RU2185503C1 - Method of oil pool development with cyclic stimulation - Google Patents

Method of oil pool development with cyclic stimulation Download PDF

Info

Publication number
RU2185503C1
RU2185503C1 RU2001127124/03A RU2001127124A RU2185503C1 RU 2185503 C1 RU2185503 C1 RU 2185503C1 RU 2001127124/03 A RU2001127124/03 A RU 2001127124/03A RU 2001127124 A RU2001127124 A RU 2001127124A RU 2185503 C1 RU2185503 C1 RU 2185503C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
injection
pressure
reservoir
well
agent
Prior art date
Application number
RU2001127124/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
тов В.В. Дев
В.В. Девятов
О.Е. Васильев
А.Т. Горбунов
Original Assignee
Девятов Василий Васильевич
Васильев Олег Евдокимович
Горбунов Андрей Тимофеевич
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 Девятов Василий Васильевич, Васильев Олег Евдокимович, Горбунов Андрей Тимофеевич filed Critical Девятов Василий Васильевич
Priority to RU2001127124/03A priority Critical patent/RU2185503C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2185503C1 publication Critical patent/RU2185503C1/en

Links

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: oil producing industry, particularly, development of oil pools designed for increase of oil recovery of pools with different permeability. SUBSTANCE: method includes injection of working agent through at least one injection well and oil withdrawal through at least one producing well hydrodynamically connected to one or several injection wells. In this case, preliminarily determined in injection well is injectivity of at least one producing formation of pool depending on injection pressure and with control of covering of producing formation thickness by injected agent. Upon attainment of full covering of producing formation which is characterized by efficient pressure and efficient injectivity, further increase of injection pressure is continued. For this purpose, injected agent flow rate is increased to attain the critical pressure values characterized by sharp increase of producing formation injectivity. Then injection pressure is reduced by 5-10% below the attained critical value, and a portion of working agent is injected into producing formation during time of passage of pressure wave from injection well to producing well. Then injection of working agent is discontinued. Injection well is held under pressure during time until pressure drop in it down to lower limit of efficient pressure is attained. After that, stimulation of producing formation by pressure is ended, and injection of working agent is renewed with rise of injector pressure up to upper value of efficient pressure, and cycles of stimulation of producing formation by pressure are repeated. EFFECT: increased oil recovery coefficient of pool due to possibility of provision of practically piston displacement of oil at minimum power consumption due to preliminary opening of closed natural vertical fractures of pool before its treatment. 6 cl, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяной залежи, и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов этой залежи с разной проницаемостью. The invention relates to the oil industry, in particular to the development of an oil reservoir, and is intended to increase the oil recovery of the reservoirs of this reservoir with different permeability.

Известно, что среднестатистическая величина подвижной нефти в продуктивном пласте, которая может фильтроваться, а следовательно, и может быть извлечена составляет не менее 70%. It is known that the average value of mobile oil in the reservoir, which can be filtered, and therefore can be extracted, is at least 70%.

Однако реальный коэффициент нефтеотдачи редко превышает, в настоящее время, 35%. However, the actual oil recovery coefficient rarely exceeds, at present, 35%.

Повышение коэффициента нефтеотдачи является одной из главных задач нефтяной промышленности. Increasing the oil recovery coefficient is one of the main tasks of the oil industry.

Одной из проблем, препятствующей этому, является недоучет сложнейших, всегда нетипичных геологических условий, определяющих сложную природу гидродинамических явлений, свойственных разработке нефтяной залежи, неоднородность пластов которой в каждых конкретных случаях имеет разную природу. One of the obstacles to this is the underestimation of the most difficult, always atypical geological conditions that determine the complex nature of the hydrodynamic phenomena characteristic of the development of an oil reservoir, the heterogeneity of the layers of which in each specific case has a different nature.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи, характеризующийся тем, что осуществляют нагнетание водного раствора полимера и рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину (1). A known method of developing a heterogeneous oil reservoir, characterized in that the injection of an aqueous polymer solution and a working agent into the injection well and the selection of oil through the producing well (1).

По этому способу предполагается, что нагнетаемый в продуктивный пласт залежи водный раствор полимера поступает в наиболее гидропроводные зоны пласта и закупоривает их, а рабочий агент, например вода, вытесняет нефть из необводненных участков пласта. According to this method, it is assumed that the aqueous polymer solution injected into the reservoir reservoir enters the most hydraulically conductive zones of the reservoir and clogs them, and a working agent, such as water, displaces oil from the non-irrigated sections of the reservoir.

Недостатком способа является то, что он дает только однократный эффект. К тому же при большой степени неоднородности нефтяной залежи не обеспечивается полный охват залежи воздействием. The disadvantage of this method is that it gives only a single effect. Moreover, with a large degree of heterogeneity of the oil reservoir, the full coverage of the reservoir by impact is not ensured.

Известен способ разработки нефтяной залежи, характеризующийся тем, что осуществляют нагнетание рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, при этом осуществляют циклическое воздействие на продуктивный пласт залежи (2). There is a method of developing an oil reservoir, characterized in that the injection agent is injected through the injection well and oil is taken through the producing well, while cyclic impact on the reservoir of the reservoir is carried out (2).

Известный способ ориентирован на увеличение охвата продуктивного пласта рабочим агентом при вытеснении нефти из пласта. The known method is aimed at increasing the coverage of the reservoir with a working agent during the displacement of oil from the reservoir.

Однако в реальности известный способ недостаточно эффективен, поскольку не использует начальные ресурсы продуктивного пласта (не предусматривает предварительную подготовку продуктивного пласта для увеличения его приемистости и охвата). Отсюда, эффект по нефтеизвлечению имеет кратковременный характер. Извлекаемая нефть быстро обводняется. However, in reality, the known method is not effective enough because it does not use the initial resources of the reservoir (it does not provide for the preliminary preparation of the reservoir to increase its injectivity and coverage). Hence, the oil recovery effect is short-lived. Recoverable oil quickly watered.

Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи за счет предварительной подготовки продуктивного пласта залежи в призабойной зоне нагнетательной скважины с раскрытием его сомкнутых естественных вертикальных трещин. The technical result of the invention is to increase the oil recovery coefficient due to preliminary preparation of the reservoir reservoir in the bottomhole zone of the injection well with the disclosure of its closed natural vertical cracks.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с циклическим воздействием, согласно изобретению осуществляют нагнетание рабочего агента через нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере, одного в залежи в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и, при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания увеличением расхода нагнетаемого агента до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического на 5-10% и нагнетают в продуктивный пласт порцию рабочего агента в течение времени прохождения волны давления, от нагнетательной скважины до добывающей скважины, после чего нагнетание рабочего агента прекращают, нагнетательную скважину выдерживают под давлением в течение времени до падения давления в ней до нижнего предела эффективного давления, на чем цикл воздействия давлением на продуктивный пласт заканчивают, после чего нагнетание рабочего агента возобновляют с подъемом давления нагнетания до верхнего значения эффективного давления и циклы воздействия давлением на продуктивный пласт повторяют. The necessary technical result is achieved by the fact that in the method of developing an oil reservoir with cyclic action, according to the invention, at least one working agent is injected through an injection well and at least one oil is taken through a production well hydrodynamically connected to one or more injection wells wells, while the injection well pre-determine the injectivity of the reservoir, at least one reservoir, depending on the pressure and with monitoring the coverage of the reservoir with the injected agent according to its capacity and, upon reaching the full coverage of the reservoir characterized by effective pressure and effective injectivity, they further increase the injection pressure by increasing the flow rate of the injected agent to a critical pressure characterized by a sharp increase in the injectivity of the reservoir, after which injection pressure is reduced below the critical value by 5-10% and a portion of the working agent is injected into the reservoir while the time of the passage of the pressure wave, from the injection well to the producing well, after which the injection of the working agent is stopped, the injection well is kept under pressure for a time until the pressure in it drops to the lower limit of the effective pressure, after which the cycle of exposure to pressure on the reservoir ends, after whereby the injection of the working agent is resumed with the rise of the injection pressure to the upper value of the effective pressure and the cycles of pressure application to the reservoir are repeated.

Кроме того:
при предварительном определении приемистости продуктивного пласта в нагнетательной скважине в качестве нагнетаемого агента используют рабочий агент;
дополнительно к работе нагнетательной скважины в циклическом режиме осуществляют работу добывающей скважины в циклическом режиме;
перед нагнетанием первой порции рабочей жидкости в нагнетательную скважину нагнетают оторочку гидрофобизирующей жидкости;
нагнетание оторочки гидрофобизирующей жидкости осуществляют дополнительно в добывающую скважину;
в качестве рабочего агента используют воду, пресную и/или минерализованную.Moreover:
when preliminary determining the injectivity of the reservoir in the injection well, the working agent is used as the injection agent;
in addition to the operation of the injection well in the cyclic mode, the production well is in the cyclic mode;
before injection of the first portion of the working fluid into the injection well, the rim of the hydrophobizing fluid is injected;
injection of the rim of the hydrophobizing liquid is additionally carried out in the production well;
as working agent use water, fresh and / or mineralized.

Сущность изобретения заключается в том, что при обычном циклическом воздействии на продуктивный пласт, когда не производят предварительную подготовку призабойной зоны нагнетательной скважины, охват продуктивного пласта рабочим агентом при вытеснении нефти недостаточен. The essence of the invention lies in the fact that with the usual cyclic impact on the reservoir, when they do not pre-prepare the bottom-hole zone of the injection well, the coverage of the reservoir by the working agent during oil displacement is insufficient.

При этом то, что происходит в недрах пласта, в его реальных условиях, на значительном удалении от призабойной зоны трудно поддается контролю. При этом особенно трудно инициировать в этих условиях процессы оптимального вытеснения нефти с полным охватом пласта по мощности. At the same time, what happens in the bowels of the reservoir, in its real conditions, at a considerable distance from the bottom-hole zone, is difficult to control. It is especially difficult to initiate, under these conditions, the processes of optimal oil displacement with full coverage of the reservoir in terms of power.

Изобретение обеспечивает раскрытие сомкнутых естественных вертикальных трещин пласта и объединение по ним всех разнородных пластов. The invention provides the disclosure of closed vertical vertical fractures of the formation and the union of all heterogeneous formations on them.

При этом предотвращают раскрытие горизонтальных трещин (естественных и новых) продуктивного пласта (полномасштабный гидроразрыв). This prevents the opening of horizontal cracks (natural and new) of the reservoir (full-scale hydraulic fracturing).

Этот процесс полностью контролируют. Определяют все управляющие параметры при закачке рабочего агента на оптимальных режимах. This process is fully controlled. All control parameters are determined when the working agent is downloaded at optimal conditions.

Возможность инициирования оптимального процесса в призабойной зоне создает возможность его дальнейшего поддержания в глубине пласта с привлечением дополнительных возможностей циклического воздействия и при наличии известных управляющих параметров, полученных в призабойной зоне. The possibility of initiating an optimal process in the bottom-hole zone creates the possibility of its further maintenance in the depth of the reservoir with the use of additional cyclic impact opportunities and in the presence of known control parameters obtained in the bottom-hole zone.

Варьирование циклами гидравлического воздействия создают возможность поддерживать полный охват продуктивного пласта по мощности и по всей его протяженности до добывающей скважины. Varying with hydraulic cycles creates the opportunity to maintain full coverage of the reservoir in terms of power and throughout its length to the producing well.

Значительно расширяет возможности рассматриваемого изобретения одновременное применение гидрофобных материалов для обработки продуктивного пласта как через нагнетательную, так и добывающую скважины. Это обеспечивает возможность снижения давления нагнетания. Significantly expands the possibilities of the invention under consideration, the simultaneous use of hydrophobic materials for processing the reservoir through both the injection and production wells. This makes it possible to reduce the discharge pressure.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

По способу перед его осуществлением в нагнетательной скважине, по меньшей мере одной, предварительно определяют приемистость продуктивного пласта в зависимости от давления нагнетания. According to the method, before it is carried out in an injection well of at least one, the injectivity of the reservoir is first determined depending on the injection pressure.

При этом дополнительно с помощью геофизических исследований контролируют охват нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности при разных величинах давления нагнетания. Строят профиль приемистости скважины, а также кривые восстановления давления. Moreover, with the help of geophysical studies, the coverage of the productive formation by the injected agent with its power at different values of the injection pressure is additionally controlled. A well injectivity profile is constructed, as well as pressure recovery curves.

При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания. Для этого увеличивают расход нагнетаемого агента. Давление поднимают до критического давления. Это отмечают резким увеличением приемистости продуктивного пласта. Upon reaching full coverage of the reservoir, characterized by effective pressure and effective throttle response, a further increase in discharge pressure is carried out. To do this, increase the flow rate of the injected agent. The pressure is raised to a critical pressure. This is noted by a sharp increase in the injectivity of the reservoir.

После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, например на 5-10%, но не ниже эффективного давления. Нагнетают в продуктивный пласт порцию рабочей жидкости в течение времени прохождения волны давления от нагнетательной скважины до добывающей скважины. После этого нагнетание рабочей жидкости прекращают. Нагнетательную скважину выдерживают под давлением в течение времени до падения давления в ней до нижнего предела эффективного давления. На этом цикл воздействия давлением на продуктивный пласт заканчивают. Затем нагнетание рабочей жидкости возобновляют с подъемом давления нагнетания до верхнего значения эффективного давления. Циклы воздействия давлением на продуктивный пласт повторяют. After that, the discharge pressure is reduced below the critical value, for example by 5-10%, but not lower than the effective pressure. A portion of the working fluid is injected into the reservoir during the passage of the pressure wave from the injection well to the producing well. After that, the injection of the working fluid is stopped. The injection well is kept under pressure for a time until the pressure in it drops to the lower limit of the effective pressure. This completes the cycle of exposure to pressure on the reservoir. Then, the injection of the working fluid is resumed with the rise of the discharge pressure to the upper value of the effective pressure. The cycles of pressure on the reservoir repeat.

Конкретный пример реализации способа. A specific example of the implementation of the method.

Выбирают одну из нагнетательных скважин на залежи, где вскрыты продуктивные пласты мощностью 7 м, 2,5 м и 4 м. Предварительно перед началом разработки в этой скважине геофизическими методами определяют приемистость продуктивных пластов в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивных пластов залежи по мощности. One of the injection wells is selected for the deposits where productive formations with a thickness of 7 m, 2.5 m and 4 m are opened. Previously, before the start of development in this well, the injectivity of the productive formations is determined by geophysical methods depending on the injection pressure and monitoring the coverage of the productive formations with the injected agent power deposits.

Для испытаний используют воду. При давлении нагнетания воды в пределах 12-13 МПа на устье вода поступает только в верхнюю часть нижнего пласта. Приемистость скважины очень небольшая. For testing, use water. At a water injection pressure in the range of 12–13 MPa, water enters the mouth only in the upper part of the lower reservoir. The injectivity of the well is very small.

При возрастании давления нагнетания до 17 МПа резко возрастает охват по мощности залежи и начинает принимать воду верхний пласт 2,5 м. With an increase in discharge pressure up to 17 MPa, the power coverage of the reservoir sharply increases and the upper layer begins to receive water 2.5 m.

Повышение давления нагнетания до 20 МПА приводит к подключению нижнего пласта 4 м. Increasing the discharge pressure to 20 MPA leads to the connection of the lower layer of 4 m

При давлении нагнетания 22 МПа мощность залежи, принимающая воду, составляет уже 97% от всей вскрытой мощности. С ростом давления нагнетания общая и удельная приемистость каждого пласта залежи увеличивается, причем приемистость возрастает за счет изменения как коллекторских свойств, так и мощности, принимающей воду. При этом мощность залежи, принимающая воду, увеличивается за счет раскрытия естественных горизонтальных трещин, которые и объединяют всю продуктивную залежь в единую гидродинамическую систему. At a discharge pressure of 22 MPa, the reservoir capacity receiving water already makes up 97% of the total uncovered capacity. With increasing discharge pressure, the total and specific injectivity of each reservoir layer increases, and injectivity increases due to a change in both the reservoir properties and the power receiving water. At the same time, the capacity of the reservoir that receives water increases due to the opening of natural horizontal cracks, which unite the entire productive reservoir into a single hydrodynamic system.

При давлении 23 МПа вся залежь становится принимающей. По данным исследований обнаруживают раскрытие естественных вертикальных трещин, объединяющих все продуктивные пласты. Приемистость при этом составляет 600 м3/сут. Давление 23 МПа и приемистость 600 м3/сут принимают как эффективные (нижний предел).At a pressure of 23 MPa, the entire deposit becomes host. According to research, the discovery of natural vertical cracks that unite all productive formations is discovered. The injectivity is 600 m 3 / day. A pressure of 23 MPa and an injection rate of 600 m 3 / day are accepted as effective (lower limit).

При дальнейшем повышении давления до 30 МПа приемистость скважины резко возрастает до 800 м3/сут. При этом одновременно мощность залежи, принимающая воду, сокращается.With a further increase in pressure to 30 MPa, the injectivity of the well increases sharply to 800 m 3 / day. At the same time, the capacity of the reservoir receiving water is reduced.

Это свидетельствует о том, что при давлении 30 МПа вскрываются горизонтальные трещины. Небольшое сокращение принимающей мощности залежи свидетельствует о том, что пока еще не произошел полномасштабный гидроразрыв. Но давление 30 МПа уже можно считать критическим. После этого давление нагнетания снижают до 27 МПа и нагнетают в продуктивный пласт порцию воды в течение времени прохождения волны давления от нагнетательной скважины до добывающей скважины. Это время определяют геофизическими методами путем регистрации волны давления в добывающей скважине. Закачку воды прекращают и выдерживают нагнетательную скважину под давлением до падения давления в ней до 23 МПА. На этом цикл воздействия давлением на продуктивный пласт залежи заканчивают. После этого нагнетание рабочего агента возобновляют с подъемом давления нагнетания до 27 МПа и циклы воздействия давлением на продуктивный пласт повторяют. This indicates that at a pressure of 30 MPa horizontal cracks open. A slight reduction in the receiving capacity of the reservoir indicates that a full-scale hydraulic fracturing has not yet occurred. But a pressure of 30 MPa can already be considered critical. After that, the injection pressure is reduced to 27 MPa and a portion of water is injected into the reservoir during the passage of the pressure wave from the injection well to the producing well. This time is determined by geophysical methods by recording a pressure wave in the producing well. The water injection is stopped and the injection well is kept under pressure until the pressure drop in it reaches 23 MPA. This completes the cycle of pressure application on the reservoir reservoir. After this, the injection of the working agent is resumed with a rise in the injection pressure to 27 MPa, and the cycles of exposure to pressure on the reservoir are repeated.

Источники информации
1. Бурдынь Т.А. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении, М., Недра, 1983, с.47-49.Sources of information
1. Burdyn T.A. and other Methods of increasing oil recovery during flooding, M., Nedra, 1983, S. 47-49.

2. Патент РФ 2132940, кл. E 21 B 43/20, 10.07.1999. 2. RF patent 2132940, cl. E 21 B 43/20, July 10, 1999.

Claims (6)

1. Способ разработки нефтяной залежи с циклическим воздействием, характеризующийся тем, что осуществляют нагнетание рабочего агента через нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере, одного в залежи в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и, при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания, увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического на 5-10% и нагнетают в продуктивный пласт порцию рабочего агента в течение времени прохождения волны давления от нагнетательной скважины до добывающей скважины, затем нагнетание рабочего агента прекращают, нагнетательную скважину выдерживают под давлением в течение времени до падения давления в ней до нижнего предела эффективного давления, на чем цикл воздействия давлением на продуктивный пласт заканчивают, после чего нагнетание рабочего агента возобновляют с подъемом давления нагнетания до верхнего значения эффективного давления и циклы воздействия давлением на продуктивный пласт повторяют. 1. A method of developing an oil reservoir with a cyclic effect, characterized in that at least one injection agent is injected through the injection well, and at least one oil is extracted through the production well, hydrodynamically connected to one or more injection wells, wherein in the injection well, the injectivity of the at least one reservoir in the reservoir is preliminarily determined depending on the injection pressure and with the control of the coverage of the product with the injection agent the active formation in terms of its capacity and, upon reaching full coverage of the reservoir, characterized by effective pressure and effective injectivity, further increase the injection pressure, increase the flow rate of the injected agent, to a critical pressure, characterized by a sharp increase in the injectivity of the reservoir, after which the injection pressure is reduced below that achieved critical by 5-10% and inject a portion of the working agent into the reservoir during the passage of the pressure wave from the pump production well to the production well, then the injection of the working agent is stopped, the injection well is kept under pressure for a time until the pressure in it drops to the lower limit of the effective pressure, whereupon the cycle of pressure application to the producing formation is completed, after which the injection of the working agent is resumed with a rise in pressure injection to the upper value of the effective pressure and the cycles of exposure to pressure on the reservoir repeat. 2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при предварительном определении приемистости продуктивного пласта в нагнетательной скважине в качестве нагнетаемого агента используют рабочий агент. 2. The method according to p. 1, characterized in that during the preliminary determination of the injectivity of the reservoir in the injection well, the working agent is used as the injection agent. 3. Способ по п. 1 или 2, характеризующийся тем, что дополнительно к работе нагнетательной скважины в циклическом режиме осуществляют работу добывающей скважины в циклическом режиме. 3. The method according to p. 1 or 2, characterized in that in addition to the operation of the injection well in a cyclic mode, the operation of the producing well in a cyclic mode is carried out. 4. Способ по одному из пп. 1-3, характеризующийся тем, что перед нагнетанием первой порции рабочей жидкости в нагнетательную скважину нагнетают оторочку гидрофобизирующей жидкости. 4. The method according to one of paragraphs. 1-3, characterized in that before injection of the first portion of the working fluid into the injection well, the rim of the hydrophobizing fluid is injected. 5. Способ по одному из пп. 1-4, характеризующийся тем, что в качестве рабочего агента используют воду, пресную и/или минерализованную. 5. The method according to one of paragraphs. 1-4, characterized in that as a working agent use water, fresh and / or mineralized. 6. Способ по п. 4, характеризующийся тем, что нагнетание оторочки гидрофобизирующей жидкости осуществляют дополнительно в добывающую скважину. 6. The method according to p. 4, characterized in that the injection of the rim of the hydrophobic fluid is additionally carried out in the production well.
RU2001127124/03A 2001-10-08 2001-10-08 Method of oil pool development with cyclic stimulation RU2185503C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001127124/03A RU2185503C1 (en) 2001-10-08 2001-10-08 Method of oil pool development with cyclic stimulation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001127124/03A RU2185503C1 (en) 2001-10-08 2001-10-08 Method of oil pool development with cyclic stimulation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2185503C1 true RU2185503C1 (en) 2002-07-20

Family

ID=20253569

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001127124/03A RU2185503C1 (en) 2001-10-08 2001-10-08 Method of oil pool development with cyclic stimulation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2185503C1 (en)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ШАРБАТОВА И.Н. и др. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. - М.: Недра, 1988, с.121. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2517494C (en) Well product recovery process
RU2288356C1 (en) Method for processing bottomhole zone of horizontal well
RU2732905C1 (en) Method for repeated hydraulic fracturing in horizontal wells
RU2185503C1 (en) Method of oil pool development with cyclic stimulation
RU2499134C2 (en) Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting
RU2620099C1 (en) Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells
RU2339802C1 (en) Cyclic method for oil deposit development
RU2304704C1 (en) Method of developing oil pool with low-permeable reservoir
RU2708924C1 (en) Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure
RU2185501C1 (en) Method of oil pool development with stabilization of filtration by propane
RU2183742C2 (en) Method of formation producing zone treatment
RU2185502C1 (en) Method of oil pool development with its decolmatation
RU2812976C1 (en) Method for developing oil deposits
RU2066733C1 (en) Method for shutoff of water inflow to producing well
RU2732746C1 (en) Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping
RU2108451C1 (en) Method for development of oil deposit
RU2150578C1 (en) Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well
RU2734892C1 (en) Method for hydraulic fracturing of a formation
RU2185500C1 (en) Method of developing oil pool with use of emulsion composition
RU2344277C1 (en) Method of oil pool development
SU1627673A1 (en) Method of developing oil pool
SU1696683A1 (en) Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool
RU2733561C2 (en) Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working
RU2283946C2 (en) Method for low-permeable productive formation treatment
RU2149985C1 (en) Method of oil pools development

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20031009