E - Fixed Constructions – 21 – B
Patent
E - Fixed Constructions
21
B
E21B 49/00 (2006.01) E21B 21/08 (2006.01) E21B 43/20 (2006.01)
Patent
CA 2385025
Method is disclosed of estimating a property of a hydrocarbon-bearing formation penetrated by at least one injection (A, B, C, D) well through which fluid is injected into the formation and penetrated by at least one production well (E) through which fluid is produced from the formation. The injection rates of fluid through the injection wells are periodically varied and measured at substantially regular time intervals and measurements are also made of the production rate of fluid produced through the production well. A series of production well response delays are selected. A set of correlation coefficients between the injection rate for each injection well and the production rate as a function of response delay are determined. From each set of correlation coefficients, a time lag, corresponding to the maximum correlation coefficient is determined. The time lag is then used to characterize a formation property, such as channel volume, permeability, or transmissibility.
L'invention concerne un procédé permettant d'évaluer une propriété d'une formation contenant des hydrocarbures pénétrée par au moins un puits (A, B, C, D) d'injection à travers lequel un fluide est injecté dans la formation, et par au moins un puits (E) de production à travers lequel le fluide est produit à partir de ladite formation. Les taux d'injection de fluide à travers les puits d'injection sont périodiquement modifiés et mesurés à intervalles sensiblement réguliers. On mesure également le taux de production du fluide produit par l'intermédiaire du puits de production. Des séries de délais de réponses du puits de production sont sélectionnées. On détermine un ensemble de coefficients de corrélation entre le taux d'injection pour chaque puits d'injection et le taux de production ayant une fonction de délais de réponse. Un décalage dans le temps correspondant au coefficient de corrélation maximum est déterminé à partir de chaque ensemble de coefficients de corrélation. Le décalage dans le temps est ensuite utilisé pour caractériser une propriété de la formation, telle que le volume du canal, la perméabilité ou la transmissibilité.
Exxonmobil Upstream Research Company
Kirby Eades Gale Baker
LandOfFree
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Profile ID: LFCA-PAI-O-1949770