RU2779704C1 - Oil field development method - Google Patents
Oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2779704C1 RU2779704C1 RU2022104463A RU2022104463A RU2779704C1 RU 2779704 C1 RU2779704 C1 RU 2779704C1 RU 2022104463 A RU2022104463 A RU 2022104463A RU 2022104463 A RU2022104463 A RU 2022104463A RU 2779704 C1 RU2779704 C1 RU 2779704C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- determined
- horizontal
- saturated
- saturated formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 56
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 55
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000001186 cumulative Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 210000002105 Tongue Anatomy 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений сеткой наклонно-направленных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин.The invention relates to the field of the oil industry and can be used to develop oil fields with a grid of directional injection and horizontal production wells.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2066368, E21B 43/16, 49/00, опубл. 10.09.1996), включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала пласта, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Согласно изобретению, дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу. A known method for the development of a multi-layer oil deposit (patent RU No. 2066368, E21B 43/16, 49/00, publ. 10.09.1996), including the determination of the permeability of the productive interval of the formation, the coefficient of hydrodynamic perfection, the radius of the well and the maximum density of well perforation, the implementation of perforation , development and commissioning of the well. According to the invention, the radius of the supply contour is additionally determined, the maximum perforation density is determined for the formation with the lowest permeability, and the determination of the permeability value, the coefficient of hydrodynamic perfection and the maximum perforation density is carried out for each formation of the productive interval, while the perforation density for each formation is determined from the condition of equality the duration of the development of individual layers. Additionally, the opening along the reservoirs with water-oil contact is performed by perforation with different density, varying from optimal at the roof to zero towards the water-oil contact along the productive interval.
В данном изобретении в распределение плотности перфорации не учитывают участки гидравлических сопротивлений, образующиеся в радиусе дренирования горизонтального ствола при эксплуатации реагирующей добывающей скважины, что создает высокие риски быстрого прорыва нагнетаемой жидкости в горизонтальный ствол. In this invention, the distribution of perforation density does not take into account the sections of hydraulic resistance formed in the drainage radius of the horizontal wellbore during the operation of a reacting production well, which creates high risks of rapid breakthrough of the injected fluid into the horizontal wellbore.
Известен способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей (патент RU № 2281386, E21B 43/11, 43/20, опубл. 10.08.2006 в бюл. № 22), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов. Продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин выбирают, исходя из условия: d≥β⋅ΔP⋅x, где ΔР - величина давления закачки жидкости, Па; β - коэффициент сжатия пористой среды (β=1/3000-1/10000), МПа-1; х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производят закачку жидкости, причем под суммарным интервалом понимают совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производят закачку жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород, м.A known method of perforating injection wells in the development of multilayer deposits (patent RU No. 2281386, E21B 43/11, 43/20, published on August 10, 2006 in bull. No. 22), including drilling production and injection wells, casing them with pipes, perforating wells in interval of productive formations. Longitudinal dimensions of perforations d of injection wells are selected based on the condition: d≥β⋅ΔP⋅x, where ΔР is the fluid injection pressure, Pa; β - coefficient of compression of the porous medium (β=1/3000-1/10000), MPa -1 ; x is the distance from the perforation hole to the median plane of the total interval into which the fluid is injected, and the total interval is understood to be the total interval, composed only of the reservoirs into which the fluid is injected, minus the thickness of the rocks separating them, m.
Недостатком способа является низкая эффективность разработки нефтяного месторождения, связанная с неравномерным вытеснением нефти к реагирующей добывающей скважине и высокими рисками быстрого обводнения горизонтального ствола при образовании «языков» прорыва вытесняющего агента.The disadvantage of this method is the low efficiency of the development of the oil field, associated with uneven displacement of oil to the reacting production well and high risks of rapid watering of the horizontal well during the formation of "tongues" of the breakthrough of the displacing agent.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2047747, E21B 43/20, опубл. 10.11.1995), включающий перфорацию нагнетательной скважины в интервале залегания нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину. Предварительно определяют пористость, глинистость пропластков нефтяного пласта и среднее значение этих параметров. Для выравнивании профиля нагнетания в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий, по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине, после чего производят избирательные поинтервальные интенсификационные обработки пропластков.Closest to the invention in terms of technical essence is a method for developing an oil deposit (patent RU No. 2047747, E21B 43/20, publ. 11/10/1995), including perforation of an injection well in the interval of an oil-saturated formation, injection of a working agent through an injection well and extraction of oil through producing well. The porosity, clay content of the oil reservoir interlayers and the average value of these parameters are preliminarily determined. To equalize the injection profile in interlayers with higher porosity and lower clay content compared to the average values for the well, perforation is performed with a smaller number of perforations, in interlayers with lower porosity and higher clay content, a large number of perforations, compared with the average values per linear meter of the perforation interval along well, after which selective interval intensification treatments of interlayers are performed.
Недостатком способа является низкая эффективность разработки нефтяного месторождения, в связи с тем, что при осуществлении способа учитывают только проницаемость в призабойной зоне нагнетательной скважины и не учитывают гидравлические потоки возникающие при взаимодействии зоны нагнетания с участками дренирования горизонтального ствола добывающей скважины, что ведет к неравномерному продвижению фронта вытеснения с реагирующей скважине. The disadvantage of this method is the low efficiency of oil field development, due to the fact that the implementation of the method takes into account only the permeability in the bottomhole zone of the injection well and does not take into account the hydraulic flows arising from the interaction of the injection zone with the drainage areas of the horizontal wellbore of the production well, which leads to uneven advancement of the front displacement from the reacting well.
Техническими задачами являются повышение эффективности разработки нефтяного месторождения, поддержание высоких темпов отбора извлекаемых запасов за счет организации процесса управления закачкой во влияющей наклонно-направленной нагнетательной скважине с оптимальным вторичным вскрытием методом кумулятивной перфорации нефтенасыщенного пласта для равномерного продвижения фронта вытеснения нефти нагнетаемым агентом к добывающей горизонтальной скважине.The technical objectives are to increase the efficiency of the development of an oil field, maintain high rates of recovery of recoverable reserves by organizing the injection control process in an influencing directional injection well with optimal secondary opening by the method of cumulative perforation of an oil-saturated reservoir for uniform advancement of the oil displacement front by an injected agent to a producing horizontal well.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяного месторождения, включающим перфорацию нагнетательной скважины в интервале залегания нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину.Technical problems are solved by the method of developing an oil field, including the perforation of an injection well in the interval of occurrence of an oil-saturated reservoir, the injection of a working agent through an injection well and the extraction of oil through a production well.
Новым является то, что предварительно на этапе проектирования определяют наклонно-направленную нагнетательную скважину, расположенную перпендикулярно к центру реагирующей горизонтальной добывающей скважины, затем определяют литологический состав пласта, давление насыщения залежи, устанавливают забойное давление больше давления насыщения на 1-2 МПа для горизонтальной добывающей скважины, далее в центре горизонтального ствола добывающей скважины определяют вертикальные мощности нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта h1н и от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта h2н, далее в наклонно-направленной нагнетательной скважине определяют вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта Нн, далее перфорацию ствола наклонно-направленной нагнетательной скважины осуществляют в трех зонах нефтенасыщенного пласта, длину первой зоны определяют по формуле: What is new is that, at the design stage, a directional injection well located perpendicular to the center of the reacting horizontal production well is preliminarily determined, then the lithological composition of the formation, the reservoir saturation pressure are determined, the bottom hole pressure is set to be 1-2 MPa higher than the saturation pressure for the horizontal production well , then in the center of the horizontal wellbore of the production well, the vertical thicknesses of the oil-saturated formation are determined from the center of the horizontal wellbore to the roof of the oil-saturated formation h1n and from the center of the horizontal wellbore to the bottom of the oil-saturated formation h2n, then the vertical thickness of the oil-saturated formation Hn is determined in a directional injection well, then the wellbore perforation a directional injection well is carried out in three zones of an oil-saturated reservoir, the length of the first zone is determined by the formula:
Lзона1 = (h1н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м,Lzone1 \u003d (h1n: (h1n + h2n)) * Hn - (0.05 * Nn), m,
где h1н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,where h1n is the vertical thickness of the oil-saturated formation from the center of the horizontal wellbore to the top of the oil-saturated formation in the horizontal production well,
h2н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,h2n - vertical thickness of the oil-saturated formation from the center of the horizontal wellbore to the bottom of the oil-saturated formation in the horizontal production well,
Hн - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта в наклонно-направленной нагнетательной скважине,Hn - vertical thickness of the oil-saturated reservoir in a directional injection well,
длину третьей зоны определяют по формуле:the length of the third zone is determined by the formula:
Lзона3 = (h2н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м, Lzone3 \u003d (h2n: (h1n + h2n)) * Hn - (0.05 * Nn), m,
длину второй зоны определяют по формуле:the length of the second zone is determined by the formula:
Lзона2 = Hн - (Lзона1 + Lзона3), м,Lzone2 = Hн - (Lzone1 + Lzone3), m,
и зоны размещают последовательно от кровли до подошвы, при этом во второй зоне плотность перфорации Nmax для карбонатных пород пласта составляет 10-20 отверстий на 1 м, для терригенных пород пласта 5-15 отверстий на 1 м, плотность перфорации в первой зоне N1 определяют по формуле: N1=Nmax*(h1н/Hн), плотность перфорации в третьей зоне N3 определяют по формуле: N3=Nmax*(h2н/Hн).and zones are placed sequentially from the top to the bottom, while in the second zone the perforation density Nmax for carbonate formation rocks is 10-20 holes per 1 m, for terrigenous formation rocks 5-15 holes per 1 m, the perforation density in the first zone N1 is determined by formula: N1=Nmax*(h1n/Hn), perforation density in the third zone N3 is determined by the formula: N3=Nmax*(h2n/Hn).
На фиг. представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин. In FIG. a schematic representation of the deposit section in plan with the placement of wells is presented.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
Предварительно на этапе проектирования определяют наклонно-направленную скважину, планируемую под систему ППД, расположенную перпендикулярно к центру реагирующей горизонтальной добывающей скважины. Preliminarily, at the design stage, a directional well is determined, planned for the reservoir pressure maintenance system, located perpendicular to the center of the reacting horizontal production well.
Предварительно определяют литологический состав пласта, давление насыщения залежи объекта разработки. Устанавливают забойное давление для горизонтальной добывающей скважины больше давления насыщения на 1-2 Мпа, что позволяет установить оптимальную зону дренирования на всю длину горизонтального ствола добывающей скважины. Preliminarily determine the lithological composition of the formation, the saturation pressure of the deposit of the development object. The bottomhole pressure for the horizontal production well is set to be 1-2 MPa higher than the saturation pressure, which makes it possible to set the optimal drainage zone for the entire length of the horizontal wellbore of the production well.
Далее в центре горизонтального ствола добывающей скважины определяют вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта h1н и от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта h2н по карте нефтенасыщенных толщин.Further, in the center of the horizontal wellbore of the production well, the vertical thickness of the oil-saturated formation is determined from the center of the horizontal wellbore to the roof of the oil-saturated formation h1n and from the center of the horizontal wellbore to the bottom of the oil-saturated formation h2n according to the map of oil-saturated thicknesses.
Далее в наклонно-направленной нагнетательной скважине определяют вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта от кровли до подошвы нефтенасыщенного пласта Нн. Next, in a directional injection well, the vertical thickness of the oil-saturated formation is determined from the roof to the bottom of the oil-saturated formation Hn.
Перфорацию ствола наклонно-направленной нагнетательной скважины осуществляют в трех зонах нефтенасыщенного пласта, длину первой зоны определяют по формуле: Perforation of a directional injection wellbore is carried out in three zones of an oil-saturated formation, the length of the first zone is determined by the formula:
Lзона1 = (h1н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м,Lzone1 \u003d (h1n: (h1n + h2n)) * Hn - (0.05 * Nn), m,
где h1н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,where h1n is the vertical thickness of the oil-saturated formation from the center of the horizontal wellbore to the top of the oil-saturated formation in the horizontal production well,
h2н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,h2n - vertical thickness of the oil-saturated formation from the center of the horizontal wellbore to the bottom of the oil-saturated formation in the horizontal production well,
Hн - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта в наклонно-направленной нагнетательной скважине.Hn - vertical thickness of the oil-saturated reservoir in a directional injection well.
Длину третьей зоны определяют по формуле:The length of the third zone is determined by the formula:
Lзона3 = (h2н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м. Lzone3 \u003d (h2n: (h1n + h2n)) * Hn - (0.05 * Nn), m.
Длину второй зоны определяют по формуле:The length of the second zone is determined by the formula:
Lзона2 = Hн - (Lзона1 + Lзона3), м.Lzone2 = Hн - (Lzone1 + Lzone3), m.
Зоны размещают последовательно от кровли до подошвы.Zones are placed sequentially from the roof to the sole.
При этом во второй зоне плотность перфорации Nmax для карбонатных пород пласта составляет 10-20 отверстий на 1 м, для терригенных пород пласта 5-15 отверстий на 1 м.At the same time, in the second zone, the perforation density Nmax for carbonate rocks of the reservoir is 10-20 holes per 1 m, for terrigenous rocks of the reservoir 5-15 holes per 1 m.
Плотность перфорации в первой зоне N1 определяют по формуле: N1=Nmax*(h1н/Hн).Perforation density in the first zone N1 is determined by the formula: N1=Nmax*(h1n/Hn).
Плотность перфорации в третьей зоне N3 определяют по формуле: N3=Nmax*(h2н/Hн).Perforation density in the third zone N3 is determined by the formula: N3=Nmax*(h2n/Hn).
Проецирование зон дренирования горизонтального ствола добывающей скважины на зоны закачки рабочего агента в нагнетательной скважине позволяет прогнозировать наиболее вероятные направления гидравлических потоков, возникающих при взаимодействии зоны нагнетания с зоной дренирования горизонтального ствола добывающей скважины, и далее регулировать фильтрационные сопротивления изменением плотности перфорационных отверстий по рассчитанным зонам в нагнетательной скважине для создания равномерного фронта продвижения вытесняющего агента к добывающей горизонтальной скважине.The projection of the drainage zones of a horizontal wellbore of a production well onto the zones of injection of a working agent in an injection well makes it possible to predict the most probable directions of hydraulic flows that occur when the injection zone interacts with the drainage zone of a horizontal wellbore of a production well, and further regulate the filtration resistance by changing the density of perforations according to the calculated zones in the injection well. well to create a uniform advance front of the displacing agent to the production horizontal well.
Далее наклонно-направленную нагнетательную скважину и горизонтальную добывающую скважину вводят в эксплуатацию под закачку вытесняющего агента и добычу пластовой жидкости из объекта разработки.Next, a directional injection well and a horizontal production well are put into operation for injection of a displacing agent and production of formation fluid from the development object.
Пример практического применения.An example of practical application.
Предварительно на этапе проектирования определили наклонно-направленную скважину, планируемую под систему ППД, расположенную перпендикулярно к центру реагирующей горизонтальной добывающей скважины. Previously, at the design stage, a directional well was determined, planned for the reservoir pressure maintenance system, located perpendicular to the center of the responding horizontal production well.
Определили литологический состав пласта - карбонатный, давление насыщения залежи объекта разработки - 3 МПа. Установили забойное давление для горизонтальной добывающей скважины 4 МПа.The lithological composition of the reservoir was determined - carbonate, the saturation pressure of the deposit of the development object was 3 MPa. The bottomhole pressure for a horizontal production well was set to 4 MPa.
Далее в центре горизонтального ствола пробуренной добывающей скважины определили вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта h1н =2м и от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта h2н =5м.Further, in the center of the horizontal wellbore of the drilled production well, the vertical thickness of the oil-saturated formation was determined from the center of the horizontal wellbore to the roof of the oil-saturated formation h1n =2m and from the center of the horizontal wellbore to the bottom of the oil-saturated formation h2n =5m.
Далее в пробуренной наклонно-направленной нагнетательной скважине определили вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта от кровли до подошвы нефтенасыщенного пласта Нн =6м. Next, in a drilled directional injection well, the vertical thickness of the oil-saturated formation from the roof to the bottom of the oil-saturated formation Hn = 6m was determined.
Перфорацию ствола наклонно-направленной нагнетательной скважины осуществили в трех зонах нефтенасыщенного пласта, которые рассчитали по формулам.The perforation of the directional injection wellbore was carried out in three zones of the oil-saturated reservoir, which were calculated by the formulas.
Определили длину первой зоны Lзона1 = (2:(2+5))*6-(0,05*6)=1,40 м.We determined the length of the first zone Lzone1 = (2:(2+5))*6-(0.05*6)=1.40 m.
Определили длину третьей зоны Lзона3 = (5:(2+5))*6-(0,05*6)=3,99 м. We determined the length of the third zone Lzone3 = (5:(2+5))*6-(0.05*6)=3.99 m.
Определили длину второй зоны Lзона2 = 6-(1,40+3,99)=0,61 м.The length of the second zone was determined Lzone2 = 6-(1.40+3.99)=0.61 m.
Зоны разместили последовательно от кровли до подошвы L1, L2, L3.The zones were placed sequentially from the roof to the sole L1, L2, L3.
При этом во второй зоне плотность перфорации карбонатного коллектора Nmax = 20 отверстий на 1 м.At the same time, in the second zone, the perforation density of the carbonate reservoir is Nmax = 20 holes per 1 m.
Далее по формуле определили плотность перфорации в первой зоне N1 = 7 отверстий на 1 м. Плотность перфорации в третьей зоне определяют определили N3 = 17 отверстий на 1 м.Further, according to the formula, the perforation density in the first zone was determined N1 = 7 holes per 1 m. The perforation density in the third zone was determined, N3 = 17 holes per 1 m.
Далее наклонно-направленную нагнетательную скважину и горизонтальную добывающую скважину ввели в эксплуатацию под закачку вытесняющего агента и добычу пластовой жидкости из объекта разработки.Next, a directional injection well and a horizontal production well were put into operation for the injection of a displacing agent and the production of reservoir fluid from the development object.
Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения позволяет повысить эффективность разработки нефтяного месторождения, поддержать высокие темпы отбора извлекаемых запасов за счет организации процесса управления закачкой во влияющей наклонно-направленной нагнетательной скважине с оптимальным вторичным вскрытием методом кумулятивной перфорации нефтенасыщенного пласта для равномерного продвижения фронта вытеснения нефти нагнетаемым агентом к добывающей горизонтальной скважине.The proposed method for the development of an oil field makes it possible to increase the efficiency of the development of an oil field, maintain high rates of recovery of recoverable reserves by organizing the injection control process in an influencing directional injection well with optimal secondary opening by the method of cumulative perforation of an oil-saturated reservoir for uniform advancement of the oil displacement front by the injected agent to the producing horizontal well.
Claims (10)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2779704C1 true RU2779704C1 (en) | 2022-09-12 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792486C1 (en) * | 2023-01-24 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil field development method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047747C1 (en) * | 1994-05-23 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| CN101122225A (en) * | 2007-07-05 | 2008-02-13 | 尤尼斯油气技术（中国）有限公司 | Fire flooding oil extraction method for oil extraction of vertical well, steam injection and horizontal well |
| RU2469183C2 (en) * | 2011-03-01 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2505668C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells |
| RU2527429C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2626492C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047747C1 (en) * | 1994-05-23 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| CN101122225A (en) * | 2007-07-05 | 2008-02-13 | 尤尼斯油气技术（中国）有限公司 | Fire flooding oil extraction method for oil extraction of vertical well, steam injection and horizontal well |
| RU2469183C2 (en) * | 2011-03-01 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2505668C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells |
| RU2527429C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2626492C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792486C1 (en) * | 2023-01-24 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil field development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| 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 | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
| RU2737043C1 (en) | Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2434124C1 (en) | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut | |
| RU2779704C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| RU2554971C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
| RU2299977C2 (en) | Method for oil production at the later stage of oil deposit having water bed development | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2704688C1 (en) | Method for development of structural oil deposit | |
| RU2713014C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation | |
| EA025372B1 (en) | Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2580671C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposits | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2630321C1 (en) | Method for development of oil deposits in layer reservoirs with branched horizontal well | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
| RU2513965C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
| RU2732742C1 (en) | Development method of water-oil reservoir |