CN109492290B - 一种一体化油藏数值模拟方法 - Google Patents

一种一体化油藏数值模拟方法 Download PDF

Info

Publication number
CN109492290B
CN109492290B CN201811283430.3A CN201811283430A CN109492290B CN 109492290 B CN109492290 B CN 109492290B CN 201811283430 A CN201811283430 A CN 201811283430A CN 109492290 B CN109492290 B CN 109492290B
Authority
CN
China
Prior art keywords
model
unit
pressure
production
pipe network
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
CN201811283430.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109492290A (zh
Inventor
蒋永平
陈菊
赵梓平
马海粟
吴公益
卓龙成
张旭
倪振玉
宋宗旭
姬洪明
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 Petroleum and Chemical Corp
Sinopec East China Oil and Gas Co
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec East China Oil and Gas Co Taizhou Oil Production Plant
Sinopec East China Oil and Gas Co
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 Petroleum and Chemical Corp, Sinopec East China Oil and Gas Co Taizhou Oil Production Plant, Sinopec East China Oil and Gas Co filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201811283430.3A priority Critical patent/CN109492290B/zh
Publication of CN109492290A publication Critical patent/CN109492290A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109492290B publication Critical patent/CN109492290B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
    • Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明公开了一种一体化油藏数值模拟方法，本发明包括如下步骤：(1)建立油藏数值模型；(2)建立井筒模型；(3)建立管网模型；(4)对油藏与井筒管网模型进行一体化耦合并不断进行迭代求解。本发明中通过将油藏模型、井筒模型、管网三种模型一体化耦合，打破了油藏工程、采油工程与地面工程三者之间的专业壁垒，建模时充分考虑了油藏流体供给能力、抽油机系统与管网系统约束，从而量化了从地下油藏到地面管网的一系列生产指标。

Description

一种一体化油藏数值模拟方法
技术领域
本发明涉及油气田开发领域油藏数值模拟应用方法改进与扩展，具体涉及一种一体化油藏数值模拟方法。
背景技术
当前油藏数值模拟技术主要以油藏压力、开采速度与油水产量等开发指标为研究对象，缺乏采油工程数据约束，油藏数值模拟结果与实际存在偏差，例如模拟出的油藏局部压力、单井生产指数等不准确；在油藏方案制定或生产调整数值模拟研究中，采油工程参数与地面系统数据没有得到应用，导致油藏方案计划产量与抽油机、管网系统生产能力不一致。
发明内容
本发明的目的在于提供一种一体化油藏数值模拟方法。
本发明的技术方案是：一种一体化油藏数值模拟方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)建立油藏数值模型，通过数值矩阵迭代求解，对井底流压、单井静压与含水率等参数进行逐一拟合计算，输出所有井静压与生产指数：
产量计算公式：Qp,j＝TwjMp,j(Pj-Pw-Hwj)，
其中，Pj代表某射孔连接静压，即为单井静压，Pw代表井底流压，Hwj代表某射孔连接静水压头，单位均为：MPa；Mp,j代表流度，单位：μm2/(Mpa·s)；Twj代表某连接井传导率，单位：m3；Qp,j代表某射孔连接产量，单位：m3/d；
生产指数计算公式：
Figure BDA0001848518450000011
其中，J代表生产指数，单位m3/(MPa·d)，
ro为Peaceman半径，
Figure BDA0001848518450000021
其中，Dx和Dy代表X和Y方向网格尺寸，Kx和Ky代表X和Y方向渗透率；S代表表皮系数；Kh代表地层系数；θ为井筒与网格连接夹角；c为单位转换系数英制单位为0.001127，米制为0.008527，实验室单位制为3.6；K为相对渗透率，无量纲；kpj是某一流体的相对渗透率；
Bp,j为体积系数，无量纲；μ为粘度，单位cP，rw为井直径；
(2)建立井筒模型，以步骤(1)的单井静压Pj与生产指数J为输入数据，
选择流体管流Beggs&Brown多相流公式进行压降与持液率计算，其中压降公式为：
Figure BDA0001848518450000022
其中，P为管段内流动的平均绝对压力，单位：Pa；
G为流体质量流量，计算公式G＝ρmωmA，单位：kg/s；ρm代表气液混合物的密度；X为管段长度，单位：m；
Hl为截面持液率，无量纲；λ为两相混输水力摩阻系数，无量纲；
ρl为液相密度，单位：kg/m3；ρg为气相密度，单位：kg/m3；
ωm为气液混合物速度，单位：m/s；ωsg为气相折算速度，单位：m/s；
D为管内径，单位：m；θ为管段倾角，单位：rad；
g为重力加速度，单位：m/s2；
根据抽油机冲程与冲次等参数，以调整泵漏失参数为主，对井口压力与产量进行回归与模型校正；校正后，通过人工举升方程与井筒多相流方程代表此生产制度下的流体运动特征；
其中，回归与模型校正步骤如下：
1)井筒模型边界条件输入：步骤(1)计算的单井静压、采液指数与井口压力，其中，采液指数是指单位生产压差下油井的日产液量，
2)校正前井筒模型，
3)对比产液量与观测值，
4)若对比产液量与观测值在合理误差范围以内，则完成井筒后管网模型；若两者不在合理误差范围以内，则调整地层参数和抽油机滑脱系数后重复回归与模型校正步骤2)、3)、4)直至控制在合理误差范围以内；
(3)建立管网模型，根据井口压力、井口产量、地面系统温度与压力等参数对管网模型进行校正，使之能代表实际生产状态；同时，耦合井筒与管网模型，再次对井筒模型进一步校验；
其中，校验步骤如下：
1)管网模型边界条件输入：各井产液量、外输压力、加热炉出口温度与步骤(2)中计算的压降，
2)校正前管网模型，
3)对比井口压力与观测值，
4)若对比井口压力与观测值在合理误差范围以内，则校正完成；若两者不在合理误差范围以内，则调整流动相关式和摩擦系数系数后重复校验步骤2)、3)、4)直至控制在合理误差范围以内；
(4)对油藏与井筒管网模型进行一体化耦合并不断进行迭代求解，分析剩余油分布特征并提出调整生产制度建议。
进一步的技术方案，步骤(4)中代入地面、井筒对油藏的约束。
本发明的有益效果：
1、本发明通过地下油藏到地面管网，在数据上与流程上实现连续，不再是各专业模型独立运行，而是联立求解，互为约束；由于油藏能力决定了对人工举升的技术要求，人工举升则限制了单井产量；单井产量决定了对管网系统的设计要求，而管网系统也影响了油藏开发方案执行；所以本发明提供的方案能够更真实地反映出流体运移特征，从而提高对油藏与生产的认识。
2、本发明中通过将井筒模型、油藏模型、一体化耦合模型三种模型相结合，通过这种耦合方式，打破了油藏工程、采油工程与地面工程三者之间的专业壁垒，本发明充分利用多学科数据，考虑三大系统之间参数的约束性，以油藏上单井生产指数与井筒上生产指数为对象，通过迭代式相互校验，确定出一个更合理的生产指数；同时考虑地面管网压力与井口压力条件，利用泵漏失量与气体滑脱等参数校正井筒模型，确定单井产量与生产制度匹配性；再将油藏数值模型与井筒管网模型相耦合计算，充分考虑了油藏流体供给能力、抽油机系统与管网系统约束，从而量化了从地下油藏到地面管网的一系列生产指标，给出最优抽油机冲程、冲次等，提高了生产工艺制度调整的科学性；强化了对管网系统外输能力的认识，为老区改造中管网更换、加热炉与增压泵设计提供了更有效的论证。
附图说明
图1为生产井流入与流出动态交互图，
图2为井筒模型校正流程图，
图3井筒模型校正结果图，
图4管网模型校正流程图，
图5管网模型校正结果图，
图6为常规油藏数值模拟结果图，
图7为一体化耦合模拟结果。
具体实施方式
下面通过非限制性实施例，进一步阐述本发明，理解本发明。
本发明为一种一体化油藏数值模拟方法，包括如下步骤：
(1)建立油藏数值模型，通过数值矩阵迭代求解，对井底流压、单井静压与含水率等参数进行逐一拟合计算，输出所有单井静压与生产指数：
井名 油藏单井静压(MPa) 液相生产指数(sm<sup>3</sup>/d/bar)
NH201 8.8277 0.038777
NH2-1 9.039 1.88
NH2-6 12.027 0.094043
NH2-7 8.197 0.245831
NH2-8 8.754 3.857953
NH2-2 7.211 0.1
NH2-14 8.376 80.75948
NH2-13 7.909 0.722834
NH2-12 8.848 3.35
NH6 9.961 0.353728
NH2-17 83 2
NH2-9 8.117 0.07
NH2-20 7.346 1.12
NH2-P1 8.37 2.83
NH2-29 10.91 3.18
NH2-19 10.686 0.8
NH2-21 10.39 4.71
NH2-23 10.047 0.36
NH2-10 9.4021 7.61
NH2-30 10.69 4.28
NH2-41 12.706 7.22
NH2-42 12.85 6.3
NH2-43 14.041 1.003846
NH2-45 14.331 0.53
(2)建立井筒模型，以步骤(1)计算得到的单井静压Pj与生产指数J为输入数据，选择流体管流Beggs&Brown多相流公式进行压降计算，其中压降公式为：
Figure BDA0001848518450000061
其中，P为管段内流动的平均绝对压力，单位：Pa；
G为流体质量流量，计算公式G＝ρmωmA，单位：kg/s；ρm代表气液混合物的密度；X为管段长度，单位：m；
Hl为截面持液率，无量纲；λ为两相混输水力摩阻系数，无量纲；
ρl为液相密度，单位：kg/m3；ρg为气相密度，单位：kg/m3；
ωm为气液混合物速度，单位：m/s；ωsg为气相折算速度，单位：m/s；
D为管内径，单位：m；θ为管段倾角，单位：rad；
g为重力加速度，单位：m/s2；
根据抽油机冲程与冲次等参数，以调整泵漏失参数为主，如图1，对井口压力与产量进行回归与模型校正；
如图2，回归与模型校正步骤如下：
1)井筒模型边界条件输入：步骤(1)计算的单井静压、采液指数与井口压力，其中，采液指数是指单位生产压差下油井的日产液量，
2)校正前井筒模型，
3)对比产液量与观测值，
4)若对比产液量与观测值在合理误差范围以内，则完成井筒后管网模型；若两者不在合理误差范围以内，则调整地层参数和抽油机滑脱系数后重复模型校正步骤2)、3)、4)直至控制在合理误差范围以内；
井筒模型校正结果如图3，当井筒内泵漏失系数越大，单井产量就越低，在同一深度处，井底流压就越高；
(3)如图4，建立管网模型，根据井口压力、井口产量、地面系统温度与压力等参数对管网模型进行校正，使之能代表实际生产状态；同时，耦合井筒与管网模型，再次对井筒模型进一步校验；
其中，校验步骤如下：
1)管网模型边界条件输入：各井产液量、外输压力、加热炉出口温度与步骤(2)中计算的压降，
2)校正前管网模型，
3)对比井口压力与观测值，
4)若对比井口压力与观测值在合理误差范围以内，则校正完成；若两者不在合理误差范围以内，则调整流动相关式和摩擦系数系数后重复校验步骤2)、3)、4)直至控制在合理误差范围以内；
主要拟合结果如图5：不同的流动方程计算出的压力结果截然不同，其中Bregg&Brill Revised更能准确地描述管网压力分布特征；
(4)对油藏与井筒管网模型进行一体化耦合并不断进行迭代求解，代入地面、井筒对油藏的约束，分析剩余油分布特征并提出调整生产制度建议。
实施例1：以某采油厂某新投入开发区块为例，根据以上步骤，进行了油藏与井筒管网一体化模拟研究，分别建立了油藏模型、井筒模型与管网模型，并在2018年3月20日生产时间点进行了一体化模拟运算与生产分析。
利用一体化耦合模型，精确预测产量变化，提出调整措施和方向。
井筒模型、油藏模型、一体化耦合模型运算结果特点如下表：
Figure BDA0001848518450000071
Figure BDA0001848518450000081
将一体化模拟结果与单油藏模型数值模拟结果进行了对比，发现两者具有明显不同的产量变化趋势，常规油藏数值模拟过程更乐观的估计了稳产时间。
图6为常规油藏数值模拟结果，即模拟在不考虑井筒与管网条件下，井日产油量，图6中，地层压力出现下降，但本年度产量仍可维持稳定，该方法建议维持当前液量；
图7为一体化耦合模拟结果，即模拟在考虑井筒与管网约束条件下，井日产油量，图7中，地层压力下降，本年度下半年产量将出现下滑，因此采用该拟合方法建议降低产液量生产。
根据分析结果，矿场根据一体化耦合模型优化建议，积极加快水井投注工作，并主动对8口油井降低冲程、冲次生产，保持合理采油速度生产，实现区块可持续稳产。
实施例2：模拟显示某地区北部管网沿程压力相对较高、集输能量充足，南部沿程压力普遍偏低，需要优选合适站点，部署增压泵，提升集输能力。根据模拟建议在管网南部新增部署了增压泵2台，使集输生产平稳运行。
分析结果指导建立该井区地面管网模型，能够精确预测沿程压力和温度，实现了由信息化管网到智能化管网的升级。
Figure BDA0001848518450000082
Figure BDA0001848518450000091
综上所述，本发明油藏与井筒、管网一体化耦合模拟三大系统之间参数的约束性，以油藏上单井生产指数与井筒上生产指数为对象，通过迭代式相互校验，力求确定出一个更合理的生产指数；同时考虑地面管网压力与井口压力条件，利用泵漏失量与气体滑脱等参数校正井筒模型，确定单井产量与生产制度匹配性；再将油藏数值模型与井筒管网模型相耦合计算，这样充分考虑了油藏流体供给能力、抽油机系统与管网系统约束，从而量化了从地下油藏到地面管网的一系列生产指标，本发明模拟方法能够更真实地反映出流体运动特征，从而提高对油藏与生产的认识。

Claims (2)

1.一种一体化油藏数值模拟方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)建立油藏数值模型，通过数值矩阵迭代求解，输出所有井静压与生产指数：产量计算公式：Qp,j＝TwjMp,j(Pj-Pw-Hwj)，
其中，Pj代表某射孔连接静压，即为单井静压，Pw代表井底流压，Hwj代表某射孔连接静水压头，单位均为：MPa；Mp,j代表流度，单位：μm2/(Mpa·s)；Twj代表某连接井传导率，单位：m3；Qp,j代表某射孔连接产量，单位：m3/d；
生产指数计算公式：
Figure FDA0003665676580000011
其中，J代表生产指数，单位m3/(MPa·d)，
ro为Peaceman半径，
Figure FDA0003665676580000012
其中，Dx和Dy代表X和Y方向网格尺寸，Kx和Ky代表X和Y方向渗透率；S代表表皮系数；Kh代表地层系数；θ为井筒与网格连接夹角；c为单位转换系数，英制单位为0.001127，米制为0.008527，实验室单位制为3.6；kp，j是某一流体的相对渗透率；
Bp,j为体积系数，无量纲；μp,i为粘度，单位cP，
rw为井直径；
(2)建立井筒模型，以步骤(1)的单井静压Pj与生产指数J为输入数据，选择流体管流Beggs&Brown多相流公式进行压降与持液率计算，其中压降公式为：
Figure FDA0003665676580000013
其中，P为管段内流动的平均绝对压力，单位：Pa；
G为流体质量流量，计算公式G＝ρmωmA，单位：kg/s；ρm代表气液混合物的密度；X为管段长度，单位：m；
Hl为截面持液率，无量纲；λm为两相混输水力摩阻系数，无量纲；
ρl为液相密度，单位：kg/m3；ρg为气相密度，单位：kg/m3；
ωm为气液混合物速度，单位：m/s；ωsg为气相折算速度，单位：m/s；
d为管内径，单位：m；θ为管段倾角，单位：rad；
g为重力加速度，单位：m/s2；
对井口压力与产量进行回归与模型校正；校正后，通过人工举升方程与井筒多相流方程代表此生产制度下的流体运动特征；
其中，回归与模型校正步骤如下：
1)井筒模型边界条件输入：步骤(1)计算的单井静压、采液指数与井口压力，其中，采液指数是指单位生产压差下油井的日产液量，
2)校正前井筒模型，
3)对比产液量与观测值，
4)若对比产液量与观测值在合理误差范围以内，则完成井筒后管网模型；若两者不在合理误差范围以内，则调整地层参数和抽油机滑脱系数后重复回归与模型校正步骤2)、3)、4)直至控制在合理误差范围以内；
(3)建立管网模型，根据井口压力、井口产量、地面系统温度与压力参数对管网模型进行校正，使之能代表实际生产状态；同时，耦合井筒与管网模型，再次对井筒模型进一步校验；
其中，校验步骤如下：
1)管网模型边界条件输入：各井产液量、外输压力、加热炉出口温度与步骤(2)中计算的压降，
2)校正前管网模型，
3)对比井口压力与观测值，
4)若对比井口压力与观测值在合理误差范围以内，则校正完成；若两者不在合理误差范围以内，则调整流动相关式和摩擦系数后重复校验步骤2)、3)、4)直至控制在合理误差范围以内；
(4)对油藏与井筒管网模型进行一体化耦合并不断进行迭代求解，分析剩余油分布特征并提出生产制度建议。
2.根据权利要求1所述的一种一体化油藏数值模拟方法，其特征在于，步骤(4)中代入地面、井筒对油藏的约束。
CN201811283430.3A 2018-10-31 2018-10-31 一种一体化油藏数值模拟方法 Active CN109492290B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811283430.3A CN109492290B (zh) 2018-10-31 2018-10-31 一种一体化油藏数值模拟方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811283430.3A CN109492290B (zh) 2018-10-31 2018-10-31 一种一体化油藏数值模拟方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109492290A CN109492290A (zh) 2019-03-19
CN109492290B true CN109492290B (zh) 2022-07-08

Family

ID=65691975

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201811283430.3A Active CN109492290B (zh) 2018-10-31 2018-10-31 一种一体化油藏数值模拟方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN109492290B (zh)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111079341B (zh) * 2020-01-19 2021-10-01 西安石油大学 一种基于迭代算法的智能完井与油藏非稳态耦合方法
CN111709142B (zh) * 2020-06-18 2023-06-16 北京新研创能科技有限公司 燃料电池整堆流体仿真模型的简化方法
CN118092369B (zh) * 2024-04-29 2024-07-23 山东合能科技有限责任公司 一种采用无线测量的抽油机间抽控制方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1807606A1 (en) * 2004-11-01 2007-07-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for production metering of oil wells
CN107886182A (zh) * 2016-09-30 2018-04-06 中国石油化工股份有限公司 油田集输系统优化设计方法及装置
CN108266176A (zh) * 2018-01-08 2018-07-10 中国海洋石油集团有限公司 一种基于井筒模型的天然气井口流量计算方法
CN108612518A (zh) * 2018-04-20 2018-10-02 重庆地质矿产研究院 一种煤层气井径向微井眼钻孔、水力压裂参数的确定方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8087292B2 (en) * 2008-04-30 2012-01-03 Chevron U.S.A. Inc. Method of miscible injection testing of oil wells and system thereof

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1807606A1 (en) * 2004-11-01 2007-07-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for production metering of oil wells
CN107886182A (zh) * 2016-09-30 2018-04-06 中国石油化工股份有限公司 油田集输系统优化设计方法及装置
CN108266176A (zh) * 2018-01-08 2018-07-10 中国海洋石油集团有限公司 一种基于井筒模型的天然气井口流量计算方法
CN108612518A (zh) * 2018-04-20 2018-10-02 重庆地质矿产研究院 一种煤层气井径向微井眼钻孔、水力压裂参数的确定方法

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"PIPEPHASE多相流计算软件的验证与修正研究";王丹;《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技Ⅰ辑》;20110115(第1期);18-50页 *
"低渗透油藏数值模拟历史拟合技术与应用";汪勇;《中国科技信息》;20080331(第6期);全文 *
"油藏地质建模与数值模拟一体化应用技术";于金彪等;《油气地质与采收率》;20090930;第16卷(第5期);全文 *
"黑油模型井筒控制的全隐式数值处理方法研究";梁景伟等;《油气井测试》;20171231;第26卷(第6期);全文 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN109492290A (zh) 2019-03-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107145696B (zh) 一种煤层气地上地下耦合求解的模拟方法
CN109492290B (zh) 一种一体化油藏数值模拟方法
CN107545113A (zh) 非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟方法
CN111980654B (zh) 一种非均匀页岩油藏分段压裂水平井产能计算方法
CN106127599B (zh) 用于致密气藏在集气站生产模式下的气井产量劈分方法
CN113076676B (zh) 非常规油气藏水平井压裂缝网扩展与生产动态耦合方法
WO2012051196A2 (en) Lift-gas optimization with choke control
CN110344818B (zh) 柱塞气举井柱塞上行阶段液体段塞界面跟踪方法
EA008321B1 (ru) Способ и устройство для объединённых моделирований пластов-коллекторов и поверхностных сетей трубопроводов производственного оборудования
CN104847314B (zh) 高温高压油气直井单相流射孔完井参数优化方法
CN113836695B (zh) 一种基于无网格连接元的油藏数值模拟方法
Ayatollahi et al. Intermittent gas lift in Aghajari oil field, a mathematical study
US11308409B1 (en) Method of determining fracture interference in a hydraulically fractured well
CN102434119A (zh) 一种卡森模式钻井液流变参数的控制方法
CN110924935B (zh) 致密油藏井底流压调控方案确定方法、装置和设备
CN110863826B (zh) 同心管射流泵排采工艺参数的确立方法及应用
CN111506865A (zh) 一种页岩气井生产拟合与预测方法
Sagen et al. A coupled dynamic reservoir and pipeline model–development and initial experience
US20230186002A1 (en) Designing Service for Wellbores With Fluid Losses
Wang et al. Flow simulation of a horizontal well with two types of completions in the frame of a wellbore–annulus–reservoir model
CN113516326B (zh) 一种页岩气水平井临界排液能力评价方法
Birchenko Analytical modelling of wells with inflow control devices.
RU2301326C1 (ru) Способ регулирования разработки нефтяного месторождения
CN112483056B (zh) 连续封隔体颗粒控水增油现场施工效果预测装置及方法
Sheha et al. Optimal performance of water-oil axial jet pump in an egyptian offshore oil field

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
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20210208

Address after: 100000 22 Chaoyangmen North Street, Chaoyang District, Beijing.

Applicant after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Applicant after: SINOPEC EAST CHINA OIL & GAS COMPANY

Applicant after: TAIZHOU OIL PRODUCTION PLANT, CHINA PETROLEUM & CHEMICAL CORPORATION EAST CHINA OIL & GAS CO.

Address before: 225300 South Passage 99, Hailing District, Taizhou City, Jiangsu Province

Applicant before: TAIZHOU OIL PRODUCTION PLANT, CHINA PETROLEUM & CHEMICAL CORPORATION EAST CHINA OIL & GAS Co.

TA01 Transfer of patent application right
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant