CN114169204B - 一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法 - Google Patents

一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法 Download PDF

Info

Publication number
CN114169204B
CN114169204B CN202111509639.9A CN202111509639A CN114169204B CN 114169204 B CN114169204 B CN 114169204B CN 202111509639 A CN202111509639 A CN 202111509639A CN 114169204 B CN114169204 B CN 114169204B
Authority
CN
China
Prior art keywords
production
sand
oil
stress
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.)
Active
Application number
CN202111509639.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN114169204A (zh
Inventor
张锐
张家荣
刘书杰
黄熠
马磊
孟文波
刘和兴
许发宾
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 East China
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 CN202111509639.9A priority Critical patent/CN114169204B/zh
Publication of CN114169204A publication Critical patent/CN114169204A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN114169204B publication Critical patent/CN114169204B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • G06F30/23—Design optimisation, verification or simulation using finite element methods [FEM] or finite difference methods [FDM]
    • 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
    • E21B49/001—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 specially adapted for underwater installations
    • 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]
    • 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
    • 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)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明涉及海上油气田开发领域，特别涉及一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，包括构建储层的岩石力学参数随地面含水率的关系模型，其中所述岩石力学参数包括内聚力和内摩擦角；基于骨架出砂破坏模型，计算获得不同地面含水率下的出砂临界生产压差，当所述出砂临界生产压差等于生产压差时，储层开始出砂，此所对应的时刻为防砂时机，所述骨架出砂破坏模型考虑孔隙压力衰竭对地应力的影响并基于Mogi‑Coulomb破坏准则和所述岩石力学参数构建；本发明提供的海上油气田开发生产的防砂时机确定方法能够科学准确的确定最佳油气田开发生产防砂时机。

Description

一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法
技术领域
本发明涉及海上油气田开发领域，特别涉及一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法。
背景技术
这里的陈述仅提供与本发明相关的背景技术，而不必然地构成现有技术。
海上油气田储层段多为疏松砂岩，岩石胶结程度低，地层容易破碎被油气流体携带进入井筒，造成出砂。油井一旦出砂会导致管线及生产设备的磨蚀、降低油井产能、污染环境，甚至造成油井停产或报废。由于海上平台作业成本高，油井一旦出砂会极大的增加生产成本。油气田防砂作业会降低近井地带渗透率，阻塞油气流通通道，降低油井产能。判断防砂时机，最大限度的释放油井产能对油气田生产开发尤为重要。目前对于油气田开发生产防砂时机的确定主要是根据经验确定，缺乏一套科学可行的确定方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，以解决现有技术中油气田开发生产防砂时机根据经验确定不准确技术问题。为了实现上述目的，本发明通过如下的技术方案来解决：
本发明提供了一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，包括：
构建储层的岩石力学参数随地面含水率的关系模型，其中所述岩石力学参数包括内聚力和内摩擦角；
基于骨架出砂破坏模型，计算获得不同地面含水率下的出砂临界生产压差，当所述出砂临界生产压差等于生产压差时，储层开始出砂，此所对应的时刻为防砂时机，所述骨架出砂破坏模型考虑孔隙压力衰竭对地应力的影响并基于Mogi-Coulomb破坏准则和所述岩石力学参数构建。
进一步地，对储层段岩心进行驱替实验，分别测定不同地面含水率的声波速度，建立岩石力学参数与不同地面含水率的关系曲线，获得岩石力学参数随地面含水率的关系模型。
进一步地，所述骨架出砂破坏模型建立过程包括：考虑井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力对岩石强度的影响，定义F为井壁骨架岩石失稳指数，则Mogi-Coulomb破坏准则的表达式为：
F＝a+bσm,2-τotc，
其中，
式中：c为内聚力，φ为内摩擦角；
当井壁骨架岩石失稳指数F≤0时，井壁骨架发生破坏，地层出砂，此时井底流压为临界井底流压，进而获得出砂临界生产压差。
进一步地，所述生产压差为各年的配产压差，地面含水率为各年的含水率，利用骨架破坏出砂模型计算不同含水率的出砂临界生产压差，不同生产年限的出砂临界生产压差，获得以年为节点的防砂确定时机。
进一步地，各年的配产压差获得过程：建立产量和所述生产压差关系曲线，将产量达到峰值时对应的生产压差作为合理配产压差，对比在所述配产压差下的产量模拟计算值与实际值，更新生产动态资料，调整产能方程，最终确定各年的配产压差。
进一步地，利用数值模拟方法拟合区块含水变化规律，动态预测各井所述各年的含水率。
进一步地，根据静态模型、流动模型以及生产动态资料建立油藏开发地质模型，在生产井定产油量的基础上，分析油藏含水上升规律，调整油藏的油水相渗曲线、边底水能量、油井分层采液指数以及水井分层吸水指数，获得所述区块含水变化规律。
进一步地，生产动态资料包括含水率、油水相对渗透率、动液面高度、采液指数以及生产液量。
进一步地，当某年的配产压差大于该年的出砂临界生产压差时，则某年的上一年为防砂时机。
进一步地，井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力获得过程为：取井壁微元段，经应力分析及坐标转换，获得井眼柱坐标系下井周围岩总应力为：
其中，
式中：Pw为井筒内压力，量纲为MPa；α1为有效应力系数，无量纲；φ1为地层孔隙度，无量纲；α为井斜角，量纲为度；β为井斜方位角，量纲为度；θ为井周角，量纲为度；
其中，
式中：σH、σH1为压力衰竭前、后最大水平主应力，量纲为MPa；σh、σh1为压力衰竭前、后最小水平主应力，量纲为MPa；ΔσH为最大水平主应力改变值，量纲为MPa；Δσh为最小水平主应力方向改变值，量纲为MPa；ΔPp为孔隙压力改变值，量纲为Mpa；
通过比较σi，σj，σk来确定井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力。
上述本发明的有益效果如下：
(1)本发明考虑孔隙压力衰竭对地应力的影响构建基于Mogi-Coulomb破坏准则和岩石力学参数(内聚力和内摩擦角)骨架出砂破坏模型，通过模型获得不同地面含水率下的出砂临界生产压差，当所述出砂临界生产压差等于生产压差时，储层开始出砂，此所对应的时刻为最佳防砂时机，能够确保防砂时机是科学准确的，避免传统依靠经验进行判定不准确的问题。
(2)本发明的岩石骨架破坏准则采用Mogi-Coulomb破坏准则，考虑了三项主应力(最大主应力、中间主应力和最小主应力)对岩石强度的影响，预测结果更加符合现场实际效果，确保防砂时机准确。
(3)本发明利用骨架破坏出砂模型计算不同含水率的出砂临界生产压差，不同生产年限的出砂临界生产压差，并通过调整产能方程获得各年配产压差，将出砂临界生产压差和配产压差比较，当某年的配产压差大于该年的出砂临界生产压差时，则某年的上一年为防砂时机，形成以年为控制节点的防砂时机确定。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的限定。还应当理解，这些附图是为了简化和清楚而示出的，并且不一定按比例绘制。现在将通过使用附图以附加的特征和细节来描述和解释本发明，其中：
图1示出了本发明计算例井壁处岩石微元段应力分布图；
图2示出了本发明计算例A-2井油田地应力纵向分布图；
图3示出了本发明计算例A油田岩石力学参数随含水率变化曲线，其中3(a)为内聚力与含水率变化曲线，3(b)为内摩擦角与含水率变化曲线；
图4示出了本发明计算例考虑压力衰竭及见水的A油田出砂临界压差图版，其中4(a)为A-2井L1段，4(b)为A-2井L2段；
图5示出了本发明计算例A油田含水率随生产年限变化曲线；
图6示出了本发明计算例A油田生产压差随生产年限变化曲线。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明一种典型实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。
实施例
本实施例提供了本发明一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，包括：
构建储层的岩石力学参数随地面含水率的关系模型，其中所述岩石力学参数包括内聚力和内摩擦角；
基于骨架出砂破坏模型，计算获得不同地面含水率下的出砂临界生产压差，当所述出砂临界生产压差等于生产压差时，储层开始出砂，此所对应的时刻为防砂时机，所述骨架出砂破坏模型考虑孔隙压力衰竭对地应力的影响并基于Mogi-Coulomb破坏准则和所述岩石力学参数构建。
本发明构建的海上油气田开发生产的防砂时机确定方法能够确保科学准确的获得最佳防砂时机，避免传统依靠经验进行判定不准确的问题。
储层岩石力学参数随含水率的关系模型构建：对储层段岩心进行驱替实验，分别测定不同地面含水率的声波速度，建立岩石力学参数与不同地面含水率的关系曲线，获得岩石力学参数随地面含水率的关系模型。
对于地层岩石，岩石强度随地面含水率的增加而逐渐降低。随着生产开发的进行，地面含水率逐渐升高，岩石孔隙中含水逐渐增大，岩石强度逐渐降低。随着含水率的逐渐增加，储层段出砂临界生产压差逐渐降低，同时储层压力衰竭也造成出砂临界压差降低。
进行不同地面含水率的岩心驱替实验，采用模拟地层水驱替岩心，计量出口端驱替出的油、水体积，确定不同地面含水率岩心；通过岩心声波试验确定不同地面含水率岩石的声波速度，计算分析不同含水率下的c和φ，建立不同岩石力学参数与地面含水率的变化关系：
式(1)中：a3、b3、a4、b4代表拟合系数,Sw代表地面含水率，％。
基于骨架出砂破坏模型，计算不同地面含水率下的出砂临界生产压差，当出砂临界生产压差等于生产压差时时，储层开始出砂，此所对应的时刻为最佳防砂时机。
其中，骨架出砂破坏模型建立过程包括：考虑井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力对岩石强度的影响，定义F为井壁骨架岩石失稳指数，则Mogi-Coulomb破坏准则的表达式为：
F＝a+bσm,2-τotc (2)
其中，
式(3)中：c为内聚力，φ为内摩擦角；
当井壁骨架岩石失稳指数F≤0时，井壁骨架发生破坏，地层出砂，此时井底流压为临界井底流压，进而获得出砂临界生产压差。
岩石骨架破坏准则采用Mogi-Coulomb破坏准则，考虑了三项主应力(最大主应力、中间主应力和最小主应力)对岩石强度的影响，预测结果更加符合现场实际效果。
式(3)中井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力获得过程为：取井壁微元段，经应力分析及坐标转换，其应力分布如图1所示，假设地层为均质各向同性的弹塑性体，井壁完全不渗透，获得井眼柱坐标系下井周围岩总应力为：
其中，
式(5)中：Pw为井筒内压力，量纲为MPa；α1为有效应力系数，无量纲；φ1为地层孔隙度，无量纲；α为井斜角，量纲为度；β为井斜方位角；θ为井周角，量纲为度。
其中，
式(6)中：σH、σH1为压力衰竭前、后最大水平主应力，量纲为MPa；σh、σh1为压力衰竭前、后最小水平主应力，量纲为MPa；ΔσH为最大水平主应力改变值，量纲为MPa；Δσh为最小水平主应力方向改变值，量纲为MPa；ΔPp为孔隙压力改变值，量纲为Mpa；
通过式(7)比较σi，σj，σk来确定井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力。
生产压差为各年的配产压差，地面含水率为各年的含水率，利用骨架破坏出砂模型计算不同含水率的出砂临界生产压差，不同生产年限的出砂临界生产压差，获得以年为节点的防砂确定时机。
各年的配产压差获得过程：建立产量和所述生产压差关系曲线，将产量达到峰值时对应的生产压差作为合理配产压差，对比在所述配产压差下的产量模拟计算值与实际值，更新生产动态资料，调整产能方程，最终确定各年的配产压差。
优选地其中生产动态资料包括含水率、油水相对渗透率、动液面高度、采液指数及生产液量等参数。
另外，利用数值模拟方法拟合区块含水变化规律，动态预测各井所述各年的含水率。
获得所述区块含水变化规律方法为：通过质量和能量守恒方程建立起描述油藏渗流和能量传递的微分方程，建立相应的初始和边界条件，利用有限差分方法进行网格系统划分，结合油藏地质参数和流体物性，构建静态地质模型和流体模型，根据静态地质模型、流体模型以及生产动态资料建立油藏开发地质模型，在生产井定产油量的基础上，分析油藏含水上升规律，调整油藏的油水相渗曲线、边底水能量、油井分层采液指数以及水井分层吸水指数。
其中，油藏地质参数包括顶部深度、砂层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、原始压力、原始含油饱和度等参数；流体物性包括流体高压物性、渗流物性等。
在判定以年为节点的防砂时机时，利用骨架破坏出砂模型计算不同含水率的出砂临界生产压差，不同生产年限的出砂临界生产压差，并通过调整产能方程获得各年配产压差，将出砂临界生产压差和配产压差比较，当某年的配产压差大于该年的出砂临界生产压差时，则某年的上一年为防砂时机。
计算例
一、A油田出砂临界生产压差计算
1)A油田原地应力分布
A油田最大水平地应力方位为NN150°左右，结合测井资料利用黄荣樽模型对A油田地应力剖面进行了计算，其分布结果如图2所示。
由图2可知，A油田储层段上覆岩层压力为2.00～2.20g/cm3，最大水平主应力为1.87～2.06g/cm3，最小水平主应力为1.60～1.76g/cm3。
2)A油田岩石力学参数与含水率关系
对A-2井储层段岩心进行驱替实验，分别测定岩心含水率为0％、20％、40％、60％、80％及100％时的声波速度，并计算其岩石力学参数，实验及计算结果如表1所示，并建立岩石力学参数与含水率的关系曲线，如图3所示。
表1岩心驱替声波实验数据
由图3可知，对于A油田，其岩石力学参数与含水率的关系为：
3)A油田临界生产压差计算
根据A油田储层基本参数及表1岩心驱替声波实验数据，利用骨架出砂破坏模型，分别计算不同衰竭压力下的未见水及见水时的出砂临界生产压差，绘制A油田出砂临界生产压差图版，如图4所示。
图4中，A区域表示储层见水后的安全生产压差区域，A+B区域表示储层未见水的安全生产压差区域，C区域表示出砂风险区。
二、A油田防砂时机确定
A油田逐年含水率变化曲线如图5所示，根据式(8)计算不同含水率下的岩石力学参数，并利用骨架破坏出砂模型计算不同含水率的出砂临界生产压差，不同生产年限的出砂临界生产压差如图6所示。
由图6可知，当生产年限到第5年时，生产压差已经大于出砂临界生产压差，表明此时已经开始出砂，为防止地层出砂造成较大的损失，应当进行防砂。因此，最佳防砂时机为投产后第4年。
本发明虽然己以较佳实施例公开如上，但其并不是用来限定本发明，任何本领域技术人员在不脱离本发明的精神和范围内，都可以利用上述揭示的方法和技术内容对本发明技术方案做出可能的变动和修改，因此，凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化及修饰，均属于本发明技术方案的保护范围。

Claims (7)

1.一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，其特征在于，包括：
构建储层的岩石力学参数随地面含水率的关系模型，其中所述岩石力学参数包括内聚力和内摩擦角；
基于骨架出砂破坏模型，计算获得不同地面含水率下的出砂临界生产压差，当所述出砂临界生产压差等于生产压差时，储层开始出砂，此所对应的时刻为防砂时机，所述骨架出砂破坏模型考虑孔隙压力衰竭对地应力的影响并基于Mogi-Coulomb破坏准则和所述岩石力学参数构建；
所述骨架出砂破坏模型建立过程包括：考虑井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力对岩石强度的影响，定义F为井壁骨架岩石失稳指数，则Mogi-Coulomb破坏准则的表达式为：
F＝a+bσm,2-τotc，
其中，
式中：c为内聚力，φ为内摩擦角；
当井壁骨架岩石失稳指数F≤0时，井壁骨架发生破坏，地层出砂，此时井底流压为临界井底流压，进而获得出砂临界生产压差；
所述生产压差为各年的配产压差，地面含水率为各年的含水率，利用骨架破坏出砂模型计算不同含水率的出砂临界生产压差，不同生产年限的出砂临界生产压差，获得以年为节点的防砂确定时机；当某年的配产压差大于该年的出砂临界生产压差时，则某年的上一年为防砂时机。
2.如权利要求1所述的一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，其特征在于，对储层段岩心进行驱替实验，分别测定不同地面含水率的声波速度，建立岩石力学参数与不同地面含水率的关系曲线，获得岩石力学参数随地面含水率的关系模型。
3.如权利要求1所述的一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，其特征在于，各年的配产压差获得过程：建立产量和所述生产压差关系曲线，将产量达到峰值时对应的生产压差作为合理配产压差，对比在所述配产压差下的产量模拟计算值与实际值，更新生产动态资料，调整产能方程，最终确定各年的配产压差。
4.如权利要求1所述的一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，其特征在于，利用数值模拟方法拟合区块含水变化规律，动态预测各井所述各年的含水率。
5.如权利要求4所述的一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，其特征在于，根据静态模型、流动模型以及生产动态资料建立油藏开发地质模型，在生产井定产油量的基础上，分析油藏含水上升规律，调整油藏的油水相渗曲线、边底水能量、油井分层采液指数以及水井分层吸水指数，获得所述区块含水变化规律。
6.如权利要求3或5所述的一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，其特征在于，生产动态资料包括含水率、油水相对渗透率、动液面高度、采液指数以及生产液量。
7.如权利要求1所述的一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法，其特征在于，井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力获得过程为：取井壁微元段，经应力分析及坐标转换，获得井眼柱坐标系下井周围岩总应力为：
其中，
式中：Pw为井筒内压力，量纲为MPa；α1为有效应力系数，无量纲；φ1为地层孔隙度，无量纲；α为井斜角，量纲为度；β为井斜方位角，量纲为度；θ为井周角，量纲为度；
其中，
式中：σH、σH1为压力衰竭前、后最大水平主应力，量纲为MPa；σh、σh1为压力衰竭前、后最小水平主应力，量纲为MPa；ΔσH为最大水平主应力改变值，量纲为MPa；Δσh为最小水平主应力方向改变值，量纲为MPa；ΔPp为孔隙压力改变值，量纲为Mpa；
通过比较σi，σj，σk来确定井壁最大主应力、中间主应力和最小主应力。
CN202111509639.9A 2021-12-10 2021-12-10 一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法 Active CN114169204B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202111509639.9A CN114169204B (zh) 2021-12-10 2021-12-10 一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202111509639.9A CN114169204B (zh) 2021-12-10 2021-12-10 一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN114169204A CN114169204A (zh) 2022-03-11
CN114169204B true CN114169204B (zh) 2024-06-04

Family

ID=80485555

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202111509639.9A Active CN114169204B (zh) 2021-12-10 2021-12-10 一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114169204B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116894572B (zh) * 2023-09-11 2023-12-15 西南石油大学 一种超深井考虑岩崩后出砂的合理配产方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108331574A (zh) * 2018-01-08 2018-07-27 中国石油大学(华东) 一种水平井水平段相对出砂亏空剖面预测及防砂分段分级方法
CN110566171A (zh) * 2019-07-15 2019-12-13 西南石油大学 一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8548783B2 (en) * 2009-09-17 2013-10-01 Chevron U.S.A. Inc. Computer-implemented systems and methods for controlling sand production in a geomechanical reservoir system

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108331574A (zh) * 2018-01-08 2018-07-27 中国石油大学(华东) 一种水平井水平段相对出砂亏空剖面预测及防砂分段分级方法
CN110566171A (zh) * 2019-07-15 2019-12-13 西南石油大学 一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
海上中等强度砂岩出砂预测研究;闫新江 等;《长江大学学扒皮》;20190425;第44-48页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN114169204A (zh) 2022-03-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110334868B (zh) 一种耦合流体流动与地质应力预测最优焖井时间的方法
CN108868748B (zh) 一种页岩气水平井重复压裂裂缝开启压力的计算方法
CN105243182B (zh) 致密油压裂水平井的动态储量计算方法
CN104834807B (zh) 一种基于分形理论的应力敏感储层相对渗透率计算方法
CN104018829B (zh) 一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法
CN109356567B (zh) 深水浅部地层井壁稳定性预测方法
EP3371783A1 (en) Three-dimensional geomechanical modeling of casing deformation for hydraulic fracturing treatment design
CN105507870A (zh) 一种砂岩储层无填砂水力裂缝导流能力确定方法
CN103161435B (zh) 一种稠油热采直井试井解释方法
EP3084124A1 (en) Method for determining hydraulic fracture orientation and dimension
CN107462936B (zh) 利用压力监测资料反演低渗透储层非达西渗流规律的方法
CN108518218B (zh) 一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法
CN110750930B (zh) 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
Zhang et al. An evaluation method of volume fracturing effects for vertical wells in low permeability reservoirs
CN114427432B (zh) 一种气藏剩余气开发潜力确定方法
CN106640021B (zh) 压后放喷参数的计算方法及装置
CN103161436B (zh) 一种稠油热采水平井试井解释方法
CN108843303A (zh) 一种基于泥岩蠕变模型的油水井套管损坏预测方法
CN114169204B (zh) 一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法
CN111963149B (zh) 一种考虑滞地液量增压的压裂后地层压力求取方法
CN112412434B (zh) 一种改进的疏松砂岩地应力计算方法
CN111582532A (zh) 应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法及装置
CN104712299B (zh) 适合气井控水增气压裂的设计方法
CN110850470A (zh) 一种利用地震资料计算地应力差异系数的方法
CN106677764B (zh) 一种应力敏感性气藏测试生产压差计算方法

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