RU2320869C1 - Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов - Google Patents

Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов Download PDF

Info

Publication number
RU2320869C1
RU2320869C1 RU2006119560/03A RU2006119560A RU2320869C1 RU 2320869 C1 RU2320869 C1 RU 2320869C1 RU 2006119560/03 A RU2006119560/03 A RU 2006119560/03A RU 2006119560 A RU2006119560 A RU 2006119560A RU 2320869 C1 RU2320869 C1 RU 2320869C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
reservoir
thickness
permeability
oil
Prior art date
Application number
RU2006119560/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006119560A (ru
Inventor
шев Расим Нагимович Ди (RU)
Расим Нагимович Дияшев
Original Assignee
Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп"
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 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" filed Critical Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп"
Priority to RU2006119560/03A priority Critical patent/RU2320869C1/ru
Publication of RU2006119560A publication Critical patent/RU2006119560A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2320869C1 publication Critical patent/RU2320869C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изучению коллекторских свойств продуктивных пластов, и может быть использовано для определения кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров на всех этапах освоения нефтегазовых месторождений, например при разработке нефтегазовых месторождений, обосновании и применении способов нефтегазоизвлечения, при подсчете запасов нефти и газа и т.д. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения работающей толщины пласта, охваченной процессом фильтрации, на межскважинных участках при оптимальных для данных параметров режимах фильтрации и определение нижних кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров, соответствующих работающей толщине. Для этого способ включает эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации работающих нефтегазонасыщенных толщин. При этом гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановивишихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптиальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости. Начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая найденную толщину от общей нефтегазонасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами, находят то предельное значение проницаемости, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта. После чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости. 7 ил., 3 табл.

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изучению коллекторских свойств продуктивных пластов, и может быть использовано для определения кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров на всех этапах освоения нефтегазовых месторождений, например при разработке нефтегазовых месторождений, обосновании и применении способов нефтегазоизвлечения, при подсчете запасов нефти и газа и т.д.
Известен способ определения коллекторских свойств нефтеносных пород, включающий определение пористости и проницаемости путем лабораторного анализа образца породы (керна) [см. книгу М.А.Жданова «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа», М.: Недра, 1981, с.120-128].
Способ позволяет получить необходимую информацию и оценить коллекторские свойства продуктивного пласта.
Недостатком способа является пространственная ограниченность информации и низкая точность определения пористости и проницаемости, т.к. керн характеризует продуктивный пласт только в точке проходки скважины, а не на межскважинных зонах, т.е. не по площади, и не учитывает их изменений по всему пласту, а также в процессе разработки и проведения мероприятий по воздействию на пласт. Для объемного изучения коллекторских свойств пласта необходимо проведение дополнительного комплекса исследований, сочетающего в себе исследования кернов, геофизические и промысловые гидродинамические исследования скважин.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов является способ определения нижних предельных значений подсчетных параметров нефтегазоносных пластов [см. кгигу М.А.Жданова «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа». М.: Недра, 1981, с.140], включающий исследования профилей притока-приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах способами термопотокометрии, построения корреляционных зависимостей проницаемость по керну ~ удельный коэффициент продуктивности при эксплуатации скважин, а также пористость - проницаемость по керну и определение по этим данным кондиционных значений нефтенасыщенных толщин, проницаемости и пористости пластов для минимально допустимых величин удельного коэффициента продуктивности.
Установление для продуктивных пластов нижних предельных значений проницаемости и пористости, при которых пласты отдают содержащуюся в них нефть, позволяет определять подвижные запасы нефти, проводить проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений и т.д.
Недостатком способа является низкая точность определения охваченной процессом фильтрации толщины пласта («работающей толщины пласта») на удаленных расстояниях от ствола скважины, т.к. известные способы термопотокометрии характеризуют только околоскважинную часть пластов, часто искаженную качеством перфорации и цемента за колонной.
Кроме того, названные корреляционные зависимости строятся в целом по пластам без учета режимов фильтрации, т.е. предварительного установления оптимальных значений забойного и пластового давлений.
Технической задачей предложенного способа определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов является повышение точности определения работающей толщины пласта, охваченной процессом фильтрации, на межскважиных участках при оптимальных для данных коллекторов режимах фильтрации, предельных нижних кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров (пористости, проницаемости), соответствующих работающей толщине.
Поставленная задача решается описываемым способом определения параметров нефтегазонасыщенных пластов, включающих эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации нефтегазонасыщенных (работающих) толщин.
Новым является то, что гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов и устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по формуле:
Figure 00000001
где
Figure 00000002
- участующая в фильтрации между возмущающей и наблюдательной скважинами толщина пласта, м;
ε и
Figure 00000003
- коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности работающей толщины пласта, д·см/спз и см2/сек;
βж и βп - коэффициенты сжимаемости жидкости и породы, (кг/см2)-1;
mср. - средняя пористость пласта между исследуемыми скважинами, %,
и предельную его проницаемость, используя формулу:
Figure 00000004
hобщ - общая нефтегазонасыщенная толщина пласта между исследуемыми скважинами, м;
h - толщина прослоев с проницаемостями Кi, м;
Figure 00000005
- сумма толщин прослоев с проницаемостями Ki, начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая которую от общей нефтенасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами, находят то предельное значение проницаемости Кiпр, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта, после чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости.
Предлагаемый способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов отличается от протопипа последовательностью выполнения операций и наличием новых признаков, позволяющих определить оптимальные для данного месторождения забойные давления отбора продукции и закачки реагента, работающую толщину пласта на межскважинных расстояниях при оптимальных режимах процесса фильтрации, а также предельных нижних кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров за счет комплексного подхода к решению поставленной задачи в динамическом режиме фильтрации нефти и газа.
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков, следовательно, заявленный способ отвечает критерию «изобретательский уровень».
Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).
Предлагаемый способ был испытан на месторождении N. Были определены в лабораторных экспериментах величины коэффициентов сжимаемости жидкости βж=2,0·10-4 кг/см2 и породы βп=0,3·10-5 кг/см2. С целью определения оптимальных значений забойного давления при отборе продукции и закачке вытесняющего реагента выполнены промыслово-гидродинамические исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. По результатам исследований определены базовые фильтрационно-емкостные характеристики пластов и построены их зависимости от безразмерных величин давлений (см. фиг.1-4).
Для общности выводов забойные давления принимали в долях от вертикального горного (Рзабг). Для исследуемого объекта оптимальные величины безразмерного давления закачки реагента находятся в пределах 0,54÷0,62.
По характерным точкам изгиба индикаторных диаграмм в добывающих скважинах также определены оптимальные величины безразмерного забойного давления (фиг.5). Они составляют 0,31÷0,35.
Для определения работающей толщины и предельных значений проницаемости и пористости продуктивных пластов была подобрана 21 скважина с отбором керна в продуктивных отложениях и выполнены анализы через каждые 0,25 м. Между 14 парами из этих скважин проведены исследования методом гидропрослушивания при установленных выше оптимальных значениях забойного давления и определены комплексные характеристики работающей части пласта (табл.1, табл.2).
Таблица 1
Комплексные характеристики работающей части пласта, определенные по результатам гидропрослушивания
Скважина (возмущающая-реагирующая) ε, д·см/спз
Figure 00000003
, см2/сек
Figure 00000006
м % от общей
1 2 3 4 5
71-87 52 802 32,9 36,0
26-87 280 2050 70,1 73,0
26-90 110 1436 40,1 38,2
18-91 42 267 79,8 77,1
82-91 150 802 88 85,9
88-94 48 439 53,8 67,7
89-93 76 696 50,6 49,9
68-74 88 906 48,1 65,0
63-24 160 1812 44,8 42,5
73-75 200 1660 50,0 62,1
Продолжение таблицы 1.
1 2 3 4 5 1
16-75 200 2185 36,6 49,8
73-78 240 1050 84 93,9
73-79 160 885 61 68,2
73-86 14 762 68 91,3
Среднее 139 1125 57,7 63,8
Таблица 2
Средние параметры продуктивных пластов между исследуемыми парами скважин, определенные по анализу керна
Скважина (возмущающая-реагирующая) Пористость m, % Проницаемость К, мд Общая толщина h, м
71-87 7,4 12,6 91,5
26-87 7,6 16,8 96,0
26-90 7,9 28,1 105
18-91 8,2 71,0 103,5
82-91 7,2 21,6 102,5
88-94 7,6 32,6 79,5
89-93 8,6 46,4 101,5
68-74 8,8 89,3 74,0
63-24 7,8 38,9 105,5
73-75 10,3 100,6 80,5
16-75 11,0 102,7 73,5
73-78 10,0 110,4 89,5
73-79 8,7 47,1 89,5
73-86 10,1 85,5 74,5
Среднее 8,6 49,8 90,5
По результатам гидропрослушивания (табл.1) средние значения по всем исследованным парам скважин равны: гидропроводность ε=139 д·см/спз и пьезопроводность
Figure 00000003
=1125 см2/сек. Средняя работающая толщина, т.е. толщина пласта, определяемая по предлагаемому способу по формуле (1), равняется 57,7 м или 63,8% от общей толщины пласта.
Результаты анализа керна приведены в табл.2. По результатам анализа керна построена зависимость коэффициента проницаемости от пористости (фиг.6).
Однако на практике керн извлекается не из всех скважин и часто по конкретным скважинам, охваченным процессом гидропрослушивания, отсутствуют данные по анализу керна. В таких случаях информацию о распределении пористости и проницаемости в исследуемом интервале продуктивных отложений получают по результатам комплекса геофизических исследований, который является обязательным для каждой скважины. По результатам интерпретации материалов комплекса геофизических исследований определяется непрерывное распределение фильтрационно-емкостных параметров по толщине пласта, в том числе значений пористости и проницаемости.
Предельное значение проницаемости Кпр определили, используя формулу:
Figure 00000007
где
Figure 00000008
- работающая толщина пласта, определили по результатам гидропрослушивания (формула (1));
Figure 00000009
- сумма прослоев пласта с проницаемостями Кi в порядке возрастания от минимальной величины до значения Кiпр, когда выполнится условие по формуле (2).
Правая часть уравнения станет близкой или равной левой части, определенной по гидропрослушиванию при предельной величине проницаемости, пропластки со значениями ниже которой не участвуют в процессе фильтрации. Для иллюстрации на фиг.7 приведен усредненный для всех исследованных скважин график зависимости работающей толщины в процентах от общей от предельного значения проницаемости. Видно, что если предельная проницаемость увеличивается, то доля прослоев с проницаемостью, равной и выше предельной, уменьшается. Соответствующее предельной проницаемости значение пористости определяется по экспериментальной корреляционной зависимости K~f(m) (фиг.6), построенной по данным анализа керна или геофизических исследований скважин.
Сводные результаты определений предельных значений пористости и проницаемости по каждой исследованной паре скважин приведены в табл.3.
Так, по паре скв. 71-87 работающая толщина hраб на участке между ними по результатам гидропрослушивания равняется 32,9 м (табл.1). При последовательном вычитании толщин с проницаемостью от минимального значения до 6,0 мд толщина оставшейся части составила 32,5 м, что близко к определенной по гидропрослушиваанию величине 32,9 м. Таким образом, для этой пары скважин предельное значение проницаемости Кпр равняется 6,0 мд. По зависимости пористость-проницаемость этой величине проницаемости соответствует предельное значение пористости mпр=3,71%. Для всех 14 пар исследованных скважин средние значения равны:
- охваченная процессом фильтрации (работающая) толщина пласта - 56,5 м;
- нижние предельные значения проницаемости - 6,9 мд, пористости - 3,7%.
Таблица 3
Сводные результаты определений предельных значений пористости и проницаемости
Скважина (возмущающая-реагирующая) Средняя по двум скважинам предельная величина Толщина пласта, м
проницаемости Кпр, мд пористости mпр, %
Figure 00000008
для Кi≥Кпр
71-87 6,0 3,71 32,9 32,5
26-87 9,0 4,55 70,1 70,3
26-90 12,5 5,36 40,1 40,0
18-91 2,0 2,14 79,8 82,0
82-91 0,6 1,17 88,0 82,0
88-94 1,3 1,72 53,8 48,5
89-93 12,0 5,25 50,6 49,0
68-74 2,5 2,39 48,1 42,0
63-24 7,9 4,26 44,8 38,0
73-75 13,0 5,47 50,0 50,0
16-75 12,5 5,36 36,6 38,4
73-78 6,0 3,71 84,0 74,3
73-79 5,8 3,65 61,0 54,0
73-86 5,7 3,62 68,0 66,3
Среднее 6,9 3,74 57,7 55,4
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа создается за счет повышения точности определения работающей толщины пласта, охваченной процессом фильтрации на межскважинных участках при оптимальных для данных параметров режимах фильтрации, и определения нижних кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров, соответствующих работающей толщине.

Claims (1)

  1. Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов, включающий эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации работающих нефтегазонасыщенных толщин, отличающийся тем, что гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по формуле:
    Figure 00000010
    где
    Figure 00000011
    - участвующая в фильтрации (работающая) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщина пласта, м;
    ε и
    Figure 00000012
    - коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности работающей толщины пласта, д·см/спз и см2/с;
    βж и βп - коэффициенты сжимаемости жидкости и породы, (кг/см2)-1;
    mср. - средняя пористость пласта между исследуемыми скважинами, %,
    и предельную его проницаемость по формуле
    Figure 00000013
    где hобщ - общая нефтегазонасыщенная толщина пласта между исследуемыми скважинами, м;
    h - толщина прослоев с проницаемостями Ki, м;
    Figure 00000014
    - сумма толщин прослоев с проницаемостями Ki,
    начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая которую от общей нефтегазонасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами находят то предельное значение проницаемости Ki=Kпр, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта, после чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости.
RU2006119560/03A 2006-06-05 2006-06-05 Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов RU2320869C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006119560/03A RU2320869C1 (ru) 2006-06-05 2006-06-05 Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006119560/03A RU2320869C1 (ru) 2006-06-05 2006-06-05 Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006119560A RU2006119560A (ru) 2007-12-20
RU2320869C1 true RU2320869C1 (ru) 2008-03-27

Family

ID=38916857

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006119560/03A RU2320869C1 (ru) 2006-06-05 2006-06-05 Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2320869C1 (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102619502A (zh) * 2012-03-21 2012-08-01 西南石油大学 裂缝--孔隙型渗流实验模型裂缝渗透率确定方法
WO2015174882A1 (ru) * 2014-05-15 2015-11-19 Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов
WO2018012995A1 (ru) * 2016-07-12 2018-01-18 Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом импульсно-кодового гидропрослушивания (икг)
RU2747959C1 (ru) * 2020-11-04 2021-05-17 Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" Способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта
RU2752802C1 (ru) * 2020-10-26 2021-08-06 Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109488282B (zh) * 2019-01-03 2023-04-07 西南石油大学 可动储量物性下限的确定方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
БУЗИНОВ С.И. и др. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. - М.: Недра, 1984, с.59-62. *
ЖДАНОВ М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1981, с.140. *

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102619502A (zh) * 2012-03-21 2012-08-01 西南石油大学 裂缝--孔隙型渗流实验模型裂缝渗透率确定方法
CN102619502B (zh) * 2012-03-21 2014-05-14 西南石油大学 裂缝--孔隙型渗流实验模型裂缝渗透率确定方法
WO2015174882A1 (ru) * 2014-05-15 2015-11-19 Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов
WO2018012995A1 (ru) * 2016-07-12 2018-01-18 Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом импульсно-кодового гидропрослушивания (икг)
RU2666842C1 (ru) * 2016-07-12 2018-09-12 Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом Импульсно-Кодового Гидропрослушивания (ИКГ)
RU2752802C1 (ru) * 2020-10-26 2021-08-06 Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием
RU2747959C1 (ru) * 2020-11-04 2021-05-17 Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" Способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта

Also Published As

Publication number Publication date
RU2006119560A (ru) 2007-12-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9898559B2 (en) Method for predicting changes in properties of a formation in a near-wellbore area exposed to a drilling mud
CN106295095B (zh) 基于常规测井资料预测低渗透砂岩储层产能的方法
CN104899411B (zh) 一种储层产能预测模型建立方法和系统
RU2320869C1 (ru) Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов
Minh et al. Determination of wettability from magnetic resonance relaxation and diffusion measurements on fresh-state cores
US7849736B2 (en) Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same
CN105931125B (zh) 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法
Ortega et al. A complete petrophysical-evaluation method for tight formations from drill cuttings only in the absence of well logs
CA2256248A1 (en) Quantification of the characteristics of porous formations while drilling - hydrocarbon saturation index ("hcsi")
RU2455483C2 (ru) Способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности
CN112363242A (zh) 基于测录井融合的储层流体识别方法与装置
RU2683453C1 (ru) Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов
CN110295894A (zh) 一种建立水平井产能预测模型的方法
CN113484216A (zh) 一种评估致密砂岩气藏水相返排率及合理返排压差的方法
CN109630104B (zh) 一种用化学示踪剂测试压裂裂缝体积的方法
CN110017136B (zh) 一种基于视水层电阻率的水淹层识别与产水率预测方法
RU2009143585A (ru) Способ разработки неоднородного массивного или многопластового газонефтяного или нефтегазоконденсатного месторождения
RU2479714C1 (ru) Способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта
RU2707311C1 (ru) Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах
CN108661628A (zh) 一种基于参数优选的工程甜点定量评价方法
Lopez Jimenez et al. Estimates of stress-dependent properties in tight reservoirs: their use with core and drill-cuttings data
CN110322363A (zh) 页岩气储层改造体积计算方法及系统
RU2468198C1 (ru) Способ определения свойств продуктивного пласта
RU2709260C1 (ru) Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей
Bennion et al. Determination of true effective in situ gas permeability in subnormally water-saturated tight gas reservoirs

Legal Events

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

Effective date: 20140606