RU2728123C1 - Способ определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов - Google Patents
Способ определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2728123C1 RU2728123C1 RU2019142661A RU2019142661A RU2728123C1 RU 2728123 C1 RU2728123 C1 RU 2728123C1 RU 2019142661 A RU2019142661 A RU 2019142661A RU 2019142661 A RU2019142661 A RU 2019142661A RU 2728123 C1 RU2728123 C1 RU 2728123C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic noise
- wellbore
- depths
- acoustic
- recorded
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 17
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 claims abstract description 87
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000004807 localization Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 12
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 15
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012731 temporal analysis Methods 0.000 description 1
- 238000000700 time series analysis Methods 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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к промыслово-геофизическим исследованиям, а именно, к способу скважинной акустической шумометрии. Технический результат заключается в повышении точности и достоверности определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов. В соответствии со способом определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов регистрируют акустический шум внутри ствола скважины, пробуренной в пласте, с помощью скважинного прибора, содержащего по меньшей мере один детектор звука. Осуществляют анализ и обработку зарегистрированных акустических шумов во временной области, в процессе которой идентифицируют и удаляют клиппированные части зарегистрированных акустических шумов и резонансные моды. Получают спектральные плотности мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины и определяют работающие интервалы глубин пластов по интервалам глубин локализации в стволе скважины широкополосного акустического шума на частотах более 5 кГц. 12 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Изобретение относится к промыслово-геофизическим исследованиям, а именно, к способу скважинной акустической шумометрии, позволяющему выявить работающие интервалы глубин нефтяных и газовых пластов, т.е. интервалы глубин по стволу скважины, в которых реализуется движение флюидов из пласта в скважину или из скважины в пласт, в зависимости от того, является ли скважина добывающей или нагнетательной. Идентификация работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов может быть использована для оценки работающих толщин продуктивного пласта, оценки выработки запасов по разрезу, планирования работ по стимуляции нерабочих зон или перекрытию нежелательного притока газа или воды в ствол нефтедобывающей скважины, улучшения дизайна бурения новых скважин на месторождении.
Скважинная акустическая шумометрия - это один из методов промыслово-геофизических исследований скважин, основанный на измерении акустического шума в стволе скважины и интерпретации его характеристик. Стандартные методы шумометрии обычно регистрируют шум с частотами до 10 кГц и применяются в основном для исследования шумов, генерируемых течением флюида через каналы, в частности, для определения местоположения утечек флюидов через негерметичности в конструкции скважины, заколонных перетоков, притока флюида через перфорированные интервалы и т.д.
Из уровня техники известна заявка US 20150204184, в которой раскрыт способ идентификации источников акустического шума (поток флюидов в стволе скважины, поток через перфорации и элементы конструкции скважины, заколонный переток, фильтрационный поток в пласте, поток в трещине) по характерному частотному диапазону генерируемых акустических сигналов. Согласно данному документу, наиболее предпочтительно регистрировать и анализировать акустический шум в частотном диапазоне от 8 Гц до 60 кГц с частотой опроса 120 кГц, а оцифрованные частотные данные предпочтительно должны состоять из 1024 дискретных частотных каналов. Однако описанный способ идентификации источников акустического шума не принимает во внимание значительного искажения спектра сигнала из-за влияния скважинных резонансов, в частности, радиальных резонансов в стволе скважины (Mutovkin N.V., Mikhailov D.N., Sofronov I.L. Estimation of fluid phase composition variation along the wellbore by analyzing passive acoustic logging data, SPE-196845-MS, 2019) которые могут быть приблизительно оценены по следующей формуле, полученной для предельного случая заполненной однородным флюидом цилиндрической скважины с абсолютно жесткими стенками (например, Mutovkin N.V., Mikhailov D.N., Sofronov I.L. Estimation of fluid phase composition variation along the wellbore by analyzing passive acoustic logging data, SPE-196845-MS, 2019):
где rwell - радиус скважины, с - скорость звука в скважинном флюиде, θm - m-ый корень производной функции Бесселя 
, λz - длина волн, распространяющихся вдоль оси скважины (здесь это ось Z).
Пренебрежение влиянием скважинных резонансов на спектр акустических шумов может привести к ошибкам при интерпретации данных скважин ной акустической шумометрии. Кроме того, в данном способе предложено производить замеры акустического шума в скважине во время стоянок прибора (поточечная регистрация) для избежания влияния шума, возбуждаемого при движении прибора по стволу скважины. Общеизвестный недостаток поточечной регистрации заключается в длительном времени проведения исследования, а также достаточно большом расстоянии между соседними точками замеров (как правило, не менее метра), что может привести к пропуску узких, локализованных по глубине, зон притока из пласта по трещинам или высокопроводящим каналам, а также зон утечек флюидов через негерметичности в конструкции скважины.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности и достоверности определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов (т.е. интервалов глубин по стволу скважины, в которых реализуется движение флюидов из пласта в скважину или из скважины в пласт, в зависимости от того, является ли скважина добывающей или нагнетательной).
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов регистрируют акустический шум внутри ствола скважины, пробуренной в пласте, с помощью скважинного прибора, содержащего по меньшей мере один детектор звука. Осуществляют анализ и обработку зарегистрированных акустических шумов во временной области, в процессе которой идентифицируют и удаляют клиппированные части зарегистрированных акустических шумов и резонансные моды. Получают спектральные плотности мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины и определяют работающие интервалы глубин пластов по интервалам глубин локализации в стволе скважины широкополосного акустического шума на частотах более 5 кГц.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки с дополнительными замерами акустического шума во время стоянок прибора по меньшей мере в двух точках в интервале глубин интереса. Скважинный прибор при этом может содержать по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки, после окончания регистрации акустического шума выявляют интервалы глубин с повышенной интенсивностью акустического шума на частотах более 5 кГц и производят дополнительные замеры акустического шума внутри ствола скважины во время стоянок прибора по меньшей мере в двух точках в выделенном интервале глубин. Скважинный прибор при этом может содержать по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.
Идентификация и удаление клиппированных частей зарегистрированных акустических шумов и резонансных мод может быть осуществлена посредством вейвлет обработки и вейвлет-фильтрации. В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения после удаления клиппированных частей и резонансных мод может быть применена дополнительная вейвлет-фильтрация.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения идентификацию и удаление резонансных мод осуществляют путем эмпирического разложения сигнала по собственным модам с последующим применением к каждой собственной моде преобразования Гильберта.
Для определения спектральных плотностей мощности зарегистрированных акустических шумов может быть использовано преобразование Фурье.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения дополнительно производят дополнительную идентификацию и удаление резонансных мод на полученных спектральных плотностях мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 показано изменение спектральной плотности мощности (спектр мощности) зарегистрированного акустического шума по стволу скважины, на Фиг. 2 показаны спектры мощности акустического шума, зарегистрированного в интервале глубин, где скважина преимущественно заполнена газом, на Фиг. 3 показан интервал глубин, где скважина преимущественно заполнена газом, на Фиг. 4 приведены записи акустического шума при движении и во время стоянки прибора и дано сравнение спектров мощности этих шумов, на Фиг. 5 приведены записи акустического шума при движении прибора и во время его стоянки после вейвлет-фильтрации и дано сравнение спектров мощности этих шумов, на Фиг. 6 показана спектральная плотность мощности зарегистрированного акустического шума по стволу скважины после удаления клиппированных частей сигнала и резонансных мод, а также распределение пористости и расположение интервалов природных трещин по стволу скважины.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют регистрацию акустического шума внутри ствола скважины в интервале глубин интереса (например, предполагаемых интервалов нежелательного притока газа или воды в ствол нефтедобывающей скважины) с помощью скважинного прибора, содержащего один или несколько разнесенных по длине детектора звука (см., например, US 20150204184). В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки.
Вариантом реализации изобретения является регистрация акустического шума внутри скважины в режиме непрерывной протяжки скважинного прибора с дополнительными замерами акустического шума внутри скважины во время стоянок прибора в нескольких точках (по меньшей мере двух) в предполагаемом интервале глубин для получения "опорных" уровней акустического шума, неподверженного влиянию акустических сигналов, генерируемых при перемещении прибора по стволу скважины и, как следствие, повышения надежности идентификации слабого акустического шума, генерируемого потоком флюида в околоскважинной зоне пласта.
Другим вариантом реализации изобретения является первичная регистрация акустического шума внутри скважины в режиме непрерывной протяжки скважинного прибора, выявление интервалов глубин с повышенной интенсивностью акустического шума на частотах более 5 кГц и последующими дополнительными замерами акустического шума внутри скважины во время стоянок прибора в нескольких точках (минимум двух) в выделенном интервале глубин для повышения надежности идентификации слабого акустического шума, генерируемого потоком флюида в околоскважинной зоне пласта.
Непрерывная регистрация акустического шума в скважине должна осуществляться избегая резких изменений скорости движения прибора в стволе. Предпочтительно, чтобы скорость протяжки скважинного прибора не превышала 350 м/ч, что позволяет снизить уровень неинформативного шума, обусловленного движением прибора по стволу скважины, и поддерживать разрешение вдоль ствола скважины около 5-10 см, необходимое для обнаружения узких высокопроводящих каналов и трещин в околоскважинной зоне пласта, по которым реализуется активное движение флюидов.
Для обнаружения потоков флюида по узким высокопроводящим каналам и трещинам в околоскважинной зоне пласта предпочтительно, чтобы регистрация акустического шума внутри скважины производилась с использованием нескольких (по меньшей мере двух) разнесенных по длине детекторов звука.
Предпочтительным вариантом реализации изобретения является регистрация акустического шума в стволе скважины в частотном диапазоне от не более 100 Гц до не менее 50 кГц при частоте опроса не менее 100 кГц.
Предпочтительно использовать акустическую изоляцию между скважинным шумомером и каротажным кабелем (или между скважинным шумомером и остальной компоновкой датчиков, используемых при проведении конкретного промыслово-геофизического исследования), а также акустические амортизаторы и специальную конструкцию рычагов центраторов для снижения уровня неинформативного шума, обусловленного движением прибора или компоновки приборов по стволу скважины.
Затем осуществляют анализ и обработку зарегистрированных акустических шумов во временной области, в процессе которой осуществляют идентификацию и удаление клиппированных частей сигнала, а также идентификацию и удаление резонансных мод. Для этого могут быть применены например, методы вейвлет обработки и вейвлет-фильтрации когда, в отличие от традиционного подхода пороговой фильтрации (см, например, Малла С. Вейвлеты в обработке сигналов. М.: Мир, 2005, стр. 478-496), обнуляются максимальные по модулю вейвлет-коэффициенты, превышающие некоторый заданный порог. Вариантом реализации изобретения является применение традиционного подхода пороговой вейвлет-фильтрации (приравниваются к нулю вейвлет-коэффициенты, меньшие некоторого порогового значения) к сигналу после удаление из него клиппированных частей и резонансных мод. Другим вариантом реализации изобретения является использование для идентификации и удаления резонансных мод метода, основанного на эмпирическом разложении сигнала по собственным модам с последующим применением к каждой собственной моде преобразования Гильберта (Huang, N.E., Shen, Z., Long, S.R., Wu, M.C., Shih, H.H., Zheng, Q., Yen, N.C., Tung, C.C., & Liu, H.H., (1998). The empirical mode decomposition and the Hilbert spectrum for nonlinear and nonstationary time series analysis," Proc. R. Soc. Lond. A, Math. Phys. Sci., vol. 454, no. 1971, стр. 903-995).
Далее оценивают спектральные плотности мощности (спектры мощности) зарегистрированных акустических шумов, например, используя преобразование Фурье (может также использоваться и иной метод см., например, Канасевич Э.Р. Анализ временных последовательностей в геофизике. М.: Недра, 1985, стр. 97-107, 116-149) и формируют распределение спектров мощности акустических шумов по длине скважины в интервале глубин интереса.
При необходимости, дополнительно производится идентификация и удаление на полученных спектрах мощности интенсивных узкочастотных "пиков", соответствующих резонансным модам, например, радиальным резонансам в стволе скважины, которые не были идентифицированы и удалены на предыдущем шаге.
Работающие зоны пластов во всем интервале глубин интереса идентифицируют по наличию в стволе скважины широкополосного акустического шума на частотах более 5 кГц. Работающие интервалы глубин пластов определяют по интервалам глубин локализации в стволе скважины широкополосного акустического шума на частотах более 5 кГц.
В качестве примера приведены результаты скважинной акустической шумометрии в горизонтальной добывающей скважине с открытым стволом на газо-конденсатном месторождении. Горизонтальный открытый ствол пробурен в низкопроницаемом карбонатном коллекторе, характеризующемся значительной природной трещиноватостью.
Регистрация акустического шума внутри открытого горизонтального ствола скважины была произведена с помощью промышленного скважинного шумомера в диапазоне частот от 100 Гц до 60 кГц с частотой опроса чуть выше 100 кГц. Акустический шум регистрировался непрерывно, как в ходе движения прибора по стволу скважины, так и во время стоянок прибора в ряде точек по глубине открытого горизонтального ствола. Распределение спектральной плотности мощности зарегистрированного акустического шума по стволу скважины (Фиг. 1) демонстрирует большое количество резких всплесков акустического шума, генерируемых при перемещении прибора по стволу скважины (скрежет центраторов, прибора, кабеля, иных элементов компоновки о стенку скважины, удары о неровности в муфтах, прихваты прибора и т.д.). Приведенный в качестве примера (Фиг. 2) набор спектров мощности акустического шума, зарегистрированного в интервале глубин х600 - х650 м, где скважина преимущественно заполнена газом (Фиг. 3), показывает, что при движении прибора мощность шума на всех частотах многократно (примерно на два порядка) превышает мощность шума, зарегистрированного во время стоянок прибора. Такое различие связано, в частности, с появлением "паразитных" гармоник вследствие сильного клиппирования сигнала, причем эти "паразитные" гармоники невозможно идентифицировать в частотной области, после применения преобразования Фурье. Другой особенностью представленных на Фиг. 2 спектров мощности является наличие двух высокоинтенсивных пиков в диапазоне частот от 3 кГц до 9 кГц, которые соответствуют частотам радиальных резонансов открытого ствола данной скважины.
Анализ зарегистрированных акустических шумов во временной области позволил идентифицировать клиппированные части сигнала (в качестве иллюстрации на Фиг. 4а приведена восьмимиллисекундная запись акустического шума при движении прибора) и резонансные моды (в качестве иллюстрации на Фиг. 4б приведена восьмимиллисекундная запись акустического шума во время стоянки прибора). Генерация паразитных гармоник из-за наличия клиппированных частей сигнала привела к значительному отличию (примерно на два порядка) на всех частотах спектра мощности акустического шума, зарегистрированного при движении прибора, от спектра мощности акустического шума, зарегистрированного во время стоянок прибора (Фиг. 4в).
Применяя вейвлет-фильтрацию и, в отличие от традиционного подхода пороговой фильтрации, обнуляя максимальные по модулю вейвлет-коэффициенты, превышающие некоторый заданный порог, удалось удалить как клиппированные части сигнала, так и резонансные моды (в качестве примера на Фиг. 5а и Фиг. 5б приведены восьмимиллисекундные записи акустического шума при движении прибора и во время его стоянки после вейвлет-фильтрации). После удаления клиппированных частей сигнала и резонансных мод спектральные плотности мощности акустических сигналов, зарегистрированных при движении и во время стоянок прибора, становятся похожими (Фиг. 5в).
После удаления клиппированных частей и резонансных мод к зарегистрированным акустическим шумам было применено быстрое преобразование Фурье (см., например Канасевич Э.Р. Анализ временных последовательностей в геофизике. М: Недра, 1985, стр. 40-47) и были получены спектральные плотности мощности (спектры мощности) акустического шума по длине открытого горизонтального ствола скважины. Отсутствие в полученных спектрах мощности акустического шума интенсивных узкочастотных "пиков" свидетельствует о полном удалении резонансных мод.
Интервалы глубин локализации широкополосного акустического шума (Фиг. 6а) в стволе скважины на частотах более 5 кГц совпадают с единственным интервалом повышенной пористости в пласте (на Фиг. 6а и Фиг. 6б данный интервал глубин обозначен символом В), а также с интервалами работающих природных трещин в пласте. Тем самым, работающие интервалы глубин пластов определяюся по интервалам глубин локализации в стволе скважины широкополосного акустического шума на частотах более 5 кГц.
Claims (17)
1. Способ определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов, в соответствии с которым:
- регистрируют акустический шум внутри ствола скважины, пробуренной в пласте, с помощью скважинного прибора, содержащего по меньшей мере один детектор звука,
- осуществляют анализ и обработку зарегистрированных акустических шумов во временной области, в процессе которой идентифицируют и удаляют клиппированные части зарегистрированных акустических шумов и резонансные моды,
- получают спектральные плотности мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины и
- определяют работающие интервалы глубин пластов по интервалам глубин локализации в стволе скважины широкополосного акустического шума на частотах более 5 кГц.
2. Способ по п. 1, в соответствии с которым регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки в интервале глубин интереса.
3. Способ по п. 2, в соответствии с которым скважинный прибор содержит по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.
4. Способ по п. 1, в соответствии с которым регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки с дополнительными замерами акустического шума во время стоянок прибора по меньшей мере в двух точках в интервале глубин интереса.
5. Способ по п. 4, в соответствии с которым скважинный прибор содержит по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.
6. Способ по п. 1, в соответствии с которым осуществляют регистрацию акустического шума внутри ствола скважины в режиме непрерывной протяжки, после регистрации акустического шума выявляют интервалы глубин с повышенной интенсивностью акустического шума на частотах более 5 кГц и производят дополнительные замеры акустического шума внутри ствола скважины во время стоянок прибора по меньшей мере в двух точках в выделенном интервале глубин.
7. Способ по п. 6, в соответствии с которым скважинный прибор содержит по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.
8. Способ по п. 1, в соответствии с которым регистрацию акустического шума в стволе скважины осуществляют в частотном диапазоне от 100 Гц до 50 кГц.
9. Способ по п. 1, в соответствии с которым идентификацию и удаление клиппированных частей зарегистрированных акустических шумов и резонансных мод осуществляют посредством вейвлет обработки и вейвлет-фильтрации.
10. Способ по п. 1, в соответствии с которым после удаления клиппированных частей и резонансных мод осуществляют дополнительную вейвлет-фильтрацию зарегистрированных акустических шумов.
11. Способ по п. 1, в соответствии с которым идентификацию и удаление резонансных мод осуществляют путем эмпирического разложения сигнала по собственным модам с последующим применением к каждой собственной моде преобразования Гильберта.
12. Способ по п. 1, в соответствии с которым спектральные плотности мощности зарегистрированных акустических шумов определяют путем использования преобразования Фурье.
13. Способ по п. 1, в соответствии с которым осуществляют дополнительную идентификацию и удаление резонансных мод на полученных спектральных плотностях мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019142661A RU2728123C1 (ru) | 2019-12-20 | 2019-12-20 | Способ определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019142661A RU2728123C1 (ru) | 2019-12-20 | 2019-12-20 | Способ определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2728123C1 true RU2728123C1 (ru) | 2020-07-28 |
Family
ID=72085297
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019142661A RU2728123C1 (ru) | 2019-12-20 | 2019-12-20 | Способ определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2728123C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU989504A1 (ru) * | 1981-07-27 | 1983-01-15 | Северо-Западный Заочный Политехнический Институт | Устройство дл распознавани подводных грунтов |
| US6205087B1 (en) * | 1996-01-31 | 2001-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic data logging system |
| US7219762B2 (en) * | 2003-06-06 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for acoustic detection of a fluid leak behind a casing of a borehole |
| RU2370791C2 (ru) * | 2007-09-14 | 2009-10-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ обнаружения зарождения или существования по меньшей мере одной заполненной жидкостью трещины в среде |
| RU2499283C1 (ru) * | 2012-04-23 | 2013-11-20 | ТиДжиТи Ойл энд Гэс Сервисиз ФЗЕ | Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии |
| RU2500888C1 (ru) * | 2012-07-10 | 2013-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины |
-
2019
- 2019-12-20 RU RU2019142661A patent/RU2728123C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU989504A1 (ru) * | 1981-07-27 | 1983-01-15 | Северо-Западный Заочный Политехнический Институт | Устройство дл распознавани подводных грунтов |
| US6205087B1 (en) * | 1996-01-31 | 2001-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic data logging system |
| US7219762B2 (en) * | 2003-06-06 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for acoustic detection of a fluid leak behind a casing of a borehole |
| RU2370791C2 (ru) * | 2007-09-14 | 2009-10-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ обнаружения зарождения или существования по меньшей мере одной заполненной жидкостью трещины в среде |
| RU2499283C1 (ru) * | 2012-04-23 | 2013-11-20 | ТиДжиТи Ойл энд Гэс Сервисиз ФЗЕ | Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии |
| RU2500888C1 (ru) * | 2012-07-10 | 2013-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3034352C (en) | Method for fracturing activity and intensity monitoring and pressure wave resonance analysis | |
| US11686194B2 (en) | Low frequency DAS well interference evaluation | |
| RU2499283C1 (ru) | Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии | |
| US10126448B2 (en) | Formation measurements using downhole noise sources | |
| CA2511280C (en) | Kick warning system using high frequency fluid mode in a borehole | |
| US4831600A (en) | Borehole logging method for fracture detection and evaluation | |
| US7251566B2 (en) | Pump off measurements for quality control and wellbore stability prediction | |
| US7286937B2 (en) | Estimating formation properties from downhole data | |
| MX2007016591A (es) | Metodo para determinar permeabilidad de yacimiento a partir de atenuacion de ondas de stoneley de pozo de sondeo utilizando teoria poroelastica de biot. | |
| US20090132169A1 (en) | Methods and systems for evaluating fluid movement related reservoir properties via correlation of low-frequency part of seismic data with borehole measurements | |
| US11566517B2 (en) | Quantifying cement bonding quality of cased-hole wells using a quality index based on frequency spectra | |
| US11726225B2 (en) | Detection and evaluation of ultrasonic subsurface backscatter | |
| RU2707311C1 (ru) | Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах | |
| RU2728123C1 (ru) | Способ определения работающих интервалов глубин нефтяных и газовых пластов | |
| RU2728121C1 (ru) | Способ определения характеристик фильтрационного потока в околоскважинной зоне пласта | |
| US11661842B2 (en) | Method of logging of natural fractures during drilling, monitoring and adjusting drilling operations and optimizing completion designs | |
| CN108756867B (zh) | 基于声波测井曲线和电阻率测井曲线进行压裂选层的方法 | |
| Almalki et al. | Multifrequency full-waveform sonic logging in the screened interval of a large-diameter production well | |
| RU2236030C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве | |
| US20150176398A1 (en) | Method for determining change of properties in a near-borehole zone of a formation due to invasion of a drilling mud | |
| WO2021162570A1 (ru) | Способ определения компонентного состава газожидкостной смеси | |
| Carpenter | Cleaned Hydrophone Array Logging Data Aids Identification of Wellbore Leaks | |
| RU2508448C1 (ru) | Способ и устройство для определения пластов, содержащих углеводороды |