RU2213215C1 - Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов - Google Patents
Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2213215C1 RU2213215C1 RU2002135357/03A RU2002135357A RU2213215C1 RU 2213215 C1 RU2213215 C1 RU 2213215C1 RU 2002135357/03 A RU2002135357/03 A RU 2002135357/03A RU 2002135357 A RU2002135357 A RU 2002135357A RU 2213215 C1 RU2213215 C1 RU 2213215C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- suspension
- soluble polymer
- oil
- inert carrier
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 16
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 7
- -1 distillate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 4
- GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N hydron Chemical compound [H+] GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 abstract 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке неоднородных по проницаемости пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости пластов осуществляют чередующуюся закачку в продуктивный пласт между оторочками буферной жидкости суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе и водного раствора со значением показателя водородных ионов ниже 5,0 или выше 8,0, суспензия водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе дополнительно содержит вещества, кристаллизующиеся в водной среде, в количестве 0,5-50 маc.ч. на 100 об.ч. суспензии. Причем в качестве буферной жидкости используют спирты, гликоли, простые эфиры и другие жидкости, предотвращающие контакт изолирующего состава с водным раствором и пластовыми водами в стволе скважины, в качестве инертной жидкости - носителя используют безводную нефть, бензин, газойль, гексан, дизельное топливо, дистиллят, керосин, конденсат, природный битум или композиции на их основе, в качестве веществ, кристаллизующихся в водной среде, используют цемент или цементно-известковую смесь. Техническим результатом является повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости пластов за счет увеличения надежности изоляции обводнившихся пропластков. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке неоднородных по проницаемости пластов.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку в продуктивный пласт суспензии водорастворимого полимера в пластовой высокоминерализованной воде (Патент РФ 2158824, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 10.11.2000).
Недостатком известного способа является низкая эффективность вследствие деструкции полимера в высокоминерализованной дисперсионной среде и кольматации перфорационных отверстий нефтенасыщенных интервалов частицами частично гидролизованного полимера.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе и водного раствора (Авторское свидетельство СССР 1501597, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 23.10.91 - прототип).
Недостатком способа является низкая эффективность из-за отсутствия статического напряжения сдвига у высококонцентрированного полимерного раствора, образующегося в пласте из суспензии водорастворимого полимера, вследствие чего изолирующий состав вытесняется обратно в скважину и не создает необходимых сопротивлений в каналах фильтрации воды.
Задачей изобретения является повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости пластов за счет увеличения надежности изоляции обводнившихся пропластков.
Задача решается тем, что в способе разработки неоднородных по проницаемости пластов, включающем чередующуюся закачку в продуктивный пласт суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе и водного раствора, согласно изобретению суспензию водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе закачивают между оторочками буферной жидкости, при этом суспензия водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе дополнительно содержит вещества, кристаллизующиеся в водной среде, в количестве 0,5-50 мас. ч. на 100 об.ч. суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе, а значение показателя водородных ионов водного раствора ниже 5,0 или выше 8,0.
В качестве буферной жидкости используют спирты, гликоли, простые эфиры и другие жидкости, предотвращающие контакт изолирующего состава с водным раствором и пластовыми водами в стволе скважины.
В качестве инертной жидкости-носителя используют безводную нефть, бензин, газойль, гексан, дизельное топливо, дистиллят, керосин, конденсат, природный битум или композиции на их основе.
В качестве веществ, кристаллизующихся в водной среде, используют цемент или цементно-известковую смесь.
Признаками изобретения являются:
1) закачка в продуктивный пласт суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе;
2) закачка водного раствора;
3) закачка суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе между оторочками буферной жидкости;
4) содержание в суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе веществ, кристаллизующихся в водной среде;
5) то же в количестве 0,5-50 мас.ч. на 100 об.ч. суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе;
6) значение показателя водородных ионов водного раствора ниже 5,0 или выше 8,0;
7) использование в качестве буферной жидкости спиртов, гликолей, простых эфиров и других жидкостей, предотвращающих контакт изолирующего состава с водным раствором и пластовыми водами в стволе скважины;
8) использование в качестве инертной жидкости-носителя безводной нефти, бензина, газойля, гексана, дизельного топлива, дистиллята, керосина, конденсата, природного битума или композиций на их основе;
9) использование в качестве веществ, кристаллизующихся в водной среде, цемента или цементно-известковых смесей.
1) закачка в продуктивный пласт суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе;
2) закачка водного раствора;
3) закачка суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе между оторочками буферной жидкости;
4) содержание в суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе веществ, кристаллизующихся в водной среде;
5) то же в количестве 0,5-50 мас.ч. на 100 об.ч. суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе;
6) значение показателя водородных ионов водного раствора ниже 5,0 или выше 8,0;
7) использование в качестве буферной жидкости спиртов, гликолей, простых эфиров и других жидкостей, предотвращающих контакт изолирующего состава с водным раствором и пластовыми водами в стволе скважины;
8) использование в качестве инертной жидкости-носителя безводной нефти, бензина, газойля, гексана, дизельного топлива, дистиллята, керосина, конденсата, природного битума или композиций на их основе;
9) использование в качестве веществ, кристаллизующихся в водной среде, цемента или цементно-известковых смесей.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 7-9 являются частными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке неоднородных по проницаемости пластов значительная часть запасов нефти остается невыработанной. Задачей изобретения является повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости пластов за счет увеличения надежности изоляции обводнившихся пропластков. Задача решается следующим образом.
При разработке неоднородных по проницаемости пластов значительная часть запасов нефти остается невыработанной. Задачей изобретения является повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости пластов за счет увеличения надежности изоляции обводнившихся пропластков. Задача решается следующим образом.
При разработке неоднородных по проницаемости пластов ведут чередующуюся закачку в продуктивный пласт между оторочками буферной жидкости суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе и водного раствора со значением показателя водородных ионов (рН) ниже 5,0 или выше 8,0. Суспензия водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе содержит вещества, кристаллизующиеся в водной среде, в количестве 0,5-50 мас.ч. на 100 об.ч. суспензии, в инертной жидкости-носителе. В качестве буферной жидкости используют спирты, гликоли [диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ)], простые эфиры и другие жидкости, предотвращающие контакт изолирующего состава с водным раствором и пластовыми водами в стволе скважины. В качестве инертной жидкости-носителя используют безводную нефть, бензин, газойль, гексан, дизельное топливо, дистиллят, керосин, конденсат, природный битум (ПБ) или композиции на их основе. В качестве веществ, кристаллизующихся в водной среде, используют цемент или цементно-известковую смесь.
В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид (ПАА), оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и т. п.
Способ обеспечивает селективное снижение проницаемости высокопроницаемых водонасыщенных интервалов за счет образования в них вязкого, в дальнейшем твердеющего состава, и подключение к разработке менее проницаемых участков пласта, содержащих подвижную нефть.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Определение эффективности способа в условиях неоднородных по проницаемости пластов проводили в лабораторных условиях на насыпных линейных моделях пласта, имитирующих высоко- и низкопроницаемые участки пласта, проницаемостью соответственно (1000-3000)•10-3мкм2 и (200-600)•10-3мкм2. Проницаемость моделей достигалась различной степенью помола керна реальных нефтяных месторождений.
Пример 1. Определение эффективности способа в условиях неоднородных по проницаемости пластов проводили в лабораторных условиях на насыпных линейных моделях пласта, имитирующих высоко- и низкопроницаемые участки пласта, проницаемостью соответственно (1000-3000)•10-3мкм2 и (200-600)•10-3мкм2. Проницаемость моделей достигалась различной степенью помола керна реальных нефтяных месторождений.
Затем через гидродинамически связанные модели последовательно осуществляли фильтрацию пластовой воды, модельной нефти и закачиваемой воды в количестве 5 поровых объемов (Vп) каждая. Моделировали условия, близкие к реальным для неоднородных нефтяных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.
Далее последовательно закачивали оторочки буферной жидкости (безводную нефть, нефтепродукты, спирты, гликоли, простые эфиры), суспензию водорастворимого полимера и портландцемента (или цементно-известковой смеси) в нефти в объеме 0,3 Vп, буферной жидкости и 0,15 Vп водного раствора щелочного стока производства капролактама с рН 8,1 в качестве водного раствора. При этом объем оторочек буферной жидкости составил 0,1 Vп.
После закачки расчетных объемов исходных реагентов производили выдержку во времени в течение 24 часов и прокачивали воду до полной обводненности отбираемой жидкости. Далее определяли прирост коэффициента нефтевытеснения как разность между конечным коэффициентом вытеснения нефти при использовании заявляемого способа и коэффициентом вытеснения водой до достижения 99%-ной обводненности добываемой нефти.
Результаты исследований приведены в таблице 1.
По данным таблицы 1 видно, что использование способа при разработке неоднородных по проницаемости пластов позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи на 24,6-29,5%.
Пример 2. Обработали скважину, эксплуатирующую карбонатные отложения, залегающие на глубине 837-845 м. Дебит жидкости на момент реализации способа составил 6,0 м3/сут, нефти - 0,1 т/сут, обводненность - 99%.
В скважину закачали суспензию 0,25 т ПАА и 3,0 т портландцемента в 6,0 т природного битума с предварительной и последующей закачкой оторочек буферной жидкости - природного битума объемом по 0,5 т и продавили 6 м3 пластовой воды.
Давление в начале закачки составило 6 МПа, в конце продавки - 8,0 МПа, что свидетельствует о размещении суспензии в высокопроницаемой трещиноватой зоне пласта. Далее скважину закрыли на реагирование на 24 часа.
После истечения времени, необходимого для формирования в пласте водоизоляционного состава, скважину запустили в эксплуатацию. Параметры работы скважины по месяцам представлены в таблице 2.
Из таблицы 2 следует, что в результате промыслового эксперимента достигнуто как ограничение водопритока из высокопроницаемых водонасыщенных участков пласта в результате их изоляции, так и увеличение продуктивности скважины по нефти на 3,5-5,1 тонн в сутки. За 6 месяцев работы скважины получена дополнительная добыча нефти в количестве 740,2 тонн.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность разработки неоднородных по проницаемости пластов.
Claims (4)
1. Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе и водного раствора, отличающийся тем, что суспензию водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе закачивают между оторочками буферной жидкости, при этом суспензия водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе дополнительно содержит вещества, кристаллизующиеся в водной среде, в количестве 0,5-50 мас. ч. на 100 об. ч. суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости-носителе, а значение показателя водородных ионов водного раствора ниже 5,0 или выше 8,0.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют спирты, гликоли, простые эфиры и другие жидкости, предотвращающие контакт изолирующего состава с водным раствором и пластовыми водами в стволе скважины.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве инертной жидкости-носителя используют безводную нефть, бензин, газойль, гексан, дизельное топливо, дистиллят, керосин, конденсат, природный битум или композиции на их основе.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве веществ, кристаллизующихся в водной среде, используют цемент или цементно-известковую смесь.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002135357/03A RU2213215C1 (ru) | 2002-12-30 | 2002-12-30 | Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002135357/03A RU2213215C1 (ru) | 2002-12-30 | 2002-12-30 | Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2213215C1 true RU2213215C1 (ru) | 2003-09-27 |
Family
ID=29778010
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002135357/03A RU2213215C1 (ru) | 2002-12-30 | 2002-12-30 | Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2213215C1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2289686C1 (ru) * | 2005-10-21 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии", ОАО "НИИнефтепромхим" | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2322582C2 (ru) * | 2005-08-18 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов |
| RU2387814C1 (ru) * | 2008-12-22 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2415900C2 (ru) * | 2005-05-10 | 2011-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием |
| RU2506408C1 (ru) * | 2012-09-17 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах |
| RU2592005C1 (ru) * | 2015-06-29 | 2016-07-20 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Способ разработки залежей нефти |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4328864A (en) * | 1980-11-20 | 1982-05-11 | Getty Oil Company | Methods for recovery of oil |
| SU1501597A1 (ru) * | 1987-09-23 | 1991-10-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефт ных пластов |
| SU1480407A1 (ru) * | 1985-10-16 | 2000-03-10 | Р.П. Шайбин | Способ подачи раствора полимера в нефтяной пласт |
| RU2162142C2 (ru) * | 1999-03-30 | 2001-01-20 | Гусев Сергей Владимирович | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
| RU2175056C1 (ru) * | 2001-02-26 | 2001-10-20 | Чикин Андрей Егорович | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2002
- 2002-12-30 RU RU2002135357/03A patent/RU2213215C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4328864A (en) * | 1980-11-20 | 1982-05-11 | Getty Oil Company | Methods for recovery of oil |
| SU1480407A1 (ru) * | 1985-10-16 | 2000-03-10 | Р.П. Шайбин | Способ подачи раствора полимера в нефтяной пласт |
| SU1501597A1 (ru) * | 1987-09-23 | 1991-10-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефт ных пластов |
| RU2162142C2 (ru) * | 1999-03-30 | 2001-01-20 | Гусев Сергей Владимирович | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
| RU2175056C1 (ru) * | 2001-02-26 | 2001-10-20 | Чикин Андрей Егорович | Способ разработки нефтяной залежи |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2415900C2 (ru) * | 2005-05-10 | 2011-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием |
| RU2322582C2 (ru) * | 2005-08-18 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов |
| RU2289686C1 (ru) * | 2005-10-21 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии", ОАО "НИИнефтепромхим" | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2387814C1 (ru) * | 2008-12-22 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2506408C1 (ru) * | 2012-09-17 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах |
| RU2592005C1 (ru) * | 2015-06-29 | 2016-07-20 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Способ разработки залежей нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Seright et al. | Injectivity characteristics of EOR polymers | |
| US4044831A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
| RU2090746C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2089723C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2213215C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов | |
| US4110224A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
| RU2065945C1 (ru) | Способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости карбонатных пластов | |
| RU2127802C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| RU2347897C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| RU2078202C1 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2136869C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
| RU2168617C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2188930C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| RU2069260C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2186958C1 (ru) | Способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта | |
| RU2119048C1 (ru) | Способ обработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2347896C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2178069C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2097537C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков | |
| Edinga et al. | Cessford Basal Colorado A ReservoirCaustic Flood Evaluation | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20041231 |