RU2720848C1 - Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720848C1 RU2720848C1 RU2020101970A RU2020101970A RU2720848C1 RU 2720848 C1 RU2720848 C1 RU 2720848C1 RU 2020101970 A RU2020101970 A RU 2020101970A RU 2020101970 A RU2020101970 A RU 2020101970A RU 2720848 C1 RU2720848 C1 RU 2720848C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- production
- water
- wells
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 74
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 55
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 42
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010219 correlation analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти с перетоками води и/или нефти из разных уровней. Техническим результатом является создание способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, позволяющего работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, и параметры, которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной. Добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти с перетоками води и/или нефти из разных уровней.
Известен способ эксплуатации скважины (патент RU №2527422, МПК E21B 43/12, E21B 43/14, E21B 43/32, опубл. 27.08.2014, Бюл. №24), расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержащий этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулирование скорости содержит этапы, на которых: измеряют значения вязкости продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, и проницаемости и мощности нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта; выбирают скорость отбора продукции и оборудование для отбора продукции с учетом следующего соотношения:
где Q1 и Q2 - объемный расход продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, μ1 и μ2 - вязкость продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, k1 и k2 - проницаемость нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, и h1 и h2 - мощность нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, если скважина содержит по меньшей мере две колонны, и отбор продукции из нефтесодержащей части пласта выполняют с помощью колонн, отличных от тех колонн, с помощью которых выполняют отбор продукции из водосодержащей части пласта.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в пределах одного пласта и из одной скважины, сложность реализации из-за необходимости переноса пакера при изменении уровня водонефтяного контакта (ВНК) и необходимости контроля за проницаемостью пласта и вязкостью продукции, добываемой из разных горизонтов.
Способ оптимизации добычи из законченных скважин в продуктивном пласте (патент RU №2274747, МПК Е21В 47/10, опубл. 20.04.2006, Бюл. №11), имеющих множество перфорированных интервалов скважины, посредством анализа имеющихся данных о добыче и данных геофизических исследований в эксплуатируемой скважине, обеспечивающий процедуру количественного анализа характеристик пласта и трещин с использованием данных о смешанном пласте, содержащий этапы, при которых:
а) осуществляют измерение значений давления для заранее заданных зон в пласте;
б) осуществляют выбор процедуры вычисления профиля распределения давления;
в) вычисляют значения давления в средней зоне ствола скважины с использованием процедуры вычисления профиля распределения давления;
г) осуществляют сравнение вычисленных значений давления в средней зоне ствола скважины с измеренными значениями давления;
д) осуществляют построение модели давления пластовых флюидов у забоя скважины на основе процедуры вычисления профиля распределения;
е) осуществляют сравнение вычисленных значений давления с данными о предыстории протекания процесса; и
ж) осуществляют определение и выбор процесса повторного закачивания скважины для получения максимального объема добычи в каждой зоне.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости проведения расчетов с последующей сверкой с практическими данными и снижение эффективности со временем из-за отсутствия постоянного контроля изменения параметров пласта и его продукции.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2318993, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.03.2008, Бюл. №7), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности; и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды, отличающийся тем, что дополнительно проводят исследования объемов закачки по нагнетательным скважинам и исследования показателей энергетического состояния пласта, количество избыточной воды определяют путем сравнительного анализа фактической зависимости логарифма текущего водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти с расчетной, обеспечивающей проектную выработку запасов нефти данной скважины, по каждой скважине определяют приведенный водонефтяной фактор, за который принимают накопленный водонефтяной фактор на момент достижения фиксированного значения обводненности, определяемого экспертным путем; в скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды; в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод; уточнение источника обводнения осуществляют сравнительным корреляционным анализом динамик: закачки по нагнетательным скважинам, добычи жидкости, нефти, воды, обводненности по добывающим скважинам, показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, причем в случае, когда источником обводнения добывающих скважин является прорыв подошвенных или контурных вод, в первую очередь проводят мероприятия по восстановлению эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) с целью восстановления пластового давления до начального значения.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за необходимости восстановления пластового давления в добывающих скважинах до начального значения со снижением обводненности продукции, что на многих месторождения без повышения обводненности продукции не возможно, снижение эффективности со временем из-за отсутствия контроля за параметрами пластов в реальном времени с изменением режимов добычи и/или закачки по пластам.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, позволяющего работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, и параметры которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений.
Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающим отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт, и с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды.
Новым является то, что при наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной, причем добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны или показаны условно.
Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины 1 и 2, закачку воды через нагнетательные скважины (не показаны), замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин 1, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин 1, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При наличии перетока между водоносным 3 и нефтяным 4 пластами, разделенными перемычкой 5 определяют соотношение давлений каждого из пластов 3 и 4, при котором продукция нефтяного пласта 4 как минимум на метр входила в интервал перемычки 4 для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта 3 в нефтяной 4. Добывающие скважины 2 и 1, сообщенные соответственно с водоносным 3 и нефтяным 4 пластами, оборудуют глубинными насосами 6 и 7 с регулируемым отбором (например, электроцентробежные насосы с частотно-регулируемым приводом, штанговые насосы, соединенные с регулируемым устьевым гидравлическим приводом или т.п. – не показаны) и соответствующими датчиками пластового давления 8 и 9 для постоянного контроля давления и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин 2 и 1, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки 5 и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта 4 насосом 7. При этом водоносный пласт 3 может располагаться ниже или выше (не показано) нефтеносного пласта 4, главное поддерживать давления в скважинах 1 и 2, измеряемого датчиками 9 и 8 и обеспечивающего поддержание естественного экрана в пределах перемычки 5 между пластами 3 и 4.
Пример 1 конкретного выполнения.
При разработке нефтяного месторождения вытеснением нефти из нефтяного пласта 4 геофизическими исследованиями выделили добывающе скважины 1, добывающие избыточную воду (на 20 % больше, чем в других скважинах). В этих скважинах 1 провели дополнительные работы по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта 4 и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт 4. Определили, что нижележащий водоносный пласт 3 является источником добычи излишней воды этой скважиной 1. Построили добывающую скважину 2, вскрывающую пласт 3. Скважины 1 и 2 оснастили соответствующими насосами 7 и 6 с частотно-регулируемыми приводами и датчиками давления 9 и 8. Данные с датчиков 9 и 8 направлялись в блок управления (не показан), который регулировал приводы насосов 6 и 7, осуществляя отбор продукции из скважин 1 и 2 так, что уровень ВНК в скважине 1 был как минимум на 1 м ниже подошвы пласта 4, а уровень воды в скважине 2 – не выше подошвы пласта 4. В результате образовался естественный нефтяной экран (не показан) в интервале перемычки 5, а обводненность продукции, добываемой из скважины 1 снизилась до средней по залежи. Воду, добываемую из пласта 3, которая по своему химическому составу соответствовала воде, направляемой для вытеснения нефти из пласта 4, направили в нагнетательные скважины.
Пример 2 конкретного выполнения.
При разработке нефтяного месторождения вытеснением нефти из нефтяного пласта 4 геофизическими исследованиями выделили добывающе скважины 1, добывающие избыточную воду (на 14 % больше, чем в других скважинах). В этих скважинах 1 провели дополнительные работы по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта 4 и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт 4. Определили, что вышележащий водоносный пласт 3 является источником добычи излишней воды этой скважиной 1. Построили добывающую скважину 2, вскрывающую пласт 3. Скважины 1 и 2 оснастили соответствующими штанговыми насосами 7 и 6 с регулируемыми устьевыми приводами и датчиками давления 9 и 8. Данные с датчиков 9 и 8 направлялись в блок управления, который регулировал приводы насосов 6 и 7, осуществляя отбор продукции из скважин 1 и 2 насосами 7 и 6 так, что уровень нефти в скважине 1 был как минимум на 2 м выше кровли пласта 4, а уровень воды в скважине 2 - выше кровли пласта 3 не более чем на 7 м. В результате образовался естественный нефтяной экран в интервале перемычки 5, а обводненность продукции, добываемой из скважины 1 снизилась до средней по залежи. Воду, добываемую из пласта 3, которая по своему химическому составу не соответствовала воде, направляемой для вытеснения нефти из пласта 4, направили в водоносные пласты (не показаны) с соответствующим химическим составом добываемой воде.
На установки для перекачки воды в нагнетательные скважины и/или другие водоносные пласты авторы не претендуют.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками позволяет работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт, и с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, отличающийся тем, что при наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной, причем добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020101970A RU2720848C1 (ru) | 2020-01-20 | 2020-01-20 | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020101970A RU2720848C1 (ru) | 2020-01-20 | 2020-01-20 | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2720848C1 true RU2720848C1 (ru) | 2020-05-13 |
Family
ID=70735244
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020101970A RU2720848C1 (ru) | 2020-01-20 | 2020-01-20 | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2720848C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2766482C1 (ru) * | 2021-05-31 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
| RU2780903C1 (ru) * | 2021-12-22 | 2022-10-04 | Артур Альбертович Шакиров | Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5060730A (en) * | 1989-06-15 | 1991-10-29 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Water-wetting treatment for reducing water coning in an oil reservoir |
| WO1999002819A1 (en) * | 1997-07-09 | 1999-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled injection wells |
| RU2247230C1 (ru) * | 2003-07-30 | 2005-02-27 | Смирнов Виталий Иванович | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2260681C2 (ru) * | 2001-08-06 | 2005-09-20 | Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) | Способ разработки газонефтяных залежей |
| RU2318993C1 (ru) * | 2006-07-07 | 2008-03-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
-
2020
- 2020-01-20 RU RU2020101970A patent/RU2720848C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5060730A (en) * | 1989-06-15 | 1991-10-29 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Water-wetting treatment for reducing water coning in an oil reservoir |
| WO1999002819A1 (en) * | 1997-07-09 | 1999-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled injection wells |
| RU2260681C2 (ru) * | 2001-08-06 | 2005-09-20 | Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) | Способ разработки газонефтяных залежей |
| RU2247230C1 (ru) * | 2003-07-30 | 2005-02-27 | Смирнов Виталий Иванович | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2318993C1 (ru) * | 2006-07-07 | 2008-03-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2766482C1 (ru) * | 2021-05-31 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
| RU2780903C1 (ru) * | 2021-12-22 | 2022-10-04 | Артур Альбертович Шакиров | Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2468191C2 (ru) | Система и способ контроля физического состояния эксплуатационного оборудования скважины и регулирования дебита скважины | |
| RU2387812C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
| RU2390628C1 (ru) | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения | |
| RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| RU2433250C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости | |
| RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
| RU2394153C1 (ru) | Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины | |
| RU2720848C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| RU2283425C2 (ru) | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы | |
| RU2303125C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2732742C1 (ru) | Способ разработки водонефтяного пласта | |
| RU2431737C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
| RU2695183C1 (ru) | Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа | |
| RU2447272C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи массивного типа | |
| RU2401937C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2713277C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2766482C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
| RU2099513C1 (ru) | Способ выработки нефтяного пласта | |
| RU2418155C1 (ru) | Способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии | |
| RU2464414C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2845651C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти и битума с использованием системы скважин | |
| RU2548460C1 (ru) | Способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин | |
| RU2630321C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной |