RU2549639C1 - Oil deposit development method - Google Patents

Oil deposit development method Download PDF

Info

Publication number
RU2549639C1
RU2549639C1 RU2013151579/03A RU2013151579A RU2549639C1 RU 2549639 C1 RU2549639 C1 RU 2549639C1 RU 2013151579/03 A RU2013151579/03 A RU 2013151579/03A RU 2013151579 A RU2013151579 A RU 2013151579A RU 2549639 C1 RU2549639 C1 RU 2549639C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
injection
oil
volume
displacement agent
wells
Prior art date
Application number
RU2013151579/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2013151579A (en
Inventor
Юлий Андреевич Гуторов
Ленар Гамбарович Рахмаев
Original Assignee
Юлий Андреевич Гуторов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Юлий Андреевич Гуторов filed Critical Юлий Андреевич Гуторов
Priority to RU2013151579/03A priority Critical patent/RU2549639C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2549639C1 publication Critical patent/RU2549639C1/en
Publication of RU2013151579A publication Critical patent/RU2013151579A/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil-producing industry, in particular to oil field development with flooding. According to the method the displacement agent is injected and oil is withdrawn through the system of injection and production wells. The flooding mode is changed during the development. The displacement agent is injected into the injection well in intensive mode. Using the surface measuring instruments that are a part of an automated process control system the change of extracted oil volume growth depending on the displacement agent injection volume growth until the moment of fast drop of the extracted oil volume is monitored in real time. Then the displacement agent injection volume after which the named drop occurred is recorded. Further injection into the injection well is performed in the volume below this pre-set value.
EFFECT: decrease of labour input of control of oil field flooding process during injection of the displacement agent into injection wells.
1 ex, 6 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяных залежей с применением заводнения.The invention relates to the oil industry, to methods for developing oil deposits using water flooding.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента и отбор продукции через систему нагнетательных и добывающих скважин, в котором изменяют систему заводнения в процессе разработки от менее интенсивной к более интенсивной в зависимости от обводненности продукции многократным переходом от выбранной начальной системы заводнения в другие виды системы заводнения (Пат. РФ №1724858, приор. 21.01.1990 г., опубл. 07.04.1992 г.).A known method of developing an oil reservoir, including pumping a displacing agent and selecting products through a system of injection and production wells, in which the waterflood system is changed from less intensive to more intense depending on the water cut of the product by a multiple transition from the selected initial waterflooding system to other types of system water flooding (Pat. RF No. 1724858, prior. 21.01.1990, publ. 07.04.1992).

Известный способ предполагает начальные геофизические и гидродинамические исследования разведочных скважин на разбуриваемой залежи нефти с целью определения коллекторских свойств пласта, учитываемых при выборе системы заводнения.The known method involves the initial geophysical and hydrodynamic studies of exploratory wells on a drilled oil reservoir in order to determine the reservoir properties of the reservoir, taken into account when choosing a waterflooding system.

Недостаток известного способа заключается в сложности технологии проведения способа.The disadvantage of this method is the complexity of the technology of the method.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2230896, заявл. 25.02.2003, опубл. 20.06.2004, МПК Е21В 43/20), который по замыслу авторов позволяет управлять степенью обводненности добываемой продукции методом выравнивания пластового давления между водоносными и нефтеносными зонами залежи путем управления объемами закачки в нагнетательных скважинах и объемами отбора - в эксплуатационных.A known method of developing a waterlogged oil reservoir (RF patent No. 2230896, application form 25.02.2003, publ. 06/20/2004, IPC ЕВВ 43/20), which, according to the authors, allows to control the degree of water cut of produced products by equalizing reservoir pressure between aquifers and oil-bearing zones deposits by controlling injection volumes in injection wells and production volumes in production wells.

Недостатком этого способа является то, что в качестве фактора, влияющего на степень обводненности добываемой продукции, была выбрана разница пластовых давлений между водоносными и нефтеносными зонами, оперативно оценить которую не всегда представляется возможным, особенно в эксплуатационных скважинах, для чего требуются достаточно трудоемкие измерения со специальной скважинной аппаратурой либо путем регистрации кривых восстановления давления («Гидродинамические исследования скважин». Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.К. Ишкаев и др., Москва, ВНИИОЭНГ, 1999, 227 с.), на что уходит достаточно много времени.The disadvantage of this method is that as a factor affecting the degree of water cut of the produced products, the reservoir pressure difference between aquifers and oil-bearing zones was chosen, which is not always possible to quickly evaluate, especially in production wells, which require rather laborious measurements with special by borehole equipment or by recording pressure recovery curves (“Hydrodynamic studies of wells.” RS Khisamov, EI Suleymanov, RK Ishkaev and others, M skva, VNIIOENG, 1999, 227 pp.), which takes a lot of time.

Задачей предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины.The objective of the invention is to reduce the complexity of monitoring the process of water flooding of oil deposits during injection of a displacing agent into injection wells.

Следствием этого своевременного контроля является установление момента прорыва нагнетаемой воды к забоям добывающих скважин и дальнейшее регулирование объема закачки в нагнетательные скважины.The consequence of this timely control is the establishment of the moment of injection water breakthrough to the bottom of production wells and further regulation of the volume of injection into injection wells.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, содержащем закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом с помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.This problem is solved by the fact that in the method of developing an oil reservoir containing injection of a displacing agent and taking oil through a system of injection and production wells, changing the waterflood mode during development, the displacing agent is pumped into the injection well in an intensive mode, while using ground-based means measurements included in the automated process control system, in real time, monitor changes in the volume of oil produced depending on depending on the growth in the volume of injection of the displacing agent until the moment of a sharp decline in the volume of oil produced, then the volume of injection of the displacing agent at which the specified decline occurred is recorded, and further injection into the injection well is carried out in a volume below this set value.

На фиг. 1 представлена схема пятиточечной ячейки расположения нагнетательной скважины 1 и добывающих скважин 2, 3, 4, 5.In FIG. 1 is a diagram of a five-point location cell of injection well 1 and production wells 2, 3, 4, 5.

На фиг. 2 дана динамика изменения объема добываемой нефти (QH) и объема сопутствующей воды (QB) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Qзак) в добывающей скважине 2.In FIG. 2 shows the dynamics of changes in the volume of produced oil (Q H ) and the volume of associated water (Q B ) versus the volume of water pumped into injection well 1 (Q z ) in the producing well 2.

На фиг. 3 дана динамика изменения объема добываемой нефти (QH) и объема сопутствующей воды (QB) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Qзак) в добывающей скважине 3.In FIG. Figure 3 shows the dynamics of changes in the volume of produced oil (Q H ) and the volume of associated water (Q B ) versus the volume of water pumped into injection well 1 (Q z ) in the producing well 3.

На фиг. 4 дана динамика изменения объема добываемой нефти (QH) и объема сопутствующей воды (QB) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Qзак) в добывающей скважине 5.In FIG. 4 shows the dynamics of changes in the volume of produced oil (Q H ) and the volume of associated water (Q B ) versus the volume of water pumped into injection well 1 (Q z ) in the producing well 5.

На фиг. 5 дана динамика изменения объема добываемой нефти (QH) и объема сопутствующей воды (QB) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Qзак) в добывающей скважине 4.In FIG. 5 shows the dynamics of changes in the volume of produced oil (Q H ) and the volume of associated water (Q B ) versus the volume of water pumped into injection well 1 (Q z ) in the producing well 4.

На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Qзак.In FIG. 6 shows the configuration of the front of oil displacement from the moment of increasing Q Zak .

Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Qзак=Qmax.Curve (a) corresponds to the uniform propagation of the oil displacement front at Q zak = Q max .

Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Qзак>Qmax в направлении скважин 3 и 4.Curve (b) corresponds to the beginning of uneven distribution of the front of oil displacement at Q zak > Q max in the direction of wells 3 and 4.

Кривая (в) соответствует неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Qзак>>Qmax в направлении скважин 3 и 4.Curve (c) corresponds to the uneven distribution of the oil displacement front at Q zak >> Q max in the direction of wells 3 and 4.

В реальных условиях контролировать расход закачиваемой и отбираемой продукции не представляет затруднений, т.к. практически все скважины оснащены наземными расходомерами, входящими в промысловую компьютезированную систему АСУ-ТП, (автоматизированная система управления технологическим процессом), что позволяет отслеживать эти параметры в реальном масштабе времени.In real conditions, it is not difficult to control the flow of pumped and sampled products. almost all wells are equipped with ground-based flow meters that are part of the automated control system ACS-TP (automated process control system), which allows you to track these parameters in real time.

Анализ промысловых исследований, представленных на фиг. 2-5, показал, что по добывающим скважинам 2 и 5 (фиг. 2 и фиг. 4) наблюдается рост объема отобранной нефти (QH) и падение объема сопутствующей воды (QB), а по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5) наблюдается экстремальная зависимость между этими параметрами, когда по мере роста объема закачки воды (Qзак) в нагнетательную скважину 1 наблюдается сначала рост добываемой нефти, а затем - спад, после достижения некоторого максимального значения Qзак=Qmax, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (QB) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).The analysis of the field studies shown in FIG. 2-5, showed that for producing wells 2 and 5 (Fig. 2 and Fig. 4), an increase in the volume of selected oil (Q H ) and a decrease in the volume of associated water (Q B ) are observed, and for wells 3 and 4 (Fig. 3 and Fig. 5) there is an extreme relationship between these parameters when, as the volume of water injected (Q Zack ) into injection well 1 increases, the production of oil is first observed, and then there is a decline, after reaching a certain maximum value of Q Zack = Q max , wherein the pattern of change in volume concomitant water (Q B) is the opposite character ( "mirrored ") (FIG. 3 and FIG. 5).

Экспериментальные исследования показали, что наблюдаемая по скважинам 3 и 4 экстремальная зависимость объясняется причинами проявления техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки (QB) выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок.Experimental studies have shown that the extreme dependence observed in wells 3 and 4 is explained by the causes of the occurrence of technogenic hydraulic fracturing caused by an excess of the injection volume (Q B ) above the permissible level, which led to an abrupt manifestation of the rock permeability anisotropy composing the selected area.

При этом из механики горных пород известно (А.И. Спивак, А.Н. Попов. Механика горных пород. М., Недра, 1975 и П.М. Усачев. Гидравлический разрыв пласта. М., Недра, 1986), что после возникновения трещины гидроразрыва, если опять сбросить давление нагнетания, то произойдет смыкание трещины, и проницаемость пласта станет опять изотропной. Таким образом, процесс раскрытия-закрытия трещины является обратимым. В том случае, когда раскрытость трещины хотят сохранить, то в нее закачивают расклинивающий материал - проппант, и тогда после сброса давления раскрытость трещины сохраняется.Moreover, it is known from rock mechanics (A.I. Spivak, A.N. Popov. Rock mechanics. M., Nedra, 1975 and P.M. Usachev. Hydraulic fracturing. M., Nedra, 1986) that after a hydraulic fracture occurs, if the discharge pressure is again relieved, the fracture closes and the permeability of the formation becomes again isotropic. Thus, the crack opening-closing process is reversible. In the case when they want to preserve the openness of the crack, proppant is proppant injected into it, and then after the pressure is released, the openness of the crack is maintained.

Таким образом, выявлено влияние неоднородности проницаемости горной породы, слагающей участок добычи нефти, на характер приемистости (Qзак), которую следует учитывать при дальнейшем выборе режима закачки воды в нагнетательную скважину.Thus, the influence of the heterogeneity of the rock permeability composing the oil production site on the nature of the injectivity (Q zak ), which should be taken into account when further choosing the mode of water injection into the injection well, is revealed.

На основе полученных результатов следует вывод о том, что объем закачки (Qзак) на участках месторождения, подтвержденных техногенному гидроразрыву, вызванному превышением его объема, и соответствующего ему давления закачки выше допустимого уровня, следует удерживать ниже величины, вызывающей проявление анизотропии проницаемости объекта закачки, приводящей к возникновению техногенного гидроразрыва.Based on the results obtained, it follows that the injection volume (Q Zak ) in the areas of the field confirmed by technogenic fracturing caused by the excess of its volume and the corresponding injection pressure is above the acceptable level should be kept below the value causing the permeability anisotropy of the injection object, leading to the emergence of technogenic fracturing.

При реализации заявленного способа производят закачку воды в нагнетательную скважину в интенсивном режиме с мониторингом изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки воды до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки воды, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку воды в указанной зоне производят в объеме ниже этой установленной величины.When implementing the inventive method, water is injected into the injection well in an intensive mode with monitoring of changes in the volume of oil produced depending on the growth in the volume of water pumped up to the moment of a sharp drop in the volume of oil produced, then the amount of water pumped at which the specified drop occurred is recorded and further water injection in the specified zone is carried out in a volume below this set value.

При таком режиме нагнетания воды не происходит ее прорыв по осям анизотропии проницаемости пласта, в зоне которой находятся добывающие скважины, тем самым уменьшается обводненность добываемой продукции.In this mode of water injection, it does not break through the axes of anisotropy of the permeability of the formation, in the zone of which there are production wells, thereby reducing the water content of the produced products.

Примером выполнения способа служит полученная экспериментально зависимость по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5), в которых наблюдается экстремальная зависимость между ростом объема закачки воды (Qзак) в нагнетательную скважину 1 и начальным ростом добываемой нефти (QH) до максимальной величины, а затем - спад, после достижения максимального значения Qзак=Qmax, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (QB) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).An example of the method is the experimentally obtained dependence for wells 3 and 4 (Fig. 3 and Fig. 5), in which there is an extreme relationship between the increase in the volume of water injected (Q Zak ) into injection well 1 and the initial growth of produced oil (Q H ) to the maximum value, and then the decline, after reaching the maximum value of Q Zak = Q max , while the pattern of change in the volume of associated water (Q B ) is the opposite (“mirror”) (Fig. 3 and Fig. 5).

Резкий спад добываемой нефти объясняется явлением техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки Qзак выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок, на которых находятся скважины 3 и 4.The sharp decline in the produced oil is explained by the phenomenon of technogenic hydraulic fracturing caused by the excess of the injection volume Q Zc above the permissible level, which led to an abrupt manifestation of anisotropy of rock permeability, which composes the selected area, in which wells 3 and 4 are located.

На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Qзак.In FIG. 6 shows the configuration of the front of oil displacement from the moment of increasing Q Zak .

Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Qзак=Qmax.Curve (a) corresponds to the uniform propagation of the oil displacement front at Q zak = Q max .

Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Qзак>Qmax в направлении скважин 3 и 4.Curve (b) corresponds to the beginning of uneven distribution of the front of oil displacement at Q zak > Q max in the direction of wells 3 and 4.

Кривая (в) соответствует увеличивающемуся неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Qзак>>Qmax в направлении скважин 3 и 4.Curve (c) corresponds to an increasing uneven distribution of the front of oil displacement at Q zak >> Q max in the direction of wells 3 and 4.

Динамика изменения конфигурации фронта вытеснения нефти отражает проявление анизотропии пласта в направлении скважин 3 и 4 с момента увеличения объема нагнетаемой воды выше допустимого, вызывающего техногенный разрыв пласта, при котором происходит рост обводненности нефти, что характеризуется кривой (QB) на фиг. 3 и фиг. 5.The dynamics of the change in the configuration of the oil displacement front reflects the manifestation of reservoir anisotropy in the direction of wells 3 and 4 from the moment the volume of injected water increases above the permissible level, causing technogenic fracture of the reservoir, at which oil water cut increases, which is characterized by the curve (Q B ) in FIG. 3 and FIG. 5.

Claims (1)

Способ разработки нефтяной залежи, содержащий закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, отличающийся тем, что производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом с помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины. A method for developing an oil reservoir containing injection of a displacing agent and selection of oil through a system of injection and production wells, changing the waterflood mode during the development process, characterized in that the displacing agent is injected into the injection well in an intensive mode, while using ground-based measuring instruments included in an automated process control system, in real time, they monitor changes in the growth of oil production depending on growth the volume of injection of the displacing agent until a sharp drop in the volume of oil produced, then the volume of injection of the displacing agent at which the specified decline occurred is recorded, and further injection into the injection well is carried out in a volume below this set value.
RU2013151579/03A 2013-11-19 2013-11-19 Oil deposit development method RU2549639C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013151579/03A RU2549639C1 (en) 2013-11-19 2013-11-19 Oil deposit development method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013151579/03A RU2549639C1 (en) 2013-11-19 2013-11-19 Oil deposit development method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2549639C1 true RU2549639C1 (en) 2015-04-27
RU2013151579A RU2013151579A (en) 2015-05-27

Family

ID=53284856

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013151579/03A RU2549639C1 (en) 2013-11-19 2013-11-19 Oil deposit development method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2549639C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2776551C1 (en) * 2021-12-24 2022-07-22 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining the optimal compensation for the selection of products at the site of the development of an oil field

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5305829A (en) * 1992-09-25 1994-04-26 Chevron Research And Technology Company Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive
RU2090744C1 (en) * 1995-06-06 1997-09-20 Хазиев Нагим Нуриевич Method of development of oil deposit
RU2125648C1 (en) * 1998-02-24 1999-01-27 Научно-техническое объединение "ИТИН" Method for increasing oil recovery from oil deposit
RU2229588C1 (en) * 2002-10-07 2004-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for exploitation of drowned oil deposit
RU2297523C2 (en) * 2005-07-11 2007-04-20 Закрытое акционерное общество "Алойл" Oil formation treatment method
RU2387817C1 (en) * 2009-04-10 2010-04-27 Камиль Мамедович Мирзоев Method to increase oil field recovery and oil production
RU2418943C1 (en) * 2010-04-16 2011-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of oil deposit
RU2471971C1 (en) * 2011-09-01 2013-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of non-homogeneous oil deposit

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5305829A (en) * 1992-09-25 1994-04-26 Chevron Research And Technology Company Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive
RU2090744C1 (en) * 1995-06-06 1997-09-20 Хазиев Нагим Нуриевич Method of development of oil deposit
RU2125648C1 (en) * 1998-02-24 1999-01-27 Научно-техническое объединение "ИТИН" Method for increasing oil recovery from oil deposit
RU2229588C1 (en) * 2002-10-07 2004-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for exploitation of drowned oil deposit
RU2297523C2 (en) * 2005-07-11 2007-04-20 Закрытое акционерное общество "Алойл" Oil formation treatment method
RU2387817C1 (en) * 2009-04-10 2010-04-27 Камиль Мамедович Мирзоев Method to increase oil field recovery and oil production
RU2418943C1 (en) * 2010-04-16 2011-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of oil deposit
RU2471971C1 (en) * 2011-09-01 2013-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of non-homogeneous oil deposit

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2776551C1 (en) * 2021-12-24 2022-07-22 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining the optimal compensation for the selection of products at the site of the development of an oil field

Also Published As

Publication number Publication date
RU2013151579A (en) 2015-05-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Zechner et al. Simulation of polymer injection under fracturing conditions—an injectivity pilot in the Matzen field, Austria
Wang et al. Key aspects of project design for polymer flooding at the Daqing Oilfield
CA2836528C (en) Cyclic solvent hydrocarbon recovery process using an advance-retreat movement of the injectant
EA037344B1 (en) Thermally induced low flow rate fracturing
CN104508079A (en) Methods of improving hydraulic fracture network
CN104915512A (en) Method for predicting recovery percentage and water cut of oil field
Wu et al. Study of alkaline/polymer flooding for heavy-oil recovery using channeled sandpacks
Zolfaghari et al. An experimental study of CO2-low salinity water alternating gas injection in sandstone heavy oil reservoirs
Wei Advances in polymer flooding
RU2678739C1 (en) Method of super-viscous oil field development
CN110259421A (en) A kind of broken up compact oil reservoir water filling supplement ENERGY METHOD
RU2515651C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
Mukherjee et al. CO2 Foam Pilot in Salt Creek Field, Natrona County, WY-Phase I-Laboratory Work, Reservoir Simulation, and Initial Design
RU2431744C1 (en) Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells
RU2513484C1 (en) Method for development of sticky oil and bitumen accumulation
CN109296363A (en) Extra-low permeability oil reservoirs CO2Drive initial productivity prediction technique
RU2283947C1 (en) Method for oil pool development with horizontal wells
RU2549639C1 (en) Oil deposit development method
Shangguan et al. The effect of physical property change on the water flooding development in Changqing oilfield Jurassic low permeability reservoir
CN106958437A (en) A kind of wellfracturing improves recovery ratio new method
CN105673004A (en) High pour-point oil pool exploitation method
CN107760293A (en) A kind of pressure break Pad fluid processing method
RU2517674C1 (en) Development method of non-homogeneous oil deposit
RU2012114259A (en) METHOD FOR INCREASING OIL, GAS CONDENSATES AND GAS PRODUCTION FROM DEPOSITS AND ENSURING UNINTERRUPTED OPERATION OF PRODUCING AND EXPRESSIVE WELLS
RU2490437C1 (en) Procedure for development of hydrocarbon deposit

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20161120