RU2359123C2 - Способы и устройства для оценки физических параметров резервуаров с использованием метода кривых восстановления давления при испытании разрыва нагнетанием/сбросом - Google Patents

Способы и устройства для оценки физических параметров резервуаров с использованием метода кривых восстановления давления при испытании разрыва нагнетанием/сбросом Download PDF

Info

Publication number
RU2359123C2
RU2359123C2 RU2006138042/03A RU2006138042A RU2359123C2 RU 2359123 C2 RU2359123 C2 RU 2359123C2 RU 2006138042/03 A RU2006138042/03 A RU 2006138042/03A RU 2006138042 A RU2006138042 A RU 2006138042A RU 2359123 C2 RU2359123 C2 RU 2359123C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
psi
variable
adjusted
corrected
Prior art date
Application number
RU2006138042/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006138042A (ru
Inventor
Дэвид П. КРЭЙГ (US)
Дэвид П. КРЭЙГ
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
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 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of RU2006138042A publication Critical patent/RU2006138042A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2359123C2 publication Critical patent/RU2359123C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells

Landscapes

  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области методов оценки нефтяной и газовой подземной формации. Техническим результатом является уменьшение влияния вредных эффектов, зависящих от давления свойств флюида при вычислении проницаемости и сопротивления поверхности разрыва резервуара. Испытание разрыва нагнетанием/сбросом состоит из нагнетания жидкости, газа или их комбинации, содержащей желаемые добавки для совместимости с формацией, при давлении нагнетания, превышающем давление разрыва формации, с последующим периодом остановки. Спад давления во время периода остановки измеряется и анализируется для определения проницаемости и сопротивления поверхности разрыва путем подготовки специализированного декартова графика исходя из данных остановки с использованием скорректированных псевдопеременных, таких как данные скорректированного псевдодавления и данные скорректированного псевдовремени. Этот анализ позволяет данным на графике располагаться вдоль прямой линии наряду с постоянными или зависящими от давления свойствами флюида. Наклон и пересечение прямой линии являются соответственно показателями вычислений проницаемости k и сопротивления поверхности разрыва R0. 8 н. и 78 з.п. ф-лы, 9 ил.

Description

Текст описания приведен в факсимильном виде.
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003
Figure 00000004
Figure 00000005
Figure 00000006
Figure 00000007
Figure 00000008
Figure 00000009
Figure 00000010
Figure 00000011
Figure 00000012
Figure 00000013
Figure 00000014
Figure 00000015
Figure 00000016
Figure 00000017
Figure 00000018
Figure 00000019
Figure 00000020
Figure 00000021
Figure 00000022
Figure 00000023
Figure 00000024
Figure 00000025
Figure 00000026
Figure 00000027
Figure 00000028
Figure 00000029
Figure 00000030
Figure 00000031
Figure 00000032
Figure 00000033
Figure 00000034
Figure 00000035
Figure 00000036
Figure 00000037
Figure 00000038
Figure 00000039
Figure 00000040
Figure 00000041
Figure 00000042
Figure 00000043
Figure 00000044
Figure 00000045
Figure 00000046
Figure 00000047

Claims (86)

1. Способ оценки физических параметров пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы, на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(e) определяют физические параметры подземной формации из данных скорректированного псевдодавления.
2. Способ по п.1, где график данных скорректированного псевдодавления относительно времени является прямой линией с наклоном mм и пересечением bм, где
mм является функцией проницаемости k и bм является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.
3. Способ по п.2, где данные скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, выводятся с использованием следующего уравнения:
Figure 00000048

где
Figure 00000049
= средняя вязкость, m/Lt, сП;
Figure 00000050
= вязкость газа, m/Lt, сП;
p = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
Figure 00000051
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pа = переменная скорректированного псевдодавления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
Figure 00000052
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
4. Способ по п.3, где прямая линия определяется уравнением
Figure 00000053

где
Figure 00000054

Figure 00000055
и
Figure 00000056

где cа1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
са2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
da = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
paw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(xa)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yа)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.
5. Способ по п.4, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
Figure 00000057
Figure 00000058
и
Figure 00000059
,
где ϕ - пористость, безразмерная величина;
Bg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Figure 00000060
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут;
6. Способ по п.5, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(уа)n, (ха)n} строится график (уа)n относительно (xа)n для определения наклона mм и пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий концу нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.
7. Способ по п.6, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
Figure 00000061

Figure 00000062
8. Способ по п.6, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
Figure 00000057
Figure 00000063

Figure 00000064

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.
9. Способ по п.1, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.
10. Способ по п.9, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.
11. Способ по п.1, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
12. Способ оценки физических параметров пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления и времени в данные скорректированного псевдовремени для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(е) определяют физические параметры подземной формации из данных скорректированного псевдодавления и данных скорректированного псевдовремени.
13. Способ по п.12, где график данных скорректированного псевдодавления относительно времени является прямой линией с наклоном mм и пересечением bм, где
mм является функцией проницаемости k и bм является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.
14. Способ по п.13, где данные скорректированного псевдовремени и скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, определяются соответственно следующими уравнениями:
Figure 00000065
и
Figure 00000066

где
Figure 00000067
= средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
Figure 00000068
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pa = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
Figure 00000069
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.
15. Способ по п.14, где прямая линия определяется уравнением
Figure 00000070
,
где
Figure 00000071

Figure 00000072
и
Figure 00000073

где cар1= cа1= первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cap2= ca2= вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
dар = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
paw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(ta)n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;
(хар)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yар)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.
16. Способ по п.15, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
Figure 00000057
Figure 00000074
и
Figure 00000059
,
где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Вg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Figure 00000075
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина разрыва, L, фут.
17. Способ по п.16, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(уар)n, (xар)n} строится график (уар)n относительно (xар)n для определения наклона mм и пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.
18. Способ по п.17, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
Figure 00000076

Figure 00000077
19. Способ по п.17, где проницаемости k и Ro поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
Figure 00000057
Figure 00000078

Figure 00000079

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.
20. Способ по п.12, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.
21. Способ по п.20, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.
22. Способ по п.12, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
23. Способ оценки проницаемости k пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(e) определяют проницаемость k подземной формации из данных скорректированного псевдодавления.
24. Способ по п.23, где график данных скорректированного псевдодавления в течение времени является прямой линией с наклоном mм, который является функцией проницаемости k.
25. Способ по п.24, где данные скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, выводятся с использованием следующего уравнения:
Figure 00000080

где
Figure 00000081
= средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
Figure 00000082
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
ра = переменная скорректированного псевдодавления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
Figure 00000083
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.
26. Способ по п.25, где прямая линия определяется уравнением
Figure 00000053

где
Figure 00000084

Figure 00000055
и
Figure 00000085

cа1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2
сa2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2
dа = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
paw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(xa)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yа)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.
27. Способ по п.26, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
Figure 00000057
Figure 00000074
и
Figure 00000086

где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Вg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Figure 00000087
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.
28. Способ по п.27, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(yа)n, (xа)n} строится график (ya)n относительно (xa)n для определения наклона mм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.
29. Способ по п.28, где проницаемость k определяется следующим уравнением:
Figure 00000088
30. Способ по п.28, где проницаемость k определяется следующим уравнением:
Figure 00000089

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.
31. Способ по п.23, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.
32. Способ по п.31, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.
33. Способ по п.23, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
34. Способ оценки проницаемости k пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации,
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления и времени в данные скорректированного псевдовремени для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(е) определяют проницаемость k подземной формации из данных скорректированного псевдодавления и данных скорректированного псевдовремени.
35. Способ по п.34, где график данных скорректированного псевдодавления относительно данных скорректированного псевдовремени является прямой линией с наклоном mм, который является функцией проницаемости k.
36. Способ по п.35, где данные скорректированного псевдовремени и скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, определяются соответственно следующими уравнениями:
Figure 00000065
и
Figure 00000090

где
Figure 00000091
= средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
Figure 00000092
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pа = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
ct = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
Figure 00000093
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.
37. Способ по п.36, где прямая линия определяется уравнением
Figure 00000094

где
Figure 00000095

Figure 00000072
и
Figure 00000096

где cар1=ca1=первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cap2=ca2=вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
dap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;
Δрa = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рaw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(ta)n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;
(xар)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yар)n - скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
38. Способ по п.37, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
Figure 00000057
Figure 00000074
и
Figure 00000059
,
где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Bg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Figure 00000097
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.
39. Способ по п.38, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(уар)n, (xар)n} строится график (уар)n относительно (Хар)n для определения наклона mм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.
40. Способ по п.39, где проницаемость k определяется следующим уравнением:
Figure 00000098
41. Способ по п.39, где проницаемость k определяется следующим уравнением:
Figure 00000099

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.
42. Способ по п.34, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.
43. Способ по п.42, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.
44. Способ по п.34, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
45. Способ оценки сопротивления R0 поверхности разрыва пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(е) определяют сопротивление R0 поверхности разрыва подземной формации из данных скорректированного псевдодавления.
46. Способ по п.45, где график данных скорректированного псевдодавления относительно времени является прямой линией с пересечением bM, где bM является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.
47. Способ по п.46, где данные скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, выводятся из следующих уравнений:
Figure 00000100

где
Figure 00000101
= средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
Figure 00000102
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pа = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
Figure 00000103
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.
48. Способ по п.47, где прямая линия определяется уравнением
Figure 00000053

где
Figure 00000104

Figure 00000055
и
Figure 00000105

ca1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
ca2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
da = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
paw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(xа)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yа)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.
49. Способ по п.48, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
Figure 00000057
Figure 00000074
и
Figure 00000106

где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Вg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Figure 00000107
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.
50. Способ по п.49, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(уа)n, (xа)n} строится график (уа)n относительно (xа)n для определения пересечения bM,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.
51. Способ по п.50, где R0 поверхности разрыва определяется:
Figure 00000108
52. Способ по п.45, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.
53. Способ по п.52, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.
54. Способ по п.45, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
55. Способ оценки сопротивления R0 поверхности разрыва пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают зону подземной формации;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления и времени в данные скорректированного псевдовремени для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(e) определяют сопротивление R0 поверхности разрыва подземной формации из данных скорректированного псевдодавления и данных скорректированного псевдовремени.
56. Способ по п.55, где график данных скорректированного псевдодавления относительно данных скорректированного псевдовремени является прямой линией с пересечением bм, где bм является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.
57. Способ по п.56, где данные скорректированного псевдовремени и скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, определяются соответственно следующими уравнениями:
Figure 00000109
и
Figure 00000110

где
Figure 00000111
= средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
Figure 00000112
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
ра = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
ct = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
Figure 00000113
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.
58. Способ по п.57, где прямая линия определяется уравнением:
Figure 00000053

где
Figure 00000114

Figure 00000072
и
Figure 00000115

где cар1=cа1=первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cap2=ca2=вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
dap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рaw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(ta)n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;
(xap)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yap)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.
59. Способ по п.58, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
Figure 00000057
Figure 00000074
и
Figure 00000116

где ϕ - пористость, безразмерная величина;
Вg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Figure 00000117
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.
60. Способ по п.59, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(yар)n, (xар)n} строится график (уар)n относительно (xар)n для определения пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.
61. Способ по п.60, где R0 поверхности разрыва определяется:
Figure 00000118
62. Способ по п.55, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.
63. Способ по п.62, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.
64. Способ по п.55, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
65. Система для оценки физических параметров пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержащая:
(a) насос для инжектирования нагнетаемого флюида в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) средство для сбора данных измерения давления из подземной формации во время периода остановки,
(c) средство для преобразования данных измерений давления в данные скорректированного псевдодавления для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара, и
(d) средство для определения физических параметров подземной формации из данных скорректированного псевдодавления.
66. Система по п.65, где средство для определения содержит графическое средство для построения графика данных скорректированного псевдодавления относительно времени, где график представляет собой прямую линию с наклоном mм и пересечением bм, где mм является функцией проницаемости k и bм является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.
67. Система по п.66, где данные скорректированного псевдодавления определяются уравнением
Figure 00000119

где
Figure 00000120
= средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
Figure 00000121
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
ра = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
ct = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
Figure 00000122
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.
68. Способ по п.67, где прямая линия определяется уравнением
Figure 00000053

где
Figure 00000123

Figure 00000055
и
Figure 00000124

ca1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления прсдзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cа2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
da = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рaw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(xa)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(ya)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.
69. Способ по п.68, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
Figure 00000057
Figure 00000074
и
Figure 00000125

где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Bg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Figure 00000126
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.
70. Система по п.69, где средство преобразования итерирует преобразование каждых скорректированных псевдоданных со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и где графические средства строят график (уа)n относительно (xа)n для определения наклона mм и пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.
71. Система по п.70, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
Figure 00000127
и
Figure 00000128
72. Система по п.70, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
Figure 00000129
и
Figure 00000130

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.
73. Система по п.65, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.
74. Система по п.73, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.
75. Система по п.65, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
76. Система оценки физических параметров пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержащая:
(а) насос для инжектирования нагнетаемого флюида в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) средство для сбора данных измерения давления из подземной формации во время периода остановки,
(c) средство для преобразования данных измерений давления в данные скорректированного псевдодавления и времени в данные скорректированного псевдовремени для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара, и
(d) средство для обнаружения признаков эволюции в данных скорректированного псевдодавления относительно данных скорректированного псевдовремени для определения физических параметров подземной формации.
77. Система по п.76, где средство обнаружения содержит графическое средство для построения эволюции данных скорректированного псевдодавления относительно данных скорректированного псевдовремени, которая является прямой линией с наклоном mм как функцией проницаемости k и пересечением bм как функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.
78. Система по п.77, где данные скорректированного псевдовремени и скорректированного псевдодавления соответственно определяются уравнениями:
Figure 00000109
и
Figure 00000131

где
Figure 00000132
= средняя вязкость, m/Lt, сП;
µп = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
Figure 00000133
- среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
ра = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
Figure 00000134
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.
79. Система по п.78, где прямая линия определяется уравнением
Figure 00000070
;
Figure 00000135
;
Figure 00000072
и
Figure 00000136

где cар1= cа1= первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cap2= ca2= вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
dap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рaw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(ta)n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;
(xap)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yар)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.
80. Система по п.79, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
Figure 00000057
Figure 00000074
и
Figure 00000137

где ϕ = пористость, безразмерная величина
Bg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Figure 00000138
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.
81. Система по п.80, где средство для преобразования итерирует преобразование каждых скорректированных псевдоданных со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и где графическое средство строит график (уа)n относительно (xа)n для определения наклона mм и пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.
82. Система по п.80, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
Figure 00000127
и
Figure 00000139
83. Система по п.80, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
Figure 00000140

Figure 00000141

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.
84. Система по п.76, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
85. Система по п.84, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.
86. Система по п.76, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.
RU2006138042/03A 2004-03-29 2005-02-22 Способы и устройства для оценки физических параметров резервуаров с использованием метода кривых восстановления давления при испытании разрыва нагнетанием/сбросом RU2359123C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/812,210 2004-03-29
US10/812,210 US7054751B2 (en) 2004-03-29 2004-03-29 Methods and apparatus for estimating physical parameters of reservoirs using pressure transient fracture injection/falloff test analysis

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006138042A RU2006138042A (ru) 2008-05-10
RU2359123C2 true RU2359123C2 (ru) 2009-06-20

Family

ID=34960903

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006138042/03A RU2359123C2 (ru) 2004-03-29 2005-02-22 Способы и устройства для оценки физических параметров резервуаров с использованием метода кривых восстановления давления при испытании разрыва нагнетанием/сбросом

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7054751B2 (ru)
AR (1) AR050062A1 (ru)
AU (1) AU2005229230B2 (ru)
BR (1) BRPI0508891A (ru)
CA (1) CA2561257C (ru)
GB (1) GB2426595B (ru)
NO (1) NO20064289L (ru)
RU (1) RU2359123C2 (ru)
WO (1) WO2005095757A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2661937C1 (ru) * 2016-07-11 2018-07-23 Публичное акционерное общество "Оренбургнефть" Способ определения давления утечки

Families Citing this family (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US7389185B2 (en) * 2005-10-07 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures
US7272973B2 (en) * 2005-10-07 2007-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations
US9135475B2 (en) 2007-01-29 2015-09-15 Sclumberger Technology Corporation System and method for performing downhole stimulation operations
US9556720B2 (en) 2007-01-29 2017-01-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for performing downhole stimulation operations
US8412500B2 (en) * 2007-01-29 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation
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
US8087292B2 (en) * 2008-04-30 2012-01-03 Chevron U.S.A. Inc. Method of miscible injection testing of oil wells and system thereof
US8392165B2 (en) * 2009-11-25 2013-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Probabilistic earth model for subterranean fracture simulation
US8898044B2 (en) 2009-11-25 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Simulating subterranean fracture propagation
US9176245B2 (en) * 2009-11-25 2015-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Refining information on subterranean fractures
US8886502B2 (en) * 2009-11-25 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Simulating injection treatments from multiple wells
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
US8899349B2 (en) * 2011-07-22 2014-12-02 Schlumberger Technology Corporation Methods for determining formation strength of a wellbore
EP2788794A4 (en) * 2011-12-08 2015-08-12 Halliburton Energy Services Inc PERMEABILITY PREDICTION SYSTEMS AND METHODS INVOLVING QUADRATIC DISCRIMINANT ANALYSIS
US9366122B2 (en) * 2012-08-22 2016-06-14 Baker Hughes Incorporated Natural fracture injection test
CN104343442B (zh) * 2013-07-23 2017-03-08 中国石油化工股份有限公司 低渗透及致密油藏不依赖径向流的有效渗透率确定方法
US10578766B2 (en) 2013-08-05 2020-03-03 Advantek International Corp. Quantifying a reservoir volume and pump pressure limit
WO2015126388A1 (en) 2014-02-19 2015-08-27 Halliburton Energy Services, Inc. Estimating permeability in unconventional subterranean reservoirs using diagnostic fracture injection tests
GB2531982B (en) * 2014-06-11 2020-06-03 Advantek Int Corporation Quantifying a reservoir volume and pump pressure limit
US10633953B2 (en) 2014-06-30 2020-04-28 Advantek International Corporation Slurrification and disposal of waste by pressure pumping into a subsurface formation
US10385686B2 (en) 2014-10-28 2019-08-20 Eog Resources, Inc. Completions index analysis
US10385670B2 (en) 2014-10-28 2019-08-20 Eog Resources, Inc. Completions index analysis
US10338267B2 (en) * 2014-12-19 2019-07-02 Schlumberger Technology Corporation Formation properties from time-dependent nuclear magnetic resonance (NMR) measurements
WO2017074869A1 (en) * 2015-10-28 2017-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Near real-time return-on-fracturing-investment optimization for fracturing shale and tight reservoirs
US11454102B2 (en) * 2016-05-11 2022-09-27 Baker Hughes, LLC Methods and systems for optimizing a drilling operation based on multiple formation measurements
US10975669B2 (en) * 2017-06-16 2021-04-13 Advantek Waste Management Services, Llc Optimizing waste slurry disposal in fractured injection operations
US10704369B2 (en) 2017-06-22 2020-07-07 Saudi Arabian Oil Company Simultaneous injection and fracturing interference testing
CN110005402B (zh) * 2017-12-29 2022-05-10 中国石油天然气股份有限公司 碳酸盐岩油井生产压差的计算方法和装置
CN109989744B (zh) * 2017-12-29 2022-05-10 中国石油天然气股份有限公司 碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法和装置
US11634985B2 (en) * 2018-12-06 2023-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Interpretation of pumping pressure behavior and diagnostic for well perforation efficiency during pumping operations
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
CN110984970B (zh) * 2019-10-09 2023-03-24 中国海洋石油集团有限公司 一种利用地层测试确定启动压力梯度的方法
CN112069444B (zh) * 2020-08-18 2022-05-27 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 一种利用测井资料计算储集层试井渗透率方法及计算机
US11840927B2 (en) * 2020-09-18 2023-12-12 Saudi Arabian Oil Company Methods and systems for gas condensate well performance prediction
US11624279B2 (en) 2021-02-04 2023-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse drill stem testing
CN113433050B (zh) * 2021-06-28 2023-06-09 西南石油大学 一种高温高压气-水-液硫三相相渗测试装置及方法
WO2023059701A1 (en) * 2021-10-05 2023-04-13 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for predicting hydraulic fracturing design parmaters based on injection test data and machine learning
CN114624163B (zh) * 2022-04-18 2023-05-05 成都理工大学 基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法
US11913329B1 (en) 2022-09-21 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
MAYERHOFER M.J. et al. "Pressure Transient Analysis of Fracture Calibration Tests", *
p.217-230. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2661937C1 (ru) * 2016-07-11 2018-07-23 Публичное акционерное общество "Оренбургнефть" Способ определения давления утечки

Also Published As

Publication number Publication date
RU2006138042A (ru) 2008-05-10
US20050216198A1 (en) 2005-09-29
AU2005229230A1 (en) 2005-10-13
CA2561257A1 (en) 2005-10-13
AU2005229230B2 (en) 2010-07-01
NO20064289L (no) 2006-12-29
GB2426595A (en) 2006-11-29
BRPI0508891A (pt) 2007-09-11
WO2005095757A1 (en) 2005-10-13
GB2426595B (en) 2008-07-16
AR050062A1 (es) 2006-09-27
CA2561257C (en) 2009-09-22
US7054751B2 (en) 2006-05-30
GB0618651D0 (en) 2006-11-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2359123C2 (ru) Способы и устройства для оценки физических параметров резервуаров с использованием метода кривых восстановления давления при испытании разрыва нагнетанием/сбросом
US7693677B2 (en) Method of characterizing the distribution of the absolute permeability of a heterogeneous sample
Stormont et al. Gas flow through cement-casing microannuli under varying stress conditions
Barree et al. Determination of pressure dependent leakoff and its effect on fracture geometry
US8448500B2 (en) High pressure fracture tester
RU2417315C2 (ru) Способ (варианты) определения коллекторских свойств подземных пластов с уже существующими трещинами
RU2006138037A (ru) Способы и устройство для обнаружения разрыва со значительной остаточной шириной после предыдущих операций
CA2624305A1 (en) Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations
Buell et al. Analyzing Injectivity off Polymer Solutions with the Hall Plot
US10689978B2 (en) Method for determining gelation time in a core plug
Postler Pressure integrity test interpretation
WO2009134835A3 (en) Method of miscible injection testing of oil wells and system thereof
Liu et al. An improved capillary pressure model using fractal geometry for coal rock
Sigal The pressure dependence of permeability
WO2022147542A1 (en) Analyzing fractured rock samples
CN111963149B (zh) 一种考虑滞地液量增压的压裂后地层压力求取方法
Indraratna et al. Triaxial equipment for measuring the permeability and strength of intact and fractured rocks
CN110792418B (zh) 井筒工作液配方优化方法及装置
Talabi et al. Modifying the Hall Plot for Analysis of Immiscible Gas Injection Wells II: IOR
Lehane et al. Discussion of “Determination of Bearing Capacity of Open-Ended Piles in Sand” by Kyuho Paik and Rodrigo Salgado
US11614391B1 (en) Evaluating gel stability by injection in alternating flow directions
Medvedev et al. Selection of displacement gas agent for the conditions of the field of the Central Khoreyver uplift (Russian)
RU2165016C1 (ru) Способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины
Gray et al. Improved Pore Pressure Understanding in Tight Carbonates Utilising Advanced Formation Testing Technology
Oedai et al. Experimental Investigation of the Gas-oil Drainage Performance of Water Flooded Rock

Legal Events

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

Effective date: 20160223