CN108460203A - 页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用 - Google Patents
页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108460203A CN108460203A CN201810158987.8A CN201810158987A CN108460203A CN 108460203 A CN108460203 A CN 108460203A CN 201810158987 A CN201810158987 A CN 201810158987A CN 108460203 A CN108460203 A CN 108460203A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- reservoir
- oil reservoir
- gas recycling
- factor
- 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.)
- Pending
Links
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 92
- 238000004064 recycling Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 105
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 57
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 53
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 44
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 86
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 86
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000004510 Lennard-Jones potential Methods 0.000 claims description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 12
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 112
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 19
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 238000011160 research Methods 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 238000010206 sensitivity analysis Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000003306 harvesting Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 description 1
- 235000013175 Crataegus laevigata Nutrition 0.000 description 1
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 description 1
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 210000005239 tubule Anatomy 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- 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
-
- 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
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明属于页岩油藏开发的模拟技术领域，涉及一种页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用。本发明提供的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，包括：建立页岩油藏相态理论模型；建立油藏模型；获取油藏的生产历史数据；结合页岩油藏相态理论模型和油藏模型，利用数值模拟技术对油井产量的影响因素进行模拟计算，其中，影响因素包括毛细管力效应、分子扩散效应、循环周期等；通过比较模拟计算结果，分别明确各因素不同数值下对采收率的影响，分析或评价各因素对于循环注气提高油井产量的影响程度。本发明缓解了现有技术对于页岩油藏循环注气尤其是循环注CH4的驱油过程缺乏系统性研究的问题。
Description
技术领域
本发明属于页岩油藏开发的模拟技术领域，尤其涉及一种页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用。
背景技术
随着世界石油供需矛盾的日益突出和优质石油资源的逐渐匮乏，常规油藏的大量开采，以及油气勘探开发的不断伸入发展，非常规油气资源已经成为重要的油气资源接替区。例如页岩油、页岩气、致密气、煤层气等非常规油气资源展现出了巨大的勘探开发潜力，逐渐成为全球油气勘探开发的亮点。
近年来，由于水平井钻井技术和多级水力压裂技术的进步，页岩油的开采在技术上已成为现实。而由于储层的吸水能力差，注入水的波及效率低，注水开发的效果较差。不过，注气(如注CO2、N2或CH4)，更适合于提高非常规油藏的采收率。即，注气驱在页岩油藏开发中具有很大的潜力。此外，巨大的页岩油储量显示了提高原油采收率方法的巨大潜力。即使只提高1％的原油采收率，原油的产量也可增加1.6～9亿桶(Hawthorne等，2013；Yu等，2015)。
虽然非常规页岩油藏的资源量巨大，但一次原油采收率较低，一般在5％－10％左右，其主要原因是储层的基质渗透率超低。近些年来，国内外的许多学者对于提高页岩油井产量和最终采收率做了一些研究。例如，Gamadi等人(2013)比较了Barnett，Marcos和EagleFord油藏的页岩岩心注N2和注CO2的驱油效果；实验结果显示，原油采收率可提高10％～50％。Song和Yang(2013)比较了循环注入CO2与注水过程的驱油效果；结果表明，CO2混相驱的效果更好。Yu等人(2014)讨论了影响CO2吞吐过程的重要参数，但是他们忽略了致密油藏中的毛细管力效应。Chen和Gu(2017)利用敏感性分析论证了初期衰竭开采时间、注入时间和生产时间之间的关系；然而，其研究假定焖井时间为0，且忽略了CO2的扩散现象。
目前针对页岩油藏循环注气(尤其是循环注CH4)的驱油过程研究甚少，具有一定的局限性，缺乏系统性研究，导致增产效果不理想。
鉴于此，特提出本发明。
发明内容
本发明的第一目的在于提供一种页岩油藏循环注气油井产量分析方法，通过一系列数值模拟研究，考虑毛细管力效应和分子扩散的影响，确定了关键参数对于页岩油藏原油最终采收率的影响，进而为页岩油藏循环注气驱油提供了一个系统的、全面的分析和优化方法。
本发明的第二目的在于提供一种适用于页岩油藏的循环注气驱油开采方法，通过上述基于数值模拟的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，能够有效指导或明确提高原油采收率的措施或方向，进而有助于油藏工程师在现场实施油井增产方案。
本发明的第三目的在于提供一种包含上述页岩油藏循环注气油井产量分析方法在油藏开采或开发方面的应用。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案为：
根据本发明的一个方面，本发明提供一种页岩油藏循环注气油井产量分析方法，包括如下步骤：
建立页岩油藏相态理论模型；建立油藏模型；获取油藏的生产历史数据；
结合页岩油藏相态理论模型和油藏模型，利用数值模拟技术对油井产量的影响因素进行模拟计算，其中，所述影响因素包括毛细管力效应、分子扩散效应、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间；
通过比较模拟计算结果，分别明确各因素不同数值下对采收率的影响，分析或评价各因素对于循环注气提高油井产量的影响程度。
作为进一步优选技术方案，建立页岩油藏相态理论模型包括，通过如下公式计算流体组分的临界转换因子：
其中，rp为孔喉半径；和分别为临界温度和临界压力的变化量；Tcb为体积的临界温度；Tcp为孔隙的临界温度；Pcb为体积的临界压力；Pcp为孔隙的临界压力；σLJ为Lennard－Jones的尺寸参数。
作为进一步优选技术方案，建立页岩油藏相态理论模型包括，通过如下公式计算分子扩散系数：
其中，Dij为组分i和j之间的二元扩散系数，通过下式计算
其中，Mi为i组分的分子质量；R为通用气体常数；T为绝对温度；σij是碰撞直径；Ωij是Lennard－Jones势能的积分；ρkr是简化的密度，通过下式计算ρkr：
其中，ρk为扩散混合物的密度；υci为组分i的临界体积；yik为组分i在k相中的摩尔分数；nc为组分数；
优选地，通过如下公式计算混合物中的组分i的扩散系数：
作为进一步优选技术方案，建立油藏模型包括，获取或计算油藏模型中的长度、宽度和高度数据、裂缝参数数据、储层岩石物性和流体物性数据；
其中，裂缝参数数据包括裂缝条数、裂缝间距、裂缝长度和/或裂缝半长；储层岩石物性数据包括原始地层压力、孔隙度、平均基质渗透率、含水饱和度和油藏温度。
作为进一步优选技术方案，油藏的生产历史数据包括无气注入下油藏生产若干年的原油采收率数据。
作为进一步优选技术方案，循环注气所采用的气体包括CO2、N2和烃气中的至少一种；
优选地，循环注气所采用的气体为烃气，所述烃气包括CH4。
作为进一步优选技术方案，结合页岩油藏相态理论模型、油藏模型和油藏的生产历史数据，利用数值模拟技术对影响CH4的循环注入过程的因素进行分析，包括：
在其他参数保持不变的情况下，考察毛细管力效应对原油采收率的影响，并明确在分析循环注气过程的影响因素时均考虑毛细管力效应的影响；
分别给定扩散系数、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间的取值范围，分别在各取值范围内对这些参数进行改变，利用数值模拟进行单维因素模拟计算，得到多个系列原油采收率数据，并与无CH4注入条件下原油采收率进行比较；
分析或评价各因素对于循环注入CH4过程的影响程度。
根据本发明的另一个方面，本发明还提供一种适用于页岩油藏的循环注气驱油开采方法，通过上述页岩油藏循环注气油井产量分析方法，明确提高原油采收率的措施或方向，进行原油开采。
作为进一步优选技术方案，通过上述页岩油藏循环注气油井产量分析方法，优选初期衰竭开采时间、注入速度、注入时间、焖井时间和循环周期，进行原油开采，以提高页岩油藏循环注气驱油的采收率。
根据本发明的另一个方面，本发明还提供一种包含上述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法在油藏开采或开发方面的应用。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
1、本发明提供的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，建立了页岩油藏相态理论模型，该模型结合了分子扩散和毛细管力效应等机制，可用于研究页岩油藏循环注气驱油的过程。利用数值模拟技术对页岩油藏进行了一系列提高采收率的模拟研究，为循环注气效果的影响因素提供了更好的认识，进而能够更加有效地指导页岩油藏循环注气提高采收率的过程，缓解了现有技术对于页岩油藏循环注气(尤其是循环注CH4)的驱油过程缺乏系统性研究的问题。
2、本发明系统性的分析了毛细管力效应、分子扩散效应、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间等因素对页岩油藏的循环注气驱油过程的影响，克服了现有技术忽略毛细管力效应和分子扩散效应的缺陷，从而满足了页岩油藏勘探开发中的实际生产需求，为优化开发页岩油藏提供有力的技术支持和指导，提高了页岩油藏的开发效益。
3、通过本发明的分析方法明确了影响页岩油藏循环注气驱油开发效果的主控因素，对于该过程的影响因素提供了更好的认识，不仅能够为提高页岩油藏油井产量提供有力的技术支持，还可以为页岩油藏合理开发提供了理论依据及参考，在进行原油开采时，更有助于油藏工程师在现场实施油井增产方案，具有重大的理论和实际应用意义。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明一种实施方式提供的基于历史拟合结果得到的相对渗透率曲线示意图，图1(a)和图1(b)分别为油水相对渗透率曲线图和气液相对渗透率曲线图；
图2为本发明一种实施方式提供的毛细管力效应对生产井20年采收率的影响示意图；
图3为本发明一种实施方式提供的CH4分子扩散效应对生产井20年采收率影响示意图；
图4为本发明一种实施方式提供的初期衰竭开采时间对原油采收率的影响示意图；
图5为本发明一种实施方式提供的不同注入速度对原油采收率的影响示意图；
图6为本发明一种实施方式提供的不同注入时间对原油采收率的影响示意图；
图7为本发明一种实施方式提供的不同焖井时间对原油采收率的影响示意图；
图8为本发明一种实施方式提供的不同循环周期对原油采收率的影响示意图；
图9为本发明一种实施方式提供的各敏感因素对原油采收率增量的影响示意图。
具体实施方式
下面将结合实施方式和实施例对本发明的实施方案进行详细描述，但是本领域技术人员将会理解，下列实施方式和实施例仅用于说明本发明，而不应视为限制本发明的范围。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
第一方面，在至少一个实施例中提供一种页岩油藏循环注气油井产量分析方法，包括如下步骤：
建立页岩油藏相态理论模型；建立油藏模型；获取油藏的生产历史数据；
结合页岩油藏相态理论模型和油藏模型，利用数值模拟技术对油井产量的影响因素进行模拟计算，其中，所述影响因素包括毛细管力效应、分子扩散效应、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间；
通过比较模拟计算结果，分别明确各因素不同数值下对采收率的影响，分析或评价各因素对于循环注气提高油井产量的影响程度。
本发明建立了页岩油藏相态理论模型，该模型结合了分子扩散和毛细管力效应等机制，可用于研究页岩油藏循环注气驱油的过程。利用数值模拟技术对页岩油藏进行了一系列提高采收率的模拟研究，可以为循环注气效果的影响因素提供了更好的认识，能够更加有效地指导页岩油藏循环注气提高采收率的过程。
本发明系统性的分析了毛细管力效应、分子扩散效应、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间等因素对页岩油藏的循环注气驱油过程的影响，克服了现有技术忽略毛细管力效应和分子扩散效应的缺陷，缓解了现有技术对于页岩油藏循环注气(尤其是循环注CH4)的驱油过程缺乏系统性研究的问题，从而能够满足页岩油藏勘探开发中的实际生产需求，为优化开发页岩油藏提供有力的技术支持和指导，提高了页岩油藏的开发效益。
可以理解的是，本发明将页岩油藏相态理论模型和油藏模型通过模拟软件相结合，并利用数值模拟技术分别对各影响因素进行模拟计算，其中的模拟软件可以采用本领域中常用的模拟软件，其具体使用方式也是本领域技术人员可以得知的，在此不再详细描述。
这里需要说明的是，通过本发明所建立的模型以及本发明的分析方法，还可以对页岩油藏循环注气驱油过程的其他影响因素进行分析，即，上述影响因素包括但不限于毛细管力效应、分子扩散效应、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间。
在一种优选的实施方式中，循环注气所采用的气体包括CO2、N2和烃气中的至少一种；
优选地，循环注气所采用的气体为烃气，所述烃气包括CH4。
优选地，以典型的EagleFord页岩油藏为例进行进一步的分析。
注气驱是提高非常规油气藏采收率最有效、最有潜力的方法之一。由于CH4的可利用性高、压缩性高以及粘度低等特点，目前被认为是一种更经济、更方便的注入气体。然而，目前对循环注CH4的驱油过程研究较少，缺乏系统研究；基于此，本实施方式主要以EagleFord页岩油藏为例，基于历史拟合的过程建立油藏模型，利用数值模拟的方法，对循环注入CH4增产效果的影响因素进行了分析。进一步地讲：
本实施方式利用数值模拟方法，考虑毛细管力效应和CH4分子扩散的影响，对EagleFord页岩油藏采用循环注CH4方式开采后的油井产量进行了研究。通过一系列数值模拟研究，确定了关键参数对原油最终采收率的影响。即，本发明主要对循环注入CH4的过程进行了深入探讨，为EagleFord页岩油藏注CH4驱油提供了一个更好的分析和优化方法，有助于油藏工程师在现场实施油井增产方案。
下面对于页岩油藏相态理论模型和油藏模型进行进一步的详细说明：
[关于页岩油藏相态理论模型]
1)当纳米孔的半径为10nm甚至更小时，孔壁表面和流体分子之间存在相互作用，使组分的临界温度和临界压力发生改变(Diaz Campos(2009)等人和Devegowda(2012)等人曾指出过)。因此，本发明建立了组分的临界转换因子的相关公式，组分的临界性质的转变可以用式(1)～式(3)表示：
其中，rp为孔喉半径；和分别为临界温度和临界压力的变化量；Tcb为体积的临界温度；Tcp为孔隙的临界温度；Pcb为体积的临界压力；Pcp为孔隙的临界压力；σLJ为Lennard－Jones的尺寸参数(碰撞直径)。
2)关于分子扩散系数
组分i和j之间的二元扩散系数(Sigmund，1976年；Nghiem等，2000年)可以通过式(4)进行计算：
其中，Dij为组分i和j之间的二元扩散系数，可通过式(5)进行计算：
其中，Mi为i组分的分子质量；R为通用气体常数；T为绝对温度；σij是碰撞直径；Ωij是Lennard－Jones势能的积分；ρkr是简化的密度，ρkr可通过式(6)进行计算：
其中，ρk为扩散混合物的密度；υci为组分i的临界体积；yik为组分i在k相中的摩尔分数；nc为组分数；
优选地，混合物中的组分i的扩散系数可通过式(7)进行计算：
应当理解的是，上述公式中未特别说明的参数或参数的计算方式按照本领域中常规的理解、确定、计算或查阅即可。
[关于油藏模型]
建立油藏模型时，可以先统计分析页岩油藏的典型特征，建立相应的油藏三维和/或平面模型，并确定油藏及裂缝等的相关参数。
在一种优选的实施方式中，建立油藏模型包括，获取或计算油藏模型中的长度、宽度和高度数据、裂缝参数数据、储层岩石物性和流体物性数据；
其中，裂缝参数数据包括裂缝条数、裂缝间距、裂缝长度和/或裂缝半长；储层岩石物性数据包括原始地层压力、孔隙度、平均基质渗透率、含水饱和度和油藏温度。
优选地，上述油藏模型中，长、宽、高分别为7785ft、1300ft和40ft。油藏模型中部设置一口水平井，共有76条裂缝，裂缝间距为90ft，裂缝半长为210ft。孔隙度为12％，原始地层压力为8125psi，油藏的温度为270℉。
需要说明的是，本实施方式对于油藏长、宽、高及裂缝等数据不做特殊的限定，只是以上述长、宽、高及裂缝等数据为例进行进一步的分析说明和模拟计算。
进一步地，储层模型的岩石和流体性质的相关参数如表1所示(Condon和Dyman，2006)。本实施方式的基准算例中只考虑CH4的分子扩散效应，而忽略其他因素的影响。并且利用历史拟合得到的相对渗透率曲线如图1所示。
表1储层模型的岩石和流体性质的相关参数
| 参数 | 值 |
| 原始地层压力 | 8125psi |
| 油藏温度 | 270°F |
| 油藏深度 | 10000ft |
| 油藏厚度 | 100ft |
| 含水饱和度 | 17％ |
| 孔隙度 | 12％ |
| 平均基质渗透率 | 0.01md |
| 裂缝半长 | 210ft |
| 裂缝间距 | 80ft |
进一步地，根据EagleFord储层中流体的特性，本实施方式中假设流体由六种拟组分构成。根据Orangi(2011)等人的研究结果对各拟组分的参数进行拟合，最终得到，原油重度为41°API，溶解气油比为1000scf/stb，地层体积系数为1.65rb/stb。表2和表3分别列出了组分临界属性(Orangi等，2011)和二元相互作用系数。
表2各组分的性质
表3各组分的二元相互作用系数
基于以上，本实施方式建立了页岩油藏相态理论模型和油藏模型，进一步地，该分析方法还包括对于油藏的生产历史数据的获取；
在一种优选的实施方式中，油藏的生产历史数据包括无气注入下油藏生产若干年的原油采收率数据。
优选地，油藏的生产历史数据包括无CH4注入条件下油藏生产20年的原油采收率数据。
可以理解的是，上述若干年包括但不限于20年，本实施方式以获取的生产井20年采收率数据为例进行进一步的说明。
在一种优选的实施方式中，结合上述页岩油藏相态理论模型、油藏模型和生产井20年采收率数据，利用数值模拟技术对影响CH4的循环注入过程的因素进行分析，包括：
在其他参数保持不变的情况下，考察毛细管力效应对原油采收率的影响，并明确在分析循环注气过程的影响因素时均考虑毛细管力效应的影响；
分别给定扩散系数、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间的取值范围，分别在各取值范围内对这些参数进行改变，利用数值模拟进行单维因素模拟计算，得到多个系列原油采收率数据，并与无CH4注入条件下原油采收率进行比较；
分析或评价各因素对于循环注入CH4过程的影响程度。
下面将对影响CH4的循环注入过程的因素进行详细分析，通过比较油藏生产20年的采收率变化，给出各因素的影响程度。
优选地，在模拟计算中，其基准算例中，井底流压保持1800psi不变，生产井经过3个生产周期。经过3年的生产，生产井将变为注入井，CH4的注入速度为5×106立方英尺/天。经过30天的注CH4过程后，关井并焖井30天。在此期间，流体能进入地层。之后再次变为生产井，至此完成注CH4的一个循环过程。
[毛细管力效应的影响]
毛细管力效应在低渗透储层中影响明显。在保持其他参数不变的情况下，利用数值模拟，考察孔隙半径为10nm时，毛细管力对原油采收率的影响。表4列出了孔隙半径为10nm时，不同组分的临界温度和临界压力。
表4孔隙半径为10nm时不同组分的临界参数
根据模拟计算结果和生产井20年采收率数据，绘制原油采收率与生产时间关系曲线。图2为毛细管力效应对生产井20年采收率的影响，由图2可以看出，孔隙半径为10nm时的原油采收率为11.63％，而不考虑毛细管力效应的原油采收率为9.71％。因此，毛细管力效应能够提高循环注入CH4的效果。由于毛细管力的存在，降低了原油的最小混相压力和粘度，从而使油井产量提高。因此，为了更准确地分析页岩储层中的注气过程，应考虑毛细管力效应的影响。
[分子扩散效应的影响]
考虑分子扩散效应的影响时，保持其他参数不变，设定一系列扩散系数值，在上述理论模型和油藏模型的基础上进行模拟计算，分析不同扩散系数对原油最终采收率的影响，明确分子扩散效应对于提高循环注气驱油过程采收率的影响程度。
在一种优选的实施方式中，扩散系数的取值范围可以为0.0001cm2/s～0.01cm2/s；典型但非限制地，扩散系数可以为0.0001cm2/s、0.001cm2/s或0.01cm2/s。
根据模拟计算结果和无CH4注入条件下生产井20年采收率数据，绘制原油采收率与生产时间关系曲线。由于分子扩散效应的存在，CH4能够从裂缝进入地层。而忽略扩散效应的影响，会使注气提高的原油采收率偏低。图3为CH4分子扩散效应对生产井20年采收率的影响，如图3所示，当分子扩散系数分别为0.0001，0.001和0.01cm2/s时，原油的最终采收率分别提高0.32％，1.56％和2.36％。说明了扩散系数较小时，扩散到基质中的CH4较少，大量的CH4分子聚集在水力裂缝附近，提高采收率的程度较小。
[初期衰竭开采时间的影响]
考虑初期衰竭开采时间的影响时，保持其他参数与基准算例一致，设定一系列初期衰竭开采时间值，在上述理论模型和油藏模型的基础上进行模拟计算，分析不同初期衰竭开采时间对原油最终采收率的影响，明确初期衰竭开采时间对于提高循环注气驱油过程采收率的影响程度。
在一种优选的实施方式中，初期衰竭开采时间的取值范围可以为2～5年；典型但非限制地，初期衰竭开采时间可以为2年、3年和5年。
根据模拟计算结果和无CH4注入条件下原油采收率数据，绘制原油采收率与生产时间关系曲线。图4为初期衰竭开采时间对原油采收率的影响，如图4所示，初期衰竭开采时间的长短对最终采收率的影响不大。在第2、3和5年后开始注入CH4，其原油对最终采收率分别提高了1.46％、1.56％和1.63％，即推迟注气时间有利于提高油井产量。然而，应该注意的是，注气太晚也是不利的，其产量和净现值会比较低。因此，初期衰竭开采时间的确定影响CH4的注入效果。
[注入速度的影响]
考虑注入速度的影响时，保持其他参数不变，设定一系列注入速度值，在上述理论模型和油藏模型的基础上进行模拟计算，分析不同注入速度对原油最终采收率的影响，明确注入速度对于提高循环注气驱油过程采收率的影响程度。
在一种优选的实施方式中，注入速度的取值范围可以为2×106～8×106立方英尺/天；典型但非限制地，注入速度可以为2×106、5×106和8×106立方英尺/天。
根据模拟计算结果和无CH4注入条件下原油采收率数据，绘制原油采收率与生产时间关系曲线。图5为不同注入速度对原油采收率的影响，由图5可以看出，较高的注入速度使原油采收率显著提高。注入速度分别为2×106、5×106和8×106立方英尺/天时，原油采收率的增量分别为0.77％、1.56％和1.95％。
[注入时间的影响]
注入时间的影响与注入速度的影响相似，影响注入的CH4体积。考虑注入时间的影响时，保持其他参数不变，设定一系列注入时间值，在上述理论模型和油藏模型的基础上进行模拟计算，分析不同注入时间对原油最终采收率的影响，明确注入时间对于提高循环注气驱油过程采收率的影响程度。
在一种优选的实施方式中，注入时间的取值范围可以为15～60天；典型但非限制地，注入时间可以为15、30和60天。
根据模拟计算结果和无CH4注入条件下原油采收率数据，绘制原油采收率与生产时间关系曲线。图6为不同注入时间对原油采收率的影响，由图6可以看出，延长注入时间有利于提高循环注气的效率。当注入时间分别为15天、30天和60天时，原油采收率分别增加了0.90％、1.56％和2.11％。
[焖井时间的影响]
焖井时间也会影响注气过程中的油井产量；考虑焖井时间的影响时，保持其他参数与基准算例相同，设定一系列焖井时间值，在上述理论模型和油藏模型的基础上进行模拟计算，分析不同焖井时间对原油最终采收率的影响，明确焖井时间对于提高循环注气驱油过程采收率的影响程度。
在一种优选的实施方式中，焖井时间的取值范围可以为15～60天；典型但非限制地，焖井时间可以为15、30和60天。
根据模拟计算结果和无CH4注入条件下原油采收率数据，绘制原油采收率与生产时间关系曲线。图7为不同焖井时间对原油采收率的影响，由图7可以看出，焖井时间对原油采收率的影响不大，焖井时间为15天、30天和60天时，原油的采收率分别增加1.41％、1.55％和1.64％。这里需要注意的是，在焖井的过程中，CH4可以通过分子扩散机制进入地层，因此，焖井时间越长，CH4与地层油接触的时间越多。
[循环周期的影响]
循环周期也会影响注CH4的驱油效率；考虑循环周期的影响时，保持其他参数不变，设定一系列循环次数值，在上述理论模型和油藏模型的基础上进行模拟计算，分析不同循环次数对原油最终采收率的影响，明确循环周期对于提高循环注气驱油过程采收率的影响程度。
在一种优选的实施方式中，循环次数的取值范围可以为1～5次；典型但非限制地，循环次数可以为1、3和5次。
根据模拟计算结果和无CH4注入条件下原油采收率数据，绘制原油采收率与生产时间关系曲线。图8为不同循环周期对原油采收率的影响，由图8可以看出，与未注入CH4的情况下的原油采收率相比，经历1次循环时，原油采收率从8.1％提高到8.7％；经历3次循环时，原有采收率提高1.56％；而经历5次循环时，原有采收率提高1.88％。即多增加的2次循环过程只使原油采收率增加了0.32％。这是由于油藏中的原油逐渐被采出，随着循环次数的增加，原油采收率增加的幅度逐渐降低，循环次数对油井动态的影响逐渐减弱。
进一步地，对各因素对于提高原油采收率的影响进行敏感性分析。表5列出了各因素的取值范围，各因素对于提高原油采收率的影响程度如图9所示(图9中，竖线左侧靠近0的部分表示的是低，竖线右侧靠近2.5的部分表示的是高)。从图9可以看出，分子扩散效应对循环注入CH4的驱油效果影响最大，其次是循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间，初期衰竭开采时间的影响最小。
表5用于敏感性分析的各因素取值范围
由以上可知，本发明建立的理论模型，可用于研究EagleFord页岩油藏中循环注入CH4的过程，并且该模型结合了分子扩散和毛细管力效应等机制。本发明为了原油提高采收率，通过改变参数，对EagleFord页岩油藏藏进行了一系列提高采收率的模拟研究。结果表明，循环注CH4过程中应考虑毛细管力效应的影响；同时，敏感性分析的结果表明，分子扩散是最敏感的因素，其次是循环周期、注入速度、注入时间，焖井时间和初期衰竭开采时间对循环注CH4的过程影响较小。
因此，本发明为循环注CH4驱油效果的影响因素提供了更好的认识，能有效地指导页岩油藏循环注CH4提高采收率的过程。
第二方面，在一些实施例中提供一种适用于页岩油藏的循环注气驱油开采方法，通过上述页岩油藏循环注气油井产量分析方法，明确提高原油采收率的措施或方向，进行原油开采。
在一种优选的实施方式中，通过上述页岩油藏循环注气油井产量分析方法，优选初期衰竭开采时间、注入速度、注入时间、焖井时间和循环周期，进行原油开采，以提高页岩油藏循环注气驱油的采收率。
第三方面，在一些实施例中一种包含上述页岩油藏循环注气油井产量分析方法在油藏开采或开发方面的应用。
通过本发明提供的理论模型以及系统性的分析和研究，明确了影响页岩油藏循环注气驱油过程的主控因素，提高判断影响因素的准确性，不仅能够为提高页岩油藏油井产量提供有力的技术支持，还可以为页岩油藏合理开发提供了理论依据及参考，在进行原油开采时，更有助于油藏工程师在现场实施油井增产方案，具有重大的理论和实际应用意义。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种页岩油藏循环注气油井产量分析方法，其特征在于，包括如下步骤：
建立页岩油藏相态理论模型；建立油藏模型；获取油藏的生产历史数据；
结合页岩油藏相态理论模型和油藏模型，利用数值模拟技术对油井产量的影响因素进行模拟计算，其中，所述影响因素包括毛细管力效应、分子扩散效应、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间；
通过比较模拟计算结果，分别明确各因素不同数值下对采收率的影响，分析或评价各因素对于循环注气提高油井产量的影响程度。
2.根据权利要求1所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，其特征在于，建立页岩油藏相态理论模型包括，通过如下公式计算流体组分的临界转换因子：
其中，rp为孔喉半径；和分别为临界温度和临界压力的变化量；Tcb为体积的临界温度；Tcp为孔隙的临界温度；Pcb为体积的临界压力；Pcp为孔隙的临界压力；σLJ为Lennard－Jones的尺寸参数。
3.根据权利要求1所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，其特征在于，建立页岩油藏相态理论模型包括，通过如下公式计算分子扩散系数：
其中，Dij为组分i和j之间的二元扩散系数，通过下式计算
其中，Mi为i组分的分子质量；R为通用气体常数；T为绝对温度；σij是碰撞直径；Ωij是Lennard－Jones势能的积分；ρkr是简化的密度，通过下式计算ρkr：
其中，ρk为扩散混合物的密度；υci为组分i的临界体积；yik为组分i在k相中的摩尔分数；nc为组分数；
优选地，通过如下公式计算混合物中的组分i的扩散系数：
4.根据权利要求1所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，其特征在于，建立油藏模型包括，获取或计算油藏模型中的长度、宽度和高度数据、裂缝参数数据、储层岩石物性和流体物性数据；
其中，裂缝参数数据包括裂缝条数、裂缝间距、裂缝长度和/或裂缝半长；储层岩石物性数据包括原始地层压力、孔隙度、平均基质渗透率、含水饱和度和油藏温度。
5.根据权利要求1所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，其特征在于，油藏的生产历史数据包括无气注入下油藏生产若干年的原油采收率数据。
6.根据权利要求1～5任一项所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，其特征在于，循环注气所采用的气体包括CO2、N2和烃气中的至少一种；
优选地，循环注气所采用的气体为烃气，所述烃气包括CH4。
7.根据权利要求6所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，其特征在于，结合页岩油藏相态理论模型、油藏模型和油藏的生产历史数据，利用数值模拟技术对影响CH4的循环注入过程的因素进行分析，包括：
在其他参数保持不变的情况下，考察毛细管力效应对原油采收率的影响，并明确在分析循环注气过程的影响因素时均考虑毛细管力效应的影响；
分别给定扩散系数、循环周期、注入速度、注入时间、焖井时间和初期衰竭开采时间的取值范围，分别在各取值范围内对这些参数进行改变，利用数值模拟进行单维因素模拟计算，得到多个系列原油采收率数据，并与无CH4注入条件下原油采收率进行比较；
分析或评价各因素对于循环注入CH4过程的影响程度。
8.一种适用于页岩油藏的循环注气驱油开采方法，其特征在于，通过权利要求1～7任一项所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，明确提高原油采收率的措施或方向，进行原油开采。
9.根据权利要求8所述的开采方法，其特征在于，通过权利要求1～7任一项所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法，优选初期衰竭开采时间、注入速度、注入时间、焖井时间和循环周期，进行原油开采，以提高页岩油藏循环注气驱油的采收率。
10.包含权利要求1～7任一项所述的页岩油藏循环注气油井产量分析方法在油藏开采或开发方面的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810158987.8A CN108460203A (zh) | 2018-02-26 | 2018-02-26 | 页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810158987.8A CN108460203A (zh) | 2018-02-26 | 2018-02-26 | 页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108460203A true CN108460203A (zh) | 2018-08-28 |
Family
ID=63217475
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810158987.8A Pending CN108460203A (zh) | 2018-02-26 | 2018-02-26 | 页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108460203A (zh) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109883889A (zh) * | 2019-01-24 | 2019-06-14 | 西南石油大学 | 模拟co2在致密基质-裂缝扩散的实验装置及前缘预测方法 |
| CN110334868A (zh) * | 2019-07-08 | 2019-10-15 | 西南石油大学 | 一种耦合流体流动与地质应力预测最优焖井时间的方法 |
| CN111027211A (zh) * | 2019-12-10 | 2020-04-17 | 中国石油大学(华东) | 一种考虑孔喉受限机理的致密油藏流体模拟方法及在注气开发模拟的应用 |
| CN111734372A (zh) * | 2020-07-18 | 2020-10-02 | 森诺科技有限公司 | 一种定量评价注水温度对不同油藏开发效果影响的方法 |
| CN112214935A (zh) * | 2019-06-24 | 2021-01-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 多孔介质中流体相态的计算方法及系统 |
| CN112814669A (zh) * | 2021-04-02 | 2021-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油藏全生命周期采收率预测方法和系统 |
| CN112949901A (zh) * | 2021-01-22 | 2021-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 页岩油藏水平井准自然能量开发方法及系统 |
| CN114893158A (zh) * | 2021-11-30 | 2022-08-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对深层强底水油藏的注气方法及系统 |
| CN115492561A (zh) * | 2022-09-16 | 2022-12-20 | 重庆地质矿产研究院 | 一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法 |
| CN115749702A (zh) * | 2021-09-03 | 2023-03-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法 |
| CN118008225A (zh) * | 2024-03-25 | 2024-05-10 | 中国石油大学(北京) | 基于非完全混相特征的注二氧化碳开发优化方法及系统 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107621350A (zh) * | 2016-07-15 | 2018-01-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种模拟超临界co2驱替天然气流动的方法 |
-
2018
- 2018-02-26 CN CN201810158987.8A patent/CN108460203A/zh active Pending
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107621350A (zh) * | 2016-07-15 | 2018-01-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种模拟超临界co2驱替天然气流动的方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| L.X. NGHIEM, B.F. KOHSE, P.H. SAMMON: "Compositional Simulation of the VAPEX Process", 《JOURNAL OF CANADIAN PETROLEUM TECHNOLOGY》 * |
| 孙仁远等: "吸附对页岩中气体临界参数的影响", 《科学技术与工程》 * |
| 张园: "纳米孔隙中毛管力效应对致密油藏产能的影响", 《浙江科技学院学报》 * |
Cited By (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109883889B (zh) * | 2019-01-24 | 2021-09-28 | 西南石油大学 | 模拟co2在致密基质-裂缝扩散的实验装置及前缘预测方法 |
| CN109883889A (zh) * | 2019-01-24 | 2019-06-14 | 西南石油大学 | 模拟co2在致密基质-裂缝扩散的实验装置及前缘预测方法 |
| CN112214935A (zh) * | 2019-06-24 | 2021-01-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 多孔介质中流体相态的计算方法及系统 |
| CN110334868A (zh) * | 2019-07-08 | 2019-10-15 | 西南石油大学 | 一种耦合流体流动与地质应力预测最优焖井时间的方法 |
| CN110334868B (zh) * | 2019-07-08 | 2020-12-08 | 西南石油大学 | 一种耦合流体流动与地质应力预测最优焖井时间的方法 |
| CN111027211A (zh) * | 2019-12-10 | 2020-04-17 | 中国石油大学(华东) | 一种考虑孔喉受限机理的致密油藏流体模拟方法及在注气开发模拟的应用 |
| CN111027211B (zh) * | 2019-12-10 | 2020-09-08 | 中国石油大学(华东) | 一种考虑孔喉受限机理的致密油藏流体模拟方法及在注气开发模拟的应用 |
| CN111734372A (zh) * | 2020-07-18 | 2020-10-02 | 森诺科技有限公司 | 一种定量评价注水温度对不同油藏开发效果影响的方法 |
| CN111734372B (zh) * | 2020-07-18 | 2022-08-19 | 森诺科技有限公司 | 定量评价注水温度对不同油藏开发效果影响的方法 |
| CN112949901A (zh) * | 2021-01-22 | 2021-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 页岩油藏水平井准自然能量开发方法及系统 |
| CN112814669A (zh) * | 2021-04-02 | 2021-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油藏全生命周期采收率预测方法和系统 |
| CN112814669B (zh) * | 2021-04-02 | 2023-06-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油藏全生命周期采收率预测方法和系统 |
| CN115749702A (zh) * | 2021-09-03 | 2023-03-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法 |
| CN115749702B (zh) * | 2021-09-03 | 2024-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法 |
| CN114893158A (zh) * | 2021-11-30 | 2022-08-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对深层强底水油藏的注气方法及系统 |
| CN115492561A (zh) * | 2022-09-16 | 2022-12-20 | 重庆地质矿产研究院 | 一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法 |
| CN115492561B (zh) * | 2022-09-16 | 2023-03-21 | 重庆地质矿产研究院 | 一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法 |
| CN118008225A (zh) * | 2024-03-25 | 2024-05-10 | 中国石油大学(北京) | 基于非完全混相特征的注二氧化碳开发优化方法及系统 |
| CN118008225B (zh) * | 2024-03-25 | 2024-10-11 | 中国石油大学(北京) | 基于非完全混相特征的注二氧化碳开发优化方法及系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108460203A (zh) | 页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用 | |
| Shoaib et al. | CO2 flooding the Elm Coulee field | |
| Hoffman | Comparison of various gases for enhanced recovery from shale oil reservoirs | |
| CN102777157B (zh) | 一种co2驱油气水异井注入油藏混驱开发方法 | |
| CN103089228B (zh) | 一种泥质白云岩地面交联酸携砂酸压方法 | |
| Song et al. | Sensitivity analysis of water-alternating-CO2 flooding for enhanced oil recovery in high water cut oil reservoirs | |
| CN100999992B (zh) | 稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱方法 | |
| CN112392472B (zh) | 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 | |
| CN107965305A (zh) | 一种分层重复压裂方法 | |
| CN110344799A (zh) | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 | |
| CN106437674A (zh) | 仿水平井注水开发井网适配方法 | |
| CN110424939A (zh) | 一种增加片麻岩油气藏缝网体积压裂效果的方法 | |
| Chen et al. | Current status and key factors for coalbed methane development with multibranched horizontal wells in the southern Qinshui basin of China | |
| CN109751033A (zh) | 一种针对致密砂岩油藏的压裂方法 | |
| CN106321057A (zh) | 水平井压裂裂缝井网模型设计方法 | |
| Sennhauser et al. | A practical numerical model to optimize the productivity of multistage fractured horizontal wells in the cardium tight oil resource | |
| Poplygin et al. | Investigation of the influence of pressures and proppant mass on the well parameters after hydraulic fracturing | |
| CN105332678A (zh) | 一种注气吞吐的方法 | |
| CN115081352B (zh) | 深水高温高压疏松砂岩端部脱砂工艺设计优化方法及装置 | |
| ZHOU et al. | Application of multilateral wells with limited sand production to heavy oil reservoirs | |
| Hu et al. | Quick assessment to ascertain technical rational well spacing density in artificial water flooding oilfield | |
| Rassenfoss | Finding pathways to produce heavy oil from Canadian carbonates | |
| Sorek et al. | Productivity-maximized horizontal-well design with multiple acute-angle transverse fractures | |
| Mukanov et al. | Enhanced Oil Recovery at Zero Cost. Will Cyclic Waterflooding Breath a New Life into Mature Oil Fields? A Case Study in South Kazakhstan | |
| Enab et al. | Synergizing shale enhanced oil recovery and carbon sequestration: A novel approach with dual lateral horizontal wells |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20180828 |