RU2715114C1 - Oil deposit development method - Google Patents

Oil deposit development method Download PDF

Info

Publication number
RU2715114C1
RU2715114C1 RU2019137878A RU2019137878A RU2715114C1 RU 2715114 C1 RU2715114 C1 RU 2715114C1 RU 2019137878 A RU2019137878 A RU 2019137878A RU 2019137878 A RU2019137878 A RU 2019137878A RU 2715114 C1 RU2715114 C1 RU 2715114C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
injection
wells
production
sections
selection
Prior art date
Application number
RU2019137878A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Нафис Анасович Назимов
Тимур Нафисович Назимов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019137878A priority Critical patent/RU2715114C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2715114C1 publication Critical patent/RU2715114C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, namely, to development of oil reservoirs using production and injection wells. Method includes construction of at least two horizontal and/or inclined wells, each of which is equipped with forcing and producing sections located at distance excluding hydrodynamic connection, and separated by through packer. Injection and production sections are built parallel in plan within one reservoir of deposit for nearby wells with provision of hydrodynamic connection, injection of displacement agent into pressure section and extraction of products from production section of each well. Wells are constructed without changing the azimuth angle along the whole length. Injection and extraction sections are subjected to secondary opening taking into account injection and withdrawal points, respectively, providing for uniform distribution of flooding front and withdrawal by increase of total area of perforated holes in direct dependence on distance of working fluid injection point and formation product extraction point accordingly.
EFFECT: simplification of well construction.
3 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to technologies for the development of oil reservoirs using production and injection wells.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU № 2527429, МПК E21B 43/20, Е21B 43/30, E21B 43/11, опубл. 27.08.2014 в Бюл. № 24), включающий бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, причем горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи, причем вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой, плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка, на начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин, после чего переходят на закачку пластовой или сточной воды, при этом плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из соотношения:A method of developing an oil deposit by horizontal wells (patent RU No. 2527429, IPC E21B 43/20, E21B 43/30, E21B 43/11, published on 08.27.2014 in Bull. No. 24), including drilling and arrangement of perpendicularly located production and injection horizontal wells intersecting structurally, the location of horizontal injection wells is lower in structural terms than horizontal wells of production wells, perforation of wells in a productive part with different densities, pumping a working agent into injection wells and selecting production through production wells, with horizontal shafts parallel to the length and width of the reservoir, with the entrance to the reservoir of production wells being placed along one side of the reservoir, and the entrance of injection wells along the other perpendicular to the first, the density of perforations in each of the sections of horizontal wells, formed by the intersection in the structural plan of production and injection wells, perform the minimum at the intersection points and increase to the center of each section, initially m development stage, fresh water or water with a concentration of suspended solids of at least 50 mg / l is injected to reduce water cut in the wells, and then they are transferred to the injection of produced or waste water, and the perforation density at the intersection points is increased to the center of each section based on the ratio :

Figure 00000001
Figure 00000001

где C1, C2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;where C 1 , C 2 , C n are the hydrodynamic perfection coefficients of the well according to the nature of opening along the horizontal wellbore;

R1, R2, Rn - минимальное расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, м;R 1 , R 2 , R n - the minimum distance from the perforated interval to the horizontal well of the neighboring well, m;

k1, k2, kn - проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации, м2;k 1 , k 2 , k n - the permeability of the reservoir in the corresponding interval of perforation, m 2 ;

rc - радиус скважины, м.r c - well radius, m

Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие материальные затраты, связанные с необходимостью строительства дополнительных нагнетательных горизонтальных скважин, высокая вероятность неоднородности распределения фронта заведения при закачке, что приводит к быстрому обводнению продукции при отборе, так как перфорация (вторичное вскрытие) горизонтальных скважин ведется без учета расположения точек нагнетания и отбора.The disadvantages of this method are the complexity of the implementation and the large material costs associated with the need to build additional horizontal injection wells, a high probability of heterogeneity of the distribution of the front of the facility during injection, which leads to rapid watering of the products during the selection, since the perforation (secondary opening) of horizontal wells is ignored locations of discharge and selection points.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2646902, МПК E21B 43/20, Е21B 43/24, E21B 7/04, опубл. 12.03.2018 в Бюл. № 8), заключающийся в закачке в пласт вытесняющего агента через горизонтальный участок многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из перфорированного участка этой же скважины, расположенного горизонтально и параллельно зоне закачки агента, причем по длине полосообразного элемента (ПЭ) нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта между участками закачки агента и отбора нефти каждой скважины были расположены еще два участка двух соседних многофункциональных скважин: ближе к участку отбора нефти скважины располагают участок закачки агента соседней скважины с левой стороны, а ближе к участку закачки агента рассматриваемой скважины располагают участок отбора нефти второй соседней скважины с правой стороны по длине ПЭ или выбранного направления, причем рассматриваемые горизонтальные участки всех скважин расположены между собой параллельно на одинаковом расстоянии друг от друга и поперек длины полосообразного элемента, а разработка нефтяной залежи осуществляется путем деления залежи на полосообразные элементы по всей своей площади, каждый из которых разрабатывается с помощью системы многофункциональных скважин, расположенных в границах ПЭ по вышеописанному принципу.The closest in technical essence is the method of developing a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2646902, IPC E21B 43/20, E21B 43/24, E21B 7/04, published on March 12, 2018, Bull. No. 8), which consists in injection into the reservoir the displacing agent through the horizontal section of the multifunctional well and the selection of reservoir oil from the perforated section of the same well located horizontally and parallel to the agent injection zone, and multifunctional wells are located along the length of the strip-like element (PE) of the oil reservoir or the selected direction of the reservoir sequentially one after another so that in the zone of the reservoir between the injection sites of the agent and oil selection of each well, two more sections of two adjacent multifunctional wells are located: closer to the site of oil extraction of the well, the injection site of the agent of the neighboring well is located on the left side, and closer to the site the agent’s injections of the well in question have an oil extraction section of a second neighboring well on the right side along the length of the PE or the selected direction, and the horizontal sections of all wells under consideration are located parallel to each other at the same distance from each other and across the length of the strip-like element, and the development of the oil reservoir is carried out by dividing the reservoir into strip-like elements over its entire area, each of which is developed using a system of multifunctional wells located within the boundaries of PE according to the above principle.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие материальные затраты, связанные с необходимостью строительства сложно структурированных скважин высокая вероятность неоднородности распределения фронта заводнения при закачке, что приводит к быстрому обводнению продукции при отборе, так как перфорация (вторичное вскрытие) горизонтальных скважин ведется без учета расположения точек нагнетания и отбора.The disadvantages of this method are the difficulty of implementation and the large material costs associated with the need to build complexly structured wells, a high probability of heterogeneity of the distribution of the waterflood front during injection, which leads to rapid watering of the products during selection, since the perforation (secondary opening) of horizontal wells is carried out without taking into account the location of points injection and selection.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи, позволяющего упростить и удешевить строительство скважин за счет использования однонаправленных по азимуту, горизонтальных и/или наклонных нагнетательно-добывающих скважин, обеспечивающих также равномерный фронт вытеснения и отбора продукции за счет специального вторичного вскрытия скважин с учетом расположения точек нагнетания и отбора соответственно.The technical task of the invention is the creation of a method of developing an oil reservoir, which allows to simplify and reduce the cost of well construction through the use of unidirectional azimuth, horizontal and / or deviated injection and production wells, which also provide a uniform displacement and production front due to special secondary opening of wells, taking into account the location of the discharge and selection points, respectively.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим строительство как минимум двух горизонтальных и/или наклонных скважин, каждая из которых снабжена нагнетательным и добывающим участками, расположенными на расстоянии, исключающим гидродинамическую связь и разделенными проходным пакером, причем нагнетательные и добывающие участки строят параллельными в плане в пределах одного пласта залежи для близлежащих скважин с обеспечением гидродинамической связи, нагнетание вытесняющего агента в в нагнетательный участок и отбор продукции из добывающего участка каждой скважины.The technical problem is solved by the method of developing an oil deposit, including the construction of at least two horizontal and / or deviated wells, each of which is equipped with injection and production sections located at a distance that excludes hydrodynamic coupling and separated by a through packer, and the injection and production sections are built parallel in plan within one layer of a reservoir for nearby wells, providing hydrodynamic communication, injection of a displacing agent into injection reservoir stock and selection of products from the producing section of each well.

Новым является то, что скважины строят без изменения азимутного угла по всей длине с последующим вторичным вскрытием нагнетательных и добывающих участков с учетом точек нагнетания и отбора соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно.New is that wells are built without changing the azimuth angle along the entire length, followed by the secondary opening of the injection and production sections, taking into account the injection and selection points, respectively, providing for uniform distribution of the waterflooding front and selection by increasing the total area of perforation holes in direct proportion to the distance of the injection point working agent and formation production point, respectively.

Новым является также то, что предварительно изучают преобладающее направление миграции продукции в пласте, горизонтальные и/или наклонные скважины строят под углом 90°±30° к этому направлению.It is also new that the prevailing direction of product migration in the formation is preliminarily studied, horizontal and / or deviated wells are built at an angle of 90 ° ± 30 ° to this direction.

Новым является также то, что наклонные скважины строят так, чтобы зенитный угол ни на одном из участков не был равен 90°.Also new is the fact that deviated wells are built so that the zenith angle in any of the sections is not equal to 90 °.

На чертеже изображена схема реализации способа (вид сверху - в плане, без вертикальных стволов скважин). Конструктивные элементы и технологические решения, не влияющие на работоспособность способа, на чертеже не показаны.The drawing shows a diagram of the implementation of the method (top view - in plan, without vertical wellbores). Structural elements and technological solutions that do not affect the operability of the method are not shown in the drawing.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий строительство как минимум двух горизонтальных и/или наклонных скважин 1 и 2 без изменения азимутного угла по всей их длине. Строительство горизонтальных и/или наклонных скважин 1 и 2 без изменения азимутного угла по всей их длине позволяет значительно упростить и удешевить эти работы, так как при бурении не требуется смена компоновки бурового инструмента для изменения азимута (не показаны), что связано с постоянным извлечением и спуском его в скважину после смены компоновки (на месторождениях Татарстана в среднем удешевление составило 11% при строительстве). Каждая скважина 1 и 2 снабжена нагнетательным 3 и добывающим 4 участками, расположенными на расстоянии L, исключающем гидродинамическую связь, и разделенными проходным пакером 5. причем нагнетательные и добывающие участки строят параллельными в плане в пределах одного пласта 6 залежи для близлежащих скважин 2 или 1 на расстоянии H, обеспечивающим гидродинамическую связь между ними. Осуществляют вторичное вскрытие нагнетательных 3 и добывающих 4 участков каждой скважины 1 и 2 с учетом точек нагнетания 7 и отбора 8 соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади перфорационных отверстий 9 в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания 7 рабочего агента и точки отбора 8 продукции пласта 6 соответственно. На виды кумулятивных перфораторов (см патенты RU на ПМ № 70929, ИЗ № 2656262 и т.п.) и гидромеханических перфораторов (см патенты RU на ПМ №№ 142116, 178557 и т.п.) авторы не претендуют. Для подбора суммарной площади перфорационных отверстий 9 с учетом проницаемости по длине наклонного или горизонтального ствола скважин 1 и 2 определяют гидродинамические потери по их длине (см. Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований: автореферат дис. … кандидата технических наук: 25.00.17 / Назимов Нафис Анасович; [Место защиты: Татар. науч.-исслед. и проек. ин-т нефти]. - Бугульма, 2007. - 26 с.). Нагнетание вытесняющего агента в нагнетательный участок 3 и отбор продукции из добывающего участка 3 каждой скважины 1 и 2. Вторичное вскрытие нагнетательных 3 и добывающих 4 участков каждой скважины 1 и 2 с увеличением суммарной площади перфорационных отверстий 9 в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания 7 рабочего агента и точки отбора 8 продукции пласта 6 соответственно обеспечивает равномерное распределение фронтов заводнения и отбора, что увеличивает охват продуктивных зон пласта 6 и, как следствие повышает коэффициент извлечения нефти (КИН) этого пласта 6 нефтяной залежи (на месторождениях Татарстана в среднем КИН повысился на 3 – 5 %).A method of developing an oil deposit, comprising the construction of at least two horizontal and / or deviated wells 1 and 2 without changing the azimuth angle along their entire length. The construction of horizontal and / or inclined wells 1 and 2 without changing the azimuth angle along their entire length makes it possible to significantly simplify and reduce the cost of these operations, since drilling does not require a change in the layout of the drilling tool to change the azimuth (not shown), which is associated with constant extraction and by running it into the well after a change of layout (on average in the fields of Tatarstan, the cost reduction amounted to 11% during construction). Each well 1 and 2 is equipped with an injection 3 and production 4 sections located at a distance L, excluding hydrodynamic connection, and separated by a flow packer 5. moreover, injection and production sections are built parallel in plan within the same layer 6 of the reservoir for nearby wells 2 or 1 on distance H, providing a hydrodynamic connection between them. A secondary opening of injection 3 and producing 4 sections of each well 1 and 2 is carried out taking into account injection points 7 and selection 8, respectively, providing for uniform distribution of the waterflooding front and selection by increasing the total area of perforation holes 9 in direct proportion to the distance of the injection point 7 of the working agent and the point selection of 8 formation products 6, respectively. For types of cumulative perforators (see RU patents for PM No. 70929, IZ No. 2656262, etc.) and hydromechanical perforators (see RU patents for PM No. 142116, 178557, etc.), the authors do not claim. To select the total area of perforations 9 taking into account permeability along the length of an inclined or horizontal wellbore 1 and 2, hydrodynamic losses are determined along their length (see. Features of the nature of fluid flow in horizontal wells according to depth studies: abstract of dissertation ... candidate of technical sciences: 25.00 .17 / Nazimov Nafis Anasovich; [Place of defense: Tatar. Scientific research and project. Institute of oil]. - Bugulma, 2007. - 26 p.). Injecting a displacing agent into injection section 3 and taking products from the producing section 3 of each well 1 and 2. Secondary opening of the injecting 3 and producing 4 sections of each well 1 and 2 with an increase in the total area of perforation holes 9 in direct proportion to the distance of the injection point 7 of the working agent and points of selection 8 of the products of the formation 6, respectively, provides a uniform distribution of the fronts of water flooding and selection, which increases the coverage of the productive zones of the formation 6 and, as a result, increases the recovery factor cheniya oil (ORF) 6 of the reservoir oil reservoir (in Tatarstan average recovery factor increased by 3 - 5%).

В случаях реализации способа трещиноватых коллекторах, в которых прослеживается явная неравномерность миграции продукции (пластового флюида), геофизическими методами предварительно изучают преобладающее направление 10 миграции продукции в пласте 6 (авторы на это не претендуют), горизонтальные и/или наклонные скважины 1 и 2 строят под углом α = 90°±30° к этому направлению 10. Это позволяет сократить расстояние L между участками 3 и 4 и увеличить расстояние H между параллельными в плане скважинами 1 и 2, что позволяет с меньшими затратами охватить большую площадь пласта 6 залежи (на месторождениях Татарстана в среднем экономия составила 14%). In cases where the fractured reservoir method is implemented, in which there is a clear unevenness of production migration (reservoir fluid), the prevailing direction of production migration 10 in reservoir 6 is preliminarily studied using geophysical methods (the authors do not claim this), horizontal and / or deviated wells 1 and 2 are built under angle α = 90 ° ± 30 ° to this direction 10. This allows to reduce the distance L between sections 3 and 4 and to increase the distance H between parallel planes 1 and 2, which allows to cover with less cost a large area of the reservoir is 6 deposits (on average, savings in the fields of Tatarstan amounted to 14%).

При строительстве скважин 1 и 2 длиной 500 м и более возможно возникновение гидрозатворов по длине, что резко снижает эффективность реализации способа. Для исключения чередующихся восходящих и нисходящих участков скважин 1 и 2, приводящее к образованию гидрозатворов по длине из-за выделяющегося газа из продукции, наклонные скважины 1 и 2 строят так, чтобы зенитный угол ни на одном из участков не был равен 90° (на чертеже не показано).During the construction of wells 1 and 2 with a length of 500 m or more, the occurrence of hydraulic locks in length is possible, which sharply reduces the efficiency of the method. To exclude alternating ascending and descending sections of wells 1 and 2, leading to the formation of hydraulic locks along the length due to the gas released from the production, inclined wells 1 and 2 are constructed so that the zenith angle in none of the sections is 90 ° (in the drawing not shown).

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет упростить и удешевить строительство скважин за счет использования однонаправленных по азимуту, горизонтальных и/или наклонно направленных нагнетательно-добывающих скважин, обеспечивающих также равномерный фронт вытеснения и отбора продукции за счет специального вторичного вскрытия скважин с учетом расположения точек нагнетания и отбора соответственно.The proposed method of developing an oil field allows us to simplify and reduce the cost of well construction by using unidirectional azimuth, horizontal and / or directional injection wells, which also provide a uniform displacement and production front due to special secondary opening of wells, taking into account the location of injection and selection points respectively.

Claims (3)

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий строительство как минимум двух горизонтальных и/или наклонных скважин, каждая из которых снабжена нагнетательным и добывающим участками, расположенными на расстоянии, исключающем гидродинамическую связь, и разделенными проходным пакером, причем нагнетательные и добывающие участки строят параллельными в плане в пределах одного пласта залежи для близлежащих скважин с обеспечением гидродинамической связи, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательный участок и отбор продукции из добывающего участка каждой скважины, отличающийся тем, что скважины строят без изменения азимутного угла по всей длине с последующим вторичным вскрытием нагнетательных и добывающих участков с учетом точек нагнетания и отбора соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно.1. A method of developing an oil deposit, including the construction of at least two horizontal and / or deviated wells, each of which is equipped with injection and production sections located at a distance that excludes hydrodynamic connection, and separated by a through packer, and the injection and production sections are built parallel in plan within one layer of the reservoir for nearby wells, providing hydrodynamic communication, injection of the displacing agent into the injection section and selection of products from production each well, characterized in that the wells are built without changing the azimuth angle along the entire length, followed by the secondary opening of the injection and producing sections, taking into account the injection and selection points, respectively, providing for a uniform distribution of the waterflooding front and selection by increasing the total area of perforation holes in direct proportion from the remoteness of the injection point of the working agent and the point of selection of formation products, respectively. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительно изучают преобладающее направление миграции продукции в пласте, горизонтальные и/или наклонные скважины строят под углом 90°±30° к этому направлению.2. The method according to claim 1, characterized in that the prevailing direction of product migration in the formation is preliminarily studied, horizontal and / or deviated wells are built at an angle of 90 ° ± 30 ° to this direction. 3. Способ по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что наклонные скважины строят так, чтобы зенитный угол ни на одном из участков не был равен 90°.3. The method according to one of paragraphs. 1 or 2, characterized in that the deviated wells are constructed so that the zenith angle in any of the sections is not equal to 90 °.
RU2019137878A 2019-11-25 2019-11-25 Oil deposit development method RU2715114C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019137878A RU2715114C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Oil deposit development method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019137878A RU2715114C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Oil deposit development method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2715114C1 true RU2715114C1 (en) 2020-02-25

Family

ID=69630946

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019137878A RU2715114C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Oil deposit development method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2715114C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4265485A (en) * 1979-01-14 1981-05-05 Boxerman Arkady A Thermal-mine oil production method
US4410216A (en) * 1979-12-31 1983-10-18 Heavy Oil Process, Inc. Method for recovering high viscosity oils
CA2647088A1 (en) * 2008-12-18 2010-06-18 Zhong Chen Horizontal to horizontal thermal exploitation design
RU2527429C1 (en) * 2013-10-04 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2613713C1 (en) * 2016-03-31 2017-03-21 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method of oil-bearing bed development
RU2646902C1 (en) * 2017-03-24 2018-03-12 Александр Иосифович Пономарев Method for development of high-viscosity oil deposit

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4265485A (en) * 1979-01-14 1981-05-05 Boxerman Arkady A Thermal-mine oil production method
US4410216A (en) * 1979-12-31 1983-10-18 Heavy Oil Process, Inc. Method for recovering high viscosity oils
CA2647088A1 (en) * 2008-12-18 2010-06-18 Zhong Chen Horizontal to horizontal thermal exploitation design
RU2527429C1 (en) * 2013-10-04 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2613713C1 (en) * 2016-03-31 2017-03-21 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method of oil-bearing bed development
RU2646902C1 (en) * 2017-03-24 2018-03-12 Александр Иосифович Пономарев Method for development of high-viscosity oil deposit

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5074360A (en) Method for repoducing hydrocarbons from low-pressure reservoirs
US7717175B2 (en) Methods of improving heavy oil production
RU2338870C2 (en) Method of facilitating access to undeground zones and drainage system (versions)
EA001243B1 (en) Method for stimulating production from lenticular natural gas formations
RU2526937C1 (en) Method of low-permeable oil deposit development
RU2459934C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2526430C1 (en) Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure
RU2678337C1 (en) Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2474678C1 (en) Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2550642C1 (en) Method of oil field development with horizontal wells
RU2645054C1 (en) Well completion method
RU2283947C1 (en) Method for oil pool development with horizontal wells
RU2580562C1 (en) Method of developing oil deposits
RU2715114C1 (en) Oil deposit development method
RU2579039C1 (en) Method for development of low-permeability oil-gas formations
RU2097536C1 (en) Method of developing irregular multiple-zone oil deposit
RU2731973C1 (en) Development method of oil deposits by radial well netting
RU2660973C1 (en) Method of developing an oil field with a fractured reservoir
RU2464414C1 (en) Method of developing multi-bed massive oil deposit
RU2519949C1 (en) Method for development of oil pool section
RU2657584C1 (en) Method of developing an oil field with a fractured reservoir
RU2626492C1 (en) Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir
RU2630514C1 (en) Method of operation of production and water-bearing formations separated by impermeable interlayer, well with horizontal shafts and cracks of formation hydraulic fracturing