RU2775120C1 - Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой - Google Patents
Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775120C1 RU2775120C1 RU2021137411A RU2021137411A RU2775120C1 RU 2775120 C1 RU2775120 C1 RU 2775120C1 RU 2021137411 A RU2021137411 A RU 2021137411A RU 2021137411 A RU2021137411 A RU 2021137411A RU 2775120 C1 RU2775120 C1 RU 2775120C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- wells
- injection
- formation
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 103
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 29
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 4
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative Effects 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 229910052904 quartz Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010219 correlation analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в пласте на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации. Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой включает отбор нефти через добывающие скважины. Также способ включает закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источником обводнения которых является подошвенная вода. Также способ включает проведение работ по ограничению добычи избыточной воды с необходимым объёмом закачки водоизолирующих составов в водоносный интервал с подошвенной водой для получения водоизолирующего экрана. Способ включает исследования по определению участка пласта с подошвенной водой. Исследования производят на стадии разведки. После проведения исследований участок пласта разбуривают сетками скважин с определением в каждой скважине уровня водонефтяного контакта между нефтеносным интервалом и подошвенной водой. Осуществляют закачку водоизолирующего состава в водоносный интервал с подошвенной водой с интервалом закачки состава не менее 2 м для получения водоизолирующего экрана перед началом эксплуатации скважин и в объеме, обеспечивающем проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины. Эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин ведут с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана для исключения его смещения и разрушения. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой.
Известен способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта (патент RU № 2528805, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.2014 Бюл. № 26), включающий проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции, при этом при проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью, причем водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины; герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины; вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны; осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал.
Недостатками способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин), сложность и очень высокая стоимость (в 3 – 5 раз больше кумулятивной и гидромеханической перфорации) вторичного вскрытия нефтеносного интервала с заколонным экраном не менее 5 м.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока нефтедобывающей скважины (патент RU № 2793279, МПК Е21В 43/32, Е21В 43/11, Е21В 43/16, опубл. 10.08.2016 Бюл. № 22), включающий закачку водоизолирующего материала в околоскважинную зону и отбор нефти, причем проводят перфорацию в добывающей скважине интервала водонефтяного контакта, интервала выше и ниже водонефтяного контакта, закачку в интервал водонефтяного контакта первой оторочки водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой, остановку закачки, одновременную закачку в интервал выше водонефтяного контакта первой оторочки нефти и в интервал ниже водонефтяного контакта первой оторочки пластовой воды с одинаковым давлением и с одинаковым расходом, прекращение закачки, закачку в интервал водонефтяного контакта второй оторочки водоизолирующего материала, остановку закачки, одновременную закачку в интервал выше водонефтяного контакта второй оторочки нефти и в интервал ниже водонефтяного контакта второй оторочки пластовой воды с одинаковым давлением и с одинаковым расходом, прекращение закачки, повторение операций закачки оторочек водоизолирующего материала и нефти и пластовой воды до начала схватывания водоизолирующего материала, проведение технологической выдержки для схватывания и твердения водоизолирующего материала, изоляцию в скважине интервала водонефтяного контакта и интервала ниже водонефтяного контакта от верхнего объема скважины и отбор нефти через интервал выше водонефтяного контакта, при этом объемы всех первых оторочек поддерживают одинаковыми и объемы всех вторых оторочек поддерживают одинаковыми.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин) в том числе и вертикальных трещин, через которые жидкость из водоносного интервала пласта перемещается в нефтеносную, так как миграция вверх водоизолирующего состава, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды, происходит только за счет разности плотностей (плотность нефти: 730 – 1040 кг/м3, пластовой и минеральной воды – 1020 – 1100 кг/м3), что не эффективно особенно в пластах с высоким пластовым давлением.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU № 2318993, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.03.2008 Бюл. № 7), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности; и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды, отличающийся тем, что дополнительно проводят исследования объемов закачки по нагнетательным скважинам и исследования показателей энергетического состояния пласта, количество избыточной воды определяют путем сравнительного анализа фактической зависимости логарифма текущего водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти с расчетной, обеспечивающей проектную выработку запасов нефти данной скважины, по каждой скважине определяют приведенный водонефтяной фактор, за который принимают накопленный водонефтяной фактор на момент достижения фиксированного значения обводненности, определяемого экспертным путем; в скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды; в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод; уточнение источника обводнения осуществляют сравнительным корреляционным анализом динамик: закачки по нагнетательным скважинам, добычи жидкости, нефти, воды, обводненности по добывающим скважинам, показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, причем в случае, когда источником обводнения добывающих скважин является прорыв подошвенных или контурных вод, в первую очередь проводят мероприятия по восстановлению эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) с целью восстановления пластового давления до начального значения, причем источником обводнения признают прорыв подошвенных вод по заколонному пространству, если наблюдается обратная корреляция динамики обводненности добываемой жидкости с динамикой добычи жидкости; после проведения первоочередных работ по восстановлению эффективности системы ППД и пластового давления на оставшихся проблемных скважинах, добывающих избыточное количество воды, проводят работы по ликвидации заколонной циркуляции.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин), сложность определения характера водопритоков и проводимых мероприятий по изоляции водопротоков как реагентным так и гидродинамическим воздействиями на пласт, что в условиях изменяемых условий в пласте дает временный результат, после которого необходимо повторять ряд подобных операций.
Общим недостатком всех способов является проведение водоизоляционных работ уже после интенсивного проявления водопритока в продукцию скважин и только на отдельных выбранных скважинах, что требует постоянного мониторинга и эффективность водоизоляции оказывается временной из-за прорыва подошвенных вод на других участках пласта в обход водоизолирующего экрана, что требует постоянного привлечения техники и бригад капитального ремонта (КРС) скважин для водоизоляционных работ.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой, позволяющего эффективно производить на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации.
Техническая задача решается способом изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой, включающим отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источником обводнения которых является подошвенная вода, и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды с необходимым объёмом закачки водоизолирующих составов в водоносный интервал с подошвенной водой для получения водоизолирующего экрана.
Новым является то, что исследования по определению участка пласта с подошвенной водой производят на стадии разведки, после чего участок пласта разбуривают сетками скважин с определением в каждой скважине уровня водонефтяного контакта между нефтеносным интервалом и подошвенной водой, а закачку водоизолирующего состава осуществляют в водоносный интервал с подошвенной водой с интервалом закачки состава не менее 2 м для получения водоизолирующего экрана перед началом эксплуатации скважин и в объеме, обеспечивающим проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины, причем эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин ведут с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана для исключения его смещения и разрушения.
Новым является также то, что при толщине интервала с подошвенной водой 1,5 м и менее закачку водоизоляционного состава производят снизу в нефтеносный интервал для обеспечения интервала закачки состава не менее 2 м.
Способ реализуется в следующей последовательности.
При проведении разведывательных работ (геофизическими исследованиями, разбуривание пласта разведывательными скважинам и/или т.п.) определяют участок нефтеносного пласта с подошвенной водой. Этот участок пласта разбуривают скважинами с последующим креплением обсадными колоннами по любой из известных сеток. В ходе строительства каждой скважины уточняют уровень водонефтяного контакта (ВНК) между нефтеносным интервалом и подошвенной водой. Для проведения работ по ограничению добычи избыточной воды осуществляют вторичное вскрытие скважины перфорацией для обеспечения интервала (вскрытия) закачки водоизолирующего состава не менее 2 м, так как на практике на месторождениях Республики Татарстан (РТ) определили, что для получения протяженного (с радиусом от ствола скважины 100 – 150 м) и устойчивого водоизолирующего экрана, необходим интервал закачки не менее 2 м. Интервал вскрытия располагают в водоносном интервале подошвенной воды, а при толщине интервала с подошвенной водой 1,5 м вскрывают и нефтеносный интервал выше уровня ВНК для обеспечения интервала закачки не менее 2 м. В интервал закачки каждой скважины закачивают водоизолирующий состав (цементный раствор, глинистый раствор, гелеообразующий раствор, сложные твердеющие сочетания и т.п.) в объеме, обеспечивающим проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины (с радиусом 100 – 150 м для месторождений РТ). Водоизолирующие тампонирующие составы (RU №№ 2093668, 2128281, 2139419, 2169256, 2244110, 228342 и т.п.) и способы их применения известны в большом количестве из открытых источников (авторы на них не претендуют). В зависимости от водоизолирующего состава и получаемого водоизоляционного экрана для пласта с выбранным участком в лабораторных условиях (по керну) определяют сдвиговое давление (перепад давлений, при котором происходит сдвиг и/или разрушение водоизолирующего экрана). После технологической выдержки, достаточной для образования устойчивого водоизоляционного экрана из закаченного состава скважины запускают в эксплуатацию в нефтеносном интервале: отбор нефти через добывающие скважины, а закачку воды через нагнетательные скважины с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана, то есть чтобы перепад давлений при работе скважин в районе этого экрана не превышал сдвиговых давлений, что обеспечивает длительную и надежную изоляцию (10 и более лет на месторождениях РТ) нефтеносного интервала пласта от подошвенной воды. При этом весь период эксплуатации скважин данного участка пласта до обводнения из-за поддержания пластового давления закачкой в нагнетательные скважины (это обычно на месторождениях РТ в 4 – 5 раз дольше, чем образования водного конуса от подошвенной воды) не требуется периодической остановки и проведения изоляционных работ в каждой скважине отдельно от проникновения подошвенной воды, что значительно снижает временные и финансовые затраты на эксплуатацию подобных участков (по времени в 3 – 4 раза, по материалам (реагенты, продувочная жидкость и/или т.п.) примерно в 2 раза).
Предлагаемый способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой позволяет эффективно производить на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации.
Claims (2)
1. Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источником обводнения которых является подошвенная вода, и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды с необходимым объёмом закачки водоизолирующих составов в водоносный интервал с подошвенной водой для получения водоизолирующего экрана, отличающийся тем, что исследования по определению участка пласта с подошвенной водой производят на стадии разведки, после чего участок пласта разбуривают сетками скважин с определением в каждой скважине уровня водонефтяного контакта между нефтеносным интервалом и подошвенной водой, а закачку водоизолирующего состава осуществляют в водоносный интервал с подошвенной водой с интервалом закачки состава не менее 2 м для получения водоизолирующего экрана перед началом эксплуатации скважин и в объеме, обеспечивающем проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины, причем эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин ведут с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана для исключения его смещения и разрушения.
2. Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой по п. 1, отличающийся тем, что при толщине интервала с подошвенной водой 1,5 м и менее закачку водоизоляционного состава производят снизу в нефтеносный интервал для обеспечения интервала закачки состава не менее 2 м.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2775120C1 true RU2775120C1 (ru) | 2022-06-28 |
Family
ID=
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2819844C1 (ru) * | 2023-08-25 | 2024-05-27 | Алексей Владимирович Чубаров | Способ проведения водоизоляционных работ |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2318993C1 (ru) * | 2006-07-07 | 2008-03-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
RU2444611C1 (ru) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды |
US20120298357A1 (en) * | 2009-11-18 | 2012-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and systems for combatting lost circulation and methods of using the same |
RU2588582C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах |
RU2593279C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-08-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока нефтедобывающей скважины |
RU2661935C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-07-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь |
CN113738445A (zh) * | 2021-09-13 | 2021-12-03 | 紫金矿业集团股份有限公司 | 底板含水层先堵后泄堵水及采矿工艺 |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2318993C1 (ru) * | 2006-07-07 | 2008-03-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
US20120298357A1 (en) * | 2009-11-18 | 2012-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and systems for combatting lost circulation and methods of using the same |
RU2444611C1 (ru) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды |
RU2588582C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах |
RU2593279C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-08-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока нефтедобывающей скважины |
RU2661935C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-07-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь |
CN113738445A (zh) * | 2021-09-13 | 2021-12-03 | 紫金矿业集团股份有限公司 | 底板含水层先堵后泄堵水及采矿工艺 |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2819844C1 (ru) * | 2023-08-25 | 2024-05-27 | Алексей Владимирович Чубаров | Способ проведения водоизоляционных работ |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
RU2231630C1 (ru) | Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин | |
RU2504650C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
RU2097536C1 (ru) | Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи | |
RU2465434C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале | |
RU2775120C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой | |
RU2427703C1 (ru) | Способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения | |
RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
RU2595112C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки | |
RU2600255C1 (ru) | Способ доразработки нефтяной залежи | |
RU2290498C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины | |
RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
RU2499885C2 (ru) | Способ заводнения нефтяных залежей | |
RU2015312C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
RU2215129C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2464414C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа | |
RU2781721C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
RU2631512C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах | |
RU2633887C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
RU2791829C1 (ru) | Способ ограничения притока воды в скважину |