RU2704688C1 - Method for development of structural oil deposit - Google Patents
Method for development of structural oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2704688C1 RU2704688C1 RU2019105929A RU2019105929A RU2704688C1 RU 2704688 C1 RU2704688 C1 RU 2704688C1 RU 2019105929 A RU2019105929 A RU 2019105929A RU 2019105929 A RU2019105929 A RU 2019105929A RU 2704688 C1 RU2704688 C1 RU 2704688C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- production
- central
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке структурных нефтяных залежей с несколькими продуктивными пропластками.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of structural oil deposits with several productive layers.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий рядное бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению, на первом этапе попарно бурят скважины нагнетательных рядов и ближайшие к ним первые ряды добывающих скважин и вводят их в эксплуатацию, на втором этапе парно бурят и вводят в эксплуатацию вторые ряды добывающих скважин, ближайшие к первым рядам добывающих скважин и на последнем этапе бурят и вводят в эксплуатацию стягивающий центральный ряд добывающих скважин, причем под нагнетание на первом этапе осваивают скважины нагнетательных рядов через одну, затем на втором этапе после отработки на нефть осваивают под нагнетание оставшиеся скважины нагнетательных рядов, а все добывающие скважины первых добывающих рядов и через одну вторых добывающих рядов подвергают гидравлическому разрыву пластов (ГРП) и на последнем этапе под нагнетание осваивают добывающие скважины образующие поперечные ряды после их отработки на нефть, причем добывающие скважины стягивающего центрального ряда бурят в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин с сокращением количества проектных скважин этого ряда в 3 раза (патент РФ №2476667, кл. Е21В 43/20, опубл. 23.06.2011).A known method of developing an oil field, including in-line drilling of vertical injection and production wells, injection of a displacing working agent through injection wells, and selection of oil through production wells. According to the invention, at the first stage, the wells of the injection rows and the first rows of production wells closest to them are put into operation and put into operation, at the second stage, the second rows of production wells are paired and put into operation, the closest to the first rows of production wells and at the last stage and the tightening central row of production wells is put into operation, and at the first stage, wells of injection rows are mastered for injection through one, then at the second stage after oil development they are mastered under the injection the remaining wells of the injection rows, and all the production wells of the first production rows and through one of the second production rows are subjected to hydraulic fracturing (Fracturing) and at the last stage, the production wells form transverse rows after being worked out for oil, and production wells of the tightening central row drilled in the form of horizontal and / or multilateral horizontal wells with a reduction in the number of design wells of this series by 3 times (RF patent No. 2476667, class ЕВВ 43/20, publ. 06/23/2011).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения по рядной системе с треугольной сеткой скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, перевод добывающих скважин в нагнетательные и наоборот. Согласно изобретению, на начальном этапе разработки, месторождение, продуктивный пласт которого представлен двумя горизонтами, делят центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами не менее чем 300 м, причем центральный разрезающий ряд размещают по линии максимальной структуры залежи, нагнетательные скважины в котором выполняют со вскрытием общим фильтром обоих горизонтов, ближайший (первый) ряд добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда не менее чем 500 м, разбуривание остальных участков пласта проводят с расстоянием между скважинами 300-400 м, после прокачки центральным рядом нагнетательных скважин 0,4-0,7 долей единиц порового объема до ближайших рядов добывающих скважин останавливают не менее чем 90% скважин центрального ряда нагнетательных скважин, после отбора нефти в целом по месторождению более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти, между центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин и ближайшим рядом добывающих, бурят уплотняющий ряд добывающих скважин, а скважины самого центрального ряда переводят в добычу по верхнему горизонту, при обводнении добывающих скважин первого ряда до 98%, их переводят под нагнетание воды (патент РФ №2554971, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 10.07.2015 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing an oil field, including drilling a field in a straight-line system with a triangular grid of wells, oil production from production wells, pumping a working agent into injection wells, transferring production wells to injection wells and vice versa. According to the invention, at the initial stage of development, the field, the reservoir of which is represented by two horizons, is divided by a central cutting row of injection wells with a distance between the wells of at least 300 m, and the central cutting row is placed along the maximum structure of the reservoir, the injection wells in which opening of both horizons with a common filter, the nearest (first) row of production wells is drilled at a distance of at least 500 m from the central row, drilling the rest formation weights are carried out with a distance between wells of 300-400 m, after pumping by the central row of injection wells 0.4-0.7 fractions of pore volume units to the nearest rows of production wells, at least 90% of the wells of the central row of injection wells are stopped, after oil is taken into more than 90% of the initial recoverable oil reserves in the field, between the central cutting row of injection wells and the closest row of producing wells, a compacting row of producing wells is drilled, and the wells of the central row odyat spoil the upper horizon, when water cut wells of the first row to about 98%, they are transferred under injection of water (RF Patent №2554971, Cl. Е21В 43/20, Е21В 43/30, publ. 07/10/2015 - prototype).
Общим недостатком известных способов является неравномерная выработка запасов нефти ввиду недостаточно оптимальной эксплуатации и, как следствие, невысокая нефтеотдача.A common disadvantage of the known methods is the uneven production of oil reserves due to insufficient optimal operation and, as a result, low oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи структурной нефтяной залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery structural oil deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки структурной нефтяной залежи, включающем подбор залежи, продуктивный пласт которой представлен несколькими пропластками, разбуривание залежи скважинами по сетке, добычу нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, перевод добывающих скважин в нагнетательные при обводнении добывающих скважин до 98%, согласно изобретению, предварительно по сейсмике выделяют поднятие, имеющую условно форму окружности, подтверждают наличие промышленных запасов нефти бурением скважины в купол поднятия, от данной центральной скважины разбуривают поднятие по треугольной или квадратной сетке и формируют залежь, вторично вскрывают в добывающих скважинах все нефтенасыщенные пропластки в чисто нефтяной и водонефтяной зонах, а в нагнетательных скважинах - в чисто водоносной зоне, после разбуривания условно формируют от центральной добывающей скважины ряды An из пробуренных скважин, где n - номер ряда, для центральной добывающей скважины n=1, причем как для треугольной, так и для квадратной сеток ряды выделяют в виде окружностей радиусом U от центральной скважины, каждая окружность проходит не менее, чем через четыре скважины, во всех скважинах в каждом пропластке плотность перфорации выполняют обратно пропорционально проницаемости пропластков, либо в добывающих скважинах устанавливают устройства контроля притока, добывающие скважины пускают в эксплуатацию, причем, забойное давление поддерживают в каждом ряду An на уровне Pn=Pmin+(Pmax-Pmin)⋅(Ln/ΣL), где Pmin - минимальное забойное давление, характерное для центральной скважины, Pmax - максимальное забойное давление, характерное для последнего ряда добывающих скважин, расположенного на расстоянии ΣL от центральной скважины, при снижении пластового давления в зоне отбора добывающей скважины до давления насыщения нефти и газом, ее переводят под закачку рабочего агента.The problem is solved in that in a method for developing a structural oil reservoir, including selecting a reservoir, the producing formation of which is represented by several interlayers, drilling the reservoir with wells in a grid, producing oil from production wells, injecting a working agent into injection wells, converting production wells into injection wells during production flooding wells up to 98%, according to the invention, preliminarily, a seismic survey identifies an uplift that has a conditionally circular shape, confirm the presence of industrial oil reserves by drilling wells into the dome of the uplift, from this central well they drill the uplift along a triangular or square grid and form a deposit, re-open all oil-saturated interlayers in production wells in a purely oil and water-oil zones, and in injection wells - in a purely aquifer zone, conditionally form from central production well a n rows of drilled wells, where n - number series to central production well n = 1, both for triangular and square grids for ranks was isolated as a of holes with a radius of U from the central well, each circle passes through at least four wells, in all wells in each interlayer the perforation density is inversely proportional to the permeability of the interlayers, or inflow control devices are installed in production wells, production wells are put into operation, and, bottom-hole pressure is maintained in each row at the level a n P n = P min + (P max -P min) ⋅ (L n / ΣL), where P min - minimum downhole pressure, which is characteristic for the center hole, P max - maximum bottomhole The pressure characteristic of the last row of production wells located at a distance from the central well ΣL, while reducing reservoir pressure in the selection area of the production well to the oil and gas saturation pressure, it is transferred under injection of working agent.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу структурной нефтяной залежи, представленной несколькими продуктивными пропластками, существенное влияние оказывает система разработки залежи и способы эксплуатации. Существующие технические решения не в полной мере позволяют наиболее полно отобрать нефть из таких залежей ввиду неоднородности пропластков и, соответственно, неравномерного продвижения фронта вытеснения. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи структурной нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a structural oil reservoir represented by several productive layers is significantly affected by the reservoir development system and operating methods. Existing technical solutions do not fully allow the most complete selection of oil from such deposits due to the heterogeneity of the layers and, accordingly, the uneven progress of the displacement front. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery structural oil deposits. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяной залежи в плане с размещением скважин. Обозначения: 1 - центральная добывающая скважина, 2 - нефтяная залежь, 3 - чисто нефтяная зона, 4 - водонефтяная зона, 5 - чисто водоносная зона, n1-n7 - ряды добывающих скважин, L1-L7 - расстояния от центральной скважины 1 до соответствующей окружности n2-n7 (радиус соответствующей окружности n2-n7).In FIG. 1 is a schematic representation of an oil reservoir in plan with the placement of wells. Designations: 1 - central production well, 2 - oil reservoir, 3 - purely oil zone, 4 - oil-water zone, 5 - purely aquifer zone, n 1 -n 7 - rows of production wells, L 1 -L 7 - distances from the central well 1 to the corresponding circle n 2 -n 7 (the radius of the corresponding circle n 2 -n 7 ).
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
По имеющейся 2Д или 3Д сейсмике выделяют поднятие, имеющую условно форму окружности, подтверждают наличие промышленных запасов нефти бурением скважины 1 в купол поднятия (фиг. 1). От данной центральной скважины 1 разбуривают поднятие по треугольной или квадратной сетке и формируют залежь 2. При бурении определяют, что продуктивный пласт представлен несколькими пропластками, а залежь является структурной и имеет водо-нефтяной контакт (ВНК).According to the existing 2D or 3D seismic, an uplift is selected, which has a conditionally circular shape, confirm the presence of industrial oil reserves by drilling a well 1 in the uplift dome (Fig. 1). From this central well 1, the uplift is drilled along a triangular or square grid and a
Добывающими скважинами вторично вскрывают все нефтенасыщенные пропластки в чисто нефтяной 3 и водонефтяной 4 зонах, а нагнетательными - в чисто водоносной 5 зоне. После разбуривания условно формируют от центральной добывающей скважины 1 ряды An из пробуренных скважин, где n - номер ряда. Для центральной добывающей скважины 1: n = 1. Как для треугольной, так и для квадратной сеток ряды выделяют в виде окружностей в количестве n радиусом Ln от центральной скважины 1. Каждая окружность n проходит не менее, чем через четыре скважины. Согласно расчетам, при прохождении окружности менее, чем через четыре скважины, она не будет параллельна остальным окружностям, что приведет к неравномерности выработки запасов.By producing wells, all oil-saturated interlayers in the purely
Во всех скважинах в каждом пропластке плотность перфорации выполняют обратно пропорционально проницаемости пропластков. Либо в добывающих скважинах устанавливают устройства контроля притока, позволяющие менять плотность перфорации напротив соответствующих пропластков. Это позволяет равномерно вырабатывать запасы нефти по пропласткам.In all wells in each layer, the perforation density is inversely proportional to the permeability of the layers. Or in production wells, inflow control devices are installed that allow changing the density of perforations opposite to the corresponding interlayers. This allows you to evenly develop oil reserves in the interlayers.
Добывающие скважины пускают в эксплуатацию, причем, забойное давление поддерживают в каждом ряду An на уровне Pn=Pmin+(Pmax-Pmin)⋅(Ln/ΣL), где Pmin - минимальное забойное давление, характерное для центральной скважины, Pmax - максимальное забойное давление, характерное для последнего ряда добывающих скважин, расположенного на расстоянии ΣL от центральной скважины. Указанная зависимость для расчета распределения забойных давлений по скважинам позволяет, согласно исследованиям, наиболее равномерно вырабатывать запасы по площади залежи.Production wells are put into operation, and bottomhole pressure is maintained in each row A n at the level of P n = P min + (P max -P min ) ⋅ (L n / ΣL), where P min is the minimum bottom hole pressure characteristic of the central wells, P max is the maximum bottomhole pressure characteristic of the last row of production wells located at a distance ΣL from the central well. The indicated dependence for calculating the distribution of bottomhole pressures for wells allows, according to research, to most evenly develop reserves over the area of the reservoir.
Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины.The working agent is pumped into injection wells.
При обводнении добывающих скважин до 98%, либо при снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин до давления насыщения нефти и газом, их переводят под закачку рабочего агента.When the watering of production wells is up to 98%, or when the reservoir pressure in the selection zone of production wells is reduced to the saturation pressure of oil and gas, they are transferred to pump the working agent.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 2.Development is carried out until the full economically viable development of the
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи структурной нефтяной залежи.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery structural oil deposits.
Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method
На лицензионном участке недр по имеющейся 2Д или 3Д сейсмике выделяют поднятие, имеющую условно форму окружности, подтверждают наличие промышленных запасов нефти бурением скважины 1 в купол поднятия (фиг. 1). От данной центральной скважины 1 разбуривают поднятие по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м и формируют залежь 2. Залежь в диаметре составляет 2300 м. При бурении определяют, что продуктивный пласт представлен двумя пропластками, а залежь является структурной и имеет ВНК. Кровля верхнего пласта залегает на глубине 1540 м. Центральная часть залежи является купольной. Эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего и нижнего горизонтов составляет 3-4 м и 5-6 м соответственно, проницаемость пластов 200-300 мД и 600-700 мД соответственно. Начальное пластовое давление у кровли верхнего пропластка - 15 МПа, давление насыщения нефти газом - 4 МПа.In the licensed subsoil section, according to the existing 2D or 3D seismic, an uplift is distinguished, which has a conditionally circular shape, confirm the presence of industrial oil reserves by drilling well 1 in the uplift dome (Fig. 1). From this central well 1, a triangular grid is drilled with a distance between the wells of 300 m and a
Добывающими скважинами вторично вскрывают все нефтенасыщенные пропластки в чисто нефтяной 3 и водонефтяной 4 зонах, а нагнетательными - в чисто водоносной 5 зоне. После разбуривания условно формируют от центральной добывающей скважины 1 семь рядов An из пробуренных скважин, где n - номер ряда. Для центральной добывающей скважины 1: n = 1. Радиус окружностей от центральной скважины 1 составляет L2=300 м, L3=430 м, L4=600 м, L5=710 м, L6=900 м, L7=1030 м. Каждая окружность n=2…7 проходит не менее, чем через четыре скважины.By producing wells, all oil-saturated interlayers in the purely
В добывающих скважинах в каждом пропластке устанавливают устройства контроля притока, позволяющие менять плотность перфорации напротив соответствующих пропластков. Плотность перфорации в устройствах контроля притока устанавливают обратно пропорционально проницаемости соответствующих пропластков.In production wells, inflow control devices are installed in each layer, which allow changing the density of perforations opposite to the corresponding layers. The perforation density in the inflow control devices is set inversely to the permeability of the respective interlayers.
Добывающие скважины пускают в эксплуатацию, причем, забойное давление поддерживают в каждом ряду Ап на уровне:Production wells are put into operation, and bottomhole pressure is maintained in each row A p at the level of:
где Pmin=P1=6,0 МПа - минимальное забойное давление, характерное для центральной скважины 1,where P min = P 1 = 6.0 MPa is the minimum bottomhole pressure characteristic of the central well 1,
Pmax=P7=13,0 МПа - максимальное забойное давление, характерное для последнего ряда добывающих скважин А7, расположенного на расстоянии ΣL=L7 от центральной скважины 1.P max = P 7 = 13.0 MPa - the maximum bottomhole pressure characteristic of the last row of production wells A 7 located at a distance ΣL = L 7 from the central well 1.
В соответствии с формулой (1) Р2=8,0 МПа, Р3=8,9 МПа, Р4=10,1 МПа, Р5=10,8 МПа, Р6=12,1 МПа.In accordance with the formula (1) P 2 = 8.0 MPa, P 3 = 8.9 MPa, P 4 = 10.1 MPa, P 5 = 10.8 MPa, P 6 = 12.1 MPa.
Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины.The working agent is pumped into injection wells.
При обводнении добывающих скважин до 98%, либо при снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин до давления насыщения нефти и газом 4 МПа, их переводят под закачку рабочего агента.When watering production wells to 98%, or when reducing reservoir pressure in the extraction zone of production wells to a saturation pressure of oil and gas of 4 MPa, they are transferred to the injection of the working agent.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 2.Development is carried out until the full economically viable development of the
В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающих скважин до 98% было добыто с залежи 1548 тыс.т нефти, КИН составил 0,560. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 1437 тыс.т нефти, КИН составил 0,520. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,040.As a result of development, which was limited by watering production wells to 98%, 1548 thousand tons of oil were extracted from the reservoir, oil recovery factor was 0.560. According to the prototype, ceteris paribus, 1437 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.520. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.040.
Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу структурной нефтяной залежи за счет выравнивания выработки запасов.The proposed method allows to increase oil recovery structural oil deposits due to the equalization of reserves.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи структурной нефтяной залежи.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery structural oil deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019105929A RU2704688C1 (en) | 2019-03-01 | 2019-03-01 | Method for development of structural oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019105929A RU2704688C1 (en) | 2019-03-01 | 2019-03-01 | Method for development of structural oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2704688C1 true RU2704688C1 (en) | 2019-10-30 |
Family
ID=68500632
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019105929A RU2704688C1 (en) | 2019-03-01 | 2019-03-01 | Method for development of structural oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2704688C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112253052A (en) * | 2020-10-20 | 2021-01-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Natural gas exploitation method and natural gas exploitation system |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3856086A (en) * | 1972-10-06 | 1974-12-24 | Texaco Inc | Miscible oil recovery process |
| SU1820657A1 (en) * | 1990-06-21 | 1995-03-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil formations of different permeability separated by impervious rocks |
| RU2194153C2 (en) * | 2001-02-05 | 2002-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть"им. В.Д.Шашина | Method of developing nonuniform oil deposit |
| RU2351752C1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs |
| RU2476667C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2554971C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil field development |
-
2019
- 2019-03-01 RU RU2019105929A patent/RU2704688C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3856086A (en) * | 1972-10-06 | 1974-12-24 | Texaco Inc | Miscible oil recovery process |
| SU1820657A1 (en) * | 1990-06-21 | 1995-03-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil formations of different permeability separated by impervious rocks |
| RU2194153C2 (en) * | 2001-02-05 | 2002-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть"им. В.Д.Шашина | Method of developing nonuniform oil deposit |
| RU2351752C1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs |
| RU2476667C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2554971C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil field development |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112253052A (en) * | 2020-10-20 | 2021-01-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Natural gas exploitation method and natural gas exploitation system |
| CN112253052B (en) * | 2020-10-20 | 2022-08-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Natural gas exploitation method and natural gas exploitation system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2374435C2 (en) | Method of multi-layered oil field development with presents of highly permeable interlayer using hydraulic fracturing | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2678337C1 (en) | Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method | |
| CN107654215B (en) | A method of coal bed gas well is transform as coal measures gas well | |
| RU2704688C1 (en) | Method for development of structural oil deposit | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| CN103628848B (en) | Multidirectional interlayer displacement in flooding oil production method and system | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2554971C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2579039C1 (en) | Method for development of low-permeability oil-gas formations | |
| RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2731973C1 (en) | Development method of oil deposits by radial well netting | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2580671C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210302 |