电邮这篇文章 Recommendations for field geophysical research of inflow profile in horizontal wells with multiple hydraulic fracturing
- 作者: Topolnikov A.S.1, Yarullin R.K.2, Murtazin R.R.3,4, Toropov K.V.5
-
隶属关系:
- LLC «RN-BashNIPIneft»
- Ufa University of Science and Technology
- JTC «IGiRGI»
- Ufa State Oil Technical University
- PJSC «NK «Rosneft»
- 期: 卷 335, 编号 5 (2024)
- 页面: 75-84
- 栏目: Articles
- URL: https://ogarev-online.ru/2500-1019/article/view/263255
- DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2024/5/4281
- ID: 263255
如何引用文章
全文:
详细
Relevance. Correct planning and improving the effectiveness of field geophysical surveys in horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing. Wide distribution of horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing requires development of methods of researching hydraulic fractures in the field of optimization of completion technologies, hydraulic fracturing and field development monitoring. The instrumental methods of researching fluid inflow, which include field geophy-sical research, under conditions of horizontal wells with multistage fracturing, find out the set of missing, which essentially reduce it reliability.
Aim. Improvement of the quality of field logging in horizontal wells with multistage fracturing by deve-loping criteria for application of research technologies.
Methods. Analysis of field geophysical data of horizontal wells with hydraulic fractures in PJSC Rosneft Oil Company.
Results. The authors have developed an expert decision-making system, which has the form of matrix with criteria of application of field geophysical research methods to horizontal wells with multistage hydraulic fracturing. This matrix enables in dependence on the well parameters (well construction, number and position of hydraulic fracturing ports, well fluid content) and scenario conditions (type of problem to be solved, inflow localization, characteristics of geophysical devices) to estimate the probability of delivery of devices inside the well with different ways, the informative value of field geophysical research, the quality of solution of the problem to be set. During pilot works the matrix was improved by the methods of researching low-rate horizontal wells. The paper also considered the experience of using low-rate wells with a packer flow meter and spectral noise logging.
全文:
Введение
Взрывной рост количества горизонтальных скважин, увеличение длины горизонтальных участков скважин и количества стадий гидроразрыва пласта (ГРП), применение кластерных многостадийных гидроразрывов пласта (МГРП) требует развития новых технологий исследования работы трещин ГРП и повышения достоверности существующих методов исследований. Несмотря на наличие альтернативных методов анализа работы горизонтальных скважин (ГС) с МГРП, таких как гидродинамические исследования [1], трассерные исследования [2–7], микросейсмический мониторинг [8–10], оптоволоконные системы термометрии скважин с распределенными датчиками и визуальная аналитика [11], промысловые геофизические методы сохраняют свою доминирующую роль как по числу исследований, так и по многообразию решаемых при этом задач [12–15].
В настоящей работе обобщен опыт применения промысловых геофизических исследований (ПГИ) для оценки профиля притока флюида в более чем 50 горизонтальных скважинах с многостадийным ГРП в ПАО «НК «Роснефть». Исследования проводились преимущественно в добывающих скважинах, при этом использовались как дистанционные, так и автономные приборы. Количество исследованных портов ГРП варьировалось от нуля (непрохождение прибора в горизонтальный ствол скважины) до 10. В ходе исследований приходилось иметь дело со всеми возможными типами пластового флюида: одно-, двух- и трехфазными потоками. Анализ результатов исследований выявил большое многообразие траекторий ГС с МГРП и длин горизонтальных участков скважины. Исследования проводились при различных значениях дебита/приемистости и депрессии/репрессии в ГС с МГРП.
Среди основных проблем получения качественных результатов ПГИ можно выделить следующие:
- загрязнение горизонтального ствола, непрохождение прибора до текущего забоя;
- необоснованный подход к выбору технологии проведения исследований;
- применение аппаратуры, не рассчитанной для исследования действующих горизонтальных скважин;
- неблагоприятные геолого-промысловые условия для получения качественных результатов.
Опыт проведения ПГИ был использован для разработки матрицы, которая представляет собой критерии применения методов ПГИ в ГС с МГРП. В зависимости от типа решаемой задачи, конструкции скважины, состава флюида, величины притока из пласта и других параметров, матрица позволяет рекомендовать комплекс геофизических приборов и технологию их доставки на забой скважины. Кроме этого, с помощью матрицы можно провести предварительную оценку результативности ПГИ в ГС с МГРП.
Помимо классических методов исследований были испытаны методы спектральной шумометрии и пакерной расходометрии на низкодебитном фонде скважин. Как итог, результаты опытно-промышленных работ позволили расширить область применения классических технологий проведения ПГИ.
Матрица выбора технологий ПГИ
Основной целью промысловых геофизических исследований горизонтальных скважин с МГРП является выделение работающих интервалов, определение состава и дебита поступающего флюида, а также решение сопутствующих задач, например, оценка герметичности хвостовика.
Всего было выделено 22 метода ПГИ для решения 17 задач (табл. 1). Для каждого метода рассчитывалась применимость, которая зависит:
- от типа задачи (табл. 1);
- состава флюида (табл. 2);
- характерного дебита (учитывается как дебит скважины, так и притоки из каждого порта, рассчитанные на основе известной конструкции, числа портов и априорного распределения профиля притока (табл. 2);
- депрессии (табл. 2);
- режима течения в хвостовике и порте (табл. 2).
Таблица 1. Критерии выбора методов ПГИ в ГС в зависимости от типа решаемой задачи
Table 1. Criteria for selecting methods of production logging in a horizontal well, depending on the type of problem being solved
Таблица 2. Критерии выбора методов ПГИ в ГС в зависимости от скважинных условий
Table 2. Criteria for selecting methods of production logging in a horizontal well depending on well conditions
Состав флюида Fluid composition | Дебит, м3/сут Flow rate, m3/day | Перепад температур Temperature difference, °С | ГК/GK | ЛМ/KL | МН/P | Т | Т↕ | Рез лок./Res.loc. | Рез↕/Res.↕ | Вл лок./HMloc. | Вл↕/HM ↕ | ДГ↕/GS ↕ | ГГП/GGP | РГД лок/FMLloc. | РГД об./FMLvol. | РГД пак./FMLpac. | РГД↕/FML↕ | РГД↔/FML↔ | СТИ лок/STI loc. | СТИ↕/STI ↕ | АШн/ANMcon. | АШ спек/ANMspec. | Ǿ | xyz | а ↔ |
нефть или вода oil or water | ≤50 | <0,1 | 1 | 1 | 1 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | ⅒ | ⅒ | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 |
≤50 | >0,5 | 1 | 1 | 1 | ½ | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | ⅒ | ⅒ | ½ | ½ | 1 | 1 | 1 | |
>100 | <0,1 | 1 | 1 | 1 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 1 | 1 | ⅒ | 1 | 1 | ½ | ½ | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | |
>100 | >0,5 | 1 | 1 | 1 | ½ | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 1 | 1 | ⅒ | 1 | 1 | ½ | ½ | ½ | ½ | 1 | 1 | 1 | |
нефть+вода oil+water | ≤50 | <0,1 | 1 | 1 | 1 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | ⅒ | ⅒ | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 |
≤50 | >0,5 | 1 | 1 | 1 | ½ | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | ⅒ | ⅒ | ½ | ½ | 1 | 1 | 1 | |
>100 | <0,1 | 1 | 1 | 1 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 1 | 1 | ⅒ | 1 | 1 | ½ | ½ | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | |
>100 | >0,5 | 1 | 1 | 1 | ½ | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 1 | 1 | ⅒ | 1 | 1 | ½ | ½ | ½ | ½ | 1 | 1 | 1 | |
жидкость+газ liquid+gas | ≤50 | <0,1 | 1 | 1 | 1 | 0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 1 | 1 | ⅒ | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | ⅒ | ⅒ | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 |
≤50 | >0,5 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | 1 | 0 | 1 | 1 | ⅒ | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | ⅒ | ⅒ | ½ | 1 | 1 | 1 | 1 | |
>200 | <0,1 | 1 | 1 | 1 | 0 | 0 | 0 | ½ | 0 | ½ | 1 | ⅒ | ½ | 1 | ⅒ | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | |
>200 | >0,5 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0 | ½ | 0 | ½ | 1 | ⅒ | ½ | 1 | ⅒ | 1 | 1 | 1 | 1 | ½ | 1 | 1 | 1 | 1 |
Общая информативность метода определялась на основе его применимости для всех решаемых задач. Вероятность успешного решения задачи определялась количеством и информативностью приборов, которые выбраны для проведения ПГИ. При этом учитывалась возможность получить более качественную информацию за счет дублирования приборов в геофизической связке.
Перечень методов ПГИ и интерпретируемые ими параметры, которые используются в матрице выбора методов, следующие:
- гамма-каротаж (ГК) – привязка к разрезу;
- локатор муфт (ЛМ) – расположение муфт по стволу;
- манометр (МН) – давление;
- термометр локальный (T) и распределенный по сечению ствола скважины (Т↨) – температура;
- резистивиметр локальный (Рез лок.) и распределенный по сечению ствола скважины (Рез↨) – доля воды в жидкости;
- влагомер локальный (Вл. лок) и распределенный по сечению ствола скважины (Вл↨) – доля воды в жидкости;
- датчик газа распределенный (ДГ↨) – доля газа в смеси;
- гамма-гамма плотномер (ГГП) – плотность;
- расходомер локальный (РГД лок.), объемный (РГД↨), пакерный (РГД пак.) и радиальный (РГД↔) – скорость потока флюида;
- термоанемометр локальный (СТИ лок.) и распределенный по сечению ствола скважины (СТИ↨) – скорость потока флюида;
- акустический шумомер непрерывный (АШ н) и спектральный (АШ спек.) – наличие притока;
- внутренний диаметр ствола (ø);
- ориентация прибора в пространстве (xyz);
- линейное ускорение прибора (a↔).
В табл. 1 представлен сравнительный рейтинг применимости методов ПГИ в зависимости от типа решаемой задачи. Каждому методу ставится в соответствие число в интервале от нуля до 1 в зависимости от того, насколько он является информативным при решении конкретной задачи (если, к примеру, информативность 0,9 – это означает, что 90 замеров из 100 будут соответствовать истинным значениям). Все методы разделены на три группы с помощью цветовой палитры: методы, которые являются основными при проведении исследований, выделены зеленым цветом, вспомогательные методы выделены желтым цветом, наконец, методы, которые неинформативны и имеют нулевой рейтинг, цветом не выделяются. Табл. 1 не позволяет определить суммарный рейтинг приборного комплекса ПГИ (потому что рейтинги отдельных методов не складываются), но помогает отсечь заведомо неинформативные или малоинформативные методы ПГИ и качественно сравнить информативность нескольких приборных связок при решении конкретной задачи.
В табл. 2 рейтинг методов ПГИ приводится в зависимости от типа флюида (нефть, вода, смесь нефти и воды для соотношений, смесь жидкости и газа для соотношений), дебита жидкости и ожидаемого перепада температур в пласте и стволе скважины. Ожидаемый перепад температур для смеси пропорционален депрессии на пласт и может быть вычислен через массовое содержание ее компонентов и перепад температур. Перепад температур рассчитан отдельно для воды, нефти и газа с помощью коэффициента Джоуля–Томсона, который для воды приблизительно равен 0,02 °С/атм, для нефти – 0,04 °С/атм, для попутного газа – 0,3 °С/атм. Если дебит или ожидаемый перепад температур не попадают в установленные табл. 2 интервалы значений, то рейтинг метода ПГИ для типа флюида усредняется. Для этого используется линейная интерполяция между крайними точками: например, если рейтинг метода при дебите до 50 м3/сут равен 0,5, а при дебите более 100 м3/сут – 1, то для дебита 70 м3/сут он будет равен 0,7. Как следует из табл. 2, некоторые методы, например, расходомеры (за исключением пакерного) не информативны при низких дебитах, другие, например, термометры, работают только в условиях достаточной депрессии. На третьи, например, ЛМ и ГК, методы привязки вообще не оказывают никакого влияния.
Матрица выбора средств доставки приборов и технологий ПГИ ГС с МГРП
Наиболее широкое распространение имеют следующие технологические приемы транспортировки скважинной аппаратуры на забой скважины [16]: гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ), забойный трактор, жесткий кабель (ЖК), «Латераль», геофизический кабель.
Опыт применения различных средств доставки показал наличие существенных недостатков для любой из схем в зависимости от геолого-промысловых условий месторождений. В частности, жесткий кабель и «Латераль» не работоспособны при наличии буферного давления на устье и ограниченно применимы при длине горизонтального ствола более 300 м. Применение специальной компоновки труб в комплексе «Латераль» при благоприятных условиях увеличивает проходимость по длине ГС до 600–800 м. Однако работа с комплексом «Латераль» через колонну НКТ в условиях отложений парафина и смол резко увеличивает вероятность аварии за счет прихвата труб комплекса по муфтам при подъеме. В связи с этим область применения этих способов ограничена территорией старых нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири, где исследования проводятся в скважинах с высоким уровнем обводнения продукции и малой длиной ГС, в том числе в скважинах с боковым стволом.
Технология ГНКТ зарекомендовала себя как универсальное средство транспортировки скважинной аппаратуры в условиях горизонтальных стволов в Западной Сибири при наличии обустроенных дорог, необходимых для транспортировки тяжелой техники. Она используется при наличии буферного давления, свободного газа в продукции и длине горизонтальных стволов до 1000–1500 м. Одно из ограничений к применению – значительное гидродинамическое сопротивление потока в межкольцевом пространстве между внешней стенкой ГНКТ и внутренней стенкой НКТ. Этот эффект проявляется при исследовании высокодебитных скважин, работающих в режиме фонтанирования, когда спуск прибора в ГС существенно нарушает режим работы скважины, вплоть до полной остановки скважины.
В практике геофизических исследований действующих горизонтальных скважин со сложной траекторией и длинными горизонтальными стволами (более 1000 м) хорошо зарекомендовали себя забойные трактора. Дополнительным преимуществом забойного трактора является его мобильность, что обеспечивает возможность его транспортировки к месту проведения работ при отсутствии дорожной сети вертолетом или легким наземным транспортом. Учитывая значительное тепловыделение в приводе трактора и его расположение за скважинным прибором, основные замеры выполняются на первом спуске, когда возмущающее влияние сборки «трактор+прибор» на структуру потока и температурное поле минимальны. Замер на подъеме нецелесообразен и проводится преимущественно для привязки к разрезу и конструкции скважины.
Применение жесткого геофизического кабеля к горизонтальным скважинам сильно ограничено. В редких случаях с помощью жесткого кабеля удается доставить комплекс приборов для ПГИ в скважину на расстояние не более 200 м по горизонтальному участку ствола. Традиционный геофизический кабель в условиях ГС практически неприменим, исключение составляют боковые стволы с ограничением по углу в пределах до 65 градусов при малой их длине.
Опыт применения других технологий доставки геофизических приборов на забой скважины (например, шлангокабеля) незначительный, решение о возможности их применения основано на сопоставлении заявленных характеристик этих технологий с характеристиками технологий, описанных выше.
Исходя из проанализированного опыта, были сформированы рекомендации по доставке приборов в виде матрицы применения. Рекомендации строятся на основе вероятности успеха, который зависит от траектории скважины, длины горизонтального участка, способа эксплуатации/освоения, диаметров прибора и диаметра фрезы, количества локальных перегибов, если траектория скважины волнообразная.
Если вероятность успеха для нескольких способов доставки приборов превышает минимально допустимое значение, то учитывается относительная стоимость способа.
В табл. 3 представлен рейтинг способов доставки геофизических приборов в зависимости от траектории горизонтальной ствола скважины. Рейтинг конкретного способа доставки определяется как произведение рейтингов по траектории, способу эксплуатации/освоения, дополнительным ограничениям и относительной стоимости. Способ доставки рекомендуется к применению, если его рейтинг равен максимальному рейтингу среди всех способов: 0 означает, что данный способ не применим, 0,25 – применим в редких случаях, 0,5 – применим с ограничениями, >0,75 – применим в большинстве случаев.
Таблица 3. Вероятность прохождения прибора в стволе ГС при различных траекториях
Table 3. Probability of tool passage in the wellbore in a horizontal well for different trajectories
Траектория Trajectory | Длина, м Length, m | Средства доставки/Delivery means | |||||
ГНКТ Flexible tubing | ЖК Hard cable | Латераль Lateral | Трактор Tractor | Кабель Сable | |||
Ниспадающая с углом более 65 градусов Drop-down angle greater than 65 degrees |  | <200 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,25 |
200–800 | 0,9 | 0,5 | 0,5 | 0,9 | 0 | ||
>800 | 0,9 | 0,1 | 0,1 | 0,9 | 0 | ||
Горизонтальная Horizontal |  | <200 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,1 |
200–800 | 0,9 | 0,25 | 0,25 | 0,9 | 0 | ||
>800 | 0,9 | 0,1 | 0 | 0,9 | 0 | ||
Восходящая Ascending |  | <200 | 0,9 | 0,5 | 0,5 | 0,9 | 0,1 |
200–800 | 0,7 | 0,1 | 0,1 | 0,9 | 0 | ||
>800 | 0,5 | 0 | 0 | 0,9 | 0 | ||
Волнообразная Undulating |  | <200 | 0,9 | 0,5 | 0,5 | 0,9 | 0,1 |
200–800 | 0,5 | 0,1 | 0,1 | 0,8 | 0 | ||
>800 | 0,1 | 0 | 0 | 0,7 | 0 | ||
Наклонная с выходом на горизонт Inclined with access to the horizon |  | >500 | 0,9 | 0,1 | 0,5 | 0,9 | 0 |
Кроме траектории скважины при выборе способа доставки геофизических приборов на забой скважины используются другие формализованные критерии, учитывающие способ эксплуатации (фонтан, электроцентробежный насос, штанговый насос, струйный насос), дебит скважины, наличие Y-tool, загрязнение ствола скважины и т. д., которые в данной статье не приводятся.
Полученные матрицы выбора методов ПГИ (табл. 1, 2) и средств доставки приборов (табл. 3) были объединены в единую экспертную систему, которая позволила выбирать лучшие технологии ПГИ в ГС с МГРП в зависимости от исходных данных и сценарных условий.
Опыт применения спектральной шумометрии и пакерного расходомера на месторождениях ПАО «НК «Роснефть»
В ряде случаев, когда традиционные методы ПГИ малоэффективны, к примеру, работа осевого расходомера ограничена порогом страгивания (~20 м3/сут в условиях хвостовика внутреннего диаметра 98 мм), при движении прибора от пятки к носку дебит жидкости снижается, и чем ниже общий дебит всех интервалов горизонтальной скважины, тем раньше наступит момент по стволу скважины, где показания расходомера будут не информативны, так как приток жидкости будет ниже величины порога страгивания). Поэтому рекомендуется применение спектральной шумометрии в качестве вспомогательного метода оценки работы портов (интервалов), выявления заколонных перетоков и негерметичности пакера в затрубном пространстве (в нецементируемых хвостовиках) в скважинах с МГРП.
Спектральная шумометрия позволяет определить природу звука, связав его происхождение с возможным источником, который может локализоваться в ближней зоне пласта, элементах конструкции скважины или непосредственно в скважине [17–19]. Однако полученные таким образом диапазоны частот описывают идеальные скважинные условия (однородная среда, жидкость, отсутствие механических примесей в потоке), для реальных скважинных условий данные диапазоны требуют научного обоснования.
Проведенный анализ данных спектральной шумометрии на качественном уровне показывает работу портов (трещин ГРП) в различных частях горизонтального ствола скважины (рисунок, характеристика приводится в виде цветной палитры, отображающей интенсивность возмущений в интервалах глубин и частот регистрируемого сигнала; палитра сигнала состоит из набора цветов в порядке уменьшения интенсивности возмущений: красный, желтый, зеленый, голубой, синий и белый, соответствующий уровню несущественных значений). Повышенный уровень интенсивности сигнала акустического шумомера (АШ) не только в области муфт ГРП, но и вне ее, может быть связан с несовпадением положений трещины ГРП и муфты в скважинах с незацементированным заколонным пространством. Таким образом, по результатам спектральной шумометрии можно оценивать положение трещины ГРП по длине ГС. При этом достоверность такой оценки существенно повышается, если пики интенстивности АШ совпадают с аномалиями метода термометрии.
Рисунок. Акустические аномалии в интервалах портов МГРП с продольными трещинами
Figure. Acoustic anomalies in the intervals of ports of multi-stage hydraulic fracturing with longitudinal fractures
Применение классического метода расходометрии оправдано в высокодебитных скважинах (скорость потока флюида в большей части ствола скважины заведомо выше порога страгивания), когда режим течения турбулентный или смешанный и скорости фаз (воды и нефти) совпадают. В условиях расслоенного потока результат работы одиночной турбинки не обеспечивает возможность определения истинного расхода. Это обусловлено наличием «порога страгивания» турбинки - нижней границы применимости расходомера, которая зависит от вязкости флюида и диаметра ствола скважины. В этой связи распространенное мнение о том, что в ГС с МГРП наибольший приток флюида поступает из пяточной части горизонтального ствола скважины, не является обоснованным [20]. Также данные микросейсмического мониторинга ГС с продольными трещинами ГРП с гидравлическими или набухающими пакерами показывают прорыв жидкости ГРП по заколонному пространству и создание гидродинамической связанности между заколонными пакерами [10].
В качестве альтернативы классическому методу расходометрии было рассмотрено применение одной из приоритетных технологий ПГИ – пакерной расходометрии. Нижний предел замера (порог страгивания) пакерных расходомеров достигает 1 м3/сут. В условиях гравитационного расслоения фаз жидкости в горизонтальных стволах устройство локализует весь поток через канал в приборе, что приводит к перемешиванию фаз и нивелированию негативного влияния расслоенного потока. Основные риски при использовании пакерных расходомеров связаны с «прихватом» прибора и созданием дополнительного перепада давления при больших скоростях потока.
作者简介
Andrey Topolnikov
LLC «RN-BashNIPIneft»
编辑信件的主要联系方式.
Email: TopolnikovAS@bnipi.rosneft.ru
Cand. Sc., Expert
俄罗斯联邦, UfaRashid Yarullin
Ufa University of Science and Technology
Email: RK@geotek.ru
ORCID iD: 0000-0001-7949-3503
Cand. Sc., Associate Professor
俄罗斯联邦, UfaRamil Murtazin
JTC «IGiRGI»; Ufa State Oil Technical University
Email: RR_Murtazin@igirgi.rosneft.ru
Cand. Sc., Expert, JTC «IGiRGI»; Associate Professor, Ufa State Oil Technical University
俄罗斯联邦, Moscow; UfaKonstantin Toropov
PJSC «NK «Rosneft»
Email: k_toropov@rosneft.ru
Сhief Specialist
俄罗斯联邦, Moscow参考
- Asalkhuzina G.F., Davletbaev A.Ya., Abdullin R.I., Gareev R.R., Shiman A.P., Loshak A.A., Filev M.O. Welltesting for a linear development system in low permeability formation. Oil industry, 2021, no. 3, pp. 49–58. (In Russ.)
- Dulkarnaev M., Ovchinnikov K., Gurianov A., Anopov A., Malyavko E. The First Comprehensive Study of tracer-based technologies in reservoir conditions. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia, 2019. 15 p. (In Russ.)
- Ovchinnikov K., Malyavko E., Husein N., Gorbokonenko O., Buzin P., Gazizov R. Implementation of Tracer-Based Production Logging Technology for 3 Phases Inflow Profiling in Offshore Extended Reach Drilled Wells. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Abu Dhabi, UAE, 2020. 12 p.
- Mukhametshin I.R., Nukhaev M.T., Semikin D.A. Monitoring lateral wells with multi-stage fracturing using the chemical markers embedded in completion equipment. Oil industry, 2018, no. 3, pp. 46–49. (In Russ.)
- Kaludzher Z., Toropov K.V., Murtazin R.R., Sergeychev A.V., Klimentev A.G., Tugushev R.M., Hadiev R.G. Comparison of field-geophysical and tracer methods to control the inflow profile in horizontal wells with multistage hydraulic fracturing. Oil industry, 2019, no. 9, pp. 38–41. (In Russ.)
- Panichelli P., Martínez J. R., Crespo P., Noguera I. L., Chatterjee M. Advanced Reservoir Characterization in Vaca Muerta using Chemical Tracer Technology. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Abu Dhabi, UAE, 2017. 12 p.
- Lal M.K., Singh A.K., Ezernack J., Spencer J. Advanced reservoir characterization in antelope shale using chemical tracer technology. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition. Texas, USA, 2017. 12 p.
- Yaskevich S.V., Grechka V.Yu., Duchko A.A. Processing microseismic monitoring data considering seismic anisotropy of rocks. Journal of Mining Sciences, 2014, no. 6, pp. 41–52. (In Russ.)
- Van der Baan M., Eaton D., Dusseault M. Microseismic monitoring developments in hydraulic fracture stimulation. ISRM International Conference for Effective and Sustainable Hydraulic Fracturing. Brisbane, Australia, 2013. pp. 439–466.
- Gutman S., Arefyev S., Mitin A., Rubtsova A. Microseismic monitoring of multistage hydraulic fracturing in complex reservoirs of the Volgo-Urals region of Russia. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia, 2015. 19 p. (In Russ.)
- Vishal Ranjan, Sanjeev Vermani, Aman Goyal, Shashank Pathak, Rajat Goyal, Diego Camilo Casallas Gelvez, Atul Singh, Shreya Pandey, Glyn Roberts, Ruchir Mehta. Downhole camera run validates limited entry fracturing technique and improves pay coverage in deep tight laminated gas reservoir of Western India. International Petroleum Technology Conference, 2022.
- Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I. Application of production and geophysical control for optimization of oil and gas field development. Vol 1. Fundamentals of hydrodynamic and geophysical control of development and production monitoring. Izhevsk, Institute for Computer Research Publ., 2020. 676 p. (In Russ.)
- Kolonsky A., Toropov K., Sergeychev A., Murtazin R., Topolnikov A., Antonov M., Khadiyev R. Scientific and methodological approaches to improve the development of low-permeability oil reservoirs using horizontal wells with multiple hydraulic fracturing on the territory of LLC RN-Yuganskneftegaz activity. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia, 2019. 8 p. (In Russ.)
- Topolnikov A.S., Mikhaylov V.G., Yarullin A.R. The research of multiphase flow in a horizontal well with multiple hydraulic fracturing. Oil industry, 2021, no. 8, pp. 53–57. (In Russ.)
- Kremenetsky M.I., Melnikov S.I., Ipatov A.I., Kolesnikova A.A., Shorohov A.A., Buyanov A.V., Musaleev K.Z. New possibilities of well testing and production logging in horizontal wells with non-uniform inflow profile. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia, 2017. 20 p.
- Nagaeva S.N., Dgabrailov L.M. Delivery of geophysical equipment in the horizontal section by means of a down hole tractor. Yugra State University Bulletin, 2016, vol. 12, no. 3, pp. 77–81. (In Russ.)
- Castiblanco R., Ibrahim E.G., Moiseenkov A., Waili I.H., Niyadi F., AL Ramidhi Y., Al Farei I., Nabhani Y., Lukmanov R.B., Al-Hashemi M., Aristov S., Uralsky S., Makhiyanov R., Skutin V. Evaluation of hydraulic fracturing effectiveness by combined analysis of spectral noise logging and high precision temperature logging data and subsequent numerical temperature modelling. SPE International Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition. Muscat, Oman, 2018. 15 p.
- Aslanyan M., Aslanyan I.Yu., Kantyukov R.R., Minakhmetova R.N., Nikitin R.S., Nurgaliyev D.K., Soroka S.V. Well noise logging as an energy saving innovation technology. Oil and Gas Engineering, 2016, vol. 14, no. 2, pp. 8–12. (In Russ.)
- Yarullin, R.K., Valiullin, R.A., Yarullin, A.R., .Shako, V.V., Bikkulov, M.M. Informative value and interpretation reliability of wide frequency range acoustic noise technique in operating horizontal wells. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Virtual, 2021. SPE-206619-MS.
- Iskibaev R.E. Analysis of the profile of inflow of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing. Collection of articles of the XXX International scientific-practical conference. Modern technologies: current issues, achievements and innovations. Penza, 2019. pp. 8–12. (In Russ.)
补充文件
