BRPI0515978B1 - método para monitorar uma ou mais propriedades de um reservatório de hidrocarboneto - Google Patents
método para monitorar uma ou mais propriedades de um reservatório de hidrocarboneto Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0515978B1 BRPI0515978B1 BRPI0515978A BRPI0515978A BRPI0515978B1 BR PI0515978 B1 BRPI0515978 B1 BR PI0515978B1 BR PI0515978 A BRPI0515978 A BR PI0515978A BR PI0515978 A BRPI0515978 A BR PI0515978A BR PI0515978 B1 BRPI0515978 B1 BR PI0515978B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- fluid
- resistivity
- monitoring
- formation
- data
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 67
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 2
- 230000004071 biological effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 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
- E21B49/008—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 by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- 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
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
- G01V9/02—Determining existence or flow of underground water
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
"método para monitorar uma ou mais propriedades de um reservatório de hidrocarboneto" método para monitorar uma ou mais propriedades de reservatórios de hidrocarboneto, por meio de injeção de fluido(s) rastreador(es) em pelo menos um furo de sondagem. o fluido de injeção ou possui uma resistividade diferente da formação e/ou fluidos de formação, ou tem a capacidade de modificar a resistividade da formação e/ou fluidos de formação. o mapeamento de resistividade é executado para monitorar a zona de resistividade alterada, causada pelo(s) fluido(s) rastreador(es) injetado(s) e portanto entender as propriedades da distribuição de fluido e caminho de fluxo dentro do reservatório.
Description
“MÉTODO PARA MONITORAR UMA OU MAIS PROPRIEDADES DE UM RESERVATÓRIO DE HIDROCARBONETO” A presente invenção relaciona-se a mapeamento geofísico de propriedades físicas da sub superfície. Mais especificamente, a presente invenção relaciona-se à injeção de fluidos rastreadores com o objetivo de monitorar a distribuição e migração subseqüente do rastreador dentro de um reservatório cheio de hidrocarboneto, como um meio para estudar as propriedades e conteúdo de fluido e movimento de fluido dentro do reservatório. A capacidade de uma formação geológica de permitir a passagem de fluidos, é dependente do tamanho dos poros, sua conectividade (permeabilidade) e das propriedades do fluido. A permeabilidade efetiva também depende das saturações relativas dos vários fluidos dentro dos poros. Dentro de reservatórios de hidrocarboneto, a permeabilidade afeta o caminho do fluxo de ambos fluidos de formação e fluidos injetados dentro do reservatório. É benéfico conhecer as permeabilidades do reservatório para otimizar estratégias de produção. Várias tentativas têm sido feitas para traçar o fluxo de fluido dentro do reservatório usando rastreadores colocados em poços de injeção e detectados durante a produção. A Patente US 6.645.769 descreve tal tecnologia. O uso destes métodos está limitado pelo fato de que rastreadores podem somente ser detectados no poço de produção e pelo menos dois poços precisam ser perfurados.
Outros métodos propõe o uso de propriedades acústicas de fluidos de injeção, no sentido de traçar sua distribuição espacial através do tempo (Patente US 4.479.204; 4.969.130; 5.586.082; 6.438.069). Tais métodos são limitados pelo fato de que as propriedades acústicas não são sempre uma medida confiável da composição do fluido. O objetivo da presente invenção é superar as limitações dos métodos acima mencionados, injetando fluido(s) rastreador(es) em um reservatório de hidrocarboneto que pode ser sentido por técnica de mapeamento de resistividade como um meio para estudar as propriedades e conteúdo de fluido e movimento de fluido dentro do reservatório. O fluido(s) rastreador(es) pode(m) ser qualquer fluido que possua uma condutividade diferente daquela dos fluidos do reservatório. O método é usado para monitorar e estudar as propriedades e/ou extensão geométrica de uma formação geológica e/ou dos fluidos dentro dela. O método envolve a injeção de fluido(s) em pelo menos um furo de sondagem. Tal(is) fluido(s) injetado(s) tem(terão) uma resistividade que contrasta com a formação geológica e/ou fluidos de formação e/ou modificarão a resistividade da formação ou os fluidos da formação. As modificações que resultam da injeção de fluido(s) será(ão) mapeada(s) usando técnicas de mapeamento de resistividade. Diversas técnicas de mapeamento de resistividade existentes estão disponíveis para tal finalidade. Na etapa final, os dados são interpretados. Técnicas de mapeamento de resistividade gerais são descritas, por exemplo, pelas Patentes US 4.617.518; 4.633.182; 5.770.945; 6.603.313; 6.842.006 e 6.717.411. Estudos de lapso de tempo de resistividade remota têm sido previamente usados para estudos ambientais e de engenharia 8Loke, M.H. 1999: (Electrical imaging surveys for environmental and engineering studies). O mapeamento das soluções condutiva/resistiva injetadas tem sido usado na estimativa de configurações de fluxo de água de subsolo (Aaltonen, J. 2001: Ground monitoring using resistivity measurements in glaciated terrains.; Park, S. 1998: Fluid migration in the vadose zone from 3D inversion of resistivity monitoring data.; Patente US 5.825.188). Um método para mapeamento combinado de resistividade de superfície e furo de poço para fins de monitoração de reservatório é descrito pela Patente US 6.739.165. Um aparelho para monitoração de lapso de tempo de resistividade é descrito na patente PCT WO 03/023452, Uma descrição mais geral de levantamentos de resistividade remota adequados para mapeamento de um fluido condutivo/resistivo injetado é dado por Kaufman and Hoekstra (Kaufman A.A., and Hoekstra, P., 2001: Electromagnetic soundings. Elsevier).
As técnicas usadas para mapear a resistividade da formação, fluidos de formação e/ou fluido(s) injetado(s) podem ser remotas, diretas ou uma combinação das duas. Estas podem ser aplicadas em ambos domínio da freqüência ou domínio do tempo. Métodos podem incluir, porém não estão restritos a efetuar mapeamento da resistividade usando métodos eletromagnéticos de fonte controlada, magneto telúrica, galvânica ou quaisquer combinações destes. Os dados podem ser coletados por levantamento aéreo, a partir de medições terrestres ou medições marítimas. A coleta de dados pode também ser obtida dentro da sub superfície usando detectores colocados dentro de um ou mais foros de sondagem. A fonte do campo eletromagnético, elétrico ou magnético pode ser aérea, terrestres ou marítima ou colocada dentro do furo de sondagem. O invólucro do furo de sondagem e/ou poço pode também ser usado como uma fonte ou parte de uma fonte. Qualquer combinação de localização de fonte e receptor é potencialmente possível. O rastreador é um fluido de injeção com uma resistividade elétrica que contrasta com a formação e/ou fluidos de formação o(s) fluido(s) de injeção pode(m) ter também a capacidade de modificar a resistividade da formação ou fluidos de formação por meios biológicos, químicos ou físicos. A resistividade do fluido(s) injetado(s) pode ser modificada através do tempo, para habilitar o rastreador do movimento do fluido com a formação. A distribuição de fluido injetado em um certo instante ou a intervalos de tempo é detectada e mapeada usando técnicas de mapeamento de resistividade remotas e/ou diretas bem conhecidas na geofísica. A resistividade elétrica é um parâmetro que é altamente dependente do tipo de fluido. O mapeamento de resistividade tem sido usado para prospecção de hidrocarboneto conforme descrito nas Patentes US 4.617.518; 4.633.182; 6.603.313; 5.770.945; 6.842.606 e 6.717.411. Seu uso para fins de monitoração de reservatório é descrito na Patente US 6.739.165. O método pode ser usado uma vez que pelo menos um furo de sondagem tenha sido perfurado na formação. O método pode incluir efetuar observações de resistividade na formação, antes da injeção, embora isto não seja essencial. Em adição, o(s) fluido(s) injetado(s) ou mistura de fluidos injetados e de formação podem ser inflamados. Mapeando a resistividade uma vez ou a intervalos de tempo selecionados durante e/ou após a injeção, o caminho de fluxo do(s) fluido(s) injetado(s) e conseqüentemente, a estrutura de permeabilidade e conteúdo de fluido da formação pode ser determinado. A resistividade ou outras propriedades do(s) fluido(s) rastreador(es) injetado(s) podem ser variadas com o tempo. O procedimento de monitorar e executar mapeamento de resistividade pode envolver processamento, migração, modelagem e/ou inversão dos dados. O lapso de tempo dos dados pode ser processado por inversão conjunta e/ou processamento conjunto dos dados de resistividade coletados a diferentes intervalos de tempo.
Dados sísmicos, de gravidade, magnéticos e outros dados geofísicos, em adição a dados geológicos, dados de produção, modelagem de reservatório e simulação de reservatório podem também ser usados em qualquer combinação com medições de resistividade para mapear a distribuição do(s) fluido(s) injetado(s) ou seus efeitos de alteração. Isto inclui o uso de dados antes, durante e/ou após o mapeamento de resistividade. É bem conhecido que levantamentos sísmicos são pobres para detectar propriedades e distribuição de fluido, enquanto estas propriedades são melhor detectadas por levantamentos de resistividade. A abordagem de traço de acordo com a presente invenção provê então vantagens significativas sobre os métodos existentes.
Aplicações da invenção incluem: 1) A monitoração da distribuição de fluido dentro de um reservatório de hidrocarboneto antes e durante a produção. 2) A estimativa do conteúdo de fluido (incluindo saturação), porosidade e estrutura de permeabilidade de um reservatório cheio de hidrocarboneto ou reservatório análogo.
Exemplo Um exemplo de uma aplicação típica da invenção seria na produção de hidrocarboneto para fins de recuperação melhorada. Neste caso, o fluido de injeção poderíam ser, porém não limitado a soluções de ácido hidroclorídrico (HCl) e/ou cloreto de sódio (NaCl) em água, as quais são altamente condutoras. A injeção de tal(is) fluido(s) rastreador(es) em um reservatório causará um contraste de alta resistividade com respeito às formações em tomo e os hidrocarbonetos dentro do reservatório. Tais contraste de resistividade podem ser identificados usando métodos de mapeamento adequados, incluindo os existentes. Por exemplo, é possível usar sondagem eletromagnética de fonte controlada onde uma antena dipolo horizontal e um conjunto de receptores de campo eletromagnético são colocados no fundo do mar ou de acordo com qualquer outra configuração de configuração de aquisição relevante. Similarmente, o contraste de resistividade pode ser identificado colocando uma ou mais antenas dipolo e/ou um ou mais receptores dentro dos poços. Existe um número de configurações diferentes que possuem o potencial para identificar os contrastes de resistividade e a idéia é flexível para diferentes configurações. Estudando a propagação do(s) fluido(s) rastreador(es) é possível estimar os parâmetros do reservatório, incluindo movimento de hidrocarboneto, conteúdo de fluido, permeabilidade, porosidade e mais. Pode haver benefícios adicionais de injetar fiuido(s) rastreador(es), tais como recuperação aumentada pela permeabilidade e porosidade secundária melhorada.
REIVINDICAÇÕES
Claims (16)
1. Método para monitorar uma ou mais propriedades de um reservatório de hidrocarboneto com pelo menos um furo de sondagem, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: injetar em pelo menos um furo de sondagem um fluido rastreador que possui resistividade diferente da resistividade da formação e/ou fluido(s) de formação e/ou é capaz de modificar a resistividade da formação e/ou fluido(s) de formação; monitorar remotamente, no oceano ou na terra, a resistividade alterada da formação e/ou fluido(s) de formação causada pelo fluido(s) rastreador(es) injetado(s); e interpretar os dados.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a monitoração da resistividade também é realizada em poços.
3. Método de acordo com as reivindicações 1 a 2, caracterizado pelo fato de que a monitoração é efetuada a intervalos de tempo repetidos.
4. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o método compreende adicionalmente determinar a extensão geométrica do fluido injetado e/ou de formação.
5. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o fluido injetado possui propriedades químicas e/ou físicas e/ou biológicas, que o habilitam a modificar a resistividade da formação e/ou fluido(s) da formação.
6. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que o fluido de injeção e/ou formação ou qualquer mistura dos dois fluidos é inflamada.
7. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que a monitoração é efetuada usando métodos eletromagnéticos de fonte controlada, incluindo casos aéreo, terrestre e marítimo, incluindo receptores e/ou fonte colocados dentro ou fora de um ou mais furos de sondagem.
8. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que a monitoração é efetuada usando métodos magneto telúricos dentro e fora de um furo de sondagem, em terra, no ar ou no mar.
9. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que a monitoração é efetuada usando métodos galvânicos dentro ou fora de um furo de sondagem, em terra, no ar ou no mar.
10. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que a interpretação é efetuada usando método no domínio da ffeqüência.
11. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que interpretação é efetuada usando método no domínio do tempo.
12. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 11, caracterizado pelo fato de que a monitoração do fluido injetado compreende processamento conjunto e/ou inversão dos conjuntos de dados de mapeamento de resistividade coletados a diferentes intervalos de tempo.
13. Método de acordo com a reivindicação 1 ou reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que dados de levantamento sísmicos e/ou dados de levantamento de gravidade e/ou dados de levantamento magnético são usados em adição a dados de resistividade durante o processo de monitoração do fluido injetado.
14. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 13, caracterizado pelo fato de que o furo de sondagem e/ou seu invólucro são usados como uma fonte e/ou receptor ou uma parte de uma fonte e/ou receptor para medições de resistividade.
15. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que a resistividade e/ou outras propriedades do fluido de injeção são variadas com o tempo.
16. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que dados geofísicos e/ou dados geológicos e/ou dados de produção e/ou modelagem de reservatório e/ou simulação de reservatório são usados na interpretação.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20044358A NO321856B1 (no) | 2004-10-13 | 2004-10-13 | Fremgangsmate for overvaking av resistivitet til en hydrokarbonholdig formasjon ved hjelp av et injisert sporingsfluid |
| PCT/NO2005/000380 WO2006041310A1 (en) | 2004-10-13 | 2005-10-13 | Method for hydrocarbon reservoir monitoring |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0515978A BRPI0515978A (pt) | 2008-08-12 |
| BRPI0515978B1 true BRPI0515978B1 (pt) | 2017-05-30 |
Family
ID=35057698
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0515978A BRPI0515978B1 (pt) | 2004-10-13 | 2005-10-13 | método para monitorar uma ou mais propriedades de um reservatório de hidrocarboneto |
Country Status (17)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8078404B2 (pt) |
| EP (1) | EP1803001B1 (pt) |
| CN (1) | CN101044417B (pt) |
| AP (1) | AP2007003975A0 (pt) |
| AT (1) | ATE544933T1 (pt) |
| AU (1) | AU2005294880A1 (pt) |
| BR (1) | BRPI0515978B1 (pt) |
| CA (1) | CA2583693A1 (pt) |
| DK (1) | DK1803001T3 (pt) |
| EA (1) | EA012880B1 (pt) |
| EG (1) | EG24708A (pt) |
| MA (1) | MA28993B1 (pt) |
| MX (1) | MX2007004523A (pt) |
| NO (1) | NO321856B1 (pt) |
| TN (1) | TNSN07134A1 (pt) |
| WO (1) | WO2006041310A1 (pt) |
| ZA (1) | ZA200703512B (pt) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101625422B (zh) * | 2008-07-08 | 2011-05-25 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 一种固定场法时移微重力油气藏监测方法 |
| US8554482B2 (en) * | 2009-05-05 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring reservoirs using array based controlled source electromagnetic methods |
| EP2261459A1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-15 | BP Exploration Operating Company Limited | Method and system for configuring crude oil displacement system |
| DE102010035261A1 (de) * | 2010-08-24 | 2012-03-01 | Arnim Kaus | Verfahren und Messvorrichtung zur Erkundung von Kohlenwasserstoff-Reservoirs im Untergrund |
| US9268052B2 (en) | 2012-12-04 | 2016-02-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system of using a data weighted electromagnetic source for time-lapse monitoring of a reservoir production or hydraulic fracturing |
| US9846255B2 (en) | 2013-04-22 | 2017-12-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reverse semi-airborne electromagnetic prospecting |
| US9562988B2 (en) | 2013-12-13 | 2017-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems of electromagnetic interferometry for downhole environments |
| CN104122592B (zh) * | 2014-07-31 | 2017-02-01 | 中国地质大学（武汉） | 一种时移大地电磁信号采集和反演方法 |
| CN104265276A (zh) * | 2014-09-12 | 2015-01-07 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司测井公司 | 基于电阻率示踪剂的流量测量方法及流量计 |
| BR112017009714A2 (pt) * | 2014-11-26 | 2018-02-20 | Halliburton Energy Services Inc | sistema de monitoramento eletromagnético de reservatórios offshore e método de monitoramento eletromagnético de reservatórios offshore |
| US10302796B2 (en) | 2014-11-26 | 2019-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Onshore electromagnetic reservoir monitoring |
| CN107667302B (zh) | 2015-03-30 | 2019-11-01 | 沙特阿拉伯石油公司 | 使用激发极化效应监测碳氢化合物储层 |
| US9903977B2 (en) * | 2016-06-08 | 2018-02-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Radiation induced conductivity of oil based mud around pads of electrical imaging tools |
| WO2019157031A1 (en) * | 2018-02-06 | 2019-08-15 | Conocophillips Company | 4d seismic as a method for characterizing fracture network and fluid distribution in unconventional reservoir |
| US10711595B2 (en) * | 2018-07-12 | 2020-07-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon wells and methods for identifying production from a region of a subterranean formation |
| US11835675B2 (en) | 2019-08-07 | 2023-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Determination of geologic permeability correlative with magnetic permeability measured in-situ |
| US11326440B2 (en) | 2019-09-18 | 2022-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Instrumented couplings |
| US11248455B2 (en) | 2020-04-02 | 2022-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Acoustic geosteering in directional drilling |
| EP4158153A1 (en) | 2020-05-26 | 2023-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Instrumented mandrel for coiled tubing drilling |
| US12000223B2 (en) | 2020-05-26 | 2024-06-04 | Openfield Technology | Geosteering in directional drilling |
| US12000277B2 (en) | 2020-05-26 | 2024-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Water detection for geosteering in directional drilling |
| US11371326B2 (en) | 2020-06-01 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole pump with switched reluctance motor |
| US20210389391A1 (en) | 2020-06-11 | 2021-12-16 | Technoimaging, Llc | System and Method for Reservoir Monitoring Using SQUID Magnetic Sensors |
| US11499563B2 (en) | 2020-08-24 | 2022-11-15 | Saudi Arabian Oil Company | Self-balancing thrust disk |
| US11920469B2 (en) | 2020-09-08 | 2024-03-05 | Saudi Arabian Oil Company | Determining fluid parameters |
| US11644351B2 (en) | 2021-03-19 | 2023-05-09 | Saudi Arabian Oil Company | Multiphase flow and salinity meter with dual opposite handed helical resonators |
| US11591899B2 (en) | 2021-04-05 | 2023-02-28 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore density meter using a rotor and diffuser |
| US11913464B2 (en) | 2021-04-15 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Lubricating an electric submersible pump |
| US11879328B2 (en) | 2021-08-05 | 2024-01-23 | Saudi Arabian Oil Company | Semi-permanent downhole sensor tool |
| CN113687442B (zh) * | 2021-08-27 | 2022-05-06 | 中国矿业大学(北京) | 以dts数据为导向的地下水变化分析方法和系统 |
| US11994016B2 (en) | 2021-12-09 | 2024-05-28 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole phase separation in deviated wells |
| US11860077B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Fluid flow sensor using driver and reference electromechanical resonators |
| US12085687B2 (en) | 2022-01-10 | 2024-09-10 | Saudi Arabian Oil Company | Model-constrained multi-phase virtual flow metering and forecasting with machine learning |
| US11867049B1 (en) | 2022-07-19 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole logging tool |
| US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
| US12553341B2 (en) * | 2023-08-09 | 2026-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation permeability anisotropy measurement by injecting then pumping of injection fluid |
| US12486762B2 (en) | 2024-01-11 | 2025-12-02 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for untethered wellbore investigation using modular autonomous device |
| CN118409365B (zh) * | 2024-04-09 | 2025-01-10 | 中国海洋大学 | 基于井地多参数联合的局部岩溶储水体系探测系统及方法 |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3931856A (en) * | 1974-12-23 | 1976-01-13 | Atlantic Richfield Company | Method of heating a subterranean formation |
| US4068717A (en) * | 1976-01-05 | 1978-01-17 | Phillips Petroleum Company | Producing heavy oil from tar sands |
| US4641099A (en) | 1984-03-30 | 1987-02-03 | The United States Of America As Represented By The Department Of Energy | Methods for enhancing mapping of thermal fronts in oil recovery |
| US4734649A (en) * | 1986-03-10 | 1988-03-29 | Western Atlas International, Inc. | Apparatus for measuring the resistivity of a sample |
| US4681164A (en) * | 1986-05-30 | 1987-07-21 | Stacks Ronald R | Method of treating wells with aqueous foam |
| US5510394A (en) * | 1991-02-19 | 1996-04-23 | Ionics Incorporated | High ionic conductance ion exchange membranes and their preparation |
| US5335542A (en) * | 1991-09-17 | 1994-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated permeability measurement and resistivity imaging tool |
| US5246860A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | Tracer chemicals for use in monitoring subterranean fluids |
| US5825188A (en) | 1996-11-27 | 1998-10-20 | Montgomery; Jerry R. | Method of mapping and monitoring groundwater and subsurface aqueous systems |
| US6061634A (en) * | 1997-04-14 | 2000-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for characterizing earth formation properties through joint pressure-resistivity inversion |
| US6766854B2 (en) * | 1997-06-02 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Well-bore sensor apparatus and method |
| MY131017A (en) * | 1999-09-15 | 2007-07-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Remote reservoir resistivity mapping |
| US6840316B2 (en) * | 2000-01-24 | 2005-01-11 | Shell Oil Company | Tracker injection in a production well |
| US6597177B1 (en) * | 2000-11-20 | 2003-07-22 | Em-Tech Sensors Llc | Through casing resistivity measurement in permanently installed downhole production environment |
| GB0121719D0 (en) | 2001-09-07 | 2001-10-31 | Univ Edinburgh | Method for detection fo subsurface resistivity contrasts |
| US6896074B2 (en) | 2002-10-09 | 2005-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for installation and use of devices in microboreholes |
| FR2846996B1 (fr) * | 2002-11-08 | 2004-12-24 | Schlumberger Services Petrol | Procede et dispositif de determination de la resistivite dans une formation geologique traversee par un puits tube |
| US7023213B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-04-04 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface conductivity imaging systems and methods |
| US7337660B2 (en) * | 2004-05-12 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations |
-
2004
- 2004-10-13 NO NO20044358A patent/NO321856B1/no not_active Application Discontinuation
- 2004-10-15 US US10/966,144 patent/US8078404B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-10-13 BR BRPI0515978A patent/BRPI0515978B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-10-13 AT AT05797349T patent/ATE544933T1/de active
- 2005-10-13 AP AP2007003975A patent/AP2007003975A0/xx unknown
- 2005-10-13 WO PCT/NO2005/000380 patent/WO2006041310A1/en not_active Ceased
- 2005-10-13 AU AU2005294880A patent/AU2005294880A1/en not_active Abandoned
- 2005-10-13 DK DK05797349.7T patent/DK1803001T3/da active
- 2005-10-13 ZA ZA200703512A patent/ZA200703512B/xx unknown
- 2005-10-13 EA EA200700845A patent/EA012880B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-10-13 EP EP05797349A patent/EP1803001B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2005-10-13 CN CN2005800348466A patent/CN101044417B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2005-10-13 CA CA002583693A patent/CA2583693A1/en not_active Abandoned
- 2005-10-13 MX MX2007004523A patent/MX2007004523A/es active IP Right Grant
-
2007
- 2007-04-10 EG EGNA2007000356 patent/EG24708A/xx active
- 2007-04-11 MA MA29819A patent/MA28993B1/fr unknown
- 2007-04-12 TN TNP2007000134A patent/TNSN07134A1/fr unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1803001B1 (en) | 2012-02-08 |
| BRPI0515978A (pt) | 2008-08-12 |
| MX2007004523A (es) | 2007-07-20 |
| WO2006041310A1 (en) | 2006-04-20 |
| EA012880B1 (ru) | 2009-12-30 |
| EP1803001A4 (en) | 2010-04-07 |
| CN101044417B (zh) | 2010-05-05 |
| MA28993B1 (fr) | 2007-11-01 |
| NO321856B1 (no) | 2006-07-17 |
| AU2005294880A1 (en) | 2006-04-20 |
| CN101044417A (zh) | 2007-09-26 |
| US20060076956A1 (en) | 2006-04-13 |
| EP1803001A1 (en) | 2007-07-04 |
| EA200700845A1 (ru) | 2007-08-31 |
| CA2583693A1 (en) | 2006-04-20 |
| EG24708A (en) | 2010-06-02 |
| TNSN07134A1 (en) | 2008-11-21 |
| NO20044358D0 (no) | 2004-10-13 |
| ATE544933T1 (de) | 2012-02-15 |
| AP2007003975A0 (en) | 2007-06-30 |
| US8078404B2 (en) | 2011-12-13 |
| DK1803001T3 (da) | 2012-05-29 |
| NO20044358L (no) | 2006-04-18 |
| ZA200703512B (en) | 2008-09-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1803001B1 (en) | Method for hydrocarbon reservoir monitoring | |
| US7328107B2 (en) | Integrated earth formation evaluation method using controlled source electromagnetic survey data and seismic data | |
| CN101438176B (zh) | 电磁数据的时滞分析 | |
| US20120130641A1 (en) | Marine Source To Borehole Electromagnetic Mapping Of Sub-Bottom Electrical Resistivity | |
| Schmidt-Hattenberger et al. | Application of a Vertical Electrical Resistivity Array (VERA) for monitoring CO2 migration at the Ketzin site: First performance evaluation | |
| WO2015030993A2 (en) | Mapping resistivity distribution within the earth | |
| CN110869816B (zh) | 使用无源的源的电容式电磁地层监视 | |
| MX2011009449A (es) | Topografia electromagnetica usando campos electromagneticos que se presentan de manera natural como una fuente. | |
| WO2017069650A1 (en) | Reservoir monitoring using galvanically excited transient electromagnetic fields | |
| Ghaedrahmati et al. | 3-D inversion of MT data from the Sabalan geothermal field, Ardabil, Iran | |
| Gasperikova et al. | A feasibility study of nonseismic geophysical methods for monitoring geologic CO 2 sequestration | |
| Védrine et al. | Exploring geothermal resources using electromagnetic methods in coastal areas of volcanic islands: Challenges of nearshore and land 3D controlled-source electromagnetic data | |
| Flores et al. | Dipole-dipole resistivity imaging of the Ahuachapán-Clpilapa Geothermal field, El Salvador | |
| Yeh et al. | Fusion of active and passive hydrologic and geophysical tomographic surveys: The future of subsurface characterization | |
| Shu et al. | Monitoring waterflooding front based on the three‐dimensional direct‐current method with steel casing | |
| Darnet et al. | Imaging and monitoring the Reykjanes supercritical geothermal reservoir in Iceland with time-lapse CSEM and MT measurements | |
| Tsoflias et al. | Imaging fracture anisotropic flow channeling using GPR signal amplitude and phase | |
| Irons et al. | Integrating geophysical monitoring data into multiphase fluid flow reservoir simulation | |
| Arab-Amiri et al. | Karstic water exploration using the Schlumberger VES and dipole–dipole resistivity profiling surveys in the Tepal area, west of Shahrood, Iran | |
| Miele et al. | A regional groundwater evaluation using magnetotelluric soundings for Monclova, Mexico | |
| Olabode et al. | Combined VLF-EM and geoelectric sounding for groundwater development in a typical basement complex terrian of South Western, Nigeria | |
| Girard et al. | Resistivity imaging for geothermal exploration, using controlled-source EM where magneto-telluric is not applicable: Model and field study | |
| Lee et al. | Use of geophysical techniques for prevention of cholera outbreaks in Douala, Cameroon | |
| Alyousuf et al. | Advancing reservoir monitoring: A multiphysics framework for reservoir monitoring using surface-to-borehole electromagnetic and borehole vector gravity | |
| Muturi et al. | APPLICATION OF GEOPHYSICS FOR GROUNDWATER EVALUATION IN HARDROCK: CASE STUDY: KITUI FAULT ZONE |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] | ||
| B21F | Lapse acc. art. 78, item iv - on non-payment of the annual fees in time |
Free format text: REFERENTE A 17A ANUIDADE. |
|
| B24J | Lapse because of non-payment of annual fees (definitively: art 78 iv lpi, resolution 113/2013 art. 12) |
Free format text: EM VIRTUDE DA EXTINCAO PUBLICADA NA RPI 2692 DE 09-08-2022 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDA A EXTINCAO DA PATENTE E SEUS CERTIFICADOS, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |