RU2005113185A - Способ определения свойств пластовых флюидов - Google Patents

Способ определения свойств пластовых флюидов Download PDF

Info

Publication number
RU2005113185A
RU2005113185A RU2005113185/28A RU2005113185A RU2005113185A RU 2005113185 A RU2005113185 A RU 2005113185A RU 2005113185/28 A RU2005113185/28 A RU 2005113185/28A RU 2005113185 A RU2005113185 A RU 2005113185A RU 2005113185 A RU2005113185 A RU 2005113185A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
values
fluids
reservoir
measurements
Prior art date
Application number
RU2005113185/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2367981C2 (ru
Inventor
Роберт ФРИДМАН (US)
Роберт Фридман
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Бв (Nl)
Шлюмбергер Текнолоджи Бв
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Бв (Nl), Шлюмбергер Текнолоджи Бв filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Бв (Nl)
Publication of RU2005113185A publication Critical patent/RU2005113185A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2367981C2 publication Critical patent/RU2367981C2/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/38—Processing data, e.g. for analysis, for interpretation, for correction
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06N—COMPUTING ARRANGEMENTS BASED ON SPECIFIC COMPUTATIONAL MODELS
    • G06N3/00—Computing arrangements based on biological models
    • G06N3/02—Neural networks
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06N—COMPUTING ARRANGEMENTS BASED ON SPECIFIC COMPUTATIONAL MODELS
    • G06N3/00—Computing arrangements based on biological models
    • G06N3/02—Neural networks
    • G06N3/04—Architecture, e.g. interconnection topology
    • G06N3/042—Knowledge-based neural networks; Logical representations of neural networks

Claims (32)

1. Способ определения свойства флюидов в пластах, окружающих подземную скважину, заключающийся в том, что формируют базу данных на основании измерений на большом количестве проб флюида из запомненных обучающих значений свойств флюида, связанных с запомненными обучающими значениями измерений флюида, получают из указанной базы данных параметры радиальной базисной функции, получают значения измерений пластового флюида, определяют, используя интерполяцию радиальной базисной функции, свойство пластовых флюидов по значениям в указанной базе данных, указанным параметрам и указанным полученным значениям измерений пластового флюида.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе получения из указанной базы данных параметров радиальной базисной функции осуществляют формирование отображающей функции для радиальной базисной функции, формируют функцию стоимости путем использования значений в базе данных и отображающей функции, и осуществляют минимизацию функции стоимости, чтобы определить указанные параметры.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные параметры представляют собой параметры веса и ширины.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что параметры веса определяют по выходным векторам, полученным из базы данных.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе получения значений измерений пластового флюида получают значения измерений ядерно-магнитного резонанса по флюиду, отобранному из указанных пластов.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что на этапе получения значения измерений пластового флюида дополнительно получают значения измерений для температуры пластового флюида.
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что на этапе получения значений измерений пластового флюида дополнительно получают значения измерений для давления пластового флюида.
8. Способ по п.5, отличающийся тем, что на этапе получения значений измерений пластового флюида дополнительно получают значения измерений для соотношения газ/нефть пластового флюида.
9. Способ по любому из пп.1, 5, 8, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой вязкость пластовых флюидов.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой соотношение газ/нефть пластовых флюидов.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой молекулярный состав пластовых флюидов.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой плотность в жидком состоянии пластовых флюидов.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой давление насыщения (вскипания) пластовых флюидов.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой коэффициент пластового объема нефти пластовых флюидов.
15. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой состав предельных углеводородов, ароматических соединений, смолистых веществ и асфальтенов.
16. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе получения значений измерений пластового флюида получают результаты оптических измерений по флюиду, отобранному из указанных пластов.
17. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе получения значений измерений пластового флюида получают результаты измерений соотношения газ/нефть по флюиду, отобранному из пластов.
18. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе получения значений измерений пластового флюида получают значения измерений ядерно-магнитного резонанса посредством использования ядерно-магнитного каротажного устройства в скважине.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что на этапе получения значений измерений ядерно-магнитного резонанса посредством использования ядерно-магнитного каротажного устройства в скважине осуществляют извлечение флюида из скважины и получение указанных значений измерений ядерно-магнитного резонанса по измерениям на флюиде, извлеченном из скважины.
20. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе создания базы данных на основании измерений на большом количестве проб флюида из запомненных обучающих значений свойств флюида, связанных с запомненными обучающими значениями измерений флюида, осуществляют создание базы данных из запомненных обучающих значений вязкости флюида, связанных с запомненными обучающими значениями ядерно-магнитного резонанса флюида, при этом на этапе получения значений измерений пластового флюида получают значения измерений ядерно-магнитного резонанса по флюиду, отобранному из указанных пластов, а на этапе определения свойства пластовых флюидов определяют вязкость пластовых флюидов.
21. Способ по любому из пп.2, 4, отличающийся тем, что на этапе создания базы данных на основании измерений на большом количестве проб флюида из запомненных обучающих значений свойства флюида, связанных с запомненными обучающими значениями измерений флюида, осуществляют создание базы банных из запомненных обучающих значений вязкости флюида, связанных с запомненными обучающими значениями ядерно-магнитного резонанса флюида, при этом на этапе получения значений измерений пластового флюида получают значения измерений ядерно-магнитного резонанса по флюиду, отобранному из указанных пластов, а на этапе определения свойства пластовых флюидов определяют вязкость пластовых флюидов.
22. Способ по п.1, отличающийся тем, что свойство пластовых флюидов представляют вектором, имеющим большое количество размерностей.
23. Способ по п.21, отличающийся тем, что указанные значения измерений флюида представляют вектором, имеющим большое количество размерностей.
24. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно повторяют этапы способа для формирования значений измерений пластового флюида, полученного на различных отметках глубины скважины, и создают каротажную диаграмму указанного свойства, определенного на различных отметках глубины.
25. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой молекулярный состав.
26. Способ определения свойства флюидов из пластов, окружающих подземную скважину, которые извлекают в каротажное устройство в скважине, заключающийся в том, что заранее создают базу данных на основании измерений на большом количестве проб флюида из запомненных обучающих значений свойств флюида, связанных с запомненными обучающими значениями измерений флюида, получают из указанной базы данных параметры радиальной базисной функции, получают на основании измерений на флюидах, которые извлекают в каротажное устройство, значения измерений пластового флюида, определяют путем использования интерполяции с помощью радиальной базисной функции свойство пластовых флюидов по значениям в базе данных, указанным параметрам и указанным полученным значениям измерений пластового флюида.
27. Способ по п.26, отличающийся тем, что на этапе получения значений измерений пластового флюида получают значения измерений ядерно-магнитного резонанса по флюиду, отобранному из пластов.
28. Способ по п.26, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой вязкость пластовых флюидов.
29. Способ по п.26, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой молекулярный состав пластовых флюидов.
30. Способ по п.26, отличающийся тем, что указанные параметры представляют собой параметры веса и ширины.
31. Способ по п.26, отличающийся тем, что указанное свойство пластовых флюидов представляет собой предельные углеводороды, ароматические соединения, смолистые вещества и асфальтены пластовых флюидов.
32. Способ определения свойства флюидов в пластах, окружающих подземную скважину, на основании базы данных из запомненных обучающих значений свойства флюида, заключающийся в том, что получают из указанной базы данных параметры радиальной базисной функции, получают значения измерений пластового флюида, определяют путем использования интерполяции с помощью радиальной базисной функции свойство пластовых флюидов по значениям в базе данных, указанным параметрам и указанным полученным значениям измерений пластового флюида.
RU2005113185/28A 2004-04-30 2005-04-29 Способ определения свойств пластовых флюидов RU2367981C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/836,788 US7091719B2 (en) 2004-04-30 2004-04-30 Method for determining properties of formation fluids
US10/836,788 2004-04-30

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005113185A true RU2005113185A (ru) 2006-11-10
RU2367981C2 RU2367981C2 (ru) 2009-09-20

Family

ID=34465814

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005113185/28A RU2367981C2 (ru) 2004-04-30 2005-04-29 Способ определения свойств пластовых флюидов

Country Status (10)

Country Link
US (1) US7091719B2 (ru)
CN (1) CN1693896B (ru)
AU (1) AU2005200959B2 (ru)
BR (1) BRPI0501232B1 (ru)
CA (1) CA2500629A1 (ru)
FR (1) FR2869694B1 (ru)
GB (1) GB2413636B (ru)
MX (1) MXPA05003324A (ru)
NO (1) NO337163B1 (ru)
RU (1) RU2367981C2 (ru)

Families Citing this family (59)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7199580B2 (en) * 2003-10-03 2007-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. System and methods for T1-based logging
US8093893B2 (en) * 2004-03-18 2012-01-10 Baker Hughes Incorporated Rock and fluid properties prediction from downhole measurements using linear and nonlinear regression
US7377169B2 (en) * 2004-04-09 2008-05-27 Shell Oil Company Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling
US7309983B2 (en) * 2004-04-30 2007-12-18 Schlumberger Technology Corporation Method for determining characteristics of earth formations
EA011054B1 (ru) * 2004-07-07 2008-12-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Байесова сеть в применении к геологии и геофизике
EP1766441A4 (en) * 2004-07-07 2008-07-02 Exxonmobil Upstream Res Co PREDICTION OF SAND CORN COMPOSITION AND SAND TEXTURE
US7298142B2 (en) * 2005-06-27 2007-11-20 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for reservoir fluid characterization in nuclear magnetic resonance logging
US7609380B2 (en) * 2005-11-14 2009-10-27 Schlumberger Technology Corporation Real-time calibration for downhole spectrometer
JP2007257295A (ja) * 2006-03-23 2007-10-04 Toshiba Corp パターン認識方法
US7502692B2 (en) * 2006-04-13 2009-03-10 Baker Hughes Incorporated Method and computer program product for estimating true intrinsic relaxation time and internal gradient from multigradient NMR logging
US7389186B2 (en) * 2006-08-11 2008-06-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Prediction of stream composition and properties in near real time
US7482811B2 (en) * 2006-11-10 2009-01-27 Schlumberger Technology Corporation Magneto-optical method and apparatus for determining properties of reservoir fluids
GB2444276B (en) * 2006-12-02 2009-06-03 Schlumberger Holdings System and method for qualitative and quantitative analysis of gaseous components of multiphase hydrocarbon mixtures
US7511487B2 (en) * 2007-02-27 2009-03-31 Schlumberger Technology Corporation Logging method for determining characteristic of fluid in a downhole measurement region
WO2009011737A1 (en) * 2007-07-16 2009-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Retrodicting source-rock quality and paleoenvironmental conditions
US7966273B2 (en) * 2007-07-27 2011-06-21 Schlumberger Technology Corporation Predicting formation fluid property through downhole fluid analysis using artificial neural network
US7502691B2 (en) * 2007-07-31 2009-03-10 Baker Hughes Incorporated Method and computer program product for determining a degree of similarity between well log data
WO2009025688A1 (en) 2007-08-20 2009-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for fluid property measurements
US7804296B2 (en) * 2007-10-05 2010-09-28 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for monitoring a property of a formation fluid
US8484003B2 (en) * 2009-03-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Methods, apparatus and articles of manufacture to process measurements of wires vibrating in fluids
US8400147B2 (en) * 2009-04-22 2013-03-19 Schlumberger Technology Corporation Predicting properties of live oils from NMR measurements
US9038451B2 (en) * 2010-07-08 2015-05-26 Baker Hughes Incorporated Optical method for determining fouling of crude and heavy fuels
US9081117B2 (en) 2010-09-15 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for predicting petrophysical properties from NMR data in carbonate rocks
CA2904267C (en) 2010-10-13 2018-05-01 Perm Instruments Inc. Multi-phase metering device for oilfield applications
US10371653B2 (en) 2010-10-13 2019-08-06 Perm Instruments Inc. Multi-phase metering device for oilfield applications
MX2013004483A (es) * 2010-10-27 2013-06-28 Halliburton Energy Serv Inc Petroleo muerto para reconstruccion.
WO2013101752A1 (en) 2011-12-29 2013-07-04 Schlumberger Canada Limited In-situ characterization of formation constituents
US20130204534A1 (en) * 2012-01-27 2013-08-08 Schlumberger Technology Corporation Method Of Estimating A Subterranean Formation Property
CN103364427B (zh) * 2012-04-10 2016-01-06 中国石油化工股份有限公司 在钻井液固体荧光添加剂存在下识别地层原油显示的方法
CN102704924B (zh) * 2012-06-05 2016-03-09 中国石油天然气股份有限公司 有效干层的确定方法及装置
WO2014022614A1 (en) * 2012-08-01 2014-02-06 Schlumberger Canada Limited Assessment, monitoring and control of drilling operations and/or geological-characteristic assessment
US9176251B2 (en) * 2012-11-09 2015-11-03 Schlumberger Technology Corporation Asphaltene evaluation based on NMR measurements and temperature / pressure cycling
RU2515629C1 (ru) * 2013-01-16 2014-05-20 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Способ определения хрупких зон коллекторов
EP2954344A4 (en) * 2013-04-18 2016-11-16 Halliburton Energy Services Inc MICROFLUIDIC TEMPERATURE VOLUME PRESSURE PARALLEL ANALYSIS DEVICE AND METHOD
CN103279651B (zh) * 2013-05-10 2016-12-28 中国石油天然气股份有限公司 一种储层参数预测方法及装置
WO2015051220A1 (en) * 2013-10-04 2015-04-09 Schlumberger Canada Limited Downhole fluid analysis method and apparatus for determining viscosity
WO2015088542A1 (en) 2013-12-12 2015-06-18 Halliburton Energy Services, Inc. Modeling subterranean formation permeability
MX2016005259A (es) 2013-12-12 2017-01-05 Halliburton Energy Services Inc Modalidad de modelos de viscosidad de fluidos subterraneos.
US9733383B2 (en) * 2013-12-17 2017-08-15 Schlumberger Technology Corporation Methods for compositional analysis of downhole fluids using data from NMR and other tools
US9703003B2 (en) * 2013-12-17 2017-07-11 Schlumberger Technology Corporation Methods for compositional analysis of downhole fluids using data from NMR and other tools
US10287873B2 (en) 2014-02-25 2019-05-14 Schlumberger Technology Corporation Wirelessly transmitting data representing downhole operation
BR112017010215A2 (pt) * 2014-11-25 2018-02-06 Halliburton Energy Services Inc método e sistema para previsão de carbono orgânico total (toc) usando um modelo de função de base radial (rbf) e dados de ressonância magnética nuclear (rmn).
US10041893B2 (en) 2014-12-23 2018-08-07 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for identifying hydrocarbon fluid transition characteristics using nuclear magnetic resonance
US10365405B2 (en) 2015-01-26 2019-07-30 Schlumberger Technology Corporation Method for determining formation properties by inversion of multisensor wellbore logging data
US10983077B2 (en) 2015-01-29 2021-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Determining the oleophilic to aqueous phase fluid ratio for drilling fluids
BR112017015416B1 (pt) * 2015-02-26 2022-07-05 Halliburton Energy Services, Inc Método e sistema
WO2018128558A1 (en) * 2017-01-09 2018-07-12 Schlumberger Technology Corporation A method and a system for managing a subterranean fluid reservoir performance
US10858936B2 (en) 2018-10-02 2020-12-08 Saudi Arabian Oil Company Determining geologic formation permeability
CN110056348B (zh) * 2019-04-25 2021-05-11 中国海洋石油集团有限公司 一种测定地层流体组成和性质的方法和系统
CN110685651B (zh) * 2019-10-14 2021-11-30 重庆科技学院 一种多层合采气井产量劈分方法及系统
RU2720430C9 (ru) * 2019-11-01 2020-06-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Способ определения состава и свойств пластового флюида на основе геологических характеристик пласта
CN111005717B (zh) * 2019-11-28 2022-05-20 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 地层流体泵抽方法
US11933159B2 (en) * 2020-03-26 2024-03-19 Aspentech Corporation System and methods for developing and deploying oil well models to predict wax/hydrate buildups for oil well optimization
US11643924B2 (en) 2020-08-20 2023-05-09 Saudi Arabian Oil Company Determining matrix permeability of subsurface formations
CN113239621B (zh) * 2021-05-11 2022-07-12 西南石油大学 一种基于弹性网络回归算法的pvt测量方法
US11501623B1 (en) * 2021-05-14 2022-11-15 China University Of Geosciences (Wuhan) Arrangement apparatus for multiple integrated sensors in deep position of sliding mass and arrangement method
RU2769258C1 (ru) * 2021-07-20 2022-03-29 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Устройство скважинной лаборатории для исследования скважинного флюида
US11680887B1 (en) 2021-12-01 2023-06-20 Saudi Arabian Oil Company Determining rock properties
CN117167000B (zh) * 2023-11-02 2024-01-02 山西地丘环境科技有限公司 一种地质勘察用取土装置及取土方法

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4994671A (en) * 1987-12-23 1991-02-19 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for analyzing the composition of formation fluids
US5291137A (en) * 1992-11-02 1994-03-01 Schlumberger Technology Corporation Processing method and apparatus for processing spin echo in-phase and quadrature amplitudes from a pulsed nuclear magnetism tool and producing new output data to be recorded on an output record
US5444619A (en) * 1993-09-27 1995-08-22 Schlumberger Technology Corporation System and method of predicting reservoir properties
US6111408A (en) * 1997-12-23 2000-08-29 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques for downhole measurements
US6727696B2 (en) * 1998-03-06 2004-04-27 Baker Hughes Incorporated Downhole NMR processing
US6044325A (en) * 1998-03-17 2000-03-28 Western Atlas International, Inc. Conductivity anisotropy estimation method for inversion processing of measurements made by a transverse electromagnetic induction logging instrument
US6178815B1 (en) * 1998-07-30 2001-01-30 Schlumberger Technology Corporation Method to improve the quality of a formation fluid sample
US6346813B1 (en) * 1998-08-13 2002-02-12 Schlumberger Technology Corporation Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface formations
US6574565B1 (en) * 1998-09-15 2003-06-03 Ronald R. Bush System and method for enhanced hydrocarbon recovery
GB2361789B (en) 1999-11-10 2003-01-15 Schlumberger Holdings Mud pulse telemetry receiver
US6381542B1 (en) 2000-04-05 2002-04-30 Baker Hughes Incorporated Generic, accurate, and real time borehole correction for resistivity tools
US6741185B2 (en) 2000-05-08 2004-05-25 Schlumberger Technology Corporation Digital signal receiver for measurement while drilling system having noise cancellation
WO2002050571A2 (en) 2000-12-19 2002-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Processing well logging data with neural network
WO2003020431A1 (de) 2001-08-29 2003-03-13 Gardena Manufacturing Gmbh Beregnungsvorrichtung
AU2002337963A1 (en) * 2001-10-22 2003-05-06 Emery, Coppola, J. , Jr. Neural network based predication and optimization for groundwater / surface water system
US6859032B2 (en) 2001-12-18 2005-02-22 Schlumberger Technology Corporation Method for determining molecular properties of hydrocarbon mixtures from NMR data

Also Published As

Publication number Publication date
AU2005200959B2 (en) 2007-08-23
US20050242807A1 (en) 2005-11-03
MXPA05003324A (es) 2006-07-10
CA2500629A1 (en) 2005-10-30
BRPI0501232B1 (pt) 2017-06-20
GB0504911D0 (en) 2005-04-13
GB2413636A (en) 2005-11-02
NO337163B1 (no) 2016-02-01
FR2869694A1 (fr) 2005-11-04
NO20052121L (no) 2005-10-31
NO20052121D0 (no) 2005-04-29
CN1693893A (zh) 2005-11-09
CN1693896B (zh) 2010-11-24
FR2869694B1 (fr) 2013-03-22
US7091719B2 (en) 2006-08-15
AU2005200959A1 (en) 2005-11-17
GB2413636B (en) 2006-10-18
BRPI0501232A (pt) 2006-02-07
RU2367981C2 (ru) 2009-09-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2005113185A (ru) Способ определения свойств пластовых флюидов
Reynolds et al. Characterizing flow behavior for gas injection: Relative permeability of CO2‐brine and N2‐water in heterogeneous rocks
Chen et al. An improved IMPES method for two-phase flow in porous media
Jerauld et al. Wettability and relative permeability of Prudhoe Bay: A case study in mixed-wet reservoirs
CN104849765B (zh) 用于测量岩石润湿性的方法
Al‐Futaisi et al. Impact of wettability alteration on two‐phase flow characteristics of sandstones: A quasi‐static description
US20020173915A1 (en) Method for modelling fluid displacements in a porous environment taking into account hysteresis effects
Smalley et al. Reservoir compartmentalization assessed with fluid compositional data
NO344690B1 (no) Fremgangsmåter for reservoarevaluering ved hjelp av ikke-likevektige sammensetningsgradienter
Maini Is it futile to measure relative permeability for heavy oil reservoirs?
WO2009064691A1 (en) Formation evaluation method
Manoorkar et al. Observations of the impacts of millimeter‐to centimeter‐scale heterogeneities on relative permeability and trapping in carbonate rocks
Peng et al. Diffusion effect on shale oil recovery by CO2 huff-n-puff
Delshad et al. A mixed-wet hysteretic relative permeability and capillary pressure model for reservoir simulations
Larue et al. How stratigraphy influences oil recovery: A comparative reservoir database study concentrating on deepwater reservoirs
Liu et al. Simultaneous Interpretation of Relative Permeability and Capillary Pressure for a Naturally Fractured Carbonate Formation From Wireline Formation Testing
O'Keefe et al. In-situ Density and Viscosity Measured by Wireline Formation Testers
Abdollah Pour Development and application of a 3D equation-of-state compositional fluid-flow simulator in cylindrical coordinates for near-wellbore phenomena
Cancelliere et al. Simulation of unconventional well tests with the finite volume method
Akram et al. A model to predict wireline formation tester sample contamination
Tang Development and applications of a fully implicitly coupled wellbore-reservoir simulator
Al-Rushaid et al. Downhole Estimation of Relative Permeability With Integration of Formation-Tester Measurements and Advanced Well Logs
Prawira Evaluation of Minimum Miscibility Pressure and Effective Diffusion Coefficients for Design of Gas Assisted Recovery in Unconventional Liquid-Rich Shale Reservoirs
Al-Obaidi et al. Dependences of reservoir oil properties on surface oil
Davies et al. Field-wide variations in residual oil saturation in a North Sea sandstone reservoir

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180430