RU2149992C1 - Method of prognostication of efficiency of geological and engineering measures in carbonate reservoirs - Google Patents
Method of prognostication of efficiency of geological and engineering measures in carbonate reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2149992C1 RU2149992C1 RU99118628A RU99118628A RU2149992C1 RU 2149992 C1 RU2149992 C1 RU 2149992C1 RU 99118628 A RU99118628 A RU 99118628A RU 99118628 A RU99118628 A RU 99118628A RU 2149992 C1 RU2149992 C1 RU 2149992C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- geological
- ranks
- value
- oil
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) при планировании операций интенсификации добычи нефти в добывающих и повышения приемистости в нагнетательных скважинах. The invention relates to the oil industry and can be used to predict the effectiveness of geological and technical measures (geological and technical measures) when planning operations to intensify oil production in producing and increasing injectivity in injection wells.
Известна методика выбора скважин и технологии воздействия методом ранговой классификации [1]. Методика основана на нахождении соответствия между условиями и областями применения способа и технологии воздействия и объектом воздействия посредством обработки накопленной информации по ранее проведенным процессам методом ранговой классификации. Ранжирование параметров по известному методу производится за счет разбивки всего диапазона изменения условия проведения способа на ряд интервалов и присвоения им числа-ранга. По сумме рангов рассматриваемых условий проведения способа оценивается его эффективность. A well-known method of selecting wells and impact technology by the method of ranking classification [1]. The methodology is based on finding a correspondence between the conditions and areas of application of the method and technology of exposure and the object of exposure by processing the accumulated information on previously conducted processes using the ranking method. The ranking of parameters according to the known method is carried out by dividing the entire range of changes in the conditions of the method into a number of intervals and assigning them a rank number. The sum of the ranks of the considered conditions of the method is evaluated its effectiveness.
В известном методе ранжирование производится только по вертикали и не рассматривается ранжирование по горизонтали, что значительно сужает информативность рассматриваемых параметров. Кроме того, метод не позволяет количественно, в тоннах, оценить прирост дебита скважины в результате проведения ГТМ. In the known method, the ranking is performed only vertically and horizontal ranking is not considered, which significantly reduces the information content of the considered parameters. In addition, the method does not allow quantifying, in tons, the increase in well production as a result of geological and technical measures.
Наиболее близким аналогом является способ планирования кислотных обработок и прогнозирования их эффективности в осложненных условиях эксплуатации скважин [2]. Для качественной оценки эффективности кислотных обработок с учетом диагностических признаков использован метод ранговой классификации, причем ранжирование признаков проводится в последовательности убывания их значимости (ранжирование по горизонтали) и в зависимости от количественных показателей признака (ранжирование по вертикали). The closest analogue is a method for planning acid treatments and predicting their effectiveness in complicated well operating conditions [2]. For a qualitative assessment of the effectiveness of acid treatments taking into account diagnostic features, the ranking classification method was used, and the ranking of the attributes is carried out in the sequence of decreasing their significance (horizontal ranking) and depending on the quantitative indicators of the feature (vertical ranking).
Однако известный способ позволяет только качественно оценить планируемую эффективность проведения кислотных обработок. However, the known method allows only a qualitative assessment of the planned effectiveness of acid treatments.
Цель изобретения - выбор оптимального метода проведения ГТМ на конкретной скважине и прогнозирование его технологической и экономической эффективности. The purpose of the invention is the selection of the optimal method for conducting geological and technical measures on a particular well and predicting its technological and economic efficiency.
Поставленная цель достигается тем, что в способе прогнозирования эффективности ГТМ в карбонатных коллекторах, включающем обработку накопленной информации по ранее проведенным обработкам с выделением наиболее информативных параметров, прогнозирование эффективности ГТМ методом ранговой классификации с учетом наибольшей суммы рангов произведений совокупных признаков соответствующих горизонтальных и вертикальных рангов, последовательности убывания степени их значимости и количественных показателей каждою признака, выбор метода проведения ГТМ осуществляют по прогнозируемой совокупной величине прироста дополнительной добычи нефти, для чего проводят аппроксимирование кривой зависимости прироста дебита скважины от величины ее текущего дебита перед проведением ГТМ, определяют величину отношения наибольшей суммы рангов прогнозируемого вида ГТМ к средней величине суммы рангов предшествующих проведенных ГТМ и сопоставляют их с отношением расчетной величины дополнительно добытой нефти прогнозируемого вида ГТМ на скважине к среднестатической величине показателя дополнительно добытой нефти, полученной в результате предшествующих ГТМ по месторождению, а целесообразность проведения ГТМ определяют по ожидаемой рентабельности и величине прибыли с учетом дополнительно добытой жидкости и обводненности полученной продукции. This goal is achieved by the fact that in a method for predicting the effectiveness of geological and technical measures in carbonate reservoirs, which includes processing the accumulated information from previously conducted treatments with the most informative parameters, predicting the effectiveness of geological and technical measures by rank classification taking into account the largest sum of the ranks of the products of the combined attributes of the corresponding horizontal and vertical ranks, sequence decrease in the degree of their significance and quantitative indicators of each attribute, the choice of method geological and technical measures are carried out according to the predicted cumulative increment in incremental oil production, for which an approximation is made of the curve of the dependence of the increase in well production on the value of its current production before the geological and technical measures, the ratio of the largest sum of the ranks of the predicted type of geological and technical measures to the average sum of the ranks of the previous geological and technical measures is determined and compared with the ratio of the calculated value of additionally produced oil of the predicted type of oil and gas well on the well to the average statistical value of the indicator additionally produced oil obtained as a result of previous oil and gas works on the field, and the feasibility of carrying out gas and oil operations is determined by the expected profitability and profit margin, taking into account the additionally extracted liquid and the water cut of the resulting product.
Признаками изобретения являются:
1. обработка накопленной информации;
2. выделение наиболее информативных признаков;
3. прогнозирование эффективности методом ранговой классификации по наибольшей сумме рангов произведений совокупных признаков соответствующих горизонтальных и вертикальных рангов;
4. аппроксимирование кривой зависимости прироста дебита скважины от величины текущего дебита до ГТМ;
5. определение величины отношения наибольшей суммы рангов прогнозируемого вида ГТМ к средней величине суммы рангов предшествующих проведенных ГТМ;
6. сопоставление п. 5 и 6 с отношением расчетной величины дополнительно добытой нефти прогнозируемого вида ГТМ на скважине к среднестатической величине показателя дополнительно добытой нефти, полученной в результате предшествующих ГТМ по месторождению;
7. оценка целесообразности проведения ГТМ по ожидаемой рентабельности и величине прибыли с учетом дополнительно добытой жидкости и обводненности полученной продукции.The features of the invention are:
1. processing of accumulated information;
2. allocation of the most informative features;
3. predicting effectiveness by the method of ranking by the largest sum of the ranks of the products of the aggregate attributes of the corresponding horizontal and vertical ranks;
4. approximation of the curve of the dependence of the increase in the flow rate of the well on the value of the current flow rate to the geological and technical measures;
5. determination of the ratio of the largest sum of the ranks of the predicted type of geological and technical measures to the average value of the sum of the ranks of the previous geological and technical measures;
6. Comparison of
7. Evaluation of the feasibility of conducting geological and technical measures based on the expected profitability and profit margin, taking into account additionally produced liquid and water cut of the resulting product.
Признаки 1, 2, 3 является общими с прототипом, признаки 4, 5, 6, 7 являются отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения. SUMMARY OF THE INVENTION
Способ прогнозирования эффективности ГТМ показан на примере месторождений Удмуртии. A method for predicting the effectiveness of geological and technical measures is shown by the example of deposits in Udmurtia.
Для отбора диагностических признаков проведен ретроспективный анализ эффективности ГТМ на месторождениях Удмуртии за пять лет. For the selection of diagnostic features, a retrospective analysis of the effectiveness of geological and technical measures at the deposits of Udmurtia was carried out for five years.
Результаты обобщения промысловых материалов, а также данных целевых исследований, проведенных в этом направлении, позволили выделить 12 наиболее информативных параметров, в наибольшей степени влияющих на конечный результат ГТМ. The results of the generalization of field materials, as well as data from targeted studies conducted in this direction, allowed us to identify the 12 most informative parameters that most affect the final result of the geological and technical measures.
К ним отнесены:
1. количество ГТМ, проведенных в конкретной скважине;
2. показатель снижения дебита в период эксплуатации скважины (отношение максимального дебита к текущему Qmax/Qтек);
3. нефтенасыщенная толщина пласта;
4. коэффициент нефтенасыщенности;
5. послойная неоднородность пород по проницаемости (отношение минимальной проницаемости в интервале обработки к максимальной проницаемости пород в том же интервале);
6. средневзвешенная проницаемость по пласту;
7. показатель изменения пластового давления (отношение начального давления к текущему Pпл нач/Pпл тек);
8. температурный показатель пласта (отношение пластовой температуры к температуре насыщения нефти парафином Тпл/Тнас);
9. условный показатель газонасыщенности ПЗП (Pнас-Pз) G/Pнас (здесь Pнас - давление насыщения, МПа, Pз - давление на забое скважины, МПа, G - газовый фактор, м3/г);
10. удельный расход кислотного раствора;
11. обводненность продукции скважин;
12. охват перфорацией пласта (отношение толщины продуктивного пласта к перфорированной толщине пласта).They include:
1. the number of geological and technical measures performed in a particular well;
2. the rate of decline in production during the operation of the well (the ratio of the maximum production to the current Q max / Q tech );
3. oil saturated formation thickness;
4. oil saturation coefficient;
5. layer-by-layer heterogeneity of rocks in terms of permeability (ratio of the minimum permeability in the processing interval to the maximum permeability of rocks in the same interval);
6. weighted average permeability in the reservoir;
7. The rate of change of the reservoir pressure (initial pressure relating to the current P nach pl / P pl tech);
8. temperature index of the reservoir (the ratio of reservoir temperature to the temperature of saturation of oil with paraffin T PL / T us );
9. conditional indicator of gas saturation of PZP (P us -P s ) G / P us (here P us - saturation pressure, MPa, P s - bottom hole pressure, MPa, G - gas factor, m 3 / g);
10. specific consumption of acid solution;
11. water cut of well products;
12. coverage perforated formation (the ratio of the thickness of the reservoir to the perforated thickness of the reservoir).
1. Для оценки эффективности кислотных обработок с учетом перечисленных признаков используют метод ранговой классификации, причем ранжирование признаков проводят в последовательности убывания их значимости (ранжирование по горизонтали) и в зависимости от числовых (количественных) показателей признака (ранжирование по вертикали), табл.1. 1. To assess the effectiveness of acid treatments, taking into account the listed characteristics, the method of ranking classification is used, and the ranking of the attributes is carried out in the sequence of decreasing their significance (horizontal ranking) and depending on the numerical (quantitative) indicators of the symptom (vertical ranking), Table 1.
Наибольшая сумма рангов по совокупным признакам, полученная путем умножения числового значения ранга по горизонтали на ранг по вертикали, составляет 468 и соответствует наилучшим условиям проведения ОПЗ, от которых может быть получен наибольший эффект в конечном итоге. Минимальная сумма рангов составляет 78 и соответствует наихудшим условиям обработки. The largest sum of ranks according to the combined features obtained by multiplying the numerical value of the rank horizontally by the vertical rank is 468 and corresponds to the best conditions for conducting SCR, from which the greatest effect can be obtained in the end. The minimum rank amount is 78 and matches the worst processing conditions.
Очевидно для иных условий в сравнении с рассматриваемыми могут быть введены другие или исключены некоторые из ранее введенных показателей. Например, при забойных давлениях выше давления насыщения может быть исключен показатель газонасыщенности; при пластовых температурах выше температуры насыщения значимость температурного показателя пласта снижается или исключается полностью и т. д. Поэтому для конкретных условий разрабатываемых месторождений должно проводиться уточнение ранговых показателей. Obviously, for other conditions, in comparison with the considered ones, other or some of the previously introduced indicators may be introduced. For example, at bottomhole pressures above saturation pressure, a gas saturation indicator may be excluded; at reservoir temperatures above the saturation temperature, the significance of the reservoir temperature index is reduced or eliminated completely, etc. Therefore, for specific conditions of the developed fields, ranking indicators should be refined.
Ранговые показатели могут изменяться и в зависимости от выбранного метода кислотной обработки. Так, при использовании поинтервальной кислотной обработки показатель послойной неоднородности пород по проницаемости берется в пределах интервала обработки, а не по всей перфорированной толщине пласта. Rank indicators may vary depending on the chosen method of acid treatment. So, when using interval acid treatment, the permeability index of rock heterogeneity in permeability is taken within the treatment interval, and not over the entire perforated layer thickness.
Геологические службы НГДУ для расчета эффективности планируемых на ближайшее время ГТМ представляют оперативные данные по каждой скважине в объеме, представленном в табл.2. The geological services of NGDU for calculating the effectiveness of the planned oil and gas production in the near future provide operational data for each well in the volume presented in Table 2.
2. Для каждого параметра определяют строку значений (ранг по вертикали) в таблице рангов данного месторождения (см. табл.1). Ранг по вертикали для каждого значения параметра умножают на ранг по горизонтали, произведения рангов всех параметров данной скважины суммируют. 2. For each parameter, determine the row of values (vertical rank) in the table of ranks of the given field (see table 1). The vertical rank for each parameter value is multiplied by the horizontal rank, the product of the ranks of all parameters of a given well is summed.
3. На основании анализа фактического материала аппроксимируют кривую зависимости прироста дебита скважины от величины ее текущего дебита перед проведением геолого-технического мероприятия. Данная зависимость описывается уравнением
y=0,01•a•qтек -b,
где a и b - коэффициенты, определяемые для каждого месторождения на этапе подготовки исходных данных, записываются в качестве базовых параметров.3. Based on the analysis of the actual material, the curve of the dependence of the increase in the production rate of the well on the value of its current production rate before the geological and technical measure is approximated. This dependence is described by the equation
y = 0.01 • a • q tech -b ,
where a and b are the coefficients determined for each field at the stage of preparation of the initial data, are recorded as basic parameters.
4. Определяют величину отношения наибольшей суммы рангов прогнозируемого вида ГТМ к средней величине суммы рангов предшествующих проведенных ГТМ:
Сумма для знаменателя дроби определяется по накопленным в процессе пользования программой данным: на начальном этапе сумма принимается равной 280.4. Determine the ratio of the largest sum of ranks of the predicted type of geological and technical measures to the average value of the sum of ranks of the previous geological and technical measures:
The amount for the denominator of the fraction is determined by the data accumulated during the use of the program: at the initial stage, the amount is taken equal to 280.
5. Определяют отношение расчетной величины дополнительно добытой нефти прогнозируемого вида геолого-технического мероприятия на скважине к среднестатической величине показателя дополнительно добытой нефти, полученной в результате предшествующих геолого-технических мероприятий по месторождению. 5. The ratio of the estimated amount of additional oil produced by the predicted type of geological and technical measures at the well to the average statistical value of the indicator of additional oil produced as a result of previous geological and technical measures for the field is determined.
Данный коэффициент позволяет исключить из внимания падение среднего дебита по месторождению в процессе разработки, так как оно одинаково сказывается как на верхней, так и на нижней части дроби.
This coefficient allows us to exclude from the attention the drop in the average production rate of the field during development, since it equally affects both the upper and lower parts of the fraction.
6. Прогнозируемая величина совокупного прироста дополнительной добычи нефти, т/сут, рассчитывается по формуле
Δq = qтек•У•П•Э.
7. Расчет целесообразности проведения ГТМ определяют по ожидаемой рентабельности и величине прибыли с учетом дополнительно добытой жидкости и обводненности полученной продукции.6. The projected value of the total increase in additional oil production, t / day, is calculated by the formula
Δq = q tech • Y • P • Oe.
7. The calculation of the feasibility of carrying out geological and technical measures is determined by the expected profitability and profit margin, taking into account additionally produced liquid and water cut of the resulting product.
Для этого рассчитывают дополнительную добычу нефти ΔQн и дополнительную добычу жидкости ΔQж:
ΔQн= Δq•t и ΔQж= ΔQн/(1-Wисх),
где Δq - прирост дебита, т/сут;
t - средняя продолжительность эффекта по данному виду ОПЗ;
Wисх - обводненность продукции скважины после ОПЗ, % (считаем, что она равна исходной).For this, additional oil production ΔQ n and additional liquid production ΔQ w are calculated:
ΔQ n = Δq • t and ΔQ w = ΔQ n / (1-W ref ),
where Δq is the growth rate, t / day;
t is the average duration of the effect for this type of SCR;
W ref is the water cut of the well after OPZ,% (we believe that it is equal to the initial one).
Рассчитывают затраты на мероприятие:
Зм= Зобр+Pн•ΔQн+Pж•ΔQж,
где Зобр= Cб-ч•τ - затраты на обработку,
Ц - цена реализации 1 т нефти без налогов,
Рн - условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти,
Рж - условно-переменные затраты на добычу 1 т жидкости,
Сб-ч - стоимость бригадо-часа ремонтной бригады,
τ - продолжительность обработки.Calculate the cost of the event:
Z m = Z arr + P n • ΔQ n + P w • ΔQ w
where Z arr = C b-h • τ - processing costs,
C - the selling price of 1 ton of oil without taxes,
R n - conditionally variable costs for the production of 1 ton of oil,
R f - conditionally variable costs for the production of 1 ton of liquid,
With b-h - the cost of the brigade-hour repair team,
τ is the processing time.
Прибыль за счет проведения ГТМ равна
ΔП = Ц•ΔQн-Зм.
Ожидаемая рентабельность обработки равна
R = ΔП•100/Зм.
Для отдельной скважины возможен расчет по различным видам ГТМ и в итоге может быть выбран наиболее эффективный, выгодный вид обработки.The profit from conducting geological and technical measures is
ΔP = C • ΔQ n -3 m .
Expected processing profitability equals
R = ΔP • 100 / З m .
For a particular well, it is possible to calculate various types of geological and technical measures, and as a result, the most effective, profitable type of treatment can be selected.
Результаты расчетов представляются в табл. 3. The calculation results are presented in table. 3.
Примеры расчета ожидаемой эффективности ОПЗ. Examples of calculating expected SCR effectiveness.
Приводим расчет ожидаемой эффективности планируемых ГТМ на примере нескольких скважин. We give the calculation of the expected effectiveness of the planned oil and gas works using the example of several wells.
Исходные данные для расчета приведены в табл. 4. The initial data for the calculation are given in table. 4.
Результаты расчета по СКВ. 779 приведены в табл. 5. SLE calculation results. 779 are given in table. 5.
Вид ГТМ - поинтервальная солянокислотная обработка
2. П = 284 : 284 = 1
3. У = 0,01•181,37•2,6-0,66 = 0,969
4. Э = 455:241:3,1=0,609
5.Δq = 2.6•0.609•1•0.973 = 1.54 т/сут
ΔQн= 1.54•(241:3) = 123,7 т
ΔQж= 123,7:(1-0,96) = 3092.5 т
Зм=302•118+148•123,7+7,1•3092,5= 35636+18308+21957=75901 руб.Type of geological and technical measures - interval hydrochloric acid treatment
2. P = 284: 284 = 1
3. Y = 0.01 • 181.37 • 2.6 -0.66 = 0.969
4. E = 455: 241: 3.1 = 0.609
5.Δq = 2.6 • 0.609 • 1 • 0.973 = 1.54 t / day
ΔQ n = 1.54 • (241: 3) = 123.7 t
ΔQ w = 123.7: (1-0.96) = 3092.5 t
S m = 302 • 118 + 148 • 123.7 + 7.1 • 3092.5 = 35636 + 18308 + 21957 = 75901 rubles.
7. R=(-20236)•100:75901=-26,66%
Аналогичные расчеты проводятся для скв. 779 вида ОПЗ - 364 и других скважин исходной таблицы.
7. R = (- 20236) • 100: 75901 = -26.66%
Similar calculations are carried out for wells. 779 types of SCR - 364 and other wells of the original table.
Результаты расчетов по всем скважинам представлены в табл. 6. The calculation results for all wells are presented in table. 6.
Таким образом, расчет, осуществленный вышеописанным способом, показывает, что ПСКО на скв. 779 при указанных в примере экономических и технологических условиях может оказаться не рентабельной, убыточной, в данном случае лучший эффект должна дать ПСКО с обратной эмульсией. На скважинах 893 и 897 Чутырского месторождения при проведении ПСКО и СКО с ИСО можно добиться положительного эффекта с приростом дебита нефти 1,91 и 2,57 т/сут соответственно. Thus, the calculation carried out by the above method shows that the PSCO in the well. 779 under the economic and technological conditions indicated in the example, it may turn out to be unprofitable, unprofitable, in this case, the best effect should be given by PSCOs with a reverse emulsion. At
Таким образом предложенный способ прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий в карбонатных коллекторах позволяет производить выбор наиболее оптимального способа проведения ГТМ и оценить его технологическую и экономическую эффективность. Thus, the proposed method for predicting the effectiveness of geological and technical measures in carbonate reservoirs makes it possible to select the most optimal method for conducting geological and technical measures and evaluate its technological and economic efficiency.
Источники информации
1. РД-39-1-442-80. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах /Усачев П.М. Карташев Н.А. Казакова A.B. и др. Москва. ВНИИ. 1980, с. 103-111.Sources of information
1. RD-39-1-442-80. Guidelines for the development and increase of productivity of wells in carbonate reservoirs / Usachev P.M. Kartashev N.A. Kazakova AB and other Moscow. VNII. 1980, p. 103-111.
2. Кудинов В.И. Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во. 1996. С.26-34. 2. Kudinov V.I. Suchkov B.M. Methods for increasing well productivity. Samara: Prince publishing house 1996. S. 26-34.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99118628A RU2149992C1 (en) | 1999-08-26 | 1999-08-26 | Method of prognostication of efficiency of geological and engineering measures in carbonate reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99118628A RU2149992C1 (en) | 1999-08-26 | 1999-08-26 | Method of prognostication of efficiency of geological and engineering measures in carbonate reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2149992C1 true RU2149992C1 (en) | 2000-05-27 |
Family
ID=20224403
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99118628A RU2149992C1 (en) | 1999-08-26 | 1999-08-26 | Method of prognostication of efficiency of geological and engineering measures in carbonate reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2149992C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2480584C1 (en) * | 2011-10-26 | 2013-04-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development |
| RU2790639C1 (en) * | 2022-02-22 | 2023-02-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for assessing the efficiency of acid treatment of carbonate formations |
-
1999
- 1999-08-26 RU RU99118628A patent/RU2149992C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ГИМАТУДИНОВ Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с.470 - 472. ШАХВЕРДИЕВ А.Х. Системный подход к регулированию гидродинамического воздействия на залежь. Нефтяное хозяйство. - М.: Недра, N 6, 1990, с.52 - 55. * |
| КУДИНОВ В.И., СУЧКОВ Б.М. Методы повышения производительности скважин. - Самара: Кн.изд-во, 1996, с.26 - 34. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2480584C1 (en) * | 2011-10-26 | 2013-04-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development |
| RU2790639C1 (en) * | 2022-02-22 | 2023-02-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for assessing the efficiency of acid treatment of carbonate formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6002985A (en) | Method of controlling development of an oil or gas reservoir | |
| US20190251460A1 (en) | Method for predicting oil and gas reservoir production | |
| CA2992274C (en) | Ensemble based decision making | |
| RU2285790C1 (en) | Method to control stacked pool oil deposit development with the use of residual net oil maps | |
| EP2739813B1 (en) | System and method for quantifying stimulated rock quality in a wellbore | |
| CN110469299B (en) | Evaluation method for effectiveness of water injection development of oil production well | |
| Li et al. | Rescaling method for improved machine-learning decline curve analysis for unconventional reservoirs | |
| Al-Alwani et al. | Production performance estimation from stimulation and completion parameters using machine learning approach in the Marcellus Shale | |
| US11972183B2 (en) | Reduced physics well production monitoring | |
| CN113807021B (en) | Gas well productivity grade prediction method based on index analysis and multi-model fusion | |
| US9726001B2 (en) | Method for adaptive optimizing of heterogeneous proppant placement under uncertainty | |
| Li et al. | Significant error reduction in machine-learning decline curve analysis for unconventional reservoirs | |
| WO2019199723A1 (en) | Predictions in unconventional plays using machine learning | |
| Latrach et al. | Identification and quantification of the effect of fracture-driven interactions on production from parent and child wells in Williston Basin | |
| RU2149992C1 (en) | Method of prognostication of efficiency of geological and engineering measures in carbonate reservoirs | |
| Mohaghegh | A new methodology for the identification of best practices in the oil and gas industry, using intelligent systems | |
| Schoups et al. | Reliable conjunctive use rules for sustainable irrigated agriculture and reservoir spill control | |
| WO2022186182A1 (en) | Prediction device, prediction method, and recording medium | |
| Lougheed et al. | Does pressure matter? A statistical study | |
| CN108661629B (en) | Engineering dessert quantitative evaluation method for shale stratum | |
| Alzahabi et al. | Horizontal well completions using data analytics | |
| WO2009084973A1 (en) | Methods of forecasting and analysing gas-condensate flows into a well | |
| Voneiff et al. | Data to Decision: A Unified and Rapid Workflow for Unconventional Reservoirs Blending Data Analytics, Physics-Based Completion Optimization, and Investor-Oriented Economics | |
| Moridis* et al. | Estimating Reserves and Tracking the Classification of Reserves and Resources Other than Reserves (ROTR) in Unconventional Reservoirs | |
| CN115660294B (en) | Horizontal well full life cycle EUR tracking evaluation method, equipment and readable storage medium |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080827 |