CN108252692B - 一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法 - Google Patents
一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108252692B CN108252692B CN201810315546.4A CN201810315546A CN108252692B CN 108252692 B CN108252692 B CN 108252692B CN 201810315546 A CN201810315546 A CN 201810315546A CN 108252692 B CN108252692 B CN 108252692B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- shale
- air
- shale oil
- injection
- well
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 96
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 80
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 80
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 52
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 21
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 235000021388 linseed oil Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000000944 linseed oil Substances 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 3
- 240000005373 Panax quinquefolius Species 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005034 decoration Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000000113 differential scanning calorimetry Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000002411 thermogravimetry 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- 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
- E21B43/243—Combustion in situ
- E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供了一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法，包括以下步骤：将空气通过注入井注入至页岩油藏，页岩地层热破裂，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油；所述页岩油藏包括富含有机物的油藏，所述有机物包括干酪根；所述空气的注入量与所述注入井和生产井之间的地层孔隙体积相当。本发明将空气通过注入井注入至页岩油藏，空气和页岩中的页岩油、干酪根等有机物反生空气氧化反应生热甚至燃烧，页岩地层温度升高而热破裂，页岩的导流能力得以大幅度提高，页岩油导流至生产井，采集得到页岩油。结果表明本发明提供的方法页岩油的采收率达到80％以上。
Description
技术领域
本发明涉及采集页岩油技术领域，尤其涉及一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法。
背景技术
页岩油是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源，其中包括泥页岩孔隙和裂缝中的石油，也包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油资源。
注空气提高采收率技术始于稠油油藏的开发。通过自燃或人工点燃的方式，储层内的原油得以燃烧，而且主要燃料是原油中的重组分。继而可以升高油层温度，降低原油粘度，实现提高稠油采收率的目的。后来，空气驱技术被引入到轻质油藏的开发中旨在提高其采收率。在美国Williston盆地轻质油田，成功地开展空气驱的工业化应用(Erickson etal.,1993)。采用空气驱开采后，虽然没有测量井下油藏温度，但生产井的产量中含有超过12％CO2。Kumar等(2007)指出，在West Buffalo Red River区，有一半以上采出油归功于注空气的热效应。许多生产井的气油比没有像常规气驱那样呈指数型增高，而且显微照片显示有燃烧迹象(Gutierrez等，2008)。这些迹象均表明注气开发过程中有自燃的发生，燃烧可持续，而且油藏拥用足够的导流能力(Turta,2013)。早在1956年，在美国加州SouthBeleidge油田就进行了注空气的矿场试验。油藏最初的温度仅为30.6℃，原油地下粘度为2700cP(Gates and Ramey,1958)，但是注空气3个月后，没有任何点火措施，观测井的井温达到538℃，这充分说明自燃发生了。Fassihi等(2016)报道了在Holt Sand Unit空气驱的现场测试结果。他们在注入高压空气的前后对油藏进行了岩心的取样观察；利用热电偶技术实时监测了油藏温度；而且应用了3D声波地震勘探等方法，他们观察到燃烧前沿在轻质油藏中以条状呈现，且燃烧的温度最高达到了230℃，比油藏原始温度提升了近200℃。
Huang等(2016a,2016b),Zhang and Sheng(2016,2017),and Huang and Sheng(2017a-c)利用热重分析实验与差式扫描热量分析等方法对页岩油样进行了分析。实验结果表明，Wolfcamp的页岩油与轻质原油具有类似的物化性质以及放热特征，在大气压条件下，Wolfcamp页岩油在300℃才能表现出放热的特征。Huang等(2016a,2016b),and Huangand Sheng(2016c)也对页岩的催化性能进行了研究，研究结果表明，由于黏土矿化物对氧化反应的催化作用，添加页岩屑在原油之后，其氧化反应速率得到提高，放热的量也得到增强。从而表明页岩里所含的黏土矿物能够提供较好的促进原油氧化反应的条件。
由于页岩渗透率极低，利用水裂压裂技术的采油速度递减很快，采出程度很低(小于10％)为了提高页岩油藏的采收率，亟待需要开发一种新的方式采收页岩油，来丰富石油资源。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法，该方法具有较高的采收率。
本发明提供了一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法，包括以下步骤：
将空气通过注入井注入至页岩油藏，页岩地层热破裂，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油；所述页岩油藏包括富含有机物的油藏，所述有机物包括干酪根；
所述空气的注入量与所述注入井和生产井之间的地层孔隙体积相当。
优选地，所述将空气通过注入井注入至页岩油藏具体包括：
将空气和水交替通过注入井注入至页岩油藏。
优选地，所述空气的注入量为15～25％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积；
所述水的注入量为15～25％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积。
优选地，所述将空气通过注入井至页岩油藏后还包括：
采取人工加热或注入低燃点的物质，使得页岩油藏中发生燃烧反应。
优选地，所述人工加热包括给页岩地层注蒸汽或电加热。
优选地，所述低燃点为燃点小于等于100℃的物质。
优选地，所述低燃点的物质选自亚麻油。
优选地，空气注入的压力为设备所允许的最高注入压力。
优选地，生产井的流动压力为生产井设施所允许的最低生产压力。
本发明提供了一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法，包括以下步骤：将空气通过注入井注入至页岩油藏，页岩地层热破裂，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油；所述页岩油藏包括富含有机物的油藏，所述有机物包括干酪根；所述空气的注入量与所述注入井和生产井之间的地层孔隙体积相当。本发明将空气通过注入井注入至页岩油藏，空气和页岩中的页岩油、干酪根等有机物反生空气氧化反应生热甚至燃烧，页岩地层温度升高而热破裂，页岩的导流能力得以大幅度提高，页岩油导流至生产井，采集得到页岩油。实验结果表明：本发明提供的方法页岩油的采收率达到80％以上。
附图说明
图1为本发明提供的页岩油藏空气氧化热破裂示意图。
具体实施方式
本发明提供了一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法，包括以下步骤：
将空气通过注入井注入至页岩油藏，页岩地层热破裂，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油；所述页岩油藏包括富含有机物的油藏，所述有机物包括干酪根；
所述空气的注入量与所述注入井和生产井之间的地层孔隙体积相当。
本发明将空气通过注入井注入至页岩油藏，空气和页岩中的页岩油、干酪根等有机物反生空气氧化反应生热甚至燃烧，页岩地层温度升高而热破裂，页岩的导流能力得以大幅度提高，页岩油导流至生产井，采集得到页岩油。实验结果表明，本发明提供的方法页岩油的采收率达到80％以上。
在本发明中，页岩的渗透能力(导流能力)极低，储存的页岩油很难产出，为了挺高导流能力，现有技术采用水力压裂造缝，但水力压裂缝多是单条缝，远离水力压裂缝的地层油仍然采不出。本发明采用设备所能允许的最高注入压力注入空气，空气能进入远离水力压裂缝的页岩地层深部；空气里面含的氧气与油、有机物干酪根发生氧化反应生成热；开始是低温氧化反应，随着反应，温度升高；当温度升到足够高，燃烧反应剧烈生成二氧化碳。上述氧化反应和燃烧反应产生的热使页岩的温度升高，导致页岩岩石热破裂；热破裂产生的微裂缝提高了页岩岩石的导流能力；另外，燃烧反应消耗掉一些固体干酪根，产生了一些流动通道，从而页岩岩石的导流能力提高。还有，高温有热裂解作用，使页岩油和干酪根重组分裂解成轻质油，轻质油容易被产出。
在本发明中，注入空气会导致低温氧化并产生热，但温度不一定会升至燃点导致燃烧，在这种情况下，本发明优选人工加热或注入低燃点的物质，使得页岩油藏中发生燃烧反应。在本发明中，所述低燃点为燃点小于等于100℃的物质。在本发明中，所述低燃点的物质优选选自亚麻油。注入低燃点的物质的压力优选为设备所允许的最高注入压力。
若注空气后氧化甚至燃烧所达到的温度不足够高，热破裂就不会发生，或者作用不大，此种情况下，本发明优选将空气和水交替通过注入井注入至页岩油藏。在注空气过程中，地层温度升高；再注水，降低温地层温度；然后再注空气提高地层温度，这样温差变大，更容易导致热破裂发生。循环交替注空气和注水以不断产生热破裂效果。在本发明中，所述空气的注入量优选为15～25％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积；所述水的注入量优选为15～25％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积。
在本发明中，注入空气和水的压力优选为设备所允许的最高注入压力。
在本发明中，如果采用CO2作为注入剂，则需要建设大量的运输管道，健身成本高；跟其它气源相比，空气的来源广泛，而且现场施工所需的主要设备仅为空气压缩机，因此，注空气具有更优越的经济效益。注空气和注氮气相比，注空气还可能具有重要的热效应，有助于进一步提高页岩油藏的采收率。
空气和有机物的氧化反应热可破裂页岩地层，产生微裂缝，增加页岩油藏的导流能力，这种增加油藏导流能力的方法是空气驱的效果，可以代替昂贵的重复水力压裂提高采收的措施。
在本发明中，生产井的流动压力优选为生产井设施所允许的最低生产压力。
参见图1，图1为本发明提供的页岩油藏空气氧化热破裂示意图。从图1可知，将空气通过注入井注入至页岩油藏，页岩地层热破裂，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油。
为了进一步说明本发明，下面结合实施例对本发明提供的一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法进行详细地描述，但不能将它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例1
将空气采用空气压缩机通过注入井注入至页岩油藏，所述页岩油藏中包括页岩油和有机物，所述有机物包括干酪根；空气和页岩中的页岩油，干络根等有机物反生空气氧化反应生热甚至燃烧，页岩地层温度升高而热破裂页岩地层，页岩油导流至生产井，采集得到页岩油；
所述空气的注入量与所述注入井和生产井之间的地层孔隙体积相当；
注空气的压力为设备所允许的最高注入压力；
生产井的流动压力为生产井设施所允许的最低生产压力。
结果表明：实施例1的页岩油的采收率为80％。
实施例2
将空气和水采用循环交替的方式通过注入井注入至页岩油藏，所述页岩油藏中包括页岩油和有机物，所述有机物包括干酪根；空气和页岩中的原油，干络根等有机物反生空气氧化反应生热甚至燃烧，页岩地层温度升高而热破裂页岩地层，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油；
所述空气的注入量为20％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积；所述水的注入量为20％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积；
注空气和水的压力均为设备所允许的最高注入压力。
结果表明：实施例2的页岩油的采收率为85％；
生产井的流动压力为生产井设施所允许的最低生产压力。
实施例3
将空气和水采用循环交替的方式通过注入井注入至页岩油藏，所述页岩油藏中包括页岩油和有机物，所述有机物包括干酪根；空气和页岩中的原油，干络根等有机物反生空气氧化反应生热但不足以至燃烧时向页岩油藏中注入亚麻油，使得燃烧反应发生，页岩地层温度升高而热破裂页岩地层，页岩油导流至生产井，采集得到页岩油；
所述空气的注入量为20％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积；所述水的注入量为20％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积；所述亚麻油的注入量为1％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积；
注空气、水和亚麻油的压力均为设备所允许的最高注入压力；
生产井的流动压力为生产井设施所允许的最低生产压力。
结果表明：实施例3的页岩油的采收率为82％。
由以上实施例可知，本发明提供了一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法，包括以下步骤：将空气通过注入井注入至页岩油藏，页岩地层热破裂，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油；所述页岩油藏包括富含有机物的油藏，所述有机物包括干酪根；所述空气的注入量与所述注入井和生产井之间的地层孔隙体积相当。本发明将空气通过注入井注入至页岩油藏，空气和页岩中的页岩油、干酪根等有机物反生空气氧化反应生热甚至燃烧，页岩地层温度升高而热破裂，页岩的导流能力得以大幅度提高，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油。实验结果表明，本发明提供的方法页岩油的采收率达到80％以上。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (6)
1.一种利用空气氧化热破裂采集页岩油的方法，包括以下步骤：
将空气通过注入井注入至页岩油藏，页岩地层热破裂，页岩油导流至生产井，采收得到页岩油；所述页岩油藏包括富含有机物的油藏，所述有机物包括干酪根；
空气注入的压力为设备所允许的最高注入压力；
所述将空气通过注入井注入至页岩油藏具体包括：
将空气和水交替通过注入井注入至页岩油藏；在注空气过程中，地表温度升高；再注水，降低地层温度；然后再注空气提高地层温度，温差变大，导致热破裂发生；
所述空气的注入量为15～25％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积；
所述水的注入量为15～25％的注入井和生产井之间的地层孔隙体积。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述将空气通过注入井注入至页岩油藏后还包括：
采取人工加热或注入低燃点的物质，使得页岩油藏中发生燃烧反应。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述人工加热包括给页岩地层注蒸汽或电加热。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述低燃点的物质为燃点小于等于100℃的物质。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述低燃点的物质选自亚麻油。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，生产井的流动压力为生产井设施所允许的最低生产压力。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810315546.4A CN108252692B (zh) | 2018-04-10 | 2018-04-10 | 一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810315546.4A CN108252692B (zh) | 2018-04-10 | 2018-04-10 | 一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108252692A CN108252692A (zh) | 2018-07-06 |
| CN108252692B true CN108252692B (zh) | 2020-05-22 |
Family
ID=62748044
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810315546.4A Active CN108252692B (zh) | 2018-04-10 | 2018-04-10 | 一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108252692B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110017125A (zh) * | 2019-04-29 | 2019-07-16 | 苏州大学 | 一种页岩气的开采方法及系统 |
| CN114856522A (zh) * | 2022-06-08 | 2022-08-05 | 西南石油大学 | 一种页岩油油藏注空气压裂及火驱开发一体化方法 |
| CN115095306B (zh) * | 2022-06-14 | 2024-04-30 | 长江大学 | 油页岩空气/co2交替注入原位燃烧方法及应用 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1676870B (zh) * | 2005-04-20 | 2010-05-05 | 太原理工大学 | 对流加热油页岩开采油气的方法 |
| CN105019874A (zh) * | 2015-07-03 | 2015-11-04 | 石晓岩 | 一种利用空腔气体循环加热的采油方法 |
| CN106499376A (zh) * | 2017-01-03 | 2017-03-15 | 中国石油大学(华东) | 一种基于井筒加热模式的注空气辅助超稠油地下裂解改质工艺 |
| CN107387041A (zh) * | 2017-09-13 | 2017-11-24 | 吉林大学 | 一种注临界介质油页岩单井吞吐转化工艺 |
-
2018
- 2018-04-10 CN CN201810315546.4A patent/CN108252692B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN108252692A (zh) | 2018-07-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10927655B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2263774C2 (ru) | Способ получения углеводородов из богатой органическими соединениями породы | |
| CN108252692B (zh) | 一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法 | |
| Gutierrez et al. | Recovery factors in high-pressure air injection projects revisited | |
| RU2312983C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой (варианты) | |
| Zhong et al. | Fracture network stimulation effect on hydrate development by depressurization combined with thermal stimulation using injection-production well patterns | |
| US20130081811A1 (en) | In situ fluid reservoir stimulation process | |
| Abedini et al. | Performance of immiscible and miscible CO2 injection process in a tight carbonate reservoir (experimental and simulation approach) | |
| CA2958715C (en) | Systems and methods for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation that includes overlying inclined heterolithic strata | |
| CA2899805C (en) | Dewatering lean zones with ncg injection using production and injection wells | |
| Turta | In situ combustion | |
| WO2016139498A2 (en) | Method for operating a carbonate reservoir | |
| US20130020080A1 (en) | Method for in situ extraction of hydrocarbon materials | |
| Sheng et al. | Maximize liquid oil production from shale oil and gas condensate reservoirs by cyclic gas injection | |
| Fan et al. | Feasibility Study on Steam and Gas Push with Dual Horizontal Wells in a Moderate-Depth Heavy Oil Reservoir. | |
| Chu | Current in-situ combustion technology | |
| Karimi et al. | In-situ combustion process, one of IOR methods livening the reservoirs | |
| WO2014207108A1 (en) | Increasing hydrocarbon production from reservoirs | |
| Naderi et al. | Use of CO2 as solvent during Steam-Over-Solvent Injection in Fractured Reservoirs (SOS-FR) method for heavy oil recovery | |
| Zandi | Numerical modeling of geomechanical effects of steam injection in SAGD heavy oil recovery | |
| Qin et al. | Multi-component thermal fluid injection performance in recovery of heavy oil reservoirs | |
| Ramadhan et al. | Heterogeneity Effect on Polymer Injection: a Study of Sumatra Light Oil | |
| Fatemi et al. | Effect of wells arrangement on the performance of toe-to-heel air injection | |
| KÖK et al. | Laboratory steam injection applications for oil shale fields of Turkey | |
| Zhao et al. | Understanding SAGD producer wellbore/reservoir damage using numerical simulation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |