RU2600255C1 - Способ доразработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ доразработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2600255C1 RU2600255C1 RU2015139111/03A RU2015139111A RU2600255C1 RU 2600255 C1 RU2600255 C1 RU 2600255C1 RU 2015139111/03 A RU2015139111/03 A RU 2015139111/03A RU 2015139111 A RU2015139111 A RU 2015139111A RU 2600255 C1 RU2600255 C1 RU 2600255C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- additional
- horizontal
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 5
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 206010011878 Deafness Diseases 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1204—Packers; Plugs permanent; drillable
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
- E21B43/082—Screens comprising porous materials, e.g. prepacked screens
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин. Обеспечивают заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти. При этом бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения. Бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами. При этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола должна быть расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимать 30-70% от этого расстояния. Отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии. При обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.
Известен способ разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2455471, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 10.07.2012 г.), включающий создание системы разработки с добывающими многозабойными веерными скважинами с основным вертикальным стволом и боковыми стволами, горизонтальные участки которых в продуктивном пласте направлены симметрично в радиальных направлениях относительно основного ствола, и вертикальными нагнетательными скважинами, размещенными по равномерной квадратной пятиточечной схеме заводнения.
Недостаток способа заключается в том, что указанный способ не реализуется на поздней стадии разработки, не учитывает зоны скопления остаточных запасов нефти после первичного вытеснения, кроме того, происходит преждевременный прорыв воды в добывающую скважину через горизонтальные стволы, направленные к нагнетательным скважинам перпендикулярно фронту вытеснения.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент РФ №2101475, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.01.1998 г.), 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 и моделированием. Особенностью способа является то, что 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.
Недостатком способа является низкий охват залежи заводнением из-за трудности обнаружения и вовлечения в разработку горизонтальными скважинами застойных зон вязкой нефти, остающихся между нагнатетельными и добывающими скважинами после первичного вытеснения, не указывается точное направление бурения скважин, способ подходит только для рядной сетки скважин, нет возможности регулировать обводненность новых горизонтальных скважин в ходе эксплуатации путем отсечения обводненной части ствола.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку застойных зон нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами после первичного вытеснения.
Указанная задача разрешается описываемым способом, включающим бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин по площадной схеме, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием.
Новым является то, что бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции выше 80% и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения, причем бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами, при этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимает 30-70% от этого расстояния, причем отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии, а при обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.
Также новым является то, что длину продуктивной части дополнительной скважины оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.
На фиг. 1 изображена залежь, разбуренная по квадратной сетке.
На фиг. 2 изображена залежь, разбуренная по треугольной сетке.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Залежь 1 (фиг. 1 и 2) разбуривают вертикальными добывающими скважинами 2 и нагнетательными скважинами 3 по равномерной квадратной либо треугольной сетке 4. Пускают добывающие 2 и нагнетательные скважины 3 в эксплуатацию, осуществляют отбор продукции, заводнение залежи.
Затем, после возрастания обводненности продукции добывающих скважин 2 выше 80%, проводят исследование залежи 1 (например, химический анализ воды, закачку трассеров) на предмет определения застойных зон скопления остаточных запасов нефти (зон) 5. При этом предлагаемый способ разработки нефтяной залежи 1 базируется на известном факте о характере продвижения контура закачиваемой воды от нагнетательных скважин 3 к добывающим 2. Вначале контур наступающей воды 6 близок по форме к кругу. Затем по мере приближения к добывающей скважине контур 6 искажается вследствие быстрого движения воды по главным линиям, соединяющим нагнетательные скважины с добывающими. Непосредственно к добывающей скважине контуры воды 6 подходят узкими языками 7 (Р.Т. Фазлыев. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. 255 с.). В результате в межскважинном пространстве в застойных зонах 5 образуются скопления остаточной нефти, заблокированные водой, добыча нефти из которых после первичного заводнения пласта значительно затруднена. Причем с увеличением вязкости нефти площадь застойных зон 5 и объем остаточной нефти также увеличивается. Бурение дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 в эти зоны 5 обеспечит ввод остаточных запасов нефти в разработку. Использование именно горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 будет способствовать наиболее полной выработке запасов, уменьшит вероятность преждевременного обводнения скважин 2 и 8, обеспечит возможность производить отбор нефти при небольшой депрессии на залежь 1 (не более 1 МПа), что дополнительно повысит эффективность нефтеизвлечения.
Опытом эксплуатации доказано, что оптимальной величиной обводненности является 80% и выше, т.е. на поздней стадии разработки, в пластах со скважинами, обводняющимися закачиваемой водой.
Определив центры скопления зон 5, намечают бурение дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых добывающих скважин 2 в направлении ближайших добывающих скважин 2′. При этом источники обводнения - нагнетательные скважины 3 и 3′ должны оставаться между дополнительными скважинами 8 (фиг. 1 - устье не указано) или стволами 8′ (фиг. 1 и 2), а горизонтальные участки дополнительной скважины 8 или ствола 8′, находящиеся в нефтяном пласте, расположены на примерно равном расстоянии от добывающих скважин 2 и 2′ и занимают 30-70% от этого расстояния. Повариантные расчеты на модели показали, что величина 30-70% является оптимальной, увеличение этого диапазона не способствует дальнейшему существенному приросту дополнительной добычи нефти, а уменьшение приводит к снижению добычи нефти вследствие снижения охвата по площади.
Бурят дополнительные горизонтальные скважины 8 или горизонтальные стволы 8′ со старых скважин 2, размещая их по предлагаемому способу. Пускают дополнительные горизонтальные скважины 8 или горизонтальные стволы 8′ со старых скважин 2 в эксплуатацию и продолжают разработку месторождения. При этом нефть, сосредоточенная в областях зон 5, обойденных вытесняющим агентом, вследствие искажения контура закачиваемой воды 6 между добывающими 2 и 2′ и нагнетательными скважинами 3 и 3′ вводится в активную разработку. Пуск дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 приводит к снижению обводненности продукции добывающих скважин 2, увеличению добычи нефти, вовлечению дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения вследствие эксплуатации дополнительных горизонтальных скважин 8 или боковых горизонтальных стволов 8′ в зоне 5.
В случае, если в ходе разработки выявится, что дополнительная горизонтальная скважина 8 или боковой горизонтальный ствол 8′ начнут обводняться, возможно отсечение обводненного интервала путем установки пакера (глухого, если обводнение идет с забоя, и проходного, если обводнение идет от начала точки входа в пласт, что определяется опытным путем). Также отсечение возможно в автоматическом режиме без участия человека: для этого длину продуктивной части дополнительной горизонтальной скважины 8 или бокового горизонтального ствола 8′ оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.
Таким образом продлевают рентабельную разработку практически заводненной выработанной залежи 1. Нефть, скопившаяся в зонах 5 в процессе разработки при первичном вытеснении до применения способа, начинает поступать в дополнительные горизонтальные скважины 8 (фиг. 1) или горизонтальные стволы 8′ (фиг. 1 и 2) со старых скважин 2, причем нефть этих скважин имеет более низкую обводненность, чем нефть вертикальных добывающих скважин 2. Это приводит к повышению нефтеизвлечения.
Пример конкретного выполнения.
Осуществление данного способа рассмотрим на примере конкретного нефтяного месторождения. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами: пористость - 14,4%, проницаемость - 0,111 мкм, нефтенасыщенность - 78%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 687,5 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8,7 м, начальное пластовое давление - 8,9 МПа, пластовая температура - 25°C, параметры пластовой нефти: плотность - 891 кг/м3, вязкость - 52,7 мПа·с, давление насыщения - 2,9 МПа, газосодержание - 10,2 м3/т.
Участок разбурили проектной квадратной сеткой 4 (фиг. 1) с расстоянием между скважинами 300 м, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные 3, 3′ и добычу нефти из добывающих скважин 2, 2′. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Определили скважину 2, в которой дебит по нефти составил 0,8 т/сут, по воде - 12 т/сут. Текущая обводненность продукции достигла 94%. Затем произвели исследования скважин, экспериментальное изучение участка и трехмерное моделирование, которые показали, что остаточные запасы нефти сосредоточены в зонах 5 между двумя соседними нагнетательными скважинами 3 и 3′.
В эти зоны 5 скопления остаточных запасов нефти между вертикальными соседними нагнетательными скважинами 3 и 3′, находящимися на расстоянии друг от друга 420 м, произвели бурение трех боковых горизонтальных стволов 8′ из обводненной вертикальной скважины 2 на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин 3, 3′ (210 м) и одной горизонтальной скважины 8 также на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин 3, 3′. При этом длина горизонтального участка скважины 8 и боковых горизонтальных стволов 8′ в нефтяном пласте составила 240 м (или 57%) от расстояния между добывающими скважинами 2 и 2′.
Промысловые испытания при этом показали, что суммарный дебит участка, включающего горизонтальную скважину 8 и три боковых горизонтальных ствола 8′, по нефти составил 8 т/сут при средней обводненности продукции 60%. Годовая добыча этого участка залежи 1 составила 2,7 тыс. т нефти, что позволило продлить его рентабельную эксплуатацию. После начала обводнения одного ствола 8′ и определения интервала обводнения в него был установлен забойный пакер (на фиг. 1 не показан) для отсечения обводнившегося участка.
Дальнейшая эксплуатация такой скважины позволила повысить коэффициент нефтеизвлечения по участку залежи 1 на 7%.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии позволяет повысить КИН на величину до 7%, снизить обводненность продукции на 20-30% за счет освоения невыработанных участков и регулирования интервалов поступления жидкости в скважину.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой на поздней стадии, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием, отличающийся тем, что бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения, причем бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами, при этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимает 30-70% от этого расстояния, причем отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии, а при обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.
2. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой на поздней стадии по п.1, отличающийся тем, что длину продуктивной части дополнительной скважины оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015139111/03A RU2600255C1 (ru) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Способ доразработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015139111/03A RU2600255C1 (ru) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Способ доразработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2600255C1 true RU2600255C1 (ru) | 2016-10-20 |
Family
ID=57138780
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015139111/03A RU2600255C1 (ru) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Способ доразработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2600255C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2724719C1 (ru) * | 2020-01-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи площадной системой |
CN116181304A (zh) * | 2021-11-26 | 2023-05-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种正方形、三角形面积注水井网转换加密方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
RU2101475C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-01-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2135766C1 (ru) * | 1998-05-28 | 1999-08-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ контроля за разработкой нефтяных залежей |
RU2172395C2 (ru) * | 1999-08-10 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2208137C1 (ru) * | 2001-10-25 | 2003-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2274741C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2015
- 2015-09-14 RU RU2015139111/03A patent/RU2600255C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
RU2101475C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-01-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2135766C1 (ru) * | 1998-05-28 | 1999-08-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ контроля за разработкой нефтяных залежей |
RU2172395C2 (ru) * | 1999-08-10 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2208137C1 (ru) * | 2001-10-25 | 2003-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2274741C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2724719C1 (ru) * | 2020-01-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи площадной системой |
CN116181304A (zh) * | 2021-11-26 | 2023-05-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种正方形、三角形面积注水井网转换加密方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2334095C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2364717C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2626845C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2600255C1 (ru) | Способ доразработки нефтяной залежи | |
RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2514046C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
RU2618542C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта | |
RU2595112C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки | |
RU2334097C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
RU2347893C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2504649C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
RU2599124C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
RU2601707C1 (ru) | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения | |
RU2494237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи термическим заводнением | |
RU2782640C1 (ru) | Способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения | |
RU2680089C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |