RU2716673C1 - Способ эксплуатации подземного газохранилища - Google Patents
Способ эксплуатации подземного газохранилища Download PDFInfo
- Publication number
- RU2716673C1 RU2716673C1 RU2019114595A RU2019114595A RU2716673C1 RU 2716673 C1 RU2716673 C1 RU 2716673C1 RU 2019114595 A RU2019114595 A RU 2019114595A RU 2019114595 A RU2019114595 A RU 2019114595A RU 2716673 C1 RU2716673 C1 RU 2716673C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- formation
- water
- wells
- underground
- Prior art date
Links
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 142
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 claims 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 4
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 13
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 6
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 6
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
- B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
Abstract
Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ природного газа, созданных в водоносном пласте или в истощенных газовых пластах с активной краевой водой. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации подземного газохранилища. Предлагается способ, заключающийся в циклическом режиме закачки природного газа через скважины в газосодержащий пласт и отборе газа из этих же скважин с предварительным созданием оторочки для снижения проникновения пластовой воды в газовую часть подземного газохранилища. Закачку газа в начальный период ведут путем закачки в скважины оторочки мелкодисперсной водогазовой смеси. Эту оторочку в последующем продвигают по пласту газом путем закачки в скважины газа. При этом применяют оторочку такой мелкодисперсной водогазовой смеси, что при закачке обеспечивают ее продвижение на отдаленные от нагнетательной скважины зоны пласта с ускоренным ее движением по кровле пласта и выравниванием фронта вытеснения по вертикальному разрезу газохранилища в зоне нагнетательной скважины. При снижении давления при эксплуатации газохранилища обеспечивают в подошвенной зоне пласта такое выделение и такой рост пузырьков в ней, что они блокируют движение воды в вышеотмеченной зоне пласта.
Description
Предлагаемое изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ природного газа (ПХГ), созданных в водоносном пласте и в истощенных газовых пластах с активной краевой водой.
Эксплуатация ПХГ ведется в циклическом режиме - в летний период времени, как правило, ведется закачка газа в подземный природный резервуар, в осенне-зимний период максимального потребления газа промышленными предприятиями и коммунальным хозяйством происходит отбор газа из резервуара. В подземных хранилищах газа, созданных в водоносных пластах и в истощенных газовых пластах с активной краевой водой на определенном расстоянии от скважины по распространению пласта имеется водонасыщенная зона, контур которой при закачке газа перемещается от скважины на периферию, а при отборе газа из скважины, наоборот, стягивается к зоне отбора газа, то есть к скважине. Это приводит к двум негативным явлениям. Во время закачки газа происходит опережающее продвижение газа по наиболее проницаемым каналам и пропласткам пласта, что снижает коэффициент вытеснения воды газом, и, как следствие, уменьшает потенциальные объемы закачки газа при ограниченном максимальном значении давления закачки газа на устье скважин или в призабойной зоне пласта.
При отборе газа из скважин естественным образом снижается пластовое давление, начинается обратное движение к забою скважин не только закачанного газа, но и подошвенных или краевых пластовых вод. По наиболее проницаемым каналам и пропласткам пласта вода доходит до перфорационных отверстий скважины в призабойной зоне пласта и блокирует приток газа в скважину.
Обозначенная проблема существует на большинстве ПХГ, поэтому ее решение является актуальным для успешной и эффективной эксплуатации газохранилищ и магистральных газопроводов.
Известно изобретение «Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях» (патент РФ №2377172, опубл. 27.12.2009, бюл. 36), по которому для сохранения производительности скважин по отбору газа из пласта в скважину предварительно закачивают смесь деэмульгатора и депрессатора, которые при движении газа по колонне лифтовых труб будут исключать образование водо-нефтяной эмульсии и отложений из асфальтенов, смол и парафинов. По изобретению не решаются вопросы повышения качества фильтрации газа в призабойной зоне пласта и в отдаленных зонах, близких к водонасыщенным участкам.
Известен способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре (патент РФ на изобретение №2588500, опубл. 27.06.2016, бюл. 18), по которому в зоне газоводяного контакта на необходимых гипсометрических отметках искусственным путем создают оторочку в виде изолирующего экрана специального состава.
Недостатком способа является то, что способ требует организации контроля местоположения газоводяного контакта и базируется на применении определенных реагентов и компонентов для создания изолирующего экрана.
Создание такой экранирующей оторочки связано с выведением определенного количества эксплуатационных скважин из обычного режима эксплуатации закачки или отбора природного газа.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности эксплуатации подземного газохранилища путем увеличения объемов закачки и отбора природного газа за счет выравнивания фронта вытеснения воды газом и снижения фазовой проницаемости пласта по воде путем снижения скорости движения газа и воды по высокопроницаемым пропласткам и каналам.
Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации подземного газохранилища, заключающемся в циклическом режиме закачки природного газа через скважины в газодержащий пласт и отборе газа из этих же скважин с предварительным созданием оторочки для снижения проникновения пластовой воды в газовую часть ПХГ, согласно изобретению для ПХГ в водоносном пласте и в истощенных газовых пластах с активной краевой водой закачку газа в начальный период ведут путем закачки в скважины оторочки мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС), которую в последующем продвигают по пласту газом путем закачки в скважины газа, с тем, чтобы в процессе закачки МВГС увеличить коэффициент охвата вытеснения пластовой воды газом, а при снижении давления в пласте в процессе отбора газа снизить вероятность продвижения воды к забою скважин благодаря блокировке высокопроницаемых каналов и пропластков пузырьками газа, выделяющимися из МВГС при снижении давления в пласте.
Закачка МВГС приведет к увеличению полноты вытеснения воды газом и росту коэффициента охвата вытеснения пластовой воды закачиваемым газом в отдаленных от скважины зоны с пониженным давлением благодаря большей газонасыщенности и меньшей фазовой проницаемости пласта по воде в зонах с оторочкой водогазовой смеси.
При снижении давления в пласте в процессе отбора газа из скважин выделяющийся из МВГС газ будет заполнять и блокировать высокопроницаемые пропластки и каналы пласта, тем самым снижать вероятность продвижения воды к забою скважин.
Рассмотрим более подробно механизм реализации предложенного способа эксплуатации ПХГ. Перед закачкой в пласт запланированного объема природного газа в скважины под давлением подают мелкодисперсную водогазовую смесь. Под высоким давлением в нижней части ствола скважины и в призабойной зоне пласта часть газа будет находиться в растворенном в воде состоянии, а часть - в мелкодисперсном с водой состоянии. Такое состояние и вид МВГС объясняется тем известным фактом, что растворимость углеводородных газов в воде примерно в 10 и более раз уступает растворимости углеводородных газов в нефти. Поэтому при одинаково высоких пластовых давлениях большая часть природного газа, состоящего из метана, будет находиться в мелкодисперсном с водой состоянии.
Мелкодисперсный водогазовый состав будет продвигаться на отдаленные от скважины зоны пласта благодаря существующему перепаду давления.
Известно, что давление в ПХГ в период закачки газа постепенно понижается от нагнетательной скважины к периферии пласта. На определенном расстоянии от нагнетательной скважины давление в пласте станет значительно ниже давления насыщения воды газом Рнас, это приведет к расширению пузырьков газа и к появлению дополнительного количества пузырьков газа в продвигаемой по пласту газом оторочке МВГС. Опережающее продвижение оторочки по высокопроницаемым каналам и пропласткам на большее удаление от скважины в область более низких пластовых давлений приведет к тому, что фильтрационное сопротивление для оторочки МВГС в высокопроницаемых каналах и пропластках по сравнению с низкопроницаемыми увеличится вследствие снижения фазовой проницаемости и для воды, и для пузырьков газа в высокопроницаемых каналах и пропластках из-за повышенного присутствия второй - газовой компоненты. Это явление приведет, в свою очередь, к продвижению закачиваемого за оторочкой МВГС газа в низкопроницаемые зоны пласта и выравниванию фронта продвижения газа, повышению охвата вытеснения пластовой воды газом. Движение оторочки МВГС и далее газа по пласту по данной схеме обеспечит закачку природного газа в больших объемах и с большими значениями коэффициента вытеснения воды газом, чем при закачке только газа при одном и том же устьевом или забойном давлении.
Процесс отбора газа из скважин приводит к снижению устьевого и забойного давления, вследствие чего давление снижается и по пласту ПХГ. В зоне расположения водогазовой смеси давление на момент закачки газа уже было значительно ниже Рнас, а при дальнейшем снижении давления в период откачки газа размеры пузырьков газа в расформированной оторочке МВГС станут еще большими, блокируя тем самым высокопроницаемые каналы и пропластки и препятствуя продвижению подошвенной или активных краевых вод пласта в сторону скважины. Положительным следствием рассмотренного явления будет то, что продвижение пластовой воды к скважине будет более равномерным без прорывов и обводнения перфорационных отверстий скважины в период отбора газа из хранилища. Это обеспечит выполнение плановых отборов газа из ПХГ при снижении устьевого и забойного давления до установленного уровня.
В отличие от аналога и прототипа для повышения эффективности эксплуатации подземного газохранилища по изобретению предложено в начальный период закачки газа в пласт подавать в скважины вместе с газом обычную воду в мелкодисперсном состоянии в виде МВГС для того, чтобы в различных термобарических условиях эта водогазовая смесь вела себя по-разному. При высоких значениях давления (период закачки газа в пласт) МВГС будет двигаться по пласту как вода с определенным количеством пузырьков газа малых размеров и значительным количеством газа в растворенном в воде состоянии (Рпласта незначительно меньше Рнас), но при снижении давления содержание газа в свободном состоянии станет превалирующим в МВГС (Рпласта значительно меньше Рнас), а пузырьки газа большего количества и размеров будут играть блокирующую роль для движения воды. По мнению авторов, это положение, зафиксированное в формуле изобретения, и является предметом новизны и существенного отличия от ранее известных технологий по повышению эффективности эксплуатации ПХГ.
Заявляемое изобретение должно повысить эффективность закачки природного газа в ПХГ, состоящего из пластов и пропластков с различной абсолютной проницаемостью. Саморегулирование состояния МВГС в зависимости от величины давления в зонах пласта разной удаленности от скважины и является, по мнению авторов, новизной и существенным отличием в режиме эксплуатации ПХГ. Положительный эффект будет проявляться и в ПХГ, состоящем из однородного по проницаемости пласта. В этом случае при закачке газа в водонасыщенный пласт будет наблюдаться его ускоренное движение по кровле пласта в виду плотностной разницы между природным газом и водой. Применение оторочки мелкодисперсной водогазовой смеси в ПХГ такого типа создаст положительный эффект блокировки движения газа по кровле пласта и выравниванию фронта вытеснения пластовой воды газом по вертикальному разрезу хранилища в зоне скважины в период закачки газа. Ввиду однородности пласта по проницаемости закачиваемая оторочка МВГС начнет проникать в пласт достаточно равномерно по высоте пласта от кровли до подошвы, поэтому при обратном процессе - при отборе газа также будет наблюдаться положительный эффект присутствия такой оторочки в пласте. При снижении давления в подошвенной зоне пласта будет иметь место выделение и рост размеров пузырьков газа в МВГС с последующей блокировкой движения воды в подошвенной зоне пласта и предупреждение преждевременного попадания пластовой воды в нижние перфорационные отверстия скважины.
Для подтверждения работоспособности заявляемой технологии приведем данные двух книг по добыче и хранению природного газа.
В первой книге авторов: Степанов Н.Г, Дубина Н.И., Васильев Ю.Н. «Влияние растворенного в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей» (- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 124 с.) в таблице 5 на стр. 46 приведены данные по растворимости природного газа в пластовых водах различной минерализации. Из этой таблицы наиболее значимой для изобретения является растворимость газа в воде, то есть газовый фактор при давлениях, сопоставимых с давлениями в ПХГ - это значения давления из таблицы: 9,8 и 19,6 МПа. При увеличении давления в газо-водяной системе в два раза с 9,8 МПа до 19,6 МПа растворимость газа в воде вырастает более чем в 1,5 раза, а именно: с величины 0,609 м3/м3 до 0,934 м3/м3. Обращаем внимание на обратное явление - при снижении давления с 19,6 МПа до 9,8 МПа из каждого кубометра воды выделяется примерно 325 литров свободного газа, которые в пластовых условиях и создают блокирующий эффект для продвижения пластовой воды по направлению к скважине при отборе газа из ПХГ.
Во второй книге авторов Лурье М.В., Дидковская А.С., Варчев Д.В., Яковлева Н.В. «Подземное хранение газа» (учебное пособие для вузов. - М.: Нефть и газ, 2004. - 172 с.) на стр. 132 и 133 сказано, что при закачке газа в пласты подземного газохранилища давление в пласте повысилось до 17,2 МПа, а при последующем отборе газа понизилось до 8,0 МПа.
Приведенная информация по двум источником свидетельствует о том, что в циклическом режиме эксплуатации ПХГ давление в пласте меняется в значительном диапазоне, меняется и газонасыщенность воды, и соответственно, ее способность содержать газ в растворенном состоянии или, наоборот, генерировать свободный газ при снижении давления в пласте при отборе газа из ПХГ.
Таким образом, достижение положительного эффекта от данного способа эксплуатации подземного газохранилища заключается в особенностях насыщения воды природным газом и в использовании этого явления в условиях пласта ПХГ с меняющимся давлением от скважины к периферии и от цикла закачки к циклу отбора газа из природного резервуара.
Claims (1)
- Способ эксплуатации подземного газохранилища, заключающийся в циклическом режиме закачки природного газа через скважины в газосодержащий пласт и отборе газа из этих же скважин с предварительным созданием оторочки для снижения проникновения пластовой воды в газовую часть подземного газохранилища, отличающийся тем, что закачку газа в начальный период ведут путем закачки в скважины оторочки мелкодисперсной водогазовой смеси, которую в последующем продвигают по пласту газом путем закачки в скважины газа, при этом применяют оторочку такой мелкодисперсной водогазовой смеси, что обеспечивают ее продвижение при закачке на отдаленные от нагнетательной скважины зоны пласта с ускоренным ее движением по кровле пласта и выравниванием фронта вытеснения по вертикальному разрезу газохранилища в зоне нагнетательной скважины, а при снижении давления при эксплуатации газохранилища обеспечивают в подошвенной зоне пласта такое выделение и такой рост пузырьков в ней, что они блокируют движение воды в вышеотмеченной зоне пласта.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019114595A RU2716673C1 (ru) | 2019-05-13 | 2019-05-13 | Способ эксплуатации подземного газохранилища |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019114595A RU2716673C1 (ru) | 2019-05-13 | 2019-05-13 | Способ эксплуатации подземного газохранилища |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2716673C1 true RU2716673C1 (ru) | 2020-03-13 |
Family
ID=69898495
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019114595A RU2716673C1 (ru) | 2019-05-13 | 2019-05-13 | Способ эксплуатации подземного газохранилища |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2716673C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA039143B1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-12-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU190272A1 (ru) * | 1965-11-06 | 1966-12-16 | ||
US3807181A (en) * | 1971-05-29 | 1974-04-30 | Edeleanu Gmbh | Underground storage of gas |
SU1743130A1 (ru) * | 1989-04-14 | 1994-08-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ эксплуатации подземного газохранилища в истощенном нефтегазоконденсатном пласте |
RU2377172C1 (ru) * | 2008-07-04 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях |
RU2514339C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-04-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа |
RU2588500C1 (ru) * | 2015-04-28 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре |
-
2019
- 2019-05-13 RU RU2019114595A patent/RU2716673C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU190272A1 (ru) * | 1965-11-06 | 1966-12-16 | ||
US3807181A (en) * | 1971-05-29 | 1974-04-30 | Edeleanu Gmbh | Underground storage of gas |
SU1743130A1 (ru) * | 1989-04-14 | 1994-08-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ эксплуатации подземного газохранилища в истощенном нефтегазоконденсатном пласте |
RU2377172C1 (ru) * | 2008-07-04 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях |
RU2514339C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-04-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа |
RU2588500C1 (ru) * | 2015-04-28 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA039143B1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-12-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
Turta et al. | Field foam applications in enhanced oil recovery projects: screening and design aspects | |
US10579025B2 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
US20120325483A1 (en) | Combined miscible or near miscible gas and asp flooding for enhanced oil recovery | |
US10830019B1 (en) | Method for enhancing gas recovery of natural gas hydrate reservoir | |
RU2502863C2 (ru) | Способ и система добычи углеводородов из пласта гидрата с использованием продувочного газа | |
CN101876241A (zh) | 一种提高正韵律厚油层水驱采收率的方法 | |
US20140174735A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
RU2716673C1 (ru) | Способ эксплуатации подземного газохранилища | |
US9334717B2 (en) | Enhanced oil recovery method | |
US20240117714A1 (en) | Method for increasing crude oil production by co2 storage in aquifer and dumpflooding | |
Liu et al. | Parameter optimization of gas alternative water for CO2 flooding in low permeability hydrocarbon reservoirs | |
EP2794810B1 (en) | Oil recovery process | |
Person et al. | Continental-shelf freshwater water resources and improved oil recovery by low-salinity waterflooding | |
Zhao et al. | Performance improvement of CO2 flooding using production controls in 3D areal heterogeneous models: Experimental and numerical simulations | |
LING et al. | Flood pattern optimization of horizontal well injection | |
US11613968B2 (en) | Methodology to increase CO2 sequestration efficiency in reservoirs | |
US3292703A (en) | Method for oil production and gas injection | |
Davis et al. | Large scale CO2 flood begins along Texas Gulf Coast | |
Taheriotaghsara et al. | Field case studies of gas injection methods | |
Hunt | The Joseph Lake-Armena-Camrose Producing Trend, Alberta: Oil and Gas Occurrences | |
Mihcakan et al. | Blending alkaline and polymer solutions together into a single slug improves EOR | |
CN110284860A (zh) | 块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角co2驱油方法 | |
US20240183256A1 (en) | Sweep Efficiency of Carbon Dioxide Gas Injection | |
EP3956543B1 (en) | Dual injection for hydrocarbon reservoir management |