RU2789897C1 - Способ разработки неоднородного нефтяного пласта - Google Patents

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2789897C1
RU2789897C1 RU2022124164A RU2022124164A RU2789897C1 RU 2789897 C1 RU2789897 C1 RU 2789897C1 RU 2022124164 A RU2022124164 A RU 2022124164A RU 2022124164 A RU2022124164 A RU 2022124164A RU 2789897 C1 RU2789897 C1 RU 2789897C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
injection
reservoir
rims
aqueous solution
Prior art date
Application number
RU2022124164A
Other languages
English (en)
Inventor
Азат Абузарович Лутфуллин
Марат Ракипович Хисаметдинов
Антон Николаевич Береговой
Зильфира Мунаваровна Ганеева
Олеся Александровна Мехеева
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
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
Application granted granted Critical
Publication of RU2789897C1 publication Critical patent/RU2789897C1/ru

Links

Abstract

Изобретение относится к способу разработки неоднородного нефтяного пласта. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину двух оторочек. Первая оторочка представляет собой смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем. Вторая оторочка представляет собой водный раствор поверхностно-активного вещества. Предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки и минерализацию закачиваемой воды. Затем последовательно закачивают две оторочки. Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15% от начального давления закачки. В первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем. Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60% от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества, водорастворимого полимера, воды. Объемное соотношение оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины. Технический результат заключается в обеспечении безостановочной работы скважины, в снижении потерь поверхностно-активных веществ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, в увеличении охвата пласта воздействием и выравнивании фронта вытеснения нефти, в подключении в работу не охваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта. 2 табл.

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами.
Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU № 2070282, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.1996 г.), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) с предварительно определенной оптимальной концентрацией, остановку скважины на расчетное время и последующую закачку в пласт раствора полимера с переходом на обычное заводнение.
Недостатками способа являются потери активных компонентов вытесняющего агента вследствие формирования осадков при контакте с минерализованными водами, содержащими соли двухвалентных металлов. В результате известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.
Также известен способ разработки неоднородной залежи углеводородов (патент RU № 2167280, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2001 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерного раствора и последующее нагнетание вытесняющего агента.
Недостатком данного способа является низкая эффективность вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов.
Также известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (патент RU № 2398958, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.2010 г.), включающий приготовление и последовательную закачку через нагнетательную скважину в неоднородный пласт первой оторочки - водного раствора полимера со сшивателем и второй оторочки - раствора неонола АФ9-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и остановку скважины на технологическую выдержку. В качестве полимера состав содержит натрий-карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ). Скважину останавливают на технологическую выдержку 0,5-6 сут.
Способ позволяет увеличить нефтеотдачу пласта за счет увеличения охвата пласта заводнением. Однако он недостаточно эффективен из-за низких реологических свойств водного раствора КМЦ со сшивателем, снижающих эффективность блокирования высокопроницаемых пластов, недостаточного подключения в разработку низкопроницаемых пропластков из-за невысоких технологических свойств раствора неонола.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ регулирования разработки неоднородного пласта (патент RU № 2279540, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2006 г.), включающий одновременную закачку в нагнетательную скважину двух оторочек, водного раствора, содержащего полиакриламид со сшивателем и водного раствора, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и хлористый кальций, продавку оторочек в пласт водным раствором НПАВ с хлористым кальцием с последующей выдержкой в течение 6-12 часов и закачку вытесняющего агента - воды.
Недостатком способа является снижение эффективности вытеснения нефти за счет остановки скважины, высокой потери НПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, недостаточного подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием.
Кроме того, использование поверхностно-активного вещества - неонола с температурой застывания выше 0°C существенно усложняет технологический процесс закачки, а в зимний период без специального оборудования закачка такого состава невозможна.
Технической задачей предложения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет безостановочной работы скважины, выравнивания фронта вытеснения, снижения потери неионогенного поверхностно-активного вещества в промытых высокопроницаемых зонах пласта, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и увеличения охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину двух оторочек, первой оторочки - смеси водного раствора полиакриламида со сшивателем и второй оторочки - водного раствора поверхностно-активного вещества, и продавку их в пласт.
Новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки и минерализацию закачиваемой воды, последовательно закачивают две оторочки, первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки, при этом в первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 %-ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид 0,3-1,0,
10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов 0,01-1,0,
вода с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 остальное,
вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки и не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, водорастворимого полимера с концентрацией 0,1-0,6 мас. %, воды с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, а в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, при этом объемное соотношение указанных оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, при начальной приемистости нагнетательной скважины 200-350 м3/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(2÷10), при начальной приемистости нагнетательной скважины 351-600 м3/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(3÷15), после закачки указанных оторочек осуществляют их продавку закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 в объеме 15-30 м3.
Закачка первой оторочки - смеси водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов позволяет снизить потери поверхностно-активного вещества - ПАВ в промытых участках пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых зонах, в результате чего происходит блокирование высокопроницаемых зон пласта и подключение к разработке незадействованных ранее воздействием зон пласта.
Закачка второй оторочки - смеси водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ (водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля) и водорастворимого полимера - полиакриламида способствует выравниванию фронта вытеснения за счет содержания полиакриламида в смеси, а водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля приводит к изменению вязкости нефти, снижению межфазного натяжения на границе с нефтью, изменению смачиваемости породы, а именно, увеличению гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.
Для приготовления оторочек смеси водных растворов с целью осуществления способа используют следующие реагенты:
- в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид (ПАА) импортный или отечественный с молекулярной массой (5÷15)⋅106;
- в качестве сшивателя используют 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов (ХКК), выпускаемых по ГОСТ 4162-79; 10 %-ный раствор ХКК готовят предварительно в условиях химбазы путем добавления в пресную воду ХКК в виде порошка (например, для приготовления 100 дм3 10 %-ного раствора ХКК необходимо взять 10 кг ХКК и 90 дм3 пресной воды, перемешать с использованием магнитной мешалки до полного растворения ХКК);
- в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, выпускаемый по ТУ 2458-001-91222887-11 с изм. № 1,
- в качестве воды использую воду с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3.
Сущность способа заключается в следующем.
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, минерализацию закачиваемой воды. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а также добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной.
Последовательно закачивают в пласт две оторочки. Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки, в первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 %-ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид 0,3-1,0,
10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов 0,01-1,0,
вода с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 остальное.
Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки и не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, водорастворимого полимера с концентрацией 0,1-0,6 мас. %, воды с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, а в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид.
При этом объемное соотношение указанных оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, при начальной приемистости нагнетательной скважины 200-350 м3/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(2÷10), при начальной приемистости нагнетательной скважины 351-600 м3/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(3÷15), после закачки указанных оторочек осуществляют их продавку закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 в объеме 15-30 м3.
Приготовление и закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.
Первую оторочку - смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят следующим образом.
Смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3, поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида шнековым дозатором и 10 %-ного раствора хромокалиевых квасцов, предварительно приготовленного в условиях химбазы, дозировочным насосом из емкости автоцистерны.
Приготовленную смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки.
Вторую оторочку - смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят следующим образом.
Смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3, поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ дозировочным насосом из емкости автоцистерны и полиакриламида шнековым дозатором.
Приготовленную смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну.
После окончания закачки первой и второй оторочек их продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 в объеме 15-30 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить охват пласта воздействием за счет безостановочной работы скважины, снижения потерь ПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, выравнивания фронта вытеснения, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.
Пример конкретного выполнения.
В качестве объекта опытно-промысловых работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,356 мкм2, нефтенасыщенностью 89,5 %, пористостью 20,5-22,1 %, нефтенасыщенная толщина пласта - 11,3 м (два пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток принимает (1,5 м) 200 м3/сут, второй пропласток (2,8 м) - не принимает (пример 1, табл. 2). Начальную приемистость нагнетательной скважины определяют закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины, определяют минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении закачки 6,5 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 0,15 г/дм3. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, которое составляет 11,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить две оторочки.
Выбирают объемное соотношение оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (200 м3/сут при давлении закачки 6,5 МПа), которое составляет 1:2, объем первой оторочки составляет 100 м3, второй оторочки - 200 м3 (пример 1, табл. 1).
В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,3, 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов - 0,01, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - 99,69 в объеме 100 м3.
В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида при следующем содержании компонентов, мас. %: водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С - 0,3, водорастворимый полиакриламид - 0,1, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - 99,6, в объеме 200 м3.
После определения начальной приемистости нагнетательной скважины 200 м3/сут при давлении закачки 6,5 МПа и уточнения минерализации закачиваемой воды (0,15 г/дм3) закачивают в пласт первую оторочку до увеличения давления закачки на 5 % от начального давления закачки (6,8 МПа) (пример 1, табл. 2).
Первую оторочку - смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов в объеме 100 м3 готовят следующим образом.
Смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (99,69 мас. %), поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида (0,3 мас. %) шнековым дозатором и 10 %-ного раствора хромокалиевых квасцов (0,01 мас. %), предварительно приготовленного в условиях химбазы, дозировочным насосом из емкости автоцистерны.
Приготовленную смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
Затем закачивают вторую оторочку до увеличения давления закачки на 60 % (10,4 МПа) от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну (11,5 МПа) (пример 1, табл. 2).
Вторую оторочку - смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида в объеме 200 м3 готовят следующим образом.
Смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (99,6 мас. %), поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ (0,3 мас. %) дозировочным насосом из емкости автоцистерны и полиакриламида (0,1 мас. %) шнековым дозатором.
Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
После окончания закачки запланированный объем оторочек (300 м3, из них первая оторочка - 100 м3, вторая оторочка - 200 м3) продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объеме 15 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Результаты исследований показывают, что произошло перераспеределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 90 м3/сут, второй пропласток - 70 м3/сут. Определяют конечное давление закачки и приемистость после обработки скважины. Приемистость уменьшилась на 40 м3/сут при давлении 10,4 МПа, удельная приемистость снизилась на 51 % (пример 1, табл. 2).
Остальные примеры по способу разработки неоднородного нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2.
Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте, и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,3-1,6 раза. Дополнительная добыча составили более 1500 т нефти на одну скважино-обработку.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет:
- проводить безостановочную работу скважины,
- снизить потери ПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта,
- выровнить фронт вытеснения,
- подключить в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта,
- увеличить охват пласта воздействием,
- расширить технологические возможности способа.
Таблица 1
Номе-
ра
опыт-ных участ-ков
нагнет. сква-жин		 Начальная
приемис-
тость нагнета-тельной скважины
при давлении закачки,
м3/сут/
МПа		 Максимально допустимое давление на эксплуатацион-ную колонну, МПа / Минерализация закачиваемой воды,
г/дм3 		Объём-
ное
соотно-шение
первой оторочки
и второй оторочки		 Объём первой ото-рочки, м3 Состав первой оторочки,
мас. %		 Объём
второй отороч-ки, м3 		Состав второй оторочки, мас. % Объём зака-чиваемой воды,
м3
ПАА 10 %-ный раствор ХКК Вода КПАВ ПАА Вода
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 200/6,5 9,5 / 0,15 1:2 100 0,3 0,01 99,69 200 0,3 0,1 99,6 15
2 250/6,5 11,5 / 0,15 1:2 100 0,3 0,03 99,67 200 0,5 0,1 99,4 15
3 350/8,5 14,5 / 0,15 1:2 100 0,3 1,0 98,7 200 1,5 0,1 97,5 15
4 200/7,5 11,5 / 0,15 1:5 70 0,5 0,01 99,49 350 0,3 0,3 99,4 20
5 250/6,0 11,5 / 0,15 1:5 70 0,5 0,05 99,45 350 0,5 0,3 99,2 20
6 350/7,5 14,5 / 0,15 1:5 70 0,5 1,0 98,5 350 1,5 0,3 98,2 20
7 200/6,0 9,5 / 0,15 1:10 50 1,0 0,01 98,99 500 0,3 0,6 99,1 30
8 250/8,2 11,5 / 0,15 1:10 50 1,0 0,05 98,95 500 0,5 0,6 98,9 30
9 350/8,4 14,5 / 0,15 1:10 50 1,0 1,0 98,0 500 1,5 0,6 97,9 30
10 200/6,0 8,5 / 120 1:2 100 0,5 0,01 99,49 200 0,3 0,3 99,4 20
11 250/6,0 9,5 / 120 1:2 100 0,5 0,05 99,45 200 0,5 0,3 99,2 20
12 350/7,5 14,5 / 120 1:2 100 0,5 1,0 98,5 200 1,5 0,3 97,2 20
13 200/6,5 10,5 / 120 1:5 70 0,3 0,01 99,69 350 0,3 0,6 99,9 15
14 250/8,5 11,5 /120 1:5 70 0,3 0,03 99,67 350 0,5 0,6 98,9 15
15 350/7,5 14,5 / 120 1:5 70 0,3 1,0 98,7 350 1,5 0,6 97,9 15
16 200/6,0 10,5 / 120 1:10 50 0,5 0,01 99,49 500 0,3 0,1 99,6 15
17 250/8,5 11,5 / 120 1:10 50 0,5 0,05 99,45 500 0,5 0,1 99,4 15
18 350/10,5 15,5 / 120 1:10 50 0,5 1,0 98,5 500 1,5 0,1 98,4 15
19 200/7,0 14,5 / 300 1:2 100 1,0 0,01 98,99 200 0,3 0,6 99,1 30
20 250/8,5 12,0 / 300 1:2 100 1,0 0,05 98,95 200 0,5 0,6 98,9 30
21 350/9,5 15,5 / 300 1:2 100 1,0 1,0 98,0 200 1,5 0,6 97,9 30
22 200/6,0 14,5 / 300 1:5 70 1,0 0,01 98,99 350 0,3 0,1 99,6 30
23 250/8,5 14,5 / 300 1:5 70 1,0 0,05 99,95 350 0,5 0,1 99,4 30
24 350/9,5 17,5 / 300 1:5 70 1,0 1,0 98,0 350 1,5 0,1 98,4 30
25 200/7,5 13,5 / 300 1:10 50 0,30 0,01 99,69 500 0,3 0,3 99,4 20
Продолжение таблицы 1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
26 250/6,5 12,5 / 300 1:10 50 0,3 0,3 99,4 500 0,5 0,3 99,2 20
27 350/8,6 11,6 / 300 1:10 50 0,3 1,0 98,7 500 1,5 0,3 97,2 20
28 351/7,5 12,5 / 0,15 1:3 100 0,3 0,01 99,69 300 0,3 0,1 99,6 15
29 450/9,5 13,5 / 0,15 1:3 100 0,3 0,03 99,67 300 0,5 0,1 99,4 15
30 600/10,5 16,5 / 0,15 1:3 100 0,3 1,0 98,7 300 1,5 0,1 97,4 15
31 351/8,5 12,5 / 120 1:7 70 0,5 0,01 99,49 490 0,3 0,3 99,4 20
32 450/10,5 15,5 / 120 1:7 70 0,5 0,05 99,45 490 0,5 0,3 99,2 20
33 600/9,5 16,5 / 120 1:7 70 0,5 1,0 98,5 490 1,5 0,3 97,2 20
34 351/8,5 15,0 / 300 1:15 50 1,0 0,01 98,99 750 0,3 0,6 99,1 30
35 450/11,0 19,0 / 300 1:15 50 1,0 0,05 98,95 750 0,5 0,6 98,9 30
36 600/9,5 14,5 / 300 1:15 50 1,0 1,0 98,0 750 1,5 0,6 97,9 30
37 351/9,5 13,5 / 0,15 1:3 100 0,5 0,01 99,49 300 0,3 0,3 99,4 20
38 450/8,5 14,2 / 0,15 1:3 100 0,5 0,05 99,45 300 0,5 0,3 99,2 20
39 600/9,5 13,5 / 0,15 1:3 100 0,5 1,0 98,5 300 1,5 0,3 97,2 20
40 351/7,5 10,5 / 120 1:7 70 0,3 0,01 99,69 490 0,3 0,6 99,1 30
41 450/8,5 11,5 / 120 1:7 70 0,3 0,03 99,67 490 0,5 0,6 98,9 30
42 600/10,5 13,5 / 120 1:7 70 0,3 1,0 98,7 490 1,5 0,6 97,9 30
43 351/6,0 10,5 / 300 1:15 50 0,5 0,01 99,49 750 0,3 0,1 99,6 15
44 450/6,5 12,5 / 300 1:15 50 0,5 0,05 99,45 750 0,5 0,1 99,4 15
45 600/10,5 18,5 / 300 1:15 50 0,5 1,0 98,5 750 1,5 0,1 97,4 15
46 351/7,5 11,5 / 0,15 1:3 100 1,0 0,01 98,99 300 0,3 0,6 99,1 30
47 450/9,5 12,5 / 0,15 1:3 100 1,0 0,05 98,95 300 0,5 0,6 98,9 30
48 600/10,5 18,5 / 0,15 1:3 100 1,0 1,0 98,0 300 1,5 0,6 97,9 30
49 351/8,5 15,5 / 120 1:7 70 1,0 0,01 98,99 490 0,3 0,1 99,6 15
50 450/9,5 14,5 / 120 1:7 70 1,0 0,05 98,95 490 0,5 0,1 99,4 15
51 600/10,5 15,5 / 120 1:7 70 1,0 1,0 98,0 490 1,5 0,1 97,4 15
52 351/7,5 13,5 / 300 1:15 50 0,3 0,01 99,69 750 0,3 0,3 99,4 15
53 450/9,5 14,5 / 300 1:15 50 0,3 0,03 99,67 750 0,5 0,3 99,2 15
54 600/7,2 11,4 / 300 1:15 50 0,3 1,0 98,7 750 1,5 0,3 97,2 15
Таблица 2
№ п/п Перфорирован-ная толщина пласта, м
Работающая толщина пласта (до закачки), м		 Приемистость нагнетательной скважины
при давлении
закачки, м3/сут/МПа		 Допусти-мое давление на эксплуата-ционную колонну,
МПа		 Давление закачки Удельная приемистость скважины
До закачки После закачки До закачки После закачки
первой оторочки		 После закачки второй оторочки До закачки,
м3/сут/МПа		 После закачки, м3/сут/МПа Сниже-ние, %
МПа МПа Увеличе-
ние, %		 МПа Увеличе-ние, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 1870,0-1881,3
1880,0-1878,5
1878,5-1881,3		 200/6,5
200
0		 160/10,4
90
70		 11,5 6,5 6,8 5 10,4 60 31 15 51
2 1970,6-1998,3
1970,6-1979,5
1979,5-1985,4
1985,4-1998,3		 250/6,5
120
0
130		 216/8,5
100
80
36		 11,5 6,5 7,5 15 8,5 30 38 25 34
3 1671,6-1690,2
1671,6-1679,5
1679,5-1683,7
1683,7-1689,4
1689,4-1690,2		 350/8,5
150
0
90
110		 270/10,2
90
75
60
45		 14,5 8,5 9,4 10 10,2 20 41 27 34
4 1365,2-1376,3
1366,2-1368,5
1368,5-1374,3
1374,3-1376,3		 200/7,5
80
70
0		 160/9,0
40
70
50		 11,5 7,5 8,4 10 9,0 20 27 18 33
5 1259,6-1264,7
1259,6-1262,5
1262,5-1264,7		 250/6,0
0
160		 190/9,6
80
110		 11,5 6,0 6,3 5 9,6 60 42 20 52
6 1640,8-1672,5
1640,8-1657,2
1657,2-1670,7
1670,7-1672,5		 350/7,5
190
50
0		 250/12,0
100
70
80		 14,5 7,5 8,6 15 12,0 60 47 21 55
7 1258,7-1265,2
1258,7-1259,8
1259,7-1265,2		 200/6,0
0
190		 150/7,8
70
80		 9,5 6,0 6,9 15 7,8 30 33 19 42
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
8 1335,8-1337,9
1335,8-1336,7
1336,7-1337,9		 250/8,2
190
0		 216/9,8
120
96		 11,5 8,2 9,0 10 9,8 20 30 22 27
9 1568,9-1588,8
1568,9-1580,5
1580,5-1584,8
1584,8-1588,8		 350/8,4
250
50
0		 260/10,9
150
70
40		 14,5 8,4 8,8 5 10,9 30 42 24 43
10 1278,5-1285,6
1278,5-1281,4
1281,4-1285,6		 200/6,0
0
160		 160/7,2
70
90		 8,5 6,0 6,3 5 7,2 20 33 22 33
11 1445,2-1462,3
1445,2-1451,2
1451,2-1455,6
1455,6-1462,3		 250/6,0
70
180
0		 216/7,2
90
56
70		 9,5 6,0 6,3 5 7,2 20 42 30 29
12 1545,2-1562,7
1545,2-1545,8
1545,8-1556,8
1556,8-1562,7		 350/7,5
210
0
140		 290/9,0
130
80
90		 14,5 7,5 7,9 5 9,0 20 47 32 32
13 1612,5-1620,3
1612,5-1615,4
1615,4-1618,4
1618,4-1620,3		 200/6,5
165
35
0		 180/8,5
90
50
40		 10,5 6,5 6,8 5 8,5 30 31 21 32
14 1345,2-1360,4
1345,2-1347,8
1347,8-1357,2
1357,2-1360,4		 250/8,5
120
0
130		 216/10,2
90
70
56		 11,5 8,5 9,8 15 10,2 20 29 21 28
15 1287,5-1297,2
1287,5-1289,4
1289,4-1293,2
1293,2-1297,2		 350/7,5
210
0
240		 260/10,2
120
90
50		 14,5 7,5 7,9 5 10,2 60 47 25 47
16 1446,2-1451,7
1446,2-1448,7
1448,7-1449,5
1449,5-1451,7		 200/6,0
120
80
0		 160/7,8
90
50
20		 10,5 6,0 6,6 10 7,8 30 33 21 36
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
17 1662,2-1674,3
1662,2-1665,4
1665,4-1668,4
1668,4-1674,3		 250/8,5
180
0
70		 216/11,1
120
51
45		 11,5 8,5 8,9 5 11,1 30 29 19 34
18 1755,8-1772,5
1755,8-1765,8
1765,8-1770,2
1770,2-1772,5		 350/10,5
0
210
140		 290/13,7
70
100
120		 15,5 10,5 11,6 10 13,7 30 33 21 36
19 1358,7-1365,2
1358,7-1359,8
1359,7-1365,2		 200/7,0
190
0		 170/11,2
80
90		 14,5 7,0 7,7 10 11,2 60 29 15 48
20 1345,9-1355,3
1345,9-1346,8
1346,8-1351,2
1351,2-1355,3		 250/8,5
135
115
0		 216/11,0
90
70
56		 12,0 8,5 9,4 10 11,0 30 29 20 31
21 1455,8-1472,5
1455,8-1465,8
1465,8-1470,2
1470,2-1472,5		 350/9,5
0
250
100		 280/12,4
80
120
80		 15,5 9,5 10,9 15 12,4 30 37 23 38
22 1258,7-1270,5
1258,7-1259,8
1259,7-1265,2
1265,2-1270,5		 200/6,0
0
0
200		 160/7,2
70
50
40		 14,5 6,0 6,9 15 7,2 20 33 22 33
23 1345,9-1355,3
1345,9-1346,8
1346,8-1351,2
1351,2-1355,3		 250/8,5
0
120
130		 216/13,6
80
90
46		 14,5 8,5 9,4 10 13,6 60 29 16 45
24 1650,7-1656,2
1650,7-1665,2
1665,2-1670,4
1670,4-1684,3
1684,3-1688,6		 350/9,5
180
120
0
50		 290/15,2
100
80
70
40		 17,5 9,5 10,5 10 15,2 60 37 19 49
25 1478,6-1487,3
1478,6-1481,4
1481,41-1485,6
1485,6-1487,3		 200/7,5
160
0
40		 200/12,0
100
80
70		 13,5 6,0 6,9 15 12,0 60 27 17 37
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
26 1228,3-1238,5
1228,3-1231,2
1231,2-1233,2
1233,2-1238,5		 250/6,5
120
130
0		 216/10,4
70
90
56		 12,5 6,5 7,5 15 10,4 60 38 21 45
27 1532,5-1541,3
1532,5-1532,9
1532,9-1538,5
1538,5-1540,7
1540,7-1541,3		 350/8,6
180
120
50
0		 310/10,3
100
90
80
40		 11,6 8,6 9,9 15 10,3 20 41 30 27
28 1335,8-1342,1
1335,8-1336,7
1336,7-1337,9
1337,9-1339,8
1339,8-1342,1		 351/7,5
210
80
0
60		 290/9,0
150
60
50
30		 12,5 7,5 7,9 5 9,0 20 47 32 32
29 1212,4-1224,6
1218,6-1220,5
1220,5-1221,3
1221,3-1222,5
1222,5-1224,6		 450/9,5
180
210
0
0		 340/11,4
120
140
40
40		 13,5 9,5 10,0 5 11,4 20 47 30 36
30 1525,3-15538,5
1525,3-1528,6
1528,6-1531,4
1531,4-1535,6
1535,6-1538,5		 600/10,5
250
0
180
170		 490/12,6
180
90
120
100		 15,5 10,5 11,0 5 12,6 20 57 39 32
31 1112,5-1131,4
1112,5-1118,6
1118,6-1125,8
1125,8-1131,4		 351/8,5
0
180
171		 295/11,0
80
120
95		 12,5 8,5 8,9 5 11,0 30 41 27 34
32 1545,9-1857,6
1545,9-1546,8
1546,8-1553,2
1553,2-1557,6		 450/10,5
220
230
0		 370/13,7
140
150
80		 15,5 10,5 11,0 5 13,7 30 43 27 37
33 1765,8-1787,5
1765,8-1779,5
1779,5-1782,5
1782,5-1784,7
1784,7-1787,5		 600/11,5
220
210
170
0		 530/14,9
180
170
110
70		 16,5 11,5 12,0 5 14,9 30 52 36 31
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
34 1259,6-1265,4
1259,6-1262,5
1262,5-1264,7
1264,7-1265,4		 351/8,5
190
160
0		 310/13,6
130
100
80		 15,0 8,5 8,9 5 13,6 60 41 23 44
35 1686,2-1701,4
1686,2-1692,3
1692,3-1700,2
1700,2-1701,4		 450/11,0
220
230
0		 450/17,6
180
190
80		 19,0 11,0 11,6 5 17,6 60 41 26 37
36 1574,0-1584,0
1574,0-1579,5
1579,5-1583,3
1583,3-1584,0		 600/9,5
320
280
0		 590/15,2
250
210
130		 14,5 9,5 10,0 5 15,2 60 63 39 38
37 1234,3-1242,4
1234,3-1236,1
1236,1-1239,2
1239,2-1242,4		 351/9,5
0
180
171		 340/12,4
80
160
100		 13,5 9,5 10,5 10 12,4 30 37 27 27
38 1763,2-1782,3
1763,2-1768,7
1768,7-1775,6
1775,6-1782,3		 450/8,5
220
230
0		 450/11,0
180
190
80		 14,2 8,5 9,4 10 11,0 30 53 41 23
39 1562,7-1585,6
1562,7-1574,2
1574,2-1580,7
1580,7-1583,2
1583,2-1585,6		 600/9,5
260
240
100
0		 590/12,4
180
170
120
120		 13,5 9,5 10,5 10 12,4 30 63 48 24
40 1458,7-1467,5
1458,7-1459,8
1459,7-1465,2
1465,2-1467,5		 351/7,5
70
190
91		 340/9,0
110
150
80		 10,5 7,5 8,3 10 9,0 20 47 38 19
41 1245,9-1255,8
1245,9-1246,8
1246,8-1251,2
1251,2-1255,8		 450/8,5
220
230
0		 450/10,2
180
190
80		 11,5 8,5 9,4 10 10,2 20 53 44 17
42 1755,8-1771,5
1755,8-1765,8
1765,8-1768,2
1768,2-1771,5		 600/10,5 590/12,6 13,5 10,5 11,6 10 12,6 20 57 47 18
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
43 1558,7-1572,8
1558,7-1559,8
1559,7-1565,2
1565,2-1572,8		 351/6,0
170
180
1		 290/9,6
70
90
120		 10,5 6,0 6,0 10 9,6 60 59 30 49
44 1145,9-1155,8
1145,9-1146,8
1146,8-1151,2
1151,2-1155,8		 450/6,5
220
230
0		 410/10,4
160
180
70		 12,5 6,5 7,2 10 10,4 60 69 39 43
45 1450,7-1458,2
1450,7-1452,3
1452,3-1455,3
1455,3-1456,4
1456,4-1458,2		 600/10,5
200
180
220
0		 590/16,8
150
140
180
120		 18,5 10,5 11,6 10 16,8 60 57 35 39
46 1378,6-1386,9
1378,6-1381,4
1381,4-1385,6
1385,6-1386,9		 351/7,5
150
171
0		 350/9,0
110
150
90		 11,5 7,5 8,6 15 9,0 20 47 39 17
47 1655,8-1673,8
1655,8-1665,8
1665,8-1670,2
1670,2-1673,8		 450/9,5
210
240
0		 450/12,4
180
170
100		 12,5 9,5 10,9 15 12,4 30 47 36 23
48 1458,7-1470,8
1458,7-1459,8
1459,7-1465,2
1465,2-1469,5
1469,5-1470,8		 600/10,5
210
250
140
0		 600/16,8
180
170
120
130		 18,5 10,5 12,0 15 16,8 60 57 36 37
49 1645,9-1653,8
1645,9-6346,8
1646,8-1651,2
1651,2-1653,8		 351/8,5
0
221
230		 350/13,6
120
120
90		 15,5 8,5 9,8 15 13,6 60 41 26 37
50 1450,7-1476,1
1450,7-1465,2
1465,2-1470,4
1470,4-1474,3
1474,3-1476,1		 450/9,5
130
190
130
0		 450/11,4
110
170
100
70		 14,5 9,5 10,9 15 11,4 20 49 39 20
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
51 1674,0-1686,5
1674,0-1679,5
1679,5-1683,3
1683,3-1684,0
1684,0-1686,5		 600/10,5
200
180
220
0		 600/13,7
180
150
190
80		 15,5 10,5 12,0 15 13,7 30 58 44 21
52 1734,3-1741,8
1734,3-1736,1
1736,1-1739,2
1739,2-1741,8		 351/7,5
220
230
0		 350/12,0
170
120
60		 13,5 7,5 7,9 5 12,0 30 48 29 40
53 1463,2-1480,5
1463,2-1468,7
1468,7-1475,6
1475,6-1480,5		 450/9,5
120
230
100		 450/12,4
90
260
80		 14,5 9,5 10,0 5 12,4 30 47 36 23
54 1262,7-1283,4
1262,7-1274,2
1274,2-1280,7
1280,7-1281,9
1281,9-1283,4		 600/10,5
250
230
120
0		 600/13,7
210
190
100
100		 15,5 10,5 11,0 5 13,7 30 57 44 22
Примечание - Номера опытных участков нагнет. скважин таблицы 1 соответствуют номерам опытных участков нагнет скважин таблицы 2.

Claims (3)

  1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину двух оторочек, первой оторочки – смеси водного раствора полиакриламида со сшивателем и второй оторочки – водного раствора поверхностно-активного вещества, и продавку их в пласт, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки и минерализацию закачиваемой воды, последовательно закачивают две оторочки, первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15% от начального давления закачки, при этом в первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем – 10%-ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %:
  2. полиакриламид 0,3-1,0 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов 0,01-1,0 вода с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 остальное,
  3. вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60% от начального давления закачки и не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества – КПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, водорастворимого полимера с концентрацией 0,1-0,6 мас. %, воды с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 – остальное, в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40% и температурой застывания не выше 40°С, а в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, при этом объемное соотношение указанных оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, при начальной приемистости нагнетательной скважины 200-350 м3/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(2÷10), при начальной приемистости нагнетательной скважины 351-600 м3/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(3÷15), после закачки указанных оторочек осуществляют их продавку закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3 в объеме 15-30 м3.
RU2022124164A 2022-09-13 Способ разработки неоднородного нефтяного пласта RU2789897C1 (ru)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2789897C1 true RU2789897C1 (ru) 2023-02-14

Family

ID=

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2167280C2 (ru) * 1999-08-06 2001-05-20 Канзафаров Фидрат Яхьяевич Способ разработки неоднородной залежи углеводородов
RU2279540C1 (ru) * 2005-03-21 2006-07-10 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2398958C1 (ru) * 2009-04-17 2010-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (варианты)
RU2485301C1 (ru) * 2011-12-26 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ добычи нефти
CN107365577A (zh) * 2017-08-06 2017-11-21 大庆东油睿佳石油科技有限公司 一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法
CN110791277A (zh) * 2019-11-14 2020-02-14 西安石油大学 一种油田用不返排可转化为驱油剂的压裂液及其制备方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2167280C2 (ru) * 1999-08-06 2001-05-20 Канзафаров Фидрат Яхьяевич Способ разработки неоднородной залежи углеводородов
RU2279540C1 (ru) * 2005-03-21 2006-07-10 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2398958C1 (ru) * 2009-04-17 2010-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (варианты)
RU2485301C1 (ru) * 2011-12-26 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ добычи нефти
CN107365577A (zh) * 2017-08-06 2017-11-21 大庆东油睿佳石油科技有限公司 一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法
CN110791277A (zh) * 2019-11-14 2020-02-14 西安石油大学 一种油田用不返排可转化为驱油剂的压裂液及其制备方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110945208B (zh) 提高地层采油率的方法
US9810049B2 (en) Systems and methods for inline chemical injection for dump flood water injectors
CN110905460B (zh) 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法
US8235113B2 (en) Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs
RU2704166C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
RU2528183C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2789897C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2610958C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
US4184549A (en) High conformance oil recovery process
RU2721200C1 (ru) Способ термохимической обработки нефтяного пласта
RU2483202C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
RU2547025C1 (ru) Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
RU2146002C1 (ru) Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов
RU2518615C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты)
RU2086757C1 (ru) Способ добычи нефти
RU2792491C1 (ru) Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов
RU2739777C1 (ru) Способ обработки нефтяного пласта
RU2208139C1 (ru) Способ разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными и разнопроницаемыми пластами
RU2290504C1 (ru) Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов
RU2778501C1 (ru) Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта
RU2746635C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
RU2266398C2 (ru) Способ повышения нефтеотдачи пластов
RU2748198C1 (ru) Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта
RU2818633C1 (ru) Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц
RU2108451C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи