RU2386027C1 - Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе - Google Patents
Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386027C1 RU2386027C1 RU2008138645/03A RU2008138645A RU2386027C1 RU 2386027 C1 RU2386027 C1 RU 2386027C1 RU 2008138645/03 A RU2008138645/03 A RU 2008138645/03A RU 2008138645 A RU2008138645 A RU 2008138645A RU 2386027 C1 RU2386027 C1 RU 2386027C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- condensate
- saturation
- well
- measured
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract 1
- 230000004044 response Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 21
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений и может быть использовано для определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте-коллекторе. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения текущего значения конденсатонасыщенности в призабойной зоне как обсаженной, так и необсаженной скважины. Для чего до начала эксплуатации скважины измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида традиционными методами каротажа, включая нейтронный, и путем анализа проб керна и флюида. Для эксплуатационной скважины создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой конденсатонасыщенности. Предполагаемую конденсатонасыщенность определяют путем гидродинамического моделирования состава газоконденсатной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости. В процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж. Сравнивают измеренные сигналы нейтронного каротажа и сигналы созданной численной модели. Определяют текущую конденсатонасыщенность по результатам совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений и может быть использовано при исследованиях для определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте-коллекторе.
При разработке газоконденсатных месторождений возникает необходимость определения текущей конденсатонасыщенности пласта, поскольку производительность скважин на газоконденсатных месторождениях часто резко снижается в связи с выпадением конденсата в призабойной зоне скважины и частичной блокировкой притока газа в скважину. Так, насыщенность коллектора жидкостью в призабойной зоне может возрасти до 40-60%, а продуктивность скважины может уменьшиться в несколько раз. Разработка газоконденсатных залежей при давлении ниже точки росы приводит к конденсации жидких углеводородов в продуктивном пласте. Для призабойных зон скважин характерной особенностью является отличие составов газовой и жидкой фаз, а также конденсатонасыщенности коллектора от этих параметров в остальной части пласта. Ниже точки росы на степень снижения дебита начинает влиять так называемая «конденсатная банка» - зона вокруг скважины со значительной насыщенностью конденсатом; конденсатные банки могут иметь радиус в несколько десятков метров. Коэффициент продуктивности скважин при этом может снижаться в 3-4 раза.
До настоящего момента конденсатонасыщенность в призабойной зоне скважины геофизическими методами исследования скважин не определялась. Предпринимались попытки определения конденсатонасыщенности в газоконденсатных пластах-коллекторах, но они предусматривали определение конденсатонасыщенности в пласте в целом и не позволяли определить конденсатонасыщенность в призабойной зоне скважины. Так, в авторских свидетельствах СССР 1514918 и 1645484 описаны способы определения насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами, предусматривающие закачивание в пласт через нагнетательную скважину индикатора, растворимого в жидких углеводородах, и инертного к ним индикатора с газообразным носителем с последующей регистрацией времени появления индикаторов в продукции эксплуатационной скважины.
Предлагаемым изобретением решается задача определения текущего значения конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины как обсаженной, так и необсаженной.
В соотвестствии с предлагаемым способом определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида до начала эксплуатации скважины и, следовательно, до начала скопления конденсата в призабойной зоне скважины, создают численную модель изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой конденсатонасыщенности, определяемой путем гидродинамического моделирования состава газоконденсатной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, осуществляют эксплуатацию скважины, при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, а затем сравнивают измеренные сигналы с модельными расчетами и определяют текущую конденсатонасыщенность на основе обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Параметры пласта-коллектора и пластового флюида, измеряемые до начала эксплуатации скважины, включают в себя пористость пласта, минеральный состав породы, водонасыщенность и состав воды, давление, объем и температуру пластового газа, включая состав и точку росы. Указанные параметры определяют традиционными методами каротажа, включая нейтронный каротаж, а также путем анализа проб керна и флюида.
Изобретение основывается на новом подходе к интерпретации данных повторного нейтронного каротажа и позволяет определить текущую конденсатонасыщенность в призабойной зоне скважины.
На первом этапе газоконденсатный пласт, вскрытый вновь пробуренной скважиной, исследуется с помощью традиционного каротажного оборудования, а также путем проведения испытаний и опробования пласта. Исходная конденсатонасыщенность в пласте равна нулю или пренебрежимо мала. В результате этих стандартных измерений будет получен набор характеристических данных о пласте и пластовом флюиде, которые включают в себя данные о пористости пласта, минеральном составе породы, водонасыщенности и составе воды, параметрах давления, объема и температуры пластового газа, включая состав и точку росы. После этого скважина используется в качестве эксплуатационной скважины. На данном этапе, в случае, если давление в пласте падает ниже точки росы, происходит процесс скопления конденсата. Это ведет к образованию так называемой «конденсатной банки» вокруг ствола скважины.
После некоторого периода эксплуатации скважины можно ожидать значительного повышения конденсатонасыщенности вокруг ствола скважины. Косвенно это можно наблюдать как снижение коэффициента продуктивности. На данном этапе можно использовать нейтронный каротаж для оценки текущей конденсатонасыщенности в конденсатной банке. Может применяться любой метод нейтронного каротажа, который чувствителен к водородному индексу. Скважина может быть необсаженной или обсаженной, так как нейтронный поток может проходить сквозь стальные трубы. Наблюдаемый сигнал сам по себе не может отличить газонасыщенность от конденсатонасыщенности, так как он зависит от насыщенности, плотности фаз и состава фаз (при условии, что другие факторы, такие как параметры породы и воды, остаются без изменений). Однако неопределенность свойств газоконденсатной смеси можно свести лишь к неизвестной насыщенности с помощью традиционных программ гидродинамического моделирования состава. Действительно, зная историю эксплуатации скважины, можно провести ряд численных экспериментов, которые отличаются друг от друга по функциям фазовой проницаемости. В результате численных экспериментов будет получен набор теоретических вариантов параметров газоконденсатной смеси, которые существенно отличаются друг от друга по значениям насыщенности. С помощью этого набора вариантов можно смоделировать теоретические сигналы нейтронного каротажа. Сравнивая их с измеренным сигналом, можно определить фактически реализующийся вариант состояния газоконденсатной смеси вблизи эксплуатационной скважины. Это позволит зафиксировать текущую конденсатонасыщенность и другие свойства газоконденсатной смеси.
Используя программу гидродинамического моделирования газоконденсатной смеси, получаем в качестве выходных данных предполагаемую конденсатонасыщенность, состав газа и конденсата. Класс программ, позволяющих решить обсуждаемую задачу, базируется на модели трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации (см., например, Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений. Часть 2. Фильтрационные модели. М.: АОА ВНИИОЭНГ, 2003.). В частности, может быть использована программа Eclipse-300. Входные данные расчетного варианта для моделирующей программы включают в себя данные о локальном геологическом строении (включая распределение фильтрационно-емкостных свойств по стволу скважины), данные о пластовом давлении и температуре, данные о термодинамических и физико-химических свойствах пластовых флюидов, полученные в результате стандартных измерений до начала эксплуатации скважины, данные по истории работы скважины и функции фазовой проницаемости. Функции фазовой проницаемости могут быть приняты как некоторое текущее приближение (из данных кернового анализа или по аналогии с каким-то похожим пластом).
Для оценки текущей конденсатонасыщенности пласта используется численная модель изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины. Входные параметры для модели включают пористость и водонасыщенность пласта, состав воды, минеральный состав породы, пластовое давление, объем и температура пластового газа, включая состав и точку росы, а также предполагаемую конденсатонасыщенность, состав газа и конденсата, полученные в результате гидродинамического моделирования параметров газоконденсатной смеси.
Текущая конденсатонасыщенность определяется по результатам наилучшего приближения смоделированных и полученных сигналов нейтронного каротажа в пределах точности воспроизведения водородного индекса, характерной для данного нейтронного метода. При значительном расхождении результатов производят коррекцию функций фазовой проницаемости таким образом, чтобы получить лучшее приближение измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Возможным вариантом коррекции функций фазовых проницаемостей является изменение показателя степени при степенной аппроксимации этих функций. При более сложном многопараметрическом задании функций фазовых проницаемостей следует варьировать набор этих определяющих параметров. Итерационная последовательность останавливается, когда расхождение между реальным каротажным сигналом и смоделированным сигналом является незначительным. В этот момент получают следующий набор данных: конденсатонасыщенность, состав газа и конденсата в пласте, функции фазовой проницаемости. В процессе эксплуатации скважины могут быть произведены отдельные или многократные замеры состава добываемой газоконденсатной смеси и на этапе гидродинамического моделирования эта информация может быть использована как дополнительный критерий сходимости модельных и фактических данных в пределах точности измерения вышеуказанного состава.
Claims (2)
1. Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе, в соответствии с которым до начала эксплуатации скважины измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида традиционными методами каротажа, включая нейтронный, и путем анализа проб керна и флюида для эксплуатационной скважины создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой конденсатонасыщенности, определяемой путем гидродинамического моделирования состава газоконденсатной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а в процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, затем сравнивают измеренные сигналы с сигналами созданной численной модели и определяют текущую конденсатонасыщенность на основе обеспечения совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа.
2. Способ определения текущей конденсатонасыщенности по п.1, отличающийся тем, что параметры пласта-коллектора и пластового флюида, измеряемые до начала эксплуатации скважины, включают в себя пористость пласта, минеральный состав породы, водонасыщенность и состав воды, давление, объем и температуру пластового газа, включая его состав и температуру точки росы.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138645/03A RU2386027C1 (ru) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
| PCT/RU2009/000504 WO2010039061A1 (ru) | 2008-09-30 | 2009-09-30 | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
| US13/121,287 US8606523B2 (en) | 2008-09-30 | 2009-09-30 | Method to determine current condensate saturation in a near-wellbore zone in a gas-condensate formation |
| NO20110649A NO20110649A1 (no) | 2008-09-30 | 2011-04-29 | Fremgangsmate for bestemmelse av kondesatmetning i bunnhullssonen for en bronn i et reservoir for gasskondensat |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138645/03A RU2386027C1 (ru) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2386027C1 true RU2386027C1 (ru) | 2010-04-10 |
Family
ID=42073695
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008138645/03A RU2386027C1 (ru) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8606523B2 (ru) |
| NO (1) | NO20110649A1 (ru) |
| RU (1) | RU2386027C1 (ru) |
| WO (1) | WO2010039061A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2790086C1 (ru) * | 2021-11-11 | 2023-02-14 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оценки добычи конденсата при разработке газоконденсатных месторождений |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2385413C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-03-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
| RU2602249C1 (ru) * | 2015-10-20 | 2016-11-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине |
| CN105547961B (zh) * | 2016-01-05 | 2018-02-16 | 西南石油大学 | 衰竭式开发砂岩凝析气藏储层中反凝析油饱和度确定方法 |
| CN111458253B (zh) * | 2019-01-18 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种反凝析油饱和度的测试方法及装置 |
| CN112112639B (zh) * | 2019-06-21 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种凝析气藏循环注气条件下地层压力确定方法及系统 |
| CN115506760B (zh) * | 2022-10-11 | 2023-06-20 | 东北石油大学 | 一种提高凝析油气井筒举升效率的方法 |
| CN115788385A (zh) * | 2022-12-29 | 2023-03-14 | 西南石油大学 | 一种高温凝析气藏凝析水气比的确定方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1404640A1 (ru) * | 1986-02-14 | 1988-06-23 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ определени флюидонасыщенности пласта |
| SU1514918A1 (ru) | 1988-01-04 | 1989-10-15 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами |
| SU1645484A1 (ru) | 1989-03-30 | 1991-04-30 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами |
| US5528030A (en) * | 1995-03-17 | 1996-06-18 | Western Atlas International, Inc. | System for determining gas saturation of a formation and a wellbore through casing |
| US5909772A (en) * | 1997-04-04 | 1999-06-08 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for estimating liquid yield of a gas/condensate reservoir |
| RU2143065C1 (ru) | 1998-07-24 | 1999-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий РАО "Газпром" | Способ прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и его суммарной добычи для залежей с высоким содержанием конденсата |
| RU2196228C2 (ru) | 2000-07-24 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Способ локальных геофизических исследований газовых скважин |
| RU2232409C1 (ru) | 2003-03-24 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" | Способ определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах и устройство для его осуществления |
| RU2385413C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-03-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
-
2008
- 2008-09-30 RU RU2008138645/03A patent/RU2386027C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-09-30 US US13/121,287 patent/US8606523B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-30 WO PCT/RU2009/000504 patent/WO2010039061A1/ru active Application Filing
-
2011
- 2011-04-29 NO NO20110649A patent/NO20110649A1/no not_active Application Discontinuation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗОТОВ Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 1981, с.301. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2790086C1 (ru) * | 2021-11-11 | 2023-02-14 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оценки добычи конденсата при разработке газоконденсатных месторождений |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20110276271A1 (en) | 2011-11-10 |
| US8606523B2 (en) | 2013-12-10 |
| WO2010039061A1 (ru) | 2010-04-08 |
| NO20110649A1 (no) | 2011-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109838230B (zh) | 油藏水淹层的定量评价方法 | |
| RU2386027C1 (ru) | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе | |
| US7580797B2 (en) | Subsurface layer and reservoir parameter measurements | |
| RU2385413C1 (ru) | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти | |
| 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 | |
| CN107563899A (zh) | 油气井产能预测方法及装置 | |
| Cheng et al. | Productivity prediction from well logs in variable grain size reservoirs cretaceous Qishn formation, republic of Yemen | |
| RU2474687C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| He et al. | Real-time interpretation model of reservoir characteristics while underbalanced drilling based on UKF | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| RU2531499C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине | |
| SU1795095A1 (en) | Method to determine coefficients of open porosity and oil and gas saturation of pay bed | |
| Coimbra et al. | Flow rate measurement using test separator and PDG data allows individual and commingled production zone flow rate history calculation | |
| Lubnin et al. | System approach to planning the development of multilayer offshore fields | |
| CN104781702B (zh) | 量化热液影响的方法 | |
| RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород | |
| Zakirov et al. | About Identifiability of Oil and Water Relative Permeability Curves and Reservoir Heterogeneity through Integrated Well Test Study | |
| Hong-Wei et al. | Multiple Flow Rate Well Testing with Production Logging in Determining Production Formation Dynamics Parameter | |
| Bora et al. | Innovative Petro Physical Evaluation Workflow Enhances Production: A Case Study from Barmer Basin, NW India | |
| Zhu | Waterflooding Management and Identifying IOR Opportunities in a Mature Reservoir | |
| Akberova et al. | Application of well tests for naturally fractured reservoir's analysis with complex void structure | |
| Zhao et al. | Application of Pressure Build-up Test to a Carbonate Gas Condensate Reservoir | |
| Sumnu-Dindoruk et al. | Determination of gas-condensate relative permeabilities from field production data | |
| Ganat | Well Test Design Workflow |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201001 |