CN109630078B - 一种层内生成co2调驱工艺参数设计方法 - Google Patents

一种层内生成co2调驱工艺参数设计方法 Download PDF

Info

Publication number
CN109630078B
CN109630078B CN201811316949.7A CN201811316949A CN109630078B CN 109630078 B CN109630078 B CN 109630078B CN 201811316949 A CN201811316949 A CN 201811316949A CN 109630078 B CN109630078 B CN 109630078B
Authority
CN
China
Prior art keywords
layer
profile control
injection
agent
gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201811316949.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109630078A (zh
Inventor
王涛
徐景亮
李翔
李敬松
冯青
郑玉飞
冯轩
黄子俊
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Oilfield Services Ltd
China National Offshore Oil Corp CNOOC
Original Assignee
China Oilfield Services Ltd
China National Offshore Oil Corp CNOOC
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Oilfield Services Ltd, China National Offshore Oil Corp CNOOC filed Critical China Oilfield Services Ltd
Priority to CN201811316949.7A priority Critical patent/CN109630078B/zh
Publication of CN109630078A publication Critical patent/CN109630078A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109630078B publication Critical patent/CN109630078B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • 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
    • E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06N—COMPUTING ARRANGEMENTS BASED ON SPECIFIC COMPUTATIONAL MODELS
    • G06N3/00—Computing arrangements based on biological models
    • G06N3/12—Computing arrangements based on biological models using genetic models
    • G06N3/126—Evolutionary algorithms, e.g. genetic algorithms or genetic programming

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biophysics (AREA)
  • Bioinformatics & Cheminformatics (AREA)
  • Bioinformatics & Computational Biology (AREA)
  • Evolutionary Biology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Molecular Biology (AREA)
  • Artificial Intelligence (AREA)
  • Data Mining & Analysis (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Computational Linguistics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Genetics & Genomics (AREA)
  • Physiology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

本申请公开了一种层内生成CO2调驱工艺参数设计方法，所述方法包括：将实际油层简化为包含调驱层和解堵层的多油层地质模型；将生气剂与释气剂用量进行动态劈分，通过分析调驱后各小层吸水指数的差异程度，建立当吸水指数变异系数最小化时的生气剂注入量、释气剂注入量、生气剂注入时间、释气剂注入时间和注入段塞数计算模型；建立生气剂、释气剂注入压力计算模型；通过遗传算法对以上模型进行求解。本申请的层内生成CO2调驱工艺参设计方法：可以实现调驱剂(生气剂和释气剂)注入量和注入段塞数计算；可以实现施工过程注入压力的实时预测计算；措施效果表征直观。

Description

一种层内生成CO2调驱工艺参数设计方法
技术领域
本申请涉及石油领域，尤指涉及油藏注水开发中的一种层内生成CO2调驱工艺参数设计方法。
背景技术
层内生成CO2调驱工艺参数主要包括生气剂和释气剂用量、段塞参数设计、施工注入压力以及注入排量。科学合理的调驱工艺参数设计可以避免低渗透层受到堵剂污染，最大限度的改善吸水剖面、扩大波及体积，从而提高调驱措施的有效性。目前调驱剂的用量设计主要有以下几种：一是压降指数PI(pressure index)和油藏工程RE(reservoirengineering)决策技术的调驱剂用量确定方法，需要现场的试注实验确定用量系数，成本高；二是数值模拟方法，需要历史拟合、多段塞组合预测等过程，耗时较长；三是前后注入能力比值法，需要事先确定调驱层段处理前后的吸水能力之比，灵活性较差。而调驱剂注入压力的设计方法主要有选择性注入压力法、排量设定法以及数值模拟方法等。选择性注入压力法和排量设定法需矿场实验确定注入压力梯度等，成本高；数值模拟方法需要地质建模、历史拟合等，研究周期长。
发明内容
为了解决上述技术问题，本申请提供了一种层内生成CO2调驱工艺参数设计方法，所述方法包括建立层内生成CO2调驱工艺中药剂注入量和注入段塞设计模型；并从注采***的压力平衡出发，结合计算出的实时排量，建立施工过程注入压力的实时计算模型。从而实现施工工艺参数的设计，达到药剂用量及调驱效果的最优。
为了达到本申请目的，本申请提供了一种层内生成CO2调驱工艺参数设计方法，包括：
(1)将实际油层简化为包含调驱层和解堵层的多油层地质模型；
(2)将生气剂与释气剂用量进行动态劈分，通过分析调驱后各小层吸水指数的差异程度，建立当吸水指数变异系数最小化时的生气剂注入量、释气剂注入量、生气剂注入时间、释气剂注入时间和注入段塞数计算模型；
(3)建立生气剂、释气剂注入压力计算模型；
(4)通过遗传算法对以上模型进行求解。
在本申请中，通过注水井注入到地层中反应生成CO2，本文中层内指油藏地层内。由于储层吸水指数普遍存在差异，生气剂与释气剂会选择性地渗入地层。根据调驱药剂在地层中的流入动态，结合层内生成CO2调驱选层结果，可以将实际油层简化为包含“调驱层”和“解堵层”的多油层理想地质模型，对地层中需要明显封堵的小层定义为调驱层，而需要释气剂酸化改善地层物性，同时CO2泡沫封堵作用不明显的小层定义为解堵层。
调驱措施后，由于调驱剂对地层的自然选择作用，各调驱层的吸水指数会有不同程度的降低，高低渗透层相对吸水量的不均匀程度也不断降低，吸水剖面得到有效改善。随着调驱剂的不断注入，高低渗透层的吸水指数差异会越来越小。当调驱剂注入总量达到一定程度时，高低渗透层的吸水指数差异会降低到最小值，继续注入调驱剂，吸水指数的差异反而会增加。因此存在一个最佳的调驱剂用量，可以最大限度的改善吸水剖面的非均质性。
假设调驱井的井口注入压力、注入排量控制合理，所有小层均得到启动，并且生气剂和释气剂的性能参数(包括浓度、粘度、密度等)一定。地层水平均质等厚，忽略液体及岩层的弹性作用。约定字母代号下标的第一位是i 代表调驱层，j代表解堵层。约定字母代号下标的第一位是1代表生气剂，2 代表释气剂。
单注生气剂过程
调驱工艺可以首先进行单注生气剂过程，在某一瞬时时间步下，生气剂的劈分总量等于该时刻的生气剂排量v1(z)，释气剂的劈分总量等于该时刻的释气剂排量v2(z)。
生气剂在地层中的渗流符合线性渗流规律。因此在纵向剖面上，单位时间步上生气剂的总注入量可以利用达西定律按调驱措施前的吸水指数分布劈分到各小层。
Figure BDA0001855797210000031
Figure BDA0001855797210000032
Figure BDA0001855797210000033
式中：Ji为调驱措施前调驱层i的吸水指数，m3/(h·MPa)；Jj为调驱措施前解堵层j的吸水指数，m3/(h·MPa)；v1(z)为第z个段塞生气剂的排量，m3/h； n1为调驱层的小层数；n2为解堵层的小层数；Q1i为调驱层i的生气剂注入量，m3； ki为调驱层i的渗透率，mD；hi为调驱层i的有效厚度，m；kj为解堵层i的渗透率，mD；hj为解堵层i的有效厚度，m；μw为水的粘度，mPa·s；rw为注水井井筒半径，m；re为泄油半径，m；a为为单位换算系数，a＝0.0036。
然后，根据体积法可以计算该时间步下各小层上的生气剂封堵半径：
Figure BDA0001855797210000034
式中，rfi为调驱层i的生气剂封堵半径，m；φi为调驱层i的孔隙度。
对于调驱层而言，由于生气剂是某种碳酸盐的溶液，大量的聚集也会产生弱封堵效果，因此在调驱层内，单注生气剂时引起的渗透率下降不可忽略。生气剂的封堵作用在调驱层井筒周围形成低渗区域，从而引起地层渗流场的改变。根据地层渗流阻力的变化特征，地层流体在调驱层内的流动区域可以划分为从井筒到封堵半径范围内的流动和从封堵半径到供给边缘环形区域内的流动。由此可以计算出注入生气剂后各调驱层的吸水指数J′i：
Figure BDA0001855797210000041
式中：J′i为注入生气剂后调驱层的吸水指数，m3/(h·MPa)；RRF1为生气剂残余阻力系数。
由于忽略解堵层生气剂注入的作用，因此解堵层在生气剂注入前后吸水指数保持不变：
Figure BDA0001855797210000042
式中：kj为解堵层的渗透率，mD；hj为解堵层的有效厚度，m；Jj、Jj分别为解堵层措施前后的吸水指数，m3/(h·MPa)。
注释气剂过程
完成生气剂注入过程后，可以向地层中注入释气剂溶液。第一个时间步下，释气剂在各层的劈分可以按照注完生气剂后的各层吸水指数进行劈分。
Figure BDA0001855797210000043
Figure BDA0001855797210000044
式中：J′i为调驱措施后调驱层i的吸水指数，m3/(h·MPa)；J′j为调驱措施后解堵层j的吸水指数，m3/(h·MPa)；v2(z)为第z个段塞释气剂的排量，m3/h； Q2i为调驱层i的释气剂注入量，m3；Q2j为解堵层j的释气剂注入量，m3；
生气剂与释气剂反应，生成CO2泡沫体系，而对于解堵层，由于剩余油饱和度较高，遇油消泡作用，所以可以根据体积法计算经过一个时间步下调驱层上的泡沫封堵半径和解堵层的解堵半径：
Figure BDA0001855797210000051
Figure BDA0001855797210000052
Figure BDA0001855797210000053
式中：rfi为调驱层i的生气剂封堵半径，m；rfi为调驱层i的泡沫封堵半径，m；rsj为解堵层j的解堵半径，m。
计算第一个时间步后的各层吸水指数：
Figure BDA0001855797210000054
Figure BDA0001855797210000055
式中：θ为释气剂酸化程度；RRF为泡沫残余阻力系数。
则下一时间步，释气剂进行用量劈分时，按照上一时间步变化之后的各层吸水指数进行劈分。
经过某一时间步后，调驱层内的释气剂用量大于生气剂的总用量，即
Figure BDA0001855797210000056
此时调驱层内的吸水指数计算公式发生改变，此时的调驱层也出现了释气剂的酸化效果，调驱层泡沫封堵半径和释气剂酸化半径可以根据体积法进行计算：
Figure BDA0001855797210000061
Figure BDA0001855797210000062
调驱层和解堵层的吸水指数计算公式为：
Figure BDA0001855797210000063
Figure BDA0001855797210000064
经过段塞循环之后，以各小层最终的吸水指数作为评价指标。各小层吸水指数越接近，注水过程中吸水剖面越均匀。因此为了反映调驱后各渗透层的吸水指数的差异程度，采用变异系数作为评价指标。在统计学中，变异系数又称为标准差率，定义为一组观测数据的标准差与数学期望的比值，其反映了观测数据之间的离散和差异程度。因此可以定义吸水指数变异系数如下：
Figure BDA0001855797210000065
其中
Figure BDA0001855797210000066
式中：
Figure BDA0001855797210000067
为调驱后地层的平均吸水指数，m3/(h·MPa)；VJ为吸水指数变异系数。
调驱后吸水指数变异系数越大，说明各层的吸水能力差异程度越大，吸水剖面也越不均匀，措施见效程度越低；否则，吸水剖面越趋于均匀，调驱效果也越好。因此吸水指数变异系数达到最小值时的施工参数为层内生成CO2调驱的最优施工参数。设计过程：
将上式分别代入吸水指数变异系数的式中，可以发现在地层参数和生气剂、释气剂性能参数一定的情况下，吸水指数变异系数VJ是生气剂、释气剂排量v1(z) v2(z)、生气剂、释气剂注入天数d1 d2、段塞数z的函数，即为 VJ[v1(z)，v2(z)，d1，d2，z]。因此通过求解目标函数VJ[v1(z)，v2(z)，d1，d2，z]的最小值，便可以得到生气剂、释气剂排量v1 v2、生气剂、释气剂注入天数d1 d2、段塞数 z的最佳施工参数。由于目标函数是非线性最优问题，为了能够快速准确的获得全局最优解，本文采用遗传算法求解。
生气剂、释气剂注入压力计算模型
生气剂与释气剂注入过程中，注入***的压力在任意时刻是平衡的，因此可以根据压力平衡原理和渗流理论建立施工过程中的压力方程：
Pwht＝Pft+ΔP+Pr-Pht (20)
式中：Pwht为药剂井口注入压力，MPa；Pht为药剂在井筒中的液柱压力， MPa；Pft为药剂在井筒中的摩阻，MPa；ΔP为驱替压差，MPa；Pr为目前地层压力，MPa。
药剂在井筒中的液柱压力Pht为：
Figure BDA0001855797210000071
式中：ρt为药剂的密度，g/cm3；H为调驱层段的深度，m。
药剂在井筒中的摩阻Pft为：
Figure BDA0001855797210000072
式中：q为药剂的注入速度，m3/s；ν为药剂的运动粘度，m2/s；d为油管直径，m；β、m为摩阻系数，取值与流体流态有关。
由于在调驱药剂注入过程中，雷诺数较小，流态主要呈现为层流或水力光滑两种。层流时，β＝4.15，m＝1；水力光滑时，β＝0.0246，m＝0.25。
驱替压差ΔP为：
Figure BDA0001855797210000081
式中：v——药剂的排量，m3/h；
将Pht、ΔPw、ΔP、Pft的计算公式代入式(20)，整理得出井口注入压力的计算公式：
Figure BDA0001855797210000082
由式(24)可见，在最优排量确定的情况下，药剂井口注入压力Pwht也已经确定。从而可以计算出在最优排量注入时的施工压力并绘制施工压力曲线。
利用遗传算法对式(24)进行求解如图4，其基本运算步骤可以表述如下：
(1)初始化操作，确定选择、交叉、变异算子等遗传操作方法和交叉概率、变异概率等遗传参数；
(2)选择编码策略，把可行解集合转换染色体结构空间，产生初始种群；
(3)定义适应函数，便于计算个体的适应度值；
(4)终止条件判断，若群体性能是否满足某一指标，或者已完成预定的迭代次数，则终止迭代运算，否则转入第(5)步运算；
(5)选择复制运算，利用相应的选择算子处理种群；
(6)交叉运算，利用相应的交叉算子处理种群；
(7)变异运算，利用相应的变异算子处理种群；
(8)父代种群经过选择、交叉和变异算子操作后形成下一代群体，然后转步骤(2)。
本申请的设计方法还可以应用于油藏注水开发，利用本申请的设计方法获得的生气剂用量、释气剂用量、段塞数进行层内生成CO2调驱后，注水井注水量、累积增注均明显增加，井组油井净增油效果明显。
相比常规层内生成CO2调驱工艺参数计算，本申请的设计方法具有如下优点：(1)可以实现调驱剂(生气剂和释气剂)注入量和注入段塞数计算；(2) 可实现施工过程注入压力的实时预测计算；(3)综合考虑了静态和动态因素，计算方法与工艺特点更加匹配，更加科学。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请技术方案的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。
图1为“多油层”理想地质模型示意图。
图2为工艺参数设计思路图。
图3为压力***示意图。
图4为遗传算法示意图。
图5为本申请实施例中施工排量随时间变化的曲线。
图6为本申请实施例中施工压力随时间变化的曲线。
图7为本申请实施例中施工井注水曲线，施工时间为2016年5月24日至5月27日。
图8为本申请实施例中施工井组产油曲线，施工时间为2016年5月24 日至5月27日。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
实施例
以下关于注水井为例阐释了本发明的一般原理，但应当注意，本申请绝不限于以下注水井。采用以下注水井资料进行计算，注水井的基础资料如表 5-1所示：
表1 注水井的基础资料
小层 厚度/m 孔隙度 渗透率/mD 日吸水量/m/d 校正后的渗透率/mD 调驱/解堵层
L30 1.3 0.247 62 0 50 解堵层
L40 14.5 0.287 1572.15 423.8 175.94 解堵层
L50 15.1 0.285 2206.60 3284.45 1309.35 调驱层
L60 13.5 0.273 954 1907.1 850.37 调驱层
L70 8.5 0.246 678.01 529.75 375.16 解堵层
L80+L90 34.6 0.256 849.14 3496.35 608.29 调驱层
L100 23.5 0.252 719.38 741.65 189.98 调驱层
L110 4.3 0.225 438 211.9 296.64 解堵层
根据本文中的计算公式，应用遗传算法求解，最终计算得到的结果如下：
表2 注水井用量
Figure BDA0001855797210000101
表3 注水井各段塞生气剂与释气剂排量
段塞数 生气剂注入速度/m<sup>3</sup>/h 释气剂注入速度/m<sup>3</sup>/h
1 16.14 19.49
2 16.35 21.13
3 16.37 21.25
4 16.49 18.77
5 16.66 21.56
注水井按照文中设计结果实施层内生成CO2调驱措施后注水量由 982m3/d上升至1732m3/d，增注107天，累积增注39254m3；井组内生产井6 口，其中见效5口，累积净增油8000m3，有效期5个月。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (5)

1.一种层内生成CO2调驱工艺参数设计方法，所述方法包括：
(1)将实际油层简化为包含调驱层和解堵层的多油层地质模型，对地层中需要明显封堵的小层定义为调驱层，而需要释气剂酸化改善地层物性，同时CO2泡沫封堵作用不明显的小层定义为解堵层；
(2)首先进行单注生气剂过程，然后进行注释气剂过程；将生气剂与释气剂用量进行动态劈分，通过分析调驱后各小层吸水指数的差异程度，建立当吸水指数变异系数最小化时的生气剂注入量、释气剂注入量、生气剂注入时间、释气剂注入时间和注入段塞数计算模型；
(3)建立生气剂、释气剂注入压力计算模型；
(4)通过遗传算法对以上模型进行求解。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤(2)中，在某一瞬时时间步下，所述生气剂的劈分总量等于该时刻的生气剂排量v1(z)，所述释气剂的劈分总量等于该时刻的释气剂排量v2(z)，
单位时间步上所述生气剂的总注入量按调驱措施前的吸水指数分布劈分到各小层：
Figure FDA0003089042180000011
Figure FDA0003089042180000012
Figure FDA0003089042180000021
式中：Ji为调驱措施前调驱层i的吸水指数，m3/(h·MPa)；Jj为调驱措施前解堵层j的吸水指数，m3/(h·MPa)；v1(z)为第z个段塞生气剂的排量，m3/h；n1为调驱层的小层数；n2为解堵层的小层数；Q1i为调驱层i的生气剂注入量，m3；ki为调驱层i的渗透率，mD；hi为调驱层i的有效厚度，m；kj为解堵层j 的渗透率，mD；hj为解堵层j 的有效厚度，m；μw为水的粘度，mPa·s；rw为注水井井筒半径，m；re为泄油半径，m；a为单位换算系数a＝0.0036。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤(3)中，根据压力平衡原理和渗流理论建立施工过程中的压力计算模型：
Pwht＝Pft+ΔP+Pr-Pht (20)
其中，Pwht为药剂井口注入压力，MPa；Pht为药剂在井筒中的液柱压力，MPa；Pft为药剂在井筒中的摩阻，MPa；ΔP为驱替压差，MPa；Pr为目前地层压力，MPa。
4.根据权利要求1述的方法，其中，在步骤(4)中，所述求解包括染色体编码、个体适应度评价、选择复制运算、交叉运算和变异运算。
5.权利要求1至3中任一项所述的方法在油藏注水开发中的应用。
CN201811316949.7A 2018-11-06 2018-11-06 一种层内生成co2调驱工艺参数设计方法 Active CN109630078B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811316949.7A CN109630078B (zh) 2018-11-06 2018-11-06 一种层内生成co2调驱工艺参数设计方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811316949.7A CN109630078B (zh) 2018-11-06 2018-11-06 一种层内生成co2调驱工艺参数设计方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109630078A CN109630078A (zh) 2019-04-16
CN109630078B true CN109630078B (zh) 2021-07-09

Family

ID=66067399

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201811316949.7A Active CN109630078B (zh) 2018-11-06 2018-11-06 一种层内生成co2调驱工艺参数设计方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN109630078B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113673096B (zh) * 2021-08-09 2024-05-31 中海油田服务股份有限公司 一种解堵增注剂处理半径的计算方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2283948C2 (ru) * 2004-10-25 2006-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения
CN103967458A (zh) * 2014-02-25 2014-08-06 中国海洋石油总公司 一种防砂段水驱方法
CN105156081A (zh) * 2014-06-10 2015-12-16 中国石油化工股份有限公司 一种碳酸盐岩稠油油藏酸化模拟评价方法
CN106761618A (zh) * 2016-12-26 2017-05-31 中国石油天然气股份有限公司 用于注水井的调剖用量的确定方法及其装置
CN107859506A (zh) * 2017-11-15 2018-03-30 中国石油天然气股份有限公司 二氧化碳驱分层注气井注气参数的确定方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2283948C2 (ru) * 2004-10-25 2006-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения
CN103967458A (zh) * 2014-02-25 2014-08-06 中国海洋石油总公司 一种防砂段水驱方法
CN105156081A (zh) * 2014-06-10 2015-12-16 中国石油化工股份有限公司 一种碳酸盐岩稠油油藏酸化模拟评价方法
CN106761618A (zh) * 2016-12-26 2017-05-31 中国石油天然气股份有限公司 用于注水井的调剖用量的确定方法及其装置
CN107859506A (zh) * 2017-11-15 2018-03-30 中国石油天然气股份有限公司 二氧化碳驱分层注气井注气参数的确定方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"层间调剖注入参数优化设计";冯其红等;《油气地质与采收率》;20110925;第18卷(第5期);第81-84页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN109630078A (zh) 2019-04-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104504230B (zh) 低渗气井采收率与极限动用半径估计方法
Birchenko et al. Reduction of the horizontal well's heel–toe effect with inflow control devices
CN110334431A (zh) 一种低渗透致密气藏单井控制储量计算及剩余气分析方法
CN105626006A (zh) 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法
Jurus et al. Modeling water flow in hydraulically-fractured shale wells
CN103244087B (zh) 一种低渗透油藏调剖堵水选井决策方法
US20160245049A1 (en) Apparatus and method for simulating and/or controlling fluid injection
CN114048695B (zh) 一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法
Bhattacharya et al. Optimal fracture spacing and stimulation design for horizontal wells in unconventional gas reservoirs
US20230046288A1 (en) New foamed diverter/sand control model for fluid diversion in integrated wellbore-reservoir system
CN104060985B (zh) 一种层状油藏调剖堵水堵剂进入深度测试方法及***
CN103967458B (zh) 一种防砂段水驱方法
CN110130860A (zh) 碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法
CN116306385B (zh) 一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法、***、设备及介质
Chunsheng et al. Multistage interwell chemical tracing for step-by-step profile control of water channeling and flooding of fractured ultra-low permeability reservoirs
CN109630078B (zh) 一种层内生成co2调驱工艺参数设计方法
Díaz et al. Shear degradation model of HPAM solutions for the design of regulator valves in polymer flooding EOR
CN115510695A (zh) 考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法
Li et al. An examination of the concept of apparent skin factor in modeling injectivity of non-Newtonian polymer solutions
Zitha et al. Bridging adsorption of flexible polymers in low-permeability porous media
CN109209361A (zh) 一种裂缝性特低渗透油藏地层参数预测方法
CN104675372B (zh) 一种用于聚合物驱注入采出量分配的方法
CN106468160A (zh) 一种确定co2驱泡沫流油组分的方法以及co2驱的模拟方法
CN116256295A (zh) 一种疏松砂岩储层速敏伤害定量评价方法
Carpenter Extreme limited-entry perforating enhances Bakken completions

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant