CN112983406B - 一种天然气水合物储层参数指标评价方法 - Google Patents
一种天然气水合物储层参数指标评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112983406B CN112983406B CN202110277588.5A CN202110277588A CN112983406B CN 112983406 B CN112983406 B CN 112983406B CN 202110277588 A CN202110277588 A CN 202110277588A CN 112983406 B CN112983406 B CN 112983406B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reservoir
- natural gas
- hydrate
- gas hydrate
- parameter
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 71
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000010750 BS 2869 Class C2 Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 15
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 9
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 9
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 3
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 238000012854 evaluation process Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
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
- E21B49/00—Testing 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明涉及一种天然气水合物储层参数指标评价方法，其技术方案包括：初步圈定有利区块后进行五点法测井取心，测试计算泥质含量、电阻率、横波速度、纵波速度、孔隙度、渗透率、偏应力、应变、中位粒径和水合物饱和度等储层参数，并对其进行标准化处理，然后利用属性测度函数计算各评价指标的属性测度并获取各指标贡献的储层信息量，最后计算测度值并进行级别评价，将储层划分为C1类、C2类、C3类和C4类储层。本发明能进行多井、多参数系统性评价，计算过程简单，评价结果可靠，可实现水合物储层的精细划分和精准识别，为天然气水合物勘探开发提供重要的理论依据。
Description
技术领域
本发明属于天然气水合物储层参数评价领域，具体涉及一种天然气水合物储层参数指标评价方法。
背景技术
天然气水合物又称可燃冰，是一种白色的冰状固体化合物，储量丰富，能量密度大，具有极强的燃烧力。作为一种资源量巨大的新型矿藏资源，天然气水合物的成功开发对优化能源结构、保障能源安全、推进节能减排等有着重要作用。然而，天然气水合物赋存环境复杂，具有储层参数指标变化大、储层识别难等特点，获得的天然气水合物物理参数通常受储层泥质含量、岩石颗粒粒径等多种因素影响，利用这些参数指标评价水合物储层时，如果储层参数指标评价方法使用不当，将难以精准识别水合物富集区。同时，由于天然气水合物储层性质参数多，各单一指标评价方法获得的结果可能存在一定差异性，使得储层分析存在较大模糊性，从而导致评价结果失真。因此，迫切需要一种能够综合多井、多参数特性的天然气水合物储层参数指标评价方法，以解决单一参数评价方法准确性差的问题，实现对水合物储层的精准识别和精细划分，为天然气水合物储层参数评价提供重要依据。
发明内容
本发明的目的在于提供一种天然气水合物储层参数指标评价方法，该方法原理可靠，操作简便，通过在水合物测井取心及岩心测试过程中对相关物理参数的读取、测试和计算，运用权重思想和属性数学理论构建水合物储层参数指标评价方法，能进行多井、多参数系统性评价，计算过程简单，评价结果可靠，具有较高的科学性和实用性，可实现水合物储层的精细划分和准确识别，为天然气水合物勘探开发提供重要的理论依据。
为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。
一种天然气水合物储层参数指标评价方法，依次包括以下步骤：
步骤1，在初步圈定天然气水合物有利区块后，依据测区地质资料，采用五点法进行随钻测井和保温保压取心，分别从5口井获取天然气水合物沉积物样品；
步骤2，选取泥质含量、电阻率、横波速度、纵波速度、孔隙度、渗透率、偏应力、应变、中位粒径、水合物饱和度10个储层参数评价指标形成参数矩阵，其中测井无法获取的参数通过相同温压条件下进行的实验室参数测试和计算获得；
步骤3，对参数矩阵中的储层参数进行标准化处理，得到各井对应的储层参数标准化值；
步骤4，利用属性测度函数计算参数矩阵中各储层参数评价指标的属性测度；
步骤5，获取各储层参数评价指标贡献的天然气水合物储层信息量；
步骤6，某一储层参数评价指标贡献的储层信息量越大，其在整个评价体系中所占权重越大，因此由各储层参数评价指标的属性测度和贡献的储层信息量计算各井储层参数的测度值；
步骤7，根据测度值对天然气水合物储层参数评价指标进行级别评价，将天然气水合物储层划分为C1类、C2类、C3类和C4类储层。
进一步地，所述步骤1中，五点法是指先在研究区块内确定矩形对角线中点为中心井，然后在对角线上确定与中心井距离相等的四个周围井，实际井位视区块地质条件进行调整。
进一步地，所述步骤2中，参数矩阵由5×10个储层参数构成，其中电阻率、横波速度和纵波速度可通过对目标层段测井数据求均值获得，偏应力、应变和中位粒径可通过获取的天然气水合物沉积物样品进行三轴实验和粒度分析仪测试直接获得。
根据达西定律，渗透率由实验测试数据进行计算，公式为：
式中，K为沉积物渗透率，单位为D；μ为所注取心处地层水的动力粘度，单位为mPa·s；Q为所注地层水的流量，单位为cm3/s；L为岩心长度，单位为cm；P2、P1分别为出口压力和入口压力，单位为atm；A为沉积物岩心横截面积，单位为cm2。
泥质含量通过目标层段的自然伽玛测井值计算，公式为：
式中，η为泥质含量，无量纲；GCUR为地区经验系数，无量纲；GR、GRmax和GRmin分别为目标层段、纯砂岩层段和纯泥岩层段的自然伽玛测井值，API。
孔隙度通过目标层段密度测井数据进行计算，公式为：
ρb＝ρfr(1-φ-η)+ρwφ(1-Sh)+ρhφSh+ρηη (3)
式中，ρb、ρfr、ρw、ρh和ρη分别为地层密度、岩石骨架密度、地层水密度、天然气水合物密度和泥质密度，单位为g/m3；φ为孔隙度，无量纲；Sh为天然气水合物饱和度，无量纲。
水合物饱和度通过含泥质修正的阿尔奇公式计算，公式为：
式中，Sh为水合物饱和度；a和m分别表示由岩电实验获得的弯曲度系数和胶结指数，无量纲；Rw、Rt和Rc分别表示地层水电阻率、含水合物地层电阻率和泥质电阻率，单位为Ω·m；n为饱和度指数，其经验值取决于储层岩性，无量纲。
进一步地，所述步骤3中，标准化处理的公式为：
式中，aij和Jij分别表示第i口井第j个储层参数评价指标的原始值和标准化值，max(aj)和min(aj)分别表示第j个原始储层参数的最大值和最小值。
进一步地，所述步骤4中，属性测度函数的表达式为：
式中，μijk为属性测度，表示第i口井第j个储层参数评价指标具有Ck级别的属性测度，k＝1,2,3,4；C1、C2、C3和C4根据工程经验进行取值，0≤C1＜C2＜C3＜C4≤1。
进一步地，所述步骤5中，储层信息量的计算公式为：
式中，CRj表示储层信息量，
rlj为第l个储层参数评价指标和第j个储层参数评价指标之间的皮尔逊相关系数。
进一步地，所述步骤6中，测度值的计算公式为：
式中，σik表示第i口井对应储层参数的第k个测度值，Wj表示第j个储层参数评价指标的权重。
进一步地，所述步骤7中，级别评价方法为：当第i口井对应储层参数的前k个测度值累加后大于或等于阈值时，认为该井位所处储层为Ck类储层，C1类储层水合物分解后岩石骨架稳定、水合物丰度低、经济价值不高，C4类储层水合物分解后岩石骨架易变形坍塌、水合物丰度高但稳定性差、开采技术要求高，C2类储层和C3类储层水合物分解后岩石骨架变形较小、水合物丰度适中、开采风险可控，是开采的首选目标；所述阈值为工程经验值，取值范围为0.6～0.8。
本发明具有以下显著优点：
(1)本发明能够根据实际储层岩心获取原位测试数据，实现多井、多参数系统性评价，计算过程简单，理论可靠，可进行水合物储层的精细划分和精准识别，为天然气水合物勘探开发提供重要依据。
(2)本发明提供的天然气水合物储层参数指标评价方法基于权重思想和属性数学理论处理储层参数并进行分级评价，提高了评价结果的客观性和准确度，具有较高的科学性和实用性。
(3)本发明一种天然气水合物储层参数指标评价方法的建立丰富了天然气水合物储层参数评价体系，提出了天然气水合物储层参数评价的新思路。
附图说明
图1是天然气水合物储层参数指标评价方法示意图。
图2是五点法测井取心位置示意图。
具体实施方式
下面结合附图及具体实施方式对本发明做进一步说明，但本发明并不局限于以下实施例。
本发明属于天然气水合物储层参数评价领域，主要应用在天然气水合物储层评价过程中，天然气水合物储层参数指标评价方法示意图如图1所示。在水合物测井取心及岩心测试过程中，通过对相关物理参数的读取、测试和计算，运用权重思想和属性数学理论构建水合物储层参数指标评价方法，包括如下步骤：
步骤1，在初步圈定天然气水合物有利区块后，依据测区地质资料，采用五点法进行随钻测井和保温保压取心。五点法测井取心位置示意图如图2所示，先在研究区块内确定矩形对角线中点为中心井，然后在对角线上确定与中心井距离相等的四个周围井，分别从这5口井获取天然气水合物沉积物样品，实际井位可视区块地质条件进行调整。
步骤2，选取泥质含量、电阻率、横波速度、纵波速度、孔隙度、渗透率、偏应力、应变、中位粒径、水合物饱和度等10个储层参数评价指标形成参数矩阵，参数矩阵由5×10个储层参数构成。通过对测井数据求均值获得目标层段的电阻率、横波速度和纵波速度；利用获取的天然气水合物沉积物样品在原地层温压条件下进行三轴实验得到偏应力和应变；采用粒度分析仪测试水合物沉积物的中位粒径；根据达西定律和渗透率实验，渗透率由(1)式进行计算；根据目标层段的自然伽玛测井值，泥质含量由(2)式进行计算；根据目标层段密度测井数据，孔隙度由(3)式进行计算；根据含泥质修正的阿尔奇公式，水合物饱和度由(4)式进行计算。
式中，K为沉积物渗透率，单位为D；μ为所注取心处地层水的动力粘度，单位为mPa·s；Q为所注地层水的流量，单位为cm3/s；L为岩心长度，单位为cm；P2、P1分别为出口压力和入口压力，单位为atm；A为沉积物岩心横截面积，单位为cm2。
式中，η为泥质含量，无量纲；GCUR为地区经验系数，无量纲；GR、GRmax和GRmin分别为目标层段、纯砂岩层段和纯泥岩层段的自然伽玛测井值，API。
ρb＝ρfr(1-φ-η)+ρwφ(1-Sh)+ρhφSh+ρηη (3)
式中，ρb、ρfr、ρw、ρh和ρη分别为地层密度、岩石骨架密度、地层水密度、天然气水合物密度和泥质密度，单位为g/m3；φ为孔隙度，无量纲；Sh为天然气水合物饱和度，无量纲。
式中，Sh为水合物饱和度；a和m分别表示由岩电实验获得的弯曲度系数和胶结指数，无量纲；Rw、Rt和Rc分别表示地层水电阻率、含水合物地层电阻率和泥质电阻率，单位为Ω·m；n为饱和度指数，其经验值取决于储层岩性，无量纲。
由以上获得的数据形成如下表1所示参数矩阵。
表1评价指标参数矩阵
步骤3，采用优选的标准化处理公式(5)对参数矩阵中的储层参数进行标准化处理，得到如表2所示各井对应的储层参数标准化值。
式中，aij和Jij分别表示第i口井第j个储层参数评价指标的原始值和标准化值，max(aj)和min(aj)分别表示第j个原始储层参数的最大值和最小值。
表2储层参数标准化处理结果
步骤4，利用属性测度函数表达式(6)计算参数矩阵中各储层参数评价指标的属性测度，C1、C2、C3和C4根据工程经验进行取值，本实施例分别取0.2、0.4、0.6和0.8。
式中，μijk为属性测度，表示第i口井第j个储层参数评价指标具有Ck级别的属性测度，k＝1,2,3,4。
步骤5，利用(7)式计算各储层参数评价指标贡献的天然气水合物储层信息量。
式中，CRj表示储层信息量，
rlj为第l个储层参数评价指标和第j个储层参数评价指标之间的皮尔逊相关系数。
步骤6，某一储层参数评价指标贡献的储层信息量越大则其在整个评价体系中所占权重越大，根据各储层参数评价指标的属性测度和贡献的储层信息量，使用MATLAB计算出各井储层参数的测度值，测度值计算公式为：
式中，σik表示第i口井对应储层参数的第k个测度值，Wj表示第j个储层参数评价指标的权重。
由计算结果形成的测度值表如下表3所示。
表3测度值表
步骤7，根据测度值对天然气水合物储层参数评价指标进行级别评价，当第i口井对应储层参数的前k个测度值累加后大于或等于阈值时，认为该井位所处储层为Ck类储层，本实施例阈值取0.6，将天然气水合物储层划分为C1类、C2类、C3类和C4类储层，形成评价结果如下表4所示：
表4评价结果表
| 井位编号 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 归类结果 | C<sub>3</sub>类 | C<sub>2</sub>类 | C<sub>4</sub>类 | C<sub>3</sub>类 | C<sub>4</sub>类 |
C1类储层水合物分解后岩石骨架稳定、水合物丰度低、经济价值不高，C4类储层水合物分解后岩石骨架易变形坍塌、水合物丰度高但稳定性差、开采技术要求高，C2类储层和C3类储层水合物分解后岩石骨架变形较小、水合物丰度适中、开采风险可控，是开采的首选目标。评价结果显示，五口井对应的水合物储层有一口为C2类储层，两口为C3类储层，两口为C4类储层，1号、2号和4号井位附近是水合物富集且储层稳定性较高的位置，应作为水合物开发重点研究对象。
Claims (7)
1.一种天然气水合物储层参数指标评价方法，依次包括以下步骤：
步骤1，在初步圈定天然气水合物有利区块后，依据测区地质资料，采用五点法进行随钻测井和保温保压取心，分别从5口井获取天然气水合物沉积物样品；
步骤2，选取泥质含量、电阻率、横波速度、纵波速度、孔隙度、渗透率、偏应力、应变、中位粒径、水合物饱和度10个储层参数评价指标形成参数矩阵；
步骤3，对参数矩阵中的储层参数进行标准化处理，得到各井对应的储层参数标准化值；
步骤4，利用属性测度函数计算参数矩阵中各储层参数评价指标的属性测度；
步骤5，获取各储层参数评价指标贡献的天然气水合物储层信息量，储层信息量的计算公式为：
式中，CRj表示储层信息量，
Jij表示第i口井第j个储层参数评价指标的标准化值，rlj为第l个储层参数评价指标和第j个储层参数评价指标之间的皮尔逊相关系数；
步骤6，通过各储层参数评价指标的属性测度和贡献的储层信息量，计算各井储层参数的测度值；
步骤7，根据测度值对天然气水合物储层参数评价指标进行级别评价，将天然气水合物储层划分为C1类、C2类、C3类和C4类储层。
2.如权利要求1所述的一种天然气水合物储层参数指标评价方法，其特征在于，所述步骤1中，五点法是指先在研究区块内确定矩形对角线中点为中心井，然后在对角线上确定与中心井距离相等的四个周围井，实际井位视区块地质条件进行调整。
3.如权利要求1所述的一种天然气水合物储层参数指标评价方法，其特征在于，所述步骤2中，参数矩阵由5×10个储层参数构成，其中电阻率、横波速度和纵波速度可通过对目标层段测井数据求均值获得，偏应力、应变和中位粒径可通过获取的天然气水合物沉积物样品进行三轴实验和粒度分析仪测试直接获得；
根据达西定律，渗透率由实验测试数据进行计算：
式中，K为沉积物渗透率，单位为D；μ为所注取心处地层水的动力粘度，单位为mPa·s；Q为所注地层水的流量，单位为cm3/s；L为岩心长度，单位为cm；P2、P1分别为出口压力和入口压力，单位为atm；A为沉积物岩心横截面积，单位为cm2；
泥质含量通过目标层段的自然伽玛测井值计算：
式中，η为泥质含量，无量纲；GCUR为地区经验系数，无量纲；GR、GRmax和GRmin分别为目标层段、纯砂岩层段和纯泥岩层段的自然伽玛测井值，API；
孔隙度通过目标层段密度测井数据进行计算：
ρb＝ρfr(1-φ-η)+ρwφ(1-Sh)+ρhφSh+ρηη
式中，ρb、ρfr、ρw、ρh和ρη分别为地层密度、岩石骨架密度、地层水密度、天然气水合物密度和泥质密度，单位为g/m3；φ为孔隙度，无量纲；Sh为天然气水合物饱和度，无量纲；
水合物饱和度通过含泥质修正的阿尔奇公式计算：
式中，Sh为水合物饱和度；a和m分别表示由岩电实验获得的弯曲度系数和胶结指数，无量纲；Rw、Rt和Rc分别表示地层水电阻率、含水合物地层电阻率和泥质电阻率，单位为Ω·m；n为饱和度指数，其经验值取决于储层岩性，无量纲。
4.如权利要求1所述的一种天然气水合物储层参数指标评价方法，其特征在于，所述步骤3中，标准化处理的公式为：
式中，aij和Jij分别表示第i口井第j个储层参数评价指标的原始值和标准化值，max(aj)和min(aj)分别表示第j个原始储层参数的最大值和最小值。
5.如权利要求1所述的一种天然气水合物储层参数指标评价方法，其特征在于，所述步骤4中，属性测度函数的表达式为：
式中，μijk为属性测度，表示第i口井第j个储层参数评价指标具有Ck级别的属性测度，k＝1,2,3,4；C1、C2、C3和C4根据工程经验进行取值，0≤C1＜C2＜C3＜C4≤1。
6.如权利要求1所述的一种天然气水合物储层参数指标评价方法，其特征在于，所述步骤6中，测度值的计算公式为：
式中，σik表示第i口井对应储层参数的第k个测度值，Wj表示第j个储层参数评价指标的权重。
7.如权利要求1所述的一种天然气水合物储层参数指标评价方法，其特征在于，所述步骤7中，级别评价方法为：当第i口井对应储层参数的前k个测度值累加后大于或等于阈值时，认为该井位所处储层为Ck类储层，C1类储层水合物分解后岩石骨架稳定、水合物丰度低、经济价值不高，C4类储层水合物分解后岩石骨架易变形坍塌、水合物丰度高但稳定性差、开采技术要求高，C2类储层和C3类储层水合物分解后岩石骨架变形较小、水合物丰度适中、开采风险可控，是开采的首选目标；所述阈值为工程经验值，取值范围为0.6～0.8。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110277588.5A CN112983406B (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 一种天然气水合物储层参数指标评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110277588.5A CN112983406B (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 一种天然气水合物储层参数指标评价方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112983406A CN112983406A (zh) | 2021-06-18 |
| CN112983406B true CN112983406B (zh) | 2022-03-25 |
Family
ID=76335590
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110277588.5A Expired - Fee Related CN112983406B (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 一种天然气水合物储层参数指标评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112983406B (zh) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105628584A (zh) * | 2015-12-31 | 2016-06-01 | 西安石油大学 | 基于组合赋权系数的致密油储层品质的定量表征方法 |
| CN105626009A (zh) * | 2015-12-17 | 2016-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种缝洞型碳酸盐岩油藏单井注水替油效果定量评价方法 |
| CN107965318A (zh) * | 2017-12-06 | 2018-04-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种火山岩油藏有效储层定量分类的方法 |
| CN111707695A (zh) * | 2020-06-16 | 2020-09-25 | 中国石油大学(北京) | 基于核磁共振数据确定储层渗透率的方法、装置及设备 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2919932B1 (fr) * | 2007-08-06 | 2009-12-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour evaluer un schema de production d'un gissement souterrain en tenant compte des incertitudes |
| CN101246543B (zh) * | 2008-03-18 | 2010-06-02 | 苏州纳米技术与纳米仿生研究所 | 基于仿生与生物特征识别的考试者身份鉴定方法 |
| CN104121014B (zh) * | 2014-06-16 | 2017-05-31 | 西南石油大学 | 基于神经网络融合技术的钻井井漏类型诊断方法 |
| US11126762B2 (en) * | 2018-02-28 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Locating new hydrocarbon fields and predicting reservoir performance from hydrocarbon migration |
-
2021
- 2021-03-15 CN CN202110277588.5A patent/CN112983406B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105626009A (zh) * | 2015-12-17 | 2016-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种缝洞型碳酸盐岩油藏单井注水替油效果定量评价方法 |
| CN105628584A (zh) * | 2015-12-31 | 2016-06-01 | 西安石油大学 | 基于组合赋权系数的致密油储层品质的定量表征方法 |
| CN107965318A (zh) * | 2017-12-06 | 2018-04-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种火山岩油藏有效储层定量分类的方法 |
| CN111707695A (zh) * | 2020-06-16 | 2020-09-25 | 中国石油大学(北京) | 基于核磁共振数据确定储层渗透率的方法、装置及设备 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Risk prediction of non-equilibrium formation of natural gas hydrate in the wellbore of a marine gas/water-producing well;NaWei，LinJiang 等;《Natural Gas Industry B》;20210228;88-97页 * |
| 南海北部天然气水合物物性参数评价与分类体系构建;魏纳,周守为,崔振军,赵金洲,张烈辉,赵军;《天然气工业》;20200825;59-67页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112983406A (zh) | 2021-06-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Chehrazi et al. | Pore-facies as a tool for incorporation of small-scale dynamic information in integrated reservoir studies | |
| CN105488248B (zh) | 一种深部矿层和岩层的判定方法 | |
| CN109655903B (zh) | 页岩层横波速度预测方法及系统 | |
| CN104806232B (zh) | 一种确定碳酸盐岩储层孔隙度下限的方法 | |
| CN109236255B (zh) | 一种水平井压裂潜力评价方法和装置 | |
| US20230137288A1 (en) | Method for estimating fluid saturation of a rock | |
| CN104514552A (zh) | 一种煤层气储层识别与丰度预测的方法 | |
| CN103628871A (zh) | 一种基于阿尔奇公式的电阻率侵入校正的新方法 | |
| CN113419284B (zh) | 一种基于聚类分析测井岩石物理相双甜点识别方法 | |
| CN103336305A (zh) | 一种基于灰色理论划分致密砂岩储层岩石物理相的方法 | |
| CN112145165B (zh) | 一种微裂缝-孔隙型储层动静态渗透率转换方法 | |
| CN107165621B (zh) | 一种利用聚类方法识别多井沉积微相的方法 | |
| CN112796738A (zh) | 一种阵列声波测井和常规测井结合的地层渗透率计算方法 | |
| CN107831540A (zh) | 储层物性参数直接提取新方法 | |
| Topór | An integrated workflow for MICP-based rock typing: A case study of a tight-gas sandstone reservoir in the Baltic Basin (Poland) | |
| CN112983406B (zh) | 一种天然气水合物储层参数指标评价方法 | |
| CN110322363A (zh) | 页岩气储层改造体积计算方法及系统 | |
| CN110863814A (zh) | 巨厚型生屑灰岩油藏单井分段比采液指数确定方法及装置 | |
| CN115905917A (zh) | 综合静动态数据构建海域低渗气层分类曲线的方法 | |
| CN110569512B (zh) | 一种泥页岩中渗透性夹层发育程度定量表征方法 | |
| CN112966383A (zh) | 一种裂缝性储层的产能预测方法 | |
| CN114086938A (zh) | 一种非均质性砂岩储层的含气饱和度预测方法 | |
| Zheng et al. | Geological model evaluation through well test simulation: a case study from the Wytch farm oilfield, southern England | |
| Tavoosi Iraj et al. | Integrated Petrophysical and heterogeneity assessment of the karstified fahliyan formation in the abadan plain, Iran | |
| Sritongthae | Petrophysical rock typing: Enhanced permeability prediction and reservoir descriptions |
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 | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20220325 |