RU2651832C2 - Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин - Google Patents
Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2651832C2 RU2651832C2 RU2017105582A RU2017105582A RU2651832C2 RU 2651832 C2 RU2651832 C2 RU 2651832C2 RU 2017105582 A RU2017105582 A RU 2017105582A RU 2017105582 A RU2017105582 A RU 2017105582A RU 2651832 C2 RU2651832 C2 RU 2651832C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- flow rate
- sensors
- layer
- thickness
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 15
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 11
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 19
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей. Способ включает размещение скважинного средства геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа. Выполняют контроль как суммарного дебита Q∑ на устье скважины по всему пласту толщиной 
так и контроль попластового дебита Qi i-х (i=1, 2, …, m) интервальных пропластков толщиной hi. При этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность Kгi пропластков, снабжают датчиками пористости Kпi и толщины hi пропластков. Количественную оценку дебита Qi каждого пропластка формируют в соответствии с выражениями
где Qi - количественная оценка дебита i-го пропластка;
Q∑ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;
Kгi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;
Kпi - пористость i-го пропластка;
hi - толщина i-го пропластка;
i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1, 2, …, m).
Технический результат: обеспечение точного и достоверного контроля и количественной дифференцированной оценки распределения попластового дебита по пропласткам при реализации синергетической технологичности установи без ее усложнения и без дополнительных наземно-скважинных средств и операций. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей.
Для оценки контроля добычи нефтяных скважин в настоящее время могут быть использованы технологии на базе геологических прогнозных моделей подземного пласта [8-13]. Однако эти технологии достаточно сложны, громоздки и представляют интерес, в основном, для научных исследований и гипотез, а не предназначены для конкретного промышленного применения в практической эксплуатационной нефтяной добыче.
Известные устройства (например, [6-7]) для измерения дебита нефтяных скважин касаются только определения общей продукции и не применимы для оценки попластового дебита многопластовых залежей.
Ряд известных технических средств (например [4, 5]) рассматривают варианты по регулированию и интенсификации скважинной добычи, но не затрагивают процессов контроля и оценки дебита скважин. Способ [3] относится к разработке многопластовых нефтяных залежей, однако технология определения дебита также не затрагивается.
Известные способ и установка [2] контроля и эксплуатации скважин делают акцент на контроле суммарного дебита и оценке расхода рабочей жидкости (производительности струйного насоса), но не рассматривают процесс определения количественной дифференцированной оценки общего и попластового дебита.
Апробированная структура эксплуатационных установок по контролю за дебитом скважин предложена в [1, 5].
Способ контроля дебита эксплуатационных скважин, реализуемый устройством [1], заключается в том, что в скважине размещают скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа, посредством скважинного кабеля соединяют средство ГИС с поверхностным аппаратурным модулем, в который включают последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, и определяют газонасыщенность призабойной зоны пласта скважины, по которой судят о величине суммарного дебита на устье скважины.
Установка [1], принятая за прототип, содержит скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, связанное каротажным кабелем с поверхностным аппаратурным модулем, включающим последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, выполненный с возможностью определения газонасыщенности призабойной зоны пласта в скважине, причем в качестве датчиков скважинного средства ГИС выбраны датчики радиоактивного каротажа.
Установка [1] реализует способ выделения положения в скважине отдающих (работающих) нефтяных пластов, однако не позволяет количественно детерминировать оценку дебита отдельных пропластков, составляющих пласты в разрезе скважины, и попластовое распределение суммарного дебита скважины по пропласткам.
Сущность предлагаемого технического решения заключается в создании на основе выявленной эмпирически линейной связи между дебитами нефти и газа способа и установи, позволяющих без дополнительных измерений в скважине определять распределение суммарного дебита по пропласткам и детерминировать количественную оценку попластового дебита нефти.
Основной технический результат заявленного изобретения - обеспечение точного и достоверного контроля и количественной дифференцированной оценки распределения попластового дебита по пропласткам при реализации синергетической технологичности установи без ее усложнения и без дополнительных наземно-скважинных средств и операций. Способ и установка позволяют повысить эффективность выработки залежей с недостаточно извлеченными ресурсами углеводородов и выявить низкодебитные отдающие пропластки (дебитом менее 0,5 т/сут). Сопутствующим результатом может служить дополнительная информация о литологии по разрезу скважины.
Технический результат при выполнении способа контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин достигается следующим образом.
Способ включает операции: в скважине размещают скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа. Посредством скважинного кабеля соединяют средство ГИС с поверхностным аппаратурным модулем, в который включают последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений. Определяют газонасыщенность призабойной зоны пласта скважины, по которой судят о величине суммарного дебита на устье скважины.
Отличительной особенностью способа является то, что выполняют контроль как суммарного дебита Q∑ на устье скважины по всему пласту толщиной 
так и контроль попластового дебита Qi i-х (i=1, 2, …, m) интервальных пропластков толщиной hi. При этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность Kгi пропластков, снабжают датчиками пористости Kпi и толщины hi пропластков. Количественную оценку дебита Qi каждого пропластка формируют в соответствии с выражениями
где Qi - количественная оценка дебита i-го пропластка;
Q∑ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;
Kгi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;
Kпi - пористость i-го пропластка;
hi - толщина i-го пропластка;
i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1, 2, …, m).
Технический результат при использовании установки для контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин достигается следующим образом.
Установка имеет следующие общие с прототипом признаки.
Установка содержит скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, связанное каротажным кабелем с поверхностным аппаратурным модулем, включающим последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, выполненный с возможностью определения газонасыщенности призабойной зоны пласта в скважине. Причем в качестве датчиков скважинного средства ГИС выбраны датчики радиоактивного каротажа.
Отличительными от прототипа [1] существенными признаками заявляемого объекта, обеспечивающими достижение указанного технического результата, являются следующие.
Установка выполнена с возможностью контроля как суммарного дебита Q∑ на устье скважины по всему пласту толщиной 
так и контроля пропластового дебита Qi i-х (i=1, 2, …, m) интервальных пропластков толщиной hi. При этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность Kгi пропластков, снабжено датчиками пористости Kпi и толщины hi пропластков. Блок обработки измерений дополнительно включает формирователь количественной оценки дебита Qi каждого i-го пропластка, входы которого через блок измерения соединены с выходами датчиков средства ГИС, причем формирователь количественности оценки дебита Qi каждого пропластка выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм в соответствии с выражениями
где Qi - количественная оценка дебита i-го пропластка;
Q∑ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;
Kгi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;
Kпi - пористость i-го пропластка;
hi - толщина i-го пропластка;
i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1, 2, …, m).
На фиг. 1 приведена общая конструктивная схема установки для контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин. На фиг. 2 представлена общая схема выполнения способа.
Использованы следующие обозначения:
1 - скважина;
2 - скважинное средство ГИС;
3 - датчики параметров скважины;
4 - каротажный кабель;
5 - поверхностный аппаратурный модуль;
6 - блок измерений;
7 - блок обработки измерений;
8 - формирователь количественной оценки дебита Qi каждого i-го пропластка;
9 - устройство для контроля суммарного дебита Q∑ на устье скважины.
Фиг. 3 и фиг. 4 иллюстрируют эмпирически выявленную линейную связь между дебитом нефти Q∑ (т/мес.) и дебитом газа Qг (м3/мес.) месторождений Ключевое и Ново-Дмитриевское (Кубань), которая принята в качестве концептуальной предпосылки для заявленного изобретения.
Способ и работа установки основаны на том, что при эксплуатации нефтяных месторождений в условиях снижения забойного давления увеличивается газосодержание призабойной зоны пласта. Изменение газонасыщенности призабойной зоны пласта обнаруживается по радиоактивному каротажу вследствие колебаний содержания водорода (газонасыщенности) среды: радиоактивность будет тем выше, чем больше газонасыщенность или меньше водородосодержание измеряемого пласта. Таким образом, измеряя газонасыщение нефтяной скважины можно выделить работающие (отдающие) нефтяные пласты (см., например, [1]).
При этом эмпирически выявленная линейная связь (фиг. 3, 4) между дебитом нефти и дебитом газа является концептуальной предпосылкой для дифференцированной количественной оценки попластового дебита и точного и достоверного контроля дебита скважины по пропласткам.
Зависимость дебита Q от параметров скважины (газонасыщенность Кг, пористость Кп пласта и его толщина h) в общем виде может быть записана в виде конкатенации
(Кг⋅Кп⋅h)→Q.
Зная суммарный дебит Q∑ нефти по скважине, распределение Qi его по i пропласткам, составляющим пласт в разрезе скважины, (i=1, 2, …, m), можно определить из выражений (1), (2).
Работа установки (фиг. 1) при осуществлении способа (фиг. 2) контроля дебита нефтяных скважин заключается в следующем.
Данные о параметрах скважины с размещенного в скважине 1 средства 2 ГИС с группой датчиков 3 радиоактивного каротажа и дополнительных датчиков пористости и толщины пропластков посредством каротажного кабеля 4 поступают в поверхностный аппаратурный модуль 5 и, далее, через блок 6 измерений - в блок 7 обработки данных измерений. В блоке 7 обработки данных измерений формирователь 8, выполненный в виде вычислительного устройства, по данным об измеряемом устройством 9 суммарном дебите Q∑ скважины и по данным о коэффициенте Кгi газонасыщенности, о пористости Кпi и о толщине hi i-го пропластка реализует алгоритм количественной дифференцированной оцени дебита Qi каждого i-го пропластка в соответствии с выражениями (1), (2).
Технология и средства определения параметров скважины могут быть выполнены, например, аналогично рассмотренным в RU 2205427 С2, 27.05.2003; RU 2331089 С2, 10.08.2008; датчики радиоактивного каротажа по тепловым нейтронам, позволяющие определять газоносность пласта скважины, описаны в [1, 5]. Примеры выполнения устройств контроля суммарного дебита Q∑ на устье скважины приведены в [2, 6, 7].
Таким образом, из описания способа и установки следует, что достигается их назначение с указанным техническим результатом, который находится в причинно-следственной связи с совокупностью существенных признаков способа и установки.
На основании предложенной технологии выполнены исследования на ряде объектов Краснодарского края и установлены дополнительные запасы нефти, а также низкодебитные отдающие пропластки, что подтверждает валидность и промышленную применимость предложенной группы технических решений.
ИСТОЧНИКИ ПО УРОВНЮ ТЕХНИКИ
I. Прототип и аналоги:
1. RU 23001 U1, 10.05.2002 (прототип).
2. RU 2084623 С1, 20.07.1997 (аналог).
3. RU 2015110607 А, 20.05.2016 (аналог).
II. Дополнительные источники по уровню техники:
4. RU 15117 U1, 20.09.2000.
5. RU 25760 U1, 20.10.2002.
6. RU 76070 U1, 10.09.2008.
7. RU 77348 U1, 20.10.2008.
8. RU 2462755 С2, 27.09.2012.
9. US 2009119018 А1, 07.05.2009.
10. US 2009187391 A1, 23.07.2009.
11. US 2010/0082258 A1, 01.04.2010.
12. RU 2014147670 A1, 10.07.2016.
13. RU 2016101080 A1, 10.12.2016.
Claims (18)
1. Способ контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин, при котором в скважине размещают скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа, посредством скважинного кабеля соединяют средство ГИС с поверхностным аппаратурным модулем, в который включают последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, и определяют газонасыщенность призабойной зоны пласта скважины, по которой судят о величине суммарного дебита на устье скважины, отличающийся тем, что выполняют контроль как суммарного дебита QΣ на устье скважины по всему пласту толщиной 
, так и контроль попластового дебита Qi i-х (i=1, 2,…, m) интервальных пропластков толщиной hi, при этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность Kгi пропластков, снабжают датчиками пористости Kпi и толщины hi пропластков, а количественную оценку дебита Qi каждого пропластка формируют в соответствии с выражениями
где Qi - количественная оценка дебита i-го пропластка;
QΣ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;
Kгi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;
Kпi - пористость i-го пропластка;
hi - толщина i-го пропластка;
i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1,2,…, m).
2. Установка для контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин, содержащая скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, связанное каротажным кабелем с поверхностным аппаратурным модулем, включающим последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, выполненный с возможностью определения газонасыщенности призабойной зоны пласта в скважине, причем в качестве датчиков скважинного средства ГИС выбраны датчики радиоактивного каротажа, отличающаяся тем, что она выполнена с возможностью контроля как суммарного дебита QΣ на устье скважины по всему пласту толщиной , так и контроля пропластового дебита Qi i-х (i=1, 2,…, m) интервальных пропластков толщиной hi, при этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность Kгi пропластков, снабжено датчиками пористости Kпi и толщины hi пропластков, а блок обработки измерений дополнительно включает формирователь количественной оценки дебита Qi каждого i-го пропластка, входы которого через блок измерения соединены с выходами датчиков средства ГИС, причем формирователь количественности оценки дебита Qi каждого пропластка выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм в соответствии с выражениями
где Qi - количественная оценка дебита i-го пропластка;
QΣ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;
Kгi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;
Kпi - пористость i-го пропластка;
hi - толщина i-го пропластка;
i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1,2,…, m).
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017105582A RU2651832C2 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017105582A RU2651832C2 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017105582A RU2017105582A (ru) | 2017-08-10 |
| RU2651832C2 true RU2651832C2 (ru) | 2018-04-24 |
Family
ID=59631898
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017105582A RU2651832C2 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2651832C2 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2112138C1 (ru) * | 1996-02-25 | 1998-05-27 | Василий Иванович Тищенко | Способ исследования нефтяных (жидкостных) скважин, эксплуатируемых при динамическом уровне, по нестационарному режиму фильтрации |
| RU23001U1 (ru) * | 2001-11-05 | 2002-05-10 | Коноплев Юрий Васильевич | Устройство для выделения отдающих нефтеносных пластов в нефтяной скважине |
| US6618677B1 (en) * | 1999-07-09 | 2003-09-09 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus for determining flow rates |
| RU2397321C1 (ru) * | 2009-10-20 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения дебитов совместно эксплуатируемых пластов |
| RU2474687C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей |
| RU2476670C1 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) |
-
2017
- 2017-02-20 RU RU2017105582A patent/RU2651832C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2112138C1 (ru) * | 1996-02-25 | 1998-05-27 | Василий Иванович Тищенко | Способ исследования нефтяных (жидкостных) скважин, эксплуатируемых при динамическом уровне, по нестационарному режиму фильтрации |
| US6618677B1 (en) * | 1999-07-09 | 2003-09-09 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus for determining flow rates |
| RU23001U1 (ru) * | 2001-11-05 | 2002-05-10 | Коноплев Юрий Васильевич | Устройство для выделения отдающих нефтеносных пластов в нефтяной скважине |
| RU2397321C1 (ru) * | 2009-10-20 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения дебитов совместно эксплуатируемых пластов |
| RU2476670C1 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) |
| RU2474687C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017105582A (ru) | 2017-08-10 |
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 | |
| US11209561B2 (en) | Generation of fault displacement vector and/or fault damage zone in subsurface formation using stratigraphic function | |
| US8762118B2 (en) | Modeling hydraulic fractures | |
| Tang et al. | A new technique to characterize fracture density by use of neutron porosity logs enhanced by electrically transported contrast agents | |
| Dohmen et al. | Microseismic depletion delineation | |
| CN106401574B (zh) | 一种钻前高温地热井地层压力的预测方法 | |
| AU2013397497B2 (en) | Static earth model calibration methods and systems using permeability testing | |
| CN107795320B (zh) | 一种水平井碳酸盐岩储层参数的计算方法 | |
| CN103698811A (zh) | 一种碳酸盐岩岩石结构组分测井定量识别方法及其用途 | |
| MX2012003870A (es) | Metodo de analisis integral de pruebas de trazadores entre pozos petroleros. | |
| EP3455458B1 (en) | Multi-step subsidence inversion for modeling lithospheric layer thickness through geological time | |
| CN105931125A (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
| CN106979006A (zh) | 地层压力的确定方法和装置 | |
| Butsch et al. | Integration of well-based subsurface monitoring technologies: Lessons learned at SECARB study, Cranfield, MS | |
| Stallman | Aquifer-test design, observation and data analysis | |
| US10401808B2 (en) | Methods and computing systems for processing and transforming collected data to improve drilling productivity | |
| CN107831540A (zh) | 储层物性参数直接提取新方法 | |
| Dawson et al. | Integration of post-frac production logging data with pre-frac static petrophysical description enhances reservoir characterization | |
| US9482088B2 (en) | Mean regression function for permeability | |
| WO2018156672A1 (en) | Systems and methods for monitoring casing cement integrity | |
| RU2651832C2 (ru) | Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин | |
| US11320565B2 (en) | Petrophysical field evaluation using self-organized map | |
| Cipolla et al. | A statistical approach to infill-drilling studies: Case history of the Ozona Canyon sands | |
| RU2515629C1 (ru) | Способ определения хрупких зон коллекторов | |
| Li et al. | Petrophysical Rock Typing Based on Pore Geometry Improves Permeability and Bound Fluid Volume Estimation in Heterogeneous Sandstone Formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190221 |