RU2208139C1 - Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations - Google Patents
Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2208139C1 RU2208139C1 RU2001129898A RU2001129898A RU2208139C1 RU 2208139 C1 RU2208139 C1 RU 2208139C1 RU 2001129898 A RU2001129898 A RU 2001129898A RU 2001129898 A RU2001129898 A RU 2001129898A RU 2208139 C1 RU2208139 C1 RU 2208139C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- well
- water
- development
- clay
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Water Treatment By Sorption (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано при разработке обводненного зонально-неоднородного нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. The proposal relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields, and can be used in the development of an irrigated zonal-heterogeneous oil field with clay reservoirs.
Известен способ заводнения малопроницаемых терригенных коллекторов, включающий глинистые минералы ["Инструкция по технологии выработки запасов нефти из малопроницаемых терригенных коллекторов Д0 и Д1 месторождений Татарии", РД 39-02-147585-015-87, Бугульма, 1987, 21 с.], предусматривающий закачку в пласт воды с минерализацией не менее 60 г/л.A known method of flooding low permeable terrigenous reservoirs, including clay minerals ["Instructions for the technology of oil reserves from low permeable terrigenous reservoirs D 0 and D 1 deposits of Tatarstan", RD 39-02-147585-015-87, Bugulma, 1987, 21 S.] providing for the injection into the reservoir of water with a salinity of at least 60 g / l.
Недостатком способа являются высокие капитальные затраты на осуществление способа, связанные с необходимостью бурения специальной скважины для отбора пластовой воды из того же горизонта, к которому приурочен разрабатываемый глинистый коллектор. The disadvantage of this method is the high capital cost of implementing the method associated with the need to drill a special well to select formation water from the same horizon to which the developed clay reservoir is confined.
Известен также способ разработки терригенных коллекторов включающий глинистые минералы [Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. - М.: Недра, 1984, 200 с. ], предусматривающий закачку в пласт пресной воды под забойным давлением, достигающим 0,8-0,9 вертикального горного. There is also a method of developing terrigenous reservoirs comprising clay minerals [Diyashev R.N. Joint development of oil reservoirs. - M .: Nedra, 1984, 200 p. ], providing for the injection into the reservoir of fresh water at bottomhole pressure, reaching 0.8-0.9 vertical mountain.
Недостатком является то, что при контактировании закачиваемой пресной воды с глинистыми минералами происходит их набухание, при этом снижается проницаемость коллектора, ухудшается его приемистость, снижается нефтеотдача пласта. Кроме того, для поддержания давления требуется специальное оборудование - толстостенные трубы, насосы высокого давления, т.е. способ является металлo- и энергоемким. The disadvantage is that when the injected fresh water with clay minerals contacts, they swell, while the permeability of the reservoir decreases, its injectivity worsens, and the oil recovery decreases. In addition, to maintain pressure, special equipment is required - thick-walled pipes, high pressure pumps, i.e. the method is metal and energy intensive.
Известен также способ заводнения терригенных коллекторов, содержащих глинистые минералы [пат. 1686134, Е 21 В 43/20, опубл. БИ 39, 1991], предусматривающий закачку пресной воды, причем до закачки воды из нее удаляют гидрокаробонат-ионы до остаточной концентрации не более 0,1 г/л. There is also known a method of flooding terrigenous reservoirs containing clay minerals [US Pat. 1686134, Е 21 В 43/20, publ. BI 39, 1991], which provides for the injection of fresh water, and before the injection of water, hydrocarbonate ions are removed from it to a residual concentration of not more than 0.1 g / l.
Достоинством является то, что способ позволяет сохранить исходную проницаемость коллектора. The advantage is that the method allows you to save the original permeability of the reservoir.
Недостатком является то, что эффективность способа впрямую зависит от качества закачиваемой воды, в частности от остаточной концентрации гидрокарбонат-иона, что ограничивает его промышленную применимость. The disadvantage is that the effectiveness of the method directly depends on the quality of the injected water, in particular on the residual concentration of the bicarbonate ion, which limits its industrial applicability.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными и разнопроницаемыми пластами, включающий их вскрытие по крайней мере одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, закачку в нагнетательную скважину оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, с последующей закачкой воды и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом перед закачкой оторочки агента отключают добывающие скважины, а в нагнетательную скважину закачивают воду в объеме Vзак, обеспечивающем создание упругого запаса низкопроницаемой части пласта, определяемом по формуле:
Vзак=ΔVн у.з.•(Kв•Кн)
где ΔVн у.з - упругий запас низкопроницаемого пласта, м3;
Кв и Кн - проницаемости соответственно высоко- и низкопроницаемого пластов, мкм2.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a method for developing flooded oil deposits with zone-heterogeneous and heterogeneous reservoirs, including opening at least one injection and several production wells, injecting an agent rim in the injection well that increases the filtration resistance of the porous medium, with the subsequent injection of water and the selection of formation fluids through production wells, and at the same time, the agent rims are turned off before injection watering wells, and water is injected into the injection well in a volume of V Zak , which ensures the creation of an elastic reserve of the low-permeability part of the formation, determined by the formula:
Coll V = ΔV n UZ • (K in • K n )
where ΔV n u.z - elastic reserve low-permeability layer, 3 m;
K in and K n - permeability, respectively, of high and low permeability layers, μm 2 .
Определяют средний показатель обводненности по скважинам и последующую закачку оторочки агента производят при работающих добывающих скважинах с обводненностью выше предварительного среднего показателя. The average water cut index for the wells is determined and the subsequent injection of the agent rims is carried out with operating production wells with a water cut above the preliminary average.
Недостатком способа является ограниченность использования, т.к. он не может быть использован при разработке зонально-неоднородного нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами, из-за специфичности свойств глинистых пород. The disadvantage of this method is the limited use, because it cannot be used in the development of a zonal heterogeneous oil field with clay reservoirs, due to the specificity of the properties of clay rocks.
Кроме того, способ является трудоемким и сложным в использовании. In addition, the method is time consuming and difficult to use.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными пластами и расширение функциональных возможностей способа, за счет вовлечения в разработку глинистых коллекторов и увеличения охвата пластов заводнением. The technical task of the invention is to increase the efficiency of the development of flooded oil deposits with zone-heterogeneous reservoirs and expand the functionality of the method, by involving clay reservoirs in the development and increasing the coverage of the reservoirs by water flooding.
Поставленная задача решается описываемым способом разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными и разнопроницаемыми пластами, включающим их вскрытие по крайней мере одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, закачку в нагнетательную скважину оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды и воды, изменение режима работы добывающих и нагнетательных скважин во времязакачки реагентов. The problem is solved by the described method for the development of flooded oil deposits with zonal heterogeneous and permeable formations, including opening at least one injection and several producing wells, injecting agent rims in the injection well that increases the filtration resistance of the porous medium and water, changing the operating mode of the producing and injection wells during the injection of reagents.
Новым является то, что при вовлечении в разработку глинистых коллекторов, добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе отключают, при этом в нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды и порцию оторочки стабилизирующего состава, затем отключают нагнетательную скважину и дают технологическую выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков, после чего добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе и нагнетательную открывают, закачивают вторую порцию стабилизирующего состава, затем переходят на обычное заводнение, причем давление закачки в нагнетательной скважине поддерживается постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин, при этом в качестве агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, используют, например, смесь воды с полиакриламидом и оксиэтилцеллюлозой, а в качестве стабилизирующего состава, например, поверхностно-активные вещества и высокоминерализованную пластовую воду. What is new is that when clay reservoirs are involved in the development, the production well located in the clay reservoir is turned off, while the edge of the agent increasing the filtration resistance of the porous medium and a portion of the edge of the stabilizing composition are sequentially pumped into the injection well, then the injection well is shut off and the process time is given in time sufficient to redistribute the filtration flows, after which a production well located in a clay reservoir and the injection is opened, a second portion of the stabilizing composition is pumped, then they are transferred to normal water flooding, and the injection pressure in the injection well is kept constant, corresponding to the production pressure from production wells, while, for example, a mixture of water is used as an agent that increases the filtration resistance of the porous medium with polyacrylamide and hydroxyethyl cellulose, and as a stabilizing composition, for example, surfactants and highly mineralized formation water at.
Заявляемая совокупность отличительных признаков позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 12-15%, за счет вовлечения в разработку глинистых коллекторов и увеличения охвата пласта воздействием на 14-16%. The claimed combination of distinctive features allows to increase the oil recovery factor by 12-15%, due to the involvement of clay reservoirs in the development and increase in reservoir coverage by 14-16%.
На фиг. 1 представлена общая схема разработки зонально-неоднородного месторождения. In FIG. 1 presents a general scheme for the development of a zonal heterogeneous field.
На фиг. 2, 3, 4 показана схема последовательной закачки реагентов (полимера и стабилизирующих составов) и работа скважин, расположенных в коллекторах (высокопроницаемых зонах) различного типа по предлагаемому способу. In FIG. 2, 3, 4 shows a diagram of the sequential injection of reagents (polymer and stabilizing compositions) and the operation of wells located in reservoirs (highly permeable zones) of various types according to the proposed method.
На фиг. 1-4 показаны: нагнетательная скважина 1, добывающие скважины 2, 3, 4, 5, при этом скважины 3, 4, 5 расположены в высокопроницаемых зонах терригенных коллекторов 7, а скважина 2 расположена непосредственно в глинистой зоне пласта 6; а также фронт вытеснения нефти из зонально-неоднородных пластов 8. In FIG. 1-4 show: injection well 1,
Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.
Месторождение, представленное зонально-неоднородным пластом с глинистым коллектором 6 разбуривают сеткой нагнетательной 1 и добывающих 2, 3, 4, 5 скважин, осуществляют их обустройство и скважины вводят в эксплуатацию (фиг. 1). В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов, производят замеры дебитов скважин, отбирают пробы продукции скважин и определяют обводненность. При достижении обводненности 50-99% дебит добывающих скважин резко падает, а дебит скважины 2, расположенной в глинистом коллекторе, становится равным нулю, так как глинистые составляющие породы пласта при контакте с пресной водой разбухают и после отбора определенного количества нефти эта зона оказывается неохваченной воздействием. Для вовлечения ее в разработку, добывающую скважину 2, расположенную в глинистом коллекторе отключают (фиг.2), при этом в нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды и порцию оторочки стабилизирующего состава. The field, represented by a zone-heterogeneous formation with a
Для создания необходимых высоких уровней фильтрационного сопротивления в высокопроницаемые зоны пласта 7 закачивают полимеры, например, сшитые полимерные системы (СПС), которые при контакте с породой пласта способны образовывать микрогелевые частицы. В зависимости от геолого-физических характеристик пласта рассчитывают объем оторочки СПС, обладающей регулирующими свойствами и переходящей в стабильный гидрогель в пластовых условиях, обладающей связывающей, смачивающей и адгезионной способностью. To create the necessary high levels of filtration resistance, polymers, for example, crosslinked polymer systems (SPS), which, when in contact with the formation rock, are able to form microgel particles, are pumped into the highly permeable zones of the
На установке по приготовлению полимерного раствора нарабатывают раствор с заданной концентрацией, поступающий в накопительную емкость, откуда насосами высокого давления откачивают в водовод нагнетательной скважины 1. Сшивающий агент заданной концентрации готовят непосредственно на месте проведения работ с использованием растворных и расходных баков. Откачку его производят путем подачи на прием насоса высокого давления одновременно с полимерным раствором. Для лучшего перемешивания за местами врезки устанавливают стационарные турбулизаторы (завихрители потока). At the installation for the preparation of the polymer solution, a solution with a given concentration is produced, which enters the storage tank, from where high-pressure pumps are pumped into the water supply to the injection well 1. A cross-linking agent of the given concentration is prepared directly at the place of work using solution and supply tanks. It is pumped out by supplying a high pressure pump to the reception simultaneously with the polymer solution. For better mixing, stationary turbulizers (flow swirls) are installed behind the insert points.
После закачки полимерного раствора со сшивателем, закачивают промежуточный буфер из первой порции стабилизирующего состава, например раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ), для продавливания его в пласт. За счет хорошей адгезионной способности полимерный раствор блокирует высокопроводящие каналы и направляется в высокопроницаемые зоны пласта 7. Использование же в качестве буферного раствора - раствора ПАВ способствует сохранению и восстановлению проницаемости заглинизированной части пласта, ухудшенной вследствие взаимодействия ранее нагнетаемой воды с частицами внутрипоровой глины. Благоприятными факторами при закачке ПАВ являются отмыв пленочной нефти, гидрофилизация поверхности породы, снижение набухаемости глинистых минералов, при этом наибольший интерес представляют композиции из неионогенных и анионактивных ПАВ: нефтяные синтетические сульфонаты и химически модифицированные неионогенные ПАВ. Последние совмещают в одном продукте лучшие свойства неионогенных (хорошая совместимость с высокоминерализованными промысловыми водами) и анионактивных (высокая поверхностная активность) ПАВ. Эти составы обеспечивают снижение межфазного натяжения на границе "нефть-вода" до 10-2-10-3 мН/м.After injecting the polymer solution with a crosslinker, an intermediate buffer is pumped from the first portion of the stabilizing composition, for example, a surfactant solution, to push it into the formation. Due to the good adhesive ability, the polymer solution blocks the highly conductive channels and is sent to the highly permeable zones of the
Такое сочетание технологических приемов позволяет увеличить дебит добывающих скважин 3, 4, 5 уже в процессе разработки зонально-неоднородных пластов. This combination of technological methods allows to increase the production rate of producing
Затем нагнетательную скважину 1 (фиг.3) отключают и дают технологическую выдержку во времени при отключенной добывающей скважине 2, расположенной в глинистом пласте, для перераспределения фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта воздействием. Then, injection well 1 (Fig. 3) is turned off and time delay is provided when the production well 2 located in the clay formation is turned off to redistribute the filtration flows and increase the coverage of the formation by exposure.
После этого добывающую скважину 2, расположенную в глинистом коллекторе, и нагнетательную скважину 1 открывают (фиг.4) и в нагнетательную скважину 1 закачивают вторую порцию стабилизирующего состава, например оторочку высокоминерализованной воды, и переходят на обычное заводнение пресной водой. Закачка второй порции стабилизирующего состава перед обычным заводнением способствует закреплению эффекта по сохранению и восстановлению проницаемости глинистых коллекторов, полученного в результате проведенных подготовительных работ на первом этапе, и далее переходят на обычное заводнение пресной водой. After that, the production well 2 located in the clay reservoir and the
Следует отметить и то, что давление закачки в нагнетательной скважине поддерживают постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин, что в свою очередь способствует выравниванию фронта вытеснения нефти из зонально-неоднородного пласта. It should be noted that the injection pressure in the injection well is maintained constant, corresponding to the pressure of production selection from production wells, which in turn helps to equalize the front of oil displacement from a zone-heterogeneous formation.
Совокупность отличительных признаков в предлагаемом способе разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными и разнопроницаемыми пластами, в частности с глинистыми коллекторами, позволяет повысить эффективность разработки и расширить функциональные возможности способа за счет вовлечения в работу глинистых коллекторов и увеличения охвата пластов воздействием и как следствие повысить коэффициент нефтеизвлечения на 12-15% без изменения существующей системы разработки и приобретения специального оборудования. The combination of distinctive features in the proposed method for the development of waterlogged oil deposits with zonal heterogeneous and permeable reservoirs, in particular with clay reservoirs, allows to increase the development efficiency and expand the functionality of the method by involving clay reservoirs in the work and increasing the reservoir coverage by exposure and, as a result, increase the coefficient oil recovery by 12-15% without changing the existing system for the development and acquisition of special equipment.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
Участок месторождения нефти в терригенных коллекторах с глинистой зоной коллектора (фиг.1) разбурен одной нагнетательной 1 и четырьмя добывающими 2, 3, 4, 5 скважинами. Расстояние между скважинами составляет 500 м. Скважины бурением вскрыли пласт на глубине 1700 м с нефтенасыщенной толщиной 9 м. Балансовые запасы, подсчитанные объемным методом, составляют 200 тыс.т. Добывающие скважины были пущены под отбор, а нагнетательная под закачку с пресной водой. The oil field in terrigenous reservoirs with a clay zone of the reservoir (Fig. 1) is drilled with one
Замеры дебитов показали, что скважина 2, вскрывшая пласт с объемной глинистостью 10%, из-за взаимодействия закачиваемой воды с глинистыми составляющими коллектора пласта снизила свою производительность по сравнению с первоначальной в 24 раза. Если первоначальный дебит скважины составлял 12 т/сут, то после начала ее обводнения пресной водой - 0,5 т/сут. Глинистая зона пласта после отбора 2 тыс.т нефти оказалась неохваченной воздействием. Measurements of flow rates showed that well 2, which opened the formation with a bulk clay content of 10%, due to the interaction of the injected water with the clay components of the reservoir collector, decreased its productivity compared to the original 24 times. If the initial flow rate of the well was 12 tons / day, then after the start of its flooding with fresh water - 0.5 tons / day. The clay zone of the reservoir after the extraction of 2 thousand tons of oil was not covered by the impact.
После чего перешли на разработку месторождения предлагаемым способом, т. е. добывающую скважину 2 отключили (фиг. 2), при этом в нагнетательную скважину 1 произвели последовательно закачку оторочки полимерной системы, например, смесь минерализованной воды с полиакриламидом и оксиэтилцеллюлозой, взятых в соотношении 0,1-0,5 соответственно, вода остальное, мас.%, в количестве 20% от объема пор пласта и первую порцию оторочки стабилизирующего состава, например водную дисперсию оксиэтилированного алкилфенола 5,0% концентрации в минерализованной воде в количестве 0,05 объема пор пласта. Then they switched to the development of the field by the proposed method, i.e., the producing
В результате оторочка полимерной системы была продавлена в пласт на расстояние 100 м от нагнетательной скважины 1. Затем нагнетательную скважину 1 отключали (фиг.3) на технологическую выдержку (36 часов), позволяющую перераспределить фильтрационные потоки за счет (воздействия) контакта закачанных реагентов с составляющими пласта - в частности происходит изменение поверхностных свойств породы, диспергирование и снижение набухаемости глин, т.к. исключен прямой контакт с пресной водой, восстановление и стабилизация поровых каналов в глинистых коллекторах и т.д. As a result, the rim of the polymer system was pushed into the reservoir at a distance of 100 m from injection well 1. Then injection well 1 was turned off (Fig. 3) for technological shutter speed (36 hours), allowing redistribution of filtration flows due to (exposure) contact of the injected reagents with the components formation - in particular, there is a change in the surface properties of the rock, dispersion and reduction of clay swelling, because direct contact with fresh water, restoration and stabilization of pore channels in clay reservoirs, etc. are excluded.
По добывающим скважинам 3, 4, 5 произошло снижение обводненности за счет блокирования высокопроводящих каналов и повышение дебита добычи нефти. После технологической выдержки открывали обе скважины (1 и 2) и в нагнетательную скважину 1 (фиг.4) закачивали вторую порцию стабилизирующего состава, например высокоминерализованную воду в количестве 1,0 порового объема. Дебит скважины, находящейся в глинистой зоне пласта, возрос до 12 т/сут (фиг.4), и за счет вовлечения в разработку глинистой зоны пласта произошло увеличение охвата пласта заводнением. Нефтесодержание в продукции скважины 2 увеличилось, замедлилась скорость нарастания обводненности. Затем перешли на обычное заводнение пресной водой, при этом давление закачки в нагнетательной скважине поддерживали постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин. In
Результаты исследований приведены в таблице. The research results are shown in the table.
Из таблицы видно, что охват пласта увеличился с 71% (прототип) до 86% по предлагаемому способу и как следствие увеличился коэффициент нефтеизвлечения на 12%, при этом расчетная зональная неоднородность уменьшилась на 3 единицы. The table shows that the reservoir coverage increased from 71% (prototype) to 86% by the proposed method and as a result, the oil recovery coefficient increased by 12%, while the calculated zonal heterogeneity decreased by 3 units.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001129898A RU2208139C1 (en) | 2001-11-05 | 2001-11-05 | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001129898A RU2208139C1 (en) | 2001-11-05 | 2001-11-05 | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2208139C1 true RU2208139C1 (en) | 2003-07-10 |
Family
ID=29210815
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001129898A RU2208139C1 (en) | 2001-11-05 | 2001-11-05 | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2208139C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527949C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with clayey collector |
| RU2547868C1 (en) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir |
| RU2773587C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-06-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing an oil deposit |
-
2001
- 2001-11-05 RU RU2001129898A patent/RU2208139C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527949C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with clayey collector |
| RU2547868C1 (en) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir |
| RU2773587C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-06-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing an oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4074755A (en) | Ion exchange controlled chemically aided waterflood process | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| RU2656282C2 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2208139C1 (en) | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| RU2070282C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2206727C1 (en) | Method of development of nonuniform zone oil deposit | |
| US4478283A (en) | Process for improving waterflood performance in heterogeneous clay-sensitive formations | |
| Rogatchev et al. | Technology of low-permeable polimictic reservoirs water-flooding with surfactant solutions | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding | |
| Bae et al. | Glenn Pool Surfactant Flood Pilot Test: Part 2—Field Operations | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2789897C1 (en) | Method for developing a heterogeneous oil reservoir | |
| WO2024125751A1 (en) | Oil recovery method | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| SU1316568A3 (en) | Method of regeneration of crude oil from underground oil formation | |
| RU2117144C1 (en) | Method for recovery of residual oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091106 |