NO318632B1 - Fremgangsmate for evaluering av fysiske parametere til et undergrunnsreservoar fra borekaks tatt derfra - Google Patents
Fremgangsmate for evaluering av fysiske parametere til et undergrunnsreservoar fra borekaks tatt derfra Download PDFInfo
- Publication number
- NO318632B1 NO318632B1 NO20013127A NO20013127A NO318632B1 NO 318632 B1 NO318632 B1 NO 318632B1 NO 20013127 A NO20013127 A NO 20013127A NO 20013127 A NO20013127 A NO 20013127A NO 318632 B1 NO318632 B1 NO 318632B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- vessel
- pressure
- injection
- development
- physical parameters
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 title claims description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 44
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 24
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 21
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 20
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000004043 responsiveness Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Immunology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Testing Electric Properties And Detecting Electric Faults (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og en anordning for evaluering av den absolutte permeabilitet i en sone i et undergrunns hydrokarbon-reservoar fra bergartsprøver tatt fra denne sonen, slik som borekaks frembrakt under brønnboringsoperasjoner.
De aktuelle petroleumsforhold får operatører til å interessere seg for nye soner (dypt til havs) og i nye typer reservoarer (marginale strukturer nær eksister-ende overflateinstallasjoner). På bakgrunn av borekostnader forbundet med det vanskelige miljøet til disse nye oppdagelser eller med den begrensede størrelse av visse strukturer, kan operatører ikke lenger tillate seg å bore komplementære evalueringsbrønner uten å ta risikoen på å ødelegge prosjektets økonomiske leve-dyktighet. Utviklingen som fastsettes før produksjonen begynner, er derfor mindre streng for å muliggjøre "sanntids" tilpasning til beskaffenheten av den informasjon som innsamles som et resultat av produksjonsbrønnboring, noe som kalles en evalueringsutvikling.
Petrofysiske målinger spiller en nøkkelrolle ved evalueringen av kvaliteten til et reservoar. Forsinkelser forbundet med denne type målinger er imidlertid ofte meget lange og dermed in kompatible med den reaksjonsevne som er nødvendig for at slike evalueringsutviklinger skal lykkes. Nye, hurtigere og mindre kostbare evalueringsmåter blir derfor søkt som støtte for beslutningstagningen.
Borekutt ført sammen med slammet er blitt underkastet undersøkelser på stedet i lang tid. De blir utført av de lag som er ansvarlige for slamloggingsopera-sjoner, og de er hovedsakelig ment å komplettere beskrivelsen av de geologiske lag som krysses under boring, som blir utført fra logger.
Det er allerede blitt utført arbeider for å evaluere petrofysiske egenskaper fra borekutt. Akustiske egenskaper vedrørende S- og P-bølger er f.eks. blitt målt. Forskjellige parametere har også blitt undersøkt, slik som hardheten og deforma-sjonen til bergartsfragmenter, eller deres porøsitet og permeabilitet.
I henhold til en første kjent fremgangsmåte for permeabilitetsmåling blir bergartsfragmentet først belagt med harpiks. En tynn skive blir skåret ut fra den belagte bergartsprøven og anbrakt i en målecelle. Den omfatter anordninger for å injisere et fluid undertrykk ved en regulert strøm ni ngshastighet og anordninger for å måle det trykkfall som skapes av prøven. Siden harpiks er ugjennomtrengelig, blir den absolutte permeabilitet utledet fra Darcys ligning ved å ta hensyn til det virkelige overflateareal som opptas av borekuttene.
Denne fremgangsmåten er f.eks. beskrevet av:
- Santarelli F.J. et al; "Formation evaluation from logging on cuttings", SPERE, juni 1998, eller - Marsala A.F. et al; "Transient Method Implemented under Unsteady State Con-ditions for Low and Very Low Permeability Measurements on Cuttings"; SPE/ISRM nr. 47202, Trondheim, 8-10 juli, 1998.
Denne type målinger kan bare oppnås i laboratoriet etter lange borekutt-behandlingsoperasjoner.
En annen fremgangsmåte er basert på en NMR-måling (kjernemagnetisk resonansmåling) som utføres direkte på borekuttene etter forutgående vasking fulgt av saltlakemetning. Denne type måling gir en direkte utnyttbar porøsitets-verdi. Permeabiliteten K blir bestemt ved hjelp av korrelasjoner av samme type som benyttes i forbindelse med NMR-logging.
En illustrasjon på denne fremgangsmåten kan finnes i følgende dokument: - Nigh E. et al; P-K™: "Wellsite Determination of Porosity and Permeability Using Drilling Cuttings", CWLS Journal, vol. 13, nr. 1, des. 1984.
Formålet med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er å evaluere fysiske parametere slik som den absolutte permeabiliteten i porøse bergarter i en under-grunnsreservoarsone fra bergartsfragmenter (f.eks. borekaks) tatt fra denne sonen.
Fremgangsmåten omfatter:
å dykke fragmentene ned i et viskøst fluid som befinner seg i et kar,
et injeksjonstrinn inn i karet, av det viskøse fluid under et trykk som øker med tiden, opp til en bestemt trykkterskel for å komprimere den gass som er innfanget i porene i bergarten,
et relaksasjonstrinn etter stans av injiseringen,
å måle utviklingen av trykket i karet under de to injeksjons- og relaksasjons-trinn,
å modellere utviklingen av trykket under injeksjons- og relaksasjons-prosessen ut fra innledende verdier valgt for de fysiske parameterne til fragmentene, og
et trinn med iterativ regulering av de fysiske parameterverdier for bergartsfragmentene slik at den modellerte evaluering blir best justert til den målte trykkutvikling i karet.
I henhold til omstendighetene kan karet fylles med borekaks som er invadert av borefluider eller som er renset tidligere.
Anordningen ifølge oppfinnelsen gjør det mulig å evaluere fysiske parametere slik som den absolutte permeabiliteten til porøse bergarter i en undergrunns-reservoarsone fra bergartsfragmenter tatt fra denne sonen. Den omfatter hovedsakelig:
et kar som inneholder porøse bergartsfragmenter,
en anordning for å injisere et viskøst fluid inn i karet for først å fylle karet som inneholder bergartsfragmentene, og for å utføre en syklus som omfatter et trinn med injeksjon inn i karet av fluid under et trykk som øker med tiden (fortrinns-vis ved en konstant strømningshastighet for å lette måling av det injiserte fluidvo-lum), opp til en forutbestemt trykkterskel, og så å komprimere den gass som er innfanget i porene i bergarten, og et relaksasjonstrinn etter stans av injiseringen,
en anordning for å måle utviklingen av trykket i karet under de to injeksjons-og relaksasjons-trinn, og
et behandlingssystem for å modellere utviklingen av trykket under injeksjons- og relaksasjons-prosessen fra innledende verdier valgt for de fysiske parameterne til bergartsfragmentene, og for iterativ regulering av verdiene som skal gis til disse fysiske parameterne slik at den modellerte trykkutvikling på best måte blir justert til den målte trykkutvikling i karet.
Injeksjonsanordningen omfatter f.eks. en pumpe som injiserer vann ved en konstant strømningshastighet inn i et trykkammer med en olje med høy viskositet som kommuniserer med karet gjennom ventiler.
Fremgangsmåten er tilfredsstillende for bergarter med meget forskjellige permeabiliteter i området fra noen millidarcy til flere hundre millidarcy. I betraktning av det begrensede overflateareal som opptas ved implementeringsanordnin-gen og den hastighet med hvilken målingene og reguleringene mellom de teoretiske data og de eksperimentelle data kan utføres, egner fremgangsmåten seg spesielt godt for feltforhold. Det er således mulig å tenke seg måling og tolkning direkte på stedet innenfor et meget kort tidsrom, som det ikke er mulig å sammen-ligne med de som kreves for å frembringe ekvivalente resultater ved hjelp av labo-ratoriemetoder. Dette åpner for interessante muligheter med hensyn til karakteri-sering siden den nye informasjonskilden kan settes i nyttig bruk som en støtte for tolkning av elektriske logger og for å forfine evaluering av en brønn uttrykt ved pro-duksjonspotensial.
Andre trekk og fordeler ved fremgangsmåten og anordningen ifølge oppfinnelsen vil fremgå av den etterfølgende beskrivelse av ikke begrensende eksempler, under henvisning til de vedføyde tegninger, hvor:
fig. 1 skjematisk viser anordningen,
fig. 2 skjematisk viser strukturen til borekaks eller en partikkel fra en porøs bergart hvor virkningene av injeksjonen av et fluid med høy viskositet, slik som olje, er modellert,
fig. 3a til 3c skjematisk viser variasjonskurvene for det trykk som hersker i karet i anordningen på fig. 1 under injeksjons- og relaksasjons-trinnene for fire forskjellige bergarter,
fig. 4 viser samsvaret mellom de permeabiliteter som er fremskaffet for fire bergartspartikler ved hjelp av konvensjonell kjernetesting og ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, og
fig. 5a til 5d viser, for de foregående fire bergarter, den nøyaktighet som kan oppnås ved justering av de modellerte trykkurver i relasjon til de eksperimentelle kurver.
Som nevnt ovenfor omfatter bestemmelse av fysiske parametere i bergarter, slik som f.eks. deres absolutte permeabilitet, hovedsakelig tre trinn: I) et trinn for innsamling av eksperimentelle målinger av trykkvariasjonene fra borekaks, som leder til eksperimentelle kurver,
II) et trinn for modellering av de fysiske fenomener som opptrer i borekaksen under denne driftssyklusen for vilkårlige verdier av den søkte fysiske parame-ter (permeabiliteten K) som inngår i modellen, for å gjøre det mulig å etablere lign-ende teoretiske kurver, og
III) et justeringstrinn hvor verdiene som skal gis de fysiske parametere som inngår i modellen, blir bestemt for å oppnå best mulig justering av de eksperimentelle kurver og de teoretiske kurver.
I) Innsamling av målinger
Det første trinn blir utført ved hjelp av en anordning som vist skjematisk på fig. 1. Den omfatter et kar 1 i hvilket borekaksen først blir innført. En vannpumpe 2 med konstant leveringshastighet kommuniserer gjennom en ledning 3 med bun-nen av en svingetank 4 som inneholder en olje med høy viskositet. Den motsatte ende av svingetanken 4 kommuniserer med første ende av karet 1. En rekke ventiler V1 til V4 muliggjør selektiv kommunisering mellom karet 1 og svingetanken 3 som inneholder oljen og en tømmeledning 4, og isolering av disse. Den motsatte ende av karet 1 kommuniserer via en isoleringsventil V5 med en separator 6. Tom manometere 7, 8 er henholdsvis forbundet med de motstående ender av karet 1. Trykkvariasjonene som måles ved hjelp av manometerne 7, 8 blir innhentet ved hjelp av en datamaskin 9.
Karet blir først fylt med borekaks. Sistnevnte kan være borekaks som er umiddelbart tilgjengelig på stedet, dvs. invadert av boreslam og gass frigjort ved dekomprimering.
Det er også mulig å bruke borekaks som er tilgjengelige etter rensing hvor alle fluidene på forhånd er fjernet. I tilfeller hvor karet 1 er fylt med renset borekaks, blir helium som kommer fra en flaske 5, injisert for å fordrive den luft som befinner seg i karet.
Karet 1 blir så fylt med olje med høy viskositet. Oljen opptar det frie rom mellom borekaksen, og den siver også inn i bergarten ved spontan absorpsjon. En avgassingsprosess inntreffer hvis intensitet og varighet avhenger av beskaffenheten til bergarten (hovedsakelig dennes porøsitet). Denne avgassingsprosessen påvirker bare en del av gassen. Et visst restvolum forblir innfanget i borekaksen i form av isolerte klynger.
En oljeinjeksjon blir så utført (ved f.eks. en konstant injeksjonshastighet for lett å måle den oljemengde som har funnet veien inn i porene i bergarten) med et gradvis trykkøkningstrinn (del C1 av trykkurven) mens den restgass som er innfanget i porene, blir komprimert. Når trykket når en forutbestemt terskel Pm, blir oljein-jiseringen stanset. Det finner da sted en stabilisering. Fluidene har en tendens til å utbalansere seg i borekaksen, og en langsom retur til trykklikevekt (del C2 av
trykkurven) blir observert.
Fig. 3a til 3d viser eksempler på utvikling av det trykksignal som observeres for borekaks fra fire forskjellige bergarter med en strømningshastighet på
480 cc/h. Uansett den betraktede bergart blir den samme generelle trykkutvikling observert. En progressiv økning blir observert under injeksjonstrinnet når restgas-sen komprimeres. Den tid som kreves for å øke trykket med 5 bar, ligger i henhold til bergartene i området fra 15 til 40 sekunder, avhengig av det innledende innfangede gassvolum. Så snart injiseringen stanses, minsker trykket. Selv om denne minskningen er betydelig for bergartene 1 og 2, forblir den mer moderat for bergartene 3 og 4. En gradvis stabilisering av signalet kan observeres over lengre tid.
II) Modellering
Formålet med denne modelleringsprosessen er å oppnå et estimat av permeabiliteten K ut fra trykkmålingene.
Borekaksen antas å være av homogen størrelse og med sfærisk form, og gassen antas å være perfekt. Trykkfallet forbundet med viskositeten til gassen, kan ignoreres i forhold til oljens viskositet i betraktning av forskjellen mellom disse viskositetene. Den restgass som er innfanget i borekaksen etter spontan absorpsjon av oljen, har form av isolerte klynger som er homogent fordelt. Kapillartrykket antas også å være neglisjerbart.
I betraktning av den sfæriske formen av borekaksen vil man på bakgrunn av en kappe med tykkelse dr (fig. 2) beregne utviklingen av trykket ved grensen til bergartspartikkelen når en oljestrøm q blir injisert.
Man antar at den totale strømningshastighet Q for det injiserte fluid er likt fordelt blant de N bergartspartikler, og at hver og én mottar en strømningshastig-het q = —Q. Gassloven gjør det mulig å utlede den lokale gassmetning Sg fra det
Po
øyeblikk hvor trykket P: Sg = Sgo — er kjent (Po er oljens trykk). En materialbal-anse blir utført på oljen i kappen. Akkumuleringen er lik forskjellen mellom inn-strømningen og utstrømningen. Fra dette utleder vi derfor:
Siden utleder vi at: Siden og kapillartrykket dessuten kan antas å være neglisjerbart, noe som gir P0 = Pgas = P, kan den foregående ligning skrives på følg-ende måte:
Fra dette følger at:
Vi kan således fremskaffe den konvensjonelle formen til en ligning av diffu-sjonstypen med et 1/P<2->akkumuleringsfaktoruttrykk som skyldes gassens kompri-merbare beskaffenhet.
I sfæriske koordinater er Laplacian-transformasjonen lik
Den løsning som skal løses, blir til slutt skrevet på følgende måte:
Når den injiseres, fordriver oljen luften i det frie rom mellom borekaksen og den finner veien inn i bergarten ved spontan absorpsjon. Til tross for visse for-holdsregler kan et visst volum av gassen forbli utenfor som et resultat av den ujevne formen av borekaksen. Dette innfangede volum (Vgp) har en direkte effekt på den generelle formen til trykkresponsen, og det må tas i betraktning i løsningen.
En viss komprimerbarhet som skyldes forsøksanordningen må også tas i betraktning. Den skyldes karet, ledningene samt egenskapene til oljen. Den ekvivalente komprimerbarhet som observeres, er i størrelsesorden 0,0005 bar'<1>.
Siden den benyttede olje er mettet med gass ved atmosfæretrykk, opptrer oppløsningsfenomener når trykket øker under måling. Disse aspektene blir tatt hensyn til ved å innføre en diffusjonsparameter som uttrykker molekylutvekslingen ved gass/olje-grenseflaten.
Diffusjonsligningen blir løst ved hjelp av den endelige differansemetode
med et eksplisitt mønster og ved å anvende grensebetingelsen i tid P(r,0)=Patm og
Konvergensprøven på Pext er basert på en
sammenligning mellom metningen i gass som er igjen i bergartspartikkelen og den verdi som oppnås ved volumbalanse fra den injiserte oljemengde.
Løsning av diffusjonsligningen under relaksasjonsperioden er identisk. Bare prøvebetingelsen endres siden injeksjonstrinnet fører til opprettholdelse av gass-volumet i bergartspatrikkelen.
Ill) Justering av modellen til de eksperimentelle resultater
Modellen blir implementert i en kalkulator slik som datamaskin 9 (se fig. 1), i form av en programvare og er inkludert i en iterativ optimaliseringssløyfe. Modellen blir "kjørt" med a priori verdier valgt for permeabilitet K, faktorene d> og Sgo som inngår i ligning 2 ved sitt produkt, idet den resulterende simulerte trykkurve blir sammenlignet med den eksperimentelle kurve, og ved suksessive iterasjoner hvor de forutgående verdier blir endret i modellen for derved å gjøre det mulig å finne den beste justering av den teoretiske kurve og den eksperimentelle kurve.
Fig. 5a til 5d viser det samsvaret som hurtig oppnås ved suksessive iterasjoner mellom den teoretiske kurve og den eksperimentelle kurve for de foregående fire bergartsfragmenter. Som man også kan se på fig. 4, er de resultater som oppnås ved å anvende fremgangsmåten ganske sammenlignbare for de fire bergarter, med de som er oppnådd i laboratoriet etter lange behandlingstider ved bruk av konvensjonelle metoder.
Denne modelleringsprosessen er programmert i en kode som gjør det mulig å justere eksperimentene ved prøving og feiling og derved utlede den tilsvarende verdi av K.
Claims (5)
1. Fremgangsmåte for evaluering av fysiske parametere, slik som den absolutte permeabiliteten til porøse bergarter i en sone i et undergrunnsreservoar, fra fragmenter tatt fra denne sonen,
karakterisert ved: å neddykke fragmentene (F) i et viskøst fluid som befinner seg i et kar (1), et injeksjonstrinn inn i karet av dette fluidet under et trykk som øker med tiden opp til en forutbestemt trykkterskel for å komprimere den gass som er innfanget i porene i bergarten, et relaksasjonstrinn med stopp av injeksjon, å måle utviklingen av trykket i karet (1) under de to injeksjons- og relaksasjons-trinn, å modellere utviklingen av trykket under injeksjons- og relaksasjons-prosessen fra innledende verdier valgt for de fysiske parameterne til fragmentene (F), og et trinn med iterativ justering av verdiene av de fysiske parameterne til bergartsfragmentene slik at den modellerte utvikling på best mulig måte blir justert til den målte utvikling av trykket i karet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at karet er fylt med borekaks invadert av borefluider.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at karet blir fylt med borekaks som er blitt renset på forhånd.
4. Anordning for evaluering av fysiske parametere slik som den absolutte permeabiliteten til porøse bergarter i en sone i et undergrunnsreservoar, fra bergartsfragmenter tatt fra denne sonen,
karakterisert ved: et kar (1) for porøse bergartsfragmenter (F), en anordning, {2, 3) for å injisere et viskøst fluid inn i karet {1) for først å fylle karet som inneholder bergartsfragmentene og så å utføre en syklus som omfatter et trinn for injeksjon av fluidet inn i karet under et trykk som øker med tiden, opp til en forutbestemt trykkterskel (Pm), for å komprimere den gass som er innfanget i porene i bergartsfragmentene, og et relaksasjonstrinn med injeksjonsstopp, en anordning (7, 8) for å måle utviklingen av trykket i karet 1 under injeksjons- og relaksasjons-trinnene, og et behandlingssystem (9) for å modellere utviklingen av trykket under injeksjons- og relaksasjonsprosessen fra innledende verdier valgt for de fysiske parameterne til bergartsfragmentene, og for iterativt å justere verdiene som skal gis til disse fysiske parameterne, slik at den modellerte trykkutvikling best mulig blir justert til den målte trykkutvikling i karet.
5. Anordning ifølge krav 4,
karakterisert ved at injeksjonsanordningen omfatter en pumpe (2) som injiserer vann ved en konstant strømningshastighet inn i en svingetank (3) fylt med olje av høy viskositet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0008059A FR2810736B1 (fr) | 2000-06-23 | 2000-06-23 | Methode pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20013127D0 NO20013127D0 (no) | 2001-06-22 |
NO20013127L NO20013127L (no) | 2001-12-24 |
NO318632B1 true NO318632B1 (no) | 2005-04-18 |
Family
ID=8851598
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20013127A NO318632B1 (no) | 2000-06-23 | 2001-06-22 | Fremgangsmate for evaluering av fysiske parametere til et undergrunnsreservoar fra borekaks tatt derfra |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6453727B1 (no) |
EP (1) | EP1167948B1 (no) |
BR (1) | BR0102532A (no) |
CA (1) | CA2351109C (no) |
FR (1) | FR2810736B1 (no) |
NO (1) | NO318632B1 (no) |
RU (1) | RU2268364C2 (no) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO327236B1 (no) * | 2008-01-11 | 2009-05-18 | West Treat System As | Framgangsmåte ved styring av en boreoperasjon |
CN104931403A (zh) * | 2015-06-11 | 2015-09-23 | 中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司 | 各向异性岩石损伤程度测试装置及其测试方法 |
CN109580448A (zh) * | 2017-09-29 | 2019-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 低渗透储层启动压力梯度测试装置及方法 |
Families Citing this family (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2380802B (en) * | 2001-10-12 | 2003-09-24 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for pore pressure monitoring |
FR2836228B1 (fr) * | 2002-02-21 | 2005-08-19 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves |
FR2839782B1 (fr) * | 2002-05-15 | 2004-06-18 | Inst Francais Du Petrole | Methode d'evalution de la courbe de pression capillaire des roches d'un gisement souterrain a partir de mesures sur des debris de roche |
FR2853071B1 (fr) * | 2003-03-26 | 2005-05-06 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves |
FR2864238B1 (fr) * | 2003-12-17 | 2006-06-02 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour determiner la permeabilite d'un milieu souterrain a partir de mesures par rmn de la permeabilite de fragments de roche issus du milieu |
CA2702965C (en) | 2007-12-13 | 2014-04-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Parallel adaptive data partitioning on a reservoir simulation using an unstructured grid |
CN101413870B (zh) * | 2008-11-24 | 2011-01-12 | 北京联合大学 | 一种测量岩石低渗透率的实验装置及方法 |
EP2395352A1 (de) | 2010-06-07 | 2011-12-14 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung der lokalen räumlichen Ausdehnung der Phase an Wertstoff-Mineral in einem Gestein |
EP2392772A1 (de) * | 2010-06-07 | 2011-12-07 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erhöhung einer Ausbeute einer Lagerstätte |
EP2392768B1 (de) * | 2010-06-07 | 2013-08-28 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erhöhung einer Ausbeute einer Lagerstätte |
CN102031965B (zh) * | 2010-06-30 | 2013-08-21 | 中国石油大学(北京) | 油气藏物理模拟井筒半径处理方法 |
US8805616B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method to characterize underground formation |
CN102768174B (zh) * | 2011-05-06 | 2016-05-11 | 中国石油大学(北京) | 测定原煤渗透率的实验装置及方法 |
KR101091807B1 (ko) * | 2011-05-18 | 2011-12-13 | 한국지질자원연구원 | 유전율 센서를 이용한 암석 및 단층점토의 유전율 측정장치 |
US9222350B2 (en) | 2011-06-21 | 2015-12-29 | Diamond Innovations, Inc. | Cutter tool insert having sensing device |
CN102410976A (zh) * | 2011-08-03 | 2012-04-11 | 山西潞安环保能源开发股份有限公司 | 一种岩石渗透特性快速试验装置 |
CN102411044B (zh) * | 2011-12-05 | 2014-04-30 | 中国石油大学(华东) | 成岩作用模拟实验装置 |
CN102720479B (zh) * | 2012-06-07 | 2015-12-23 | 中国石油大学(北京) | 用于气顶油藏的物理模拟装置 |
CN103089240B (zh) * | 2012-12-06 | 2015-07-29 | 中国石油大学(北京) | 裂缝内煤粉运移规律可视化实验装置及其方法 |
EP2954306A4 (en) | 2013-02-08 | 2016-03-02 | Services Petroliers Schlumberger | APPARATUS AND METHODOLOGY FOR MEASURING PROPERTIES OF MICROPOROUS MATERIAL WITH MULTIPLE SCALES |
CN103498668A (zh) * | 2013-02-28 | 2014-01-08 | 西南石油大学 | 一种立体三维物理模拟实验装置 |
CN104280318A (zh) * | 2013-07-11 | 2015-01-14 | 北京探矿工程研究所 | 高温高压可视砂床滤失仪 |
CN103541730B (zh) * | 2013-08-23 | 2016-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 大尺寸物理模型的流体排驱饱和装置及其驱替实验*** |
CN103645129B (zh) * | 2013-12-30 | 2015-09-02 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种高温超低渗透率测量仪 |
CN103758512A (zh) * | 2013-12-30 | 2014-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏内反应与渗流特性一体化测试方法与装置 |
CN104569345B (zh) * | 2014-12-18 | 2017-01-04 | 西安科技大学 | 二维固热气多场耦合物理相似模拟方法 |
WO2016179593A1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-11-10 | The Uab Research Foundation | Full immersion pressure-pulse decay |
CN104897554B (zh) * | 2015-07-02 | 2016-03-30 | 中国石油大学(华东) | 气热力耦合作用下低渗岩石气体渗透测试装置和测试方法 |
GB2542406B (en) | 2015-09-18 | 2018-04-11 | Schlumberger Holdings | Determining properties of porous material by NMR |
CN105606510B (zh) * | 2015-12-23 | 2018-06-26 | 山东大学 | 充填贯通裂隙岩石渗流性能对比试验检测方法 |
CN105525911B (zh) * | 2016-01-27 | 2019-01-18 | 中国石油大学(北京) | 用于监测人工气顶形成的实验装置 |
CN105525912B (zh) * | 2016-01-27 | 2019-01-18 | 中国石油大学(北京) | 用于监测人工气顶形成的实验方法 |
CN105547967B (zh) * | 2016-01-28 | 2019-04-02 | 成都理工大学 | 裂隙介质***渗透张量室内测定装置 |
US10557962B2 (en) | 2016-09-16 | 2020-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Method for measurement of hydrocarbon content of tight gas reservoirs |
CN106501088A (zh) * | 2016-12-28 | 2017-03-15 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种模拟岩石遇水软化的试验装置及其试验方法 |
US10422916B2 (en) | 2017-08-10 | 2019-09-24 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for determining bulk density, porosity, and pore size distribution of subsurface formations |
RU179699U1 (ru) * | 2017-08-29 | 2018-05-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Устройство для измерения газопроницаемости на образцах керна с частичной водонасыщенностью |
CN107703037A (zh) * | 2017-08-30 | 2018-02-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于高温高压天然气运聚可视化检测装置和方法 |
CN108150162B (zh) * | 2018-01-16 | 2021-09-24 | 中国石油大学(北京) | 一种微观油藏模型及其制作方法和使用方法 |
WO2019145745A1 (en) * | 2018-01-23 | 2019-08-01 | Total Sa | Method and apparatus for analyzing a rock sample |
CN109001095B (zh) * | 2018-07-11 | 2020-10-09 | 西安石油大学 | 储层孔隙演化模拟实验装置 |
CN109307755B (zh) | 2018-10-25 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气藏水侵与排水采气物理模拟实验装置及方法 |
CN109374471B (zh) * | 2018-11-13 | 2021-01-29 | 李邵楠 | 一种低孔隙度砂泥岩储层含油性监测分析装置 |
US11249002B2 (en) | 2019-03-28 | 2022-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measuring size and shape of pore throat using digital porous plate experiments |
US11561215B2 (en) | 2019-10-31 | 2023-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Scale-coupled multiscale model simulation |
CN112161898B (zh) * | 2020-10-17 | 2022-09-02 | 山东省地矿工程勘察院 | 一种模拟岩溶裂隙-管道水流及溶质运移规律的试验装置 |
US11598711B2 (en) | 2021-01-07 | 2023-03-07 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for measuring stress dependency of shale permeability with steady-state flow |
CN114088602B (zh) * | 2021-11-19 | 2024-01-26 | 西南石油大学 | 一种基于油层钻屑的储层工作液损害评价方法 |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4420975A (en) * | 1981-06-30 | 1983-12-20 | Marathon Oil Company | System and method for determining the relative permeability of an earth formation surrounding a wellbore |
US4381665A (en) * | 1981-07-08 | 1983-05-03 | Mobil Oil Corporation | Method for determining saturation characteristics of a porous material |
FR2656695B1 (fr) * | 1989-12-28 | 1993-04-02 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et methode d'evaluation de l'aptitude qu'a un corps a s'opposer au passage d'un produit et leur application a l'evaluation de la dysmigration. |
US5050493A (en) * | 1990-03-06 | 1991-09-24 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Interior | Bi-directionally draining pore fluid extraction vessel |
US5069065A (en) * | 1991-01-16 | 1991-12-03 | Mobil Oil Corporation | Method for measuring wettability of porous rock |
US5269180A (en) * | 1991-09-17 | 1993-12-14 | Schlumberger Technology Corp. | Borehole tool, procedures, and interpretation for making permeability measurements of subsurface formations |
US5261267A (en) * | 1991-09-20 | 1993-11-16 | Chevron Research And Technology Company | Method and apparatus for rock property determination using pressure transient techniques and variable volume vessels |
US5164672A (en) * | 1992-02-19 | 1992-11-17 | Mobil Oil Corporation | Method for measuring electrical resistivity of a core sample of porous rock during water drainage and imbibition |
US5394737A (en) * | 1992-07-16 | 1995-03-07 | Steve Washuta | Permeability tester |
US5297420A (en) * | 1993-05-19 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Apparatus and method for measuring relative permeability and capillary pressure of porous rock |
FR2708742B1 (fr) * | 1993-07-29 | 1995-09-01 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et dispositiphi pour mesurer des paramètres physiques d'échantillons poreux mouillables par des fluides. |
FR2728684B1 (fr) * | 1994-12-21 | 1997-01-24 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif modulaire pour tester des echantillons de materiaux poreux en presence de fluides polyphasiques |
US5520248A (en) * | 1995-01-04 | 1996-05-28 | Lockhead Idaho Technologies Company | Method and apparatus for determining the hydraulic conductivity of earthen material |
US5832409A (en) * | 1995-03-02 | 1998-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Automated gas permeameter |
US5513515A (en) * | 1995-05-15 | 1996-05-07 | Modern Controls, Inc. | Method for measuring permeability of a material |
IT1281706B1 (it) * | 1996-01-24 | 1998-02-26 | Agip Spa | Dispositivo per la misura della permeabilita' di frammenti di roccia |
GB9706044D0 (en) * | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
FR2772483B1 (fr) * | 1997-12-15 | 2000-01-14 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser des deplacements de fluides dans un milieu poreux |
US6098448A (en) * | 1998-04-15 | 2000-08-08 | Lowry; William E. | In situ measurement apparatus and method of measuring soil permeability and fluid flow |
-
2000
- 2000-06-23 FR FR0008059A patent/FR2810736B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-06-12 EP EP01401514A patent/EP1167948B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-18 CA CA002351109A patent/CA2351109C/fr not_active Expired - Fee Related
- 2001-06-19 US US09/883,387 patent/US6453727B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-22 RU RU2001117584/03A patent/RU2268364C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-06-22 NO NO20013127A patent/NO318632B1/no not_active IP Right Cessation
- 2001-06-25 BR BR0102532-5A patent/BR0102532A/pt active Search and Examination
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO327236B1 (no) * | 2008-01-11 | 2009-05-18 | West Treat System As | Framgangsmåte ved styring av en boreoperasjon |
NO20080204A (no) * | 2008-01-11 | 2009-05-18 | West Treat System As | Framgangsmåte ved styring av en boreoperasjon |
CN104931403A (zh) * | 2015-06-11 | 2015-09-23 | 中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司 | 各向异性岩石损伤程度测试装置及其测试方法 |
CN104931403B (zh) * | 2015-06-11 | 2018-08-31 | 中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司 | 各向异性岩石损伤程度测试装置及其测试方法 |
CN109580448A (zh) * | 2017-09-29 | 2019-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 低渗透储层启动压力梯度测试装置及方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2268364C2 (ru) | 2006-01-20 |
CA2351109A1 (fr) | 2001-12-23 |
FR2810736A1 (fr) | 2001-12-28 |
NO20013127D0 (no) | 2001-06-22 |
CA2351109C (fr) | 2009-06-09 |
BR0102532A (pt) | 2002-02-05 |
US6453727B1 (en) | 2002-09-24 |
NO20013127L (no) | 2001-12-24 |
FR2810736B1 (fr) | 2002-09-20 |
EP1167948A1 (fr) | 2002-01-02 |
EP1167948B1 (fr) | 2007-08-29 |
US20020029615A1 (en) | 2002-03-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO318632B1 (no) | Fremgangsmate for evaluering av fysiske parametere til et undergrunnsreservoar fra borekaks tatt derfra | |
RU2331057C2 (ru) | Способ и устройство для оценки физических параметров подземного месторождения полезных ископаемых на основе исследования отобранных из этого месторождения фрагментов горной породы | |
Ghasemi et al. | Determining diffusion coefficients for carbon dioxide injection in oil-saturated chalk by use of a constant-volume-diffusion method | |
MXPA04008018A (es) | Metodo y dispositivo para evaluar parametros fisicos de yacimiento subterraneo a partir de cortes de roca muestreados alli. | |
US4449594A (en) | Method for obtaining pressurized core samples from underpressurized reservoirs | |
US7753118B2 (en) | Method and tool for evaluating fluid dynamic properties of a cement annulus surrounding a casing | |
AU2008328537A1 (en) | Method to characterise rock formations and apparatus for use therewith | |
Kamal et al. | Pressure transient testing of methane producing coalbeds | |
NO338424B1 (no) | Fremgangsmåte for utforming av formasjonstester for en brønn | |
NO344374B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for å kvantifisere kvaliteten av fluidprøver | |
CA2995448A1 (en) | Multi-oriented hydraulic fracturing models and methods | |
Zhang et al. | The axial and radial permeability testing of coal under cyclic loading and unloading | |
She et al. | Aqueous phase trapping damage in the production of tight sandstone gas reservoirs: Mechanisms and engineering responses | |
Ren et al. | Determination of microscopic waterflooding characteristics and influence factors in ultra-low permeability sandstone reservoir | |
NO346388B1 (no) | Fremgangsmåte og system for evaluering av borehullintegritet | |
Ali et al. | Impact of Completions Fluids Chemistry on Hydrocarbon Effective Permeability of Organic Shales | |
Taymourtash et al. | Investigation of applicability of dual-porosity model for polymer flooding simulation | |
Mathur et al. | Permeability Measurements on Shales using NMR Spectroscopy | |
US20210131931A1 (en) | Determining when applied stress to a core rock sample has equilibrated in the core rock sample | |
Al-Sudani | Analytical model for detection the tilt in originally oil water contacts | |
Santos et al. | Evaluation of capillary end effect in water-oil permeability tests using multiple flow rates technique | |
Sánchez Martinez | Assessment of Tight Rock Wettability by Spontaneous Imbibition at Elevated Pressures | |
Ishbulatov | Optimization of safe gas core retrieval using multivariate numerical simulation, based on different pore rheology and rock lamination | |
Azim et al. | 3D numerical and experimental study on upscaling two phase relative permeability curve of naturally fractured reservoirs | |
Dash et al. | New Methods for Assessment of Permeability and Saturation-Dependent Relative Permeability in Tight Rock Samples |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |