RU2663529C1 - Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals - Google Patents

Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals Download PDF

Info

Publication number
RU2663529C1
RU2663529C1 RU2017124642A RU2017124642A RU2663529C1 RU 2663529 C1 RU2663529 C1 RU 2663529C1 RU 2017124642 A RU2017124642 A RU 2017124642A RU 2017124642 A RU2017124642 A RU 2017124642A RU 2663529 C1 RU2663529 C1 RU 2663529C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
water
well
intervals
injection
Prior art date
Application number
RU2017124642A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Нияз Анисович Аслямов
Марат Зуфарович Гарифуллин
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2017124642A priority Critical patent/RU2663529C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2663529C1 publication Critical patent/RU2663529C1/en

Links

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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • 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)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil industry. Method of developing a reservoir of high viscosity oil with water-oil intervals includes the construction of horizontal production and higher injection wells with installation of tail filters located in the horizontal section of the well, carrying out geophysical studies before wells are operated to determine water-oil intervals adjacent to a production well, isolating water-oil intervals, injection of a displacing agent with a specific gravity below the specific gravity of the formation water and with temperature above 80 °C into the injection well and the selection of products from the production well. Geophysical studies are carried out to determine water-oil intervals before run-off of a tail filter. Isolation of water-oil intervals is made by supplying a tail filter from within with nozzles with sealing caps that are located opposite the water-oil intervals. After obtaining a hydrodynamic connection between the injection and production wells, uniform heating and increasing the reservoir temperature near the production well to 80–100 °C a water-oil interval is opened, destroying inside cut-off plugs for the inflow of additional products into the well.EFFECT: increase in the production rate by at least 50 % due to increase in the filtration area of a production well.1 cl, 1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных интервалов или водонефтяного контакта.The invention relates to the oil industry and, in particular, to thermal methods for producing highly viscous oil and / or bitumen in the presence of oil-water intervals or water-oil contact.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий бурение горизонтальной скважины, бурение дополнительной горизонтальной скважины под горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта, закачку теплоносителя в верхнюю горизонтальную скважину, добычу высоковязкой нефти и/или битума из нижней горизонтальной скважины.A known method of developing a bitumen deposit (patent RU No. 2287677, IPC ЕВВ 43/24, published on November 20, 2006), including drilling a horizontal well, drilling an additional horizontal well under a horizontal well within the same reservoir, injecting coolant into the upper horizontal well, production of high viscosity oil and / or bitumen from a lower horizontal well.

Недостатками данного способа являются техническая сложность регулирования режима отбора жидкости и закачки пара, длительные сроки обводненного начального периода разработки залежи, высокие энергетические затраты.The disadvantages of this method are the technical complexity of regulating the regime of fluid withdrawal and steam injection, long periods of the flooded initial period of development of the deposit, high energy costs.

Также известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами (патент RU №2387812, МПК Е21В 43/24, опубл. 24.04.2010), включающий бурение по крайней мере одной горизонтальной добывающей и одной нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяной зоне на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным режимом.Also known is a method of developing an oil reservoir with oil-water zones (patent RU No. 2387812, IPC ЕВВ 43/24, published on 04.24.2010), including drilling at least one horizontal production and one injection well, pumping the displacing agent through the injection and product selection through producing wells. The producing horizontal well is placed parallel to the oil-water zone at a distance that allows the well to be operated with an anhydrous mode.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с водонасыщенными зонами с неравномерной по горизонтали поверхностью, что осложняет установку режима отбора жидкости из скважины, предотвращающего подтягивание пластовых вод на забой скважины.The disadvantages of this method are the low efficiency in the operation of reservoirs with water-saturated zones with an uneven horizontal surface, which complicates the installation of a mode of fluid withdrawal from the well, which prevents pulling formation water to the bottom of the well.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В, опубл. 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, при этом в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing deposits of highly viscous oil and / or bitumen in oil and water zones (patent RU No. 2522369, IPC E21B, publ. 07/10/2014), including the construction of horizontal production and upstream injection wells with casing, injection of a displacing agent with a specific gravity lower than the specific gravity of produced water into the injection well and selection of products from the producing well, while a coolant with a tempera is used as the displacing agent at least 80 ° C, and before operating the wells, studies are carried out to determine the aquifers adjacent to the producing well, after which the casing adjacent to the aquifers of this well is sequentially filled from the bottom to the mouth with a water insulating composition that collapses when the stability temperature exceeds this composition, which is selected below the temperature of the coolant, after technological exposure of the insulating composition of the well put into operation in normal mode.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- сложность реализации, так как требуется использование точных пропорций химических реагентов, при даже небольшой ошибке, связанной с изменением термических условий в пласте, эффективность резко падает, а гелевая пробка может разрушиться ранее установленного срока до прогрева пласта за счет термоокислительной и механической деструкции, что может привести к подтягиванию пластовых вод к горизонтальному участку скважины;- the complexity of implementation, since it requires the use of exact proportions of chemical reagents, even with a small error associated with a change in thermal conditions in the formation, the efficiency drops sharply, and the gel plug may break before the specified time before the formation is heated due to thermal-oxidative and mechanical destruction, which can lead to pulling formation water to the horizontal section of the well;

- при установке гелевой пробки в начало горизонтального участка скважины - «пяточную» часть или в середину горизонтального участка скважины - среднюю часть - блокируется призабойная - «носочная» часть горизонтального участка скважины, следовательно, «носочная» часть скважины разработкой не охватывается, то есть уменьшается площадь фильтрации, снижая дебит добывающей скважины.- when installing the gel plug at the beginning of the horizontal section of the well - the “heel” part or in the middle of the horizontal section of the well — the middle part — the bottom-hole — “forefoot” part of the horizontal section of the well is blocked, therefore, the “toe” part of the well is not covered by development, that is, it decreases filtration area, reducing production flow rate.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого и надежного в использовании способа разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами, позволяющего максимально использовать площадь фильтрации добывающей скважины для увеличения ее дебита.The technical task of the invention is the creation of a simple and reliable method to develop a reservoir of high viscosity oil with aquifer intervals, allowing maximum use of the filtration area of the producing well to increase its flow rate.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонефтяными интервалами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке скважины, проведение геофизических исследований перед эксплуатацией скважин для определения водонефтяных интервалов, примыкающих к добывающей скважине, изоляцию водонефтяных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды и температурой выше 80°С в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.The technical problem is solved by the method of developing a highly viscous oil reservoir with water-oil intervals, including the construction of horizontal production and upstream injection wells with the installation of filter shanks located in the horizontal section of the well, geophysical studies before operating the wells to determine the oil-water intervals adjacent to the production well, isolation oil-water intervals, injection of a displacing agent with a specific gravity below the specific gravity of the layers minutes and water temperature above 80 ° C in the injection well and the selection of products from the production well.

Новым является то, что проводят геофизические исследования для определения водонефтяных интервалов перед спуском фильтра-хвостовика, а изоляцию водонефтяных интервалов производят снабжением фильтра-хвостовика изнутри патрубками с герметизирующими колпачками, которые располагают напротив водонефтяных интервалов, после получения гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважиной, равномерного прогрева и увеличения пластовой температуры около добывающей скважины до 80°-100°С вскрывают водонефтяной интервал, разрушая изнутри срезные заглушки для притока дополнительной продукции в скважину.New is that they conduct geophysical studies to determine the oil-water intervals before lowering the filter-liner, and isolate the oil-water intervals by supplying the filter-liner from the inside with nozzles with sealing caps that are opposite the oil-water intervals, after obtaining a hydrodynamic connection between the injection and production wells, uniform heating and increasing the reservoir temperature near the producing well to 80 ° -100 ° C open the oil-water interval, destroying I have inside shear plugs for the influx of additional products into the well.

На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа в разрезе нефтяного пласта.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method in the context of the oil reservoir.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

При разработке залежи 1 высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт бурят горизонтальную нагнетательную скважину 2 и добывающую скважину 3, которую располагают на 5-10 м ниже нагнетательной 2. При помощи геофизических исследований выявляют водонефтяной интервал 4. До спуска в добывающую скважину 3 фильтра-хвостовика 5 часть его изнутри оснащают патрубком с заглушками 6 (показано условно). Фильтр-хвостовик 5 спускают в скважину так, чтобы его часть с заглушками 6 располагалась напротив водонефтяного интервала 4 (с обводненностью продукции более 70%), исключая закачку пара в водонефтяной интервал 4 и приток обводненной продукции из него. Закачивают пар в нагнетательную скважину 2 не превышающего давления гидроразрыва пласта. После чего из добывающей скважины 3 производят отбор продукции, в ходе добычи проводят термодинамическое исследование с целью определения профиля притока жидкости из пласта.When developing reservoir 1 of highly viscous oil and / or bitumen by steam injection into a formation, a horizontal injection well 2 and production well 3 are drilled, which are located 5-10 m below injection 2. A geophysical study reveals the oil-water interval 4. Prior to the descent into the production well 3 filter shank 5 part of it is equipped with a pipe with plugs 6 from the inside (shown conditionally). The filter liner 5 is lowered into the well so that its part with plugs 6 is located opposite the oil-water interval 4 (with a water cut of more than 70%), excluding the injection of steam into the oil-water interval 4 and the influx of water-cut products from it. Steam is injected into the injection well 2 not exceeding the hydraulic fracturing pressure. After that, production is selected from the production well 3, during the production a thermodynamic study is carried out to determine the profile of fluid flow from the reservoir.

После получения гидродинамической связи между нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами, равномерного прогрева и увеличения пластовой температуры около добывающей скважины до 80°-100°С срезают (специальной воронкой, фрезой или долотом) заглушки 6 изнутри фильтра-хвостовика 5 в установленном водонефтяном интервале 4, обеспечивая дополнительный приток нефти в добывающую скважину 3 за счет увеличения площади фильтрации и подвижности добываемой нефти. Поскольку обводненность добываемой продукции в этот период не менее 80%, то вскрытие водонефтяного интервала 4 не приведет к значительному увеличению суммарной обводненности продукции.After receiving a hydrodynamic connection between injection 2 and production 3 wells, uniform heating and increase of reservoir temperature near the production well to 80 ° -100 ° C, cut off (with a special funnel, cutter or chisel) plugs 6 from inside the filter-shank 5 in the installed oil-water interval 4, providing an additional influx of oil into the producing well 3 by increasing the filtration area and the mobility of the produced oil. Since the water cut of the extracted products in this period is at least 80%, the opening of the oil-water interval 4 will not lead to a significant increase in the total water cut of the product.

Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method

На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, залежь 1 представлена неоднородными пластами толщиной 20-30 м с наличием водонефтяных интервалов 4, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 3 и нагнетательную 2. Провели геофизические исследования добывающей 3 скважины, по результатам которых был определен водонефтяной интервал 4 с обводненностью продукции 74%. Часть фильтра-хвостовика 5 изнутри оснастили патрубком с заглушками 6 и разместили ее напротив водонефтяного интервала 4. В нагнетательную скважину 2 закачивали пар, а из добывающей 3 отбирали продукцию с мониторингом температуры. После повышения около добывающей скважины 3 пластовой температуры до 87°С с перепадом температуры по длине скважины 3 - ±2°С и образования устойчивой гидродинамической связи между нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами, произвели спуск в фильтр-хвостовик 5 долота (не показано) диаметром d=142,9 мм с разрушением изнутри заглушек 6 в водонефтяном интервале 4 и обеспечением притока продукции через этот интервал 4. В результате дебит из добывающей скважины возрос с 11 т/с до 16,5 т/с, что составляет 50%, при обводненности добываемой продукции - 84%.In the Ashalchinsky bitumen deposit, located at a depth of 90 m, reservoir 1 is represented by heterogeneous formations 20-30 m thick with water-oil intervals 4, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.5 MPa, oil saturation 0.7 units, porosity 30%, with a permeability of 2.65 μm 2 , a density of bitumen under reservoir conditions of 960 kg / m 3 , a viscosity of 22,000 MPa, a pair of horizontal wells were drilled: production 3 and injection 2. Geophysical studies of producing 3 wells were carried out, according to the results of which the oil-water interval was determined 4 s bvodnennostyu products 74%. Part of the filter shank 5 from the inside was equipped with a nozzle with plugs 6 and placed opposite the oil-water interval 4. Steam was injected into injection well 2, and products with temperature monitoring were taken from production 3. After increasing the formation temperature near production well 3 to 87 ° C with a temperature drop along the length of the well 3 - ± 2 ° C and the formation of a stable hydrodynamic connection between injection 2 and production 3 wells, a 5 bit (not shown) diameter was lowered into the filter shank d = 142.9 mm with destruction of plugs 6 inside the oil-water interval 4 and ensuring the influx of products through this interval 4. As a result, the flow rate from the producing well increased from 11 t / s to 16.5 t / s, which is 50%, at water cut of extracted products - 84%.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонефтяными интервалами прост и надежен в использовании и позволяет увеличить дебит не менее чем на 50% за счет увеличения площади фильтрации добывающей скважины.The proposed method for developing a highly viscous oil reservoir with oil-water intervals is simple and reliable to use and allows to increase the flow rate by at least 50% due to an increase in the filtration area of the producing well.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонефтяными интервалами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке скважины, проведение геофизических исследований перед эксплуатацией скважин для определения водонефтяных интервалов, примыкающих к добывающей скважине, изоляцию водонефтяных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды и температурой выше 80°С в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что проводят геофизические исследования для определения водонефтяных интервалов перед спуском фильтра-хвостовика, а изоляцию водонефтяных интервалов производят снабжением фильтра-хвостовика изнутри патрубками с герметизирующими колпачками, которые располагают напротив водонефтяных интервалов, после получения гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважиной, равномерного прогрева и увеличения пластовой температуры около добывающей скважины до 80-100°С вскрывают водонефтяной интервал, разрушая изнутри срезные заглушки для притока дополнительной продукции в скважину.A method for developing a reservoir of high-viscosity oil with oil-water intervals, including the construction of horizontal production and upstream injection wells with the installation of filter shanks located in the horizontal section of the well, conducting geophysical surveys before operating wells to determine oil-water intervals adjacent to the production well, isolating the oil-water intervals, injection of a displacing agent with a specific gravity lower than the specific gravity of produced water and a temperature above 80 ° C into the injection well and selection of products from the producing well, characterized in that geophysical studies are carried out to determine the oil-water intervals before the filter-liner is run, and the oil-water intervals are isolated by supplying the filter-liner from the inside with nozzles with sealing caps that are opposite the oil-water intervals, after receiving hydrodynamic connection between the injection and production wells, uniform heating and increase in reservoir temperature near ext vayuschey well to 80-100 ° C water-opened slot, destroying inside shear plug for the inflow of additional products into the well.
RU2017124642A 2017-07-06 2017-07-06 Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals RU2663529C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017124642A RU2663529C1 (en) 2017-07-06 2017-07-06 Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017124642A RU2663529C1 (en) 2017-07-06 2017-07-06 Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2663529C1 true RU2663529C1 (en) 2018-08-07

Family

ID=63142630

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017124642A RU2663529C1 (en) 2017-07-06 2017-07-06 Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2663529C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4804043A (en) * 1987-07-01 1989-02-14 Mobil Oil Corp. Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery
RU2505665C1 (en) * 2012-07-06 2014-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for regulation of water cone in well
RU2522369C1 (en) * 2012-12-11 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2527051C1 (en) * 2012-12-27 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2578134C1 (en) * 2015-03-11 2016-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones
RU2594235C2 (en) * 2014-08-26 2016-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4804043A (en) * 1987-07-01 1989-02-14 Mobil Oil Corp. Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery
RU2505665C1 (en) * 2012-07-06 2014-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for regulation of water cone in well
RU2522369C1 (en) * 2012-12-11 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2527051C1 (en) * 2012-12-27 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2594235C2 (en) * 2014-08-26 2016-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method
RU2578134C1 (en) * 2015-03-11 2016-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2522369C1 (en) Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2527051C1 (en) Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2483209C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
US3172470A (en) Single well secondary recovery process
RU2582529C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2626845C1 (en) High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures
RU2678739C1 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
US10760411B2 (en) Passive wellbore monitoring with tracers
RU2663529C1 (en) Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2524800C1 (en) Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2618542C1 (en) Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures
RU2690586C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2679423C1 (en) Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals
RU2719882C1 (en) Development method of super-viscous oil deposit at late stage
RU2720725C1 (en) Development method of super-viscous oil deposit
RU2684262C1 (en) Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2505668C1 (en) Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells
RU2646904C1 (en) Method for development of high-viscosity oil or bitumen field
RU2626500C1 (en) Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well
RU2652245C1 (en) Method for developing the bituminous oil deposit

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190707

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20210310