RU2095550C1 - Method for development of hydrocarbon deposit - Google Patents
Method for development of hydrocarbon deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2095550C1 RU2095550C1 RU95110903A RU95110903A RU2095550C1 RU 2095550 C1 RU2095550 C1 RU 2095550C1 RU 95110903 A RU95110903 A RU 95110903A RU 95110903 A RU95110903 A RU 95110903A RU 2095550 C1 RU2095550 C1 RU 2095550C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- amplitude
- frequency
- time
- vibroseismic
- oscillations
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке углеводородных залежей. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of hydrocarbon deposits.
Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор углеводородов через добывающие скважины и вибросейсмическое воздействие на пласт /1/. A known method of developing a hydrocarbon reservoir, including the injection of a working agent through injection wells, the selection of hydrocarbons through production wells and vibroseismic effects on the reservoir / 1 /.
Недостаток способа заключается в его низкой конечной нефтеотдаче, так как вибросейсмическое воздействие производят с постоянной амплитудой и частотой колебаний, что не позволяет вовлечь в разработку трудноизвлекаемую нефть, заключенную в зонах нефтенасыщенной породы (целики остаточной нефти). The disadvantage of this method is its low final oil recovery, since the vibroseismic effect is carried out with a constant amplitude and frequency of oscillation, which does not allow to involve in the development of hardly recoverable oil enclosed in zones of oil-saturated rock (pillars of residual oil).
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки обводненной углеводородной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор углеводородов через добывающие скважины и вибросейсмическое воздействие на пласт. Closest to the invention in technical essence is a method for developing an irrigated hydrocarbon reservoir, including pumping a working agent through injection wells, taking hydrocarbons through production wells, and vibroseismic treatment of the formation.
Вибросейсмическое воздействие на пласт осуществляют в диапазоне частот от 1 Гц до 150 Гц по площади поэтапно снизу вверх по восстанию пласта. При этом упругое поле направлено поперечно по отношению к направлению гравитационного перемещения жидкости в пласте /2/. Vibroseismic impact on the formation is carried out in the frequency range from 1 Hz to 150 Hz over the area in stages from the bottom up to the uprising of the formation. In this case, the elastic field is directed transversely with respect to the direction of gravitational movement of the fluid in the formation / 2 /.
Влияние упругого поля связано с ускорением гравитационной сегрегации остаточной нефти, находящейся в форме капель, ганглий и т.д. Недостатками этого способа являются конечная нефтеотдача, значительное время разработки, т. к. вибросейсмтическое воздействие проводят без изменения частоты и амплитуды во времени и без учета направления непластования залежи. Кроме того, вибросейсмическое воздействие осуществлено при отсутствии фильтрации в пласте (раздельно с добычей углеводородов). При этом стоячие целики нефти не вовлекаются в разработку. В связи с плохим вовлечением целиков остаточной нефти в разработку обводненной залежи время разработки достигает десятков лет. The influence of the elastic field is associated with the acceleration of gravitational segregation of residual oil in the form of drops, ganglia, etc. The disadvantages of this method are the ultimate oil recovery, significant development time, because the vibroseismic effect is carried out without changing the frequency and amplitude in time and without taking into account the direction of non-formation of the reservoir. In addition, the vibroseismic effect was carried out in the absence of filtration in the reservoir (separately from hydrocarbon production). At the same time, standing oil pillars are not involved in the development. Due to the poor involvement of the pillars of residual oil in the development of the watered reservoir, the development time reaches tens of years.
Целью изобретения является увеличение конечной нефтеотдачи углеводородной залежи и сокращение времени ее разработки. The aim of the invention is to increase the final oil recovery of hydrocarbon deposits and reduce the time of its development.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки углеводородной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор углеводородов через добывающие скважины в вибросейсмическое воздействие, согласно изобретению вибросейсмическое воздействие проводят одновременно с отбором углеводородов при ступенчато увеличивающейся во времени амплитуде и/или частоте колебаний, при этом амплитуду и частоту колебаний определяют по формуле:
Пij •Пoi • tij,
где i 1 для амплитуды,
i 2 для частоты колебаний,
j порядковый номер ступени,
Пo начальные значения амплитуды мкм, частоты Гц,
Пij коэффициент увеличения амплитуды частоты доли j-й ступени,
tij относительный временной интервал для степени.This goal is achieved by the fact that in the method of developing a hydrocarbon deposit, which includes injecting a working agent through injection wells, taking hydrocarbons through production wells into a vibroseismic effect, according to the invention, the vibroseismic effect is carried out simultaneously with the selection of hydrocarbons with a stepwise increasing in time amplitude and / or frequency of oscillations, while the amplitude and frequency of oscillations is determined by the formula:
P ij • P oi • t ij ,
where i 1 for the amplitude
i 2 for the oscillation frequency,
j is the sequence number of the stage,
P o the initial values of the amplitude of microns, frequency Hz,
P ij the coefficient of increase in the amplitude of the frequency of the share of the j-th stage,
t ij the relative time interval for the degree.
Кроме того, поставленная цель достигается тем, что вибросейсмическое воздействие проводят при увеличивающейся во времени амплитуде колебаний и уменьшающейся во времени частоте колебаний, в пласте формируют волну с формой фронта, соответствующей форме залежи, интенсивность излучения увеличивают соответственно уменьшению проницаемости пропластков и уменьшают соответственно увеличению проницаемости пропластика, распространение фронта волны направляют параллельно напластованию. In addition, the goal is achieved by the fact that the vibroseismic effect is carried out with increasing vibration amplitude and decreasing vibration frequency over time, a wave with a front shape corresponding to the shape of the deposit is formed in the reservoir, the radiation intensity is increased correspondingly to a decrease in the permeability of the interlayers and reduced accordingly to an increase in the permeability of the plastic , wave front propagation is directed parallel to bedding.
На залежи, состоящей из пластов и пропластков, на расстоянии от скважины имеется много целиков (разных размеров), не вошедших в разработку. Для страгивания целика с места и вовлечения его в разработку необходимо, чтобы действующее на него суммарное давление было больше или равно некоторой критической величине Pн:
ΔPн < ΔPв - P12 + Pв -G1 (1),
где ΔPв разность давлений в промытой зоне в пласте около неподвижного целика;
P12 гистерезис капиллярных сил;
Pв давление на целик при вибросейсмическом воздействии;
ΔPн разность давлений на концах целика;
G1 начальный градиент сдвига.On the reservoir, consisting of layers and layers, at a distance from the well there are many pillars (of different sizes) that are not included in the development. For straggling the pillar from its place and involving it in the development, it is necessary that the total pressure acting on it be greater than or equal to some critical value P n :
ΔP n <ΔP in - P 12 + P in -G 1 (1),
where ΔP is the pressure difference in the washed zone in the reservoir near the fixed pillar;
P 12 hysteresis of capillary forces;
P in pressure on the rear sight under vibroseismic exposure;
ΔP n the pressure difference at the ends of the pillar;
G 1 is the initial shift gradient.
Для неравенства (1) при ΔPв = 0 существует критический размер целика L
нет. При вибровоздействии Pв не равно 0 соотношение (1) изменяется, и критический размер целика уменьшается или относительная длина критического целика К=1/ L
not. When a vibrational excitation P ratio is not equal to 0 (1) varies and decreases the critical dimension pillar or pillar critical relative length K = 1 / L
При этом часть целиков, которая имела размеры L
Таким образом, количество целиков, которые вовлекаются в разработку, зависит от амплитуды и частоты вибрационного воздействия, а также от физико-геологических свойств земли. При ступенчатом изменении частоты и амплитуды колебаний происходит последовательное вовлечение целиков всех длин. Thus, the number of pillars that are involved in the development depends on the amplitude and frequency of the vibration effect, as well as on the physical and geological properties of the earth. With a step change in the frequency and amplitude of the oscillations, the pillars of all lengths are sequentially involved.
Для повышения энергии вибросейсмического воздействия в пласте в нем формируют волну с формой фронта, соответствующей форме залежи. Амплитуда колебаний в данной точке пласта зависит от формы фронта волны. При сферической форме фронта энергия, поступаемая в дальние точки, находящиеся у кровли или подошвы пласта, может быть недостаточной для страгивания значительной части целиков, а при цилиндрической форме фронта на том же расстоянии от скважины энергия может быть достаточной. Для достижения в определенных точках пласта необходимого уровня вибросейсмической энергии в зависимости от расположения скважины по отношению к дальним точкам пласта выбирают форму фронта волны, соответствующей форме залежи. В противном случае часть пласта останется неохваченной воздействием. При вибросейсмическом воздействии из скважины целесообразно создать волны с цилиндрической формой фронта, т.к. в этом случае увеличивается охват пласта воздействием. Причем для лучшего вовлечения целиков в разработку создают движение углеводородов (отбор) одновременно с вибросейсмическим воздействием на пласт. При этом распространение волны происходит в направлении фильтрации, т.е. по напластованию пласта, что способствует более интенсивному страгиванию целиков нефти. To increase the energy of vibroseismic action in the reservoir, a wave is formed in it with a front shape corresponding to the shape of the reservoir. The amplitude of oscillations at a given point in the formation depends on the shape of the wave front. With a spherical shape of the front, the energy delivered to distant points located near the roof or the bottom of the formation may be insufficient to move a large part of the pillars, and with a cylindrical shape of the front at the same distance from the well, the energy may be sufficient. To achieve the required level of vibroseismic energy at certain points in the formation, depending on the location of the well in relation to the far points of the formation, the wavefront shape corresponding to the shape of the reservoir is selected. Otherwise, part of the reservoir will remain unreached. With vibroseismic action from the well, it is advisable to create waves with a cylindrical front shape, because in this case, the coverage of the formation increases by exposure. Moreover, for better involvement of pillars in the development create the movement of hydrocarbons (selection) simultaneously with the vibroseismic effect on the reservoir. In this case, the wave propagates in the direction of filtration, i.e. by bedding, which contributes to a more intensive stragging of the pillars of oil.
Таким образом, распространение волн направляют параллельно напластованию. По толщине пласта пропластки имеют разную проницаемость, поэтому для более полного вовлечения целиков в разработку (страгивания) на них следует воздействовать колебаниями разной (соответственно проницаемости) и интенсивности. Интенсивность излучения увеличивают соответственно уменьшению проницаемости пропластков и уменьшают соответственно увеличению проницаемости пропластков. Thus, the propagation of waves is directed parallel to the bedding. Over the thickness of the formation, the interlayers have different permeability, therefore, for more complete involvement of pillars in the development (stragging), they should be affected by vibrations of different (respectively, permeability) and intensities. The radiation intensity is increased correspondingly to a decrease in the permeability of the interlayers and reduced accordingly to an increase in the permeability of the interlayers.
В пласт через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент и осуществляют отбор углеводородов через добывающие скважины. Одновременно с отбором углеводородов производят вибросейсмическое воздействие на пласт. Предварительно на основании геологических данных залежи определяют начальную амплитуду и частоту колебаний, время обработки, выбирают форму фронта волн вибросейсмического воздействия (в соответствии с формой залежи). Выбирают режим вибровоздействия, т.е. увеличения или уменьшение амплитуды и/или частоты колебаний в зависимости от конкретных условий нахождения целиков в пласте. A working agent is pumped into the formation through injection wells and hydrocarbons are extracted through production wells. Simultaneously with the selection of hydrocarbons produce vibroseismic effects on the reservoir. Preliminarily, based on the geological data of the deposit, the initial amplitude and frequency of oscillations, the processing time are determined, the wavefront shape of the vibroseismic effect is selected (in accordance with the form of the deposit). Select the vibration mode, i.e. increase or decrease in the amplitude and / or frequency of oscillations depending on the specific conditions for the pillars to be in the reservoir.
Конкретно вибросейсмическое воздействие проводят при ступенчатой увеличивающейся во времени амплитуде и/или частоте колебаний, при этом амплитуду и частоту колебаний определяют по формуле:
Пij=Пij •Пoi • tij,
где i 1 для амплитуды,
i 2 для частоты колебаний,
j порядковый номер ступени,
П0 начальные значения амплитуды мкм, частоты Гц,
nij коэффициент увеличения амплитуды частоты для j ступени,
tij относительный временной интервал для ступени.Specifically, the vibroseismic effect is carried out at a stepwise increasing in time amplitude and / or frequency of oscillations, while the amplitude and frequency of oscillations is determined by the formula:
P ij = P ij • P oi • t ij ,
where i 1 for the amplitude
i 2 for the oscillation frequency,
j is the sequence number of the stage,
P 0 initial values of the amplitude μm, frequency Hz,
n ij the coefficient of increase in the amplitude of the frequency for j steps,
t ij the relative time interval for the stage.
Кроме того, вибросейсмическое воздействие проводят при увеличивающейся во времени амплитуде колебаний и уменьшающейся во времени частоте колебаний. In addition, the vibroseismic effect is carried out with increasing in time the amplitude of the oscillations and decreasing in time with the frequency of the oscillations.
Осуществляют первое вибровоздействие на пласт (1 ступень) согласно выбранному режиму с заданной частотой, амплитудой колебаний и временем воздействия. При этом распространение волн ориентируют параллельно напластованию. Carry out the first vibration action on the formation (1 stage) according to the selected mode with a given frequency, amplitude of oscillations and exposure time. In this case, the wave propagation is oriented parallel to the bedding.
Последующее вибровоздействие (2 ступень) проводят аналогично, но с другой амплитудой и/или частотой (согласно режиму). Таким образом осуществляют все последующие ступени вибровоздействия. Subsequent vibration exposure (stage 2) is carried out similarly, but with a different amplitude and / or frequency (according to the mode). Thus, all subsequent stages of vibration exposure are carried out.
Пример. Способ реализован на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, пласт Б, имеющем следующие характеристики:
μв 0,3 МПа•с вязкость воды;
μн 1,65 сПа•с вязкость нефти;
ΔP 0,01 МПа перепад давления;
G1 0,001 МПа/м начальный градиент давления;
G2 0 начальный градиент давления;
L 350 м расстояние между скважинами;
S0 0,2 нефтенасыщенность пласта;
h 4,4 толщина пласта;
Qk 10 м3/сут дебит скважины;
k 0,075 мкм2 коэффициент проницаемости пласта;
m 0,21 пористость пласта.Example. The method is implemented on the Abdrakhmanovskaya area of the Romashkinskoye field, reservoir B, having the following characteristics:
μ at 0.3 MPa • s water viscosity;
μ n 1.65 cPa • s oil viscosity;
ΔP 0.01 MPa differential pressure;
G 1 0.001 MPa / m initial pressure gradient;
G 2 0 initial pressure gradient;
L 350 m distance between wells;
S 0 0.2 oil saturation of the reservoir;
h 4.4 formation thickness;
Q k 10 m 3 / day well production rate;
k 0.075 μm 2 formation permeability coefficient;
m 0.21 formation porosity.
Залежь по форме близка к цилиндрической. Месторождение эксплуатируют (ППД) путем закачивания воды в нагнетательные скважины в объеме 26 млн. м3/год (общий объем) и добычи углеводородов из эксплуатационных скважин с общим объемом добычи 1,4 млн. т/год.The deposit is close to cylindrical in shape. The field is exploited (BPM) by pumping water into injection wells in the amount of 26 million m 3 / year (total volume) and hydrocarbon production from production wells with a total production volume of 1.4 million tons / year.
Коэффициент нефтеотдачи до вибросейсмического воздействия равен 0,341 (34,1%). Oil recovery factor before vibroseismic exposure is 0.341 (34.1%).
Пример 1. На основании геолого-физических данных пласта выбирают начальные параметры вибросейсмического воздействия равными: время отработки - 5 сут (t1 5 безразм). Амплитуда колебаний 1,7 мкм, частота колебаний 10 Гц. Вибросейсмическое воздействие проводят одновременно с добычей углеводородов. При этом источники колебаний распределяют по мощности пласта и устанавливают параллельно напластованию в соседней остановленной скважине. Используемые источники колебаний создают волну цилиндрической формы фронта. Напротив пропластков с проницаемостью 75 мД интенсивность источников колебаний составляет 0,5 Вт/см2 (или мощность источников 1 кВт на 1 м пласта), а пропластков с проницаемостью 750 мД источники имеют интенсивность 0,05 Вт/см2 (или 0,1 кВт на 1 м). Первую ступень вибросейсмического воздействия проводят в течение 5 сут с выбранными начальной частотой и амплитудой колебаний. На второй ступени вибросейсмического воздействия амплитуду колебаний увеличивают до 17 мкм, а частоту колебаний оставляют прежней, равной 10 Гц. Вибросейсмическое воздействие в течение 7 сут. На третьей ступени амплитуду колебаний увеличивают до 26 мкм, а частоту колебаний оставляют прежней и проводят воздействие в течение 15 сут. Результаты вибросейсмического воздействия сведены в табл. 1.Example 1. Based on the geological and physical data of the formation, the initial parameters of the vibroseismic effect are chosen equal to: mining time - 5 days (t 1 5 dimensionless). The amplitude of the oscillations is 1.7 μm, the oscillation frequency is 10 Hz. Vibroseismic exposure is carried out simultaneously with hydrocarbon production. In this case, the vibration sources are distributed according to the thickness of the formation and set parallel to the formation in the adjacent stopped well. Used vibration sources create a wave of a cylindrical shape of the front. On the contrary, interlayers with a permeability of 75 mD, the intensity of the oscillation sources is 0.5 W / cm 2 (or the power of sources is 1 kW per 1 m of the formation), and interlayers with a permeability of 750 mD, the sources have an intensity of 0.05 W / cm 2 (or 0.1 kW per 1 m). The first stage of vibroseismic exposure is carried out for 5 days with a selected initial frequency and amplitude of oscillations. At the second stage of the vibroseismic action, the amplitude of the oscillations is increased to 17 μm, and the oscillation frequency is left at the same value, equal to 10 Hz. Vibroseismic exposure for 7 days. At the third stage, the oscillation amplitude is increased to 26 μm, and the oscillation frequency is left unchanged and the effect is carried out for 15 days. The results of vibroseismic exposure are summarized in table. one.
Пример 2. Проводят вибросейсмическое воздействие аналогично примеру 1, но при постоянной амплитуде 16 мкм и увеличивающихся во времени частотах колебаний 10 Гц (в течение 1 сут) и 100 Гц (в течение 5 сут). Результаты изменения коэффициента нефтеотдачи даны в табл. 2. Example 2. Carry out a vibroseismic effect similarly to example 1, but with a constant amplitude of 16 μm and increasing in time oscillation frequencies of 10 Hz (within 1 day) and 100 Hz (within 5 days). The results of changes in the oil recovery coefficient are given in table. 2.
Пример 3. Проводят вибросейсмическое воздействие аналогично примеру 1, но при увеличении амплитуды от 1,7 мкм до 2,6 мкм и соответственном увеличении частоты от 10 Гц до 100 Гц. Изменения коэффициента нефтеотдачи даны в табл. 3. Example 3. A vibroseismic effect is carried out analogously to example 1, but with an increase in amplitude from 1.7 μm to 2.6 μm and a corresponding increase in frequency from 10 Hz to 100 Hz. Changes in the oil recovery coefficient are given in table. 3.
Пример 4. Проводят вибросейсмическое воздействие аналогично примеру 1, но при увеличении амплитуды от 2,6 мкм до 26 мкм и соответственно уменьшении частоты от 100 Гц до 10 Гц. Результаты изменения коэффициента нефтеотдачи даны в табл. 4. Example 4. A vibroseismic effect is carried out analogously to example 1, but with an increase in amplitude from 2.6 μm to 26 μm and, accordingly, a decrease in frequency from 100 Hz to 10 Hz. The results of changes in the oil recovery coefficient are given in table. 4.
Пример 5. Проводят вибросейсмическое воздействие аналогично примеру 1, но волной, имеющей сферическую форму фронта. Результаты изменения коэффициентов нефтеотдачи представлены в табл. 5, которая показывает уменьшение коэффициента нефтеотдачи. Example 5. A vibroseismic effect is carried out analogously to example 1, but with a wave having a spherical shape of the front. The results of changes in oil recovery coefficients are presented in table. 5, which shows a decrease in oil recovery coefficient.
Таким образом, проведение вибросейсмического воздействия согласно изобретению позволяет увеличить конечную нефтеотдачу на 5-7% и сократить срок разработки на 10 лет. Thus, the vibroseismic effect according to the invention allows to increase the final oil recovery by 5-7% and reduce the development time by 10 years.
Claims (5)
Пij nij • П0i • tij,
где i 1 для амплитуды;
i 2 для частоты колебания;
j порядковый номер ступени;
П0i начальные значения амплитуды, мкм, частоты, Гц, колебаний, Гц;
nij коэффициент увеличения амплитуды частоты для j-й ступени;
tij относительный временной интервал для ступени.1. A method of developing a hydrocarbon deposit, including pumping a working agent through injection wells, taking hydrocarbons through production wells, and vibroseismically, characterized in that the vibroseismic effect is carried out simultaneously with the selection of hydrocarbons with a stepwise increasing in time amplitude and / or frequency of oscillation, while the amplitude and the oscillation frequency is determined by the formula
P ij n ij • P 0i • t ij ,
where i 1 for the amplitude;
i 2 for the oscillation frequency;
j is the sequence number of the step;
P 0i the initial values of the amplitude, μm, frequency, Hz, oscillations, Hz;
n ij coefficient of increase in frequency amplitude for the j-th stage;
t ij the relative time interval for the stage.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95110903A RU2095550C1 (en) | 1995-07-05 | 1995-07-05 | Method for development of hydrocarbon deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95110903A RU2095550C1 (en) | 1995-07-05 | 1995-07-05 | Method for development of hydrocarbon deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95110903A RU95110903A (en) | 1997-05-20 |
| RU2095550C1 true RU2095550C1 (en) | 1997-11-10 |
Family
ID=20169388
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95110903A RU2095550C1 (en) | 1995-07-05 | 1995-07-05 | Method for development of hydrocarbon deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2095550C1 (en) |
-
1995
- 1995-07-05 RU RU95110903A patent/RU2095550C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. SU, авторское свидетельство, 518989, кл. E 21 B 43/18, 1974. 2. SU, авторское свидетельство, 1596081, кл. E 21 B 43/00, 1990. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95110903A (en) | 1997-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Nikolaevskiy et al. | Residual oil reservoir recovery with seismic vibrations | |
| Kouznetsov et al. | Improved oil recovery by application of vibro-energy to waterflooded sandstones | |
| Alhomadhi et al. | Experimental application of ultrasound waves to improved oil recovery during waterflooding | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| RU2291955C1 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2478780C1 (en) | Method to produce rare metals using technology of drillhole in situ leaching and device for its realisation | |
| RU2095550C1 (en) | Method for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2377398C1 (en) | Method of hydrocarbone field development | |
| CZ73695A3 (en) | Process of extracting hydrocarbons from underground formations | |
| US3055426A (en) | Method for consolidating incompetent subsurface earth zones | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2283945C1 (en) | Method for hydrocarbon deposit development at later stage | |
| RU2047746C1 (en) | Well method for production of hydrocarbons | |
| RU2291956C2 (en) | Method for seismically influencing productive formation | |
| RU2281387C2 (en) | Method of action application to oil pool fluid during oil production | |
| RU2143554C1 (en) | Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit | |
| Pen’kovsky et al. | Residual oil pockets and their stimulation in productive formations | |
| Kurlenya et al. | Determination of the region of vibroseismic action on an oil deposit from the daylight surface | |
| RU2255212C1 (en) | Method for extraction of water-clogged oil deposit | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| Cidoncha | Application of acoustic waves for reservoir stimulation | |
| RU2064572C1 (en) | Method for exploitation of gas-condensate or oil/gas- condensate field | |
| RU2244811C1 (en) | Method for extracting hydrocarbons deposits | |
| RU2039218C1 (en) | Flooded oil field exploitation method | |
| RU2108449C1 (en) | Method for development of oil deposit |