RU2777004C1 - Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород - Google Patents
Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород Download PDFInfo
- Publication number
- RU2777004C1 RU2777004C1 RU2021137882A RU2021137882A RU2777004C1 RU 2777004 C1 RU2777004 C1 RU 2777004C1 RU 2021137882 A RU2021137882 A RU 2021137882A RU 2021137882 A RU2021137882 A RU 2021137882A RU 2777004 C1 RU2777004 C1 RU 2777004C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- oil
- clay
- reservoir
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000004927 clay Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 26
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 2
- 241000272517 Anseriformes Species 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке сложнопостроенных нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором для низкодебитных скважин. Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных коллекторов нефтематеринских пород включает закачку пресной воды в нагнетательные скважины. Закачку пресной воды осуществляют в открытый интервал вскрытой породы или в перфорированный интервал обсаженной скважины в объеме, соответствующем объему пустотного пространства. Затем выдерживают скважину до растворения солей, находящихся в породе, и образования дополнительной пустотности при наступлении теплового равновесия между жидкостью в скважине и пластовой системой. При этом до и после закачки пресной воды и испытания пласта, проводят гидродинамические и геофизические исследования скважин. По результатам исследований определяют профили приемистости и отдачи. Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи низкодебитных скважин при разработке сложнопостроенных нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором за счет образования дополнительной системы трещин в низкопроницаемых коллекторах и соединение ствола нагнетательных скважин с проницаемыми линзами пород, обеспечение экологической безопасности. 2 ил
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке сложнопостроенных нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором, для низкодебитных скважин.
Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий регулирование проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое осадкообразование, которое осуществляют вначале от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают охватывая последовательно зоны с более высокими абсолютными отметками кровли пласта (Патент РФ №2291958, опубл. 20.01.2007 г.).
Недостатком данного способа является сложность регулирования процесса осадкообразования в пласте и снижение приемистости нагнетательных скважин, приводящее к росту репрессии на пласт.
Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт состава, содержащего малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния (Патент №2425967, опубл. 10.08.2011 г.), за счет чего достигается регулирование проницаемости нефтяной залежи, в том числе с глиносодержащим коллектором.
Недостатком этого способа является одновременное снижение проницаемости в высоко- и низкопроницаемых частях пласта, что приведет к снижению коэффициента извлечения нефти.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ разработки нефтяной залежи с применением внутриконтурного заводнения пластовой водой или водой, имеющей минерализацию равную пластовой (Сургачев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов - М.: Недра, 1985, с. 308). Данный способ имеет широкое распространение на залежах с содержащим коллекторами, поскольку закачка в пласт минерализованной воды не приводит к изменениям в пористой структуре матрицы породы и не снижает проницаемость продуктивного пласта.
Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за фильтрационных потоков закачиваемой воды при разработке неоднородных по разрезу залежей, в связи с чем в высокопроницаемых частях пласта образуются промытые зоны, по которым фильтруется закачиваемая вода, а менее проницаемые области остаются не охваченными воздействием. При этом значительная часть запасов углеводородов остается неизвлеченной.
Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи в низкодебитных скважинах за счет образования дополнительной системы трещин в низкопроницаемых коллекторах и соединение ствола нагнетательных скважин с проницаемыми линзами пород, а также сокращение экономических затрат и обеспечение экологической безопасности.
Поставленный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных коллекторов нефтематеринских пород включающем закачку пресной воды в нагнетательные скважины, закачку пресной воды осуществляют в открытый интервал вскрытой породы или в перфорированный интервал обсаженной скважины в объеме соответствующем объему пустотного пространства, выдерживают скважину до растворения солей, находящихся в породе и образования дополнительной пустотности при наступлением теплового равновесия между жидкостью в скважине и пластовой системой, при этом до и после закачки пресной воды и испытания пласта, проводят гидродинамические и геофизические исследования, по результатам которых определяют профили приемистости и отдачи.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна".
Заявляемое изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень", так как явно не вытекает из известного уровня техники.
Предлагаемый способ характеризуется чертежами, где:
на фиг. 1 представлено выделение принимающих воду интервалов в скв. №558 Салымского месторождения по термометрии;
на фиг. 2 представлены показатели работы скв. №558 Салымского месторождения.
Были проведены исследования керна пород с высоким содержанием органического вещества из коллекторов трещинно-порово-кавернозного типа. При длительном воздействии пресной воды образцы керна данных пород максимально удлинились до 1,3-1,5 метра. Керн "разбух" и в нем четко просматривались горизонтальные трещины с выделением солей белого и желтого цвета. Подобная картина, выделяется и на многих других площадях.
Во время хранения керна на его поверхности выделяются соли и образуются трещины в основном горизонтальные. В породах коллекторах с высоким содержанием органического вещества практически нет свободной воды, а количество остаточной в среднем составляет 10 процентов. В центральной лаборатории были выполнены водные вытяжки из глиносодержащих пород баженовской свиты Салымского месторождения. Получены ураганные значения минерализации солей хлора и серы до 400-500 и более мг/л. Проведенные исследования коллекций керна по воздействию пресной воды при давлении 5-10 МПа показали увеличение пустотности и проницаемости особенно пород с высоким содержанием органического вещества (керогена), вплоть до полного их разрушения на отдельные чешуйки.
Таким образом, проведенные исследования указали на возможность образования дополнительной трещинной емкости в гидрофобных глинистых породах при воздействии на них водой при давлении значительно ниже горного напряжения, что объясняется высвобождением энергии неоднородного напряжения пород (дилатантные свойства).
Выполненные исследования свидетельствуют об эффективности проведения дополнительных промысловых экспериментов по закачке воды в глиносодержащие породы с высоким содержанием органического вещества.
Основными решаемыми задачами закачки воды при высоком давлении являются:
- интенсификация притока;
- создания широкой в радиусе до нескольких километров флюидодинамической связи в пласте;
- расформирование образовавшихся в трещинной системе пласта как техногенных, так и естественных фильтрационных барьеров.
Так, при пластовой температуре более 90° и давления 40 МПа флюиды в тонком поровом пространстве матрицы раскрытостью десятки и первые сотни ангстрем обладают критическими свойствами, способными содержать и остатки поровой воды. При выходе флюида из порового пространства в трещины вода и части углеводородного газа переходят в свободное состояние с образованием в трещинной системе нефте - газоводяных вязких эмульсий, препятствующих фильтрации нефти и при определенном снижении перепада давления полностью блокирует ее продвижение по трещинам.
Способ осуществляют следующим образом. Бурят скважину с забоем несколько метров ниже подошвы исследуемого пласта. Скважину обсаживают до кровли пласта, оставляя открытым изучаемый (подвергающийся воздействию) интервал вскрытых пород. При предрасположенности пород к обрушению ствол по обычной технологии обсаживается эксплуатационной колонной, цементируется и вскрывается перфорацией глубоко проникающими зарядами. В открытый или в перфорированный интервал закачивают пресную воду в объеме 2-30 тыс.м3, например из вышезалегающих водонасыщенных коллекторов или из наземных водоемов цементирующим агрегатом или специальными насосами, применяемыми при гидроразрыве пласта. При этом в перфорированный интервал закачка воды ведется при более высоком давлении нагнетания. Объем закачиваемой жидкости определяется исходя из пустотности пород - коллекторов, толщины и радиуса дренирования.
В открытом стволе проводят полый комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) до и после воздействия, включая расходометрию, дебитометрию, высокочувсивительную термометрию (ВЧТ), гамма каротаж (ГК), нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ), боковой каротаж (БК). Скважину выдерживают несколько суток (20-30 часов) до наступления теплового равновесия между жидкостью в скважине и пластовой системой. Проводят испытания и гидродинамические исследования. Каждый раз в процессе испытания проводят дебитометрию, ВЧТ, ГК, НКТ и БК, определяют профили приемистости и отдачи, готовят заключение и в дальнейшем переводят скважину в эксплуатацию, проводя наблюдательные промысловые исследования (дебит, продуктивность, давления, температура) и ГИС.
Целенаправленные работы по испытанию воздействия пресной воды на глиносодержащие породы были проведены на Салымском месторождении в пределах опытно - промышленного участка отложений баженовской свиты. С началом эксперимента в скважине 558 была осуществлена пробная закачка сеноманской воды. Было закачано 2,3 тыс.м3 воды и проведен комплекс ГИС с целью выявления интервала приемистости (фиг. 1). В процессе закачки воды давление на устье составляло 23-30 МПа, а приемистость - около 370 м3/сут.
Перед началом закачки воды пластовое давление в скважине 558 в трещинной системе составляло 13,6 МПа и скважина работала в режиме накопления с дебитом менее 0,5 т/сут. При начальной (до воздействия) эксплуатации скважина проявляла себя как типичная малодебитная, для которой прогнозная величина суммарного отбора нефти за весь период эксплуатации на естественном режиме оценивалась в 3-5 тыс. тонн. При повторном освоении (после закачки воды) скважины под добычу нефти ее дебит в среднем составил 115 т/сут. При этом в течение года было отобрано более 42 тыс. тонн нефти.
Причиной увеличения дебита скважины явилось образование широкой сети трещин в низкопроницаемых интервалах глиносодержащих пород баженовской свиты и соединения ствола скважины с проницаемыми линзами пород, представленных трещинными или трещинно - кавернозными коллекторами. Существенную роль при этом оказало растворение пресной водой солей входящих в породу (флюиды в ней). Однако такое соединение могло произойти только с высокопроницаемыми интервалами свиты, содержащими не основной объем добываемой скважиной нефти, так как при этом произошло бы заметное повышение пластового давления. Первоначальное пластовое давление на участке скважины 558 составляло около 45 МПа и в случае соединения ствола скважины с высокопроницаемой изолированной линзой заметно повышается пластовое давление.
После промывки и углубления забоя была начата повторная закачка воды. Приемистость скважины составила 570-600 м3/сут. при давлении на устье 15,3-15,8 МПа. Во втором цикле было закачано 20,5 тыс.м3/воды.
По результатам промысловых исследований в окружающих скважинах 550, 556, 557 наблюдалось повышение дебитов в 2-3 раза, появление воды и повышение до 16,5 МПа пластового давления в скважине 558. Причем скважина 557 обводнилась через 15 суток после закачки. Указанные окружающие скважины до закачки воды не имели гидродинамической связи со скважиной 558. Пластовое давление в скважине 550 на дату закачки составляло 22,6 МПа, в скважине 556-32,6 МПа, а в скважине 557-34,0 МПа.
После освоения скважина 558 сначала фонтанировала нефтью с водой, а затем перешла на устойчивое фонтанирование чистой нефтью с невысоким содержанием воды. Дебит скважины за первые четыре месяца составлял в среднем 177 т/сут. Накопленный отбор нефти до прекращения фонтанирования превысил 127 тыс. тонн, а накопленный отбор воды оценивался в пределах 15-16 тыс.м3. Показатели работы скважины приведены на фиг. 2.
Таким образом, появление воды в окружающих скважинах при отсутствии до начала закачки воды гидродинамической связи между ними и скважиной 558 и наличие значительных различий в пластовых давлениях можно объяснить только образованием дополнительной системы трещин. Дополнительно образовавшаяся система трещин привела к возобновлению работы скважин и резкому расширению зоны дренирования пласта.
Пробная закачка воды была использована в скважинах 105 и 106 Салымского месторождения. Суть промыслового эксперимента заключалась в создании широкой системы трещин в низкопроницаемых и непроницаемых интервалах баженовской свиты, а также в вытеснении остаточной нефти из высокопроницаемого трещинно - кавернозного пропластка Р2 4.
В скважину 106, характеризующуюся отсутствием высокопроницаемых коллекторов, было закачано 1,4 тыс.м3 сеноманской воды при давлении на устье 20-22 МПа. При этом приемистость скважины составила 200-400 м3/сут.
Этим экспериментом еще раз была доказана возможность поглощения воды в низкопроницаемом интервале глиносодержащих пород.
В скважину 105, характеризующуюся наличием высоко проницаемого прослоя в подошве баженовской свиты, на время окончания эксперимента было закачано около 200 тыс.м3 сеноманской воды с приемистостью 200-350 м3/сут. Принимающим воду интервалом, в основном, являлся высокопроницаемый пропласток Р2 4 мощностью до 2 м.
С началом эксперимента в скважинах северной части опытно-промышленного участка регулярно проводилось наблюдение за пластовым давлением. Пластовое давление в высокодебитных скважинах, работающих в основном за счет высокопроницаемого интервала, имеет тенденцию к росту после начала закачки воды в скважину 105. Пластовое давление в высокодебитных скважинах относительно начала эксперимента в среднем повысилось на 8 МПа. В низкодебитных скважинах заметных изменений пластового давления после закачки воды не произошло.
Способ может быть применим на различных стадиях освоения и разработки залежей нефтематеринских пород:
- на стадии предваряющей разбуривание, созданием широкой флюидодинамической связи в пласте;
- на стадии освоения скважин - интенсификации их притока и расширения зоны дренирования пласта;
- на стадии интенсивного снижения пластового давления в трещинной системе с образованием в них естественных фильтрационных блокад;
- на заключительной стадии разработки - вытеснения водой остаточной нефти и газа из трещинной системы в зоне дренирования пласта скважинами.
Таким образом, показана эффективность способа закачки пресной воды с целью интенсификации притоков углеводородов из коллекторов нефтематеринских пород. Поставленная цель достигается со значительным сокращением экономических затрат, экологически безопасна и эффективна с позиций промысловой геологии.
Claims (1)
- Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород, включающий закачку пресной воды в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что закачку пресной воды осуществляют в открытый интервал вскрытой породы или в перфорированный интервал обсаженной скважины в объеме, соответствующем объему пустотного пространства, выдерживают скважину до растворения солей, находящихся в породе, и образования дополнительной пустотности при наступлении теплового равновесия между жидкостью в скважине и пластовой системой, при этом до и после закачки пресной воды и испытания пласта проводят гидродинамические и геофизические исследования скважин, по результатам которых определяют профили приемистости и отдачи.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2777004C1 true RU2777004C1 (ru) | 2022-08-01 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2291958C2 (ru) * | 2005-01-11 | 2007-01-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК"Башнефть") | Способ увеличения нефтеотдачи |
| RU2425967C1 (ru) * | 2009-11-23 | 2011-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2538549C1 (ru) * | 2013-06-07 | 2015-01-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта |
| RU2547868C1 (ru) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
| RU2662724C1 (ru) * | 2017-02-20 | 2018-07-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2291958C2 (ru) * | 2005-01-11 | 2007-01-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК"Башнефть") | Способ увеличения нефтеотдачи |
| RU2425967C1 (ru) * | 2009-11-23 | 2011-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2538549C1 (ru) * | 2013-06-07 | 2015-01-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта |
| RU2547868C1 (ru) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
| RU2662724C1 (ru) * | 2017-02-20 | 2018-07-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8215392B2 (en) | Gas-assisted gravity drainage (GAGD) process for improved oil recovery | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| Savenok et al. | Secondary opening of productive layers | |
| Korolev et al. | Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants | |
| CN108661613B (zh) | 一种注水开发油藏的増注方法 | |
| RU2382183C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором | |
| Moldabayeva et al. | The process of monitoring the current condition of oil recovery at the production fields in Western Kazakhstan | |
| RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2683453C1 (ru) | Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2630519C1 (ru) | Способ строительства скважины в осложненных условиях | |
| Scott et al. | Performance of domes unit carbonated waterflood-first stage | |
| CN114135265B (zh) | 一种海上油田低渗储层低成本高效改造工艺方法 | |
| RU2365735C2 (ru) | Способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами | |
| RU2777004C1 (ru) | Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород | |
| RU88052U1 (ru) | Конструкция глубокой скважины | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2733869C1 (ru) | Способ разработки доманикового нефтяного пласта | |
| RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
| RU2657052C1 (ru) | Способ испытания и освоения флюидонасыщенного пласта-коллектора трещинного типа (варианты) | |
| RU2196885C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа | |
| Guan et al. | Water injectivity-What we have learned in the past 30 years | |
| RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2494237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи термическим заводнением |