RU2378491C1 - Selective water influx insulation method - Google Patents
Selective water influx insulation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2378491C1 RU2378491C1 RU2008129119/03A RU2008129119A RU2378491C1 RU 2378491 C1 RU2378491 C1 RU 2378491C1 RU 2008129119/03 A RU2008129119/03 A RU 2008129119/03A RU 2008129119 A RU2008129119 A RU 2008129119A RU 2378491 C1 RU2378491 C1 RU 2378491C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- sodium
- forming compound
- composition
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к селективной изоляции водопритока в неоднородных по проницаемости пластах.The invention relates to the oil industry, in particular to the selective isolation of water inflow in heterogeneous permeability formations.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий последовательную закачку в обводненный пласт двух веществ, взаимодействующих с образованием закупоривающего осадка, при этом в качестве одного вещества берут щелочной отход от очистки светлых нефтепродуктов, а в качестве другого - 10-15% водный раствор хлористого кальция [АС СССР №962595, 1982 г.]. Способ применяют на однородных по проницаемости пластах для полной изоляции одного из обводненных пропластков.There is a method of isolating the influx of formation water, including the sequential injection into the flooded layer of two substances that interact with the formation of an obstruction sludge, while alkaline waste from the purification of light oil products is taken as one substance, and 10-15% aqueous solution of calcium chloride as the other [ USSR AS No. 962595, 1982]. The method is used on homogeneous permeability layers to completely isolate one of the flooded layers.
Способ нетехнологичен в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.The method is not technologically advanced under conditions of heterogeneous permeability of formations at a late stage of their development.
Наиболее близким техническим решением, взятым нами за прототип, является способ селективной изоляции водопритока, включающий последовательную закачку кислотного раствора и реагента, способствующего осадкообразованию [Патент США №3396790, 1968 г.].The closest technical solution, taken by us as a prototype, is a method of selective isolation of water inflow, including the sequential injection of an acid solution and a reagent that promotes sedimentation [US Patent No. 3396790, 1968].
Недостатками указанного способа являются низкая эффективность и высокая стоимость обработок. Кроме того, использование при реализации способа такого ядовитого реагента, как хлорное железо, ухудшает экологию и способствует образованию нерастворимых соединений, снижающих эффективность последующей эксплуатации скважины.The disadvantages of this method are the low efficiency and high cost of the treatments. In addition, the use of such a toxic reagent as ferric chloride during the implementation of the method worsens the environment and promotes the formation of insoluble compounds that reduce the efficiency of subsequent well operation.
Целью изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока в неоднородных по проницаемости пластах.The aim of the invention is to increase the efficiency of isolation of water inflow in heterogeneous permeability formations.
Указанная цель достигается тем, что в способе селективной изоляции водопритока, включающем последовательную закачку в пласт кислотного раствора и осадкообразующего состава, отличающийся тем, что после закачки осадкообразующего состава в пласт последовательно закачивают гелеобразующий состав и оторочку цементного раствора, при этом в качестве кислотного раствора используют гидролизную серную кислоту, в качестве осадкообразующего состава используют композицию на основе бисульфата натрия, содержащую, мас.%:This goal is achieved by the fact that in the method of selective isolation of water inflow, which includes sequential injection of an acid solution and a sediment-forming composition into the formation, characterized in that after the injection of the sediment-forming composition, the gel-forming composition and the cement mortar rim are sequentially injected, while the hydrolysis is used as the acid solution sulfuric acid, as a precipitating composition using a composition based on sodium bisulfate, containing, wt.%:
в качестве гелеобразующего состава содержит полиакриламид, бихромат натрия и технический лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, об.%:as a gelling composition contains polyacrylamide, sodium dichromate and technical lignosulfonate in the following ratio of components, vol.%:
и цементный раствор модифицирован добавкой пластификатора АПАВ в объеме 10-20%.and the cement mortar is modified by the addition of plasticizer APAV in the amount of 10-20%.
Анализ известных технических решений показал, что применение осадкообразующих агентов, содержащих лигносульфонат, известно. Однако использование известных составов не обеспечивает перераспределение фильтрационных потоков, которое достигается при использовании гидрофобизирующей, осадкообразующей композиции на основе бисульфата натрия, содержащей кремнийорганическое гидрофобизирующее вещество, а в качестве осадкообразующего реагента лигносульфонат технический. Закачка в пласт указанных растворов обеспечивает протекание следующих процессов, бисульфат натрия взаимодействует с пластовой минерализованной водой и дополнительно закачиваемым лигносульфонатом с образованием в водопромытых интервалах высокодисперсного осадка.Analysis of known technical solutions showed that the use of precipitating agents containing lignosulfonate is known. However, the use of known compositions does not provide redistribution of filtration flows, which is achieved using a hydrophobizing, precipitating composition based on sodium bisulfate containing an organosilicon hydrophobizing substance, and technical lignosulfonate as a precipitating reagent. The injection of the indicated solutions into the formation ensures the following processes, sodium bisulfate interacts with the mineralized water and the additionally injected lignosulfonate to form a finely divided precipitate in the water-washed intervals.
Сущность метода, включающего закачку гидрофобизирующей осадкообразующей композиции, заключается в следующем, в пласт закачивают раствор бисульфата натрия, содержащего кремнийорганическое гидрофобизирующее вещество.The essence of the method, including the injection of a hydrophobizing sediment-forming composition, is as follows, a solution of sodium bisulfate containing an organosilicon hydrophobizing substance is pumped into the formation.
Закачка гидрофобизатора в нефтяной пласт приводит к изменению смачиваемости породы пластовыми флюидами и сопровождается увеличением фазовой проницаемости нефти и снижением фазовой проницаемости по воде. При этом абсолютная проницаемость коллектора, обработанного гидрофобизирующим веществом, практически не изменяется. Использование кремнийорганических гидрофобизаторов для воздействия на пласт более эффективно, так как они обладают более высокой устойчивостью в пластовых условиях, не теряют своих свойств и способности глубоко проникать в объем пласта. Для закачки в пласт можно использовать кремнийорганические гидрофобизаторы с различной химической активностью, способные как обратимо, так и необратимо адсорбироваться на поверхности породы, что позволяет регулировать интенсивность воздействия на пласт и глубину проникновения реагента.The injection of a hydrophobizing agent into the oil reservoir leads to a change in the wettability of the formation rock fluids and is accompanied by an increase in the phase permeability of the oil and a decrease in the phase permeability in water. In this case, the absolute permeability of the collector treated with a hydrophobizing substance remains practically unchanged. The use of organosilicon water-repellent agents for stimulating the formation is more effective, since they have higher stability in the reservoir conditions and do not lose their properties and ability to penetrate deep into the reservoir volume. For injection into the formation, it is possible to use organosilicon water-repellents with different chemical activity, capable of both reversibly and irreversibly adsorbing on the surface of the rock, which allows you to adjust the intensity of the impact on the formation and the depth of penetration of the reagent.
В качестве кремнийорганических гидрофобизаторов могут использоваться следующие вещества: ГКЖ-11, продукт 119-204, кремнийорганические эмульсии типа SE (производство фирмы «Dow Coming Gmbh», Бельгия), другие эмульсии на основе полиметилсилоксанов и т.д. Предпочтительнее использование отечественных кремнийорганических эмульсий на основе полисилоксанов, а также водорастворимые силиконовые блоксополимеры.The following substances can be used as organosilicon hydrophobizing agents: GKZh-11, product 119-204, organosilicon emulsions of the SE type (manufactured by Dow Coming Gmbh, Belgium), other emulsions based on polymethylsiloxanes, etc. It is preferable to use domestic organosilicon emulsions based on polysiloxanes, as well as water-soluble silicone block copolymers.
При растворении бисульфата натрия в воде образуется гидролизная серная кислота и сульфат натрия. При взаимодействии дигносульфоната с реагентами, получаемыми в результате гидролизного растворения бисульфата натрия в воде, происходит процесс коагуляции приводящий к укрупнению молекул лигносульфоната с образованием глобул. Глобулы выпадают в осадок в виде микродисперсии, образование которой способствует достижению поставленной цели. В растворенной среде содержаться ионы кальция Са+2, присутствующие в минерализованной воде, которые взаимодействуют с сульфат-ионами SO4 2- с образовавнием малорастворимого осадка Са SO4 (гипс).When sodium bisulfate is dissolved in water, hydrolytic sulfuric acid and sodium sulfate are formed. During the interaction of dignosulfonate with reagents obtained by hydrolysis of sodium bisulfate in water, a coagulation process occurs leading to the enlargement of lignosulfonate molecules with the formation of globules. Globules precipitate in the form of microdispersion, the formation of which contributes to the achievement of the goal. The dissolved medium contains calcium ions Ca + 2 , which are present in mineralized water, which interact with sulfate ions SO 4 2– to form a poorly soluble precipitate Ca SO 4 (gypsum).
При фильтрации состава через породу кроме механической адсорбции происходит хемосорбционное адсорбирование высокомолекулярной фракции лигносульфонатов на породе.When the composition is filtered through the rock, in addition to mechanical adsorption, chemisorption adsorption of the high molecular weight fraction of lignosulfonates on the rock occurs.
Образование дисперсии происходит мгновенно, образуемый осадок находится в растворе в виде взвеси в тонкодиспергированном состоянии и не вызывает технологических затруднений при использовании. По мере продвижения микродисперсии в пласте происходит полная изоляция водопромытых зон, при этом на изолируемом участке возрастает градиент давления, и зоны пласта с низкой проницаемостью становятся доступными для вытесняющего агента. Для повышения эффективности процесса производится закачка гелеобразующего состава, исключающего размывание осадкообразующей композиции. Для предотвращения понижения прочности гелеобразующего состава его укрепляют путем закачки раствора цемента, модифицированного оторочкой пластификатора.The formation of dispersion occurs instantly, the precipitate formed is in solution in the form of a suspension in a finely dispersed state and does not cause technological difficulties in use. As microdispersion advances in the formation, the water-washed zones are completely isolated, while the pressure gradient increases in the isolated area, and zones of the low-permeability formation become accessible to the displacing agent. To increase the efficiency of the process, a gel-forming composition is injected, eliminating the erosion of the sediment-forming composition. To prevent a decrease in the strength of the gel-forming composition, it is strengthened by pumping a cement solution modified with a plasticizer rim.
Общий объем закачиваемых составов выбирается из расчета 0,8-1,4 м3 на 1 метр мощности продуктивного пласта.The total volume of injected formulations is selected at the rate of 0.8-1.4 m 3 per 1 meter of reservoir capacity.
Таким образом, предлагаемая последовательность закачки реагентов определенного состава позволяет достичь наиболее эффективной изоляции проницаемых водонасыщенных участков продуктивного пласта.Thus, the proposed sequence of injection of reagents of a certain composition allows you to achieve the most effective isolation of permeable water-saturated sections of the reservoir.
В предлагаемом способе для исследования используются следующие промышленные многотоннажные химические продукты:In the proposed method for research, the following industrial multi-tonnage chemical products are used:
1. Гидролизная серная кислота.1. Hydrolytic sulfuric acid.
2. Гидрофобизирующие вещества:2. Water-repellent substances:
ГКЖ-11 ТУ 6-02-696-76GKZH-11 TU 6-02-696-76
продукт 119-204 ТУ 6-02-1294-84product 119-204 TU 6-02-1294-84
продукт 136-41 и эмульсионные композиции на егоproduct 136-41 and emulsion compositions on it
основе ГОСТ 10834-76based on GOST 10834-76
жидкость полиметил силоксановая ГОСТ 13032-77siloxane polymethyl fluid GOST 13032-77
3. Лигносульфонат технический КПБ, КССБ ТУ 13-0281036-05-893. Lignosulfonate technical KPB, KSSB TU 13-0281036-05-89
4. Водорастворимые полимеры: DKS-ORP; PDA; FP 107, 207, 307.4. Water soluble polymers: DKS-ORP; PDA; FP 107, 207, 307.
5. Бихромат натрия ГОСТ 2651-785. Sodium dichromate GOST 2651-78
6. Цементы ГОСТ 1581-856. Cements GOST 1581-85
7. Пластификатор ТУ 18 РСФСР 780-787. Plasticizer TU 18 RSFSR 780-78
строительных растворов, АПАВmortars, surfactants
Лигносульфонаты марки КБП5, КССБ - многотоннажный отход целлюлозно-бумажной промышленности представляют собой нетоксичные легкорастворимые в воде порошки, являются анионоактивным ПАВ. КССБ - конденсированная сульфитспиртовая барда, кальциевая соль лигносульфоната; молекулярная масса 2000-100000 у.е.KBP 5 lignosulfonates, KSSB - large-tonnage waste from the pulp and paper industry are non-toxic water-soluble powders that are anionic surfactants. KSSB - condensed sulphite-alcohol stillage, calcium salt of lignosulfonate; molecular weight 2000-100000 cu
Бисульфат натрия представляет собой сыпучее кристаллическое вещество; гигроскопично, хорошо растворимо в воде с образованием сульфата натрия и гидролизной серной кислоты.Sodium bisulfate is a free-flowing crystalline substance; hygroscopic, soluble in water with the formation of sodium sulfate and hydrolysis of sulfuric acid.
Ниже приведены примеры лабораторных исследований предложенных составов.The following are examples of laboratory studies of the proposed compounds.
Пример 1. Исследовали процесс осадкообразования по количеству в граммах осадка из растворов минерализованной воды, содержащей 3-20% лигносульфоната и 3-20 мас.% бисульфата натрия. Минерализация составляла 18 г/л, в том числе содержание солей, г/л: хлористого кальция 2,5; хлористого натрия 15,5; хлористого магния 0,07, такой состав соответствует средней минерализации пластовых вод большинства месторождений Западной Сибири. Результаты исследования процесса осадкообразования в минерализованной воде сведены в таблицу 1.Example 1. Investigated the process of sedimentation by the amount in grams of sediment from solutions of saline water containing 3-20% lignosulfonate and 3-20 wt.% Sodium bisulfate. Mineralization was 18 g / l, including salt content, g / l: calcium chloride 2.5; sodium chloride 15.5; magnesium chloride 0.07, this composition corresponds to the average salinity of the formation water of most deposits in Western Siberia. The results of the study of the process of sedimentation in mineralized water are summarized in table 1.
Из таблицы следует, что присутствие ионов Са2+, Mg2+, Na+ в воде положительно влияет на процесс осадкообразования. Слабоминерализованные воды (пластовые воды месторождений Западной Сибири), увеличивают общую массу осадка в растворе, что при фильтрации приводит к росту сопротивления фильтрации в высокопроницаемых пропластках.From the table it follows that the presence of Ca 2+ , Mg 2+ , Na + ions in water positively affects the precipitation process. Weakly mineralized waters (produced water from Western Siberian deposits) increase the total mass of sediment in the solution, which during filtration leads to an increase in filtration resistance in highly permeable layers.
Пример 2. Лабораторные испытания проводили по предлагаемому способу на линейных моделях слоисто-неоднородного пласта в соответствии с методикой определения коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (ОСТ 38-195-86). Модель пласта представляет собой две параллельно соединенные колонки с терморубашками, длиной 30 см, диаметром 1,4 см. Колонки заполнены дезинтегрированным керном Самотлорского месторождения с размером зерен в первой колонке 0,2-0,3 мм, во второй - 0,07-0,14 мм. Колонки вакуумируются в течение 2 часов, затем насыщаются минерализованной водой с суммарным содержанием солей 14 г/л. На входе в модель поддерживалось давление нагнетания жидкости, обеспечивающее в наиболее проницаемом проластке скорость фильтрации, соответствующую реальной пластовой (не более 1 м/сутки). Проницаемость по воздуху одного прослоя составляет 8,5 мкм2, второго - 30,4 мкм2.Example 2. Laboratory tests were carried out according to the proposed method on linear models of a layered heterogeneous formation in accordance with the methodology for determining the coefficients of oil displacement by water under laboratory conditions (OST 38-195-86). The reservoir model consists of two parallel-connected columns with thermal shirts, 30 cm long, 1.4 cm in diameter. The columns are filled with a disintegrated core of the Samotlor field with a grain size in the first column of 0.2-0.3 mm, in the second - 0.07-0 , 14 mm. The columns are evacuated for 2 hours, then saturated with mineralized water with a total salt content of 14 g / l. At the entrance to the model, the pressure of fluid injection was maintained, which ensured a filtration rate in the most permeable layer that corresponded to the real reservoir (no more than 1 m / day). The air permeability of one layer is 8.5 μm 2 , the second - 30.4 μm 2 .
Воду в колонках замещали тремя поровыми объемами Самотлорской нефти с вязкостью при 20°С 1,9 МПа·с. Для создания остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняли пластовой водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости в наименее проницаемом прослое. Затем через модель последовательно фильтровали различные объемы оторочек реагентов, необходимые для выравнивания скоростей фильтрации в обеих колонках, после чего фильтровали не менее двух поровых объемов пластовой воды.The water in the columns was replaced by three pore volumes of Samotlor oil with a viscosity at 20 ° C of 1.9 MPa · s. To create residual oil saturation, the oil was displaced by formation water to the maximum water cut of the outgoing liquid samples in the least permeable interlayer. Then, through the model, various volumes of the rims of the reagents needed to equalize the filtration rates in both columns were successively filtered, after which at least two pore volumes of formation water were filtered.
В таблице 3 приведены объемы прокачки реагентов через модели пласта различной проницаемости. Каждая строка в таблице 3 показывает, какой суммарный объем жидкости прокачивается через прослой малой проницаемости при фиксированном объеме прокачки реагентов через прослой большой проницаемости. Например, при закачке в модель воды, реагентов по прототипу и предлагаемых реагентов на момент, когда через прослой большой проницаемости прокачано 2 поровых объема жидкости, через прослой малой проницаемости фильтруется соответственно: 0,18; 0,55; 0,72 поровых объемов жидкости. Представленные результаты наглядно показывают, что изменение и перераспределение фильтрационных потоков в модели предлагаемым способом позволяет увеличить охват пласта и увеличить нефтеотдачу на 25-35%.Table 3 shows the volumes of reagent pumping through reservoir models of various permeabilities. Each row in table 3 shows what the total volume of liquid is pumped through the interlayer of low permeability for a fixed volume of pumping reagents through the interlayer of high permeability. For example, when water, reagents according to the prototype and the proposed reagents are injected into the model at the moment when 2 pore volumes of liquid are pumped through the interlayer of high permeability, respectively, through the interlayer of low permeability: 0.18; 0.55; 0.72 pore volumes of fluid. The presented results clearly show that the change and redistribution of filtration flows in the model of the proposed method allows to increase the coverage of the reservoir and increase oil recovery by 25-35%.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом. В обводненный неоднородный по коллекторскому составу участок пласта после применения метода разработки путем закачки воды, закачивают последовательно растворы бисульфата натрия в смеси с гидрофобизатором и лигносульфоната с суммарным объемом равным 0,2-0,5 поровых объемов пласта. Точный размер оторочки рассчитывают, исходя из конкретных геолого-физических условий месторождений.The proposed method is implemented as follows. After applying the development method by injecting water, solutions of sodium bisulfate mixed with water repellent and lignosulfonate with a total volume of 0.2-0.5 pore volumes of the formation are sequentially irrigated with a reservoir composition that is heterogeneous in reservoir composition. The exact size of the rim is calculated based on the specific geological and physical conditions of the deposits.
Во время движения растворов по пласту в результате процессов коагуляции, комплексообразования происходит высаждение микродисперсного осадка, снижение проницаемости пласта. Снижение проницаемости происходит прежде всего там, где сильнее фильтрация, больше массоперенос. Это приводит к выравниванию скоростей фильтрации водопромытых, высокопроницаемых и низкопроницаемых зон. После закачки предлагаемых растворов, в пласт закачивают гелеобразующий состав, а затем оторочку цементного раствора.During the movement of solutions throughout the formation as a result of coagulation and complexation processes, microdispersed sedimentation occurs, and the permeability of the formation decreases. The decrease in permeability occurs primarily where filtration is stronger, more mass transfer. This leads to equalization of the filtration rates of water-washed, highly permeable and low-permeability zones. After injection of the proposed solutions, a gel-forming composition is injected into the formation, and then the rim of the cement mortar.
Способ экономичен, экологически безвреден, используемые компоненты порошкообразны, удобны в транспортировке, не подвержены отрицательному влиянию резких колебаний температур, характерных для Западной Сибири. Прирост дополнительной добычи нефти за счет применения данного способа составит 4-7 тысяч тонн на каждый опытный участок.The method is economical, environmentally friendly, the components used are powdery, convenient for transportation, and are not subject to the negative influence of sharp temperature fluctuations characteristic of Western Siberia. The increase in additional oil production due to the application of this method will be 4-7 thousand tons for each experimental plot.
Claims (2)
в качестве гелеобразующего состава содержит полиакриламид, бихромат натрия и технический лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, об.%:
as a gelling composition contains polyacrylamide, sodium dichromate and technical lignosulfonate in the following ratio of components, vol.%:
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008129119/03A RU2378491C1 (en) | 2008-07-16 | 2008-07-16 | Selective water influx insulation method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008129119/03A RU2378491C1 (en) | 2008-07-16 | 2008-07-16 | Selective water influx insulation method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2378491C1 true RU2378491C1 (en) | 2010-01-10 |
Family
ID=41644241
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008129119/03A RU2378491C1 (en) | 2008-07-16 | 2008-07-16 | Selective water influx insulation method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2378491C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2524738C1 (en) * | 2013-01-09 | 2014-08-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Polymer composition for in-bed water isolation |
-
2008
- 2008-07-16 RU RU2008129119/03A patent/RU2378491C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2524738C1 (en) * | 2013-01-09 | 2014-08-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Polymer composition for in-bed water isolation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO343975B1 (en) | Steps to increase crude oil recovery | |
RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
RU2679464C2 (en) | Method and composition for producing oil | |
RU2378491C1 (en) | Selective water influx insulation method | |
RU2547868C1 (en) | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
RU2716316C1 (en) | Oil deposit development method | |
Rogachev et al. | Experiments of fluid diversion ability of a new waterproofing polymer solution | |
RU2298088C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
RU2811129C1 (en) | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow | |
US10308863B2 (en) | Formation preconditioning using an aqueous polymer preflush | |
RU2046185C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow | |
RU2735821C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations | |
RU2078919C1 (en) | Composition for restriction of influx of formation waters | |
RU2743744C1 (en) | Method of developing an oil deposite | |
RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2581854C1 (en) | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration | |
RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
CA2916238C (en) | Biological augmentation of low salinity water flooding to improve oil release using nutrient supplementation of injected low salinity water | |
RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
RU2302520C2 (en) | Treatment method for oil field having non-uniform reservoirs | |
RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2327032C2 (en) | Oil recovery method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140717 |