RU2230894C1 - Method for extraction of oil reservoir - Google Patents
Method for extraction of oil reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2230894C1 RU2230894C1 RU2003128908/03A RU2003128908A RU2230894C1 RU 2230894 C1 RU2230894 C1 RU 2230894C1 RU 2003128908/03 A RU2003128908/03 A RU 2003128908/03A RU 2003128908 A RU2003128908 A RU 2003128908A RU 2230894 C1 RU2230894 C1 RU 2230894C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- wells
- well
- pressure
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of complex oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, 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. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14-1,15 г/см3, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут. (Патент РФ №2061178, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1996.05.27).There is a known method of developing an oil reservoir, according to which oil is taken through production wells, part of the production wells is transferred to injection wells and the working agent is pumped through injection wells. Development zones are limited to reservoirs, which are limited by reduced water-saturated sections of the reservoir, and the direction of natural fracturing formed by vertical faults is determined oil is taken until the formation pressure reaches 0.50-0.65 from the initial one, then up to 20% of the stock of producing wells is transferred to n agonizing. Rows of injection wells are formed 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 translation or wells are additionally perforated in this or in the aquifer, a working agent with a density of 1.14-1.15 g / cm is pumped 3 . As a working agent, in particular, Tournaisian water with a density of 1.14-1.15 g / cm 3 is used , the working agent is injected cyclically and alternately into injection wells of different development zones for 10-20 days. (RF patent No. 2061178, class E 21 B 43/20, publ. 1996.05.27).
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.The known method does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение направления трещиноватости коллектора, определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, формирование рядов добывающих скважин под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора и размещение нагнетательных скважин за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. (Патент РФ №2206725, кл Е 21 В 43/00, опубл. 2003.06.20 - прототип).Closest to the invention, the technical essence is a method of developing an oil reservoir, which includes taking oil through production wells, injecting a working agent through injection wells, determining the direction of fracture of the reservoir, determining the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir, forming rows of production wells at an angle to the identified direction fractures inside the boundaries of the reservoir area with a certain fracture of the reservoir and the location of injection wells per g the boundaries of the reservoir area with a certain fracture of the reservoir. (RF patent No. 2206725, class E 21 B 43/00, publ. 2003.06.20 - prototype).
Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.The known method allows you to select the main oil reserves from the reservoir, however, the oil recovery of the reservoir remains low.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение направления трещиноватости коллектора, размещение скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению по направлению трещиноватости коллектора выбирают нагнетательную и ближайшую к ней добывающую скважину с наименьшим дебитом, в выбранные скважины закачивают интенсификационный агент и проводят концентрированное репрессионное воздействие на продуктивный пласт под избыточным давлением интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне, после этого такое же воздействие выполняют в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины, затем такое же воздействие проводят на другом участке залежи, расположенном по направлению трещиноватости коллектора, а после этого такое же воздействие проводят на участках залежи, расположенных на других направлениях трещиноватости коллектора.The problem is solved in that in the method of developing an oil field, including determining the direction of fracture of the reservoir, placing wells, taking oil through production wells and pumping a working agent through injection wells, according to the invention, the injection and the closest producing well with the lowest production rate are selected according to the direction of fracturing of the reservoir , an intensifying agent is pumped into the selected wells and a concentrated repression effect on the reservoir under excess m of pressure of the stimulation agent with preliminary rarefaction before the flow of the intensification agent, limiting the spread of pressure from the treated interval to the well and maintaining the pressure in the treated interval until it is equalized with the pressure in the near-wellbore zone, after which the same effect is performed in the producing well located in the direction of fracture of the reservoir in the opposite direction from the selected injection well, then the same effect is carried out in another area deposits, located in the direction of fractured reservoirs, and after that the same effect is carried out on sections of the deposit, located in other areas of fractured reservoirs.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) отбор нефти через добывающие скважины;1) the selection of oil through production wells;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;2) injection of a working agent through injection wells;
3) определение направления трещиноватости коллектора;3) determination of the direction of fracture of the reservoir;
4) размещение скважин;4) well placement;
5) выбор нагнетательной и ближайшей к ней по направлению трещиноватости коллектора добывающей скважины с наименьшим дебитом;5) the choice of injection and closest to it in the direction of fracture of the reservoir of the producing well with the lowest production rate;
6) закачка в выбранные скважины интенсификационного агента;6) injection of stimulation agent into selected wells;
7) проведение концентрированного репрессионного воздействия на продуктивный пласт под избыточным давлением интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне;7) conducting concentrated repressive effects on the reservoir under excess pressure of the stimulation agent with preliminary rarefaction before the flow of the stimulation agent, limiting the spread of pressure from the treated interval into the well and maintaining the pressure in the treated interval until it is equalized with the pressure in the near-wellbore zone;
8) выполнение такого же воздействия в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины;8) performing the same action in the production well located in the direction of fracture of the reservoir in the opposite direction from the selected injection well;
9) проведение такого же воздействия на другом участке залежи, расположенном по направлению трещиноватости коллектора;9) carrying out the same impact on another section of the reservoir located in the direction of fracture of the reservoir;
10) проведение такого же воздействия на участках залежи, расположенных на других направлениях трещиноватости коллектора.10) carrying out the same impact on the deposits located on other directions of reservoir fracture.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5-10 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи с выраженной трещиноватостью коллектора размещают скважины перпендикулярно или параллельно направлению трещиноватости и добиваются некоторого повышения нефтеотдачи. Однако при этом значительная часть залежи остается не охваченной воздействием, а нефтеотдача залежи оказывается на невысоком уровне.When developing an oil reservoir with severe fracturing of the reservoir, wells are placed perpendicularly or parallel to the direction of fracturing and achieve some enhanced oil recovery. However, at the same time, a significant part of the reservoir remains not affected by the impact, and the oil recovery of the reservoir is at a low level.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается за счет применения способа разработки нефтяной залежи, включающего определение направления трещиноватости коллектора, размещение скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. При реализации способа по направлению трещиноватости коллектора выбирают нагнетательную и ближайшую к ней добывающую скважину с наименьшим дебитом. Как правило, на залежи используют пятиточечную систему размещения скважин с нагнетательной скважиной в центре и четырьмя окружающими добывающими скважинами. Две добывающие скважины ближе других двух добывающих скважин находятся на направлении трещиноватости коллектора. Именно эти скважины и выбирают для проведения воздействия. Выбранную нагнетательную скважину и выбранную добывающую скважину с наименьшим дебитом останавливают. В выбранные скважины закачивают интенсификационный агент. В качестве интенсификационного агента используют вещества, смеси и растворы, способствующие увеличению проницаемости призабойной зоны скважины: углеводородные растворители, растворы кислот, щелочей, поверхностно-активных веществ и т.п.The problem is solved by applying the method of developing an oil reservoir, including determining the direction of fracture of the reservoir, placing wells, taking oil through production wells and pumping a working agent through injection wells. When implementing the method in the direction of fracturing of the reservoir, the injection well and the closest producing well with the lowest production rate are selected. As a rule, a five-point well placement system is used in the deposits with an injection well in the center and four surrounding producing wells. Two production wells closer than the other two production wells are in the direction of fracture of the reservoir. It is these wells that are chosen for the impact. The selected injection well and the selected production well with the lowest production rate are stopped. An intensification agent is pumped into selected wells. As an intensifying agent, substances, mixtures and solutions are used that increase the permeability of the well bottom zone: hydrocarbon solvents, solutions of acids, alkalis, surfactants, etc.
В скважинах проводят концентрированное репрессионное воздействие на продуктивный пласт под избыточным давлением интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне. Для этого используют устройство согласно чертежу.In wells, concentrated repression is performed on the reservoir under excess pressure of the stimulation agent with preliminary rarefaction before the stimulation agent flow, restriction of the pressure distribution from the treated interval to the well and pressure maintenance in the treated interval until it is equalized with the pressure in the near-wellbore zone. To do this, use the device according to the drawing.
Устройство включает корпус в виде соединенных двух цилиндров, верхнего большего диаметра 1 и нижнего меньшего диаметра 2 с клапаном-отсекателем 3, и плунжер 4 с заглушенными концами, установленный в нижнем цилиндре 2 корпуса с возможностью возвратно-поступательного движения и выхода в верхний цилиндр 1 корпуса. В нижней части нижнего цилиндра 2 корпуса под клапаном-отсекателем 3 размещен концентратор давления 5, выполненный в виде заглушенной снизу трубы 6 с отверстиями 7, размещенными парно и симметрично. В верхней и нижней частях труба 6 снабжена большой 8 и малой 9 полками, между которыми размещены сальники 10, перекрывающие зазоры между большими полками 8 и стенками скважины 11 при возникновении давления между сальниками 10. Расстояние между сальниками выполнено не менее интервала перфорационных отверстий 12 обрабатываемого интервала пласта.The device includes a housing in the form of two connected cylinders, an upper larger diameter 1 and a lower smaller diameter 2 with a shutoff valve 3, and a plunger 4 with plugged ends mounted in the lower cylinder 2 of the housing with the possibility of reciprocating movement and exit to the upper cylinder 1 of the housing . In the lower part of the lower cylinder 2 of the housing under the shut-off valve 3 there is a pressure concentrator 5, made in the form of a pipe 6 plugged from below with holes 7 arranged in pairs and symmetrically. In the upper and lower parts of the pipe 6 is equipped with a large 8 and a small 9 shelves, between which there are seals 10, covering the gaps between the large shelves 8 and the walls of the bore 11 when pressure arises between the seals 10. The distance between the seals is not less than the interval of the perforations 12 of the machined interval layer.
Верхний цилиндр 1 сообщен с колонной насосно-компрессорных труб 13, плунжер 4 соединен с колонной штанг 14, подсоединенной на устье скважины 11 к подъемнику или станку-качалке (не показаны).The upper cylinder 1 is in communication with the tubing string 13, the plunger 4 is connected to the rod string 14 connected at the wellhead 11 to a hoist or pumping unit (not shown).
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Устройство спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 13 и устанавливают против слабопроницаемого пласта. Колонну насосно-компрессорных труб 13 заполняют интенсификационным агентом, например раствором соляной кислоты, раствором поверхностно-активного вещества, раствором щелочи и пр. Давление в колонне насосно-компрессорных труб 13 повышают до 5-20 МПа на устье. На колонне штанг 14 спускают плунжер 4 до упора в клапан-отсекатель 3.The device is lowered into the well on a string of tubing 13 and is installed against a poorly permeable formation. The tubing string 13 is filled with an intensifying agent, for example, hydrochloric acid solution, surfactant solution, alkali solution, etc. The pressure in the tubing string 13 is increased to 5-20 MPa at the mouth. On the column of rods 14 lower the plunger 4 to the stop in the shut-off valve 3.
Плунжер 4 поднимают вверх. Под плунжером 4 создается разрежение. Плунжер 4 выводят в верхний цилиндр 1. Тем самым сообщают колонну насосно-компрессорных труб 12 и полость нижнего цилиндра 2. Интенсификационным агент из колонны насосно-компрессорных труб 12 под давлением и под действием разрежения ударяет в клапан-отсекатель 3, открывает его и проходит через трубу 6 концентратора давления 5, отверстия 7 в скважину 11 между сальниками 10. Давление раздвигает сальники 10 и прижимает их к стенке скважины 11. Между сальниками 10 возникает давление интенсификационного агента, которое передается через перфорационные отверстия 12 в пласт и создает там гидравлический удар с давлением, превышающим горное. За счет этого происходит разрушение кольматационного материала и образование микротрещин, которые заполнятся рабочим агентом.Plunger 4 rise up. Under the plunger 4, a vacuum is created. The plunger 4 is withdrawn into the upper cylinder 1. Thereby, the tubing string 12 and the cavity of the lower cylinder 2 are communicated. The intensifying agent from the tubing string 12 presses and pressurizes the shutoff valve 3, opens it, and passes through the pipe 6 of the pressure concentrator 5, the holes 7 into the bore 11 between the seals 10. The pressure pushes the seals 10 and presses them against the wall of the bore 11. Between the seals 10, the pressure of the intensifying agent occurs, which is transmitted through Verstov 12 into the reservoir and creates there the water hammer to pressure greater than a mountain. Due to this, the destruction of the mudding material and the formation of microcracks occur, which are filled with a working agent.
В такой последовательности проводят необходимое количество гидроударов.In this sequence, the required number of water hammering is carried out.
Применение интенсификационного агента под избыточным давлением позволяет совместить репрессионное воздействие с химическим и усилить эффект от воздействия. Создание разрежения перед потоком рабочего агента позволяет в 2-3 раза увеличить силу гидродинамического удара на пласт. Парное и симметричное расположение отверстий позволяет создать равномерное поле гидроудара и исключить перекосы при работе оборудования. Ограничение распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину сальниками и поддержание давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне позволяет привести эффект от гидроудара к максимуму.The use of an intensifying agent under excessive pressure allows combining the repression effect with the chemical one and enhancing the effect of the effect. Creating a vacuum before the flow of the working agent allows 2-3 times to increase the force of hydrodynamic impact on the reservoir. A pair and symmetrical arrangement of the holes allows you to create a uniform field of water hammer and to eliminate distortions during operation of the equipment. Limiting the spread of pressure from the treated interval to the well by oil seals and maintaining the pressure in the treated interval until it is equalized with the pressure in the near-wellbore zone allows to bring the effect of water hammer to a maximum.
После этого такое же воздействие выполняют в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины. Затем такое же воздействие проводят на другом участке залежи, расположенном по направлению трещиноватости коллектора. После этого такое же воздействие проводят на участках залежи, расположенных на других направлениях трещиноватости коллектора.After that, the same effect is performed in the production well located in the direction of fracture of the reservoir in the opposite direction from the selected injection well. Then the same effect is carried out on another part of the reservoir, located in the direction of fracture of the reservoir. After that, the same effect is carried out on the deposits located on other directions of reservoir fracture.
Проведение воздействия предпочтительно в скважинах, расположенных по направлению трещиноватости коллектора позволяет сформировать направления тока пластовых жидкостей, привести в движение нефть в застойных зонах и направить ее к добывающим скважинам.The exposure is preferably in wells located in the direction of fracture of the reservoir allows you to form the direction of flow of formation fluids, set in motion oil in stagnant zones and direct it to production wells.
В результате воздействия снижается обводненность добываемой нефти, увеличиваются дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, увеличивается нефтеотдача залежи.As a result of the impact, the water cut of the produced oil decreases, the production rates of the producing wells and the injectivity of the injection wells increase, and the oil recovery of the reservoir increases.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками:An oil field is being developed with the following characteristics:
глубина кизеловского горизонта 1450 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 8,5 МПа, нефтенасыщенная толщина пласта 9 м, пористость 13%, проницаемость 0,04 мкм2, нефтенасыщенность 65%, вязкость нефти 160 мПа·с, плотность нефти 0,879 т/м3. Средний дебит добывающих скважин составляет 5 м3/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин 80 м3/сут. Обводненность нефти составляет 86%.the depth of the Kizelov horizon is 1450 m, the reservoir temperature is 25 ° C, the reservoir pressure is 8.5 MPa, the oil-saturated thickness of the reservoir is 9 m, the porosity is 13%, the permeability is 0.04 μm 2 , the oil saturation is 65%, the oil viscosity is 160 MPa · s, the oil density is 0.879 t / m 3 . The average production rate of production wells is 5 m 3 / day. The average injectivity of injection wells is 80 m 3 / day. Water cut of oil is 86%.
При разработке нефтяной залежи проводят определение направления трещиноватости коллектора сейсмическими методами. Выявляют, что направление трещиноватости коллектора направлено с севера на юг. Размещение скважин на залежи ведут по пятиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной и четырьмя окружающими добывающими скважинами. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На одном пятиточечном элементе по направлению трещиноватости коллектора выбирают нагнетательную и ближайшую к ней добывающую скважину с наименьшим дебитом, равным 0,4 м3/сут. В выбранные скважины закачивают интенсификационный агент - 12%-ный раствор соляной кислоты. Проводят концентрированное репрессионное воздействие на продуктивный пласт под избыточным давлением 10 МПа интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне. Всего проводят 10 циклов воздействия. После этого такое же воздействие выполняют в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины. Затем такое же воздействие проводят на участке залежи, расположенном севернее по направлению трещиноватости коллектора. После этого такое же воздействие проводят на участках залежи, расположенных восточное от ряда скважин при первой обработке. В результате воздействий обводненность добывающих скважин снизилась с 86 до 68% при увеличении дебита малодебитных скважин с 0,5-1,0 до 1,5-2,0 м3/сут. Нефтеотдача залежи увеличивается на 1,5%.When developing an oil field, the direction of reservoir fracture is determined by seismic methods. It is revealed that the direction of reservoir fracture is directed from north to south. The placement of wells in the deposits is carried out by a five-point system with a central injection well and four surrounding producing wells. They conduct oil selection through production wells and pumping a working agent through injection wells. On one five-point element in the direction of fracture of the reservoir, the injection well and the closest producing well with the lowest flow rate of 0.4 m 3 / day are selected. An intensification agent — 12% hydrochloric acid — is pumped into the selected wells. Concentrated repression is carried out on the reservoir under an overpressure of 10 MPa of an intensification agent with preliminary rarefaction before the stimulation agent flow, limiting the pressure spread from the treated interval to the well and maintaining the pressure in the treated interval until it is equalized with the pressure in the near-wellbore zone. In total, 10 cycles of exposure are performed. After that, the same effect is performed in the production well located in the direction of fracture of the reservoir in the opposite direction from the selected injection well. Then, the same effect is carried out on the site of the reservoir, located north in the direction of fracture of the reservoir. After that, the same effect is carried out on the deposits located east of a number of wells during the first treatment. As a result of the impacts, the water cut of production wells decreased from 86 to 68% with an increase in the production rate of low-production wells from 0.5-1.0 to 1.5-2.0 m 3 / day. Oil recovery increases by 1.5%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003128908/03A RU2230894C1 (en) | 2003-09-29 | 2003-09-29 | Method for extraction of oil reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003128908/03A RU2230894C1 (en) | 2003-09-29 | 2003-09-29 | Method for extraction of oil reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2230894C1 true RU2230894C1 (en) | 2004-06-20 |
Family
ID=32847119
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003128908/03A RU2230894C1 (en) | 2003-09-29 | 2003-09-29 | Method for extraction of oil reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2230894C1 (en) |
Cited By (1)
| 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 |
-
2003
- 2003-09-29 RU RU2003128908/03A patent/RU2230894C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2343275C2 (en) | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds | |
| RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2230894C1 (en) | Method for extraction of oil reservoir | |
| RU2135750C1 (en) | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| US5660231A (en) | Method of producing hydrocarbons from subterranean formations | |
| RU2213857C2 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2235865C1 (en) | Method for treatment of face-adjacent section of bed of horizontal well shaft and device for realization of said method | |
| RU2154156C2 (en) | Method of oil-gas pool development | |
| RU2205950C1 (en) | Method of treatment of producing carbonate formation | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2334097C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2499885C2 (en) | Water flooding method of oil deposits | |
| RU2230893C1 (en) | Method for productive bed simulation and device for its realization | |
| RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2209953C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2286445C1 (en) | Method for highly-viscous oil or bitumen deposit development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090930 |