RU2782640C1 - Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field - Google Patents
Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2782640C1 RU2782640C1 RU2022108533A RU2022108533A RU2782640C1 RU 2782640 C1 RU2782640 C1 RU 2782640C1 RU 2022108533 A RU2022108533 A RU 2022108533A RU 2022108533 A RU2022108533 A RU 2022108533A RU 2782640 C1 RU2782640 C1 RU 2782640C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- working agent
- injection wells
- horizontal injection
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 71
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses.
Внедрение систем разработки небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз с применением горизонтальных скважин является перспективным методом интенсификации добычи нефти и повышения степени извлечения из недр, в связи с тем, что для горизонтальных скважин характерны увеличенные зоны дренирования и низкие фильтрационные сопротивления призабойной зоны, что обеспечивает высокий охват продуктивного пласта воздействием по сравнению с наклонно-направленными скважинами.The introduction of systems for the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses using horizontal wells is a promising method for intensifying oil production and increasing the degree of extraction from the subsoil, due to the fact that horizontal wells are characterized by increased drainage zones and low filtration resistance of the bottomhole zone, which ensures high reservoir coverage compared to directional wells.
Однако анализ разработки небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз, показывает, что плановая добыча и достижение планового коэффициента извлечения нефти (КИН) достигается не всегда. Причиной низкого КИН, помимо низкого коэффициента вытеснения нефти рабочим агентом, является низкий коэффициент охвата пласта заводнением и, в связи с этим частичное не вовлечение запасов в разработку залежи.However, the analysis of the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses, shows that the planned production and achievement of the planned oil recovery factor (ORF) is not always achieved. The reason for the low oil recovery factor, in addition to the low oil displacement factor by the working agent, is the low sweep efficiency of the reservoir and, in connection with this, the partial non-involvement of reserves in the development of the deposit.
Проведенные исследования по анализу разработки небольших залежей показывают, что расположение горизонтальных нагнетательных скважин является одним из ключевых факторов эффективности заводнения, что оказывает существенное влияние на коэффициент извлечения нефти (КИН).Conducted studies on the analysis of the development of small deposits show that the location of horizontal injection wells is one of the key factors in the effectiveness of waterflooding, which has a significant impact on the oil recovery factor (ORF).
Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU №2065927, МПК E21B 43/00, опубл. 27.08.1996), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На залежи выделяют участки разработки, имеющие гидродинамическую связь в их пределах, далее на каждом участке разработки останавливают добывающие скважины и увеличивают пластовое давление до обеспечения взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами, затем запускают в работу добывающие скважины и эксплуатируют их в режиме фонтанирования, устанавливают объемы закачки рабочего агента, обеспечивающие режим фонтанирования добывающих скважин, при этом на участке разработки дополнительно размещают скважину-сборник и нефть из фонтанирующих добывающих скважин направляют в затрубное пространство скважины-сборника, откуда по колонне насосно-компрессорных труб ее откачивают в напорный нефтесборный коллектор.A known method for the development of shallow deposits and individual lenses of an oil field (patent RU No. 2065927, IPC E21B 43/00, publ. 27.08.1996), including the selection of oil through production wells and the injection of a working agent through injection wells. Development areas with hydrodynamic connection within them are allocated to the deposits, then production wells are stopped at each development area and reservoir pressure is increased until interaction between injection and production wells is ensured, then production wells are put into operation and operated in the flowing mode, injection volumes are set of the working agent, providing the production wells flowing mode, at the same time, a collection well is additionally placed on the development site and oil from the flowing production wells is directed to the annulus of the collection well, from where it is pumped out through the tubing string into the pressure oil collection manifold.
Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что, добиваясь режима фонтанирования добывающих скважин, нагнетают большой объем рабочего агента и повышают давление в пласте, и как следствие происходит раннее обводнение добывающих скважин.The disadvantage of the known method is the inefficient development of the deposit due to the fact that, in order to achieve the flowing mode of production wells, a large volume of working agent is injected and the pressure in the reservoir is increased, and as a result, early watering of production wells occurs.
Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU №2101475, МПК E21B 43/20, опубл. 10.01.1998), включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации месторождения и моделированием. Дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны.A known method for the development of shallow deposits and individual lenses of an oil field (patent RU No. 2101475, IPC E21B 43/20, publ. 01/10/1998), including drilling the design number of injection and production wells, flooding and extracting oil to the surface, followed by drilling additional wells, taking into account the volumetric heterogeneity of the reservoir, which is determined by the results of field operation and modeling. Additional wells are drilled with a horizontal wellbore or horizontal wellbores are drilled from old wells, and horizontal wells are drilled along a line connecting stagnant oil pillars, and in the presence of replacement zones, lenses, dead-end zones or zones with low reservoir properties - along a line connecting these zones.
Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что возникают промытые зоны в пласте, приводящие к преждевременному прорыву закачиваемых вод в добывающие скважины и как следствие выбытие добывающих скважин из эксплуатационного фонда. При этом значительная часть запасов нефти остается невыработанной.The disadvantage of the known method is the inefficient development of the reservoir due to the fact that there are washed out zones in the reservoir, leading to premature breakthrough of the injected water into the production wells and, as a result, the withdrawal of the production wells from the operating stock. At the same time, a significant part of oil reserves remains undeveloped.
Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU 2447271, МПК E21B 43/20, опубл. 10.04.2012 в бюл. № 10), включающий бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов.A known method for the development of shallow deposits and individual lenses of an oil field (patent RU 2447271, IPC E21B 43/20, publ. 10.04.2012 in bull. No. 10), including drilling of vertical and horizontal injection and production wells, drilling of horizontal injection wells parallel to the contour of oil-bearing and/or replacement lines of the reservoir and at least 70 meters inward from the indicated lines in the plan. The bottom hole of the previous well and the point of entry into the formation of the next well are placed at a distance of at least 50 m from each other. A horizontal well is drilled with a length of at least 2 distances of the approved grid of wells. Products are taken through production wells. The working agent is pumped through injection wells, displacing oil to the center of the reservoir and from the replacement zones to the non-collector to the reservoir development zone.
Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что перфорацию выполняют радиальным способом по всей площади эксплуатационной колонны горизонтальных нагнетательных скважин, то есть значительная часть закачиваемого рабочего агента является непроизводительной и уходит за пределы контура нефтеносности.The disadvantage of the known method is the inefficient development of the reservoir due to the fact that the perforation is performed in a radial way over the entire area of the production string of horizontal injection wells, that is, a significant part of the injected working agent is unproductive and goes beyond the oil-bearing contour.
Технической задачей является увеличение нефтеотдачи месторождения за счет повышения охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения непроизводительной закачки рабочего агента при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.The technical task is to increase the oil recovery of the field by increasing the coverage of the reservoir, the oil recovery factor and reducing the unproductive injection of the working agent in the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses.
Техническая задача решается способом разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения, включающим бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, отбор продукции через вертикальные добывающие скважины.The technical problem is solved by the method of developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field, including drilling horizontal injection wells and vertical production wells, pumping a working agent through horizontal injection wells, and withdrawing products through vertical production wells.
Новым является то, что предварительно геофизическими методами определяют толщину пласта, угол падения крыла залежи, бурение горизонтальных нагнетательных скважин осуществляют по периферии залежи параллельно контуру водонефтяной контакт с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин, бурение вертикальных добывающих скважин осуществляют в центральной части залежи, перед закачкой рабочего агента выполняют перфорацию в нагнетательных скважинах в направлении кровли пласта по всей длине горизонтального ствола, при этом определяют количество рядов перфорации по формуле: , где h - толщина продуктивного пласта залежи, α - угол падения крыла залежи, затем закачку рабочего агента выполняют последовательно, чередуя направления вытеснения нефти, для этого условно разделяют горизонтальные нагнетательные скважины на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток, затем месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на север и юг, при этом регулируют режимы работы скважин, добиваясь отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента 100-110 %, в качестве рабочего агента закачивают воду с плотностью выше плотности пластовой воды не менее, чем на 0,04 г/см3.What is new is that preliminary geophysical methods determine the thickness of the reservoir, the dip angle of the wing of the reservoir, drilling of horizontal injection wells is carried out along the periphery of the reservoir parallel to the contour of the oil-water contact with a wellbore length of at least two distances of the design grid of wells, drilling of vertical production wells is carried out in the central part of the reservoir, before pumping the working agent, perforation is performed in injection wells in the direction of the reservoir roof along the entire length of the horizontal wellbore, while determining the number of perforation rows according to the formula: , where h is the thickness of the productive formation of the deposit, α is the dip angle of the deposit wing, then the injection of the working agent is performed sequentially, alternating the directions of oil displacement, for this, horizontal injection wells are conditionally divided into four groups according to the location of the cardinal points - north, south, west, east , then for a month the working agent is injected through horizontal injection wells oriented to the north and south, when the horizontal injection wells oriented to the west and east are turned off, and the next month the working agent is injected through the horizontal injection wells oriented to the west and east, when the horizontal injection wells oriented to the north and south, while regulating the operation modes of the wells, achieving the selection of products with a compensation for the injection of a working agent of 100-110%, as a working agent, water is pumped with a density higher than the density of formation water by at least 0.04 g/ cm3 .
На фиг. 1 представлена схема расположения вертикальных добывающих скважин 1 и горизонтальных нагнетательных скважин 2 при реализации способа.In FIG. 1 shows the layout of
На фиг. 2 представлена схема устройства перфорации в горизонтальной нагнетательной скважине 2 при реализации способа.In FIG. 2 shows a diagram of a perforation device in a horizontal injection well 2 during the implementation of the method.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
Предварительно геофизическими методами определяют толщину пласта 3 (на фиг. 1 не показан), угол падения крыла залежи α (на фиг. 1 не показан).Preliminary geophysical methods determine the thickness of the formation 3 (not shown in Fig. 1), the dip angle of the reservoir wing α (not shown in Fig. 1).
Бурят горизонтальные нагнетательные скважины 2 по периферии залежи параллельно контуру водонефтяной контакт 4 с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин. Бурят вертикальные добывающие скважины 1 в центральной части залежи. Периферийное расположение горизонтальных нагнетательных скважин 2 увеличивает коэффициент охвата пласта 3 заводнением.
Перед закачкой рабочего агента выполняют перфорацию в нагнетательных скважинах 2 в направлении кровли пласта 3, по всей длине горизонтального ствола. Перфорацию выполняют перфоратором, например патент RU № 39165 МПК E21B 43/114 от 20.07.2020. Before pumping the working agent, perforation is performed in
При этом определяют количество рядов перфорации по формуле: , где h - толщина продуктивного пласта 3 залежи, α - угол падения крыла залежи.At the same time, the number of perforation rows is determined according to the formula: , where h is the thickness of the
Затем закачку рабочего агента выполняют последовательно, чередуя направления вытеснения нефти 5 (на фиг. 2 не показано), для этого условно разделяют горизонтальные нагнетательные скважины 2 на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток. Месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на север и юг. Такая закачка обеспечивает равномерную разработку всей залежи.Then the injection of the working agent is performed sequentially, alternating the directions of oil displacement 5 (not shown in Fig. 2), for this,
Далее регулируют режимы работы скважин 1, 2 и добиваются отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента 100-110 %. Вследствие этого происходит равномерный подъем водонефтяного контакта и усиления водонапорного режима в залежи. Компенсация закачки рабочего агента 100-110 % приводит к оптимальной компенсации отбора пластовой продукции, к поддержанию пластового давления, предупреждает преждевременную обводненность пластовой продукции или недоборы нефти, и как следствие, к повышению нефтеотдачи залежи.Further, the operating modes of
В качестве рабочего агента закачивают воду с плотностью выше плотности пластовой воды не менее, чем на 0,04 г/см3. Закачка более плотной воды дополнительно увеличит относительную подвижность за счет увеличения вязкости воды и улучшит коэффициент охвата. As a working agent, water is pumped with a density higher than the density of formation water by at least 0.04 g/cm 3 . Injection of denser water will further increase relative mobility by increasing water viscosity and improve sweep efficiency.
Пример осуществления способа.An example of the implementation of the method.
Предварительно геофизическими методами определили среднюю толщину пласта 3 - 5,2 м (на фиг. 1 не показан), угол падения крыла залежи α - 2° (на фиг. 1 не показан), плотность пластовой воды - 1,12 г/см3.Preliminary geophysical methods determined the average thickness of the formation 3 - 5.2 m (not shown in Fig. 1), the angle of incidence of the wing of the deposit α - 2 ° (not shown in Fig. 1), the density of formation water - 1.12 g/cm 3 .
Пробурили горизонтальные нагнетательные скважины 2 по периферии залежи с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин. Пробурили вертикальные добывающие скважины 1 в центральной части залежи.Drilled
Выполнили перфорацию в нагнетательных скважинах 2 в направлении кровли пласта 3 (условно показана на фиг. 1), по всей длине горизонтального ствола.Performed perforation in the
При этом определили количество рядов перфорации = 3.At the same time, the number of perforation rows was determined = 3.
Затем выполнили последовательную закачку рабочего агента, чередуя направления вытеснения нефти, для этого условно разделили горизонтальные нагнетательные скважины 2 на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток. Месяц закачивали рабочий агент через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц закачивали рабочий агент через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на север и юг.Then, the working agent was sequentially injected, alternating the directions of oil displacement, for this, the
Далее регулировали режимы работы скважин 2, 3, добиваясь отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента на уровне 100-110 %. Контролировали в работающих вертикальных добывающих скважинах 1 изменение забойного давления и в тех же вертикальных добывающих скважинах 1 в период их простоя изменение пластового давления. Останавливали вертикальные добывающие скважины 1, если происходило снижение забойного давления на 20 % от допустимых значений, принятых проектным документом на разработку по данному пласту 3; далее проводили контроль за восстановлением пластового давления в остановленных вертикальных добывающих скважинах 1. После восстановления пластового давления в остановленных вертикальных добывающих скважинах 1 до первоначальных значений, производили их запуск в работу. Затем цикл повторялся.Further, the operating modes of
В качестве рабочего агента закачивали воду с плотностью 1,16 г/см3.Water with a density of 1.16 g/cm 3 was pumped as a working agent.
Предлагаемый способ увеличивает нефтеотдачу месторождения за счет повышения охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения непроизводительной закачки рабочего агента при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.The proposed method increases the oil recovery of the field by increasing the coverage of the reservoir, the oil recovery factor and reducing the unproductive injection of the working agent in the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2782640C1 true RU2782640C1 (en) | 2022-10-31 |
Family
ID=
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3856086A (en) * | 1972-10-06 | 1974-12-24 | Texaco Inc | Miscible oil recovery process |
RU2065927C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-08-27 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method of developing oil pool |
RU2086756C1 (en) * | 1995-01-17 | 1997-08-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit |
RU2199003C1 (en) * | 2002-06-03 | 2003-02-20 | Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция" | Method of oil pool development |
RU2386804C1 (en) * | 2008-12-04 | 2010-04-20 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" | Method of oil pool development with gas cap and bottom water |
RU2387819C1 (en) * | 2009-01-11 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
RU2527429C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
RU2696688C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of small deposits and separate lenses of oil deposit |
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3856086A (en) * | 1972-10-06 | 1974-12-24 | Texaco Inc | Miscible oil recovery process |
RU2086756C1 (en) * | 1995-01-17 | 1997-08-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit |
RU2065927C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-08-27 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method of developing oil pool |
RU2199003C1 (en) * | 2002-06-03 | 2003-02-20 | Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция" | Method of oil pool development |
RU2386804C1 (en) * | 2008-12-04 | 2010-04-20 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" | Method of oil pool development with gas cap and bottom water |
RU2387819C1 (en) * | 2009-01-11 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
RU2527429C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
RU2696688C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of small deposits and separate lenses of oil deposit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
RU2401943C1 (en) | Procedure for directional hydraulic breakdown of formation in two horizontal bores of well | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
RU2782640C1 (en) | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field | |
RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit | |
RU2731973C1 (en) | Development method of oil deposits by radial well netting | |
RU2732742C1 (en) | Development method of water-oil reservoir | |
RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
RU2347893C1 (en) | Heterogeneous oil field development method | |
RU2613669C1 (en) | Method of multizone oil field development | |
RU2821497C1 (en) | Method for development of oil deposit located under gas deposit | |
RU2822852C1 (en) | Method for development of massive oil deposit | |
RU2823957C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2441144C2 (en) | Method of oil bench development |