RU2789724C1 - Method for developing an oil reservoir in carbonate reservoirs of bashkirian stage - Google Patents
Method for developing an oil reservoir in carbonate reservoirs of bashkirian stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2789724C1 RU2789724C1 RU2022130717A RU2022130717A RU2789724C1 RU 2789724 C1 RU2789724 C1 RU 2789724C1 RU 2022130717 A RU2022130717 A RU 2022130717A RU 2022130717 A RU2022130717 A RU 2022130717A RU 2789724 C1 RU2789724 C1 RU 2789724C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- bearing
- wells
- production
- injection
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки трудноизвлекаемых запасов нефти плотных неоднородных по проницаемости коллекторов, а именно карбонатных коллекторах башкирского яруса. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for the development of hard-to-recover oil reserves of tight, heterogeneous permeability reservoirs, namely carbonate reservoirs of the Bashkirian stage.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2361072, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009 в бюл. № 19), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч, определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м3/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м3/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки.A known method for the development of an oil deposit (patent RU No. 2361072, class E21B 43/20, publ. taking into account when assigning operating modes of injection wells. According to the invention, measurements of injectivity and injection pressure are carried out on injection wells after establishing a constant mode of operation of the wells, i. after a short downtime of up to 10 hours, the injectivity is determined no earlier than after 3 hours, after a long downtime of about 10-15 days, the injectivity is determined no earlier than 2 days, with an increase in the injectivity of injection wells with an injectivity of more than 40 m 3 /day, working in a constant mode, they are transferred to a short-term cyclic mode up to 1-4 months until returning to the previous injectivity, and low-injection injection wells operating in a constant mode with an injectivity of about 15-20 m 3 / day are transferred to a short-term cyclic mode of operation until an increase their injectivity, after which the wells are again transferred to a constant injection mode.
Недостатком указанного способа является низкая эффективность разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов в виду неоптимального подбора режима работы нагнетательных скважин, что приводит к низкой нефтеотдачи. Также прямая закачка воды в пласт приводит к преждевременному обводнению коллектора.The disadvantage of this method is the low efficiency of the development of low-permeability carbonate reservoirs due to non-optimal selection of the operating mode of injection wells, which leads to low oil recovery. Also, direct injection of water into the reservoir leads to premature watering of the reservoir.
Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения (патент RU №2158821, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.2000 в бюл. №31), включающий размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что при разбуривании разрабатываемых участков залежи нефти кустовым способом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов, затем бурят добывающие скважины, при этом если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважин продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов и после завершения разбуривания участка в пределах этого куста с учетом полученной максимально возможной информации скважины группируют в единую систему разработки по отношению к одному из эксплуатационных объектов в разрезе, например к нижнему, а заводнение пластов через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка. A known method for the development of a multi-layer oil field (patent RU No. 2158821, IPC E21B 43/20, publ. 10.11.2000 in bull. No. 31), including the placement of wells in a selected area of development of the deposit according to the approved project, the determination of the reservoir properties of the reservoirs in the section, cyclic injection of formation water through injection wells and extraction of oil through production wells, characterized in that when drilling developed sections of an oil deposit by the cluster method, injection wells are first drilled with a deepening of the bottomhole under the lower production facility until the aquifers are opened, then production wells are drilled, while if the hypsometric marks productive formations will be below the water-oil contact or zones of lithological replacement on a non-reservoir will be opened, then the deepening of the well bottom is also continued until the opening of the mentioned aquifers and after completion of the drilling of the area within this cluster, taking into account the maximum possible information obtained wells are grouped into a single development system in relation to one of the production facilities in the section, for example, to the lower one, and waterflooding through injection wells is carried out by intrawell or interwell pumping of water from aquifers or saline drinking water from upper horizons located on the territory of the developed area .
Недостатком данного способа является The disadvantage of this method is
-низкая эффективность способа для скважин, эксплуатирующихся по уплотненной сетке скважин (100х100 м, 200х200 м), т.к. наличие высокопроницаемых каналов и трещин и малое расстояние от нагнетательной до добывающей скважины, особенно в трещиновато-пористом коллекторе, приводит к опережающему прорыву воды и максимальному обводнению добывающей скважины;- low efficiency of the method for wells operated on a compacted grid of wells (100x100 m, 200x200 m), because the presence of highly permeable channels and fractures and a short distance from the injection well to the production well, especially in a fractured-porous reservoir, leads to advanced water breakthrough and maximum watering of the production well;
- низкая эффективность способа, связанная невозможностью применения в условиях карбонатного коллектора башкирского яруса с наличием подстилающих вод.- low efficiency of the method, associated with the impossibility of application in the conditions of the carbonate reservoir of the Bashkirian stage with the presence of underlying waters.
Наиболее близким является способ разработки карбонатного коллектора (патент RU №2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014 в бюл. №14), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.The closest is the method of developing a carbonate reservoir (patent RU No. 2515741, IPC E21V 43/20, publ. production wells of a productive formation with subsequent construction and opening of a productive formation, flooding of a productive formation by downhole pumping in injection wells from aquifers to an oil-bearing formation, selection of products from a productive formation through production wells, characterized in that the flooding of a productive formation is carried out at a constant pressure with alternate technological downtime of injection wells for no more than 4 days, and compensation of pressure by waterflooding during downtime of injection wells is carried out at the expense of nearby injection wells.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- низкая эффективность способа, связанная с отсутствием контроля объемов закачиваемой воды в нефтеносный пласт, так как забор воды происходит непосредственно из скважины, что вызывает вероятность преждевременного прорыва воды в добывающую скважину;- low efficiency of the method associated with the lack of control of the volume of water injected into the oil-bearing formation, since water is taken directly from the well, which causes the possibility of premature water breakthrough into the production well;
- в следствие применения в способе треугольной сетки скважин с расстоянием между скважинами 300 м не обеспечивается требуемая приемистость;- due to the use in the method of a triangular grid of wells with a distance between wells of 300 m, the required injectivity is not provided;
-низкая эффективность способа для скважин, эксплуатирующихся по уплотненной сетке скважин (100х100 м, 200х200 м), т.к. наличие высокопроницаемых каналов и трещин и малое расстояние от нагнетательной до добывающей скважины, особенно в трещиновато-пористом коллекторе, приводит к опережающему прорыву воды и максимальному обводнению добывающей скважины.- low efficiency of the method for wells operated on a compacted grid of wells (100x100 m, 200x200 m), because the presence of highly permeable channels and fractures and a short distance from the injection well to the production well, especially in a fractured-porous reservoir, leads to advanced water breakthrough and maximum watering of the production well.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения требуемого уровня приемистости, контроля объемов закачиваемой воды в нефтеносный пласт, организации системы поддержания пластового давления в водоносной части пласта.The technical objective of the invention is to improve the efficiency of the method of developing an oil deposit in the carbonate reservoirs of the Bashkirian stage by increasing the coverage of the reservoir by the influence, the uniformity of the development of oil reserves, increasing the oil displacement ratio by ensuring the required level of injectivity, controlling the volume of water injected into the oil-bearing reservoir, organizing a reservoir pressure maintenance system in the aquifer.
Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса, включающим бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта и нагнетательной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, ввод в эксплуатацию добывающих скважин, заводнение продуктивного пласта перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, при постоянном давлении с поочередными технологическими простоями нагнетательной скважины, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. The technical problem is solved by the method of developing an oil deposit in the carbonate reservoirs of the Bashkirian stage, including drilling production wells with the opening of the oil-bearing formation and an injection well with the opening of the productive formation and underlying aquifers, putting production wells into operation, flooding the productive formation by pumping in injection wells from aquifers into oil-bearing reservoir, at constant pressure with alternate technological downtime of the injection well, the selection of products from the reservoir through production wells.
Новым является то, что предварительно определяют начальное пластовое давление Рпл и выявляют водоносный интервал в добывающей и нагнетательной скважинах, нефтеносный интервал в добывающей скважине, породу-покрышку над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины, толщину породы-покрышки и площадь распространения, при водоносном интервале башкирского яруса и породе-покрышке над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины с толщиной не менее 2 м и с площадью распространения в целом по залежи бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта осуществляют по уплотненной сетке с расстоянием между скважинами 100 м или 200 м, при этом добывающие скважины выполняют диаметром 102 мм, бурение нагнетательной скважины осуществляют с перфорацией водоносного интервала, после ввода в эксплуатацию добывающих скважин определяют реагирующие добывающие скважины, далее заводнение продуктивного пласта осуществляют в течение 180 дней с закачкой сточной воды с суточным объемом, равным 60-80 м3/сут, и давлением, равным 1,5*Рпл, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт, при этом поочередные технологические простои нагнетательной скважины осуществляют длительностью 180 дней.What is new is that the initial formation pressure Р pl is preliminarily determined and the water-bearing interval in the production and injection wells, the oil-bearing interval in the production well, the cover rock above the oil-bearing interval and under the water-bearing interval of the production well, the thickness of the cover rock and the distribution area, when in the aquifer of the Bashkirian stage and the cover rock above the oil-bearing interval and under the aquifer of a production well with a thickness of at least 2 m and with an area of distribution as a whole over the deposit m, while production wells are performed with a diameter of 102 mm, drilling of an injection well is carried out with perforation of the aquifer, after commissioning of production wells, reacting production wells are determined, then the productive formation is flooded for 180 days with injection wastewater with a daily volume equal to 60-80 m 3 /day, and a pressure equal to 1.5*P pl , but not exceeding the maximum allowable pressure on the productive formation, while sequential technological downtime of the injection well is carried out for a duration of 180 days.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Предварительно определяют начального пластового давления Рпл, выявляют водоносный интервал в добывающей и нагнетательной скважинах, нефтеносный интервал в добывающей скважине, породу-покрышку над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины, толщину породы-покрышки и площадь распространения.Preliminarily determine the initial formation pressure Pre, identify the water-bearing interval in the production and injection wells, the oil-bearing interval in the production well, the cover rock above the oil-bearing interval and under the water-bearing interval of the production well, the thickness of the cover rock and the distribution area.
При водоносном интервале башкирского яруса и породе-покрышке над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины с толщиной не менее 2 м и с площадью распространения в целом по залежи бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта осуществляют по уплотненной сетке с расстоянием между скважинами 100 м или 200 м. При этом добывающие скважины выполняют диаметром 102 мм.In the aquifer of the Bashkirian stage and the cover rock above the oil-bearing interval and under the aquifer of a production well with a thickness of at least 2 m and with an area of distribution as a whole over the deposit, drilling of production wells with the opening of the oil-bearing formation is carried out using a compacted grid with a distance between wells of 100 m or 200 m. At the same time, mining wells are performed with a diameter of 102 mm.
Применение такой уплотненной сетки скважин обеспечивает требуемый уровень приемистости, а также снижает риск обводнения скважин в условиях заводнения.The use of such a compacted grid of wells provides the required level of injectivity, and also reduces the risk of well watering in flooding conditions.
Бурение нагнетательной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов осуществляют с перфорацией водосного интервала.Drilling of an injection well with the opening of a productive formation and underlying aquifers is carried out with perforation of the water interval.
После ввода в эксплуатацию добывающих скважин определяют реагирующие добывающие скважины.After commissioning of production wells, responsive production wells are determined.
Далее заводнение продуктивного пласта осуществляют в течение 180 дней с закачкой сточной воды с суточным объемом, равным 60-80 м3/сут, и давлением, равным 1,5*Рпл, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт. Такая закачка воды обеспечивает контроль заводнения, что предупреждает преждевременный прорыв воды в добывающую скважину.Further flooding of the productive formation is carried out for 180 days with the injection of waste water with a daily volume equal to 60-80 m 3 /day and a pressure equal to 1.5*P pl , but not exceeding the maximum allowable pressure on the productive formation. This water injection provides waterflooding control, which prevents premature water breakthrough into the production well.
При этом поочередные технологические простои нагнетательной скважины осуществляют длительностью 180 дней.At the same time, successive technological downtime of the injection well is carried out for a duration of 180 days.
Далее осуществляют отбор жидкости насосом из реагирующих добывающих скважин.Next, liquid is withdrawn by a pump from the reacting production wells.
Порода-покрышка под водоносным интервалом создает противодавление в водоносной части пласта при закачке воды и вытеснении нефти, а также исключает движение закачиваемой воды в нижележащий горизонт (серпуховский). Порода-покрышка над нефтеносным интервалом создает противодавление и повышения коэффициента вытеснения нефти. The cover rock under the aquifer creates backpressure in the aquifer during water injection and oil displacement, and also excludes the movement of injected water into the underlying horizon (Serpukhov). The seal rock above the oil-bearing interval creates back pressure and increases the oil displacement efficiency.
При заводнении гидродинамическая связь, как и пьезопроводность, между нагнетательной и реагирующими добывающими скважинами снижается в следствие более равномерного фронта вытеснения и более медленного развития обводненности. During flooding, the hydrodynamic coupling, as well as the piezoconductivity, between the injection and reacting production wells decreases due to a more uniform displacement front and a slower development of water cut.
Воронка депрессии в добывающей скважине и воронка репрессии в нагнетательной скважине долго не контактируют, в результате чего в нагнетательной скважине быстро достигается ограничение по максимальному забойному давлению. The depression funnel in the production well and the repression funnel in the injection well do not contact for a long time, as a result of which the maximum bottomhole pressure limit is quickly reached in the injection well.
Применение уплотненной сетки скважин с расстоянием между скважинами 100 м или 200 м сокращает время установления гидродинамическая связь между скважинами, что положительно сказывается на долгосрочной приемистости нагнетательных скважин.The use of a compacted grid of wells with a distance between wells of 100 m or 200 m reduces the time for establishing a hydrodynamic connection between wells, which has a positive effect on the long-term injectivity of injection wells.
При помощи закачки сточной воды по принципу «снизу-вверх» с определенным объемом и давлением происходит создание дополнительной системы сообщающихся между собой трещин. Из зоны с высокими значениями температуры и давления флюиды двигаются вверх до породы-покрышки над нефтеносным интервалом по ослабленным зонам в режиме компакции короткими возмущениями в виде импульсов.By pumping waste water according to the “bottom-up” principle with a certain volume and pressure, an additional system of interconnected cracks is created. From the zone with high values of temperature and pressure, fluids move up to the seal rock above the oil-bearing interval along the weakened zones in the compaction mode by short disturbances in the form of pulses.
Организация закачки через водоносную часть, по принципу «снизу-вверх» исключения прорыва воды напрямую в нефтеносную часть продуктивного пласта, что обеспечивает наиболее равномерную выработку запасов нефти и увеличения охвата пласта воздействием.Organization of injection through the aquifer, according to the "bottom-up" principle, excluding water breakthrough directly into the oil-bearing part of the reservoir, which ensures the most uniform production of oil reserves and increase the reservoir coverage.
Пример осуществления способа.An example of the implementation of the method.
Предварительно определили начальное пластовое давление Рпл=8,8 МПа, выявили водоносный интервал башкирского яруса в добывающей и нагнетательной скважинах 11 м, нефтеносный интервал в добывающей скважине 7,3 м, породу-покрышку над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины, толщину породы-покрышки 2,6 м и с площадью распространения в целом по залежи.Preliminarily determined the initial formation pressure Рpl=8.8 MPa, identified the aquifer of the Bashkirian stage in the production and injection wells 11 m, the oil interval in the production well 7.3 m, the rock-cover above the oil-bearing interval and under the water-bearing interval of the production well, the thickness of the rock - tires 2.6 m and with a distribution area as a whole for the deposit.
Пробурили 7 добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта по уплотненной сетке с расстоянием между скважинами 150 м. При этом добывающие скважины выполнили диаметром 102 мм. Средний начальный дебит по одной скважине по нефти составил 5,3 т/сут.7 production wells were drilled with the opening of the oil-bearing formation along a compacted grid with a distance between the wells of 150 m. In this case, the production wells were made with a diameter of 102 mm. The average initial flow rate of one oil well was 5.3 tons/day.
Пробурили нагнетательную скважину со вскрытием продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с перфорацией водосного интервала.An injection well was drilled with the opening of the productive formation and underlying aquifers with perforation of the water interval.
После ввода в эксплуатацию добывающих скважин определили реагирующие добывающие скважины.After commissioning of production wells, reacting production wells were identified.
Далее заводнение продуктивного пласта провели в течение 180 дней с закачкой сточной воды с суточным объемом, равным 63 м3/сут, и давлением, равным 13,2 МПа, не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт. Further, the flooding of the productive formation was carried out for 180 days with the injection of waste water with a daily volume of 63 m 3 /day and a pressure of 13.2 MPa, not exceeding the maximum allowable pressure on the productive formation.
При этом поочередные технологические простои нагнетательной скважины проводили длительностью 180 дней.At the same time, successive technological downtime of the injection well was carried out for 180 days.
Далее осуществили отбор жидкости насосом из реагирующих добывающих скважин. Максимальный средний дебит по одной скважине по нефти составил 6,2 т/сут, прирост по нефти составил 0,9 т/сут (пример 1 в таблице).Next, the liquid was withdrawn by a pump from the reacting production wells. The maximum average flow rate for one well for oil was 6.2 t/day, the increase in oil was 0.9 t/day (example 1 in the table).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. (примеры 2-7).The remaining examples of the implementation of the method for developing an oil deposit in the carbonate reservoirs of the Bashkirian stage are performed similarly. Their results are given in table. (examples 2-7).
Таблица. Результаты осуществления способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского ярусаTable. The results of the implementation of the method for the development of oil deposits in carbonate reservoirs of the Bashkirian stage
Полученные результаты показывают, что способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса повышает эффективность охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения требуемого уровня приемистости, контроля объемов закачиваемой воды в нефтеносный пласт, организации системы поддержания пластового давления в водоносной части пласта.The obtained results show that the method of developing an oil deposit in carbonate reservoirs of the Bashkirian stage increases the efficiency of reservoir sweep, uniformity of oil reserves recovery, increase in the oil displacement ratio by ensuring the required level of injectivity, control of the volume of water injected into the oil-bearing reservoir, organization of a reservoir pressure maintenance system in aquifer.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2789724C1 true RU2789724C1 (en) | 2023-02-07 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816723C1 (en) * | 2023-11-07 | 2024-04-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing oil recovery of a carbonate reservoir of the bashkirian stage |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2158821C1 (en) * | 2000-02-04 | 2000-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Method of development of multihorizon oil deposit |
| RU2361072C1 (en) * | 2008-08-05 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
| RU2515741C1 (en) * | 2012-12-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
| CN110761754A (en) * | 2018-07-26 | 2020-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water injection method for fracture-cave type carbonate reservoir well group unit |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2158821C1 (en) * | 2000-02-04 | 2000-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Method of development of multihorizon oil deposit |
| RU2361072C1 (en) * | 2008-08-05 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
| RU2515741C1 (en) * | 2012-12-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
| CN110761754A (en) * | 2018-07-26 | 2020-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water injection method for fracture-cave type carbonate reservoir well group unit |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГАРИФУЛЛИНА Д. Н. и др., Выбор и обоснование оптимальной плотности сетки эксплуатационных скважин и системы разработки месторождения. Академический журнал Западной Сибири, 2015, Т.11, N 3(58), С. 92-93. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816723C1 (en) * | 2023-11-07 | 2024-04-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing oil recovery of a carbonate reservoir of the bashkirian stage |
| RU2821497C1 (en) * | 2024-02-13 | 2024-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit located under gas deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2789724C1 (en) | Method for developing an oil reservoir in carbonate reservoirs of bashkirian stage | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2732742C1 (en) | Development method of water-oil reservoir | |
| RU2713547C1 (en) | Method for development of oil deposits with large depths of productive horizons and low well yields | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2732424C2 (en) | Method of drilling formations with abnormally high formation pressure and preventing collapsed well casing string during operation thereof | |
| RU2595105C1 (en) | Method for development of deposit complicated by vertical interruptions | |
| RU2823943C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2217582C1 (en) | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field | |
| RU2762321C9 (en) | Technology for the development of a highly permeable reservoir bed saturated with gas and underlain by reservoir water | |
| RU2821497C1 (en) | Method for development of oil deposit located under gas deposit | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2807319C1 (en) | Method for developing oil deposit site | |
| RU2782640C1 (en) | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field |