RU2640608C1 - Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума - Google Patents
Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2640608C1 RU2640608C1 RU2017111382A RU2017111382A RU2640608C1 RU 2640608 C1 RU2640608 C1 RU 2640608C1 RU 2017111382 A RU2017111382 A RU 2017111382A RU 2017111382 A RU2017111382 A RU 2017111382A RU 2640608 C1 RU2640608 C1 RU 2640608C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- permeability
- pressure
- zones
- additional
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 7
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте. Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, закачку теплоносителя и отбор продукции. Бурение дополнительных стволов производят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи. Закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор - при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи. 1 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти или природного битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти (патент RU №2442884, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.02.2012 г.), включающий бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из добывающих скважин. Горизонтальную нагнетательную скважину бурят по направлению к горизонтальной добывающей скважине в том же интервале с последующим строительством из горизонтальных участков разнонаправленных боковых стволов, параллельных горизонтальной добывающей скважине с шагом 50-400 м от нее и вторичным вскрытием этих стволов. При этом температуру добываемой продукции из добывающей скважины регулируют отключением близлежащих к добывающей скважине стволов нагнетательной скважины для снижения температуры или включением в работу ранее отключенных стволов нагнетательной скважины для повышения температуры.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием залежи и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти;
- во-вторых, вытесняющий агент подают в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, что может привести к росту уровня водонефтяного контакта (ВНК). В результате добываемая продукция быстро обводняется, резко увеличивается процент ее обводненности, и в скором времени разработка залежи высоковязкой нефти становится нерентабельной.
Известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти и битума (патент RU №2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство добывающей многоустьевой горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым пропластком, и выше нее параллельно добывающей многоустьевой горизонтальной скважине нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины с дополнительными восходящими ответвленными стволами, которые проводят через глинистый пропласток, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции до полной выработки продуктивного пласта, кроме этого, дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток.
Недостатками данного способа являются невозможность вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов; недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как высока вероятность прорыва теплоносителя через один или несколько дополнительных восходящих ответвлений, проходящих через наиболее проницаемые участки пласта, в то время как другие участки недостаточно прогреты.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2582529, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2016 г.), включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции, при этом расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб.
Недостатки данного способа:
- отсутствие вовлечения в разработку слабопроницаемых зон разрабатываемого пласта;
- небольшой охват тепловым воздействием по площади, так как применяются дополнительные восходящие стволы, и зоны продуктивного пласта, расположенные ниже восходящих стволов, не разрабатываются и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти.
Техническими задачами предлагаемого способа разработки являются вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения за счет бурения дополнительных горизонтальных стволов, повышение охвата воздействием за счет расположения дополнительных стволов в горизонтальной плоскости, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте, вовлечение в разработку запасов нефти, расположенных в ухудшенных геологических условиях.
Технические задачи решаются способом разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающим определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, причем расстояние между дополнительными стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых зон.
Новым является то, что дополнительные стволы бурят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи, причем закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи.
На чертеже показана схема реализации способа разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти (вид сверху).
Способ осуществляется следующим образом.
На зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума с помощью пробуренных оценочных скважин 1 выделяют продуктивный пласт 2 и слабопроницаемые зоны 3 пласта 2 с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи. Бурят скважину 4 с размещением основного горизонтального ствола 5 на уровне слабопроницаемых зон 3 и выше водонефтяного контакта (на чертеже не показано) как минимум на 2 м.
Осуществляют проводку из основного горизонтального ствола 5 дополнительных стволов 6 в слабопроницаемые зоны 3. В основном горизонтальном стволе 5 располагают устройство контроля давления и температуры 7. Дополнительные стволы 6 бурят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом 5 в слабопроницаемые зоны 3. При выборе расстояния между дополнительными стволами 6 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на чертеже не показано) для их проводки. Кроме этого, учитывают возможность размещения фильтра, спускаемого на колонне труб (на чертеже не показано), а также пакера 8, который изолирует межтрубное пространство выше фильтра, расположенного в основном горизонтальном стволе 5.
Осуществляют закачку пара в горизонтальную скважину 4, причем объем закачиваемого теплоносителя не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного горизонтального ствола 5 и дополнительных стволов 6. После прогрева продуктивного пласта 2 прекращают подачу теплоносителя в скважину, производят термокапиллярную пропитку залежи и отбор продукции.
Таким образом, последовательно производят закачку пара, термокапиллярную пропитку и отбор продукции до полной выработки пласта 2. При этом закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, во избежание прорыва теплоносителя, а отбор продукции при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов 6 - минимального давления, приводящего к снижению продуктивности дополнительных стволов 6 горизонтальной скважины 4. Контроль за состоянием закачиваемого пара и отбираемого флюида осуществляют устройством контроля давления и температуры 7.
Пример конкретного выполнения
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был рассмотрен на Ашальчинском месторождении, по результатам исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
глубина залегания | 150 м |
средняя общая толщина пласта | 15 м |
нефтенасыщенная толщина пласта | 8 м |
значение начального пластового давления | 0,5 МПа |
начальная пластовая температура | 8°С |
плотность нефти в пластовых условиях | 0,96 т/м3 |
коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых | |
условиях | 27000 мПа⋅с |
коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях | 1 мПа⋅с |
значение средней проницаемости по керну в пласте | 1600 мкм2 |
значение средней пористости по керну в пласте | 0,3 д. ед. |
Исследовали залежь для выделения продуктивного пласта 2 со слабопроницаемыми зонами 3 с помощью пробуренных оценочных вертикальных скважин 1. Были выделены две слабопроницаемые зоны 3 с пониженной проницаемостью 500 мкм2. Пробурили скважину 4 и разместили основной горизонтальный ствол 5 длиной 700 м на уровне слабопроницаемых зон 3 и выше водонефтяного контакта на 2 м, определенных с помощью оценочных вертикальных скважин 1. От основного горизонтального ствола 5 были пробурены в слабопроницаемые зоны 3 дополнительные стволы 6 длиной по 250 м. Скважину оборудовали устройством контроля давления и температуры 7. После обустройства скважины 4 производили закачку рабочего агента в объеме 200 т/сут в течение 60 дней, т.е. 12000 т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191 °C и сухостью 0,9 д. ед.
После прогрева залежи закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта 2 в течение 40 дней. По истечении 40 дней производили отбор продукции по насосно-компрессорным трубам (НКТ) из горизонтального ствола 5 скважины 4 в течение трех месяцев, после чего циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 5 раз.
Закачку пара производили в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола для обеспечения достаточного прогрева высоковязкой нефти и создания ее текучести к забою скважины, так как уменьшение суммарного объема закачиваемого пара за процесс освоения пары скважин менее 10 т на 1 м длины пары горизонтального участка основного ствола приводит к кратному снижению добычи нефти.
Закачку теплоносителя производили по НКТ в горизонтальный участок 5 скважины 4 при давлении 1,2 МПа, не превышающем давление гидроразрыва продуктивного пласта 1,4 МПа. Отбор продукции осуществляли при давлении 0,25 МПа (не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов 0,2 МПа). Контроль за состоянием закачиваемого пара и отбираемого флюида осуществляли устройством контроля давления и температуры 7.
При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 1,2 раза (уменьшение паронефтяного отношения от 6 до 5 т/т), снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 10% (от 85 до 76,5%), увеличение накопленной добычи нефти на 12,8% (от 36,8 до 41,5 тыс.т), что привело к увеличению коэффициента извлечения нефти на 0,15 д. ед., увеличению продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижению затрат на прогрев пласта на 12%.
Предлагаемый способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума позволяет вовлечь в разработку слабопроницаемые зоны, повысить равномерность вытеснения за счет бурения дополнительных горизонтальных стволов, повысить охват воздействием за счет расположения дополнительных стволов в горизонтальной плоскости, создать равномерную паровую камеру в неоднородном по проницаемости пласте, вовлечь в разработку запасы нефти, расположенные в ухудшенных геологических условиях.
Claims (1)
- Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающий определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, определение расстояния между дополнительными стволами с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции, определение количества закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции из свойств вскрытых зон, отличающийся тем, что дополнительные стволы бурят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи, причем закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017111382A RU2640608C1 (ru) | 2017-04-04 | 2017-04-04 | Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017111382A RU2640608C1 (ru) | 2017-04-04 | 2017-04-04 | Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2640608C1 true RU2640608C1 (ru) | 2018-01-10 |
Family
ID=60965490
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017111382A RU2640608C1 (ru) | 2017-04-04 | 2017-04-04 | Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2640608C1 (ru) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
RU2295030C1 (ru) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума |
RU2442883C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти |
RU2442884C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
RU2543848C1 (ru) * | 2013-11-14 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин |
RU2582529C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
-
2017
- 2017-04-04 RU RU2017111382A patent/RU2640608C1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
RU2295030C1 (ru) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума |
RU2442883C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти |
RU2442884C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
RU2543848C1 (ru) * | 2013-11-14 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин |
RU2582529C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2295030C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2442883C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
RU2582529C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2368767C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2434127C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов | |
RU2343276C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2675115C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
RU2657307C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
RU2640608C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2520123C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором | |
RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2289684C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума | |
RU2691234C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |