RU2537446C1 - Method of determination of filtration rate of formation fluids - Google Patents
Method of determination of filtration rate of formation fluids Download PDFInfo
- Publication number
- RU2537446C1 RU2537446C1 RU2013146561/03A RU2013146561A RU2537446C1 RU 2537446 C1 RU2537446 C1 RU 2537446C1 RU 2013146561/03 A RU2013146561/03 A RU 2013146561/03A RU 2013146561 A RU2013146561 A RU 2013146561A RU 2537446 C1 RU2537446 C1 RU 2537446C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- temperature
- rate
- depth intervals
- stopped
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000001914 filtration Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 41
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 3
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000941 radioactive substance Substances 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
- Filtration Of Liquid (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах.The invention relates to geophysical research of wells and is intended to determine the flow rates of formation fluids in oil wells.
Для оптимизации взаимного расположения и режимов работы добывающих и нагнетательных скважин желательно иметь информацию о направлениях и скоростях течения пластовых флюидов в нефтяных залежах, где пробурены десятки и сотни скважин. Эта информация позволит уточнить гидродинамическую модель нефтяной залежи. Особую важность информация о движении пластовых флюидов имеет в случае добычи высоковязкой нефти. Кроме гетерогенности свойств нефтяного пласта, которая может быть известна из геофизических исследований, в процессе добычи возникает неоднородность фильтрационных свойств пласта, связанная с составом пластового флюида. Между нагнетательными и добывающими скважинами могут возникать каналы, заполненные водой (имеющей низкую вязкость), по которым закачиваемая вода поступает в добывающую скважину и не обеспечивает вытеснения нефти и прогрева нефтесодержащих участков пласта. По этим причинам разработка методов контроля за движением пластовых флюидов в нефтяной залежи с большим количеством добывающих и нагнетательных скважин представляет большой интерес.To optimize the mutual arrangement and operating modes of production and injection wells, it is desirable to have information on the directions and velocities of the flow of formation fluids in oil deposits, where tens and hundreds of wells have been drilled. This information will clarify the hydrodynamic model of the oil reservoir. Of particular importance is the information on the movement of reservoir fluids in the case of the production of highly viscous oil. In addition to the heterogeneity of the properties of the oil reservoir, which may be known from geophysical studies, heterogeneity of the filtration properties of the reservoir associated with the composition of the reservoir fluid occurs during production. Between the injection and production wells, channels filled with water (having a low viscosity) can arise through which the injected water enters the production well and does not provide for oil displacement and heating of oil-containing sections of the reservoir. For these reasons, the development of methods for controlling the movement of reservoir fluids in an oil reservoir with a large number of production and injection wells is of great interest.
В настоящее время контроль за движением пластовых флюидов в нефтяной залежи осуществляют косвенным образом, с помощью мониторинга гидравлической связи между скважинами методом гидропрослушивания (см., например, Amanat U. Chaudhry, Oil Well Testing Handbook, Elsevier Science, 2004, p.429-462). Этот метод основан на наблюдениях изменения давления в простаивающих скважинах при изменении режимов работы возмущающих скважин.Currently, the control of the movement of reservoir fluids in an oil reservoir is carried out indirectly, by monitoring the hydraulic connection between the wells by the method of hydraulic listening (see, for example, Amanat U. Chaudhry, Oil Well Testing Handbook, Elsevier Science, 2004, p. 429-462 ) This method is based on observations of changes in pressure in idle wells when changing operating modes of disturbing wells.
Более прямым методом является трассирование фильтрационных потоков с помощью индикаторных веществ (см., например, G. Michael Shook, Shannon L. Ansley, Allan Wylie, Tracers and Tracer Testing: Design, Implementation, and Interpretation Methods, 2004, INEEL). Метод состоит в добавлении индикаторного вещества в нагнетаемую в скважину жидкость и регистрации момента появления и концентрации индикатора в жидкости, поступающей из добывающих скважин. В качестве индикаторов используют различные химические и радиоактивные вещества, которые должны хорошо растворяться в воде, не выпадать в осадок, не сорбироваться горной породой, регистрироваться в широком диапазоне концентраций и т.д.. Трассирование фильтрационных потоков является достаточно дорогим и трудоемким методом, который применяется относительно редко. Кроме того, трассирование позволяет оценить только среднюю скорость фильтрации флюида между нагнетательной и добывающей скважиной. Скорость фильтрации флюида в месте расположения добывающей скважины (если бы она была остановлена) остается неизвестной.A more direct method is tracing filtration flows using indicator substances (see, for example, G. Michael Shook, Shannon L. Ansley, Allan Wylie, Tracers and Tracer Testing: Design, Implementation, and Interpretation Methods, 2004, INEEL). The method consists in adding an indicator substance to the fluid injected into the well and recording the moment of appearance and concentration of the indicator in the fluid coming from the producing wells. Various chemical and radioactive substances are used as indicators, which should be well soluble in water, not precipitate, not be sorbed by rock, be recorded in a wide range of concentrations, etc. Tracing filtration flows is a rather expensive and time-consuming method, which is used relatively rare. In addition, tracing allows you to evaluate only the average fluid filtration rate between the injection and production wells. The fluid filtration rate at the location of the producing well (if it were stopped) remains unknown.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности выделения интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценки скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.The technical result achieved by the implementation of the invention is to provide the possibility of identifying intervals of depths (layers), where the movement of fluids, and assessing the speed of their filtration at the location of the observation well.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения скорости фильтрации пластовых флюидов в остановленной скважине осуществляют измерение температуры и определяют скорость изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, и на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. На интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, выделяют участки, скорость изменения температуры в которых существенно выше скорости изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. Создают численную модель изменения температуры в остановленной скважине, учитывающую влияние фильтрации пластового флюида на скорость изменения температуры в остановленной скважине, сравнивают результаты измерений с результатами численного моделирования и по наилучшему совпадению результатов измерений и результатов моделирования определяют скорость фильтрации флюидов на выделенных участках интервалов глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов.The specified technical result is achieved in that, in accordance with the proposed method for determining the rate of filtration of formation fluids in a stopped well, temperature is measured and the rate of change of temperature is determined at depth intervals within productive formations and at depth intervals in close proximity to productive formations . At intervals of depths located within the productive formations, sections are identified where the rate of temperature change is significantly higher than the rate of temperature change at intervals of depths located in the immediate vicinity of the productive formations. A numerical model of the temperature change in a stopped well is created, taking into account the influence of formation fluid filtration on the rate of temperature change in a stopped well, the results of measurements are compared with the results of numerical simulations, and the filtration rate of the fluids in the selected sections of the depth intervals located in limits of productive formations.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения температуру в остановленной скважине измеряют с помощью оптико-волоконного измерителя.In accordance with one embodiment of the invention, the temperature in a stopped well is measured using an optical fiber meter.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения температуру в остановленной скважине измеряют посредством по меньшей мере трех термокаротажей этой скважины.According to another embodiment of the invention, the temperature in a stopped well is measured by at least three thermal logs of that well.
Измерения температуры осуществляют в скважине, остановленной или после цементации, или после добычи, или после нагнетания в скважину флюида, или после циркуляции флюида в скважине.Temperature measurements are carried out in the well, stopped either after cementation, or after production, or after injection of fluid into the well, or after the circulation of fluid in the well.
Предпочтительно выделение участков, на которых скорость изменения температуры существенно выше скорости изменения температуры на интервалах глубин в непосредственной близости от продуктивных пластов, осуществляют при временах выстойки скважины от 10 до 30 ч.It is preferable to identify areas where the rate of temperature change is significantly higher than the rate of temperature change at depth intervals in the immediate vicinity of the productive formations, is carried out at well dwell times of 10 to 30 hours
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведены примеры возмущения теплового поля пласта перед проведением измерений температуры в остановленной скважине, на фиг.2 показано расчетное поле температур в пласте после добычи в течение 30 дней, на фиг.3 - расчетное поле температур в пласте после выстойки скважины в течение 3 дней, на фиг.4 приведены расчетные температуры в скважине, нормированные на первоначальное отклонение температуры скважины от температуры пласта, на фиг.5 - нормированные на скорости изменения температуры для двух скоростей фильтрации, на фиг 6 - зависимость нормированной скорости изменения температуры от скорости фильтрации при времени выстойки скважины 20 ч, на фиг.7 приведена схема расчетной области, которая используется для оценки скорости фильтрации с помощью численного моделирования.The invention is illustrated by drawings, in which Fig. 1 shows examples of disturbances in the thermal field of a formation before taking temperature measurements in a stopped well, in Fig. 2 shows the calculated field of temperatures in the formation after production for 30 days, in Fig. 3 - the calculated field of temperatures in the formation after well boreing for 3 days, figure 4 shows the calculated temperature in the well, normalized to the initial deviation of the temperature of the well from the temperature of the formation, figure 5 - normalized to the rate of temperature change for two c Height filtering, Figure 6 - the dependence of the normalized rate of change of temperature on the filtration rate at the time vystoyki hole 20 h, in Figure 7 shows a diagram of the computational domain, which is used to assess the rate of filtration by numerical simulation.
Предлагаемый способ основан на зависимости скорости изменения температуры, измеренной в наблюдательной скважине, от наличия и скорости фильтрации флюидов в пласте, который пересекает скважина.The proposed method is based on the dependence of the rate of temperature change, measured in the observation well, on the presence and rate of fluid filtration in the formation that crosses the well.
Данное изобретение осуществляется следующим образом.The invention is carried out as follows.
Проводят измерения температурного профиля по всему стволу скважины с помощью термокаротажных устройств или с помощью волоконного измерителя температуры в скважине, остановленной после цементации (фиг 1а), добычи (фиг.1б), нагнетания флюида (фиг.1c) или циркуляции флюида (фиг.1d). В случае термокаротажа измерения проводят многократно, не менее 3-5 раз. Во всех случаях начальная температура в скважине и в околоскважинном пространстве отличается от температуры пород вдали (в нескольких метрах) от скважины.Measure the temperature profile over the entire wellbore using thermal logging devices or using a fiber temperature meter in the well stopped after cementing (Fig. 1a), production (Fig. 1b), fluid injection (Fig. 1c) or fluid circulation (Fig. 1d) ) In the case of thermal logging, measurements are carried out repeatedly, at least 3-5 times. In all cases, the initial temperature in the well and in the near-wellbore space differs from the temperature of the rocks far (several meters) from the well.
Рассчитывают скорость изменения температуры, измеренной в скважине на различных глубинах: на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, и на интервалах глубин, примыкающих к продуктивным пластам (на расстоянии не более нескольких десятков метров).The rate of change of temperature measured in the well at various depths is calculated: at intervals of depths located within the productive formations, and at intervals of depths adjacent to the productive formations (at a distance of not more than several tens of meters).
Предпочтительно, спустя 10-30 ч после остановки скважины на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, выделяют участки с фильтрацией пластовых флюидов, где скорость изменения температуры существенно выше, чем вне продуктивных пластов.Preferably, 10-30 hours after the shutdown of the well at intervals of depths located within the productive formations, areas with filtration of formation fluids are distinguished, where the rate of temperature change is significantly higher than outside the reservoir.
Создают численную модель изменения температуры в остановленной скважине, учитывающую влияние фильтрации пластового флюида на скорость изменения температуры в остановленной скважине, сравнивают результаты измерений с результатами численного моделирования и по наилучшему совпадению результатов измерений и результатов моделирования определяют скорость фильтрации флюидов на выделенных участках интервалов глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов.A numerical model of the temperature change in a stopped well is created, taking into account the influence of formation fluid filtration on the rate of temperature change in a stopped well, the results of measurements are compared with the results of numerical simulations, and the filtration rate of the fluids in the selected sections of the depth intervals located in limits of productive formations.
Возможность выделения интервалов глубин и оценки скорости фильтрации пластовых флюидов была продемонстрирована на синтетических случаях с использованием коммерческого симулятора COMSOL Multiphysics 3.5.The ability to isolate depth intervals and evaluate the rate of formation fluid filtration has been demonstrated in synthetic cases using the COMSOL Multiphysics 3.5 commercial simulator.
Проводилось 2D моделирование стационарного поля давления (и скорости фильтрации) и нестационарного поля температур в горизонтально расположенной однородной расчетной области, включающей скважину.2D modeling of a stationary pressure field (and filtration rate) and an unsteady temperature field was carried out in a horizontally located homogeneous calculation region, including the well.
Уравнения для давления и температуры имеют вид:The equations for pressure and temperature have the form:
, ,
где
Граничные условия уравнения для расчета давления (фиг.7): непроницаемые верхняя и нижняя границы расчетной области и поверхность скважины, заданные давления P1 и P2 на левой и правой границах расчетной области. При этом разность давлений P1-P2 подбиралась таким образом, чтобы при заданном значении проницаемости пласта обеспечить требуемую скорость фильтрации флюида.The boundary conditions for the calculation of the pressure equation (7): impermeable upper and lower boundary of the computational domain and the surface of the well defined P 1 and pressure P 2 on the left and right borders of the computational domain. In this case, the pressure difference P 1 -P 2 was selected in such a way as to ensure the required fluid filtration rate at a given value of formation permeability.
Граничные условия для уравнения энергии (фиг.7): теплоизолированные верхняя и нижняя границы расчетной области, температура T0, равная температуре пласта, на левой границе и условие свободного истекания на правой границе расчетной области.Boundary conditions for the energy equation (Fig. 7): thermally insulated upper and lower boundaries of the computational domain, temperature T 0 equal to the temperature of the reservoir at the left boundary and free flow condition at the right border of the computational domain.
Расчет проводился в два этапа.The calculation was carried out in two stages.
На первом этапе на границах скважины задавалась постоянная температура, которая соответствует температуре флюида, текущего по скважине во время добычи или циркуляции, и рассчитывалось поле температур в конце циркуляции, которое использовалось как начальное условие для второго этапа. На втором этапе рассчитывалась эволюция поля температур после остановки скважины. Расчет проводился во всей расчетной области, включая скважину.At the first stage, a constant temperature was set at the well boundaries, which corresponds to the temperature of the fluid flowing through the well during production or circulation, and the temperature field was calculated at the end of the circulation, which was used as the initial condition for the second stage. At the second stage, the evolution of the temperature field after well shutdown was calculated. The calculation was carried out in the entire calculation area, including the well.
В качестве примера рассмотрим месторождение с двумя продуктивными пластами, причем добыча ведется из нижнего пласта (фиг.1б). Фиг.2 показывает расчетное поле температур в верхнем пласте (на фиксированной глубине) после 30 дней добычи при скорости фильтрации в этом пласта 0,25 м/день.As an example, consider a field with two productive formations, and production is carried out from the lower reservoir (Fig.1B). Figure 2 shows the calculated temperature field in the upper reservoir (at a fixed depth) after 30 days of production at a filtration rate in this reservoir of 0.25 m / day.
Расчетное поле температур в пласте после 3 дней выстойки скважины приведено на фиг.3. Скважина на этом рисунке показана черным кружком. Поскольку размер области, где температура существенно отличается от пластовой, существенно превосходит радиус скважины, происходит снос области повышенной температуры фильтрующимся флюидом. Как следствие, температура, измеренная в скважине, изменяется быстрее, чем при отсутствии потока.The calculated temperature field in the formation after 3 days of well completion is shown in Fig.3. The well in this figure is shown in a black circle. Since the size of the area where the temperature differs significantly from the reservoir, significantly exceeds the radius of the well, there is a drift of the area of elevated temperature by the filtered fluid. As a result, the temperature measured in the well changes faster than in the absence of flow.
Расчетные температуры в скважине, нормированные на первоначальное отклонение температуры скважины от температуры пласта при скоростях фильтрации 0, 0,12 и 0,25 м/день показаны на фиг.4, кривая 1 - V=0, кривая 2 - V=0,12 м/д, кривая 3 - V=0,25 м/д. Фиг.5 показывает скорость изменения температуры при скоростях фильтрации 0,12 и 0,25 м/день, нормированную на скорость изменения температуры при отсутствии фильтрации в пласте (кривая 1 - V=0,25 м/д, кривая 2 - V=0,12 м/д).The calculated temperature in the well, normalized to the initial deviation of the temperature of the well from the temperature of the reservoir at filtration rates of 0, 0.12, and 0.25 m / day, is shown in Fig. 4,
Расчеты показывают, что нормированная таким образом скорость релаксации температуры имеет наибольшие значения в интервале времен выстойки скважины 10-30 ч. Фиг.6 дает зависимость этой величины от скорости фильтрации флюида при времени выстойки 20 ч. Конкретный вид нормированной скорости релаксации температуры зависит от конструкции скважины, тепловых свойств горных пород и должен рассчитываться в каждом конкретном случае, например, с помощью коммерческого симулятора COMSOL Multiphysics 3.5.Calculations show that the temperature relaxation rate normalized in this way has the greatest values in the interval of the well dwell time of 10-30 hours. Figure 6 gives the dependence of this value on the fluid filtration rate at the dwell time of 20 h. The specific form of the normalized temperature relaxation rate depends on the well design , thermal properties of rocks and must be calculated in each case, for example, using a commercial simulator COMSOL Multiphysics 3.5.
Тем не менее из фиг.6 видно, что с помощью предлагаемого способа можно получить информацию о фильтрационных потоках, имеющих скорость более 0,03-0,05 м/день.Nevertheless, it can be seen from FIG. 6 that using the proposed method, it is possible to obtain information on filtration flows having a speed of more than 0.03-0.05 m / day.
Claims (8)
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013146561/03A RU2537446C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Method of determination of filtration rate of formation fluids |
US14/513,163 US20150107827A1 (en) | 2013-10-18 | 2014-10-13 | Method for Determining A Filtration Velocity of Reservoir Fluids |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013146561/03A RU2537446C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Method of determination of filtration rate of formation fluids |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2537446C1 true RU2537446C1 (en) | 2015-01-10 |
Family
ID=52825152
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013146561/03A RU2537446C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Method of determination of filtration rate of formation fluids |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20150107827A1 (en) |
RU (1) | RU2537446C1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU987082A1 (en) * | 1980-12-29 | 1983-01-07 | Башкирский государственный университет им.40-летия Октября | Method of detecting producing intervals of formation |
SU1421858A1 (en) * | 1986-11-19 | 1988-09-07 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well |
US6101447A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method |
RU2290507C2 (en) * | 2005-01-11 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for determining filtration parameters of complex build collectors and multi-layer objects |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU2004309118B2 (en) * | 2003-12-24 | 2008-06-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of determining a fluid inflow profile of wellbore |
GB201122027D0 (en) * | 2011-12-20 | 2012-02-01 | Bp Exploration Operating | Estimating flow in production well |
-
2013
- 2013-10-18 RU RU2013146561/03A patent/RU2537446C1/en active
-
2014
- 2014-10-13 US US14/513,163 patent/US20150107827A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU987082A1 (en) * | 1980-12-29 | 1983-01-07 | Башкирский государственный университет им.40-летия Октября | Method of detecting producing intervals of formation |
SU1421858A1 (en) * | 1986-11-19 | 1988-09-07 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well |
US6101447A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method |
RU2290507C2 (en) * | 2005-01-11 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for determining filtration parameters of complex build collectors and multi-layer objects |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20150107827A1 (en) | 2015-04-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Wu et al. | Numerical simulation of mud-filtrate invasion in deviated wells | |
CN104453869A (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
NO20121356A1 (en) | Method for interpretation of distributed temperature sensors during the treatment of well holes | |
RU2580547C1 (en) | Method for determining profile of water injection in injection well | |
Chuanzhi et al. | Identification and quantitative description of large pore path in unconsolidated sandstone reservoir during the ultra-high water-cut stage | |
US20200072027A1 (en) | Injection Wells | |
Zhu et al. | Using transient temperature analysis to evaluate steam circulation in SAGD start-up processes | |
RU2474687C1 (en) | Method for determining profile of fluid influx of multiformation deposits | |
RU2569522C1 (en) | Borehole pressure determination method | |
Tabatabaei et al. | Well performance diagnosis with temperature profile measurements | |
Yang et al. | Novel approach for production transient analysis of shale reservoirs using the drainage volume derivative | |
RU2537446C1 (en) | Method of determination of filtration rate of formation fluids | |
RU2651647C1 (en) | Determining method for parameters of formation near zone | |
RU2632800C2 (en) | Method for determining actual oil saturation factor in well when developing oil-bearing formation | |
WO2018164604A1 (en) | A method for injectivity profiling of injection wells | |
Tailakov et al. | Physical modeling of fluid flow in the near-wellbore formation zone on the basis of equivalent materials | |
RU2531499C1 (en) | Method of determining fluid movement profile of stacked pools in well | |
Proett et al. | Objectively Quantifying Wireline and LWD Pressure Test Quality | |
Economides et al. | Step-pressure test for stress-sensitive permeability determination | |
Zhao | The application of wellbore embedded discrete fracture model (EDFM) in fracture diagnosis through DTS and well interference analysis | |
Hashish | Applications of Temperature Transient Analysis for Reservoir Surveillance | |
Ali Asfak Hussain | Pressure Transient Analysis in Injection Wells | |
Carpenter | New Method Determines Well Spacing in Unconventional Reservoirs | |
Kufamuni | Pressure Transient Analysis of Bingham Fluids using Tiab’s Direct Synthesis Approach | |
Berezenkov et al. | Identification of Safe Injection Modes for Injection Wells |