RU2634770C1 - Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений - Google Patents
Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2634770C1 RU2634770C1 RU2016128446A RU2016128446A RU2634770C1 RU 2634770 C1 RU2634770 C1 RU 2634770C1 RU 2016128446 A RU2016128446 A RU 2016128446A RU 2016128446 A RU2016128446 A RU 2016128446A RU 2634770 C1 RU2634770 C1 RU 2634770C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- database
- wells
- daily
- pressure
- data
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000013507 mapping Methods 0.000 title abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N Triamterene Chemical compound NC1=NC2=NC(N)=NC(N)=C2N=C1C1=CC=CC=C1 FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 3
- 101001092910 Homo sapiens Serum amyloid P-component Proteins 0.000 abstract 2
- 102100036202 Serum amyloid P-component Human genes 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 230000008094 contradictory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000881 depressing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных. В дополнение к ним средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа Qи, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом (АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы). По всем этим данным система ежедневно определяет среднесуточные значения измеряемых параметров и также заносит их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Ру.и, Ту.и, Qи и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р и пластового давления Рп.р, которые также записывают в базу данных АСУ ТП или ИУС. По выданной команде на построение карты изобар система управления добывающим промыслом, используя хранящиеся в ее базе указанные выше данные, производит построение карты изобар для любой указанной в задании даты в автоматическом режиме. Использование изобретения повышает оперативность и точность построения карт изобар с уменьшением трудоемкости процесса за счет максимальной автоматизации всех его операций.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений.
Карты изобар широко используются при анализе состояния разработки нефтегазоконденсатных месторождений и планировании геолого-технических мероприятий. Соответственно, оперативное построение достоверных карт изобар является одной из важнейших задач для любого добывающего нефтегазоконденсатную продукцию предприятия.
Известен «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений (стр. 150, Васильевский В.П., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, 344 с.). Исходными данными для построения карт изобар являются величины пластовых давлений, замеренных в скважинах во время проведения газогидродинамических исследований (ГДИ) и приведенных к выбранной горизонтальной плоскости. Строящиеся по этим данным карты приближенно характеризуют сглаженную пьезометрическую поверхность без депрессионных воронок вблизи забоя эксплуатационной скважины. Так как пьезометрическая поверхность во времени изменяется, то карта изобар характеризует ее форму лишь на определенный зафиксированный момент.
Недостатком данного способа является то, что для его реализации необходим практически полный охват фонда скважин ГДИ. А это не всегда целесообразно из-за возможных больших потерь добычи продукта во время их проведения. К тому же замеры пластовых давлений по всем скважинам месторождения должны быть проведены в достаточно короткий промежуток времени, в течение которого форма общей пьезометрической поверхности не успевает заметно измениться.
В ряде случаев остановка скважины для определения пластового давления нецелесообразна или по техническим причинам не рекомендуется. В частности, если обсадная колонна негерметична, то частые остановки скважины для замера пластового давления могут увеличить опасность утечки газа через негерметичности колонны. При больших глубинах залежи, к которым относятся морские газоконденсатные месторождения Азербайджана, Астраханское и др., остановка скважин на длительное время считается нецелесообразной из-за аномально высокого пластового давления в них. Остановка скважин для измерения пластового давления на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами снижает коэффициент эксплуатации скважин, вскрывших пласты, и связана с длительной стабилизацией и восстановлением давления (стр. 114, А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499).
Также ГДИ нельзя проводить на нескольких скважинах одновременно, особенно если они близко расположены, так как в этом случае на величину замеряемого в каждой скважине давления будут влиять остановки других скважин. Поэтому календарный график замеров пластовых давлений с целью построения карты изобар должен составляться таким образом, чтобы:
- все замеры были проведены в возможно более короткий срок;
- на величину измеряемого в каждой скважине пластового давления не влияли остановки других скважин, которые связанны с замерами в них пластовых давлений.
Эти два требования противоречивы, и выполнить их одновременно не всегда удается. График замеров составляется так, чтобы в основном выполнялось второе требование, т.е. отсутствие влияния других скважин. В результате на дату построения карт изобар лишь небольшая часть фонда скважин оказывается охваченной замерами. Для остальных скважин используются либо устаревшие замеры, либо замеры по ближайшим скважинам, причем при этом используют те или иные методы приведения замеров пластовых давлений по скважинам к одной дате. Чаще всего используется метод линейной интерполяции (стр. 150, Васильевский В.П., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, с. 344).
Кроме того, в соответствии с регламентом РД 153-39.0-109-01 (Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. - М.: Наука, 2002. - 95 с.) периодичность проведения замеров пластового давления составляет от полугода до года, в то время как построение карт изобар необходимо выполнять ежеквартально. В то же самое время замеры пластового давления проводятся либо равномерно по всему фонду скважин в течение года, либо по определенной выборке скважин в течение короткого периода времени.
Известен способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта (патент РФ №2416719, опубл. 20.04.2011 г.), который включает использование результатов ГДИ и промысловых данных.
Существенным недостатком указанного способа является сложность составления, низкая оперативность построения карт изобар и низкая их точность. Это связано с тем, что перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности, а затем часть скважин из нее исключают, осуществляя замеры давления лишь в тех, которые отвечают критерию репрезентативности. И далее, уже из этого усеченного массива дополнительно исключают из рассмотрения скважины, чтобы добиться равномерной плотности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений. (Тюнкин А.И., Мухаметзянов Т.М., Игнатов И.С., Им П.Т. Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений с использованием результатов гидродинамических исследований и промысловых данных на примере Верх-Тарского месторождения // Нефтяное хозяйство, 2009, №5, с. 66-69).
Существенным недостатком указанного способа является сложность, высокая трудоемкость и низкая оперативность построения карт изобар.
Задачей предлагаемого технического решения является оперативное построение карт изобар с максимальной точностью.
Техническим результатом изобретения является повышение оперативности и точности построения карт изобар с уменьшением трудоемкости процесса за счет максимальной автоматизации всех его операций.
Решение поставленной задачи и технический результат достигаются тем, что используют результаты ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных. В дополнение к ним средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа Qи, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы (ИУС). По всем этим данным система ежедневно определяет среднесуточные значения контролируемых параметров и также заносит их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Ру.и, Ту.и, Qи и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р и пластового давления Рп.р, которые также записывают в базу данных АСУ ТП или ИУС. По выданной команде на построение карты изобар система управления добывающим промыслом, используя хранящиеся в ее базе указанные выше данные, производит построение карты изобар для любой указанной в задании даты в автоматическом режиме.
Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь.
Измерение дополнительных параметров, занесение их в базу данных АСУ ТП, возможность построения карты изобар в автоматическом режиме позволило повысить оперативность и точность построения карты изобар с уменьшением трудоемкости процесса.
Предложенный способ реализуют следующим образом. Результаты ГДИ и промысловые данные по всем скважинам заносят в соответствующие базы данных. Используя средства систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа Qи, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом. Используя результаты измерений, полученные в течение дня, система определяет среднесуточные значения всех этих параметров. По среднесуточным значениям параметров Ру.и, Ту.и, Qи и паспортным данным скважин система расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р и пластового давления Рп.р, которые система управления добывающим промыслом АСУ ТП также записывает в базу данных. Используя значения указанных данных, хранящихся в БД, по команде система осуществляет в автоматическом режиме построение карты изобар для любой указанной в задании даты.
При этом для не работающих скважин забойное давление принимают равным пластовому давлению, и его определяют из соотношения (Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 110, формула (3.3)):
где 
;
Ру.и - статическое давление на устье скважины, измеряют средствами телеметрии;
L - глубина скважины;
zcp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;
Тср - средняя температура газа в интервале между нейтральным слоем земли в данном регионе и глубиной L.
При не работающей скважине среднюю температуру газа Тср определяют по формуле
где Тнс - температура нейтрального слоя земли;
TL - температура газа на глубине L, т.е. на расчетной глубине.
В случае, если с момента остановки скважины прошло не более десяти часов, то среднюю температуру газа Тср определяют по формуле
где Ту.и - температура газа на устье скважины на момент построения карты изобар.
Пластовое давление Рп.р в районе работающей скважины определяют через забойное давление Рз.р, которое вычисляют из соотношения (Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 117, (25.3)):
где: 
;
Ру.и, Qи - давление у устья фонтанных труб и дебит скважины соответственно, измеряют средствами телеметрии;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления;
D - внутренний диаметр фонтанных труб.
Среднюю температуру газа Тср для работающей скважины определяют из соотношения:
После определения забойного давления работающей скважины при стационарных режимах фильтрации, пластовое давление определяют по формуле [стр. 114, формула 17.3, А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499]:
где a, b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, которые определяют при проведении ГДИ.
Имея в наличии все среднесуточные значения пластового давления Рп.р по каждой скважине можно по команде построить карту изобар для всего месторождения на любую дату.
Таким образом, заявленное техническое решение позволяет:
- построить карту изобар в автоматическом режиме за временной отрезок, длительность которого ограничена временем, необходимым на полный цикл опроса системой телеметрии всех скважин месторождения (для чего требуются минуты, а не дни), что значительно повышает оперативность построения этих карт, и соответственно, их ценность;
- существенно повысить точность построения карт изобар, так как точность построения этих карт определяется точностью измерительных средств телеметрии (исключив использование методов линейной интерполяции), и исключить участие человека в работе по составлению карт изобар.
Claims (1)
- Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений, включающий использование результатов гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных, отличающийся тем, что средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа Qи, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом (АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы), по которым система ежедневно определяет среднесуточные значения контролируемых параметров и заносят их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Ру.и, Tу.и, Qи и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р и пластового давления Рп.р, которые также записывает в базу данных АСУ ТП или ИУС, и по команде на построение карты изобар система, используя хранящиеся в ее базе данные, производит построение карты изобар в автоматическом режиме для любой указанной в задании даты.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016128446A RU2634770C1 (ru) | 2016-07-12 | 2016-07-12 | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016128446A RU2634770C1 (ru) | 2016-07-12 | 2016-07-12 | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2634770C1 true RU2634770C1 (ru) | 2017-11-03 |
Family
ID=60263831
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016128446A RU2634770C1 (ru) | 2016-07-12 | 2016-07-12 | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2634770C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2684270C1 (ru) * | 2018-06-20 | 2019-04-04 | Акционерное общество "Ачимгаз" | Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины |
| RU2709046C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар |
| RU2722331C1 (ru) * | 2019-06-06 | 2020-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
| RU2761052C1 (ru) * | 2021-03-29 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений севера рф |
| RU2799898C1 (ru) * | 2022-12-26 | 2023-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ определения динамического забойного давления глубокой газоконденсатной скважины |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2148153C1 (ru) * | 1999-08-05 | 2000-04-27 | Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" Российского акционерного общества "Газпром" | Способ определения начальных и текущих запасов газа газоконденсатного месторождения |
| WO2009137398A2 (en) * | 2008-05-03 | 2009-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | System, program product, and related methods for performing automated real-time reservoir pressure estimation enabling optimized injection and production strategies |
| RU2416719C1 (ru) * | 2009-12-03 | 2011-04-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта |
-
2016
- 2016-07-12 RU RU2016128446A patent/RU2634770C1/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2148153C1 (ru) * | 1999-08-05 | 2000-04-27 | Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" Российского акционерного общества "Газпром" | Способ определения начальных и текущих запасов газа газоконденсатного месторождения |
| WO2009137398A2 (en) * | 2008-05-03 | 2009-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | System, program product, and related methods for performing automated real-time reservoir pressure estimation enabling optimized injection and production strategies |
| RU2416719C1 (ru) * | 2009-12-03 | 2011-04-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТЮНЬКИН А.И. и др., Методика построения карт изобар с использованием результатов гидродинамических исследований и промысловых данных на примере Верх-Тарского месторождения, Нефтяное хозяйство, N5, 2009, с.66-69. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2684270C1 (ru) * | 2018-06-20 | 2019-04-04 | Акционерное общество "Ачимгаз" | Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины |
| RU2709046C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар |
| RU2722331C1 (ru) * | 2019-06-06 | 2020-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
| RU2761052C1 (ru) * | 2021-03-29 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений севера рф |
| RU2799898C1 (ru) * | 2022-12-26 | 2023-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ определения динамического забойного давления глубокой газоконденсатной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20230003119A1 (en) | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry | |
| RU2634770C1 (ru) | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений | |
| AU2011380514B2 (en) | Statistical reservoir model based on detected flow events | |
| Zhuang et al. | Dynamic well testing in petroleum exploration and development | |
| Miller et al. | Applying innovative production modeling techniques to quantify fracture characteristics, reservoir properties, and well performance in shale gas reservoirs | |
| US9896930B2 (en) | Three-dimensional reservoir pressure determination using real time pressure data from downhole gauges | |
| US8612193B2 (en) | Processing and interpretation of real-time data from downhole and surface sensors | |
| US20110191029A1 (en) | System and method for well test design, interpretation and test objectives verification | |
| Wang et al. | Determine in-situ stress and characterize complex fractures in naturally fractured reservoirs from diagnostic fracture injection tests | |
| Gringarten | Well test analysis in practice | |
| Bohloli et al. | Determination of the fracture pressure from CO2 injection time-series datasets | |
| US11434759B2 (en) | Optimization of discrete fracture network (DFN) using streamlines and machine learning | |
| RU2645055C1 (ru) | Способ автоматического прослушивания газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях крайнего севера | |
| Avci et al. | A new method for aquifer system identification and parameter estimation | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| Yamalov et al. | Systematic Approach in Testing Field Data Analysis Techniques with an Example of Multiwell Retrospective Testing | |
| Taipova et al. | Verifying reserves opportunities with multi-well pressure pulse-code testing | |
| Bohn et al. | Diagnosing fracture stimulation effectiveness: a case study of the Marcellus shale energy and environmental lab (MSEEL) | |
| Putz-Perrier et al. | Spatial distribution of brittle strain in layered sequences | |
| CN104632206B (zh) | 一种石油测井标准层确定方法及装置 | |
| CN110062897B (zh) | 使用自组织映射来进行的岩石物理场评估 | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| RU2709046C1 (ru) | Способ построения карт изобар | |
| Coimbra et al. | Flow rate measurement using test separator and PDG data allows individual and commingled production zone flow rate history calculation | |
| RU2722331C1 (ru) | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |