RU2283947C1 - Method for oil pool development with horizontal wells - Google Patents
Method for oil pool development with horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283947C1 RU2283947C1 RU2005120674/03A RU2005120674A RU2283947C1 RU 2283947 C1 RU2283947 C1 RU 2283947C1 RU 2005120674/03 A RU2005120674/03 A RU 2005120674/03A RU 2005120674 A RU2005120674 A RU 2005120674A RU 2283947 C1 RU2283947 C1 RU 2283947C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- distance
- horizontal
- water contact
- trunk
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами.The present invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits by horizontal wells.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения системой скважин с горизонтальными стволами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу нефти через добывающие скважины. Дополнительно проводят дренажные скважины с горизонтальными стволами, размещают их в подошве месторождения с газонапорным режимом или в кровле месторождения с водонапорным режимом, при этом система горизонтальных скважин имеет пересекающиеся или скрещивающиеся в плане стволы, а добывающие скважины гидродинамически связаны с местами пересечения горизонтальных стволов дренажных скважин, закачку вытесняющего агента осуществляют в кровлю месторождения при газонапорном режиме или в подошву месторождения при водонапорном режиме (Патент РФ №1623276, кл. Е 21 В 43/20, опубл.1999.11.27).A known method of developing an oil field, including drilling a field with a horizontal wellbore system, injecting a displacing agent through injection wells and producing oil through production wells. Additionally, drainage wells with horizontal shafts are carried out, they are placed at the bottom of the gas-pressure field or in the roof of the field with a water-pressure mode, while the horizontal well system has intersecting or intersecting trunks in plan view, and production wells are hydrodynamically connected to the intersection of horizontal drainage well shafts, injection of the displacing agent is carried out in the roof of the field in gas pressure mode or in the bottom of the field in water pressure mode (Paten t of the Russian Federation No. 1623276, class E 21 B 43/20, publ. 1999.11.11.27).
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции поднимающимися конусами обводнения.The known method does not allow to develop an oil reservoir with high oil recovery due to the rapid flooding of the produced products with rising cones of flooding.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, по всей его длине от его забоя до кровли пласта проведение потокометрии, по данным потокометрии нахождение прилегающих к основному транспортному горизонтальному стволу работающих участков пласта и неработающих участков пласта, затем из основного транспортного горизонтального ствола в неработающие участки пласта бурение ответвленных ниспадающих стволов волнообразного профиля, проведение в них потокометрии, выявление прилегающих к ответвленным ниспадающим стволам волнообразного профиля работающих участков пласта, бурение последующих горизонтальных стволов и дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в работающие участки пласта из основного транспортного горизонтального ствола, включение скважин в работу по добыче нефти, при этом включение дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в каждой скважине в работу по добыче нефти последовательно, начиная от забоя основного транспортного горизонтального ствола до кровли пласта (Патент РФ №2141560, кл. Е 21 В 43/00, опубл.11.20.1999 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir by horizontal wells, including conducting a main horizontal transport well in the well, flow metering along its entire length from its bottom to the top of the formation, using the flow meter to find working sections adjacent to the main horizontal horizontal well formation and idle sections of the formation, then from the main horizontal transport trunk to idle sections of the formation b erasure of branched descending trunks of a wave-like profile, flow metering in them, identification of working sections of a formation adjacent to a branched descending trunks of a wave-like profile, drilling of subsequent horizontal trunks and additional branched descending trunks in working sections of a formation from a main transport horizontal wellbore, including wells in oil production , while the inclusion of additional branched descending shafts in each well in the oil production after efficiently, starting from the bottom of the main horizontal transport trunk to the roof of the formation (RF Patent No. 2141560, cl. E 21 B 43/00, publ. 11.20.1999 - prototype).
Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако при этом нефтеотдача остается невысокой вследствие преждевременного поднятия конусов подошвенных вод к забоям добывающих скважин.The known method allows you to select the main oil reserves from the reservoir, however, the oil recovery remains low due to the premature rise of bottom water cones to the faces of production wells.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающем проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в работающие участки пласта и включение скважин в работу по добыче нефти, согласно изобретению основной транспортный горизонтальный ствол бурят горизонтально или наклонно в кровельной части продуктивного пласта, дополнительные ответвленные ниспадающие стволы бурят с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола, высоту горизонтальной части последнего дополнительного ответвленного ниспадающего ствола назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8, высоту горизонтальной части первого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,1-0,2, высоты горизонтальных частей дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в промежутке между первым и последним стволом назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,2-0,6, при этом при обводнении добываемой нефти за счет поднятия конусов обводнения исключают из работы скважины обводненные ниспадающие стволы.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir by horizontal wells, including wiring a main horizontal transport well in the well, drilling from the main horizontal transport well additional branched descending shafts into the working sections of the formation and including wells in the oil production operation, according to the invention, the main horizontal transport the trunk is drilled horizontally or obliquely in the roofing of the reservoir, additional branched descending trunk We drill with lowering their faces to the end of the main horizontal transport trunk, the height of the horizontal part of the last additional branching descending trunk is determined based on the ratio of the distance from the main bottom of the trunk to the oil-water contact to the distance from the main horizontal transport trunk to the oil-water contact of 0.6-0, 8, the height of the horizontal part of the first additional branching descending trunk is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the trunk to the oil-water contact to the distance from the main transport horizontal trunk to the oil-water contact, equal to 0.1-0.2, the height of the horizontal parts of the additional branched falling trunks in the interval between the first and last trunk is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the trunk to the oil-water contact to the distance from the main transport horizontal the well to the oil-water contact equal to 0.2-0.6, while watering the produced oil by raising the cones of watering exclude waterlogged wells from the well giving trunks.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. проводка в скважине основного транспортного горизонтального ствола;1. wiring in the well of the main transport horizontal wellbore;
2. бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в работающие участки пласта;2. drilling from the main horizontal transport trunk of additional branched descending trunks into the working sections of the formation;
3. включение скважин в работу по добыче нефти;3. inclusion of wells in oil production;
4. бурение основного транспортного горизонтального ствола горизонтально или наклонно в кровельной части продуктивного пласта;4. drilling of the main transport horizontal trunk horizontally or inclined in the roofing of the reservoir;
5. бурение дополнительных ответвленных ниспадающих стволов с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола;5. drilling additional branched descending trunks with lowering their faces to the end of the main horizontal transport trunk;
6. назначение высоты горизонтальной части последнего дополнительного ответвленного ниспадающего ствола исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8;6. assignment of the height of the horizontal part of the last additional branching descending trunk based on the ratio of the distance from the bottom of the trunk to the oil-water contact to the distance from the main transport horizontal trunk to the oil-water contact of 0.6-0.8;
7. назначение высоты горизонтальной части первого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,1-0,2;7. assignment of the height of the horizontal part of the first additional branching descending trunk based on the ratio of the distance from the bottom of the trunk to the oil-water contact to the distance from the main horizontal transport trunk to the oil-water contact equal to 0.1-0.2;
8. назначение высот горизонтальных частей дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в промежутке между первым и последним стволом исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,2-0,6;8. assignment of heights of horizontal parts of additional branched descending trunks in the interval between the first and last trunk based on the ratio of the distance from the bottom of the trunk to the oil-water contact to the distance from the main horizontal transport trunk to the oil-water contact equal to 0.2-0.6;
9. при обводнении добываемой нефти за счет поднятия конусов обводнения исключают из работы скважины обводненные ниспадающие стволы.9. When watering the produced oil by raising the cones of watering, waterlogged flowing trunks are excluded from the operation of the well.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-9 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи с подошвенной водой происходит поднятие конусов воды к забоям добывающих скважин. Вследствие этого наступает обводнение добываемой продукции, захоронение части извлекаемых запасов в продуктивном пласте и снижение конечной нефтеотдачи залежи. Особенно сильный отрицательный эффект такого рода проявляется при поднятии конусов к горизонтальным добывающим скважинам. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи за счет снижения эффекта конусообразования и преждевременного обводнения горизонтальных добывающих скважин.When developing an oil reservoir with bottom water, water cones are raised to the faces of production wells. As a result of this, waterlogging of produced products, burial of a part of recoverable reserves in the reservoir and a decrease in the final oil recovery of the reservoir occur. A particularly strong negative effect of this kind manifests itself when lifting the cones to horizontal producing wells. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery by reducing the effect of cone formation and premature flooding of horizontal production wells.
На чертеже схематически представлен разрез продуктивного пласта.The drawing schematically shows a section of the reservoir.
В продуктивном пласте 1 в кровельной части бурят основной транспортный горизонтальный ствол 2 горизонтально или наклонно (в данном случае наклонно). Из него бурят дополнительные ответвленные ниспадающие стволы 3-6 с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола 2.In the reservoir 1 in the roofing part, the main horizontal transport shaft 2 is drilled horizontally or obliquely (in this case, obliquely). Additional branched descending trunks 3-6 are drilled from it with a decrease in their faces towards the end of the main transport horizontal trunk 2.
Высоту горизонтальной части h1-6 последнего (четвертого) дополнительного ответвленного ниспадающего ствола 6 назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола 7 до водонефтяного контакта 8 h2-6 к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола 2 до водонефтяного контакта 8 h1-6+h2-6, равного 0,6-0,8.The height of the horizontal part h 1-6 of the last (fourth) additional branched descending barrel 6 is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the barrel 7 to the oil-water contact 8 h 2-6 to the distance from the main transport horizontal barrel 2 to the oil-water contact 8 h 1-6 + h 2-6 , equal to 0.6-0.8.
h1-6/(h1-6+h2-6)=0,6-0,8h 1-6 / (h 1-6 + h 2-6 ) = 0.6-0.8
Высоту горизонтальной части h1-3 первого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола 3 назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола 9 до водонефтяного контакта 8 h2-3 к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола 2 до водонефтяного контакта 8 h1-3+h2-3, равного 0,1-0,2.The height of the horizontal part h 1-3 of the first additional branching falling shaft 3 is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the barrel 9 to the oil-water contact 8 h 2-3 to the distance from the main transport horizontal barrel 2 to the oil-water contact 8 h 1-3 + h 2- 3 , equal to 0.1-0.2.
H1-3/(h1-3+h2-3)=0,1-0,2H 1-3 / (h 1-3 + h 2-3 ) = 0.1-0.2
Высоту горизонтальной части h1-4 второго дополнительного ответвленного ниспадающего ствола 4 назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола 10 до водонефтяного контакта 8 h2-4 к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола 2 до водонефтяного контакта 8 h1-4+h2-4, равного 0,2-0,4.The height of the horizontal part h 1-4 of the second additional branching falling shaft 4 is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the barrel 10 to the oil-water contact 8 h 2-4 to the distance from the main transport horizontal barrel 2 to the oil-water contact 8 h 1-4 + h 2- 4 , equal to 0.2-0.4.
h1-4/(h1-4+h2-4)=0,2-0,4h 1-4 / (h 1-4 + h 2-4 ) = 0.2-0.4
Высоту горизонтальной части h1-5 третьего дополнительного ответвленного ниспадающего ствола 5 назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола 11 до водонефтяного контакта 8 h2-5 к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола 2 до водонефтяного контакта 8 h1-5+h2-5, равного 0,4-0,6.The height of the horizontal part h 1-5 of the third additional drop-down trunk 5 is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the barrel 11 to the oil-water contact 8 h 2-5 to the distance from the main transport horizontal barrel 2 to the oil-water contact 8 h 1-5 + h 2- 5 , equal to 0.4-0.6.
h1-5/(h1-5+h2-5)=0,4-0,6h 1-5 / (h 1-5 + h 2-5 ) = 0.4-0.6
Заводнение продуктивного пласта ведут через нагнетательные скважины (не показаны). Отбор нефти ведут через добывающие скважины, в том числе и через скважину, показанную на чертеже. Отбор нефти ведут не только через дополнительный ответвленный ниспадающий ствол, но и через основной транспортный горизонтальный ствол. В зависимости от свойств пласта скважину обсаживают или нет.Waterflooding of the reservoir is conducted through injection wells (not shown). Oil is taken through production wells, including through the well shown in the drawing. The selection of oil is carried out not only through an additional branch drop-down trunk, but also through the main transport horizontal trunk. Depending on the properties of the formation, the well is cased or not.
В результате поднятия конусов воды обводнение забоев всех дополнительных ответвленных ниспадающих стволов происходит более равномерно. Основное поднятие конуса обводнения наступает около основного ствола (вертикального) скважины. Поэтому забой первого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола поднят выше остальных. При обводнении дополнительных ответвленных ниспадающих стволов их изолируют, например, цементированием.As a result of the raising of the water cones, the flooding of the faces of all the additional branched descending trunks occurs more evenly. The main rise of the watering cone occurs near the main wellbore (vertical) of the well. Therefore, the face of the first additional branched drop-down trunk is raised above the rest. When watering additional branched descending trunks, they are isolated, for example, by cementing.
Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: средняя глубина залегания - 892 м, тип залежи - массивный, коллектор - карбонатный, средняя общая толщина - 22 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 8,8 м, пористость - 0,141, средняя насыщенность нефтью - 0,79, проницаемость - 0,145 мкм2, пластовая температура - 23°С, пластовое давление - 7,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 52,9 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 0,884 т/м3, давление насыщения нефти газом - 1,3 МПа, газосодержание нефти - 4,7 м3/т, вязкость воды в пластовых условиях - 1,1 мПа·с, плотность воды - 1,036 кг/м3.An oil reservoir of the Romashkinskoye field is developed with the following characteristics: the average depth is 892 m, the type of deposit is massive, the reservoir is carbonate, the average total thickness is 22 m, the average effective oil saturated thickness is 8.8 m, the porosity is 0.141, and the average oil saturation is 0.79, permeability - 0.145 μm 2 , reservoir temperature - 23 ° C, reservoir pressure - 7.4 MPa, oil viscosity at reservoir conditions - 52.9 MPa · s, oil density at reservoir conditions - 0.884 t / m 3 , the pressure of oil saturation with gas is 1.3 MPa, the gas content of oil is 4.7 m 3 / t, water viscosity in reservoir conditions - 1.1 MPa · s, water density - 1.036 kg / m 3 .
Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины.The deposit is being developed by flooding. The working agent is pumped through injection wells and oil is taken through production wells.
В продуктивном пласте 1 на расстоянии 2 м от кровли бурят горизонтально основной транспортный горизонтальный ствол 2 длиной 300 м. Из него бурят дополнительные ответвленные ниспадающие стволы 3-6 через 100 м каждый с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола 2.In the reservoir 1 at a distance of 2 m from the roof, the main horizontal transport trunk 2 300 m long is drilled horizontally. Additional branched descending trunks 3-6 are drilled from it, 3-6 through 100 m each with a decrease in their faces to the end of the main horizontal transport trunk 2.
Высоту горизонтальной части h1-6 последнего (четвертого) дополнительного ответвленного ниспадающего ствола 6 назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола 7 до водонефтяного контакта 8 h2-6 к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола 2 до водонефтяного контакта 8 h1-6+h2-6, равного 0,6-0,8.The height of the horizontal part h 1-6 of the last (fourth) additional branched descending barrel 6 is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the barrel 7 to the oil-water contact 8 h 2-6 to the distance from the main transport horizontal barrel 2 to the oil-water contact 8 h 1-6 + h 2-6 , equal to 0.6-0.8.
h1-6/(h1-6+h2-6)=14/(14+6)=0,7h 1-6 / (h 1-6 + h 2-6 ) = 14 / (14 + 6) = 0.7
Высоту горизонтальной части h1-3 первого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола 3 назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола 9 до водонефтяного контакта 8 h2-3 к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола 2 до водонефтяного контакта 8 h1-3+h2-3, равного 0,1-0,2.The height of the horizontal part h 1-3 of the first additional branching falling shaft 3 is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the barrel 9 to the oil-water contact 8 h 2-3 to the distance from the main transport horizontal barrel 2 to the oil-water contact 8 h 1-3 + h 2- 3 , equal to 0.1-0.2.
h1-3/(h1-3+h2-3)=3/(3+17)=0,15h 1-3 / (h 1-3 + h 2-3 ) = 3 / (3 + 17) = 0.15
Высоту горизонтальной части h1-4 второго дополнительного ответвленного ниспадающего ствола 4 назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола 10 до водонефтяного контакта 8 h2-4 к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола 2 до водонефтяного контакта 8 h1-4+h2-4, равного 0,2-0,4.The height of the horizontal part h 1-4 of the second additional branching falling shaft 4 is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the barrel 10 to the oil-water contact 8 h 2-4 to the distance from the main transport horizontal barrel 2 to the oil-water contact 8 h 1-4 + h 2- 4 , equal to 0.2-0.4.
h1-4/(h1-4+h2-4)=6/(6+14)=0,3h 1-4 / (h 1-4 + h 2-4 ) = 6 / (6 + 14) = 0.3
Высоту горизонтальной части h1-5 третьего дополнительного ответвленного ниспадающего ствола 5 назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола 11 до водонефтяного контакта 8 h2-5 к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола 2 до водонефтяного контакта 8 h1-5+h2-5, равного 0,4-0,6.The height of the horizontal part h 1-5 of the third additional drop-down trunk 5 is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the barrel 11 to the oil-water contact 8 h 2-5 to the distance from the main transport horizontal barrel 2 to the oil-water contact 8 h 1-5 + h 2- 5 , equal to 0.4-0.6.
h1-5/(h1-5+h2-5)=10/(10+10)=0,5h 1-5 / (h 1-5 + h 2-5 ) = 10 / (10 + 10) = 0.5
В результате поднятия конусов воды обводнение забоев всех дополнительных ответвленных ниспадающих стволов происходит более равномерно. При обводнении добываемой нефти за счет поднятия конусов обводнения исключают из работы скважины обводненные ниспадающие стволы. Вследствие этого безводный период добычи нефти составил 1,5 года вместо 1 года, как у горизонтальных скважин аналогичного типа (по прототипу). Нефтеотдача участка залежи составила 48%, тогда как по оценке для участка со скважиной аналогичного типа (по прототипу) нефтеотдача составляет 40%.As a result of the raising of the water cones, the flooding of the faces of all the additional branched descending trunks occurs more evenly. When watering the produced oil by raising the watering cones, waterlogged flowing trunks are excluded from the operation of the well. As a result, the anhydrous period of oil production was 1.5 years instead of 1 year, as in horizontal wells of a similar type (according to the prototype). The oil recovery of the deposit section was 48%, while the estimated oil recovery for the section with a well of the same type (according to the prototype) is 40%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005120674/03A RU2283947C1 (en) | 2005-07-04 | 2005-07-04 | Method for oil pool development with horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005120674/03A RU2283947C1 (en) | 2005-07-04 | 2005-07-04 | Method for oil pool development with horizontal wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2283947C1 true RU2283947C1 (en) | 2006-09-20 |
Family
ID=37113910
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005120674/03A RU2283947C1 (en) | 2005-07-04 | 2005-07-04 | Method for oil pool development with horizontal wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2283947C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101956548A (en) * | 2010-09-25 | 2011-01-26 | 北京奥瑞安能源技术开发有限公司 | Coal bed methane multi-branch horizontal well system and modification method thereof |
| CN102979498A (en) * | 2012-11-12 | 2013-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | Coal bed gas multi-branch horizontal well system |
| RU2488690C1 (en) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits with horizontal wells |
| CN103867124A (en) * | 2013-05-31 | 2014-06-18 | 华北石油管理局 | CBM (Coal-Bed Methane) multi-branch horizontal well system suitable for uniclinal structure |
| CN112240184A (en) * | 2020-10-30 | 2021-01-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system for improving recovery ratio by three-dimensional displacement of low-permeability tight oil reservoir |
| CN112855087A (en) * | 2021-03-22 | 2021-05-28 | 河北佐和佑石油技术发展有限公司 | Coal bed gas horizontal well system transformation method |
-
2005
- 2005-07-04 RU RU2005120674/03A patent/RU2283947C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101956548A (en) * | 2010-09-25 | 2011-01-26 | 北京奥瑞安能源技术开发有限公司 | Coal bed methane multi-branch horizontal well system and modification method thereof |
| CN101956548B (en) * | 2010-09-25 | 2013-05-08 | 北京奥瑞安能源技术开发有限公司 | Coal bed methane multi-branch horizontal well system and modification method thereof |
| RU2488690C1 (en) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits with horizontal wells |
| CN102979498A (en) * | 2012-11-12 | 2013-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | Coal bed gas multi-branch horizontal well system |
| CN102979498B (en) * | 2012-11-12 | 2016-01-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | Coal bed gas multi-branch horizontal well system |
| CN103867124A (en) * | 2013-05-31 | 2014-06-18 | 华北石油管理局 | CBM (Coal-Bed Methane) multi-branch horizontal well system suitable for uniclinal structure |
| CN103867124B (en) * | 2013-05-31 | 2015-12-09 | 华北石油管理局 | A kind of multi-lateral horizontal well system for coal bed gas being applicable to monoclinal structure |
| CN112240184A (en) * | 2020-10-30 | 2021-01-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system for improving recovery ratio by three-dimensional displacement of low-permeability tight oil reservoir |
| CN112240184B (en) * | 2020-10-30 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system for improving recovery ratio by three-dimensional displacement of low-permeability tight oil reservoir |
| CN112855087A (en) * | 2021-03-22 | 2021-05-28 | 河北佐和佑石油技术发展有限公司 | Coal bed gas horizontal well system transformation method |
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 | |
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| CN109577938A (en) | Fracturing method for tight oil reservoir horizontal well through stratum | |
| RU2274738C1 (en) | Method for oil field development by horizontal wells | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| RU2282022C2 (en) | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2287674C1 (en) | Method for extracting oil deposit using horizontal wells | |
| RU2526082C1 (en) | Processing of fractured reservoir | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
| RU2835406C1 (en) | Method for development of oil deposit in heterogeneous reservoir | |
| RU2667210C1 (en) | Method of operation of hydrocarbon deposit | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120705 |