RU2611789C1 - Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development - Google Patents
Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2611789C1 RU2611789C1 RU2016100470A RU2016100470A RU2611789C1 RU 2611789 C1 RU2611789 C1 RU 2611789C1 RU 2016100470 A RU2016100470 A RU 2016100470A RU 2016100470 A RU2016100470 A RU 2016100470A RU 2611789 C1 RU2611789 C1 RU 2611789C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- development
- reservoir
- injection
- oil
- steam
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- VLYFRFHWUBBLRR-UHFFFAOYSA-L potassium;sodium;carbonate Chemical compound [Na+].[K+].[O-]C([O-])=O VLYFRFHWUBBLRR-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing deposits of high-viscosity and super-viscous oil by thermal methods at a late stage of development.
Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки (патент СА 2577680, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/16, опубл. 09.08.2007 г.). Согласно изобретению, включающему закачку инертного газа в верхнюю часть паровой камеры, образовавшейся в результате разработки и выработки нефти методом парогравитационного дренажа (SAGD) через горизонтальную скважину, которая параллельна существующим добывающим и нагнетательным скважинам.A known method of developing high-viscosity oil deposits using heat at a late stage of development (patent CA 2577680, IPC EV 43/24, EV 43/16, publ. 09.08.2007). According to the invention, including the injection of inert gas into the upper part of the steam chamber, resulting from the development and production of oil by steam gravity drainage (SAGD) through a horizontal well that is parallel to existing production and injection wells.
Недостатками данного способа являются неравномерность вытеснения нефти по пласту, высокая вероятность прорыва закачиваемого газообразного агента в интервал перфорации добывающих скважин, необходимость закачки больших объемов инертного газа в паровую камеру с целью увеличения пластового давления до необходимых значений, большие материальные и экономические затраты на выработку инертного газа и закачку его в пласт.The disadvantages of this method are the uneven displacement of oil through the reservoir, the high probability of a breakthrough of the injected gaseous agent in the perforation interval of the producing wells, the need to pump large volumes of inert gas into the steam chamber in order to increase the reservoir pressure to the required values, high material and economic costs of generating inert gas and uploading it to the reservoir.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей сверхвысоковязкой нефти методом (SAGD) воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин (патент РФ №2486334, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.2013 г., Бюл. №18). Согласно изобретению, включающему закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину, после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара закачивают попутно добываемую воду с гидрокарбонат ионами (раствор карбамида или карбоната натрия (калия) разлагающимися с выделением углекислого газа.The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing deposits of ultra-high viscosity oil by the SAGD method of stimulating a formation using horizontal wells (RF patent No. 2486334, IPC ЕВВ 43/24, published on June 27, 2013, Bull. No. 18) . According to the invention, which involves injecting steam into the injection well, heating the producing formation with the creation of a steam chamber, taking oil through the producing well, injecting produced water into the injecting well, after reaching the design residual oil saturation and canceling the injected steam, the produced produced water is pumped with bicarbonate ions ( a solution of urea or sodium carbonate (potassium) decomposing with the release of carbon dioxide.
Недостатком изобретения является применение двуокиси углерода, которая при высоких пластовых температурах является агрессивным коррозионным агентом, в том числе инициирующим выпадение водонерастворимых соединений карбоната кальция в подземном и наземном оборудовании скважины. При большой выработке пласта и сформировавшейся паровой камере для генерации расчетного объема газа необходимо применение большого количества реагента, что представляет данный метод экономически невыгодным.The disadvantage of the invention is the use of carbon dioxide, which at high formation temperatures is an aggressive corrosive agent, including initiating the precipitation of water-insoluble compounds of calcium carbonate in the underground and surface equipment of the well. With a large development of the reservoir and the formed steam chamber, the use of a large amount of reagent is necessary to generate the estimated gas volume, which makes this method economically disadvantageous.
Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, снижение материальных и экономических затрат за счет экономии большого количества реагента и, как следствие, экономия энергетических ресурсов.The technical objectives of this proposal are to increase the efficiency of heat and steam when extracting residual high-viscosity and super-viscous oil at a late stage of development, reducing material and economic costs by saving a large amount of reagent and, as a result, saving energy resources.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт.Technical problems are solved by the method of developing a reservoir of high-viscosity and super-viscous oil by thermal methods at a late stage of development, including injecting steam into injection wells, heating the reservoir with the creation of a steam chamber, taking oil through production wells, injecting nitrogen at a late stage in the development of nitrogen into the steam chamber and simultaneously produced water into the reservoir.
Новым является то, что перед закачкой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры, а попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.What is new is that before the injection of water and nitrogen, the absolute mark of the sole and roof of the steam chamber is determined, and the produced water is pumped into the reservoir below the absolute mark of the sole of the steam chamber through assessment and control wells located on the boundary of the circuit formed by the steam chamber.
Способ реализуется следующим образом. По уточненным геологическим данным выбирается участок залежи с большой выработкой пласта, с помощью термобарометрических исследований по ряду контрольных, наблюдательных и эксплуатационных скважин проводится оконтуривание паровой камеры, определяются ее наиболее низкие и высокие по абсолютной величине отметки, закачку пара прекращают, производят выбор скважин под нагнетание сточной воды и газа; в скважины с перфорацией, имеющей уровень, соответствующий нижней границе паровой камеры, закачивается горячая сточная вода, нагнетательные скважины, находящиеся в купольной зоне паровой камеры, переводят под закачку азота. Путем закачки жидкого и газообразного агентов увеличивают пластовое давление до начального, из добывающих скважин производят отбор жидкости.The method is implemented as follows. Based on the updated geological data, a section of the reservoir with a large production of the reservoir is selected, thermobarometric studies of a number of control, observation and production wells are used to outline the steam chamber, determine its lowest and highest absolute values, stop the steam injection, and select wells for injection water and gas; hot wastewater is pumped into the wells with perforations having a level corresponding to the lower boundary of the steam chamber, injection wells located in the dome zone of the steam chamber are transferred under nitrogen injection. By injecting liquid and gaseous agents, the reservoir pressure is increased to the initial one, and liquid is taken from production wells.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 90 м, коллектор представлен толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью сверхвязкой нефти в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, выбран участок скважин, пробуренных в центральном образовании залежи и выработанной до проектного значения коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и общей для всех скважин паровой камерой. Провели термобарометрические исследования, по данным исследования и промысловым данным границы паровой камеры ограничивались по абсолютным отметкам 23 м - верхняя граница и 32 м - нижняя граница паровой камеры. Остановили закачку пара по нагнетательным скважинам залежи, обустроили выбранные скважины под закачку сточной воды и газа, в пласт закачали 220000 м3 горячей воды, в купольную часть залежи с помощью азотных компрессоров закачали 350000 м3 газа, замерили пластовое давление - оно составило величину 0,97 от начального пластового давления залежи, возобновили отбор жидкости по добывающим скважинам. В результате проведенных мероприятий общий суточный дебит по добывающим скважинам выбранного участка увеличился от 18 т/сут до 45 т/сут.At the Ashalchinsky super-viscous oil field located at a depth of 90 m, the reservoir is represented by a thickness of 20-30 m, reservoir temperature of 8 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.7 units, porosity of 30%, and permeability of 2.65 μm 2 , with a density of super-viscous oil under reservoir conditions of 960 kg / m 3 , a viscosity of 22,000 mPa, a section of wells drilled in the central formation of the reservoir and oil production coefficient developed up to the design value and a steam chamber common to all wells was selected. Thermobarometric studies were carried out, according to the research and field data, the boundaries of the steam chamber were limited by the absolute marks of 23 m - the upper boundary and 32 m - the lower boundary of the steam chamber. We stopped the steam injection through the injection wells of the reservoir, set up the selected wells for the injection of waste water and gas, 220,000 m 3 of hot water were injected into the reservoir, 350,000 m 3 of gas were injected into the domed part of the reservoir using nitrogen compressors, it was measured at 0, 97 from the initial reservoir pressure of the reservoir, resumed the selection of fluid from producing wells. As a result of the measures taken, the total daily production rate for the producing wells of the selected area increased from 18 tons / day to 45 tons / day.
Предлагаемый способ позволяет снизить энергетические затраты путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличить дебит в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки.The proposed method allows to reduce energy costs by reducing the volume of steam injection into the reservoir, to increase the flow rate by 2-2.5 times from the developed section of the reservoir of high-viscosity and super-viscous oil at a late stage of development.
INCLUDEPICTURE "J:\\JNJ\\JNJ1420303HQ-S\\ru-RU\\Final\\Editable Graphics\\pdf 10-chem 02.png" \* MERGEFORMATINET
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016100470A RU2611789C1 (en) | 2016-01-11 | 2016-01-11 | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016100470A RU2611789C1 (en) | 2016-01-11 | 2016-01-11 | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2611789C1 true RU2611789C1 (en) | 2017-03-01 |
Family
ID=58459484
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016100470A RU2611789C1 (en) | 2016-01-11 | 2016-01-11 | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2611789C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2669647C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of mining deposit of high viscous and super viscous oil by thermal methods at late stage of mining |
| RU2673934C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage |
| RU2713682C1 (en) * | 2019-01-10 | 2020-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development |
| RU2720723C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at late stage of development |
| RU2725406C1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods |
| RU2735009C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-10-27 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2223398C1 (en) * | 2002-05-07 | 2004-02-10 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. акад. А.П. Крылова | Process of recovery of viscous oil or bitumen from formation |
| CA2577680A1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-09 | Precision Combustion, Inc. | Method for sagd recovery of heavy oil |
| RU2344280C1 (en) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
| RU2441148C1 (en) * | 2010-07-06 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil accumulation development |
| RU2486334C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil development |
-
2016
- 2016-01-11 RU RU2016100470A patent/RU2611789C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2223398C1 (en) * | 2002-05-07 | 2004-02-10 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. акад. А.П. Крылова | Process of recovery of viscous oil or bitumen from formation |
| CA2577680A1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-09 | Precision Combustion, Inc. | Method for sagd recovery of heavy oil |
| RU2344280C1 (en) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
| RU2441148C1 (en) * | 2010-07-06 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil accumulation development |
| RU2486334C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil development |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2669647C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of mining deposit of high viscous and super viscous oil by thermal methods at late stage of mining |
| RU2673934C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage |
| RU2713682C1 (en) * | 2019-01-10 | 2020-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development |
| RU2720723C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at late stage of development |
| RU2725406C1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods |
| RU2735009C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-10-27 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of ultraviscous oil deposit by thermal methods at a late stage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2611789C1 (en) | Method of development of field of high viscous and ultra high viscous oil by thermal methods at late stage of development | |
| RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
| RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2519243C1 (en) | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2334097C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2713682C1 (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development | |
| RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2683458C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen deposit development method | |
| RU2387820C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2669647C1 (en) | Method of mining deposit of high viscous and super viscous oil by thermal methods at late stage of mining | |
| RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
| RU2646904C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2362009C1 (en) | Method of oil deposit development according to block system | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit |