RU2701272C1 - Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп - Google Patents
Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп Download PDFInfo
- Publication number
- RU2701272C1 RU2701272C1 RU2018140700A RU2018140700A RU2701272C1 RU 2701272 C1 RU2701272 C1 RU 2701272C1 RU 2018140700 A RU2018140700 A RU 2018140700A RU 2018140700 A RU2018140700 A RU 2018140700A RU 2701272 C1 RU2701272 C1 RU 2701272C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- inflow
- temperature
- well
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 238000011158 quantitative evaluation Methods 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 21
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 3
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve 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
- 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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследований скважин (ПГИ), и может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Способ заключается в целевой закачке в пласт контрастного по температуре меченого вещества и в последующем проведении измерений распределения температуры по длине ствола. При этом с целью повышения точности способа путем обеспечения оценки долей вкладов пластов/портов МГРП в приток в условиях технологического отбора, а также за счет исключения из расчетов недостоверной априорной информации о теплопроводности пласта скважину запускают на режим технологического отбора, диапазон необходимых длительностей которого обеспечивает необходимую для расчетов контрастность температурных аномалий в интервалах притока и при этом достаточен для очистки пласта от закачиваемой жидкости, определяется критерием: 0.1⋅G∑/Q<ΔT<0.3⋅G∑/Q, где G∑ - общий объем закачанной жидкости (м3),Q - усредненный технологический дебит отбора (м3/сут), после чего проводят оценку доли пластов в притоке на основе эффекта калориметрического смешивания. Технический результат заключается в повышении точности определения доли вкладов отдельных перфорированных интервалов ГС или портов компоновки МГРП в суммарный приток в эксплуатационных мало- и среднедебитных нефтяных скважинах, где задача не может быть решена с помощью методов расходометрии. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами исследований скважин (ПГИ). Оно может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта - для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.
Известны традиционные способы промыслово-геофизических исследований на основе потокометрических методов определения профиля притока (механическая расходометрия, термокондуктивная расходометрия). Недостатком перечисленных способов является их низкая чувствительность и точность в условиях ГС при низко- и среднедебитном (менее 70-100 м3/сут) притоке, характерном для пластов относительно малой проницаемости (менее 10-20 мД).
Однако именно на этот сегмент диапазона дебита приходится основная доля нефтяных горизонтальных скважин (включая заканчивание компоновками с многостадийным гидроразрывом МГРП) на месторождениях России.
Известен, также, способ определения профиля притока на основании измерений спектра пассивного акустического сигнала (спектральная шумометрия), позволяющий диагностировать очень слабые притоки и выделять работающие толщины коллектора. Существенным недостатком данного способа, состоит в невозможности оценки доли пласта в притоке.
Известен метод диагностики интервалов притока (закачки) и работающих толщин основанный на измерении температуры в стволе скважины (скважинная термометрия). Данный метод хоть и обладает меньшей чувствительностью к притокам, чем спектральная шумометрия - однако, он может использоваться для количественной оценки дифференциального профиля притока вдоль ствола ГС (в то время, как метод шумометрии классифицируется только в качестве индикатора зон притока (перетока) и негерметичностей).
Практика исследований нефтяных ГС на объектах «ГПН» показала, что при отсутствии в притоке значительного количества (объема) газа для обеспечения данного отличия необходимо искусственное тепловое воздействие на пласт. Это достигается, если предварительно (до начала проведения исследований в скважине) искусственным образом (целенаправленно или вынужденно) изменяется фоновое поле. В частности, практика показала, что этого можно достичь, если выполнять температурные измерения через относительно непродолжительный интервал времени после окончания закачки в пласт достаточно больших объемов контрастной по температуре жидкости.
Подобная технология реализована в наиболее близком по технической сущности к предлагаемому авторами решению: способе определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине.
Данный способ защищен патентом №2490450 от 06.11.2011 г., полученным ранее «ГПН НТЦ» с участием авторов и устанавливающим приоритет компании «ГПН» в так называемых «активных» технологиях исследований эксплуатационных ГС, связанных с целевой закачкой в пласт различных «меченных веществ (МВ)» (включая и контрастные по температуре MB) и проведение измерений (практически всеми основными промыслово-геофизическими методами ПГИ) по принципу «каротаж-воздействие-каротаж».
Данный способ предполагает:
- регистрацию фонового распределения температуры;
- закачку в пласты контрастной по температуре жидкости;
- последующий мониторинг восстановления температуры после закачки.
В интервалах поглощения восстановление протекает более медленно. Накопление закачиваемой жидкости в интервалах поглощения приводит к замедлению темпа восстановления. Причем, чем больше закачанной жидкости поступило в пласт (отдельные интервалы пласта), тем меньше будет темп восстановления, что является основой оценки по термометрии доли вклада интервалов пласта в суммарной закачке (приемистости).
Подобная технология особенно результативна, если исследованиям предшествовали мероприятия по гидроразрыву пласта (особенно, если выполнялся больше объемный МГРП, когда объем закачиваемого на создание только одной трещины (стадии) проппанта составляет порядка 100 тонн, а жидкости ГРП - сотни м3). Таким образом, при проведении МГРП в ГС вместе с проппантом производится закачка значительных объемов (тысячи м3) рабочей жидкости (геля, изначально имеющего температуру поверхности).
Однако прототип также имеет существенные недостатки, связанные со следующим:
- во-первых, точность подобной оценки, как правило, существенно снижена вследствие отсутствия достоверной априорной информации о теплопроводности вмещающих горных пород.
- во-вторых, (и это главное) исследования необходимо проводить сразу после активного воздействия на пласт, когда температурные аномалии отражают профиль закачки, не всегда отражающий добычной потенциал пластов на режиме технологического отбора;
Для устранения указанных недостатков предлагается в известном способе, заключающемся в проведении термических исследований после закачки контрастной жидкости, дополнительно:
- проводить измерения профиля температуры после запуска скважины на режим технологического отбора, а также после ее работы на данном режиме в течение периода времени, достаточном для очистки пласта от закачиваемой жидкости (длительность периода оценивается на основе критерия: Δ⊂0.1÷0.3Q∑/Q, где Q∑ -общий объем закачанной жидкости, Q - технологический дебит отбора);
- оценку доли пласта в притоке производить на основе уравнения калориметрического смешивания.
Технической задачей изобретения является количественная оценка интервальных долей притока жидкости в горизонтальный ствол из портов ГРП (при заканчивании ГС компоновками МГРП) по результатам термических исследований в процессе вывода скважины на технологический режим отбора после ранее проведенного геолого-технологического мероприятия (гидроразрыва).
Основой решения данной задачи является предлагаемая авторами технология температурных измерений в горизонтальном стволе до и в период вывода скважины на стабильный режим отбора после выполнения мероприятия по многостадийному гидроразрыву. Указанные термические исследования могут быть выполнены как традиционным способом - с перемещением вдоль ствола регистрирующего зонда, так и с применением распределенных оптоволоконных измерительных систем перманетного распределенного термониторинга.
Главная техническая задача состоит в том, чтобы обеспечить проведение термических исследований в период, когда результат будет ближе всего соответствовать реальным добычным возможностям совместно работающих интервалов пласта (притоков, сфокусированных в мандрелях портов МГРП). Необходимость в таком требовании связано с тем, что пласт в условиях горизонтального вскрытия при закачке и при притоке на технологическом отборе может вести себя по-разному.
Для достоверного решения данной задачи термические исследования должны быть проведены после освоения и вывода скважины и на режим технологического отбора. При этом необходимо выполнить два требования:
а) с одной стороны, длительность периода отработки пласта должна быть достаточно большой, чтобы коллектор очистился от рабочего агента ГРП,
б) с другой стороны, этот период нельзя сильно увеличивать, чтобы температурные аномалии калориметрического смешивания сохранили контраст, обусловленный предшествующей закачкой (измененным фоновым полем).
Для обоснования оптимальной длительности периода отбора на базе перечисленных требований авторами было проведено математическое моделирование циклов теплового воздействия на пласт и последующей отработки скважины.
С помощью моделирования авторами установлено, что для того, чтобы температурные аномалии оставались информативными, соотношение суммарной добычи из пласта должна с объемом предшествующей закачки должно быть в диапазоне от 1:3 до 1:10. Результаты данных расчетов положены в основу критерия по выбору длительности периода работы скважины, после которого могут быть выполнены информативные термические исследования.
Регистрация термограмм в указанный период времени имеет еще одно преимущество. Основным информативным эффектом в этом случае является калориметрическое смешивание потоков флюида, движущегося как по стволу, так и поступающего из пласта. На величину формируемой калориметрическим смешиванием аномалии практически не влияют тепловые свойства вмещающих горных пород, априорные данные о которых, как правило, отсутствует.
То есть реализуется очень простой и достаточно точный способ оценки доли вклада интервалов пласта в приток, максимально устойчивый к влиянию возможных факторов-помех.
Еще одно преимущество предлагаемого способа состоит в том, что контраст фонового поля в условиях ГРП (МГРП) оказывается достаточным, чтобы при оценке доли вкладов интервалов пласта в приток можно было не учитывать температурных изменений вследствие эффекта дросселирования.
Пример осуществления принципа изобретения иллюстрируется схемой на Рис. 1, где представлены расчетные профили температуры при проведении термических исследований в условиях притока:
а) непосредственно после запуска скважины на отбор;
б) при работе скважины на технологическом режиме отбора в оптимальный для количественной оценки дебитов пластов период времени;
в) при продолжительном отборе.
На данном рисунке приняты следующие условные обозначения:
Тф - фоновое распределение температуры по глубине, связанное с предшествующей закачкой рабочей жидкости в пласты, Т - распределение температуры при притоке; Тг - геотермическое распределение температуры; ΔТεi - аномалии дросселирования; i=I, II, III - интервалы притока
Представленный Рис. 1 иллюстрирует факт того, что после запуска скважины на технологический отбор фоновое распределение температуры интенсивно релаксирует.
Если выполнить термические исследования непосредственно после начала отбора контраст аномалий калориметрического смешивания, связанный с притоком максимален (Рис. 1.а). Однако профиль притока в этом случаев не отражает реальных добычных возможностей пластов из-за не полной очистки коллектора от рабочей жидкости закачки. Оптимальное время исследований (Рис. 1.б) характеризуется очисткой пласта от закачиваемой жидкости. Профиль температуры отражает реальные добычные возможности пластов.
При длительном отборе (Рис.1.в) фоновое распределение температуры теряет контрастность и термометрия не информативна.
Следует отметить еще одно преимущество предлагаемого способа. Вследствие существенного отличия фонового распределения температуры от геотермического при оценке доли пласта в притоке можно не учитывать влияние на температуру притекающей из пласта жидкости эффекта дросселирования (влияние данного эффекта отражают приращения температуры ΔТεi на Рис. 1.
Обоснованность применения данного способа иллюстрирует Рис. 2, где представлены результаты расчета авторами температуры в скважине после цикла закачки в трещину рабочей жидкости ГРП продолжительностью 100 мин, со средним расходом 400 м3/сут (данные характеристики соответствуют реальным характеристикам гидродинамического воздействия на пласт при выполнении больше объемного гидроразрыва). Приведенные зависимости отличаются интенсивностью отбора. Как можно видеть из рисунка, температурная аномалия при отборе интенсивно релаксирует во времени, причем темп релаксации зависит от темпа отбора, что вполне логично.
Тем не менее, температурное воздействие на пласт от закачки рабочей жидкости настолько существенно, что его не удается полностью нивелировать даже при длительной последующей эксплуатации скважины с технологическим дебитом отбора. Это позволяет оценивать по термометрии добычные возможности пластов практически при полной очистке пласта от следов рабочей жидкости гидроразрыва - то есть в условиях технологического отбора.
В зависимости от темпа отбора величина остаточной аномалии, связанная с закачкой даже после нескольких недель отбора, превышает несколько градусов, а в ряде случаев может достигать 100 С и более (при средней чувствительности термодатчика в 0.010 С). На фоне этой контрастной аномалии изменение температуры выходящего из пласта флюида, связанное с эффектом дросселирования, становится несущественной и им можно пренебречь ΔТε≈0.
На Рис. 2, показано поведение температуры при закачке (400 м3/сут) и при различном отборе (от 4 до 80 м3/сут) по результатам моделирования
На Рис. 3 представлен пример практической реализации способа.
Результаты ПГИ в горизонтальной скважине **340. I - колонка глубин (м), II -конструкция скважины, III - диаграммы локатора муфт и ГК, IY÷YIII - результаты термометрии, механической расходметрии, влагометрии и спектральной шумометрии в работающей и в остановленной скважине. Экспрессная оценка доли пластов в притоке выполнена по величине аномалий калориметрического смешивания
Аномальное охлаждение пласта в данной скважине связано с закачкой в порты при МГРП большого количества охлажденной рабочей жидкости. Таким образом, был искусственно создан очень высокий контраст температуры между скважиной и работающим коллектором. Поэтому элемент случайности при диагностике работы портов по результатам термометрии в данном случае минимален (температурное воздействие здесь существенно больше, чем прогрев пласта при притоке вследствие эффекта дросселирования).
Именно это позволило в данной скважине уверенно выделить притоки жидкости при минимальном газосодержании продукции. Кроме этого, удалось создать наиболее комфортные условия для количественной оценки дебитов пластов - при оценке доли вклада интервалов пласта в приток с помощью уравнения калориметрического смешивания. Этого эффекта удалось достигнуть благодаря выбору оптимального времени проведения термических исследований на основе приведенного выше критерия.
Преимуществом нового способа исследований является возможность уверенного определения доли вкладов отдельных перфорированных интервалов ГС (или портов компоновки МГРП) в суммарный приток в эксплуатационных мало- и среднедебитных нефтяных скважинах, где задача не может быть решена с помощью методов расходометрии.
Claims (5)
- Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), заключающийся в целевой закачке в пласт контрастного по температуре меченого вещества и в последующем проведении измерений распределения температуры по длине ствола, отличающийся тем, что с целью повышения точности способа путем обеспечения оценки долей вкладов пластов (портов МГРП) в приток в условиях технологического отбора, а также за счет исключения из расчетов недостоверной априорной информации о теплопроводности пласта скважину запускают на режим технологического отбора, диапазон необходимых длительностей которого обеспечивает необходимую для расчетов контрастность температурных аномалий в интервалах притока и при этом достаточен для очистки пласта от закачиваемой жидкости, определяется критерием:
- 0.1⋅G∑/Q<ΔT<0.3⋅G∑/Q,
- где G∑ - общий объем закачанной жидкости (м3),
- Q - усредненный технологический дебит отбора (м3/сут),
- после чего проводят оценку доли пластов в притоке на основе эффекта калориметрического смешивания.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018140700A RU2701272C1 (ru) | 2018-11-16 | 2018-11-16 | Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018140700A RU2701272C1 (ru) | 2018-11-16 | 2018-11-16 | Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2701272C1 true RU2701272C1 (ru) | 2019-09-25 |
Family
ID=68063160
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018140700A RU2701272C1 (ru) | 2018-11-16 | 2018-11-16 | Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2701272C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2808650C1 (ru) * | 2023-08-30 | 2023-11-30 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ определения работающих интервалов методом активной термометрии |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3795142A (en) * | 1972-06-27 | 1974-03-05 | Amoco Prod Co | Temperature well logging |
| RU2130543C1 (ru) * | 1997-08-20 | 1999-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" Акционерного общества "Татнефть" | Способ термических исследований скважин |
| WO2004076815A1 (en) * | 2003-02-27 | 2004-09-10 | Schlumberger Surenco Sa | Determining an inflow profile of a well |
| RU2406822C1 (ru) * | 2010-02-19 | 2010-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования горизонтальной скважины |
| RU2455482C2 (ru) * | 2010-09-30 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства |
| RU2490450C2 (ru) * | 2011-10-06 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине |
| RU2541671C1 (ru) * | 2013-12-16 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах |
-
2018
- 2018-11-16 RU RU2018140700A patent/RU2701272C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3795142A (en) * | 1972-06-27 | 1974-03-05 | Amoco Prod Co | Temperature well logging |
| RU2130543C1 (ru) * | 1997-08-20 | 1999-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" Акционерного общества "Татнефть" | Способ термических исследований скважин |
| WO2004076815A1 (en) * | 2003-02-27 | 2004-09-10 | Schlumberger Surenco Sa | Determining an inflow profile of a well |
| RU2406822C1 (ru) * | 2010-02-19 | 2010-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования горизонтальной скважины |
| RU2455482C2 (ru) * | 2010-09-30 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства |
| RU2490450C2 (ru) * | 2011-10-06 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине |
| RU2541671C1 (ru) * | 2013-12-16 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2811172C1 (ru) * | 2023-04-27 | 2024-01-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" | Способ определения интенсивности работающих интервалов, профиля притока в добывающей и приемистости в нагнетательной скважине, наличия заколонных перетоков |
| RU2808650C1 (ru) * | 2023-08-30 | 2023-11-30 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ определения работающих интервалов методом активной термометрии |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Pakhotina et al. | Diagnosing multistage fracture treatments with distributed fiber-optic sensors | |
| US10808521B2 (en) | Hydraulic fracture analysis | |
| Leaf et al. | Active thermal tracer tests for improved hydrostratigraphic characterization | |
| US20150083405A1 (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
| RU2010119067A (ru) | Предварительный анализ буровой площадки для планирования разработки месторождений | |
| AU2020217344A1 (en) | Methods for estimating hydraulic fracture surface area | |
| Tardy et al. | Inversion of Distributed-Temperature-Sensing Logs To Measure Zonal Coverage During and After Wellbore Treatments With Coiled Tubing | |
| RU2580547C1 (ru) | Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине | |
| Tabatabaei et al. | Fracture-stimulation diagnostics in horizontal wells through use of distributed-temperature-sensing technology | |
| US8146656B2 (en) | Method to measure injector inflow profiles | |
| RU2701272C1 (ru) | Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп | |
| Sakaida et al. | Completion effects on diagnosing multistage facture treatments with distributed temperature sensing | |
| Malanya et al. | Successful Experience of Estimating Injection Flow Profile in Horizontal Wells Completed with Multistage Fracs in Conventional Reservoirs Using CT Conveyed Distributed Temperature Sensing | |
| Buhassan et al. | Case history: new horizons for downhole flow measurements via coiled tubing equipped with real-time downhole sensors at South Ghawar field, Saudi Arabia | |
| RU2474687C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей | |
| US20150075292A1 (en) | Method for monitoring a flow using distributed acoustic sensing | |
| RU2490450C2 (ru) | Способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине | |
| CN116677371A (zh) | 基于低频声波信号和温度信号的油井生产剖面反演方法 | |
| US11236608B2 (en) | Method for injectivity profiling of injection wells | |
| RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
| Al-Qasim | Monitoring and surveillance of subsurface multiphase flow and well integrity | |
| McCullagh et al. | Coupling distributed temperature sensing (DTS) based wellbore temperature models with microseismic data for enhanced characterization of hydraulic fracture stimulation | |
| Ren et al. | Physics-based data-driven approach for downhole fracture inference using lost circulation data | |
| Dhufairi et al. | While Drilling Mobility and Distributed Temperature Profiles Applied to Matrix Stimulation of a Giant Carbonate Oil Field: A Case Study | |
| US20150053398A1 (en) | Method for determining an inflow profile of multilayer reservoir fluids in a wellbore |