CN113236203B - 一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法 - Google Patents
一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113236203B CN113236203B CN202110775543.0A CN202110775543A CN113236203B CN 113236203 B CN113236203 B CN 113236203B CN 202110775543 A CN202110775543 A CN 202110775543A CN 113236203 B CN113236203 B CN 113236203B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water invasion
- water
- production
- invasion
- allocation
- 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
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 188
- 230000009545 invasion Effects 0.000 title claims abstract description 152
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 122
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 21
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 18
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000032696 parturition Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- 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
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits
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 (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
本发明公开了一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法，属于油气田开发技术领域；它解决了现今碳酸盐岩有水气藏因气藏发生不均匀水侵导致的单井过早见水等问题；其技术方案是：在碳酸盐岩有水气藏气井原有配产方案生产的基础上，计算出其平均水侵速度作为整个阶段水侵速度稳定性的参考值；设计新的配产方案，分别以水侵稳定性以及水侵推进均匀性两方面作为进行水侵配产新方法，同时通过传统的产能方程预测合理的配产范围，建立水侵的动态配产数学模型。本发明配产方法步骤简单，配产方案在发生水侵现象的有水气藏领域实用性好，可推广性强。
Description
技术领域
本发明涉及一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法，属于油气田开发技术领域。
背景技术
对于有水气藏，在气井开发的过程中，地层水的侵入导致储层气水动态发生变化，不仅增加了气藏开发难度，而且造成气井产能损失，降低了气藏开发的采收率及经济效益。通常，气藏发生水侵时，认为气井的产量与水侵动态具有一定的关联性，一般采用对气井单井合理配产的方式进行控水。目前，很多专家对于有水气藏的气井配产方法进行了研究，这些方法往往都是立足于地层水侵入井底或者气井见水后的气井产能方程等传统方法的改进工作中。然而国内外对于有水气藏的开发经验证明，立足于早期治水和防水对于气藏的开发具有更好的效果
目前国内外许多学者对于气藏合理配产研究做了大量的研究，主要有以下几种方法：数值模拟法、采气曲线法、无阻流量配产法、物质平衡法、气井流入流出曲线法、气井产量递减优选法、生产历史拟合法以及经验法等。这些方法通常都是仅考虑储层静态不会改变的情况下进行优选，未考虑地层水侵入所带来的影响。单独针对碳酸盐岩有水气藏配产方法的研究极少。
总的来说，目前关于碳酸盐岩有水气藏配产方法的方法都具有较大的局限性和误差。因此，迫切地需要一种准确度高，操作性强的用于碳酸盐岩有水气藏配产的方法。
发明内容
本发明目的是：为了解决现今碳酸盐岩有水气藏因配产不合理而造成气藏不均匀水侵、单井过早见水等问题，气藏在目前水侵速度的基础上，考虑产能方程、水侵速度稳定性、水侵推进均匀性3方面的因素，建立考虑水侵的动态配产数学模型，优选出最佳的配产方案。
为实现上述目的，本发明提供了一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法，该方法包括下列步骤：
第一，利用生产期内的水侵速度计算得到平均水侵速度
，将平均水侵速度作为水侵参考值；
第二，考虑水侵速度的稳定性，通过对比不同配产方案下水侵速度的稳定性，优选出最合适的单井配产；
第三，考虑水侵推进的均匀性，通过对比不同配产方案下水侵推进的均匀性，优选出最合适的单井配产；
第四，考虑产能方程、水侵速度稳定性、水侵推进均匀性3方面的因素，建立考虑水侵的动态配产数学模型，其中考虑水侵的动态配产数学模型是在产能方程的基础上初选配产范围，结合水侵速度稳定性和水侵推进均匀性2方面特征，寻求不同配产方案下水侵速度稳定性偏差值与水侵推进均匀性偏差值两者之和的最小值，以此优选最优配产方案解决碳酸盐岩有水气藏水侵对配产的影响，综合考虑得到最优配产，考虑水侵的动态配产数学模型表示为：
；
其中，P R 为生产期地层压力，MPa；P wf 为井底流压，MPa；q 配产为试采之后正式生产的稳定产量，104m3/d；S最优为最优配产方案qj的综合偏差值，单位为%；σj为第j个配产方案的水侵速度稳定性偏差值，单位为%；δ j为第j个配产方案的某一方向上水侵推进均匀性偏差值，单位为%； A为层流项系数，B为紊流项系数。
上述一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法中，考虑水侵速度的稳定性，通过对比不同配产方案下水侵速度的稳定性，优选出最合适的单井配产，其具体包括下列几个步骤：
第一，根据地层到井筒的产能方程，给定层流项系数A，紊流项系数B两个参数的上下界限，利用生产期的地层压力和井底流压计算地层流入井筒的流量并初选出j个单井配产方案分别为q1、q2、q3、……、qj；
其中，所述的产能方程为
；
第二，采用数值模拟方法分别确定不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的水侵速度U 1 、U 2 、U 3 、……、U j ；
第三，根据得到的水侵参考值
，对比不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的水侵速度U 1 、U 2 、U 3 、……、U j ，采用计算平均差的方法确定不同配产方案的水侵速度与水侵参考值的偏差，水侵速度稳定性的偏差表示为：
其中，U j为第j个配产方案的水侵速度，单位为m3/d；
为水侵参考值，单位为m3/d；t为累计生产天数，单位为天；
第四，对比不同配产q1、q2、q3、……、qj下的水侵速度稳定性偏差值σ1、σ2、σ3、……、σj，寻求最小水侵速度稳定性偏差值minσj，此时对应的配产qj是在考虑水侵速度稳定性时的最优配产方案；
上述一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法中，考虑水侵推进的均匀性，通过对比不同配产方案下水侵推进的均匀性，优选出最合适的单井配产，其具体包括以下步骤：
第一、采用数值模拟方法分别确定不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的在时刻i时a、b、……、f方向上的水侵速度；
第二，根据得到的水侵参考值
，结合a、b、……、f方向上的水侵速度，采用计算平均差的方法确定整个生产阶段a、b、……、f方向上的水侵速度与水侵参考值的偏差，表示为水侵推进均匀性，水侵推进均匀性的偏差表示为：
其中，δ 方向为某一方向上水侵推进均匀性偏差值，单位为%；D 方向为某一方向上的水侵速度，单位为m3/d；
第三，针对不同配产方案q1、q2、q3、……、qj分别计算整个生产阶段a、b、……、f方向上的单方向水侵推进均匀性偏差值δ a、δ b、……、δ f，再求每套配产方案各单方向水侵推进均匀性偏差值的平均值，分别作为各配产方案q1、q2、q3、……、qj对应的水侵推进均匀性的偏差值δ 1、δ 2、δ 3、……、δ j；
第四，对比不同配产q1、q2、q3、……、qj下的水侵推进均匀性偏差值δ 1、δ 2、δ 3、……、δ j，寻求最小水侵推进均匀性的偏差值minδ j，此时对应的配产qj认为是在考虑水侵推进均匀性时的最优配产值。
附图说明
图1是本方法的技术路线图。
图2是建立的单井日产水量历史拟合曲线。
图3是建立的单井日产气量历史拟合曲线。
图4是新配产方法下与实际情况下日产气量对比曲线。
具体实施方式
下面结合实施方式和附图对本发明做进一步说明。
本发明提供了一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法，图1为本发明的技术路线图，该方法包括下列步骤：
第一，根据生产期内的水侵速度计算得到平均水侵速度
，将平均水侵速度作为水侵参考值；
第二，考虑水侵速度的稳定性，通过对比不同配产方案下水侵速度的稳定性，优选出最合适的单井配产；
第三，考虑水侵推进的均匀性，通过对比不同配产方案下水侵推进的均匀性，优选出最合适的单井配产；
第四，考虑产能方程、水侵速度稳定性、水侵推进均匀性3方面的因素，建立考虑水侵的动态配产数学模型，其中考虑水侵的动态配产数学模型是在产能方程的基础上初选配产范围，结合水侵速度稳定性和水侵推进均匀性2方面特征，寻求不同配产方案下水侵速度稳定性偏差值与水侵推进均匀性偏差值两者之和的最小值，以此优选最优配产方案解决碳酸盐岩有水气藏水侵对配产的影响，综合考虑得到最优配产，考虑水侵的动态配产数学模型表示为：
其中，P R 为生产期地层压力，MPa；P wf 为井底流压，MPa；q 配产为试采之后正式生产的稳定产量，104m3/d；σj为第j个配产方案的水侵速度稳定性偏差值，单位为%；δ j为第j个配产方案的某一方向上水侵推进均匀性偏差值，单位为%；qj为配产方案的最优参数理论值，单位为104m3/d；A为层流项系数，B为紊流项系数。
进一步地，考虑水侵速度的稳定性，通过对比不同配产方案下水侵速度的稳定性，优选出最合适的单井配产，其具体包括下列几个步骤：
第一，根据地层到井筒的产能方程，给定层流项系数A，紊流项系数B两个参数的上下界限，根据生产期的地层压力和井底流压计算地层流入井筒的流量并初选出j个单井配产方案分别为q1、q2、q3、……、qj；
其中，所述的产能方程为
；
第二，采用数值模拟方法分别确定不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的水侵速度U 1 、U 2 、U 3 、……、U j ；
第三，根据得到的水侵参考值
，对比不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的水侵速度U 1 、U 2 、U 3 、……、U j ，采用计算平均差的方法确定不同配产方案的水侵速度与水侵参考值的偏差，水侵速度稳定性的偏差表示为：
其中，U j 为第j个配产方案的水侵速度，单位为m3/d；
为水侵参考值，单位为m3/d；t为累计生产天数，单位为天；
第四，对比不同配产q1、q2、q3、……、qj下的水侵速度稳定性偏差值σ1、σ2、σ3、……、σj，寻求最小水侵速度稳定性偏差值minσj，此时对应的配产qj是在考虑水侵速度稳定性时的最优配产方案；
进一步地，考虑水侵推进的均匀性，通过对比不同配产方案下水侵推进的均匀性，优选出最合适的单井配产，其具体包括以下步骤：
第一、采用数值模拟方法分别确定不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的在时刻i时a、b、……、f方向上的水侵速度；
第二，根据得到的水侵参考值
，结合a、b、……、f方向上的水侵速度，采用计算平均差的方法确定整个生产阶段a、b、……、f方向上的水侵速度与水侵参考值的偏差，表示为水侵推进均匀性，水侵推进均匀性的偏差表示为：
其中，δ 方向为某一方向上水侵推进均匀性偏差值，单位为%；D 方向为某一方向上的水侵速度，单位为m3/d；
第三，针对不同配产方案q1、q2、q3、……、qj分别计算整个生产阶段a、b、……、f方向上的单方向水侵推进均匀性偏差值δ a、δ b、……、δ f，再求每套配产方案各单方向水侵推进均匀性偏差值的平均值，分别作为各配产方案q1、q2、q3、……、qj对应的水侵推进均匀性的偏差值δ 1、δ 2、δ 3、……、δ j；
第四，对比不同配产q1、q2、q3、……、qj下的水侵推进均匀性偏差值δ 1、δ 2、δ 3、……、δ j，寻求最小水侵推进均匀性的偏差值minδ j，此时对应的配产qj认为是在考虑水侵推进均匀性时的最优配产值。
现以四川盆地某碳酸盐岩气藏X103井为例，X103井于2012年12月06日投产，2015年11月测试发生水侵，气井产量开始降低，于2017年07月21日气井出水。以该井为例，做单井数值模拟，进行历史拟合如图2和图3所示。历史拟合曲线及误差分布可以看出，拟合精度较高，建立的单井数值模拟模型能够有效表征X103井的生产动态。
自发生水侵开始后，在原始配产方案过程中，X103井累计产气5.18×108m3，若考虑水侵影响，采用考虑水侵动态配产研究新方法，如图4所示通过单井数值模拟预测X103气井累计产气5.99×108m3，相较于原始配产方案，提高了15.53%。该配产方法基本能够实现地层水能量的合理利用，有效的提高了气井单井采收率，为油田对于有水气藏的开发提供了理论指导。
Claims (3)
1.一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
S100、根据生产期内的水侵速度计算得到平均水侵速度
将平均水侵速度作为水侵参考值；
S200、通过对比不同配产下水侵速度的稳定性，优选出最合适的单井配产，具体包括以下步骤：
S201、根据地层到井筒的产能方程，给定层流项系数A，紊流项系数B两个参数的上下界限，根据生产期的地层压力和井底流压计算地层流入井筒的流量并初选出j个单井配产分别为q1、q2、q3、……、qj；
S202、采用数值模拟方法分别确定不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的水侵速度U1、U2、U3、……、Uj；
S203、根据得到的水侵参考值
对比不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的水侵速度U1、U2、U3、……、Uj，采用计算平均差的方法确定不同配产的水侵速度与水侵参考值的偏差，水侵速度稳定性的偏差表示为：
其中，σj为第j个配产的水侵速度稳定性偏差值，单位为％；Uj为第j个配产的水侵速度，单位为m3/d；
为水侵参考值，单位为m3/d；t为累计生产天数，单位为天；
S204、对比不同配产q1、q2、q3、……、qj下的水侵速度稳定性偏差值σ1、σ2、σ3、……、σj，寻求最小水侵速度稳定性偏差值minσj；
S300、通过对比不同配产下水侵推进的均匀性，优选出最合适的单井配产，具体包括以下步骤：
S301、采用数值模拟方法分别确定不同配产q1、q2、q3、……、qj所对应的在时刻i时a、b、……、f方向上的水侵速度；
S302、根据得到的水侵参考值
结合a、b、……、f方向上的水侵速度，采用计算平均差的方法确定整个生产阶段a、b、……、f方向上的水侵速度与水侵参考值的偏差，表示为水侵推进均匀性，水侵推进均匀性的偏差表示为：
其中，δ方向为某一方向上水侵推进均匀性偏差值，单位为％；D方向为某一方向上的水侵速度，单位为m3/d；
S303、针对不同配产q1、q2、q3、……、qj分别计算整个生产阶段a、b、……、f方向上的单方向水侵推进均匀性偏差值δa、δb、……、δf，再求每套配产各单方向水侵推进均匀性偏差值的平均值，分别作为各配产q1、q2、q3、……、qj对应的水侵推进均匀性的偏差值δ1、δ2、δ3、……、δj；
S304、对比不同配产q1、q2、q3、……、qj下的水侵推进均匀性偏差值δ1、δ2、δ3、……、δj，寻求最小水侵推进均匀性的偏差值minδj；
S400、考虑产能方程、水侵速度稳定性、水侵推进均匀性3方面的因素，建立考虑水侵的动态配产数学模型，其中考虑水侵的动态配产数学模型是在产能方程的基础上初选配产范围，结合水侵速度稳定性和水侵推进均匀性2方面特征，寻求不同配产方案下水侵速度稳定性偏差值与水侵推进均匀性偏差值两者之和的最小值，以此优选最优配产方案解决碳酸盐岩有水气藏水侵对配产的影响，综合考虑得到最优配产，考虑水侵的动态配产数学模型表示为：
其中，S最优为最优配产qj的综合偏差值，单位为％。
2.根据权利要求1所述的一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法，其特征在于：所述的产能方程为
其中，PR为生产期地层压力，单位为MPa；Pwf为井底流压，单位为MPa；q配产为试采之后正式生产的稳定产量，单位为104m3/d；A为层流项系数，B为紊流项系数。
3.根据权利要求1所述的一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法，其特征在于：所述的数值模拟方法是通过Eclipse软件分别模拟不同配产q1、q2、q3、……、qj，分别得到其对应的水侵速度。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110775543.0A CN113236203B (zh) | 2021-07-09 | 2021-07-09 | 一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法 |
| US17/859,414 US20230010689A1 (en) | 2021-07-09 | 2022-07-07 | Water invasion-oriented dynamic production allocation method for water-bearing carbonatite gas reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110775543.0A CN113236203B (zh) | 2021-07-09 | 2021-07-09 | 一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113236203A CN113236203A (zh) | 2021-08-10 |
| CN113236203B true CN113236203B (zh) | 2021-09-21 |
Family
ID=77141324
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110775543.0A Active CN113236203B (zh) | 2021-07-09 | 2021-07-09 | 一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20230010689A1 (zh) |
| CN (1) | CN113236203B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114065652B (zh) * | 2022-01-17 | 2022-03-25 | 西南石油大学 | 一种有水油藏的水侵优势通道智能识别方法 |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070079965A1 (en) * | 2005-10-06 | 2007-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing aqueous fluid recovery form subterranean formations |
| WO2012089815A1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for controlling water flux through an underground formation |
| CN104376420A (zh) * | 2014-11-20 | 2015-02-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 有水气藏气井见水风险评价方法及评价装置 |
| CN106150454B (zh) * | 2015-03-27 | 2018-11-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 海上油田矢量化配产配注方法 |
| CA3001146C (en) * | 2016-02-08 | 2021-06-15 | Rs Energy Group Topco, Inc. | Method for estimating oil/gas production using statistical learning models |
| CN107045671B (zh) * | 2017-03-22 | 2021-01-12 | 重庆科技学院 | 产水气井积液风险预测方法 |
| CN109488266B (zh) * | 2018-09-27 | 2021-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井配产方法及系统 |
| CN109386267A (zh) * | 2018-12-25 | 2019-02-26 | 西南石油大学 | 一种水侵动态监测装置及方法 |
| CN111577224B (zh) * | 2019-02-19 | 2022-07-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水平井二氧化碳控水提高底水气藏采收率方法 |
| CN109915123A (zh) * | 2019-03-04 | 2019-06-21 | 中国地质大学（武汉） | 利用瞬时方程计算缝洞型油藏拟稳态水侵水侵量的方法 |
| CN110159237B (zh) * | 2019-06-10 | 2020-05-15 | 中国石油大学(华东) | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
| CN110984974B (zh) * | 2019-11-29 | 2022-01-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 基于水侵速度确定有水气藏合理采气速度的方法 |
| CN112324429B (zh) * | 2020-08-12 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定有水气藏的合理生产压差的方法 |
| CN111927411B (zh) * | 2020-09-24 | 2021-01-12 | 西南石油大学 | 一种智能化有水气藏水侵跟踪和预警方法 |
| CN112377178B (zh) * | 2020-11-24 | 2024-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种边水水侵前缘的定量诊断方法 |
| CN112983401B (zh) * | 2021-04-30 | 2021-07-30 | 西南石油大学 | 一种边水气藏水侵边界确定方法 |
-
2021
- 2021-07-09 CN CN202110775543.0A patent/CN113236203B/zh active Active
-
2022
- 2022-07-07 US US17/859,414 patent/US20230010689A1/en active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113236203A (zh) | 2021-08-10 |
| US20230010689A1 (en) | 2023-01-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105626036B (zh) | 一种确定油藏合理产液量油藏工程计算方法 | |
| US10443359B2 (en) | Multilateral well optimization and system | |
| CN112593901B (zh) | 页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法 | |
| CN109577968B (zh) | 一种水平井流入控制装置限流强度多目标优化方法 | |
| CN107630684B (zh) | 连续油管气举排水采气动态过程模拟方法及装置 | |
| CN113236203B (zh) | 一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法 | |
| CN108763657A (zh) | 水平气井连续携液临界流量确定方法及装置 | |
| CN109858177B (zh) | 一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法 | |
| WO2012112978A2 (en) | Method, system, apparatus and computer readable medium forfield lift optimization using distributed intelligence and single-variable slope control | |
| CN112878977B (zh) | 一种致密储层水平井多簇压裂射孔簇间距优化方法 | |
| Schiferli et al. | Simulating liquid loading in gas wells | |
| CN114021933A (zh) | 基于动态泄流法的梯级水库群溃坝应急调度方法及系统 | |
| Sharma et al. | Optimal control strategies with nonlinear optimization for an Electric Submersible Pump lifted oil field | |
| CN103835687A (zh) | 一种sagd井注汽流量控制的方法及装置 | |
| CN111506865B (zh) | 一种页岩气井生产拟合与预测方法 | |
| CN112101710B (zh) | 一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法 | |
| CN114429023A (zh) | 基于平面流动单元划定的分段注采参数优化方法 | |
| WO2023124870A1 (zh) | 水平井岩屑床处理方法及装置 | |
| CN101319609A (zh) | 欠平衡钻井参数预测方法 | |
| CN111075413A (zh) | 水驱油田技术合理井网密度速算方法 | |
| Abdalsadig et al. | Gas lift optimization to improve well performance | |
| CA3026694C (en) | Advanced control of steam injection network | |
| CN111680814B (zh) | 一种碳酸盐岩缝洞型油藏弹性驱动合理配产优化方法 | |
| CN112709547A (zh) | 一种产水气井堵水时机的判别方法 | |
| Stackel et al. | An Example Approach to Predictive Well Management in Reservoir Simulation |
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 |