RU2816143C1 - Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells - Google Patents
Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816143C1 RU2816143C1 RU2023123346A RU2023123346A RU2816143C1 RU 2816143 C1 RU2816143 C1 RU 2816143C1 RU 2023123346 A RU2023123346 A RU 2023123346A RU 2023123346 A RU2023123346 A RU 2023123346A RU 2816143 C1 RU2816143 C1 RU 2816143C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- injection
- production
- well
- steam
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 55
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 55
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 50
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 32
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000004434 industrial solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи сверхвязкой нефти.The invention relates to the oil production industry and can be used in the development of super-viscous oil deposits.
Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей (патент RU 2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010 г., Бюл. № 12), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, причем в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.There is a known method for developing deposits of heavy and ultra-high-viscosity oils (patent RU 2387818, MPK E21B 43/24, publ. 04/27/2010, Bulletin No. 12), including injection of steam into the formation, heating the formation with the creation of a steam chamber, joint injection of steam and hydrocarbon solvent and product selection, wherein a mixture of hydrocarbons of the saturated aliphatic and aromatic series is used as a hydrocarbon solvent, the main component of which is benzene, and the joint injection of steam and hydrocarbon solvent is carried out after the temperature in the steam chamber has reached no less than the phase transition temperature of the mixture of steam and hydrocarbon solvent with maintaining the temperature in the steam chamber not lower than the phase transition temperature of the steam - hydrocarbon solvent mixture.
Недостатком способа является снижение эффективности закачки растворителя в связи с тем, что во время закачки в нагнетательную скважину часть растворителя перетекает через высокопроницаемые каналы в добывающую скважину, откуда её отбирают с добывающей продукцией и которая не участвует в процессе нефтеизвлечения.The disadvantage of this method is that it reduces the efficiency of solvent injection due to the fact that during injection into the injection well, part of the solvent flows through highly permeable channels into the production well, from where it is taken with the production product and which does not participate in the oil recovery process.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2663530, МПК Е21В 43/24, МПК Е21В 43/22, опубл. 07.08.2018 г., Бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по приведенному математическому выражению. При этом углеводородный растворитель закачивается в нагнетательную скважину до начала прогрева пласта закачкой пара. При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины. Техническим результатом является сокращение расхода углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сокращение энергетических затрат на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.The closest in technical essence is the method of developing a high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells producing high-viscosity oil (patent RU No. 2663530, MPK E21B 43/24, MPK E21B 43/22, publ. 08/07/2018, Bulletin No. 22 ), including the construction of a horizontal injection well and a production well in the productive formation, located below and parallel to the injection well, injection of a hydrocarbon solvent and steam to heat the productive formation and create a steam chamber, switching to the mode of steam injection into the injection well and sampling of products in the production well. Preliminary laboratory studies on a core sample of a productive formation determine the rate of diffusion of the hydrocarbon solvent in this sample in the vertical direction under the influence of gravitational forces under reservoir conditions. Based on this diffusion rate, the time it takes for the hydrocarbon solvent to travel the vertical distance from the injection to the production well is calculated using the given mathematical expression. In this case, the hydrocarbon solvent is pumped into the injection well before the formation begins to be heated by steam injection. In this case, steam injection for the development of a pair of wells begins after the estimated time has passed for the solvent to reach the production well. The technical result is a reduction in the consumption of hydrocarbon solvent by at least 1.5 times, a reduction in energy costs by 15÷20% due to the acceleration of the industrial production of high-viscosity oil by more than 2 times.
Недостатком способа является снижение эффективности закачки растворителя в связи с тем, что во время закачки в нагнетательную скважину часть растворителя перетекает через высокопроницаемые каналы в добывающую скважину, откуда её отбирают с добывающей продукцией и которая не участвует в процессе нефтеизвлечения.The disadvantage of this method is that it reduces the efficiency of solvent injection due to the fact that during injection into the injection well, part of the solvent flows through highly permeable channels into the production well, from where it is taken with the production product and which does not participate in the oil recovery process.
Технической задачей является повышение эффективности нефтеизвлечения пласта, за счет увеличения площади воздействия растворителя в призабойной зоне перфорированной части пласта, путем регулирования отбора добываемой жидкости из добывающей скважины.The technical task is to increase the efficiency of oil recovery from the formation by increasing the area of exposure to the solvent in the bottomhole zone of the perforated part of the formation, by regulating the selection of produced fluid from the production well.
Для решения технических задач предлагается способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод добывающей скважины в режим отбора продукции.To solve technical problems, a method for developing a super-viscous oil deposit using paired horizontal wells is proposed, including the construction of a horizontal injection well and a production well in the productive formation, located below and parallel to the injection well, injection of steam into both wells to warm up the productive formation and create a steam chamber, translation production well into production mode.
Новым является то, что ведут разработку залежи с контролем за распространением паровой камеры по продуктивному пласту, также через 4 - 7 лет после начала эксплуатации скважин, при увеличении обводненности продуктивного пласта на 5-10% и повышении температуры добываемой продукции более 120°С, производят закачку растворителя через линейную задвижку на фонтанной арматуре в НКТ, спущенную в «носок» в призабойную зону нагнетательной скважины, причем закачку растворителя и пара в паровую камеру выполняют совместно, при этом объем паровой камеры рассчитывают по формуле:What is new is that they develop deposits with control over the distribution of the steam chamber throughout the productive formation, also 4 - 7 years after the start of well operation, with an increase in the water cut of the productive formation by 5-10% and an increase in the temperature of the produced product by more than 120 ° C, they produce injection of the solvent through a linear valve on the Xmas tree into the tubing, lowered into the “toe” into the bottomhole zone of the injection well, and the injection of solvent and steam into the steam chamber is carried out together, and the volume of the steam chamber is calculated by the formula:
Vпк = π · Н2 · L · m · S,V pc = π H 2 L m S,
где Vпк - объем паровой камеры, м3,where V pc is the volume of the steam chamber, m 3 ,
H - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м,H - average oil-saturated thickness of the formation, m,
L - протяженность горизонтального участка скважины, м, L - length of the horizontal section of the well, m,
m - коэффициент пористости, д. ед.,m - porosity coefficient, units,
S - нефтенасыщенность, %,S - oil saturation, %,
объем растворителя для закачки в паровую камеру, исходя из лабораторных исследований, составляет 15% от объема паровой камеры и определяют по формуле:the volume of solvent for injection into the steam chamber, based on laboratory studies, is 15% of the volume of the steam chamber and is determined by the formula:
Vp = 0,15 · Vпк,V p = 0.15 V pc ,
где Vр - объем растворителя, м3,where V r is the volume of solvent, m 3 ,
Vпк - объем паровой камеры, м3,V pc - volume of the steam chamber, m 3 ,
одновременно, с совместной закачкой растворителя и пара в нагнетательную скважину, снижают отбор добываемой продукции из добывающей скважины с первоначального объема добычи до минимального объема, причем после завершения закачки всего объема растворителя в призабойную зону нагнетательной скважины продолжают выполнять закачку только пара, на протяжении 10 дней, с минимальным объемом отбора добывающей продукции из добывающей скважины, при этом по истечение 10 дней возобновляют отбор первоначального объема добываемой продукции из добывающей скважины.at the same time, with the joint injection of solvent and steam into the injection well, they reduce the selection of produced products from the production well from the initial production volume to a minimum volume, and after completing the injection of the entire volume of solvent into the bottomhole zone of the injection well, they continue to pump only steam for 10 days, with a minimum volume of extraction of production products from the production well, while after 10 days the selection of the original volume of production from the production well is resumed.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин осуществляют в следующей последовательности.The method for developing a super-viscous oil deposit using paired horizontal wells is carried out in the following sequence.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, при этом ведут разработку залежи с контролем за распространением паровой камеры по продуктивному пласту путем регулирования закачки пара в нагнетательную скважину и перевод добывающей скважины в режим отбора продукции. Через 4 - 7 лет после начала эксплуатации скважин, при увеличении обводненности продуктивного пласта на 5-10% и повышении температуры добываемой продукции более 120°С, производят закачку растворителя через линейную задвижку на фонтанной арматуре в НКТ, спущенную в «носок» в призабойную зону нагнетательной скважины, причем закачку растворителя и пара выполняют совместно. A method for developing a super-viscous oil deposit using paired horizontal wells involves constructing a horizontal injection well and a production well in the productive formation, located below and parallel to the injection well, pumping steam into both wells to warm up the productive formation and create a steam chamber, while developing the deposit under control over the distribution of the steam chamber throughout the productive formation by regulating the injection of steam into the injection well and transferring the production well to production mode. 4 - 7 years after the start of well operation, when the water cut of the productive formation increases by 5-10% and the temperature of the produced product increases by more than 120°C, the solvent is pumped through a linear valve on the Xmas tree into the tubing, lowered into the “toe” into the bottomhole zone injection well, where solvent and steam are injected together.
Объем паровой камеры рассчитывают по формуле:The volume of the steam chamber is calculated by the formula:
Vпк = π · Н2 · L · m · S,V pc = π H 2 L m S,
где Vпк - объем паровой камеры, м3,where V pc is the volume of the steam chamber, m 3 ,
H - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м,H - average oil-saturated thickness of the formation, m,
L - протяженность горизонтального участка скважины, м, L - length of the horizontal section of the well, m,
m - коэффициент пористости, д. ед.,m - porosity coefficient, units,
S - нефтенасыщенность, %.S - oil saturation, %.
Объем растворителя для закачки, исходя из лабораторных исследований, составляет 15% от объема паровой камеры и определяют по формуле:The volume of solvent for injection, based on laboratory studies, is 15% of the volume of the steam chamber and is determined by the formula:
Vp = 0,15 · Vпк,V p = 0.15 V pc ,
где Vр - объем растворителя, м3,where V r is the volume of solvent, m 3 ,
Vпк - объем паровой камеры, м3.V pc - volume of the steam chamber, m 3 .
Одновременно с совместной закачкой растворителя и пара в нагнетательную скважину снижают отбор добываемой продукции из добывающей скважины с первоначального объема добычи, например, с 80 - 120 т/сут до минимального объема, например, до 10 - 20 т/сут, причем после завершения закачки всего объема растворителя, например, 105 м3 в призабойную зону нагнетательной скважины, продолжают выполнять закачку только пара в объеме, например, 80 т/сут на протяжении 10 дней, с минимальным объемом отбора добывающей продукции, например, 10 - 20 т/сут из добывающей скважины. По истечении 10 дней возобновляют отбор первоначального объема добываемой продукции, например, 80 - 120 т/сут из добывающей скважины.Simultaneously with the joint injection of solvent and steam into the injection well, the selection of produced products from the production well is reduced from the initial production volume, for example, from 80 - 120 t/day to a minimum volume, for example, to 10 - 20 t/day, and after completion of injection volume of solvent, for example, 105 m 3 into the bottom-hole zone of the injection well, they continue to pump only steam in a volume, for example, 80 t/day for 10 days, with a minimum volume of extraction of production products, for example, 10 - 20 t/day from the production wells. After 10 days, the selection of the original volume of production is resumed, for example, 80 - 120 tons/day from the production well.
Пример осуществления способа разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин.An example of a method for developing a highly viscous oil deposit using paired horizontal wells.
На разрабатываемой Кармалинской залежи сверхвязкой нефти с продуктивным пластом, находящимся на глубине 56 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 18,3 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,6 МПа, нефтенасыщенностью 0,58 д. ед., коэффициентом пористости – 0,28 д. ед., проницаемостью 1,7 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 986 кг/м3, вязкостью 15506 мПа⋅с произвели строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, произвели закачку пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, вели разработку залежи с контролем за распространением паровой камеры по продуктивному пласту при средней обводненности 87 %. Через 5 лет после начала эксплуатации скважин обводненность продуктивного пласта увеличилась до 96 %, а температура добываемой продукции повысилась до 120°С. В связи с этим произвели закачку растворителя промышленного ТУ 0258-007-60320171-2016 с паром через линейную задвижку на фонтанной арматуре в НКТ, спущенную в «носок» в призабойную зону нагнетательной скважины, наряду с этим снизили отбор добываемой продукции из добывающей скважины с 90 т/сут до 10 т/сут. После закачки всего объема 105 м3 растворителя промышленного ТУ 0258-007-60320171-2016 продолжили выполнять закачку только пара в объеме 80 т/сут в течение 10 дней. Через 10 дней возобновили отбор добываемой продукции в объеме 90 т/сут. В результате применения данного способа обводненность добываемой продукции снизилась до 90%, а дополнительная добыча нефти составила 3 т/сут.In the developed Karmaly deposit of super-viscous oil with a productive reservoir located at a depth of 56 m, with an average effective oil-saturated thickness of 18.3 m, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.6 MPa, oil saturation 0.58 units, porosity coefficient - 0.28 units, permeability 1.7 µm 2 , density of bitumen in reservoir conditions 986 kg/m 3 , viscosity 15506 mPa⋅s, a horizontal injection well and a production well located below and parallel to the injection well were constructed in the productive formation, We injected steam into both wells to warm up the productive formation and create a steam chamber, and developed the deposit while controlling the distribution of the steam chamber throughout the productive formation with an average water cut of 87%. 5 years after the start of well operation, the water cut of the productive formation increased to 96%, and the temperature of the produced product increased to 120°C. In this regard, we injected industrial solvent TU 0258-007-60320171-2016 with steam through a linear valve on the Xmas tree into the tubing, lowered into the “toe” into the bottomhole zone of the injection well, and at the same time reduced the production output from the production well from 90 t/day up to 10 t/day. After pumping the entire volume of 105 m 3 of industrial solvent TU 0258-007-60320171-2016, we continued to pump only steam in a volume of 80 tons/day for 10 days. After 10 days, the selection of extracted products was resumed in the amount of 90 tons/day. As a result of using this method, the water cut of the produced products decreased to 90%, and additional oil production amounted to 3 tons/day.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет повысить эффективность нефтеизвлечения пласта, за счет увеличения площади воздействия растворителя в призабойной зоне перфорированной части пласта, путем регулирования отбора добываемой жидкости из добывающей скважины.The method of developing a super-viscous oil deposit using paired horizontal wells makes it possible to increase the efficiency of oil recovery from the formation by increasing the area of exposure to the solvent in the bottom-hole zone of the perforated part of the formation, by regulating the extraction of produced fluid from the production well.
Claims (12)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2816143C1 true RU2816143C1 (en) | 2024-03-26 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2098613C1 (en) * | 1991-11-14 | 1997-12-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit |
| RU2247828C2 (en) * | 2003-04-24 | 2005-03-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Method for extraction of oil deposit |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
| US20130000894A1 (en) * | 2010-02-04 | 2013-01-03 | Statoil Asa | Solvent injection recovery process |
| RU2477785C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing high-viscosity oil production |
| RU2663530C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2098613C1 (en) * | 1991-11-14 | 1997-12-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit |
| RU2247828C2 (en) * | 2003-04-24 | 2005-03-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Method for extraction of oil deposit |
| US20130000894A1 (en) * | 2010-02-04 | 2013-01-03 | Statoil Asa | Solvent injection recovery process |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
| RU2477785C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing high-viscosity oil production |
| RU2663530C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2816143C1 (en) | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2386800C1 (en) | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen | |
| RU2509880C1 (en) | Development method of deposits of viscous oils and bitumens | |
| RU2310744C1 (en) | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2425968C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
| RU2713682C1 (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development | |
| RU2663530C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2514044C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development |