WO2010039060A1 - Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти - Google Patents
Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти Download PDFInfo
- Publication number
- WO2010039060A1 WO2010039060A1 PCT/RU2009/000502 RU2009000502W WO2010039060A1 WO 2010039060 A1 WO2010039060 A1 WO 2010039060A1 RU 2009000502 W RU2009000502 W RU 2009000502W WO 2010039060 A1 WO2010039060 A1 WO 2010039060A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- well
- gas saturation
- reservoir
- parameters
- neutron logging
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000000341 volatile oil Substances 0.000 title claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 18
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 27
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Definitions
- the invention relates to the development of deposits of volatile oil and can be used in studies to determine the current gas saturation in the bottomhole zone of a well in a reservoir of volatile oil.
- the present invention solves the problem of determining the current value of gas saturation in the bottomhole zone of the well, both cased and uncased.
- the parameters of the reservoir and formation fluid are measured prior to the accumulation of gas in the bottom-hole zone of the well, a numerical model of the change in the neutron logging signal during the operation of the well for the given parameters of the formation, reservoir fluid and estimated gas saturation, the well is being operated, neutron logging is carried out with a decrease in well productivity, and then comparing the measured signals with model calculations and measured on the basis of gas saturation ensuring the best match between measured and simulated neutron logging signals.
- the parameters of the reservoir and reservoir fluid measured before the start of the operation of the well, include porosity of the formation, mineral composition of the rock, water saturation and composition of the water, pressure, volume and temperature of the reservoir oil, including the composition and point of degassing. These parameters are determined by traditional logging methods, including neutron logging, as well as by analysis of core and fluid samples.
- the estimated gas saturation is determined by hydrodynamic modeling of the composition of the gas-oil mixture for the given parameters of the reservoir, formation fluid and phase permeability functions, and to ensure the best match between the measured and simulated neutron logging signals, the phase permeability functions are corrected.
- the invention is based on a new approach to the interpretation of re-neutron logging data and allows you to determine the current gas saturation in the bottomhole zone of the well.
- the reservoir of volatile oil opened by a newly drilled well, is investigated using traditional logging equipment, as well as through testing and testing the formation.
- the initial gas saturation in the reservoir is zero or negligible.
- a set of characteristic data on the formation and formation fluid will be obtained, which include data on the formation porosity, rock mineral composition, water saturation and water composition, pressure parameters, volume and temperature of formation oil, including composition and saturation point (start degassing).
- the well is used as a production well.
- the pressure in formation falls below the saturation point, the process of gas evolution.
- the input data of the calculation option for the modeling program include data on the local geological structure (including the distribution of reservoir properties along the wellbore), data on reservoir pressure and temperature, data on the thermodynamic and physicochemical properties of reservoir fluids obtained as a result of standard measurements before the start of the operation of the well, data on the history of the well and phase permeability functions.
- the permeability functions can be taken as some current approximation (from core analysis data or by analogy with some similar formation).
- Input parameters for the model include porosity and water saturation of the formation, water composition, rock mineral composition, reservoir pressure, volume and temperature of the formation oil, including the composition and saturation point, as well as the estimated gas saturation, gas and oil composition obtained as a result of hydrodynamic modeling of the gas-oil mixture .
- the current gas saturation is determined by the best approximation of the simulated and received neutron logging signals. If the results do not match, the phase permeability functions are corrected in such a way as to obtain the best approximation of the measured and modeled neutron logging signals. The iterative sequence stops when the discrepancy between the real log signal and the simulated signal is not significant. At this point, the following data set is obtained: gas saturation, gas and oil composition in the reservoir, phase permeability functions.
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке залежей летучей нефти и может быть использовано при исследованиях для определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне добывающей скважины в пласте- коллекторе. Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины предусматривает измерение параметров пласта-коллектора и пластового флюида до начала скопления газа в призабойной зоне скважины и создание численной модели изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины для заданных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности. В процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, а затем сравнивают измеренные сигналы с модельными расчетами и определяют газонасыщенность на основе обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа.
Description
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ЗАЛЕЖИ ЛЕТУЧЕЙ НЕФТИ
Изобретение относится к разработке залежей летучей нефти и может быть использовано при исследованиях для определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте-коллекторе летучей нефти.
При разработке залежи летучей нефти возникает необходимость определения текущей газонасыщенности пласта, поскольку производительность скважин часто резко снижается в связи с выделением газа в призабойной зоне скважины и частичной блокировкой притока нефти в скважину. Предлагаемым изобретением решается задача определения текущего значения газонасыщенности в призабойной зоне скважины, как обсаженной, так и необсаженной.
До настоящего момента текущая газонасыщенность в призабойной зоне скважины геофизическими методами исследования скважин не определялась.
В соотвестствии с предлагаемым способом определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте летучей нефти измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида до начала скопления газа в призабойной зоне скважины, создают численную модель изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины для заданных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности, осуществляют эксплуатацию скважины, при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, а затем сравнивают измеренные сигналы с модельными расчетами и определяют газонасыщенность на основе
обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Параметры пласта-коллектора и пластового флюида, измеряемые до начала эксплуатации скважины, включают в себя пористость пласта, минеральный состав породы, водонасыщенность и состав воды, давление, объем и температуру пластовой нефти, включая состав и точку разгазирования. Указанные параметры определяют традиционными методами каротажа, включая нейтронный каротаж, а также путем анализа проб керна и флюида.
Предполагаемую газонасыщенность определяют путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для заданных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а для обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа производят коррекцию функций фазовой проницаемости.
Изобретение основывается на новом подходе к интерпретации данных повторного нейтронного каротажа и позволяет определить текущую газонасыщенность в призабойной зоне скважины.
На первом этапе пласт летучей нефти, вскрытый вновь пробуренной скважиной, исследуется с помощью традиционного каротажного оборудования, а также путем проведения испытаний и опробования пласта. Исходная газонасыщенность в пласте равна нулю или пренебрежимо мала. В результате этих стандартных измерений будет получен набор характеристических данных о пласте и пластовом флюиде, которые включают в себя данные о пористости пласта, минеральном составе породы, водонасыщенности и составе воды, параметрах давления, объема и температуры пластовой нефти, включая состав и точку насыщения (начала разгазирования). После этого скважина используется в качестве эксплуатационной скважины. На данном этапе, в случае, если давление в
пласте падает ниже точки насыщения, происходит процесс выделения газа.
Это ведет к образованию газонасыщенной зоны вокруг ствола скважины.
После некоторого периода эксплуатации скважины можно ожидать значительного повышения газонасыщенности вокруг ствола скважины. Косвенно это можно наблюдать как снижение коэффициента продуктивности. На данном этапе можно использовать нейтронный каротаж для оценки текущей газонасыщенности в газонасыщенной зоне. Может применяться любой метод нейтронного каротажа, который чувствителен к водородному индексу. Скважина может быть необсаженной или обсаженной, так как нейтронный поток может проходить сквозь стальные трубы. Наблюдаемый сигнал сам по себе не может отличить газонасыщенность от нефтенасыщенности, так как он зависит от насыщенности, плотности фаз и состава фаз (при условии, что другие факторы, такие как параметры породы и воды, остаются без изменений). Однако, неопределенность свойств газонефтяной смеси можно свести лишь к неизвестной насыщенности с помощью традиционных программ гидродинамического моделирования состава. Действительно, зная историю эксплуатации скважины, можно провести ряд численных экспериментов, которые отличаются друг от друга по функциям фазовой проницаемости. В результате численных экспериментов будет получен набор теоретических вариантов параметров газонефтяной смеси, которые существенно отличаются друг от друга по значениям насыщенности. С помощью этого набора вариантов можно смоделировать теоретические сигналы нейтронного каротажа. Сравнивая их с измеренным сигналом, можно определить фактически реализующийся вариант состояния газонефтяной смеси вблизи эксплуатационной скважины. Это позволит зафиксировать текущую газонасыщенность и другие свойства газонефтяной смеси.
Используя программу гидродинамического моделирования газонефтяной смеси (например, Eclipse-300), получаем в качестве выходных данных: предполагаемую газонасыщенность, состав газа и нефти. Входные данные расчетного варианта для моделирующей программы включают в себя данные о локальном геологическом строении (включая распределение фильтрационно-емкостных свойств по стволу скважины), данные о пластовом давлении и температуре, данные о термодинамических и физико-химических свойствах пластовых флюидов, полученные в результате стандартных измерений до начала эксплуатации скважины, данные по истории работы скважины и функции фазовой проницаемости. Функции фазовой проницаемости могут быть приняты как некоторое текущее приближение (из данных кернового анализа или по аналогии с каким-то похожим пластом).
Для оценки текущей газонасыщенности пласта используется численная модель изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины. Входные параметры для модели включают пористость и водонасыщенность пласта, состав воды, минеральный состав породы, пластовое давление, объем и температура пластовой нефти, включая состав и точку насыщения, а также предполагаемую газонасыщенность, состав газа и нефти, полученные в результате гидродинамического моделирования параметров газонефтяной смеси.
Текущая газонасыщенность определяется по результатам наилучшего приближения смоделированных и полученных сигналов нейтронного каротажа. При несовпадении результатов производят коррекцию функций фазовой проницаемости таким образом, чтобы получить наилучшее приближение измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Итерационная последовательность останавливается, когда
расхождение между реальным каротажным сигналом и смоделированным сигналом является незначительным. В этот момент получают следующий набор данных: газонасыщенность, состав газа и нефти в пласте, функции фазовой проницаемости.
Claims
1. Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте летучей нефти, в соответствии с которым измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида до начала эксплуатации скважины, создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины для заданных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности, осуществляют эксплуатацию скважины, при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, а затем сравнивают измеренные сигналы с модельными расчетами и определяют газонасыщенность на основе обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа.
2. Способ определения текущей газонасыщенности по п. 1, в соответствии с которым параметры пласта-коллектора и пластового флюида, измеряемые до начала эксплуатации скважины, включают в себя пористость пласта, минеральный состав породы, водонасыщенность и состав воды, давление, объем и температуру пластовой нефти, включая состав и точку разгазирования.
3. Способ определения текущей газонасыщенности по п. 2, в соответствии с которым указанные параметры определяют традиционными методами каротажа, включая нейтронный каротаж, а также путем анализа проб керна и флюида.
4. Способ определения текущей газонасыщенности по п.l, в соответствии с которым предполагаемую газонасыщенность определяют путем гидродинамического моделирования параметров газонефтяной смеси для заданных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а для обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа производят коррекцию функций фазовой проницаемости.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/121,282 US8606522B2 (en) | 2008-09-30 | 2009-09-30 | Method to determine current gas saturation in a near-wellbore zone in a volatile oil formation |
| NO20110645A NO20110645A1 (no) | 2008-09-30 | 2011-04-29 | Fremgangsmate for a bestemme gassmetning i en bunnhullssone for en bronn i en volatil oljeforekomst |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138641 | 2008-09-30 | ||
| RU2008138641/03A RU2385413C1 (ru) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2010039060A1 true WO2010039060A1 (ru) | 2010-04-08 |
Family
ID=42073694
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2009/000502 WO2010039060A1 (ru) | 2008-09-30 | 2009-09-30 | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8606522B2 (ru) |
| NO (1) | NO20110645A1 (ru) |
| RU (1) | RU2385413C1 (ru) |
| WO (1) | WO2010039060A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102505932A (zh) * | 2011-10-08 | 2012-06-20 | 长春大学 | 基于提取混沌特征参量的储集层流体性质的识别方法 |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2386027C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
| CN103015975B (zh) * | 2012-12-31 | 2015-06-24 | 河南理工大学 | 煤层气垂直井产气量测试模拟装置 |
| CN103334740B (zh) * | 2013-07-12 | 2015-10-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 考虑启动压力梯度的确定泄油前缘的方法 |
| CN105350959B (zh) * | 2015-11-06 | 2018-03-16 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 由测井岩性密度确定页岩气储层含气饱和度的方法 |
| CN105370270B (zh) * | 2015-11-06 | 2018-04-10 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 由偶极声波纵、横波时差确定页岩气储层含气饱和度的方法 |
| US11126942B2 (en) * | 2016-08-26 | 2021-09-21 | Conduent Business Services, Llc | System and method for facilitating parking enforcement officer performance in real time with the aid of a digital computer |
| US10817814B2 (en) * | 2016-08-26 | 2020-10-27 | Conduent Business Services, Llc | System and method for coordinating parking enforcement officer patrol in real time with the aid of a digital computer |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU589382A1 (ru) * | 1976-06-01 | 1978-01-25 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ определени газонасыщенности пластов |
| US5909772A (en) * | 1997-04-04 | 1999-06-08 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for estimating liquid yield of a gas/condensate reservoir |
| RU2232409C1 (ru) * | 2003-03-24 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" | Способ определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах и устройство для его осуществления |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5528030A (en) * | 1995-03-17 | 1996-06-18 | Western Atlas International, Inc. | System for determining gas saturation of a formation and a wellbore through casing |
| RU2386027C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
-
2008
- 2008-09-30 RU RU2008138641/03A patent/RU2385413C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-09-30 US US13/121,282 patent/US8606522B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-30 WO PCT/RU2009/000502 patent/WO2010039060A1/ru active Application Filing
-
2011
- 2011-04-29 NO NO20110645A patent/NO20110645A1/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU589382A1 (ru) * | 1976-06-01 | 1978-01-25 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ определени газонасыщенности пластов |
| US5909772A (en) * | 1997-04-04 | 1999-06-08 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for estimating liquid yield of a gas/condensate reservoir |
| RU2232409C1 (ru) * | 2003-03-24 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" | Способ определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах и устройство для его осуществления |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| G. S. KUZNETSOV ET AL.: "Geofizicheskie metody kontrolya razrabotki neftyanykh i gazovykh mestorozhdeny.", NEDRA, 1991, MOSCOW, pages 138 - 140 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102505932A (zh) * | 2011-10-08 | 2012-06-20 | 长春大学 | 基于提取混沌特征参量的储集层流体性质的识别方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20110276270A1 (en) | 2011-11-10 |
| US8606522B2 (en) | 2013-12-10 |
| RU2385413C1 (ru) | 2010-03-27 |
| NO20110645A1 (no) | 2011-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2010039060A1 (ru) | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти | |
| Zheng et al. | Key evaluation techniques in the process of gas reservoir being converted into underground gas storage | |
| CN102418511B (zh) | 低渗透储层井下关井水井压降试井分析方法 | |
| US10480315B2 (en) | Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures | |
| US8909478B2 (en) | Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same | |
| RU2386027C1 (ru) | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе | |
| CN105930932A (zh) | 基于含气指数的页岩气层标准化无阻流量的获取方法 | |
| US20110087471A1 (en) | Methods and Systems For Determining Near-Wellbore Characteristics and Reservoir Properties | |
| Jha et al. | Modifications for fracture damage and changing pressure drawdown to improve accuracy of duong decline model | |
| Baek et al. | Shale Gas Well Production Optimization using Modified RTA Method-Prediction of the Life of a Well | |
| RU2531499C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине | |
| CN103924968A (zh) | 一种致密油气藏砂岩的识别方法 | |
| Davani et al. | Numerical simulation and three-phase pressure transient analysis considering capillary number effect–case study of a gas condensate reservoir | |
| CN111188613B (zh) | 一种致密气藏气井井控半径确定方法及系统 | |
| Ali et al. | A novel interpretation approach for production logging | |
| Carpenter | Production logging, openhole-log interpretation help discover new oil reserves | |
| Tokita et al. | Development of the MULFEWS multi-feed wellbore simulator | |
| CN104781702B (zh) | 量化热液影响的方法 | |
| Zeinabadybejestani | Advancing Design and Analysis of the Diagnostic Fracture Injection Test-Flowback Analysis ('DFIT-FBA') Method and Post-Fracture Pressure Decay (PFPD) Technique | |
| RU2374442C2 (ru) | Способ определения анизотропии проницаемости пласта | |
| Shang et al. | Production Evaluation for Gas Condensate at Early Exploration Stage Based on Comprehensive Well Log Analysis and Downhole Fluid Analysis (DFA): Case Study From Bohai Bay | |
| Ginanjar et al. | Improving the Understanding of Long Term Behavior of a Major Fractured Basement Reservoir through Material Balance Study | |
| Xiao et al. | Simplified graphical correlation for determining flow rate in tight gas wells in the Sulige gas field | |
| Abdulkadhim et al. | A Review on Pressure Transient Analysis in Multilayer Reservoir: South Iraq Case Study | |
| Zhu | Waterflooding Management and Identifying IOR Opportunities in a Mature Reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 09818046 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| WWE | Wipo information: entry into national phase |
Ref document number: 13121282 Country of ref document: US |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 09818046 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |