RU2101474C1 - Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа - Google Patents
Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2101474C1 RU2101474C1 RU96101241A RU96101241A RU2101474C1 RU 2101474 C1 RU2101474 C1 RU 2101474C1 RU 96101241 A RU96101241 A RU 96101241A RU 96101241 A RU96101241 A RU 96101241A RU 2101474 C1 RU2101474 C1 RU 2101474C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- solution
- injected
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 abstract description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007844 bleaching agent Substances 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может использоваться при разработке карбонатных пластов с субвертикальными трещинами. Способ предусматривает бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины при определенных значениях пластового давления, циклическую закачку вытесняющего агента, нагнетание кислородного раствора между циклами закачки вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения закачкой полимерного раствора. Новым является то, что после начала обводнения добывающих скважин вслед за оторочкой кислотного раствора закачивают оторочку полимерного раствора при давлениях, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин. Образующаяся при закачке соляной кислоты углекислота понижает вязкость и поверхностное натяжение нефти, а загущение растворов полимерными системами приводит к выравниванию фронта вытеснения и охват пласта воздействием возрастает. 1 табл.,3 ил.
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может найти применение при разработке карбонатных пластов с субвертикальными трещинами.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, предусматривающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие пластов, массовые кислотные обработки скважин и заводнение пластов [1]
Недостатком этого способа является то, что в условиях трещиноватых коллекторов закачиваемые флюиды фильтруются только по высокопроводящим каналам пласта.
Недостатком этого способа является то, что в условиях трещиноватых коллекторов закачиваемые флюиды фильтруются только по высокопроводящим каналам пласта.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ, описанный в [2]
Согласно этому способу месторождение:
-разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин и их вводят в эксплуатацию;
-проводят добычу нефти до снижения пластового давления до величины 5-6 МПа;
-закачивают в нагнетательные скважины рабочий агент, в качестве которого используют оторочки раствора соляной кислоты с последующей закачкой вытесняющей жидкости.
Согласно этому способу месторождение:
-разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин и их вводят в эксплуатацию;
-проводят добычу нефти до снижения пластового давления до величины 5-6 МПа;
-закачивают в нагнетательные скважины рабочий агент, в качестве которого используют оторочки раствора соляной кислоты с последующей закачкой вытесняющей жидкости.
Для выравнивания фронта вытеснения закачивают полимерные системы.
Существенным недостатком этого способа является то, что закачанный полимерный раствор, непрерывно рассредотачиваясь между блоками трещинноватого коллектора, "запечатывает" отдельные блоки, преимущественно низкопроницаемые, что затрудняет фильтрацию нефти из последних. Это снижает охват пластов заводнением и нефтеизвлечение из них.
Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пластов заводнением.
Указанная цель достигается описываемым способом, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины при определенных значениях пластового давления, циклическую закачку вытесняющего агента, нагнетание кислотного раствора между циклами закачки вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения закачкой полимерного раствора.
Новым является то, что после начала обводнения добывающих скважин, вслед за оторочкой кислотного раствора закачивают оторочку полимерного раствора при давлениях, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин.
На фиг. 1 представлен участок карбонатного коллектора трещинного типа, пробуренный добывающей и нагнетательной скважинами; на фиг. 2 то же, что и на фиг. 1: процесс закачки полимерного раствора в нагнетательную скважину 1 при давлениях закачки, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин; на фиг. 3 то же, что и на фиг. 1: процесс отбора нефти и закачки после нагнетания полимерного раствора.
Заявляемый способ осуществляют в следующий последовательности.
Месторождение, представленное карбонатным коллектором трещинного типа, разбуривают сеткой нагнетательных 1 и добывающих 2 скважин, осуществляют его обустройство и скважины вводят в эксплуатацию.
Производят отбор продукции из скважин. При снижении пластового давления до 5-6 МПа скважину переводят под циклическую закачку вытесняющего агента. Производят первый цикл закачки агента.
После чего в скважину N 1 закачивают раствор соляной кислоты и воду (фиг.1)
В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов, производят замеры дебитов скважин. Замеряют пластовую температуру и давление. Определяют давление раскрытия трещин.
В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов, производят замеры дебитов скважин. Замеряют пластовую температуру и давление. Определяют давление раскрытия трещин.
По мере отбора продукции пластовое давление снижается до величины, соответствующей выделению свободного газа в результате реакции кислоты с породой. Вертикальные трещины, разомкнуые при первоначальном пластовом давлении, смыкаются после отбора определенного количества жидкости и снижения давления в пласте.
Реакция взаимодействия соляной кислоты с основными разностями карбонатного коллектора выглядит следующим образом:
CaCO3+2HCl CaCl2 + H2O + CO2
CaMg(CO3)2 + 4HCl CaCl2 + MgCl2+2H2O+2CO2
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами CaCl2, MgCl2 являются растворимыми в воде, а выделившийся газ CO2 находится в газообразном состоянии при определенных значениях пластового давления и температуры.
CaCO3+2HCl CaCl2 + H2O + CO2
CaMg(CO3)2 + 4HCl CaCl2 + MgCl2+2H2O+2CO2
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами CaCl2, MgCl2 являются растворимыми в воде, а выделившийся газ CO2 находится в газообразном состоянии при определенных значениях пластового давления и температуры.
Необходимое количество соляной кислоты рассчитывается с учетом концентрации используемой кислоты и объема необходимой газовой оторочки для вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта.
При эксплуатации залежи пластовое давление в ней поддерживают такой величины, при котором CO2 находится в газообразном состоянии.
Для определения этих значений проводят исследования по определению фазового состояния двуокиси углерода в зависимости от давления и температуры, т.е. для пластовых условий.
После закачки инъекций соляной кислоты расчетного объема циклически закачивают воду, компенсируя отбор продукции из добывающих скважин. Известно, что схема циклирования выбирается в зависимости от конкретных геолого-физических условий объекта системы заводнения и стадии разработки.
Из-за меньших фильтрационных сопротивлений пластовой системы соляная кислота и вода в первую очередь вытесняет нефть из трещин и высокопроницаемой части коллектора.
После закачки инъекций соляной кислоты и воды приступают к закачке следующих порций соляной кислоты.
При закачке инъекций используют растворы соляной кислоты 10-25%-ной концентрации. Удельный вес растворов такой концентрации изменяется от 1050 до 1120 кг/м3. При взаимодействии 1 т соляной кислоты 10-25%-ной концентрации с карбонатами породы выделяется 61-153 кг двуокиси углерода, тепло, воздействие которого улучшает проницаемость и пористость породы. Образующаяся углекислота понижает вязкость и поверхностное натяжение нефти, что является благоприятными факторами по вытеснению нефти из пластов.
При закачке соляной кислоты в результате реакции ее с породой трещин выделившийся газ занимает кровельную часть трещин и пласта.
Газообразование в пласте при взаимодействии кислоты с породой без понижения пластового давления возможно и при повышении температуры.
Если не закупоривать трещины, то рабочие агенты будут продвигаться к добывающим скважинам без совершения полезной работы.
Поэтому после воздействия кислотным раствором на все блоки карбонатного коллектора, включая и низкопроницаемые, а это произойдет при подходе вытесняющего агента до добывающих скважин, производится закачка полимерного раствора.
Начало обводнения добывающих скважин является сигналом вытеснения нефти из трещин и обработки блоков кислотой. Соляная кислота должна прореагировать с породой и нейтрализоваться.
Закачиваемый полимерный состав должен обладать большой связывающей, смачивающей и адгезионной способностью. Состав должен обладать регулируемыми свойствами и переходить в стабильный гидрогель в пластовых условиях.
Для изоляции субвертикальных трещин пор всему профилю концентрацию полимерного раствора подбирают таким образом, чтобы удельный вес был меньше удельного веса закачиваемой и пластовой воды. Полимерный раствор занимает весь разрез трещин и не позволяет прорываться газу и флюидам к добывающим скважинам.
Рассматриваемым условиям отвечают водные растворы эфиров целлюлозы или сшитые полимерные составы (полиакриламид + ацетат хрома и др.)
Известно, что фильтрационные свойства карбонатных коллекторов в большой степени обусловлены наличием трещиноватости. Вертикальные трещины удерживаются в открытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполняющей поры и трещины коллектора, превышает боковое давление.
Известно, что фильтрационные свойства карбонатных коллекторов в большой степени обусловлены наличием трещиноватости. Вертикальные трещины удерживаются в открытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполняющей поры и трещины коллектора, превышает боковое давление.
Для раскрытия трещин в пласте величина давления на забое нагнетательных скважин должна превышать боковое горное давление, величина бокового горного давления определяется экспериментальным или расчетным путем и зависит от глубины залежи, типа и состояния коллектора.
Закачка полимерного раствора производится при давлении на забое нагнетательных скважин, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин. Полимерный раствор проталкивается вытесняющим агентом на необходимое расстояние от нагнетательной скважины. Полимерный раствор образует на основных флюидопроводящих каналах в определенном месте "пробки". Местоположение "пробки" регулируется в пространстве и во времени. За счет деструкции, продавки до добывающей скважины, закачки дестабилизатора полимерного раствора (например кислоты, хлорной извести) это "пробка" может быть устранена.
Необходимое расстояние установки "пробки" зависит от многих факторов. В начальной стадии эксплуатация месторождения "пробка" может быть установлена на расстоянии 1/3 расстояния от нагнетательной скважины проектной сетки скважин. При значительной обводненности добываемой продукции добывающих скважин "пробка" проталкивается за середину расстояния между скважинами. Регулируя давлением нагнетания "пробка" может устанавливаться на требуемое расстояние. После снятия давления в пласте "пробка" находится в устойчивом состоянии в определенном месте и за счет хорошей адгезионной способности блокирует высокопроводящие каналы. Неоднородность эксплуатационного объекта снижается. При снижении послойной и зональной неоднородности коэффициент охвата пластов как воздействием, так и заводнением возрастает. Для эффективного использования рабочего агента при их прорывах добывающие скважины временно останавливают во время закачки реагентов.
Пример конкретного выполнения. Участок залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинного типа (фиг.1)разбурен одной нагнетательной 1 и одной добывающей 2 скважинами. Расстояние между скважинами составляет 400 м. Скважины бурением вскрыли карбонатный пласт на глубине 1200 м с нефтенащенной толщиной 15 м. Балансовые запасы, подсчитанные объемным методом, составляют 145 тыс.т. По данным исследования скважин пласт трещиноватый. Давление раскрытия вертикальных трещин составляет 60-80% горного давления. На устье нагнетательных скважин при закачке вытесняющего агента с удельным весом 1000 кг/м3 необходимо создать давление закачки (7,4-13,9) МПа, чтобы вертикальные трещины различного вида были раскрыты. Известно,что при меньших давлениях закачки раскрываются трещины в более проницаемых частях пласта. С повышением давления закачки начинают раскрываться трещины в менее проницаемых частях пласта и в более удаленных зонах высокопроницаемой части пласта.
Для повышения коэффициента нефтеизвлечения в нагнетательную скважину 1 циклически закачали 2000 т соляной кислоты.
После ввода скважины 2 в эксплуатацию, отбора нефти около 4% от начальных балансовых запасов и осуществления двух циклов закачки соляной кислоты закачиваемая ввода появилась в добывающей скважине. Наблюдалась повышенная скорость нарастания обводненности.
Для ограничения поступления воды с одновременным увеличением охвата блоков воздействием в нагнетательную скважину произвели закачку полимерного раствора. Полимерный раствор в объеме 1000 м3 0,5%-ной концентрации, имеющий удельный вес 950 кг/м3, закачали при давлении закачки 13,0 МПа и продавили закачиваемой водой удельного веса 1000 кг/м3 на расстояние 200 м (фиг.2) от скважины (рассчитывается по средней скорости фильтрации флюидов в трещинах). После закачки скважины пустили в эксплуатацию (фиг.3).
Нефтесодержание в продукции скважины N 2 увеличилось, замедлилась скорость нарастания обводненности.
Расчеты показали, расчетная послойная неоднородность уменьшилась на 3 единицы, охват пластов воздействием увеличился с 60 до 67% что позволило повысить коэффициент нефтеизвлечения на 7% (см. таблицу).
Claims (1)
- Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины при определенных значениях пластового давления, циклическую закачку вытесняющего агента, нагнетание кислотного раствора между циклами закачки вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения закачкой полимерного раствора, отличающийся тем, что после начала обводнения добывающих скважин вслед за оторочкой кислотного раствора закачивают оторочку полимерного раствора при давлениях, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96101241A RU2101474C1 (ru) | 1996-01-18 | 1996-01-18 | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96101241A RU2101474C1 (ru) | 1996-01-18 | 1996-01-18 | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU96101241A RU96101241A (ru) | 1998-01-10 |
| RU2101474C1 true RU2101474C1 (ru) | 1998-01-10 |
Family
ID=20175999
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96101241A RU2101474C1 (ru) | 1996-01-18 | 1996-01-18 | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2101474C1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2149986C1 (ru) * | 1998-08-31 | 2000-05-27 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2164593C1 (ru) * | 2000-09-19 | 2001-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2171368C1 (ru) * | 2000-10-27 | 2001-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором |
| RU2196885C1 (ru) * | 2002-01-03 | 2003-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа |
| RU2209958C1 (ru) * | 2002-05-21 | 2003-08-10 | Хавкин Александр Яковлевич | Способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи |
| RU2263773C1 (ru) * | 2004-07-15 | 2005-11-10 | Закрытое акционерное общество "УфаНИПИнефть" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2485300C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах |
| RU2612062C1 (ru) * | 2016-06-03 | 2017-03-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов |
-
1996
- 1996-01-18 RU RU96101241A patent/RU2101474C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. - М.: Недра, 1988, с.138. 2. Муслимов Р.Х. и др. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань: 1989, с.128. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2149986C1 (ru) * | 1998-08-31 | 2000-05-27 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2164593C1 (ru) * | 2000-09-19 | 2001-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2171368C1 (ru) * | 2000-10-27 | 2001-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором |
| RU2196885C1 (ru) * | 2002-01-03 | 2003-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа |
| RU2209958C1 (ru) * | 2002-05-21 | 2003-08-10 | Хавкин Александр Яковлевич | Способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи |
| RU2263773C1 (ru) * | 2004-07-15 | 2005-11-10 | Закрытое акционерное общество "УфаНИПИнефть" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2485300C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах |
| RU2612062C1 (ru) * | 2016-06-03 | 2017-03-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1071531A (en) | Method of fracturing a subterranean formation | |
| US4787449A (en) | Oil recovery process in subterranean formations | |
| CA2096118C (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| CA1264147A (en) | Heavy oil recovery process using intermittent steamflooding | |
| US4566539A (en) | Coal seam fracing method | |
| US4815537A (en) | Method for viscous hydrocarbon recovery | |
| CA2602655C (en) | Well productivity enhancement method (options) | |
| RU2101474C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа | |
| US4848464A (en) | Method to improve use of polymers for injectivity profile control in enhanced oil recovery | |
| RU2010955C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| WO2013060270A1 (zh) | 水平井压裂缝填充孚盛砂建立透油阻水筛的采油方法 | |
| CN116575897A (zh) | 一种氧化爆裂解除页岩压窜井储层损害的方法 | |
| RU2085710C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Tuttle et al. | New nondamaging and acid-degradable drilling and completion fluids | |
| SU1511435A1 (ru) | Способ дегазации угольного пласта | |
| Goolsby et al. | Pilot water flooding in a dolomite reservoir, the McElroy field | |
| RU2212532C2 (ru) | Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений | |
| US3193007A (en) | Method for controlling injectivity profiles | |
| RU2084620C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| US3326289A (en) | Process for treating formations with sulfur dioxide solutions | |
| RU2196885C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа | |
| US4643254A (en) | Process for the correction of oil well productivity and/or injectivity profiles | |
| RU2073791C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозного типа | |
| RU2148157C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с неоднородным глиносодержащим коллектором | |
| RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100119 |