RU2092679C1 - Method for development of oil deposits - Google Patents
Method for development of oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2092679C1 RU2092679C1 SU5065215A RU2092679C1 RU 2092679 C1 RU2092679 C1 RU 2092679C1 SU 5065215 A SU5065215 A SU 5065215A RU 2092679 C1 RU2092679 C1 RU 2092679C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- reservoir
- wells
- oil
- stage
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к скважинной разработке нефтяных месторождений. The invention relates to the downhole development of oil fields.
Известен способ разработки месторождений на режиме растворенного газа [1] Благодаря постепенному снижению давления во всем объеме залежи при режиме растворенного газа достигается высокий охват пласта процессом вытеснения. A known method of developing fields in the dissolved gas mode [1] Due to the gradual decrease in pressure in the entire volume of the reservoir during the dissolved gas mode, a high reservoir coverage by the displacement process is achieved.
Недостатком этого способа является низкий коэффициент вытеснения нефти и малая средняя нефтеотдача, не превышая 30% при самом благоприятном соотношении параметров. The disadvantage of this method is the low coefficient of oil displacement and low average oil recovery, not exceeding 30% at the most favorable ratio of parameters.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений, включающий разработку залежи на режиме растворенного газа и закачку в пласт газа и воды [2]
Недостатком данного способа является также малая величина нефтеотдачи за счет низкого охвата малопроницаемых зон пласта обогащенным газом.The closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method of developing oil fields, including the development of deposits in the dissolved gas mode and the injection of gas and water into the reservoir [2]
The disadvantage of this method is also the small amount of oil recovery due to the low coverage of low-permeability zones of the formation with enriched gas.
Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти газом за счет повышения охвата пласта вытесняющим агентом. The objective of the invention is to increase oil recovery during oil displacement by gas by increasing the coverage of the formation with a displacing agent.
Поставленная задача решается предлагаемым способом разработки нефтяных месторождений, включающим разработку залежи на режиме растворенного газа, закачку в пласт газа и воды, в котором согласно изобретения на первом этапе разбуривания залежи скважинами начинает с самой возвышенной части залежи и эксплуатируют эти скважины с низкими забойными давлениями для создания вокруг них зоны разгазирования, на втором этапе продолжают разбуривание залежи в зонах, расположенных ближе к ее границам, а в пробуренные скважины в при сводовой части структуры осуществляют закачку газа, причем нагнетание газа продолжают до достижения предельного газового фактора. The problem is solved by the proposed method of developing oil fields, including the development of deposits in the dissolved gas mode, the injection of gas and water into the formation, in which according to the invention, at the first stage of drilling the deposits with wells, it starts from the highest part of the reservoir and these wells are operated with low bottomhole pressures to create around them there are degassing zones, at the second stage they continue to drill deposits in zones located closer to its borders, and into drilled wells in Ukraine injects gas, and gas injection is continued until the gas limit factor is reached.
В предпочтительном варианте способ осуществляют следующим образом:
на первом этапе добываемые скважины эксплуатируют до момента, при котором обьем газовой фазы в пласте состоит от 0,1 до 20,0% от объема пор всей нефтенасыщенной части залежи,
на втором этапе в пласт сначала закачивают обогащенный газ, обеспечивающий достижение смешивающего вытеснения, в количестве от 1,0 до 40,0% объема пор всей залежи, а затем переходят к нагнетанию сухого газа,
скважины, которые бурят на втором этапе, эксплуатируют при забойных давлениях, которые исключают разгазирование нефти во всем объеме пласта,
на втором этапе в пласт попеременно с газом закачивают воду.In a preferred embodiment, the method is as follows:
at the first stage, the produced wells are operated up to the moment at which the volume of the gas phase in the formation is from 0.1 to 20.0% of the pore volume of the entire oil-saturated part of the reservoir,
at the second stage, enriched gas is first pumped into the reservoir, ensuring mixing displacement, in an amount of from 1.0 to 40.0% of the pore volume of the entire deposit, and then proceed to pump dry gas,
wells that are drilled in the second stage, operate at bottomhole pressures, which exclude the degassing of oil in the entire volume of the reservoir,
at the second stage, water is pumped alternately with gas into the formation.
Сущность изобретения заключается в следующем. Опыт разработки нефтяных месторождениях свидетельствует, что при нагнетании газа в пласт, коллектор которого представлен чередующимися тонкими гидродинамическими изолированными прослоями коллектора и непроницаемых перемычек, возможно достижение большого коэффициента охвата, если подача газа осуществляется в скважины, пробуренные в самых высоких частях структуры. Опыты, проводимые с наклонными моделями пластов и свидетельствующие, что при углах падения, меньших 20o, нефтеотдача низкая, не соответствуют критериям подобия. Если толщина изолированных прослоев невелика, расстояние между скважинами значительны, а угол наклона пласта невелик, то при моделировании процесса вытеснения необходимо таким образом подбирать условия эксперимента, чтобы опыт отвечал следующему критерию подобия:
где L расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами;
α угол наклона пласта;
h толщина изолированного пропластка.The invention consists in the following. The experience of developing oil fields indicates that when gas is injected into the reservoir, the reservoir of which is represented by alternating thin hydrodynamic isolated interlayers of the reservoir and impermeable bridges, it is possible to achieve a large coverage factor if gas is supplied to wells drilled in the highest parts of the structure. Experiments conducted with inclined reservoir models and indicating that, at dip angles less than 20 o , oil recovery is low do not meet the similarity criteria. If the thickness of the isolated interlayers is small, the distance between the wells is significant, and the angle of inclination of the formation is small, then when modeling the displacement process, it is necessary to select the experimental conditions in such a way that the experiment meets the following similarity criterion:
where L is the distance between injection and producing wells;
α formation angle;
h the thickness of the insulated layer.
На фиг. 1 показано положение фронта вытеснения при нагнетании газа в пласт с небольшим углом наклона (5o) при соотношении L/h20;на фиг.2 то же, при соотношении L/h 200.In FIG. Figure 1 shows the position of the displacement front when gas is injected into the formation with a small angle of inclination (5 ° ) at an L / h20 ratio; in Fig. 2, at a L / h ratio of 200.
На фиг. 1,2 приняты следующие обозначения: 1 кровля пласта, 2 подошва пласта; 3 фронт вытеснения; 4 положение фронта вытеснения на момент прорыва; 5 реальная конфигурация фронта вытеснения. In FIG. 1.2 the following designations are accepted: 1 formation roof, 2 formation bottom; 3 front displacement; 4 position of the displacement front at the time of the breakthrough; 5 real displacement front configuration.
Действительно, прорывы газа в пласте большой толщины из-за сегрегации газа обусловлены тем, что фронт вытеснения стремится принять горизонтальное положение. В результате язык прорыва образуется вдоль кровли как толстого, так и тонкого пласта. Однако, в тонком пласте он незначителен и прорыв имеет место только на завершающей стадии разработки. В толстом пласте фронта прорывается в тот момент, когда значительная часть нефти не вытеснена у подошвы. В действительности, если рассматривать не статистическую картину, которая изображена на фиг.1, 2, а исследовать процесс газовой репрессии в динамике, то прорыв произойдет именно в толстом пласте намного раньше из-за искривления фронта вследствие неустойчивости процесса вытеснения нефти газом (линия 5 на фиг.1)
Если эффективность вытеснения нефти определять как количество вытесненной нефти, к нефти, оставшейся в пласте у подошвы к моменту прорыва газа, то это соотношение будет равно отношению заштрихованной площади треугольника (фиг.1) к общей площади всего пласта. Это соотношение равно
If the efficiency of oil displacement is defined as the amount of oil displaced to the oil remaining in the formation at the bottom at the time of gas breakthrough, then this ratio will be equal to the ratio of the hatched area of the triangle (Fig. 1) to the total area of the entire formation. This ratio is equal to
При L 500 м, h 1 ми α 5o Пα 39,35.At L 500 m, h 1 mi α 5 o P α 39.35.
Если модель пласта диаметром 0,5 м имеет длину 2 м, угол наклона такой модели при проведении эксперимента должен быть равен 49,5o. Опыты, проведенные при таких углах наклона, свидетельствуют, что эффективность вытеснения нефти не отличается от той, которая имеет место при вертикальном вытеснении.If the reservoir model with a diameter of 0.5 m has a length of 2 m, the angle of inclination of such a model during the experiment should be equal to 49.5 o . Experiments carried out at such tilt angles indicate that the efficiency of oil displacement does not differ from that which occurs with vertical displacement.
С целью использования гравитации для повышения охвата пласта газом необходимо начинать разбуривание с повышенных частей залежи. После бурения первых скважин их эксплуатируют с максимально возможными темпами для разгазирования нефти в пласте и создания небольшой вторичной газовой шапки. Появление в пласте зоны разгазирования нефти способствует более полному охвату пласта, закачиваемого на втором этапе газом, равномерная газонасыщенность коллектора обеспечивает поступление закачиваемого газа в зоны различной проницаемости. In order to use gravity to increase gas coverage, it is necessary to start drilling from elevated parts of the reservoir. After the first wells have been drilled, they are operated at the highest possible rates for gas degradation in the formation and the creation of a small secondary gas cap. The appearance of an oil degassing zone in the formation contributes to a more complete coverage of the formation injected with gas in the second stage, uniform gas saturation of the reservoir ensures the injection of injected gas into the zones of different permeability.
Присводовую часть залежи эксплуатируют на режиме растворенного газа до момента времени, при котором объем газовой фазы в пласте не достигает 0,1-20,0% от объема пор всей залежи. Такой объем газовой фазы необходим, чтобы создать в пласте оторочку обогащенного газа необходимых размеров. Если проницаемость пропластков изменяется незначительно, а проницаемость пласта высокая, то объем газовой фазы может быть небольшим (0,1%), поскольку закачиваемый газ будет поступать с высокой скоростью почти равномерно по всем пропласткам. При большой неоднородности коллектора и малой его проницаемости нельзя надеется на оттеснение нефти из малопроницаемых пропластков. В последнем случае объем газовой фазы должен быть равен 20,0% от объема пор всей залежи, так как при нагнетании оторочки обогащенного газа происходит существенное увеличение объема нефти, контактирующей с этим газом, и при подаче в пласт этого агента созданный газонасыщенный объем существенно уменьшается. The drive part of the reservoir is operated in the dissolved gas mode until the time at which the volume of the gas phase in the formation does not reach 0.1-20.0% of the pore volume of the entire reservoir. Such a volume of the gas phase is necessary to create a rim of the enriched gas of the required size in the formation. If the permeability of the layers varies slightly and the permeability of the formation is high, then the volume of the gas phase can be small (0.1%), since the injected gas will flow at a high speed almost uniformly across all the layers. With a large heterogeneity of the reservoir and its low permeability, one cannot hope for the displacement of oil from low-permeability layers. In the latter case, the volume of the gas phase should be equal to 20.0% of the pore volume of the entire deposit, since when the rim of the enriched gas is injected, there is a significant increase in the volume of oil in contact with this gas, and when this agent is injected into the reservoir, the gas-saturated volume created is significantly reduced.
После того, как на залежи появится достаточное количество скважин, приступают к реализации второго этапа технологии. Сначала газ закачивают в скважину, которая расположена в самой высокой части структуры, или выбирают скважину, работающую с самым высоким газовым фактором. Затем по мере продвижения фронта вытеснения нефти газом к закачке подключают новые скважины, переводя добывающие в нагнетательные. Одновременно с нагнетанием газа продолжают разбуривание залежи. Разработку залежи заканчивают, когда достигается предельный газовый фактор в последней работающей добывающей скважине. Достижение газового фактора необходимо, так как из пласта будет выходить газ, обогащенный промежуточными компонентами, извлеченными из остаточной нефти при длительном контакте в течение срока разработки залежи. After a sufficient number of wells appear on the deposits, they begin the implementation of the second stage of the technology. First, the gas is pumped into the well, which is located in the highest part of the structure, or the well operating with the highest gas factor is selected. Then, as the front of oil displacement by gas advances, new wells are connected to the injection, converting production wells into injection wells. Simultaneously with the injection of gas continue to drill deposits. Reservoir development is completed when the ultimate gas factor is reached in the last operating production well. Achieving the gas factor is necessary, since gas enriched with intermediate components extracted from residual oil during prolonged contact during the reservoir development period will exit the reservoir.
Очень часто давления в залежи недостаточно для вытеснения нефти в условиях частичной смесимости. В этом случае целесообразно нагнетать в залежь сначала оторочку обогащенного промежуточными компонентами газа, а затем проталкивать ее сухим газом. Оторочку создают размером от 1 до 40% от объема пор. Наименьшие размеры оторочки могут быть использованы при наличии однородного пласта. Наибольшие размеры оторочки необходимы на залежах, в которых коллектор характеризуется крайней неоднородностью. Very often the pressure in the reservoir is not enough to displace oil in conditions of partial miscibility. In this case, it is advisable to pump into the reservoir first the rim of the gas enriched with intermediate components, and then push it with dry gas. The hem is created with a size of 1 to 40% of the pore volume. The smallest rim sizes can be used in the presence of a homogeneous reservoir. The largest rim sizes are necessary on deposits in which the reservoir is characterized by extreme heterogeneity.
На начальном этапе в области пласта, прилегающей к нагнетательным скважинам, целесообразно создать газонасыщенность для повышения охвата коллектора газом. Равномерная газонасыщенность особенно важна при создании в пласте оторочки обогащенного газа. Если в пласте имеется газонасыщенность, то закачиваемый газ устремляется во все газонасыщенные зоны (высоко и низкопроницаемые). Происходит "засасывание" нагнетаемого газа в коллектор. При этом пластовое давление возрастает и легче достигается условия смесимости нефти и газа. At the initial stage, it is advisable to create gas saturation in the area of the reservoir adjacent to the injection wells to increase the gas coverage of the reservoir. Uniform gas saturation is especially important when creating enriched gas rims in the formation. If there is gas saturation in the reservoir, the injected gas rushes into all gas-saturated zones (high and low permeability). There is a "suction" of the injected gas into the reservoir. In this case, the reservoir pressure increases and the conditions for the miscibility of oil and gas are more easily achieved.
Чтобы добиться равномерного поступления закачиваемого газа по пропласткам с различной проницаемостью, одного предварительного разгазирования может оказаться недостаточно. В таких случаях целесообразно попеременно нагнетать газ и воду. Вода поступает только в высокопроницаемые пропластки, снижая в них фазовую проницаемость для газа. Благодаря этому эффекту распределение закачиваемого газа по пропласткам с различной проницаемостью становится более равномерным. Количество нагнетаемой воды определяется главным образом степенью неоднородности коллектора. In order to achieve uniform injection of injected gas through interlayers with different permeabilities, one preliminary degassing may not be enough. In such cases, it is advisable to alternately pump gas and water. Water enters only highly permeable layers, reducing phase permeability for gas in them. Due to this effect, the distribution of injected gas over interlayers with different permeabilities becomes more uniform. The amount of injected water is determined mainly by the degree of heterogeneity of the reservoir.
Пример. В залежи легкой нефти с плотностью 780 кг/м3 и вязкостью в пластовых условиях 0,4 мПа с коллектором является пласт, состоящий из тонких прослоев песчаника, разделенных непроницаемыми глинистыми перемычками, которые прослеживаются по всей площади залежи. Средняя проницаемость пласта составляет 0,05 мкм2. Проницаемость отдельных прослоев различается максимум в 3 раза. Залежь нефти представляет собой антиклинальную складку со средними углами падения пласта, составляющими 8o. Средняя глубина залегания продуктивной части равна 2500 м, начальное пластовое давление 25 МПа, а давление насыщения нефти газом 22 МПа. Общая эффективная толщина пласта 15 м, коэффициент расчлененности 25.Example. In a light oil reservoir with a density of 780 kg / m 3 and a reservoir viscosity of 0.4 MPa with a reservoir, a reservoir is composed of thin sandstone interlayers separated by impermeable clay lintels that can be traced over the entire area of the reservoir. The average permeability of the formation is 0.05 μm 2 . The permeability of individual interlayers varies by a maximum of 3 times. The oil reservoir is an anticlinal fold with average dip angles of 8 o . The average depth of the productive part is 2500 m, the initial reservoir pressure is 25 MPa, and the gas saturation pressure of gas is 22 MPa. The total effective thickness of the reservoir is 15 m, the coefficient of dissection is 25.
Дебиты добывающих скважин колеблются от 5 до 30 т/сут, а приемистость скважин по воде всего 50-75 м3/сут при давлении на устье 10 МПа. Было принято решение разбуривать залежь с центральной части и эксплуатировать пробуренные скважины при давлениях ниже давления насыщения. Чтобы сохранить запасы растворенного газа, весь добытый попутный газ закачивался в скважину на куполе структуры. Добывающие скважины, которые бурили вдали от купола структуры, эксплуатировали при забойных давлениях выше насыщения, чтобы предотвратить разгазирование нефти во всем пласте.The production rates of producing wells range from 5 to 30 tons / day, and the injectivity of wells in water is only 50-75 m 3 / day at a wellhead pressure of 10 MPa. It was decided to drill a deposit from the central part and to operate the drilled wells at pressures below the saturation pressure. To preserve the reserves of dissolved gas, all produced associated gas was pumped into the well at the dome of the structure. Production wells that were drilled away from the dome of the structure were exploited at bottomhole pressures above saturation to prevent oil degassing throughout the formation.
Эксплуатация центральной части на режиме растворенного газа при частичной компенсации отбора закачкой привела к падению давления в этой части пласта до 19 МПа. За счет закачки газа и сегрегации выделившегося из нефти газа образовалась небольшая газовая шапка, а объем газовой фазы в пласте составил 4% от объема пор всей нефтенасыщенной части залежи. После этого в закачиваемый в пласт газ стали добавлять ШФЛУ для того, чтобы обеспечивалось смешивающееся вытеснение. Чтобы закачиваемый обогащенный газ равномерно распределялся по пропласткам с различной проницаемостью, периодически в нагнетальные скважины закачивали воду в таком количестве, чтобы на 1 м3 газа в пластовых условиях приходилось 0,2 м3 воды. Обогащенный газ закачивали до момента, при котором его объем в пластовых условиях не составил 4% от объема всего пласта. После этого перешли к закачке сухого газа с целью перемещения оторочки растворителя вниз по падению пласта. Закачку сухого газа чередовали с нагнетанием воды при соотношении вода/газ, равном 1/4. Темпы нагнетания воды и сухого газа на начальном этапе поддерживали на уровне, превышающем в 1,2 раза темпы отбора флюидов пласта, чтобы восстановить первоначальное пластовое давление. После того, как давление в газовой шапке стало равным начальному (25 МПа), отбор флюидов компенсировали закачкой на 100%
По мере выработки пласта к нагнетанию газа подключали отдельные скважины, расположенные ближе к крыльям структуры, регулируя тем самым продвижение фронта вытеснения. Эксплуатацию залежи прекратили при достижении газового фактора равного 3000 м3/т.The operation of the central part in the dissolved gas mode with partial compensation for injection selection led to a pressure drop in this part of the reservoir to 19 MPa. Due to gas injection and segregation of gas released from oil, a small gas cap was formed, and the volume of the gas phase in the formation was 4% of the pore volume of the entire oil-saturated part of the reservoir. After that, BFLH was added to the gas injected into the formation in order to ensure miscible displacement. In order for the injected enriched gas to be evenly distributed across the interlayers with different permeabilities, water was pumped periodically into injection wells in such a quantity that 0.2 m 3 of water was produced per 1 m 3 of gas under reservoir conditions. The enriched gas was pumped up to the moment at which its volume in reservoir conditions did not amount to 4% of the total reservoir volume. After that, we switched to the injection of dry gas in order to move the rim of the solvent down the dip of the formation. Dry gas injection was alternated with water injection at a water / gas ratio of 1/4. The rate of injection of water and dry gas at the initial stage was maintained at a level that exceeded 1.2 times the rate of selection of formation fluids in order to restore the initial formation pressure. After the pressure in the gas cap became equal to the initial (25 MPa), the selection of fluids was compensated by 100% injection
As the formation develops, separate wells located closer to the wings of the structure are connected to the gas injection, thereby regulating the progress of the displacement front. The exploitation of the deposit was stopped when the gas factor of 3000 m 3 / t was reached.
В целом за счет применения технологии нефтеотдача возросла на 10% благодаря чему было дополнительно добыто 30 млн.т нефти. Вместе с газом в пласт закачали 4,0 млн.т растворителя (ШФЛУ). In general, due to the application of the technology, oil recovery increased by 10%, due to which 30 million tons of oil was additionally extracted. Together with gas, 4.0 million tons of solvent (NGL) were pumped into the reservoir.
Источники информации:
1. Ю. П. Желтов Разработка нефтяных месторождений М. Недра, 1986 г. с. 112-120.Information sources:
1. Yu. P. Zheltov Oil Field Development M. Nedra, 1986 p. 112-120.
2. И.М.Муравьев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, М. Недра, 1970 г. с.46-50, 85-86 (прототип). 2. I. Muraviev et al. Development and operation of oil and gas fields, M. Nedra, 1970, pp. 46-50, 85-86 (prototype).
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5065215 RU2092679C1 (en) | 1992-10-12 | 1992-10-12 | Method for development of oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5065215 RU2092679C1 (en) | 1992-10-12 | 1992-10-12 | Method for development of oil deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2092679C1 true RU2092679C1 (en) | 1997-10-10 |
Family
ID=21614685
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5065215 RU2092679C1 (en) | 1992-10-12 | 1992-10-12 | Method for development of oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2092679C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2510454C2 (en) * | 2008-07-14 | 2014-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Oil and/or gas extraction system and method (versions) |
-
1992
- 1992-10-12 RU SU5065215 patent/RU2092679C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986, с. 112 - 120. 2. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 46 - 50, 85, 86. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2510454C2 (en) * | 2008-07-14 | 2014-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Oil and/or gas extraction system and method (versions) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3653438A (en) | Method for recovery of petroleum deposits | |
| US20030141073A1 (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex | |
| US6321840B1 (en) | Reservoir production method | |
| US3599717A (en) | Alternate flood process for recovering petroleum | |
| US3580336A (en) | Production of oil from a pumping well and a flowing well | |
| US3295601A (en) | Transition zone formation in oil production | |
| US5123488A (en) | Method for improved displacement efficiency in horizontal wells during enhanced oil recovery | |
| US3118499A (en) | Secondary recovery procedure | |
| US5465790A (en) | Enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs | |
| RU2092679C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| US4676314A (en) | Method of recovering oil | |
| US3525396A (en) | Alternate gas and water flood process for recovering petroleum | |
| US4149596A (en) | Method for recovering gas from solution in aquifer waters | |
| US4643252A (en) | Carbon dioxide miscible displacement process | |
| US3292703A (en) | Method for oil production and gas injection | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2380528C1 (en) | Oil or gas condensate field development method | |
| US3814186A (en) | Secondary recovery for steeply dipping reservoirs: combined cellar and attic flooding | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| US3575240A (en) | Recovery of heavy oils by fracturing and injection of gas | |
| SU1041438A1 (en) | Method for forming underground gas-holding storage in water-bearing bed | |
| SU1569291A1 (en) | Method of creating underground storage of gas in oil deposit | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| CA2261517C (en) | Method of enhancing oil recovery from an oil bearing formation through secondary fluid displacement | |
| RU2066370C1 (en) | Method for exploitation of multilayer oil pool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| REG | Reference to a code of a succession state |
Ref country code: RU Ref legal event code: MM4A Effective date: 20101013 |