RU2655310C1 - Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины - Google Patents
Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655310C1 RU2655310C1 RU2017128056A RU2017128056A RU2655310C1 RU 2655310 C1 RU2655310 C1 RU 2655310C1 RU 2017128056 A RU2017128056 A RU 2017128056A RU 2017128056 A RU2017128056 A RU 2017128056A RU 2655310 C1 RU2655310 C1 RU 2655310C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- production
- formation
- rate
- fracturing
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 67
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 28
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 43
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 14
- 238000009434 installation 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
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101100010712 Caenorhabditis elegans dyn-1 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 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
- 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований. Ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м3 на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП. Технический результат заключается в: упрощении технологии определения эффективности проведения ГРП; снижении трудоемкости работ и затраты на проведение исследований; повышении точности исследований эффективности проведенного ГРП; улучшении оценки эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород; увеличении дебита продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. 3 ил.
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород.
Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий бурение скважин (патент RU №2513895, МПК Е21В 49/00, G01V 11/00, опубл. 20.04.2014, Бюл. №11), 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 литофациальный параметр. Затем строят карту изменения литофациального 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 ГРП, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины.
Также известен способ контроля геометрических параметров и гидродинамических параметров ГРП (патент RU 2390805, МПК G01V 5/12, опубл. 27.05.2010, Бюл. №15), включающий поверхностную радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности скважинным гамма-дефектомером-толщиномером (СГДТ), при этом поверхностную радоновую съемку проводят до ГРП 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 ГРП. 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.
Недостатками обоих аналогов являются:
- сложный технологический процесс исследования скважины;
- высокая трудоемкость работ при реализации способа;
- низкая точность измерений.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ определения эффективности ГРП скважины (патент RU №2604247, МПК Е21В 43/267, Е21В 47/12, опубл. 10.12.2016, Бюл. №34), заключающийся в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные ГИС. 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.
Недостатками способа являются:
- сложная технология определения эффективности проведения ГРП, связанная с проведением комплексных ГИС до и после проведения ГРП;
- высокая трудоемкость работ и большие затраты на проведение исследований, связанные с привлечением геофизической партии;
- низкая точность исследований эффективности проведенного ГРП закачкой жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки;
- низкая оценка эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. Это обусловлено тем, что, если пласт имеет различную проницаемость, то при проведении ГРП трещина будет образовываться, развиваться, а затем и крепиться через тот перфорированный интервал эксплуатационной колонны, выполненный напротив пласта, где проницаемость породы выше, т.е. в зонах с высокопроницаемыми породами, при этом другие перфорированные интервалы пласта, имеющие меньшую проницаемость, не будут подвергаться ГРП;
- низкий дебит продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород, обусловленный неравномерным притоком продукции скважины.
Техническими задачами изобретения являются упрощение технологии определения эффективности проведения ГРП, снижение трудоемкости работ и затрат на проведение исследований и повышение точности исследований эффективности проведенного ГРП, а также повышение оценки эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород и увеличение дебита продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород.
Поставленные технические задачи решаются способом определения эффективности гидравлического разрыва пласта - ГРП скважины, включающим проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований.
Новым является то, что ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м3 на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
В работающей скважине за три месяца до проведения ГРП ежемесячно и непосредственно перед проведением ГРП определяют пластовое и забойное давления, а также дебит скважины по жидкости.
В межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускают глубинный манометр и измеряют пластовое давление до проведения ГРП Рпл. до ГРП. После проведения измерений глубинный манометр с кабелем извлекают из скважины. Измерения производят за 3 месяца до проведения ГРП с получением значения давления Рпл 1 до ГРП; за 2 месяца до проведения ГРП с получением значения давления Рпл 2 до ГРП; за 1 месяц до проведения ГРП с получением значения давления Рпл 3 до ГРП; непосредственно перед проведением ГРП с получением значения давления Рпл 4 до ГРП.
Далее определяют среднее значение пластовых давлений до проведения ГРП Рпл.ср. до ГРП по формуле (1):
n - количество измерений, шт.
Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП с помощью эхолота ГЕОСТАР-111 производства ООО «СТК ГЕОСТАР», в котором информация представлена в цифровом виде и значения уровней выводятся с учетом поправочных коэффициентов, в работающей скважине отбивают уровни жидкости hдин 1 до ГРП; hдин 2 до ГРП; hдин 3 до ГРП; hдин 4 до ГРП.
Определяют забойное давление до проведения ГРП для каждого уровня жидкости hдин 1 до ГРП; hдин 2 до ГРП; hдин 3 до ГРП; hдин 4 до ГРП по формуле (2):
где hдин i - динамический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования), м;
ρж - плотность жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м2/с;
Н - глубина скважины, м.
Получают значения забойных давлений за три месяца до проведения ГРП - Рзаб 1 до ГРП; за 2 месяца до проведения ГРП - Pзаб 2 до ГРП; за 1 месяц до проведения ГРП - Рзаб 3 до ГРП; непосредственно перед проведением ГРП - Рзаб 4 до ГРП.
Определяют среднее значение забойных давлений до проведения ГРП Рзаб. ср. до ГРП по формуле (3):
n - количество измерений, шт.
Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измеряют в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости Q1 до ГРП; Q2 до ГРП; Q3 до ГРП; Q4 до ГРП. Затем определяют среднее значение дебита до проведения ГРП Q ср. до ГРП по формуле (4):
n - количество измерений, шт.
Перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту.
Например, вскрытый продуктивный пласт в скважине имеет высоту 8 м в интервале 1365-1373 м. По результатам исследований термодебитометрией пласта определили, что в интервале 1368-1370 м имеются высокопроницаемые породы, из которых приток продукции выше среднего по пласту. Например, средний дебит (приток) продукции по пласту 20 т/сут, а в интервале 1368-1370 м с высокопроницаемыми породами он составляет 18 т/сут.
Затем перед проведнием ГРП с проппантом в скважину по технологической колонне труб 1 (см. фиг. 1), низ которой размещают ниже перфорационных отверстий 2 и 3 эксплуатационной колонны (ЭК) 4, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом 5 из расчета 0,2 м3 на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков с плотностью, равной плотности технологической жидкости, позволяющим изолировать интервалы перфорационных отверстий 2 ЭК 4 напротив высокопроницаемых пород 6 пласта 7 по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта 7, при этом перфорационные отверстия 3 напротив низкопроницаемых пород 8 пласта 7 остаются неизолированными.
При этом соблюдается условие:
dп>1,2⋅dш,
где dп - диаметры перфорационных отверстий 2 и 3 в пласте 7, мм;
dш - диаметры изолирующих шариков 5, мм.
Диаметр шариков 5 в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий 2 и 3 в пласте 7, что позволяет надежно загерметизировать их в процессе проведения ГРП. В качестве технологической жидкости используют, например, техническую воду с плотностью, равной плотности скважинной жидкости.
Шарики могут быть выполнены из любого изолирующего материала, имеющего плотность, равную плотности технологической жидкости, например пластмассы.
Далее проводят ГРП с проппантом по любой известной технологии.
Улучшается оценка эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. Это обусловлено тем, что если интервал пласта с высокой проницаемостью будет изолирован от интервалов пласта с меньшей проницаемостью, то при проведении ГРП трещина будет образовываться, развиваться, а затем и крепиться в интервалах пласта с меньшей проницаемостью, что будет способствовать равномерному притоку нефти по высоте пласта, а это в свою очередь увеличит дебит продукции скважины.
После проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно в межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускают глубинный манометр и измеряют пластовое давление после проведения ГРП Рпл после ГРП.
После проведения измерений глубинный манометр с кабелем извлекают из скважины. Также измерения производят сразу после проведения ГРП с получением значения пластового давления Рпл 1 после ГРП; спустя 1 месяц после проведения ГРП с получением значения пластового давления Рпл 2 после ГРП; спустя 2 месяца после проведения ГРП с получением значения пластового давления Pпл 3 после ГРП; спустя 3 месяца после проведения ГРП с получением значения пластового давления Рпл 4 после ГРП.
Определяют среднее значение пластовых давлений после проведения ГРП Рпл ср после ГРП по формуле (5):
n - количество измерений, шт.
После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно с помощью эхолота ГЕОСТАР-111, в котором информация представлена в цифровом виде и значения уровней выводятся с учетом поправочных коэффициентов, в работающей скважине отбивают уровни жидкости hдин 1 после ГРП; hдин 2 после ГРП; hдин 3 после ГРП; hдин 4 после ГРП.
Определяют забойное давление после проведения ГРП для каждого уровня жидкости hдин 1 после ГРП; hдин 2 после ГРП; hдин 3 после ГРП; hдин 4 после ГРП по формуле (6):
где hдин i - динамический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования);
ρж - плотность жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м2/с;
H - глубина скважины, м.
Получают значения забойных давлений через 3 месяца после проведения ГРП - Рзаб 1 после ГРП; через 2 месяца после проведения ГРП - Рзаб 2 после ГРП; через 1 месяц после проведения ГРП - Рзаб 3 после ГРП; непосредственно после проведения ГРП - Рзаб 4 после ГРП.
Определяют среднее значение забойных давлений после проведения ГРП Рзаб.ср. после ГРП по формуле (7):
n - количество измерений, шт.
После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измеряют в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости Q1 после ГРП; Q2 после ГРП; Q3 после ГРП; Q4 после ГРП.
Затем определяют среднее значение дебита после проведения ГРП Qср. после ГРП по формуле (8):
n - количество измерений, шт.
Далее определяют кратность увеличения депрессии и дебита.
Рассчитывают кратность увеличения (уменьшения) депрессии по формуле (9):
где Рпл ср после ГРП - среднее значение пластовых давлений после проведения ГРП, МПа;
Рзаб ср после ГРП - среднее значение забойных давлений после проведения ГРП, МПа;
Рпл ср до ГРП _ среднее значение пластовых давлений до проведения ГРП, МПа;
Рзаб ср до ГРП _ среднее значение забойных давлений до проведения ГРП, МПа.
Кратность увеличения (уменьшения) дебита подсчитывают по формуле (10):
где Qср после ГРП - среднее значение дебита после проведения ГРП, т/сут;
Qср до ГРП _ среднее значение дебита до проведения ГРП, т/сут.
Строят на графике сравнительную линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП.
При реализации данного способа для оценки эффективности проведенного ГРП исключается проведение комплексных ГИС до и после проведения ГРП, а это позволяет упростить технологию реализации способа.
Снижаются трудоемкость работ и затраты, так как исключаются работы по закачке жидкости в скважину с проведением ГИС с привлечением геофизической партии.
Повышается точность исследований эффективности проведенного ГРП, так как измерения производятся ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП, а также после проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно, а это позволяет проконтролировать работу скважины в динамике.
Предлагаемый способ позволяет:
- упростить технологию определения эффективности проведения ГРП;
- снизить трудоемкость работ и затраты на проведение исследований;
- повысить точность исследований эффективности проведенного ГРП;
- улучшить оценку эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород;
- увеличить дебит продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород.
Пример 1
Исходные данные:
глубина скважины Н=1600 м;
плотность скважинной жидкости ρж=1000 кг/м3;
высота продуктивного пласта в интервале 1255-1263 м = 8 м.
1) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП в межтрубное пространство работающей добывающей скважины спускали глубинный манометр на кабеле в интервал пласта и измеряли пластовое давление Рпл.i до ГРП. В результате получили:
- за 3 месяца до проведения ГРП: Pпл 1 до ГРП=15,0 МПа;
- за 2 месяца до проведения ГРП: Pпл 2 до ГРП=11,0 МПа;
- за 1 месяц до проведения ГРП: Pпл 3 до ГРП=14,0 МПа;
- непосредственно перед проведением ГРП: Pпл 4 до ГРП=16,0 МПа.
2) Определили среднее значение пластовых давлений до проведения ГРП Pпл.ср. до ГРП по формуле (1):
Рпл ср до ГРП=(15,0 МПа + 11,0 МПа + 14,0 МПа + 16,0 МПа)/4=14,0 МПа.
3) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП отбили уровни жидкости в скважине и получили следующие значения:
hдин 1 до ГРП=400 м; hдин 3 до ГРП=500 м;
hдин 2 до ГРП=700 м; hдин 4 до ГРП=300 м.
4) Определили забойное давление до проведения ГРП для каждого уровня жидкости hдин 1 до ГРП; hдин 2 до ГРП; hдин 3 до ГРП; hдин 4 до ГРП по формуле (2).
Подставили числовые значения в формулу (2) и получили значения забойных давлений до проведения ГРП:
- за 3 месяца до проведения ГРП: Рзаб 1 до ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1600 м - 400 м) = 12,0 МПа;
- за 2 месяца до проведения ГРП: Рзаб 2 до ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1600 м - 700 м) = 9,0 МПа;
- за 1 месяц до проведения ГРП: Рзаб 3 до ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1600 м - 500 м) = 11,0 МПа;
- непосредственно перед проведением ГРП: Рзаб 4 до ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1600 м - 300 м) = 13,0 МПа.
5) Определили среднее значение забойных давлений до проведения ГРП Рзаб.ср. до ГРП по формуле (3):
Рзаб ср до ГРП=(12,0 МПа + 9 МПа + 11,0 МПа + 13,0 МПа)/4=11,25 МПа
6) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измерили в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости:
Q1 до ГРП=20 т/сут; Q3 до ГРП=18 т/сут;
Q2 до ГРП=15 т/сут; Q4 до ГРП=17 т/сут.
Затем определили среднее значение дебита до проведения ГРП Qср. до ГРП по формуле (4):
Qср до ГРП=(20 т/сут + 15 т/сут + 18 т/сут + 17 т/сут)/4=17,5 т/сут.
7) По результатам исследований термодебитометрией определили, что в интервале 1258-1260 м (2 м) приток продукции составляет 13 т/сут (высокопроницаемые породы), при этом средний приток продукции по пласту в интервале 1255-1263 м составляет 15 т/сут. Таким образом, слабововлеченными (интервалы пласта с низкопроницаемыми породами) в нефтеотдачу остаются интервалы 1255-1258 м и 1260-1263 м.
В скважину по технологической колонне труб 1 (см. фиг. 1) в интервал перфорационных отверстий 2 и 3 (диаметром 10 мм) пласта 7 закачали техническую воду плотностью 1000 кг/м3 в объеме 4 м3 с пластмассовыми шариками 5 (диаметром 12 мм), плотностью 1000 кг/м3 в объеме 0,2 м3 ⋅ 2 = 0,4 м3.
В интервале пласта 7 шарики 5 изолировали перфорационные отверстия 2 напротив высокопроницаемых пород 6 по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта 7, при этом перфорационные отверстия 3 напротив низкопроницаемых пород 8 остались неизолированными. Провели ГРП с проппантом по любой известной технологии.
8) После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно в межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускали глубинный манометр и измеряли пластовое давление после проведения ГРП Рпл.i после ГРП. В результате получили:
- через 3 месяца после проведения ГРП: Рпл 1 после ГРП=18,0 МПа;
- через 2 месяца после проведения ГРП: Рпл 2 после ГРП=20,0 МПа;
- через 1 месяц после проведения ГРП: Рпл 3 после ГРП=17,0 МПа;
- после проведения ГРП: Рпл 4 после ГРП=19,0 МПа.
9) Определили среднее значение пластовых давлений после проведения ГРП Рпл.ср. после ГРП по формуле (1):
Рпл ср после ГРП=(18,0 МПа + 20,0 МПа + 17,0 МПа + 19,0 МПа)/4=18,5 МПа
10) Ежемесячно через три месяца после проведения ГРП отбили уровни жидкости в скважине и получили следующие значения:
hдин 1 после ГРП=400 м; hдин 3 после ГРП=500 м;
hдин 2 после ГРП=200 м; hдин 4 после ГРП=300 м.
11) Определили забойное давление после проведения ГРП для каждого уровня жидкости hдин 1 после ГРП; hдин 2 после ГРП; hдин 3 после ГРП; hдин 4 после ГРП по формуле (6).
Подставили числовые значения в формулу (6) и получили значения забойных давлений после проведения ГРП:
- через 3 месяца после проведения ГРП: Рзаб 1 после ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1600-400 м)=12,0 МПа
- через 2 месяца после проведения ГРП: Рзаб 2 после ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1600-200 м)=14,0 МПа
- через 1 месяц после проведения ГРП: Рзаб 3 после ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1600-500 м)=11,0 МПа
- после проведения ГРП: Рзаб 4 после ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1600 м - 300 м)=13,0 МПа
12) Определили среднее значение забойных давлений после проведения ГРП Рзаб.ср. после ГРП по формуле (7):
Рзаб ср после ГРП=(12,0 МПа + 14,0 МПа + 11,0 МПа + 13,0 МПа)/4=12,5 МПа
13) После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измерили в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости:
Q1 после ГРП=60 т/сут; Q3 после ГРП=40 т/сут;
Q2 после ГРП=50 т/сут; Q4 после ГРП=45 т /сут.
Затем определили среднее значение дебита после проведения ГРП Qср. после ГРП по формуле (8):
Qср после ГРП=(60 т/сут + 50 т/сут + 40 т/сут + 45 т/сут)/4=48,75 т/сут.
14) Рассчитали кратность увеличения (уменьшения) депрессии по формуле (9):
Кдепр=(18,5 МПа - 12,5 МПа)/(14,0 МПа - 11,25 МПа)=2,2.
15) Кратность увеличения (уменьшения) дебита подсчитывают по формуле (10):
Кдеб=Qср после ГРП/Qср до ГРП=48,75 т/сут / 17,5 т/сут=2,8.
16) Построили график (см. фиг. 2) сравнительную линию кратности депрессии к кратности дебита 1 относительно исходной линии кратности депрессии и дебита 2.
Как видно, линия кратности депрессии к кратности дебита 1 расположена на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита 2, что свидетельствует об эффективном проведении ГРП.
Пример 2
Исходные данные:
глубина скважины Н=1800 м;
плотность скважинной жидкости ρж=1000 кг/м3;
высота продуктивного пласта в интервале 1196-1202 м = 6 м.
1) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП в межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускали глубинный манометр и измеряли пластовое давление до проведения ГРП Pпл.i до ГРП. В результате получили:
- за 3 месяца до проведения ГРП: Рпл 1 до ГРП=14,0 МПа;
- за 2 месяца до проведения ГРП: Рпл 2 до ГРП=12,0 МПа;
- за 1 месяц до проведения ГРП: Рпл 3 до ГРП=13,0 МПа;
- непосредственно перед проведением ГРП: Рпл 4 до ГРП=15,0 МПа.
2) Определили среднее значение пластовых давлений до проведения ГРП Рпл ср до ГРП по формуле (1):
Рпл ср до ГРП=(14,0 МПа + 12,0 МПа + 13,0 МПа + 15,0 МПа)/4=13,5 МПа
3) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП отбили уровни жидкости в скважине и получили следующие значения:
hдин 1 до ГРП=500 м; hдин 3 до ГРП=600 м;
hдин 2 до ГРП=800 м; hдин 4 до ГРП=700 м.
4) Определили забойное давление до проведения ГРП для каждого уровня жидкости hдин 1 до ГРП; hдин 2 до ГРП; hдин 3 до ГРП; hдин 4 до ГРП по формуле (2).
Подставили числовые значения в формулу (2) и получили значения забойных давлений до проведения ГРП:
- за 3 месяца до проведения ГРП: Рзаб 1 до ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1800 м - 500 м)=13,0 МПа;
- за 2 месяца до проведения ГРП: Рзаб 2 до ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1800 м - 800 м)=10,0 МПа;
- за 1 месяц до проведения ГРП: Рзаб 3 до ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1800 м - 600 м)=12,0 МПа;
- непосредственно перед проведением ГРП: Рзаб 4 до ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1800 м - 700 м)=11,0 МПа.
5) Определили среднее значение забойных давлений до проведения ГРП Рзаб.ср. до ГРП по формуле (3):
Рзаб ср до ГРП=(13,0 МПа + 10,0 МПа + 12,0 МПа + 11,0 МПа)/4=11,5 МПа.
6) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измерили в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости:
Q1 до ГРП=20 т/сут; Q3 до ГРП=22 т/сут;
Q2 до ГРП=18 т/сут; Q4 до ГРП=19 т/сут.
Затем определили среднее значение дебита до проведения ГРП Qср. до ГРП по формуле (4):
Qср до ГРП=(20 т/сут + 18 т/сут + 22 т/сут + 19 т/сут)/4=19,75 т/сут.
7) По результатам исследований термодебитометрией определили, что в интервале 1202-1201 м (2 м) приток продукции составляет 10 т/сут, при этом средний приток продукции по пласту в интервале 1196-1202 м (высокопроницаемые породы) составляет 12 т/сут. Таким образом, слабововлеченным (интервал пласта с низкопроницаемыми породами) в нефтеотдачу остается интервал 1196-1201 м.
В скважину по технологической колонне труб 1 (см. фиг. 1) в интервал перфорационных отверстий 2 и 3 (диаметром 10 мм) пласта 7 закачали техническую воду плотностью 1000 кг/м3 в объеме 4 м3 с пластмассовыми шариками 5 (диаметром 12 мм), плотностью 1000 кг/м3 в объеме 0,2 м3 ⋅ 1 = 0,2 м3.
В интервале пласта 7 шарики 5 изолировали перфорационные отверстия 2 напротив высокопроницаемых пород 6 по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта 7, при этом перфорационные отверстия 3 напротив низкопроницаемых пород 8 остались неизолированными. Провели ГРП с проппантом по любой известной технологии.
8) После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно в межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускали глубинный манометр и измеряли пластовое давление после проведения ГРП Pпл.i после ГРП. В результате получили:
- через 3 месяца после проведения ГРП: Рпл 1 после ГРП=19,0 МПа;
- через 2 месяца после проведения ГРП: Рпл 2 после ГРП=17,0 МПа;
- через 1 месяц после проведения ГРП: Рпл 3 после ГРП=18,0 МПа;
- после проведения ГРП: Рпл 4 после ГРП=16,0 МПа.
9) Определили среднее значение пластовых давлений после проведения ГРП Рпл.ср. после ГРП по формуле (5):
Рпл ср после ГРП=(19,0 МПа + 17,0 МПа + 18,0 МПа + 16,0 МПа)/4=17,5 МПа
10) Ежемесячно через три месяца после проведения ГРП отбили уровни жидкости в скважине и получили следующие значения:
hдин 1 после ГРП=200 м; hдин 3 после ГРП=400 м;
hдин 2 после ГРП=300 м; hдин 4 после ГРП=600 м.
11) Определили забойное давление после проведения ГРП для каждого уровня жидкости hдин 1 после ГРП; hдин 2 после ГРП; hдин 3 после ГРП; hдин 4 после ГРП по формуле (6):
Подставили числовые значения в формулу (6) и получили значения забойных давлений после проведения ГРП:
- через 3 месяца после проведения ГРП: Рзаб 1 после ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1800-200 м)=16,0 МПа;
- через 2 месяца после проведения ГРП: Рзаб 2 после ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1800-300 м)=15,0 МПа;
- через 1 месяц после проведения ГРП: Рзаб 3 после ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1800-400 м)=14,0 МПа;
- непосредственно после проведения ГРП: Рзаб 4 после ГРП=1000 кг/м3 ⋅ 9,8 м2/с ⋅ (1800-600)м=12,0 МПа.
12) Определили среднее значение забойных давлений после проведения ГРП Рзаб.ср. после ГРП по формуле (7):
Рзаб ср после ГРП=(16,0 МПа + 15,0 МПа + 14,0 МПа + 12,0 МПа)/4=14,25 МПа.
13) После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измерили в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости:
Q1 после ГРП=28 т/сут; Q3 после ГРП=18 т/сут;
Q2 после ГРП=25 т/сут; Q4 после ГРП=24 т/сут.
Затем определили среднее значение дебита после проведения ГРП Qср. после ГРП по формуле (8):
Qср после ГРП=(28 т/сут + 25 т/сут + 18 т/сут + 24 т/сут)/4=23,75 т/сут.
14) Рассчитали кратность увеличения (уменьшения) депрессии по формуле (9):
Кдепр=(17,5-14,25 МПа)/(13,5 МПа - 11,5 МПа)=1,625.
15) Кратность увеличения (уменьшения) дебита подсчитывают по формуле (10):
Кдеб=Qср после ГРП/Qср до ГРП=23,75 м3/сут / 19,75 м3/сут=1,2
16) Построили график (см. фиг. 3) - сравнительную линию кратности депрессии к кратности дебита 1 относительно исходной линии кратсноси депрессии и дебита 2.
Как видно, линия кратности депрессии к кратности дебита 1 расположена на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита 2, что свидетельствует о неэффективности проведения ГРП.
Claims (1)
- Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта - ГРП скважины, включающий проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований, отличающийся тем, что ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м3 на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017128056A RU2655310C1 (ru) | 2017-08-04 | 2017-08-04 | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017128056A RU2655310C1 (ru) | 2017-08-04 | 2017-08-04 | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2655310C1 true RU2655310C1 (ru) | 2018-05-25 |
Family
ID=62202486
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017128056A RU2655310C1 (ru) | 2017-08-04 | 2017-08-04 | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2655310C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2731013C2 (ru) * | 2018-12-18 | 2020-08-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ интерпретации краткосрочных гидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин с гидроразрывом пласта на неустановившемся режиме фильтрации |
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 (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090255674A1 (en) * | 2008-04-15 | 2009-10-15 | Boney Curtis L | Sealing By Ball Sealers |
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 |
RU2398959C2 (ru) * | 2004-12-03 | 2010-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) |
EA015181B1 (ru) * | 2005-12-05 | 2011-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ защиты пласта во время скважинной операции |
RU2513895C1 (ru) * | 2012-12-14 | 2014-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ) | Способ разработки нефтяных залежей |
RU2604247C1 (ru) * | 2015-10-08 | 2016-12-10 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины |
-
2017
- 2017-08-04 RU RU2017128056A patent/RU2655310C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2398959C2 (ru) * | 2004-12-03 | 2010-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) |
EA015181B1 (ru) * | 2005-12-05 | 2011-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ защиты пласта во время скважинной операции |
US20090255674A1 (en) * | 2008-04-15 | 2009-10-15 | Boney Curtis L | Sealing By Ball Sealers |
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 |
RU2513895C1 (ru) * | 2012-12-14 | 2014-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ) | Способ разработки нефтяных залежей |
RU2604247C1 (ru) * | 2015-10-08 | 2016-12-10 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2731013C2 (ru) * | 2018-12-18 | 2020-08-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ интерпретации краткосрочных гидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин с гидроразрывом пласта на неустановившемся режиме фильтрации |
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 |
---|---|---|
Blöcher et al. | Hydraulic history and current state of the deep geothermal reservoir Groß Schönebeck | |
US10126448B2 (en) | Formation measurements using downhole noise sources | |
US9383473B2 (en) | Method for cement evaluation with neutron logs | |
US20160230524A1 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
Ren et al. | Borehole characterization of hydraulic properties and groundwater flow in a crystalline fractured aquifer of a headwater mountain watershed, Laramie Range, Wyoming | |
Zhou et al. | Sensitivity analysis in permeability estimation using logging and injection-falloff test data for an anthracite coalbed methane reservoir in Southeast Qinshui Basin, China | |
CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
Djuraev et al. | A review on conceptual and practical oil and gas reservoir monitoring methods | |
CN105652329A (zh) | 一种评估煤层顶板视涌水量的方法和装置 | |
Becker et al. | Measuring hydraulic connection in fractured bedrock with periodic hydraulic tests and distributed acoustic sensing | |
RU2655310C1 (ru) | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины | |
Lutfullin et al. | Identification of behind-casing flowing reservoir intervals by the integrated high-precision temperature and spectral noise logging techniques | |
RU2390805C1 (ru) | Способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта | |
RU2604247C1 (ru) | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины | |
RU2486337C1 (ru) | Способ определения продуктивности пласта в процессе бурения скважины | |
Al-Rushaid et al. | Downhole Estimation of Relative Permeability With Integration of Formation-Tester Measurements and Advanced Well Logs | |
Karpenko et al. | Detection of intervals/layers in sections of the wells with anomalous areas of drilling mud filtrate contamination according to the well logging (with negative test results of horizons) | |
Aamri et al. | Real-Time Data Harvesting: A Confirmation of Fracture Geometry Development and Production Using Fiber Optic in Deep Tight Gas Wells | |
Reeves et al. | The relevance of aquifer-flow mechanisms to exploration and development of groundwater resources | |
Glukhmanchuk et al. | Regularities in the development of fracturing zones in rocks of the sedimentary cover of Western Siberia, based on the results of the application of the OilRiver technology, horizontal well logging and hydrofracturing data | |
Bybee | Proper evaluation of shale-gas reservoirs leads to more-effective hydraulic-fracture stimulation | |
Donaldson et al. | Review of petroleum oil saturation and its determination | |
Tandon | Identification of productive zones in unconventional reservoirs | |
US20230349286A1 (en) | Geologic formation characterization | |
Sharma | Advanced Fracturing Technology for Tight Gas: An East Texas Field Demonstration |