RU2479716C2 - Способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа - Google Patents
Способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2479716C2 RU2479716C2 RU2010130459/03A RU2010130459A RU2479716C2 RU 2479716 C2 RU2479716 C2 RU 2479716C2 RU 2010130459/03 A RU2010130459/03 A RU 2010130459/03A RU 2010130459 A RU2010130459 A RU 2010130459A RU 2479716 C2 RU2479716 C2 RU 2479716C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- fluid
- ratio
- viscosity
- tool
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 86
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 title claims description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title abstract description 19
- 238000009736 wetting Methods 0.000 title abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 13
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method 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
- 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
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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 (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к определению коэффициента относительной проницаемости и смачиваемости формации. Техническим результатом является испытание забойной формации для определения относительной проницаемости в забойных условиях. Способ и инструмент, который воплощает способ, включающий в себя измерение вязкостей и скоростей течения текучих сред формации и получение отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости формации с использованием этих вязкостей и скоростей течений текучих сред формации. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Область техники изобретения
Настоящее изобретение в основном относится к описанию текучих сред формации в пласте-коллекторе и более конкретно относится к определению коэффициента относительной проницаемости формации и смачиваемости формации.
Уровень техники изобретения
Данные кабельного испытания формации являются основными для анализа и улучшения производительности пласта-коллектора, выполнения надежного прогнозирования и оптимизации разработки и обслуживания пласта-коллектора.
Знание коэффициента относительной проницаемости текучих сред формации может обеспечить более точное прогнозирование замещения нефти водой и, тем самым, производительности пласта-коллектора.
Смачиваемость также является очень важным параметром при разработке пласта-коллектора, поскольку она необходима для точного прогнозирования добычи. Смачиваемость оказывает сильное влияние на замещение нефти водой в нефтедобывающих месторождениях. Таким образом, точные прогнозы при разработке нефтяных и газовых месторождений зависят от допущений смачиваемости. В частности, во время начальной разработки пласта-коллектора, например, во время этапов разведочной скважины и/или оценочной скважины описание смачиваемости является одним из важных параметров, которые используются при разработке пласта-коллектора.
Измерение определенного индекса смачиваемости на месте с помощью доступных техник является сложным. Обычно является очень трудным описать или оценить смачиваемость формации, так что смачиваемость определяется косвенно посредством других свойств пласта-коллектора, которые влияют на смачиваемость, такие как относительная проницаемость, капиллярное давление или профиль водонасыщенности в переходной зоне.
Elshahawi и другие, в документе "Capillary Pressure and Rock Wettability Effects on Wireline Formation Tester Measurements", SPE S6712, описали способ измерения капиллярного давления по месту, из которого может быть сделано допущение о смачиваемости формации.
Freedman и другие, в документе "Wettability, Saturation, and Viscosity from NMR Measurements", SPE Journal, декабрь 2003, или Looyestijin и другие, в документе "Wettability Index Determination by Nuclear Magnetic Resonance", SPE 93624, также разработали теорию о выводе индекса смачиваемости из времени поперечной релаксации T2 в ЯМР, но, насколько известно изобретателю на настоящий момент, оно не было опробовано на месте.
Патент США №7032661 B2 описывает способ и устройство для комбинирования ядерного магнитного резонанса и испытания формации для оценки относительной проницаемости путем испытания формации и испытания методом ядерного магнитного резонанса.
Сущность изобретения
Способ и устройство в соответствии с настоящим изобретением относятся к определению на месте отношения относительных проницаемостей нефти и воды и смачиваемости породы с использованием испытания формации.
Способ в соответствии с настоящим изобретением включает в себя этапы выкачивания текучей среды формации из пласта-коллектора с использованием инструмента для испытания формации, такого как кабельный модульный динамический пластоиспытатель компании Шлюмберже, разделения компонентов текучей среды (воду и углеводороды) с использованием, например, но не ограничиваясь, насоса, измерения в режиме реального времени физических характеристик порций текучей среды с помощью инструментов скважинного анализа текучей среды в пластоиспытателе, и вычисления отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости формации на основании измеренных характеристик текучих сред формации.
В соответствии с аспектом настоящего изобретения измеренные характеристики являются типом текучей среды, например вода или углеводород, вязкостью текучей среды и скоростью течения текучей среды.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, для эффективных результатов способ применяется к переходным зонам, где добываются и вода, и нефть.
Другие признаки и преимущества настоящего изобретения станут понятны из следующего описания изобретения, которое ссылается на прилагаемые чертежи.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 иллюстрирует этапы способа в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг.2A графически иллюстрирует значения относительной проницаемости, как функции водонасыщенности в формации.
Фиг.2B иллюстрирует рассчитанное отношение Kro/Krw как функцию водонасыщенности на основании данных из фиг.2A.
Фиг.3 схематически иллюстрирует инструмент для реализации способа в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг.4 иллюстрирует пример измеренных значений для вязкости нефти/воды как функции времени.
Фиг.5 иллюстрирует пример каротажной диаграммы внутрискважинного анализа текучей среды, показывающей значение отношения порции нефти и порции воды.
Подробное описание изобретения
Целью настоящего изобретения является испытание забойной формации для определения относительной проницаемости в забойных условиях. Забой, как здесь понимается, означает место под землей в скважине.
В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения, существующий инструмент для испытания формации, например модульный динамический пластоиспытатель компании Шлюмберже, и способы анализа текучей среды в забое, такие как, но не ограниченные ими, оптические измерения и измерения вязкости, используются для реализации способа в соответствии с настоящим изобретением.
В способе в соответствии с настоящим изобретением отношение относительных проницаемостей двух текучих сред формации, например нефть и вода, полученных в скважине, вычисляется с использованием измерений вязкости и скорости течения каждой текучей среды в режиме реального времени. Любой подходящий вискозиметр, например датчик скорости текучей среды DV-Rod компании Шлюмберже или кабельный вибрационный вискозиметр, может быть использован для измерения вязкости.
Закон Дарси связывает скорость течения текучей среды формации с ее относительной проницаемостью и вязкостью следующим образом:
где qφ является потоком фазы φ, k является абсолютной проницаемостью формации, krφ является относительной проницаемостью фазы φ, A является площадью поперечного сечения потока, VPφ является градиентом давления фазы φ.
Таким образом, для воды:
и для нефти.
Берем отношение между двумя потоками:
где ∇Pc является градиентом капиллярного давления. Следует отметить, что капиллярное давление определяется как Pc=Po-Pw. Предполагается, что градиент давления/перепад давления является достаточно большим для преодоления капиллярного давления, и, таким образом, им можно пренебречь в сравнении с ∇Pw. Уравнение упрощается до следующего:
Таким образом,
(Уравнение А)
То есть отношение относительной проницаемости одной текучей среды формации, например нефти, к относительной проницаемости другой текучей среды формации, например воды, может быть получено путем деления произведения скорости течения и вязкости одной текучей среды формации на произведение скорости течения и вязкости другой текучей среды формации.
Согласно показанному на фиг.1 способу в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, сначала получают образец текучей среды формации в интересующей зоне забоя на стадии S10 с использованием предпочтительно закачивания или тому подобное. Инструмент для испытания формации, например модульный динамический пластоиспытатель компании Шлюмберже (заявителя настоящей заявки), является подходящим для получения образца текучей среды формации. На фиг.3 схематически показан модульный динамический испытатель. Текучая среда формации (в частности, в переходной зоне пласта-коллектора) обычно включает в себя водную фазу и нефтяную фазу. Таким образом, на следующем этапе S12 водная фаза отделяется от нефтяной фазы. Затем выполняется анализ текучей среды в забое для каждой из разделенных текучих сред для определения того, является это водной фазой или нефтяной фазой. На стадии S14 анализа текучих сред также измеряется скорость течения каждой соответствующей текучей среды. Подходящим инструментов для выполнения анализа текучих сред на стадии S14 может быть инструмент анализа текучих сред компании Шлюмберже (заявитель настоящей заявки), который может включать в себя, например, оптические датчики, датчики плотности и вязкости. После идентификации каждой из разделенных текучих сред измеряется вязкость каждой текучей среды на стадии S16. В качестве альтернативы, вязкость каждой фазы текучей среды может быть вычислена на стадии S17. Затем определенная вязкость и определенная скорость течения каждой из текучих сред используется для расчета отношения относительных проницаемостей двух текучих сред на стадии S18 (то есть нефти и воды) с использованием Уравнения А, изложенного выше. Таким образом, смачиваемость определяется на стадии S20.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, смачиваемость формации может быть оценена с использованием рассчитанного отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и водонасыщенности формации. Фиг.2А, воспроизведенная из документа "Toward Improved Prediction of Reservoir Flow Performance", Los Alamos, Number 1994, авторы Buckles и другие, графически иллюстрирует значения относительной проницаемости как функции водонасыщенности, значение водонасыщенности может быть использовано в соединении с рассчитанным отношением относительных проницаемостей текучих сред формации для определения смачиваемости формации.
Фиг.2А является иллюстрацией относительных проницаемостей воды и нефти. Такой график может быть выполнен для типичной категории породы, такой как песчаники и известняки. Из этого графика можно получить график, представленный на фиг.2B, который представляет отношение Kro к Krw как функцию водонасыщенности. Водонасыщенность может быть получена с помощью, например, электрического каротажа. Отношение Kro к Krw может быть получено, в соответствии с формулой A, при известном отношении скорости течения нефти и скорости течения воды, или, что эквивалентно, отношении объема нефти к объему воды за тот же период времени. Вязкость может быть непосредственно измерена в забое с использованием датчиков вязкости или любого другого датчика, который может дать вязкость в виде побочного продукта, или может быть рассчитана из уравнения состояний, при известном составе, давлении и температуре для нефти и при известной солености, давлении и температуре воды, или любым другим способом для определения вязкости воды и нефти, или непосредственно их отношения. Зная водонасыщенность и отношение Kro к Krw, можно описать тенденцию к смачиванию породы. Например (показано на фиг.2B), если имеется водонасыщенность 0,44 и отношение Kro к Krw равно 5, график является близким к "гидрофильной кривой", показывающей сильную гидрофильную тенденцию.
Способ в соответствии с настоящим изобретением может быть воплощен с использованием скважинного инструмента для испытания формации. На фиг.3 показан скважинный инструмент для испытания формации в соответствии с одним вариантом осуществления, который включает в себя уплотнительный зонд 204 для установления сообщения между формацией 200 пласта-коллектора и входным отверстием канала в скважине 202, модуль 205 зонда для управления зондом 204 и установки его на требуемую глубину, модуль 206 сепаратора, модуль 207 анализа скважинного текучей среды, модуль 208 насоса и перемещающее средство 201 инструмента для испытания формации, которое может быть кабелем, ударной штангой, насосно-компрессорной трубой, добывающей трубой или другим известным механизмом для размещения скважинного инструмента для испытания формации. Конфигурация модуля не ограничена предыдущим описанием, и порядок модулей может быть изменен или могут быть добавлены другие модули. В некоторых случаях модуль 208 насоса может быть использован в качестве сепаратора, когда в сепараторе нет необходимости. В таком случае модуль 208 насоса будет расположен в позиции сепаратора 206.
Следует отметить, что инструмент в соответствии с изложенным выше вариантом осуществления является разновидностью кабельного инструмента. Следует, однако, отметить, что инструмент, транспортируемый с помощью трубы, находится в объеме настоящего изобретения. Способ в соответствии с настоящим изобретением, таким образом, может быть применен в буровых и измерительных приложениях к испытанию, завершению, каротажу при добыче, постоянному анализу текучей среды и, в общем, к любому способу, относящемуся к скважинным измерениям смачиваемости.
Модуль анализа скважинной текучей среды должен включать в себя, по меньшей мере, возможность различения воды и нефти (такой как, но не ограниченный им, оптический дифференциатор), датчик вязкости и измеритель потока. В одном предпочтительном варианте осуществления поток может быть измерен непосредственно в насосе.
Способ может быть использован, но не ограничен, или с кабельными инструментами для испытания формации, такими как модульный динамический пластоиспытатель, поставляемый заявителем настоящего изобретения. Таким образом, способ в соответствии с настоящим изобретением может быть применен в буровых и измерительных приложениях, к испытанию, завершению, каротажу при добыче, постоянному анализу текучей среды и, в общем, к любому способу, относящемуся к скважинным измерениям смачиваемости.
Процедура испытания формации для определения отношения относительных проницаемостей может быть следующей. Транспортируемый инструмент 203 для испытания формации располагается на требуемой глубине в скважине 202 на глубине интересующей формации 200. Зонд 204, управляемый модулем 205 зонда, приводится в действие для создания уплотнения между скважиной и формацией для создания сообщения между скважиной и каналом инструмента. После установления уплотнения текучая среда формации закачивается с использованием модуля 208 насоса через канал инструмента. Водная и нефтяная фазы текучей среды формации разделяются в сепараторе, который может быть, например, модулем 206 сепаратора или самим модулем 208 насоса. Порции текучих сред, воды и нефти затем направляются в модуль 207 анализа скважинной текучей среды, где они идентифицируются либо как вода, либо как нефть, определяется их вязкость и измеряются их скорости течения. Вязкость может быть измерена, например, с помощью вибрационного кабельного датчика или датчика DV-Rod, который может быть реализован в кабельных испытателях формации. Другое средство и способы для определения вязкости (измерение и/или расчет) могут быть применены без отклонения от объема и сущности настоящего изобретения.
Фиг.4 иллюстрирует лабораторное измерение (стандарт S20 вязкости) порций воды и нефти с помощью вибрационного проводного датчика. Скорость течения может быть также измерена с помощью перекачиваемого объема и относительная скорость течения нефти и воды может быть определена из относительных объемов нефти и воды. Зная скорости течения и вязкости обеих фаз, можно определить отношение относительных проницаемостей с использованием описанного выше уравнения, например уравнения А. Смачиваемость формации может быть определена с использованием отношений, изложенных на фиг.2.
Обращаясь к фиг.5, следует отметить, что внутри узкого канала испытателя формации можно предположить одинаковые скорости течения порции нефти и течения порции воды. Таким образом, наблюдаемое отношение объемов порций нефть/вода равно отношению скоростей течения нефти/воды.
В одном варианте осуществления способ в соответствии с настоящим изобретением может быть применен в переходной зоне, где присутствуют фазы воды и нефти. Чтобы характеристики формации были типичными, все эти измерения должны быть выполнены в установившемся потоке.
Следует дополнительно отметить, что способ в соответствии с настоящим изобретением может быть применен на ранних стадиях добычи и повторен во время всего жизненного цикла пласта-коллектора.
Несмотря на то, что настоящее изобретение было описано в отношении конкретных вариантов его осуществления, многие другие вариации и изменения и другие использования станут понятны специалистам в данной области техники. Предпочтительно, таким образом, что настоящее изобретение было ограничено не конкретным изложением, но только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (18)
1. Способ определения отношения относительных проницаемостей первой фазы текучей среды и второй фазы текучей среды, составляющих текучую среду формации из скважинной формации, содержащий следующие этапы:
получение в месте скважины текучей среды формации, которая включает в себя первую и вторую текучую среду;
определение скорости течения и вязкости первой текучей среды в упомянутом месте скважины;
определение скорости течения и вязкости второй текучей среды в упомянутом месте скважины;
деление произведения скорости течения и вязкости первой текучей среды на произведение скорости течения и вязкости второй текучей среды для получения отношения относительной проницаемости первой текучей среды к относительной проницаемости второй текучей среды.
получение в месте скважины текучей среды формации, которая включает в себя первую и вторую текучую среду;
определение скорости течения и вязкости первой текучей среды в упомянутом месте скважины;
определение скорости течения и вязкости второй текучей среды в упомянутом месте скважины;
деление произведения скорости течения и вязкости первой текучей среды на произведение скорости течения и вязкости второй текучей среды для получения отношения относительной проницаемости первой текучей среды к относительной проницаемости второй текучей среды.
2. Способ по п.1, в котором первая текучая среда состоит из нефти и вторая текучая среда состоит из воды.
3. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап оценки смачиваемости формации с использованием значения водонасыщенности формации и отношения относительной проницаемости первой текучей среды к относительной проницаемости второй текучей среды.
4. Способ по п.3, в котором значение водонасыщенности получается из диаграмм электрокаротажа формации.
5. Способ по п.3, дополнительно содержащий этапы оценки относительной проницаемости первой и второй текучих сред с использованием водонасыщенности формации.
6. Способ по п.5, в котором значение водонасыщенности получается из диаграмм электрокаротажа формации.
7. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы отделения первой текучей среды от второй текучей среды после получения текучей среды формации, но перед этапами определения скоростей течения и вязкостей первой и второй текучих сред.
8. Способ по п.1, в котором вязкость первой и второй текучих сред измеряется с использованием вискозиметра.
9. Способ по п.1, в котором этапы определения скоростей течения и вязкостей первой и второй текучих сред выполняются во время установившегося потока текучих сред из упомянутого места скважины.
10. Способ по п.1, который выполняется во время начальной стадии добычи из пласта-коллектора.
11. Способ по п.1, который повторяется во время всего жизненного цикла пласта-коллектора.
12. Инструмент для определения отношения относительных проницаемостей скважинных текучих сред, полученных из скважинной формации, содержащий модуль зонда, включающий в себя канал, выкачивающий модуль, оперативно подсоединенный к каналу, модуль анализа скважинной текучей среды, способный измерять вязкость и скорость течения первой текучей среды формации и второй текучей среды формации, и модуль расчета, способный рассчитывать отношение относительных проницаемостей первой текучей среды формации и второй текучей среды формации.
13. Инструмент по п.12, в котором модуль расчета способен рассчитывать отношение относительных проницаемостей путем деления произведения скорости течения и вязкости первой текучей среды на произведение скорости течения и вязкости второй текучей среды для получения отношения относительной проницаемости первой текучей среды к относительной проницаемости второй текучей среды.
14. Инструмент по п.12, дополнительно содержащий сепаратор для отделения первой текучей среды формации от второй текучей среды формации.
15. Инструмент по п.12, в котором модуль расчета дополнительно способен оценивать смачиваемость скважинной формации на основании отношения и водонасыщенности формации.
16. Инструмент по п.15, в котором водонасыщенность определяется на основании диаграмм электрокаротажа формации.
17. Инструмент по п.15, в котором вязкость первой и второй текучих сред формации измерена с использованием вибрационного кабельного датчика или датчика DV-Rod.
18. Инструмент по п.12, в котором первая и вторая текучие среды формации разделяются в выкачивающем модуле.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/963,758 | 2007-12-21 | ||
| US11/963,758 US7849736B2 (en) | 2007-12-21 | 2007-12-21 | 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 |
| PCT/IB2008/003315 WO2009090460A2 (en) | 2007-12-21 | 2008-12-03 | 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 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010130459A RU2010130459A (ru) | 2012-01-27 |
| RU2479716C2 true RU2479716C2 (ru) | 2013-04-20 |
Family
ID=40787215
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010130459/03A RU2479716C2 (ru) | 2007-12-21 | 2008-12-03 | Способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7849736B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0821324A2 (ru) |
| CA (1) | CA2709344A1 (ru) |
| GB (1) | GB2469951B (ru) |
| NO (1) | NO20100876L (ru) |
| RU (1) | RU2479716C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009090460A2 (ru) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8278922B2 (en) * | 2009-03-23 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous wettability logging based on NMR measurements |
| US9033043B2 (en) * | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Wettability analysis of disaggregated material |
| US8805616B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method to characterize underground formation |
| US20120179379A1 (en) * | 2011-01-10 | 2012-07-12 | Saudi Arabian Oil Company | Flow Profile Modeling for Wells |
| US9507047B1 (en) | 2011-05-10 | 2016-11-29 | Ingrain, Inc. | Method and system for integrating logging tool data and digital rock physics to estimate rock formation properties |
| EP2541284A1 (en) * | 2011-05-11 | 2013-01-02 | Services Pétroliers Schlumberger | System and method for generating fluid compensated downhole parameters |
| US11768191B2 (en) | 2014-11-06 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for estimation of oil formation volume factor |
| US10371690B2 (en) * | 2014-11-06 | 2019-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for correction of oil-based mud filtrate contamination on saturation pressure |
| CN108442921B (zh) * | 2018-02-28 | 2022-03-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种考虑时变和层间干扰的油井产量劈分方法 |
| CN108593514B (zh) * | 2018-03-26 | 2020-07-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于储层物性的油水相对渗透率表征处理方法 |
| US11492895B2 (en) * | 2018-11-13 | 2022-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Relative permeability ratio from wellbore drilling data |
| US11531137B2 (en) * | 2019-02-11 | 2022-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for characterizing reservoir wettability from an imaging technique combined with multiphysics logs and data analytics |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5269180A (en) * | 1991-09-17 | 1993-12-14 | Schlumberger Technology Corp. | Borehole tool, procedures, and interpretation for making permeability measurements of subsurface formations |
| RU2074316C1 (ru) * | 1988-09-23 | 1997-02-27 | Шлюмбергер Оверсиз, С.А. | Устройство для определения характеристик пласта в нисходящей скважине и способ определения характеристик пласта в нисходящей скважине |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3079085A (en) * | 1959-10-21 | 1963-02-26 | Clark | Apparatus for analyzing the production and drainage of petroleum reservoirs, and the like |
| US4638447A (en) * | 1983-10-21 | 1987-01-20 | Mobil Oil Corporation | Method for determining consistent oil relative permeability values from dynamic displacement data |
| US4622643A (en) * | 1983-10-21 | 1986-11-11 | Mobil Oil Corporation | Method for determining consistent water relative permeability values from dynamic displacement data |
| US5296180A (en) * | 1992-05-11 | 1994-03-22 | Polyceramics, Inc. | Ceramic process |
| US7032661B2 (en) | 2001-07-20 | 2006-04-25 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for combined NMR and formation testing for assessing relative permeability with formation testing and nuclear magnetic resonance testing |
| US7575681B2 (en) | 2004-07-06 | 2009-08-18 | Schlumberger Technology Corporation | Microfluidic separator |
| US7461547B2 (en) | 2005-04-29 | 2008-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of downhole fluid analysis |
-
2007
- 2007-12-21 US US11/963,758 patent/US7849736B2/en active Active
-
2008
- 2008-12-03 GB GB1012235.6A patent/GB2469951B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-12-03 CA CA2709344A patent/CA2709344A1/en not_active Abandoned
- 2008-12-03 BR BRPI0821324A patent/BRPI0821324A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-12-03 RU RU2010130459/03A patent/RU2479716C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-12-03 WO PCT/IB2008/003315 patent/WO2009090460A2/en active Application Filing
-
2010
- 2010-06-18 NO NO20100876A patent/NO20100876L/no not_active Application Discontinuation
- 2010-11-09 US US12/942,031 patent/US8909478B2/en active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2074316C1 (ru) * | 1988-09-23 | 1997-02-27 | Шлюмбергер Оверсиз, С.А. | Устройство для определения характеристик пласта в нисходящей скважине и способ определения характеристик пласта в нисходящей скважине |
| US5269180A (en) * | 1991-09-17 | 1993-12-14 | Schlumberger Technology Corp. | Borehole tool, procedures, and interpretation for making permeability measurements of subsurface formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010130459A (ru) | 2012-01-27 |
| CA2709344A1 (en) | 2009-07-23 |
| US7849736B2 (en) | 2010-12-14 |
| US8909478B2 (en) | 2014-12-09 |
| GB2469951B (en) | 2012-12-12 |
| NO20100876L (no) | 2010-09-17 |
| GB2469951A (en) | 2010-11-03 |
| US20090159260A1 (en) | 2009-06-25 |
| US20110054796A1 (en) | 2011-03-03 |
| BRPI0821324A2 (pt) | 2019-09-24 |
| WO2009090460A3 (en) | 2009-09-03 |
| WO2009090460A2 (en) | 2009-07-23 |
| GB201012235D0 (en) | 2010-09-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2479716C2 (ru) | Способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа | |
| US10884084B2 (en) | Systems and methods for tri-axial NMR testing | |
| AU2002300917B2 (en) | Method of predicting formation temperature | |
| RU2457326C2 (ru) | Инструмент и способ определения параметра пласта | |
| EP2649476B1 (en) | Calibration of an optical sensor | |
| US8132453B2 (en) | Method for analysis of pressure response in underground formations | |
| EP3019689B1 (en) | System and method for operating a pump in a downhole tool | |
| WO2012103069A2 (en) | Method and apparatus for evaluating fluid sample contamination by using multi sensors | |
| US9752432B2 (en) | Method of formation evaluation with cleanup confirmation | |
| CA3105359C (en) | Systems and methods for tri-axial nmr testing | |
| US8606522B2 (en) | Method to determine current gas saturation in a near-wellbore zone in a volatile oil formation | |
| WO2019070548A1 (en) | WETNESS OF HEAVY PETROLEUM TRAINING | |
| WO2019199304A1 (en) | Determining sub-surface formation wettability characteristics utilizing nuclear magnetic resonance and bulk fluid measurements | |
| RU2468198C1 (ru) | Способ определения свойств продуктивного пласта | |
| Mishra et al. | Downhole viscosity measurement: revealing reservoir fluid complexities and architecture | |
| Carlsen et al. | Simultaneous continuous monitoring of the drilling-fluid friction factor and density | |
| NO20191388A1 (en) | In-situ rheology behavior characterization using data analytics techniques | |
| Godefroy et al. | Discussion on formation fluid density measurements and their applications | |
| Al-Ajmi et al. | Introducing the vibrating wire viscometer for wireline formation testing: in-situ viscosity | |
| Lee et al. | Using Pv Tests For Bubble Point Pressures And Quality Control | |
| Lee et al. | Pressure test analysis of gas bearing formations | |
| Lee et al. | Precision Pressure Gradient through Disciplined Pressure Survey | |
| Tomar et al. | Novel Technology to Achieve the Fastest and Cleanest Formation Sample Data: An Introduction to Focused Sampling Probe Methodology | |
| Wu et al. | Pre-Job Modeling and Real-Time Measurements of In-Situ Fluid Properties Enable Efficient Focused-Fluid Sampling | |
| Denney | Reservoir Crude-Oil-Viscosity Estimation From Wireline-NMR Measurements-Rajasthan, India |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151204 |