RU2383724C1 - Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов - Google Patents
Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2383724C1 RU2383724C1 RU2008129078/03A RU2008129078A RU2383724C1 RU 2383724 C1 RU2383724 C1 RU 2383724C1 RU 2008129078/03 A RU2008129078/03 A RU 2008129078/03A RU 2008129078 A RU2008129078 A RU 2008129078A RU 2383724 C1 RU2383724 C1 RU 2383724C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gopan
- solution
- pressure
- water
- pumping
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции обводнившихся пропластков пород в нефтяных пластах с неоднородными фильтрационными свойствами. В способе обработки обводненных карбонатных коллекторов, включающем предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии изоляции вод, интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
Одной из особенностей карбонатных коллекторов является их неоднородность, проявляющаяся в том, что в пределах одного пласта поровые каналы имеют размеры, варьирующиеся в очень широких пределах. Высокая трещиноватость предопределяет различную проницаемость коллектора в вертикальном и горизонтальном направлениях. Указанные факторы становятся решающими при обводнении карбонатных коллекторов и создают серьезные проблемы при изоляции водопритоков.
При добыче нефти вода прорывается к скважинам по трещинам, а нефть из пористых элементов пласта (матриц) не вытесняется. Для добычи нефти в подобных условиях следует решить задачу создания таких способов обработки скважин, которые одновременно позволяют перекрыть водопроводящие каналы и повысить проницаемость матриц, а в итоге уменьшить приток воды и увеличить добычу нефти.
При эксплуатации карбонатных залежей для увеличения притока нефти в скважины используются различного вида обработки: простые солянокислотные, термокислотные, пенокислотные, нефтекислотные и другие. Опыт их проведения показал, что с увеличением обводнения добываемой продукции более 20-50% эффективность обработок скважин резко снижается и их проведение становится нерентабельным.
Известен способ кислотной обработки скважин с предварительной закачкой раствора гидролизованного полиакрилонитрила с концентрацией от 5 до 20 вес.% [АС №840309 «Способ кислотной обработки нефтегазоносного пласта»]. Недостатком известного способа является обратный вынос образующегося осадка вследствие постепенного растворения в опресненной воде эластичной массы полимера, способного неограниченно растворяться в воде.
Известен также способ изоляции водопритока в нефтяной скважине, включающий закачку в качестве изолирующего материала гипана и продавливание его в водоносную часть пласта минерализованной пластовой водой и обработку перед закачкой гипана водоносной части пласта разбавленным раствором соляной кислоты и разбавленным раствором гипана, проявляющим полиэлектролитные свойства [Патент РФ №2186941 «Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине», E21B 33/138, 43/32].
Также известен способ кислотной обработки трещиновато-пористых коллекторов с высокой обводненностью [Патент РФ №2171371 «Способ кислотной обработки трещиновато-пористых коллекторов с высокой обводненностью», E21B 43/27, 43/22], включающий насыщение обводненных каналов коллектора алюмосодержащей жидкостью - отходом производства изопропилбензола, прокачку буферного слоя пресной воды, затем прокачку гидролизованных в щелочи волокон или тканей полиакрилонитрила, последующую закачку пресной воды и кислоты.
Недостатком известных способов является их низкая эффективность.
Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению по совокупности признаков, т.е. прототипом, является способ обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов, заключающийся в предварительном насыщении высокообводненных каналов коагулянтом - 20%-ным раствором хлористого кальция - с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды и затем гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, закачке пресной воды и солянокислотном воздействии, которое осуществляется путем закачки в призабойную зону нагретой до 85°С смеси соляной кислоты с хлористым магнием [Патент РФ №2270914 «Способ обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов», E21B 43/27].
Недостатком указанного способа является невозможность эффективной водоизоляции коллектора из-за того, что физические характеристики изолирующей (кольматирующей) композиции не позволяют кольматировать как особо крупные поры или трещины, так и проникать в мелкие поры, изолируя только поры среднего размера. Таким образом, не достигается эффективная водоизоляция пропластков с широким диапазоном проницаемости.
Задачей изобретения является повышение эффективности водоизоляции (кольматации) обводнившихся пропластков пород в нефтяных пластах с неоднородными фильтрационными свойствами.
Указанная задача решается тем, что в способе обработки обводненных карбонатных коллекторов, включающем предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила (ПАН), осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.
Сущность изобретения заключается в следующем.
При закачке первой порции гидролизованных в щелочи отходов полиакрилонитрильного волокна (водоизолирующей композиции) из-за их максимальной вязкости в пласте кольматируются наиболее крупные каналы. Для усиления кольматирующего эффекта особо крупных пор и трещин в первую порцию вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов полиакрилонитрильного волокна, которые представляют собой мелкодисперсный материал с активной высокоразвитой поверхностью. За счет хемосорбции формирующегося осадкогеля на поверхности негидролизованных измельченных отходов полиакрилонитрильного волокна прочность кольматационного экрана повышается.
Волокна, проникшие в пласт, в последующем набухают, обеспечивая максимальную степень кольматации пор.
В то же время высоковязкая водоизолирующая композиция из-за высокой вязкости не проникает в поры меньших размеров. Поэтому для снижения ее вязкости последующую порцию водоизолирующей композиции разбавляют в два раза, тем самым снижая ее вязкость и обеспечивая ее проникновение в поры меньших размеров.
Следующая порция водоизолирующей композиции также разбавляется в два раза по отношению к предыдущей и позволяет кольматировать каналы еще меньших размеров. Таким образом, последовательная закачка жидкостей со ступенчато уменьшающейся вязкостью позволяет заполнить водоизолирующей композицией поры пласта всех размеров и обеспечить надежную водоизоляцию пласта.
В таблице 1 показано изменение вязкости водоизолирующей композиции при добавлении в раствор ГОПАН различных количеств сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила.
Условная вязкость определялась по стандартному полевому вискозиметру СПВ-5.
| Таблица 1 | |
| Наименование реагентов | Условная вязкость, сек |
| ГОПВ | 192 |
| ГОПВ + 0,05% ПАН | 192 |
| ГОПВ + 0,1% ПАН | 200 |
| ГОПВ + 0,25% ПАН | 220 |
| ГОПВ + 0,75% ПАН | 328 |
| ГОПВ + 1,0% ПАН | 440 |
| ГОПВ + 1,25% ПАН | не течет |
Из таблицы 1 видно, что добавление ПАН в ГОПАН менее 0,1% не меняет условной вязкости ГОПАН, т.е. не влияет на изолирующую способность. Добавление ПАН более 1% делает ГОПАН непрокачиваемым.
Для того чтобы обеспечить глубокое проникновение водоизолирующей композиции при ее продавке в пласт, на устье скважины создается давление, которое при закачке первой порции составляет 20% от давления гидроразрыва, а при закачке последующей порции увеличивается до 30% от давления гидроразрыва, и так при закачке каждой последующей порции. Это связано с тем, что несмотря на снижение вязкости водоизолирующей композиции из-за уменьшения размера каналов при закачке каждой последующей порции водоизолирующей композиции гидравлические сопротивления при закачке будут возрастать, и для их преодоления необходимо повышать давление закачки. Максимальное значение давления закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва пласта, т.е. коэффициент запаса прочности пласта должен быть не менее 2.
Таким образом, совокупность признаков заявляемого способа, заключающаяся в последовательном заполнении водоизолирующей композицией всех обводненных пор пласта, начиная с самых крупных до самых мелких, и тем самым повышающая качество работ по водоизоляции пласта, позволяет сделать вывод о соответствии технического решения критериям изобретения «новизна».
В научно-технической литературе известно применение различных технических решений для повышения качества водоизоляции высокопроницаемых коллекторов, в том числе и используемых в данном изобретении.
В частности, из патентной литературы известно использование гидролизованных в щелочи отходов полиакрилонитрильного волокна [Патент РФ №2171371 «Способ кислотной обработки трещиновато-пористых коллекторов с высокой обводненностью», E21B 43/27, 43/22]. Однако в литературе не упоминается о последовательной закачке водоизолирующих композиций с уменьшающейся вязкостью. Все применяемые водоизолирующие композиции имели постоянную вязкость, что приводило к изоляции только крупных каналов при высокой вязкости композиции или уходу в высокопористые пласты маловязких водоизолирующих композиций при попытке изоляции пор мелких размеров.
Таким образом, применение всего комплекса приемов, предложенных в изобретении, позволяет обеспечить не достигавшийся ранее эффект одновременной изоляции пор различного размера и проницаемости одной водоизолирующей композицией.
Это свидетельствует о соответствии предлагаемого изобретения критерию «изобретательский уровень».
Эффективность заявленного способа и способа по прототипу оценивалась на установке исследования проницаемости кернов (УИПК). В качестве пористой среды были отобраны карбонатные образцы пород (керны) с проницаемостью по воде 0,307 мкм2, 0,375 мкм2, 2,404 мкм2, 2,501 мкм2.
После закачки реагентов по прототипу и заявленному способу определялась степень кольматации 
,
где Ko - начальная проницаемость образца, мкм2; Kk - конечная проницаемость образца, мкм) при положительном (репрессии) и отрицательном (депрессии) дифференциальных давлениях).
Результаты представлены в таблице 2.
Из приведенной таблицы видно, что закачивание реагентов по прототипу дает степень кольматации при репрессии - 88%, 81%, при депрессии - 56%, 67,48%, а закачивание реагентов по предлагаемому способу повышает степень кольматации при репрессии до 99,83%, 99,88%, при депрессии до 98,37%, 98,5%.
Это объясняется тем, что снижение проницаемости кернов в прототипе осуществляется по механизму коркообразования, т.е. без проникновения осадка в глубину пласта, что при отрицательном дифференциальном давлении приводит к выносу образующегося осадка и снижению эффективности водоизоляции.
В предлагаемом способе снижение проницаемости пласта происходит внутри пласта путем создания кольматационного экрана, поэтому обеспечивается высокая степень кольматации как на репрессии, так и при депрессии.
Реализация предлагаемого способа осуществляется в следующей последовательности:
1. Проводят комплекс геофизических и промысловых исследований, определяют приемистость пласта при давлении 6-8 МПа закачкой 3-6 м3 жидкости.
2. В скважину на герметичных насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм опускают пакер, промывают скважину, устанавливают пакер (проводят его распакеровку) на 10-15 м выше верхней отметки перфорации, а нижний конец труб - на уровне нижней отметки.
3. Закачивают ингредиенты в следующей последовательности:
- расчетный объем 20%-ного хлористого кальция;
- буферный слой пресной воды 0,5-1,0 м3;
- расчетный объем ГОПАН с концентрацией 10% + 0,1% ПАН при давлении, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта;
- буферный слой пресной воды 0,5-1,0 м3;
- расчетный объем 20%-ного хлористого кальция;
- буферный слой пресной воды 0,5-1,0 м3;
- расчетный объем ГОПАН с концентрацией 10% при давлении, равном 30% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта;
- буферный слой пресной воды 0,5-1,0 м3;
- расчетный объем 20%-ного хлористого кальция;
- буферный слой пресной воды 0,5-1,0 м3;
- расчетный объем ГОПАН с концентрацией 5%, получаемой путем разбавления водой предыдущей порции ГОПАН в 2 раза, при давлении закачки на устье скважины, равном 40% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта;
- буферный слой пресной воды 0,5-1,0 м3;
- расчетный объем 20%-ного хлористого кальция;
- буферный слой пресной воды 0,5-1,0 м3;
- расчетный объем ГОПАН с концентрацией 2,5%, получаемой путем разбавления водой предыдущей порции ГОПАН в 2 раза, при давлении закачки на устье скважины, равном 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта;
- буферный слой пресной воды 0,5-1,0 м3;
- 15%-ный раствор соляной кислоты;
- продавочная жидкость (техническая вода) в количестве 1,5 объема насосно-компрессорных труб.
Концентрации растворов выражены в массовых процентах.
4. Скважину оставляют в покое 12-16 часов для коагуляции изолирующей смеси.
5. После завершения реакции срывают пакер, промывают скважину технической водой в объеме не менее 0,5 объема скважины обратной промывкой.
7. Поднимают пакер, спускают глубинно-насосное оборудование и вводят скважину в эксплуатацию.
Предлагаемый способ применили для обработки добывающей скважины №130 Черновского месторождения. Данная скважина эксплуатирует продуктивный карбонатный пласт В-2 (верейский). До обработки скважины: дебит по жидкости 22 м3/сут, дебит по нефти 4,4 м3/сут, обводненность 80%. Давление гидроразрава пласта 32 МПа.
В скважину №130 последовательно закачали:
- хлористый кальций 20%, 6 м3;
- пресную воду, 1 м3;
- ГОПАН 10% + 0,1% ПАН, 5 м3 при давлении закачки на устье скважины 20% от давления гидроразрыва пласта - 6,4 МПа;
- пресную воду, 1 м3;
- хлористый кальций 20%, 6 м3;
- пресную воду, 1 м3;
- ГОПАН 10%, 5 м при давлении закачки на устье скважины 30% от давления гидроразрыва пласта - 9,6 МПа;
- пресную воду, 1 м3;
- хлористый кальций 20%, 6 м3;
- пресную воду, 1 м3;
- ГОПАН 5%, 5 м3 при давлении закачки на устье скважины 40% от давления гидроразрыва пласта - 12,8 МПа;
- пресную воду, 1 м3;
- 15%-ный раствор соляной кислоты, 5 м3;
- продавочную жидкость в количестве 1,5 объема насосно-компрессорных труб.
Скважину оставили на 12 часов для коагуляции изолирующей смеси.
После завершения реакции сорвали пакер, промыли скважину технической водой в объеме 0,5 объема скважины обратной промывкой, спустили глубинно-насосное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию.
После обработки скважины: дебит по жидкости 5,6 м3/сут, обводненность 13% (снизилась на 96%), дебит по нефти 5,9 м3/сут (увеличился на 34%). Продолжительность воздействия 12 месяцев.
Таким образом, применение заявленного способа в нефтегазодобывающей промышленности позволяет:
- повысить эффективность водоизоляции (кольматации) обводнившихся пропластков пород в нефтяных пластах с неоднородными фильтрационными свойствами;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и объем попутной воды;
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных карбонатных коллекторов.
Данный пример реализации способа указывает на соответствие предлагаемого изобретения критерию «промышленная применимость».
| Таблица 2 | ||||||
| Начальная проницаемость керна по воде, мкм2 | Последовательность и объемы закачки реагентов, мл | Давление закачки реагентов, МПа | Конечная проницаемость керна по воде при репрессии, мкм2 | Конечная проницаемость керна по воде при депрессии, мкм2 | Степень кольматации керна при репрессии, % | Степень кольматации керна при депрессии, % |
| Прототип | ||||||
| 0,375 | Хлористый кальций 20%, 6 мл | 4 | 0,045 | 0,165 | 88,0 | 56,00 |
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| ГОПАН 10%, 5 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| Хлористый кальций 20%, 6 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| ГОПАН 10%, 5 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| 2,501 | Хлористый кальций 20%, 6 мл | 4 | 0,475 | 0,8131 | 81,01 | 67,48 |
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| ГОПАН 10%, 5 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| Хлористый кальций 20%, 6 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| ГОПАН 10%, 5 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| Хлористый кальций, 6 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| ГОПАН 10%, 5 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| Хлористый кальций 20%, 6 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| Предлагаемый способ | ||||||
| 0,307 | Хлористый кальций 20%, 6 мл | 4 | 0,0005 | 0,0050 | 99,83 | 98,37 |
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| ГОПАН 10%, 5 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| Хлористый кальций 20%, 6 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| ГОПАН 5%, 5 мл | 5 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 5 | |||||
| 2,404 | Хлористый кальций 20%, 6 мл | 4 | 0,028 | 0,034 | 99,88 | 98,5 |
| Пресная вода, 1 мл | 4 | |||||
| ГОПАН 10% + 0,1% ПАН, 5 мл | 4 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 6 | |||||
| Хлористый кальций 20%, 6 мл | 6 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 6 | |||||
| ГОПАН 10%, 5 мл | 6 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 8 | |||||
| Хлористый кальций 20%, 6 мл | 8 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 8 | |||||
| ГОПАН 5%, 5 мл | 8 | |||||
| Пресная вода, 1 мл | 8 | |||||
Claims (1)
- Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов, включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, отличающийся тем, что указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008129078/03A RU2383724C1 (ru) | 2008-07-15 | 2008-07-15 | Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008129078/03A RU2383724C1 (ru) | 2008-07-15 | 2008-07-15 | Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008129078A RU2008129078A (ru) | 2010-01-20 |
| RU2383724C1 true RU2383724C1 (ru) | 2010-03-10 |
Family
ID=42120442
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008129078/03A RU2383724C1 (ru) | 2008-07-15 | 2008-07-15 | Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2383724C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569101C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам |
| RU2784709C1 (ru) * | 2022-06-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти |
-
2008
- 2008-07-15 RU RU2008129078/03A patent/RU2383724C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВЫГОДСКИЙ М.Я. Справочник по элементарной математике. - М.: Наука, 1976, с.103. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569101C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам |
| RU2784709C1 (ru) * | 2022-06-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008129078A (ru) | 2010-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2720717C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2383724C1 (ru) | Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов | |
| RU2084621C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины | |
| RU2603986C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| RU2208150C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| CN106050197A (zh) | 一种弱碱三元复合驱增油机理的分析方法 | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2290504C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2494243C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2253730C1 (ru) | Способ снижения обводненности продукции в нефтяной скважине | |
| RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
| RU2206732C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2263773C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2341651C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами | |
| RU2334086C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2059788C1 (ru) | Способ заканчиваний нефтяных скважин | |
| RU2156356C1 (ru) | Способ гидроразрыва нефтяного пласта | |
| RU2304698C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2258135C1 (ru) | Способ доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100716 |