RU2363845C1 - Method of evaluating permeability of saturated reservoir - Google Patents
Method of evaluating permeability of saturated reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2363845C1 RU2363845C1 RU2007148846/03A RU2007148846A RU2363845C1 RU 2363845 C1 RU2363845 C1 RU 2363845C1 RU 2007148846/03 A RU2007148846/03 A RU 2007148846/03A RU 2007148846 A RU2007148846 A RU 2007148846A RU 2363845 C1 RU2363845 C1 RU 2363845C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- permeability
- formation
- amplitude
- electric
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам определения проницаемости продуктивных насыщенных флюидами пластов.The invention relates to methods for determining the permeability of productive fluid saturated formations.
Известны способы определения проницаемости пласта, основанные на акустическом возбуждении насыщенного пласта и последующем использовании электрокинетического эффекта. Так, например, в патенте США №3599085 описан метод, в котором источник акустического сигнала опускается в скважину и используется для излучения низкочастотных акустических волн. Электрокинетические эффекты в окружающей горной породе, насыщенной флюидами, приводят к возникновению электрического поля, и это поле измеряется по меньшей мере в двух местах вблизи источника с помощью контактной площадки, касающейся стенки ствола скважины. Соотношение измеренных потенциалов зависит от электрокинетической эффективной глубины проникновения и показывает проницаемость пласта.Known methods for determining the permeability of the formation, based on the acoustic excitation of a saturated formation and the subsequent use of the electrokinetic effect. For example, US Pat. No. 3,599,085 describes a method in which an acoustic signal source is lowered into a well and used to emit low-frequency acoustic waves. The electrokinetic effects in the surrounding rock, saturated with fluids, lead to the appearance of an electric field, and this field is measured in at least two places near the source using a contact area touching the borehole wall. The ratio of the measured potentials depends on the electrokinetic effective penetration depth and shows the permeability of the formation.
В патенте США №2814017 описан метод определения проницаемости пласта, который заключается в измерении разности фаз между периодическими волнами давления, прошедшими через пласт, и потенциалами, порожденными колебательным движением пласта, которое вызвано этими волнами давления, и, наоборот, в подаче периодически меняющегося электрического тока в пластовый флюид с целью генерации периодических волн давления в пласте.US patent No. 2814017 describes a method for determining the permeability of a formation, which consists in measuring the phase difference between periodic pressure waves transmitted through the formation and potentials generated by the oscillatory movement of the formation, which is caused by these pressure waves, and, conversely, in the supply of periodically changing electric current into the formation fluid in order to generate periodic pressure waves in the formation.
Патент США №5417104 описывает способ оценки проницаемости пласта, в соответствии с которым акустические волны фиксированной частоты излучаются размещаемым в скважине источником и осуществляется последующее измерение результирующих электрокинетических потенциалов. Затем используется электрический источник фиксированной частоты с последующим измерением акустических откликов. Путем совместного использования полученных результатов определяется проницаемость, при условии, что электропроводность также должна быть измерена отдельно.US patent No. 5417104 describes a method for assessing the permeability of a formation, in accordance with which acoustic waves of a fixed frequency are emitted by a source placed in the well and subsequent measurement of the resulting electrokinetic potentials is carried out. Then an electric source of fixed frequency is used, followed by measurement of acoustic responses. By sharing the results obtained, permeability is determined, provided that the electrical conductivity must also be measured separately.
Описанные выше методы в сильной степени зависят от свойств стенки скважины.The methods described above are highly dependent on the properties of the well wall.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ определения проницаемости пласта, описанный в заявке ЕПВ 1577683, в соответствии с которым в скважину помещают каротажный прибор, содержащий акустический и электрические излучатели и датчики, осуществляют акустическое возбуждение пласта и регистрацию электрического отклика насыщенного пласта на акустическое возбуждение, затем осуществляют электромагнитное возбуждение пласта и последующую регистрацию акустического отклика на электромагнитное возбуждение. Дополнительно может быть измерен акустический отклик в ответ на акустическое возбуждение пласта. Оценку свойств пласта производят на основе анализа измеренных акустических и электрических сигналов. Основным недостатком данного способа является отсутствие методики и алгоритма проведения измерений и, как следствие, малая эффективность с точки зрения минимизации погрешности измерений.Closest to the claimed method is the method for determining the permeability of the formation described in the application EPO 1577683, according to which a logging device containing acoustic and electric emitters and sensors is placed in the well, the acoustic excitation of the formation is carried out and the electrical response of the saturated formation to acoustic excitation is recorded, then carry out electromagnetic excitation of the formation and subsequent registration of the acoustic response to electromagnetic excitation. Additionally, the acoustic response can be measured in response to the acoustic stimulation of the formation. Assessment of the properties of the formation is based on the analysis of the measured acoustic and electrical signals. The main disadvantage of this method is the lack of a methodology and algorithm for taking measurements and, as a result, low efficiency in terms of minimizing measurement error.
Заявленное изобретение направлено на определение проницаемости пласта при помощи комбинированных электроакустических и акустико-электрических измерений. Основным преимуществом изобретения является алгоритм реализации измерений, позволяющий сколь угодно минимизировать погрешность в процессе непрерывного каротажа. Поставленная задача решается тем, что в способе определения проницаемости пласта, включающем размещение в скважине каротажного прибора, содержащего акустический излучатель, расположенный в верхней части прибора, акустические датчики, электрические излучатели и электрические датчики, причем каждый акустический датчик расположен между электрическим датчиком и электрическим излучателем, осуществление акустического и электромагнитного возбуждения окружающего скважину пласта, последующую регистрацию акустических и электромагнитных откликов в ответ на возбуждение и определение проницаемости пласта на основе измеренных сигналов посредством системы сбора и обработки информации, каротажный прибор содержит по меньшей мере два акустических датчика, по меньшей мере два электрических излучателя и по меньшей мере два электрических датчика, после генерации акустического импульса измеряют акустическими датчиками амплитуду акустического отклика в ответ на акустическое возбуждение и электрическими датчиками амплитуду силы тока или напряжения, инициированного акустическим воздействием, осуществляют генерацию импульса напряжения при том же положении прибора и измеряют акустическими датчиками амплитуду акустического отклика, инициированного приложенным напряжением, при том же положении прибора по меньшей мере однократно повторяют акустическое возбуждение пласта с последующими измерениями амплитуды акустического отклика и амплитуды силы тока или напряжения и генерацию импульса напряжения с последующим измерением амплитуды акустического отклика, причем при каждом повторении осуществляют генерацию акустического импульса и импульса напряжения с увеличенными амплитудами, по полученным данным система сбора и обработки информации вычисляет проницаемость для каждого из подслоев пласта, расположенных напротив акустических датчиков прибора при данном положении прибора в скважине, при этом толщина подслоя равна расстоянию между смежными акустическими датчиками, перемещают прибор по стволу скважины на расстояние, равное расстоянию между смежными акустическими датчиками, и повторяют последовательность всех вышеперечисленных операций для каждого положения прибора, а результирующее значение проницаемости пласта вычисляется путем усреднения полученных значений проницаемости для каждого подслоя.The claimed invention is aimed at determining the permeability of the formation using combined electro-acoustic and acoustic-electric measurements. The main advantage of the invention is the measurement implementation algorithm, which allows you to arbitrarily minimize the error in the continuous logging process. The problem is solved in that in a method for determining the permeability of a formation, comprising placing in the well a logging tool containing an acoustic emitter located in the upper part of the instrument, acoustic sensors, electric emitters and electric sensors, each acoustic sensor located between an electric sensor and an electric emitter, acoustic and electromagnetic excitation of the formation surrounding the well, subsequent registration of acoustic and electromagnetic responses in response to stimulation and determination of the permeability of the formation based on the measured signals by the information collection and processing system, the logging tool contains at least two acoustic sensors, at least two electric emitters and at least two electric sensors, after generating an acoustic pulse, measure the acoustic the sensors the amplitude of the acoustic response in response to acoustic excitation and the electric sensors the amplitude of the current or voltage initiated by the acoustic it, they generate a voltage pulse at the same position of the device and measure the amplitude of the acoustic response initiated by the applied voltage with acoustic sensors, at the same position of the device repeat the acoustic stimulation of the formation at least once with subsequent measurements of the amplitude of the acoustic response and the amplitude of the current or voltage, and the generation of a voltage pulse with subsequent measurement of the amplitude of the acoustic response, and each repetition generates acoustic pulse and voltage pulse with increased amplitudes, according to the data obtained, the information collection and processing system calculates the permeability for each of the sublayers of the formation located opposite the acoustic sensors of the device at a given position of the device in the well, while the thickness of the sublayer is equal to the distance between adjacent acoustic sensors the device along the wellbore at a distance equal to the distance between adjacent acoustic sensors, and repeat the sequence of all the above operations s position for each instrument, and the resulting value of the formation permeability is calculated by averaging the obtained permeability values for each sublayer.
Для обеспечения максимально возможного количества измерений и минимизации погрешности при перемещении каротажного прибора вниз по скважине изначально каротажный прибор размещают в скважине таким образом, что самый нижний акустический датчик находится на уровне верхней границы исследуемого слоя пласта, а перемещение каротажного прибора осуществляют вниз по скважине до тех пор, пока самый верхний акустический датчик не достигнет нижней границы исследуемого пласта.To ensure the maximum possible number of measurements and minimize the error when moving the logging tool down the well, the logging tool is initially placed in the well so that the lowest acoustic sensor is at the upper boundary of the formation layer under study, and the logging tool is moved down the well until until the uppermost acoustic sensor reaches the lower boundary of the reservoir.
При перемещении каротажного прибора вверх по стволу скважины изначально каротажный прибор размещают в скважине таким образом, что самый верхний акустический датчик прибора находится на уровне нижней границы исследуемого слоя пласта, а перемещение каротажного прибора осуществляют вверх по скважине до тех пор, пока самый нижний акустический датчик не достигнет верхней границы исследуемого пласта.When moving the logging tool up the wellbore, the logging tool is initially placed in the well so that the uppermost acoustic sensor of the device is at the lower boundary of the layer of the studied layer, and the logging tool is moved up the well until the lowest acoustic sensor reaches the upper boundary of the reservoir.
Электрические излучатели могут одновременно являться электрическими датчиками.Electric emitters can simultaneously be electrical sensors.
В качестве электрических излучателей могут быть использованы электроды.Electrodes can be used as electric emitters.
Предлагаемая технология определения проницаемости пласта предусматривает непрерывное сканирование скважины по глубине с использованием комбинации двух различных измерений. Комбинация состоит в измерениях электрического отклика на акустическое возбуждение насыщенной горной погоды и последующей регистрации акустического отклика на электромагнитное возбуждение. Данные, полученные из упомянутых независимых измерений, несут в себе информацию о свойствах насыщенной породы и коэффициенте λ, характеризующем взаимосвязь инициирующего сигнала (электрического или акустического) и результирующего сигнала (акустического или электрического соответственно). Например, в случае приложения акустического сигнала электромагнитный отклик несет информацию о подвижности ионов в жидкости, заполняющей поровое пространство горной породы и о макроскопических свойствах, таких как проницаемость. Эти данные содержатся в вышеупомянутом коэффициенте взаимодействия λАЕ. При возбуждении породы электрическим сигналом величина акустического отклика зависит от того же набора параметров. Это дает возможность исключить коэффициент взаимодействия и получить данные о свойствах формации из вышеупомянутой комбинации измерений. Получение данных о проницаемости породы из одного типа амплитудных измерений невозможно с математической точки зрения, так как в этом случае система уравнений для нахождения проницаемости имеет большее количество уравнений, чем неизвестных.The proposed technology for determining the permeability of the formation provides for continuous scanning of the well in depth using a combination of two different measurements. The combination consists of measuring the electrical response to the acoustic excitation of saturated mountain weather and the subsequent recording of the acoustic response to electromagnetic excitation. The data obtained from the above independent measurements carry information about the properties of the saturated rock and the coefficient λ characterizing the relationship of the initiating signal (electric or acoustic) and the resulting signal (acoustic or electric, respectively). For example, in the case of the application of an acoustic signal, the electromagnetic response carries information on the mobility of ions in a fluid filling the pore space of a rock and on macroscopic properties such as permeability. These data are contained in the aforementioned interaction coefficient λ AE . When the rock is excited by an electric signal, the magnitude of the acoustic response depends on the same set of parameters. This makes it possible to exclude the interaction coefficient and obtain data on formation properties from the aforementioned combination of measurements. Obtaining data on rock permeability from one type of amplitude measurement is impossible from a mathematical point of view, since in this case the system of equations for finding permeability has a larger number of equations than unknown ones.
Амплитудные измерения «сигнал-отклик» являются наиболее простыми с точки зрения реализации и точными с точки зрения возможности увеличивать возбуждающий сигнал до приемлемого уровня на фоне шума. Поэтому в данном изобретении предлагается проводить именно амплитудные измерения. Используемое измерительное устройство должно быть откалибровано для устранения «паразитных» факторов, влияющих на амплитуду измеряемого сигнала.Amplitude measurements "signal-response" are the simplest from the point of view of implementation and accurate from the point of view of the ability to increase the exciting signal to an acceptable level against the background of noise. Therefore, in the present invention, it is proposed to carry out precisely amplitude measurements. The measuring device used must be calibrated to eliminate spurious factors affecting the amplitude of the measured signal.
Амплитудные значения акустического сигнала воздействия должны варьироваться в пределах, достаточных для того, чтобы измерения величины отклика как функции возмущающего сигнала укладывались в необходимую погрешность. Амплитуда электрического отклика должна измеряться совместно с амплитудой акустического воздействия в точке измерения. Затем для того же положения акустических датчиков необходимо инициировать электрический импульс и измерить акустический отклик. Целью перечисленных операций является получение амплитудной зависимости электрического отклика от возмущающего акустического воздействия и амплитуды акустического отклика от возмущающего электромагнитного сигнала.The amplitude values of the acoustic signal of exposure should vary within a range sufficient to ensure that the measurement of the response as a function of the disturbing signal fits into the necessary error. The amplitude of the electrical response should be measured in conjunction with the amplitude of the acoustic impact at the measurement point. Then, for the same position of the acoustic sensors, it is necessary to initiate an electrical impulse and measure the acoustic response. The purpose of these operations is to obtain the amplitude dependence of the electrical response from the disturbing acoustic effect and the amplitude of the acoustic response from the disturbing electromagnetic signal.
Уравнения электрокинетической теории сформулированы в [Steve Pride, Governing equations for the coupled electromagnetics and acoustics of porous media, Phys. Rev. В 50, 15678-15696 (1994)].The equations of electrokinetic theory are formulated in [Steve Pride, Governing equations for the coupled electromagnetics and acoustics of porous media, Phys. Rev. In 50, 15678-15696 (1994)].
Уравнения, описывающие превращения акустического и электромагнитного поля в насыщенной пористой среде, приведены ниже:The equations describing the transformation of the acoustic and electromagnetic fields in a saturated porous medium are given below:
J=L(ω)(-grad(pf)+ω2ρfus)+σ(ω)E.J = L (ω) (- grad (p f ) + ω 2 ρ f u s ) + σ (ω) E.
Здесь
Соответствующие аналитические оценки амплитуды силы тока (I) при акустическом возмущении амплитудой δр и амплитуды акустического сигнала Δр после инициирования импульса напряжения амплитудой V могут быть выражены в следующей форме:Corresponding analytical estimates of the amplitude of the current strength (I) under acoustic disturbance with the amplitude δp and the amplitude of the acoustic signal Δp after the initiation of a voltage pulse with amplitude V can be expressed in the following form:
где ηf - вязкость пластовой жидкости, deff - геометрический параметр, определяемый при калибровке измерительного прибора (приблизительно равный расстоянию между электродами), Sel - площадь поверхности электродов, s - насыщенность жидкостью, k(ω) - проницаемость, плотность пластовой жидкости, с - скорость звука в формации, L(ω) - коэффициент из уравнений Прайда, связывающий электрический и акустический сигналы.where η f is the viscosity of the formation fluid, d eff is the geometric parameter determined during the calibration of the measuring device (approximately equal to the distance between the electrodes), S el is the surface area of the electrodes, s is the saturation of the fluid, k (ω) is the permeability, density of the reservoir fluid, c is the speed of sound in the formation, L (ω) is the coefficient from the Pride equations, connecting electric and acoustic signals.
Экспериментальные зависимости аппроксимируются соотношениями:The experimental dependences are approximated by the relations:
IM=λAE·δpA I M = λ AE δp A
ΔpM=λEA·VA Δp M = λ EAV A
В этих соотношениях IM - измеряемая амплитуда силы тока, δрA - амплитуда прикладываемого акустического сигнала, δрM - измеряемая амплитуда акустического сигнала, VA - амплитуда прикладываемого напряжения.In these relations, I M is the measured amplitude of the current, δp A is the amplitude of the applied acoustic signal, δp M is the measured amplitude of the acoustic signal, V A is the amplitude of the applied voltage.
Таким образом, отношение проницаемости к вязкости:Thus, the ratio of permeability to viscosity:
Изобретение поясняется чертежами, на которых на фиг.1 показан каротажный прибор, используемый для реализации способа, на фиг.2 - полученные кривые зависимостей измеряемой амплитуды акустического сигнала от амплитуды прикладываемого напряжения и измеряемой амплитуды силы тока от амплитуды прикладываемого акустического сигнала.The invention is illustrated by drawings, in which Fig. 1 shows a logging tool used to implement the method, Fig. 2 shows the obtained dependences of the measured amplitude of the acoustic signal on the amplitude of the applied voltage and the measured amplitude of the current on the amplitude of the applied acoustic signal.
Заявленный способ определения проницаемости пласта может быть осуществлен следующим образом.The claimed method for determining the permeability of the formation can be carried out as follows.
Каротажный прибор 1, состоящий из расположенного в его верхней части акустического излучателя 2, по меньшей мере двух электрических излучателей, в качестве которых используют электроды 3, и набора акустических датчиков 4, каждый из которых размещен между парой электродов, помещают в скважину. Поскольку система обратима, то электрические излучатели - электроды 3 используют и в качестве электрических датчиков. Расстояние между каждой парой электродов 3 одинаково и равно расстоянию между акустическими датчиками 4. Каротажный прибор соединен с системой 5 сбора и обработки информации. В случае перемещения прибора 1 вниз по стволу скважины изначально самый нижний акустический датчик 4 может находиться на уровне верхней границы исследуемого пласта, в случае перемещения каротажного прибора 1 вверх по стволу скважины изначально самый верхний акустический датчик 4 может находиться на уровне нижней границы исследуемого пласта. Акустический излучатель 2 генерирует импульс с амплитудой Ps. Акустические датчики 4 измеряют амплитуду акустического отклика в соответствующих точках δрi, а соответствующие пары электродов 3 измеряют амплитуду силы тока Ii (или напряжения), инициированного акустическим воздействием (здесь и далее i - номер акустического датчика и соответствующей пары электродов). На втором шаге при том же положении прибора каждая пара электродов 3 генерирует импульс напряжения амплитудой Vi, и соответствующий акустический датчик измеряет амплитуду акустического отклика δрi, индуцированного приложенным напряжением.A
Измерения на первом и втором шагах повторяются с увеличенными значениями амплитуд возбуждающих сигналов Ps и Vi. Минимальная величина увеличения амплитуд обуславливается тем, что после увеличения возбуждающего сигнала увеличение измеряемого сигнала должно быть заметно на фоне шума. Количество таких измерительных циклов должно быть достаточным для вычисления λAE и λEA с необходимой точностью.The measurements in the first and second steps are repeated with increased values of the amplitudes of the exciting signals P s and V i . The minimum magnitude of the increase in amplitudes is determined by the fact that after an increase in the exciting signal, the increase in the measured signal should be noticeable against the background of noise. The number of such measurement cycles should be sufficient to calculate λ AE and λ EA with the necessary accuracy.
При данном положении прибора слой пласта, напротив которого находится прибор, подразделяется на подслои, число которых равно числу акустических датчиков прибора, находящихся напротив исследуемого пласта, а толщина каждого подслоя равна расстоянию между смежными акустическими датчиками (или электродами). Система сбора и обработки информации вычисляет λAE, λEA и проницаемость для каждого подслоя пласта при данном положении прибора.At this position of the device, the layer of the layer opposite which the device is located is divided into sublayers, the number of which is equal to the number of acoustic sensors of the device opposite the studied formation, and the thickness of each sublayer is equal to the distance between adjacent acoustic sensors (or electrodes). The information collection and processing system calculates λ AE , λ EA and permeability for each formation sublayer at a given instrument position.
Затем прибор перемещается вниз или вверх вдоль ствола скважины на расстояние δ, соответствующее расстоянию между соседними акустическими датчиками.Then the device moves down or up along the wellbore by a distance δ, corresponding to the distance between adjacent acoustic sensors.
После этого вся последовательность действий способа повторяется. Для обеспечения максимально возможного количества измерений она повторяется до тех пор, пока самый верхний акустический датчик каротажного прибора не достигнет нижней границы исследуемого пласта в случае перемещения прибора вниз вдоль ствола скважины или до тех пор, пока самый нижний акустический датчик каротажного прибора не достигнет верхней границы исследуемого пласта.After that, the entire sequence of actions of the method is repeated. To ensure the maximum possible number of measurements, it is repeated until the uppermost acoustic sensor of the logging tool reaches the lower boundary of the reservoir in case of moving the device down along the wellbore or until the lowest acoustic sensor of the logging tool reaches the upper boundary of the investigated layer.
Таким образом, для каждого подслоя пласта толщиной δ система обработки информации имеет n значений измеренной проницаемости (n - число акустических датчиков в приборе). Результирующее значение проницаемости вычисляется путем усреднения этих значений, что значительно уменьшает ошибку измерений. Соответствующий профиль проницаемости (зависимость проницаемости от глубины) может строиться в реальном масштабе времени и корректироваться по мере накопления информации для каждого подслоя.Thus, for each sublayer of a formation of thickness δ, the information processing system has n values of measured permeability (n is the number of acoustic sensors in the device). The resulting permeability value is calculated by averaging these values, which significantly reduces the measurement error. The corresponding permeability profile (dependence of permeability on depth) can be built in real time and adjusted as information is accumulated for each sublayer.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007148846/03A RU2363845C1 (en) | 2007-12-29 | 2007-12-29 | Method of evaluating permeability of saturated reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007148846/03A RU2363845C1 (en) | 2007-12-29 | 2007-12-29 | Method of evaluating permeability of saturated reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2363845C1 true RU2363845C1 (en) | 2009-08-10 |
Family
ID=41049624
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007148846/03A RU2363845C1 (en) | 2007-12-29 | 2007-12-29 | Method of evaluating permeability of saturated reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2363845C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118190275A (en) * | 2024-05-15 | 2024-06-14 | 华东交通大学 | Method and system for accurately detecting leakage of underground structure |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2814017A (en) * | 1953-05-26 | 1957-11-19 | Schlumberger Well Surv Corp | Methods for logging the formations traversed by a borehole |
| US3599085A (en) * | 1969-06-12 | 1971-08-10 | Schlumberger Technology Corp | Apparatus for well logging measuring and comparing potentials caused by sonic excitation |
| SU777610A1 (en) * | 1978-07-28 | 1980-11-07 | Государственный Трест "Татнефтегеофизика" | Method of determining the type of fluid saturating seam |
| SU1712926A1 (en) * | 1989-08-16 | 1992-02-15 | Производственное объединение "Татнефтегеофизика" | Method for evaluation of permeability of rock |
| US5717104A (en) * | 1992-07-22 | 1998-02-10 | Merck, Sharp & Dohme, Ltd. | Process for preparing indole derivatives containing a 1,2,4-triazol-1-yl substituent |
| RU2132560C1 (en) * | 1997-03-24 | 1999-06-27 | Халилов Вячеслав Шамильевич | Rock permeability evaluation technique |
| US6225806B1 (en) * | 1995-10-17 | 2001-05-01 | Court Services Limited | Electroseismic technique for measuring the properties of rocks surrounding a borehole |
| EP1577683A1 (en) * | 2004-03-16 | 2005-09-21 | Services Petroliers Schlumberger | Characterizing properties of a geological formation by coupled acoustic and electromagnetic measurements |
| RU2284413C1 (en) * | 2005-10-31 | 2006-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Гло-Бел нефтесервис" | Rock sample characteristics determination device |
-
2007
- 2007-12-29 RU RU2007148846/03A patent/RU2363845C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2814017A (en) * | 1953-05-26 | 1957-11-19 | Schlumberger Well Surv Corp | Methods for logging the formations traversed by a borehole |
| US3599085A (en) * | 1969-06-12 | 1971-08-10 | Schlumberger Technology Corp | Apparatus for well logging measuring and comparing potentials caused by sonic excitation |
| SU777610A1 (en) * | 1978-07-28 | 1980-11-07 | Государственный Трест "Татнефтегеофизика" | Method of determining the type of fluid saturating seam |
| SU1712926A1 (en) * | 1989-08-16 | 1992-02-15 | Производственное объединение "Татнефтегеофизика" | Method for evaluation of permeability of rock |
| US5717104A (en) * | 1992-07-22 | 1998-02-10 | Merck, Sharp & Dohme, Ltd. | Process for preparing indole derivatives containing a 1,2,4-triazol-1-yl substituent |
| US6225806B1 (en) * | 1995-10-17 | 2001-05-01 | Court Services Limited | Electroseismic technique for measuring the properties of rocks surrounding a borehole |
| RU2132560C1 (en) * | 1997-03-24 | 1999-06-27 | Халилов Вячеслав Шамильевич | Rock permeability evaluation technique |
| EP1577683A1 (en) * | 2004-03-16 | 2005-09-21 | Services Petroliers Schlumberger | Characterizing properties of a geological formation by coupled acoustic and electromagnetic measurements |
| RU2284413C1 (en) * | 2005-10-31 | 2006-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Гло-Бел нефтесервис" | Rock sample characteristics determination device |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПОМЕРАНЕЦ Л.И. и др. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981, с.160-186. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118190275A (en) * | 2024-05-15 | 2024-06-14 | 华东交通大学 | Method and system for accurately detecting leakage of underground structure |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8682587B2 (en) | Method and apparatus for determining the permeability of earth formations | |
| CN101263404B (en) | High resolution resistivity earth imager | |
| RU2324813C2 (en) | Method and device for determining shape of cracks in rocks | |
| CA2614670C (en) | High resolution resistivity earth imager | |
| US6886632B2 (en) | Estimating formation properties in inter-well regions by monitoring saturation and salinity front arrivals | |
| CN109753755A (en) | A kind of method of determining reservoir water saturation | |
| US8598882B2 (en) | Method of monitoring a hydrocarbon reservoir | |
| US8005619B2 (en) | Method of determining reservoir parameters | |
| RU2475782C2 (en) | Nondestructive determination of pore size distribution and distribution of fluid flow velocities | |
| EP1577683B1 (en) | Characterizing properties of a geological formation by coupled acoustic and electromagnetic measurements | |
| US7944211B2 (en) | Characterization of formations using electrokinetic measurements | |
| RU2414595C1 (en) | Method to determine relative permeability ratios of formation | |
| US7259564B2 (en) | Method and device for determining the position of an interface in relation to a bore hole | |
| RU2325523C2 (en) | Method and device for definition of resistivity of geologic bed through which cased well passes | |
| RU2363845C1 (en) | Method of evaluating permeability of saturated reservoir | |
| WO2009091283A2 (en) | A method of saturated formation permeability determination | |
| US7679992B2 (en) | Wettability from electro-kinetic and electro-osmosis measurements | |
| US20080105426A1 (en) | Method and Apparatus for Estimating the Permeability Distribution During a Well Test | |
| CN101498644B (en) | Wettability measurement employing dynamic electricity and electroosmosis | |
| RU2468198C1 (en) | Method for determining properties of productive formation | |
| EP2317344A1 (en) | Method and system to monitor a hydrocarbon reservoir | |
| CN114935319B (en) | Multi-offset-range seismoelectric frequency spectrum ratio acquisition method and method for monitoring diving surface | |
| RU2478223C1 (en) | Evaluation method of formation resistivity at investigations of wells cased with metal string | |
| RU2242029C2 (en) | Method for determining water saturation and fraction of sand bed with use of tool for forming image of specific resistance in drill well, tool for transverse induction logging services and tensor water saturation model | |
| RU2379715C2 (en) | Method of measuring permeability of porous stratum |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191230 |