RU2539485C1 - Method for oil bed development - Google Patents
Method for oil bed development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2539485C1 RU2539485C1 RU2014109906/03A RU2014109906A RU2539485C1 RU 2539485 C1 RU2539485 C1 RU 2539485C1 RU 2014109906/03 A RU2014109906/03 A RU 2014109906/03A RU 2014109906 A RU2014109906 A RU 2014109906A RU 2539485 C1 RU2539485 C1 RU 2539485C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- water
- surfactant
- centre
- Prior art date
Links
Landscapes
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous terrigenous or carbonate reservoirs.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом и полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающую скважину. В пласт с малоактивной нефтью закачивают водный раствор щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом с предварительно определенной оптимальной концентрацией, после чего скважину останавливают на время, достаточное для получения максимального значения коэффициента нефтевытеснения, достигнутого при проведении процесса капиллярной пропитки (патент РФ 2070282, кл. E21B 43/22, опубл. 10.12.1996).A known method of developing an oil reservoir, including the sequential injection into the reservoir through an injection well of an aqueous solution of alkali with a nonionic surfactant and polymer, followed by flooding and selection of oil through a producing well. An aqueous solution of alkali with a nonionic surfactant with a predetermined optimal concentration is pumped into a low-oil reservoir with a predetermined optimal concentration, after which the well is stopped for a time sufficient to obtain the maximum oil displacement coefficient achieved during the capillary impregnation process (RF patent 2070282, class E21B 43/22, publ. 10.12.1996).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающий отбор нефти через добывающую скважину и чередующуюся закачку в пласт щелочных оторочек глинистой суспензии и дисперсии полимера. В щелочные оторочки дополнительно вводят поверхностно-активные вещества ПАВ и их предварительно вспенивают, при этом в щелочную дисперсию полимера дополнительно вводят реагент ″Комета-Р″ (патент РФ №2211317, опубл. 27.08.2003 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of influencing an oil reservoir with heterogeneous reservoirs, including the selection of oil through a production well and alternating injection into the formation of alkaline rims of a clay suspension and polymer dispersion. Surfactant surfactants are additionally introduced into alkaline rims and pre-foamed, while the comet-P reagent is additionally introduced into the polymer alkaline dispersion (RF patent No. 2211317, publ. 08/27/2003 - prototype).
Общим недостатком известных способов является невысокий коэффициент вытеснения при разработке неоднородных коллекторов, особенно гидрофобных или со смешанной смачиваемостью и соответственно невысокая нефтеотдача пласта.A common disadvantage of the known methods is the low displacement coefficient in the development of heterogeneous reservoirs, especially hydrophobic or with mixed wettability and, accordingly, low oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента вытеснения и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the displacement coefficient and increasing oil recovery of the reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, полимер, поверхностно-активное вещество (ПАВ), культуру микроорганизмов (КМ), питательную среду (ПС) и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению на начальном этапе разработку месторождения ведут закачкой воды в объеме, достаточном для достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой не менее 50%, после достижения отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти более 70% строят карты распределения удельных на 1 м2 площади остаточных геологических запасов нефти (ОГЗ), выявляют выработанные участки пласта, где в очаговые нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, полимер не более 1, ПАВ не более 0,5, KM не более 0,05, ПС не более 0,5, вода остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ОГЗ для каждого очага С определяют по зависимости
где xmax и xmin - значение соответственно максимальных и минимальных удельных ОГЗ, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава.where x max and x min are the values of the maximum and minimum specific OGZs, respectively, the injection cycles of the rims of the composition are repeated when the oil production rate drops to the level before the composition is injected.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу терригенного или карбонатного нефтяного пласта, разрабатываемого с применением физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН), таких как АСП (закачка щелочи, ПАВ и полимера) и различных биологических МУН, существенное влияние оказывает неоднородность коллектора и его гидрофобность. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить задачи повышения нефтеотдачи в таких условиях. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента вытеснения и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a terrigenous or carbonate oil reservoir, developed using physicochemical methods for increasing oil recovery (EOR), such as ASP (alkali, surfactant and polymer injection) and various biological EOR, is significantly affected by reservoir heterogeneity and its hydrophobicity. Existing technical solutions do not fully allow fulfilling the tasks of increasing oil recovery in such conditions. The proposed invention solves the problem of increasing the displacement coefficient and increasing oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Продуктивный пласт нефтяного месторождения, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора, разрабатывается очаговым заводнением: в центре каждого очага расположена нагнетательная скважина с добывающими скважинами вокруг.A productive reservoir of an oil field, represented by a terrigenous or carbonate type of reservoir, is developed by focal water flooding: in the center of each focus there is an injection well with producing wells around.
Продуктивный пласт разрабатывают закачкой пресной, сточной или пластовой воды. После достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой не менее 50% и отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти более 70% строят карты распределения удельных на 1 м2 площади ОГЗ. По картам выявляют выработанные участки пласта. Для очагов с наименьшими ОГЗ закачивают оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас. %:Productive layer is developed by injection of fresh, waste or produced water. After the accumulated compensation of liquid extraction by at least 50% is reached and oil extraction from the initial recoverable oil reserves of more than 70% is reached, distribution maps of specific for 1 m 2 of OGZ area are built. The maps reveal the developed areas of the reservoir. For foci with the smallest OGZ, a rim of the solution is injected containing the following components, wt. %:
- щелочь - не более 5,- alkali - not more than 5,
- полимер - не более 1,- polymer - not more than 1,
- ПАВ - не более 0,5,- surfactant - not more than 0.5,
- KM - не более 0,05,- KM - not more than 0.05,
- ПС - не более 0,5,- PS - not more than 0.5,
- вода - остальное.- water - the rest.
С изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ОГЗ для каждого очага С определяют по зависимости
где xmax и xmin - значение соответственно максимальных и минимальных удельных ОГЗ.where x max and x min are the values of the maximum and minimum specific OGZs, respectively.
Таким образом, для наибольших ОГЗ ведут закачку только воды без добавления состава веществ (т.е. содержание щелочи, полимера, ПАВ, микроорганизмов с питательной средой составляет 0). Для промежуточных значений ОГЗ закачивают состав с концентрацией веществ С пропорционально остаточным запасам.Thus, for the largest OGZs, only water is injected without adding a substance composition (i.e., the content of alkali, polymer, surfactant, microorganisms with a nutrient medium is 0). For intermediate OGZ values, a composition with a concentration of substances C is pumped in proportion to the residual reserves.
Согласно расчетам, если компенсации отбора жидкости закачкой менее 50%, то пласт недостаточно заводнен и прирост нефтеотдачи от закачки щелочи, полимера, ПАВ и микроорганизмов практически не отличается от закачки воды без данных веществ. Также если отбор нефти от начальных извлекаемых запасов нефти менее 70%, то расчеты показали, что закачка веществ экономически нецелесообразна ввиду возможности применения обычного заводнения и достижения аналогичных темпов отбора. Таким образом, применение метода целесообразно проводить для более заводненных и более выработанных пластов.According to the calculations, if the compensation for fluid withdrawal by injection is less than 50%, the reservoir is not sufficiently water-filled and the increase in oil recovery from injection of alkali, polymer, surfactants and microorganisms is practically the same as water injection without these substances. Also, if the selection of oil from the initial recoverable oil reserves is less than 70%, the calculations showed that the injection of substances is not economically feasible due to the possibility of using conventional water flooding and achieving similar rates of selection. Thus, it is advisable to carry out the application of the method for more flooded and more developed reservoirs.
Подобный подход с закачкой в зоны с наименьшими запасами нефти максимальной концентрации веществ в воде позволяет лучше вырабатывать данные участки за счет повышения коэффициента вытеснения. При этом чем больше запасов нефти, тем концентрацию веществ в воде необходимо уменьшать. Таким образом, метод позволяет повысить равномерность выработки запасов нефти и, соответственно, коэффициент нефтеизвлечения.A similar approach with injection into zones with the smallest oil reserves of the maximum concentration of substances in water makes it possible to better develop these areas by increasing the displacement coefficient. Moreover, the greater the oil reserves, the concentration of substances in the water must be reduced. Thus, the method allows to increase the uniformity of oil reserves development and, accordingly, the oil recovery coefficient.
Циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава.The injection cycles of the rims of the composition are repeated when the oil production rate drops to the level before the injection of the composition.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта месторождения.Development is carried out until the full economically viable development of the reservoir.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.The result of the implementation of this method is to increase the displacement coefficient and increase oil recovery of the reservoir.
Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method
Продуктивный пласт нефтяного месторождения, представленный карбонатным типом коллектора, разрабатывается с заводнением сточной водой. На продуктивный пласт пробурены четыре нагнетательные скважины и девять добывающих скважин по сетке 300×300 м. Каждая нагнетательная скважина с окружающими добывающими представляет из себя очаг заводнения. Таким образом, выделяют четыре очага.The oil reservoir, represented by the carbonate type of reservoir, is developed with waterflooding. Four injection wells and nine production wells were drilled into the producing formation along a 300 × 300 m grid. Each injection well with surrounding production wells is a waterflood. Thus, four foci are distinguished.
После достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой 50% и отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти 70% строят карты распределения удельных на 1 м2 площади остаточных геологических запасов. По картам выявляют выработанные участки пласта. Так средние удельные остаточные геологические запасы нефти для каждого очага составляют:After the accumulated compensation for liquid selection by 50% injection and oil recovery from the initial recoverable oil reserves of 70% is achieved, maps of the distribution of specific per 1 m 2 area of residual geological reserves are built. The maps reveal the developed areas of the reservoir. So the average specific residual geological oil reserves for each outbreak are:
- 0,2 т/м2 для первого очага,- 0.2 t / m 2 for the first focus,
- 0,4 т/м2 для второго очага,- 0.4 t / m 2 for the second outbreak,
- 0,8 т/м2 для третьего очага,- 0.8 t / m 2 for the third source,
- 0,7 т/м2 для четвертого очага.- 0.7 t / m 2 for the fourth outbreak.
Для первого очага с наименьшими остаточными запасами (т.е. с y1=1) закачивают оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас. %:For the first source with the smallest residual reserves (i.e., with y 1 = 1), a rim of the solution is pumped with the following components, wt. %:
- вода сточная - 92,95.- waste water - 92.95.
Для третьего очага с наибольшими остаточными запасами ведут закачку только сточной воды без добавления компонентов. Для промежуточных значений остаточных запасов (т.е. второго и четвертого очагов) закачивают состав с концентрацией компонентов пропорционально остаточным запасам. Чтобы найти коэффициент пропорциональности, составляют систему уравнений линейного вида y=a·x+b, зная что для удельных запасов 0,8 т/м2 значение коэффициента пропорциональности y3 составляет 1, а для удельных запасов 0,2 т/м2 значение коэффициента пропорциональности y1=0:For the third source with the largest residual reserves, only waste water is pumped without adding components. For intermediate values of residual reserves (i.e., the second and fourth outbreaks), the composition is injected with the concentration of components in proportion to the residual reserves. To find the proportionality coefficient, they compose a system of equations of the linear form y = a · x + b, knowing that for specific reserves of 0.8 t / m 2 the value of the proportionality coefficient y 3 is 1, and for specific reserves of 0.2 t / m 2 proportionality coefficient y 1 = 0:
откуда находят a=-1,667 и b=1,333.whence find a = -1.667 and b = 1.333.
Таким образом, получают уравнениеThus, one obtains the equation
где x - значение удельных остаточных геологических запасов нефти для каждого очага, y - коэффициент пропорциональности.where x is the value of the specific residual geological oil reserves for each outbreak, y is the proportionality coefficient.
Находят коэффициенты пропорциональности для второго очага y2=-1,667·x2+1,333=-1,667·0,4+1,333=0,667 и для четвертого очага y4=-1,667·x4+1,333=-1,667·0,7+1,333=0,166.The proportionality coefficients are found for the second focus y 2 = -1.667 · x 2 + 1.333 = -1.667 · 0.4 + 1.333 = 0.667 and for the fourth focus y 4 = -1.667 · x 4 + 1.333 = -1.667 · 0.7 + 1.333 = 0.166.
Для второго очага, зная y2, рассчитывают и закачивают оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас. %,For the second source, knowing y 2 , calculate and inject the rim of the solution containing the following components, wt. %
- вода сточная - 100-(3,34+0,67+0,33+0,03+0,33)=95,30.- waste water - 100- (3.34 + 0.67 + 0.33 + 0.03 + 0.33) = 95.30.
Для четвертого очага, зная y4, рассчитывают и закачивают оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас. %,For the fourth source, knowing y 4 , calculate and pump the rim of the solution containing the following components, wt. %
- вода сточная - 100-(0,83+0,17+0,08+0,01+0,08)=98,83.- waste water - 100- (0.83 + 0.17 + 0.08 + 0.01 + 0.08) = 98.83.
В каждом очаге в качестве щелочи используют NaOH и в качестве полимера - РД-1030 (низкомолекулярный triol polyoxpropylene), ПАВ - АФ 9-20 (неонол по ТУ 2483-077-05766801-98), культуры микроорганизмов - препарат «Деворойл» (штаммы микроорганизмов по ТУ 9291-0,21-45181233-97), питательная среда - диаммоний фосфат (ГОСТ 19651-74 с изм. №№1-4) и перекись водорода (ГОСТ 177-88Е с изм. №1).In each focus, NaOH is used as alkali and RD-1030 (low molecular weight triol polyoxpropylene) as a polymer, surfactant AF 9-20 (neonol according to TU 2483-077-05766801-98), microorganism cultures - Devoroil preparation (strains microorganisms according to TU 9291-0.21-45181233-97), the nutrient medium is diammonium phosphate (GOST 19651-74 with amendment No. 1-4) and hydrogen peroxide (GOST 177-88E with change No. 1).
После закачки данных оторочек скважины пускают в работу. Среднесуточный суммарный дебит нефти со всех девяти добывающих скважин в первый месяц вырос с 40 т/сут до 68 т/сут. Эффект длился 2 года. После падения дебита нефти до 40 т/сут вновь строят карты распределения удельных остаточных геологических запасов нефти, заново рассчитывают коэффициенты пропорциональности, циклы закачки оторочек состава повторяют. Для стимуляции работы очагов с большими удельными остаточными запасами, проводят в добывающих и нагнетательных скважинах нефтекислотные гидроразрывы пласта.After downloading the data, the rims of the well are put into operation. The average daily total oil production from all nine producing wells in the first month increased from 40 tons / day to 68 tons / day. The effect lasted 2 years. After the oil production rate drops to 40 t / day, the distribution maps of the specific residual geological oil reserves are again built, the proportionality coefficients are re-calculated, the injection cycles of the rims of the composition are repeated. To stimulate the operation of foci with large specific residual reserves, oil acid fracturing is carried out in production and injection wells.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта месторождения.Development is carried out until the full economically viable development of the reservoir.
В результате разработки пласта, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с рассматриваемого пласта 188,3 тыс.т нефти, коэффициент вытеснения составил 0,569, коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,410. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 170,8 тыс.т нефти, коэффициент вытеснения составил 0,517, КИН - 0,372. При этом коэффициент вытеснения при закачке сточной воды - 0,462. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,038.As a result of the development of the formation, which limited the watering of production wells to 98%, 188.3 thousand tons of oil were produced from the formation in question, the displacement coefficient was 0.569, and the oil recovery coefficient (CIN) was 0.410. According to the prototype, ceteris paribus, 170.8 thousand tons of oil was produced, the displacement coefficient was 0.517, the recovery factor was 0.372. At the same time, the displacement coefficient during the injection of waste water is 0.462. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.038.
Предлагаемый способ позволяет повысить КИН.The proposed method allows to increase the CIN.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента вытеснения и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.Application of the proposed method will solve the problem of increasing the displacement coefficient and increasing oil recovery of the reservoir.
Claims (1)
где xmax и xmin - значение соответственно максимальных и минимальных удельных ОГЗ, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. A method of developing an oil reservoir, including the development of an oil reservoir by flooding, injection into the injection wells of the rim of an aqueous solution containing alkali, polymer, surfactant - surfactant, a microorganism culture - KM, a nutrient medium - PS and selection of products from production wells, characterized in that at the initial stage, the development of the field is carried out by water injection in an amount sufficient to achieve accumulated compensation for liquid withdrawal by injection of not less than 50%, after reaching the selection of oil from the initial Leca oil more than 70% of the specific build maps of 1 m 2 of area of the residual oil in place - ZUS reveal developed portions of the reservoir, wherein a focal injection wells is carried out of said injection solution in the following ratio, wt. %: alkali no more than 5, polymer no more than 1, surfactant no more than 0.5, KM no more than 0.05, PS no more than 0.5, water the rest, with a change in the concentration of C components in the specified solution in proportion to the established value of the OGZ for each focus C is determined by , where k is the type of component, n is the source number, y is the proportionality coefficient of each source, and y is calculated according to the linear equation y = a · x + b, where x is the value of the specific OGZ of the source, t / m 2 , a, b - the coefficients of the linear equation, which are determined with a y value of x max equal to 0, and with x min equal to 1, from the system of equations:
where x max and x min are the values of the maximum and minimum specific OGZs, respectively, the injection cycles of the rims of the composition are repeated when the oil production rate drops to the level before the composition is injected.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014109906/03A RU2539485C1 (en) | 2014-03-17 | 2014-03-17 | Method for oil bed development |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014109906/03A RU2539485C1 (en) | 2014-03-17 | 2014-03-17 | Method for oil bed development |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2539485C1 true RU2539485C1 (en) | 2015-01-20 |
Family
ID=53288550
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014109906/03A RU2539485C1 (en) | 2014-03-17 | 2014-03-17 | Method for oil bed development |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2539485C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2769612C1 (en) * | 2021-10-29 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3340930A (en) * | 1965-08-16 | 1967-09-12 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery process using aqueous microbiological drive fluids |
US4522261A (en) * | 1983-04-05 | 1985-06-11 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Biosurfactant and enhanced oil recovery |
RU2070282C1 (en) * | 1992-02-21 | 1996-12-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for development of oil formation |
RU2080448C1 (en) * | 1989-11-09 | 1997-05-27 | Сосьете Насьональ Елф Акитэн | Method for introduction of solid particles into natural porous medium |
RU2132941C1 (en) * | 1997-09-02 | 1999-07-10 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of developing oil deposit |
RU2168616C1 (en) * | 2000-06-16 | 2001-06-10 | Хайрединов Нил Шахиджанович | Method of increasing oil recovery of formations |
RU2204014C1 (en) * | 2001-08-15 | 2003-05-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтегазовом производстве (НПО "Нефтепромхим") | Method of oil pool development |
RU2211317C1 (en) * | 2002-10-31 | 2003-08-27 | Соркин Александр Яковлевич | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs |
RU2215132C1 (en) * | 2002-03-22 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development of water-encroached oil reservoirs |
-
2014
- 2014-03-17 RU RU2014109906/03A patent/RU2539485C1/en active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3340930A (en) * | 1965-08-16 | 1967-09-12 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery process using aqueous microbiological drive fluids |
US4522261A (en) * | 1983-04-05 | 1985-06-11 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Biosurfactant and enhanced oil recovery |
RU2080448C1 (en) * | 1989-11-09 | 1997-05-27 | Сосьете Насьональ Елф Акитэн | Method for introduction of solid particles into natural porous medium |
RU2070282C1 (en) * | 1992-02-21 | 1996-12-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for development of oil formation |
RU2132941C1 (en) * | 1997-09-02 | 1999-07-10 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of developing oil deposit |
RU2168616C1 (en) * | 2000-06-16 | 2001-06-10 | Хайрединов Нил Шахиджанович | Method of increasing oil recovery of formations |
RU2204014C1 (en) * | 2001-08-15 | 2003-05-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтегазовом производстве (НПО "Нефтепромхим") | Method of oil pool development |
RU2215132C1 (en) * | 2002-03-22 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development of water-encroached oil reservoirs |
RU2211317C1 (en) * | 2002-10-31 | 2003-08-27 | Соркин Александр Яковлевич | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2769612C1 (en) * | 2021-10-29 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105626006B (en) | Low-permeability oil deposit CO2Drive technical limit well space and determine method | |
CN102504788B (en) | Foaming agent suitable for oil-field development | |
CN105403557B (en) | A kind of screening technique of oil recovery composite microorganism oil-displacing agent | |
EP3337870B1 (en) | Supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
CN102418506A (en) | Chemical flooding injection method for improving recovery rate of crude oil | |
CN112724954B (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
EA030279B1 (en) | Method for microbial control of injection liquid flow in a hydrocarbon reservoir | |
RU2539485C1 (en) | Method for oil bed development | |
Behesht et al. | Model development for MEOR process in conventional non‐fractured reservoirs and investigation of physico‐chemical parameter effects | |
RU2539483C1 (en) | Method for heterogeneous viscous oil bed development | |
CA2916375C (en) | Method of biological permeability modification of oil reservoirs using resident microorganisms and nutrient supplementation | |
RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
CN105735952B (en) | A kind of method that medium to high permeable oil reservoir improves oil recovery factor | |
US9868895B2 (en) | Method of gravity assisted microbiologically enhanced oil recovery by improving the distribution of nutrients introduced into oil producing rock formations | |
RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
US10077393B2 (en) | Biological augmentation of low salinity water flooding to improve oil release using nutrient supplementation of injected low salinity water | |
RU2381354C1 (en) | Oil fields development method | |
CN105781511B (en) | A kind of method of medium to high permeable oil reservoir volume increase | |
RU2483201C1 (en) | Method for increasing oil recovery of production wells | |
RU2820950C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations | |
RU2321732C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
RU2588236C1 (en) | Method for recovery of oil from mined-out areas | |
CN104481479B (en) | Polymer flooding correspondence oil well oil reservoir deep prevents the poly- method altered and inorganic agent used | |
RU2302520C2 (en) | Treatment method for oil field having non-uniform reservoirs |