RU2604247C1 - Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины - Google Patents
Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2604247C1 RU2604247C1 RU2015143028/03A RU2015143028A RU2604247C1 RU 2604247 C1 RU2604247 C1 RU 2604247C1 RU 2015143028/03 A RU2015143028/03 A RU 2015143028/03A RU 2015143028 A RU2015143028 A RU 2015143028A RU 2604247 C1 RU2604247 C1 RU 2604247C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- hydraulic fracturing
- gsw
- gis
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 15
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 229910052704 radon Inorganic materials 0.000 description 6
- SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N radon atom Chemical compound [Rn] SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 235000013372 meat Nutrition 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 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
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Способ заключается в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Затем осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях импульсного нейтронного каротажа. Геофизические исследования скважины включают гамма-каротаж, метод термометрии, локацию муфт и импульсно-нейтронный каротаж. Технический результат заключается в определении показателей проницаемых участков перфорированных интервалов скважины как до воздействия, так и после воздействия гидравлического разрыва пласта, по результатам анализа которых судят о продуктивности скважины. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти.
В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.
Известен способ разработки нефтяных скважин, включающий бурение скважин, проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные исследования свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты, с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью. Из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, по которым дополнительно измеряют водородосодержание твердой фазы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть лито-фациальный параметр. Затем строят карту изменения лито-фациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов. На карте проводят изолинии граничных значений лито-фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом. Причем в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности породы с последующим гидроразрывом пласта, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины (патент RU 2513895, МПК Е21В 49/00; G01V 11/00, опубл. 20.04.2014).
Известен способ контроля геометрических параметров и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта, включающий поверхностную радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности скважинным гамма-дефектомером-толщиномером (СГДТ), при этом поверхностную радоновую съемку проводят до гидроразрыва пласта в квадрате 400×400 м, с шагом 50 м, выполняют радоновые индикаторные исследования для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности прибором СГДТ, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности прибором СГДТ, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта (патент RU 2390805, МПК G01V 5/12, опубл. 27.05.2010).
Недостатком известных технических решений является сложный технологический процесс исследования скважины и высокая трудоемкость.
Задачей изобретения является прогнозирование повышения продуктивности скважины за счет гидравлического разрыва пласта.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в определения показателей проницаемых участков перфорированных интервалов скважины как до воздействия, так и после воздействия гидравлического разрыва пласта, по результатам анализа которых судят о продуктивности скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что до осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП) проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, затем осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях импульсного нейтронного каротажа.
Геофизические исследования скважины включают гамма-каротаж, метод термометрии, локацию муфт и импульсно-нейтронный каротаж.
Все вышеперечисленные существенные признаки независимого и зависимого пунктов формулы в заявленной совокупности позволяют определить эффективность использования ГРП при прогнозировании продуктивности скважины.
Анализ известных технических решений в данной области техники показал, что заявляемое техническое решение имеет признаки, которые отсутствуют в аналогах, а их использование в заявляемой совокупности существенных признаков позволяет получить новый технический результат. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условиям патентоспособности изобретения «новизна» и «изобретательский уровень».
Для прогнозирования повышения продуктивности скважины проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС), включающие гидродинамические исследования (ГДИ), а именно: гамма-каротаж (ГК), метод термометрии (ТМ), локацию муфт (ЛМ), а также импульсно-нейтронный каротаж (ИНК). Все исследования проводятся через насосно-компрессорные трубы (НКТ) малогабаритной аппаратурой ИНК и ГДИ в одной связке за одну спуско-подъемную операцию (СПО) до и после гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Затем производят закачку в интервалы перфорации скважины поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. После чего осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях ИНК, регистрирующего время жизни тепловых нейтронов пласта (τпл) при воздействии на пласт жидкостями разной минерализации.
Способ осуществляют следующей образом.
1. Проводятся предварительные ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (контрольный замер).
На следующих этапах определяются проницаемые участки перфорированного интервала и заколонного пространства скважины.
2. Производится закачка минерализованной жидкости (уд. вес 1.18 г/см3) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м3).
3. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №1) в процессе закачки.
4. Производится закачка пресной жидкости (уд. вес 1.00-1.05 г/см3) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м3).
5. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №2).
Проведение ГИС при закачке жидкости разной минерализации перед проведением ГРП позволяет определить проницаемые участки в пределах интервала перфорации, а также выше и ниже его, что в дальнейшем позволяет спрогнозировать направление распространения трещины при проведении ГРП.
6. Проводится ГРП с проппантом, служащим для сохранения проницаемости трещин, получаемых в ходе ГРП.
На следующих этапах определяются проницаемые участки перфорированного интервала и заколонного пространства после проведения ГРП.
7. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №3) при определении приемистости с закачкой минерализованной жидкости (уд. вес. 1.1 г/см3).
8. Производят закачку пресной жидкости (уд. вес 1.00-1.05 г/см3) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м3).
9. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №4).
10. Проводится анализ полученных данных.
Результаты поведения ИНК при воздействиях на пласт различной насыщенности контрастными жидкостями приведены в таблице.
Для достижения максимальных эффектов необходимо провести закачку в перфорированный интервал жидкости с плотностью γв<1.05 г/см3 и γв>1.18 г/см3. Возможен вариант закачки сначала минерализованной воды, далее пресной либо сначала закачка пресной жидкости, потом минерализованной жидкости. Рассмотрим детально поведение кривой времени жизни тепловых нейтронов при этих воздействиях на пласт терригенного разреза различного насыщения (пресная вода, нефть, соленая вода).
Перед началом воздействия проводится контрольный замер для определения текущего насыщения пластов, с которым в дальнейшем будет идти сравнение результатов исследования после воздействия. Проводится анализ насыщения пластов по следующим критериям:
- τпл_>320 мкс - пласт нефтеносный;
- τпл<180 мкс - пласт насыщен минерализованной водой с плотностью γв≥1.18 г/см3;
- τпл≥390 мкс - пласт заводнен опресненной водой с плотностью γв<1.05 г/см3;
- τпл≤250 мкс - пласт заводнен минерализованой водой с плотностью γв>1.15 г/см3.
1) Поведение τпл при закачке в пласт минерализованной воды плотностью γв≥1.18 г/см3:
- заводненный пласт опресненной водой с τпл=390 мкс (условно) понизится на Δτпл, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);
- нефтенасыщенный пласт с τпл=320 мкс (условно) понизится на Δτ1, который будет зависеть от степени замещения нефти водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);
- водонасыщенный пласт с τпл=180 мкс (условно), скорее всего, показания не изменятся, либо изменятся незначительно, если замещаемая вода будет более минерализованная и будет зависеть от степени замещения.
2) Поведение τпл при закачке в пласт пресной воды плотностью γв=γв≤1.05 г/см3 после минерализованной воды:
- заводненный пласт опресненной водой с τпл=(390-Δτ1]) мкс (условно) будет стремиться к начальным показаниям и повысится на Δτз, который зависит от степени замещения минерализованной воды пресной;
- нефтенасыщенный пласт с τпл=(320-Δτ2) мкс (условно) повысится на Δτ4, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно);
- водонасыщенный пласт с τпл=180 мкс (условно) повысится на Δτ5, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно).
3) Поведение τпл при закачке в пласт пресной воды плотностью γв=γв≤1.05 г/см3:
- заводненный пласт опресненной водой с τпл=390 мкс (условно), скорее всего, показания не изменятся либо изменятся незначительно, если замещаемая вода будет более пресная и будет зависеть от степени замещения;
- нефтенасыщенный пласт с τпл-320 мкс (условно) повысится на Δτ6, который будет зависеть от степени замещения нефти пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно).
- водонасыщенный пласт с τпл=180 мкс (условно) повысится на Δτ7, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 3,90 мкс (условно).
4) Поведение τпл при закачке в пласт минерализованной воды плотностью γв>1.18 г/см3 после пресной воды:
- заводненный пласт опресненной водой с τпл=390 мкс (условно) понизится на Δτ8, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);
- нефтенасыщенный пласт с τпл=(320+Δτ6) мкс (условно) понизится на Δτ9, который будет зависеть от степени замещения нефти и пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);
- водонасыщенный пласт с τпл=(18O+Δτ7) мкс (условно) понизится на Δτ10, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно)
Параметры Δτ1, Δτ2…Δτ3 - являются показателями проницаемых интервалов как до воздействия, так и после воздействия ГРП.
Примерные показания времени жизни тепловых нейтронов (τпл, мкс) даны для терригенных пластов с Кп>15% пашийско-кыновского возраста Республики Татарстан.
Заявляемое техническое решение обеспечивает прогнозирование повышения продуктивности скважины за счет гидравлического разрыва пласта.
Заявляемое техническое решение соответствует требованию промышленной применимости и возможно для реализации с применением стандартного оборудования.
Claims (2)
1. Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) скважины, заключающийся в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, затем осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях импульсного нейтронного каротажа.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что геофизические исследования скважины включают гамма-каротаж, метод термометрии, локацию муфт и импульсно-нейтронный каротаж.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015143028/03A RU2604247C1 (ru) | 2015-10-08 | 2015-10-08 | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015143028/03A RU2604247C1 (ru) | 2015-10-08 | 2015-10-08 | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2604247C1 true RU2604247C1 (ru) | 2016-12-10 |
Family
ID=57776935
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015143028/03A RU2604247C1 (ru) | 2015-10-08 | 2015-10-08 | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2604247C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
| RU2734202C1 (ru) * | 2019-10-11 | 2020-10-13 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3603145A (en) * | 1969-06-23 | 1971-09-07 | Western Co Of North America | Monitoring fluids in a borehole |
| SU1461891A1 (ru) * | 1987-07-27 | 1989-02-28 | Государственный Геофизический Трест "Татнефтегеофизика" | Способ определени параметров выработки нефт ного пласта |
| RU2347901C1 (ru) * | 2007-04-23 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геофизика", | Способ контроля эффективности кислотной обработки продуктивного пласта |
| RU2390805C1 (ru) * | 2008-08-22 | 2010-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта |
| RU2433261C1 (ru) * | 2010-03-04 | 2011-11-10 | Владимир Иванович Масленников | Способ выявления зон отложения солей в скважине |
-
2015
- 2015-10-08 RU RU2015143028/03A patent/RU2604247C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3603145A (en) * | 1969-06-23 | 1971-09-07 | Western Co Of North America | Monitoring fluids in a borehole |
| SU1461891A1 (ru) * | 1987-07-27 | 1989-02-28 | Государственный Геофизический Трест "Татнефтегеофизика" | Способ определени параметров выработки нефт ного пласта |
| RU2347901C1 (ru) * | 2007-04-23 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геофизика", | Способ контроля эффективности кислотной обработки продуктивного пласта |
| RU2390805C1 (ru) * | 2008-08-22 | 2010-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта |
| RU2433261C1 (ru) * | 2010-03-04 | 2011-11-10 | Владимир Иванович Масленников | Способ выявления зон отложения солей в скважине |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
| RU2734202C1 (ru) * | 2019-10-11 | 2020-10-13 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9822626B2 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
| US10641089B2 (en) | Downhole pressure measuring tool with a high sampling rate | |
| Abramov et al. | Sonochemical approaches to enhanced oil recovery | |
| US10126448B2 (en) | Formation measurements using downhole noise sources | |
| Guiltinan et al. | Measuring well hydraulic connectivity in fractured bedrock using periodic slug tests | |
| US20180283153A1 (en) | Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs | |
| Paterson et al. | Overview of the CO2CRC Otway residual saturation and dissolution test | |
| US7886591B2 (en) | Method for improving the determination of earth formation properties | |
| US20150204170A1 (en) | Single well inject-produce pilot for eor | |
| US20190112898A1 (en) | Method for determining filtration parameters in multi-well system via pulse-code observation well testing method | |
| WO2017035370A1 (en) | Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs | |
| US9810064B2 (en) | Method of monitoring unconventional hydrocarbon exploration and development sites | |
| Mulhim et al. | First successful proppant fracture for unconventional carbonate source rock in Saudi Arabia | |
| RU2604247C1 (ru) | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины | |
| RU2007121160A (ru) | Способ разработки месторождений полезных ископаемых, добываемых через скважины | |
| RU2655310C1 (ru) | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины | |
| RU2390805C1 (ru) | Способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта | |
| Forbes et al. | Natural fracture characterization at the Utah FORGE EGS test site—discrete natural fracture network, stress field, and critical stress analysis | |
| RU2585296C1 (ru) | Способ определения дренируемой ширины трещины гидроразрыва и степени оседания проппанта в ней | |
| RU2374438C2 (ru) | Способ контроля развития трещины гидроразрыва пласта и ее геометрии | |
| Becker et al. | Cross-hole periodic hydraulic testing of inter-well connectivity | |
| Aidagulov et al. | Notching as a Novel Promising Technique to Reduce Fracture Initiation Pressure in Horizontal Openhole Wellbores | |
| Vasvari | On the applicability of Dual Laterolog for the deter-mination of fracture parameters in hard rock aquifers | |
| US20160215616A1 (en) | Estimation of Skin Effect From Multiple Depth of Investigation Well Logs | |
| US20120199345A1 (en) | Unconventional Gas Fracture Logging Method and Apparatus |