[go: up one dir, main page]

RU2479714C1 - Method for obtaining three-dimensional distribution of formation permeability - Google Patents

Method for obtaining three-dimensional distribution of formation permeability Download PDF

Info

Publication number
RU2479714C1
RU2479714C1 RU2011135383/03A RU2011135383A RU2479714C1 RU 2479714 C1 RU2479714 C1 RU 2479714C1 RU 2011135383/03 A RU2011135383/03 A RU 2011135383/03A RU 2011135383 A RU2011135383 A RU 2011135383A RU 2479714 C1 RU2479714 C1 RU 2479714C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
permeability
oil
water
coefficient
formation
Prior art date
Application number
RU2011135383/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2011135383A (en
Inventor
Андрей Иванович Ипатов
Данила Николаевич Гуляев
Михаил Израилевич Кременецкий
Наталья Николаевна Черноглазова
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ")
Priority to RU2011135383/03A priority Critical patent/RU2479714C1/en
Publication of RU2011135383A publication Critical patent/RU2011135383A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2479714C1 publication Critical patent/RU2479714C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: proposed method involves determination based on results of well hydrodynamic investigations, which uncover the formation, which are averaged as per the section of values of current phase permeability, recalculation of current phase permeability to initial permeability as to oil in presence of residual water considering thermobaric conditions in the formation and information on relative phase permeabilities for each investigated well, calculation of non-homogeneous curve of initial permeability as to the section considering the results of geophysical investigations in an open shaft and profiles of influxes of operating phases, correlation of curves and build-up of three-dimensional distribution of permeability.
EFFECT: obtaining profiles as to depth of reliable permeability values, which are suitable to be used in a flow model.
2 cl, 6 dwg

Description

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования.The invention relates to oil production technologies, and in particular to methods of hydrodynamic modeling.

Одним из важнейших параметров при создании гидродинамических моделей является проницаемость пород. В настоящее время известно несколько способов определения проницаемости. Наиболее широко используется способ получения трехмерных распределений проницаемости с помощью интерполяции данных, полученных по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) на основе петрофизических зависимостей, полученных при анализе кернового материала (например, изобретение «Способ определения восстановления проницаемости горных пород», патент РФ №2224105, 30.08.2002). При этом используют проницаемость образцов, рассчитанную для газовой фазы.One of the most important parameters when creating hydrodynamic models is the permeability of rocks. Currently, several methods for determining permeability are known. The most widely used method of obtaining three-dimensional distribution of permeability by interpolating data obtained from the results of geophysical surveys of wells (GIS) based on petrophysical dependencies obtained in the analysis of core material (for example, the invention "Method for determining recovery of permeability of rocks", RF patent No. 2224105, 08/30/2002). In this case, the permeability of the samples calculated for the gas phase is used.

Однако такую проницаемость нельзя использовать при гидродинамических расчетах, так как:However, such a permeability cannot be used in hydrodynamic calculations, since:

1) в случае если коллектор высокопроницаемый и слабосцементированный, образцы керна, отобранные из самых проницаемых пропластков, будут рассыпаться и проницаемость в модели будет заниженной;1) if the collector is highly permeable and poorly cemented, core samples taken from the most permeable layers will crumble and the permeability in the model will be underestimated;

2) в случае если коллектор глинистый и низкопроницаемый, проницаемость для газа в таких образцах будет намного выше проницаемости для нефти, в результате проницаемость в модели будет сильно завышена.2) if the collector is clay and low permeability, the gas permeability in such samples will be much higher than the oil permeability, as a result, the permeability in the model will be greatly overestimated.

Кроме того, образцы будут непредставительны в случае неоднородного или трещиноватого пласта. Достоверности определений проницаемости с помощью ГИС также препятствует то, что на величину этого параметра помимо пористости влияют отсортированность зерен, их окатанность, тип цементирующего вещества, его распределение и количество.In addition, samples will not be representative in the case of a heterogeneous or fractured formation. The reliability of permeability determinations using GIS is also hindered by the fact that, in addition to porosity, the value of this parameter is affected by the sorting of grains, their roundness, type of cementitious substance, its distribution and quantity.

Известны способы оценки проницаемости с помощью опробователя пластов на кабеле (ОПК) (например, изобретение «Постоянно эксцентрический опробователь пластов», патент РФ №2324818, 19.01.2004).Known methods for assessing permeability using a reservoir tester on a cable (OPK) (for example, the invention "Permanently eccentric reservoir tester", RF patent No. 2324818, 01/19/2004).

Однако при таком способе определения исследователь получает проницаемость по фильтрату бурового раствора в зоне изменения фильтрационных свойств («скиновой» зоне).However, with this method of determination, the researcher receives permeability of the mud filtrate in the zone of change in filtration properties (“skin” zone).

Еще одним офаничением ОПК является невозможность определения коэффициента продуктивности, необходимого для подбора насоса скважины, в связи с неполным охватом пласта, т.к. оценки носят точечный характер.Another goal of the defense industry is the impossibility of determining the productivity coefficient necessary for selecting a well pump, due to incomplete coverage of the reservoir, because estimates are point in nature.

С этим же связано последнее ограничение ОПК - выборочные оценки могут быть непредставительны в случае большой вертикальной изменчивости пласта, как это бывает в карбонатном разрезе.The last limitation of the defense industry is also associated with this - sample estimates may not be representative in the case of large vertical formation variability, as is the case in the carbonate section.

Также известны гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС), которые позволяют получать значения проницаемости, объективно отражающие условия фильтрации в пласте и потому наиболее пригодные для гидродинамических расчетов (например, изобретение «Способы и системы для определения свойств пластов подземных формаций», заявка №2008118158/03, 02.10.2006 или «Руководство по исследованию скважин» А.И.Гриценко и др. М., Наука, 1995, 523 с., глава 5 Газогидродинамические методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации, с.257-300).Well-known hydrodynamic methods of well research (well test), which allow to obtain permeability values objectively reflecting the filtration conditions in the formation and therefore most suitable for hydrodynamic calculations (for example, the invention "Methods and systems for determining the properties of the layers of underground formations", application No. 2008118158/03 , 02.10.2006 or “Guide to well research” A.I.Gritsenko et al. M., Nauka, 1995, 523 pp., Chapter 5 Gas-hydrodynamic methods of well research under unsteady filtration conditions, p.257-300).

Данные методы позволяют определить лишь среднее по работающей мощности пласта значение проницаемости, то есть не дают расчленения разреза. Кроме того, по мере разработки месторождения состав добываемого флюида изменяется и, как следствие, меняется текущая фазовая проницаемость, определяемая по ГДИС (например, изобретение «Способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта», патент РФ №2165017. 04.06.1999).These methods make it possible to determine only the average permeability value according to the working capacity of the formation, that is, they do not give a section cut. In addition, as the field develops, the composition of the produced fluid changes and, as a result, the current phase permeability determined by the well test changes (for example, the invention “A method for determining the relative phase permeability of a water-oil reservoir”, RF patent No. 2165017. 04.06.1999).

Задачей настоящего изобретения является получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели.An object of the present invention is to obtain depth profiles of reliable permeability values suitable for use in a hydrodynamic model.

Данная задача решается путем выполнения следующей последовательности действий:This problem is solved by performing the following sequence of actions:

1. В соответствии с аналогом во вскрывающих пласт скважинах проводят гидродинамические исследования (ГДИС), в результате чего по каждой из исследуемых скважин определяют значения проницаемости пласта

Figure 00000001
.1. In accordance with the analogue, hydrodynamic studies (Well Testing) are performed in the wells opening the formation, as a result of which the permeability of the formation is determined for each of the studied wells
Figure 00000001
.

Эти значения характеризуют среднюю по работающей мощности текущую фазовую проницаемость.These values characterize the average current permeability average in operating power.

2. Во вскрывающих пласт скважинах определяют профиль по глубине h проницаемости пласта по ГИС kГИС(h).2. In the wells opening the formation, the profile is determined by the depth h of the permeability of the formation according to GIS k GIS (h).

3. В каждой из исследованных скважин по результатам ГИС оценивают значение текущей нефтенасыщенности

Figure 00000002
В отсутствие данных ГДИС нефтенасыщеность оценивают по формуле Баклея-Леверетта на основе данных о доле воды в притоке φв и известных зависимостей относительных фазовых проницаемостей для воды
Figure 00000003
и нефти
Figure 00000004
от нефтенасыщенности:3. In each of the studied wells according to the results of well logging, the value of the current oil saturation is estimated
Figure 00000002
In the absence of well test data, oil saturation is estimated using the Buckley-Leverett formula based on data on the proportion of water in the influx φ in and the known dependences of the relative phase permeabilities for water
Figure 00000003
and oil
Figure 00000004
from oil saturation:

Figure 00000005
,
Figure 00000005
,

где

Figure 00000003
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды в зависимости от нефтенасыщенности Kн;Where
Figure 00000003
- coefficient of relative phase permeability for water, depending on the oil saturation K n ;

Figure 00000004
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности Kн;
Figure 00000004
- coefficient of relative phase permeability for oil, depending on oil saturation K n ;

µв - вязкость воды;µ in - viscosity of water;

µн - вязкость нефти.µ n - oil viscosity.

4. Полученное по ГДИС значение текущей фазовой проницаемости

Figure 00000006
(или подвижности
Figure 00000007
) пересчитывают в первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды
Figure 00000008
(с учетом значений фазовых проницаемостей при определенной по п.3 текущей насыщенности
Figure 00000002
) по формуле:4. Received by the well test value of the current phase permeability
Figure 00000006
(or mobility
Figure 00000007
) recalculated to the initial oil permeability in the presence of residual water
Figure 00000008
(taking into account the values of phase permeabilities at the current saturation determined by clause 3
Figure 00000002
) according to the formula:

Figure 00000009
,
Figure 00000009
,

где

Figure 00000010
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти при текущей насыщенности
Figure 00000002
;Where
Figure 00000010
- coefficient of relative phase permeability for oil at current saturation
Figure 00000002
;

Figure 00000011
- коэффициент относительной фазовой проницаемости воды при текущей насыщенности
Figure 00000002
;
Figure 00000011
- coefficient of relative phase permeability of water at current saturation
Figure 00000002
;

kфн - коэффициент подвижности нефтяной части коллектора;k fn is the mobility coefficient of the oil part of the reservoir;

kфв - коэффициент подвижности водной части коллектора;k fv is the coefficient of mobility of the water part of the reservoir;

Figure 00000012
- коэффициент проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды;
Figure 00000012
- oil permeability coefficient in the presence of residual water;

Figure 00000007
- значение подвижности нефти, полученное по ГДИС;
Figure 00000007
- value of oil mobility obtained by well test;

µв - вязкость воды;µ in - viscosity of water;

µн - вязкость нефти.µ n - oil viscosity.

5. По данным измерения профилей притока работающих фаз определяют эффективную работающую мощность пласта

Figure 00000013
.5. According to the measurement of the profiles of the influx of the working phases determine the effective working capacity of the reservoir
Figure 00000013
.

6. В пределах эффективной работающей мощности вычисляют среднюю проницаемость по результатам геофизических исследований скважин (ГИС)

Figure 00000014
.6. Within the effective operating power, the average permeability is calculated according to the results of well logging (GIS)
Figure 00000014
.

7. Находят отношение первоначальной проницаемости по нефти по остаточной воде (определенной по ГДИС) и проницаемости при ГИС

Figure 00000015
.7. Find the ratio of the initial oil permeability of the residual water (determined by well test) and permeability in well logging
Figure 00000015
.

8. С использованием данного отношения на основе известного распределения по глубине пласта проницаемости по ГИС kГИС(h) вычисляют неоднородную кривую (профиль) распределения проницаемости по ГДИС по разрезу пласта kГДИС(h).8. Using this ratio, on the basis of the well-known distribution of the permeability permeability along the GIS k GIS (h), an inhomogeneous curve (profile) of the distribution of permeability along the well flow over the section of the well k well (h) is calculated .

9. Используя профили kГДИС(h) по всем исследованным скважинам, осуществляют построение трехмерного распределения проницаемости.9. Using the profiles k well (h) for all investigated wells, carry out the construction of a three-dimensional distribution of permeability.

Пример практической реализации способа представлен на фиг.1-6.An example of a practical implementation of the method is presented in figures 1-6.

На фиг.1 приведены результаты гидродинамических исследований по одной из скважин ***** месторождения.Figure 1 shows the results of hydrodynamic studies on one of the wells ***** field.

На фиг.2 представлены результаты интерпретации цикла восстановления давления.Figure 2 presents the results of the interpretation of the pressure recovery cycle.

Согласно п.1 описания была определена средняя по работающей мощности текущая фазовая проницаемость по исследуемому пласту (0.4 мД).According to paragraph 1 of the description, the average current permeability of the studied formation was determined by the average operating power (0.4 mD).

На фиг.3 приведена таблица, представляющая результаты интерпретации ГИС по этим же скважине и пласту.Figure 3 is a table showing the results of the interpretation of the GIS for the same well and reservoir.

Согласно п.п.2 и 3 описания были оценены профиль проницаемости по глубине (колонка Кпр) и значения текущей нефтенасыщенности (колонка Кнг).According to items 2 and 3 of the description, the depth permeability profile (KPR column) and the current oil saturation value (Kng column) were estimated.

Рассчитанная в соответствии с п.4 на основе фазовой проницаемости проницаемость по нефти по остаточной воде составляет 0.4 мД.The oil permeability to residual water calculated in accordance with clause 4 based on phase permeability is 0.4 mD.

Эффективная работающая мощность пласта (п.5 описания) составляет 11.8 м (по результатам ПГИ работает вся эффективная мощность пласта).The effective working capacity of the formation (paragraph 5 of the description) is 11.8 m (according to the PIP results, the entire effective capacity of the formation works).

Средняя проницаемость по ГИС в пределах эффективной работающей мощности (п.6 описания) составила 3 мД.The average GIS permeability within the effective working power (paragraph 6 of the description) was 3 mD.

Отношение первоначальной проницаемости по нефти по остаточной воде (определенной по ГДИС) и проницаемости при ГИС (п.7 описания) составило:The ratio of initial oil permeability to residual water (determined by well testing) and permeability during well logging (paragraph 7 of the description) was:

Figure 00000016
Figure 00000016

На фиг.4 представлен профиль распределения проницаемости по ГДИС по разрезу исследуемого пласта, рассчитанный с учетом данного отношения (п.8 описания).Figure 4 presents the profile of the distribution of permeability for well over the cross section of the studied reservoir, calculated taking into account this relationship (paragraph 8 of the description).

В результате корреляции данных профилей по всем исследованным скважинам (п.9 описания), вскрывающим данный пласт, было получено трехмерное распределение проницаемости (фиг.5).As a result of the correlation of these profiles for all the studied wells (paragraph 9 of the description) that open this layer, a three-dimensional distribution of permeability was obtained (Fig. 5).

Полученные в результате реализации заявляемого способа достоверные данные о распределении проницаемости по простиранию и мощности пласта позволили произвести качественную настройку истории разработки в цифровой гидродинамической модели пласта (фиг.6).Obtained as a result of the implementation of the proposed method, reliable data on the distribution of permeability along strike and thickness of the formation allowed a qualitative adjustment of the development history in the digital hydrodynamic model of the formation (Fig.6).

Claims (2)

1. Способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта, включающий проведение гидродинамических исследований вскрывающих пласт скважин, определение по каждой из исследуемых скважин значений проницаемости пласта
Figure 00000001
, определение средней текущей фазовой проницаемости
Figure 00000006
или подвижности
Figure 00000007
, отличающийся тем, что по глубине h определяют профиль проницаемости пласта kГИС(h), затем оценивают значение текущей нефтенасыщенности по каждой из исследованных скважин
Figure 00000002
, после чего значение текущей фазовой проницаемости пересчитывают в значение первоначальной проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды
Figure 00000008
по формуле:
Figure 00000017

где
Figure 00000010
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти при текущей насыщенности
Figure 00000002
;
Figure 00000011
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды при текущей насыщенности
Figure 00000002
;
kфн - коэффициент подвижности нефтяной части коллектора;
kфв - коэффициент подвижности водной части коллектора;
Figure 00000018
- коэффициент проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды;
Figure 00000007
- значение подвижности нефти, полученное по ГДИС;
µв - вязкость воды;
µн - вязкость нефти;
далее по данным измерения профилей притока работающих фаз определяют эффективную работающую мощность пласта
Figure 00000019
, в пределах эффективной работающей мощности вычисляют среднюю проницаемость
Figure 00000014
, находят отношение первоначальной проницаемости, определенной по гидродинамическим исследованиям к проницаемости, определенной по геофизическим исследованиям
Figure 00000015
, и на основе распределения проницаемости по глубине пласта kГИС(h) вычисляют неоднородную кривую распределения проницаемости по разрезу пласта kГДИС(h), используя профили kГДИС(h) по всем исследованным скважинам, и осуществляют построение трехмерного распределения проницаемости.1. A method of obtaining a three-dimensional distribution of formation permeability, including conducting hydrodynamic studies of the wells opening the formation, determining permeability values for each of the studied wells
Figure 00000001
, determination of the average current phase permeability
Figure 00000006
or mobility
Figure 00000007
characterized in that the depth permeability profile k of the well logging k (h) is determined by depth h, then the current oil saturation value for each of the studied wells is estimated
Figure 00000002
after which the value of the current phase permeability is converted into the value of the initial oil permeability in the presence of residual water
Figure 00000008
according to the formula:
Figure 00000017

Where
Figure 00000010
- coefficient of relative phase permeability for oil at current saturation
Figure 00000002
;
Figure 00000011
- coefficient of relative phase permeability for water at current saturation
Figure 00000002
;
k fn is the mobility coefficient of the oil part of the reservoir;
k fv is the coefficient of mobility of the water part of the reservoir;
Figure 00000018
- oil permeability coefficient in the presence of residual water;
Figure 00000007
- value of oil mobility obtained by well test;
µ in - viscosity of water;
µ n - oil viscosity;
Further, according to the measurement of the profiles of the influx of the working phases, the effective working capacity of the formation is determined
Figure 00000019
, within the effective operating power calculate the average permeability
Figure 00000014
find the ratio of the initial permeability determined by hydrodynamic studies to the permeability determined by geophysical studies
Figure 00000015
And based on the depth k GIS (h) calculating formation permeability distribution inhomogeneous distribution curve of slit formation permeability k well test (h), using the well test profiles k (h) for all examined wells, and builds a three-dimensional distribution of permeability. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефтенасыщеность оценивают по формуле Баклея-Леверетта на основе данных о доле воды в притоке φв и известных зависимостей относительных фазовых проницаемостей для воды
Figure 00000003
и нефти
Figure 00000004
от нефтенасыщенности
Figure 00000020

где
Figure 00000004
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности Kн;
Figure 00000003
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды в зависимости от нефтенасыщенности Kн;
µв - вязкость воды;
µн - вязкость нефти. 2. The method according to claim 1, characterized in that the oil saturation is estimated according to the Buckley-Leverett formula based on data on the proportion of water in the influx φ in and the known dependences of the relative phase permeabilities for water
Figure 00000003
and oil
Figure 00000004
from oil saturation
Figure 00000020

Where
Figure 00000004
- coefficient of relative phase permeability for oil, depending on the oil saturation K n ;
Figure 00000003
- coefficient of relative phase permeability for water, depending on the oil saturation K n ;
µ in - viscosity of water;
µ n - oil viscosity.
RU2011135383/03A 2011-08-24 2011-08-24 Method for obtaining three-dimensional distribution of formation permeability RU2479714C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011135383/03A RU2479714C1 (en) 2011-08-24 2011-08-24 Method for obtaining three-dimensional distribution of formation permeability

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011135383/03A RU2479714C1 (en) 2011-08-24 2011-08-24 Method for obtaining three-dimensional distribution of formation permeability

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011135383A RU2011135383A (en) 2013-02-27
RU2479714C1 true RU2479714C1 (en) 2013-04-20

Family

ID=49120034

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011135383/03A RU2479714C1 (en) 2011-08-24 2011-08-24 Method for obtaining three-dimensional distribution of formation permeability

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2479714C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2524719C1 (en) * 2013-04-23 2014-08-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Determination of dead and slightly drained oil zones in heterogeneous reservoirs
RU2558549C1 (en) * 2014-03-31 2015-08-10 Алексей Михайлович Зиновьев Method of research and interpretation of results of well research
RU2741886C1 (en) * 2020-10-22 2021-01-29 Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" Method for determining influence profile in horizontal oil wells using microbiomic analysis

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114635682B (en) * 2022-04-13 2024-08-13 中海石油(中国)有限公司海南分公司 Multi-layer production capacity prediction method based on wellbore multi-permeability coupling

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2165017C2 (en) * 1999-06-24 2001-04-10 Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция" Method of determining relative phase permeability of water-oil formation
RU2432462C2 (en) * 2005-10-07 2011-10-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Procedure and systems for determination of characteristics of beds of underground formations

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2165017C2 (en) * 1999-06-24 2001-04-10 Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция" Method of determining relative phase permeability of water-oil formation
RU2432462C2 (en) * 2005-10-07 2011-10-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Procedure and systems for determination of characteristics of beds of underground formations

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2524719C1 (en) * 2013-04-23 2014-08-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Determination of dead and slightly drained oil zones in heterogeneous reservoirs
RU2558549C1 (en) * 2014-03-31 2015-08-10 Алексей Михайлович Зиновьев Method of research and interpretation of results of well research
RU2741886C1 (en) * 2020-10-22 2021-01-29 Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" Method for determining influence profile in horizontal oil wells using microbiomic analysis

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011135383A (en) 2013-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109838230B (en) Quantitative evaluation method for oil reservoir water flooded layer
CN106951660B (en) Sea facies clastic rock horizontal well reservoir logging interpretation method and device
CN112343587B (en) Identification characterization method for dominant seepage channel of ultralow permeability oil reservoir
CN105114064B (en) Method for Determining Saturation of Tight Sandstone Reservoir
RU2505676C2 (en) Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx
CN107917865A (en) A kind of tight sandstone reservoir multi-parameter Permeability Prediction method
RU2475646C1 (en) Method of construction of geologic and hydrodynamic model of oil and gas deposits
CN105659084A (en) Methods for estimating resource density using raman spectroscopy of inclusions in shale resource plays
RU2385413C1 (en) Method of evaluating current gas saturation in bottomhole zone of well in deposit of volatile oil
RU2479714C1 (en) Method for obtaining three-dimensional distribution of formation permeability
CN109826623B (en) Geophysical well logging identification method for tight sandstone reservoir bedding joints
RU2386027C1 (en) Definition method of current condensate saturation in hole-bottom region in gas-condensate reservoir bed
CN105401937A (en) Saturation index prediction method based on pore structure
CN105931125A (en) Method for predicting yield of compact oil staged multi-cluster volume fracturing horizontal well
CN106323835B (en) Method for determining cementing index of heterogeneous carbonate reservoir
RU2476670C1 (en) Method for determining filtration properties of jointly operating formations (versions)
CN115407402B (en) A multi-factor combined method for predicting high-quality sandstone reservoirs
RU2320869C1 (en) Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs
CN110593855B (en) Well logging resistivity correction method and oil layer identification method
CN110017136B (en) Water flooded layer identification and water production rate prediction method based on apparent water layer resistivity
RU2482271C1 (en) Method for determining relative phase permeabilities of formation
CN104632206B (en) Method and device for determining petroleum logging standard layer
CN108805158B (en) Compact oil reservoir lithogenous phase dividing method
RU2009143585A (en) METHOD FOR DEVELOPING AN INHOMOGENEOUS MASSIVE OR MULTIPLAST GAS-OIL OR OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSIT
CN111236934B (en) Method and device for determining flooding level

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20190408

Effective date: 20190408