CN110147561B - 一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法 - Google Patents

一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110147561B
CN110147561B CN201811305134.9A CN201811305134A CN110147561B CN 110147561 B CN110147561 B CN 110147561B CN 201811305134 A CN201811305134 A CN 201811305134A CN 110147561 B CN110147561 B CN 110147561B
Authority
CN
China
Prior art keywords
damage
fracture
natural
reservoir
distribution
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
CN201811305134.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN110147561A (zh
Inventor
沈新普
蔡鑫
张璋
刘威
万昊
孙超
刘巍
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 University of Petroleum East China
Original Assignee
China University of Petroleum East China
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 University of Petroleum East China filed Critical China University of Petroleum East China
Priority to CN201811305134.9A priority Critical patent/CN110147561B/zh
Publication of CN110147561A publication Critical patent/CN110147561A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110147561B publication Critical patent/CN110147561B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • GPHYSICS
    • G06COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06FELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20Design optimisation, verification or simulation
    • GPHYSICS
    • G06COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06TIMAGE DATA PROCESSING OR GENERATION, IN GENERAL
    • G06T17/00Three dimensional [3D] modelling, e.g. data description of 3D objects
    • G06T17/05Geographic models
    • GPHYSICS
    • G06COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06FELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/06Power analysis or power optimisation
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02ATECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A10/00TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
    • Y02A10/40Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Computer Graphics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Abstract

本发明的目的在于提供一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法,收集目标储层的地质信息、测井数据、岩心岩屑分析数据和压裂施工数据,进行单井地质力学分析和天然裂缝分布分析,得到储层的初始地应力参数、岩石力学参数和天然裂缝描述参数;基于以上数据建立三维地质模型,采用有限元方法进行精细地应力场模拟,得到储层的初始地应力分布;根据天然裂缝分布情况,设定模型中初始损伤变量场的分布;计算水力压裂过程中三维地层的损伤演化。本发明的有益效果是提供了以损伤力学理论为基础,能够对含天然裂缝的储层体积压裂缝网络形态进行准确预测的方法。

Description

一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法
技术领域
本发明属于地质技术领域,涉及一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法。
背景技术
致密油气储层普遍具有孔隙度小、渗透率低、脆性矿物含量高、天然裂缝发育等特点。由于地层压力低,自然状态下多数天然裂缝处于闭合状态,其连通性较差,油气通常无自然产能或产能较低。目前致密油气藏的开发方式主要是采用水平井体积压裂技术,其目的是通过人工水力压裂改造沟通储层中伴生的天然裂缝,与人工裂缝共同形成相互交错的空间裂缝网格系统,从而增大储层流体的流动通道,提高单井产能和最终采收率。
体积压裂后的储层中存在基质、天然裂缝和人工裂缝多尺度介质,各介质具有不同的形态和物性以及内部流体流动规律。不同尺度的介质相互嵌套,共同影响着油气藏的开发动态,可以说体积压裂是制约致密油气储层开发的关键因素。为了优化压裂施工设计、提高致密油气藏的开发效果,需要掌握体积压裂复杂缝网的形成规律以及结构特征,即进行体积压裂缝网预测。
致密储层脆性较强、天然裂缝发育、非均质严重,这些地质特征条件与压裂施工因素共同对水力压裂裂缝的扩展和最终形态起着控制作用。模拟和预测水力裂缝的扩展过程是非常复杂的,需要考虑如下几方面因素:(1)岩石力学变形;(2)压裂液在裂缝中的流动;(3)裂缝起裂和扩展准则;(4)水力裂缝与天然裂缝的相互作用;(5)相邻水力裂缝之间的应力干扰作用;(6)裂缝的高度延伸。数值模拟技术具有不受研究对象规模限制、能够模拟较复杂过程等优点,是国内外研究者广泛采用的压裂裂缝扩展预测方法。由于致密储层压裂裂缝为复杂的网状裂缝,传统的平面模型(如PKN模型、KGD模型)和三维模型不再适用。在传统理论基础上,国内外学者发展了一些适合致密储层的压裂裂缝扩展模型和分析方法。然而,现有的水力压裂裂缝预测方法均以断裂力学为基本理论,采用离散化缝网模型,其缺点为:1.不能预测裂缝的萌生,裂缝的位置和形态需要人为设定,不符合实际;2.只能描述压裂缝网系统中的一级次生裂缝,无法体现多级裂缝的复杂存在;3.无法考虑天然裂缝对缝网系统扩展影响的随机性,无法描述天然裂缝存在下的人工裂缝与天然裂缝沟通的复杂缝网形态,也无法预测复杂缝网的扩展。
发明内容
本发明的目的在于提供一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂下的裂缝缝网形态预测方法,本发明所采用的技术方案是按照以下步骤进行:
步骤一:收集目标储层的地质信息、测井数据、岩心岩屑分析数据和压裂施工数据,进行单井地质力学分析和天然裂缝分布分析,得到储层的初始地应力参数、岩石力学参数和天然裂缝描述参数。
步骤二:基于以上数据建立三维地质模型,采用有限元方法进行精细地应力场模拟,得到储层的初始地应力分布。
步骤三:根据天然裂缝分布情况,设定模型中初始损伤变量场的分布。
损伤力学是分析材料内部孔、洞、缝发展并导致材料破坏的一种连续介质力学分析方法。在损伤力学中,材料的不连续程度可以通过一个连续的变量,即损伤变量来描述:完好的材料其损伤值为0,而破碎的材料其损伤值为1。天然裂缝是岩石的一种典型的不连续状态,因此,可以用损伤变量来描述天然裂缝。
天然裂缝的几何信息包括裂纹密度、方向角和倾角,与渗流有关的属性包括开度、渗透率和孔隙度。天然裂缝在空间上是随机分布的,这种分布的随机性导致材料的损伤具有各向异性,一般使用矢量形式表达一组天然裂缝。但是,在渗流力学中,常采用二阶张量表达与天然裂缝相关的、具有正交各向异性属性的渗透系数K。因此,为了方便应用,这里也使用二阶张量表达一组天然裂缝对应的初始损伤D。相应地,正交各向异性的渗透系数张量K的主值与损伤张量D的主值有全量形式的一一对应的函数关系。具体说,给定一组天然裂缝,其对应的损伤张量主值是D,相应的主方向为n,这个主方向也是天然裂缝矢量的方向。损伤变量主值D根据天然裂缝的密度确定,需要结合具体区域的实测结果或者实验室试验结果进行匹配。
天然裂缝的方向矢量即损伤张量主值的方向矢量n,具有三个方向(i,j,k)上的分量,又称方向余弦,如下所示:
Figure BDA0001853339420000031
此处n=li+mj+nk
实际应用中,方向余弦(l,m,n)可以通过方向角、倾角、以及x坐标轴方向的选择来计算。图1给出了这些几何关系的示意图,其中α为方向角,β为倾角,x坐标轴的方向取为正北方向。
方向矢量各个分量的计算如下式所示:
Figure BDA0001853339420000032
多组天然裂缝对应的总的损伤变量张量DT通过对单个天然裂缝对应的损伤变量张量进行代数求和得到,如下式所示:
DT=D1+D2+…+DN
式中,N为天然裂缝总组数。
步骤四:计算水力压裂过程中三维地层的损伤演化。
(1)损伤起始条件
损伤起始条件判断将在损伤变量张量的每一个主方向上分别进行,损伤起始条件如下式:
ft=εt-Yt≤0
使用上式进行的损伤起始条件判断将在损伤张量的每一个主方向上分别进行。Yt损伤状态变量,εi为拉应变,下标t表示拉伸,只有拉伸应变能在主方向上产生损伤起始的动力。
(2)损伤演化规律
损伤演化模型如下式:
D=1-Yt1/Yt
式中,Yt1是一个点上的损伤共轭力的最大值,对应着最大裂纹张开位移。
步骤五:根据损伤变量的分布获得压裂缝网分布和裂缝参数。
裂缝开度和渗透率用下式计算:
Figure BDA0001853339420000041
Figure BDA0001853339420000042
式中,u为裂缝开度;kf为裂缝渗透率;da为储层岩石颗粒直径;ξ1和ξ2为修正参数,由实验室测得。
本发明的有益效果是提供了以损伤力学理论为基础,能够对含天然裂缝的储层体积压裂缝网络形态进行准确预测的方法。用于预测体积压裂后的裂缝网络形态,更具有操作性和准确性,为体积压裂压后效果评估进而产量预测提供了有利的理论依据,克服了现有技术的不足。
附图说明
图1是天然裂缝的方向角、倾角、方向矢量示意图;
图2是储层天然裂缝影像测井数据;
图3是压裂液注入流量随时间的变化曲线;
图4是t1=17.54min时孔隙压力分布云图;
图5是t2=26.64min时孔隙压力分布云图;
图6是t1=17.54min时损伤强度因子的分布云图;
图7是t2=26.64min时损伤强度因子的分布云图;
图8是t1=36.64min损伤变量的分布俯视图;
图9是t2=46.64min损伤变量的分布俯视图;
具体实施方式
下面结合具体实施方式对本发明进行详细说明。
某区块长宽为200米,厚为25米,其中储层厚度为20米,盖层厚度为5米。盖层中的初始地应力为:
Sv=36.368MPa,Sh=25.9MPa,SH=31.66MPa
储层的初始地应力的有效应力值、孔隙压力、孔隙比分别为:
Sv=15.7MPa,Sh=7.93MPa,SH=11MPa
Pp=20.66MPa,VR=0.15
该储层天然裂缝影像测井数据如图2所示。图2中显示,天然裂缝的分布很分散,各个方向都有,但是图中有三个区域具有比较密集的天然裂缝分布。因此,采用三组裂缝来表示图中显示的天然裂缝。表1给出了这三组裂隙的几何信息:
表1
方位角α 倾角β 裂纹密度(1/m) 张开度(mm)
裂缝组一 275 72 1 0.5
裂缝组二 350 68 0.6 0.5
裂缝组三 80 70 0.4 0.5
以第一组裂缝为例,根据数据及试验结果确定裂缝主值为D=0.015,方向余弦n为:
n=(sinβcosα -sinβsinα cosβ)=(0.083 0.947 0.309)
因此该组裂缝可用二阶张量的损伤变量表示:
Figure BDA0001853339420000051
同样的方法计算出第二组和第三组裂缝:
Figure BDA0001853339420000052
从而可以得到总的损伤变量张量为:
Figure BDA0001853339420000053
进一步得到总的损伤张量的三个主值和主方向:
DT1=0.0332,DT2=0.0015,DT3=0.0204
Figure BDA0001853339420000054
三个主方向的倾角和方向角分别为:
α1=61.56°,β1=66.76°
α2=277.89°,β2=24.77°
α3=335.06°,β3=82.11°
初始损伤加载条件为:Yt=0.0005;损伤变量主值达到1时的损伤共轭力的临界值为:Yt1=0.015。
在模型中心点注入流量载荷,代表压裂位置。压裂液注入流量随时间的变化曲线如图3所示,坐标中的负号代表此点流量为流入,而不是流出。
对上述模型数据描述的裂隙地层水力压裂损伤变量场和渗流场进行了模拟计算。图4-7分别给出了孔隙压力分布云图、损伤变量场扩展分布图。对应的时刻分别为t1=17.54min、t2=26.63min。
可以看出,损伤变量的分布以压裂注入点为中心形成复杂的裂纹网络。由损伤局部化带形成的裂缝网络随注入液体的增加而不断扩展。损伤造成的材料软化本身使得非弹性变形局部化趋势增强。此外,损伤变量值较大的地方的渗透系数较大,孔隙压力较高,损伤演化更容易进行。因此,模型具有较强的损伤局部化倾向及特性。这一点特性保证了这个模型能够有效地模拟“裂缝缝网”现象。
图8和图9给出了t1=36.64min和t2=46.64min时刻,损伤变量的分布俯视图。可以看出损伤变量场(裂缝网络)分布成纺锤型,且随着时间向外扩张,该预测结果与实际情况相符。
以上应用效果说明,本发明提出的含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法较为合理,可为储层压力施工参数优化设计、压后效果评价和油田生产预测提供有利参考。
本发明的有益效果还在于:
1.利用损伤力学理论模拟分析体积压裂下岩石的损伤和开裂位置和过程,裂缝萌生位置和裂缝形态由计算得到,而非人为设定,结果更符合实际。
2.考虑天然裂缝引起的初始损伤变量场对压裂过程中储层损伤演过的影响,即考虑压裂过程中天然裂缝对人工裂缝的影响。
3.体积压裂缝网对应的损伤变量场分布分布成纺锤型,且随着时间向外扩张,与实际情况相符。
4.用于预测体积压裂后的裂缝网络形态,更具有操作性和准确性,为体积压裂压后效果评估进而产量预测提供了有利的理论依据,克服了现有技术的不足。
以上所述仅是对本发明的较佳实施方式而已,并非对本发明作任何形式上的限制,凡是依据本发明的技术实质对以上实施方式所做的任何简单修改,等同变化与修饰,均属于本发明技术方案的范围内。

Claims (1)

1.一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法,其特征在于按照以下步骤进行:
步骤一:收集目标储层的地质信息、测井数据、岩心岩屑分析数据和压裂施工数据,进行单井地质力学分析和天然裂缝分布分析,得到储层的初始地应力参数、岩石力学参数和天然裂缝描述参数;
步骤二:基于以上数据建立三维地质模型,采用有限元方法进行精细地应力场模拟,得到储层的初始地应力分布;
步骤三:根据天然裂缝分布情况,设定模型中初始损伤变量场的分布;
步骤四:计算水力压裂过程中三维地层的损伤演化;
步骤五:根据损伤变量的分布获得压裂缝网分布和裂缝参数;
所述步骤三方法如下:
(1)给定一组天然裂缝,其对应的损伤张量主值是D,相应的主方向为n,这个主方向也是天然裂缝矢量的方向,损伤变量主值D根据天然裂缝密度确定,需要结合具体区域的实测结果或者实验室试验结果进行匹配;天然裂缝的方向矢量即损伤张量主值的方向矢量n,具有三个方向(i,j,k)上的分量,又称方向余弦,如下所示:
Figure FDA0004052378720000011
此处n=li+mj+nk
实际应用中,方向余弦(l,m,n)可以通过方向角、倾角、以及x坐标轴方向的选择来计算,其中α为方向角,β为倾角,x坐标轴的方向取为正北方向;
方向矢量各个分量的计算如下式所示:
Figure FDA0004052378720000012
(2)多组天然裂缝对应的总的损伤变量张量DT通过对单个天然裂缝对应的损伤变量张量进行代数求和得到,如下式所示:
DT=D1+D2+…+DN
式中,N为天然裂缝总组数;
所述步骤四方法如下:
(1)损伤起始条件
损伤起始条件判断将在损伤变量张量的每一个主方向上分别进行,损伤起始条件如下式:
ft=εt-Yt≤0
使用上式进行的损伤起始条件判断将在损伤张量的每一个主方向上分别进行,Yt损伤状态变量,εi为拉应变,下标t表示拉伸,只有拉伸应变能在主方向上产生损伤起始的动力;
(2)损伤演化规律
损伤演化模型如下式:
D=1-Yt1/Yt
式中,Yt1是一个点上的损伤共轭力的最大值,对应着最大裂纹张开位移;
所述步骤五方法如下:
裂缝开度和渗透率用下式计算:
Figure FDA0004052378720000021
Figure FDA0004052378720000022
式中,u为裂缝开度;kf为裂缝渗透率;da为储层岩石颗粒直径;ξ1和ξ2为修正参数,由实验室测得。
CN201811305134.9A 2018-11-05 2018-11-05 一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法 Active CN110147561B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811305134.9A CN110147561B (zh) 2018-11-05 2018-11-05 一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811305134.9A CN110147561B (zh) 2018-11-05 2018-11-05 一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110147561A CN110147561A (zh) 2019-08-20
CN110147561B true CN110147561B (zh) 2023-05-09

Family

ID=67588402

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201811305134.9A Active CN110147561B (zh) 2018-11-05 2018-11-05 一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110147561B (zh)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109239310B (zh) 2018-09-06 2021-05-04 西安石油大学 一种渗流力大小及其对地层有效应力影响的测量装置及方法
CN110631936B (zh) * 2019-09-02 2021-02-23 中国矿业大学 一种煤岩心损伤的定量评价测试方法
CN112647935B (zh) * 2019-10-12 2024-06-18 中国石油化工股份有限公司 压裂裂缝参数计算方法及系统
CN111781662B (zh) * 2020-07-03 2021-12-14 中国石油大学(北京) 一种储层裂缝参数获取方法、装置及设备
CN112131737A (zh) * 2020-09-21 2020-12-25 中铁一局集团第二工程有限公司 一种考虑爆破影响的拱盖法施工的渗透性评估方法
CN112282744B (zh) * 2020-10-23 2023-11-28 中国石油天然气股份有限公司 一种非常规油气藏井网部署优化方法和装置
CN112883661B (zh) * 2021-01-30 2023-07-07 太原理工大学 一种碎软低渗油气储层的压裂模拟方法
CN114295529B (zh) * 2022-01-05 2023-07-25 国家能源集团新疆能源有限责任公司 一种人工扰动后岩体内部裂隙发育情况测定方法及系统
CN114547998B (zh) * 2022-02-28 2024-03-22 西南石油大学 一种通过耦合储层流动确定水平井压裂改造体积的方法
CN114692458A (zh) * 2022-03-30 2022-07-01 沈新普 一种基于损伤力学计算致密储层天然裂缝分布的方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102606126A (zh) * 2012-03-27 2012-07-25 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 裂缝性储层非平面网络裂缝压裂控制方法
CN107545113A (zh) * 2017-09-08 2018-01-05 西南石油大学 非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟方法
CN107957596A (zh) * 2017-12-20 2018-04-24 刘敬寿 一种基于应力释放率的储层裂缝预测方法
CN108319756A (zh) * 2017-12-29 2018-07-24 西安石油大学 一种致密储层体积压裂缝网扩展模拟及表征方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102606126A (zh) * 2012-03-27 2012-07-25 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 裂缝性储层非平面网络裂缝压裂控制方法
CN107545113A (zh) * 2017-09-08 2018-01-05 西南石油大学 非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟方法
CN107957596A (zh) * 2017-12-20 2018-04-24 刘敬寿 一种基于应力释放率的储层裂缝预测方法
CN108319756A (zh) * 2017-12-29 2018-07-24 西安石油大学 一种致密储层体积压裂缝网扩展模拟及表征方法

Non-Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
基于二阶损伤张量的节理岩体各向异性屈服准则;杨强等;《岩石力学与工程学报》;20050430;第24卷(第8期);第2、3节 *
基于损伤理论双重介质水力压裂岩体劣化与孔渗特性变化理论研究;赵万春等;《岩石力学与工程学报》;20090925;全文 *
清水压裂多场耦合下裂缝扩展规律数值模拟分析;李士斌等;《石油化工高等学校学报》;20140215(第01期);全文 *
致密储层地层参数对体积压裂缝网的影响研究;郭小哲等;《长江大学学报(自科版)》;20170610(第11期);全文 *
致密油储层压裂水平井缝网模拟研究;郭小哲等;《非常规油气》;20180220(第01期);全文 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN110147561A (zh) 2019-08-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110147561B (zh) 一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法
CN107044277B (zh) 低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法
CN113901681B (zh) 一种全寿命周期页岩气储层双甜点三维可压性评估方法
CN106814407B (zh) 基于单一钻孔变形测量确定岩体三维地应力的方法
CN105334536B (zh) 致密砂岩储层网状裂缝系统有效性评价方法
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
CN103256046B (zh) 非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法及装置
CN104616350B (zh) 缝洞型碳酸盐油藏三维物理模型建立方法
CN108681635B (zh) 一种致密储层体积压裂可压性评价方法
CN103995947B (zh) 改进的煤层底板突水脆弱性评价方法
CN104992468A (zh) 缝洞型碳酸盐岩油气藏三维地质建模方法
CN107387051B (zh) 低渗透非均质油藏多段压裂水平井重复压裂选井的方法
CN110298107B (zh) 一种基于增量叠加的工作面冲击危险性评价方法
CN110595887B (zh) 一种浅埋硬岩大型地下洞室成洞条件量化评价方法
CN105201484A (zh) 一种直井分层压裂层段优选及施工参数优化设计方法
CN109241588A (zh) 一种基于拟连续地质力学模型的单裂缝扩展的模拟方法
CN105089612A (zh) 低渗透油藏人工裂缝压裂缝长与井排距确定方法
CN112727534B (zh) 基于真三向应力和渗透率动态变化的瓦斯钻孔布置方法
Zifei et al. A study on remaining oil distribution in a carbonate oil reservoir based on reservoir flow units
CN105626023A (zh) 低渗透油藏垂直压裂裂缝方位试井确定方法
CN110094196A (zh) 一种碳酸盐岩裸眼水平井分段酸压效果评价方法
Yang et al. Influence of reservoirs/interlayers thickness on hydraulic fracture propagation laws in low-permeability layered rocks
CN110705168A (zh) 构造应力场的模拟方法
CN110390154A (zh) 一种提高复杂断块油气田油藏数值模拟效率的方法
CN114880962A (zh) 基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法

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