RU2632800C2 - Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине - Google Patents
Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2632800C2 RU2632800C2 RU2016108175A RU2016108175A RU2632800C2 RU 2632800 C2 RU2632800 C2 RU 2632800C2 RU 2016108175 A RU2016108175 A RU 2016108175A RU 2016108175 A RU2016108175 A RU 2016108175A RU 2632800 C2 RU2632800 C2 RU 2632800C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- depth
- well
- thermal conductivity
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 46
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 6
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых. Способ включает использование для определения коэффициента текущей нефтенасыщенности пласта данных термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяется геотермический градиент в пласте, по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляется текущая теплопроводность пласта. Затем по проведенному исследованию и статистическим исследованиям корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта (Кн) по формулам
где Н1 - глубина кровли пласта;
Н2 - глубина подошвы пласта;
Т1 - температура на кровле пласта на глубине H1;
Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;
ΔТ- разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;
ΔН - расстояние между точками замера.
где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м2;
Г - геотермический градиент в пласте, °С/м.
где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅К.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является то, что на основе данной информации у отдела разработки и технологического отдела появляется возможность моделировать динамику выработки запасов углеводородов, осуществлять мониторинг и прогнозирование геолого-технических мероприятий по повышению добычи нефти, производить расчеты различных вариантов разработки продуктивных пластов и выбирать из них наиболее эффективные, что повысит рентабельность добычи нефти и увеличит нефтеотдачу пластов. 2 табл., 6 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых.
Предпосылки для создания изобретения
Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.
Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов (Патент РФ №2248444, кл. Е21В 47/00), включающий регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения, закачку индикаторной жидкости в поры пластов, проведение повторного гамма-каротажа, при этом закачку проводят до получения не изменяющихся показаний интенсивности гамма-излучений во всех пластах.
Данный способ применяется для определения только остаточной нефтенасыщенности и требует закачки в пласт радиоактивных изотопов и неоднократного проведения гамма-каротажа. Отличается сложностью технологического исполнения.
Существует способ определения нефтенасыщенных пластов (Патент РФ №2517730, кл. Е21В 47/00), по которому отбирают и исследуют керн, определяют по нему коэффициент нефтенасыщенности (Кн), проводят каротаж, определяют по каротажу Кн, определяют относительный коэффициент как отношение Кн по керну к Кн по каротажу и анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта.
По данному способу требуется определить Кн и на образцах керна и по данным комплекса геофизических исследований, что усложняет проведение технологических операций. Способ применим только в открытом стволе и только для терригенных разрезов.
Коэффицент нефтенасыщенности пласта определяется обычно по результатам интерпретации диаграмм электрических методов каротажа скважин, которые проводятся в необсаженном стволе скважины. В процессе разработки, при заводнении нефтеносного пласта, коэффициент нефтенасыщенности уменьшается, а коэффициент водонасыщенности увеличивается. Для контроля изменения и определения текущих значений коэффициента нефтенасыщенности пласта могут проводиться геофизические исследования в единичных наблюдательных необсаженных скважинах или в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами (Стрельченко В.В. «Геофизические исследования скважин». Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2008. - с. 316).
Однако количество таких скважин и определений бывает, как правило, недостаточным для подсчета остаточных запасов нефти или принятия эффективных геолого-технических решений.
Коэффициент нефтенасыщенности, используемый при подсчете запасов нефти объемным методом, определяется по формуле
где Кн - коэффициент нефтенасыщенности, % (Липаев А.А., Шевченко Д.В., Чугунов В.А, Бурханов Р.Н. Геотепловое моделирование многослойных нефтяных пластов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. - с. 136);
Vп.н - объем пор, заполненных нефтью;
Vп - объем пор.
Коэффицент нефтенасыщенности может определяться как для отдельного образца породы, так и в целом для продуктивного нефтеносного пласта (в дальнейшем пласта). Так как в нефтеносном пласте при пластовом давлении выше давления насыщения всегда содержится определенное количество остаточной воды, на весь срок разработки нефтеносного пласта остается верным соотношение
где Кв - коэффициент водонасыщенности пласта, указывающий на долю воды в поровом пространстве породы.
Задачей, на достижение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа определения коэффициента текущей нефтенасыщенности и выявление обводненных интервалов в обсаженной и необсаженной скважине с высокой точностью при непрерывном контроле как по толщине пласта, так и по времени при любом типе коллекторов.
Поставленная задача решается заявляемым методом определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине.
Предлагаемый метод включает использование для определения коэффициента текущей нефтенасыщенности пласта данных термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяется геотермический градиент в пласте, по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляется текущая теплопроводность пласта, затем по проведенному исследованию и статистическим исследованиям корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью - коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта.
Для коэффициента нефтенасыщенности пласта характерна корреляционная связь с теплопроводностью породы. Например, характер такой зависимости для нефтенасыщенных песчаников имеет вид
где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅К.
Подобные зависимости для различных литотипов пород могут быть найдены путем статистического анализа данных по теплопроводности, которые могут быть получены по геотермии и нефтенасыщенности пород, определяемых по данным электрокаротажа в ранее пробуренных скважинах.
Теплопроводность зависит от множества минералого-петрографических особенностей породы - минерального состава, карбонатности, глинистости, пористости, плотности и других особенностей, которые, в отличие от коэффициента нефтенасыщенности, остаются неизменными в процессе заводнения. Так как теплопроводность воды выше теплопроводности нефти, то при увеличении содержания в породе (пласте) воды, т.е. с увеличением водонасыщенности и уменьшением коэффициента нефтенасыщенности происходит увеличение теплопроводности породы (пласта).
Теплопроводность может быть определена из соотношения
где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м2;
Г - геотермический градиент в пласте, °С/м.
При этом величина Q является постоянной, неизменной и известной для данной территории (региона) величиной, которую определяют по результатам высокоточных геотермических исследований, например, для Ромашкинского нефтяного месторождения составляет 0,042 Вт/м2, (Липаев А.А., Шевченко Д.В., Чугунов В.А, Бурханов Р.Н. Геотепловое моделирование многослойных нефтяных пластов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. - с. 121).
Величина геотермического градиента характеризует увеличение температуры в пласте и вычисляется по результатам геотермии скважин по формуле
где Н1 - глубина кровли пласта;
Н2 - глубина подошвы пласта;
T1 - температура на кровле пласта на глубине Н1;
Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;
ΔT - разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;
ΔН - расстояние между точками замера.
Предложенное изобретение иллюстрируется графическими материалами, где изображены:
- на фиг. 1 установка в скважине термометра на каротажном кабеле, где показано положение термометра, спускаемого на каротажном кабеле для записи термограммы, характеризующей изменения температуры с глубиной;
- на фиг. 2 представлено положение стационарных термометров в скважине;
- на фиг. 3 установка оптических волоконных датчиков;
- на фиг. 4 термограмма остановленной скважины;
- на фиг. 5 термограмма скважины при незначительной толщине пласта, то есть в случае при ΔT меньше погрешности измерения датчиков;
- на фиг. 6 представлена таблица расчета толщин пласта при различных значениях нефтенасыщенности и геотермического градиента;
- на фиг. 7 представлена таблица расчета погрешности измерения температуры при различных значениях нефтенасыщенности и толщины пласта;
- на фиг. 8 термограмма скважины с обводнившимся интервалом.
Примеры осуществления метода определения коэффициента текущей
нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине поясняются фиг. 1, 2 и 3.
При установке в скважине термометра на каротажном кабеле (фиг. 1) показаны стенки скважины 1, цементный камень 2, обсадная колонна 3, кровля нефтеносного пласта 4, подошва нефтеносного пласта 5, статистический уровень жидкости в скважине 6, перфорационные каналы 7, каротажный кабель 8 и термометр 9.
Величина геотермического градиента определяется путем исследования скважины 1 с помощью термометров 9. При этом требуется приостановить работу скважины 1 на период, необходимый для восстановления естественного температурного режима скважины 1, пока вследствие теплообмена температуры скважины 1 и вмещающих ее пород не сравняются. Затем в скважину 1 спускается на каротажном кабеле 8 термометр 9 для записи термограммы, характеризующей изменение температуры с глубиной (фиг. 1).
Применяются также стационарные точечные (дискретные) термометры 9, например, определяющие температуру в месте установки. Точечные термометры 9 могут быть установлены в скважине 1 на глубине кровли 4 и подошвы 5 пласта. На фиг. 2 обозначен стационарный кабель 8, точечные термометры 9, насосно-компрессорные трубы 10 и погружной насос 11.
Однако наиболее высокоточные термометрические определения могут быть достигнуты, если в скважине 1 используются стационарные оптические волоконные датчики 9, играющие роль одновременно и термометрических датчиков и каналов связи скважины 1 с устьем (фиг. 3), где показаны оптический волоконный кабель 8, оптический волоконный датчик 9, насосно-компрессорные трубы 10 и погружной насос 11. Оптические волоконные датчики (далее датчики) 9 позволяют получать во время всего срока эксплуатации скважины 1 непрерывные по времени и по стволу скважины 1 высокоточные (с погрешностью не более 0,1°С) температурные данные с заданной периодичностью сканирования (например, 1 мин или 1 с). Скважина 1 может быть оборудована оптическим волоконным датчиком 9 независимо от типа используемого погружного насоса 11.
Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине может быть реализован следующим образом.
Для определения параметра ΔT используются замеры температуры в период длительной остановки скважины 1, или скважина 1 останавливается специально для восстановления ее температурного поля до температуры вмещающих скважину 1 пород, и только после этого снимаются значения ΔТ для расчета величины геотермического градиента (фиг. 4).
Из формулы 3 следует, что теплопроводность породы может быть вычислена по формуле
Рассчитаем соответствующую теоретическим значениям нефтенасыщенность (95, 60 и 40%) по формуле теплопроводности 6. Затем по известным величинам глубинного теплового потока, например 0,042 Вт/м2, и теплопроводности по формуле 7 рассчитаем геотермический градиент. Зная погрешность измерения температуры современными датчиками 0,1°С (разница в температурах на кровле 4 и подошве 5 пласта должна быть выше этой величины, чтобы была физическая возможность ее регистрации) рассчитаем по формуле 8 величину ΔН - минимальную толщину пласта, при которой может быть измерен геотермический градиент. Результаты расчетов приводятся в таблице на фиг. 6.
При анализе таблицы на фиг. 6 видно, что, если Кн пласта равен 95%, теплопроводность пласта достаточно высока и поэтому в пласте достаточно высокий геотермический градиент. В этом случае, даже в пласте с толщиной 0,4 м может быть зарегистрирована разница в пластовых температурах на кровле 4 и подошве 5 пласта.
При Кн 60% значение ΔТ может быть установлено только если пласт имеет толщину более 3,03 м.
При Кн 40% - более 4,55 м.
Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине может быть использован для выявления обводнившегося интервала в пласте. Обводнившийся интервал характеризуется повышением теплопроводности и, следовательно, по формуле 7 снижением в нем величины геотермического градиента (фиг. 8).
В таблице на фиг. 7 приводятся расчеты необходимой погрешности измерения температуры, если известны толщина и нефтенасыщенность пласта по формуле
При анализе таблицы на фиг. 7 видно, что для пласта толщиной 10 м при значениях Кн в интервале значений 10-95% ΔТ всегда выше 0,1°С, т.е. имеется физическая возможность для ее измерения в скважине 1.
В тех же случаях, когда ΔТ в пласте не может быть измерено, например если эта величина оказывается меньше, чем погрешность измерения датчика 9, или если толщина пласта меньше минимально допустимой, датчики 9 могут быть установлены в стволе скважины 1 на значительном расстоянии друг от друга так, чтобы изменения в их температурах были существенны для их регистрации датчиками 9 (фиг. 5). Так как в интервале между датчиками 9 будет меняться теплопроводность только разрабатываемого пласта, любые изменения геотермического градиента в интервале будут свидетельствовать об изменении нефтенасыщенности пласта. В этом случае необходимо будет получить статистическую зависимость между теплопроводностью разрабатываемого пласта и величиной геотермического градиента в измеряемом интервале. Такая зависимость может быть получена путем статистической обработки результатов предыдущих термометрических измерений на месторождении.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является то, что на основе данной информации у отдела разработки и технологического отдела появляется возможность моделировать динамику выработки запасов углеводородов, осуществлять мониторинг и прогнозирование геолого-технических мероприятий по повышению добычи нефти, производить расчеты различных вариантов разработки продуктивных пластов и выбирать из них наиболее эффективные, что повысит рентабельность добычи нефти и увеличит нефтеотдачу пластов.
Применение данного метода особенно актуально как на этапе начальной разработки нового месторождения, так и на этапе заключительной стадии разработки, а также эффективно для подсчета остаточных запасов нефти, так как позволяет повысить достоверность нефтенасыщенности залежи, что в свою очередь обеспечивает экономическую эффективность извлечения нефти.
Claims (13)
- Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине, включающий проведение термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяют геотермический градиент в пласте, затем по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляют текущую теплопроводность пласта, отличающийся тем, что на основе проведенного исследования скважины и статических исследований корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью определяют коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта (КН) по формулам
-
- где H1 - глубина кровли пласта;
- Н2 - глубина подошвы пласта;
- T1 - температура на кровле пласта на глубине H1;
- Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;
- ΔT - разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;
- ΔН - расстояние между точками замера.
-
- где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м2;
- Г - геотермический градиент в пласте, °С/м.
-
- где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅K.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016108175A RU2632800C2 (ru) | 2016-03-09 | 2016-03-09 | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016108175A RU2632800C2 (ru) | 2016-03-09 | 2016-03-09 | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016108175A RU2016108175A (ru) | 2017-09-14 |
| RU2632800C2 true RU2632800C2 (ru) | 2017-10-09 |
Family
ID=59893471
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016108175A RU2632800C2 (ru) | 2016-03-09 | 2016-03-09 | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2632800C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2737453C1 (ru) * | 2020-06-02 | 2020-11-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" | Способ определения текущей нефтенасыщенности разрабатываемого пласта в работающих интервалах скважины с последующим восстановлением поля текущей нефтенасыщенности |
| RU2796803C1 (ru) * | 2022-12-02 | 2023-05-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ контроля положения газоводяного контакта |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116644865B (zh) * | 2023-07-27 | 2023-10-20 | 中汽信息科技(天津)有限公司 | 商用车油耗预测方法、电子设备和存储介质 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1375806A1 (ru) * | 1986-03-28 | 1988-02-23 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Укргипрониинефть" | Способ определени нефтенасыщенности горных пород по образцам керна |
| RU2061220C1 (ru) * | 1994-03-01 | 1996-05-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ определения текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта по обводненности продукции |
| RU2186211C1 (ru) * | 2001-03-30 | 2002-07-27 | Открытое акционерное общество "Научно-технологическая компания "Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Способ определения запасов нефтяной залежи |
| WO2013151455A1 (ru) * | 2012-04-06 | 2013-10-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сплит" | Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины |
-
2016
- 2016-03-09 RU RU2016108175A patent/RU2632800C2/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1375806A1 (ru) * | 1986-03-28 | 1988-02-23 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Укргипрониинефть" | Способ определени нефтенасыщенности горных пород по образцам керна |
| RU2061220C1 (ru) * | 1994-03-01 | 1996-05-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ определения текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта по обводненности продукции |
| RU2186211C1 (ru) * | 2001-03-30 | 2002-07-27 | Открытое акционерное общество "Научно-технологическая компания "Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Способ определения запасов нефтяной залежи |
| WO2013151455A1 (ru) * | 2012-04-06 | 2013-10-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сплит" | Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КОНОПЛЕВ Ю.В. и др., Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений, Москва, Недра 1986. стр. 51,52, 130-143. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2737453C1 (ru) * | 2020-06-02 | 2020-11-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" | Способ определения текущей нефтенасыщенности разрабатываемого пласта в работающих интервалах скважины с последующим восстановлением поля текущей нефтенасыщенности |
| RU2796803C1 (ru) * | 2022-12-02 | 2023-05-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ контроля положения газоводяного контакта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016108175A (ru) | 2017-09-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108713089B (zh) | 基于钻孔流体和钻探录井估计地层性质 | |
| US11054540B2 (en) | Computer implemented method for measurement of hydrocarbon content of tight gas reservoirs | |
| US7580797B2 (en) | Subsurface layer and reservoir parameter measurements | |
| Quinn et al. | Using constant head step tests to determine hydraulic apertures in fractured rock | |
| RU2315339C2 (ru) | Система петрофизической оценки в реальном времени | |
| US9091781B2 (en) | Method for estimating formation permeability using time lapse measurements | |
| Haimson et al. | Integrating borehole-breakout dimensions, strength criteria, and leak-off test results, to constrain the state of stress across the Chelungpu Fault, Taiwan | |
| AU2011379934A1 (en) | Method for determining in real time the porosity and water saturation of an underground formation using gas level and drilling data | |
| US10358919B2 (en) | Reservoir fluid geodynamics system and method | |
| US10309219B2 (en) | Method for determining characteristics of a gas-oil transition zone in an uncased well | |
| Cheng et al. | Productivity prediction from well logs in variable grain size reservoirs cretaceous Qishn formation, republic of Yemen | |
| Gasda et al. | Determining effective wellbore permeability from a field pressure test: a numerical analysis of detection limits | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| RU2386027C1 (ru) | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе | |
| Ma et al. | Cased-Hole Reservoir Saturation Monitoring in Mixed-Salinity Environments–A New Integrated Approach | |
| US20150369957A1 (en) | Generating Relative Permeabilities and Capillary Pressures | |
| RU2397321C1 (ru) | Способ определения дебитов совместно эксплуатируемых пластов | |
| RU2752802C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием | |
| RU2386028C1 (ru) | Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2531499C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине | |
| RU2672780C1 (ru) | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин | |
| Yang et al. | Interpretation of formation permeability and pressure responses from wireline formation testing with consideration of interlayers | |
| Ma et al. | Static, dynamic data integration improves reservoir modeling, characterization | |
| Elhaddad et al. | A method for determining fluids contact and identifying types of reservoir fluids in the F3-sandstone reservoir, field case study in Libya | |
| RU2692713C1 (ru) | Способ исследования газовой и газоконденсатной скважины |