RU2808507C2 - Method for determining distribution of volume of liquids injected into well by formation zones along wellbore - Google Patents
Method for determining distribution of volume of liquids injected into well by formation zones along wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808507C2 RU2808507C2 RU2022107209A RU2022107209A RU2808507C2 RU 2808507 C2 RU2808507 C2 RU 2808507C2 RU 2022107209 A RU2022107209 A RU 2022107209A RU 2022107209 A RU2022107209 A RU 2022107209A RU 2808507 C2 RU2808507 C2 RU 2808507C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injected
- injection
- zones
- volume
- distribution
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 238000009826 distribution Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 82
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 82
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 79
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 235000013379 molasses Nutrition 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области скважинных операций, в частности, к закачке жидкостей в пласт при давлении ниже давления разрыва горной породы. The invention relates to the field of well operations, in particular to the injection of liquids into a formation at a pressure below the rock burst pressure.
Закачка жидкостей в пласт при давлении ниже давления разрыва горной породы используется для осуществления целого ряда работ, например, для интенсификации добычи путем обработки призабойной матрицы, для уменьшения обводнения, контроля пескопроявления, в методах увеличения нефтеодачи (МУН) на пластовых масштабах, при проведении гидродинамических исследований скважин и т.п. Во время нагнетания жидкость закачивают в пласт за счет избыточного давления, создаваемого насосами высокого давления в скважине. В большинстве полевых случаев нагнетание происходит в зоны пласта, расположенные вдоль ствола скважины и обладающие определенной неоднородностью проницаемости. В таких случаях распределение закачанных объемов будет также неоднородно, и зоны с большей эффективной толщиной-проницаемостью (kh) примут большее количество жидкости, чем зоны с меньшим значением kh. Одной из главных инженерных задач при проектировании подобных работ является оценка количества жидкости, поступившей в определенную зону, принимая во внимание, что в течение закачки жидкость может перераспределяться. Количество жидкости (на единицу мощности пласта), поступившей в определенную зону, используют для подсчета таких практически важных параметров, как дальность распространения фронта жидкости (в случае МУН, работ по контролю обводнения скважин или выноса песка, матричных обработок в терригенных коллекторах) или длина червоточины и соответствующий скин (для кислотных работ в карбонатах).Injection of fluids into the formation at a pressure below the rock fracture pressure is used to carry out a number of works, for example, to intensify production by treating the near-wellbore matrix, to reduce water cut, control sand production, in methods of enhancing oil recovery (EOR) on a reservoir scale, when conducting hydrodynamic studies wells, etc. During injection, fluid is pumped into the formation due to excess pressure created by high-pressure pumps in the well. In most field cases, injection occurs into formation zones located along the wellbore and having a certain permeability heterogeneity. In such cases, the distribution of injected volumes will also be non-uniform, and zones with a higher effective thickness-permeability (kh) will receive more liquid than zones with a lower kh value. One of the main engineering challenges in the design of such operations is to estimate the amount of fluid entering a certain area, taking into account that the fluid may be redistributed during injection. The amount of fluid (per unit thickness of the formation) entering a certain zone is used to calculate such practically important parameters as the propagation range of the fluid front (in the case of EOR, work to control water flooding of wells or sand production, matrix treatments in terrigenous reservoirs) or the length of the wormhole and the corresponding skin (for acid work in carbonates).
Соответственно существует необходимость в наличии инструмента, позволяющего оценить распределение закачанной жидкости между зонами пласта с разной проницаемостью вдоль ствола скважины исходя из полевых данных (забойное давление при нагнетании, расход закачиваемой жидкости) и пластовых свойств на момент начала закачки (kh).Accordingly, there is a need for a tool that allows assessing the distribution of injected fluid between formation zones with different permeabilities along the wellbore based on field data (bottomhole pressure during injection, flow rate of injected fluid) and reservoir properties at the time of injection (kh).
Из уровня техники известны два типа исследований, касающихся определения распределения объемов жидкости, закачиваемой в скважину, по зонам пласта вдоль ствола скважины.There are two types of studies known from the prior art related to determining the distribution of fluid volumes injected into a well across formation zones along the wellbore.
В исследованиях первого типа фильтрационные свойства пласта, предполагаемый расход закачки и свойства закачиваемой жидкости используют для расчета распределения жидкости по зонам, расположенным вдоль ствола скважины, а именно глубины проникновения жидкости внутрь каждой зоны перпендикулярно стволу скважины. Из полученной глубины далее высчитывают показатель очищения скважины, так называемый скин-фактор. Рассчитывают также ожидаемое давление во время закачки. Такие исследования в основном проводились в целях оптимизации объемов и типов жидкостей при закачке реагентов при давлении ниже давления разрыва горных пород (так называемых матричных обработках). Примерами таких работ являются, например, Tardy, P.М. J., Lecerf, В., and Christanti, Y., An Experimentally Validated Wormhole Model for Self-Diverting and Conventional Acids in Carbonate Rocks Under Radial Flow Conditions. Presented at the SPE European Formation Damage Conference, Scheveningen, The Netherlands, 30 May-1 June 2007, стр. 1-17, SPE-107854-MS. https://doi.org/10.2118/107854-MS; и Mohan K.R. Panga; Murtaza Ziauddin; Ramakrishna Gandikota; Vemuri Balakotaiah. A New Model for Predicting Wormhole Structure and Formation in Acid Stimulation of Carbonates. Paper presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, February 2004, стр. 1-11, SPE-86517-MS https://doi.org/10.2118/86517-MS. В данном типе исследований расчетное давление во время закачки является выходным параметром, а входные параметры (геологические свойства пласта, предполагаемый расход закачки, а также свойства закачиваемой жидкости), вследствие своей комплексности задаются с неизбежной погрешностью, из-за чего расчетное давление может значительно отличаться от давления, которое наблюдается в реальности во время закачки матричной обработки.In studies of the first type, the filtration properties of the formation, the expected injection rate and the properties of the injected fluid are used to calculate the distribution of fluid in zones located along the wellbore, namely the depth of penetration of the fluid into each zone perpendicular to the wellbore. From the obtained depth, the well cleaning index, the so-called skin factor, is then calculated. The expected pressure during injection is also calculated. Such studies were mainly carried out to optimize the volumes and types of fluids when injecting reagents at pressures below the rock burst pressure (so-called matrix treatments). Examples of such works are, for example, Tardy, P.M. J., Lecerf, V., and Christanti, Y., An Experimentally Validated Wormhole Model for Self-Diverting and Conventional Acids in Carbonate Rocks Under Radial Flow Conditions. Presented at the SPE European Formation Damage Conference, Scheveningen, The Netherlands, 30 May-1 June 2007, pp. 1-17, SPE-107854-MS. https://doi.org/10.2118/107854-MS; and Mohan K.R. Panga; Murtaza Ziauddin; Ramakrishna Gandikota; Vemuri Balakotaiah. A New Model for Predicting Wormhole Structure and Formation in Acid Stimulation of Carbonates. Paper presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, February 2004, pp. 1-11, SPE-86517-MS https://doi.org/10.2118/86517-MS. In this type of research, the calculated pressure during injection is the output parameter, and the input parameters (geological properties of the formation, the expected injection flow rate, as well as the properties of the injected liquid), due to their complexity, are specified with an inevitable error, due to which the calculated pressure may differ significantly from pressure that is observed in reality during the injection of matrix processing.
В исследованиях второго типа распределение жидкости при закачке основывается на фильтрационных свойства пласта, но, в отличие от исследований первого типа, входными данными являются реальный расход и давление закачки, а выходным параметром являются различные компоненты уравнения фильтрации. Исследованиями такого типа являются работа Paccaloni, G. and Tambini, М., Advances in Matrix Stimulation Technology, J Pet Technol 45 (3), 1993, стр. 256-263, SPE-20623-PA. https://doi.org/10.2118/20623-PA, где в каждый момент времени матричной обработки из реальных данных давлений и расходов рассчитывают общий скин-фактор в интервале обработки, а также работа Keng S. Chan, Nicolas С. Flamant, Husam N. Helou, A Simple, Robust Interpretation Method for Matrix Acidizing Treatments - Part 1: Theoretical Basis and Field Example, Middle East Oil Show, June 9-12, 2003, pages 1-9, SPE-81466-MS, где в каждый момент времени матричной обработки из реальных данных давлений и расходов предлагается рассчитывать индекс приемистости, и по нему качественно оценивать уменьшение или увеличение скин-фактора. По сравнению с исследованиями первого типа исследования второго типа являются более приемлемыми для анализа реальных работ по матричным закачкам, так как исследования второго типа решают обратную проблему: нахождение параметров фильтрации (а именно скин-фактора) из реальных данных по давлению и расходам во время закачки.In studies of the second type, the distribution of fluid during injection is based on the filtration properties of the formation, but, unlike studies of the first type, the input data are the actual flow rate and injection pressure, and the output parameter are the various components of the filtration equation. Studies of this type are Paccaloni, G. and Tambini, M., Advances in Matrix Stimulation Technology, J Pet Technol 45 (3), 1993, pp. 256-263, SPE-20623-PA. https://doi.org/10.2118/20623-PA, where at each moment of matrix processing, the total skin factor in the processing interval is calculated from real pressure and flow data, as well as the work of Keng S. Chan, Nicolas S. Flamant, Husam N. Helou, A Simple, Robust Interpretation Method for Matrix Acidizing Treatments - Part 1: Theoretical Basis and Field Example, Middle East Oil Show, June 9-12, 2003, pages 1-9, SPE-81466-MS, where in each At the moment of matrix processing, it is proposed to calculate the injectivity index from real data of pressures and flow rates, and use it to qualitatively evaluate the decrease or increase in the skin factor. Compared to studies of the first type, studies of the second type are more suitable for analyzing real work on matrix injections, since studies of the second type solve the opposite problem: finding filtration parameters (namely the skin factor) from real data on pressure and flow rates during injection.
Однако исследования второго типа не предоставляют информации по распределению объемов жидкости по зонам пласта с разной проницаемостью вдоль ствола скважины, так как выдают одно общее усредненное значение параметра фильтрации (скин-фактора) для всего целевого интервала.However, studies of the second type do not provide information on the distribution of fluid volumes across formation zones with different permeabilities along the wellbore, since they provide one general average value of the filtration parameter (skin factor) for the entire target interval.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении точности определения распределения объема закачиваемых в скважину жидкостей по зонам пласта с разной проницаемостью вдоль ствола скважины за счет обеспечения соответствия полученных результатов результатам измерений забойного давления и расхода закачиваемой жидкости.The technical result achieved by implementing the invention is to increase the accuracy of determining the distribution of the volume of fluids injected into the well across formation zones with different permeabilities along the wellbore by ensuring that the results obtained correspond to the results of measurements of bottomhole pressure and flow rate of the injected fluid.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины определяют профиль проницаемости и скин-фактора пласта вдоль ствола скважины и разделяют полученные профили на зоны. Осуществляют закачку жидкостей в скважину в соответствии с заданным расписанием и в процессе закачки выполняют измерения забойного давления и расхода закачиваемой жидкости. Рассчитывают измененные в процессе закачки жидкостей профили проницаемости и скин-фактора пласта посредством модели фильтрации жидкости в скважине с разными зонами, при этом используют измеренные в процессе закачки забойное давление и расход закачиваемой жидкости в качестве входных данных модели. Используя рассчитанные измененные проницаемость и скин-фактор пласта посредством той же модели фильтрации определяют распределение полного объема всех закачанных жидкостей по зонам.This technical result is achieved by the fact that, in accordance with the proposed method for determining the distribution of the volume of fluids injected into the well across formation zones along the wellbore, the permeability profile and skin factor of the formation along the wellbore are determined and the resulting profiles are divided into zones. Liquids are pumped into the well in accordance with a given schedule, and during the injection process, measurements of bottomhole pressure and flow rate of the injected liquid are performed. The permeability and skin factor profiles of the formation, changed during the injection of liquids, are calculated using a model of liquid filtration in a well with different zones, and the bottomhole pressure and flow rate of the injected liquid measured during the injection are used as model input data. Using the calculated changed permeability and skin factor of the formation through the same filtration model, the distribution of the total volume of all injected liquids by zones is determined.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения при наличии в расписании закачки специальной жидкости, влияющей на распределение объема закачиваемых жидкостей по зонам пласта в конце закачки, выбирают временной интервал, в течение которого в соответствии с заданным расписанием осуществлялась закачка специальной жидкости, и преобразуют полученный ранее измененный профиль скин-фактора в выбранном интервале таким образом, чтобы не учитывалось влияние специальной жидкост. Используют модель фильтрации жидкости в скважине и рассчитывают новое распределение полного объема закачанной жидкости по зонам без влияния специальной жидкости. Вычитают из него распределение объемов полученное ранее с учетом специальной жидкости и определяют объем жидкости, отклоненный для каждой зоны за счет наличия стадии специальной жидкости в расписании закачки.In accordance with one of the embodiments of the invention, if there is a special fluid in the injection schedule that affects the distribution of the volume of injected fluids among the formation zones at the end of injection, the time interval during which the special fluid was injected in accordance with the given schedule is selected and the previously obtained one is converted modified skin factor profile in the selected interval in such a way that the influence of a special liquid is not taken into account. A model of fluid filtration in a well is used and a new distribution of the total volume of injected fluid across zones without the influence of a special fluid is calculated. The volume distribution obtained earlier taking into account the special liquid is subtracted from it and the volume of liquid rejected for each zone is determined due to the presence of a special liquid stage in the injection schedule.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения на полученном измененном в процессе закачки жидкостей профиле скин-фактора пласта на стадии закачки специальной жидкости моделируют изменение объема закачиваемой специальной жидкости. Используют модель фильтрации жидкости в скважине и рассчитывают новое распределение объемов закачиваемой жидкости по зонам, соответствующее профилю скин-фактора с измененным объемом закачиваемой специальной жидкости. Вычитают из рассчитанного распределения объемов жидкости, соответствующего профилю скин-фактора с измененным объемом закачиваемой специальной жидкости, распределение объемов, полученное при изначальном расписании закачки, и получают изменения объемов закачиваемой жидкости, вызванные изменением объема закачиваемой специальной жидкости.In accordance with another embodiment of the invention, the change in the volume of the injected special fluid is simulated using the formation skin factor profile obtained changed during the injection of liquids at the stage of injection of a special liquid. A model of fluid filtration in a well is used and a new distribution of injected fluid volumes across zones is calculated, corresponding to the skin factor profile with a changed volume of injected special fluid. The distribution of volumes obtained with the original injection schedule is subtracted from the calculated distribution of liquid volumes corresponding to the skin factor profile with a changed volume of injected special liquid, and changes in the volumes of injected liquid caused by changes in the volume of injected special liquid are obtained.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 показана проницаемость зон пласта вдоль ствола скважины до проведения закачки жидкостей в скважину, на Фиг. 2 приведены графики изменения расхода закачиваемых жидкостей и забойного давления в процессе закачки жидкостей в скважину, на Фиг. 3 показано изменение проницаемости нескольких зон пласта со временем, на Фиг. 4 показано изменение скин-фактора в нескольких зонах пласта со временем, на Фиг. 5 приведена зависимость расхода закачиваемых в каждую зону жидкостей от времени, на Фиг. 6 показано распределение объемов жидкости по зонам в конце закачки, на Фиг. 7 приведены те же графики изменения расхода закачиваемых жидкостей в процессе закачки в скважину и забойного давления, что и на фиг. 2, с выделенным временным интервалом, на Фиг. 8 приведено распределение жидкостей по зонам в случае отсутствия отклонителя в расписании закачки, на фиг. 9 показано распределение объемов, полученных некоторыми зонами в результате обработки отклонителем в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения, на фиг. 10 показан предсказанный профиль скин-фактора в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения.The invention is illustrated by drawings, where in Fig. Figure 1 shows the permeability of formation zones along the wellbore before fluids are pumped into the well; FIG. Figure 2 shows graphs of changes in the flow rate of injected liquids and bottomhole pressure during the process of pumping liquids into the well; Fig. Figure 3 shows the change in permeability of several zones of the formation over time, FIG. Figure 4 shows the change in skin factor in several zones of the formation over time; FIG. Figure 5 shows the dependence of the flow rate of liquids pumped into each zone as a function of time; FIG. Figure 6 shows the distribution of liquid volumes by zone at the end of injection; FIG. Figure 7 shows the same graphs of changes in the flow rate of injected liquids during injection into the well and bottomhole pressure as in Fig. 2, with a dedicated time interval, in FIG. Figure 8 shows the distribution of liquids by zones in the absence of a diverter in the injection schedule; FIG. 9 shows the distribution of volumes obtained by some zones as a result of treatment with a diverter in accordance with one embodiment of the invention; FIG. 10 shows a predicted skin factor profile in accordance with one embodiment of the invention.
В соответствии с предлагаемым способом до осуществления закачки жидкостей (например, воды, кислот, жидкостей-отклонителей, см таблицу 1) в скважину определяют одномерный профиль фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горной породы, например, проницаемости и скин-фактора, как показано на Фиг. 1 (каротажными методами, см., например, W.R. Mills, David С. Stromswold, L.S. Allen, Pulsed Neutron Porosity Logging, Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, paper presented at the SPWLA 29th Annual Logging Symposium, June 5-8, 1988, стр. 119-128, и/или посредством потоковых методов, например, Sullivan, Michael, Belanger, David, and Mark Skalinski. "A New Method For Deriving Flow-Calibrated Permeability From Production Logs." Petrophysics 48 (2007), стр. 13-27, и/или посредством температурных исследований через распределенные сенсоры, как описано в SPE 166512, Zhishuai Zhang, Berkeley; Behnam Jafarpour, Joint Inversion of Production and Temperature Data for Identification of Permeability Distribution with Depth in Deep Reservoirs, paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 2013, стр. 1-11, SPE-166512-MS, и/или посредством корреляций, как описано в Bohnsack, D., Potten, М., Pfrang, D., Wolpert, P., & Zosseder, K., "Porosity-permeability relationship derived from Upper Jurassic carbonate rock cores to assess the regional hydraulic matrix properties of the Malm reservoir in the South German Molasse Basin", Geothermal Energy, vol, 8(1), 2020, стр. 1-47, https://doi.org/10.1186/s40517-020-00166-9. Полученный профиль ФЕС делят на несколько зон различной толщины вдоль ствола скважины; внутри каждой зоны ФЕС усредняются и объявляются неизменяющимся (внутри одной зоны) и уникальными по нескольким факторам, например проницаемости, пористости, горным напряжениям, или также и других характеристикам. Процесс разбиения свойств горной породы на зоны описан в указанных статьях.In accordance with the proposed method, before injection of liquids (for example, water, acids, diverter fluids, see Table 1) into the well, a one-dimensional profile of the filtration and capacitance properties (PPP) of the rock, for example, permeability and skin factor, is determined, as shown in Fig. 1 (by logging methods, see, for example, W.R. Mills, David C. Stromswold, L.S. Allen, Pulsed Neutron Porosity Logging, Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, paper presented at the SPWLA 29th Annual Logging Symposium, June 5-8, 1988, pp. 119-128, and/or through flow methods, e.g., Sullivan, Michael, Belanger, David, and Mark Skalinski, "A New Method for Deriving Flow-Calibrated Permeability From Production Logs." Petrophysics 48 (2007), pp. 13-27, and/or through temperature studies through distributed sensors, as described in SPE 166512, Zhishuai Zhang, Berkeley; Behnam Jafarpour, Joint Inversion of Production and Temperature Data for Identification of Permeability Distribution with Depth in Deep Reservoirs, paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 2013, pp. 1-11, SPE-166512-MS, and/or through correlations as described in Bohnsack, D., Potten, M., Pfrang, D., Wolpert, P., & Zosseder, K., "Porosity-permeability relationship derived from Upper Jurassic carbonate rock cores to assess the regional hydraulic matrix properties of the Malm reservoir in the South German Molasse Basin", Geothermal Energy, vol, 8(1), 2020, pp. 1-47, https://doi.org/10.1186/s40517-020-00166-9. The resulting reservoir properties profile is divided into several zones of varying thickness along the wellbore; within each zone, the reservoir properties are averaged and declared unchanged (within one zone) and unique in several factors, such as permeability, porosity, rock stresses, or other characteristics. The process of dividing rock properties into zones is described in these articles.
Закачку жидкостей в скважину осуществляют в соответствии с заданным расписанием, которое может предусматривать несколько стадий. Количество стадий может быть самым разным (от одной до нескольких десятков) в зависимости от типа полевой работы по нагнетанию жидкости. Например, при заводнении пласта обычно закачивается только вода (одна жидкость и одна стадия), а при кислотной обработке скважин в карбонатных породах кроме воды обычно закачивают последовательно несколько типов кислот и жидкостей-отклонителей, чередующихся друг с другом.Fluids are pumped into the well in accordance with a given schedule, which may include several stages. The number of stages can vary greatly (from one to several dozen) depending on the type of field work on fluid injection. For example, during reservoir flooding, only water is usually injected (one liquid and one stage), and during acid treatment of wells in carbonate rocks, in addition to water, several types of acids and diverter fluids are usually injected sequentially, alternating with each other.
В процессе закачки выполняют измерения и получают записи забойного давления и расходов закачиваемых жидкостей (см. Таблицу 1 - в ней приведен пример расписания (последовательности) закачки разных жидкостей в скважину для выполнения кислотной обработки скважины, а также указаны расход и объем каждой закачиваемой жидкости). Закачка каждой жидкости имеет свою продолжительность. Пример расписания закачки приведен в таблице 1 или в статье Tan, X., Payne, С., & Panga, М. (2018). Modeling the Effectiveness of Diverted for Matrix Acidizing Based on Filter Cake Characteristics. Proceedings - SPE International Symposium on Formation Damage Control, 2018. https://doi.org/10.2118/189473-ms.During the injection process, measurements are taken and records are obtained of bottomhole pressure and flow rates of injected liquids (see Table 1 - it shows an example of a schedule (sequence) for pumping different liquids into a well to perform acid treatment of the well, and also indicates the flow rate and volume of each injected liquid). The injection of each liquid has its own duration. An example of an upload schedule is given in Table 1 or in Tan, X., Payne, S., & Panga, M. (2018). Modeling the Effectiveness of Diverted for Matrix Acidizing Based on Filter Cake Characteristics. Proceedings - SPE International Symposium on Formation Damage Control, 2018. https://doi.org/10.2118/189473-ms.
Записи забойного давления и расходов закачиваемых жидкостей представляют собой записанную последовательность значений забойного давления и расхода закачиваемой жидкости во время закачки, каждому значению которой соответствует момент времени, в который данное значение было измерено. На Фиг. 2 показан график закачки всей последовательности жидкостей, указанной в Таблице 1, и запись забойного давления; сплошная линия - забойное давление, измеренное в процессе закачки жидкостей в скважину, прерывистая линия - расход жидкостей, закачиваемых в скважину.Records of bottomhole pressure and flow rates of injected liquids represent a recorded sequence of values of bottom hole pressure and flow rates of injected liquid during injection, each value of which corresponds to the point in time at which this value was measured. In FIG. Figure 2 shows the injection schedule for the entire sequence of fluids indicated in Table 1 and a record of bottomhole pressure; solid line - bottomhole pressure measured during the injection of liquids into the well, broken line - flow rate of liquids pumped into the well.
Измеренные в процессе закачки забойное давление и расход каждой закачиваемой жидкости используют в качестве входных данных в модели фильтрации жидкости в скважине с разными зонами (такая модель должна математически рассчитывать давление в скважине по значению расхода закачиваемой жидкости и заданным ФЕС зон; см., например, математическую модель, описанную в книге Barenblatt, G.I., Entov, V.М., & Ryzhik, V.М., Theory of fluid flows through natural rocks, 1990, Springer Netherlands, стр 42-51). Модель используют для того, чтобы определить измененные в результате закачек ФЕС зон - например, проницаемость (см. Фиг. 3, где приведен пример изменения проницаемости трех зон, обозначенных как зоны 2, 23 и 35, со временем, рассчитанное по модели в согласии с измеренным забойным давлением) и скин-фактор (см. Фиг. 4, где приведен пример изменения скин-фактора в этих трех зонах со временем, рассчитанное по модели в согласии с измеренным забойным давлением), которые соответствуют измеренным забойному давлению и расходу закачиваемой жидкости. В данном примере сначала рассчитывают изменение проницаемости (Фиг. 3) до определенного времени (800 сек), после чего оно считается фиксированным и рассчитывают скин-фактор (Фиг. 4).The bottomhole pressure and flow rate of each injected liquid measured during the injection process are used as input data in a model of liquid filtration in a well with different zones (such a model should mathematically calculate the pressure in the well based on the flow rate of the injected liquid and the specified reservoir properties of the zones; see, for example, the mathematical model described in the book Barenblatt, G.I., Entov, V.M., & Ryzhik, V.M., Theory of fluid flows through natural rocks, 1990, Springer Netherlands, pp. 42-51). The model is used to determine changes in the permeability of zones as a result of injection of reservoir properties - for example, permeability (see Fig. 3, which shows an example of changes in the permeability of three zones, designated as zones 2, 23 and 35, over time, calculated by the model in accordance with measured bottomhole pressure) and skin factor (see Fig. 4, which shows an example of the change in skin factor in these three zones over time, calculated by the model in agreement with the measured bottomhole pressure), which correspond to the measured bottomhole pressure and flow rate of the injected fluid. In this example, the change in permeability is first calculated (Fig. 3) up to a certain time (800 sec), after which it is considered fixed and the skin factor is calculated (Fig. 4).
В результате получают измененные профили ФЕС всех зон во время закачки, а по ним с помощью той же модели скважинной фильтрации находят зависимость расхода (потока) закачиваемых в каждую зону жидкостей от времени (см. Фиг. 5, где приведены расходы всех закачиваемых жидкостей в каждую зону во времени) и полный объем жидкости, закачанный в каждую зону (см. Фиг. 6, где показано распределение (V1) объемов закачиваемой жидкости по зонам в конце закачки). В данном примере показаны расходы и объемы, суммарные для всей работы по закачке нескольких типов жидкостей, указанных в таблице 1. При этом показанные расходы и объемы в точности соответствуют записям забойного давления и расхода, сделанным во время закачки жидкости в скважину, а потому являются более достоверными.As a result, modified reservoir properties profiles of all zones during injection are obtained, and from them, using the same well filtration model, the dependence of the flow rate (flow) of liquids pumped into each zone on time is found (see Fig. 5, which shows the flow rates of all liquids pumped into each zone over time) and the total volume of liquid injected into each zone (see Fig. 6, which shows the distribution (V 1 ) of the volumes of injected liquid by zone at the end of injection). This example shows the total flow rates and volumes for the entire job of pumping several types of fluids shown in Table 1. Moreover, the shown flow rates and volumes exactly correspond to the bottomhole pressure and flow records made during the injection of fluid into the well, and are therefore more accurate. reliable.
В книге Barenblatt, G.I., Entov, V.M., & Ryzhik, V.M., Theory of fluid flows through natural rocks, 1990, Springer Netherlands, стр 42-51, описан случай закачки в одну зону, однако, например в работе Lu, J., Rahman, М.М., Yang, Е., Alhamami, М.Т., & Zhong, Н., 2022, Pressure transient behavior in a multilayer reservoir with formation crossflow. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208(PB), 109376, https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109376) описан случай закачки в несколько зон.The book Barenblatt, G.I., Entov, V.M., & Ryzhik, V.M., Theory of fluid flows through natural rocks, 1990, Springer Netherlands, pp. 42-51, describes the case of injection into one zone, however, for example, in the work of Lu, J., Rahman, M.M., Yang, E., Alhamami, M.T., & Zhong, N., 2022, Pressure transient behavior in a multilayer reservoir with crossflow formation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208(PB), 109376, https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109376) describes a multi-zone injection case.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения дополнительно можно оценить разницу в объемах закачки жидкостей в каждую зону, вызванную закачкой специальной жидкости в процессе работы (например, кислоты или отклонителя) в соответствии с расписанием закачки. Специальная жидкость - это любая жидкость участвующая в закачке, которая представляет интерес для анализа ее влияния на финальное распределение объемов закаченной жидкостей между всеми зонами в конце работы. Практически такой жидкостью часто может быть, например, отклонитель, который используется специально для балансирования объемов закачки между зонами в процессе работы (Tan, X., Payne, С., & Panga, М. (2018). Modeling the Effectiveness of Diverters for Matrix Acidizing Based on Filter Cake Characteristics. Proceedings - SPE International Symposium on Formation Damage Control, 2018-Febru. https://doi.org/10.2118/189473-ms).In accordance with one embodiment of the invention, it is further possible to estimate the difference in the volumes of fluids injected into each zone caused by the injection of a special fluid during operation (eg, acid or diverter) in accordance with the injection schedule. A special liquid is any liquid involved in injection that is of interest for analyzing its effect on the final distribution of volumes of injected liquids between all zones at the end of the operation. In practice, such a fluid can often be, for example, a diverter, which is used specifically to balance injection volumes between zones during operation (Tan, X., Payne, S., & Panga, M. (2018). Modeling the Effectiveness of Diverters for Matrix Acidizing Based on Filter Cake Characteristics. Proceedings - SPE International Symposium on Formation Damage Control, 2018-February. https://doi.org/10.2118/189473-ms).
Сначала выбирают временной интервал (стадию), в течение которого в скважину закачивалась специальная жидкость, эффект от которой нужно получить. Выбор можно сделать исходя из выполненного расписания закачки (таблица 1), в котором указана очередность закачки различных жидкостей. Выбрать необходимый временной интервал более точно можно с использованием полученного распределения профилей ФЕС (например, скин-фактора) (см. Фиг. 4). Более высокая точность достигается за счет того, что существует временная задержка между началом закачки жидкости и началом его взаимодействия с породой. Для того, чтобы установить границы интересующего интервала, нужно посмотреть на поведение скин-фактора в соответствующий промежуток времени. Во время закачки отклонителя скин-фактор растет, а при взаимодействии породы с кислотой падает; если качается «чистая» жидкость, скин-фактор остается постоянным. Таким образом, задача сводится к определению границ, в которых скин-фактор изменяется интересующим нас образом.First, a time interval (stage) is selected during which a special liquid is pumped into the well, the effect from which is to be obtained. The choice can be made based on the completed injection schedule (Table 1), which indicates the order of injection of various liquids. You can select the required time interval more accurately using the obtained distribution of reservoir properties profiles (for example, skin factor) (see Fig. 4). Higher accuracy is achieved due to the fact that there is a time delay between the start of fluid injection and the beginning of its interaction with the rock. In order to establish the boundaries of the interval of interest, you need to look at the behavior of the skin factor in the corresponding period of time. During the injection of the diverter, the skin factor increases, and when the rock interacts with acid, it decreases; if “clean” liquid is pumped, the skin factor remains constant. Thus, the task comes down to determining the boundaries within which the skin factor changes in the way that interests us.
Затем, используя модель фильтрации жидкости в скважине и полученные ранее с ее помощью результаты (а именно, измененные ФЕС зон во время закачки), рассчитывают новое распределение объемов жидкостей в зонах, с условием, что в течение выбранного временного интервала ФЕС зон не меняются (см. Фиг. 7, где приведены те же графики изменения расхода закачиваемой жидкости и забойного давления в процессе закачки жидкости в скважину, что и на Фиг. 2, и рассматриваемый временной интервал выделен прямоугольником). Для этого преобразуют измененный профиль скин-фактора, который был получен ранее (Фиг. 4). Если бы в отмеченный временной интервал в скважину не закачивалась специальная жидкость - отклонитель, скин-фактор оставался бы константой, таким образом «сглаживают» профиль скин-фактора в указанном интервале, чтобы он соответствовал закачке «чистой» жидкости. Применяя ту же модель, что и выше, для измененного (сглаженного) профиля скин-фактора, получают распределение (V1) по зонам объемов жидкости при отсутствии отклонителя (см. Фиг. 8, где показано распределение объемов жидкости по зонам в случае отсутствия отклонителя (V2) в расписании закачки). Наконец, вычитая из этого распределения объемов (V2) исходное распределение (V1) объемов, полученное ранее, получают объем жидкости, отклоненный для каждой зоны за счет присутствия выбранной стадии закачки отклонителя в расписании закачки. Таким образом получают разницу в объемах V2-V1, показанную на Фиг. 9. На этом примере видно, что в результате обработки отклоняющими жидкостями некоторые зоны с низкой проницаемостью получают больше жидкости в результате всей закачки за счет недополучения этого же объема жидкости другими, более высокопроницаемыми зонами.Then, using the model of fluid filtration in the well and the results previously obtained with its help (namely, the changed reservoir properties of the zones during injection), a new distribution of fluid volumes in the zones is calculated, with the condition that the reservoir properties of the zones do not change during the selected time interval (see Fig. 7, which shows the same graphs of changes in the flow rate of the injected liquid and bottomhole pressure during the process of pumping liquid into the well as in Fig. 2, and the time interval under consideration is highlighted with a rectangle). To do this, the modified skin factor profile that was obtained earlier is converted (Fig. 4). If a special diverter fluid had not been pumped into the well during the specified time interval, the skin factor would have remained constant, thus the skin factor profile in the specified interval was “smoothed” so that it corresponded to the injection of “clean” fluid. Applying the same model as above for a modified (smoothed) skin factor profile, the distribution (V 1 ) by zones of liquid volumes in the absence of a whipstock is obtained (see Fig. 8, which shows the distribution of liquid volumes by zones in the absence of a whipstock (V 2 ) in the download schedule). Finally, by subtracting from this volume distribution (V 2 ) the original volume distribution (V 1 ) obtained earlier, the volume of fluid diverted for each zone due to the presence of the selected diverter injection stage in the injection schedule is obtained. In this way, the difference in volumes V 2 -V 1 is obtained, shown in Fig. 9. This example shows that as a result of treatment with diverting fluids, some zones with low permeability receive more fluid as a result of the entire injection due to the lack of the same volume of fluid by other, higher permeability zones.
Данная методика позволяет оценить количественный эффект отклонения (или перераспределения) закачиваемых жидкостей между зонами с разной проницаемостью за счет присутствия той или иной жидкости в расписании закачки (например, жидкости-отклонителя). По полученной разнице в объемах можно сделать вывод о целесообразности использования данной стадии жидкости (например, жидкости-отклонителя) в уже проведенной или последующих работах по нагнетанию жидкости в скважину. Эта методика может быть использована для планирования расписания закачки с учетом экономической, экологической или других выгод для оператора.This technique allows you to evaluate the quantitative effect of deviation (or redistribution) of injected fluids between zones with different permeability due to the presence of a particular fluid in the injection schedule (for example, a diverter fluid). Based on the resulting difference in volumes, one can conclude that it is advisable to use this stage of liquid (for example, a whipstock liquid) in already completed or subsequent work on injecting liquid into the well. This methodology can be used to plan an injection schedule based on economic, environmental, or other benefits to the operator.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения дополнительно можно получить распределение объемов жидкости для любого изменения в расписании закачки жидкостей в ту же скважину. Под изменением в расписании закачки можно понимать или увеличение объема конкретной стадии закачки, или его уменьшение, или вовсе исключение этой стадии из расписания. В качества примера на полученном измененном профиле скин-фактора на стадии закачки специальной жидкости (например, отклонителя) моделируют увеличение объема закачиваемого отклонителя с 30 м3 до 60 м3 (Таблица 2 с измененным расписанием закачки). Используя полученный ранее измененный профиль скин-фактора на стадии закачки данного отклонителя (фиг. 4), экстраполируют этот профиль на временной интервал большего размера, в течение которого будет закачан отклонитель объемом в 60 м3 вместо 30 м3, а профили скин-фактора всех остальных стадий закачки (как предыдущих, так и последующих) оставляют такими же, как были получены ранее. Новый предсказанный профиль скин-фактора показан на Фиг. 10.In accordance with yet another embodiment of the invention, it is further possible to obtain a distribution of fluid volumes for any change in the schedule of injection of fluids into the same well. A change in the download schedule can be understood as either an increase in the volume of a specific stage of download, or its decrease, or even the exclusion of this stage from the schedule. As an example, using the resulting modified skin factor profile at the stage of injection of a special liquid (for example, a whipstock), an increase in the volume of the injected whipstock from 30 m 3 to 60 m 3 is simulated (Table 2 with a modified injection schedule). Using the previously obtained modified skin factor profile at the stage of injection of a given whipstock (Fig. 4), this profile is extrapolated to a larger time interval, during which a whipstock with a volume of 60 m 3 will be pumped instead of 30 m 3 , and the skin factor profiles of all the remaining stages of injection (both previous and subsequent) are left the same as they were obtained previously. The new predicted skin profile is shown in FIG. 10.
Для нового профиля изменения скин-фактора используют ту же модель фильтрации жидкости в скважине и снова получают отклоненные объемы по описанному выше алгоритму. То есть рассчитывают новое распределение объемов закачиваемой жидкости по зонам (V3), соответствующее новому профилю скин-фактора для измененной стадии (в примере, увеличенному вдвое объему отклонителя), и вычитают из него то распределение объемов, которое было получено при изначальном расписании закачки V1(V1). Полученная разница объемов (V3 - V1) представляет собой изменения в объемах закачки, вызванное предложенным вариантом изменением расписания (в примере, увеличенному вдвое объему отклонителя). По данному распределению разницы (V3 - V1) видно, какие зоны вследствие измененного расписания получают больше жидкости, а какие меньше. Более того, используя профили скин-фактора, получающиеся при каждом изменении расписания закачки, можно, решением задачи фильтрации, рассчитать изменение дебита (продуктивности) при изменении расписании закачки как для любой отдельно взятой зоны, так и всей скважины в целом. Данную информацию можно получить описанным выше способом для любого варианта изменения стадий в расписании, и, основываясь на полученных результатах по отклонению жидкостей в зонах, предпринять необходимое решение для оптимального расписания закачки в последующих работах по нагнетанию жидкости в скважину. Данное решение может быть принято, исходя из всех имеющихся экономических, экологических или прочих факторов оператор.For a new profile of changes in the skin factor, the same model of fluid filtration in the well is used and the rejected volumes are again obtained using the algorithm described above. That is, they calculate a new distribution of volumes of injected liquid across zones (V3), corresponding to the new skin factor profile for the changed stage (in the example, double the volume of the diverter), and subtract from it the distribution of volumes that was obtained with the original injection schedule V 1 (V 1 ). The resulting volume difference (V3 - V1) represents the change in injection volumes caused by the proposed schedule change (in the example, doubling the diverter volume). This distribution of the difference (V3 - V1) shows which zones receive more fluid and which receive less due to the changed schedule. Moreover, using the skin factor profiles obtained with each change in the injection schedule, it is possible, by solving the filtration problem, to calculate the change in flow rate (productivity) when the injection schedule changes, both for any individual zone and for the entire well as a whole. This information can be obtained in the manner described above for any option for changing stages in the schedule, and, based on the results obtained on the deviation of fluids in the zones, the necessary decision can be made for the optimal injection schedule in subsequent work on injecting fluid into the well. This decision can be made based on all available economic, environmental or other factors by the operator.
Например, анализируя изменение отклоненных объемов можно увидеть, что закачанный в большем объеме отклонитель приводит к закономерно большему отклонению жидкости из более проницаемых зон в менее проницаемые. Подобным образом полевые инженеры могут моделировать результаты работ для различных расписаний закачки и выбирать наиболее выгодные, исходя из расчета изменения дебита (продуктивности) как в целом для пласта, так и для каждой конкретной зоны.For example, by analyzing the change in deviated volumes, one can see that a diverter pumped in a larger volume leads to a naturally greater deviation of liquid from more permeable zones to less permeable ones. Similarly, field engineers can simulate the results of work for various injection schedules and select the most profitable ones based on the calculation of the change in flow rate (productivity) both for the entire reservoir and for each specific zone.
Claims (3)
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2022107209A RU2022107209A (en) | 2023-09-18 |
| RU2808507C2 true RU2808507C2 (en) | 2023-11-28 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5431227A (en) * | 1993-12-20 | 1995-07-11 | Atlantic Richfield Company | Method for real time process control of well stimulation |
| RU2179637C1 (en) * | 2001-05-08 | 2002-02-20 | Чикин Андрей Егорович | Procedure determining characteristics of well, face zone and pool and device for its realization |
| US8116980B2 (en) * | 2006-05-19 | 2012-02-14 | Eni S.P.A. | Testing process for hydrocarbon wells at zero emissions |
| RU2459074C1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for defining well characteristics, formation bottom-hole zone |
| RU2559247C1 (en) * | 2014-07-28 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Express method to determine characteristics of bottomhole zone in stripped wells used for well completion and system for its implementation |
| RU2651647C1 (en) * | 2017-01-10 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз" | Determining method for parameters of formation near zone |
| CN110847878A (en) * | 2018-08-01 | 2020-02-28 | 中国石油化工股份有限公司 | Method and system for determining acid injection amount of sectional acidification of horizontal well of heterogeneous carbonate rock |
| RU2753440C1 (en) * | 2020-12-23 | 2021-08-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Интех" | Method for controlling parameters of liquids injected into well |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5431227A (en) * | 1993-12-20 | 1995-07-11 | Atlantic Richfield Company | Method for real time process control of well stimulation |
| RU2179637C1 (en) * | 2001-05-08 | 2002-02-20 | Чикин Андрей Егорович | Procedure determining characteristics of well, face zone and pool and device for its realization |
| US8116980B2 (en) * | 2006-05-19 | 2012-02-14 | Eni S.P.A. | Testing process for hydrocarbon wells at zero emissions |
| RU2459074C1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for defining well characteristics, formation bottom-hole zone |
| RU2559247C1 (en) * | 2014-07-28 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Express method to determine characteristics of bottomhole zone in stripped wells used for well completion and system for its implementation |
| RU2651647C1 (en) * | 2017-01-10 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз" | Determining method for parameters of formation near zone |
| CN110847878A (en) * | 2018-08-01 | 2020-02-28 | 中国石油化工股份有限公司 | Method and system for determining acid injection amount of sectional acidification of horizontal well of heterogeneous carbonate rock |
| RU2753440C1 (en) * | 2020-12-23 | 2021-08-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Интех" | Method for controlling parameters of liquids injected into well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| GIOVANNI PACCALONI et al, Advances in Matrix Stimulation Technology, SPE-20623-PA, опубл. 01.03.1993 (найдено в Интернет https://doi.org/10.2118/20623-PA). * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7089167B2 (en) | Evaluation of reservoir and hydraulic fracture properties in multilayer commingled reservoirs using commingled reservoir production data and production logging information | |
| RU2274747C2 (en) | Optimization method for oil production from multilayer compound beds with the use of dynamics of oil recovery from compound beds and geophysical production well investigation data | |
| Williams-Kovacs et al. | A modified approach for modeling two-phase flowback from multi-fractured horizontal shale gas wells | |
| Nobakht et al. | Simplified forecasting of tight/shale-gas production in linear flow | |
| Jones Jr et al. | Estimating reservoir pressure from early flowback data | |
| Aslanyan et al. | Waterflood Study of High Viscosity Saturated Reservoir with Multiwell Retrospective Testing and Cross-Well Pressure Pulse-Code Testing | |
| US20190010789A1 (en) | Method to determine a location for placing a well within a target reservoir | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| Almasoodi et al. | Drawdown-management and fracture-spacing optimization in the meramec formation: numerical-and economics-based approach | |
| Evans et al. | Impact of cluster spacing on infill completions in the Eagle Ford | |
| CN106014365A (en) | Method for predicting water-flooding development oil field output decline rate | |
| CN113396270A (en) | Re-fracturing efficiency monitoring | |
| RU2808507C2 (en) | Method for determining distribution of volume of liquids injected into well by formation zones along wellbore | |
| Jabbari et al. | Hydraulic Fracturing Design Optimization—Bakken Case Study | |
| Xing et al. | Interpretation of In-situ injection measurements at the FORGE site | |
| O'Reilly et al. | Analytical Rate-Transient Analysis and Production Performance of Waterflooded Fields with Delayed Injection Support | |
| Ganiev et al. | Waterflood Optimization Planning Based on MRT Analysis of Long-Term Bottom-Hole Pressure Records | |
| RU2682830C1 (en) | Method of control of development of deposits with the estimation of development of viscous plastic oil reserves at the stage of watering of the plate | |
| Ibrahim et al. | Estimating reservoir pressure gradient from stage-by-stage pressure fall off analysis in shale horizontal wells | |
| Lowry et al. | Unconventional Performance Metrics Validated Using Eagle Ford Field Data | |
| RU2151856C1 (en) | Method of running well | |
| Doughty et al. | Inflow and outflow signatures in flowing wellbore electrical conductivity logs | |
| Cheperli et al. | New analytical method for improving water allocation management in water flood projects | |
| Ehlig-Economides et al. | Miscible Fluid Diagnostic Fracture Injection Test Design Enabling Permeability Estimation from Before-Closure Linear Flow | |
| Zeinabadybejestani | Advancing Design and Analysis of the Diagnostic Fracture Injection Test-Flowback Analysis ('DFIT-FBA') Method and Post-Fracture Pressure Decay (PFPD) Technique |