RU2471206C1 - Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин - Google Patents
Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2471206C1 RU2471206C1 RU2011118887/28A RU2011118887A RU2471206C1 RU 2471206 C1 RU2471206 C1 RU 2471206C1 RU 2011118887/28 A RU2011118887/28 A RU 2011118887/28A RU 2011118887 A RU2011118887 A RU 2011118887A RU 2471206 C1 RU2471206 C1 RU 2471206C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- longitudinal
- coefficients
- values
- velocity
- average value
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области исследования геологических разрезов по данным сейсмоакустических исследований нефтегазовых скважин. В заявленном способе исследования геологического разреза нефтегазовых скважин осуществляют возбуждение упругих продольных и поперечных волн в пределах скважины и в околоскважинном пространстве. Осуществляют регистрацию скоростей распространения продольных и поперечных волн по всему стволу скважины. Определяют коэффициенты С1, С2 и их среднее значение. Определяют произведение значений скорости распространения продольной волны на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины, определяют произведение значений скорости распространения поперечной волны на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины. Определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной и поперечной волн. При соблюдении условия последовательного трехкратного попадания скоростей распространения продольной и поперечной волн в границы доверительного интервала истинных скоростей судят о наличии перспективно продуктивного интервала. Технический результат: повышение достоверности и оперативности прогнозирования перспективно продуктивных интервалов пласта. 3 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области исследования геологических разрезов по данным сейсмоакустических исследований нефтегазовых скважин.
Известен способ исследования геологических разрезов по данным сейсмоакустических исследований скважин в процессе бурения, основанный на регистрации на поверхности земли и анализе упругих колебаний, возбуждаемых работой долота на забое. Колебания, распространяющиеся в колонне бурильных труб и околоскважинном пространстве, несут в себе информацию о режимах бурения и свойствах разбуриваемых пород. Обработка данных, зарегистрированных на поверхности, позволяет определить кинематические и динамические параметры волн и не только соотнести их с характеристиками разбуренной части разреза, но и осуществить прогноз геологического разреза впереди забоя скважины, а также осуществить контроль текущего положения забоя скважины в пространстве. Основными способами обработки сейсмоакустической информации в настоящее время являются корреляционный и спектральный анализ. Корреляционные методы анализа решают задачу выделения полезных прямых проходящих и отраженных волн, как продольных, так и поперечных, из общей волновой картины. В качестве свип-сигнала берется либо сигнал, зарегистрированный на колонне бурильных труб (чаще всего на вертлюге), либо сигнал с ближайшего к устью скважины сейсмоприемника (см. Прогнозирование геологического разреза по данным сейсмоакустических исследований в процессе бурения нефтегазовых скважин. Нефть, газ и бизнес, 2003 г., №2, стр.42-47; Стрельченко В.В., Жуков A.M., Кожевников С.В.).
Недостатком этого способа является слабый уровень сейсмического сигнала, как следствие - невысокий уровень отношения сигнал/помеха.
Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ исследования геологического разреза при вертикальном сейсмическом профилировании. Способ основан на возбуждении упругих колебаний на поверхности и регистрации в скважине времени прихода волны с помощью сейсмической косы (см. Геофизические исследования скважин; Стрельченко В.В., стр.204-206, издательство «Недра», 2008 г.).
Известный способ позволяет обеспечить достаточно высокое соотношение сигнал/помеха, что, в свою очередь, позволяет надежно определить моменты прихода волн и рассчитать точные значения скоростей распространения регистрируемых упругих волн.
К недостаткам способа относятся зависимость результатов от уровня нерегулярных волн-помех, что сказывается на точности определения моментов прихода волн, и от частотного состава колебаний, что влияет на вертикальную разрешающую способность способа.
Задачей изобретения является повышение достоверности и оперативности прогнозирования перспективно продуктивных интервалов при проведении трехкомпонентного вертикального сейсмического профилирования в околоскважинном пространстве, не вскрытом бурением.
Поставленная задача достигается тем, что в способе исследования геологического разреза нефтегазовых скважин осуществляют возбуждение упругих продольных и поперечных волн в пределах скважины и в околоскважинном пространстве, осуществляют регистрацию скоростей распространения продольных и поперечных волн по всему стволу скважины, выбирают участки кривых скорости распространения продольной и поперечной волн в пределах продуктивного интервала, ранее выявленного по данным испытателя пластов, нормализуют кривые скоростей распространения продольных и поперечных волн по стволу скважины, определяют коэффициенты С1, равные значениям отношений величины скорости распространения продольной волны на величину скорости распространения поперечной волны по стволу скважины, определяют коэффициенты С2, равные значениям отношений величины скорости распространения поперечной волны на величину скорости распространения продольной волны по стволу скважины, определяют среднее значение коэффициентов С1 в пределах продуктивного интервала, определяют среднее значение коэффициентов С2 в пределах продуктивного интервала, определяют произведение значений скорости распространения продольной волны на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины, определяют произведение значений скорости распространения поперечной волны на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины, определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной волны, определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения поперечной волны, сравнивают истинные значения скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины, сравнивают истинные значения скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины, выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения поперечной волны, выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения продольной волны, и при соблюдении условия последовательного трехкратного попадания скоростей распространения продольной и поперечной волн в границы доверительного интервала истинных скоростей судят о наличии перспективно продуктивного интервала.
Сущность изобретения поясняется чертежами и таблицей, где:
на фиг.1 приведена схема регистрации скоростей распространения упругих волн;
на фиг.2 изображена блок-схема алгоритма реализации предлагаемого способа;
на фиг.3 показан исследуемый интервал на газовом месторождении;
в таблице приведены данные по примеру реализации способа.
На чертежах приняты следующие обозначения: источник продольных волн 1; источник поперечных волн 2; трехкомпонентный сейсмоприемник 3; сейсмостанция 4; система синхронизации возбуждения сигнала 5.
Алгоритм работы блока реализации предлагаемого способа содержит следующие основные операторы:
6 - выбор участков кривых скоростей распространения продольной и поперечной волн в пределах продуктивного интервала, ранее выявленного по данным испытателя пластов;
7 - нормализация кривых скоростей распространения продольных и поперечных волн по стволу скважины;
8 - определение коэффициентов С1, равных значениям отношений величины скорости распространения продольной волны на величину скорости распространения поперечной волны в пределах продуктивного интервала;
9 - определение коэффициентов С2, равных значениям отношений величины скорости распространения поперечной волны на величину скорости распространения продольной волны в пределах продуктивного интервала;
10 - определение среднего значения коэффициентов С1 в пределах продуктивного интервала;
11 - определение среднего значения коэффициентов С2 в пределах продуктивного интервала;
12 - определение произведения значений скорости распространения продольной волны на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины;
13 - определение произведения значений скорости распространения поперечной волны на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины;
14 - определение границ доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной волны;
15 - определение границ доверительного интервала для истинных значений скорости распространения поперечной волны;
16 - сравнение истинных значений скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины;
17 - сравнение истинных значений скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины;
18 - выявление интервалов, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения поперечной волны;
19 - выявление интервалов, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения продольной волны;
20 - принятие решения о наличии нового перспективно продуктивного интервала согласно критерию.
Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин осуществляют следующим образом.
После окончания процесса бурения, в скважине проводят испытание перспективно продуктивного пласта с помощью пластоиспытателя для определения промышленного притока. После опробования пласта, получения и определения состава промышленного притока, по всей скважине проводят трехкомпонентное вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), то есть осуществляется регистрация скоростей распространения продольных (Vp) и поперечных (Vs) волн в соответствии с фиг.1. Далее расчеты ведутся в соответствии с блок-схемой алгоритма реализации предлагаемого способа. Выбирают участки кривых скорости распространения продольной и поперечной волн 6, соответствующих интервалу продуктивности. Проводят нормализацию определенных при ВСП скоростей распространения упругих волн, то есть накладывают одну кривую на другую, в связи с чем получают нормализованные значения кривых распространения продольной и поперечной волн 7. Определяют значения коэффициентов С1 8, равных значениям отношений величин скоростей распространения продольной волны на поперечную волну в пределах продуктивного интервала. Определяют значения коэффициентов С2 9, равных значениям отношений величин скоростей распространения поперечной волны на продольную волну в пределах продуктивного интервала. Определяют среднее значение коэффициентов С1 10 в пределах продуктивного интервала с доказанной продуктивностью. Определяют среднее значение коэффициентов С2 11 в пределах продуктивного интервала с доказанной продуктивностью. Определяют произведение истинных значений скорости распространения продольной волны (Vp) на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины 12. Данное выражение характеризуется прогнозным значением Vs'. Определяют произведение истинных значений скорости распространения поперечной волны (Vs) на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины 13. Данное выражение характеризуется прогнозным значением Vp'. Определяют границы доверительного интервала 14 для истинных значений скорости распространения продольной волны (Vp). Доверительный интервал для истинных значений скорости распространения продольной волны характеризуется следующим выражением:
d=Vp(истинное)±σ, где σ - среднеквадратическое отклонение (СКО), причем
d1=Vр(истинное)-σ,
d2=Vp(истинное)+σ.
Определяют границы доверительного интервала 15 для истинных значений скорости распространения поперечной волны (Vs). Доверительный интервал для истинных значений скорости распространения поперечной волны характеризуется выражением:
D=Vs(истинное)±σ, где σ - СКО, причем
D1=Vs(истинное)-σ,
D2=Vs(истинное)+σ.
Сравнивают истинные значения скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины 16. Сравнивают истинные значения скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины 17.
Далее выявляют интервалы 18, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 11, принадлежат границам доверительного интервала 15 истинных значений скоростей распространения поперечной волны. Выявляют интервалы 19, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 10, принадлежат границам доверительного интервала 14 истинных значений скоростей распространения продольной волны. При соблюдении условия последовательного трехкратного попадания истинных значений скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 11, в границы доверительного интервала 15 и истинных значений скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 10, в границы доверительного интервала 14 судят о наличии нового перспективно продуктивного интервала 20.
Данный способ позволяет более надежно выделять в разрезе скважины продуктивный интервал до проведения геофизических исследований скважин, то есть отпадает необходимость проведения методов ГИС по всей глубине скважины, тем самым минимизируется время простоя скважины и повышается оперативность прогнозирования перспективно продуктивного интервала, в котором не проводились исследования по испытанию пластов. После проведения методов ГИС в интервалах, заданных по нормализации скоростей распространения продольных и поперечных волн, определенных при ВСП, определяется детальное положение продуктивных участков, задается интервал обсадки обсадными колоннами и, соответственно, задается интервал перфорации.
Наиболее надежное выделение перспективно продуктивного интервала возможно при соизмерении толщины продуктивного интервала с длиной волны, что составляет 10-12 метров.
Ниже приведен пример реализации способа.
Осуществляют возбуждение упругих продольных и поперечных волн в пределах скважины и в околоскважинном пространстве. Осуществляют регистрацию скоростей распространения продольных и поперечных волн по всему стволу скважины в соответствии с фиг.1. Продуктивный интервал протяженностью 180 метров, вскрытый в интервале глубин 2040-2220 метров, в котором проводились исследования по испытанию пластов, при дальнейшем прогнозе будет являться опорным. Данные примера реализации предлагаемого способа сведены в таблицу.
1. Выбирают участки кривых скоростей распространения продольной и поперечной волн в пределах опорного интервала, ранее выявленного по данным испытателя пластов;
2. Нормализуют кривые скоростей распространения продольной и поперечной волн;
3. Определяют коэффициенты С1, равные значениям отношения величины скорости распространения продольной волны (Vp) на величину скорости распространения поперечной волны (Vs) в пределах опорного интервала;
4. Определяют коэффициенты С2, равные значениям отношения величины скорости распространения поперечной волны (Vs) на величину скорости распространения продольной волны (Vp) в пределах опорного интервала;
5. Определяют среднее значение коэффициентов С1 в опорном интервале. В данном примере среднее значение коэффициентов С1 равно 1,38;
6. Определяют среднее значение коэффициентов С2 в опорном интервале. В данном примере среднее значение коэффициентов С2 равно 0,72;
7. Определяют произведение истинных значений скоростей распространения продольной волны (Vp) на среднее значение коэффициентов С2 по всему стволу скважины, то есть Vs'=Vp·C2cp. Результат расчета показан в таблице.
8. Определяют произведение истинных значений скоростей распространения поперечной волны (Vs) на среднее значение коэффициентов С1 по всему стволу скважины, то есть Vp'=Vs·C1cp. Результат расчета показан в таблице.
9. Определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной волны:
d=Vр(истинное)±σ, где σ - среднеквадратическое отклонение,
d1=Vр(истинное)-σ,
d2=Vр(истинное)+σ.
В данном примере среднеквадратическое отклонение (σ) для истинных значений скорости распространения продольной волны в пределах опорного интервала равно 150 м/с. Результаты расчетов границ доверительного интервала показаны в таблице;
10. Определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения поперечной волны:
D=Vs(истинное)±σ, где σ - среднеквадратическое отклонение,
D1=Vs(истинное)-σ,
D2=Vs(истинное)+σ.
В данном примере среднеквадратическое отклонение (σ) для истинных значений скорости распространения поперечной волны в пределах опорного интервала равно 140 м/с. Результаты расчетов границ доверительного интервала приведены в таблице;
11. Сравнивают истинные значения скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины;
12. Сравнивают истинные значения скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины;
13. Выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения поперечной волны, то есть осуществляют проверку неравенства: D1<Vs'<D2;
14. Выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения продольной волны, то есть осуществляют проверку неравенства: d1<Vp'<d2;
15.Принимают решение о наличии нового перспективно продуктивного интервала согласно критерию:
А) три двойных попадания Vp' и Vs' в доверительный интервал - продуктивный интервал,
Б) три двойных непопадания Vp' и Vs' в доверительный интервал - не продуктивный интервал. В данном примере спрогнозировано два новых перспективно продуктивных интервала. Первый перспективно продуктивный интервал протяженностью 42 метра вскрыт в интервале истинное глубин 2275-2317 метров, второй перспективно продуктивный интервал протяженностью 88 метров вскрыт в интервале глубин 2347-2435 метров.
Claims (1)
- Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин, характеризующийся тем, что осуществляют возбуждение упругих продольных и поперечных волн в пределах скважины и в околоскважинном пространстве, осуществляют регистрацию скоростей распространения продольных и поперечных волн по всему стволу скважины, выбирают участки кривых скорости распространения продольной и поперечной волн в пределах продуктивного интервала, ранее выявленного по данным испытателя пластов, нормализуют кривые скоростей распространения продольных и поперечных волн по стволу скважины, определяют коэффициенты C1, равные значениям отношений величины скорости распространения продольной волны на величину скорости распространения поперечной волны по стволу скважины, определяют коэффициенты C2, равные значениям отношений величины скорости распространения поперечной волны на величину скорости распространения продольной волны по стволу скважины, определяют среднее значение коэффициентов C1 в пределах продуктивного интервала, определяют среднее значение коэффициентов C2 в пределах продуктивного интервала, определяют произведение значений скорости распространения продольной волны на среднее значение коэффициентов C2 по стволу скважины, определяют произведение значений скорости распространения поперечной волны на среднее значение коэффициентов C1 по стволу скважины, определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной волны, определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения поперечной волны, сравнивают истинные значения скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженными на среднее значение коэффициентов C1 по стволу скважины, сравнивают истинные значения скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженными на среднее значение коэффициентов C2 по стволу скважины, выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженные на среднее значение коэффициентов C2, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения поперечной волны, выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженные на среднее значение коэффициентов C1, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения продольной волны, и при соблюдении условия последовательного трехкратного попадания скоростей распространения продольной и поперечной волн в границы доверительного интервала истинных скоростей судят о наличии перспективно продуктивного интервала.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011118887/28A RU2471206C1 (ru) | 2011-05-12 | 2011-05-12 | Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011118887/28A RU2471206C1 (ru) | 2011-05-12 | 2011-05-12 | Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011118887A RU2011118887A (ru) | 2012-11-20 |
| RU2471206C1 true RU2471206C1 (ru) | 2012-12-27 |
Family
ID=47322840
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011118887/28A RU2471206C1 (ru) | 2011-05-12 | 2011-05-12 | Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2471206C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2172003C1 (ru) * | 2000-12-20 | 2001-08-10 | Лаврик Александр Сергеевич | Способ определения скоростных неоднородностей пород в верхней части геологического разреза |
| US6473696B1 (en) * | 2001-03-13 | 2002-10-29 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
| RU2259575C1 (ru) * | 2004-10-28 | 2005-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Способ определения продуктивности нефтяного пласта в трехмерном межскважинном пространстве |
| EA007942B1 (ru) * | 2003-12-29 | 2007-02-27 | Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед | Способ контроля сейсмических явлений |
| US20100128562A1 (en) * | 2008-11-25 | 2010-05-27 | Baker Hughes Incorporated | Anisotropic Parameter Determination |
-
2011
- 2011-05-12 RU RU2011118887/28A patent/RU2471206C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2172003C1 (ru) * | 2000-12-20 | 2001-08-10 | Лаврик Александр Сергеевич | Способ определения скоростных неоднородностей пород в верхней части геологического разреза |
| US6473696B1 (en) * | 2001-03-13 | 2002-10-29 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
| EA007942B1 (ru) * | 2003-12-29 | 2007-02-27 | Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед | Способ контроля сейсмических явлений |
| RU2259575C1 (ru) * | 2004-10-28 | 2005-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Способ определения продуктивности нефтяного пласта в трехмерном межскважинном пространстве |
| US20100128562A1 (en) * | 2008-11-25 | 2010-05-27 | Baker Hughes Incorporated | Anisotropic Parameter Determination |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011118887A (ru) | 2012-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3034352C (en) | Method for fracturing activity and intensity monitoring and pressure wave resonance analysis | |
| US7639563B2 (en) | Method for sonic indication of voids in casing cement | |
| US7310580B2 (en) | Method for borehole measurement of formation properties | |
| EP3433643B1 (en) | Method and device for estimating sonic slowness in a subterranean formation | |
| US6968274B2 (en) | Use of cutting velocities for real time pore pressure and fracture gradient prediction | |
| EP0568643B1 (en) | Method for predicting formation pore-pressure while drilling | |
| CN105277982B (zh) | 一种泥页岩总有机碳含量地震预测方法 | |
| US6807487B2 (en) | Mapping permeable reservoir formations by measuring the elastic nonlinear interactions of a seismic wave as it propagates through the reservoir rock matrix and its pore fluids | |
| CN106842301B (zh) | 一种凝灰质砂岩有利储层的定量识别与预测方法 | |
| Qi et al. | Sonic QP/QS ratio as diagnostic tool for shale gas saturation | |
| US8681582B2 (en) | Method for sonic indication of formation porosity and lithology | |
| US11566517B2 (en) | Quantifying cement bonding quality of cased-hole wells using a quality index based on frequency spectra | |
| CN116378648A (zh) | 一种基于随钻声波前视的近钻头地层探测方法及装置 | |
| RU2722861C1 (ru) | Способ расчета статических поправок | |
| Eyinla et al. | Optimization of hydraulic fracture monitoring approach: A perspective on integrated fiber optics and sonic tools | |
| US9097819B2 (en) | Thermoelastic logging | |
| Dickmann | 3D Tunnel Seismic Prediction: A next generation tool to characterize rock mass condition ahead of the tunnel face | |
| RU2386984C1 (ru) | Способ поиска углеводородов | |
| RU2348057C1 (ru) | Способ определения характера флюидного заполнения глубоко залегающего подземного природного резервуара (варианты) | |
| RU2471206C1 (ru) | Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин | |
| Abdideh | Estimation of the fracture density in reservoir rock using regression analysis of the petrophysical data | |
| CN113703052A (zh) | 海上中、高孔渗砂岩压裂效果预评估方法 | |
| Gao et al. | Determine HTHP reservoir depth with advanced acoustic impedance inversion in an offshore well at South China Sea | |
| US10955577B2 (en) | Systems and methods for evaluation of formation shear slowness | |
| Ebrom et al. | Subsalt pressure prediction from multicomponent seismics (and more!) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130513 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140410 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170513 |