RU2645692C1 - Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине - Google Patents
Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645692C1 RU2645692C1 RU2016150448A RU2016150448A RU2645692C1 RU 2645692 C1 RU2645692 C1 RU 2645692C1 RU 2016150448 A RU2016150448 A RU 2016150448A RU 2016150448 A RU2016150448 A RU 2016150448A RU 2645692 C1 RU2645692 C1 RU 2645692C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- perforation
- well
- temperature
- intervals
- produced fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 26
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
-
- 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
- E21B47/07—Temperature
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.
Description
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.
Определение профиля притока из многозонной скважины является важной задачей. Определение дебита отдельных интервалов перфорации необходимо, в частности, для принятия решения о необходимости проведения кислотной обработки, повторной перфорации и т.д..
Определение профиля притока обычно проводят во время промыслового каротажа добывающей скважины с помощью механических расходомеров (см., например, Hill, A.D.,. Production Logging - Theoretical and Interpretive Elements, SPE Monograph Series., 2002, стр. 61). Основными недостатками этого способа являются необходимость проведения специального каротажа скважины (в дополнение к операциям, проводимым в скважине во время перфорации и опробования скважины) и сложность определения дебитов малопродуктивных пластов.
Вклад различных интервалов перфорации может быть оценен также с помощью данных температурного каротажа добывающей скважины (см. Череменский Г.А., Прикладная геотермия, М. Недра, 224 стр., стр. №181) или из анализа нестационарных температурных данных, полученных при изменении дебита скважины (см. Чекалюк, Е.Б., Термодинамика нефтяного пласта, Москва, 1965, 234 стр., стр. №88, или Ramazanov, A., Valiullin, R.А., Shako, V., Pimenov, V., Sadretdinov, A., Fedorov, V., Belov, K., 2010. Thermal Modeling for Characterization of Near Wellbore Zone and Zonal Allocation, SPE 136256-MS). К недостаткам этих способов можно отнести необходимость анализа относительно небольших температурных сигналов и необходимость проведения специальных каротажей скважины или установки в скважине специального оборудования.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерения забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.
Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством измерения расхода на поверхности или в скважине.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода по изменению забойного давления.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода с использованием забойного давления и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана схема скважины с двумя интервалами перфорации, на фиг. 2 приведен пример забойного давления P0(t) и температур добываемого флюида T1(t) и T2(t) выше интервалов перфорации, на фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный для давления, приведенного на Фиг. 2, на фиг. 4 приведена полная избыточная тепловая энергия добываемого флюида (рассчитанная по температуре Т2, сплошная линия) и соответствующая энергия, рассчитанная по температуре T2, на фиг. 5 показан алгоритм определения профиля притока с использованием численного моделирования многопластовой добывающей скважины.
Данное изобретение предлагает определять профиль притока в скважинах с несколькими интервалами перфорации с использованием результатов измерения скважинного давления и результатов измерения температуры с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне. Температуру надо измерять выше каждого интервала перфорации и на забое скважины, ниже всех интервалов перфорации.
Способ предусматривает измерение забойного давления P0(t) и забойной температуры T0(t), которая определяет среднюю температуру пород в рассматриваемом интервале глубин. Измерения осуществляют с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне в скважине ниже всех интервалов перфорации, а также измерения температуры Ti(t) добываемого флюида (i=1,2,..,m, m есть число интервалов перфорации) с помощью датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.
Измерения давления P0(t) и температуры Ti(t) (i=0,1,..,m) начинают до перфорации (что позволяет определить пластовое давление и геотермальную температуру и продолжать измерение в течение нескольких часов после перфорации, до тех пор, пока температура добываемого флюида, нагретого благодаря энергии перфорационного взрыва, не вернется к первоначальной температуре пласта). При взрыве перфорационных зарядов часть энергии идет на испарение скважинного флюида и на энергию кумулятивной струи, но большая часть энергии идет на нагрев перфорационной колонны, обсадной трубы и породы вблизи скважины. Нагрев добываемого флюида происходит при его контакте с этими телами.
Затем оценивают суммарный дебит скважины Q(t), используя один из следующих способов:
- измерение расхода на поверхности или в скважине,
- расчет расхода по изменению забойного давления P0(t) (если добываемый флюид не достигает поверхности),
- расчет расхода с использованием забойного давления P0(t) и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.
Параметры (проницаемости и скин факторы), определяющие продуктивность отдельных пластов, принимаются равными средним значениям, которые определяются в результате традиционного гидродинамического исследования скважины.
Рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для каждого температурного датчика
где Tf - средняя температура пород в рассматриваемом интервале глубин (определяемая T0(t) и практически равная ей), 
- объемная теплоемкость флюида.
Дебит отдельных интервалов перфорации рассчитывают по величинам Ei и известным количествам перфорационных зарядов в каждом перфорационном интервале.
Рассмотрим случай малодебитной скважины, когда в первые часы после перфорации нет излива добываемого флюида на поверхность.
Схема скважины с перфорационной колонной, пакером и двумя интервалами перфорации приведена на Фиг. 1, где показаны пакер - 1, клапан - 2, датчик температуры Т2 - 3, датчик температуры Т1 - 4, датчики забойной температуры и давления Т0, Р0 - 5, вторая зона притока - 6, первая зона притока - 7, второй интервал перфорации - 8, первый интервал перфорации - 9.
На Фиг. 2 приведен синтетический пример забойного давления P0(t) и температур добываемого флюида T1(t) и Т2(t) выше интервалов перфорации. Толстая кривая соответствует забойному давлению, которое равно ~50 бар перед перфорацией и увеличивается до пластового давления (около 85 бар) во время добычи в соответствии с тем, что поднимается уровень флюида в добывающей трубе. В данном случае принято, что интервалы перфорации имеют одинаковую протяженность и одинаковое количество перфорационных зарядов.
Если нет излива добываемого флюида на поверхность, суммарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан по забойному давлению P0(t):
где rt - внутренний радиус трубы, g=9.81 - м/с2 ускорение свободного падения, 
- плотность флюида.
На Фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный по этой формуле для давления, приведенного на Фиг. 2 (для =850 кг/м3, rt=0.038 м). Рассчитанный дебит далее используют для определения профиля притока.
В случае, если суммарный дебит скважины измерялся в скважине или на поверхности, этот дебит непосредственно используется для определения профиля притока.
Графики температуры T1 и Т2 (Фиг. 2) показывают, что сразу после перфорации температура потока добываемого флюида значительно больше (в данном случае на ~20 С), чем температура пород Tf (точки на Фиг. 2). Эта температура определяется нагревом скважинного флюида при взрыве и нагревом пластового флюида при его контакте с горячей породой, обсадной колонной и перфорационной колонной. Следует отметить, что температура породы может быть оценена по результатам измерения температуры в скважине перед перфорацией.
Поток пластового флюида охлаждает околоскважинную породу, обсадную и перфорационную колонну и через некоторое время (tp=5÷10 час) после перфорации измеренные в скважине температуры приближаются к невозмущенной температуре пород (Фиг. 2). Это означает, что тепловая часть Еm энергии взрыва перфорационных зарядов трансформировалась в избыточную тепловую энергию добытого флюида.
В данном случае m=2 и Em≡E2. Используя температуру Т2, измеренную датчиком, который расположен выше всех интервалов перфорации, и дебит скважины Q(t), эту энергию можно рассчитать по формуле:
Сплошная линия на Фиг. 4 показывает избыточную тепловую энергию добываемого флюида для данных, приведенных на Фиг. 2. Видно, что через ~3 часа после перфорации Е2 достигает своего наибольшего значения Е2≈16.5 МДж.
Полная энергия перфорационного взрыва, рассчитанная по удельной энергии взрыва и массе взрывчатого вещества, в рассматриваемом случае составляет Ее≈28 МДж. Это означает, что приблизительно δ=60% от энергии взрыва было преобразовано в тепловую энергию породы, обсадной и перфорационной колонны:
Em=δ⋅Ee.
Оставшаяся часть энергии взрыва (около 40%) была затрачена на разрушение породы, генерацию ударных волн в породе и в скважине или была быстро вынесена за пределы рассматриваемого интервала с газообразными продуктами взрыва.
Предлагаемая в данном изобретении процедура расчета дебита отдельных интервалов перфорации основана на следующих предположениях:
- величина δ одинакова для разных интервалов перфорации,
- флюиды, поступающие в скважину из разных интервалов перфорации, имеют одинаковые объемные теплоемкости,
- расстояние между интервалами перфорации невелико и можно пренебречь потерями тепловой энергии флюида в окружающие породы между интервалами перфорации,
- продолжительность добычи после перфорации и дебиты скважины достаточно велики, так что измеряемая датчиками температура флюида снижается до температуры невозмущенных пород.
Пусть m - число интервалов перфорации,
Qi есть дебит из iго интервала, 
- суммарный дебит скважины,
ni есть число перфорационных зарядов в iм интервале перфорации,
Тi(t) есть температура флюида, измеренная датчиком температуры, расположенным выше iго интервала перфорации.
Дебит отдельных интервалов перфорации (на начальном этапе значения γi) рассчитывают с использованием закона сохранения энергии, который записывают для всех интервалов (i=1,2,..m):
или
где i=1,2,..m,
Искомые относительные продуктивности уi (yi=Qi/Q, 
) отдельных перфорационных интервалов рассчитывают по формулам:
В рассматриваемом случае двух интервалов перфорации (m=2) и одинакового числа перфорационных зарядов в интервалах (b1=0.5) рассчитанная энергия Е1(t) показана на Фиг. 4 пунктирной линией.
Расчетное значение безразмерного дебита γ1(t) выходит на приблизительно постоянное значение через ~3 часа после перфорации: γ1=y1≈0.7.
В общем случае нестационарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан с использованием измеренного забойного давления P0(t) и численной модели многопластовой добывающей скважины, в которую в качестве свободных параметров входят проницаемости {ki} и скины {si} продуктивных пластов. Значения этих параметров могут быть найдены с использованием итерационной процедуры, алгоритм которой приведен на Фиг. 5.
Первоначальный набор параметров, характеризующих продуктивные интервалы {ki, si}, определяется с помощью традиционного гидродинамического исследования (ГДИ) скважины в предположении, что все пласты имеют одни и те же свойства. Для этих параметров с использованием измеренного забойного давления P0(t) рассчитывают общий дебит скважины Q(t) и относительные дебиты отдельных пластов {yki}. Затем, используя найденный дебит Q(t) и температуры {Ti(t)}, измеренными датчиками, расположенными выше продуктивных пластов, с использованием описанной выше процедуры находят относительные дебиты 
и сравнивают два полученных набора чисел, характеризующих профиль притока, например, рассчитывают величину невязки S:
Если S меньше заданной величины невязки ε: S<ε, то данный набор параметров принимается в качестве решения задачи. В противном случае значения параметров {ki,si} изменяют, и вычисления продолжают до тех пор, пока векторы {yki} и с заданной точностью не совпадут.
Claims (9)
1. Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине, в соответствии с которым:
- осуществляют измерения забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, причем измерения осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта,
- осуществляют измерения температуры добываемого флюида посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации,
- оценивают суммарный дебит скважины,
- рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для каждого датчика температуры, установленного на перфорационной колонне выше интервалов перфорации и
- определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации.
2. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством измерения расхода на поверхности или в скважине.
3. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода по изменению забойного давления.
4. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода с использованием забойного давления и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016150448A RU2645692C1 (ru) | 2016-12-21 | 2016-12-21 | Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине |
| US15/849,713 US20180171780A1 (en) | 2016-12-21 | 2017-12-21 | Method for determining an inflow profile in a multilayer well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016150448A RU2645692C1 (ru) | 2016-12-21 | 2016-12-21 | Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2645692C1 true RU2645692C1 (ru) | 2018-02-27 |
Family
ID=61258818
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016150448A RU2645692C1 (ru) | 2016-12-21 | 2016-12-21 | Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20180171780A1 (ru) |
| RU (1) | RU2645692C1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109469474B (zh) * | 2018-12-05 | 2021-11-02 | 中国矿业大学(北京) | 基于下向穿层钻孔同时测定多煤层瓦斯压力的装置及方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421858A1 (ru) * | 1986-11-19 | 1988-09-07 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Способ определени профил притока флюида в действующей газовой скважине и устройство дл его осуществлени |
| RU2474687C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей |
| RU2531499C1 (ru) * | 2013-08-23 | 2014-10-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине |
| RU2539084C1 (ru) * | 2013-11-19 | 2015-01-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
-
2016
- 2016-12-21 RU RU2016150448A patent/RU2645692C1/ru active
-
2017
- 2017-12-21 US US15/849,713 patent/US20180171780A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421858A1 (ru) * | 1986-11-19 | 1988-09-07 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Способ определени профил притока флюида в действующей газовой скважине и устройство дл его осуществлени |
| RU2474687C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей |
| RU2531499C1 (ru) * | 2013-08-23 | 2014-10-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине |
| US20150053398A1 (en) * | 2013-08-23 | 2015-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining an inflow profile of multilayer reservoir fluids in a wellbore |
| RU2539084C1 (ru) * | 2013-11-19 | 2015-01-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20180171780A1 (en) | 2018-06-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10233744B2 (en) | Methods, apparatus, and systems for steam flow profiling | |
| US10570729B2 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
| US9163499B2 (en) | Method of determining reservoir pressure | |
| US9348058B2 (en) | Method for determining the profile of an inflow and the parameters of a well-surrounding area in a multipay well | |
| CA2898876C (en) | Modeling acid distribution for acid stimulation of a formation | |
| CN107842361B (zh) | 原始地层温度、空井筒静态温度、环空静态温度以及环空动态温度的测量方法 | |
| US9777571B2 (en) | Method for determining regions for stimulation along two parallel adjacent wellbores in a hydrocarbon formation | |
| CA3089697A1 (en) | Methods for estimating hydraulic fracture surface area | |
| US20160003026A1 (en) | Method of determining reservoir pressure | |
| NO342159B1 (en) | A method and system for real-time fluid flow monitoring in a wellbore | |
| RU2580547C1 (ru) | Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине | |
| US20200291774A1 (en) | Determining Fracture Surface Area in a Well | |
| RU2422633C1 (ru) | Способ изучения свойств горного массива и устройство для его осуществления | |
| Hoang et al. | Injection profiling during limited-entry fracturing using distributed-temperature-sensor data | |
| RU2645692C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине | |
| EP3631164A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| RU2474687C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей | |
| US11236608B2 (en) | Method for injectivity profiling of injection wells | |
| McLean et al. | Application of numerical methods for geothermal pressure transient analysis: A deflagration case study from New Zealand | |
| US20160061025A1 (en) | Method for determining downhole pressure | |
| RU2531499C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине | |
| US11352872B2 (en) | Temperature measurement correction in producing wells | |
| Chadwick et al. | Production logging challenges in horizontal shale gas wells | |
| Saripalli | Analytical Modeling of Cyclic Steam Stimulation Process for a Horizontal Well Configuration | |
| Ahmed | An Analytical Approach to Utilize Temperature and Pressure Profile of a Multi-zone Well in Estimating Zonal Flow Contributions |