NO305575B1 - Bestemmelse av horisontal og/eller vertikal permeabilitet for en grunnformasjon - Google Patents
Bestemmelse av horisontal og/eller vertikal permeabilitet for en grunnformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO305575B1 NO305575B1 NO922532A NO922532A NO305575B1 NO 305575 B1 NO305575 B1 NO 305575B1 NO 922532 A NO922532 A NO 922532A NO 922532 A NO922532 A NO 922532A NO 305575 B1 NO305575 B1 NO 305575B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- value
- fluid
- pressure
- opening
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 166
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 121
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 163
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 85
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 50
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 88
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 3
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 101100006960 Caenorhabditis elegans let-2 gene Proteins 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Foundations (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår fremgangsmåter for å estimere de horisontale og/eller vertikale permeabilitetkomponentene for en anisotropisk grunnformasjon.
Permeabiliteten til en grunnformasjon som inneholder verdifulle ressurser slik som flytende eller gassformige hydrokarboner er en parameter av vesentlig betydning for deres økonomiske produksjon. Disse ressursene kan lokali-seres ved borehull-logging ved måling av slike parametere som resistiviteten og porøsiteten til formasjonen i nærheten av et borehull som gjennomløper formasjonen. Slike målinger gjør det mulig å identifisere porøse soner og å estimere deres vannmettning (prosentdel porerom som er opptatt av vann). En vannmettningsverdi som er vesentlig mindre enn 1 blir tatt som en indikasjon på tilstedeværelsen av hydrokarboner, og den kan også benyttes til å estimere mengden hydrokarboner. Denne informasjonen alene er imidlertid ikke nødvendigvis adekvat for å foreta en beslutning om hvorvidt hydrokarbonene er økonomisk drivverdige. Porerommene som inneholder hydrokarbonene kan være isolert eller svakt sammenkoblet, i hvilket tilfelle hydrokarbonene ikke vil være istand til å strømme gjennom formasjonen og til borehullet. Hvor lett fluider kan strømme gjennom formasjonen, permeabiliteten, bør fortrinnsvis overskride en terskelverdi for å sikre økonomien dersom borehullet skal gjøres til en produksjonsbrønn. Denne terskelverdien kan variere i avhen-gighet av slike karakteristika som viskositeten til fluidet. F.eks. vil en høyviskøs olje ikke strømme lett under lav-permeabilitetsforhold, og dersom det må benyttes vann-injeksjon for å understøtte produksjonen kan det være en risiko for for tidlig vanngjennombrudd i produksjonsbrønnen.
Permeabiliteten til en formasjon er ikke nødvendigvis isotropisk. Spesielt kan permeabiliteten til sedimentære bergarter i en generelt horisontal retning (parallelt med sedimentlagene til bergarten) være forskjellig fra og typisk større enn strømningsverdien i en generelt vertikal retning. Dette skyldes ofte vekslende horisontale lag som består av store og små formasjonspartikler slik som sandkorn av for skjellig størrelse eller leire. Der permeabiliteten er sterkt anisotropisk, er det viktig for økonomisk produksjon av hydrokarboner å bestemme tilstedeværelsen samt graden av anisotropien.
Det er kjent teknikker for å beregne formasjonspermeabilitet. En teknikk involverer målinger som utføres med et formasjons-repetisjonstesteverktøy av typen beskrevet i US-patentene 3.780.575, tilhørende Urbanosky, og 3.952.588, tilhørende Whitten, slik som Schlumberger RFT-verktøyet. Et verktøy av denne typen gjør det mulig å gjentagne ganger ta ut to suksessive "pretest" prøver ved forskjellige strømningshastigheter fra en formasjon ved hjelp av en enkel sonde som er innført i en borehullvegg og som har en åpning med sirkulært tverrsnitt. Fluidtrykket blir overvåket og registrert under prøveuttaksperioden og i en tidsperiode etter denne. Analyser av trykkvariasjonene som funksjon av tiden under prøveuttakene ("nedtrekk") og den påfølgende tilbakevending til startforhold ("oppbygning") gjør det mulig å utlede en verdi for en effektiv formasjonspermeabilitet for hver av nedtrekks- og opp-bygningsfasene. Fig. 1 illustrerer skjematisk hovedelementene til et verktøy som anvendes for å ta "pretest" prøver. Tuppen 110 til en sonde blir innført gjennom filterkaken 112 og inn i borehullveggen. Filterkaken 112 og en pakning 114 avtetter sondetuppen 110 hydraulisk i forhold til formasjonen 116. Sonden innbefatter et filter 118 som er anordnet i sondeåpningen og et filterrensestempel 120. Pretestsystemet omfatter kammeret 122 og 124 og tilordnede stempler 126 og 128. Stemplene 126 og 128 blir trukket tilbake i sekvens hver gang sonden blir innstilt. Stemplet 126 blir trukket tilbake først og trekker formasjonsfluid med en strømningshastighet på f.eks. 50cm<3>/min. Så blir stemplet 128 trukket tilbake og besørger en strømnings-hastighet på f.eks. 125cm<3>/min. Fig. 1 viser systemet i en midtsekvens med stemplet 126 tilbaketrukket. En defor-mas jonsmålesensor 132 måler kontinuerlig trykk i ledning 134 under sekvensen. Når sonden er trukket tilbake, blir stem- piene 126 og 128 bragt til å utstøte fluidet, og filterrensestempel 120 skyver avfall fra sonden.
Trykkmålingen blir registrert kontinuerlig på analog og/eller digital form. Fig. 2 viser en typisk analog trykkregistrering under pretest. En trykksenkning Åp-,^blir registrert mens stempel 126 blir trukket tilbake under en tidsperiode T1#og et trykkfall Åp2blir registrert mens stempel 128 blir trukket tilbake under en tidsperiode T2. Når pretestkamrene 122 og 124 er fulle (ved tiden t2), begynner trykket å bygge seg opp over en tidsperiode Åt mot et sluttrykk til denne formasjonen.
Permeabiliteten er blitt estimert ved å analysere trykkregistreringen under enten oppbygning eller fall. Som illustrert på fig. 3, sammenfaller punktet 310 hvor sondetuppen 110 blir påtrykt veggen til borehullet 312 med sen-teret til det siste trinnet av trykkforstyrrelsen under oppbygning. I perspektivet til et koordinatsystem hvis akser på passende måte er utstrekt i en mengde bestemt av de horisontale og vertikale komponenter til permeabiliteten, synes trykkforstyrrelsen å forplante seg sfærisk utover fra sondetuppen 110. Således gir analysen en enkelt "sfærisk" permeabilitetetsverdi som består av en spesifikk kombinasjon av både de horisontale og vertikale komponentene til permeabiliteten. Under nedtrekk har trykkforstyrrelsen bare blitt analysert i tilfellet med en homogen formasjon med isotropisk permeabilitet. I det anisotropiske tilfellet har ad hoc antagelsen vært at den isotropiske permeabiliteten ble erstattet av den "sfæriske" permeabiliteten. Bare i enkelte tilfeller kunne analysen gi separate verdier for horisontale og vertikale permeabiliteter, og da bare med innlemmelsen av data fra andre loggeverktøy eller fra laboratorieanalyser av formasjonskjerneprøver. Inntil nylig har det vært antatt umulig å avlede separate horisontale og vertikale permeabilitetsverdier på bakgrunn av utelukkende målingene som ble frembragt ved hjelp av enkelt sondetype verktøy.
En annen fremgangsmåte for å beregne formasjonspermeabilitet er beskrevet i US-patent 4.742.459, tilhørende Lasseter. Fig. 4 viser skjematisk en borehull-loggeanordning 400 som kan anvendes for å utføre fremgangsmåten. I denne fremgangsmåten blir formasjonstrykkresponser som funksjon av tiden målt ved hjelp av to observasjonssonder (402 og 404) med sirkulært tverrsnitt mens en transient trykkforstyrrelse blir etablert i formasjonen 406 som omgir borehullet 408 ved hjelp av en "kilde" sonde 410. Observasjonssondene er adskilt i borehullet, idet sonden 404(den "horisontale" sonden) er forskjøvet fra kildesonden 410 i sideretningen og sonden 402 (den "vertikale" sonden) er forskjøvet fra kildesonden 410 i den langsgående retningen. Hydrauliske egenskaper i den omgivende formasjonen, såsom permeabilitetsverdier og hydraulisk anisotropi, blir avledet av de målte trykkresponser.
Mens teknikken i dette patent har fordeler, har bruken av multiple adskilte sonder noen iboende ulemper. F.eks. har MRTT- og MDT-verktøyene som er gjort kommersielt tilgjengelige av Schlumberger og som anvender prinsipper fra Lasseter-patentet observasjonssondene adskilt ca. 70 cm langs borehullet. Estimatet av vertikal permeabilitet er således basert på strømning over en relativt lang vertikal avstand. Mens dette noen ganger er hensiktsmessig, foretrekkes ofte å oppnå en mer lokalisert verdi av den vertikale permeabiliteten. Dersom de langsgående adskilte observasjonssondene er plassert slik at de skrever over eller ligger på hver sin side av en hydraulisk barriere i formasjonen (f.eks. et formasjonslag med lav permeabilitet i forhold til lagene hvor sondene er plassert), kan de bestemte verdier av vertikal permeabilitet og hydraulisk anisotropi skille seg vesentlig fra de lokale egenskapene til formasjonslagene over og under barrieren. Videre kan teknikken i Lasseter-patentet kreve samtidig hydraulisk plassering av tre sonder, selvom det dog kan være mulig å utføre både horisontale og vertikale målinger med bare to sonder. Nøyaktig måling kan bli forhindret dersom en eller flere sonder ikke blir plassert skikkelig, slik som når borehulloverflaten er ujevn. Mens selv et enkelsondesystem kan være utsatt for plasseringsproblemer, kan behovet for samtidig å plassere flere sonder øke vanskeligheten med å oppnå den ønskede målingen.
En fremgangsmåte for å bestemme de forskjellige perme-abilitetskomponentene for en anisotropisk formasjon med en enkelt sonde er beskrevet i US-patent 4.890.487, tilhørende V.Dussan m.fl. Se også E.B.Dussan V. m.fl., An analysis of the Pressure Response of A Single-Probe Formation Tester, SPE Paper nr.16801, som ble fremlagt i den 62ende Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers (1987). Trykknedtrekking og oppbygging blir målt mens fluidprøver blir trukket ut fra formasjonen i styrte strømningshastigheter ved hjelp av et loggeverktøy som har en enkelt uttrekningssonde med sirkulært tverrsnitt.
Dette kan gjøres med et system som vist på fig. 1, og det frembringes en trykkregistrering som vist på fig. 2. De målte oppbyggings- og nedtrekkingsdataene blir analysert for å avlede separate verdier for horisontal og vertikal formasjonspermeabilitet. Dette er mulig siden de korrekt analyserer trykkforstyrrelsen under nedtrekking i en anisotropisk formasjon. Denne teknikken gjør det mulig å få til en lokalisert bestemmelse av hydraulisk anisotropi, og behovet for å innlemme data fra andre loggeverktøy eller kjerneanalyser unngås. Den har den ulempen at den avhenger av målingen av trykkoppbygging, hvilket krever en ekstremt hurtigreagerende trykktransduser med svært høy følsomhet. Nedtrekking av trykk er en relativt robust måling, idet trykket blir målt før og etter trykkforstyrrelsen frembragt ved fluiduttrekk. Trykkoppbygging er en mer følsom måling siden hastigheten hvorved trykket gjenvinnes må måles nøy-aktig mens det detekterte trykket asymptotisk nærmer seg ' formasjonstrykket (trykket gjenoppbygges med en hastighet pål/t<3>/<2>).
En ytterligere teknikk for å bestemme permeabiliteten blir utført i laboratorium idet det anvendes formasjons- prøver og et laboratorieinstrument kjent som et mini-permeameter. Instrumentet har en injeksjonssonde med et munnstykke med sirkulært tverrsnitt og som blir trykket mot overflaten til prøven og avtettet på passende måte. Gass under trykk strømmer gjennom injeksjonsmunnstykket inn i stenprøven samtidig som gasstrømning og injeksjonstrykk blir målt. Med henvisning til den skjematiske tegningen på fig. 5 kan prosessen utføres på en første overflate 510 som har sin langsgående (z) akse perpendikulært på sedimentlagene til en formasjonsprøve 500 og på en andre overflate 520 som har sin langsgående (x eller y) akse parallell med leieplanene til formasjonsprøven. De målte hastigheter gjennom prøven blir brukt for å bestemme permeabiliteten. Se f.eks. R. Eijpe m.fl., Geological Note: Mini-Permeameters for Consolidated Rock and Unconsilidated Sand, The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, Vol. 55, nr. 2, s. 307-309 (1971); C. McPhee, Proposed Mini-Permeameter Evaluation Report, Edinburgh Petroleum Equipment, Ltd., Edinburgh, Skottland (1987); og D. Goggin m.fl., A Theoretical and Experimental Analysis of MiniPermeameter Response Including Gas Slippage and High Velocity Flow Effects, In Situ, 12(1&2), s. 79-116 (1988).
Bestemmelse av horisontale og/eller vertikale permeabiliteter for en formasjon med et minipermeameter har et antall viktige begrensninger. Minipermeameteret er et laboratorieinstrument og kan ikke brukes for å foreta in situ målinger i et brønnhull. Det kan således bare brukes for å utføre de nødvendige målingene dersom formasjons-kjerneprøver er tilgjengelige, hvilket ikke alltid er tilfelle. Videre er det nødvendig med destruksjon av deler av kjerneprøven siden det for testingen må utskjæres fra prøven en mindre prøve som har en jevn overflate parallell med og perpendikulært på leieplanene. Minipermeameteret måler også permeabiliteten til isotropiske prøver. I tilfellet med en anisotropisk prøve gir det bare en effektiv verdi. Det vil således bare oppnås en effektiv vertikal og effektiv hori sontal permeabilitet fra de respektive to overflater 510 og 520.
Det er et formål med denne oppfinnelsen å tilveiebringe forbedrede fremgangsmåter for å bestemme horisontale og vertikale permeabiliteter for en jordformasjon. Det er videre et formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe fremgangsmåter som kan utføres in situ eller på jordoverflaten. Et formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe fremgangsmåter som unngår begrensninger som i de ovenfor beskrevne kjente fremgangsmåter. Disse og andre formål oppnås i samsvar med eksempelutførelser av oppfinnelsen som beskrevet nedenfor.
Oppfinnelsen defineres i sine forskjellige aspekter nøyaktig i de vedføyde selvstendige patentkravene 1, 8 og 15. Spesielt fordelaktige utførelsesformer av disse aspek-tene defineres i de tilknyttede uselvstendige patentkravene 2-7, 9-14 og 16-21.
I en utførelse blir fluidstrømningsmålinger utført in situ ved bruk av en gjentagelsesformasjonstester med en modifisert sondeåpning, eller et minipermeameter med en modifisert sondeåpning. Den modifiserte sondeåpningen har et langstrakt tverrsnitt, slik som elliptisk eller rektangulært. En første strømningsmåling blir utført med den lengste dimensjonen til sondeåpningen i en første orientering (f.eks. horisontalt eller vertikalt) med hensyn på forma-sjonssedimentlagene. En andre strømningsmåling blir utført med sondeåpningen ortogonal på den første orienteringen, eller med en sondeåpning med ikke langstrakt (f.eks. sirkulært) tverrsnitt. Simultane ligninger som relaterer verdier av kjente og målte mengder blir løst for å frembringe estimater for lokal, horisontal og/eller vertikal formasjonspermeabilitet.
Oppfinnelsen skal nå beskrives under henvisning til tegningene hvor foretrukne utførelser er beskrevet detaljert og hvor: Fig. 1 illustrerer skjematisk hovedelementene til et kjent verktøy som anvendes for å ta "pretest" formasjons-fluidprøver i et borehull;
fig. 2 viser en typisk analog trykkregistrering utført under pretest prøvetagning med et verktøy av typen vist på fig. 1;
fig. 3 illustrerer en kjent modell av en trykkforstyrrelse i en formasjon;
fig. 4 illustrerer skjematisk en kjent borehull-loggeanordning som har en kildesonde og et adskilt par av observasjonssonder for formasjonstesting;
fig. 5 illustrerer en formasjonsprøve som anvendes for minipermeametertesting i samsvar med den kjente teknikk;
fig. 6 illustrerer generelt vertikal fluidstrømning inn i en horisontalt orientert langstrakt sondeåpning i samsvar med oppfinnelsen;
fig. 7 illustrerer generelt horisontal fluidstrømning inn i en vertikalt orientert langstrakt sondeåpning i samsvar med oppfinnelsen;
fig.8viser en sondeåpning i samsvar med oppfinnelsen med et tverrsnitt av en elliptisk form med "bredde" 2 x ihog "lengde" 2 x fv;
fig. 9 er en opptegning i samsvar med oppfinnelsen av verdier for formasjonspermeabilitet som funksjon av foretrukne forhold mellom radien til den ugjennomtrengelige puten og radius til sondeåpningen for laboratorietesting med et minipermeameter;
fig.10 er en tabell over verdier som er frembragt i samsvar med oppfinnelsen med en elliptisk sondeåpning som har et sideforhold på 0,2 orientert vertikalt og horisontalt;
fig. 11 er en grafisk gjengivelse av dataene som er angitt i den første, andre, tredje og sjette søylen i tabellen på fig. 10;
fig. 12 er en grafisk representasjon av data som er presentert i den første, fjerde, femte og sjette søyle i
tabellen på fig. 10;
fig. 13 er en tabell over verdier som er frembragt i samsvar med oppfinnelsen for en elliptisk sondeåpning som har et sideforhold på 0,01 orientert vertikalt og horisontalt;
fig. 14 er en grafisk representasjon av dataene som er gjengitt i den første, andre, tredje og sjette søylen i
tabellen på fig. 13;
fig. 15 er en grafisk representasjon av dataene som er gitt i den første, fjerde, femte og sjette søylen i tabellen på fig. 13;
fig. 16 er et flytdiagram av en foretrukket fremgangsmåte for å bestemme horisontal og/eller vertikal permeabilitet i samsvar med oppfinnelsen;
fig. 17 er et flytdiagram av en foretrukket fremgangsmåte for å bestemme horisontal og/eller vertikal permeabilitet i samsvar med oppfinnelsen;
fig. 18 er en tabell over verdier frembragt i samsvar med oppfinnelsen for en rektangulær sondeåpning med et sideforhold på 0,2 orientert vertikalt og horisontalt;
fig. 19 er en grafisk representasjon av dataene som er gitt i den første, andre, tredje og sjette søylen i tabellen på fig. 18;
fig. 20 er en grafisk representasjon av dataene som er gitt i den første, fjerde, femte og sjette søylen i tabellen på fig. 18;
fig. 21 er en tabell over verdier frembragt i samsvar med oppfinnelsen for en sirkulær sondeåpning og en elliptisk sondeåpning med et sideforhold på 0,2 orientert horisontalt;
fig. 22 er en grafisk representasjon av dataene som er gitt i den første, andre, tredje og sjette søylen i tabellen på fig. 21; og
fig. 23 er en grafisk representasjon av dataene som er gitt i den første, fjerde, femte og sjette søylen i tabellen på fig. 21.
Detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelser.
Oppfinnelsen angår ikke-destruktive teknikker for å estimere de horisontale og/eller vertikale komponenter for permeabilitet til en anisotropisk jordformasjon. For for-masjoner av interesse som typisk består av sedimentært berg, antas at formasjonen er isotropisk i de horisontale retningene, og at den har en mindre permeabilitet i den vertikale retningen enn i den horisontale. For beskrivelsesformål er de"horisontale" retningene de som generelt er parallelle med sedimentlagene til bergarten, og den "vertikale" retningen er generelt perpendikulær på sedimentlagene til bergarten. Uttrykket "formasjon" omfatter en formasjonsprøve, slik som en kjerneplugg tatt fra et borehull. I tilfellet med en formasjonsprøve kan "formasjonsfluid" være en væske eller en gass slik som atmosfærisk luft. Det er å merke seg at når en gass-sone som vurderes er forurenset med væske, skal målingene behandles som om formasjonsprøven er en væske.
I samsvar med oppfinnelsen blir det foretatt strøm-ningsmålinger for å oppnå verdier hvorfra permeabilitets-komponentene for en jordformasjon blir estimert. Strøm-ningsmålingene kan utføres in situ og/eller i laboratorium ved bruk av formasjonsprøver. In situ målinger blir fortrinnsvis foretatt i et borehull med et formasjonsteste-verktøy som har en sondeåpning som er modifisert som beskrevet nedenfor. Formasjonstesteverktøy som kan anvendes innbefatter Schlumberger RFT-testeren, MRTT-testeren og MDT-testeren. Laboratoriemålinger og målinger på frembygg blir fortrinnsvis foretatt med et minipermeameter som har en sondeåpning modifisert som beskrevet nedenfor.
Teknikken kan utføres ved bruk av en enkelt sonde. Trykkmålinger blir tatt ved sonden, gjennom hvilken fluid blir tvunget til å strømme under hovedsakelig stabile enkeltfaseforhold. For målinger nede i brønnhullet blir strømningen fortrinnvis frembragt ved å trekke formasjonsfluid inn i verktøyet gjennom sonden ("nedtrekk"). Alter-nativt kan fluid injiseres inn i formasjonen gjennom sonden ("injeksjon"). Gassinjeksjon foretrekkes når det gjelder laboratoriemålinger med formasjonsprøver. Både når fluid blir trukket inn i sonden eller injisert ut gjennom sonden frembringes en trykkforstyrrelse i formasjonsfluidet.
Teknikken kan anvendes for å bestemme permaabiliteten på en lengdeskala tilsvarende lengdeskalaen i Hassler-kjernen. Permeabilitet som blir bestemt ved hjelp av denne teknikken bør således være sammenlignbar med det som oppnås ved bruk av den godkjente standardprosedyren i petroleums-industrien.
Foretrukne fremgangsmåter for å estimere horisontal og/eller vertikal permeabilitet i samsvar med oppfinnelsen skiller seg på i det minste to vesentlige måter fra de kjente fremgangsmåter som er beskrevet ovenfor. For det første anvendes en sonde som har en åpning med ikke-sirkulært tverrsnitt. Sonden er den delen av verktøyet eller instrumentet som er i kontakt med formasjonen eller formasjonsprøven. Fluid blir forskjøvet gjennom sondeåpningen idet det foretas en måling. Åpningen er fortrinnsvis tilformet som en smal spalte, og et lite sideforhold (bredde/lengde) er mer viktig enn den nøyaktige formen på tverrsnittet. Spalteformen tillater fluid å trekkes eller injiseres i et mønster som tilsvarer måle-retningen. F.eks. viser fig. 6 sonden orientert horisontalt. Som det kan sees av strømningslinjene på fig. 6, entrer fluidet sonden (i tilfellet nedtrekk) langs den vertikale aksen Y. Tilsvarende viser fig. 7 sonden orientert vertikalt. Strømningslinjene på fig. 7 viser fluidet entre sonden (i tilfellet en nedtrekking) langs en horisontal akse X. Begrensningen som bestemmer hvor lite sideforholdet kan være, er et resultat av et ønske om å unngå tilstopping, og størrelsen på diameteren (maksimal lengde) til sonden. Sideforholdet som definert (bredde/lengde) er mindre enn 1,0.
For det andre blir målinger foretatt under to trykk-forstyrrelser (f.eks. under to nedtrekk), og med åpningen orientert i to forskjellige retninger med hensyn på formasjonen eller formasjonsprøven under de to målingene. F.eks. er åpningen orientert i en første retning (f.eks. horisontalt) under en første nedtrekking, og orientert i en andre retning (f.eks. vertikalt) ortogonalt på den første retnin gen under en andre nedtrekking. "Orienteringen" er retningen til den lengste dimensjonen til åpningens tverrsnitt.
Et antall variasjoner er mulige. F.eks. kan den ikke-sirkulære åpningens tverrsnitt være hovedsakelig elliptisk eller rektangulær eller av annen langstrakt eller spalte-lignende form. I stedet for trykknedtrekking frembragt ved tilbaketrekking av fluid fra formasjonen kan det anvendes trykkøkninger frembragt ved injisering av fluid inn i formasjonen. En kombinasjon av en trykknedtrekking og en trykkøkning (injeksjon) kan anvendes i stedet for to ned-trekninger. Sonder med to forskjellige åpningstverrsnitt kan anvendes for de to trykkforstyrrelses (nedtrekk og/eller injeksjon) målingene, f.eks. en hvor åpningstverrsnittet er sirkulært, forutsatt at det andre åpningstverrsnittet har et lite sideforhold (forhold mellom bredde og lengde).
Bestemmelse av horisontal og/eller vertikal permeabilitet i samsvar med de foretrukne utførelser er basert på vårt avledede forhold blant de følgende parametere: Den volumetriske strømningshastighet, Q, og viskositeten, fi, til fluidet som tvinges til å passere gjennom åpningen til sonden under nedtrekk eller injeksjon, de horisontale, kh, og vertikale, kv, komponentene til permeabiliteten til formasjonen, trykket ved sonden, Pp, trykket til formasjonen i avstand fra sonden (ekvivalent med trykket målt av sonden når formasjonfluidet er i dets uforstyrrede tilstand), Pf, og sondeåpningsdimensjonene 2 x «h og 2 x & v. Dette forholdet oppnås fra løsningen av de følgende grenseverdi-problemene hvor væske er fluidet som behandles:
På grunn av forskjellen i komprimerbarnet mellom væske og gass blir ligningene for gass:
P angir trykkfeltet inne i formasjonen, og (x, y, z) angir et rektangulært Cartesisk koordinatsystem som er orientert slik at X-aksen og Y-aksen peker i de horisontale retningene og Z-aksen peker i den vertikale retningen, og hvor Y = 0 overflaten tett aproksimerer lokaliseringen av borehullveggen nær sonden og formasjonen opptar området y
> 0. I tilfellet med bruk av minipermeameteret antas at målingene blir utført på en overflate av formasjonsprøven som ville tilfredsstille disse forhold dersom den fremdeles var i grunnen. Tverrsnittet til sondeåpningen antas å ha en elliptisk form med "bredde" 2 x £h og "lengde" 2 x £v slik som vist på fig. 8. (Eksempler på andre mulige åpningstverrsnitt er beskrevet nedenfor.) I ligning (1) relaterer "kv" uttrykket, kv(£<2>P/5z<2>) dvs. den annen derivert av P med hensyn på z, seg til formasjonspermeabilitet i den
vertikale retningen, og "k^<1>uttrykket, kn(den annen deriverte av P med hensyn på x + den annen deriverte av P med hensyn på y), relaterer seg til formasjonspermeabilitet i et isotropisk horisontalt plan. I ligning (5) relaterer på tilsvarende måte "ky" uttrykket seg til formasjonspermeabilitet i den vertikale retningen og "kn<n>uttrykket relaterer seg til formasjonspermeabilitet i et isotropisk horisontalt plan.
Det ønskede forhold følger fra definisjonen av volumetrisk strømningshastighet Q,
hvor Ap angir arealet til åpningen i sonden. Løsningen på dette grenseverdiproblemet er vist i J.N. Goodier m.fl., Elasticity and Plasticity, John Wiley & Sons, Inc. s.29-35 (1958). Denne gir hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag, og rp angir den effektive sonderadius definert som:
KH og Kv angir henholdsvis den dimensjonsløse horisontale komponenten og den dimensjonsløse vertikale komponenten for permeabiliteten. For væske:
For gass:
Det antas at for in situ målinger er åpningstverrsnittet tilstrekkelig lite sammenlignet med radien til hullet (f.eks. brønnhullet) som inneholder formasjonstesteren, til at overflaten til formasjonen nær sonden kan anses som i et plan. For laboratoriemålinger (f.eks. ved bruk av et minipermeameter og en formasjonsprøve), antas at en ugjen-nomtrengelig pute omgir sondeåpningen for å tilveiebringe en hydraulisk tetning mellom sondetuppen og prøven. Størrelsen til puten og formasjonsprøven antas å være stor nok til å rettferdiggjøre ikke-fluks grensetilstand på hele y = 0 overflaten (utenom ved åpningen) og bruken av semi-uendelig området (f.eks. det "halve rom" til D. Goggin m.fl.,
A Theoretical and Experimental Analysis of Minipermeameter Response Including Gas Slippage and High Velocity Flow Effects, In Situ, 12(1&2), s. 79-116 (1988), ved fig. 1). Fig. 9 viser kurven for permeabiliteten, k, som funksjon av foretrukne forhold mellom Rpute/<R>sonde'hvorRpUteer radien til den ugjennomtrengelige puten og Rsonden er radien til sondeåpningen. Putedimensjonene for in situ måling er mindre kritiske, delvis på grunn av tette-effekten til filterkaken ved borehullveggen.
De dimensjonsløse horisontale og vertikale komponentene til permeabiliteten blir bestemt på følgende måte. La 2 x £g og 2 x -Gj^angi henholdsvis den minste og største dimensjon på åpningen til sonden. Det vil gjenkalles at vi er interessert i en hvilken som helst åpning som har et lite sideforhold, dvs. at forholdet & 3/& i er et lite tall. En vertikal orientering av sondeåpningen forutsetter at & h er lik Æg, og fiver lik & 1. En horisontal orientering av sonden forutsetter & h er lik 2lrog «v er lik £s. Det forut-settes videre at det utføres to nedtrekkinger. Under den første nedtrekkingen strømmer fluid gjennom sonden i en volumetrisk strømningshastighet som tilsvarer Qlfog med sonden orientert vertikalt. Under den andre nedtrekkingen strømmer fluid gjennom sonden i en volumetrisk strømnings-hastighet som tilsvarer Q2, og med sonden orientert horisontalt. Det antas at verdiene på Qxog Q2er kjent; og de behøver ikke å være like. Dette gir grunnlag for de følgen-de to samtidige ligninger som inneholder bare to ukjente,
Km og KV1:
Indeksene 1 og 2 refererer seg til trykket ved sonden og volumstrøm gjennom sonden som tilsvarer den første nedtrekkingen og den andre nedtrekkingen, i definisjonene av KH og Kv. Definisjonen av størrelsen M for væske er gitt ved:
Definisjonen for størrelsen M for gass er gitt ved:
Verdien for størrelsen M blir umiddelbart frembragt av de målte trykk og kjente volumstrømmer, og er ekvi-
valent med både KHl/<K>H2og KVl/<K>V2. Verdiene for KHlog<K>Vl,
og således verdiene kh og kv, blir bestemt ved løsningen av ligningssettet ovenfor.
Verdiene KHlog<K>Vlkan frembringes ved bruk av en tabell slik som tabell 1 vist på fig. 10. Tabellen er frembragt av det ovenstående sett av ligninger ved evalue-ring av størrelsene M, KHl, KVl,<K>H2og KV2over et område av verdier av anisotropien, kh/kvtil formasjonen, for et gitt åpningssideforhold tj' 21. Tabell 1 er utformet for en elliptisk åpning som har sideforhold ( s/ tx = 0,2 orientert vertikalt (indeks 1) og horisontalt (indeks 2). Evaluerin-gen gjør bruk av det faktum at k^ky = KHl/KVl, KH2<=><K>Hl/M, og verdien ij' t1 er kjent. Dvs. at for en valgt verdi av kjj/k^. blir ligning (14) brukt for å evaluere KHlog ligning (15) blir brukt for å evaluere KHl/M. Verdien M blir frembragt ved å evaluere forholdet<K>Hl/<K>H2.<S>luttelig blir KVlog<K>V2frembragt ved å evaluere (kv/kh) x KHlog (kv/kh) x KH2. Disse evalueringer eller beregninger bestemmer en rekke i tabellen. Tilleggsrekker i tabellen frembringes ved å gjenta disse beregninger eller evalueringer for det ønskede område av verdier for kn/kv.
For å bruke tabellen blir en verdi av M beregnet fra målte trykkverdier og kjente volumstrømmer for et sett av pretestmålinger som er utført med sondeåpningen orientert i den vertikale retningen under en første nedtrekking og i den horisontale retningen under en andre nedtrekking, eller omvendt (se ligning (16) for væsker og ligning (17) for gasser) . Verdiene til KHlog KVl(eller KH2og KV2) i den samme grad som den beregnede verdien til M representerer løsningen av ovenstående sett av ligninger. Dersom f.eks. tg/ Il er lik 0,2 og M er lik 0,6732, gir tabell 1 (fig. 10) en verdi for KHlpå 1,905 og en verdi for KVlpå 0,1905. De eksplisitte verdier for knog kv følger direkte av definisjonene av<K>Hlog<K>Vl(eller KH2og<K>V2) og de kjente verdiene av ^pi'^pi~Pf (eller Pp2, Pp2- Pf) , Q1(eller Q2) , \ i og rp(dvs.
Fig. 11 og 12 viser grafisk dataene som er gitt i tabell l. På fig. 11 er verdiene for anisotropien kv/kh, og de dimensjonsløse komponentene for permeabiliteten, KH1 og KV1opptegnet som funksjon av verdiene på beregnet målefaktor M for en elliptisk sondeåpning som har et sideforhold på 0,2. De opptegnede verdiene tilsvarer data som er gitt i den første, andre, tredje og sjette søyle i tabell 1. Indeksen l angir data som karakteriserer den vertikalt orienterte sonden. På fig. 12 er verdiene for anisotropien, kvkn, og de dimensjonsløse komponentene for permeabiliteten, KH2og KV2opptegnet som funksjon av verdier av beregnet målefaktor M for en elliptisk sondeåpning som har et sideforhold på 0,2. De opptegnede verdiene tilsvarer data som er angitt i første, fjerde, femte og sjette søyle i tabell 1. Indeksen 2 angir data som karakterisererer den horisontalt orienterte sonden. Verdiene for anisotropien, kv/kh, og de dimensjonsløse komponentene for permeabiliteten,<K>H1og KV1(eller KH2og Kv2) , kan bestemmes direkte ut fra disse kurvene.
Tabell 2 (fig. 13) gir verdier for en elliptisk åpning som har et sideforhold & B/& i på 0,01 orientert vertikalt og horisontalt. Dataene i tabell 2 er angitt grafisk på fig.
14og15. I fig. 14 er verdiene for anisotropien, ky/kjj, og de dimensjonsløse komponentene for permeabiliteten, KH og Kv opptegnet som funksjon av verdier av beregnet målefaktor M for en elliptisk sondeåpning som har et sideforhold på 0,01. De opptegnede verdiene tilsvarer data som er gitt i den første, andre, tredje og sjette søyle i tabell 2. Indeksen 1 angir data som karakteriserer den vertikalt orienterte sonden. På fig. 15 er verdiene for anisotropien, lzh/ kv, og de dimensjonsløse komponentene for permeabiliteten, KH2og KV2, opptegnet som funksjon av verdier for beregnet målefaktor M for en elliptisk sondeåpning som har et sideforhold på 0,01. - De opptegnede verdiene tilsvarer data som er gitt i den første, fjerde, femte og sjette søyle i tabell 1. Indeksen 2 angir data som karakteriserer den horisontalt orienterte sonden. Verdiene for anisotropien, ky/kjj, og de dimensjonsløse komponentene for permeabiliteten, KH1og KV1(eller Km og K^), kan bestemmes direkte av disse kurvene.
Det er også temmelig enkelt å bestemme feiloverføringen fra den målte størrelsen M til de predikerte størrelsene kh og ky. Dersom det er en ± 10% feil i M, vil området av mulige verdier for KH og Kv tilsvarer deres verdier i rader omgitt av M lik 1,1 x M og 0,9 x M. Dersom f.eks. tBll\er lik 0,2 og M er lik 0,67, gir tabell 1 (fig. 10) for den vertikale sonden 1,77 s KH1s 2,07, eller, 1,92 ± 7,6% feil, og 0,97 «s KV1«s 0,32, eller, 0,21 ± 54% feil, og for den horisontale sonden 2,38 «s KH2s 3,42, eller 2,90 ± 17,8% feil, og 0,17£Kw s 0,44, eller, 0,31 ± 43% feil. I dette tilfellet oppnås den mest nøyaktige bestemmelse av KH og Kv ved bruk av resultatene fra den vertikale sonden for KH og den horisontale sonden for Kv.
Når sideforholdet til sondeåpningen minsker i verdi, avtar også den overførte feilen. Dersom f .eks. £s/^]_ er lik 0,01 og M er lik 0,47 (dette tilsvarer den samme anisotropien som i det forutgående eksempel), gir tabell 2 (fig.
13) for den vertikale sonden 3,15 s KH1s 3,30, eller, 3,22
± 2,2% feil, og 0,24 s KV1s 0,43, eller, 033 ± 29,3% feil, og for den horisontale sonden 6,20 s Kj^s 7,88, eller 7,04 ± 11,9% feil, og 0,56 s s 0,83, eller, 0,70 ± 19% feil. Igjen består den mest nøyaktige bestemmelse av KH og Kv i å bruke resultatene fra den vertikale sonden for KH og den horisontale sonden for Kv. Det er å bemerke at nøyaktighe-ten forbedres ved at det brukes en sonde med et mindre sideforhold.
Flytskjemaer over foretrukne fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen er vist på fig. 16 og 17. Sonden blir påtrykt formasjonen (eller formasjonsprøven) med åpningen orientert i en første retning, fortrinnsvis enten horisontalt eller vertikalt (trinn 1610). Formasjonstrykket blir målt ved-sonden (trinn 1620). Fluid blir forskjøvet gjennom sonden i en første tidsperiode med en volumstrøm Qx
(trinn 1630). Trykk ved sonden blir målt ved enden av den første tidsperioden (trinn 1640). Sonden blir så trukket
tilbake, rotert 90°, og igjen påtrykt formasjonen (trinn 1650). Fluid blir forskjøvet gjennom sonden i en andre tidsperiode og med en volumstrøm Q2(trinn 1660). Trykk ved sonden blir målt ved enden av den andre tidsperioden (trinn 1670). Viskositet til fluidet blir målt (trinn 1680). Verdier for horisontal permeabilitet kh og/eller k^blir bestemt på bakgrunn av åpningsdimensjonene, de målte trykk, volumstrømmen og fluidviskositeten.
På fig. 17 er det vist en foretrukket utførelse for å bestemme horisontale og/eller vertikale permeabilitetsverdier (f.eks. utførelse av trinn 1690). Det frembringes verdier for åpningsdimensjonene, de målte trykk, strømnings-hastighetene og fluidviskositeten, slik som ved hjelp av fremgangsmåten på fig. 16 (trinn 1710). En verdi for målefaktor M blir beregnet ved bruk av de målte trykkene og volumstrømmene (trinn 1720). Permeabilitetsfaktorer KH1 og<K>V1(eller<K>H2og K^) blir evaluert ved å bruke åpningsdimensjonene og verdien for målefaktoren M (trinn 1730). Verdier for kh og/eller kv blir bestemt på bakgrunn av permeabilitetsfaktorene, åpningsdimensjonene, de målte trykk, den ene eller begge volumstrømmene, Qxog Q2, og fluidviskositeten.
Trinnene på fig. 16 og 17 behøver ikke å utføres i den nøyaktige gitte orden. F.eks. kan formasjonstrykket måles ved sonden i et hvilket som helst passende trinn i prosessen, eller det kan måles med en separat sonde. Viskositeten til det forskjøvne fluid kan bestemmes i et hvilket som helst tidspunkt før bestemmelse av verdier for kh og/eller ky ved testing av en prøve eller en annen estimering.
Andre åpningsformer kan anvendes, slik som en rek-tangelform. For dette tilfellet er det frembragt en til-nærmet løsning på grenseverdiproblemet. Istedet for å anta at trykket til fluidet inntar en konstant verdi ved åpningen, antas at hastigheten til fluidet som forlater formasjonen er den samme i alle punkter i åpningen. Det er utledet uttrykk som relaterer Q, \ l, kh, kv og *Pp - Pf for sonden orientert både vertikalt og horisontalt med hensyn på formasjonen (formasjonsprøve) med en åpning som har dimensjonene 2 x ia og 2 x iy, hvor Pp angir det gjennomsnittlige trykket over åpningen (se H.S.Carslaw m.fl., Conduction of Heat In Solids, Oxford Science Publications (1959)). Disse hvor definisjonene på KH1,<K>V1,<K>H2, KV2, M og rp er de samme som i tilfellet med den ellipseformede åpningen, med det unntak at Pp - Pf erstatter Pp - Pf. For væsker:
For gasser:
Simultanligningene (19) og (20) kan løses ved å anvende den samme teknikken som tidligere. F.eks. har variablene M, KHT<K>V1'<K>H2°9<K>V2blitt evaluert over et område av verdier på kn/kvfor en rektangulær åpning med sideforhold lik 0,2. Dataene er gitt i tabell 3 på fig. 18 og opptegnet grafisk på fig. 19 og 20. Merk likheten mellom tabell 1 (fig. 10) og tabell 3 (fig.18).
Sondeåpinger med forskjellige former kan anvendes for de to trykkforstyrrelsesmålingene (f.eks. nedtrekk). En av de to sondeåpningene kan være sirkulær. Anta f.eks. at sonde 1 har en sirkulær åpning med radius rp1og at sonde 2 har en elliptisk åpning med kjent sideforhold £8/ i± orientert horisontalt med hensyn til formasjonen (eller forma-sjonsprøven) . De relevante forholdene følger av resultatene for den elliptiske åpningen. De er
For væsker:
For gasser:
Verdien rp for den elliptiske åpningen er gitt ved:
En løsning på simultanligningene 27 og 28 kan frembringes- ved å anvende den samme fremgangsmåten som beskrevet i eksemplene ovenfor. Tabell 4 på fig. 21 inneholder evalueringer av M, KH1,<K>V1,<K>H2og KV2over et område av verdier på kn/kvfor tilfellet med en sirkulær åpning og en horison tal elliptisk åpning med sideforhold & B/& i lik 0,2. Disse resultater er illustrert grafisk på fig. 22 og 23.
Mens det forutgående beskriver og illustrerer spesielt foretrukne utførelser av oppfinnelsen, må det forstås at mange modifikasjoner kan utføres uten at oppfinnelsestanken forlates. F.eks. kan det være mulig å anvende en første langstrakt formet sonde som har bredde 2 x Æa1og lengde & u. Så under den andre prøvetakingen i en ortogonal, andre retning, blir det brukt en andre langstrakt sonde som har en bredde 2 x iaZog lengde l12. De to sondene kan ha forskjellige totaldimensjoner. Den matematiske tolkning er imidlertid ekvivalent. Den foretrukne utførelse forutsetter for enkelhets skyld at dimensjonene er de samme. Det kan også være mulig å ha en rektangulært formet sonde i stedet for den elliptisk formede sonden under den andre prøvetakingen, mens en har en sirkulær sonde under den første prøve-takingen, eller omvendt. I de påfølgende patentkrav har vi til hensikt å dekke alle slike modifikasjoner som faller innenfor den sanne oppfinnelsestanke og ramme for oppfinnelsen.
Claims (21)
1. Fremgangsmåte for å bestemme permeabiliteten for en grunnformasjon i minst en av to ortogonale retninger, idet formasjonen inneholder et formasjonsfluid,karakterisert vedfølgende trinn: a. måling av et trykk Pf i formasjonsfluidet; b. frembringelse av en trykkforstyrrelse i formasjonsfluidet ved å forskyve fluid gjennom en sondeåpning i en første tidsperiode og med en første volumstrøm Qx, idet sondeåpningen har et langstrakt tverrsnitt med bredde 2 x is og lengde 2 x ^ og er orientert i en første retning; c. måling av et trykk Pp1i fluidet hovedsakelig ved slutten av den første tidsperioden; d. frembringelse av en trykkforstyrrelse i formasjonsfluidet ved å forskyve fluid gjennom en sondeåpning i en andre tidsperiode og med en andre volumstrøm Q2, idet sondeåpningen har et langstrakt tverrsnitt med bredde 2 x tsog lengde 2 x lj og er orientert i en andre retning ortogonalt på nevnte første retning; e. måling av et trykk Pp2i fluidet hovedsakelig ved slutten av den andre tidsperioden; f. bestemmelse av en verdi \ l for fluidets viskositet i formasjonen; og g. bestemmelse av en permeabilitetsverdi i minst en av nevnte første og andre retninger på bakgrunn av åpningsbredden 2 x !s og åpningslengden 2 x £1#det målte trykket Pf, minst ett av de målte trykkene Pp1og Pp2, minst en av volumstrømmene, Qxog Q2, og den bestemte verdien \ l for fluidets viskositet i formasjonen.
2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,karakterisert vedat trinn g omfatter følgende-trinn: i. beregning av en målefaktor M ut fra de målte trykk Pf, Pp1og Pp2og fra volumstrømmene Qxog Q2; ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KHisom er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs mengde Ky som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsbredden 2 x 23og åpningslengden 2 x t1; og iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi kh på bakgrunn av verdiene av størrelsen K^, åpningsbredden 2 x is og åpningslengden 2 x tlfdet målte trykket Pf, minst ett av de målte trykkene Ppiog Pp2, minst en av volumstrømmene Q1og Q2og den bestemte verdien/x for fluidets viskositet i formasjonen.
3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M ut fra de målte trykkene Pf, Ppiog Pp2og fra volumstrømmene 0^og Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KHlsom er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KVlsom er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsbredden 2 x fg og åpningslengden 2'x 2±i samsvar med forholdene
hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag; iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi Kh på bakgrunn av verdiene av en størrelse KHjomfattende en av størrelsene KH1og<K>H1/M, åpningsbredden 2 x fs og åpningslengden 2 x 2lt det målte trykket Pf>et målt trykk Ppj-bestående av ett av de målte trykk Pp1og Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Qxog Q2, og den bestemte verdi/x for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med
forholdene
4. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M ut fra de målte trykkene Pf/Pp1og Pp2og fra volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen basert på den beregnede målefaktor M og åpningsbredden 2 x fs og åpningslengden 2 x l±i samsvar med
forholdene
hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag; iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi kH på bakgrunn av verdiene for størrelsen KH1, åpningsbredden 2 x fs og åpningslengden 2 x lltdet målte trykket Pf, det målte trykket Pp1, volumstrømmen Q1#og den bestemte verdien \ l for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med forholdene
5. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykk Pf, Pp1og Pp2og på bakgrunn av volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som ér representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsbredden 2 x is og åpningslengden 2 x £x i samsvar med forholdene
hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag; iii. bestemmelse av en vertikal permeabilitetsverdi på bakgrunn av verdiene av en størrelse KVl- bestående av en av mengdene<K>V1og<K>V1/M, åpningsbredden 2 x tsog åpningslengde 2 x £1#det målte trykket Pf, et målt trykk Ppj- omfattende et av de målte trykkene Pp1og Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Qxog Q2, og den bestemte verdi \ i for
viskositet til fluid i formasjonen i samsvar med forholdene
6. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykkene Pf, Pp1og Pp2og av volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsbredden 2 x t3og åpningslengden 2 x ^ i samsvar med forholdene
hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag; iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi knpå bakgrunn av verdiene av en størrelse KHl- som omfatter en av mengdene KH1og<K>H1/M og åpningsbredden 2 x tsog åpningslengden 2 x £lt det målte trykket Pf, et målt trykk Ppj-, omfattende et av de målte trykkene Pp1og Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Q1og Q2, og den bestemte verdien ii for viskositet til fluid i formasjonen i samsvar med forholdene
7. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykkene Pf/ Pp1og Pp2og av volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsbredden 2 x tsog åpningslengden 2 x £ x i samsvar med
forholdene
hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag; iii. bestemmelse av en vertikal permeabilitetsverdi k^. på bakgrunn av verdiene for mengden KVl- omfattende en av mengdene<K>V1og KV1/M, åpningsbredden 2 x ls og åpningslengden 2 x ilt det målte trykket Pf, et målt trykk Pp^omfattende et av de målte trykkene Pp1og Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Q±og Q2, og den bestemte verdi/i for
fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med forholdene
8. Fremgangsmåte for å anslå permeabilitet for en grunn-formas jon i minst en av to ortogonale retninger,karakterisert vedde følgende trekk: a. måling av et trykk Pf for fluid i formasjonen; b. frembringelse av en trykkforstyrrelse i formasjonsfluidet ved å forskyve fluid gjennom en sondeåpning i en første tidsperiode med en første volumstrøm Qx, idet sondeåpningen har et langstrakt tverrsnitt med bredde 2 x is og lengde 2 x fjog er orientert i en første retning; c. måling av fluidets trykk hovedsakelig ved slutten av den første tidsperioden for å frembringe en verdi Pp1for gjennomsnittstrykket over åpningen; d. frembringelse av en trykkforstyrrelse i formasjonsfluidet ved å forskyve fluid gjennom en sondeåpning i en andre tidsperiode og med en andre volumstrøm Q2, idet sondeåpningen har et langstrakt tverrsnitt med bredde 2 x ls og- lengde 2 x iog er orientert i en andre retning ortogonalt på nevnte første retning; e. måling av trykket til fluidet ved slutten av den andre tidsperioden for å frembringe en verdi Pp2for gjennomsnitt-lig trykk over åpningen; f. bestemmelse av en verdi \ i for fluidets viskositet i formasjonen; og g. bestemmelse av en verdi for permeabilitet i minst en av to ortogonale retninger på bakgrunn av åpningsbredden 2 x tsog åpningslengden 2 x llfdet målte trykket Pf, i det minste en av de to gjennomsnittlige trykkverdiene Pp1og Pp2, i det minste en av volumstrømmene Q±og Q2og den bestemte verdien fi for fluidets viskositet i formasjonen.
9. Fremgangsmåte i henhold til krav 8,karakterisert vedat trinn g består av de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av det målte trykket Pf/de gjennomsnittlige trykkverdier Pp1og Pp2, og volumstrømmene Qxog Q2; ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KHl- som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse Kv som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene 2 x ls og 2 x iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi kh på bakgrunn av verdiene for mengden KHl-, åpningsdimensj onene 2 x l3og 2 x lltdet målte trykket Pf, minst ett av de gjennomsnittlige trykkverdiene Pp1og Pp2, og minst en av volumstrømmene Q±og Q2og den bestemte verdien \ i for fluidets viskositet i formasjonen.
10. Fremgangsmåte i henhold til krav 8,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende -trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av det målte trykk Pf, de gjennomsnittlige trykkverdiene Pp1og Pp2og volumstrømmene Qxog Q2; ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse Kvisom er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene 2 x £s og 2 x t1; iii. bestemmelse av en vertikal permeabilitetsverdi kv på bakgrunn av verdiene av størrelsen KVi, åpningsdimensjonene 2 x tsog 2 x £lf det målte trykket Pf, minst en av gjennom-snittstrykkverdiene Pp1og Pp2, minst en av volumstrømmene Qxog Q2og den bestemte verdien it for fluidets viskositet i formasjonen.
11. Fremgangsmåte i henhold til krav 8,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av det målte trykk Pf, de gjennomsnittlige trykkverdiene Pp1og Pp2, og volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs mengde KV1som er representiv for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene2 x £s og 2 x ^ i samsvar med forholdene iii. bestemmelse av horisontal permeabilitetsverdi knpå bakgrunn av verdien av en størrelse KHl- omfattende en av verdiene<K>H1og<K>H1/M, åpningsdimensj onene 2 x ls og 2 x llt det målte trykket Pf/en trykkverdi Ppjomfattende en av de gjennomsnittlige trykkverdiene Pp1og Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Qxog Q2, og den bestemte verdien \ i til fluidets viskositet i formasjonen i samsvar
med forholdene
12. Fremgangsmåte i henhold til krav 8,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende t rekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av det målte trykk Pf, de gjennomsnittlige trykkverdier Pp1og Pp2, og volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs mengde KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åp-
ningsdimensj onene 2 x £s og 2 x t±i samsvar med forholdene iii. bestemmelse av en vertikal permeabilitetsverdi kv på bakgrunn av verdiene av en størrelse KVl- omfattende en av størrelsene KV1og<K>V1/M, åpningsdimensjonene 2 x tsog 2 x £lt det målte trykket Pf, en trykkverdi Ppj- omfattende en av de gjennomsnittlige trykkverdiene Pp1ogPp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Qxog Q2, og den bestemte verdi /x for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med
forholdene
13. Fremgangsmåte i henhold til krav 8,karakterisert vedat trinn g omfatter trekkene: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av det målte trykket Pf, de gjennomsnittlige trykkverdiene Pp1og Pp2, og volumstrømmene Q±og Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs mengde KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene 2 x is og 2 x £x i samsvar med forholdene iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi kh på bakgrunn av verdien av en størrelse KHl- omfattende en av verdiene<K>H1og<K>H1/M, åpningsdimensj onene 2 x tQog 2 x £1#det målte-trykket Pf, en trykkverdi Ppj. omfattende en av de gjennomsnittlige trykkverdiene<*>Pp1og ^p2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Qxog Q2og den bestemte verdien ( i for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med forholdene
14. Fremgangsmåte i henhold til krav 8,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av det målte trykket Pf, de gjennomsnittlige trykkverdiene Pp1og Pp2, og volumstrømmer Qxog Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene 2 x is og 2 x £1i samsvar med forholdene iii. bestemmelse av en vertikal permeabilitetsverdi kv på bakgrunn av verdien av en størrelse Kv. omfattende en av verdiene KVlog<K>Vl/M, åpningsdimensj onene 2 x £s og 2 x fx, det målte trykket Pf, en trykkverdi Ppjomfattende en av de gjennomsnittlige trykkverdiene Ppiog Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Q±og Q2, og den bestemte verdien /x for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar
med forholdene
15. Fremgangsmåte for å anslå permeabilitet for en grunn-formas jon i minst horisontal eller vertikal retning, idet formasjonen inneholder et formasjonsfluid,karakterisert vedde følgende trekk: a. måling av et trykk Pf for formasjonsfluidet; b. frembringelse av en trykkforstyrrelse i formasjonsfluidet ved å forskyve fluid gjennom en første sondeåpning i en første tidsperiode og med en første volumstrøm Qltidet den første sondeåpningen har et sirkulært tverrsnitt med radius rpi; c. måling av et trykk Ppii fluidet hovedsakelig ved slutten av den første tidsperioden; d. frembringelse av en trykkforstyrrelse i formasjons-
fluidet ved å forskyve fluid gjennom en andre sondeåpning i en andre tidsperiode og med en andre volumstrøm Q2, idet den andre sondeåpningen har et langstrakt tverrsnitt med bredde 2 x £s og lengde 2 x £1; e. måling av et trykk Pp2i fluidet hovedsakelig ved slutten av den andre tidsperioden. f. bestemmelse av en verdi n for fluidets viskositet i formasjonen; og g. bestemmelse av en verdi for permeabilitet i minst den horisontale eller den vertikale retningen på bakgrunn av åpningsdimensjonene 2 x is, 2 x ^ og rp1, det målte trykket Pf/minst ett av de målte trykkene Pp1og Pp2, minst en av strømningshastighetene Qxog Q2og den bestemte verdien fi for fluidets viskositet i formasjonen.
16. Fremgangsmåte i henhold til krav 15,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykk Pf, Pp1og Pp2og av volumstrømmene Q±og Q2; ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs mengde KHl-som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensj onene 2 x is, 2 x ^ og rp1og iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi knpå bakgrunn av verdiene for størrelsen KHi; en åpningsdimensjon rpmomfattende en av verdiene rp1og rp2hvor rp2er en funksjon av 2 x tsog 2 x £lf- det målte trykket Pf; minst et av de målte trykkene Pp1og Pp2; minst en av strømningshastig-hetene Qxog Q2; og den bestemte verdi \ i for fluidets viskositet i formasjonen.
17. Fremgangsmåte i henhold til krav 15,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykkene Pf, Pp1og Pp2og av volumstrømmene Qxog Q2; ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KVl- som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensj onene 2 x ts, 2 x l±og rp1; og iii. bestemmelse av en vertikal permeabilitetsverdi k^på bakgrunn av verdiene for størrelsen KVj; en åpningsdimensjon rpmomfattende en av verdiene rp1og rp2hvor rp2er en funksjon av 2 x £s og 2 x t-^ ; det målte trykket Pf; minst et av de målte trykkene Pp1og Pp2; minst en av strømningshastig-hetene Qxog Q2; og den bestemte verdi/x for fluidets viskositet i formasjonen.
18. Fremgangsmåte i henhold til krav 15,karakterisert vedat trinn g omfatter følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykkene Pf, Pp1og Pp2og av volumstrømmene Q±og Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene 2 x ts, 2 x £x og rp1i samsvar med forholdene
hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag; iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi kh på bakgrunn av verdien av en størrelse KHiomfattende en av størrelsene KHlog<K>Hl/M, en verdi rpmomfattende en av verdiene rpiog rp2>det målte trykket Pf, et målt trykk Ppjomfattende et av de målte trykkene Ppiog Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Qxog Q2, og den bestemte verdi ti for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med forholdet
19. Fremgangsmåte i henhold til krav 15,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykkene Pf, Ppiog Pp2og av volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KHlsom er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KVlsom er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene 2 x ls, 2 x txog rpii samsvar med for-
holdene
hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag: iii. bestemmelse av en vertikal permeabilitetsverdi kv på bakgrunn av verdiene av en størrelse KViomfattende en av verdiene KVlog<K>Vl/M, en verdi rpmomfattende en av verdiene rpiog rp2, det målte trykket Pf/et målt trykk Ppjomfattende et av de målte trykkene Ppiog Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Qxog Q2, og den bestemte verdien \ i for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med forholdet
20. Fremgangsmåte i henhold til krav 15,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykkene Pf, Pp1og Pp2og av volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med forholdet
ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene la, lxog rp1i samsvar med forholdene hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag; iii. bestemmelse av en horisontal permeabilitetsverdi kh på bakgrunn av verdiene av en størrelse KHjomfattende en av størrelsene KH1og KH1/M, en verdi rpmomfattende en av verdiene rp1og rp2, det målte trykket Pf, et målt trykk Ppjomfattende et av de målte trykkene Pp1og Pp2, en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene 0^ og Q2, og den bestemte verdi n for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med forholdet
trykk Pf/det målte trykk Pp1, volumstrømmen Q±og den bestemte verdi \ i for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med forholdet
21. Fremgangsmåte i henhold til krav15,karakterisert vedat trinn g omfatter de følgende trekk: i. beregning av en målefaktor M på bakgrunn av de målte trykkene Pf, Pp1og Pp2og av volumstrømmene Qxog Q2i samsvar med -forholdet ii. bestemmelse av en verdi for en dimensjonsløs størrelse KH1som er representativ for den horisontale permeabiliteten til formasjonen og en verdi for en dimensjonsløs størrelse KV1som er representativ for den vertikale permeabiliteten til formasjonen, basert på den beregnede målefaktor M og åpningsdimensjonene 2 x ts, 2 x ^ og rp1i samsvar med for-
holdene
hvor F angir det fullstendige elliptiske integral av første slag; iii. bestemmelse av en vertikal permeabilitetsverdi ky på bakgrunn av verdiene av en størrelse KVl- omfattende en av verdiene<K>V1og<K>V1/M, en verdi rpmomfattende en av verdiene rp1og rp2, det målte trykket Pf, et målt trykk Ppj- omfattende et av de målte trykkene Pp1og Pp2>en volumstrøm Qnomfattende en av volumstrømmene Qxog Q2, og den bestemte verdi \ i for fluidets viskositet i formasjonen i samsvar med forholdet
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/722,052 US5265015A (en) | 1991-06-27 | 1991-06-27 | Determining horizontal and/or vertical permeability of an earth formation |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO922532D0 NO922532D0 (no) | 1992-06-26 |
| NO922532L NO922532L (no) | 1992-12-28 |
| NO305575B1 true NO305575B1 (no) | 1999-06-21 |
Family
ID=24900327
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO922532A NO305575B1 (no) | 1991-06-27 | 1992-06-26 | Bestemmelse av horisontal og/eller vertikal permeabilitet for en grunnformasjon |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5265015A (no) |
| EP (1) | EP0520903B1 (no) |
| AU (1) | AU656381B2 (no) |
| DE (1) | DE69205628D1 (no) |
| NO (1) | NO305575B1 (no) |
Families Citing this family (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5279153A (en) * | 1991-08-30 | 1994-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for determining horizontal and/or vertical permeability of an earth formation |
| US5602334A (en) * | 1994-06-17 | 1997-02-11 | Halliburton Company | Wireline formation testing for low permeability formations utilizing pressure transients |
| FR2739932B1 (fr) * | 1995-10-11 | 1997-12-12 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour caracteriser l'anisotropie de permeabilite d'un milieu poreux |
| US5770798A (en) * | 1996-02-09 | 1998-06-23 | Western Atlas International, Inc. | Variable diameter probe for detecting formation damage |
| WO2001029058A1 (en) * | 1999-10-15 | 2001-04-26 | University Of Massachusetts | Rna interference pathway genes as tools for targeted genetic interference |
| AU1939400A (en) * | 1999-12-14 | 2001-12-03 | Cristina Crawford | Multi-directional permeameter |
| DE60136661D1 (de) | 2000-07-20 | 2009-01-02 | Baker Hughes Inc | Vorrichtung zur Absaugung von Flüssigkeitsproben und Verfahren zur Vorortsanalyse der Formationsflüssigkeiten |
| US7032661B2 (en) | 2001-07-20 | 2006-04-25 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for combined NMR and formation testing for assessing relative permeability with formation testing and nuclear magnetic resonance testing |
| US7126332B2 (en) | 2001-07-20 | 2006-10-24 | Baker Hughes Incorporated | Downhole high resolution NMR spectroscopy with polarization enhancement |
| US7395703B2 (en) | 2001-07-20 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Formation testing apparatus and method for smooth draw down |
| US7011155B2 (en) | 2001-07-20 | 2006-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Formation testing apparatus and method for optimizing draw down |
| US6658930B2 (en) | 2002-02-04 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metal pad for downhole formation testing |
| AU2003233565B2 (en) * | 2002-05-17 | 2007-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for MWD formation testing |
| AU2003231797C1 (en) * | 2002-05-17 | 2010-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | MWD formation tester |
| US6719049B2 (en) * | 2002-05-23 | 2004-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid sampling methods and apparatus for use in boreholes |
| US8555968B2 (en) * | 2002-06-28 | 2013-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation system and method |
| US8210260B2 (en) | 2002-06-28 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Single pump focused sampling |
| US7178591B2 (en) * | 2004-08-31 | 2007-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
| US8899323B2 (en) | 2002-06-28 | 2014-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Modular pumpouts and flowline architecture |
| US6832515B2 (en) | 2002-09-09 | 2004-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring formation properties with a time-limited formation test |
| US9376910B2 (en) | 2003-03-07 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole formation testing and sampling apparatus having a deployment packer |
| US7128144B2 (en) * | 2003-03-07 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation testing and sampling apparatus and methods |
| US7234521B2 (en) | 2003-03-10 | 2007-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for pumping quality control through formation rate analysis techniques |
| US7463027B2 (en) | 2003-05-02 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for deep-looking NMR logging |
| CA2852097A1 (en) | 2003-10-03 | 2005-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for t1-based logging |
| WO2005036338A2 (en) * | 2003-10-04 | 2005-04-21 | Halliburton Energy Services Group | System and methods for upscaling petrophysical data |
| US7121338B2 (en) | 2004-01-27 | 2006-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc | Probe isolation seal pad |
| MY140024A (en) | 2004-03-01 | 2009-11-30 | Halliburton Energy Serv Inc | Methods for measuring a formation supercharge pressure |
| US7260985B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc | Formation tester tool assembly and methods of use |
| US7216533B2 (en) | 2004-05-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for using a formation tester |
| US7603897B2 (en) | 2004-05-21 | 2009-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole probe assembly |
| WO2005113935A2 (en) | 2004-05-21 | 2005-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for using formation property data |
| US7181960B2 (en) * | 2004-08-26 | 2007-02-27 | Baker Hughes Incorporated | Determination of correct horizontal and vertical permeabilities in a deviated well |
| US7448262B2 (en) * | 2004-08-26 | 2008-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Determination of correct horizontal and vertical permeabilities in a deviated well |
| US7231818B2 (en) * | 2004-08-26 | 2007-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Determining horizontal and vertical permeabilities by analyzing two pretests in a horizontal well |
| US8950484B2 (en) * | 2005-07-05 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester tool assembly and method of use |
| EP1936113B1 (en) | 2006-12-21 | 2009-11-04 | Services Pétroliers Schlumberger | 2d well testing with smart plug sensor |
| US7617050B2 (en) * | 2007-08-09 | 2009-11-10 | Schlumberg Technology Corporation | Method for quantifying resistivity and hydrocarbon saturation in thin bed formations |
| GB2481744B (en) * | 2007-11-16 | 2012-02-15 | Schlumberger Holdings | Cleanup production during sampling |
| US8136395B2 (en) | 2007-12-31 | 2012-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for well data analysis |
| US8015867B2 (en) * | 2008-10-03 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Elongated probe |
| US9085964B2 (en) | 2009-05-20 | 2015-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester pad |
| WO2011040924A1 (en) * | 2009-10-01 | 2011-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining anisotropy with a formation tester in a deviated borehole |
| CN103808644B (zh) * | 2014-03-06 | 2016-08-17 | 华星诚森科技（北京）有限公司 | 岩体渗透系数原位测量装置及其采集控制系统 |
| US10338267B2 (en) * | 2014-12-19 | 2019-07-02 | Schlumberger Technology Corporation | Formation properties from time-dependent nuclear magnetic resonance (NMR) measurements |
| GB2537455B (en) | 2015-02-06 | 2017-08-23 | Schlumberger Technology Bv | Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures |
| WO2017015340A1 (en) | 2015-07-20 | 2017-01-26 | Pietro Fiorentini Spa | Systems and methods for monitoring changes in a formation while dynamically flowing fluids |
| AU2018410470B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-03-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for generating permeability scaling functions to estimate permeability |
| CN109944589B (zh) * | 2019-03-27 | 2021-04-20 | 中国石油大学(北京) | 各向异性油藏物理模型制作方法及装置 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2688369A (en) * | 1949-06-16 | 1954-09-07 | W B Taylor | Formation tester |
| US3181608A (en) * | 1961-08-11 | 1965-05-04 | Shell Oil Co | Method for determining permeability alignment in a formation |
| US3396796A (en) * | 1966-12-01 | 1968-08-13 | Schlumberger Technology Corp | Fluid-sampling apparatus |
| US3780575A (en) * | 1972-12-08 | 1973-12-25 | Schlumberger Technology Corp | Formation-testing tool for obtaining multiple measurements and fluid samples |
| US3952588A (en) * | 1975-01-22 | 1976-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for testing earth formations |
| US4742459A (en) * | 1986-09-29 | 1988-05-03 | Schlumber Technology Corp. | Method and apparatus for determining hydraulic properties of formations surrounding a borehole |
| US4890487A (en) * | 1987-04-07 | 1990-01-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining horizontal and/or vertical permeability of a subsurface earth formation |
-
1991
- 1991-06-27 US US07/722,052 patent/US5265015A/en not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-06-16 AU AU18266/92A patent/AU656381B2/en not_active Ceased
- 1992-06-25 DE DE69205628T patent/DE69205628D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1992-06-25 EP EP92401806A patent/EP0520903B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-06-26 NO NO922532A patent/NO305575B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO922532L (no) | 1992-12-28 |
| EP0520903A3 (en) | 1993-05-19 |
| DE69205628D1 (de) | 1995-11-30 |
| EP0520903A2 (en) | 1992-12-30 |
| AU656381B2 (en) | 1995-02-02 |
| AU1826692A (en) | 1993-01-07 |
| US5265015A (en) | 1993-11-23 |
| NO922532D0 (no) | 1992-06-26 |
| EP0520903B1 (en) | 1995-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO305575B1 (no) | Bestemmelse av horisontal og/eller vertikal permeabilitet for en grunnformasjon | |
| EP3426891B1 (en) | Estimation of formation properties based on borehole fluid and drilling logs | |
| Ghanizadeh et al. | A comparison of shale permeability coefficients derived using multiple non-steady-state measurement techniques: Examples from the Duvernay Formation, Alberta (Canada) | |
| US5247830A (en) | Method for determining hydraulic properties of formations surrounding a borehole | |
| AU2013219864B2 (en) | Method for determining a permeability or mobility of a radial flow response of a reservoir | |
| NO305722B1 (no) | Apparat for bestemmelse av horisontal og/eller vertikal permeabilitet for en grunnformasjon | |
| US5672819A (en) | Formation evaluation using phase shift periodic pressure pulse testing | |
| US11976553B2 (en) | Drill stem testing | |
| US20140014331A1 (en) | Method and tool for evaluating a geological formation | |
| US20110087459A1 (en) | Cleanup prediction and monitoring | |
| US10585082B2 (en) | Downhole filtrate contamination monitoring | |
| US10378349B2 (en) | Methods of plotting advanced logging information | |
| CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
| Brown | Improved interpretation of wireline pressure data | |
| WO2019219153A2 (en) | Estimation of free water level and water-oil contact | |
| WO2017041078A1 (en) | Downhole filtrate contamination monitoring with corrected resistivity or conductivity | |
| EP0176410B1 (en) | Method for uniquely estimating permeability and skin factor for at least two layers of a reservoir | |
| CA2741763A1 (en) | Detection and quantification of gas mixtures in subterranean formations | |
| CN1224775C (zh) | 确定地层中流体接触面的探测装置 | |
| CN112145165A (zh) | 一种微裂缝-孔隙型储层动静态渗透率转换方法 | |
| Murphy et al. | The use of special coring and logging procedures for defining reservoir residual oil saturations | |
| Torres-Verdín et al. | History matching of multiphase-flow formation-tester measurements acquired with focused-sampling probes in deviated wells | |
| US20080149332A1 (en) | Multi-probe pressure test | |
| Palmer et al. | Advances in fluid identification methods using a high resolution densitometer in a Saudi Aramco field | |
| Gilbert | Pressure transient analysis in horizontal wells in some sole Pit Area Fields, UK |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |