RU2326235C1 - Development process of petroleum deposit - Google Patents
Development process of petroleum deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2326235C1 RU2326235C1 RU2007126918/03A RU2007126918A RU2326235C1 RU 2326235 C1 RU2326235 C1 RU 2326235C1 RU 2007126918/03 A RU2007126918/03 A RU 2007126918/03A RU 2007126918 A RU2007126918 A RU 2007126918A RU 2326235 C1 RU2326235 C1 RU 2326235C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- water
- gas mixture
- formation
- gas
- Prior art date
Links
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на залежах значительной нефтенасыщенной толщины.The invention relates to the oil industry and can be used on deposits of significant oil-saturated thickness.
Известен способ водогазового воздействия на пласт посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины (Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения. - Нефтяное хозяйство, 1990, №3, с.35-39).There is a method of water-gas stimulation of a formation by injecting water and gas into injection wells (Gusev S.V. Methods of regulating water-gas stimulation of a formation by the example of a pilot site of the Samotlor field. - Oil industry, 1990, No. 3, pp. 35-39).
Способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.The method does not allow to develop a reservoir with the achievement of high oil recovery.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки массивных нефтяных месторождений, включающий одновременную закачку в пласт через нагнетательные скважины газа при давлении не ниже давления насыщения нефти газом и воды, отбор нефти через добывающие скважины. Для увеличения выработки подошвенной части массивного нефтяного месторождения путем увеличения охвата пласта воздействием, до начала закачки воды ведут закачку газа в кровельную часть пласта до прорыва к добывающим скважинам, затем с одновременной закачкой газа осуществляют закачку в подошвенную часть пласта воды при давлении ниже давления закачки газа (Патент РФ №1547412, кл. Е21В 43/20, опублик. 1999.11.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing massive oil fields, including the simultaneous injection into the reservoir through injection wells of gas at a pressure not lower than the pressure of saturation of oil with gas and water, oil extraction through production wells. To increase the production of the bottom part of a massive oil field by increasing the coverage of the formation by exposure, gas is injected into the roofing part of the formation before the water is injected to the production wells, then, while the gas is injected, water is injected into the bottom of the reservoir at a pressure lower than the gas injection pressure ( RF patent No. 1547412, CL ЕВВ 43/20, published. 1999.11.27 - prototype).
Известный способ не обеспечивает охвата пласта воздействием, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи.The known method does not provide coverage of the formation by the impact, which negatively affects the oil recovery of the reservoir.
В изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и за счет этого увеличения нефтеотдачи залежи.The invention solves the problem of increasing the coverage of the formation by exposure and thereby increasing the oil recovery of the reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, в качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь, циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах, при этом в добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting a water-gas mixture through injection wells, selecting products through production wells, according to the invention, the sole of the formation is opened in injection wells, the injection of the gas-water mixture is carried out cyclically under pressure exceeding the pressure of opening vertical fractures of the formation , as a water-gas mixture, a highly dispersed water-gas mixture is first pumped at the optimum ratio of the volumes of water and gas injection, definitely from the condition of proportionality of the ratio of the volumes of small pores below the average size and large pores above the average size in the reservoir, and at the final stage a finely dispersed water-gas mixture is injected, cyclic injection is performed by changing the injection pressure at injection wells, while in production wells opening and selection of products are performed throughout section of the productive part of the reservoir.
Нагнетание водогазовой смеси могут чередовать с нагнетанием воды.The injection of the water-gas mixture can alternate with the injection of water.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Известные способы не обеспечивает охвата пласта воздействием, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи. В изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и за счет этого увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.Known methods do not provide coverage of the formation by the impact, which adversely affects the oil recovery of the reservoir. The invention solves the problem of increasing the coverage of the formation by exposure and thereby increasing the oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, а закачку вытесняющего агента производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта. В добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. В качестве вытесняющего агента вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью 30 мкм и более. При этом оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа определяют из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. На конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью менее 10 мкм.When developing an oil reservoir in the injection wells, the bottom of the formation is opened, and the displacing agent is injected cyclically under pressure exceeding the opening pressure of the vertical formation cracks. In production wells, the opening and selection of products is carried out throughout the section of the productive part of the reservoir. As a displacing agent, a finely dispersed water-gas mixture with a dispersion of 30 μm or more is first pumped. In this case, the optimal ratio of the volumes of water and gas injection is determined from the condition of proportionality of the ratio of the volumes of small pores (below the average size) and large pores (above the average size) in the reservoir. At the final stage, a finely dispersed water-gas mixture with a dispersion of less than 10 microns is injected.
Циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах. Нагнетание водогазовой смеси возможно чередовать с нагнетанием воды. В качестве газа используют углеводородный газ.Cyclic injection is performed by changing the injection pressure at the injection wells. It is possible to alternate the injection of a water-gas mixture with the injection of water. The gas used is hydrocarbon gas.
В пласт нагнетают на начальном этапе эксплуатации залежи высокодисперсную водогазовую смесь. При закачке водогазовой смеси большой дисперсности (30 и более микрометров) в подошвенную часть пласта газ фильтруется в высокопористые части коллектора и за счет сегрегации занимает верхние части пласта. Вода занимает подошвенную часть пласта. При закачке следующих порций водогазовой смеси вода фильтруется по газонасыщенной части пласта, так как фазовая проницаемость для нее меньше, чем по водонасыщенной. Так же как при закачке предыдущих порций газ фильтруется в высокопористые части коллектора и за счет сегрегации занимает верхние части пласта. В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта.At the initial stage of reservoir exploitation, a finely dispersed water-gas mixture is injected into the reservoir. When a water-gas mixture of large dispersion (30 or more micrometers) is injected into the bottom of the formation, the gas is filtered into highly porous parts of the reservoir and, due to segregation, occupies the upper parts of the formation. Water occupies the bottom of the reservoir. When pumping the next portions of the gas-water mixture, water is filtered by the gas-saturated part of the formation, since the phase permeability for it is less than that of the water-saturated. Just as during the injection of previous portions, the gas is filtered into highly porous parts of the reservoir and, due to segregation, occupies the upper parts of the reservoir. Unlike water, which occupies small pores and constrictions in the waterflood zone of a hydrophilic reservoir under the action of capillary forces, gas injected into the reservoir, as a non-wetting phase in the gassed zone, on the contrary, occupies large pores, and under the influence of gravitational forces, the upper parts of the reservoir.
При водогазовом воздействии происходит циклическое чередование насыщенностей в пласте. Несмачивающаяся фаза, которую обходит смачивающаяся фаза при фильтрации в пористой среде, оказывается как бы захваченной в пласте в неподвижном состоянии. Увеличивающееся содержание захваченной фазы ухудшает фазовые проницаемости флюидов. Объем захваченной фазы зависит от начальной насыщенности перед нагнетанием флюида. Для пластов со смешанной смачиваемостью предполагается, что большие поры преимущественно гидрофобны, а малые гидрофильны. Пласты со смешанной смачиваемостью обычно представляются гидрофильной моделью фазовых проницаемостей потому, что изменения распределения флюидов в пласте смешанной смачиваемости незначительны в сравнении с гидрофильными пластами. После заводнения большие поры в гидрофильных пластах или частях пласта содержат остаточную нефть, содержание которой может быть снижено вытеснением ее в поровые каналы свободным не смачивающим породу газом.During water-gas treatment, a cyclic alternation of saturations occurs in the formation. The non-wettable phase, which the wettable phase bypasses during filtration in a porous medium, appears to be trapped in the reservoir in a stationary state. The increasing content of the captured phase degrades the phase permeabilities of the fluids. The volume of the captured phase depends on the initial saturation before fluid injection. For reservoirs with mixed wettability, it is assumed that large pores are predominantly hydrophobic, while small ones are hydrophilic. Mixed wettability formations are usually represented by a hydrophilic model of phase permeability because changes in the distribution of fluids in the mixed wettability layer are insignificant compared to hydrophilic formations. After flooding, large pores in hydrophilic formations or parts of the formation contain residual oil, the content of which can be reduced by displacing it into the pore channels with a free non-wetting gas.
Оптимальные условия при водогазовом воздействии достигаются при движении по пласту газа и воды с одинаковой скоростью. Это становится возможным в зоне водогазовой смеси в течение короткого промежутка времени, так же имеет ограниченное распространение в пласте из-за различий в гравитационно-вязкостных силах при трехфазной фильтрации в неоднородном пласте. Повышение эффективности водогазового воздействия можно добиться путем изменения направления потоков, чередования оторочек газа и воды, циклического изменения давления нагнетания и дебитов.Optimal conditions for water-gas exposure are achieved when gas and water move along the formation at the same speed. This becomes possible in the zone of the water-gas mixture for a short period of time, also has a limited distribution in the reservoir due to differences in gravitational-viscous forces during three-phase filtration in an inhomogeneous reservoir. Increasing the efficiency of water-gas treatment can be achieved by changing the direction of flows, alternating gas and water rims, cyclically changing the discharge pressure and flow rates.
Выбор оптимального водогазового отношения может улучшить охват пласта водогазовым воздействием. Поддержание свободного газа перед оторочкой воды в высокопроницаемом пласте позволяет создать условия для его проникновения в вышележащие зоны по всей длине пласта.Choosing the optimal water-gas ratio can improve the coverage of the formation with water-gas exposure. Maintaining free gas in front of the water rim in a highly permeable formation allows creating conditions for its penetration into overlying zones along the entire length of the formation.
Размеры зоны водогазовой смеси регулируются чередованием оторочек воды и газа. Уменьшение чередующихся с водой оторочек газа приведет к захвату всего газа, поступающего в высокопроницаемый пласт, предотвратив его сегрегацию и проникновение в низкопроницаемую часть.The size of the gas-gas mixture zone is regulated by the alternation of the rims of water and gas. Reducing the gas rims alternating with water will lead to the capture of all gas entering the highly permeable formation, preventing its segregation and penetration into the low-permeable part.
Формирование фронта вытеснения обусловлено соотношением вязкостных и гравитационных сил. Форма фронта вытеснения с доминирующим гравитационным языком определяется в конечном счете отношением горизонтальной и вертикальной скоростей фильтрации.The formation of the displacement front is due to the ratio of viscous and gravitational forces. The shape of the displacement front with the dominant gravitational language is ultimately determined by the ratio of horizontal and vertical filtration rates.
Циклическое изменение давления нагнетания в неоднородных пластах создает неравновесные условия в зонах с различной нефтенасыщенностью. Неравновесное состояние капиллярных сил на контакте нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта быстрее устраняется вместе с ускорением капиллярной пропитки воды в гидрофильных пластах в полуциклы с положительным градиентом давления. Вода, проникая в зоны пласта с высокой нефтенасыщенностью, вытесняет нефть и удерживается в них капиллярными силами в полупериоды с отрицательным градиентом давления. В результате достигается вытеснение и извлечение нефти из зон, не охваченных стационарной закачкой.A cyclic change in the discharge pressure in heterogeneous formations creates nonequilibrium conditions in zones with different oil saturations. The nonequilibrium state of capillary forces at the contact of the oil-saturated and water-saturated zones of the formation is faster eliminated along with the acceleration of capillary impregnation of water in hydrophilic layers into half-cycles with a positive pressure gradient. Water, penetrating into the zones of the reservoir with high oil saturation, displaces the oil and is retained in them by capillary forces in half periods with a negative pressure gradient. The result is the displacement and extraction of oil from areas not covered by stationary injection.
Циклическое водогазовое воздействие более эффективно в пластах, содержащих флюиды с высоким коэффициентом сжимаемости. Увеличение сжимаемости флюидов при данном виде воздействия благоприятно сказывается на перетоках и массопереносе между зонами с низкой и высокой проницаемостями. Нестационарное водогазовое воздействие расширяет возможности в применении технологии на пластах смешанной смачиваемости и гидрофобных, так как газ лучше проникает в гидрофобные части пласта, вытесняя нефть в высокопроницаемые зоны.Cyclic water-gas treatment is more effective in formations containing fluids with a high compressibility factor. An increase in the compressibility of fluids with this type of effect favorably affects the flows and mass transfer between zones with low and high permeabilities. Unsteady water-gas treatment expands the possibilities of applying the technology to mixed wettability and hydrophobic formations, since gas penetrates better into the hydrophobic parts of the formation, displacing oil in highly permeable zones.
Повышение нефтеотдачи пласта достигается за счет изменения направления фильтрационных потоков и за счет попеременного нагнетания водогазовой смеси и воды. Водогазовая смесь снижает приводимость самых проницаемых зон, сегрегирующийся газ вытесняет нефть из малопроницаемых прикровельных частей пласта, а закачиваемая обычная вода вытесняет нефть из приподошвенных частей пласта. Затем, за счет нагнетания мелкодисперсной водогазовой смеси, которая, обладая меньшей подвижностью, увеличивается охват пласта процессом вытеснения. За счет роста градиентов давления в пласте, увеличения объемного коэффициента и снижения вязкости нефти при растворении в ней газа, а также благодаря сегрегации газа в прикровельной части пласта увеличивается нефтеотдача пласта и возрастает продуктивность скважин по нефти.Enhanced oil recovery is achieved by changing the direction of the filtration flows and by alternately injecting the water-gas mixture and water. The gas-water mixture reduces the reducibility of the most permeable zones, the segregated gas displaces oil from the low-permeability cover parts of the reservoir, and the injected ordinary water displaces the oil from the bottom of the formation. Then, due to injection of a finely dispersed water-gas mixture, which, having less mobility, increases the coverage of the formation by the displacement process. Due to the growth of pressure gradients in the formation, an increase in the volumetric coefficient and a decrease in the viscosity of oil when gas is dissolved in it, as well as due to gas segregation in the side part of the formation, the oil recovery and the productivity of the wells in oil increase.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1200 м, начальное пластовое давление 12 МПа, пластовая температура 24°С, толщина продуктивного пласта 15 м, средняя пористость 19,0%, проницаемость 0,7 мкм2, нефтенасыщенность 0,74 д. ед., вязкость нефти 40 мПа.с, плотность нефти 0,84 г/см/3. Залежь разрабатывают 2 нагнетательными скважинами и 10 добывающими скважинами. В нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта высотой 3 м. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа определяют из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. Поровый объем коллектора составляет 3000 тыс. м3. Средний размер пор составляет 10 мкм. Поровый объем менее этого размера составляет 70%. Высокопористая часть пласта составляет 30% от продуктивной части коллектора. Для вытеснения нефти из этой части пласта необходимо закачать газ (30%). Таким образом, водогазовое отношение составит 0,7 к 0,3 в пластовых условиях. Закачку вытесняющего агента - водогазовой смеси с соотношением соответственно 0,7/0,3 производят циклически под давлением 17 МПа, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, равное 16 МПа. В качестве вытесняющего агента вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью более 30 мкм при соотношении объемов нагнетания воды и газа 0,7/0,3. На конечном этапе при выработке запасов залежи порядка 70-75% нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью менее 10 мкм. Циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на половине нагнетательных скважин на 130% периодически через 15 сут. В добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. Объем нагнетания составляет 3500 тыс. м3.Example 1. An oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 1200 m, initial reservoir pressure 12 MPa, reservoir temperature 24 ° C, reservoir thickness 15 m, average porosity 19.0%, permeability 0.7 μm 2 , oil saturation 0.74 d.unit, oil viscosity 40 MPa.s, oil density 0.84 g / cm / 3 . The deposit is developed by 2 injection wells and 10 production wells. In the injection wells, the bottom part of the formation with a height of 3 m is opened. The optimal ratio of the volumes of injection of water and gas is determined from the condition of proportionality of the ratio of the volumes of small pores (below the average size) and large pores (above the average size) in the reservoir. The pore volume of the reservoir is 3000 thousand m 3 . The average pore size is 10 μm. Pore volume less than this size is 70%. The highly porous part of the reservoir makes up 30% of the productive part of the reservoir. To displace oil from this part of the reservoir, it is necessary to inject gas (30%). Thus, the water-gas ratio will be 0.7 to 0.3 in reservoir conditions. The injection of a displacing agent - a water-gas mixture with a ratio of 0.7 / 0.3, respectively, is carried out cyclically under a pressure of 17 MPa, which exceeds the pressure of the opening of vertical formation cracks, equal to 16 MPa. As a displacing agent, a finely dispersed water-gas mixture with a dispersion of more than 30 μm is firstly injected with a ratio of the volumes of water and gas injection of 0.7 / 0.3. At the final stage, when developing reserves of the order of 70-75%, a finely dispersed water-gas mixture with a dispersion of less than 10 microns is injected. Cyclic injection is performed by changing the injection pressure in half of the injection wells by 130% periodically after 15 days. In production wells, the opening and selection of products is carried out throughout the section of the productive part of the reservoir. The injection volume is 3,500 thousand m 3 .
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды в соотношении 0,6/0,4.Example 2. Perform, as example 1. The injection of the water-gas mixture is alternated with the injection of water in a ratio of 0.6 / 0.4.
В результате нефтеотдача залежи составила 46% против 37% по прототипу. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.As a result, the oil recovery of the reservoir was 46% versus 37% for the prototype. The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007126918/03A RU2326235C1 (en) | 2007-07-16 | 2007-07-16 | Development process of petroleum deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007126918/03A RU2326235C1 (en) | 2007-07-16 | 2007-07-16 | Development process of petroleum deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2326235C1 true RU2326235C1 (en) | 2008-06-10 |
Family
ID=39581386
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007126918/03A RU2326235C1 (en) | 2007-07-16 | 2007-07-16 | Development process of petroleum deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2326235C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534306C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation |
| RU2613404C1 (en) * | 2016-03-21 | 2017-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method for formation water-gas simulation during oil deposits development |
-
2007
- 2007-07-16 RU RU2007126918/03A patent/RU2326235C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534306C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation |
| RU2613404C1 (en) * | 2016-03-21 | 2017-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method for formation water-gas simulation during oil deposits development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4042029A (en) | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs | |
| RU2543009C1 (en) | Gas-oil deposit development method | |
| RU2513895C1 (en) | Procedure for development of oil deposits | |
| Wang et al. | A visualized investigation on the mechanisms of anti-water coning process using nitrogen injection in horizontal wells | |
| RU2326234C1 (en) | Oil recovery method | |
| CA1067398A (en) | High vertical conformance steam injection petroleum recovery method | |
| RU2326235C1 (en) | Development process of petroleum deposit | |
| US4971150A (en) | Foam injection into a gravity override zone for improved hydrocarbon production | |
| WO2010084369A1 (en) | Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir | |
| CA1304675C (en) | Enhanced oil recovery process | |
| RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
| Wang et al. | Study on the influence of CO2 finger-channeling flooding on oil displacement efficiency and anti-channeling method | |
| US2896719A (en) | Oil recovery process | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| Dawe et al. | The recovery of oil from petroleum reservoirs | |
| Maroufi et al. | Experimental investigation of wettability effect and drainage rate on tertiary oil recovery from fractured media | |
| RU2285789C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2154156C2 (en) | Method of oil-gas pool development | |
| NO161640B (en) | PROCEDURE FOR THE ESTABLISHMENT OF BARRIERS AGAINST UNDESIRABLE PRODUCTION OF RESERVE GAS BY OIL EXTRACTION. | |
| Kwelle | Experimental studies on resistance to fluid displacement in single pores | |
| Han et al. | Experimental research on microscopic displacement mechanism of CO2-water alternative flooding in low permeability reservoir | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| CN112780242A (en) | Chemical flooding reservoir graded displacement oil extraction method for conglomerate reservoir | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2626491C1 (en) | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150717 |