CN113655545B - 应力敏感损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统 - Google Patents

应力敏感损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统 Download PDF

Info

Publication number
CN113655545B
CN113655545B CN202110991116.6A CN202110991116A CN113655545B CN 113655545 B CN113655545 B CN 113655545B CN 202110991116 A CN202110991116 A CN 202110991116A CN 113655545 B CN113655545 B CN 113655545B
Authority
CN
China
Prior art keywords
reservoir
determining
stress
fluid
flow rate
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
CN202110991116.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113655545A (zh
Inventor
蒋官澄
朱鸿昊
贺垠博
杨丽丽
彭春耀
董腾飞
骆小虎
罗绪武
梁兴
谭宾
冉启华
刘小波
程荣超
全晓虎
崔凯潇
蔡军
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 Beijing
Original Assignee
China University of Petroleum Beijing
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 Beijing filed Critical China University of Petroleum Beijing
Publication of CN113655545A publication Critical patent/CN113655545A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113655545B publication Critical patent/CN113655545B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V20/00—Geomodelling in general
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
    • G01N13/04—Investigating osmotic effects
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
    • G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
    • G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
    • G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
    • G01N2013/003—Diffusion; diffusivity between liquids
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N2015/0023—Investigating dispersion of liquids
    • G01N2015/0034—Investigating dispersion of liquids in solids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)

Abstract

本发明涉及油田勘探技术领域，公开了一种应力敏感性损害储层的建模方法、确定储层损害程度的方法及其系统。所述建模方法包括：确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力；根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量，其中，所述毛管束由多个固体基质及所述多个固体基质之间的孔隙组成；以及根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程。本发明可定量模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演。

Description

应力敏感损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4D定量 与智能诊断方法及其系统
技术领域
本发明涉及油田勘探技术领域，具体地涉及一种应力敏感性损害储层的建模方法与系统以及确定储层损害程度的方法与系统。
背景技术
油田勘探开发的各个时期，由于受到多种内外因素影响，会导致储层原有的物理、化学、热力学和水动力学平衡状态变化，不可避免的使储层近井壁区乃至远井壁区的储层内部渗透率降低，堵塞流体流动，造成储层损害和油井产量下降，甚至“枪毙”储层。造成储层损害的原因是多样的、复杂的，特别是在生产过程中，储层岩石储渗空间、表面润湿性、水动力学场、温度场、岩石种类等不断发生变化，使损害机理随时间而变，且损害周期长、范围宽，损害更具复杂性和叠加性。储层损害一旦发生，必须根据储层损害情况采取相应的解堵措施恢复流体流动通道，以便提高油井产量和水井注入能力。
因此，厘清待解堵井储层损害究竟由哪些因素造成、各损害因素所占比例如何，以及储层损害的空间分布规律和随时间变化规律对解堵措施优化设计至关重要，并直接影响解堵和增产效果好坏。
目前，诊断储层损害的方法可分为矿场诊断法和室内评价法。其中，所述矿场诊断法包括试井法。虽然所述试井法可以定量给出表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的表皮系数、堵塞比、附加压降等重要参数，但由其表征的表皮系数与其它参数相互联系。也就是说，通过所述试井法得出的表皮系数并不仅仅反映真实储层损害特征，还是各个环节、多因素的综合表现(即其是真实损害表皮系数和由井斜表皮系数、储层形状表皮系数、打开储层不完善表皮系数、非达西流表皮系数、射孔表皮系数等组成的拟表皮系数之和)，必须进行表皮系数分解才能得到真实损害表皮系数。其中，所述室内评价法包括岩心流动实验法。所述岩心流动实验法是通过岩心驱替前后的渗透率变化来了解损害程度大小，虽然比较适合研究单因素储层损害，但难以反映较大尺度上储层损害规律。并且，因室内岩心实验条件比较理想化、评价用岩心都是原始状态岩心、无法考虑储层特性动态变化，使实验结果与井下储层真实损害出入较大。
发明内容
本发明的目的是为了提供一种应力敏感性损害储层的建模方法与系统以及确定储层损害程度的方法与系统，其可定量模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种应力敏感性损害储层的建模方法，所述建模方法包括：确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力；根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量，其中，所述毛管束由多个固体基质及所述多个固体基质之间的孔隙组成；以及根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程，其中，所述时空演化模拟方程用于模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程。
优选地，所述确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力包括：建立所述流体进入所述储层的压力传导方程；以及根据所述储层的压力传导方程与所述储层的上覆岩层的压力，确定所述储层受到的有效应力。
优选地，所述确定所述储层中的流体的流量包括：根据所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度及流体流量比率公式，确定所述流体的流量比率；以及根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述储层中的流体的流量比率及所述流体流量公式，确定所述流体的流量。
优选地，所述确定所述储层中的流体的流量还包括：根据所述储层的弹性模量，确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径；以及根据所述储层的弹性模量与泊松比，确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的长度。
优选地，所述确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径包括：根据所述储层的弹性模量E及下式，确定所述有效应力
Figure GDA0003649032730000031
下的所述储层的特定毛管束的直径λp，
Figure GDA0003649032730000032
其中，F为所述特定毛管束的形状因子；以及λc0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始直径。
优选地，所述确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的长度包括：根据无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始直径及分形尺度法则，确定无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0；以及根据所述储层的弹性模量E、所述储层的泊松比ν、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0及下式，确定所述有效应力
Figure GDA0003649032730000033
下的所述储层的特定毛管束的长度Lp，
Figure GDA0003649032730000034
优选地，所述确定所述储层中的流体的流量还包括：根据位于所述预设区域内的多个特定相邻井中的每一者的横波速度与纵波速度，确定所述储层的横波速度；以及根据所述储层的横波速度，确定所述储层的所述弹性模量与所述泊松比。
优选地，所述确定所述流体的流量包括：根据所述储层的孔隙的孔径分布特征
Figure GDA0003649032730000041
所述储层中的流体的流量比率
Figure GDA0003649032730000042
及所述流体流量公式
Figure GDA0003649032730000043
确定所述流体的流量
Figure GDA0003649032730000044
其中，λc0为所述储层的特定毛管束的初始直径；λc0max、λc0min分别为所述储层的最大毛管束的初始直径与最小毛管束的初始直径；Dcf为所述孔隙的分形维度；L0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度；
Figure GDA0003649032730000045
为所述有效应力；
Figure GDA0003649032730000046
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
优选地，所述确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程包括：根据所述储层的渗透率模型
Figure GDA0003649032730000047
及所述储层中的流体的流量
Figure GDA0003649032730000048
确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程，其中，μ为所述流体的粘度；L0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度；A为所述储层的横截面的面积；以及Δp为所述储层的横截面两端的驱替压力。
通过上述技术方案，本发明创造性地确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力；根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量；以及根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程。由此，通过所确定的时空演化模拟方程可定量模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
本发明第二方面提供一种确定储层损害程度的方法，所述方法包括：基于根据所述的应力敏感性损害储层的建模方法建立的时空演化模拟方程，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
优选地，所述特征参数为所述储层的渗透率，相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数包括：基于所述时空演化模拟方程，确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000051
优选地，所述特征参数为所述储层的表皮系数，相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数包括：基于所述时空演化模拟方程，确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000052
以及基于所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000053
及公式
Figure GDA0003649032730000054
确定所述储层的表皮系数
Figure GDA0003649032730000055
其中，
Figure GDA0003649032730000056
为所述储层的渗透率的初始值，
Figure GDA0003649032730000057
rw为所述待诊断井的井筒半径，以及rsw为所述储层的损害半径。
通过上述技术方案，通过所确定的时空演化模拟方程可确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数(例如所述储层的渗透率和/或表皮系数)，由此可定量模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
相应地，本发明第三方面还提供一种应力敏感性损害储层的建模系统，所述建模系统包括：应力确定装置，用于确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力；流量确定装置，用于根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量，其中，所述毛管束由多个固体基质及所述多个固体基质之间的孔隙组成；以及模拟方程确定装置，用于根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程，其中所述时空演化模拟方程用于模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程。
所述应力敏感性损害储层的建模系统与上述应力敏感性损害储层的建模方法相对于现有技术所具有的优势相同，在此不再赘述。
相应地，本发明第四方面还提供一种确定储层损害程度的系统，所述系统包括：接收装置，用于接收基于所述的应力敏感性损害储层的建模系统建立的时空演化模拟方程；以及特征参数确定装置，用于基于所述时空演化模拟方程，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
所述确定储层损害程度的系统与上述确定储层损害程度的方法相对于现有技术所具有的优势相同，在此不再赘述。
相应地，本发明第五方面还提供一种机器可读存储介质，所述机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器执行所述的应力敏感性损害储层的建模方法和/或所述的确定储层损害程度的方法。
本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：
图1A是本发明一实施例提供的由毛管束组成的多孔介质的模型示意图；
图1B是本发明一实施例提供的在有效应力下的图1A所示的毛管束的横截面的示意图；
图1C是本发明一实施例提供的在有效应力下的图1A所示的某固体基质的纵向示意图；
图2是本发明一实施例提供的应力敏感性损害储层的建模方法的流程图；
图3是本发明一实施例提供的确定所述储层中的流体的流量的流程图；
图4是本发明一实施例提供的表皮系数随时间演化的示意图；
图5是本发明一实施例提供的由储层渗透率损害率表征的在第40天应力敏感性损害储层的半径的示意图；
图6是本发明一实施例提供的应力敏感性损害储层的建模系统的结构图；以及
图7是本发明一实施例提供的确定储层损害程度的系统的流程图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
储层内部的孔隙结构和固体基质(即岩石基质或骨架颗粒)的分布及其复杂。微观的一个固体基质(即团簇)形成一条渗流通道，多个固体基质(即团簇)之间夹杂着多个孔隙(相当于水力管束)，而所述多个固体基质与所述多个孔隙形成如图1A所示的毛管束(也称为毛细管束)。这些孔隙具有特定的迂曲度，使固体基质与孔隙的实际长度Lc0比由毛管束形成的多孔介质的长度L0(即毛管束的表观长度)更长，如图1A所示。
并且，一方面因储层的上覆岩层的作用而使储层受到向下的压力，另一方面因储层内部的流体的支撑作用而使储层受到向上的压力，由此，储层在这两个压力(即有效应力)作用下，毛管束收缩(如图1B所示)、毛管束延展(如图1C所示)，进而会影响液体在储层中的渗透率(即简称为所述储层的渗透率)。应力敏感性受储层的孔隙结构、岩性、物性、侵入流体等多种因素的影响。因此，本发明各实施例的核心是要建立有效应力作用下的储层中的流体的流量与渗透率的分布方程。具体地，根据储层的孔隙的孔径分布特征、有效应力下的储层的各个毛管束的直径与长度及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量，再结合渗透率模型，就可诊断渗透率等储层损害特征参数的时空场分布。
需要说明的是，为了简单描述起见，在本发明的各个实施例中的随时空演化的物理量、化学量可省略变量
Figure GDA0003649032730000081
例如
Figure GDA0003649032730000082
可简写为K。
图2是本发明一实施例提供的应力敏感性损害储层的建模方法的流程图。如图2所示，所述建模方法包括步骤S201-S203。
步骤S201，确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力。
对于步骤S201，所述确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力可包括：建立所述流体进入所述储层的压力传导方程；以及根据所述储层的压力传导方程与所述储层的上覆岩层的压力，确定所述储层受到的有效应力。
具体地，压力是驱动固-液混合液(即含有所述运移微粒的流体)从注水井的井筒持续侵入待诊断井(例如采油井)周围的储层的动力，由此可建立如公式(1)的所述流体进入储层的压力传导方程：
Figure GDA0003649032730000083
其中，所述压力传导方程的初始条件为
Figure GDA0003649032730000084
以及边界条件为
Figure GDA0003649032730000085
(也就是说，在注水井的井壁处的压力为Pw)。
然后根据公式(1)可得到所述流体对所述储层产生的压力
Figure GDA0003649032730000086
(即孔隙压力)，再根据
Figure GDA0003649032730000089
与上覆岩层的压力
Figure GDA0003649032730000088
确定所述储层受到的有效应力
Figure GDA0003649032730000091
Figure GDA0003649032730000092
步骤S202，根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量。
其中，所述毛管束由多个固体基质及所述多个固体基质之间的孔隙组成。
对于步骤S202，如图3所示，所述确定所述储层中的流体的流量可包括步骤S301-步骤S302。
在执行步骤S301之前，所述确定所述储层中的流体的流量还可包括：根据所述储层的弹性模量，确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径；以及根据所述储层的弹性模量与泊松比，确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的长度。
下面，分别介绍关于所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度的确定过程。
待诊断井的横波速度是确定储层的泊松比、弹性模量等重要数据的关键特征。而在现场测井时，一般不会针对待诊断井进行横波测井，而是通过含泥量和关于含泥量的线性公式确定泊松比。其中，所述线性公式通过特定岩石样本拟合而成，故针对不同的储层，通过所述线性公式确定的泊松比的精确性非常差。在本实施例中，根据已获取的待诊断井周围的多个邻井的横波速度、纵波速度及对待诊断井进行现场测井所获取的纵波速度，可间接计算得到所述诊断井的横波速度。
在执行所述确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的长度的步骤之前，所述确定所述储层中的流体的流量还可包括：根据位于所述预设区域内的多个特定相邻井中的每一者的横波速度与纵波速度，确定所述储层的横波速度；以及根据所述储层的横波速度，确定所述储层的所述弹性模量与所述泊松比。
其中，所述特定相邻井可为已通过测井方式获取横、纵波速度的井。
具体地，所述待诊断井的横波速度υt可由纵波速度υl及关系式υt＝aυl-b确定。其中，所述关系式中的系数a、b可基于统计的邻井的横波速度与纵波速度计算得到。例如，通过最小二乘法来线性回归出所述系数a、b：
Figure GDA0003649032730000101
其中，n为通过测井得到其横、波速度的所述预设区域内的邻井的数目；υti为第i个邻井的横波速度；υli为第i个邻井的纵波速度；
Figure GDA0003649032730000102
为n个邻井的横波速度的平均值；
Figure GDA0003649032730000103
为n个邻井的纵波速度的平均值。
与上述现有的方式获取的泊松比相比，由于测井数据非常精确，故本实施例通过邻井的横、纵波速度等测井数据获取的待诊断井的横波速度的结果非常精确，从而后续获取的泊松比等数据也非常准确。接着下面将介绍如何通过待诊断井的横波速度获取储层的泊松比与弹性模量。
具体地，可通过下式(3)与所述待诊断井的横波速度，得到储层的泊松比ν与弹性模量E：
Figure GDA0003649032730000104
其中，ρ为所述储层的体积密度；Δtt为横波时差(可由单发射双接收声速测量装置测量得到，即垂直方向上相距L的两个接收器接收到声波所形成的滑行波横波的时间差)；以及Δt为声波时差(可由单发射双接收声速测量装置测量得到，即垂直方向上相距L的两个接收器接收到声波所形成的滑行波的时间差)。
下面基于所获取的弹性模量与泊松比，确定一定应力作用下的储层的任一毛管束的直径与长度。
第一，所述确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径可包括：根据所述储层的弹性模量E及下式，确定所述有效应力
Figure GDA0003649032730000111
下的所述储层的特定毛管束的直径λp，
Figure GDA0003649032730000112
其中，F为所述特定毛管束的形状因子；以及λc0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始直径。
第二，所述确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的长度可包括：根据无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始直径及分形尺度法则，确定无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0；以及根据所述储层的弹性模量E、所述储层的泊松比ν、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0及下式，确定所述有效应力
Figure GDA0003649032730000113
下的所述储层的特定毛管束的长度Lp，
Figure GDA0003649032730000114
其中，所述确定无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0可包括：根据无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度L0、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始直径λc0及分形尺度法则
Figure GDA0003649032730000115
确定所述特定毛管束的初始长度Lc0，其中，DcT为所述特定毛管束的迂回分形维度。
步骤S301，根据所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度及流体流量比率公式，确定所述流体的流量比率。
根据上述得到的所述有效应力
Figure GDA0003649032730000116
下的所述储层的特定毛管束的直径λp与长度Lp、及流体流量比率公式
Figure GDA0003649032730000121
确定所述流体的流量比率
Figure GDA0003649032730000122
Figure GDA0003649032730000123
其中，G为所述特定毛管束的横截面的几何因子；Δp为所述储层的横截面两端的驱替压力；以及F为所述特定毛管束的形状因子。
步骤S302，根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述储层中的流体的流量比率及所述流体流量公式，确定所述流体的流量。
对于步骤S302，所述确定所述流体的流量包括：根据所述储层的孔隙的孔径分布特征
Figure GDA0003649032730000124
所述储层中的流体的流量比率
Figure GDA0003649032730000125
及所述流体流量公式
Figure GDA0003649032730000126
确定所述流体的流量
Figure GDA0003649032730000127
其中，λc0为所述储层的特定毛管束的初始直径；λc0max、λc0min分别为所述储层的最大毛管束的初始直径与最小毛管束的初始直径；Dcf为所述孔隙的分形维度；L0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度；
Figure GDA0003649032730000128
为所述有效应力；
Figure GDA0003649032730000129
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
具体地，基于岩石分形几何理论，直径为λc0的固体基质的孔隙的数密度Nc(即单位体积内某一直径固体基质的数量累积分布，或孔隙的孔径分布特征)满足关系：
Figure GDA00036490327300001210
对于二维(储层)模型，0＜Dcf＜2；对于三维(储层)模型，0＜Dcf＜3。
根据上述储层的孔隙的孔径分布特征，可得到
Figure GDA00036490327300001211
然后将dNc及公式(4)代入所述流体流量公式，可得到下式(5)表示的所述流体的流量
Figure GDA0003649032730000131
Figure GDA0003649032730000132
步骤S203，根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程。
其中，所述时空演化模拟方程用于模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程。
对于步骤S203，所述确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程可包括：根据所述储层的渗透率模型
Figure GDA0003649032730000133
及所述储层中的流体的流量
Figure GDA0003649032730000134
确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程。
其中，μ为所述流体的粘度；L0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度；A为所述储层的横截面的面积；以及Δp为所述储层的横截面两端的驱替压力。具体地，
Figure GDA0003649032730000135
然后代入上述dNc可得到A。
具体地，根据所述储层的渗透率模型
Figure GDA0003649032730000136
及上式(5)表示的流量
Figure GDA0003649032730000137
可得到下式(6)表示的应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程，
Figure GDA0003649032730000138
综上所述，本发明创造性地确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力；根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量；以及根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程。由此，通过所确定的时空演化模拟方程可定量模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
相应地，本发明另一实施例还提供一种确定储层损害程度的方法，所述方法包括：基于所述的应力敏感性损害储层的建模方法建立的时空演化模拟方程，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
对于上述公式(6)所示的压力敏感性损害储层的时空演化模拟方程的求取，需要根据公式(1)计算得到
Figure GDA0003649032730000141
对于公式(1)而言，在一维情形下，该类方程可以整理为以下的一般形式：
Figure GDA0003649032730000142
其中，aa,bb,cc可为常数(如扩散系数)，也可为函数(如所述流体的速度)；f可为压力、水相饱和度、物质浓度(例如体积分数)、应力等。对时间采用向后差分，空间采用中心差分。则上述方程可以有如下差分格式：
Figure GDA0003649032730000143
其中，
Figure GDA0003649032730000144
Ni为离散空间点个数。
求解区间为x∈(0,xmax)，Δx、Δt为空间、时间步长。同时，考虑初始条件fi n|n＝0＝fi 0,i＝1,2,3...,Ni和边界条件(fi n|i＝1＝f0,n＝1,2,3...(井壁处)以及
Figure GDA0003649032730000145
)(构造了一个虚拟网格i+1，预设范围的边界处或距井壁数米处)。
首先，对于i＝2,3,...,Ni-1整理上述差分格式有
Figure GDA0003649032730000151
其中，A1i，A2i，A3i分别为，
Figure GDA0003649032730000152
同时，据公式(1)可确定ai、bi与ci。并将所确定的ai、bi与ci代入公式(10)可得到迭代关系式(9)的具体表现形式，由于该迭代关系式(9)的具体表现形式复杂，故在此不对其进行列出。然后，利用初始条件和边界条件进行迭代计算就可得到场f的值。
接着，对说明边界条件的差分求解过程进行说明。
上述迭代关系式(9)适用于非边界网格。而对于i＝1(井壁处)而言，因为采用的是点中心网格，且其为狄利克雷(Dirichlet)边界条件，故直接可得到以下关系式：
f1 n＝f0(常数)，i＝1 (11)
对于i＝N(预设范围的边界处距井壁数米处)而言，其为诺伊曼或第二类(Neumann)边界条件，增加一个虚拟网格i＝Ni+1，由
Figure GDA0003649032730000153
知
Figure GDA0003649032730000154
将其代入式(9)可知：
Figure GDA0003649032730000161
根据上述过程可求解出场函数f的时空变化情况。由于上述数值模型是针对待诊断井(注水井)的井筒附近储层建立的，在求解某物理量f在井周的分布时，需要采用柱坐标系。由此，式
Figure GDA0003649032730000162
需要变换为
Figure GDA0003649032730000163
这种形式不利于等距差分，可以引入坐标变换：r＝rwex′，其中，rw为井筒半径，x′为一个无量纲的空间坐标。将这个变换代入一般方程中，可以得到关于x′的方程：
Figure GDA0003649032730000164
如果将
Figure GDA0003649032730000165
和
Figure GDA0003649032730000166
作为新的方程系数，则上式和
Figure GDA0003649032730000167
相比，本质上是一样的。因此，便可以在x′坐标进行等距差分并沿用前述的迭代格式。计算完f的值后，再将空间坐标从x′映射回r即可得到f(r,t)。
在通过上述方法计算得到所述储层的水相饱和度
Figure GDA0003649032730000168
之后，再根据上述公式(6)可计算得到所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000169
由此通过上述压力敏感性损害储层的建模方法建立的时空演化模拟方程综合考虑了压力敏感性损害时多种物理化学因素对储层损害的影响，由此通过本实施例求解得到的储层的渗透率非常精确。
在得到所述储层的渗透率的基础上，可计算表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
在一实施例中，所述特征参数可为所述储层的滤失系数。
相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数可包括：基于所述时空演化模拟方程，确定所述储层的渗透率
Figure GDA00036490327300001610
以及基于所述储层的渗透率
Figure GDA00036490327300001611
及公式(14)，确定所述储层的渗透率损害率
Figure GDA0003649032730000171
Figure GDA0003649032730000172
其中，
Figure GDA0003649032730000173
为
Figure GDA0003649032730000174
的最大值。
在另一实施例中，所述特征参数可为所述储层的表皮系数。
所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数可包括：基于所述时空演化模拟方程，确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000175
以及基于所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000176
及公式(24)，确定所述储层的表皮系数
Figure GDA0003649032730000177
Figure GDA0003649032730000178
其中，
Figure GDA0003649032730000179
为所述储层的渗透率的初始值；以及
Figure GDA00036490327300001710
(即无因次渗透率)，rw为所述待诊断井的井筒半径，以及rsw为所述储层的损害半径。
通过上述各个实施例得到的特征参数(例如所述储层的渗透率
Figure GDA00036490327300001711
表皮系数
Figure GDA00036490327300001712
)与渗透率损害率是时空演化4D定量模拟的结果(如图4所示)。更具体地，图5示出了由储层渗透率损害率表征的在第40天储层应力敏感性损害储层的半径的示意图，相关工作人员可通过该图5直观地确认储层被损害的程度。因此，可根据渗透率或表皮系数的演化特点进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义。
图6是本发明一实施例提供的应力敏感性损害储层的建模系统的结构图。如图6所示，所述建模系统包括：应力确定装置10，用于确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力；流量确定装置20，用于根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量，其中，所述毛管束由多个固体基质及所述多个固体基质之间的孔隙组成；以及模拟方程确定装置30，用于根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程，其中所述时空演化模拟方程用于模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程。
优选地，所述应力确定装置10可包括：压力方程建立模块，用于建立所述流体进入所述储层的压力传导方程；以及应力确定模块，用于根据所述储层的压力传导方程与所述储层的上覆岩层的压力，确定所述储层受到的有效应力。
优选地，所述流量确定装置20可包括：流量比率确定模块，用于根据所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度及流体流量比率公式，确定所述流体的流量比率；以及流量确定模块，用于根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述储层中的流体的流量比率及所述流体流量公式，确定所述流体的流量。
优选地，所述流量确定装置20还包括：直径确定模块，用于根据所述储层的弹性模量，确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径；以及长度确定模块，用于根据所述储层的弹性模量与泊松比，确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的长度。
优选地，所述长度确定模块包括：初始长度确定单元，用于根据无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始直径及分形尺度法则，确定无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0；以及长度确定单元，用于根据所述储层的弹性模量E、所述储层的泊松比ν、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0及下式，确定所述有效应力
Figure GDA0003649032730000181
下的所述储层的特定毛管束的长度Lp，
Figure GDA0003649032730000191
优选地，所述流量确定装置还包括：横波速度确定模块，用于根据位于所述预设区域内的多个特定相邻井中的每一者的横波速度与纵波速度，确定所述储层的横波速度；以及泊松比确定模块，用于根据所述储层的横波速度，确定所述储层的所述弹性模量与所述泊松比。
所述应力敏感性损害储层的建模系统与上述应力敏感性损害储层的建模方法相对于现有技术所具有的优势相同，在此不再赘述。
图7是本发明一实施例提供的确定储层损害程度的系统的流程图。如图7所示，所述系统包括：接收装置40，用于接收基于根据所述的应力敏感性损害储层的建模系统建立的时空演化模拟方程；以及特征参数确定装置50，用于基于所述时空演化模拟方程，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
可选的，所述特征参数为所述储层的渗透率。相应地，所述特征参数确定装置50包括：渗透率计算模块(未示出)，用于基于所述时空演化模拟方程，确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000192
可选的，所述特征参数为所述储层的表皮系数。相应地，所述特征参数确定装置50包括：渗透率计算模块(未示出)，用于基于所述时空演化模拟方程，确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000193
以及表皮系数计算模块(未示出)，用于基于所述储层的渗透率
Figure GDA0003649032730000194
及公式
Figure GDA0003649032730000195
确定所述储层的表皮系数
Figure GDA0003649032730000196
所述确定储层损害程度的系统与上述确定储层损害程度的方法相对于现有技术所具有的优势相同，在此不再赘述。
相应地，本发明一实施例还提供一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器执行所述的应力敏感性损害储层的建模方法和/或所述的确定储层损害程度的方法。
所述机器可读存储介质包括但不限于相变内存(相变随机存取存储器的简称，Phase Change Random Access Memory，PRAM，亦称为RCM/PCRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体(Flash Memory)或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁盘存储或其他磁性存储设备等各种可以存储程序代码的介质。
上述步骤S201-S203及步骤S301-S302可通过计算机来执行。并且，步骤S201-S203所涉及的各种物理化学量的处理过程实现了对应力敏感性损害储层的时空演化场的模拟，步骤S301-S302所涉及的各种物理化学量的处理过程实现了对应力敏感性损害储层的时空演化场的具体模拟。
以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (13)

1.一种应力敏感性损害储层的建模方法，其特征在于，所述建模方法包括：
确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力；
根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量，其中，所述毛管束由多个固体基质及所述多个固体基质之间的孔隙组成；以及
根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程，其中，所述时空演化模拟方程用于模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程，
其中，所述确定所述储层中的流体的流量包括：
根据所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度及流体流量比率公式，确定所述流体的流量比率；以及
根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述储层中的流体的流量比率及所述流体流量公式，确定所述流体的流量，
其中，所述确定所述流体的流量包括：
根据所述储层的孔隙的孔径分布特征
Figure FDA0003677488530000011
所述储层中的流体的流量比率
Figure FDA0003677488530000012
及所述流体流量公式
Figure FDA0003677488530000013
确定所述流体的流量
Figure FDA0003677488530000014
其中，λc0为所述储层的特定毛管束的初始直径；λc0max、λc0min分别为所述储层的最大毛管束的初始直径与最小毛管束的初始直径；Dcf为所述孔隙的分形维度；L0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度；
Figure FDA0003677488530000015
为所述有效应力；
Figure FDA0003677488530000016
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
2.根据权利要求1所述的应力敏感性损害储层的建模方法，其特征在于，所述确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力包括：
建立所述流体进入所述储层的压力传导方程；以及
根据所述储层的压力传导方程与所述储层的上覆岩层的压力，确定所述储层受到的有效应力。
3.根据权利要求1所述的应力敏感性损害储层的建模方法，其特征在于，所述确定所述储层中的流体的流量还包括：
根据所述储层的弹性模量，确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径；以及
根据所述储层的弹性模量与泊松比，确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的长度。
4.根据权利要求3所述的应力敏感性损害储层的建模方法，其特征在于，所述确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径包括：
根据所述储层的弹性模量E及下式，确定所述有效应力
Figure FDA0003677488530000021
下的所述储层的特定毛管束的直径λp，
Figure FDA0003677488530000022
其中，F为所述特定毛管束的形状因子；λc0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始直径；
Figure FDA0003677488530000023
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
5.根据权利要求3所述的应力敏感性损害储层的建模方法，其特征在于，所述确定所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的长度包括：
根据无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始直径及分形尺度法则，确定无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0；以及
根据所述储层的弹性模量E、所述储层的泊松比ν、无有效应力下的所述储层的特定毛管束的初始长度Lc0及下式，确定所述有效应力
Figure FDA0003677488530000031
下的所述储层的特定毛管束的长度Lp，
Figure FDA0003677488530000032
6.根据权利要求3-5中任一项所述的应力敏感性损害储层的建模方法，其特征在于，所述确定所述储层中的流体的流量还包括：
根据位于所述预设区域内的多个特定相邻井中的每一者的横波速度与纵波速度，确定所述储层的横波速度；以及
根据所述储层的横波速度，确定所述储层的所述弹性模量与所述泊松比。
7.根据权利要求1所述的应力敏感性损害储层的建模方法，其特征在于，所述确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程包括：
根据所述储层的渗透率模型
Figure FDA0003677488530000033
及所述储层中的流体的流量
Figure FDA0003677488530000034
确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程，
其中，μ为所述流体的粘度；L0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度；A为所述储层的横截面的面积；以及Δp为所述储层的横截面两端的驱替压力。
8.一种确定储层损害程度的方法，其特征在于，所述方法包括：
基于根据权利要求1-7中任一项权利要求所述的应力敏感性损害储层的建模方法建立的时空演化模拟方程，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
9.根据权利要求8所述的确定储层损害程度的方法，其特征在于，所述特征参数为所述储层的渗透率，
相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数包括：
基于所述时空演化模拟方程，确定所述储层的渗透率
Figure FDA0003677488530000041
其中
Figure FDA0003677488530000042
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
10.根据权利要求8所述的确定储层损害程度的方法，其特征在于，所述特征参数为所述储层的表皮系数，
相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数包括：
基于所述时空演化模拟方程，确定所述储层的渗透率
Figure FDA0003677488530000043
以及
基于所述储层的渗透率
Figure FDA0003677488530000044
及公式
Figure FDA0003677488530000045
确定所述储层的表皮系数
Figure FDA0003677488530000046
其中，
Figure FDA0003677488530000047
为所述储层的渗透率的初始值，
Figure FDA0003677488530000048
rw为所述待诊断井的井筒半径，rsw为所述储层的损害半径，
Figure FDA0003677488530000049
为所述储层中的任意位置，以及t为时间。
11.一种应力敏感性损害储层的建模系统，其特征在于，所述建模系统包括：
应力确定装置，用于确定待诊断井的预设区域内的储层受到的有效应力；
流量确定装置，用于根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度、及流体流量公式，确定所述储层中的流体的流量，其中，所述毛管束由多个固体基质及所述多个固体基质之间的孔隙组成；以及
模拟方程确定装置，用于根据所述储层的渗透率模型及所述储层中的流体的流量，确定应力敏感性损害储层的时空演化模拟方程，其中所述时空演化模拟方程用于模拟由应力敏感性引起的储层损害特征的四维时空演化过程，
其中，所述流量确定装置包括：
流量比率确定模块，用于根据所述有效应力下的所述储层的各个毛管束的直径与长度及流体流量比率公式，确定所述流体的流量比率；以及
流量确定模块，用于根据所述储层的孔隙的孔径分布特征、所述储层中的流体的流量比率及所述流体流量公式，确定所述流体的流量,
其中，所述确定所述流体的流量包括：
根据所述储层的孔隙的孔径分布特征
Figure FDA0003677488530000051
所述储层中的流体的流量比率
Figure FDA0003677488530000052
及所述流体流量公式
Figure FDA0003677488530000053
确定所述流体的流量
Figure FDA0003677488530000054
其中，λc0为所述储层的特定毛管束的初始直径；λc0max、λc0min分别为所述储层的最大毛管束的初始直径与最小毛管束的初始直径；Dcf为所述孔隙的分形维度；L0为无有效应力下的所述储层的特定毛管束的表观长度；
Figure FDA0003677488530000055
为所述有效应力；
Figure FDA0003677488530000056
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
12.一种确定储层损害程度的系统，其特征在于，所述系统包括：
接收装置，用于接收基于根据权利要求11所述的应力敏感性损害储层的建模系统建立的时空演化模拟方程；以及
特征参数确定装置，用于基于所述时空演化模拟方程，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
13.一种机器可读存储介质，其特征在于，所述机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器执行上述权利要求1-7中任一项所述的应力敏感性损害储层的建模方法和/或上述权利要求8-10中任一项所述的确定储层损害程度的方法。
CN202110991116.6A 2020-08-26 2021-08-26 应力敏感损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统 Active CN113655545B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010874070 2020-08-26
CN2020108740705 2020-08-26

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113655545A CN113655545A (zh) 2021-11-16
CN113655545B true CN113655545B (zh) 2022-08-02

Family

ID=78482201

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110991116.6A Active CN113655545B (zh) 2020-08-26 2021-08-26 应力敏感损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113655545B (zh)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010141285A2 (en) * 2009-06-04 2010-12-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining radial shear velocity variation from dipole acoustic logging
CN104111317A (zh) * 2014-07-14 2014-10-22 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种煤岩储层损害评价的实验方法
WO2017222866A1 (en) * 2016-06-23 2017-12-28 Saudi Arabian Oil Company Hydraulic fracturing in kerogen-rich unconventional formations
CN109268004A (zh) * 2018-09-21 2019-01-25 北京科技大学 一种页岩气藏介质结构耦合及缝网形态判识方法
CN109339774A (zh) * 2018-10-18 2019-02-15 中国石油化工股份有限公司 基于边界层的低渗透变形介质非线性渗流数值模拟方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110750930B (zh) * 2019-10-17 2021-02-02 西南石油大学 一种基于裂缝连续体模型预测裂缝性储层应力演化的方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010141285A2 (en) * 2009-06-04 2010-12-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining radial shear velocity variation from dipole acoustic logging
CN104111317A (zh) * 2014-07-14 2014-10-22 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种煤岩储层损害评价的实验方法
WO2017222866A1 (en) * 2016-06-23 2017-12-28 Saudi Arabian Oil Company Hydraulic fracturing in kerogen-rich unconventional formations
CN109268004A (zh) * 2018-09-21 2019-01-25 北京科技大学 一种页岩气藏介质结构耦合及缝网形态判识方法
CN109339774A (zh) * 2018-10-18 2019-02-15 中国石油化工股份有限公司 基于边界层的低渗透变形介质非线性渗流数值模拟方法

Non-Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Analysis on characteristics of clay minerals of ultra-low permeability sandstone reservoir and potential damage to reservoir;Dan Lin et al.;《Applied Mechanics and Materials》;20140116;第501-504卷;第346-349页 *
Research on Protecting Formation Low-Damage Workover Fluid in Low Permeability Reservoir;Zhang Hanshi et al.;《International Journal of Nanoscience》;20181231;第18卷(第1期);全文 *
Study and application of reservoir protection fluid system for drilling and completion using oil-film method;Jiang G.C. et al.;《Society of Petroleum Engineers》;20091231;全文 *
基于径向基函数(RBF)神经网络的储层损害诊断技术研究;黄春等;《应用基础与工程科学学报》;20100430;第18卷(第2期);第313-320页 *
鄂尔多斯盆地中部地区致密砂岩储层敏感性及损害机理;吕佳蕾等;《大庆石油地质与开发》;20190630;第38卷(第3期);第167-174页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN113655545A (zh) 2021-11-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Honarpour et al. Relative-permeability measurements: An overview
EP2965126B1 (en) Determining continuous capillary pressure curves for subsurface earth formations using saturation and nmr log data
US20100191514A1 (en) Method, Program and Computer System for Scaling Hydrocarbon Reservoir Model Data
CN1693893A (zh) 确定地层流体性质的方法
CN109100812B (zh) 基于核磁共振的岩石孔隙分形维数评价方法及装置
EA014144B1 (ru) Способы и устройства для прогнозирования добычи углеводородов с места заложения скважины
US11327201B2 (en) Porosity prediction based on effective stress
CA3125967A1 (en) Methods and systems for characterizing a porous rock sample employing combined capillary pressure and nmr measurements
CN100523431C (zh) 模拟油水两相电缆地层测试的方法
CN113655545B (zh) 应力敏感损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN113705123B (zh) 外来颗粒损害油气层建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN114153007B (zh) 水锁效应损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN113655546B (zh) 出砂损害油气层建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN103675945B (zh) 一种测定孔洞型储层的饱和度的方法及设备
WO2020197587A1 (en) Measuring size and shape of pore throat using digital porous plate experiments
CN113673111B (zh) 聚合物吸附损害油气层建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断技术
EP3452698B1 (en) Two dimensional reservoir pressure estimation with integrated static bottom hole pressure survey data and simulation modeling
CN113705122B (zh) 润湿反转损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
AU2009200037B2 (en) Simultaneous analysis of two data sets from a formation test
CN113657054B (zh) 乳化堵塞损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN113627067A (zh) 一种用于预测断溶体油层产能的方法及系统
CN113656982B (zh) 有机垢损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN113703069B (zh) 贾敏损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN114139331B (zh) 无机沉淀损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN113657053A (zh) 黏土膨胀损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统

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
CB03 Change of inventor or designer information
CB03 Change of inventor or designer information

Inventor after: Jiang Guancheng

Inventor after: Tan Bin

Inventor after: Ran Qihua

Inventor after: Liu Xiaobo

Inventor after: Cheng Rongchao

Inventor after: Quan Xiaohu

Inventor after: Cui Kaixiao

Inventor after: Cai Jun

Inventor after: Zhu Honghao

Inventor after: He Kenbo

Inventor after: Yang Lili

Inventor after: Peng Chunyao

Inventor after: Dong Tengfei

Inventor after: Luo Xiaohu

Inventor after: Luo Xuwu

Inventor after: Liang Xing

Inventor before: Jiang Guancheng

Inventor before: Tan Bin

Inventor before: Ran Qifa

Inventor before: Liu Xiaobo

Inventor before: Cheng Rongchao

Inventor before: Quan Xiaohu

Inventor before: Cui Kaixiao

Inventor before: Cai Jun

Inventor before: Zhu Honghao

Inventor before: He Kenbo

Inventor before: Yang Lili

Inventor before: Peng Chunyao

Inventor before: Dong Tengfei

Inventor before: Luo Xiaohu

Inventor before: Luo Xuwu

Inventor before: Liang Xing

GR01 Patent grant
GR01 Patent grant