Презентация на тему: ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
Контроль осуществляется:
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах:
1. В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются :
2. В карточке нагнетательной скважины записывают:
3. В карточку по исследованию скважины вносят:
4. Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные :
Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки составляются следующие документы :
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах :
В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические
График разработки составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
Давление
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды.
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
Схема приведения замеренных значений Рпл в скв.1 и 2 к дате построения карты изобар:
Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оценивается основная фильтрационная характеристика пласта — коэффициент проницаемости, и
Коэффициент гидропроводности 
2. Коэффициент проводимости
3. Коэффициент пьезопроводности
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ
1/36
Средняя оценка: 4.4/5 (всего оценок: 32)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (9974 Кб)
1

Первый слайд презентации: ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

Изображение слайда
2

Слайд 2: Контроль осуществляется:

Дебит скважины по жидкости (безводной — по нефти, обводненной — по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизированных групповых установок. Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. С помощью таких автоматизированных групповых установок определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости. Её также определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, центрифугированием или другими методами. Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком, а при использовании индивидуальной замерной установки — турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа. В последнее время появляются новые более совершенные замерные устройства, отечественных и иностранных производителей. Промысловый газовый фактор (в м3/т ) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти. Приемистость водонагнетательной скважины (в м3/сут ) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, — поплавковыми, мембранными, сильфонными.

Изображение слайда
3

Слайд 3

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, применяя глубинную потокометрию и термометрию.

Изображение слайда
4

Слайд 4: Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах:

эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины); карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины; паспорт скважины.

Изображение слайда
5

Слайд 5: 1. В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются :

ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде; газовый фактор; часы работы и простоя скважины, причины простоя; изменения способа эксплуатации; характеристики оборудования или режима его работы. За каждый месяц подводятся итоги: добыча нефти; добыча воды; обводненность месячной продукции; число часов работы и простоя; среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти; значения среднего газового фактора.

Изображение слайда
6

Слайд 6: 2. В карточке нагнетательной скважины записывают:

приемистость скважины; давление нагнетания воды (или другого агента); число часов работы и простоя; причины простоя. Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц : количество закачанной воды; число часов работы и простоя; среднесуточную приемистость; среднее давление на устье скважины.

Изображение слайда
7

Слайд 7: 3. В карточку по исследованию скважины вносят:

дату и вид исследования (замеров); данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования; глубину и продолжительность замера; тип прибора; результаты проведенных замеров.

Изображение слайда
8

Слайд 8: 4. Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные :

сводную таблицу работы скважины; месячные и годовые показатели (из карточки скважины); суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.

Изображение слайда
9

Слайд 9: Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки составляются следующие документы :

геологический отчет по эксплуатации скважин; карта текущего состояния разработки; карта суммарных отборов и закачки по скважинам; технологический режим работы скважин.

Изображение слайда
10

Слайд 10

Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом. Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности — 3,6° ). Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта. Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.

Изображение слайда
11

Слайд 11: Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах :

в паспорте объекта разработки; на графике разработки.

Изображение слайда
12

Слайд 12: В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические показатели разработки. Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта:

средние параметры объекта до начала разработки; свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности; свойства газа; свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов); данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов); данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

Изображение слайда
13

Слайд 13: График разработки составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки

График разработки нефтяного эксплуатационного объекта Q н- добыча нефти; Q ж – добыча жидкости; В – обводненность продукции; V в – объем закачки воды; Рпл –пластовое давление; N н, N н - фонд действующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, II, III, IV – стадии разработки

Изображение слайда
14

Слайд 14

На графике должны быть приведены кривые изменения : добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления. При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.

Изображение слайда
15

Слайд 15: КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

Изображение слайда
16

Слайд 16: Давление

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК.(Рпл.пр.) Рпл.пр=Рпл.з  gh где Рпл.з — замеренное в скважине пластовое давление; h — расстояние между точкой замера и условной плоскостью;  — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения

Изображение слайда
17

Слайд 17

Поправку  gh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления.В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.

Изображение слайда
18

Слайд 18

Горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Изображение слайда
19

Слайд 19: Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды

Скважины: 1 — нагнетательные, 2 — добывающие; части пласта: 3 - нефтенасыщенные, 4 — промытые водой, 5 — динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 — локальные воронки депрессии (репрессии); Рпл.нач - начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: Рзаб.д - в нагнетательной скважине, Рзаб.наг. — в добывающей скважине Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае — при разрезании залежи на блоки) Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх. Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15—20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания.

Изображение слайда
20

Слайд 20

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)

Изображение слайда
21

Слайд 21: Схема приведения замеренных значений Рпл в скв.1 и 2 к дате построения карты изобар:

– средние значения пластового давления по площади, полученные по скважинам в последнем квартале; 3 – приведенные во времени значения пластового давления в скв. 1 и 2 (аналогично приводятся по всем скважинам)

Изображение слайда
22

Слайд 22: Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату

1- внешний контур нефтеносности; 2 – добывающие скважины; 3 – законтурные (пъезометрические); 4 – изобары, атм; 5- элемент залежи между соседними изобарами

Изображение слайда
23

Слайд 23

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины  Рскв.д, применительно к нагнетательной скважине — репрессией на забое скважины  Рскв.д. В качестве обобщающего термина наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

Изображение слайда
24

Слайд 24

коэффициент продуктивности (т/сут)/0,1 M Па - характеризуют изменение дебита скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. коэффициент приемистости (м3/сут)/0,1 МПа - характеризуют изменение приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. где k пр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; R к — радиус условного контура питания скважины: r пр — приведенный радиус скважины; и ,— соответственно вязкость нефти и воды.

Изображение слайда
25

Слайд 25

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке. Q н — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Δ р — депрессия (репрессия) на забое скважины Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин

Изображение слайда
26

Слайд 26

В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) на 1 м работающей толщины пласта h. Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины.

Изображение слайда
27

Слайд 27: По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оценивается основная фильтрационная характеристика пласта — коэффициент проницаемости, и комплексные характеристики пластов:

1. Коэффициент гидропроводности 2. Коэффициент проводимости 3. Коэффициент пьезопроводности

Изображение слайда
28

Слайд 28: Коэффициент гидропроводности 

— наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине. где k пр — проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h — работающая толщина пласта;  — вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента м5/(Н  с).

Изображение слайда
29

Слайд 29: 2. Коэффициент проводимости

характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.  = k пр/  Размерность коэффициента м4/(Н  с)

Изображение слайда
30

Слайд 30: 3. Коэффициент пьезопроводности

характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости). Χ =Кпр /[ μ (K п β ж+ β с) ] = α / β где k п — коэффициент пористости пласта;  ж и  с — коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; k п  ж -  с — коэффициент упругоемкости пласта  *. Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с.

Изображение слайда
31

Слайд 31

Профиль выработки запасов. Самотлорское месторождение, объект АВ1 Неравномерность выработки запасов нефти вследствие нагнетания воды в наиболее проницаемые пропластки

Изображение слайда
32

Слайд 32

Роза-диаграмма приведенных скоростей распространения трассеров до и после ГТМ на скв. №289. Самотлорское месторождение, пласт БВ8, Мыхпайская залежь Снижение скорости перемещения трассеров более, чем в 7 раз, проницаемости высокопроводящих каналов в 30 раз

Изображение слайда
33

Слайд 33

Профиль приемистости нагнетательной скважины №3645 пласта АВ4-5 до и после закачки эмульсионных систем Перераспределение потоков нагнетаемой воды и вовлечение в разработку дополнительных запасов в результате воздействия

Изображение слайда
34

Слайд 34

11 10 9 8 7 5 4 3 6 2 1 1765,5м 1759 м I.Состояние до мероприятия Скв. в б/д с 04.01г; Q ж =523м 3 /сут; Q неф =0,4т/сут; Воды-99,9%. 1775м 22 1772 II.Изоляция тех-нологических от-верстий цемен-том, префорация спец.отверстий закачка ВУГ со III.Докрепление цемен-том закачанного ВУГ в интервале спец.отвер-стий, реперфорация тех.отверстий и освоение скважины Ремонт закончен 17.11.01г. (.Скважина запущена 30.11.01г.) Режим работы скважины после мероприятия – на12.01г.: Q ж = 69,5м 3 /сут; Q н = 8,3т; Обводненность – 88%; Средний прирост – 8,2т/сут. Условные обозначения: 1.Эксплуатационная колонна; 2.Цементный камень; 3.Технологические оотверстия; 4.Приток воды из подошвы АВ 4-5 ; 5.НКТ; 6.Пакер; 7.Закачиваемый ВУГ; 8.Спецотверстия; 9. Приток жидкости с пониженной обводненностью после ГТМ; 10.Реперфорация техотверстий; 11.Цементный мост. Изоляция водопритока установкой экрана в обводненном интервале пласта АВ4-5 в скв.№31401 Самотолорского месторождения

Изображение слайда
35

Слайд 35

Схема геолого-технического мероприятия на скв.№ 33355 (селективная изоляция) Условные обозначения: 1. Условные обозначения: 1.Эксплуатационная колонна 2.Цемент; 3.Технологические перф.отв. 4.Приток воды из обводненного нижнего интервала пласта АВ 4-5 ; 5.НКТ; 6.Пакер; 7.Закачка ВУГ; 8. Интервал реперфорации; 9. Цементный мост; 10. Приток жидкости из пласта после ГТМ (нефть со снижением обводненности). ксплуатационная колонна Ремонт закончен 16.05.01 (Скважина запущена 25.06.01г.) Режим работы скважины после мероприятия – на12.01г.: Q ж = 35,0 м 3 /сут; Q н = 8,6т; Обводненность – 75,3%; Средний прирост – 9,9т/сут. 7 6 5 II.Закачка ВУГ в сущест-вующий ин-ервал перфо-рации; 7 6 5 II.Закачка ВУГ в сущест-вующий ин-ервал перфо-рации; 2 1 I.Состояние до ремонта: Скв. в б/д с 02.92г.; Q ж =146,2м 3 /сут Q неф =0,1т/сут; Обвод.-99,9%. 4 3 2 1 I.Состояние до ремонта: Скв. в б/д с 00.00г.; Q ж =146,2м 3 /сут Q неф =1,8т/сут; Обвод.-98,7%. III. 1.Изоляция интервала закачки ВУГ установкой цементного моста. 2. Перфорация выше лежащегонефтенасыщенного интервала. 3. Освоение скважины. III. 1.Изоляция интервала закачки ВУГ установкой цементного моста. 2. Реперфорация выше лежащего нефтенасыщенного интервала 1820-1826,5м. 3. Освоение скважины. 9 9 8 8 10 10

Изображение слайда
36

Последний слайд презентации: ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

Схема геолого-технического мероприятия на скв.№ 15120 (селективная изоляция) Ремонт закончен 04.06.01 (Скважина запущена 24.06.01г.) Режим работы скважины после мероприятия – на12.01г.: Q ж = 49,8 м 3 /сут; Q н = 9,1т; Обводненность – 81,7%; 7 6 5 II.Закачка ВУГ в сущест-вующий ин-ервал перфо-рации; 7 6 5 II.Закачка ВУГ в сущест-вующий ин-ервал перфо-рации; 4 3 2 1 I.Состояние до ремонта: Скв. в б/д с 02.92г.; Q ж =146,2м 3 /сут Q неф =0,1т/сут; Обвод.-99,9%. 4 3 2 1 I.Состояние до ремонта: Скв. в б/д с 02.92г.; Q ж =146,2м 3 /сут Q неф =0,1т/сут; Обвод.-99,9%. Условные обозначения: 1.Эксплуатационная колонна 2.Цемент; 3.Технологические перф.отв. 4.Приток воды из подошвы пласта АВ 1 3 ; 5.НКТ; 6.Пакер; 7.Закачка ВУГ; 8.Новый интервал перфорации; 9. Цементный мост; 10. Приток жидкости из пласт после ГТМ (нефть со снижением обводненности). 10 9 8 III. 1.Изоляция интервала закачки ВУГ установкой цементного моста. 2. Перфорация выше лежащегонефтенасыщенного интервала. 3. Освоение скважины. 10 9 8 III. 1.Изоляция интервала закачки ВУГ установкой цементного моста. 2. Перфорация выше лежащегонефтенасыщенного интервала. 3. Освоение скважины.

Изображение слайда