RU2008118152A - Способы и системы для определения коллекторских свойств подземных пластов с уже существующими трещинами - Google Patents
Способы и системы для определения коллекторских свойств подземных пластов с уже существующими трещинами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008118152A RU2008118152A RU2008118152/03A RU2008118152A RU2008118152A RU 2008118152 A RU2008118152 A RU 2008118152A RU 2008118152/03 A RU2008118152/03 A RU 2008118152/03A RU 2008118152 A RU2008118152 A RU 2008118152A RU 2008118152 A RU2008118152 A RU 2008118152A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- time
- reservoir
- subterranean formation
- pressure drop
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 12
- 238000013211 curve analysis Methods 0.000 claims abstract 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 4
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 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
Landscapes
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
1. Способ определения гидропроводности коллектора по меньшей мере одного слоя подземного пласта, имеющего уже существующие трещины, имеющие пластовый флюид, содержащий этапы, на которых: ! (а) изолируют по меньшей мере один слой подземного пласта, подлежащего испытанию; ! (b) вводят нагнетаемый флюид в по меньшей мере один слой подземного пласта при давлении нагнетания, превышающем давление гидравлического разрыва подземного пласта, в течение периода нагнетания; ! (с) перекрывают ствол скважины в течение периода остановки скважины; ! (d) измеряют данные спада давления со стороны подземного пласта в течение периода нагнетания и в течение последующего периода остановки скважины; и ! (е) определяют количественно гидропроводность по меньшей мере одного слоя подземного пласта, анализируя данные спада давления с помощью количественной диагностической модели кандидата на повторный разрыв пласта. ! 2. Способ по п.1, в котором этап (е) осуществляют, преобразуя данные спада давления в эквивалентные давления при постоянном расходе и используя анализ типовой кривой для сопоставления эквивалентных давлений при постоянном расходе с типовой кривой, чтобы определить количественно гидропроводность коллектора. ! 3. Способ по п.1, в котором этап (е) осуществляют ! преобразуя данные спада давления, чтобы получить эквивалентные давления при постоянном расходе; ! подготавливая график с логарифмическим масштабом по обеим осям зависимости эквивалентных давлений при постоянном расходе от времени; и ! определяя количественно гидропроводность коллектора по меньшей мере одного слоя подземного пласта путем анализа данных спада давления пр
Claims (21)
1. Способ определения гидропроводности коллектора по меньшей мере одного слоя подземного пласта, имеющего уже существующие трещины, имеющие пластовый флюид, содержащий этапы, на которых:
(а) изолируют по меньшей мере один слой подземного пласта, подлежащего испытанию;
(b) вводят нагнетаемый флюид в по меньшей мере один слой подземного пласта при давлении нагнетания, превышающем давление гидравлического разрыва подземного пласта, в течение периода нагнетания;
(с) перекрывают ствол скважины в течение периода остановки скважины;
(d) измеряют данные спада давления со стороны подземного пласта в течение периода нагнетания и в течение последующего периода остановки скважины; и
(е) определяют количественно гидропроводность по меньшей мере одного слоя подземного пласта, анализируя данные спада давления с помощью количественной диагностической модели кандидата на повторный разрыв пласта.
2. Способ по п.1, в котором этап (е) осуществляют, преобразуя данные спада давления в эквивалентные давления при постоянном расходе и используя анализ типовой кривой для сопоставления эквивалентных давлений при постоянном расходе с типовой кривой, чтобы определить количественно гидропроводность коллектора.
3. Способ по п.1, в котором этап (е) осуществляют
преобразуя данные спада давления, чтобы получить эквивалентные давления при постоянном расходе;
подготавливая график с логарифмическим масштабом по обеим осям зависимости эквивалентных давлений при постоянном расходе от времени; и
определяя количественно гидропроводность коллектора по меньшей мере одного слоя подземного пласта путем анализа данных спада давления при переменном расходе, используя анализ типовой кривой согласно количественной диагностической модели кандидата на повторный разрыв пласта.
4. Способ по п.2, в котором пластовый флюид является сжимаемым; и в котором преобразование данных спада давления основано на свойствах сжимаемого пластового флюида в коллекторе, при этом на этапе преобразования
определяют момент времени остановки скважины относительно конца периода нагнетания;
определяют скорректированное время; и
определяют скорректированный перепад псевдодавления.
5. Способ по п.4, в котором на этапе преобразования
определяют момент времени остановки скважины относительно окончания нагнетания: Δt=t-t
ne;
определяют скорректированный перепад давления:
при этом t
ne - момент времени в конце периода нагнетания;
(µc
t)w - произведение вязкости и сжимаемости скважинного флюида в момент t времени;
(µc
t)0 - произведение вязкости и сжимаемости скважинного флюида в момент t=t
ne времени;
p - давление;
p aw(t) - скорректированное давление в момент t времени;
p ai - скорректированное давление в момент t=t
ne времени;
c t - полная сжимаемость;
z - фактический коэффициент сжимаемости газа.
8. Способ по п.2, в котором пластовый флюид является слабо сжимаемым; и в котором преобразование данных спада давления основано на свойствах слабо сжимаемого пластового флюида в коллекторе, при этом на этапе преобразования
определяют момент времени остановки скважины относительно конца периода нагнетания; и
определяют перепад давления;
при этом t
ne - момент времени в конце периода нагнетания;
p w(t) - давление в момент t времени; и
p i - начальное давление в момент t=t
ne времени.
9. Способ по п.8, в котором на этапе преобразования
определяют момент времени остановки скважины относительно окончания нагнетания: Δt=t-t
ne; и
определяют перепад давления: Δp(t)=p
w(t)-p
i;
где t
ne - момент времени в конце периода нагнетания;
p w(t) - давление в момент t времени; и
p i - начальное давление в момент t=t
ne времени.
10. Способ по п.8, дополнительно содержащий этап, на котором строят график с логарифмическим масштабом по обеим осям зависимости функции давления от времени: I(Δp)=f(Δt).
12. Способ по п.8, дополнительно содержащий этап, на котором строят график с логарифмическим масштабом по обеим осям зависимости функций производных давления от времени: Δp'=f(Δt).
18. Система для определения гидропроводности коллектора по меньшей мере одного слоя подземного пласта путем использования данных спада давления при переменном расходе со стороны по меньшей мере одного слоя подземного пласта, измеряемых в течение периода нагнетания и в течение последующего периода остановки скважины, при этом система содержит
множество датчиков давления для измерения данных спада давления; и
процессор, функционирующий для преобразования данных спада давления с целью получения эквивалентных давлений при постоянном расходе и с целью определения количественно гидропроводности коллектора по меньшей мере одного слоя подземного пласта путем анализа данных спада давления при переменном расходе с использованием анализа типовой кривой в соответствии с количественной диагностической моделью кандидата на повторный разрыв пласта.
19. Компьютерная программа, сохраняемая на материальном носителе данных, для осуществления анализа по меньшей мере одного свойства в скважинных условиях, при этом программа содержит исполняемые команды, которые побуждают компьютер к
определению количественно гидропроводности коллектора по меньшей мере одного слоя подземного пласта путем анализа данных спада давления при переменном расходе с помощью количественной диагностической модели кандидата на повторный разрыв пласта.
20. Компьютерная программа по п.19, в которой этап определения осуществляется путем преобразования данных спада давления при переменном расходе в эквивалентные давления при постоянном расходе и использования анализа типовой кривой для сопоставления эквивалентных давлений при постоянном расходе с типовой кривой для определения количественно гидропроводности коллектора.
21. Компьютерная программа по п.19, в которой этап определения осуществляется путем преобразования данных спада давления при переменном расходе в эквивалентные давления при постоянном расходе и использования анализа после закрытия трещины для определения количественно гидропроводности коллектора.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/245,839 US7389185B2 (en) | 2005-10-07 | 2005-10-07 | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures |
US11/245,839 | 2005-10-07 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2008118152A true RU2008118152A (ru) | 2009-11-20 |
RU2417315C2 RU2417315C2 (ru) | 2011-04-27 |
Family
ID=37603708
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008118152/03A RU2417315C2 (ru) | 2005-10-07 | 2006-10-02 | Способ (варианты) определения коллекторских свойств подземных пластов с уже существующими трещинами |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7389185B2 (ru) |
EP (1) | EP1941129A1 (ru) |
AR (1) | AR056116A1 (ru) |
AU (1) | AU2006301006B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0616841A2 (ru) |
CA (1) | CA2624304C (ru) |
RU (1) | RU2417315C2 (ru) |
WO (1) | WO2007042759A1 (ru) |
Families Citing this family (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7584165B2 (en) * | 2003-01-30 | 2009-09-01 | Landmark Graphics Corporation | Support apparatus, method and system for real time operations and maintenance |
US7774140B2 (en) * | 2004-03-30 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and an apparatus for detecting fracture with significant residual width from previous treatments |
US7491444B2 (en) | 2005-02-04 | 2009-02-17 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
US8012533B2 (en) * | 2005-02-04 | 2011-09-06 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
EP1856374B1 (en) | 2005-02-04 | 2011-11-02 | Oxane Materials, Inc. | A composition and method for making a proppant |
US7867613B2 (en) * | 2005-02-04 | 2011-01-11 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
EP1999492A4 (en) * | 2006-01-20 | 2011-05-18 | Landmark Graphics Corp | DYNAMIC PRODUCTION MANAGEMENT SYSTEM |
US7580796B2 (en) * | 2007-07-31 | 2009-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating and treating previously-fractured subterranean formations |
US8794316B2 (en) * | 2008-04-02 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Refracture-candidate evaluation and stimulation methods |
US8109094B2 (en) * | 2008-04-30 | 2012-02-07 | Altarock Energy Inc. | System and method for aquifer geo-cooling |
US20090272545A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space |
WO2009135069A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells |
CA2725088C (en) * | 2008-05-20 | 2017-03-28 | Oxane Materials, Inc. | Method of manufacture and the use of a functional proppant for determination of subterranean fracture geometries |
AU2009268685A1 (en) | 2008-07-07 | 2010-01-14 | Altarock Energy, Inc. | Method for maximizing energy recovery from a subterranean formation |
WO2010017557A1 (en) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Altarock Energy, Inc. | Method for testing an engineered geothermal system using one stimulated well |
US9086507B2 (en) * | 2008-08-18 | 2015-07-21 | Westerngeco L.L.C. | Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
US8938363B2 (en) | 2008-08-18 | 2015-01-20 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
WO2010022283A1 (en) | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Altarock Energy, Inc. | A well diversion agent formed from in situ decomposition of carbonyls at high temperature |
US9127543B2 (en) | 2008-10-22 | 2015-09-08 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations |
WO2010144872A1 (en) * | 2009-06-12 | 2010-12-16 | Altarock Energy, Inc. | An injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore |
US9151125B2 (en) * | 2009-07-16 | 2015-10-06 | Altarock Energy, Inc. | Temporary fluid diversion agents for use in geothermal well applications |
US20110029293A1 (en) * | 2009-08-03 | 2011-02-03 | Susan Petty | Method For Modeling Fracture Network, And Fracture Network Growth During Stimulation In Subsurface Formations |
US8522872B2 (en) * | 2009-10-14 | 2013-09-03 | University Of Utah Research Foundation | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
US8386226B2 (en) * | 2009-11-25 | 2013-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Probabilistic simulation of subterranean fracture propagation |
US8437962B2 (en) * | 2009-11-25 | 2013-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Generating probabilistic information on subterranean fractures |
US8392165B2 (en) * | 2009-11-25 | 2013-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Probabilistic earth model for subterranean fracture simulation |
US8886502B2 (en) * | 2009-11-25 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulating injection treatments from multiple wells |
US9176245B2 (en) * | 2009-11-25 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Refining information on subterranean fractures |
US8898044B2 (en) | 2009-11-25 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulating subterranean fracture propagation |
IN2012DN05062A (ru) | 2009-12-22 | 2015-10-09 | Oxane Materials Inc | |
US8347960B2 (en) * | 2010-01-25 | 2013-01-08 | Water Tectonics, Inc. | Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing |
US9606257B2 (en) * | 2010-09-15 | 2017-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time fracture detection and fracture orientation estimation using tri-axial induction measurements |
US8959991B2 (en) * | 2010-12-21 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating properties of a subterranean formation |
CA2843469A1 (en) * | 2011-07-28 | 2013-01-31 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing wellbore fracture operations |
MX2014004407A (es) | 2011-10-11 | 2014-09-01 | Schlumberger Technology Bv | Sistema y metodo para llevar a cabo operaciones de estimulacion. |
US20130124162A1 (en) * | 2011-11-16 | 2013-05-16 | Conocophillips Company | Method of calculating a shape factor of a dual media fractured reservoir model from intensities and orientations of fracture sets for enhancing the recovery of hydrocarbins |
US9158021B2 (en) * | 2013-02-01 | 2015-10-13 | Microseismic, Inc. | Method for determining fracture network volume using passive seismic signals |
CN103132971B (zh) * | 2013-03-11 | 2015-08-12 | 河南理工大学 | 注二氧化碳提高煤层甲烷采收率的测试模拟装置 |
CN104074512A (zh) * | 2013-03-26 | 2014-10-01 | 中国石油大学(北京) | 一种测定背斜油气藏成藏概率的方法 |
US9366124B2 (en) * | 2013-11-27 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores |
US10119396B2 (en) | 2014-02-18 | 2018-11-06 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring behind casing hydraulic conductivity between reservoir layers |
GB2531982B (en) * | 2014-06-11 | 2020-06-03 | Advantek Int Corporation | Quantifying a reservoir volume and pump pressure limit |
CN105221140A (zh) * | 2014-06-20 | 2016-01-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定页岩地层可压裂性指数的方法 |
US10132147B2 (en) | 2014-07-02 | 2018-11-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | System and method for modeling and design of pulse fracturing networks |
US11414975B2 (en) | 2014-07-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Quantifying well productivity and near wellbore flow conditions in gas reservoirs |
US9816366B2 (en) | 2014-07-14 | 2017-11-14 | Saudi Arabian Oil Company | Methods, systems, and computer medium having computer programs stored thereon to optimize reservoir management decisions |
CN104695950B (zh) * | 2014-10-31 | 2017-10-17 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 火山岩油藏产能预测方法 |
US10392922B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring inter-reservoir cross flow rate between adjacent reservoir layers from transient pressure tests |
US10180057B2 (en) * | 2015-01-21 | 2019-01-15 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring inter-reservoir cross flow rate through unintended leaks in zonal isolation cement sheaths in offset wells |
US10094202B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | Saudi Arabian Oil Company | Estimating measures of formation flow capacity and phase mobility from pressure transient data under segregated oil and water flow conditions |
CN104727798B (zh) * | 2015-03-30 | 2017-03-08 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法 |
GB2539001B (en) * | 2015-06-03 | 2021-04-21 | Geomec Eng Ltd | Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale |
GB2539056A (en) * | 2015-06-03 | 2016-12-07 | Geomec Eng Ltd | Improvements in or relating to injection wells |
US10954766B2 (en) * | 2016-04-08 | 2021-03-23 | Intelligent Solutions, Inc. | Methods, systems, and computer-readable media for evaluating service companies, identifying candidate wells and designing hydraulic refracturing |
CN106021793A (zh) * | 2016-06-01 | 2016-10-12 | 中国地质大学(武汉) | 基于存储系数和渗流系数的低渗储层甜点评价方法 |
US10704369B2 (en) * | 2017-06-22 | 2020-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Simultaneous injection and fracturing interference testing |
CN108008464A (zh) * | 2017-11-29 | 2018-05-08 | 中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心 | 裂缝非均质性定量表征方法及其系统 |
CN108008467A (zh) * | 2017-11-29 | 2018-05-08 | 中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心 | 裂缝分布定量表征方法及其系统 |
US11513254B2 (en) | 2019-01-10 | 2022-11-29 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Estimation of fracture properties based on borehole fluid data, acoustic shear wave imaging and well bore imaging |
US11009623B2 (en) * | 2019-07-16 | 2021-05-18 | Saudi Arabian Oil Company | Calculating shut-in bottom-hole pressure in numerical reservoir simulations |
CN110485977A (zh) * | 2019-08-15 | 2019-11-22 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 快速预测页岩气层地层破裂压力梯度的测井方法 |
CN110905472B (zh) * | 2019-10-29 | 2021-10-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法 |
RU2725996C1 (ru) * | 2019-11-25 | 2020-07-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Физтех Геосервис" | Способ определения параметров гидроразрыва пласта |
CN111125905B (zh) * | 2019-12-20 | 2023-06-23 | 重庆科技学院 | 耦合油藏流体流动的二维裂缝网络扩展模型及其模拟方法 |
CN113294147A (zh) * | 2020-02-24 | 2021-08-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种考虑重力因素影响的单洞型断溶体储层试井解释方法 |
US11586790B2 (en) | 2020-05-06 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Determining hydrocarbon production sweet spots |
US11193370B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for transient testing of hydrocarbon wells |
CN112647916B (zh) * | 2020-12-22 | 2023-03-24 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种海上低渗透油田压裂技术选井选层方法和系统 |
US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
CN115992683B (zh) * | 2023-03-22 | 2023-07-04 | 北京石油化工学院 | 地层注液增能与暂堵转向协同压裂方法、装置及存储介质 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3285064A (en) | 1965-11-03 | 1966-11-15 | Exxon Production Research Co | Method for defining reservoir heterogeneities |
US4797821A (en) | 1987-04-02 | 1989-01-10 | Halliburton Company | Method of analyzing naturally fractured reservoirs |
AU2002213981A1 (en) | 2000-10-04 | 2002-04-15 | Sofitech N.V. | Production optimization methodology for multilayer commingled reservoirs using commingled reservoir production performance data and production logging information |
US6705398B2 (en) | 2001-08-03 | 2004-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture closure pressure determination |
US7054751B2 (en) | 2004-03-29 | 2006-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for estimating physical parameters of reservoirs using pressure transient fracture injection/falloff test analysis |
US7774140B2 (en) | 2004-03-30 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and an apparatus for detecting fracture with significant residual width from previous treatments |
-
2005
- 2005-10-07 US US11/245,839 patent/US7389185B2/en active Active
-
2006
- 2006-09-29 AR ARP060104313A patent/AR056116A1/es not_active Application Discontinuation
- 2006-10-02 RU RU2008118152/03A patent/RU2417315C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-02 AU AU2006301006A patent/AU2006301006B2/en not_active Ceased
- 2006-10-02 BR BRPI0616841-8A patent/BRPI0616841A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-10-02 CA CA2624304A patent/CA2624304C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-02 WO PCT/GB2006/003656 patent/WO2007042759A1/en active Application Filing
- 2006-10-02 EP EP06794608A patent/EP1941129A1/en not_active Withdrawn
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2006301006B2 (en) | 2011-03-17 |
RU2417315C2 (ru) | 2011-04-27 |
AU2006301006A1 (en) | 2007-04-19 |
US20070083331A1 (en) | 2007-04-12 |
WO2007042759A1 (en) | 2007-04-19 |
EP1941129A1 (en) | 2008-07-09 |
CA2624304C (en) | 2011-12-13 |
AR056116A1 (es) | 2007-09-19 |
CA2624304A1 (en) | 2007-04-19 |
BRPI0616841A2 (pt) | 2011-07-05 |
US7389185B2 (en) | 2008-06-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2008118152A (ru) | Способы и системы для определения коллекторских свойств подземных пластов с уже существующими трещинами | |
RU2008118158A (ru) | Способы и системы для определения свойств пластов подземных формаций | |
Stormont et al. | Gas flow through cement-casing microannuli under varying stress conditions | |
RU2359123C2 (ru) | Способы и устройства для оценки физических параметров резервуаров с использованием метода кривых восстановления давления при испытании разрыва нагнетанием/сбросом | |
RU2006138037A (ru) | Способы и устройство для обнаружения разрыва со значительной остаточной шириной после предыдущих операций | |
Barree et al. | Determination of pressure dependent leakoff and its effect on fracture geometry | |
Li et al. | Evaluation and modeling of gas permeability changes in anthracite coals | |
US20110276318A1 (en) | Method for determining the closure pressure of a hydraulic fracture | |
EA015598B1 (ru) | Способ испытания скважин с нулевым выделением углеводородов | |
WO2008106376A3 (en) | Logging method for determining characteristic of fluid in a downhole measurement region | |
Wu et al. | Analytical interpretation of hydraulic fracturing initiation pressure and breakdown pressure | |
CN110939438A (zh) | 一种利用主压裂停泵压降进行压后评估的方法 | |
Yao et al. | The transient flow analysis of fluid in a fractal, double-porosity reservoir | |
CN104005747B (zh) | 一种围压水力压裂实验装置及其使用方法 | |
Bohloli et al. | Determination of the fracture pressure from CO2 injection time-series datasets | |
De Pater et al. | Physical and numerical modeling of hydraulic fracture closure | |
Dung et al. | Practical applications of water hammer analysis from hydraulic fracturing treatments | |
Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
CN203822282U (zh) | 一种围压水力压裂实验装置 | |
Zhao et al. | A large pressure pulse decay method to simultaneously measure permeability and compressibility of tight rocks | |
Jung et al. | Fatigue behavior of granite subjected to cyclic hydraulic fracturing and observations on pressure for fracture growth | |
RU2386808C1 (ru) | Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола | |
RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
AU2012382975B2 (en) | Method and apparatus for formation tester data interpretation with diverse flow models | |
CN112360433B (zh) | 一种在水平井布置监测光纤的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161003 |