CN113586046A - 一种跟踪评价水平井调驱效果的方法 - Google Patents
一种跟踪评价水平井调驱效果的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113586046A CN113586046A CN202110701605.3A CN202110701605A CN113586046A CN 113586046 A CN113586046 A CN 113586046A CN 202110701605 A CN202110701605 A CN 202110701605A CN 113586046 A CN113586046 A CN 113586046A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- profile control
- flooding
- permeability
- reservoir
- well
- 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.)
- Granted
Links
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 61
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 25
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 49
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 9
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 8
- 230000002354 daily effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000003814 drug Substances 0.000 claims description 4
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 9
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011158 quantitative evaluation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 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
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
-
- 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
- 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)
- Navigation (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明公开了一种跟踪评价水平井调驱效果的方法,本发明以经典霍尔曲线法为基础,引入水平井渗流理论进行改进,结合实际资料进行简化,推导其导数形式并计算储层渗透率,建立了一种能够跟踪评价水平井调驱效果的新方法,该方法不仅资料获取便捷,直观性强,可实现定量化评价,而且具有时效性强、准确度高的优势,补充了现阶段针对水平井调驱效果评价方法技术的不足。本发明提出的实时跟踪、准确评价水平井调驱效果新方法,根据储层渗透率变化形态能够及时发现问题,指导现场优化调驱工艺,不断改善调驱效果,具有广泛的实践应用价值。
Description
技术领域
本发明属于油田开发调驱技术领域,具体来说涉及一种跟踪评价水平井调驱效果的方法,本发明是一种基于改进霍尔曲线法对水平井调驱效果进行跟踪评价的新方法,该方法通过求取储层渗透率可以快速跟踪、准确评价水平井调驱的封堵效果,根据渗透率变化形态及时发现问题,指导现场优化调驱工艺,改善调驱效果。
背景技术
伴随着油田持续开发,综合含水不断上升,油田产量递减较快,为了改善水驱开发效果,调驱技术作为重要的稳油控水手段,在油田开发中后期的作用日益凸显,被广泛应用于定向井和水平井注采井组,且应用规模呈逐年上升趋势。而在应用过程中,如何快速、准确地评价调驱效果,优化现场工艺,改善调驱效果显得尤为重要。
目前对于调驱效果评价的方法指标主要分为注入端、采出端、测试资料三个方面,注入端包括注入压力、吸水指数、压降曲线、霍尔曲线等,此类指标通过注水井井口生产数据读取、计算获得,未结合地下储层、流体等资料,虽然时效性较高,但是无法准确、定量化表征优势渗流通道的实际封堵情况;采出端包括增油量、含水率、递减率、有效期等,此类指标通常准确性较高,但是也存在时效性较差的缺点;测试资料包括示踪剂测试、吸水剖面测试等,此类指标需停井并进行生产测试作业,获取成本较高。虽然目前的调驱效果评价指标较多,但都相对笼统,没有一种方法能够实现对水平井调驱效果进行直观化、定量化、时效性快、准确性高的评价。
调驱过程中,一般是向储层中注入化学药剂封堵优势渗流通道从而扩大波及体积,改善注水效果,储层渗透率会逐渐下降,渗透率作为评价调驱效果的重要指标,其变化形态可直接反映调驱效果的好坏。而目前的调驱效果评价方法指标难以快速、准确的计算储层渗透率,经典的霍尔曲线法来源于直井径向流,虽然能够表征储层渗透率的变化,但是其对水平井调驱适应性不强,无法实现精确的定量化表征。因此,亟需建立一种基于储层渗透率变化,实时跟踪、准确评价水平井调驱效果的方法,以便及时发现问题,快速指导现场优化调驱工艺,改善调驱效果。
发明内容
本发明的目的是针对现阶段技术现状和不足,基于经典霍尔曲线法引入水平井渗流理论对其进行改进,并计算储层渗透率,旨在提供一种实时性强、准确性高、定量化表征的水平井调驱效果跟踪评价新方法。
为了解决现有技术中存在的问题,本发明通过如下技术方案予以实施:
一种跟踪评价水平井调驱效果的方法,包括如下步骤:
步骤1)采集注水井水平段长度、生产数据和储层流体数据等资料;
步骤2)引入经典霍尔曲线,利用水平井渗流理论对其进行改进;
步骤3)结合实际资料获取的难易程度,进一步简化霍尔曲线计算方法;
步骤4)基于简化的霍尔导数曲线,计算储层渗透率;
步骤5)实时跟踪调驱前后储层渗透率变化过程,准确评价调驱效果;
步骤6)根据目前储层渗透率变化形态,及时优化调驱工艺,改善调驱效果。
在上述技术方案中,所述步骤1)中,注水井水平段长度可以通过钻完井报告获取,储层、油藏、流体数据可以通过测井解释成果、试井解释报告、室内实验等资料获取,生产数据的采集是通过每天记录注水井井口的生产动态数据。
在上述技术方案中,所述步骤2)中霍尔曲线是评价调驱效果的重要手段,但是经典的霍尔曲线对水平井调驱适应性不强,因此利用水平井渗流理论对其进行改进,改进后的霍尔曲线公式如下:
上式中,Qi为日注水量,Pwf为井底流压,Pe为地层压力,Rw为井筒半径,k为储层渗透率,h为储层厚度,μ为流体粘度,t为注入时间,S为表皮系数,B为流体体积系数,L为水平段长度,a为视泄油半径。
在上述技术方案中,所述步骤3)中由于注水井井底的实际注入压力很难获取,而井口注入压力易获取,在矿场应用中,多采用井口注入压力代替井底的实际注入压力,进一步简化后的霍尔曲线公式如下:
上式中,Ptf为井口注入压力。
在上述技术方案中,所述步骤4)中由于霍尔曲线本身是积分形式,对于短期的调驱效果变化反应并不敏感,为了有效提高其灵敏度、准确性,对简化的霍尔曲线求导得到其导数形式,并进一步推导得到储层渗透率的计算公式如下:
上式中,mh为霍尔曲线斜率。
在上述技术方案中,所述步骤5)中储层渗透率在调驱过程中会随着优势渗流通道不断被封堵而发生变化,调驱见效后储层渗透率一般呈现台阶式的下降,且下降幅度越大表明调驱封堵效果越好,如果渗透率未下降或下降幅度较小,表明调驱封堵效果不理想。
在上述技术方案中,所述步骤6)中储层渗透率在呈现台阶式下降后,随着调驱不断进行会继续发生变化,如果渗透率维持稳定或继续下降,说明调驱持续封堵效果较好,如果渗透率有上升趋势,说明调驱封堵效果在逐渐变差,需要及时优化现场调驱工艺,如加强药剂封堵性,改善调驱效果。
本发明的优点和有益效果为:
本发明以经典霍尔曲线法为基础,引入水平井渗流理论进行改进,结合实际资料进行简化,推导其导数形式并计算储层渗透率,建立了一种能够跟踪评价水平井调驱效果的新方法,该方法不仅资料获取便捷,直观性强,可实现定量化评价,而且具有时效性强、准确度高的优势,补充了现阶段针对水平井调驱效果评价方法技术的不足。
本发明提出的实时跟踪、准确评价水平井调驱效果新方法,根据储层渗透率变化形态能够及时发现问题,指导现场优化调驱工艺,不断改善调驱效果,具有广泛的实践应用价值。
附图说明
图1为A10H井组油水井相对位置图。
图2为A10H井调驱初期储层渗透率变化。
图3为A10H井调驱全程受益油井生产动态变化。
图4为A10H井调驱全程储层渗透率变化。
对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动的前提下,可以根据以上附图获得其他的相关附图。
具体实施方式
下面结合具体实施例进一步说明本发明的技术方案。
本发明提供了一种跟踪评价水平井调驱效果的方法,包括如下步骤:
步骤1),采集注水井水平段长度、生产数据和储层流体数据等资料:注水井水平段长度、井筒半径可以通过钻完井报告获取,储层厚度、渗透率可以通过测井解释成果获取,油藏静压、表皮系数可以通过压力恢复试井获取,地层流体粘度、体积系数可以通过室内实验获取,生产数据的采集是通过每天记录注水井井口的生产动态数据。所述步骤1)中生产数据包括井口注入压力和日注水量,井口注入压力可以通过井口压力表读取,日注水量可以通过井口计量装置读取。
步骤2),引入经典霍尔曲线,利用水平井渗流理论对其进行改进:霍尔曲线是评价调驱效果的重要手段,但是经典的霍尔曲线通过直井径向流推导而来,其公式如下:
由于经典霍尔曲线对水平井调驱效果评价适应性不强,因此利用水平井渗流理论对其进行改进,改进后的霍尔曲线公式如下:
步骤3),结合实际资料获取的难易程度,进一步简化霍尔曲线计算方法:由于注水井井底的实际注入压力Pwf很难获取,而井口注入压力Ptf容易获取,因此引入井口注入压力的概念进一步推导,一般情况下,∫Ptfdt>>(Pe-Ptw)*t,最终简化后的霍尔曲线公式如下:
在实际矿场应用中,多采用井口注入压力代替井底的实际注入压力,这样不仅可以保证精确度,而且可以简化计算,提高效率。
步骤4),基于简化的霍尔导数曲线,计算储层渗透率:由于霍尔曲线本身是∫Ptfdt和∫Qidt的积分形式,对于短期的调驱效果变化反应并不敏感,为了有效提高其灵敏度、准确性,对简化的霍尔曲线求导得到其导数形式:
霍尔导数曲线代表储层渗流阻力的变化,调驱过程中,随着优势渗流通道不断被封堵,储层渗流阻力逐渐增大,渗流阻力即流体粘度与储层渗透率的比值,如果调驱注入的是纳米微球类本身粘度并不大的化学药剂时,渗流阻力的变化可等同为渗透率的变化。因此,针对水平井调驱效果,为了更加直观的实现定量化评价,对霍尔导数曲线进一步推导得到储层渗透率的计算公式如下:
步骤5),实时跟踪调驱前后储层渗透率变化过程,准确评价调驱效果:储层渗透率在调驱过程中会随着优势渗流通道不断被封堵而发生变化,调驱见效后储层渗透率一般呈现台阶式的下降,且下降幅度越大表明调驱封堵效果越好,如果渗透率未下降或下降幅度较小,表明调驱封堵效果不理想。所述步骤5)中储层渗透率下降意味着优势渗流通道不断被封堵,注入水会在储层中形成绕流,从而扩大波及体积,改善注水效果,油井同步表现出明显的降水增油特征。
步骤6),根据目前储层渗透率变化形态,及时优化调驱工艺,改善调驱效果:储层渗透率在呈现台阶式下降后,随着调驱不断进行会继续发生变化,如果渗透率维持稳定或继续下降,说明调驱持续封堵效果较好,如果渗透率有上升趋势,说明调驱封堵效果在逐渐变差,意味着优势渗流通道中水窜在进一步加强,注入水无效水循环逐渐加剧,需要及时优化现场调驱工艺,如加强药剂封堵性,改善调驱效果。
上式中,Qi为日注水量,Pwf为井底流压,Pe为地层压力,Re为驱动半径,Rw为井筒半径,k为储层渗透率,h为储层厚度,μ为流体粘度,t为注入时间,S为表皮系数,B为流体体积系数,L为水平段长度,a为视泄油半径,Ptf为井口注入压力,Ptw为井底与井口压差,mh为霍尔导数曲线。
实施例:渤海Q油田A10H井调驱效果跟踪评价
渤海Q油田目前已经进入高含水开发阶段,油田综合含水超过85%,经过多年注水开发,储层中优势渗流通道不断发育,造成了无效水循环,水驱效果逐渐变差。调驱作为重要的稳油控水手段,在Q油田得到了很好的应用,针对注采关系明确、平面矛盾突出的A10H井组及时开展了纳米微球深部调驱。A10H井组为“一注两采”,一口注水井A10H井,两口油井A09H、A12H井,如图1。
按照步骤1)要求,采集注水井A10H井相关数据资料,其中水平段长度450m,井筒半径0.1m,储层厚度7.0m,平均渗透率965mD,油藏静压12.8MPa,表皮系数3.9,地层原油粘度19.5mPa·S,水粘度1.0mPa·S,纳米微球体系粘度取1.0mPa·S(纳米微球体系本身粘度接近水粘度,其在地层孔隙中主要通过聚集、架桥的方式封堵优势渗流通道),地层原油体积系数1.1,水体积系数1.0,纳米微球体系体积系数取1.0,每天通过井口压力表读取注入压力,通过井口计量装置读取日注水量。
按照步骤2)、步骤3)、步骤4)要求,基于改进的霍尔曲线法计算A10H井储层渗透率,以便开展A10H井调驱效果评价分析。
按照步骤5)要求,A10H井实施调驱后,井口注入压力有所上升,储层渗透率随即出现大幅度的下降,由调驱前的925mD(测井解释储层渗透率为965mD,计算误差为4.1%,准确度较高)直接台阶式下降至621mD,下降幅度为32.9%,表明优势渗流通道被有效封堵,注水效果得到改善,如图2。调驱后不久,两口受益油井含水下降2.5~2.9%,井组日增油超10m3,降水增油效果显著,如图3。无论是借助储层渗透率的注入端评价结果,还是采出端实际降水增油结果,两者具有很好的一致性,说明提出的新方法能够快速、准确的对水平井调驱效果进行跟踪评价。
按照步骤6)要求,持续跟踪评价A10H井调驱效果变化,调驱实施3个月后,A10H井储层渗透率逐渐升高至742mD,说明调驱对优势渗流通道的封堵效果逐渐变差,如图4。而注水井注入压力以及油井产液量、含水率变化并不明显,因此该方法可以提前发现调驱存在的问题。基于此,立即指导调驱现场优化调整工艺方案,对微球粒径、注入浓度以及微球本身性能等方面进行改善,进一步加强药剂封堵性,之后A10H井渗透率逐步下降至677mD,说明注入水沿优势渗流通道的窜流得到有效抑制,并且受益油井含水又下降2.6~2.8%,井组日增油再提高9.7m3,表明建立的新方法可以及时发现调驱过程中的问题,有效指导现场优化调驱工艺,最大程度实现降水增油。
上述研究成果,能够实时跟踪、准确评价水平井调驱效果,并及时发现问题,优化调驱工艺,改善调驱效果。
以上对本发明做了示例性的描述,应该说明的是,在不脱离本发明的核心的情况下,任何简单的变形、修改或者其他本领域技术人员能够不花费创造性劳动的等同替换均落入本发明的保护范围。
Claims (7)
1.一种跟踪评价水平井调驱效果的方法,其特征在于:包括如下步骤:
步骤1)采集注水井水平段长度、生产数据和储层流体数据等资料;
步骤2)引入经典霍尔曲线,利用水平井渗流理论对其进行改进;
步骤3)结合实际资料获取的难易程度,进一步简化霍尔曲线计算方法;
步骤4)基于简化的霍尔导数曲线,计算储层渗透率;
步骤5)实时跟踪调驱前后储层渗透率变化过程,准确评价调驱效果;
步骤6)根据目前储层渗透率变化形态,及时优化调驱工艺,改善调驱效果。
2.根据权利要求1所述的一种跟踪评价水平井调驱效果的方法,其特征在于:所述步骤1)中,注水井水平段长度可以通过钻完井报告获取,储层、油藏、流体数据通过测井解释成果、试井解释报告、室内实验资料获取,生产数据的采集是通过每天记录注水井井口的生产动态数据。
6.根据权利要求1所述的一种跟踪评价水平井调驱效果的方法,其特征在于:所述步骤5)中储层渗透率在调驱过程中会随着优势渗流通道不断被封堵而发生变化,调驱见效后储层渗透率呈现台阶式的下降,且下降幅度越大表明调驱封堵效果越好,如果渗透率未下降或下降幅度较小,表明调驱封堵效果不理想。
7.根据权利要求1所述的一种跟踪评价水平井调驱效果的方法,其特征在于:所述步骤6)中储层渗透率在呈现台阶式下降后,随着调驱不断进行会继续发生变化,如果渗透率维持稳定或继续下降,说明调驱持续封堵效果较好,如果渗透率有上升趋势,说明调驱封堵效果在逐渐变差,需要及时优化现场调驱工艺,如加强药剂封堵性,改善调驱效果。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110701605.3A CN113586046B (zh) | 2021-06-23 | 2021-06-23 | 一种跟踪评价水平井调驱效果的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110701605.3A CN113586046B (zh) | 2021-06-23 | 2021-06-23 | 一种跟踪评价水平井调驱效果的方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113586046A true CN113586046A (zh) | 2021-11-02 |
CN113586046B CN113586046B (zh) | 2023-07-28 |
Family
ID=78244538
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202110701605.3A Active CN113586046B (zh) | 2021-06-23 | 2021-06-23 | 一种跟踪评价水平井调驱效果的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN113586046B (zh) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20060047432A1 (en) * | 2004-09-02 | 2006-03-02 | Patrick Egermann | Method of determining multiphase flow parameters of a porous medium Taking account of the local heterogeneity |
US20150066372A1 (en) * | 2012-08-09 | 2015-03-05 | Ids New Technology Co., Ltd. | Method and system for analyzing and processing continued flow data in well testing data |
CN108825177A (zh) * | 2018-07-09 | 2018-11-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种水平井调驱工艺 |
CN109184644A (zh) * | 2018-09-28 | 2019-01-11 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种考虑聚合物非牛顿性和渗流附加阻力的早期注聚效果评价方法 |
CN110130860A (zh) * | 2019-06-04 | 2019-08-16 | 中海油田服务股份有限公司 | 碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法 |
CN112102101A (zh) * | 2020-09-08 | 2020-12-18 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种水驱油藏井组调堵决策方法 |
CN112343587A (zh) * | 2020-09-03 | 2021-02-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种特低渗透油藏优势渗流通道识别表征方法 |
-
2021
- 2021-06-23 CN CN202110701605.3A patent/CN113586046B/zh active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20060047432A1 (en) * | 2004-09-02 | 2006-03-02 | Patrick Egermann | Method of determining multiphase flow parameters of a porous medium Taking account of the local heterogeneity |
US20150066372A1 (en) * | 2012-08-09 | 2015-03-05 | Ids New Technology Co., Ltd. | Method and system for analyzing and processing continued flow data in well testing data |
CN108825177A (zh) * | 2018-07-09 | 2018-11-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种水平井调驱工艺 |
CN109184644A (zh) * | 2018-09-28 | 2019-01-11 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种考虑聚合物非牛顿性和渗流附加阻力的早期注聚效果评价方法 |
CN110130860A (zh) * | 2019-06-04 | 2019-08-16 | 中海油田服务股份有限公司 | 碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法 |
CN112343587A (zh) * | 2020-09-03 | 2021-02-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种特低渗透油藏优势渗流通道识别表征方法 |
CN112102101A (zh) * | 2020-09-08 | 2020-12-18 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种水驱油藏井组调堵决策方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
刘凡;吴学林;周文胜;王凯;: "考虑聚合物非牛顿性和渗流附加阻力的海上油田早期注聚效果评价方法", 石油地质与工程, no. 05 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN113586046B (zh) | 2023-07-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106522928B (zh) | 一种酸化压裂后停泵测井口压降不稳定试井方法 | |
CN107461178B (zh) | 一种评价周期注水效果的方法 | |
CN110984970B (zh) | 一种利用地层测试确定启动压力梯度的方法 | |
CN104632158B (zh) | 二氧化碳混相驱条件下油井受效阶段划分及判别方法 | |
CN111305801B (zh) | 一种二氧化碳驱前缘描述方法 | |
CN103527161A (zh) | 热采水平井堵水调剖的方法 | |
CN109441415B (zh) | 基于邻井干扰的聚合物驱油藏测试井的试井解释方法 | |
CN112377178B (zh) | 一种边水水侵前缘的定量诊断方法 | |
CN112102101B (zh) | 一种水驱油藏井组调堵决策方法 | |
Li et al. | Enhance foam flooding pilot test in Chengdong of Shengli oilfield: laboratory experiment and field performance | |
CN107355200B (zh) | 一种纳微米颗粒分散体系改善水驱选井方法 | |
CN113586046A (zh) | 一种跟踪评价水平井调驱效果的方法 | |
Shangguan et al. | The effect of physical property change on the water flooding development in Changqing oilfield Jurassic low permeability reservoir | |
CN108984952B (zh) | 一种油田注入能力变化预测方法 | |
CN113971528A (zh) | 一种优势渗流通道的识别方法 | |
CN110714755A (zh) | 水驱油藏剩余油二次富集速度快速预测方法 | |
CN114595963B (zh) | 一种基于生产动态数据的底水油藏水平井底水脊进形态描述方法 | |
CN108828136B (zh) | 一种室内co2驱油规律的定性定量分析方法 | |
CN114737947A (zh) | 碳酸盐岩油藏水平井开发调整方法及装置 | |
Jin et al. | Study on enhancing oil recovery by CO2 injection in low permeability reservoir | |
CN118395046B (zh) | 一种油藏防窜剂用量和浓度优化方法及系统 | |
CN116307280B (zh) | 一种酸性气藏气井储层硫堵损伤量化评估方法 | |
AU2021105835A4 (en) | Classification method of low permeability-tight sandstone reservoir based on double lower limits | |
Dandan et al. | Integrated management and Application of Horizontal Well Water Flooding Technology in a Large-scale Complicated Carbonate Oilfield Containing High permeability Streaks | |
Zhang | Typical case analysis of oilfield tracer testing technology |
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 |