RU2548636C2 - Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте - Google Patents
Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте Download PDFInfo
- Publication number
- RU2548636C2 RU2548636C2 RU2013128234/03A RU2013128234A RU2548636C2 RU 2548636 C2 RU2548636 C2 RU 2548636C2 RU 2013128234/03 A RU2013128234/03 A RU 2013128234/03A RU 2013128234 A RU2013128234 A RU 2013128234A RU 2548636 C2 RU2548636 C2 RU 2548636C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- fluids
- processing
- additives
- indicator additives
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 99
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 43
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 11
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 5
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 11
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 15
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Chemical class 0.000 description 3
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-N hydrogen thiocyanate Natural products SC#N ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-M Thiocyanate anion Chemical compound [S-]C#N ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004255 ion exchange chromatography Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004811 liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 239000000941 radioactive substance Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000003567 thiocyanates Chemical class 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- 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
- E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов. Технический результат заключается в повышении точности определения положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок. Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, пробуренном скважиной, содержащий: приготовление обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, представляющих собой капли высоковязкой жидкости с диаметром, не превышающим 1000 нм; закачку обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и продуктивный пласт; определение положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок. 17 з.п. ф-лы.
Description
Область изобретения
Данное изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов с целью оценки и понимания операций, выполняемых в стволе скважины и/или продуктивном пласте (гравийная набивка, гидравлический разрыв пласта, борьба с поступлением песка и цементирование), призабойных и забойных процессов и участков расположения флюидов, а также участков движения и расположения бурового раствора.
Уровень техники
Использование различных маркеров и индикаторов в нефтегазовой промышленности имеет широкое распространение. Легко распознаваемые радиоактивные и/или химические индикаторы используются для контроля процесса закачки обрабатывающих жидкостей в продуктивный пласт в ходе проведения его гидравлического разрыва, кислотной обработки, борьбы с водопроявлениями и прочих способов обработки ствола скважины и пласта.
Так, в американском патенте №5.243.190 представлен пример радиоактивных элементов, включенных в керамические частицы, используемых для отслеживания потока частиц проппанта, применяемого в процессе гидроразрыва пласта. Использование радиоактивных или химических веществ в качестве индикаторов способно оказать неблагоприятное воздействие, а иногда даже запрещено природоохранным законодательством.
Также предлагаются способы, использующие нерадиоактивные индикаторы. В американском патенте №6.725.926 рассматривается применение индикаторных добавок, выбираемых из группы, включающей водорастворимые неорганические соли, водорастворимые органические соли, металлы, соли металлов органических кислот, оксиды/сульфаты/фосфаты/карбонаты и соли металлов, фосфоресцирующие пигменты, флюоресцирующие пигменты, фотолюминесцентные пигменты и т.д.
Возможно выполнение экономичного анализа и использование индикаторов с продолжительностью эксплуатации около недели - тиоцианата, бромида, йодида или нитратных солей (Р.Д. Хатчинсон и др. «Использование индикаторов на водной основе при разработке нефтяных месторождений». Общество инженеров-нефтяников (США), Международный симпозиум по химическим веществам, используемым в нефтяной промышленности, 20-22 февраля 1991 г., г. Анахайм, шт. Калифорния, 21049-МС).
Кроме того, можно выполнить ионную или жидкостную хроматографию - дорогостоящий анализ, проводимый в лабораторных условиях; можно провести простые, подходящие для полевых условий качественные испытания для обнаружения нитрата, тиоцианата и йодида, называемые «пластинкой с лунками», позволяющие с легкостью установить приблизительный уровень по интенсивности цвета. Альтернативным способом обнаружения солей йода и тиоцианата является простой тест на спектрометре, который может быть использован вместо хроматографии для проведения количественного анализа. Эти ионы не должны взаимодействовать с обычными химическими веществами межмолекулярных связей во флюидах, применяемыми при гидроразрыве пласта, так как они используются при уровне около 1000 частиц на миллион, а обнаруживаемы при уровне 1 частица на миллион. Соли натрия, аммония или калия растворимы и используются для отслеживания перемещения флюида в продуктивном пласте.
Описание химических индикаторов с характеристикой их использования и методологии измерений при анализе скважинного флюида после выполнения гидроразрыва и при выполнении долгосрочного анализа опубликовано в работе Махмуда Асади и др., «Сравнительное изучение анализа скважинного флюида с применением методов отслеживания концентрации полимеров и жидкости для гидравлического разрыва пласта: полевое исследование». Международная нефтегазовая конференция-выставка в Китае, 5-7 декабря 2006 г., г. Пекин, Китай, доклад SPE 101614, а также в работе Махмуда Асади и др., «Выполнение анализа после гидроразрыва пласта на основе результатов анализа скважинного флюида с использованием химических индикаторов». Международная конференция по технологиям нефтедобычи, 3-5 декабря 2008 г., г. Куала-Лумпур, Малайзия, доклад IPTC 11891.
Флюоресцирующие маркеры и индикаторы предназначены для флюидов на водной основе при концентрации 0,018 мл в фильтрате объемом 180 мл и для флюидов на синтетической / нефтяной основе (при концентрации от 9 до 36 мкл в фильтрате объемом 180 мл).
Данные методы достаточно эффективны, но сегодня присутствует необходимость в технологии, безопасной для окружающей среды и позволяющей выполнять измерения при высоком разрешении данных, для отслеживания перемещения обрабатывающих жидкостей, способных проникнуть в глинистую корку, гравийный фильтр, пачку расклинивающего агента и другие среды с крупными порами, а также в поровое пространство (или разломы и трещины) продуктивного пласта на существенное расстояние без закупорки поровых отверстий.
Краткое описание изобретения
Целью настоящего изобретения является создание способа отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, пробуренном скважиной, содержащего приготовление обрабатывающей жидкости с множеством индикаторных добавок субмикронного размера, закачку обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и в продуктивный пласт, и определение положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок.
Множество индикаторных добавок представляют собой капли высоковязкой жидкости диаметром не более 1000 нм, а обрабатывающая жидкость с множеством индикаторных добавок представляет собой эмульсию, например, такую, как сырая нефть в воде, толуол в воде и т.п., при этом вода пресная; растворы различных солей (неорганических, таких как NaCl, KCl, NH4Cl, CaCl2, MgCl2, NaBr2, ZnBr2, CaBr2, или органических, например формиата натрия, формиата калия и прочие соляные растворы и их смеси, которые обычно используются для интенсификации притока, при гравийной набивке и при заканчивании скважин) в воде (насыщенные и недонасыщенные), соляные растворы и вода с другими химическими веществами, такими как ПАВ, биоциды, а также используемые в качестве присадок при стабилизации глин, железа и при контроле за образованием отложений.
Обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, получают путем смешивания обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок посредством генератора, расположенного в стволе скважины, или с использованием наземного оборудования.
Обрабатывающая жидкость, содержащая множество индикаторных добавок, может нагнетаться непрерывно в процессе обработки или периодически.
Обрабатывающая жидкость, содержащая множество индикаторных добавок, может нагнетаться на любом этапе процесса обработки, в том числе до и после обработки, а также в процессе полной или частичной обработки.
Нагнетание флюида в пласт может сопровождаться физическим воздействием (вибрацией, нагреванием или акустической обработкой), которое осуществляют до, во время или после нагнетания.
Существует также вариант осуществления изобретения, в котором в обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, добавляют одну или несколько присадок, выбираемых из группы, содержащей загустители, пенообразователи, понизители трения, ПАВ, деэмульгаторы и ингибиторы.
Физическими свойствами продуктивного пласта являются акустическое сопротивление и/или удельная электропроводность и/или магнитная диэлектрическая проницаемость, отклик ядерного магнитного резонанса (ЯМР), тепловое распространение и гидродинамические характеристики потока.
Для регистрации физических свойств продуктивного пласта используют сейсмические, акустические, электрические, электрокинетические, импульсные, ЯМР, нейтронные и гамма-каротажные измерительные средства, которые располагают на поверхности и/или в стволе скважины, или в межскважинном пространстве.
Возможно выполнение анализа обратного притока обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, из пласта на наличие изменений в функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу между закачанной и добытой обрабатывающими жидкостями.
Анализ изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанной и добытой обрабатывающими жидкостями может быть выполнен посредством акустического, электрического, импульсного, нейтронного или гамма-каротажа, а также за счет сравнения образцов закачанной и добытой обрабатывающих жидкостей.
Прочие аспекты и преимущества данного изобретения рассмотрены в подробном описании и в представленной формуле изобретения.
Подробное описание
Обрабатывающая жидкость выбирается из группы жидкостей, включающей жидкости для гидроразрыва, буровые растворы, жидкости для кислотной обработки, закачиваемые флюиды, соляные растворы и жидкости для заканчивания скважин, жидкости для повышения нефтеотдачи (МПНО), включая жидкости заводнения пласта.
Обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок субмикронного размера, закачивают в ствол скважины и в продуктивный пласт.
Закачанные объекты субмикронного размера (так называемые «наноиндикаторы»), содержащиеся в обрабатывающей жидкости, выполняют функцию маркеров/индикаторов, что объясняется их способностью оставаться в объеме транспортируемого флюида без гравитационного разделения и неизменностью типа функции распределения маркеров в течение операции по обработке продуктивного и выполнению измерений. Кроме того, одним из отличительных свойств наноиндикаторов является их способность занимать весь объем пространства, образуемого жидкостью в продуктивном пласте, включая поровое пространство и мельчайшие трещины вытекания жидкости. Это имеет особую важность для кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва, в ходе которой жидкость закачивается в поровое пространство, или при выполнении гидроразрыва с применением сланцевого газа, сопровождающегося образованием множества мельчайших трещин. В отличие от микросейсмических измерений, выполняемых при гидроразрыве пласта в условиях сланцевого газа, в ходе которых регистрация процессов характеризуется недостаточностью, при этом они не всегда относятся к распространению обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, результатом чего является неполнота проводимого мониторинга, предлагаемый способ обеспечивает полный охват площади трещиноватости, созданной посредством гидроразрыва.
В данном случае микро- и наносмеси связаны с полным объемом обрабатывающей жидкости или с ее частью, являющейся смесью жидкости с жидкостью - эмульсия, которая может представлять собой высоковязкую жидкость внутри низковязкой жидкости или малые каплии внутри более крупных капель, называемых двойной, тройной эмульсией и т.п.
Обрабатывающую жидкость со множеством индикаторных добавок создают посредством скважинного генератора смеси наноиндикаторов, размещаемого в стволе скважины, или посредством наземного оборудования - генераторов, баков или канистр, из которых осуществляется подача объема, необходимого для закачки смеси.
Данная смесь может нагнетаться непрерывно или периодически в процессе обработки при любой скорости и концентрации. Смесь может нагнетаться на любом этапе процесса обработки, в том числе до и после обработки, а также в процессе полной или частичной обработки. Нагнетание жидкости в пласт может сопровождаться физической обработкой (вибрацией, нагреванием или акустической обработкой), которое осуществляют до, во время или после нагнетания. Данные смеси отличаются по типу основной жидкости и/или газа, используемых при каждой обработке или в ходе процесса, позволяющего выделить разные этапы в рамках одного или нескольких циклов обработки, выполняемой в одном или нескольких стволах скважины.
После этого выполняют измерения для определения расположения и распределения обрабатывающей жидкости и для оценки ее геометрического распределения и отклонения, для чего регистрируют изменения в физических свойствах пористой среды пласта и образованных гидравлических и естественных трещин. Это также позволяет осуществлять контроль и оценку призабойных процессов и процессов в стволе скважины, а также участков размещения флюидов, с применением гидроразрыва пласта, гидроразрыва с установкой сетчатого фильтра, кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва, с замедлением процесса отложения твердого осадка, установкой гравийных фильтров, борьбой с поступлением песка, цементированием, а также с использованием буровых растворов для проведения химической и физической обработки продуктивного пласта - нагнетание ПАВ, преобразователей смачиваемости, деэмульгаторов, спиртов, растворителей, нагнетание горячей воды или химикатов при положительном по сравнению с пластовым давлением.
Механизм регистрации и измерений основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, импульсных, нейтронных и гамма-каротажных измерениях, выполняемых с поверхности и/или в стволе скважины, или в межскважинном пространстве.
Приток пластового флюида и обрабатывающей жидкости в ствол скважины, а затем на поверхность, позволяет выполнить анализ с выявлением изменений в функции распределения индикаторов по концентрации, размерам и типу (при использовании множества типов смесей различных маркеров) между закачанной и добытой жидкостями. Анализ выполняется на поверхности или в скважинных условиях с применением подходящего метода, что зависит от особенностей используемых маркеров. Данный анализ позволяет получить дополнительные сведения о пространстве, занятом индикаторами, о проницаемости и проводимости трещины, эффективной проницаемости продуктивного пласта, о флюидах, с которыми маркеры вступают в реакцию, об условиях давления, объема и температуры, которым они подвергались, о количестве жидкости, вышедшей на поверхность в сопоставлении с количеством вытекшей жидкости для гидроразрыва.
Наноиндикаторы могут применяться при самых различных операциях, проводимых в скважинных условиях.
Наноиндикаторы разных типов можно добавлять в проппант или жидкость для гидроразрыва в любой момент в процессе размещения проппанта или обрабатывающей жидкости (основных жидкостей для гидроразрыва, заполнителей или жидкостей для предварительной промывки или промывки при гидроразрыве с использованием проппанта, или кислот, заполнителей, или жидкостей для предварительной промывки, или промывки при кислотном гидроразрыве) в ходе или по завершении операции по гидроразрыву пласта. Нагнетание может осуществляться в процессе основной обработки пласта при гидроразрыве, а также при тестовом гидроразрыве, проводимом, как правило, перед основной операцией (этап определения скорости нагнетания и калибровки или проведения гидроразрыва меньшего масштаба), на этапе охлаждения, предшествующем основной обработке, или по завершении основной обработки в предварительно существовавшую трещину. После этого выполняют различные измерения для определения участка закачки флюида. Механизм регистрации и измерений основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, импульсных, нейтронных и гамма-каротажных измерениях, выполняемых с поверхности и/или в стволе скважины, или в межскважинном пространстве.
Наноиндикаторы разных типов можно добавлять в жидкости для гравийной набивки. По завершении процедуры гравийной набивки выполняются различные измерения с целью определения участка нагнетания/размещения флюида и материалов гравийной набивки. Механизм регистрации и измерений основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, импульсных, нейтронных и гамма-каротажных измерениях, выполняемых с поверхности и/или в стволе скважины, или в межскважинном пространстве.
Наноиндикаторы совместимы с кислотами, твердыми кислотами предварительной или основной промывки, к которым относятся соляные растворы, растворы ПАВ, жидкости с химреагентами для удаления бурового раствора, замедлители отложения твердого осадка и асфальтенов, их растворы, растворители и деэмульгаторы, газовые, пеноматериалы, отводные материалы (твердые, жидкие и газообразные), а также прочие составы, используемые при обработке пласта для отслеживания/контроля операций, выполняемых при заканчивании скважины. Проводимые измерения позволяют выявлять участки размещения и отвода флюидов в стволе скважины, проводить многозональную интенсификацию и обработку, контролировать процесс нагнетания и притока в скважину обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов.
Для получения сведений о скорости потока или его профиле можно осуществить разметку наноиндикаторов в потоке. Предлагаемый метод позволяет интерпретировать стратификацию потока, фазовый поток, показатель его отставания или направления движения флюидов в наклонных и горизонтальных скважинах.
Нагнетание и/или выпуск наноиндикаторов может использоваться для установления/контроля размещения фронта заводнения и при применении различных методов повышения нефтеотдачи (МПНО), которые предполагают закачку воды, пено- и газовых материалов (азота, углекислого газа, пара и т.п.), ПАВ, смешивающихся и несмешивающихся углеводородов в нагнетательные скважины с дополнительным тепловым воздействием (или без него) для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта. Эти методики широко распространены в нефтяной промышленности, однако осуществление мониторинга фронта заводнения, а также контроль и оптимизация отраслевых систем нагнетания и добычи позволят повысить коэффициент нефтеотдачи.
Наноиндикаторы могут применяться при необходимости отслеживания перемещения жидкости для гидроразрыва в ограниченном пространстве сланцевых газов, в котором в процессе выполнения данной операции образуется множество мельчайших трещин. В отличие от микросейсмических измерений, выполняемых при гидроразрыве пласта в условиях сланцевого газа, в ходе которых регистрация процессов характеризуется недостаточностью, при этом они не всегда относятся к распространению обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, результатом чего является неполнота и некорректность проводимого мониторинга, предлагаемый метод использования наноиндикаторов для гидроразрыва пласта обеспечивает полный охват площади трещиноватости, созданной посредством гидроразрыва.
Настоящее изобретение описано в отношении предпочтительных вариантов осуществления, но специалист в данной области может предложить другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема раскрытого изобретения. Соответственно объем изобретения ограничен только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (18)
1. Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, пробуренном скважиной, содержащий:
- приготовление обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, представляющих собой капли высоковязкой жидкости с диаметром, не превышающим 1000 нм,
- закачку обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и продуктивный пласт и
- определение положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок.
- приготовление обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, представляющих собой капли высоковязкой жидкости с диаметром, не превышающим 1000 нм,
- закачку обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и продуктивный пласт и
- определение положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок.
2. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающая жидкость выбирается из группы жидкостей, включающей жидкости для гидроразрыва, буровые растворы, жидкости для кислотной обработки, закачиваемые флюиды, соляные растворы и жидкости для заканчивания скважин, жидкости для повышения нефтеотдачи (МПНО), включая жидкости заводнения пласта.
3. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающая жидкость представляет собой раствор на водной основе.
4. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающая жидкость представляет собой раствор на углеводородной основе.
5. Способ по п. 1, в соответствии с которым высоковязкая жидкость представляет собой сырую нефть или толуол.
6. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, получают путем смешивания обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок посредством генератора, расположенного в стволе скважины.
7. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, получают путем смешивания обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок посредством наземного оборудования.
8. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, периодически нагнетают в процессе обработки.
9. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, непрерывно нагнетают в процессе обработки.
10. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, нагнетают на любом этапе процесса обработки.
11. Способ по п. 1, в соответствии с которым нагнетание обрабатывающей жидкости в пласт сопровождают физическим воздействием, которое осуществляют до, во время или после нагнетания.
12. Способ по п. 11, в соответствии с которым физическое воздействие представляет собой вибрацию, нагревание или акустическую обработку.
13. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающая жидкость дополнительно содержит одну или несколько присадок, выбираемых из группы, содержащей загустители, пенообразователи, понизители трения и ПАВ.
14. Способ по п. 1, в соответствии с которым физическими свойствами продуктивного пласта являются акустическое сопротивление и/или удельная электропроводность и/или магнитная диэлектрическая проницаемость, отклик ядерного магнитного резонанса (ЯМР), тепловое распространение и гидродинамические характеристики потока.
15. Способ по п. 1, в соответствии с которым для выявления физических свойств продуктивного пласта используются сейсмические, акустические, электрические, электрокинетические, импульсные, ЯМР, нейтронные и гамма-каротажные измерительные средства.
16. Способ по п. 15, в соответствии с которым измерительные средства расположены на поверхности.
17. Способ по п. 15, в соответствии с которым измерительные средства расположены в стволе скважины.
18. Способ по п. 1, в соответствии с которым анализируют обратный приток обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, из пласта на наличие изменений в функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу между закачанной и добытой жидкостями.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2010/000803 WO2012091599A1 (en) | 2010-12-30 | 2010-12-30 | Method for tracking a treatment fluid in a subterranean formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013128234A RU2013128234A (ru) | 2015-02-10 |
| RU2548636C2 true RU2548636C2 (ru) | 2015-04-20 |
Family
ID=46383357
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013128234/03A RU2548636C2 (ru) | 2010-12-30 | 2010-12-30 | Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20130341012A1 (ru) |
| RU (1) | RU2548636C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012091599A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2781572C1 (ru) * | 2019-05-10 | 2022-10-14 | Чайна Ойлфилд Сервисез Лимитед | Устройство определения вибрации, применяемое к прибору ядерно-магнитного резонанса, использующемуся во время бурения |
| US11714026B2 (en) | 2019-05-10 | 2023-08-01 | Chna Oilfield Services Limited | Vibration detection apparatus applied to nuclear magnetic resonance while drilling instrument |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120178653A1 (en) * | 2010-10-28 | 2012-07-12 | Mcclung Iii Guy L | Fraccing fluid with unique signature identifier and fluids and flow streams with identifier |
| WO2012087175A1 (en) * | 2010-12-21 | 2012-06-28 | Schlumberger Holdings Limited | Method for estimating properties of a subterranean formation |
| US11294349B1 (en) * | 2011-08-11 | 2022-04-05 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Injection withdrawal tracer tests to assess proppant placement |
| US20130087329A1 (en) | 2011-10-05 | 2013-04-11 | Johnson Mathey Plc | Method of tracing flow of hydrocarbon from a subterranean reservoir |
| MX365745B (es) * | 2011-11-22 | 2019-06-12 | Baker Hughes Inc | Método para utilizar marcadores de liberación controlada. |
| WO2013086490A2 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | William Marsh Rice University | Methods, apparatus, and sensors for tracing frac fluids in mineral formations, production waters, and the environment using magnetic particles |
| US9465133B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole differentiation of light oil and oil-based filtrates by NMR with oleophilic nanoparticles |
| CA2897329A1 (en) | 2013-03-01 | 2014-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole differentiation of light oil and oil-based filtrates by nmr with oleophilic nanoparticles |
| CN105555906A (zh) | 2013-07-17 | 2016-05-04 | 英国石油勘探运作有限公司 | 采油方法 |
| US20160115372A1 (en) * | 2014-10-22 | 2016-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Methods of recovering a hydrocarbon material contained within a subterranean formation, and related working fluids |
| US10107935B2 (en) | 2015-03-11 | 2018-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-radioactive tracer materials for monitoring treatment fluids in subterranean formations |
| CN105182440B (zh) * | 2015-05-27 | 2017-07-28 | 中国石油大学(华东) | 中深层天然气藏充注途径示踪方法及其设备 |
| MX2018014005A (es) * | 2016-05-17 | 2019-08-22 | Nano Gas Tech Inc | Metodos para influir en la separacion. |
| US10413966B2 (en) | 2016-06-20 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same |
| RU2658697C1 (ru) * | 2017-02-17 | 2018-06-22 | Олег Николаевич Журавлев | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин |
| US10480313B2 (en) | 2017-06-19 | 2019-11-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Multicolor fluorescent silica nanoparticles as tracers for production and well monitoring |
| US11254861B2 (en) | 2017-07-13 | 2022-02-22 | Baker Hughes Holdings Llc | Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same |
| US11193359B1 (en) * | 2017-09-12 | 2021-12-07 | NanoGas Technologies Inc. | Treatment of subterranean formations |
| CA3079526C (en) | 2017-11-03 | 2022-06-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents |
| RU2685600C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
| CN111852426B (zh) * | 2019-04-24 | 2023-04-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井间压裂缝缝间干扰的测试方法 |
| WO2021026883A1 (en) * | 2019-08-15 | 2021-02-18 | Dow Global Technologies Llc | Additive for enhanced oil recovery |
| US11480046B2 (en) * | 2019-10-21 | 2022-10-25 | Conocophillips Company | Neutron absorber-doped drilling mud and characterization of natural fractures |
| US10961444B1 (en) | 2019-11-01 | 2021-03-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation |
| RU2749223C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «ГеоСплит» | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока |
| CN112112634B (zh) * | 2020-09-22 | 2022-04-19 | 固安国勘石油技术有限公司 | 一种利用示踪剂评价压裂干扰的方法及其环保利用 |
| US20230112608A1 (en) * | 2021-10-13 | 2023-04-13 | Disruptive Oil And Gas Technologies Corp | Nanobubble dispersions generated in electrochemically activated solutions |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU619500A1 (ru) * | 1977-01-19 | 1978-08-15 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Способ приготовлени бурового раствора |
| SU874999A2 (ru) * | 1979-04-10 | 1981-10-23 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Геологоразведочный Институт Им.С.Орджоникидзе | Способ контрол за распределением рабочих растворов в горных породах при подземном выщелачивании полезных ископаемых |
| RU2069263C1 (ru) * | 1991-04-04 | 1996-11-20 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности | Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов |
| RU2164599C2 (ru) * | 1999-06-17 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением |
| WO2009134158A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3991827A (en) * | 1975-12-22 | 1976-11-16 | Atlantic Richfield Company | Well consolidation method |
| US4008763A (en) * | 1976-05-20 | 1977-02-22 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method |
| US5905036A (en) * | 1995-01-23 | 1999-05-18 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Characterization of organic contaminants and assessment of remediation performance in subsurface formations |
| US6585044B2 (en) * | 2000-09-20 | 2003-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations |
| US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US7253402B2 (en) * | 2003-09-30 | 2007-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining thermal neutron capture cross section of a subsurface formation from a borehole using multiple detectors |
| US7472748B2 (en) * | 2006-12-01 | 2009-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for estimating properties of a subterranean formation and/or a fracture therein |
| RU2354826C2 (ru) * | 2007-02-26 | 2009-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Трансгаз Ставрополь" | Способ непрерывного дискретного отбора проб вещества метки-индикатора из газовой скважины и устройство для его осуществления |
| US7784539B2 (en) * | 2008-05-01 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrocarbon recovery testing method |
| CA2725088C (en) * | 2008-05-20 | 2017-03-28 | Oxane Materials, Inc. | Method of manufacture and the use of a functional proppant for determination of subterranean fracture geometries |
| US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
-
2010
- 2010-12-30 WO PCT/RU2010/000803 patent/WO2012091599A1/en active Application Filing
- 2010-12-30 RU RU2013128234/03A patent/RU2548636C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-12-30 US US13/977,538 patent/US20130341012A1/en not_active Abandoned
-
2015
- 2015-04-24 US US14/695,798 patent/US20150300157A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU619500A1 (ru) * | 1977-01-19 | 1978-08-15 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Способ приготовлени бурового раствора |
| SU874999A2 (ru) * | 1979-04-10 | 1981-10-23 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Геологоразведочный Институт Им.С.Орджоникидзе | Способ контрол за распределением рабочих растворов в горных породах при подземном выщелачивании полезных ископаемых |
| RU2069263C1 (ru) * | 1991-04-04 | 1996-11-20 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности | Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов |
| RU2164599C2 (ru) * | 1999-06-17 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением |
| WO2009134158A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2781572C1 (ru) * | 2019-05-10 | 2022-10-14 | Чайна Ойлфилд Сервисез Лимитед | Устройство определения вибрации, применяемое к прибору ядерно-магнитного резонанса, использующемуся во время бурения |
| US11714026B2 (en) | 2019-05-10 | 2023-08-01 | Chna Oilfield Services Limited | Vibration detection apparatus applied to nuclear magnetic resonance while drilling instrument |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20150300157A1 (en) | 2015-10-22 |
| WO2012091599A1 (en) | 2012-07-05 |
| US20130341012A1 (en) | 2013-12-26 |
| RU2013128234A (ru) | 2015-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2548636C2 (ru) | Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте | |
| Zhou et al. | Mechanisms of imbibition during hydraulic fracturing in shale formations | |
| US9284833B2 (en) | Method of tracing flow of hydrocarbon from a subterranean reservoir | |
| Bennion | An overview of formation damage mechanisms causing a reduction in the productivity and injectivity of oil and gas producing formations | |
| US7347260B2 (en) | Method for determining tracer concentration in oil and gas production fluids | |
| US7032662B2 (en) | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells or subsurface formations during oil and gas exploration and production | |
| CA2448435C (en) | Method of determining the extent of recovery of materials injected into oil wells | |
| RU2535319C1 (ru) | Способ оценки свойств продуктивного пласта | |
| Garcia et al. | Vaca muerta shale reservoir characterization and description: the starting point for development of a shale play with very good possibilities for a successful project | |
| US20180283153A1 (en) | Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs | |
| US10351751B2 (en) | Wellbore sealant using nanoparticles | |
| WO2017035370A1 (en) | Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs | |
| US9010421B2 (en) | Flowpath identification and characterization | |
| Volokitin et al. | West Salym ASP pilot: surveillance results and operational challenges | |
| Elkewidy | Evaluation of formation damage/remediation potential of tight reservoirs | |
| US11434758B2 (en) | Method of assessing an oil recovery process | |
| Elkewidy | Integrated evaluation of formation damage/remediation potential of low permeability reservoirs | |
| US4508169A (en) | Method for determining connate water saturation and salinity in reservoirs | |
| Shafiq et al. | Investigation of changing pore topology and porosity during matrix acidizing using different chelating agents | |
| Mahmoud et al. | Sandstone matrix stimulation | |
| Abbas et al. | Assessment of pilot water shut off in high water production wells case study in Sudan | |
| Malhotra et al. | Horizontal-Well Fracturing by Use of Coiled Tubing in the Belridge Diatomite: A Case History | |
| Mohammadi | Mechanistic analysis of matrix-acid treatment of carbonate formations: An experimental core flooding study | |
| Asadimehr | Investigating the Use of Drilling Mud and the Reasons for its Use | |
| Birkle et al. | Geochemical techniques to identify fluid sources in highly pressured casing-casing annuli (CCA) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191231 |