RU2211329C1 - Method of determination of well potential production rate - Google Patents

Method of determination of well potential production rate Download PDF

Info

Publication number
RU2211329C1
RU2211329C1 RU2002106901A RU2002106901A RU2211329C1 RU 2211329 C1 RU2211329 C1 RU 2211329C1 RU 2002106901 A RU2002106901 A RU 2002106901A RU 2002106901 A RU2002106901 A RU 2002106901A RU 2211329 C1 RU2211329 C1 RU 2211329C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
percolation
well
index
production rate
determined
Prior art date
Application number
RU2002106901A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Р.Н. Дияшев
В.Н. Ахметов
Азаддине Асклу
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
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 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2002106901A priority Critical patent/RU2211329C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2211329C1 publication Critical patent/RU2211329C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: gas-oil producing industry; applicable in quality control of well construction, use of methods of formation stimulation and other operations involved in production of oil and gas. SUBSTANCE: method includes singling-out of geological object and coring; determination of percolation index for each core sample on basis of its analysis construction of petrophysical relationships between absolute permeability and porosity and between percolation index and resistivity; and using them, absolute permeability is determined. Reservoirs are divided into groups with different physical filtering properties. Then, thickness of formation is determined, and interlayers are separated by their filtering properties and potential production rate of each interlayer is determined, and also total potential production rate of well. EFFECT: higher accuracy of evacuation of well potential production rate due to differentiation of filtering properties of nonuniform reservoirs and possible optimal selection of perforation intervals of producing formations and more accurate determination of parameters in calculation of reserves and development of oil and gas deposits. 2 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к области газонефтяной промышленности, в частности к способам определения потенциального дебита скважин, и может быть использовано при контроле качества строительства скважин, применении методов воздействия на пласт и других работах, связанных с добычей нефти и газа. The invention relates to the field of the oil and gas industry, in particular to methods for determining the potential production rate of wells, and can be used to control the quality of well construction, application of stimulation methods and other works associated with oil and gas production.

На всех этапах освоения нефтегазовых месторождений требуется точная оценка потенциальных дебитов скважин на основе дифференцированного определения фильтрационных свойств продуктивного пласта. At all stages of development of oil and gas fields, an accurate assessment of potential well production rates is required based on a differentiated determination of the filtration properties of the reservoir.

Известен способ определения потенциального дебита скважины [Стандарт ОАО "Татнефть". "Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений республики Татарстан", Казань, 1999, 23 с.], включающий статистическую обработку промысловых наблюдений. A known method for determining the potential flow rate of a well [Standard of OAO TATNEFT. "Algorithms for determining the parameters of productive formations of oil fields in the Republic of Tatarstan", Kazan, 1999, 23 pp.], Including statistical processing of field observations.

Недостатком этого способа является ограниченность его использования за счет того, что обработке подвергается один конкретный объект при достаточном количестве промысловых данных. Кроме того, способ не отличается точностью. The disadvantage of this method is the limited use of it due to the fact that one particular object is processed with a sufficient amount of field data. In addition, the method is not accurate.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому способу является способ определения потенциального дебита скважины [см. Кнеллер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н. "Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях осложненных коллекторов по данным ГИС", М. , 1991, 65 с., серия: разведочная геофизика; Обзор/ВИЭМС, МГП, "Геоинформмарк"], включающий определение абсолютной проницаемости интервала пласта, толщины пласта, депрессии на пласт, радиуса контура дренажа и радиуса скважины. The closest in technical essence and the achieved result to the claimed method is a method for determining the potential flow rate of a well [see Kneller L.E., Ryndin V.N., Plokhotnikov A.N. "Assessment of the permeability of rocks and flow rates of oil and gas wells in conditions of complicated reservoirs according to GIS data", Moscow, 1991, 65 pp., Series: exploration geophysics; Overview / VIEMS, IHL, "Geoinformmark"], including the determination of the absolute permeability of the reservoir interval, the thickness of the reservoir, depression on the reservoir, the radius of the drainage contour and the radius of the well.

Недостатком является то, что абсолютная проницаемость интервала пласта определяется по петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости без учета фильтрационной неоднородности пласта. В результате, неоднородный пласт представляется усредненной моделью, а следовательно, значение потенциального дебита определяется приблизительно. The disadvantage is that the absolute permeability of the formation interval is determined by the petrophysical dependences of permeability on porosity, without taking into account the reservoir heterogeneity of the formation. As a result, the heterogeneous reservoir appears to be an averaged model, and therefore, the value of the potential flow rate is determined approximately.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение точности определения потенциального дебита скважины за счет дифференцированного определения абсолютной проницаемости и соответствующей толщины пласта. The technical task of the proposed method is to increase the accuracy of determining the potential flow rate of a well by differentially determining the absolute permeability and the corresponding thickness of the formation.

Поставленная техническая задача достигается описываемым способом определения потенциального дебита скважины, включающим определение абсолютной проницаемости по петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости и толщины пласта. The stated technical problem is achieved by the described method for determining the potential production rate of a well, including the determination of absolute permeability from the petrophysical dependences of permeability on porosity and formation thickness.

Новым является то, что перед построением зависимости абсолютной проницаемости от пористости выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала, по результатам анализа которого определяют индекс перколяции для каждого образца, строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость. По характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами, затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине. What is new is that before building the dependence of absolute permeability on porosity, a geological object is isolated and core material is selected, the analysis of which determines the percolation index for each sample, builds the petrophysical dependences of absolute permeability on porosity and percolation index on electrical resistivity and determines absolute permeability. By the nature of the percolation index, the collectors are divided into groups with different physical filtration properties, then the formation thickness is determined, the interlayers are identified by their filtration properties, and the potential production rate of each interlayer and the total well are determined.

По результатам анализа кернового материала для изучаемого геологического объекта (горизонта) строится распределение комплексного параметра - индекса перколяции:
Iр = а*(Кпр/Кп)0,5 / [Кп/(100-Кп)] ) , мкм
где Кпр - значение абсолютной проницаемости, 10-3 мкм2;
Кп - значение пористости, %;
а - константа, учитывающая геометрию поровых каналов и форму элементов укладки (зерен).
Based on the results of the analysis of core material for the studied geological object (horizon), the distribution of the complex parameter is constructed - the percolation index:
Ip = a * (Kpr / Kp) 0.5 / [Kp / (100-Kp)]), μm
where KPR - the value of absolute permeability, 10 -3 μm 2 ;
Kp - the value of porosity,%;
a is a constant that takes into account the geometry of the pore channels and the shape of the stacking elements (grains).

По характеру распределения индекса перколяции выделяются группы коллекторов с различными фильтрационными свойствами, для которых строятся петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления, которые в дальнейшем используются для определения абсолютной проницаемости по результатам геофизических исследований скважин. By the nature of the distribution of the percolation index, groups of reservoirs with different filtration properties are distinguished, for which petrophysical dependences of absolute permeability on porosity and percolation index on electrical resistivity are constructed, which are subsequently used to determine absolute permeability according to the results of geophysical studies of wells.

На основании проведенных исследований на керновом материале, по результатам геофизических исследований скважины продуктивный пласт дифференцируется на отдельные слои с различными фильтрационными свойствами, а следовательно, и с различными потенциальными дебитами. Based on the research on core material, according to the results of geophysical studies of the well, the reservoir is differentiated into separate layers with different filtration properties, and therefore with different potential flow rates.

Применение предлагаемого способа позволяет не только реально оценить потенциальный дебит, но и открывает широкие возможности для планирования и осуществления процессов управления нефтяным пластом - выбор интервалов перфорации и глушения, подбор методов увеличения нефтеотдачи, прогноз показателей разработки пласта по времени, например степени обводненности продукции и т.д., благодаря объективной оценке распределения фильтрационных свойств пласта по толщине. The application of the proposed method allows not only to really assess the potential flow rate, but also opens up great opportunities for planning and implementing oil reservoir management processes - selecting perforation and jamming intervals, selecting methods for increasing oil recovery, predicting reservoir development parameters over time, for example, the degree of water cut of production, etc. due to an objective assessment of the distribution of the filtration properties of the formation over the thickness.

Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения). The method is carried out in the following sequence (combined with an example of a specific implementation).

По результатам анализа образцов керна (662 образца), отобранного из бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения, определены петрофизические характеристики - пористость и абсолютная проницаемость и вычислен индекс перколяции для каждого образца. Получены зависимости абсолютной проницаемости (Кпр) от пористости (Кп) для различных групп коллекторов в зависимости от значений индекса перколяции. При значениях индекса перколяции 0,1 мкм и менее абсолютная проницаемость равна: Кпр = 0,0000103*Кп 4'862 , при значениях индекса перколяции от 0,1 до 0,2 мкм Кпр = 0,00593*Кп3,622, при значениях индекса перколяции более 0,2 мкм -Кпр=0,554*Кп2'523.Based on the results of the analysis of core samples (662 samples) taken from the Bobrikovsky horizon of the Sabanchinskoye field, petrophysical characteristics — porosity and absolute permeability — were determined and the percolation index was calculated for each sample. The dependences of absolute permeability (Kpr) on porosity (Kp) for various groups of reservoirs depending on the values of the percolation index are obtained. With percolation index values of 0.1 μm or less, absolute permeability is equal to: Kpr = 0.0000103 * Kp 4 ' 862 , with percolation index values from 0.1 to 0.2 micron Kpr = 0.00593 * Kp 3.622 , with index values percolation more than 0.2 μm -Kpr = 0.554 * Kp 2 ' 523 .

После чего выбираем конкретную скважину, например скважину 1544 Сабанчинского месторождения. В интервале глубин 1210,7 - 1224,7 м были определены значения индекса перколяции и выделены следующие пропластки коллекторов с присущими им фильтрационными свойствами:
1210,7 - 1213,0 м и 1214,0 - 1217,5 м - коллектора с индексом перколяции более 0,2 мкм;
1213,0 - 1214,0 м и 1217,5 - 1218,8 м - коллектора с индексом перколяции от 0,1 до 0,2 мкм;
1218,8 - 1224,7 м с индексом перколяции менее 0,1 мкм.
Then we select a specific well, for example, well 1544 of the Sabanchinskoye field. In the depth interval 1210.7 - 1224.7 m, the percolation index values were determined and the following reservoir layers with their inherent filtration properties were identified:
1210.7 - 1213.0 m and 1214.0 - 1217.5 m - collectors with a percolation index of more than 0.2 microns;
1213.0 - 1214.0 m and 1217.5 - 1218.8 m - collectors with a percolation index from 0.1 to 0.2 microns;
1218.8 - 1224.7 m with a percolation index of less than 0.1 microns.

По величине индекса перколяции были выбраны соответствующие петрофизические зависимости и определены значения абсолютной проницаемости. На фиг. 1 приведена дифференциация фильтрационных свойств пласта по глубине залегания. На фиг. 1а показаны изменения значений пористости и индекса перколяции по глубине залегания пласта, а на фиг. 1б - изменения значений абсолютной проницаемости, определенные по предлагаемому способу и по прототипу. Видно, что значения абсолютной проницаемости, определенные по прототипу, отличаются от значений, определенных по предлагаемому способу. Причем в коллекторах со значениями индекса перколяции более 0,2 мкм проницаемость по прототипу ниже, а в коллекторах со значениями индекса перколяции менее 0,1 мкм - выше проницаемости, определенной по предлагаемому способу. According to the percolation index, the corresponding petrophysical dependencies were selected and the absolute permeability values were determined. In FIG. Figure 1 shows the differentiation of the filtration properties of the formation by depth. In FIG. 1a shows changes in the values of porosity and percolation index over the depth of the formation, and in FIG. 1b - changes in absolute permeability values determined by the proposed method and the prototype. It can be seen that the absolute permeability values determined by the prototype differ from the values determined by the proposed method. Moreover, in collectors with percolation index values of more than 0.2 μm, the permeability of the prototype is lower, and in collectors with percolation index values of less than 0.1 μm, higher than permeability determined by the proposed method.

Для выделенных пропластков были определены коэффициенты потенциального дебита по известной формуле:
q = 2*π*Kпр*h / (μ*ln(rк/rскв),
где q - коэффициент потенциального дебита, т/сут*МПа,
h - толщина пропластка, м,
Кпр - абсолютная проницаемость, 10-3 мкм2,
π - число "пи" (π =3,14...),
μ - вязкость пластовой нефти, спуаз,
ln(rк/rскв) - натуральный логарифм отношения радиуса дренажа скважины к радиусу скважины.
For the selected interlayers, the coefficients of potential production were determined by the well-known formula:
q = 2 * π * Kpr * h / (μ * ln (rk / rsq),
where q is the coefficient of potential flow rate, t / day * MPa,
h is the thickness of the layer, m,
CRC - absolute permeability, 10 -3 μm 2 ,
π is the number of pi (π = 3,14 ...),
μ is the viscosity of the reservoir oil, spoise,
ln (rк / rккв) is the natural logarithm of the ratio of the radius of the drainage of the well to the radius of the well.

В приведенных ниже расчетах для бобриковских отложений Сабанчинской площади, по промысловым данным принято - вязкость нефти 19,5 спуаз; ln(rк/rскв)=7,5. In the calculations below for the Bobrikov deposits of the Sabanchinskaya area, according to field data, the oil viscosity is 19.5 spoise; ln (rk / rsq) = 7.5.

0,864*10-3 - коэффициент приведения единиц.0.864 * 10 -3 is the coefficient of reduction of units.

Так, например, потенциальный дебит скважины 1544 по предлагаемому способу:
в интервале 1210,7 - 1213,0 м :
ql = 0,864* 10-3*2*3,14*(2,3*1363,37)/(19,5*7,5)= 0,12 т/сут*МПа;
в интервале 1213,0 - 1214,0 м :
q2 = 0,864* 10-3*2*3,14(1,0*683,67)/(19,5*7,5) = 0,03 т/сут*МПа;
в интервале 1214,0 - 1217,5 м :
q3 = 0,864* 10-3*2*3,14*(3,5*1438,76)/(19,5*7,5) = 0,19 т/сут*МПа;
в интервале 1217,5 - 1218,0 м :
q4 = 0,864* 10-3*2*3,14*(1,3*534,62)/(19,5*7,5) = 0,03 т/сут*МПа;
в интервале 1218,0 - 1224,7 м :
q5 = 0,864* 10-3*2*3,14*(5,9*12,41)/(19,5*7,5) = 0,00 т/сут*МПа;
Итого по скважине:
q = (0,12+0,03+0,19+0,03+0,00) = 0,37 т/сут*МПа.
So, for example, the potential flow rate of the well 1544 by the proposed method:
in the range of 1210.7 - 1213.0 m:
ql = 0.864 * 10 -3 * 2 * 3.14 * (2.3 * 1363.37) / (19.5 * 7.5) = 0.12 t / day * MPa;
in the range of 1213.0 - 1214.0 m:
q2 = 0.864 * 10 -3 * 2 * 3.14 (1.0 * 683.67) / (19.5 * 7.5) = 0.03 t / day * MPa;
in the range of 1214.0 - 1217.5 m:
q3 = 0.864 * 10 -3 * 2 * 3.14 * (3.5 * 1438.76) / (19.5 * 7.5) = 0.19 t / day * MPa;
in the range of 1217.5 - 1218.0 m:
q4 = 0.864 * 10 -3 * 2 * 3.14 * (1.3 * 534.62) / (19.5 * 7.5) = 0.03 t / day * MPa;
in the range of 1218.0 - 1224.7 m:
q5 = 0.864 * 10 -3 * 2 * 3.14 * (5.9 * 12.41) / (19.5 * 7.5) = 0.00 t / day * MPa;
Total Well:
q = (0.12 + 0.03 + 0.19 + 0.03 + 0.00) = 0.37 t / day * MPa.

При расчетах по прототипу нет возможности дифференцировать продуктивный пласт на типы коллекторов по их фильтрационным свойствам. Поэтому применяется одна зависимость абсолютной проницаемости от пористости по всему разрезу продуктивной части пласта. Кроме того, разбиение на пропластки также осуществляется более обобщенно. Так, по прототипу в скважине 1544 были выделены следующие интервалы:
1210,7 - 1213,8 м; 1214,0 - 1215,0 м; 1215,4 - 1219,2 м. В выделенных интервалах был определен потенциальный дебит и затем потенциальный дебит всей скважины.
When calculating the prototype, there is no way to differentiate the reservoir into types of reservoirs according to their filtration properties. Therefore, one dependence of absolute permeability on porosity is applied throughout the section of the productive part of the formation. In addition, the division into interlayers is also carried out more generally. So, according to the prototype in the well 1544, the following intervals were allocated:
1210.7 - 1213.8 m; 1214.0 - 1215.0 m; 1215.4 - 1219.2 m. In the identified intervals, the potential production rate was determined and then the potential production rate of the entire well.

Определения по прототипу дали следующие результаты:
в интервале 1210,7 - 1213,8 м:
ql = 0,864*10-3*2*3,14*(3,l*675,24)/(19,5*7,5)=0,08т/cyт*MПa;
в интервале 1213,0-1214,0 м:
q2 = 0,864* 10-3*2*3,14*(l,0*544,01)/(19,5*7,5) = 0,02 т/сут*МПа;
в интервале 1214,0 - 1217,5 м :
q3 = 0,864* 10-3*2*3,14*(3,8*1093,12)/(19,5*7,5) = 0,15 т/сут*МПа.
Definitions of the prototype gave the following results:
in the range of 1210.7 - 1213.8 m:
ql = 0.864 * 10 -3 * 2 * 3.14 * (3, l * 675.24) / (19.5 * 7.5) = 0.08 t / cyt * MPa;
in the range of 1213.0-1214.0 m:
q2 = 0.864 * 10 -3 * 2 * 3.14 * (l, 0 * 544.01) / (19.5 * 7.5) = 0.02 t / day * MPa;
in the range of 1214.0 - 1217.5 m:
q3 = 0.864 * 10 -3 * 2 * 3.14 * (3.8 * 1093.12) / (19.5 * 7.5) = 0.15 t / day * MPa.

Итого по скважине:
q = (0,08+0,02+0,15) = 0,25 т/сут*МПа.
Total Well:
q = (0.08 + 0.02 + 0.15) = 0.25 t / day * MPa.

Сравнительный анализ полученных значений расчета профиля потенциального дебита по предлагаемому способу и по прототипу показан на фиг. 2. A comparative analysis of the obtained values for calculating the profile of the potential flow rate according to the proposed method and the prototype is shown in FIG. 2.

Суммарный коэффициент потенциального дебита в скважине 1544 составил 0,37 т/сут*МПа, в то время как по прототипу он составляет - 0,25 т/сут*МПа. The total potential production rate in the 1544 well was 0.37 t / day * MPa, while in the prototype it is 0.25 t / day * MPa.

Затем были проанализированы промысловые данные по шести скважинам Сабанчинского месторождения в период их безводной работы. В таблице приведены результаты сравнения потенциальных и реально полученных дебитов. Then, field data for six wells of the Sabanchinskoye field were analyzed during their waterless operation. The table shows the results of a comparison of potential and actual production rates.

Из таблицы видно, что фактические дебиты скважин от их потенциальных значений составляют 0,22 - 0,91. The table shows that the actual flow rates of wells from their potential values are 0.22 - 0.91.

Таким образом, предлагаемый способ не только повышает точность оценки потенциального дебита скважины за счет дифференциации фильтрационных свойств неоднородных коллкекторов, но и дает возможность оптимального выбора интервалов перфорации продуктивных пластов и уточнения параметров при подсчете запасов и разработке нефтяных и газовых месторождений. Thus, the proposed method not only improves the accuracy of assessing the potential production rate of the well due to the differentiation of the filtration properties of heterogeneous reservoirs, but also makes it possible to optimally select the intervals of perforation of productive formations and refine parameters when calculating reserves and developing oil and gas fields.

Claims (1)

Способ определения потенциального дебита скважины, включающий определение абсолютной проницаемости по петрофизической зависимости проницаемости от пористости и толщины пласта, отличающийся тем, что выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала, по результатам анализа которого определяют индекс перколяции для каждого образца, строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость, по характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами, затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине. A method for determining the potential production rate of a well, including determining the absolute permeability from the petrophysical dependence of permeability on porosity and formation thickness, characterized in that a geological object is isolated and core material is selected, the analysis of which determines the percolation index for each sample, and build the petrophysical dependences of absolute permeability on the porosity and percolation index of the electrical resistivity and they determine the absolute permeability, p character index the percolation collectors separated into groups with different physical filtration properties, and then determine the thickness of the reservoir, separated by interlayers their filtration properties and determine the potential flow rate of each layer and the total downhole.
RU2002106901A 2002-03-18 2002-03-18 Method of determination of well potential production rate RU2211329C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002106901A RU2211329C1 (en) 2002-03-18 2002-03-18 Method of determination of well potential production rate

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002106901A RU2211329C1 (en) 2002-03-18 2002-03-18 Method of determination of well potential production rate

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2211329C1 true RU2211329C1 (en) 2003-08-27

Family

ID=29246489

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2002106901A RU2211329C1 (en) 2002-03-18 2002-03-18 Method of determination of well potential production rate

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2211329C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103498669A (en) * 2013-09-04 2014-01-08 中国石油天然气股份有限公司 Quantitative determination method of interbedded cross flows of heterogeneous rock core models
CN104453882A (en) * 2014-12-10 2015-03-25 中国石油天然气股份有限公司 Method and device for determining MOIP (movable oil in place) of crude oil of tight reservoir
CN105114068A (en) * 2015-09-07 2015-12-02 中国地质大学(北京) Method of predicting high-water-yield area in coalbed methane area via logging information
CN111425171A (en) * 2019-01-09 2020-07-17 中国石油天然气股份有限公司 Water-flooding sandstone reservoir double-high-period two-three combined perforation optimization method

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
БУЗИНОВ С.И., УМРИХИН И.Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. - М.: Недра, 1984, с.59-62. *
КНЕЛЛЕР Л.Е. и др. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях осложненных коллекторов по данным ГИС, обзор ВИЭМС, серия "Разведочная геофизика", МГП, "Геоинформмарк". - М., 1991, с.65. *

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103498669A (en) * 2013-09-04 2014-01-08 中国石油天然气股份有限公司 Quantitative determination method of interbedded cross flows of heterogeneous rock core models
CN103498669B (en) * 2013-09-04 2015-12-09 中国石油天然气股份有限公司 A kind of method for quantitatively determining of heterogeneous core model crossflow amount
CN104453882A (en) * 2014-12-10 2015-03-25 中国石油天然气股份有限公司 Method and device for determining MOIP (movable oil in place) of crude oil of tight reservoir
CN104453882B (en) * 2014-12-10 2017-03-08 中国石油天然气股份有限公司 A kind of determine tight reservoir crude oil can dynamic reserve method and device
CN105114068A (en) * 2015-09-07 2015-12-02 中国地质大学(北京) Method of predicting high-water-yield area in coalbed methane area via logging information
CN111425171A (en) * 2019-01-09 2020-07-17 中国石油天然气股份有限公司 Water-flooding sandstone reservoir double-high-period two-three combined perforation optimization method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104991274B (en) The Favorable Areas method for optimizing of single trap level under a variety of geologic(al) factor quantity constraints
CN104747185B (en) Heterogeneous reservoir reservoir synthetical assortment evaluation method
Gherabati et al. The impact of pressure and fluid property variation on well performance of liquid-rich Eagle Ford shale
CN109653725B (en) Mixed reservoir flooding degree logging interpretation method based on sedimentary microfacies and rock facies
RU2656303C1 (en) Method for construction of geological-hydrodynamic models of non-homogeneous reservoirs with thin interlensing of sand-silt and clay rocks
CN106503834A (en) A kind of Forecasting Methodology in the fine and close oil dessert area of the ultralow porosity permeability reservoir of lacustrine facies
McGee et al. Geologic models and reservoir geometries of Auger Field, deepwater Gulf of Mexico
Orodu et al. Hydraulic (flow) unit determination and permeability prediction: a case study of block Shen-95, Liaohe Oilfield, North-East China
Guo et al. Assessment on tight oil resources in major basins in China
CN112698399A (en) Gravel well seismic-logging linkage constraint efficient reservoir quantitative prediction method and system
RU2211329C1 (en) Method of determination of well potential production rate
CN111963159A (en) Method for identifying fluid properties of conglomerate compact oil reservoir
RU2285790C1 (en) Method to control stacked pool oil deposit development with the use of residual net oil maps
Garfield et al. Little Sand Draw field, Big Horn Basin, Wyoming: A hybrid dual-porosity and single-porosity reservoir in the Phosphoria Formation
CN111027780B (en) Oil potential field simulation method and device
CN108805158B (en) Compact oil reservoir lithogenous phase dividing method
CN110244357B (en) Identification method for tectonic destructive ancient oil reservoir
CN110688781B (en) Well logging interpretation method for low-permeability heterogeneous gas reservoir
Li et al. Improving the accuracy of permeability prediction modeling based on flow units: An example from the Khasib Limestone Reservoir of Ahdeb Oil Field, Iraq
RU2119583C1 (en) Method for monitoring development of oil deposits
CN112765527A (en) Shale gas resource amount calculation method and system
RU2731004C1 (en) Method of constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields
Fairhurst et al. Evolution and Development of the WolfBone Play, Southern Delaware Basin, West Texas: An Emerging Frontier, An Oil-Rich Unconventional Resource
RU2183268C2 (en) Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations
RU2757848C1 (en) Method for localising the residual reserves based on complex diagnostics and adaptation of a ghdm

Legal Events

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

Effective date: 20120319