RU2010130459A - 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
- RU2010130459A RU2010130459A RU2010130459/03A RU2010130459A RU2010130459A RU 2010130459 A RU2010130459 A RU 2010130459A RU 2010130459/03 A RU2010130459/03 A RU 2010130459/03A RU 2010130459 A RU2010130459 A RU 2010130459A RU 2010130459 A RU2010130459 A RU 2010130459A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- formation
- viscosity
- relative permeability
- ratio
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 20
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 12
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims 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
- 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
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 упомянутого 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 упомянутая 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 текуче
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 упомянутого 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 упомянутая 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 упомянутое 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 true RU2010130459A (ru) | 2012-01-27 |
| RU2479716C2 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 |
| US8805616B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method to characterize underground formation |
| US9033043B2 (en) * | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Wettability analysis of disaggregated material |
| 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 |
| 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 |
| US11768191B2 (en) | 2014-11-06 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for estimation of oil formation volume factor |
| 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 |
Family Cites Families (9)
| 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 |
| US4860581A (en) * | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
| US5269180A (en) * | 1991-09-17 | 1993-12-14 | Schlumberger Technology Corp. | Borehole tool, procedures, and interpretation for making permeability measurements of subsurface formations |
| 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 RU RU2010130459/03A patent/RU2479716C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-12-03 BR BRPI0821324A patent/BRPI0821324A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-12-03 WO PCT/IB2008/003315 patent/WO2009090460A2/en not_active Ceased
-
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
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20100876L (no) | 2010-09-17 |
| BRPI0821324A2 (pt) | 2019-09-24 |
| US8909478B2 (en) | 2014-12-09 |
| RU2479716C2 (ru) | 2013-04-20 |
| WO2009090460A2 (en) | 2009-07-23 |
| GB2469951A (en) | 2010-11-03 |
| US7849736B2 (en) | 2010-12-14 |
| GB2469951B (en) | 2012-12-12 |
| GB201012235D0 (en) | 2010-09-08 |
| US20090159260A1 (en) | 2009-06-25 |
| WO2009090460A3 (en) | 2009-09-03 |
| US20110054796A1 (en) | 2011-03-03 |
| CA2709344A1 (en) | 2009-07-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2010130459A (ru) | Способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа | |
| CN111810119B (zh) | 一种高压碳酸盐岩有水气藏气井产能计算方法 | |
| US20160061022A1 (en) | Hydrocarbon Well Performance Monitoring System | |
| RU2004139037A (ru) | Способ анализа параметров пластов горных пород в условиях скважины | |
| CN103090913B (zh) | 天然气和凝析油/水的气液两相流量测量方法及装置 | |
| GB2581064A (en) | Real time measurement of mud properties for optimization of drilling parameters | |
| EA201101271A1 (ru) | Измерение объемного расхода бурового раствора в межтрубном пространстве во время бурения и использование полученных данных для выявления нарушений в скважине | |
| CN104612659B (zh) | 一种低气液比气井临界携液量的确定方法 | |
| RU2002125520A (ru) | Способ определения характеристик формации, через которую проходит буровая скважина | |
| CN103590812A (zh) | 一种气井积液量的计算方法、计算装置及确定方法 | |
| Li et al. | Pressures acting in counter-current spontaneous imbibition | |
| WO2009045816A3 (en) | Method and system for interpreting swabbing tests using nonlinear regression | |
| WO2004099552A3 (en) | Determining gradients using a multi-probed formation tester | |
| CN102748007A (zh) | 一种试井分析方法及装置 | |
| CN110552685B (zh) | 一种结蜡井利用地面功图计算油井动液面的方法 | |
| RU2008134796A (ru) | Способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин | |
| EA200600056A1 (ru) | Измерение параметров потока с помощью ямр при бурении | |
| CN109918769A (zh) | 利用瞬时方程计算缝洞型油藏非稳态水侵水侵量的方法 | |
| CN104405364A (zh) | 一种油井生产特性评价方法及装置 | |
| Carlsen et al. | Simultaneous continuous monitoring of the drilling-fluid friction factor and density | |
| CN103498661A (zh) | 一种确定油藏高压物性参数的方法 | |
| US20210270124A1 (en) | Method for distinguishing authenticity of high-pressure physical property parameters of oil reservoirs | |
| RU2521091C1 (ru) | Способ определения давления насыщения нефти газом | |
| CN104213908A (zh) | 井下储存式流量及含水监测仪 | |
| RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151204 |