RU2747959C1 - Method for determining filtration-capacity properties of inter-well interval of reservoir - Google Patents
Method for determining filtration-capacity properties of inter-well interval of reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2747959C1 RU2747959C1 RU2020136206A RU2020136206A RU2747959C1 RU 2747959 C1 RU2747959 C1 RU 2747959C1 RU 2020136206 A RU2020136206 A RU 2020136206A RU 2020136206 A RU2020136206 A RU 2020136206A RU 2747959 C1 RU2747959 C1 RU 2747959C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- curve
- reacting
- change
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 48
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 23
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 16
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 abstract description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000003094 perturbing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000012546 transfer 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
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)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технологиям нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам определения фильтрационных характеристик пласта межскважинных интервалов.The invention relates to technologies for the oil and gas industry, in particular to methods for determining the filtration characteristics of a formation between well intervals.
Из уровня техники известен способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин, включающий установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами, при определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине, причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну, строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик и по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин, с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом (см. Патент RU 2382194, опубл. 20.02.2010 г.).A method for determining the filtration characteristics of a drained volume of an oil reservoir according to well operation data is known from the prior art, including determining the speed of propagation of a disturbing signal in the space of a drained formation between interacting injection and production wells, based on the delay time of the response signal and the distance between these wells, when determining the speed of the disturbing signal as a response signal, the response of the dynamic level of the production well to disturbances caused by changes in the volumes of injection of the working agent in the injection well is used, and initially the velocity of the disturbing signal is determined between the wells, which have laboratory data for the quantitative assessment of the filtration characteristics by the core, and graphical relationships between quantitative data of the velocity of the disturbing signal and the values of the filtration characteristics and from the obtained graphical dependencies I determine t filtration characteristics in the interwell space of the drained formation for the remaining pairs of interacting wells, with a set velocity of propagation of the disturbing signal, but not characterized by core material (see. Patent RU 2382194, publ. 02/20/2010).
Также известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов, включающий эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации работающих нефтегазонасыщенных толщин, гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта и предельную его проницаемость, начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, находят предельное значение проницаемости, после чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости (см. Патент RU 2320869, опубл. 27.03.2008 г.).Also known is a method for determining the reservoir parameters of oil and gas-saturated formations, including the operation of injection and production wells, conducting petrophysical studies of core, as well as geophysical and hydrodynamic studies of wells, building correlation dependences of the corresponding parameters based on the results of these studies, hydraulic interference testing, determining the optimal operating modes of wells and participating in the process of filtration of working oil and gas-bearing strata, hydrodynamic studies are carried out on steady and unsteady filtration modes, determine the basic filtration and reservoir parameters of formations, set optimal bottomhole pressures for a given field during product withdrawal and injection of reagent, transfer wells to the operating mode with optimal bottomhole pressures, carry out hydraulic interference testing at optimal bottomhole pressures and determine the one involved in filtration (working) between the disturbing and observing wells, the thickness of the formation and its limiting permeability, starting from the minimum values in an ascending order, find the limiting value of the permeability, after which the limiting value of porosity corresponding to the found limiting value of permeability is determined from the experimental correlation dependence of porosity-permeability (see Fig. Patent RU 2320869, publ. 03/27/2008).
Недостаток указанных известных способов состоит в том, что их применение возможно при длительных остановках реагирующих скважин для установления ровного фона давления и для получения отклика на возмущение, соответственно, при проведении исследований неизбежны большие потери по добыче.The disadvantage of these known methods is that their use is possible during long shutdowns of the reacting wells to establish an even pressure background and to obtain a response to the disturbance, respectively, when conducting research, large production losses are inevitable.
Известен способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом ИКГ, включающий следующие шаги: формируют трехмерную гидродинамическую модель; моделируют исследование методом ИКГ; подбирают оптимальный сценарий исследования; проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию и определяют фильтрационные параметры пласта, такие как: гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор, c помощью интерпретации данных, полученных в ходе ИКГ исследования; обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге (см. Патент RU 2666842, опубл. 12.09.2018 г.).There is a known method for determining filtration parameters in a multi-well system by the ICG method, which includes the following steps: form a three-dimensional hydrodynamic model; simulate the study by the ICG method; select the optimal research scenario; conduct a field study according to the above scenario and determine the filtration parameters of the formation, such as: transmissibility, piezoconductivity, skin factor, by interpreting the data obtained during the ICG survey; update the hydrodynamic model taking into account the data determined in the previous step (see Patent RU 2666842, published on 12.09.2018).
Недостатком такого способа является то, что его реализация возможна только в узкоспециализированном программном обеспечении, которое не доступно для приобретения неопределенному кругу лиц.The disadvantage of this method is that its implementation is possible only in highly specialized software, which is not available for purchase to an indefinite circle of people.
Наиболее близким к предложенному решению является способ определения фильтрационных параметров пласта, включающий долговременный мониторинг изменения во времени давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию, после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 сут регистрируют длительную, не менее 3 сут, кривую восстановления уровня, по которой оценивают текущую продуктивность пласта, затем проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины и на основе сравнения текущей продуктивности с начальной определяют, насколько изменился скин-фактор (см. Патент RU 2476669, опубл. 27.02.2013 г.).The closest to the proposed solution is a method for determining the filtration parameters of a reservoir, including long-term monitoring of changes in pressure and flow rate at the bottomhole, starting from the moment the well is put into operation, after a continuous cycle of well operation for at least 30 days, a long, not less than 3 days, the level recovery curve, according to which the current reservoir productivity is estimated, then the pressure and flow rate curves are re-interpreted during the entire observation time from the moment of well start-up and, based on the comparison of the current productivity with the initial one, it is determined how much the skin factor has changed (see . Patent RU 2476669, publ. 27.02.2013).
Недостатком такого способа является возможность определения только количественной характеристики продуктивности скважины и отсутствие возможности оценки количественных характеристик дренируемых интервалов.The disadvantage of this method is the ability to determine only the quantitative characteristics of the productivity of the well and the inability to assess the quantitative characteristics of the drainage intervals.
Технической проблемой, решаемой изобретением, является исключение потерь по добыче нефти при проведении исследований скважин.The technical problem solved by the invention is the elimination of oil production losses during well testing.
Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности получения максимально точных количественных характеристик фильтрационных параметров межскважинных интервалов в области дренирования возмущающей и реагирующих скважин без остановки реагирующего фонда скважин.The technical result of the invention is to ensure the possibility of obtaining the most accurate quantitative characteristics of the filtration parameters of interwell intervals in the area of drainage of disturbing and reacting wells without stopping the reacting well stock.
Технический результат изобретения достигается благодаря реализации способа определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта, который заключается в том, что проводят исследования реагирующей скважины методом кривой восстановления давления (КВД) или кривой стабилизации давления (КСД), фиксируют изменение дебита реагирующей скважины и получают модельную кривую изменения забойного давления реагирующей скважины с использованием исторических данных замера дебита на реагирующей скважине и проведенных исследований методом КВД или КСД, в процессе работы реагирующей скважины без ее остановки проводят гидропрослушивание пласта между взаимодействующими возмущающей и реагирующей скважинами с получением фактической кривой изменения забойного давления на реагирующей скважине, осуществляют дифференциацию отклика на работающей реагирующей скважине при проведении гидропрослушивания путем вычитания значений давления в точках модельной кривой из соответствующих точек фактической кривой с получением очищенных от посторонних шумов кривой изменения откликов давления, осуществляют интерпретацию кривой изменения откликов давления с получением количественных характеристик межскважинного интервала пласта с учетом циклов возмущающей скважины.The technical result of the invention is achieved through the implementation of the method for determining the porosity and permeability properties of the interwell interval of the formation, which consists in the fact that the response well is investigated using the pressure recovery curve (PRC) or the pressure stabilization curve (PRC), the change in the flow rate of the responding well is recorded and a model curve is obtained changes in the bottomhole pressure of the responding well using historical data from measuring the flow rate in the responding well and conducted studies by the pressure build-up or pressure-and-pressure ratio method, during the operation of the responding well, without shutting it down, the formation test is carried out between the interacting disturbing and responding wells to obtain the actual curve of changes in the bottomhole pressure in the responding well, carry out the differentiation of the response on the working reacting well during the pressure test by subtracting the pressure values at the points of the model curve from the corresponding points of the actual curve to obtain the pressure response curve, cleaned from extraneous noise, the pressure response curve is interpreted to obtain quantitative characteristics of the interwell interval of the formation taking into account the cycles of the disturbing well.
Кроме того, получение указанной модельной кривой могут осуществлять с помощью программного обеспечения.In addition, the acquisition of the specified model curve can be carried out using software.
Кроме того, вычитание значений давления указанной модельной кривой из указанной фактической кривой могут осуществлять с помощью программного обеспечения.In addition, the subtraction of the pressure values of the specified model curve from the specified actual curve can be performed using software.
Кроме того, интерпретацию могут осуществлять путем анализа изменения отклика давления в соответствии с периодами запуска/остановки/изменения режимов работы возмущающей скважины.In addition, interpretation can be performed by analyzing the change in pressure response in accordance with the periods of starting / stopping / changing the operating modes of the disturbing well.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 графически показано исходное давление реагирующей скважины; на фиг. 2 графически показано давление, полученное в результате процедуры дифференциации отклика; на фиг. 3 графически показано сопоставление отклика реагирующей скважины с данными циклов возмущающей скважины; на фиг. 4 графически показана интерпретация очищенной кривой в гидродинамическом симуляторе; на фиг. 5 графически показан пример сравнения полученных количественных результатов фильтрационно-емкостных параметров межскважинных интервалов с данными по односкважинным ГДИС (КВД); на фиг. 6 - 9 графически показан пример построения фактической и модельной кривой, их вычитание друг из друга и интерпретация очищенной кривой; на фиг. 10 - 16 графически показан пример проведения исследований и интерпретации.The invention is illustrated by drawings, where Fig. 1 graphically shows the initial pressure of a response well; in fig. 2 graphically shows the pressure obtained from the response differentiation procedure; in fig. 3 graphically shows the comparison of the response of the response well with the data of the cycles of the disturbing well; in fig. 4 graphically shows the interpretation of the refined curve in the hydrodynamic simulator; in fig. 5 graphically shows an example of comparison of the obtained quantitative results of the reservoir parameters of the interwell intervals with the data on single-well well testing (HPT); in fig. 6-9 graphically shows an example of constructing the actual and model curves, their subtraction from each other and the interpretation of the cleaned curve; in fig. 10-16 graphically show an example of research and interpretation.
Предложенный способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта (фильтрационных характеристик пласта) служит для определения количественных характеристик межскважинного интервала дренируемого объема нефтяного пласта (гидропроводность, пьезопроводность, насыщенность межскважинного пространства, связанные мощности) без остановки работы реагирующих скважин и, соответственно, без каких-либо потерь по добыче нефти. Предложенный способ может быть использован для оценки проводимости разломов на нефтегазоконденсатном месторождении с большим количеством разломов, различных по проводимости и амплитуде смещения.The proposed method for determining the porosity and permeability of the interwell interval of the reservoir (filtration characteristics of the reservoir) serves to determine the quantitative characteristics of the interwell interval of the drained volume of the oil reservoir (transmissibility, piezoconductivity, saturation of the interwell space, associated capacities) without stopping the operation of the reacting wells and, accordingly, without any or losses in oil production. The proposed method can be used to assess the conductivity of faults in an oil and gas condensate field with a large number of faults, different in conductivity and displacement amplitude.
Предложенный способ заключается в следующем.The proposed method is as follows.
Исследование межскважинного интервала пласта осуществляется межскважинными гидродинамическими исследованиями, в частности, методом гидропрослушивания пласта между выбранными взаимодействующими возмущающей и реагирующей (реагирующими) скважинами. Гидропрослушивание проводят в процессе работы реагирующей скважины (далее по тексту будет подразумеваться как одна, так и более одной реагирующих скважин) без остановки ее работы. При этом в процессе работы реагирующей скважины создают импульс на возмущающей скважине и регистрируют отклик на этот импульс в реагирующей скважине (скорость прихода отклика и амплитуду). По результатам гидропрослушивания и регистрации откликов получают фактическую кривую изменения забойного давления на реагирующей скважине (далее по тексту - фактическая кривая), при этом зарегистрированные данные забойного давления включают в себя как отклик на возмущение, так и изменение давлений, связанное с работой самой реагирующей скважины. Запись забойного давления в реагирующих скважинах производится в течение всего периода проведения гидродинамических исследований (гидропрослушивания). При этом для записи фактической кривой могут использовать либо автономные глубинные датчики, либо датчики постоянного мониторинга забойного давления.The study of the inter-well interval of the formation is carried out by inter-well hydrodynamic studies, in particular, by the method of interfacing of the formation between the selected interacting disturbing and reacting (reacting) wells. Interference testing is carried out during the operation of a reacting well (hereinafter referred to as one or more than one reacting wells) without stopping its operation. In this case, during the operation of the reacting well, an impulse is created in the disturbing well and the response to this impulse in the reacting well is recorded (the response rate and amplitude). Based on the results of testing and recording of responses, the actual curve of the bottomhole pressure change in the reacting well (hereinafter referred to as the actual curve) is obtained, while the recorded bottomhole pressure data includes both the response to the disturbance and the pressure change associated with the operation of the reacting well itself. The bottomhole pressure in the reacting wells is recorded during the entire period of hydrodynamic testing (pressure testing). In this case, to record the actual curve, either stand-alone downhole sensors or sensors for continuous monitoring of bottomhole pressure can be used.
Время создания возмущений и ожидания отклика определяется путем создания дизайна в гидродинамическом симуляторе (например, ПО Kappa Saphir). Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта для создания дизайна определяются по предварительно проведенным исследованиям методом КВД (кривой восстановления давления) по каждой из скважин (либо используются другие источники получения ФЕС пласта, например, исследования керна. При построении дизайна используются минимальные значения ФЕС для каждой пары скважин для обрисовки периода получения отклика. Для этого в гидродинамическом симуляторе в явном виде задают фактические скважины с их фактическим расположением, заканчиванием, скин-факторами и дебитами, ФЕС межскважинных интервалов по минимальному критерию. Моделирование импульса происходит путем изменения режима работы возмущающей скважины таким образом, чтобы за минимально возможное время получить реакцию на возмущение на реагирующей скважине с учетом работы реагирующей скважины и после применения способа очистки данных при вычитании значений давления в точках модельной кривой из соответствующих точек фактической кривой с получением очищенных от посторонних шумов кривой изменения откликов давления. Минимальными значениями при задании ФЕС межскважинного интервала считаются наименьшие ФЕС, полученные по односкважинным гидродинамическим исследованиям скважин (ГДИС) для выбранной пары скважин. Например, для скважины Х1 и Х2 был получен коэффициент проницаемости дренируемого интервала 5 мД и 15 мД соответственно, для построения дизайна принимается проницаемость всего связанного интервала по наименьшему значению, т.е. 5 мД.The time for creating disturbances and waiting for a response is determined by creating a design in a hydrodynamic simulator (for example, Kappa Saphir software). The reservoir properties (reservoir properties) of the reservoir for creating the design are determined according to the preliminary studies by the pressure build-up method (pressure build-up curve) for each of the wells (or other sources of reservoir reservoir properties are used, for example, core studies. When constructing the design, the minimum reservoir properties are used for each pairs of wells for outlining the response period.To do this, in the hydrodynamic simulator, the actual wells with their actual location, completion, skin factors and flow rates, reservoir properties of interwell intervals according to the minimum criterion are explicitly set. , in order to obtain a response to a disturbance in the reacting well in the shortest possible time, taking into account the operation of the reacting well and after applying the data cleaning method when subtracting the pressure values at the points of the model curve from the corresponding points of the actual curve to obtain cleaned from extraneous noise of the pressure response curve. The smallest reservoir properties obtained from single-well hydrodynamic studies (HDT) for the selected pair of wells are considered to be the minimum values when specifying the reservoir properties of the interwell interval. For example, for wells X1 and X2, the permeability coefficient of the drainage interval was 5 mD and 15 mD, respectively, for the construction of the design, the permeability of the entire associated interval at the lowest value is taken, i.e. 5 mD.
После этого, по выбранному сценарию проводится исследование методом гидропрослушивания. Изменяются дебиты/приемистость возмущающей скважины, регистрируется фактическое давление на реагирующей скважине в течение всего периода проведения исследований.After that, according to the chosen scenario, a test is carried out by the method of interference testing. The flow rate / injectivity of the disturbing well changes, the actual pressure on the responding well is recorded during the entire period of the survey.
После того, как гидродинамическое исследование скважины завершено (или в процессе проведения гидродинамических исследований при наличии забойной телеметрии на реагирующих скважинах, способной передавать данные на поверхность в онлайн режиме) производится анализ данных давления реагирующей скважины.After the hydrodynamic study of the well is completed (or in the process of conducting the hydrodynamic studies in the presence of downhole telemetry on the reacting wells, capable of transmitting data to the surface online), the analysis of the pressure data of the reacting well is performed.
При осуществлении предложенного способа, после проведения гидропрослушивания и получения фактических данных по давлению, строят модельную кривую изменения забойного давления реагирующей скважины (далее по тексту - модельная кривая). Для получения модельной кривой предварительно проводят исследования реагирующей скважины методом кривой восстановления давления (КВД) или кривой стабилизации давления (КСД), а также фиксируют изменение дебита реагирующей скважины. Такие исследования методом КВД или КСД, а также фиксацию дебита осуществляют либо с момента запуска скважины в эксплуатацию, либо после запуска по истечение определенного времени, но до проведения гидропрослушивания и получения фактической кривой. Исследования методом КВД проводят при остановке скважины после ее отработки, а исследования методом КСД проводят после запуска скважины в работу после ее остановки. Данные КВД или КСД используют для получения параметров работы скважин и описания последующих этапов ее работы для описания фактических данных модельной кривой при проведении гидропрослушивания. Модельная кривая строится с использованием исторических данных замера дебита на реагирующей скважине и с использованием результатов ранее проведенных исследований реагирующей скважины методом кривой восстановления давления (КВД) или кривой стабилизации давления (КСД) (проницаемость дренируемого интервала, рабочие длины стволов, скин-фактор). Исторические данные могут включать в себя все необходимые сведения о реагирующей скважине, полученные с момента введения ее в эксплуатацию до проведения гидропрослушивания при осуществлении предложенного способа. Модельная кривая (модель забойного давления) описывает изменение забойного давления в зависимости от дебитов реагирующей скважины, т.е. результат работы самой скважины. Модельная кривая учитывает темпы падения давления вследствие разработки залежи и изменения давления, которые связаны с изменением дебита реагирующей скважины (темпы изменения дебитов самой реагирующей скважины). Модельная кривая может быть построена с использованием специального программного обеспечения, например, гидродинамического симулятора (например, ПО Kappa Saphir).When implementing the proposed method, after testing and obtaining actual pressure data, a model curve of change in the bottomhole pressure of the reacting well is built (hereinafter referred to as the model curve). To obtain a model curve, a reacting well is preliminarily studied using the pressure build-up curve (PRC) or pressure stabilization curve (PRC), and the change in the flow rate of the reacting well is recorded. Such studies by the pressure build-up or pressure-drop method, as well as fixing the flow rate, are carried out either from the moment the well is put into operation, or after the start-up after a certain time has elapsed, but before the testing and obtaining the actual curve. Research by the pressure build-up method is carried out when the well is stopped after it has been worked out, and the research by the KSD method is carried out after the well is put into operation after its shutdown. The data of the pressure build-up or pressure-and-pressure ratio is used to obtain the parameters of the well operation and describe the subsequent stages of its operation to describe the actual data of the model curve during the pressure test. The model curve is constructed using historical data from measuring the flow rate at the responding well and using the results of previous studies of the responding well using the pressure build-up curve (PRC) or pressure stabilization curve (PRC) (permeability of the drainage interval, working lengths of boreholes, skin factor). Historical data may include all the necessary information about the responding well, obtained from the moment it was put into operation until the test during the implementation of the proposed method. The model curve (bottomhole pressure model) describes the change in bottomhole pressure depending on the flow rates of the reacting well, i.e. the result of the well itself. The model curve takes into account the rate of pressure drop due to reservoir development and pressure changes that are associated with a change in the flow rate of the reacting well (the rate of change in the flow rates of the reacting well itself). The model curve can be constructed using special software such as a hydrodynamic simulator (for example, Kappa Saphir software).
Модельная кривая на период проведения исследований методом гидропрослушивания строится аналогичным образом, как и для описания КВД/КСД. Для этого данные по фактическому давлению реагирующей скважины при гидропрослушивании приводятся на глубину замера предыдущих исследований и подгружаются в одну кривую записи давления, которая включает и КВД/КСД, и текущие данные по давлению при гидропрослушивании. Далее, подгружают в гидродинамический симулятор данные по длительной истории выбранной реагирующей скважины, включающие и КВД и данные при гидропрослушивании, подгружаются фактические дебиты работы реагирующей скважины. Далее, производится настройка параметров работы скважины на диагностическом графике КВД/КСД в билогарифмических координатах до наилучшего соответствия модельной кривой фактическим данным (фиг. 6).The model curve for the period of testing by the pressure test method is constructed in the same way as for the description of the pressure build-up / pressure drop. For this, the data on the actual pressure of the reacting well during the pressure test is brought to the measurement depth of the previous studies and loaded into one pressure record curve, which includes both the pressure build-up / pressure ratio and the current pressure data during the test. Further, the data on the long history of the selected reacting well, including both the pressure build-up and the data during the pressure test, are loaded into the hydrodynamic simulator, the actual flow rates of the reacting well are loaded. Further, the parameters of the well operation are adjusted on the diagnostic pressure build-up / pressure-ratio graph in logarithmic coordinates until the model curve best matches the actual data (Fig. 6).
Далее, с этими определенными параметрами работы реагирующей скважины в зависимости от ее дебитов модельная кривая достраивается на период работы скважины после КВД/КСД, включая период проведения гидропрослушивания (фиг. 7).Further, with these certain operating parameters of the reacting well, depending on its flow rates, the model curve is completed for the period of the well operation after pressure build-up / pressure-and-pressure test, including the period of pressure testing (Fig. 7).
На данном этапе осуществляют дифференциацию отклика на работающей реагирующей скважине в период проведения гидропрослушивания. Дифференциация отклика осуществляется следующим образом. На фактическое забойное давление (на фактическую кривую) настраивается (накладывается) модельная кривая (фиг. 1). Вычитают модельную кривую из фактических данных, т.е. осуществляют вычитание значений давления в каждой точке (или в части точек) модельной кривой из соответствующих точек фактической кривой. Вычитание могут осуществлять с использованием зависимости:At this stage, the differentiation of the response is carried out on a working reacting well during the period of testing. Differentiation of the response is carried out as follows. A model curve is adjusted (superimposed) on the actual bottomhole pressure (on the actual curve) (Fig. 1). Subtract the model curve from the actual data, i.e. subtracting the pressure values at each point (or in some of the points) of the model curve from the corresponding points of the actual curve. Subtraction can be performed using the dependence:
P(t) - значения фактически измеренных давлений;P (t) - values of actually measured pressures;
P(q) - значения ранее измеренных давлений (исторические данные).P (q) - values of previously measured pressures (historical data).
В результате получают линию, лишенную кривизны, обусловленной темпом падения давления, т.е. получают раскодированный сигнал гидропрослушивания, который содержит в себе отклик на возмущение (и возможно другие шумы, которые могли вносить соседние скважины, фиг. 2). Шумы от соседних скважин имеют рисунок, отличный от сигнала, который задавался на возмущающей скважине, поэтому отклик на возмущение становится легко различим. Таким образом, получается очищенная от посторонних шумов кривая изменения откликов давления. Полученный отклик сопоставляется с данными циклов возмущающей скважины (фиг. 3).The result is a line devoid of curvature due to the rate of pressure drop, i. E. a decoded test signal is obtained, which contains the response to the disturbance (and possibly other noise that could be introduced by adjacent wells, Fig. 2). Noise from offset wells has a pattern that is different from the signal that was set in the disturbing well, so the response to the disturbance becomes easily distinguishable. Thus, a pressure response curve is obtained free of extraneous noise. The resulting response is compared with the data of the perturbing well cycles (Fig. 3).
Вычитание из исходного забойного давления реагирующей скважины давления, соответствующего изменениям дебита и работе самой реагирующей скважины, а также получение количественных характеристик могут осуществлять с помощью специального программного обеспечения, например, в гидродинамическом симуляторе Kappa Saphir, или с помощью стандартных функций MS Office Excel.Subtraction from the initial bottomhole pressure of the reacting well of the pressure corresponding to changes in the flow rate and the operation of the reacting well itself, as well as obtaining quantitative characteristics, can be carried out using special software, for example, in the Kappa Saphir hydrodynamic simulator, or using standard MS Office Excel functions.
Далее проводят интерпретацию отклика кривой, полученной при помощи дифференциации, с целью получения количественных характеристик межскважинных интервалов пласта - гидропроводности и пьезопроводности. Интерпретацию осуществляют путем анализа изменения отклика давления в соответствии с периодами запуска/остановки/изменения режимов работы возмущающей скважины (фиг. 4).Next, the interpretation of the response of the curve obtained by means of differentiation is carried out in order to obtain quantitative characteristics of the interwell intervals of the formation - hydraulic conductivity and piezoconductivity. The interpretation is carried out by analyzing the change in the pressure response in accordance with the periods of start / stop / change in the operating modes of the disturbing well (Fig. 4).
Далее, получив количественные результаты фильтрационно-емкостных параметров межскважинных интервалов, дренируемых возмущающей и реагирующей скважин, производится сравнение этих результатов с данными по односкважинным гидродинамическим исследованиям (ГДИС методом КВД), (фиг. 5). При выявлении повышенной гидропроводности, по сравнению с односкважинными ГДИС, можно сделать вывод о наличии высокопроницаемого канала между скважинами (например, разлома). При получении низких связанных мощностей между скважинами можно сделать вывод о наличии амплитудного разлома между скважинами или выклинивания. Возможно получение различных выводов при анализе количественных результатов, полученных с помощью способа дифференциации отклика при проведении гидропрослушивания.Further, having obtained the quantitative results of the reservoir parameters of the interwell intervals, drained by the disturbing and responding wells, these results are compared with the data on single-well hydrodynamic studies (HPT by the pressure build-up method), (Fig. 5). When an increased transmissibility is detected, compared to single-well well testing, it can be concluded that there is a highly permeable channel between the wells (for example, a fault). When low associated thicknesses are obtained between the wells, it can be concluded that there is an amplitude fracture between the wells or wedging out. It is possible to obtain different conclusions when analyzing the quantitative results obtained using the method of differentiating the response during the test.
Результаты, полученные с помощью данного способа, хорошо согласуются с результатами трассерных исследований, проводимых на этих же группах скважин.The results obtained using this method are in good agreement with the results of tracer studies carried out on the same groups of wells.
Таким образом, данное техническое решение позволяет получить количественную оценку фильтрационно-емкостных свойств межскважинных интервалов пласта, не теряя при этом в добыче нефти за счет постоянной работы реагирующих скважин в обычном режиме.Thus, this technical solution allows one to obtain a quantitative assessment of the porosity and permeability properties of the interwell intervals of the formation without losing oil production due to the constant operation of the reacting wells in the usual mode.
Пример (фиг.6-9).Example (Figures 6-9).
В 2017 году было проведено исследование скважины методом КВД. КВД была проинтерпретирована и получены параметры скважины и ФЕС пласта.In 2017, the well was surveyed using the pressure build-up method. The pressure build-up was interpreted and the parameters of the well and reservoir properties were obtained.
Далее в 2019 году на скважине произвели исследования методом гидропрослушивания без остановки фонда скважин. Выбранная скважина выступала в качестве реагирующей и на ней было записано забойное давление. С помощью гидродинамического симулятора с учетом значений забойного давления была получена модельная кривая изменения забойного давления.Further in 2019, the well was tested using the pressure test method without shutting down the well stock. The selected well acted as a reactive well and the bottomhole pressure was recorded on it. With the help of a hydrodynamic simulator, taking into account the values of the bottomhole pressure, a model curve of the change in the bottomhole pressure was obtained.
Кроме того, условием проведения гидродинамических исследований является замер дебита на всех реагирующих скважинах в период проведения гидродинамических исследований.In addition, a condition for conducting hydrodynamic studies is to measure the flow rate at all reacting wells during the period of hydrodynamic studies.
Далее, с учетом построения модельной кривой в гидродинамическом симуляторе загружали фактическое забойное давление (фактическую кривую) к историческим данным по КВД выбранной скважины (полученным в 2017 году при исследовании методом КВД). Загружали дебиты за всю историю работы скважины и запускали модель на расчет с теми же параметрами, которые были получены при КВД.Further, taking into account the construction of a model curve in the hydrodynamic simulator, the actual bottomhole pressure (actual curve) was loaded to the historical data on the pressure build-up of the selected well (obtained in 2017 during the study by the pressure build-up method). The flow rates for the entire history of the well were loaded and the model was run for calculation with the same parameters that were obtained during the pressure build-up.
Дополнительно к КВД при необходимости можно задавать ограниченную область дренирования для адаптации темпов падения давления на выбранной скважине.In addition to pressure build-up, if necessary, you can set a limited drainage area to adapt the rate of pressure drop in the selected well.
В результате получалось фактически замеренное давление (фактическая кривая) и модельная кривая, которая учитывает темпы падения давления и изменения дебитов выбранной реагирующей скважины (фиг. 6-8).The result is actually measured pressure (actual curve) and a model curve that takes into account the rate of pressure drop and change in flow rates of the selected response well (Fig. 6-8).
Далее проводили очищение отклика по методике дифференциации отклика, и в результате получили кривую, которую анализировали на предмет наличия отклика (фиг. 9).Next, the response was purified by the response differentiation technique, and as a result, a curve was obtained, which was analyzed for the presence of a response (Fig. 9).
Изначально вычитание модельной кривой из фактической кривой производилось вручную. Для этого каждой точке фактических данных сопоставлялась точка модельной кривой, и происходило вычитание модели из факта для каждой точки. Для упрощения способа, удобства, повышения быстродействия и точности получения данных, вычитание стали осуществлять с помощью специализированного программного обеспечения (например, ПО Kappa Saphir).Initially, the subtraction of the model curve from the actual curve was done manually. To do this, each point of the actual data was compared to a point on the model curve, and the model was subtracted from the fact for each point. To simplify the method, convenience, increase the speed and accuracy of data acquisition, subtraction began to be carried out using specialized software (for example, Kappa Saphir software).
Для этого модельная кривая с помощью функции Дизайн (Test Design) отстраивалась как самостоятельная кривая (фиг. 8). И далее, эта самостоятельная кривая с помощью функции «Разность (Difference)» вычиталась из фактической кривой. Использование программного обеспечения позволило отстроить модельную кривую с любой удобной частотой точек.For this purpose, the model curve was adjusted as an independent curve using the Test Design function (Fig. 8). And further, this independent curve was subtracted from the actual curve using the Difference function. The use of the software made it possible to adjust the model curve with any convenient point frequency.
После дифференциации стали видны тренды по смене давления, которые соответствуют по длительности возмущениям, создаваемым на возмущающей скважине (фиг. 9).After differentiation, trends in pressure change became visible, which correspond in duration to the disturbances created in the disturbing well (Fig. 9).
Эти смены тренда были проинтерпретированы как отклики с помощью модуля гидропрослушивания в ПО Kappa Saphir. Но нужно отметить, что на этапе тестирования методики интерпретация проводилась не только в специализированном ПО, но и вручную, с помощью известных аналитических методик. Но, т.к. ограничением у этих аналитических методик является то, что все они созданы в основном для вертикальных скважин, а современное ПО с помощью численного моделирования позволяет учесть фактическую геометрию скважин, то вся интерпретация теперь проводится с помощью специального ПО.These trend changes were interpreted as responses using the test module in Kappa Saphir software. But it should be noted that at the stage of testing the technique, interpretation was carried out not only in specialized software, but also manually, using well-known analytical techniques. But since The limitation of these analytical methods is that they are all created mainly for vertical wells, and modern software using numerical modeling allows you to take into account the actual geometry of the wells, then all interpretation is now carried out using special software.
Далее описан фактический пример проведения исследований и проведения интерпретации.The following is an actual case study and interpretation.
План работ по проведению ГДИС методом гидропрослушивания (ГДП) на парах скважин №Х1-Х2.Work plan for conducting well testing using the pressure test method (GDS) on pairs of wells No. X1-X2.
Провести депарафинизацию лифта насосно-компрессорной трубы (НКТ) скважины Х2.Carry out dewaxing of the tubing (tubing) lift of well X2.
1. Остановка возмущающей скважины Х1 на КВД длительностью 4 суток. При этом проводить выгрузку с забойного датчика скважины Х1.1. Shutdown of disturbing well X1 for pressure build-up for 4 days. At the same time, unload from the downhole sensor of well X1.
2. После получения отклика на скважине Х2 (но не менее, чем через 4 суток) запустить скважину Х1 в работу.2. After receiving a response at well X2 (but not less than 4 days later), put well X1 into operation.
3. Направить выгрузку с датчиков скважины Х2 на интерпретацию.3. Send the unloading from the sensors of the well X2 for interpretation.
Сценарий ГДП.PDU scenario.
На скважине Х1 генерируют импульс с остановкой на 4 суток и последующим запуском скважины Х1 для оценки гидродинамической связи со скважиной Х2. Реагирующая скважина Х2 во время исследования работает на стабильном режиме.At well X1, an impulse is generated with a stop for 4 days and the subsequent launch of well X1 to assess the hydrodynamic connection with well X2. Response well X2 is operating in a stable mode during the survey.
Для создания дизайна исследования (фиг. 10) использовались данные по КВД скважин Х1 и Х2. При этом по КВД скважины Х1 была получена проницаемость межскважинного пространства 80 мД, а для скважины Х2 по КВД была получена проницаемость 205 мД. При создании дизайна с целью обрисовки периода получения отклика на реагирующей скважине использовались данные по ФЕС скважины Х1 - 80 мД.To create the study design (Fig. 10), data on the pressure build-up ratio of wells X1 and X2 were used. At the same time, according to the pressure build-up ratio of well X1, the permeability of the interwell space was 80 mD, and for well X2, the permeability of 205 mD was obtained from the pressure build-up ratio. When creating the design, in order to outline the period of obtaining a response in a responding well, data on reservoir properties of well X1 - 80 mD were used.
Данные о работе возмущающей скважины:Disturbing well performance data:
Интерпретация исследования.Interpretation of the study.
За период проведения исследования на реагирующей скважине Х2 был зафиксирован отклик. По скважине Х2 рассмотрены данные в период 18.04.2019 - 14.05.2019г. с целью интерпретации гидропрослушивания. Для построения модельной кривой использовались данные по КВД от марта 2017 года и история по дебитам за весь период работы скважины (фиг. 11).During the study period, a response was recorded at the reacting well X2. For well X2, the data were considered in the period 04/18/2019 - 05/14/2019. for the purpose of interpretation of interference testing. To construct a model curve, the data on the pressure build-up rate from March 2017 and the history of production rates for the entire period of the well operation were used (Fig. 11).
КВД от марта 2017 года настроена с параметрами работы скважины и ограниченным контуром питания, которые использовались для описания последующей записи давления в период проведения гидропрослушивания в апреле - мае 2019 года (фиг. 12 - интерпретация КВД от марта 2017г.).The pressure build-up test from March 2017 was tuned with the well operation parameters and a limited supply loop, which were used to describe the subsequent pressure recording during the testing period in April - May 2019 (Fig. 12 - interpretation of the pressure build-up test from March 2017).
Настройка модельной кривой на участок записи фактического забойного давления в период проведения гидропрослушивания (фиг. 13).Adjustment of the model curve to the area of recording the actual bottomhole pressure during the testing period (Fig. 13).
Далее, с помощью функции Тест дизайн модельная кривая отстраивается как самостоятельная кривая (фиг. 14).Further, using the Test design function, the model curve is adjusted as an independent curve (Fig. 14).
Далее, самостоятельная модельная кривая вычитается из фактической кривой и получается дифференцированная кривая (фиг. 15).Further, the independent model curve is subtracted from the actual curve and a differentiated curve is obtained (Fig. 15).
Затем проводят настройку гидропрослушивания в гидродинамическом симуляторе Kappa Saphir между скважинами Х1 и Х2.Then the test is adjusted in the Kappa Saphir hydrodynamic simulator between wells X1 and X2.
На фиг. 16 показана интерпретация данных по скважине Х2, где зеленая кривая - обработанное давление после дифференциации отклика, а красная кривая - результат интерпретации ГДП. По результатам гидропрослушивания получены повышенные значения гидропроводности и пьезопроводности. Вероятно, часть пути отклик прошел по разлому, проводимость которого выше, чем проводимость пласта.FIG. 16 shows the interpretation of data for well X2, where the green curve is the processed pressure after the differentiation of the response, and the red curve is the result of the HDP interpretation. Increased values of hydraulic conductivity and piezo conductivity were obtained based on the results of hydraulic testing. Probably, part of the way the response passed along a fault, the conductivity of which is higher than the conductivity of the formation.
Средние параметры межскважинного интервала в области дренирования между скважинами Х1 и Х2 имеют следующие значения: гидропроводности - 9080 мД*м/Сп и пьезопроводности - 0.56 м2/сек.The average parameters of the inter-well interval in the drainage area between wells X1 and X2 have the following values: transmissibility - 9080 mD * m / Cn and piezo conductivity - 0.56 m 2 / s.
По результатам обработки интервала получена гидропроводность межскважинного интервала - 13185 мД*м/Сп, а пьезопроводность - 0.67 м2/сек. Из полученных результатов видно, что гидропроводность и пьезопроводность выше средних параметров межскважинного интервала скважин Х1 и Х2. Это говорит о том, что между скважинами, вероятно, проходит разлом, ФЕС которого выше ФЕС пласта. Месторождение, на котором проводились исследования, разломное, с большим количеством разломов, различных по амплитуде смещения и проводимости.According to the results of processing the interval, the hydroconductivity of the interwell interval was obtained - 13185 mD * m / Cn, and the piezoconductivity - 0.67 m 2 / s. From the results obtained, it can be seen that the hydraulic conductivity and piezo conductivity are higher than the average parameters of the interwell interval of wells X1 and X2. This suggests that between the wells there is probably a fault, the reservoir properties of which are higher than the reservoir properties. The field, where the studies were carried out, is fractured, with a large number of faults, differing in displacement amplitude and conductivity.
Результаты интерпретации ГПД Х1-Х2 приведены ниже в таблице.The results of the interpretation of GPA X1-X2 are shown in the table below.
Таким образом, благодаря реализации предложенного способа обеспечивается возможность получения важной информации о состоянии разрабатываемых пластов без остановки реагирующих скважин, следовательно, без потерь по добыче.Thus, due to the implementation of the proposed method, it is possible to obtain important information about the state of the developed formations without shutting down the reacting wells, therefore, without production losses.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020136206A RU2747959C1 (en) | 2020-11-04 | 2020-11-04 | Method for determining filtration-capacity properties of inter-well interval of reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020136206A RU2747959C1 (en) | 2020-11-04 | 2020-11-04 | Method for determining filtration-capacity properties of inter-well interval of reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2747959C1 true RU2747959C1 (en) | 2021-05-17 |
Family
ID=75919883
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020136206A RU2747959C1 (en) | 2020-11-04 | 2020-11-04 | Method for determining filtration-capacity properties of inter-well interval of reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2747959C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2776551C1 (en) * | 2021-12-24 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining the optimal compensation for the selection of products at the site of the development of an oil field |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2162939C1 (en) * | 1999-06-23 | 2001-02-10 | Предприятие "Надымгазпром" | Technique of gas hydrodynamic investigation of wells |
| RU2320869C1 (en) * | 2006-06-05 | 2008-03-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs |
| RU2465455C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of monitoring oil well crosshole intervals |
| RU2476669C1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining filtration parameters of formation |
| WO2018012995A1 (en) * | 2016-07-12 | 2018-01-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" | Method for determining filtration parameters in multi-well system via pulse-code observation well testing method |
| RU2645055C1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic monitoring of gas and gas-condensate wells in fields in extreme north |
-
2020
- 2020-11-04 RU RU2020136206A patent/RU2747959C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2162939C1 (en) * | 1999-06-23 | 2001-02-10 | Предприятие "Надымгазпром" | Technique of gas hydrodynamic investigation of wells |
| RU2320869C1 (en) * | 2006-06-05 | 2008-03-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs |
| RU2476669C1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining filtration parameters of formation |
| RU2465455C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of monitoring oil well crosshole intervals |
| WO2018012995A1 (en) * | 2016-07-12 | 2018-01-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" | Method for determining filtration parameters in multi-well system via pulse-code observation well testing method |
| RU2645055C1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic monitoring of gas and gas-condensate wells in fields in extreme north |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| A. I. GRITSENKO and other Guidelines for the study of wells. - M .: Nedra, 1995, pp. 257-264. * |
| KULPIN L.G., et al., Hydrodynamic methods for the study of oil and gas-bearing formations. - Moscow: Nedra, 1974, p. 17. * |
| ГРИЦЕНКО А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Недра, 1995, с.257-264. КУЛЬПИН Л.Г., и др., Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. - м.: Недра, 1974, с.17. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2776551C1 (en) * | 2021-12-24 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining the optimal compensation for the selection of products at the site of the development of an oil field |
| RU2815885C1 (en) * | 2023-02-21 | 2024-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Interwell hydraulic testing method in gas condensate fields |
| RU2812730C1 (en) * | 2023-04-03 | 2024-02-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for determining filtration resistance coefficients of gas condensate well |
| RU2809029C1 (en) * | 2023-06-27 | 2023-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for clarifying reservoir porosity and permeability of formation in interwell space by numerically adapting hydrodynamic model to results of large-scale gas dynamic studies |
| RU2819121C1 (en) * | 2023-06-27 | 2024-05-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for determination of hydrodynamic connection between sections of productive formation and filtration-volumetric properties of interwell space of cenomanian deposit at field start-up after shutdowns based on results of integral hydraulic interference testing at wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2018352983B2 (en) | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry | |
| CN110334868B (en) | Method for predicting optimal soaking time by coupling fluid flow and geological stress | |
| AU2017230727B2 (en) | Hydraulic fracture monitoring by low-frequency DAS | |
| US11686194B2 (en) | Low frequency DAS well interference evaluation | |
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| CN107905775B (en) | Fracturing fracture parameter real-time interpretation method based on adjacent well pressure monitoring | |
| US20190112898A1 (en) | Method for determining filtration parameters in multi-well system via pulse-code observation well testing method | |
| RU2385413C1 (en) | Method of evaluating current gas saturation in bottomhole zone of well in deposit of volatile oil | |
| RU2386027C1 (en) | Definition method of current condensate saturation in hole-bottom region in gas-condensate reservoir bed | |
| RU2645055C1 (en) | Method for automatic monitoring of gas and gas-condensate wells in fields in extreme north | |
| RU2476670C1 (en) | Method for determining filtration properties of jointly operating formations (versions) | |
| RU2747959C1 (en) | Method for determining filtration-capacity properties of inter-well interval of reservoir | |
| RU2320869C1 (en) | Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs | |
| WO2021126963A1 (en) | Method of predicting and preventing an event of fracture hit | |
| CN105089632B (en) | A kind of HTHP reservoir CO2The acquisition methods of fluid compressional wave time difference matrix parameter | |
| RU2368772C1 (en) | Monitoring method of multi-bed well with elimination of cross-flows between beds | |
| RU2465455C1 (en) | Method of monitoring oil well crosshole intervals | |
| OA12564A (en) | Method and installation for locating the position of the boundary formed at the interface between two fluids contained in a reservoir. | |
| RU2531499C1 (en) | Method of determining fluid movement profile of stacked pools in well | |
| RU2673093C2 (en) | Method for express determination of the characteristics of the bottomhole formation zone applied when developing the well | |
| CN113065246A (en) | Stratum parameter inversion method based on perforation test combined operation system | |
| RU2815885C1 (en) | Interwell hydraulic testing method in gas condensate fields | |
| RU2382194C2 (en) | Method of oil reservoir drainage volume filtration characteristics determining | |
| CN112983399B (en) | Method, device and storage medium for acquiring bottom hole flow pressure depressurization speed | |
| RU2731013C2 (en) | Method of short-term hydrodynamic analysis of horizontal wells and wells with formation hydraulic fracturing at unsteady filtration mode |