RU2680566C1 - Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing - Google Patents
Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2680566C1 RU2680566C1 RU2018108871A RU2018108871A RU2680566C1 RU 2680566 C1 RU2680566 C1 RU 2680566C1 RU 2018108871 A RU2018108871 A RU 2018108871A RU 2018108871 A RU2018108871 A RU 2018108871A RU 2680566 C1 RU2680566 C1 RU 2680566C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- well
- injection
- hydraulic fracturing
- flow
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтедобывающих скважин на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в условиях неоднозначности замеров, выполненных на притоке флюида в забойных условиях, в частности, к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину с горизонтальным окончанием, на которой проведен многостадийный гидравлический разрыв пласта.The invention relates to the field of geophysical studies of oil wells in oil fields with low permeability reservoirs under conditions of ambiguity of measurements made on the fluid inflow in the downhole conditions, in particular, to determining the profile of the fluid inflow entering the well with a horizontal end where a multi-stage hydraulic fracturing has been performed .
При разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами одной из важнейших задач является мониторинг распределения притока по стволу скважины. Мониторинг профиля притока позволяет выявить причины снижения эффективности работы скважины, вовремя провести соответствующие геолого-технические мероприятия.When developing oil fields with horizontal wells, one of the most important tasks is to monitor the distribution of inflows along the wellbore. Monitoring the profile of the inflow allows you to identify the causes of the decrease in the efficiency of the well, to carry out the relevant geological and technical measures in time.
Известен способ мониторинга добывающих, нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин (патент RU 2622974, МПК Е21В 47/11, опубл. 21.06.2017), согласно которому в исследуемую скважину помещают распределенные по ее длине источники тепла/охлаждения и датчики температуры. На режиме притока/нагнетания происходит выборочная активация источников тепла/охлаждения с последующим определением с использованием датчиков температуры скорости продвижения тепловых меток по длине скважины. На основе расчета этой скорости делается заключение о профиле притока/приемистости на исследуемой скважине.A known method for monitoring production, injection horizontal or directional wells (patent RU 2622974, IPC ЕВВ 47/11, published on 06/21/2017), according to which heat / cooling sources and temperature sensors distributed along its length are placed in the well. In the mode of inflow / discharge, selective activation of heat / cooling sources takes place, followed by determination using temperature sensors the speed of advancement of heat marks along the length of the well. Based on the calculation of this speed, a conclusion is drawn about the inflow / injection profile in the well under study.
Недостатком известного способа следует признать его низкую точность в случае горизонтальной скважины, из которой поступает многофазный флюид, поскольку в этом случае скорость передвижения тепловых меток будет зависеть от фазового содержания флюида и инклинометрии скважины. Кроме того, в малодебитных скважинах конвективный тепловой фронт в потоке флюида, вызванный активацией источников тепла/охлаждения, будет сильно размыт в силу низкой скорости потока и влияния теплообмена с окружающими породами.A disadvantage of the known method should be recognized as its low accuracy in the case of a horizontal well from which a multiphase fluid is supplied, since in this case the speed of movement of the heat marks will depend on the phase content of the fluid and the inclinometry of the well. In addition, in low-yield wells, the convective heat front in the fluid flow caused by the activation of heat / cooling sources will be greatly blurred due to the low flow rate and the influence of heat exchange with surrounding rocks.
Известен способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине (патент RU 2490450, МПК Е21В 47/11, опубл. 20.08.2013), согласно которому в скважину спускается хвостовик с набором пакеров и штуцеров и глубинного геофизического комплекса на кабеле. Путем последовательного перекрытия интервалов пласта производится селективная закачка в скважину нефти, содержащей термоконтрастирующие и нейтроноконтрастирующие вещества, и периодическое выполнение замеров на режимах закачки, отбора продукции скважины и остановки с помощью геофизических приборов.There is a method of determining the operating intervals and sources of watering in a horizontal oil well (patent RU 2490450, IPC ЕВВ 47/11, publ. 08/20/2013), according to which a liner with a set of packers and fittings and a deep geophysical complex on the cable goes down into the well. By sequentially overlapping formation intervals, oil containing thermocontrasting and neutron-contrasting substances is selectively injected into the well, and measurements are taken periodically in the modes of injection, selection of well production and shutdown using geophysical instruments.
Недостатком известного способа является его низкая точность в случае малодебитной скважины и техническая сложность реализации, особенно в случае, если горизонтальный ствол скважины имеет неравнопроходное сечение.The disadvantage of this method is its low accuracy in the case of a low-yield well and the technical complexity of implementation, especially if the horizontal wellbore has an uneven cross-section.
Известен способ исследования многопластовых скважин (патент RU 2247237, МПК Е21В 47/00, опубл. 27.02.2005), который заключается в спуске в добывающую скважину геофизических приборов и проведении исследований сначала при отборе продукции скважины, а затем при закачке дегазированной жидкости. При этом по доле нефтяных пластов в общем дебите закачки и отбора и по забойным давлениям при закачке и отборе определяют пластовые давления нефтяных пластов и коэффициент их продуктивности.A known method for the study of multilayer wells (patent RU 2247237, IPC ЕВВ 47/00, published on 02.27.2005), which consists in lowering geophysical instruments into the producing well and conducting research first during the selection of well production, and then during the injection of degassed fluid. At the same time, the reservoir pressures of the oil reservoirs and their productivity coefficient are determined by the proportion of oil reservoirs in the total production and injection rate and bottomhole pressures during injection and selection.
Недостатком данного способа является сложность его применения для горизонтальных малодебитных добывающих скважин, в которых расходомер на режиме притока имеет низкую точность из-за малых скоростей движения потока флюида и неравномерного распределения фаз по сечению скважины.The disadvantage of this method is the difficulty of its application for horizontal low-production wells, in which the flow meter in the inflow mode has low accuracy due to the low velocity of the fluid flow and the uneven distribution of phases over the well section.
Задачей предложенного изобретения является расширение функциональных возможностей проведения промысловых геофизических исследований в низкодебитных горизонтальных скважинах.The objective of the proposed invention is to expand the functionality of conducting field geophysical surveys in low-production horizontal wells.
Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, заключается в увеличении точности определения профиля притока на малодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом пласта за счет повышения информативности и точности замеров.The technical result obtained by the implementation of the developed method consists in increasing the accuracy of determining the inflow profile in low-production horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing by increasing the information content and accuracy of measurements.
Технический результат достигается способом определения профиля притока малодебитной добывающей горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта, при котором спускают в скважину расходомер в составе комплекса геофизических приборов, осуществляют последующую закачку жидкости в скважину через порты гидроразрыва, в процессе которой за счет создания высокого давления нагнетания жидкости осуществляют по интервалам, соответствующим портам гидроразрыва, замеры расходомером на подъеме и спуске до стабилизации забойного давления суммарного расхода жидкости, контролируемого по устьевым замерам, и рассчитывают распределение приемистости портов гидроразрыва путем обработки показаний расходомера с учетом направления и скорости его движения, при этом определяют профиль притока из условия, что продуктивность портов, из которых поступает флюид, пропорциональна их приемистости при закачке жидкости.The technical result is achieved by the method of determining the profile of the inflow of a low-producing producing horizontal well with multistage hydraulic fracturing, in which a flowmeter is lowered into the well as part of a complex of geophysical instruments, the fluid is subsequently pumped into the well through hydraulic fracturing ports, during which, by creating a high pressure of fluid injection, intervals corresponding to hydraulic fracturing ports, measurements by the flowmeter on the rise and descent to stabilize the bottomhole pressure the total fluid flow rate, controlled by wellhead measurements, and calculate the distribution of injectivity of hydraulic fracture ports by processing the flow meter readings taking into account the direction and speed of its movement, while determining the inflow profile from the condition that the productivity of the ports from which the fluid is supplied is proportional to their injection rate liquids.
Согласно изобретению в скважинах с двухфазной жидкостью, содержащей нефть и воду, исследования в режиме нагнетания выполняют последовательно при закачке нефти и воды.According to the invention, in wells with a two-phase fluid containing oil and water, injection tests are performed sequentially when injecting oil and water.
При разработке нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами одной из наиболее эффективных технологий заканчивания и эксплуатации скважин являются горизонтальные скважины с последующим проведением многостадийного гидроразрыва пласта. Для мониторинга работы таких скважин применяются промысловые геофизические исследования, которые в наиболее общем случае заключаются в спуске в скважину комплекса геофизических приборов и проведении поинтервальных замеров параметров скважинного флюида. На основе обработки этих замеров делается заключение о профиле притока в скважине, выделяются неработающие и обводненные интервалы пласта с тем, чтобы в дальнейшем планировать геолого-технические мероприятия для повышения эффективности эксплуатации скважины.When developing oil fields with low permeability reservoirs, one of the most effective technologies for completing and operating wells is horizontal wells, followed by multistage hydraulic fracturing. To monitor the operation of such wells, field geophysical studies are used, which in the most general case consist in lowering a complex of geophysical instruments into the well and conducting interval measurements of the parameters of the borehole fluid. Based on the processing of these measurements, a conclusion is drawn about the inflow profile in the well, idle and watered intervals of the reservoir are identified in order to plan future geological and technical measures to increase the efficiency of well operation.
Особенностью интерпретации результатов промысловых геофизических исследований в горизонтальных скважинах является необходимость учета режима течения многофазного потока в зависимости от фазового состава, скорости потока и угла наклона участка скважины, без которой использование прямых замеров в скважине имеет невысокую точность, которая еще более снижается для случая малодебитных скважин. С другой стороны, применение методов математического моделирования также не является решением проблемы ввиду наличия существенных модельных упрощений и большого количества используемых в расчетах параметров с низкой замерной достоверностью.A feature of the interpretation of the results of field geophysical studies in horizontal wells is the need to take into account the multiphase flow regime depending on the phase composition, flow rate and angle of inclination of the well section, without which the use of direct measurements in the well has low accuracy, which is further reduced for low-production wells. On the other hand, the application of mathematical modeling methods is also not a solution to the problem due to the presence of significant model simplifications and a large number of parameters used in the calculations with low measured reliability.
Для повышения точности определения профиля притока малодебитных горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта предлагается за счет кратковременного перевода добывающей скважины под нагнетание жидкости создать такие условия, при которых точность показаний геофизических приборов будет существенно выше, чем в режиме притока.To improve the accuracy of determining the profile of the inflow of low-flowing horizontal wells with multistage hydraulic fracturing, it is proposed to create conditions by which the production well will be significantly faster than in the inflow mode by transferring the producing well to fluid injection.
При этом предполагается, что продуктивность портов, из которых поступает флюид, пропорциональна их приемистости при закачке жидкости (Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Садретдинов А.А., Семикин Д.А., Ракитин М.В., Сурмаев А.В. Оптоволоконные технологии мониторинга действующих горизонтальных скважин / Каротажник, №9 (243), 2014, С. 47-55). Данное предположение справедливо только при условии отсутствия изменения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта вследствие изменения геометрии трещин гидроразрыва.It is assumed that the productivity of the ports from which the fluid is supplied is proportional to their injectivity when injecting liquid (Yarullin R.K., Valiullin R.A., Sadretdinov A.A., Semikin D.A., Rakitin M.V., Surmaev A.V. Fiber-optic monitoring technologies for existing horizontal wells / Karotazhnik, No. 9 (243), 2014, P. 47-55). This assumption is true only if there is no change in the filtration properties of the bottomhole formation zone due to a change in the fracture geometry.
Для уточнения давления, при котором происходит изменение геометрии трещин конкретной скважины, рекомендуется произвести серию тестов по оценке зависимости приемистости скважины от величин репрессии. Пример таких расчетов показан на представленном на чертеже графике зависимости забойного давления от приемистости. Индикатором достижения критического давления на устье скважины, при котором начинает изменяться геометрия трещин, является резкое изменение угла наклона линии на графике в координатах: забойное давление-приемистость, в данном случае критическое давление составляет 215 атм.To clarify the pressure at which a change in the geometry of cracks in a particular well occurs, it is recommended that a series of tests be performed to evaluate the dependence of the injectivity of the well on the repression values. An example of such calculations is shown in the graph of bottomhole pressure versus injectivity shown in the drawing. An indicator of the critical pressure at the wellhead, at which the geometry of the fractures begins to change, is a sharp change in the slope of the line on the graph in the coordinates: bottomhole pressure-injectivity, in this case the critical pressure is 215 atm.
Тип закачиваемой жидкости определяют с учетом фазовой проницаемости нефти и воды в режиме нагнетания. При нагнетании жидкости гидрофильного, либо гидрофобного состава проницаемость конкретного интервала, соответствующего порту гидроразрыва, будет являться более достоверной для аналогичного состава закачиваемой жидкости. То есть, если из некоторого порта гидроразрыва пласта в режиме добычи поступает нефть, то его продуктивность может быть оценена на основе приемистости гораздо точнее, если в режиме закачки в данный порт также нагнетается нефть. Последовательное выполнение циклов нагнетания воды и нефти и проведение замеров с помощью расходомера позволяет выделить зоны с повышенной обводненностью состава продукции: по интенсивности поглощения гидрофильного состава при отсутствии или сниженных значениях приемистости порта гидроразрыва в процессе нагнетания гидрофобных сред.The type of injected fluid is determined taking into account the phase permeability of oil and water in the injection mode. When injecting a fluid with a hydrophilic or hydrophobic composition, the permeability of a particular interval corresponding to the fracturing port will be more reliable for a similar composition of the injected fluid. That is, if oil comes from a certain hydraulic fracturing port in the production mode, its productivity can be estimated on the basis of injectivity much more accurately if oil is also pumped into this port in the injection mode. Successive execution of water and oil injection cycles and measurements using a flow meter allows us to identify zones with increased water cut of the product composition: by the intensity of absorption of the hydrophilic composition in the absence or reduced injectivity of the hydraulic fracturing port during the injection of hydrophobic media.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Имеется горизонтальная скважина с многостадийным гидроразрывом пласта, которая при добыче имеет суммарный дебит по жидкости менее 50 м3/сут. С помощью одной из технологий доставки в скважину спускают комплекс геофизических приборов, в состав которого входит расходомер. Производят запуск скважины в работу при нагнетании жидкости в насосно-компрессорные трубы. Давление нагнетания выбирают таким, чтобы обеспечить условия интенсивного нисходящего потока с суммарным расходом жидкости в объеме, обеспечивающем уверенную работу расходомера (не менее 80-100 м3/сут), но при этом создаваемая репрессия на пласт не должна изменить геометрию трещин гидроразрыва и, следовательно, приемистость призабойной зоны. Производят поинтервальный замер расхода жидкости для каждого порта гидроразрыва путем регистрации показаний расходомера во время движения (подъема и спуска) геофизических приборов в горизонтальном стволе скважины до стабилизации забойного давления и суммарной закачки, контролируемой по устьевым замерам. При этом замеры, выполненные с помощью расходомера, должны показывать воспроизводимые повторяющиеся результаты для каждого порта гидроразрыва. Рассчитывают долю объема закачки каждого исследуемого интервала скважины в общем объеме закачки путем обработки показаний расходомера с учетом направления и скорости движения. Доли объемов добычи для каждого порта гидроразрыва в общем объеме добычи принимают равными долям объемов поглощения.There is a horizontal well with multi-stage hydraulic fracturing, which during production has a total fluid rate of less than 50 m 3 / day. Using one of the delivery technologies, a complex of geophysical instruments is lowered into the well, which includes a flow meter. A well is put into operation when liquid is pumped into tubing. The injection pressure is chosen so as to provide conditions for an intense downward flow with a total fluid flow rate in the volume that ensures reliable operation of the flow meter (at least 80-100 m 3 / day), but the created repression on the formation should not change the fracture geometry and, therefore, , injectivity of the bottomhole zone. Interval measurement of fluid flow rate is performed for each fracturing port by recording flowmeter readings during the movement (ascent and descent) of geophysical instruments in the horizontal wellbore until stabilization of bottomhole pressure and total injection, controlled by wellhead measurements. At the same time, measurements made using a flow meter should show reproducible repeating results for each fracturing port. The fraction of the injection volume of each investigated well interval in the total injection volume is calculated by processing the flow meter readings taking into account the direction and speed of movement. The fractions of production volumes for each frac port in the total production volume are taken equal to the fractions of the absorption volumes.
Пример осуществления заявленного способа показан на добывающей горизонтальной скважине, имеющей 3 продуктивных интервала (3 порта гидроразрыва). Примем пластовое давление равным 200 атм, забойное давление 50 атм и средний (общий) дебит по нефти 30 м3/сут, который является недостаточным для точной работы расходомера и корректного определения притока в каждом интервале. После перевода скважины под закачку создали забойное давление 400 атм, при этом общая закачка нефти равна 100 м3/сут. По результатам исследования с помощью расходомера оказалось, что расход нефти в самом дальнем по стволу скважины интервале равен 50 м3/сут, в среднем - 30 м3/сут, в ближнем - 20 м3/сут. Следовательно, соотношение приемистостей и, как следствие, продуктивностей пластов равно 50:30:20. После пересчета на исходный дебит 30 м3/сут получают профиль притока скважины, а именно из дальнего интервала притекает 15 м3/сут нефти, из среднего - 9 м3/сут, из ближнего - 6 м3/сут.An example implementation of the inventive method is shown on a producing horizontal well having 3 productive intervals (3 fracturing ports). Let us take the reservoir pressure equal to 200 atm, bottomhole pressure of 50 atm and average (total) oil flow rate of 30 m 3 / day, which is insufficient for the flowmeter to work accurately and to correctly determine the inflow in each interval. After transferring the well for injection, a bottomhole pressure of 400 atm was created, with a total oil injection of 100 m 3 / day. According to the results of the study using a flow meter, it turned out that the oil consumption in the farthest interval along the wellbore is 50 m 3 / day, on average - 30 m 3 / day, in the near - 20 m 3 / day. Consequently, the ratio of injectivity and, as a consequence, reservoir productivity is 50:30:20. After conversion to the original flow rate of 30 m 3 / day of well inflow profile is obtained, namely from the far replenished interval of 15 m 3 / day of oil, medium - 9 m 3 / day, from near - 6 m 3 / day.
Таким образом, по известной общей закачке и доле каждого интервала в общей закачке можно по дебиту скважины определить приток флюидов по каждому интервалу, т.е. определить профиль притока, с помощью которого можно путем выявления неработающих интервалов пласта контролировать процесс добычи в нефтедобывающих скважинах.Thus, according to the known total injection and the share of each interval in the total injection, it is possible to determine the flow of fluids from each well from each well, i.e. determine the inflow profile, with which it is possible to control the production process in oil producing wells by identifying idle intervals in the formation.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018108871A RU2680566C1 (en) | 2018-03-13 | 2018-03-13 | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018108871A RU2680566C1 (en) | 2018-03-13 | 2018-03-13 | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2680566C1 true RU2680566C1 (en) | 2019-02-22 |
Family
ID=65479246
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018108871A RU2680566C1 (en) | 2018-03-13 | 2018-03-13 | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2680566C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110321618A (en) * | 2019-06-26 | 2019-10-11 | 中国石油大学胜利学院 | A kind of low-permeability oil deposit N2Non-phase-mixing driving Mathematical Modelling Method |
| RU2734202C1 (en) * | 2019-10-11 | 2020-10-13 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of analysing horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in low-permeability headers |
| CN111827970A (en) * | 2020-08-06 | 2020-10-27 | 中国石油天然气集团有限公司 | Compound water holdup flow sensor |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1994025732A1 (en) * | 1993-05-04 | 1994-11-10 | Mærsk Olie Og Gas As | A method of determining the production rate of each of the phases in a well stream |
| RU2108458C1 (en) * | 1996-04-18 | 1998-04-10 | Государственная акционерная научно-производственная фирма "Геофизика" | Device for investigation of wells |
| RU2247237C1 (en) * | 2003-08-07 | 2005-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Method for analysis of multi-bed wells |
| RU2436941C1 (en) * | 2010-07-13 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir |
| RU2490450C2 (en) * | 2011-10-06 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determination of working intervals and sources of flooding in horizontal oil well |
| RU2577568C1 (en) * | 2011-12-06 | 2016-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for interpreting well yield measurements during well treatment |
-
2018
- 2018-03-13 RU RU2018108871A patent/RU2680566C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1994025732A1 (en) * | 1993-05-04 | 1994-11-10 | Mærsk Olie Og Gas As | A method of determining the production rate of each of the phases in a well stream |
| RU2108458C1 (en) * | 1996-04-18 | 1998-04-10 | Государственная акционерная научно-производственная фирма "Геофизика" | Device for investigation of wells |
| RU2247237C1 (en) * | 2003-08-07 | 2005-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Method for analysis of multi-bed wells |
| RU2436941C1 (en) * | 2010-07-13 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir |
| RU2490450C2 (en) * | 2011-10-06 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determination of working intervals and sources of flooding in horizontal oil well |
| RU2577568C1 (en) * | 2011-12-06 | 2016-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for interpreting well yield measurements during well treatment |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110321618A (en) * | 2019-06-26 | 2019-10-11 | 中国石油大学胜利学院 | A kind of low-permeability oil deposit N2Non-phase-mixing driving Mathematical Modelling Method |
| CN110321618B (en) * | 2019-06-26 | 2021-05-28 | 中国石油大学胜利学院 | Low-permeability oil reservoir N2 non-miscible flooding mathematical simulation method |
| RU2734202C1 (en) * | 2019-10-11 | 2020-10-13 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of analysing horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in low-permeability headers |
| CN111827970A (en) * | 2020-08-06 | 2020-10-27 | 中国石油天然气集团有限公司 | Compound water holdup flow sensor |
| CN111827970B (en) * | 2020-08-06 | 2024-01-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | Composite water holdup flow sensor |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| RU2324810C2 (en) | Method for determining dimensions of formation hydraulic fracture | |
| RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
| CN107923239A (en) | The cracking initiation through hydrocarbon filling carried out before shale pressure break is tested | |
| EA017422B1 (en) | Method and system of treating a subterranean formation | |
| CA2903330C (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
| RU2179637C1 (en) | Procedure determining characteristics of well, face zone and pool and device for its realization | |
| CN104594889B (en) | A kind of Accurate Determining oil well remaining oil preserves the devices and methods therefor of position | |
| US10697273B2 (en) | Method for scale treatment optimization | |
| RU2490450C2 (en) | Method for determination of working intervals and sources of flooding in horizontal oil well | |
| RU2540720C1 (en) | Development of oil seam by horizontal well extensions | |
| RU2720848C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation flows | |
| RU2243372C1 (en) | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells | |
| US11346195B2 (en) | Concurrent fluid injection and hydrocarbon production from a hydraulically fractured horizontal well | |
| RU2734358C1 (en) | Method of determining current water saturation of a productive formation | |
| RU2189443C1 (en) | Method of determining well, bottom-hole zone and formation characteristics | |
| RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2269000C2 (en) | Method for permeable well zones determination | |
| US20230193755A1 (en) | Determining oil and water production rates in multiple production zones from a single production well | |
| RU2726664C1 (en) | Method of development of oil multilayer deposit | |
| RU2108460C1 (en) | Device for setting bed pressure in oil deposit | |
| GB2539002A (en) | Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale | |
| RU2734202C1 (en) | Method of analysing horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in low-permeability headers | |
| RU2713277C1 (en) | Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil |