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1. (EP3317700) MODÉLISATION DE LA SATURATION ET DE LA PERMÉABILITÉ D'UN RÉSERVOIR DE CHAMP PÉTROLIFÈRE

Office : Office européen des brevets (OEB)
Numéro de la demande : 16818502 Date de la demande : 24.06.2016
Numéro de publication : 3317700 Date de publication : 09.05.2018
Type de publication : A4
États désignés : AL, AT, BA, BE, BG, CH, CY, CZ, DE, DK, EE, ES, FI, FR, GB, GR, HR, HU, IE, IS, IT, LI, LT, LU, LV, MC, ME, MK, MT, NL, NO, PL, PT, RO, RS, SE, SI, SK, SM, TR
Référence PCT: Numéro de la demande :US2016039131 ; Numéro de publication : Cliquer pour voir les données
CIB :
E21B 49/00
E CONSTRUCTIONS FIXES
21
FORAGE DU SOL OU DE LA ROCHE; EXPLOITATION MINIÈRE
B
FORAGE DU SOL OU DE LA ROCHE; EXTRACTION DU PÉTROLE, DU GAZ, DE L'EAU OU DE MATÉRIAUX SOLUBLES OU FUSIBLES OU D'UNE SUSPENSION DE MATIÈRES MINÉRALES À PARTIR DE PUITS
49
Essais pour déterminer la nature des parois des trous de forage; Essais de couches; Procédés ou appareils pour prélever des échantillons du terrain ou de fluides en provenance des puits, spécialement adaptés au forage du sol ou aux puits
CPC :
E21B 41/0092
E21B 47/06
E21B 49/00
G06F 17/13
Déposants : SERVICES PETROLIERS SCHLUMBERGER
GEOQUEST SYSTEMS BV
Inventeurs : WLODARCZYK SYLVAIN
PINTO KEITH
MARCHE' OLIVIER
GUPTA AKSHAT
Données relatives à la priorité : 1556146 30.06.2015 FR
2016039131 24.06.2016 US
Titre : (DE) ÖLFELDRESERVOIRSÄTTIGUNGS- UND -PERMEABILITÄTSMODELLIERUNG
(EN) OILFIELD RESERVIOR SATURATION AND PERMEABILITY MODELING
(FR) MODÉLISATION DE LA SATURATION ET DE LA PERMÉABILITÉ D'UN RÉSERVOIR DE CHAMP PÉTROLIFÈRE
Abrégé :
(EN) A method for modelling saturation in a reservoir, comprising: obtaining capillary pressure data representing capillary pressure in the reservoir; obtaining permeability data representing permeability in the reservoir; determining a number of pore throats represented by the capillary pressure data; creating hyperbolic tangents based on the capillary pressure data equal in number to the number of pore throats; combining hyperbolic tangents to create a curve to fit the capillary pressure data and to define hyperbolic tangent parameters; combining at least one of the hyperbolic tangent parameters with the permeability data to define a saturation height function; modelling a saturation in the reservoir using the saturation height function; and displaying the saturation model based on the saturation height function. The determination of the number of pore throats may comprise creating an initial capillary pressure curve using a predetermined number of multiple linked hyperbolic tangents, determining a first derivative of the capillary pressure curve, and determining a number of local minima in the capillary pressure curve.
(FR) L'invention concerne un procédé permettant de modéliser une saturation dans un réservoir qui consiste à : obtenir des données de pression capillaire représentant la pression capillaire dans un réservoir; obtenir des données de perméabilité représentant la perméabilité dans le réservoir; déterminer un certain nombre de seuils de pore représentés par les données de pression capillaire; créer des tangentes hyperboliques sur la base des données de pression capillaire dont le nombre est égal au nombre de seuils de pore; combiner les tangentes hyperboliques afin de créer une courbe pour correspondre aux données de pression capillaire et pour définir des paramètres de tangente hyperbolique; combiner au moins l'un des paramètres de tangente hyperbolique avec les données de perméabilité afin de définir une fonction de hauteur de saturation; modéliser une saturation dans le réservoir à l'aide de la fonction de hauteur de saturation; et afficher le modèle de saturation sur la base de la fonction de hauteur de saturation. La détermination du nombre de seuils de pore peut consister à créer une courbe de pression capillaire initiale à l'aide d'un nombre prédéfini de plusieurs tangentes hyperboliques liées, à déterminer une première dérivée de la courbe de pression capillaire, et à déterminer un certain nombre de minima locaux dans la courbe de pression capillaire.
Également publié sous:
FR3038408US20180119524WO/2017/003828