RU2729667C1 - Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины - Google Patents
Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2729667C1 RU2729667C1 RU2019126242A RU2019126242A RU2729667C1 RU 2729667 C1 RU2729667 C1 RU 2729667C1 RU 2019126242 A RU2019126242 A RU 2019126242A RU 2019126242 A RU2019126242 A RU 2019126242A RU 2729667 C1 RU2729667 C1 RU 2729667C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- formation
- water
- interlayers
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 13
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области интенсификации нефтеотдачи нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами путем заводнения. Технический результат - снижение приемистости высокопроницаемых пропластков, вовлечение в активную разработку менее проницаемых пропластков, а также повышение темпа разработки и нефтеотдачи пласта. По способу при разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения закачивают в пласт полимергелеобразующую композицию - ПГК, содержащую полиакриламид, сшиватель, добавку и воду. В качестве добавки применяют бактерицид ATREN-bio. Его применяют для предотвращения биодеструкции и снижения синерезиса. В качестве сшивателя используют ацетат хрома. Дополнительно закачивают раствор комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ. Закачку ПГК осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке для обеспечения в нем дополнительного фильтрационного сопротивления. Закачку ПАВ и его продавку осуществляют при давлении ниже давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке. Закачку осуществляют из условия попадания ПАВ в менее проницаемый пропласток и перераспределения закачиваемой воды при заводнении между неоднородными пропластками, а также повышения темпа разработки и нефтеотдачи пласта. 2 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи залежей с неоднородными коллекторами путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.
Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта путем закачки в скважину гелеобразующего состава, содержащего водорастворимый полимер, сшиватель, неионогенный ПАВ и воду /1/.
Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача залежи ввиду недостаточного и кратковременного перераспределения закачиваемой воды между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, включающий закачку в скважину гелеобразующего состава, содержащего водорастворимый полимер, сшиватель, бактерицид ЛПЭ-11 и воду /2/.
Известный способ позволяет выровнить профиль приемистости нагнетательной скважины, и повысить нефтеотдачу залежи. Однако эффективность от применения способа низкая вследствие того, что гелеобразующий состав проникает и перекрывает не только высокопроницаемые интервалы в призабойной зоне пласта, но и низкопроницаемые тоже. Это приводит к снижению эффективности процесса заводнения и текущей нефтеотдачи пласта.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи путем перераспределения закачки воды между высоко- и низкопроницаемыми пропластками за счет увеличения длительности тампонирования высокопроницаемого пропластка и повышения приемистости менее проницаемого пропластка.
Задача решается тем, что в способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем закачку и продавку в пласт полимергелеобразующей композиции (ПГК), содержащей водорастворимый полимер, сшиватель, добавку и воду, согласно изобретению, закачивают ПГК, содержащую в качестве добавки бактерицид ATREN-bio, и дополнительно закачивают раствор комплексного ПАВ, причем закачку ПГК осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке, а закачку ПАВ и продавку осуществляют при давлении ниже давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке.
Существенными признаками изобретения являются:
1. закачка в пласт полимергелеобразующего состава (ПГК), содержащего водорастворимый полимер, сшиватель, добавку и воду;
2. продавка ПГК в пласт;
3. использование в качестве добавки бактерицида ATREN-bio;
4. дополнительная закачка раствора комплексного ПАВ;
5. закачка в пласт ПГК при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке;
6. закачка в пласт раствора комплексного ПАВ и продавка при давлении ниже давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке;
Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения происходит преждевременный прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам в нефтедобывающие скважины. Это приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой и к снижению нефтеотдачи пласта. Для предупреждения и борьбы с прорывом воды по высокопроницаемым пропласткам проводят работы по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. Однако эффективность от проведения работ по прототипу низкая вследствие того, что гелеобразующий состав проникает и перекрывает не только высокопроницаемые интервалы в призабойной зоне пласта, но и низкопроницаемые тоже. Это приводит к снижению эффективности процесса заводнения и текущей нефтеотдачи пласта.
В изобретении решается задача повышения эффективности выравнивания профиля приемистости и увеличения нефтеотдачи пласта за счет перераспределения закачки воды между высоко- и низкопроницаемыми пропластками и создания более долговечной блокады в высокопроницаемом пропластке.
Задача решается следующей совокупностью операций.
В пласт закачивают ПГК, содержащую в качестве добавки бактерицид ATREN-bio, и дополнительно закачивают раствор комплексного ПАВ, причем закачку ПГК осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке, а закачку ПАВ и продавку осуществляют при давлении ниже давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке.
В качестве водорастворимых полимеров могут быть использованы различные импортные или отечественные марки полиакриламида. В качестве сшивателя могут использоваться различные реагенты, имеющие в своем составе ионы поливалентных металлов Al+3, Cr6+, Cr3+, Fe3+ и др. В качестве ПАВ может использоваться любой многофункциональный ПАВ.
Известно, что при нагнетании воды в многопластовые скважины в пластах (пропластках), сложенных терригенными породами, открывается одна или несколько трещин, причем в более проницаемых. При этом давление раскрытия трещин составляет 0,5-0,7 Рг (горного давления). Более точно давление раскрытия трещин можно определить при исследованиях скважины на приемистость и построении индикаторных диаграмм. Излом кривой на индикаторной диаграмме соответствует давлению раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке.
При закачке ПГК под давлением выше давления раскрытия трещин она проникает, в основном, только в трещину, раскрывшуюся в высокопроницаемом пропластке, а в низкопроницаемый пропласток она практически не попадает.
При закачке и продавке раствора комплексного ПАВ под давлением ниже давления раскрытия трещин он попадает не только в высокопроницаемый пропласток, но и в менее проницаемый, т.к. в высокопроницаемом пропластке ПГК создает дополнительные фильтрационные сопротивления. Раствор комплексного ПАВ усиливает эффект перераспределения закачки воды между пропластками за счет интенсифицирующей обработки низкопроницаемого пропластка.
Для получения сравнительных данных по известному и новому техническим решениям был проведен комплекс лабораторных исследований.
Сначала с целью изучения эффективности добавки бактерицида ATREN-bio, который выпускается отечественной промышленностью в соответствии с ТУ 2458-011-82330939-2009 с изм. №1-6, для предотвращения биодеструкции и снижения синерезиса гелеобразующей композиции на основе полиакриламида была проведена первая серия экспериментов. Опыты проводились на физических моделях пласта проницаемостью 1,2-1,25 мкм. В экспериментах для приготовления ПГК использовался водорастворимый полимер РСН-1 (ТУ 20.59.59-212-14023401-2018) и сшиватель - ацетат хрома (ТУ 2499-001-82330939-2008 с изм. №№1-5).
На первом этапе экспериментов модели пласта насыщались водой и определялась их проницаемость по воде. Далее в модель пласта закачивалась ПГК в объеме, равном 0,3 Vпор пласта. При этом, в первом эксперименте при приготовлении ПГК в качестве добавки использовался ЛПЭ - 11, а в опыте №2 - бактерицид ATREN-bio, и затем переходили на закачку воды. Закачка воды осуществлялась при постоянном расходе и заканчивалась после стабилизации давления на входе модели.
Модели пласта выдерживались в течение 50 суток, и в рамках второго этапа экспериментов в модели пласта снова закачивалась вода до стабилизации давления закачки. В конце первого и второго этапов опытов определялась проницаемость моделей пластов по воде. Результаты опытов представлены в таблице 1.
Как видно из таблицы 1, добавка в ПГК бактерицида ATREN-bio по сравнению с прототипом позволяет в большей степени предотвратить деструкцию ПГК на основе полиакриламида.
С целью изучения эффективности перераспределения фильтрационных потоков за счет закачки различных компонентов тампонирующей композиции при разных давлениях и влияния на нефтеотдачу была проведена следующая серия экспериментов. Опыты проводились на двухслойных физических моделях пласта с полностью изолированными пропластками. Суммарный поровый объем пропластков составил 270 см3. Соотношение проницаемостей пропластков составляло 3:1.
На первом этапе эксперимента высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки насыщались водой, а затем из низкопроницаемого пропластка вода вытеснялась моделью нефти (трансформаторное масло + керосин) вязкостью 2 мПа*с до достижения неснижаемой остаточной водонасыщенности. Затем в модель неоднородного пласта закачали 100 см3 водоизолирующей композиции (прототип), при этом, исходя из соотношения проницаемостей пропластков, в высокопроницаемый пропласток закачали 75 см3 композиции и в низкопроницаемый пропласток - 25 см3. Таким образом, было смоделировано проведение обработки неоднородного пласта с выработанной высокопроницаемой зоной гелеобразующим составом (прототипом). Далее пропластки объединялись общим входом, и в модедь неоднородного пласта закачивалась вода. Отбор жидкости осуществлялся из пропластков по отдельности.
Во втором опыте, который проводился по аналогичной методике, в качестве гелеобразующей композиции использовалась композиция с предлагаемой добавкой и предполагалось, что при закачке при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пласте соотношение проницаемостей пропластков станет 7:1, соответственно, подавляющая часть гелеобразующей композиции будет закачана в высокопроницаемый пропласток. Таким образом моделировалась закачка гелеобразующего состава при давлении закачки выше давления раскрытия трещин. Далее пропластки объединялись общим входом, и в модель неоднородного пласта закачивался раствор ПАВ. Отбор жидкости осуществлялся из пропластков по отдельности. В качестве поверхностно-активного вещества использовался ПАВ «РСН-1» (ТУ 20.59.59-214-14023401-2018).
Результаты экспериментов проведены в таблице 2.
Как видно из таблицы 2, закачка гелеобразующей композиции при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке приводит к повышению текущей нефтеотдачи низкопроницаемого пропластка.
Пример конкретного выполнения.
Пример. Путем заводнения разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: эффективная толщина пласта - 18 м; пористость - 0,16; абсолютная проницаемость - 0,120 мкм2; температура пласта - 80°С; начальное пластовое давление - 25,0 МПа; отношение проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков равно 3,0; толщина глинистой перемычки между пропластками - 4,5 м.
По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводненность продукции достигла 85%. По результатам ПГИ (промысловых геофизических исследований) в нагнетательной скважине высокопроницаемый пропласток принимает 80% закачиваемой воды. По результатам исследований скважины на приемистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8,0 МПа.
В нагнетательную скважину при давлении 8,5 МПа на устье закачивают ПГК и продавливают ее в пласт раствором комплексного ПАВ. Затем при давлении 7,5 МПа продавливают раствор ПАВ в пласт. После гелирования ПГК пускают скважину в работу. Высокопроницаемый пропласток стал принимать 60% закачиваемой воды.
Применение предлагаемого способа регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины в неоднородных пластах позволяет за счет перераспределения закачки воды между пропластками вовлекать в активную разработку низкопроницаемые пропластки, повышать темп разработки и нефтеотдачу залежи.
Источники информации
1. Патент Российской Федерации №2182645, Е21В 33/138, 2001 г.
2. Патент Российской Федерации №2148149, Е21В 33/138, 1998 г.
Claims (1)
- Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку и продавку в пласт полимергелеобразующей композиции - ПГК, содержащей полиакриламид, сшиватель, добавку и воду, отличающийся тем, что при разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения закачивают ПГК, содержащую в качестве добавки бактерицид ATREN-bio для предотвращения биодеструкции и снижения синерезиса, в качестве сшивателя используют ацетат хрома и дополнительно закачивают раствор комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ, причем закачку ПГК осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке для обеспечения в нем дополнительного фильтрационного сопротивления, а закачку ПАВ и его продавку осуществляют при давлении ниже давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке для его попадания в менее проницаемый пропласток и перераспределения закачиваемой воды при заводнении между неоднородными пропластками, а также повышения темпа разработки и нефтеотдачи пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019126242A RU2729667C1 (ru) | 2019-08-20 | 2019-08-20 | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019126242A RU2729667C1 (ru) | 2019-08-20 | 2019-08-20 | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2729667C1 true RU2729667C1 (ru) | 2020-08-11 |
Family
ID=72086299
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019126242A RU2729667C1 (ru) | 2019-08-20 | 2019-08-20 | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2729667C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4903767A (en) * | 1988-12-30 | 1990-02-27 | Mobil Oil Corporation | Selective gelation polymer for profile control in CO2 flooding |
| RU2148149C1 (ru) * | 1998-11-16 | 2000-04-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
| RU2285785C1 (ru) * | 2005-02-22 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и способ ограничения водопритока в добывающей скважине |
| RU2347897C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине |
| RU2398958C1 (ru) * | 2009-04-17 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (варианты) |
| RU2627785C1 (ru) * | 2016-08-09 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) |
| RU2633466C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-10-12 | Общество с ограниченной ответственностью "СИНТЕЗ" (ООО "СИНТЕЗ") | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
-
2019
- 2019-08-20 RU RU2019126242A patent/RU2729667C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4903767A (en) * | 1988-12-30 | 1990-02-27 | Mobil Oil Corporation | Selective gelation polymer for profile control in CO2 flooding |
| RU2148149C1 (ru) * | 1998-11-16 | 2000-04-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
| RU2285785C1 (ru) * | 2005-02-22 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и способ ограничения водопритока в добывающей скважине |
| RU2347897C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине |
| RU2398958C1 (ru) * | 2009-04-17 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (варианты) |
| RU2633466C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-10-12 | Общество с ограниченной ответственностью "СИНТЕЗ" (ООО "СИНТЕЗ") | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
| RU2627785C1 (ru) * | 2016-08-09 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108661613B (zh) | 一种注水开发油藏的増注方法 | |
| RU2683453C1 (ru) | Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| RU2729667C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2822152C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2459936C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2626491C1 (ru) | Способ разработки многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами | |
| RU2768864C1 (ru) | Способ повышения продуктивности скважин | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| Amirbayov | Simulation study of the polymer flooding applied to the Norne field E-segment | |
| RU2263773C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2811097C1 (ru) | Способ повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) | |
| RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2559992C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2777004C1 (ru) | Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород | |
| RU2483201C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин | |
| Liu et al. | CO2-EOR in fractured ultra-low permeability reservoirs: problems and remedial measures | |
| CN106968655A (zh) | 一种采油方法 | |
| RU2105871C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |