EA017261B1 - Определение местоположения неработающих продуктивных пластов углеводородов - Google Patents
Определение местоположения неработающих продуктивных пластов углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA017261B1 EA017261B1 EA201170159A EA201170159A EA017261B1 EA 017261 B1 EA017261 B1 EA 017261B1 EA 201170159 A EA201170159 A EA 201170159A EA 201170159 A EA201170159 A EA 201170159A EA 017261 B1 EA017261 B1 EA 017261B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- reservoir
- travel time
- permeability
- well
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 42
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000012432 intermediate storage Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CZPRKINNVBONSF-UHFFFAOYSA-M zinc;dioxido(oxo)phosphanium Chemical compound [Zn+2].[O-][P+]([O-])=O CZPRKINNVBONSF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
- Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
- Fuel-Injection Apparatus (AREA)
Abstract
Способ определения местоположения запасов в коллекторе, включающем в себя по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, включает в себя составление карты смоделированной характеристики проницаемости структур, составляющих коллектор, вычисление на основе смоделированной характеристики проницаемости показателя скорости потока для линий потока от каждой эксплуатационной скважины, вычисление на основе смоделированной характеристики проницаемости показателя скорости потока для линий потока от каждой нагнетательной скважины, и комбинирование показателей скорости потока для каждой эксплуатационной и нагнетательной скважины для характеризации коэффициента вытеснения системы коллектора.
Description
Настоящее изобретение относится, в общем, к анализу геологических данных и, в частности, к идентификации неработающего участка продуктивных пластов уже эксплуатирующейся зоны.
2. Описание уровня техники
В эксплуатации месторождений нефти и газа важным является получение возможно большей части имеющихся запасов от каждой буровой операции. В данном нефтяном месторождении обычной практикой является наличие извлекаемых объемов углеводородного сырья в неработающих продуктивных пластах во время эксплуатации. После начального бурения конкретного пласта нефть можно добывать на естественном режиме работы пласта, при котором используют существующее давление в пласте. После завершения добычи на естественном режиме работы пласта часто имеется высокая степень нефтенасыщенности. Затем используют способы вторичного извлечения нефти для увеличения количества нефти, добытой из пласта. Закачка текучей среды является одним из способов, использующихся для содействия притоку углеводородов из удаленных областей месторождения к эксплуатационной скважине. При закачке текучей среды закачивают воду в некоторые скважины, поднимая давление в коллекторе и обусловливая дополнительную добычу из эксплуатационных скважин. Но даже там, где используют закачку текучей среды, могут оставаться зоны месторождения с неработающим продуктивным пластом, которые могут включать в себя значительные углеводородные запасы.
Соответственно, изучают сообщаемость коллектора для получения понимания эффекта, который можно прогнозировать при закачке текучей среды в конкретном месте в пласте. Связанные с моделями проницаемости модели сообщаемости можно использовать для моделирования потока текучей среды, проходящего через пласт, дающего правильное представление о месте выполнения закачки текучей среды или месте бурения дополнительных эксплуатационных скважин, например.
Сущность изобретения
Аспекты вариантов осуществления настоящего изобретения предлагают способ определения местоположения запасов в коллекторе, содержащем в себя по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, включающий в себя составление карты смоделированной характеристики проницаемости структур, содержащих коллектор, вычисление, на основе смоделированной характеристики проницаемости, показателя времени пробега для линий потока от каждой эксплуатационной скважины, вычисление, на основе смоделированной характеристики проницаемости, показателя времени пробега для линий потока от каждой нагнетательной скважины, объединение показателей времени пробега от каждой эксплуатационной и нагнетательной скважины для характеризации коэффициента вытеснения системы коллектора и идентификацию областей с большим временем пробега, как областей, вероятно, включающих в себя неработающие продуктивные пласты углеводородов в коллекторе.
Аспекты вариантов осуществления изобретения могут содержать машиночитаемые носители с закодированными на них исполняемыми компьютером инструкциями для выполнения описанного выше способа или управления описанной выше системой.
Аспекты вариантов осуществления изобретения могут включать в себя систему, включающую в себя вышеупомянутую систему, сконфигурированную и выполненную с возможностью управления системой согласно вышеупомянутому способу. Такая система может включать в себя, например, компьютер, запрограммированный для обеспечения управления устройством пользователем согласно способу или другим способам.
Данные и другие задачи, признаки и отличия настоящего изобретения, а также способы работ, функции связанных элементов структуры, объединение частей и экономические факторы изготовления должны стать более ясными после рассмотрения следующего описания и прилагаемой формулы изобретения, а также прилагаемых чертежей, всего указанного, образующего части данного описания, в котором одинаковые позиции ссылки относятся к соответствующим частям на различных фигурах. Сразу следует понять вместе с тем, что чертежи предназначены только для показа и описания и не направлены на определение ограничений изобретения. При использовании в описании и формуле изобретения использование единственного числа включает в себя использование множественного числа, если контекст ясно не указывает на иное.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана модель проницаемости для зоны коллектора, представляющей интерес и подлежащей анализу согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 2 показана карта времени пробега для зоны коллектора фиг. 1 с использованием эксплуатационных скважин, как точек отсчета.
На фиг. 3 показана карта времени пробега для зоны коллектора фиг. 1 с использованием нагнетательных скважин, как точек отсчета.
На фиг. 4 показана объединенная карта времени пробега для зоны коллектора фиг. 1 на основе суммирования времени пробега фиг. 2 и 3.
На фиг. 5 показана блок-схема последовательности операций способа согласно вариантам осущест
- 1 017261 вления настоящего изобретения.
На фиг. 6 показана схема варианта осуществления системы для выполнения способов согласно вариантам осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
Как описано выше, коллектор может включать в себя как нагнетательные, так и эксплуатационные скважины. Полезным может являться понимание взаимосвязи нагнетательных и эксплуатационных скважин под землей. В частности, в дополнение к общему пониманию проницаемости материала, составляющего пласт, стратиграфические и структурные компоненты могут влиять на способность перетока текучей среды из нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Такие компоненты могут включать в себя изолированные геологические тела, барьеры на пути потока и расчлененность коллектора, все, что может привести к неработающему продуктивному пласту нефти.
Проницаемость подземных пластов можно определить частично по образцам керна, по каротажным диаграммам скважин и другими методиками. В общем, вместе с тем, эмпирическое определение проницаемости по зоне, представляющей интерес, является непрактичным. В результате, общепринятым является использование методик моделирования, как основы создания карты проницаемости подземной зоны. Участок модели 10 проницаемости для зоны, представляющей интерес, показан на фиг. 1. Проницаемость каждой ячейки смоделированного пространства представлена цветовой (в данном случае серой) шкалой. В данном примере области более высокой проницаемости указаны позициями 12, а области более низкой проницаемости показаны позициями 14.
На основе моделей проницаемости можно выполнять расчеты для определения времени пробега (ТОЕ) от конкретной зоны или к ней. Время пробега можно принимать как комбинацию геометрического расстояния между двумя точками с информацией по проницаемости для определения оцененной с учетом проницаемости длины пути между точками.
В данном отношении быстродействующий марш-алгоритм можно применить к модели проницаемости для расчета времени пробега между каждой точкой зоны и выбранными опорными точками. Полезным подходом является выбор либо эксплуатационных, либо нагнетательных скважин в качестве пункта возбуждения/пункта назначения колебаний и расчета времени пробега остальной части месторождения относительно скважин.
Быстродействующий марш-алгоритм можно применить в модели проницаемости, как описано выше, или в модели скорости на основе уравнения ламинарного потока для расчета поля времени пробега. В любом случае задачей является получение с учетом проницаемости длины пути между точками, представляющими интерес в зоне.
На фиг. 2 показан пример времени пробега согласно приведенному выше описанию, в данном случае карта показывает время пробега от ряда эксплуатационных скважин 20. Как должно быть ясно, светлые зоны 22, примыкающие к скважинам 20, представляют очень короткое время пробега. В случае данных зон действие близости доминирует над действием проницаемости. С другой стороны, действие проницаемости также можно видеть. Например, самая левая скважина имеет светлую зону только в двух из четырех квадрантов, и общая светлая зона является относительно небольшой в сравнении с самой правой скважиной, имеющей большую светлую зону, проходящую по всем четырем квадрантам. Это соответствует модели проницаемости фиг. 1, показывающей самую правую скважину в зоне 12, в общем, с высокой проницаемостью, а самую левую скважину, примыкающую к зоне с низкой проницаемостью, особенно на северной и западной сторонах.
Зоны несколько более короткого времени пробега (т.е. длиннее, чем в самой светлой зоне 22, но все равно, весьма короткого) показаны позицией 24. Как можно видеть, данные зоны хорошо коррелируют также с зонами 12 высокой проницаемости, хотя имеют тенденцию являться несколько более геометрически удаленными от скважин 20.
Черные зоны 26 в верхнем левом участке фигуры соответствуют, в общем, геометрически удаленным участкам коллектора, дополнительно отделенным от скважин зонами 14 низкой проницаемости, как показано на фиг. 1.
Фиг. 3 является аналогичной диаграмме времени пробега для нагнетательных скважин 30. Как и на фиг. 2, зоны 22 очень короткого времени пробега являются самыми светлыми, аналогично, зоны 24 короткого, но не настолько, времени пробега являются серыми, и зоны 26 очень большого времени пробега являются черными.
На фиг. 4 представлено суммирование времени пробега фиг. 2 и 3. Когда два массива информации объединяют, можно получить понимание общих путей прохода текучей среды между нагнетательными и эксплуатационными скважинами.
Как видно на фиг. 4, зона 32 агрегата самого короткого времени пробега соединяет самую правую нагнетательную скважину 30 и эксплуатационную скважину 20. Другие зоны 34, 36 агрегатов относительно короткого времени пробега являются очевидными из объединенных данных. Кроме того, зоны 40 экстремально большого времени пробега также являются заметными.
После уяснения таким способом путей прохода между нагнетательными и эксплуатационными скважинами является возможным идентифицировать зоны, наиболее вероятно включающие в себя нера
- 2 017261 ботающий продуктивный нефтяной пласт. Как должно быть ясно, зона 32 на правой стороне коллектора маловероятно включает в себя значительный неработающий продуктивный нефтяной пласт, поскольку представляет собой зону относительно свободного притока. Аналогично, зона 34 слева указывает зону свободного притока между левой нагнетательной скважиной 30 и центральной эксплуатационной скважиной.
С другой стороны, области 40 большого времени пробега могут являться хорошими кандидатами для дополнительного бурения, поскольку настоящая окружающая среда закачки и эксплуатации не выглядит эффективно выталкивающей нефть в существующие эксплуатационные скважины.
В принципе, решение по месту бурения дополнительных скважин можно принимать строго с применением порогового значения к объединенным данным времени пробега. При таком подходе зоны с временем пробега больше порогового значения являются кандидатами на бурение. Вместе с тем, поскольку большие значения времени пробега могут являться указывающими на физические барьеры для добычи в широких зонах, а не просто на плохую сообщаемость для существующей сетки скважин, простой пороговый подход может давать неудовлетворительные результаты.
Один подход, который может дополнить объединенные данные времени пробега, заключается в учете информации, относящейся к текущей добыче эксплуатационных скважин для калибровки результатов времени пробега и определения зон, представленных аномально большими значениями времени пробега. Это может включать в себя, например, интерпретацию пользователем как данных времени пробега, так и текущих данных добычи.
Способ определения местоположения запасов в коллекторе показан в блок-схеме последовательности операций способа на фиг. 5. Для коллектора, включающего в себя по меньшей мере одну нагнетательную скважину и одну эксплуатационную скважину, составляют карту проницаемости на этапе 100, как описано выше. Для линий потока (т.е. путей потока текучей среды в моделировании потоков) от каждой эксплуатационной скважины показатель времени пробега вычисляют на этапе 102. Аналогично, от каждой нагнетательной скважины показатель времени пробега вычисляют на этапе 104. Как должно быть ясно, данные два этапа можно выполнять в любом порядке, без влияния на операции описываемого способа.
После выполнения вычислений для двух расчетов времени пробега их объединяют для характеризации коэффициента вытеснения системы коллектора на этапе 106. Наконец, на основе коэффициента вытеснения области большого времени пробега можно идентифицировать как области, вероятно, включающие в себя неработающие продуктивные пласты углеводородов на этапе 108. На основе идентификации дополнительные нагнетательные и/или эксплуатационные скважины можно пробурить на этапе 110.
Схема системы для выполнения способа показана на фиг. 6. Система включает в себя запоминающее устройство или память 202. Сохраненные данные могут находиться в распоряжении процессора 204, такого как программируемый компьютер общего назначения. Процессор 204 может включать в себя компоненты интерфейсов, такие как дисплей 206 и графический интерфейс 208 пользователя. Графический интерфейс пользователя можно использовать как для отображения данных и результатов обработки данных, так и для обеспечения возможности выбора пользователем вариантов реализации аспектов способа. Данные могут передаваться в систему 200 посредством шины 210 как напрямую из устройства сбора данных, так и из промежуточного запоминающего или обрабатывающего устройства (не показано).
Хотя изобретение подробно описано с целью показа считающихся в настоящее время наиболее практичными и предпочтительными вариантов осуществления, следует понимать, что подробности даны только с целью показа и что изобретение не ограничено раскрытыми вариантами осуществления, но, напротив, нацелено на охват модификаций и эквивалентных устройств, соответствующих сущности и объему прилагаемой формулы изобретения. Например, хотя в данном документе дана ссылка на компьютер, компьютер может включать в себя компьютер общего назначения, специально построенный компьютер, специализированную интегральную схему, программируемую для исполнения способов, компьютерную систему или сеть либо другие приемлемые вычислительные устройства. Как дополнительный пример следует понимать, что настоящее изобретение предлагает, до известной степени, возможность объединения одного или нескольких признаков одного варианта осуществления с одним или несколькими признаками другого варианта осуществления.
Claims (15)
1. Способ определения местоположения запасов в коллекторе, включающем в себя по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, содержащий этапы, на которых составляют карту смоделированной характеристики проницаемости структур, содержащих коллектор;
вычисляют на основе смоделированной характеристики проницаемости показатель времени пробега для линий потока от каждой эксплуатационной скважины;
вычисляют на основе смоделированной характеристики проницаемости показатель времени пробега для линий потока от каждой нагнетательной скважины;
комбинируют показатели времени пробега от каждой эксплуатационной и нагнетательной скважины для характеризации коэффициента вытеснения системы коллектора;
идентифицируют области с большим временем пробега в качестве областей, вероятно, включающих в себя неработающие продуктивные пласты углеводородов в коллекторе.
2. Способ по п.1, в котором характеристика проницаемости содержит модель скорости.
3. Способ по п.1, в котором характеристика проницаемости содержит модель градиента давления.
4. Способ по п.1, в котором время пробега вычисляют с использованием быстродействующего марш-алгоритма.
5. Способ по п.1, в котором комбинирование содержит суммирование времени пробега.
6. Способ по п.5, дополнительно содержащий идентификацию области, имеющей суммарное время пробега, превышающее пороговое значение для областей коллектора, вероятно, включающих в себя запасы неработающего продуктивного пласта.
7. Способ определения местоположения запасов углеводородного сырья в коллекторе, включающем в себя по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, содержащий этапы, на которых моделируют проницаемость структур, содержащих коллектор;
вычисляют на основе смоделированной проницаемости время пробега для линий потока от каждой эксплуатационной скважины;
вычисляют на основе смоделированной проницаемости время пробега для линий потока от каждой нагнетательной скважины;
суммируют вычисленное время пробега, по меньшей мере, для участка коллектора;
определяют текущую добычу для каждой эксплуатационной скважины;
задают пороговое значение на основе, по меньшей мере, частично текущей добычи;
идентифицируют области, имеющие суммарное время пробега, превышающее пороговое значение, в качестве областей коллектора, вероятно, включающих в себя неработающие продуктивные пласты с углеводородными запасами в коллекторе.
8. Способ по п.7, в котором суммирование содержит суммирование времени пробега для всех точек в зоне коллектора, представляющей интерес, причем способ дополнительно содержит этапы, на которых составляют карту суммированного времени пробега для зоны, представляющей интерес, и отображают нанесенное на карту время пробега с использованием цветовой шкалы, при этом цветовая шкала обеспечивает визуальную идентификацию областей коллектора, которые, вероятно, включают в себя запасы неработающих продуктивных пластов.
9. Способ по п.7, в котором время пробега вычисляют с использованием быстродействующего марш-алгоритма.
10. Способ по пп.6 и 7, дополнительно содержащий бурение в идентифицированных областях для доступа к запасам неработающих продуктивных пластов.
11. Способ по п.10, в котором бурение содержит бурение дополнительной эксплуатационной скважины.
12. Способ по п.10, в котором бурение содержит бурение дополнительной нагнетательной скважины.
13. Способ по п.10, в котором бурение содержит горизонтальное бурение из существующей эксплуатационной скважины.
14. Способ по п.7, в котором моделирование проницаемости основано, по меньшей мере, частично на данных, полученных из каротажных диаграмм скважин.
15. Способ по п.7, в котором моделирование проницаемости основано, по меньшей мере, частично на данных сейсморазведки.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/169,034 US8380474B2 (en) | 2008-07-08 | 2008-07-08 | Location of bypassed hydrocarbons |
| PCT/US2009/047896 WO2010005764A2 (en) | 2008-07-08 | 2009-06-19 | Location of bypassed hydrocarbons |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201170159A1 EA201170159A1 (ru) | 2011-06-30 |
| EA017261B1 true EA017261B1 (ru) | 2012-11-30 |
Family
ID=41505934
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201170159A EA017261B1 (ru) | 2008-07-08 | 2009-06-19 | Определение местоположения неработающих продуктивных пластов углеводородов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8380474B2 (ru) |
| EP (1) | EP2318655A2 (ru) |
| CN (1) | CN102089496B (ru) |
| AU (1) | AU2009268878B2 (ru) |
| CA (1) | CA2728395A1 (ru) |
| EA (1) | EA017261B1 (ru) |
| WO (1) | WO2010005764A2 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8949173B2 (en) * | 2009-10-28 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Pay zone prediction |
| US10429545B2 (en) | 2012-12-13 | 2019-10-01 | Landmark Graphics Corporation | System, method and computer program product for evaluating and ranking geobodies using a euler characteristic |
| US10909281B2 (en) | 2015-10-14 | 2021-02-02 | Landmark Graphics Corporation | History matching of hydrocarbon production from heterogenous reservoirs |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4181176A (en) * | 1978-11-06 | 1980-01-01 | Texaco Inc. | Oil recovery prediction technique |
| US4676313A (en) * | 1985-10-30 | 1987-06-30 | Rinaldi Roger E | Controlled reservoir production |
| US6856132B2 (en) * | 2002-11-08 | 2005-02-15 | Shell Oil Company | Method and apparatus for subterranean formation flow imaging |
| US20080136409A1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-06-12 | Sen Pabitra N | System and Method for Downhole Time-of-Flight Sensing, Remote NMR Detection of Fluid Flow in Rock Formations |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5633590A (en) * | 1986-11-04 | 1997-05-27 | Paramagnetic Logging, Inc. | Formation resistivity measurements from within a cased well used to quantitatively determine the amount of oil and gas present |
| US5501273A (en) * | 1994-10-04 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Method for determining the reservoir properties of a solid carbonaceous subterranean formation |
| US5711373A (en) * | 1995-06-23 | 1998-01-27 | Exxon Production Research Company | Method for recovering a hydrocarbon liquid from a subterranean formation |
| US5823631A (en) * | 1996-04-05 | 1998-10-20 | Exxon Research And Engineering Company | Slurrified reservoir hydrocarbon recovery process |
| CN1065943C (zh) * | 1998-09-09 | 2001-05-16 | 中国海洋石油渤海公司勘探部 | 边钻井边测试边进行早期试生产的方法及设备 |
| CN1438404A (zh) * | 2003-02-17 | 2003-08-27 | 大庆油田有限责任公司 | 不依赖径向流直线段的试井分析方法 |
| CN1621863A (zh) * | 2004-12-20 | 2005-06-01 | 北京华澳阳光油气高新技术有限责任公司 | 水力探测技术 |
-
2008
- 2008-07-08 US US12/169,034 patent/US8380474B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-06-19 CA CA2728395A patent/CA2728395A1/en not_active Abandoned
- 2009-06-19 AU AU2009268878A patent/AU2009268878B2/en not_active Ceased
- 2009-06-19 WO PCT/US2009/047896 patent/WO2010005764A2/en active Application Filing
- 2009-06-19 EA EA201170159A patent/EA017261B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-06-19 EP EP09794954A patent/EP2318655A2/en not_active Withdrawn
- 2009-06-19 CN CN200980126299.2A patent/CN102089496B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4181176A (en) * | 1978-11-06 | 1980-01-01 | Texaco Inc. | Oil recovery prediction technique |
| US4676313A (en) * | 1985-10-30 | 1987-06-30 | Rinaldi Roger E | Controlled reservoir production |
| US6856132B2 (en) * | 2002-11-08 | 2005-02-15 | Shell Oil Company | Method and apparatus for subterranean formation flow imaging |
| US20080136409A1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-06-12 | Sen Pabitra N | System and Method for Downhole Time-of-Flight Sensing, Remote NMR Detection of Fluid Flow in Rock Formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2318655A2 (en) | 2011-05-11 |
| US8380474B2 (en) | 2013-02-19 |
| WO2010005764A2 (en) | 2010-01-14 |
| WO2010005764A3 (en) | 2010-03-11 |
| AU2009268878B2 (en) | 2015-05-21 |
| EA201170159A1 (ru) | 2011-06-30 |
| AU2009268878A1 (en) | 2010-01-14 |
| CN102089496B (zh) | 2014-06-11 |
| CN102089496A (zh) | 2011-06-08 |
| US20100010796A1 (en) | 2010-01-14 |
| CA2728395A1 (en) | 2010-01-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8793110B2 (en) | Method for predicting fluid flow | |
| CA2823710C (en) | Methods and systems regarding models of underground formations | |
| RU2590265C2 (ru) | Системы и способы для оценки моментов прорыва флюида в местонахождениях добывающих скважин | |
| CN106154343A (zh) | 计算致密油储层的含油饱和度的方法 | |
| CN104727813A (zh) | 一种源储共生型地层的孔隙度测量方法 | |
| CN107807410A (zh) | 储层地球物理敏感参数优选方法及系统 | |
| CA2733841A1 (en) | System and method for simulating oilfield operations | |
| Mohaghegh et al. | Top-down, intelligent reservoir modelling of oil and gas producing shale reservoirs: case studies | |
| Elahi* et al. | Characterization of fracture length and conductivity from tracer test and production data with Ensemble Kalman filter | |
| Spencer et al. | Regional storage capacity estimates: Prospectivity not statistics | |
| Waggoner et al. | Improved reservoir modeling with time-lapse seismic in a Gulf of Mexico gas condensate reservoir | |
| Ganpule et al. | Impact of geomechanics on well completion and asset development in the Bakken formation | |
| EA017261B1 (ru) | Определение местоположения неработающих продуктивных пластов углеводородов | |
| CN114509812B (zh) | 一种碎屑岩储层甜点区预测方法、装置、介质及电子设备 | |
| de Jonge-Anderson et al. | Determining CO2 storage efficiency within a saline aquifer using reduced complexity models | |
| EP3186665B1 (en) | Method of characterising a subsurface volume | |
| Moradi et al. | Learning from Behavioral Frac Maps: A Montney Case Study in Integration of Modern Microseismic and Production Data Analyses | |
| Choubineh et al. | Machine learning to improve natural gas reservoir simulations | |
| US20140288900A1 (en) | Method for exploiting a geological reservoir by means of a reservoir model consistent with a geological model by the choice of an upscaling method | |
| Katterbauer et al. | Data assimilation of InSAR measurements for large scale reservoirs | |
| Arroyo-Negrete | Continuous reservoir model updating using streamline-assisted ensemble Kalman filter | |
| Zinno | Microseismic Data Analysis, Interpretation Compared with Geomechanical Modelling | |
| Haris et al. | Reservoir Compartment Assessment: A Case Study Of Bangko And Bekasap Formation, Central Sumatra Basin Indonesia | |
| Trigub et al. | The application of basin modeling of oil and gas systems for seismogeological projects for assessment of hydrocarbon potential and risks of exploration work | |
| Melikov et al. | Well Placement and Operation Parameters Optimization of Horizontal Wells in the Development of the PK1 Reservoir of the Kharampurskoye Oil and Gas Condensate Field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |