RU2595112C1 - Method for development of oil deposit at late stage of development - Google Patents
Method for development of oil deposit at late stage of development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2595112C1 RU2595112C1 RU2015137271/03A RU2015137271A RU2595112C1 RU 2595112 C1 RU2595112 C1 RU 2595112C1 RU 2015137271/03 A RU2015137271/03 A RU 2015137271/03A RU 2015137271 A RU2015137271 A RU 2015137271A RU 2595112 C1 RU2595112 C1 RU 2595112C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- reserves
- development
- production
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of oil deposits at a late stage of development.
Известен способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором (патент RU №2527949, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.2014, бюл. №25), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Для разработки выбирают залежь или участок залежи с пластовым давлением не ниже начального, обводненностью 60% более, извлекаемыми запасами не менее 40 тыс. т. Затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с толщиной по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинного насосного оборудования на больший типоразмер. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с толщиной по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.A known method of developing an oil reservoir with a clay reservoir (patent RU No. 2527949, IPC ЕВВ 43/16, publ. 09/10/2014, bull. No. 25), including the injection of a working agent through injection wells and selection of reservoir products through production wells. For development, choose a reservoir or a plot of reservoir with reservoir pressure not lower than the initial one, water cut of 60% or more, recoverable reserves of at least 40 thousand tons. Then, a retrospective analysis of the change in the dynamics of reservoir and bottomhole pressures is carried out in this section and the least developed section with the content clay fraction from 2.5% or more. After the analysis, several design points for drilling vertical injection wells are replaced with one injection well with a horizontal end. A horizontal wellbore is placed in the formation with a strike width of at least 3 m. The wellbore is wired at the boundary of the transition of the reservoir rock from clayey sandstone to siltstone. After commissioning a horizontal injection well, fluid is injected into the formation with constant monitoring of changes in the operating mode of the surrounding producing wells by measuring bottomhole pressure and water cut of the product. After the increase in bottomhole pressure sufficient to intensify the selection of products, work is carried out to optimize the deep pumping equipment for a larger standard size. After the analysis, several design points for drilling vertical production wells are replaced with one production well with a horizontal end. A horizontal wellbore is placed in the formation with a strike width of at least 3 m. The wellbore is wired at the boundary of the transition of the reservoir rock from clayey sandstone to siltstone. After commissioning a horizontal production well, fluid is taken from the reservoir with constant monitoring of changes in the operating mode of the surrounding production wells by measuring bottomhole pressure and water cut of the product. After lowering the bottomhole pressure by 10% below the saturation pressure, work is carried out to increase injection through the impacting injection wells.
Недостатком известного способа является то, что не определяют области дренирования добывающих скважин, не выделяют границы зон с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, разработка залежи ведется с бурением новых горизонтальных скважин большой длины, каждая из которых замещает несколько проектных точек бурения вертикальных скважин, что ведет к увеличению материальных затрат на строительство скважин. В способе не предусматривается вариант одновременной выработки остаточных запасов из зон, расположенных в нескольких пластах.The disadvantage of this method is that they do not determine the drainage areas of production wells, do not distinguish the boundaries of zones with residual oil reserves in the interwell space, the development of the deposit is carried out with the drilling of new horizontal wells of large length, each of which replaces several design points for drilling vertical wells, which leads to to increase material costs for well construction. The method does not provide for the option of simultaneously developing residual reserves from zones located in several layers.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2208137, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2003), включающий разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме. Закачивают воду и добывают нефть. Согласно изобретению на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта. Бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта. Горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин. Остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды.The closest in technical essence to the proposed is a method of developing an oil field (patent RU No. 2208137, IPC ЕВВ 43/16, publ. 07/10/2003), including drilling vertical and horizontal wells according to a certain pattern. They pump water and produce oil. According to the invention, at the late stage of development, with high water cut of the produced oil, the centers of accumulation of residual oil reserves in the near-bed part of the formation are determined. Additional horizontal wells or horizontal lateral shafts are drilled from production wells between vertical production and injection wells in the near-side part of the formation. The horizontal part of the wells or shafts is placed perpendicular to the flow lines of formation fluids and at a distance of 60-80% of the distance from injection to vertical production wells. Residual oil reserves are injected into development during depressions, which allow the exploitation of horizontal wells or horizontal sidetracks without pulling the bottom water cones.
Недостатком известного способа является то, что не определяют области дренирования добывающих скважин и не выделяют границы зон с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, что усложняет попадание горизонтальных стволов в такие зоны. Согласно способу горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов, на фиксированном расстоянии от ближайших добывающих и нагнетательных скважин, что также снижает вероятность попадания горизонтального ствола в зону с рентабельными остаточными запасами нефти. В способе не предусматривается вариант одновременной выработки остаточных запасов из зон, расположенных в нескольких пластах.The disadvantage of this method is that they do not determine the drainage area of producing wells and do not distinguish the boundaries of zones with residual oil reserves in the interwell space, which complicates the penetration of horizontal shafts into such zones. According to the method, the horizontal part of the wells or shafts is arranged perpendicular to the flow lines of formation fluids at a fixed distance from the nearest production and injection wells, which also reduces the likelihood of a horizontal well entering a zone with cost-effective residual oil reserves. The method does not provide for the option of simultaneously developing residual reserves from zones located in several layers.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки за счет вовлечения в разработку зон с остаточными запасами нефти в низкопродуктивных коллекторах в результате проведения геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна, определения области дренирования добывающих скважин, а также обеспечение равномерным охватом пласта заводнением и снижением материальных затрат на строительство скважин за счет бурения добывающих боковых, боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренного фонда скважин.The technical task of the proposed method is to increase oil recovery and development efficiency of oil deposits at a late stage of development by involving in the development of zones with residual oil reserves in low-productivity reservoirs as a result of geophysical studies of wells, laboratory core tests, determining the area of drainage of producing wells, as well as ensuring uniform coverage of the formation by water flooding and reduction of material costs for well construction due to drilling of producing wells fettered, lateral horizontal shafts from a previously drilled well stock.
Технический результат достигается способом разработки, включающим определение остаточных запасов нефти в межскважинном пространстве, бурение дополнительных добывающих боковых и боковых горизонтальных стволов, вскрытие остаточных нефтенасыщенных интервалов, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.The technical result is achieved by the development method, including determining the residual oil reserves in the interwell space, drilling additional producing lateral and lateral horizontal shafts, opening the residual oil-saturated intervals, pumping the displacing agent through injection wells and selecting products through production wells.
Новым является то, что выбирают заводненную нефтяную залежь, из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти, с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м, по результатам геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна выделяют зоны с низкопродуктивными породами, вскрытые соседними скважинами, определяют области дренирования добывающих скважин для определения границы зоны с остаточными рентабельными запасами нефти в межскважинном пространстве, в направлении которых из близлежащих добывающих скважин с наименьшей выработкой запасов бурят дополнительные добывающие боковые и боковые горизонтальные стволы, причем длина боковых и боковых горизонтальных стволов не превышает расстояния между соседними скважинами.New is that a waterflood oil reservoir is selected from which ≥80% of recoverable oil reserves with oil-saturated thicknesses ≥2 m are selected, according to the results of geophysical studies of wells, laboratory core tests, zones with low-productive rocks discovered by neighboring wells are identified, the drainage areas of producing wells to determine the boundary of the zone with residual cost-effective oil reserves in the interwell space, in the direction of which from nearby producing wells with the lowest production Additional producing lateral and lateral horizontal shafts are drilled by reserves, and the length of the lateral and lateral horizontal shafts does not exceed the distance between neighboring wells.
Новым является также то, что при наличии в разрезе соседних скважин более одного нефтенасыщенного пласта, в каждом из которых установлена зона с остаточными рентабельными запасами нефти, бурят боковой ствол со вскрытием всех этих зон.Also new is the fact that if there are more than one oil-saturated formation in the section of neighboring wells, in each of which a zone with residual profitable oil reserves is established, a sidetrack is drilled with the opening of all these zones.
На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяной залежи (вид сверху) на участке залежи. На фиг. 2 изображен разрез А-А по фиг. 1.In FIG. 1 presents a diagram of the implementation of the proposed method for the development of oil deposits (top view) on the site deposits. In FIG. 2 shows a section AA in FIG. one.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.
Выбирают заводненную нефтяную залежь 1 (фиг. 1), из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти, с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м. По результатам геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна уточняют геологическое строение залежи 1, строят структурные карты, карты эффективных нефтенасыщенных толщин по пластам, проводят лабораторные исследования керна. Определяют пористость, нефтенасыщенность, проницаемость, глинистость пород пласта, распространение нефтенасыщенных толщин по площади залежи (не показаны).Select a water-filled oil reservoir 1 (Fig. 1), from which ≥80% of recoverable oil reserves with oil-saturated thicknesses ≥2 m were selected. Based on the results of geophysical studies of wells and laboratory core tests, the geological structure of reservoir 1 is determined, structural maps are constructed, and maps of effective oil-saturated thicknesses along the strata; laboratory core tests are performed. Determine the porosity, oil saturation, permeability, clay content of the formation rocks, the distribution of oil-saturated thicknesses over the area of the reservoir (not shown).
Выделяют участок заводненной нефтяной залежи 1 с низкопродуктивными породами (проницаемость ≤0,1 мкм2 и глинистость ≥2,0%), вскрытый соседними скважинами 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8.A section of a water-flooded oil reservoir 1 with low productivity rocks (permeability ≤0.1 μm 2 and clay content ≥2.0%), discovered by neighboring
Определяют области дренирования 9 добывающих скважин 4, 5, 6, 7, 8 для определения границы зоны 10 (фиг. 1, 2) с остаточными рентабельными запасами нефти в межскважинном пространстве, для чего проводят анализ работы скважин 4, 5, 6, 7, 8 (фиг. 1).The drainage areas of 9
Используя формулу подсчета запасов нефти объемным методом (1), определяют площадь (2) дренирования добывающих скважин 4, 5, 6, 7, 8:Using the formula for calculating oil reserves by the volumetric method (1), determine the area (2) of drainage of producing
где S - площадь;where S is the area;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта;h is the effective oil saturated formation thickness;
Кп - коэффициент открытой пористости;Kp - coefficient of open porosity;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности;Кн - oil saturation coefficient;
p - плотность нефти при стандартных условиях;p is the oil density under standard conditions;
- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; - conversion factor taking into account oil shrinkage;
Кин - коэффициент извлечения нефти.Kin is the oil recovery factor.
Вместо извлекаемых запасов нефти Qизв в формуле (2) используют накопленный отбор нефти Qн по каждой добывающей скважине 4, 5, 6, 7, 8 на участке залежи 1, вскрывшей низкопродуктивные коллекторы:Instead of the recoverable oil reserves, Qizv in the formula (2), the accumulated oil selection Qн is used for each production well 4, 5, 6, 7, 8 in the area of reservoir 1, which revealed low-productivity reservoirs:
Затем, используя формулу для расчета площади круга S, определяют радиус R дренирования каждой добывающей скважины 4, 5, 6, 7, 8:Then, using the formula for calculating the area of the circle S, determine the radius R of the drainage of each producing well 4, 5, 6, 7, 8:
где π=3,14.where π = 3.14.
На карту эффективных нефтенасыщенных толщин около каждой добывающей скважины 4, 5, 6, 7, 8 наносят круги 9, площадь каждого из которых равна площади зоны дренирования этой скважины 4, 5, 6, 7, 8. Выделяют границы 10 зоны с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, которые расположены между зонами дренирования 9 скважин 4, 5, 6, 7, 8 (фиг. 1). Производят подсчет остаточных запасов нефти в этой зоне 10 по формуле (1).On the map of effective oil-saturated thicknesses near each producing well 4, 5, 6, 7, 8,
Затем в направлении зоны 10 с остаточными рентабельными запасами нефти бурят дополнительные добывающие боковые 11 (фиг. 2) и боковые горизонтальные 12 (фиг. 1) стволы из скважины с наименьшей выработкой запасов, т.е. из добывающей скважины 7 с меньшим радиусом дренирования, причем длина боковых 11 и боковых горизонтальных стволов 12 не превышает расстояния между соседними скважинами 4, 5, 6, 7, 8.Then, in the direction of
При наличии в разрезе соседних скважин 4, 5, 6, 7, 8 более одного нефтенасыщенного пласта 14, 15 (фиг. 2), в каждом из которых установлена зона 10, 13 (фиг. 2) с остаточными рентабельными запасами нефти, бурят боковой ствол 11 со вскрытием всех этих зон 10, 13.If there are more than one oil-
Пример конкретного выполненияConcrete example
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка заводненной нефтяной залежи 1 (фиг. 1), характерного для пластовых залежей пашийского горизонта. Выбрали заводненную нефтяную залежь 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами 5,5 м. Провели геофизические исследования скважин, лабораторные исследования керна и определили коллекторские свойства пласта: пористость равна 19,2%, проницаемость - 0,096 мкм2, нефтенасыщенность - 86%, глинистость - 2,3%.The implementation of this method, we consider the example of a section of water-flooded oil reservoir 1 (Fig. 1), characteristic of reservoir deposits of the Pashian horizon. We chose a water-filled oil reservoir 1 with an effective oil-saturated thickness of 5.5 m. We performed geophysical studies of wells, laboratory tests of the core and determined the reservoir properties: reservoir porosity is 19.2%, permeability is 0.096 μm 2 , oil saturation is 86%, clay is 2, 3%
Выделили участок заводненной нефтяной залежи 1 с низкопродуктивными породами, вскрытый скважинами 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8. Скважины 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 пробурены на расстоянии 350 м друг от друга. По каждой добывающей скважине 4, 5, 6, 7, 8 определили накопленную добычу нефти Qн с начала разработки участка залежи 1: в скважине 4 она составила 84 тыс. т, в скважине 5-30 тыс. т, в скважине 6-41 тыс. т, в скважине 7-17 тыс. т, в скважине 8-25 тыс. т. Обводненность добываемой продукции на участке залежи достигла 94%.A section of water-flooded oil reservoir 1 with low-productive rocks, discovered by
Рассчитали по формуле (2) радиусы дренирования 9 скважин 4, 5, 6, 7, 8 и нанесли круги на карту нефтенасыщенных толщин (не показаны). Выделили границы зоны 10 с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве. По формуле (1) посчитали извлекаемые запасы нефти. Они составили 26 тыс. т. Из скважины 7, имеющей наименьший накопленный отбор нефти, пробурили боковой горизонтальный ствол 12 длиной 180 м в направлении скважины 6.The drainage radii of 9
Дебит нефти из бокового горизонтального ствола 12 составил 10,4 т/сут, начальная обводненность добываемой продукции - 32,0%. Дополнительная добыча нефти за год эксплуатации бокового горизонтального ствола 12 составила 3,5 тыс. т.The oil production rate from the lateral
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет повысить нефтеотдачу обводненных пластов за счет вовлечения в разработку зон с остаточными запасами нефти в низкопродуктивных коллекторах в результате проведения геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна, определения области дренирования добывающих скважин. Способ позволяет также обеспечить равномерный охват пласта заводнением и снизить материальные затраты на строительство скважин за счет бурения добывающих боковых, боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренного фонда скважин.The proposed method for the development of oil deposits allows to increase oil recovery in flooded formations by involving in the development of zones with residual oil reserves in low-productive reservoirs as a result of geophysical studies of wells, laboratory tests of the core, and determination of the drainage area of producing wells. The method also allows to ensure uniform coverage of the formation by water flooding and reduce material costs for well construction by drilling producing lateral, lateral horizontal shafts from a previously drilled well stock.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015137271/03A RU2595112C1 (en) | 2015-09-01 | 2015-09-01 | Method for development of oil deposit at late stage of development |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015137271/03A RU2595112C1 (en) | 2015-09-01 | 2015-09-01 | Method for development of oil deposit at late stage of development |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2595112C1 true RU2595112C1 (en) | 2016-08-20 |
Family
ID=56697513
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015137271/03A RU2595112C1 (en) | 2015-09-01 | 2015-09-01 | Method for development of oil deposit at late stage of development |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2595112C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2747200C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-04-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Карбон-Ойл" | Method of oil reservoir development |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5133410A (en) * | 1989-12-29 | 1992-07-28 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for stimulating production of a subterranean zone of injection of a fluid from a neighboring zone via fracture made from a deflected drain drilled in an intermediate layer separating the zones |
RU2172395C2 (en) * | 1999-08-10 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of development of oil deposit |
RU2208137C1 (en) * | 2001-10-25 | 2003-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
RU2260686C1 (en) * | 2004-11-10 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
RU2278250C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)" | Oil field development |
RU2291955C1 (en) * | 2005-07-11 | 2007-01-20 | Олег Леонидович Кузнецов | Method for extraction of oil deposit |
RU2455471C1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-10 | Владимир Анатольевич Иванов | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development |
-
2015
- 2015-09-01 RU RU2015137271/03A patent/RU2595112C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5133410A (en) * | 1989-12-29 | 1992-07-28 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for stimulating production of a subterranean zone of injection of a fluid from a neighboring zone via fracture made from a deflected drain drilled in an intermediate layer separating the zones |
RU2172395C2 (en) * | 1999-08-10 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of development of oil deposit |
RU2208137C1 (en) * | 2001-10-25 | 2003-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
RU2260686C1 (en) * | 2004-11-10 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
RU2278250C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)" | Oil field development |
RU2291955C1 (en) * | 2005-07-11 | 2007-01-20 | Олег Леонидович Кузнецов | Method for extraction of oil deposit |
RU2455471C1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-10 | Владимир Анатольевич Иванов | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2747200C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-04-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Карбон-Ойл" | Method of oil reservoir development |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11808121B2 (en) | Methods and systems to control flow and heat transfer between subsurface wellbores connected hydraulically by fractures | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
RU2375562C2 (en) | Method of oil field development | |
RU2336414C1 (en) | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense | |
RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2645054C1 (en) | Well completion method | |
RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
RU2546704C1 (en) | Less explored oil deposit development method | |
RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development |