CN112651190B - 一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法 - Google Patents

一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112651190B
CN112651190B CN202011518991.4A CN202011518991A CN112651190B CN 112651190 B CN112651190 B CN 112651190B CN 202011518991 A CN202011518991 A CN 202011518991A CN 112651190 B CN112651190 B CN 112651190B
Authority
CN
China
Prior art keywords
matrix
fracture
medium
warren
shape 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.)
Active
Application number
CN202011518991.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112651190A (zh
Inventor
孙致学
于春野
梁珀
姜传胤
谭涛
赵梓平
李吉康
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
China University of Petroleum East China
Sinopec East China Oil and Gas Co
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 CN202011518991.4A priority Critical patent/CN112651190B/zh
Publication of CN112651190A publication Critical patent/CN112651190A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112651190B publication Critical patent/CN112651190B/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
    • G06F30/28—Design optimisation, verification or simulation using fluid dynamics, e.g. using Navier-Stokes equations or computational fluid dynamics [CFD]
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
    • G06F2111/10—Numerical modelling
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2113/00—Details relating to the application field
    • G06F2113/08—Fluids
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明涉及一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法，该方法首先是通过Eclipse数值模拟软件建立双重介质数值模拟模型，采用虚拟示踪剂的方法，对基质中的油进行追踪，建立起在不同形状因子下裂缝中示踪剂浓度的变化得出基质向裂缝的窜流量图版，再通过推导建立裂缝密度和窜流系数之间的关系。本发明方法适用范围广、针对性强、预测准确率高、应用简单，更适合于油田矿场应用的通过裂缝密度来表征基岩潜山油藏基质向裂缝的窜流量。

Description

一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法
技术领域
本发明涉及石油天然气领域渗流机理研究的渗流窜流量，具体是一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法。
背景技术
对基岩潜山油藏的开采目前在整个油藏的开采中成为了研究热点，裂缝性油藏分布广泛，而且绝大多数裂缝性油藏基质渗透率都很低，但却拥有相当可观的储量，因此这类油藏具有很高的经济价值和能源战略地位。在这类油藏的开采过程之中，由于基岩潜山油藏基质孔隙度和渗透率很低，渗流过程及其复杂，研究基质与裂缝之间的窜流能力成为了研究该类油藏的关键，在油藏数值模拟的过程中，为解决这类油气藏中的渗流过程的双重介质模型就显得十分的重要，对于此模型最核心的便是窜流量的表征。
在双重介质概念中，基质岩块提供主要的储油空间，裂缝提供主要的流动通道，两种不同介质间的窜流量决定着基质中的油向裂缝中流动的速率，进而影响后续裂缝向井筒中流油的速率。
在双孔单渗模型中，基质只与裂缝交换，窜流量直接决定了基质中油的采收率，在双孔双渗模型中，尽管考虑了基质与基质之间的交换，但是一般情况下基质块中的渗透率依旧要小于裂缝，基质中的残余油窜流进入裂缝然后由裂缝流入井筒的速率仍在采收速率中起主导作用。
依据建立两系统间“窜流”的方程不同方法，Huyakom等(1983)把渗流模型分为拟稳态流模型和非稳态流模型，其中拟稳态流模型中窜流量是时间的隐式函数，而在非稳态流模型中窜流量是时间的显示函数。在拟稳态双重介质模型中，一般假设裂缝系统与孔隙系统之间的窜流量与两系统间的压力差成正比，正比系数由形状因子来确定，但是对于常规的方法，在进行双重介质数值模拟时，无法直观可视化的表征基质向裂缝的窜流量，使得在进行设置不同形状因子σ时无法定量的表征基质向裂缝的窜流量，同时形状因子σ不能直观的表征裂缝的属性，也无法实现形状因子σ与裂缝密度之间的相互转化。在进行双重介质数值模拟时亟需形成一种通过形状因子σ转化成裂缝密度来表征不同时刻不同裂缝密度下基质向裂缝的窜流量。
发明内容
针对现有技术存在的上述问题，本发明的的目的是提供一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法。
为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法，包括如下步骤：
S01：通过Eclipse软件建立双重介质Warren-Root模型，并将基质和裂缝进行分区，基于虚拟示踪剂的方法将示踪剂仅应用在双重介质的基质部分，而裂缝不含任何示踪剂，设置基质的示踪剂浓度为1mg/L，设置裂缝的示踪剂浓度为0mg/L；
S02：使用Eclipse数值模拟软件设置不同的形状因子，得到不同形状因子下裂缝区域中的示踪剂浓度随时间的变化，即表示基质向裂缝的窜流量；
S03：每设置一个形状因子σ，都会得到一个与该形状因子σ相对应的基质向裂缝窜流量的无因次图版，所述无因次图版以时间为横坐标，以基质向裂缝的窜流量为纵坐标；通过设置不同的形状因子σ，得到多个窜流量无因次图版；
S04：建立双重介质Warren-Root模型中裂缝密度与形状因子σ的关系表达式，对于未知的基岩油藏，将该基岩油藏区域的裂缝密度输入裂缝密度与形状因子σ的关系表达式中，得到对应的形状因子σ，再查询S03中该形状因子σ对应的无因次图版，即可定量表征基质向裂缝的窜流量。
作为改进，所述S02中示踪剂从基质向裂缝的窜流量表达式如下：
TR＝CDARCY·K·V·σ
其中：CDARCY为修正系数；
K为基质块X方向上的渗透率,单位为mD；
V为块中心网格的体积，单位为m3；
σ为形状因子；
所述重介质模型中形状因子σ的表达式为：
Figure GDA0003641777120000021
其中：Lx为基质块在X方向上的尺寸，单位为m；
Ly为基质块在Y方向上的尺寸，单位为m；
Lz为基质块在Z方向上的尺寸，单位为m。
作为改进，所述S04中建立的双重介质Warren-Root模型中裂缝密度与形状因子σ的关系表达式的过程为：
定义：裂缝体密度为单位体积内正交裂缝的条数；
双重介质Warren-Root模型中心网格的x方向上裂缝条数为：(Ny+1)·(Nz+1)；
双重介质Warren-Root模型中心网格的y方向上裂缝条数为：(Nx+1)·(Nz+1)；
双重介质Warren-Root模型中心网格的z方向上裂缝条数为：(Nx+1)·(Ny+1)；
裂缝的总条数Nf＝(Ny+1)·(Nz+1)+(Nx+1)·(Nz+1)+(Nx+1)·(Ny+1)；
其中：Nx为X方向上基质块数量，单位为个；
Ny为Y方向上基质块数量，单位为个；
Nz为Z方向上基质块数量，单位为个；
双重介质Warren-Root模型中心网格的总体积可以表示成：V＝LxNx·LyNy·LzNz；
其中：Lx为基质块在X方向上的尺寸，单位为m；
Ly为基质块在Y方向上的尺寸，单位为m；
Lz为基质块在Z方向上的尺寸，单位为m；
由定义的裂缝体密度密度将双重介质Warren-Root模型中的裂缝密度表示成:
Figure GDA0003641777120000031
对于双重介质Warren-Root模型形状因子σ的表达式为：
Figure GDA0003641777120000032
当Lx＝Ly＝Lz时，此时
Figure GDA0003641777120000033
带入ρv得：
Figure GDA0003641777120000034
令
Figure GDA0003641777120000035
Figure GDA0003641777120000036
A为已知常数。
相对于现有技术，本发明至少具有如下优点：
1.本发明的所提供了一种适用范围广、针对性强、预测准确率高、应用简单，更适合于油田矿场应用的通过裂缝密度来表征基岩潜山油藏基质向裂缝的窜流量的方法。
2.本发明是以模拟软件Eclipse为基础，在进行数值模拟之前首先要对该模型的地质储量以及对生产参数(产油量、累积产油量、产水量、井底压力)与实际现场生产数据进行生产历史拟合。在拟合好之后再进行接下来的开发预测，本发明所用的模型经过历史拟合之后与实际地质数据的误差在0.2％以内，所以本发明所用的数值模拟模型具有较高的精确度。
3.针对目前Eclipse数值模拟软件，影响基质向裂缝的窜流量最重要的参数即为形状因子，形状因子的大小将直接影响地层原油由基质向裂缝的窜流，但对于现场的实际需求来说，通常会使用裂缝参数(裂缝密度)对裂缝进行表征，而使用非裂缝参数(形状因子)无法直观的表征裂缝参数对裂缝的影响，针对于现场的实际需求，根据双重介质的裂缝表征原理，在双重介质模型中，将双重介质油藏简化为正交裂缝切割基质岩块呈六面体的地质模型，裂缝方向与主渗透率方向一致，并假设裂缝的宽度为常数且裂缝网络可以是均匀分布，也可以是非均匀分布的，采用非均匀的裂缝网格可研究裂缝网络的各向异性或在某一方向上变化的情况。根据正交裂缝，提出新的裂缝体密度概念即单位体积内正交裂缝的条数。于是根据基质块的大小与裂缝体密度相关，以及基质块大小与形状因子相关建立起形状因子与裂缝密度之间的关系，再基于虚拟示踪剂的方法，研究基质向裂缝的窜流量。
附图说明
图1为双重介质Warren-Root模型。
图2为双重介质Warren-Root模型裂缝表征示意图。
图3为双重介质基质向裂缝窜流示意图。
图4为本申请实施例的用于实现裂缝体密度与双重介质形状因子的转化过程流程图。
具体实施方式
下面对本发明作进一步详细说明。
一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法，包括如下步骤：
S01：首先基于实际基岩潜山油藏地质信息以及流体数据运用Eclipse数值模拟软件建立双重介质Warren-Root模型，采用虚拟示踪剂的方法，设置基质中初始示踪剂的浓度为1mg/L,裂缝中初始示踪剂的浓度为0mg/L。将实际地质数据和流体数据输入Eclipse数值模拟软件建立双重介质Warren-Root模型。
S02：进行双重介质数值模拟，得到在设置不同的形状因子σ的情况下基质向裂缝虚拟示踪剂的浓度来评价基质向裂缝的窜流量。
S03：绘制基岩潜山油藏在不同的形状因子下基质向裂缝窜流量的定量图版。
S04：推导裂缝密度与形状因子σ之间的关系表达式，从而将不同形状因子下基质向裂缝窜流量转换成不同裂缝密度下基质向裂缝窜流量，从而实现使用裂缝属性来定量的表征基质向裂缝窜流量。
本发明首先是通过Eclipse数值模拟软件建立双重介质Warren-Root模型，采用虚拟示踪剂的方法，通过关键字TRACER对基质中的油进行追踪，建立起在不同形状因子下裂缝中示踪剂浓度的变化得出基质向裂缝的窜流量图版，再推导形状因子和裂缝密度之间的数学表达式建立裂缝密度和窜流系数之间的关系，最后建立基岩潜山油藏不同裂缝密度下的窜流量图版，近而指导现场生产。
为进一步说明该技术方法的有效性与实用性，以某Z油田的BC-1区块基岩潜山油藏为例，对本发明实施方式做进一步详细说明，所用模型如图1所示。一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法，具体步骤如下：
S01：通过现有Eclipse数值模拟软件建立双重介质Warren-Root模型，将实际地质数据和流体数据输入Eclipse数值模拟软件即可建立双重介质Warren-Root模型，并将基质和裂缝进行分区，基于虚拟示踪剂的方法，所述虚拟示踪剂的方法为现有方法，将示踪剂仅应用在双重介质的基质部分，而裂缝不含任何示踪剂，通过关键字TRACER设置基质的示踪剂浓度为1mg/L，设置裂缝的示踪剂浓度为0mg/L；从而可以追踪基质区域的示踪剂的去向，在Summary中设置各个区域中示踪剂浓度的变化量。
所述实际地质数据如表1所示，所述流体数据如表2所示：
表1
Figure GDA0003641777120000051
表2
Figure GDA0003641777120000052
Figure GDA0003641777120000061
S02：使用Eclipse数值模拟软件设置不同的形状因子，得到不同形状因子下裂缝区域中的示踪剂浓度随时间的变化，即表示基质向裂缝的窜流量；所述Eclipse数值模拟软件为现有软件。
所述S02中示踪剂从基质向裂缝的窜流量表达式如下：
TR＝CDARCY·K·V·σ
其中：CDARCY为修正系数；
K为基质块X方向上的渗透率,单位为mD；
V为块中心网格的体积，单位为m3；
σ为形状因子；
所述重介质模型中形状因子σ的表达式为：
Figure GDA0003641777120000062
其中：Lx为基质块在X方向上的尺寸，单位为m；
Ly为基质块在Y方向上的尺寸，单位为m；
Lz为基质块在Z方向上的尺寸，单位为m。
S03：每设置一个形状因子σ，都会得到一个与该形状因子σ相对应的基质向裂缝窜流量的无因次图版，所述无因次图版以时间为横坐标，以基质向裂缝的窜流量为纵坐标；通过设置不同的形状因子σ，得到多个窜流量无因次图版；
S04：建立双重介质Warren-Root模型中裂缝密度与形状因子σ的关系表达式，对于未知的基岩油藏，将该基岩油藏区域的裂缝密度输入裂缝密度与形状因子σ的关系表达式中，得到对应的形状因子σ，再查询S03中该形状因子σ对应的无因次图版，即可定量表征基质向裂缝的窜流量。
由数值模拟得到是形状因子σ与窜流量的关系，无法通过直观的裂缝参数进行表征，由此，本发明基于裂缝密度与形状因子σ之间的关系，推导裂缝密度与形状因子σ的关系表达式，从而将不同形状因子σ下基质向裂缝窜流量转换成不同裂缝密度下基质向裂缝窜流量，从而实现使用裂缝属性来定量的表征基质向裂缝窜流量。相关的推导过程如下所示：
本发明所使用参数模型参数如表3
表3
参数 参数表达式 单位 参数值
网格总数 N 个 600000
X方向网格尺寸 D<sub>x</sub> m 5
Y方向网格尺寸 D<sub>y</sub> m 5
Z方向网格尺寸 D<sub>z</sub> m 5
参见图2，推导过程如下：
假设使用Eclipse软件双重介质模型中的块中心网格，模型的总网格数为N，裂缝在x、y、z方向上的每个网格尺寸为Dx、Dy、Dz，基质块在x、y、z方向上的网格数分别为Nx、Ny、Nz，x、y、z方向上的基质块尺寸为Lx、Ly、Lz，，基质块的几何尺寸为Lx、Ly、Lz(注意：它不是网格块的大小)，它是裂缝切割形成的基质块的平均尺寸。其中：
Figure GDA0003641777120000071
引入新的裂缝体密度概念，新的裂缝体密度被定义为：单位体积内正交裂缝的条数。
双重介质Warren-Root模型块中心网格每个网格在x方向上正交裂缝条数为：(Ny+1)·(Nz+1)
双重介质Warren-Root模型块中心网格每个网格的y方向上正交裂缝条数为：(Nx+1)·(Nz+1)
双重介质Warren-Root模型块中心网格每个网格在z方向上正交裂缝条数为：(Nx+1)·(Ny+1)
裂缝的总条数Nf＝(Ny+1)·(Nz+1)+(Nx+1)·(Nz+1)+(Nx+1)·(Ny+1)
其中：Nx——每个网格上X方向上基质块数量，个；
Ny——每个网格上Y方向上基质块数量，个；
Nz——每个网格上Z方向上基质块数量，个；
模型块中心网格模型的总体积可以表示成：V＝N·Dx·Dy·Dz
将Dx＝LxNxDy＝LyNyDz＝LzNz带入上式可得到
V＝N·Dx·Dy·Dz＝NLxNx·LyNy·LzNz
其中：Lx——基质块在X方向上的尺寸，m；
Ly——基质块在Y方向上的尺寸，m；
Lz——基质块在Z方向上的尺寸，m；
由定义的裂缝体密度密度我们可以将双重介质Warren-Root模型中的裂缝密度表示成:
Figure GDA0003641777120000081
对于双重介质Warren-Root模型形状因子σ的表达式为：
Figure GDA0003641777120000082
当Lx＝Ly＝Lz时，此时
Figure GDA0003641777120000083
带入ρv得
Figure GDA0003641777120000084
令
Figure GDA0003641777120000085
Figure GDA0003641777120000086
(A为已知常数，A由所给模参数确定)
再将本模型中
Figure GDA0003641777120000087
带入A，且此发明模型中跟据所给的参数可得Nx＝Ny＝Nz，则可以对A进行简化处理
则经过简化处理可得到正交裂缝体密度与形状因子的关系表达式为：
Figure GDA0003641777120000088
本发明方法的原理是：
本发明是基于双孔双渗渗流机理。考虑重力、毛管力以及粘性驱替对水驱过程的影响，且考虑启动压力梯度以及应力敏感对基质向裂缝窜流量的影响。裂缝性油藏降压开采时地层压力下降较快，压力下降必然导致裂缝闭合从而影响开发效果，因此要考虑启动压力梯度以及应力敏感才可以更加准确的研究基质向裂缝的贡献量。
(1)双重介质中油水渗流方程
裂缝中的油相：
Figure GDA0003641777120000089
裂缝中的水相：
Figure GDA00036417771200000810
基质中油相：
Figure GDA00036417771200000811
基质中水相
Figure GDA0003641777120000091
其中
Figure GDA0003641777120000092
式中，下标f、m分别代表裂缝和基质；qo，qw分别为基质系统与裂缝系统之间的油水交换相。
(2)重力驱替渗流机理
由于重力基质与裂缝中的流体进行交换由于重力产生的压力差为：
ΔP＝DZmat(XW-Xw)(ρw-ρo)g
最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (3)

1.一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法，其特征在于，包括如下步骤：
S01：通过Eclipse软件建立双重介质Warren-Root模型，并将基质和裂缝进行分区，基于虚拟示踪剂的方法将示踪剂仅应用在双重介质的基质部分，而裂缝不含任何示踪剂，设置基质的示踪剂浓度为1mg/L，设置裂缝的示踪剂浓度为0mg/L；
S02：使用Eclipse数值模拟软件设置不同的形状因子，得到不同形状因子下裂缝区域中的示踪剂浓度随时间的变化，即表示基质向裂缝的窜流量；
S03：每设置一个形状因子σ，都会得到一个与该形状因子σ相对应的基质向裂缝窜流量的图版，所述图版以时间为横坐标，以基质向裂缝的窜流量为纵坐标；通过设置不同的形状因子σ，得到多个窜流量图版；
S04：建立双重介质Warren-Root模型中裂缝密度与形状因子σ的关系表达式，对于未知的基岩油藏，将该基岩油藏区域的裂缝密度输入裂缝密度与形状因子σ的关系表达式中，得到对应的形状因子σ，再查询S03中该形状因子σ对应的图版，即可定量表征基质向裂缝的窜流量。
2.如权利要求1所述的通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法，其特征在于，所述S02中示踪剂从基质向裂缝的窜流量表达式如下：
TR＝CDARCY·K·V·σ
其中：CDARCY为修正系数；
K为基质块X方向上的渗透率，单位为mD；
V为块中心网格的体积，单位为m3；
σ为形状因子；
所述双重介质模型中形状因子σ的表达式为：
Figure FDA0003592006990000011
其中：Lx为基质块在X方向上的尺寸，单位为m；
Ly为基质块在Y方向上的尺寸，单位为m；
Lz为基质块在Z方向上的尺寸，单位为m。
3.如权利要求1所述的通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法，其特征在于，所述S04中建立的双重介质Warren-Root模型中裂缝密度与形状因子σ的关系表达式的过程为：
定义：裂缝体密度为单位体积内正交裂缝的条数；
双重介质Warren-Root模型中心网格的x方向上裂缝条数为：(Ny+1)·(Nz+1)；双重介质Warren-Root模型中心网格的y方向上裂缝条数为：(Nx+1)·(Nz+1)；双重介质Warren-Root模型中心网格的z方向上裂缝条数为：(Nx+1)·(Ny+1)；裂缝的总条数Nf＝(Ny+1)·(Nz+1)+(Nx+1)·(Nz+1)+(Nx+1)·(Ny+1)；
其中：Nx为X方向上基质块数量，单位为个；
Ny为Y方向上基质块数量，单位为个；
Nz为Z方向上基质块数量，单位为个；
双重介质Warren-Root模型中心网格的总体积可以表示成：V＝LxNx·LyNy·LzNz；其中：Lx为基质块在X方向上的尺寸，单位为m；
Ly为基质块在Y方向上的尺寸，单位为m；
Lz为基质块在Z方向上的尺寸，单位为m；
由定义的裂缝体密度密度将双重介质Warren-Root模型中的裂缝密度表示成：
Figure FDA0003592006990000021
对于双重介质Warren-Root模型形状因子σ的表达式为：
Figure FDA0003592006990000022
当Lx＝Ly＝Lz时，此时
Figure FDA0003592006990000023
带入ρv得：
Figure FDA0003592006990000024
Figure FDA0003592006990000025
Figure FDA0003592006990000026
A由所给参数计算得出。
CN202011518991.4A 2020-12-21 2020-12-21 一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法 Active CN112651190B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202011518991.4A CN112651190B (zh) 2020-12-21 2020-12-21 一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202011518991.4A CN112651190B (zh) 2020-12-21 2020-12-21 一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112651190A CN112651190A (zh) 2021-04-13
CN112651190B true CN112651190B (zh) 2022-07-01

Family

ID=75358560

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202011518991.4A Active CN112651190B (zh) 2020-12-21 2020-12-21 一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112651190B (zh)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2956285A1 (fr) * 2016-01-26 2017-07-26 IFP Energies Nouvelles Procede pour l'exploitation d'un gisement de fluide traverse par des fractures au moyen d'une simulation d'ecoulement basee sur un flux d'echange et un facteur correctif
CN109887083A (zh) * 2019-01-29 2019-06-14 中国石油集团测井有限公司西南分公司 一种裂缝-孔隙双重介质耦合渗透率模型的建立方法
CN110472348A (zh) * 2019-08-20 2019-11-19 西南石油大学 一种页岩气藏非稳态渗流模型的建立方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7565278B2 (en) * 2006-12-04 2009-07-21 Chevron U.S.A. Inc. Method, system and apparatus for simulating fluid flow in a fractured reservoir utilizing a combination of discrete fracture networks and homogenization of small fractures

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2956285A1 (fr) * 2016-01-26 2017-07-26 IFP Energies Nouvelles Procede pour l'exploitation d'un gisement de fluide traverse par des fractures au moyen d'une simulation d'ecoulement basee sur un flux d'echange et un facteur correctif
CN109887083A (zh) * 2019-01-29 2019-06-14 中国石油集团测井有限公司西南分公司 一种裂缝-孔隙双重介质耦合渗透率模型的建立方法
CN110472348A (zh) * 2019-08-20 2019-11-19 西南石油大学 一种页岩气藏非稳态渗流模型的建立方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN112651190A (zh) 2021-04-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
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
CN110608024B (zh) 一种深层页岩气提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法
Kleppe et al. Oil production from fractured reservoirs by water displacement
CN109958416B (zh) 一种变孔径变孔密均匀进液进砂的多簇射孔压裂方法
CN108319756A (zh) 一种致密储层体积压裂缝网扩展模拟及表征方法
CN104750896B (zh) 一种缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟方法
CN106150477A (zh) 一种确定单井控制储量的方法
CN110094196B (zh) 一种碳酸盐岩裸眼水平井分段酸压效果评价方法
CN112541287A (zh) 疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法
CN109063403B (zh) 一种滑溜水压裂优化设计方法
CN105625990A (zh) 一种体积压裂水平井开采页岩油的方法
CN110439519A (zh) 一种基于极限限流设计的压裂方法及系统
CN113947041A (zh) 一种页岩储层压裂缝网络扩展流动一体化模拟方法
CN110390154A (zh) 一种提高复杂断块油气田油藏数值模拟效率的方法
CN114592840B (zh) 暂堵压裂方法及其应用
CN111950112A (zh) 一种适用于底部封闭的碳酸盐岩储层动态分析方法
CN112160734B (zh) 注采井相关性分析方法、装置、存储介质及计算机设备
CN112651190B (zh) 一种通过裂缝密度表征双重介质渗流窜流量的方法
CN104407397A (zh) 一种致密油气储层物性下限的确定方法
CN107704646B (zh) 一种致密储层体积改造后的建模方法
CN112035993A (zh) 一种底部定压的碳酸盐岩储层测试评价方法
CN114757017A (zh) 一种页岩气藏数值模拟方法
CN115618768A (zh) 一种储气库有效储气空间计算方法
CN115841083A (zh) 确定注水井压驱配注量的方法
Parra et al. CRM-Aquifer-Fractional Flow Model to Characterize Oil Reservoirs with Natural Water Influx

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
TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20230407

Address after: 266580 No. 66 Changjiang West Road, Huangdao District, Qingdao, Shandong.

Patentee after: CHINA University OF PETROLEUM (EAST CHINA)

Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Patentee after: SINOPEC EAST CHINA OIL & GAS COMPANY

Address before: 266580 No. 66 Changjiang West Road, Huangdao District, Qingdao, Shandong.

Patentee before: CHINA University OF PETROLEUM (EAST CHINA)