RU2468198C1 - Способ определения свойств продуктивного пласта - Google Patents
Способ определения свойств продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2468198C1 RU2468198C1 RU2011125732/03A RU2011125732A RU2468198C1 RU 2468198 C1 RU2468198 C1 RU 2468198C1 RU 2011125732/03 A RU2011125732/03 A RU 2011125732/03A RU 2011125732 A RU2011125732 A RU 2011125732A RU 2468198 C1 RU2468198 C1 RU 2468198C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- temperature
- logging
- carried out
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 41
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
- G01V1/48—Processing data
- G01V1/50—Analysing data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/62—Physical property of subsurface
- G01V2210/624—Reservoir parameters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/62—Physical property of subsurface
- G01V2210/624—Reservoir parameters
- G01V2210/6246—Permeability
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
- G01V9/005—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00 by thermal methods, e.g. after generation of heat by chemical reactions
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
В процессе перемещения по скважине по меньшей мере одного акустического зонда проводят непрерывный акустический каротаж скважины с одновременным температурным воздействием на пласт. Измеряют температуру пласта, а также скорость и затухание волн Стоунли. Волны Стоунли вырабатываются каротажным зондом. На основе полученных зависимостей измеряемых параметров от температуры пласта определяют относительные фазовые проницаемости пласта, вязкость пластового флюида и энергию активации вязкого течения. 5 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного акустического каротажа, а именно к способам определения гидрогеологических свойств пород, окружающих скважину, таких как фазовая проницаемость пласта и вязкость пластового флюида.
Проницаемость породы и вязкость пластового флюида - важнейшие петрофизические параметры на протяжении всех стадий разработки нефтегазового месторождения. Знание этих параметров критически важно для оценки количества извлекаемых запасов гидрокарбонатов, оптимального заканчивания скважин, оптимизации добычи и характера дренирования, а также максимизации коэффициента извлечения гидрокарбонатов. В то же время скважинные измерение проницаемости пласта и вязкости пластового флюида представляют значительную сложность.
Несмотря на то что вязкость - это свойство пластовой жидкости, а проницаемость - свойство пласта, измерения этих параметров и используемые методы сильно взаимосвязаны. Измерение проницаемости, как правило, включает измерение двух физических свойств - подвижности (отношение проницаемости породы к вязкости пластового флюида) и вязкости флюида.
Существующие прямые методы измерения проницаемости породы и вязкости порового флюида в скважине используют отбор образцов флюида с последующим лабораторным анализом, петрофизический и геохимический анализ на керне, анализ по снижению и восстановлению кривых давления. Все эти методы измерений требуют длительных измерений и больших затрат на их проведение. Кроме того, получаемая данными методами информация не континуальна, т.е. содержит данные лишь о конечном числе точек вдоль скважины.
Акустические измерения позволяют измерять подвижность флюида. Для определения проницаемости порового пространства необходима дополнительная информация о вязкости флюида. Измерение вязкости представляет сложную задачу и обычно требует проведения вспомогательных измерений.
Из уровня техники известны способы определения свойств горных пород при тепловом воздействии на пласт. Так, в авторском свидетельстве СССР №1125519 описан способ определения продуктивных пластов, в соответствии с которым осуществляют тепловое воздействие на залежь и проводят ядерно-магнитный или акустический каротаж до и после начала теплового воздействия. Измеряют индекс свободного флюида, время продольной релаксации и пористость, на основе которых оценивают коэффициент извлечения нефти. При этом тепловой режим пласта устанавливается путем закачки теплового агента или путем создания внутрипластового горения.
В другом патенте США №6755246 описывается способ, в соответствии с которым осуществляют пассивный или активный нагрев пласта с целью повышения температуры флюидов в пласте, за счет чего изменяется время релаксации Т2 при измерении спинового эха, которое используется для выявления и количественного выражения насыщения тяжелой нефтью. К недостаткам данного способа относится то, что он полагается на эмпирические соотношения при интерпретации результатов измерений, что, в ряде случаев, существенно снижает его точность и возможность применения. Один из недостатков метода ЯМР состоит в том, что постоянная времени спада в некоторых формациях, например, в низкопроницаемых песчаниках, очень невелика, что не позволяет с достаточной точностью измерить сигналы. Главной проблемой, связывающей время релаксации с проницаемостью пласта, является то, что поры, исследованные методом ЯМР, не обязательно должны быть гидравлически связаны между собой. Следовательно, непроницаемая среда, в состав которой входят отдельные пустоты, может дать такой же график затухания Т1, как и проницаемая горная порода, включающая в себя соединенные поры.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения вязкости пластового флюида при различных температурах породы с одновременным определением проницаемости пласта без проведения дополнительных измерений, что ведет к повышению информативности методов измерений и каротажа, расширении технологических и функциональных возможностей используемой аппаратуры.
Указанный технический результат достигается посредством размещения в скважине, по меньшей мере, одного акустического каротажного зонда, в процессе перемещения зонда по скважине проведение непрерывного акустического каротажа скважины с одновременным температурным воздействием на пласт и измерением температуры пласта, а также скорости и затухания волн Стоунли, вырабатываемых каротажным зондом. На основе полученных зависимостей измеряемых параметров от температуры пласта определяют относительные фазовые проницаемости пласта, вязкость пластового флюида и энергию активации вязкого течения.
Температурное воздействие на пласт осуществляют посредством его нагрева или охлаждения.
Возможно проведение акустического каротажа в процессе бурения, при этом каротажный зонд размещен на бурильной колонне, а температурное воздействие на пласт осуществляется посредством циркуляции бурового раствора или промывочной жидкости.
Может быть проведен дополнительный нагрев или охлаждение бурового раствора или промывочной жидкости на поверхности.
При необходимости может быть проведен, по меньшей мере, один дополнительный акустический каротаж скважины посредством, например, использования размещенного выше по скважине по крайней мере одного дополнительного каротажного зонда.
Изобретение поясняется чертежом, где на фиг.1 показан пример реализации способа.
Способ определения параметров продуктивного пласта в соответствии с настоящим изобретением может быть осуществлен следующим образом.
Для бурения скважины 1 используют буровую колонну 2 с расположенными на ней над буровым долотом 3 каротажными зондами 4. Ведут бурение скважины 1 по известной технологии. Каротаж проводят непрерывно при движении буровой колонны 2 с расположенными на ней каротажными зондами 3 вверх или вниз по скважине 1. Одновременно в процессе бурения за счет циркуляции промывочной жидкости 5 в скважине 1 создают температурное воздействие на исследуемый участок горного массива 6 и измерение его температуры.
Скорость волны Стоунли Vt в скважине может быть определена, например, из выражения:
где ω - циклическая частота, ρf, ηf, Kf - плотность, вязкость и модуль всестороннего сжатия поровой жидкости; G, k0 - модуль сдвига и абсолютная проницаемость формации, ϕ - пористость формации, r - радиус скважины, K0,1(x) - функции Кельвина; D - коэффициент диффузии для волны Био второго рода (медленной волны):
где Kb, Ks - модули всестороннего сжатия формации и материала формации соответственно. Если в поровом пространстве присутствуют две фазы флюида, то:
где η1,2, k1,2 - вязкости и относительные фазовые проницаемости для жидких фаз, заполняющих поровое пространство. Для жестких формаций:
и поправкой ξ можно пренебречь:
Скорость волны Стоунли, определяемая выражением (1), является комплексной величиной. Для получения фазовой скорости ct и коэффициента затухания α необходимо выделить действительную и мнимую части этого выражения:
Основными температурно-зависимыми величинами, входящими в выражение (1), являются параметры поровых флюидов, заполняющих пористую среду Kf, ρf, ηf(η1,2), а изменениями параметров твердой фазы с температурой в большинстве случаев можно пренебречь. Влияние изменения перечисленных выше параметров хорошо разделяется: изменение модуля всестороннего сжатия и плотности флюида с температурой влияет, в основном, на изменение фазовой скорости, а изменение вязкости влияет, в основном, на изменение затухания.
Измерения частотных зависимостей затухания и скоростей волны Стоунли является основой известного метода определения подвижности порового флюида
(см., например, Chang S.K., Liu H.L., Johnson D.L. "Low-Frequency Tube Waves in Permeable rocks". Geophysics, 53, 519-527, 1988), применяемого коммерчески рядом нефтяных и сервисных компаний (см., например, US 2009/0168598). Определение подвижности порового флюида при различных температурах позволяет изучать изменение вязкости порового флюида с изменением температуры, т.к. изменением проницаемости при различных температурах можно пренебречь. Зависимость вязкости жидких фаз от температуры можно, с хорошей точностью, аппроксимировать законом Аррениуса:
где η0 - константа, W - энергия активации вязкого течения, Т - абсолютная температура, R - универсальная газовая постоянная.
Измеряя частотные зависимости затухания α(ω) и фазовой скорости ct(ω) волны Стоунли для различных температур и используя численные методы решений для модели (1), можно определить температурную зависимость η(T). В случае наличия двухфазной жидкости в пористой среде вблизи стенки скважины (фильтрат бурового раствора и нефть) энергии активации жидкостей могут различаться и вклады жидкостей в коэффициент η(T) будут изменяться с изменением температуры. В этом случае наличие априорной информации о зависимости η(T) для одной из жидкостей (фильтрат бурового раствора) позволяет определять зависимость η(T) для другой жидкости.
Определение вязкости флюида при интерпретации измерений мобильности по волне Стоунли при разных температурах позволяет избавиться от необходимости проведения дополнительных измерений вязкости флюида другими способами для определения проницаемости формации.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерение скорости и затухания волн Стоунли, вырабатываемых каротажными зондами 4, относительно соответствующего изменения температуры, создаваемого за счет циркуляции промывочной жидкости 5. Далее проводится анализ измеренных параметров, соответствующих различным температурам исследуемого участка горного массива 6. В результате по установленным зависимостям скорости и затухания акустических волн, вырабатываемых каротажным зондом 4, от температуры, а также по зависимостям вязкости насыщающего флюида от температуры и по полученным зависимостям могут быть определены относительные фазовые проницаемости, вязкость насыщающих флюидов и энергия активации вязкого течения.
Claims (6)
1. Способ определения свойств продуктивного пласта, в соответствии с которым в скважине размещают, по меньшей мере, один акустический каротажный зонд, в процессе перемещения зонда по скважине проводят непрерывный акустический каротаж скважины с одновременным температурным воздействием на пласт, измеряют температуру пласта, а также скорость и затухание волн Стоунли, вырабатываемых каротажным зондом, и на основе полученных зависимостей измеряемых параметров от температуры пласта определяют относительные фазовые проницаемости пласта, вязкость пластового флюида и энергию активации вязкого течения.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что температурное воздействие на пласт осуществляют посредством его нагрева или охлаждения.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что акустический каротаж осуществляют в процессе бурения, при этом каротажный зонд расположен на бурильной колонне, а температурное воздействие на пласт осуществляют посредством циркуляции бурового раствора или промывочной жидкости.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что осуществляют дополнительный нагрев или охлаждение бурового раствора на поверхности.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят, по меньшей мере, один дополнительный акустический каротаж скважины.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что дополнительный акустический каротаж скважины осуществляют посредством по меньшей мере одного дополнительного каротажного зонда, размещеннного выше по скважине.
Priority Applications (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011125732/03A RU2468198C1 (ru) | 2011-06-23 | 2011-06-23 | Способ определения свойств продуктивного пласта |
AU2012203439A AU2012203439B2 (en) | 2011-06-23 | 2012-06-13 | Method for determining properties of a formation |
US13/531,363 US9013954B2 (en) | 2011-06-23 | 2012-06-22 | Method for determining properties of a formation |
NO20120724A NO20120724A1 (no) | 2011-06-23 | 2012-06-22 | Metode for a fastsla en formasjons egenskaper |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011125732/03A RU2468198C1 (ru) | 2011-06-23 | 2011-06-23 | Способ определения свойств продуктивного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2468198C1 true RU2468198C1 (ru) | 2012-11-27 |
Family
ID=47361745
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011125732/03A RU2468198C1 (ru) | 2011-06-23 | 2011-06-23 | Способ определения свойств продуктивного пласта |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9013954B2 (ru) |
AU (1) | AU2012203439B2 (ru) |
NO (1) | NO20120724A1 (ru) |
RU (1) | RU2468198C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2651606C1 (ru) * | 2016-12-26 | 2018-04-23 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Московский физико-технический институт (государственный университет)" | Способ определения значений параметров потока, обеспечивающих максимальную ориентацию вытянутых и пластинчатых нанообъектов вдоль потока жидкой среды |
RU2707311C1 (ru) * | 2019-09-06 | 2019-11-26 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9835609B2 (en) * | 2015-03-25 | 2017-12-05 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for determining fluid viscosity of a fluid in a rock formation |
CN110595952B (zh) * | 2019-09-10 | 2022-05-10 | 吴宗周 | 一种测算高分子材料粘流活化能的方法 |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4343181A (en) * | 1980-03-11 | 1982-08-10 | The United Stated Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for determining thermal conductivity and thermal capacity per unit volume of earth in situ |
GB2071319B (en) * | 1980-03-04 | 1983-10-05 | Euratom | Probe for determination of thermal conductivity |
SU1125519A1 (ru) * | 1982-12-29 | 1984-11-23 | Южное Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Института Геофизических Методов Разведки | Способ исследовани продуктивных пластов при тепловом воздействии на залежь |
SU1162957A1 (ru) * | 1984-01-27 | 1985-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Способ изучени призабойной зоны пласта |
SU1461893A1 (ru) * | 1987-03-10 | 1989-02-28 | Институт Физико-Технических Проблем Энергетики Ан Литсср | Устройство дл определени направлени заколонных потоков в скважине |
RU2136880C1 (ru) * | 1997-12-15 | 1999-09-10 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ исследования скважин |
US6755246B2 (en) * | 2001-08-17 | 2004-06-29 | Baker Hughes Incorporated | In-situ heavy-oil reservoir evaluation with artificial temperature elevation |
RU2006106171A (ru) * | 2005-02-28 | 2007-09-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) | Система и способ для измерения скважинных тепловых параметров |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3164988A (en) * | 1961-07-14 | 1965-01-12 | Phillips Petroleum Co | Determining the nature of geological formations |
US3656344A (en) * | 1970-11-20 | 1972-04-18 | Gearhart Owen Industries | Logging radial temperature distribution within a wall |
US3892128A (en) | 1972-07-17 | 1975-07-01 | Texaco Inc | Methods for thermal well logging |
US4644283A (en) | 1984-03-19 | 1987-02-17 | Shell Oil Company | In-situ method for determining pore size distribution, capillary pressure and permeability |
US4855912A (en) | 1988-02-08 | 1989-08-08 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for measurement of the thermal behavior of porous media |
US6854338B2 (en) * | 2000-07-14 | 2005-02-15 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Fluidic device with integrated capacitive micromachined ultrasonic transducers |
CA2461995C (en) | 2001-08-17 | 2010-11-23 | Baker Hughes Incorporated | In-situ heavy-oil reservoir evaluation with artificial temperature elevation |
US7027928B2 (en) * | 2004-05-03 | 2006-04-11 | Baker Hughes Incorporated | System and method for determining formation fluid parameters |
US7463550B2 (en) * | 2005-05-10 | 2008-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Stoneley radial profiling of formation shear slowness |
US8553493B2 (en) | 2007-12-27 | 2013-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for permeable zone detection |
US9223041B2 (en) * | 2008-01-23 | 2015-12-29 | Schlubmerger Technology Corporation | Three-dimensional mechanical earth modeling |
RU2403561C1 (ru) * | 2009-10-21 | 2010-11-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения тепловых свойств твердых тел и устройство для его реализации |
RU2414595C1 (ru) * | 2009-12-30 | 2011-03-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта |
RU2442891C1 (ru) * | 2010-08-23 | 2012-02-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Комплексный прибор для исследования скважин |
RU2473799C2 (ru) * | 2011-04-22 | 2013-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ увеличения проницаемости призабойной зоны пласта |
-
2011
- 2011-06-23 RU RU2011125732/03A patent/RU2468198C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-06-13 AU AU2012203439A patent/AU2012203439B2/en not_active Ceased
- 2012-06-22 US US13/531,363 patent/US9013954B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-06-22 NO NO20120724A patent/NO20120724A1/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2071319B (en) * | 1980-03-04 | 1983-10-05 | Euratom | Probe for determination of thermal conductivity |
US4343181A (en) * | 1980-03-11 | 1982-08-10 | The United Stated Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for determining thermal conductivity and thermal capacity per unit volume of earth in situ |
SU1125519A1 (ru) * | 1982-12-29 | 1984-11-23 | Южное Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Института Геофизических Методов Разведки | Способ исследовани продуктивных пластов при тепловом воздействии на залежь |
SU1162957A1 (ru) * | 1984-01-27 | 1985-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Способ изучени призабойной зоны пласта |
SU1461893A1 (ru) * | 1987-03-10 | 1989-02-28 | Институт Физико-Технических Проблем Энергетики Ан Литсср | Устройство дл определени направлени заколонных потоков в скважине |
RU2136880C1 (ru) * | 1997-12-15 | 1999-09-10 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ исследования скважин |
US6755246B2 (en) * | 2001-08-17 | 2004-06-29 | Baker Hughes Incorporated | In-situ heavy-oil reservoir evaluation with artificial temperature elevation |
RU2006106171A (ru) * | 2005-02-28 | 2007-09-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) | Система и способ для измерения скважинных тепловых параметров |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2651606C1 (ru) * | 2016-12-26 | 2018-04-23 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Московский физико-технический институт (государственный университет)" | Способ определения значений параметров потока, обеспечивающих максимальную ориентацию вытянутых и пластинчатых нанообъектов вдоль потока жидкой среды |
RU2707311C1 (ru) * | 2019-09-06 | 2019-11-26 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20120724A1 (no) | 2012-12-24 |
AU2012203439A1 (en) | 2013-01-17 |
US20120327743A1 (en) | 2012-12-27 |
US9013954B2 (en) | 2015-04-21 |
AU2012203439B2 (en) | 2015-11-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2479716C2 (ru) | Способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа | |
US6933719B2 (en) | Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR | |
US20150204170A1 (en) | Single well inject-produce pilot for eor | |
CN106869916B (zh) | 一种碎屑岩稠油储层识别方法及装置 | |
RU2475782C2 (ru) | Неразрушающее определение распределения пор по размерам и распределения движения флюида по скоростям | |
CN103257151A (zh) | 一种定量评价油气二次运移过程中孔喉动用规律的方法 | |
BR112018012967B1 (pt) | Método para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear e aparelho de ressonância magnética nuclear para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear | |
Bryan et al. | Viscosity determination of heavy oil and bitumen using NMR relaxometry | |
RU2414595C1 (ru) | Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта | |
RU2468198C1 (ru) | Способ определения свойств продуктивного пласта | |
Ling et al. | Comparisons of Biot's coefficients of bakken core Samples measured by three methods | |
He et al. | Measuring permeabilities of Middle-Bakken samples using three different methods | |
Falcon‐Suarez et al. | Integrated geophysical and hydromechanical assessment for CO2 storage: shallow low permeable reservoir sandstones | |
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 | |
Knabe et al. | Permeability characterization on tight gas samples using pore pressure oscillation method | |
Al-Sulami et al. | The unconventional shale reservoirs of jafurah basin: An integrated petrophysical evaluation using cores and advanced well logs | |
Cantini et al. | Reservoir permeability from wireline formation testers | |
Proett et al. | New exact spherical flow solution with storage and skin for early-time interpretation with applications to wireline formation and early-evaluation drillstem testing | |
CN111381292A (zh) | 一种预测砂岩含烃储层的测井解释方法与装置 | |
Wei et al. | Experimental study on water flooding mechanism in low permeability oil reservoirs based on nuclear magnetic resonance technology | |
RU2707311C1 (ru) | Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах | |
Dang et al. | Study of drill cuttings porosity for formation evaluation | |
Ouzzane et al. | Application of NMR T2 relaxation to drainage capillary pressure in vuggy carbonate reservoirs | |
Akram et al. | A model to predict wireline formation tester sample contamination | |
Li et al. | An in-situ capillary pressure measurement method to characterize pore structure of tight formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190624 |