CN114427408A - 地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置 - Google Patents
地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114427408A CN114427408A CN202210066871.8A CN202210066871A CN114427408A CN 114427408 A CN114427408 A CN 114427408A CN 202210066871 A CN202210066871 A CN 202210066871A CN 114427408 A CN114427408 A CN 114427408A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- biological
- determining
- formation
- injection
- concentration
- 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
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 98
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 78
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 78
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 22
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims description 37
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 5
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 4
- 238000007430 reference method Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 2
- 230000036772 blood pressure Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000003416 augmentation Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 description 1
- 238000011022 operating instruction Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance 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
- 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
- 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
-
- 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)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明公开了一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置。其中，所述方法包括：确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量；根据体积流量确定地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，以建立生物纳米颗粒浓度和有效期的关联关系；当生物纳米颗粒浓度为0时，根据关联关系确定生物纳米降压增注技术有效期。本方案给出了生物纳米降压增注技术有效期预测的定量化、可操作的技术方案，填补生物纳米降压增注技术不存在有效期预测的空白，对生物纳米材料改善油藏开发效果精细评价具有重要的指导意义，也为其他石油领域创新技术提供了及其有价值的参考方法。
Description
技术领域
本发明涉及海上地震勘探地层生物纳米降压增注技术有效期预测技术领域，具体涉及一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置。
背景技术
渤海油田共700多口注水井，每年需要进行降压增注作业的多达400口，因此市场对解堵增注体系的需求是巨大的。就目前油田二次、三次采油而言，注采平衡是稳定地层压力的主要途径，也是保证油田稳产的关键。为保障注水井的有效注入，目前许多注水井需要进行酸化作业，但单一的酸化作业无法从根本上解决注水井堵塞的问题，并且随着酸化作业次数的增多，酸化有效期会逐渐缩短。
随着纳米科技在石油开采中的飞速发展，纳米技术在降压增注、近井地带解堵等方面引起了人们的关注。生物纳米颗粒能将吸附在储层孔隙表面的水膜驱赶，使得岩石的润湿性发生改变，有效地增大储层孔径，也能极大程度地降低注入流体在孔隙中的流动阻力，且降压增注效果显著、有效期长。但是，目前还没有相应的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法。
发明内容
鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置。
根据本发明的一个方面，提供了一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法，包括：
确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量；
根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，以建立所述生物纳米颗粒浓度和所述有效期的关联关系；
当所述生物纳米颗粒浓度为0时，根据所述关联关系确定所述生物纳米降压增注技术有效期。
根据本发明的另一个方面，提供了一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测装置，包括：
体积流量确定模块，用于确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量；
浓度确定模块，用于根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，以建立所述生物纳米颗粒浓度和所述有效期的关联关系；
有效期确定模块，用于当所述生物纳米颗粒浓度为0时，根据所述关联关系确定所述生物纳米降压增注技术有效期。
根据本发明的另一方面，提供了一种电子设备，包括：处理器、存储器、通信接口和通信总线，所述处理器、所述存储器和所述通信接口通过所述通信总线完成相互间的通信；
所述存储器用于存放至少一可执行指令，所述可执行指令使所述处理器执行本发明所述的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法对应的操作。
根据本发明的另一方面，提供了一种计算机存储介质，所述存储介质中存储有至少一可执行指令，所述可执行指令使处理器执行本发明所述的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法对应的操作。
根据本发明公开的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置，结合生物纳米颗粒的体积流量和浓度之间的关系，确定出生物纳米降压增注措施有效期，给出了生物纳米降压增注技术有效期预测的定量化、可操作的技术方案，填补生物纳米降压增注技术不存在有效期预测的空白，对生物纳米材料改善油藏开发效果精细评价具有重要的指导意义，也为其他石油领域创新技术提供了及其有价值的参考方法。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1示出了根据本发明实施例一提供的一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法的流程示意图；
图2示出了根据本发明实施例二提供的一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测装置的结构示意图；
图3示出了根据本发明实施例四提供的一种电子设备的结构示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本发明的示例性实施例。虽然附图中显示了本发明的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本发明，并且能够将本发明的范围完整的传达给本领域的技术人员。
实施例一
图1示出了根据本发明实施例一提供的一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法的流程示意图。本实施例的执行主体为本发明实施例提供的地层生物纳米降压增注技术有效期预测装置，该装置可以软件或硬件实现。
如图1所示，该方法包括：
步骤S11，确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量。
其中，地层可以为低渗油藏储层，该低渗油藏储层渗透率范围为：10-50×10-3μm2。
其中，注入流体可以为注入水，上述生物纳米颗粒跟随注入流体从注水井中注入地层。
具体的，在确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量时，可以先确定注入预设量的流体在压差作用下单位时间溶解到注入流体中的生物纳米颗粒质量，然后根据生物纳米颗粒质量确定溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量。
步骤S12，根据体积流量确定地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，以建立生物纳米颗粒浓度和有效期的关联关系。
其中，冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度与有效期有一定的关联关系，该关联关系可以通过数学表达式表示。
步骤S13，当生物纳米颗粒浓度为0时，根据关联关系确定生物纳米降压增注技术有效期。
当生物纳米颗粒浓度为0时，则象征着地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒为0，说明生物纳米降压增注措施失效，此时根据关联关系确定的时间即为有效期。
由此可见，本实施例结合生物纳米颗粒的体积流量和浓度之间的关系，确定出生物纳米降压增注措施有效期，给出了生物纳米降压增注技术有效期预测的定量化、可操作的技术方案，填补生物纳米降压增注技术不存在有效期预测的空白，对生物纳米材料改善油藏开发效果精细评价具有重要的指导意义，也为其他石油领域创新技术提供了及其有价值的参考方法。
在一个可选实施例中，步骤S11具体包括：
步骤S111，根据生物纳米颗粒的溶解度、地层中任意一点处的压力、注入流体体积系数、注入流体注入量确定在压差作用下单位时间溶解到注入流体中的生物纳米颗粒质量。
其中，注入量为ql的流体在压差dp作用下单位时间dt溶解到注入水中的生物纳米颗粒质量ms采用公式可表示为：
其中，Bl表示注入流体的体积系数；ql表示地面注入量，单位为m3/d；p表示地层中任意一点r处的压力，单位为MPa；cnano表示生物纳米颗粒的溶解度，单位为g；ms表示生物纳米颗粒质量，单位为g。
步骤S112，根据生物纳米颗粒质量确定溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量。
具体的，在确定了生物纳米颗粒质量后，结合生物纳米颗粒密度可以确定溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量。根据公式(1)，地层中任一点R处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒体积流量dVnano采用公式可表示为：
其中，ρnano表示生物纳米颗粒密度，单位为g/cm3。
在一个可选实施例中，步骤S12具体包括：
步骤S121，根据体积流量确定地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度的初始微分表达式。
具体的，可以采用数学表达式即微分表达式来表示地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，根据体积流量可以初始确定生物纳米颗粒浓度的微分表达式即初始微分表达式。
步骤S122，基于地层中的平面径向流确定地层在任一点压降。
其中，平面径向流为注入流体在平面上从四周向中心井点汇集或从中心井点向四周发散的流动方式。注入流体在地层中流动时由于能量损失会引起的压力降低，这种能量损失是由注入流体流动时克服内摩擦力和克服湍流时注入流体质点间相互碰撞并交换动量而引起的，表现在注入流体流动的前后处产生压力差，即本实施例中的压降，该压降的大小随着管内流速变化而变化，在本实施例中可采用数学表达式表示。
步骤S123，根据压降和初始微分表达式确定生物纳米颗粒浓度的目标微分表达式。
具体的，可以根据压降的数学表达式，对初始微分表达式进行变形整合，得到生物纳米颗粒浓度的目标微分表达式。其中一种可实现的实施方式参见下述可选实施例中对本步骤的详细描述，这里不再赘述。
步骤S124，根据目标微分表达式确定生物纳米颗粒浓度。
具体的，对目标微分表达式进行整理并积分即可得到生物纳米颗粒浓度。其中一种可实现的实施方式参见下述可选实施例中对本步骤的详细描述，这里不再赘述。
在一个可选实施例中，步骤S121具体包括：
根据体积流量、地层厚度、地层束缚水饱和度、地层中任一点到井底的距离、地层孔隙度确定地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度的初始微分表达式。
具体的，在地层孔隙空间内，dt时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度dδnano可表示为：
根据公式(2)，将式(2)带入式(3)可得：
由式(4)整理即可得到地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度的初始微分表达式：
其中，R表示地层中任意一点到井底的距离，单位为m；h表示地层厚度，单位m；Swi表示地层束缚水饱和度，采用％表示；
表示地层孔隙度，采用％表示。
在一个可选实施例中，步骤S122具体包括：
步骤S1221，根据地层注入流体的注入速度、注入流体粘度、地层厚度和地层渗透率确定地层在任一点的初始压降。
具体的，对地层中的平面径向流，地层在任意一点压降可表示为：
其中，K表示地层渗透率，单位为10-3μm2；μ表示注入流体粘度，单位为mPas。
步骤S1222，根据注入流体体积系数和地面注入量之间的对应关系、注入流体的相对渗透率和地层绝对渗透率之间的对应关系，对初始压降进行变形，最终得到地层在任一点压降。
具体的，注入流体体积系数和地面注入量之间的对应关系采用公式可表示为：
其中，q表示注入速度，单位为m3/d。
注入流体的相对渗透率和地层绝对渗透率之间的对应关系采用公式可表示为：
其中，Kr表示注入流体的相对渗透率；Ka表示地层绝对渗透率，单位为10-3μm2。
将式(7)、式(8)带入式(6)即可得到地层在任一点压降的数学表达式：
基于上述可选实施例，步骤S123具体包括：
根据上述压降数学表达式(9)和初始微分表达式(5)可以确定生物纳米颗粒浓度的目标微分表达式。具体的，将式(9)带入式(10)可得到生物纳米颗粒浓度的目标微分表达式为：
在一个可选实施例中，步骤S124具体包括：
根据地层中生物纳米颗粒浓度与水相相对渗透率的关联关系对目标微分表达式进行变形，得到生物纳米颗粒浓度。
具体的，地层中含生物纳米颗粒浓度与水相相对渗透率有如下关系：
ln Kr＝aδnano (11)
其中，a表示系数，具体值由储层岩石岩性决定。
将式(11)带入式(10)并积分得：
令
因此生物纳米颗粒浓度最终可表示为
其中，δ0表示注入纳米溶液后的初始纳米颗粒浓度，采用％表示。
相应的，基于上述公式(14)步骤S13具体包括：
当δnano＝0时，生物纳米降压增注措施失效，因此，生物纳米降压增注措施有效期计算公式可以表示为：
上述实施例结合生物纳米颗粒体积流量、浓度与水相相对渗透率三者之间的关系式，推导出生物纳米降压增注措施有效期计算公式，给出了生物纳米降压增注技术有效期预测的定量化、可操作的技术方法和实施步骤，也为其他石油领域创新技术提供了及其有价值的参考方法。
具体的，结合表1所示的D井基本数据，利用公式(13)计算出β值为8.55×10-11，然后利用公式(15)，计算出生物纳米降压增注技术有效期为945.3d，因此，D井有效期可至2022年2月07日。
表1
实施例二
图2示出了根据本发明实施二提供的一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测装置的结构示意图。如图2所示，该装置包括：体积流量确定模块21、浓度确定模块22和有效期确定模块23；其中，
体积流量确定模块21用于确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量；
浓度确定模块22用于根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，以建立所述生物纳米颗粒浓度和所述有效期的关联关系；
有效期确定模块23用于当所述生物纳米颗粒浓度为0时，根据所述关联关系确定所述生物纳米降压增注技术有效期。
进一步的，所述体积流量确定模块21具体用于：根据所述生物纳米颗粒的溶解度、地层中任意一点处的压力、注入流体体积系数、注入流体注入量确定在压差作用下单位时间溶解到注入流体中的生物纳米颗粒质量；根据所述生物纳米颗粒质量确定溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量。
进一步的，所述浓度确定模块22具体用于：根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度的初始微分表达式；基于所述地层中的平面径向流确定所述地层在任一点压降；根据所述压降和所述初始微分表达式确定所述生物纳米颗粒浓度的目标微分表达式；根据所述目标微分表达式确定所述生物纳米颗粒浓度。
进一步的，所述浓度确定模块22具体用于：根据所述体积流量、地层厚度、地层束缚水饱和度、所述地层中任一点到井底的距离、地层孔隙度确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度的初始微分表达式。
进一步的，所述浓度确定模块22具体用于：根据所述地层注入流体的注入速度、注入流体粘度、地层厚度和地层渗透率确定所述地层在任一点的初始压降；根据注入流体体积系数和地面注入量之间的对应关系、注入流体的相对渗透率和地层绝对渗透率之间的对应关系，对所述初始压降进行变形，最终得到所述地层在任一点压降。
进一步的，所述浓度确定模块22具体用于：根据所述地层中所述生物纳米颗粒浓度与水相相对渗透率的关联关系对所述目标微分表达式进行变形，得到所述生物纳米颗粒浓度。
进一步的，所述地层为低渗油藏储层。
本实施例所述的地层生物纳米降压增注技术有效期预测装置用于执行上述实施例一所述的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法，其工作原理与技术效果类似，这里不再赘述。
实施例三
本发明实施例三提供了一种非易失性计算机存储介质，所述计算机存储介质存储有至少一可执行指令，该计算机可执行指令可执行上述任意方法实施例中的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法。
实施例四
图3示出了根据本发明实施例四提供的一种电子设备的结构示意图。本发明具体实施例并不对电子设备的具体实现做限定。
如图3所示，该电子设备可以包括：处理器(processor)302、通信接口(Communications Interface)304、存储器(memory)306、以及通信总线308。
其中：处理器302、通信接口304、以及存储器306通过通信总线308完成相互间的通信。通信接口304，用于与其它设备比如客户端或其它服务器等的网元通信。处理器302，用于执行程序310，具体可以执行上述方法实施例中的相关步骤。
具体地，程序310可以包括程序代码，该程序代码包括计算机操作指令。
处理器302可能是中央处理器CPU，或者是特定集成电路ASIC(ApplicationSpecific Integrated Circuit)，或者是被配置成实施本发明实施例的一个或多个集成电路。电子设备包括的一个或多个处理器，可以是同一类型的处理器，如一个或多个CPU；也可以是不同类型的处理器，如一个或多个CPU以及一个或多个ASIC。
存储器306，用于存放程序310。存储器306可能包含高速RAM存储器，也可能还包括非易失性存储器(non-volatile memory)，例如至少一个磁盘存储器。
程序310具体可以用于使得处理器302执行上述任意方法实施例中的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法。
在此提供的算法或显示不与任何特定计算机、虚拟系统或者其它设备固有相关。各种通用系统也可以与基于在此的示教一起使用。根据上面的描述，构造这类系统所要求的结构是显而易见的。此外，本发明实施例也不针对任何特定编程语言。应当明白，可以利用各种编程语言实现在此描述的本发明的内容，并且上面对特定语言所做的描述是为了披露本发明的最佳实施方式。
在此处所提供的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本发明的实施例可以在没有这些具体细节的情况下实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。
类似地，应当理解，为了精简本发明并帮助理解各个发明方面中的一个或多个，在上面对本发明的示例性实施例的描述中，本发明实施例的各个特征有时被一起分组到单个实施例、图、或者对其的描述中。然而，并不应将该公开的方法解释成反映如下意图：即所要求保护的本发明要求比在每个权利要求中所明确记载的特征更多的特征。更确切地说，如下面的权利要求书所反映的那样，发明方面在于少于前面公开的单个实施例的所有特征。因此，遵循具体实施方式的权利要求书由此明确地并入该具体实施方式，其中每个权利要求本身都作为本发明的单独实施例。
本领域那些技术人员可以理解，可以对实施例中的设备中的模块进行自适应性地改变并且把它们设置在与该实施例不同的一个或多个设备中。可以把实施例中的模块或单元或组件组合成一个模块或单元或组件，以及此外可以把它们分成多个子模块或子单元或子组件。除了这样的特征和/或过程或者单元中的至少一些是相互排斥之外，可以采用任何组合对本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的所有特征以及如此公开的任何方法或者设备的所有过程或单元进行组合。除非另外明确陈述，本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的每个特征可以由提供相同、等同或相似目的的替代特征来代替。
此外，本领域的技术人员能够理解，尽管在此的一些实施例包括其它实施例中所包括的某些特征而不是其它特征，但是不同实施例的特征的组合意味着处于本发明的范围之内并且形成不同的实施例。例如，在下面的权利要求书中，所要求保护的实施例的任意之一都可以以任意的组合方式来使用。
本发明的各个部件实施例可以以硬件实现，或者以在一个或者多个处理器上运行的软件模块实现，或者以它们的组合实现。本领域的技术人员应当理解，可以在实践中使用微处理器或者数字信号处理器(DSP)来实现根据本发明实施例的一些或者全部部件的一些或者全部功能。本发明还可以实现为用于执行这里所描述的方法的一部分或者全部的设备或者装置程序(例如，计算机程序和计算机程序产品)。这样的实现本发明的程序可以存储在计算机可读介质上，或者可以具有一个或者多个信号的形式。这样的信号可以从因特网网站上下载得到，或者在载体信号上提供，或者以任何其他形式提供。
应该注意的是上述实施例对本发明进行说明而不是对本发明进行限制，并且本领域技术人员在不脱离所附权利要求的范围的情况下可设计出替换实施例。在权利要求中，不应将位于括号之间的任何参考符号构造成对权利要求的限制。单词“包含”不排除存在未列在权利要求中的元件或步骤。位于元件之前的单词“一”或“一个”不排除存在多个这样的元件。本发明可以借助于包括有若干不同元件的硬件以及借助于适当编程的计算机来实现。在列举了若干装置的单元权利要求中，这些装置中的若干个可以是通过同一个硬件项来具体体现。单词第一、第二、以及第三等的使用不表示任何顺序。可将这些单词解释为名称。上述实施例中的步骤，除有特殊说明外，不应理解为对执行顺序的限定。
Claims (10)
1.一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法，其特征在于，包括：
确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量；
根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，以建立所述生物纳米颗粒浓度和所述有效期的关联关系；
当所述生物纳米颗粒浓度为0时，根据所述关联关系确定所述生物纳米降压增注技术有效期。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量，包括：
根据所述生物纳米颗粒的溶解度、地层中任意一点处的压力、注入流体体积系数、注入流体注入量确定在压差作用下单位时间溶解到注入流体中的生物纳米颗粒质量；
根据所述生物纳米颗粒质量确定溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，包括：
根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度的初始微分表达式；
基于所述地层中的平面径向流确定所述地层在任一点压降；
根据所述压降和所述初始微分表达式确定所述生物纳米颗粒浓度的目标微分表达式；
根据所述目标微分表达式确定所述生物纳米颗粒浓度。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度的初始微分表达式，包括：
根据所述体积流量、地层厚度、地层束缚水饱和度、所述地层中任一点到井底的距离、地层孔隙度确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度的初始微分表达式。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述基于所述地层中的平面径向流确定所述地层在任一点压降，包括：
根据所述地层注入流体的注入速度、注入流体粘度、地层厚度和地层渗透率确定所述地层在任一点的初始压降；
根据注入流体体积系数和地面注入量之间的对应关系、注入流体的相对渗透率和地层绝对渗透率之间的对应关系，对所述初始压降进行变形，最终得到所述地层在任一点压降。
6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述目标微分表达式确定所述生物纳米颗粒浓度，包括：
根据所述地层中所述生物纳米颗粒浓度与水相相对渗透率的关联关系对所述目标微分表达式进行变形，得到所述生物纳米颗粒浓度。
7.根据权利要求1-6任一项所述的方法，其特征在于，所述地层为低渗油藏储层。
8.一种地层生物纳米降压增注技术有效期预测装置，其特征在于，包括：
体积流量确定模块，用于确定地层中任一点处，溶解到注入流体的生物纳米颗粒的体积流量；
浓度确定模块，用于根据所述体积流量确定所述地层的孔隙空间内单位时间溶解到注入流体冲刷走的生物纳米颗粒的生物纳米颗粒浓度，以建立所述生物纳米颗粒浓度和所述有效期的关联关系；
有效期确定模块，用于当所述生物纳米颗粒浓度为0时，根据所述关联关系确定所述生物纳米降压增注技术有效期。
9.一种电子设备，包括：处理器、存储器、通信接口和通信总线，所述处理器、所述存储器和所述通信接口通过所述通信总线完成相互间的通信；
所述存储器用于存放至少一可执行指令，所述可执行指令使所述处理器执行如权利要求1-7中任一项所述的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法对应的操作。
10.一种计算机存储介质，所述存储介质中存储有至少一可执行指令，所述可执行指令使处理器执行如权利要求1-7中任一项所述的地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法对应的操作。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210066871.8A CN114427408B (zh) | 2022-01-20 | 2022-01-20 | 地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210066871.8A CN114427408B (zh) | 2022-01-20 | 2022-01-20 | 地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114427408A true CN114427408A (zh) | 2022-05-03 |
| CN114427408B CN114427408B (zh) | 2024-03-26 |
Family
ID=81312484
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210066871.8A Active CN114427408B (zh) | 2022-01-20 | 2022-01-20 | 地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114427408B (zh) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100096139A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Frac Tech Services, Ltd. | Method for Intervention Operations in Subsurface Hydrocarbon Formations |
| CN108756873A (zh) * | 2018-06-22 | 2018-11-06 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法 |
| CN113605871A (zh) * | 2021-06-29 | 2021-11-05 | 西北大学 | 一种利用纳米流体改善油砂储层传热能力的方法 |
| CN113887113A (zh) * | 2021-09-01 | 2022-01-04 | 中海油田服务股份有限公司 | 石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法 |
| CN113881415A (zh) * | 2021-11-05 | 2022-01-04 | 清华大学 | 一种纳米颗粒驱油剂及一种提高采收率的方法 |
-
2022
- 2022-01-20 CN CN202210066871.8A patent/CN114427408B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100096139A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Frac Tech Services, Ltd. | Method for Intervention Operations in Subsurface Hydrocarbon Formations |
| CN108756873A (zh) * | 2018-06-22 | 2018-11-06 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法 |
| CN113605871A (zh) * | 2021-06-29 | 2021-11-05 | 西北大学 | 一种利用纳米流体改善油砂储层传热能力的方法 |
| CN113887113A (zh) * | 2021-09-01 | 2022-01-04 | 中海油田服务股份有限公司 | 石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法 |
| CN113881415A (zh) * | 2021-11-05 | 2022-01-04 | 清华大学 | 一种纳米颗粒驱油剂及一种提高采收率的方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 孙业恒;龙运前;宋付权;于金彪;朱维耀;刘灵灵;: "低渗透油藏纳微米聚合物颗粒分散体系封堵性能评价", 油气地质与采收率, no. 04, 25 July 2016 (2016-07-25) * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114427408B (zh) | 2024-03-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Al-Hajri et al. | An overview on polymer retention in porous media | |
| Derkani et al. | Low salinity waterflooding in carbonate reservoirs: Review of interfacial mechanisms | |
| Ju et al. | Enhanced oil recovery by flooding with hydrophilic nanoparticles | |
| Constantinescu et al. | Structure of turbulent flow at a river confluence with momentum and velocity ratios close to 1: Insight provided by an eddy‐resolving numerical simulation | |
| Abd El‐Gawad et al. | Three‐dimensional numerical simulation of turbidity currents in a submarine channel on the seafloor of the Niger Delta slope | |
| Pyles et al. | Spatial variations in the composition of turbidites due to hydrodynamic fractionation | |
| Meng et al. | Scaling of countercurrent imbibition in 2D matrix blocks with different boundary conditions | |
| Lamb et al. | Were aqueous ripples on Mars formed by flowing brines? | |
| Katsman | Correlation of shape and size of methane bubbles in fine-grained muddy aquatic sediments with sediment fracture toughness | |
| Harrison et al. | A wave‐induced transport process in marine sediments | |
| Kondrat et al. | Enhanced gas recovery from depleted gas fields with residual natural gas displacement by nitrogen | |
| Chen et al. | A numerical investigation of the dynamics and structure of hyperpycnal river plumes on sloping continental shelves | |
| Guedes et al. | Deep-bed filtration under multiple particle-capture mechanisms | |
| Elrahmani et al. | Clogging and permeability reduction dynamics in porous media: A numerical simulation study | |
| CN108088779A (zh) | 一种致密储层和常规储层储集空间分类方法 | |
| Bera et al. | Multiphysics gas transport in nanoporous unconventional reservoirs: Challenges of mathematical modelling | |
| CN114427408B (zh) | 地层生物纳米降压增注技术有效期预测方法及装置 | |
| Meng et al. | Study of water Huff-n-Puff in low-permeability oil reservoirs with horizontal fractures: a case study of Chang 6 reservoir in Yanchang, China | |
| Kucala et al. | The influence of interfacial slip on two‐phase flow in rough pores | |
| Sun et al. | An injectivity evaluation model of polymer flooding in offshore multilayer reservoir | |
| AU2014352632B2 (en) | Slug flow initiation in fluid flow models | |
| CN112749468B (zh) | 固相悬浮物在油气储集层孔隙中通过能力的数值模拟方法 | |
| Davarpanah et al. | Special issue “New advancements and challenges in unconventional reservoirs” | |
| CN110879424A (zh) | 流体性质识别方法及装置 | |
| Bo et al. | Mechanism and factors controlling spontaneous imbibition of simulated fracturing fluid into synthetical shales |
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 |