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1. (US20180119524) Oilfield Reservoir Saturation and Permeability Modeling

Office : États-Unis d'Amérique
Numéro de la demande : 15572786 Date de la demande : 24.06.2016
Numéro de publication : 20180119524 Date de publication : 03.05.2018
Type de publication : A1
Référence PCT: Numéro de la demande :PCTUS2016039131 ; Numéro de publication : Cliquer pour voir les données
CIB :
E21B 41/00
G06F 17/13
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
41
Matériel ou accessoires non couverts par les groupes E21B15/-E21B40/105
G PHYSIQUE
06
CALCUL; COMPTAGE
F
TRAITEMENT ÉLECTRIQUE DE DONNÉES NUMÉRIQUES
17
Equipement ou méthodes de traitement de données ou de calcul numérique, spécialement adaptés à des fonctions spécifiques
10
Opérations mathématiques complexes
11
pour la résolution d'équations
13
d'équations différentielles
CPC :
E21B 41/0092
E21B 47/06
G06F 17/13
Déposants : Schlumberger Technology Corporation
Inventeurs : Sylvain Wlodarczyk
Keith Pinto
Olivier Marche
Akshat Gupta
Données relatives à la priorité : 1556146 30.06.2015 FR
Titre : (EN) Oilfield Reservoir Saturation and Permeability Modeling
Abrégé : front page image
(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.


Également publié sous:
FR3038408EP3317700WO/2017/003828