RU2439300C1 - Method of oil deposit development - Google Patents
Method of oil deposit development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439300C1 RU2439300C1 RU2011103644/03A RU2011103644A RU2439300C1 RU 2439300 C1 RU2439300 C1 RU 2439300C1 RU 2011103644/03 A RU2011103644/03 A RU 2011103644/03A RU 2011103644 A RU2011103644 A RU 2011103644A RU 2439300 C1 RU2439300 C1 RU 2439300C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- water
- oil
- production
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of an oil reservoir while maintaining reservoir pressure.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, отбор пластовой воды из нижележащего пласта через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласты. При этом бурят дополнительные скважины на всю глубину залежи. При прохождении через нефтяной пласт скважины эксплуатируют как добывающие. При прохождении до подстилающего водоносного слоя, минуя нефтяной пласт, скважины эксплуатируют как водозаборные, отбирают через них пластовую подстилающую воду и закачивают ее в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины в нефтяные пласты (Патент РФ №2061177, кл. Е21В 43/20, опублик. 1996 г.).A known method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells, the selection of produced water from the underlying formation through water wells and the injection of produced water through injection wells into the reservoirs. At the same time, additional wells are drilled to the entire depth of the reservoir. When passing through an oil reservoir, wells are operated as producing. When passing to the underlying aquifer, bypassing the oil reservoir, the wells are operated as water intakes, formation reservoir water is taken through them and pumped as a working agent through injection wells into oil reservoirs (RF Patent No. 2061177, CL E21B 43/20, published. 1996).
Известный способ позволяет извлечь основные запасы из залежи, сократить расходы на водоподготовку, однако способ не позволяет достаточно полно выработать запасы залежи в карбонатном коллекторе трещинно-порового типа, в результате ухода основного объема закачиваемого агента под залежь, снижая эффективность закачки.The known method allows you to extract the main reserves from the reservoir, reduce the cost of water treatment, however, the method does not allow to fully develop the reserves of the deposits in the carbonate reservoir of the fracture-pore type, as a result of the departure of the main volume of the injected agent under the reservoir, reducing the efficiency of injection.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение водозаборных скважин в водоносный пласт, нагнетательных и добывающих скважин в продуктивный пласт, отбор воды из водоносных пластов через водозаборные скважины, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Бурение водозаборных и нагнетательных скважин ведут с одного куста, бурят нагнетательные скважины в водонасыщенную часть продуктивного пласта, перекачивают воду без ее охлаждения из водозаборных скважин в нагнетательные, величину давления на забое нагнетательных скважин поддерживают выше давления раскрытия трещин, производят опережающую закачку воды через нагнетательные скважины, в качестве добывающих скважин бурят горизонтальные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта равноудаленно от нагнетательных скважин, пластовое давление в зоне отбора поддерживают на первоначальном уровне сохранением компенсации отбора жидкости закачкой воды в пластовых условиях на определенном уровне, ведут циклическую закачку воды и отбор продукции скважин (Патент РФ №2203405, кл. Е21В 43/20, опублик. 2003 г. - прототип).Closest to the invention, the technical essence is a method of developing an oil reservoir, which includes drilling water wells into an aquifer, injection and production wells into a reservoir, withdrawing water from aquifers through water wells, injecting water through injection wells, and extracting oil through production wells. Water wells and injection wells are drilled from one well, injection wells are drilled into the water-saturated part of the reservoir, water is pumped without cooling from the water wells to injection wells, the pressure at the bottom of injection wells is maintained above the crack opening pressure, and water is pumped ahead through the injection wells, as production wells, horizontal production wells are drilled in the roof of the productive formation equidistant from injection wells , the reservoir pressure in the selection zone is maintained at the initial level by maintaining compensation for fluid withdrawal by injection of water at reservoir conditions at a certain level, cyclic injection of water and selection of well products are carried out (RF Patent No. 2203405, class E21B 43/20, published in 2003 - prototype).
Существенным недостатком этого способа является то, что закачиваемая вода по макро- и микротрещинам фильтруется под залежь, не обеспечивая необходимого поддержания пластового давления на уровне начального в зоне отбора нефти, дебита добывающих скважин и, как следствие, полного нефтеизвлечения.A significant drawback of this method is that the injected water is filtered under macro- and microcracks under the reservoir, without ensuring the necessary maintenance of reservoir pressure at the initial level in the oil extraction zone, production rate of the producing wells and, as a result, complete oil recovery.
В изобретении решается задача более эффективного вытеснения нефти, увеличения темпов отбора нефти и повышение степени нефтеизвлечения.The invention solves the problem of more efficient oil displacement, increasing the rate of oil recovery and increasing the degree of oil recovery.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение водозаборных скважин в водоносный пласт, нагнетательных вертикальных скважин и добывающих горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта равноудаленно от нагнетательных скважин, отбор воды из водоносных пластов через водозаборные скважины, перекачку воды из водозаборных скважин в нагнетательные, опережающую циклическую закачку воды через нагнетательные скважины при давлении на забое нагнетательных скважин выше давления раскрытия трещин с поддержанием пластового давления в зоне отбора сохранением компенсации отбора жидкости закачкой воды и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению на залежи выделяют зоны с продуктивным пластом, нижняя часть которого или непроницаемый подстилающий слой имеет интервал повышенных значений гамма-каротажа от 1,5 мкр/час и значений нейтронного гамма-каротажа от 2 усл.ед., на выделенных зонах разделяют нагнетательный фонд скважин на 2 группы, к первой группе относят нагнетательные скважины, вскрывшие нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта, подстилаемый плотными породами, к второй группе относят нагнетательные скважины, вскрывшие нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта, подстилаемый водоносным коллектором, в первой группе нагнетательных скважин производят перфорацию в нижней части пласта от его подошвы и вверх на 3-5 м, во второй группе нагнетательных скважин перфорацию производят на 1-5 м ниже траектории горизонтальной добывающей скважины.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including drilling water wells in an aquifer, injection vertical wells and producing horizontal wells in the roof of a productive formation equidistant from injection wells, water withdrawal from water-bearing formations through water wells, pumping water from water wells into injection, advanced cyclic injection of water through injection wells at a bottom hole pressure of injection wells above the opening pressure In order to maintain reservoir pressure in the selection zone by maintaining compensation for fluid withdrawal by water injection and oil extraction through production wells, according to the invention, zones with a productive formation are distinguished into deposits, the lower part of which or an impermeable underlying layer has an interval of increased gamma-ray logging values from 1.5 μR per hour and values of neutron gamma-ray logging from 2 conventional units, in the selected zones the injection well stock is divided into 2 groups, the first group includes injection wells that have discovered oil-saturated inter the productive formation shaft, underlain by dense rocks, injection wells, which open the oil-saturated interval of the productive formation, underlying the aquifer, belong to the second group, perforation in the first group of injection wells from the bottom of the formation and up to 3-5 m in the second group injection wells perforation is produced 1-5 m below the trajectory of the horizontal producing well.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи часть запасов неизбежно остается в залежи. В изобретении решается задача повышения нефтеизвлечения залежи. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir, part of the reserves will inevitably remain in the reservoir. The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
На залежи, представленной карбонатным коллектором трещинно-порового типа, бурят прежде вертикальные нагнетательные и водозаборные скважины.Previously vertical injection and water wells are drilled on the deposits represented by the carbonate reservoir of the fractured-pore type.
В процессе бурения и эксплуатации скважин уточняют геологическое строение залежи, строят структурные карты по кровле нефтяного пласта залежи, карты общих и нефтенасыщенных толщин, определяют параметры нефтяного пласта, производят замеры приемистости, замеряют пластовое давление, определяют давление смыкания трещин. Затем производят отбор воды из водоносных пластов через водозаборные скважины, опережающую или одновременную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. На следующем этапе бурят добывающие горизонтальные и вертикальные скважины, посредством которых производят отбор нефти.During the drilling and operation of wells, the geological structure of the reservoir is specified, structural maps are constructed from the roof of the oil reservoir, maps of total and oil-saturated thicknesses, the parameters of the reservoir are determined, injectivity measurements are made, formation pressure is measured, and fracture closure pressure is determined. Then produce water from the aquifers through water wells, leading or simultaneous injection of the displacing agent through the injection wells. At the next stage, horizontal and vertical producing wells are drilled through which oil is sampled.
Ствол горизонтальной добывающей скважины проводят в кровельной части нефтяного пласта залежи. Для создания равномерного фронта вытеснения нефти водой горизонтальный ствол проходит равноудаленно от нагнетательной скважины, т.е. начало и конец горизонтального ствола расположен на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины.The horizontal wellbore is drilled in the roof of the oil reservoir. To create a uniform front of oil displacement by water, the horizontal wellbore runs equidistant from the injection well, i.e. the beginning and end of the horizontal wellbore is located at the same distance from the injection well.
Производят отбор нефти через добывающие скважины, поддержание пластового давления в зоне отбора и закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины.Oil is extracted through production wells, reservoir pressure is maintained in the extraction zone, and a displacing agent is injected through injection wells.
Известно, что фильтрационные свойства карбонатных коллекторов в большой степени обусловлены наличием трещиноватости и нагнетаемая вода, прежде всего, фильтруется по трещинам, поэтому, по результатам геофизических исследований (ГИС), разделяют нагнетательный фонд скважин на две группы:It is known that the filtration properties of carbonate reservoirs are largely due to the presence of fractures and the injected water is primarily filtered by cracks, therefore, according to the results of geophysical studies (GIS), the injection well stock is divided into two groups:
1) нагнетательные скважины, вскрывшие интервал продуктивного пласта, подстилаемый плотными породами;1) injection wells, opening the interval of the reservoir, underlain by dense rocks;
2) нагнетательные скважины, вскрывшие интервал продуктивного пласта, подстилаемый водоносным коллектором.2) injection wells, opening the interval of the reservoir, underlain by an aquifer.
На следующем этапе в первой группе нагнетательных скважин производят перфорацию обсадной колонны в нижней части нефтенасыщенного коллектора от его подошвы и вверх на 3-5 м (фиг.1), во второй группе нагнетательных скважин перфорацию обсадной колонны производят на 1-5 м ниже траектории горизонтальной скважины в разрезе пласта конкретного элемента (фиг.2).At the next stage, in the first group of injection wells, the casing is perforated in the lower part of the oil-saturated reservoir from its sole and upward by 3-5 m (Fig. 1), in the second group of injection wells, the casing is perforated 1-5 m below the horizontal trajectory wells in the context of the reservoir of a particular element (figure 2).
Геофизические исследования (ГИС) включают гамма-каротаж и нейтронный гамма-каротаж. При наличии интервала повышенных значений гамма-каротажа от 1,5 мкр/час и значений нейтронного гамма-каротажа от 2 усл.ед. перфорацию обсадной колонны производят выше таких значений.Geophysical surveys (GIS) include gamma ray logging and neutron gamma ray logging. In the presence of an interval of increased gamma-ray logs from 1.5 μR / h and neutron gamma-ray logs from 2 conventional units perforation of the casing string is performed above such values.
Повышенные значения гамма-каротажа и нейтронного гамма-каротажа отражают уплотнение породы и в этом случае при наличии подошвенных вод такие прослои способствуют удержанию вытесняющего агента в продуктивной части пласта и повышают его работу по вытеснению нефти от нагнетательных скважин к добывающим. В противном случае при закачке под него хотя бы относительно уплотенный прослой агент будет уходить под залежь и его действие окажется малоэффективным. Граничными значениями по гамма-каротажу являются 1,5 мкр/час и по нейтронному гамма-каротажу 2 усл.ед.Increased values of gamma-ray and neutron gamma-ray logs reflect the compaction of the rock, and in this case, with bottom water, such interlayers help to keep the displacing agent in the productive part of the formation and increase its work of displacing oil from injection wells to production wells. Otherwise, when at least a relatively compacted interlayer is injected under it, the agent will go under the reservoir and its effect will be ineffective. The boundary values for gamma-ray logging are 1.5 μR / hour and for neutron gamma-ray logging 2 conventional units
В последующем пластовое давление в зоне отбора нефти поддерживают на первоначальном уровне нагнетанием вытесняющего агента циклически, путем сохранения компенсации отбора нефти закачкой вытесняющего агента в пластовых условиях.Subsequently, the reservoir pressure in the oil extraction zone is maintained at the initial level by injection of the displacing agent cyclically, by maintaining compensation for oil selection by injection of the displacing agent in reservoir conditions.
Из-за меньших фильтрационных сопротивлений в пласте вытесняющий агент вытесняет флюиды из трещин и из малопроницаемой части коллектора - блоков. Так как в первой группе нагнетательных скважин перфорацией вскрыта нижняя часть нефтенасыщенного коллектора залежи, а именно от его подошвы и вверх 3-5 м, а во второй группе нагнетательных скважин перфорацией вскрыта часть нефтенасыщенного коллектора залежи на 1-5 м ниже траектории горизонтальной добывающей скважины, то закачанный вытесняющий агент на начальной стадии будет фильтроваться в блоках карбонатного массива.Due to lower filtration resistances in the formation, the displacing agent displaces fluids from the cracks and from the low-permeable part of the reservoir — blocks. Since in the first group of injection wells, the lower part of the oil-saturated reservoir of the reservoir was opened by perforation, namely, from its sole and upward 3-5 m, and in the second group of injection wells, part of the oil-saturated reservoir of the reservoir was opened by perforation 1-5 m below the horizontal trajectory of the production well, then the pumped out displacing agent at the initial stage will be filtered in the blocks of the carbonate massif.
Поскольку горизонтальный ствол добывающей скважины расположен в кровельной части нефтенасыщенного коллектора, то фильтрационным потоком охватывается вся продуктивная толща пласта.Since the horizontal wellbore of the producing well is located in the roofing part of the oil-saturated reservoir, the entire productive stratum is covered by the filtration flow.
Выбор добывающей скважины с горизонтальным стволом обусловлен необходимостью увеличения охвата вытеснением межскважинного пространства.The choice of a producing well with a horizontal wellbore is due to the need to increase coverage by displacing the interwell space.
За счет внедрения рассматриваемых мероприятий карбонатный массив максимально дренируется вытесняющим агентом в пределах продуктивного пласта, минимизируется уход вытесняющего агента под залежь и за счет цикличности происходит перераспределение давления и воздействие на блоки, вытеснение нефти из них. Блоки охвачены заводнением, что позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения.Due to the implementation of the measures under consideration, the carbonate mass is maximally drained by the displacing agent within the reservoir, the displacement of the displacing agent under the reservoir is minimized, and due to the cyclical nature, pressure is redistributed and the blocks are affected, oil is displaced from them. The blocks are covered by water flooding, which allows to increase the oil recovery factor.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1200 м, начальное пластовое давление 11,5 МПа, начальная пластовая температура 23°С, пористость 12%, проницаемость 0,04 мкм2, нефтенасыщенность 62%, вязкость нефти 20,8 мПа*с, плотность нефти 0,89 т/м3. Общая нефтенасыщенная толщина нефтяного пласта составляет 18,6 м, общая водоносная - 10,2 м. Балансовые запасы элемента участка, подсчитанные объемным методом, составляют 525 тыс.т. Дебит ГС по нефти составляет 10 т/сут. Коллектор карбонатный, трещинно-поровый.An oil reservoir is developed with the following characteristics: the depth of the reservoir is 1200 m, the initial reservoir pressure is 11.5 MPa, the initial reservoir temperature is 23 ° C, the porosity is 12%, the permeability is 0.04 μm 2 , the oil saturation is 62%, and the oil viscosity is 20.8 MPa * s , the density of oil is 0.89 t / m 3 . The total oil-saturated thickness of the oil reservoir is 18.6 m, the total aquifer is 10.2 m. The balance reserves of the site element, calculated by the volumetric method, are 525 thousand tons. The oil production rate of oil is 10 tons / day. The reservoir is carbonate, fractured-pore.
На залежи выделяют зоны (элементы) с продуктивным пластом, нижняя часть которого или непроницаемый подстилающий слой имеет интервал повышенных значений гамма-каротажа от 1,5 мкр/час и значений нейтронного гамма-каротажа НГК от 2 усл.ед.Zones (elements) with a productive formation are distinguished in the deposits, the lower part of which or an impermeable underlying layer has an interval of increased gamma-ray logs of 1.5 μR / h and neutron gamma-ray logs of 2 OGC.
На выделенном элементе участка залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа размещены одна водозаборная скважина, одна нагнетательная скважина, пробуренная в водоносный коллектор, четыре горизонтальных добывающих скважины. В нагнетательной скважине производят перфорацию исходя из результатов ГИС. Горизонтальные добывающие скважины проводят в кровельной части нефтенасыщенного коллектора равноудаленно от нагнетательной скважины. Наименьшее (перпендикулярно) расстояние между вертикальной нагнетательной и горизонтальными стволами добывающих скважин составляет 400 м. Пускают добывающие скважины в эксплуатацию. Пластовое давление в зоне отбора поддерживают на первоначальном уровне с сохранением компенсации отбора нефти закачкой воды в пластовых условиях. Для этого устанавливают превышение объемов закачки над отборами на 18-20%. Ведут циклическую закачку вытесняющего агента и отбор нефти.One water well, one injection well drilled into an aquifer, four horizontal production wells are located on the selected element of the oil deposit section in the fracture-pore type carbonate reservoirs. Perforation is performed in the injection well based on the results of well logging. Horizontal production wells are carried out in the roof of the oil-saturated reservoir equidistant from the injection well. The smallest (perpendicular) distance between the vertical injection and horizontal shafts of production wells is 400 m. The production wells are put into operation. The reservoir pressure in the selection zone is maintained at the initial level while maintaining compensation for oil extraction by water injection in reservoir conditions. To do this, establish the excess of injection volumes over selections by 18-20%. Cyclical injection of the displacing agent and the selection of oil are carried out.
На устье нагнетательных скважин при закачке вытесняющего агента создают давление закачки 7,5-14,0 МПа, чтобы вертикальные трещины различного вида были раскрыты. Известно, что при меньших давлениях закачки раскрываются трещины в более проницаемых частях пласта. С повышением давления закачки начинают раскрываться трещины в менее проницаемых частях пласта и в более удаленных зонах высокопроницаемой части залежи.At the mouth of the injection wells during injection of the displacing agent, an injection pressure of 7.5-14.0 MPa is created so that vertical cracks of various types are opened. It is known that, at lower injection pressures, cracks open in more permeable parts of the formation. With increasing injection pressure, cracks begin to open in less permeable parts of the reservoir and in more remote areas of the highly permeable part of the reservoir.
Расчеты показали, что за пять лет разработки по одному элементу, по известному способу, будет добыто 54,6 тыс.т нефти, дебит нефти составит 8,1 т/сут, КИН - 0,104 доли ед.; по предлагаемому способу будет добыто 62,5 тыс.т нефти, дебит нефти практически на падает и составит 9,9 т/сут, КИН достигнет 0,145 доли ед. Дополнительная добыча нефти на одном элементе составит 7,9 тыс.т.The calculations showed that over five years of development, 54.6 thousand tons of oil will be produced by one element, according to the known method, oil production will be 8.1 tons / day, oil recovery factor - 0.104 shares; according to the proposed method, 62.5 thousand tons of oil will be produced, oil production rate almost drops and will amount to 9.9 tons / day, oil recovery factor will reach 0.145 shares. Additional oil production per element will amount to 7.9 thousand tons.
При стоимость одной тонны нефти 8,5 тыс.руб экономический эффект составит 67,15 млн.руб за пять лет разработки.With the cost of one ton of oil 8.5 thousand rubles, the economic effect will be 67.15 million rubles for five years of development.
Применение предложенного способа позволит увеличить темпы отбора нефти и коэффициент нефтеизвлечения залежи.The application of the proposed method will increase the rate of oil recovery and oil recovery coefficient of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011103644/03A RU2439300C1 (en) | 2011-02-02 | 2011-02-02 | Method of oil deposit development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011103644/03A RU2439300C1 (en) | 2011-02-02 | 2011-02-02 | Method of oil deposit development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2439300C1 true RU2439300C1 (en) | 2012-01-10 |
Family
ID=45784116
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011103644/03A RU2439300C1 (en) | 2011-02-02 | 2011-02-02 | Method of oil deposit development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2439300C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2683460C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of flooded oil formation |
-
2011
- 2011-02-02 RU RU2011103644/03A patent/RU2439300C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2683460C1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of flooded oil formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| CN106194122A (en) | The method that a kind of oil field abandoned well transform geothermal well or sub-salt well as | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| CN105134151B (en) | Hot nitrogen energization Viscosity Reduction And Stimulation | |
| RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2439300C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2558546C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2289684C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2454533C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit at late stage of development | |
| RU2515741C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180203 |