RU2061178C1 - Method for developing oil deposit - Google Patents

Method for developing oil deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2061178C1
RU2061178C1 RU95108732A RU95108732A RU2061178C1 RU 2061178 C1 RU2061178 C1 RU 2061178C1 RU 95108732 A RU95108732 A RU 95108732A RU 95108732 A RU95108732 A RU 95108732A RU 2061178 C1 RU2061178 C1 RU 2061178C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
oil
working agent
reservoir
injection
Prior art date
Application number
RU95108732A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU95108732A (en
Inventor
Э.И. Сулейманов
Ш.Ф. Тахаутдинов
Р.Н. Билалова
А.Г. Нугайбеков
А.З. Нафиков
А.С. Калимуллин
Original Assignee
Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача"
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача" filed Critical Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача"
Priority to RU95108732A priority Critical patent/RU2061178C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2061178C1 publication Critical patent/RU2061178C1/en
Publication of RU95108732A publication Critical patent/RU95108732A/en

Links

Images

Landscapes

  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

FIELD: oil production. SUBSTANCE: oil is extracted through producing wells, a part of producing wells are changed over to injection wells and working agent is injected thought the injection wells. Development zones are selected on the deposit. The zones are restricted with lowered, saturated with water stratum sections. Direction of natural block disintegration formed by vertical fractures is determined. Oil is extracted until 0.50 - 0.65 stratum pressure of initial one is achieved. Then up to 20 % of producing wells are changed over to be injection. Rows of injection wells are formed perpendicular to the direction of natural block disintegration. In so doing producing wells with shooting in the area of increased permeability of oil bearing stratum are chosen or additional wells are shot in this zone or in water bearing zone to be changed over. Working agent of 1.14 - 1.15 gram per cubic centimeter density is pumped in. In particular Tournaisian water of 1.14 - 1.15 gram per cubic centimeter density is used as working agent. The working agent is pumped in cyclic manner and alternately in injection wells of different development zones during 10 - 20 days. EFFECT: high productivity of oil stratum. 2 cl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of complex oil deposits.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.A known method for the development of oil deposits, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells [1]
The known method does not allow to develop an oil reservoir with high oil recovery due to the rapid flooding of the produced products.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2]
Известный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции и несколько повысить нефтеотдачу залежи, однако он мало применим при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи с коллектором, имеющим естественные протяженные трещины вдоль разломов, образованных сбросовыми явлениями, и с пластом, имеющим пониженные и повышенные участки.Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, which includes the selection of oil through production wells, transferring part of the flooded production wells to injection wells and pumping the working agent through injection wells [2]
The known method allows to reduce the water cut of the produced products and slightly increase the oil recovery of the reservoir, however, it is of little use in the development of a complex oil reservoir with a reservoir having natural extended cracks along the faults formed by fault phenomena and with a reservoir having lower and higher sections.

В этом случае закачиваемый рабочий агент поглощается трещинами и не оказывает вытесняющего поршневого действия на нефть. Повышенные участки пласта ведут себя как изолированные самостоятельные объекты разработки и не воспринимают поршневого воздействия закачиваемого рабочего агента. Все это приводит к снижению нефтеотдачи залежи. In this case, the injected working agent is absorbed by the cracks and does not have a displacing piston effect on the oil. Elevated sections of the reservoir behave as isolated independent development objects and do not perceive the piston effects of the injected working agent. All this leads to a decrease in oil recovery deposits.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи сложнопостроенной нефтяной залежи. The aim of the invention is to increase the recovery of complex oil deposits.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, на залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, на которых определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные, формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см3 циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут.This is achieved by the fact that in the method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells, transferring part of the production wells to injection wells and pumping the working agent through injection wells, development zones are limited to the reservoirs, which are limited by the lowered sections of the reservoir saturated with water in which the direction of the natural fractures, formed by vertical faults, take oil to reach a reservoir pressure of 0.50-0.65 from the initial, then up to 20% of the stock of producing wells per lead into injection wells, form rows of injection wells perpendicular to the direction of natural fracture, while production wells with perforation in the zone with increased permeability of the oil reservoir are selected for transfer or wells are additionally perforated in this or in the aquifer, a working agent with a density of 1.14-1 is pumped, 15 g / cm 3 cyclically and alternately into injection wells of different development zones for 10-20 days.

В качестве рабочего агента плотностью 1,14-1,15 г/см3 используют турнейскую пластовую воду.As a working agent with a density of 1.14-1.15 g / cm 3 use Tournaisian formation water.

Существенными признаками изобретения являются: отбор нефти через добывающие скважины; перевод части добывающих скважин в нагнетательные; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; выделение на залежи зон разработки, ограниченных пониженными участками пласта, насыщенных водой; определение на участках разработки направления естественной трещиноватости, образованного вертикальными разломами; отбор нефти через добывающие скважины до достижения пластового давления 0,50-0,65 от начального пластового давления; перевод в нагнетательные скважины до 20% фонда добывающих скважин; формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости; выбор для перевода добывающих скважин с перфорацией в зоне повышенной проницаемости нефтеносного пласта или дополнительная перфорация скважины в зоне повышенной проницаемости или в водоносной зоне; использование в качестве рабочего агента воды с плотностью 1,14-1,15 г/см3; циклическая закачка рабочего агента попеременно 10-20 сут в нагнетательные скважины одной зоны разработки, 10-20 сут в нагнетательные скважины другой зоны разработки; использование в качестве рабочего агента плотностью 1,14-1,15 г/см3 турнейской пластовой воды.The essential features of the invention are: the selection of oil through production wells; transfer of a part of production wells to injection wells; injection of a working agent through injection wells; allocation of development zones to deposits limited by lowered sections of the reservoir saturated with water; determination in areas of development of the direction of natural fracturing formed by vertical faults; oil extraction through production wells until reservoir pressure reaches 0.50-0.65 from the initial reservoir pressure; transfer to injection wells up to 20% of the stock of production wells; formation of rows of injection wells perpendicular to the direction of natural fracturing; the choice to transfer production wells with perforation in the zone of increased permeability of the oil reservoir or additional perforation of the well in the zone of increased permeability or in the aquifer; use as a working agent water with a density of 1.14-1.15 g / cm 3 ; cyclic injection of the working agent alternately 10-20 days into injection wells of one development zone, 10-20 days into injection wells of another development zone; use as a working agent with a density of 1.14-1.15 g / cm 3 Tournaisian formation water.

В повышенных участках пласта находятся основные запасы нефти. Пониженные участки пласта заводнены пластовой водой. В этих условиях фронтальное поршневое движение рабочего агента возможно лишь по зоне подошвенной воды. В повышенных участках пласта такое воздействие сказываться практически не будет. In elevated sections of the reservoir are the main oil reserves. Lower sections of the reservoir are flooded with formation water. Under these conditions, frontal piston movement of the working agent is possible only in the zone of plantar water. In elevated areas of the reservoir, such an effect will practically not affect.

Для извлечения нефти из повышенных участков пласта предлагается вначале отбирать нефть на естественном режиме до предельного снижения пластового давления, т. е. до величины 0,50-0,65 от начального пластового давления, затем закачивать рабочий агент через скважины, бывшие добывающими, и имеющие связь с высокопроницаемыми зонами пласта. В таких скважинах, как правило, имеется повышенная обводненность добываемой продукции, а высокопроницаемая зона имеет гидродинамическую связь с пониженными участками пласта, заполненными водой. При закачке в такие скважины происходит фильтрация рабочего агента в пониженные водоносные участки пласта, в них повышается давление и происходит вытеснение нефти снизу вверх. Поскольку водоносная часть пласта гидродинамически связана со всеми повышенными нефтеносными участками пласта, то вытеснение снизу вверх происходит во всех нефтеносных участках. To extract oil from elevated areas of the reservoir, it is proposed to first select oil in a natural mode to the maximum decrease in reservoir pressure, i.e., to a value of 0.50-0.65 from the initial reservoir pressure, then pump the working agent through wells that were producing and having connection with highly permeable zones of the reservoir. In such wells, as a rule, there is an increased water cut of the produced products, and the highly permeable zone has a hydrodynamic connection with lowered sections of the reservoir filled with water. When injected into such wells, the working agent is filtered into lowered aquifers of the reservoir, the pressure increases in them and oil is displaced from the bottom up. Since the aquifer of the formation is hydrodynamically associated with all elevated oil-bearing areas of the formation, displacement from the bottom up occurs in all oil-bearing areas.

Строение сложнопостроенной залежи отличается, кроме того, наличием трещин, образованных при сбросовых вертикальных разломах земной коры. Наличие таких трещин предопределяет прерывистость пластов и нарушение гидродинамической связи между отдельными участками. The structure of the complex reservoir is different, in addition, by the presence of cracks formed during vertical fault faults of the earth's crust. The presence of such cracks determines the discontinuity of the layers and the violation of the hydrodynamic connection between the individual sections.

Расположение нагнетательных скважин поперек направления естественной трещиноватости позволяет сформировать вытесняющие потоки вдоль гидродинамических нарушений и тем самым повысить охват пласта воздействием. The location of the injection wells across the direction of natural fracturing allows the formation of displacement flows along hydrodynamic disturbances and thereby increase the coverage of the formation by the impact.

Отбор нефти на естественном режиме до снижения пластового давления до 0,50-0,65 от начального пластового давления предопределяет максимум использования энергии пласта для достижения наибольшей нефтеотдачи залежи. The natural selection of oil to reduce reservoir pressure to 0.50-0.65 from the initial reservoir pressure determines the maximum use of reservoir energy to achieve the greatest oil recovery deposits.

Перевод до 20% фонда добывающих скважин в нагнетательные обуславливает оптимальное соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами для данной залежи. The transfer of up to 20% of the stock of producing wells to injection determines the optimal ratio between production and injection wells for this reservoir.

Использование в качестве рабочего агента турнейской пластовой воды с плотностью 1,14-1,15 г/см3 позволяет осуществить наиболее полное совмещение пластовых флюидов данной залежи и рабочего агента.Using as a working agent Tournaisian formation water with a density of 1.14-1.15 g / cm 3 allows for the most complete combination of formation fluids of this reservoir and working agent.

Циклическая работа нагнетательных скважин участков разработки способствует изменению градиентов потоков флюидов в пласте и более полному вытеснению нефти. The cyclic operation of injection wells in development areas contributes to a change in the gradients of fluid flows in the reservoir and a more complete displacement of oil.

Совместное использование вышеперечисленных признаков приводит к сверхсуммарному результату, выражающуюся в увеличении нефтеотдачи залежи на 6-8%
Рабочий агент получают смешением пресной воды и пластовой воды турнейского яруса в пластовых условиях до достижения плотности 1,14-1,15 г/см3.The joint use of the above signs leads to an extra-total result, expressed in an increase in oil recovery by 6-8%
The working agent is obtained by mixing fresh water and produced water of the Tournaisian layer in reservoir conditions until a density of 1.14-1.15 g / cm 3 is reached.

Физико-химические свойства пластовых вод в турнейском ярусе приведены в таблице. Physico-chemical properties of formation water in the Tournaisian stage are given in the table.

П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: Средняя глубина залега- ния, м 1100 Длина х ширина, м2 1000-5000 х x2000-6000 Площадь нефтенос- ности, м2 262400 Средняя эффективная толщина, м 22,3 Средняя толщина неф- тенасыщения, м 8,8 Средняя толщина водо- насыщения, м 13,5 Нефтенасыщенность 0,674 Пористость 0,125 Проницаемость 0,0695 мкм2 69,5 мД Коэффициент вариации распределения прони- цаемости 0,5 Пластовое давление, МПа 11,5 Давление насыщения нефти газом, МПа 3,89 Газосодержание, м3/т 17,4 Объемный коэффици- ент нефти 1,045 Вязкость нефти, сП 22,9
Свойства в стандартных условиях: Плотность нефти, г/см3 903 Плотность воды, г/см3 1,1616 Плотность газа, г/см3 1,3659 Вязкость нефти, сП 62,4 Вязкость воды, сП 1,70 Балансовые запасы нефти, млн/т 168 Коэффициент вытесне- ния нефти водой 0,554 Продуктивность, т · см2/сут кгс 0,149 Пьезопроводность, м2/с 0,0039
Залежь массивного типа с массивной преобладающей водоносной частью и приподнятыми участками, заполненными нефтью выше отметки 890 м, купол залежи сформирован вертикальными разломами, преимущественное направление основных трещин, образованных вертикальными сбросами, субмеридиальное. Размеры залежи 24 х 15 км.PRI me R 1. Develop an oil reservoir with the following characteristics: Average depth, m 1100 Length x width, m 2 1000-5000 x x2000-6000 Area of oil content, m 2 262400 Average effective thickness, m 22 , 3 Average thickness of oil saturation, m 8.8 Average thickness of water saturation, m 13.5 Oil saturation 0.674 Porosity 0.125 Permeability 0.0695 μm 2 69.5 mD Coefficient of variation of permeability distribution 0.5 Formation pressure, MPa 11 5 Pressure of oil saturation with gas, MPa 3.89 Gas content, m 3 / t 17.4 Oil volumetric coefficient 1.045 Oil viscosity, cp 22.9
Properties under standard conditions: Density of oil, g / cm 3 903 Density of water, g / cm 3 1.1616 Density of gas, g / cm 3 1.3659 Viscosity of oil, cp 62.4 Viscosity of water, cp 1.70 Balance oil reserves , mln / t 168 Oil displacement coefficient by water 0.554 Productivity, t · cm 2 / day kgf 0.149 Piezo-conductivity, m 2 / s 0.0039
The deposit is of a massive type with a massive predominant aquifer and elevated areas filled with oil above 890 m, the dome of the deposit is formed by vertical faults, the main direction of the main cracks formed by vertical faults is submeridial. The size of the deposit is 24 x 15 km.

Коллектор трещиновато-поровый, карбонатный. The reservoir is fractured-pore, carbonate.

На залежи размещают 400 добывающих скважин. Залежь разрабатывают на естественном режиме. Определяют направление естественной трещиноватости залежи, которое оказывается субмеридиальным. Это направление в основном сохраняется для участков разработки залежи. 400 production wells are placed in the deposits. The deposit is being developed in natural mode. The direction of the natural fracturing of the reservoir, which turns out to be submeridial, is determined. This direction is mainly preserved for reservoir development sites.

На залежи выделяют участок разработки, ограниченный пониженными участками коллектора, насыщенными водой. На участке разработки размещено 50 добывающих скважин. Отбирают нефть до снижения пластового давления до 5,75 МПа. Выделяют 10 добывающих скважин, размещенных в широтном направлении и переводят их в нагнетательные скважины. Скважины выбирают из числа тех, что перфорированы в зоне повышенной проницаемости порядка 250 мД (средняя проницаемость равна 69,5 мД), соединенной с водяным слоем. Закачивают турнейскую воду с плотностью 1,15 г/см3 в нагнетательные скважины в объеме от 1300 до 1900 м3/сут.A development site is limited to deposits, limited to low reservoir areas saturated with water. At the development site, 50 production wells are located. Oil is taken to reduce reservoir pressure to 5.75 MPa. Allocate 10 producing wells located in the latitudinal direction and translate them into injection wells. Wells are selected from those that are perforated in the zone of increased permeability of about 250 mD (average permeability is 69.5 mD), connected to the water layer. Tournaisian water with a density of 1.15 g / cm 3 is pumped into injection wells in a volume of 1300 to 1900 m 3 / day.

Средний дебит добывающих скважин составляет 50 т/сут при средней обводненности добываемой продукции 35% Закачку рабочего агента производят циклически: от 10 до 20 сут закачивают в нагнетательные скважины одного участка разработки и от 10 до 20 сут закачивают в нагнетательные скважины другого участка разработки. Конкретное количество суток закачки устанавливают, стремясь выровнять пластовые давления на соседних участках разработки залежи. The average production rate of producing wells is 50 tons / day with an average water cut of produced products of 35%. The working agent is injected cyclically: from 10 to 20 days are pumped into injection wells of one development site and from 10 to 20 days are pumped into injection wells of another development site. A specific number of days of injection is established in an effort to equalize reservoir pressures in neighboring areas of the reservoir development.

П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, но на участке разработки отбирают нефть до достижения пластового давления 7,5 МПа. Переводят в нагнетательные скважины 3 добывающие скважины. Скважины перфорируют в зоне повышенной проницаемости и в водоносной зоне. Закачивают минерализованную воду с плотностью 1,14 г/см3.PRI me R 2. Perform, as example 1, but at the development site, oil is taken until the reservoir pressure of 7.5 MPa. Transferring 3 producing wells to injection wells. Wells perforate in the zone of increased permeability and in the aquifer. Mineralized water is pumped with a density of 1.14 g / cm 3 .

П р и м е р 3. Выполняют, как пример 1, но на участке разработки отбирают нефть до достижения пластового давления 6,5 МПа. Переводят в нагнетательные скважины 7 добывающих скважин. PRI me R 3. Perform, as example 1, but in the area of development take oil to achieve a reservoir pressure of 6.5 MPa. 7 producing wells are transferred to injection wells.

Применение предложенного способа позволяет повысить нефтеотдачу залежи на 6-8% и сократить расходы на добычу нефти. Application of the proposed method allows to increase oil recovery by 6-8% and reduce the cost of oil production.

Claims (2)

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что на залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, на которых определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50 0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные, формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно к направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14 1,15 г/см3 циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10 20 сут.1. A method of developing an oil deposit, including the selection of oil through production wells, transferring part of the production wells to injection wells and pumping a working agent through injection wells, characterized in that development zones are limited to the reservoirs, limited by lowered water-saturated sections of the reservoir, which determine the direction of natural fractures formed by vertical fractures take oil to a reservoir pressure of 0.50 0.65 from the initial, then up to 20% of the stock of producing wells they are injected into injection wells, rows of injection wells are formed perpendicular to the direction of natural fracturing, while production wells with perforation in the zone with increased permeability of the oil reservoir are selected for transfer or wells are additionally perforated in this or in the aquifer, a working agent with a density of 1.14 1 is pumped, 15 g / cm 3 cyclically and alternately into injection wells of different development zones for 10 to 20 days. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента плотностью 1,14 1,15 г/см3 используют турнейскую пластовую воду.2. The method according to claim 1, characterized in that as a working agent with a density of 1.14 1.15 g / cm 3 use Tournaisian produced water.
RU95108732A 1995-06-08 1995-06-08 Method for developing oil deposit RU2061178C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU95108732A RU2061178C1 (en) 1995-06-08 1995-06-08 Method for developing oil deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU95108732A RU2061178C1 (en) 1995-06-08 1995-06-08 Method for developing oil deposit

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2061178C1 true RU2061178C1 (en) 1996-05-27
RU95108732A RU95108732A (en) 1997-05-27

Family

ID=20168250

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU95108732A RU2061178C1 (en) 1995-06-08 1995-06-08 Method for developing oil deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2061178C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459939C1 (en) * 2011-10-31 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2595105C1 (en) * 2015-09-01 2016-08-20 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit complicated by vertical interruptions
RU2623409C1 (en) * 2016-07-27 2017-06-26 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors
CN112990629A (en) * 2019-12-17 2021-06-18 中国石油化工股份有限公司 Unconventional oil and gas reservoir exploitation method and system

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.9. (56)2. US, Патент N 3113617, кл.166-9, 1963. *

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459939C1 (en) * 2011-10-31 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2595105C1 (en) * 2015-09-01 2016-08-20 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit complicated by vertical interruptions
RU2623409C1 (en) * 2016-07-27 2017-06-26 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors
CN112990629A (en) * 2019-12-17 2021-06-18 中国石油化工股份有限公司 Unconventional oil and gas reservoir exploitation method and system
CN112990629B (en) * 2019-12-17 2024-03-29 中国石油化工股份有限公司 Unconventional oil and gas reservoir exploitation method and unconventional oil and gas reservoir exploitation system

Also Published As

Publication number Publication date
RU95108732A (en) 1997-05-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Holt et al. Underground storage of CO2 in aquifers and oil reservoirs
US8235113B2 (en) Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs
RU2326234C1 (en) Oil recovery method
RU2061178C1 (en) Method for developing oil deposit
RU2725062C1 (en) Development method of oil deposit with low-permeability headers and high-permeability interlayers
RU2154156C2 (en) Method of oil-gas pool development
RU2731243C2 (en) Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas
RU2519949C1 (en) Method for development of oil pool section
RU2015312C1 (en) Method for development of water-oil reservoir
RU2090743C1 (en) Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones
RU2242594C1 (en) Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well
RU2061179C1 (en) Method for developing oil deposit
RU2108451C1 (en) Method for development of oil deposit
RU2105870C1 (en) Method for development of oil deposit
Beveridge et al. A study of the sensitivity of oil recovery to production rate
RU2170344C1 (en) Process of exploitation of multipool oil deposit
RU2209952C1 (en) Method of oil pool development
RU2811097C1 (en) Method for increasing efficiency of enhanced oil recovery (eor) methods
RU2182653C1 (en) Process of development of oil field
RU2299979C2 (en) Oil deposit development method
RU2170342C1 (en) Process of exploitation of multipool oil deposit
RU2090742C1 (en) Method for development of oil formation
RU2732746C1 (en) Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping
RU2812976C1 (en) Method for developing oil deposits
RU2814233C1 (en) Method for development of section of multilayer oil deposit