RU2819856C1 - Oil field development method - Google Patents
Oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2819856C1 RU2819856C1 RU2023126042A RU2023126042A RU2819856C1 RU 2819856 C1 RU2819856 C1 RU 2819856C1 RU 2023126042 A RU2023126042 A RU 2023126042A RU 2023126042 A RU2023126042 A RU 2023126042A RU 2819856 C1 RU2819856 C1 RU 2819856C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- groups
- days
- injection
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002224 dissection Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000003442 weekly effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации.The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing oil fields at a late stage of their exploitation.
Известен способ разработки нефтяных месторождений циклическим заводнением, включающий увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетаемого агента для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями разной проницаемости. Амплитуда и продолжительность цикла определяется геолого-физическими условиями месторождения. Наибольший эффект достигнут на участках, которые разрабатывались при обычном заводнении перед экспериментом в течение 8 - 10 лет. (см. кн.: Шарбатова И. Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988, с. 121).There is a known method for developing oil fields by cyclic flooding, which includes increasing the elastic reserve of the reservoir system by periodically increasing and decreasing the pressure of the injected agent to create non-stationary pressure drops inside the formation and corresponding non-stationary fluid flows between layers of different permeability. The amplitude and duration of the cycle is determined by the geological and physical conditions of the deposit. The greatest effect was achieved in areas that were developed with conventional waterflooding before the experiment for 8 - 10 years. (see book: Sharbatova I.N., Surguchev M.L. Cyclic influence on heterogeneous oil reservoirs. - M.: Nedra, 1988, p. 121).
Недостатками известного способа являются значительная трудоемкость и затраты на реконструкцию системы заводнения, связанную с установкой на кустовых насосных станциях (КНС) насосов высокого давления, заменой имеющихся разводящих водоводов.The disadvantages of this known method are the significant labor intensity and costs of reconstructing the flooding system associated with the installation of high-pressure pumps at cluster pumping stations (PSS) and the replacement of existing distribution water pipelines.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание скважин и закачку агентов в нагнетательные скважины, деление нагнетательных скважин на группы для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов и перемену направления фильтрационных потоков (см. патент РФ № 2096593, МПК Е21В 43/20, опуб. 20.11.1997).There is a known method for developing oil fields, including drilling wells and injecting agents into injection wells, dividing injection wells into groups to organize the process of changing the direction of filtration flows of injected agents and changing the direction of filtration flows (see RF patent No. 2096593, IPC E21B 43/20, pub. .20.11.1997).
Недостатком известного способа является незначительное повышение приемистости скажин вследствие ограниченного расширения фронта вытеснения и невозможности включения в разработку дополнительных запасов нефти.The disadvantage of this known method is a slight increase in well injectivity due to the limited expansion of the displacement front and the impossibility of including additional oil reserves in development.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание месторождения, закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой среды из добывающих скважин, деление нагнетательных на группы для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов путем подачи нагнетаемых агентов в группы нагнетательных скважин с чередованием минимального и максимального объема подачи агента (см. патент РФ № 2130116, МПК Е21В 43/20, опуб. 05.10.1999).There is a known method for developing oil fields, including drilling the field, pumping agents into injection wells and selecting formation media from production wells, dividing injection wells into groups to organize the process of changing the direction of filtration flows of injected agents by supplying injected agents to groups of injection wells with alternating minimum and maximum volumes agent submission (see RF patent No. 2130116, IPC E21B 43/20, publ. 10/05/1999).
Недостатками известного способа являются незначительное повышение нефтеотдачи и приемистости нагнетательных скажин вследствие ограниченного расширения фронта вытеснения и невозможности включения в разработку дополнительных запасов нефти. The disadvantages of the known method are a slight increase in oil recovery and injectivity of injection wells due to the limited expansion of the displacement front and the impossibility of including additional oil reserves in development.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание месторождения, деление нагнетательных скважин на группы для поочередной закачки агента в циклическом режиме, отбор пластовой среды из добывающих скважин (см. патент РФ № 2121060, МПК Е21В 43/22, опуб. 27.10.1998), который принят за прототип.There is a known method for developing oil fields, including drilling out the field, dividing injection wells into groups for alternate injection of the agent in a cyclic mode, sampling the reservoir environment from production wells (see RF patent No. 2121060, MPK E21B 43/22, publ. 10/27/1998), which is accepted as a prototype.
Недостатками известного способа являются незначительное повышение нефтеотдачи и приемистости нагнетательных скажин вследствие ограниченного расширения фронта вытеснения и невозможности включения в разработку дополнительных запасов нефти из-за сохранения направления воздействия на продуктивные пласты со стороны нагнетательных скважин.The disadvantages of the known method are a slight increase in oil recovery and injectivity of injection wells due to the limited expansion of the displacement front and the impossibility of including additional oil reserves in the development due to the preservation of the direction of influence on the productive formations from the injection wells.
Технической задачей заявленного изобретения является повышение нефтеотдачи и приемистости нагнетательных скважин за счет расширения фронта вытеснения и включения в разработку дополнительных запасов нефти.The technical objective of the claimed invention is to increase oil recovery and injectivity of injection wells by expanding the displacement front and including additional oil reserves in development.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем разбуривание месторождения, деление нагнетательных скважин на группы для поочередной закачки вытесняющего агента в циклическом режиме, отбор пластовой среды из добывающих скважин, согласно техническому решению, все нагнетательные скважины, подключенные к одной насосной станции системой трубопроводов, разбивают на группы, не менее двух, и весь нагнетаемый насосной станцией вытесняющий агент в течение 30 суток подают при закрытии нагнетательных скважин одной из групп, при этом по истечении 30 суток подачи вытесняющего агента при закрытых скважинах, далее весь вытесняющий агент подают на все скважины в течение 30 суток, затем процесс повторяют с поочередным закрытием других групп нагнетательных скважин.The solution to the problem is achieved by the fact that in the method of developing oil fields, including drilling out the field, dividing injection wells into groups for alternate injection of a displacing agent in a cyclic mode, sampling the formation medium from production wells, according to the technical solution, all injection wells are connected to one pumping station stations by a pipeline system, are divided into groups of at least two, and all the displacing agent injected by the pumping station is supplied for 30 days when the injection wells are closed in one of the groups, and after 30 days of supplying the displacing agent when the wells are closed, then the entire displacing agent is supplied to all wells for 30 days, then the process is repeated with alternate closure of other groups of injection wells.
Продолжительность закачки нагнетаемого агента может быть изменена с шагом 5 суток по результатам изменения гидродинамических показателей и обводненности добываемой нефти.The duration of injection of the injected agent can be changed in increments of 5 days based on the results of changes in hydrodynamic parameters and water cut of the produced oil.
В настоящее время на каждую добытую тонну нефти закачивается вода до 10 м3 и более. Однако, значительная часть запасов нефти остаются не тронутыми вследствие низкой проницаемости пласта и недостаточного объема фронта вытеснения. Кроме того, пластовая среда характеризуется повышенной неоднородностью и повышенной вязкостью нефти. В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои в процессе разработки оказываются не охваченными или слабо охваченными заводнением, что обуславливает снижение охвата пластов заводнением и конечной нефтеотдачи пластов. Пласты неоднородны по толщине, по проницаемости, начальной нефтенасыщенности, по расчлененности и песчанистости и др. Указанная неоднородность в разных направлениях на процесс нефтевытеснения влияет по-разному. Даже коэффициент вытеснения нефти является величиной тензорной, то есть зависящей от направления вытеснения нефти водой или газом.Currently, for every ton of oil produced, water up to 10 m3 or more is pumped. However, a significant part of the oil reserves remains untouched due to the low permeability of the formation and the insufficient volume of the displacement front. In addition, the reservoir environment is characterized by increased heterogeneity and increased viscosity of oil. In heterogeneous formations, low-permeability oil-saturated areas and layers during development are not covered or poorly covered by waterflooding, which causes a decrease in the coverage of formations by waterflooding and the final oil recovery of the formations. The layers are heterogeneous in thickness, permeability, initial oil saturation, dissection and sandiness, etc. This heterogeneity in different directions affects the oil displacement process in different ways. Even the oil displacement coefficient is a tensor value, that is, it depends on the direction of displacement of oil by water or gas.
Следовательно, повышение охвата пластов заводнением путем перемены направления фильтрационных потоков в пласте является важнейшим направлением увеличения эффективности разработки нефтяных месторождений. Этого можно достичь за счет того, что по месторождению в целом или по его отдельным участкам в течение всего срока разработки месторождения организуется перемена направления и расширения фронта вытеснения. Consequently, increasing the coverage of reservoirs by waterflooding by changing the direction of filtration flows in the reservoir is the most important direction for increasing the efficiency of oil field development. This can be achieved due to the fact that throughout the field as a whole or in its individual sections, a change in direction and expansion of the displacement front is organized throughout the entire period of field development.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
Подача нагнетаемого агента в нагнетательные скважины, размещенные на отдельном участке, осуществляется КНС, оснащенной, как правило, центробежными насосами. Подача агента (жидкости для поддержания пластового давления) КНС в скважины имеет падающую характеристику, т.е., со снижением сопротивления системы трубопроводов происходит увеличение подачи с одновременным снижением напора (давления нагнетания). При стационарном характере подачи агента (например, воды) в нагнетательные скважины устанавливается неизменный фронт вытеснения нефти в сторону забоя добывающих скважин. The injection agent is supplied to injection wells located in a separate area by a pumping station equipped, as a rule, with centrifugal pumps. The supply of agent (liquid to maintain reservoir pressure) of the pumping station into wells has a decreasing characteristic, i.e., with a decrease in the resistance of the pipeline system, there is an increase in supply with a simultaneous decrease in pressure (injection pressure). With a stationary supply of an agent (for example, water) to injection wells, a constant front of oil displacement is established towards the bottom of production wells.
С целью расширения фронта вытеснения системой трубопроводов нагнетательные скважины разделяют на несколько групп, не менее двух групп. Условием формирования групп является возможность закачки жидкости для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины при закрытии любой из групп скважин. In order to expand the displacement front by the pipeline system, injection wells are divided into several groups, at least two groups. The condition for the formation of groups is the possibility of pumping fluid to maintain reservoir pressure into injection wells when closing any of the groups of wells.
Пусть скважины одного КНС разделены на 4 группы: А, Б, В и Г. Для реализации предлагаемого способа необходимо, чтобы существующая насосная станция смогла обеспечить закачкуLet the wells of one pump station be divided into 4 groups: A, B, C and D. To implement the proposed method, it is necessary that the existing pumping station be able to provide injection
- в группы скважин Б, В, Г при закрытии группы скважин А;- in groups of wells B, C, D when closing group of wells A;
- в группы скважин А, В, Г при закрытии группы скважин Б;- into groups of wells A, B, D when closing group of wells B;
- в группы скважин А, Б, Г при закрытии группы скважин В;- into groups of wells A, B, D when closing group of wells B;
- в группы скважин А, Б, В при закрытии группы скважин Г.- into groups of wells A, B, C when closing group of wells D.
При этом между циклами закрытия групп скважин происходит закачка агента во все группы скважин А, Б, В и Г.In this case, between the cycles of closing groups of wells, the agent is injected into all groups of wells A, B, C and D.
Сначала закрывают скважины группы А и в течение 30 суток ведут закачку агента в группы скважин Б, В, Г. Затем открываются скважины группы А и закачка ведется во все скважины групп А, Б, В, Г в течение 30 суток. Далее закрывают скважины группы Б и в течение 30 суток ведут закачку агента в скважины групп Б, В, Г. Затем открывают скважины группы Б и закачка ведется во все скважины групп А, Б, В, Г в течение 30 суток. Далее осуществляют последовательную закачку в скважины групп А, Б, Г; А, Б, В, Г; А, Б, В и А, Б, В, Г. Далее цикл может повториться.First, the wells of group A are closed and the agent is injected into groups of wells B, C, D for 30 days. Then the wells of group A are opened and injection is carried out into all wells of groups A, B, C, D for 30 days. Next, the wells of group B are closed and the agent is injected into the wells of groups B, C, D for 30 days. Then the wells of group B are opened and the injection is carried out into all wells of groups A, B, C, D for 30 days. Next, sequential injection is carried out into wells of groups A, B, D; A B C D; A, B, C and A, B, C, D. Then the cycle can be repeated.
При закрытии скважин группы А насосная станция продолжает работать, но уже с повышенным давлением нагнетания. При этом на оставшихся под закачкой скважинах групп Б, В и Г увеличивается приемистость (забойное давление). Через каждые 30 суток закрытые скважины запускают под закачку также на 30 суток, и возобновляют обычный режим работы нагнетательных скважин от данного КНС до реализации предлагаемого способа. Далее процесс повторяется со следующей группой скважин. Для мониторинга изменения гидродинамических показателей и обводненности добываемой продукции необходимо еженедельно производить замер обводненности и забойного давления на добывающих скважинах участка (при отсутствии на скважине телемеханизированного оборудования для определения данных показателей). В результате использования предлагаемого способа происходит изменение направления фильтрационных потоков и перенос фронта нагнетания. В пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемый агент (вода) внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. When the wells of group A are closed, the pumping station continues to operate, but with increased injection pressure. At the same time, in the wells of groups B, C and D remaining under injection, the injectivity (bottomhole pressure) increases. Every 30 days, closed wells are started for injection also for 30 days, and the normal operation of injection wells from this pump station is resumed until the implementation of the proposed method. The process is then repeated with the next group of wells. To monitor changes in hydrodynamic parameters and water cut of produced products, it is necessary to measure weekly water cut and bottomhole pressure at the production wells of the site (if there is no telemechanized equipment at the well to determine these indicators). As a result of using the proposed method, the direction of filtration flows changes and the discharge front moves. Hydrodynamic pressure gradients that change in magnitude and direction are created in the formation; the injected agent (water) penetrates into stagnant low-permeable zones, the major axis of which now intersects with the flow lines, and displaces oil from them into zones of intense water movement.
Впоследствии рекомендуется изменять период закрытия либо в большую, либо в меньшую сторону (кратно 5 суткам) с целью опытного определения оптимального режима использования предлагаемого способа. Предельное давление нагнетание для девона 18 МПа, для серы – 12 МПа. По результатам проведения работ согласно предлагаемому способу, даже при наличии точечных прорывов воды, возможно повышение нефтеизвлечения за счет оптимизации (форсирования) отбора на добывающих скважинах.Subsequently, it is recommended to change the closure period either up or down (in multiples of 5 days) in order to experimentally determine the optimal mode of using the proposed method. The maximum injection pressure for Devon is 18 MPa, for sulfur – 12 MPa. Based on the results of work carried out according to the proposed method, even in the presence of pinpoint water breakthroughs, it is possible to increase oil recovery by optimizing (boosting) extraction at production wells.
Пример реализации способа.An example of the method implementation.
Выбран участок пашийского горизонта, сложенный неоднородными пластами-коллекторами. На КНС-1А данного участка насосным агрегатом ЦНС-40-1400 закачивают агент в 5 нагнетательных скважин с общей приёмистостью 950 м3/сут. Приемистость скважины №1 при Р =130 атм составляет 150 м3/сут, скважины №2 при Р=130 атм – 250 м3/сут, скважины №3 при Р=100 атм (установлен штуцер) – 200 м3/сут, скважины №4 при Р=90 атм (установлен штуцер) – 200 м3/сут, скважины №5 при Р=135 атм – 150 м3/сут. Нижняя граница производительности насосного агрегата ЦНС-40 – 672 м3/сут. С учетом коэффициента приемистости данные скважины были разделены на 3 группы: A section of the Pashi horizon composed of heterogeneous reservoir layers was selected. At KNS-1A of this section, the TsNS-40-1400 pumping unit pumps the agent into 5 injection wells with a total injectivity of 950 m 3 /day. The injectivity of well No. 1 at P = 130 atm is 150 m 3 / day, well No. 2 at P = 130 atm is 250 m 3 / day, well No. 3 at P = 100 atm (a choke is installed) is 200 m 3 / day, wells No. 4 at P = 90 atm (nozzle installed) - 200 m 3 / day, wells No. 5 at P = 135 atm - 150 m 3 / day. The lower limit of the productivity of the TsNS-40 pumping unit is 672 m 3 /day. Taking into account the injectivity coefficient, these wells were divided into 3 groups:
1 группа – скважины №1, №3; Group 1 – wells No. 1, No. 3;
2 группа – скважина №2; Group 2 – well No. 2;
3 группа – скважины №4, №5. Group 3 – wells No. 4, No. 5.
При закрытии 1 группы скважин на 30 дней, скважина №2 работает с приемистостью 320 м3/сут при Р=143 атм, скважина №4 – 240 м3/сут при Р=105 атм, скважина №5 – 170 м3/сут при Р=145 атм. Через 30 дней 1 группа скважин запускается в работу, и закачка агента продолжается в течение 30 дней. Далее закрывается 2 группа скважин. С учетом повышения давления нагнетания суммарная закачка по скважинам 1, 3 групп составила 800 м3/сут. Через 30 дней скважины запускаются под закачку агента и еще через 30 дней после работы всех скважин закрывается 3 группа скважин. Далее данные циклы повторяются с уменьшением периода полуцикла с 30 до 20 дней по результату мониторинга работы добывающих скважин. В результате из 13 реагирующих добывающих скважин по 9 наблюдается снижение процента обводненности в среднем на 7 %, по 4 скважинам увеличение забойного давления. По данным 4 скважинам были проведены работы по оптимизации (увеличению) отборов, что позволило увеличить средний дебит на 1,9 т/сут. В результате в течение года был увеличен отбор нефти по участку на 11,3 т/сут.When 1 group of wells is closed for 30 days, well No. 2 operates with an injectivity of 320 m 3 /day at P = 143 atm, well No. 4 - 240 m 3 / day at P = 105 atm, well No. 5 - 170 m 3 / day at P=145 atm. After 30 days, 1 group of wells is put into operation, and agent injection continues for 30 days. Next, the 2nd group of wells is closed. Taking into account the increase in injection pressure, the total injection for wells of groups 1 and 3 amounted to 800 m 3 /day. After 30 days, the wells are started for agent injection, and another 30 days after all wells are in operation, the 3rd group of wells is closed. Further, these cycles are repeated with a decrease in the half-cycle period from 30 to 20 days based on the results of monitoring the operation of production wells. As a result, out of 13 responding production wells, 9 show a decrease in the percentage of water cut by an average of 7%, and an increase in bottomhole pressure in 4 wells. For these 4 wells, work was carried out to optimize (increase) extractions, which made it possible to increase the average flow rate by 1.9 tons/day. As a result, during the year, oil production at the site was increased by 11.3 tons/day.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2819856C1 true RU2819856C1 (en) | 2024-05-28 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3332485A (en) * | 1964-11-13 | 1967-07-25 | William A Colburn | Method for producing petroleum |
| RU2012783C1 (en) * | 1990-11-11 | 1994-05-15 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" | Method for development of high-viscosity oil field |
| SU1764352A1 (en) * | 1990-08-13 | 1995-12-20 | Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов | Method for development of oil pool |
| RU2121060C1 (en) * | 1996-04-08 | 1998-10-27 | Поддубный Юрий Анатольевич | Method for development of oil pool |
| RU2136862C1 (en) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Method of increase of oil recovery from oil fields developed by flooding |
| WO2019095054A1 (en) * | 2017-11-17 | 2019-05-23 | Pamban Energy Systems Canada Inc. | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3332485A (en) * | 1964-11-13 | 1967-07-25 | William A Colburn | Method for producing petroleum |
| SU1764352A1 (en) * | 1990-08-13 | 1995-12-20 | Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов | Method for development of oil pool |
| RU2012783C1 (en) * | 1990-11-11 | 1994-05-15 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" | Method for development of high-viscosity oil field |
| RU2121060C1 (en) * | 1996-04-08 | 1998-10-27 | Поддубный Юрий Анатольевич | Method for development of oil pool |
| RU2136862C1 (en) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Method of increase of oil recovery from oil fields developed by flooding |
| WO2019095054A1 (en) * | 2017-11-17 | 2019-05-23 | Pamban Energy Systems Canada Inc. | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РД-39-1-72-78, Руководство по проектированию и применению циклического заводнения, с.10-19, с.54-62. АХМЕТОВ Н.З. Повышение эффективности регулирования выработки остаточных запасов из многопластового объекта циклическим заводнением // Автореферат, Альметьевск, сентябрь 2003 г. МАЛЫШЕВА М.А. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты // Форум молодых ученых, выпуск N 6-2 (22), 2018, с.577-582. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| Burachok et al. | Investigation of the efficiency of gas condensate reservoirs waterflooding at different stages of development | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2351752C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2513787C1 (en) | Method for oil deposit development based on system address action | |
| RU2819856C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
| CN113187456A (en) | Process flow for old well energizing group repeated fracturing | |
| RU2211314C1 (en) | Method of fluid injection into formation | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2184216C1 (en) | Process of development of oil field | |
| Akhmetzhan et al. | A review study on an integrated method for solving problems associated with the re-development of waterflooded fields | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2813867C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2676344C1 (en) | Method for waterflooding producing reservoirs of mature oil and gas pools | |
| RU2273728C1 (en) | Method for further oil field development (variants) | |
| US3251413A (en) | Secondary recovery from plural producing horizons | |
| RU2657589C1 (en) | Method for developing the oil deposit | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2779501C1 (en) | Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding | |
| RU2821497C1 (en) | Method for development of oil deposit located under gas deposit | |
| RU2816602C1 (en) | Oil deposit development method |