CN116066068B - 一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备 - Google Patents
一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116066068B CN116066068B CN202111659542.6A CN202111659542A CN116066068B CN 116066068 B CN116066068 B CN 116066068B CN 202111659542 A CN202111659542 A CN 202111659542A CN 116066068 B CN116066068 B CN 116066068B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- group
- time
- pressure
- rock sample
- test
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 251
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 155
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 101
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims abstract description 51
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 201
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 28
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 7
- 238000000227 grinding Methods 0.000 claims description 7
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 claims description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 5
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 13
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 8
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000002789 length control Methods 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 208000019888 Circadian rhythm sleep disease Diseases 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 208000001456 Jet Lag Syndrome Diseases 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 208000033915 jet lag type circadian rhythm sleep disease Diseases 0.000 description 1
- 238000010295 mobile communication Methods 0.000 description 1
- 239000012120 mounting media Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- E21B47/00—Survey of boreholes 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
本发明实施例公开了一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备，该方法包括：获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；将待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；获取第一焖井时长对照组，将各组测试岩样分别采用第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积；根据与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。本技术方案，可以优化储层压裂返排中焖井时间的确定方式，提高储层产能。
Description
技术领域
本发明实施例涉及石油天然气工程油气开发技术领域，尤其涉及一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备。
背景技术
由于储层渗透率低裂缝不发育，通常利用水力压裂并进行一定时间焖井对储层进行改造，以提高储层渗透性。其中，焖井时间和油藏最终产气量密切相关。为了在提高页岩储层渗透率的同时避免压裂液对储层造成污染，选择合适的焖井时间尤为重要。
目前，一般通过建立理论模型对焖井时间进行确定。例如，通过测定岩样的脆性指数、亲水指数确定页岩的水化作用等参数利用特定区块的参数特征建立图版法优化焖井时间。然而，焖井时间与油藏最终产气量的关系受多种因素影响，而理论模型中简化了较多因素，难以反映储层中真实情况。除此之外，由于不同区块的储层特征差距大，一种理论模型也难以适用于所有储层。
因此，如何提供一种能提高焖井时间确定准确性的方法，是本领域技术人员亟待解决的技术问题。
发明内容
本发明实施例提供一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备，可以提高焖井时间的准确性。
第一方面，本发明实施例提供了一种焖井时间的确定方法，包括：
获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；
将所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；
获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
第二方面，本发明实施例还提供了一种焖井时间的确定装置，包括：
待处理岩样获取模块，用于获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；
测试岩样将获取模块，用于所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；
总产气体积确定模块，用于获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
目标焖井时间确定模块，用于根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
第三方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现如本发明实施例提供的焖井时间的确定方法。
第四方面，本发明实施例提供了一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现如本发明实施例提供的焖井时间的确定方法。
本发明实施例提供的焖井时间的确定方案，获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；将待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；获取第一焖井时长对照组，将各组测试岩样分别采用第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积；根据与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。本技术方案，可以优化储层压裂返排中焖井时间的确定方式，提高储层产能。
附图说明
图1是本发明一实施例提供的一种焖井时间的确定方法的流程图；
图2是本发明另一实施例提供的一种焖井时间的确定方法的流程图；
图3是本发明又一实施例提供的一种焖井时间的确定方法中预处理的流程图；
图4是本发明又一实施例提供的焖井装置的示意图；
图5是本发明又一实施例提供的焖井时间和总产气体积的拟合曲线图；
图6是本发明又一实施例提供的焖井装置组的示意图；
图7是本发明再一实施例提供的一种焖井时间的确定装置的结构示意图；
图8是本发明实施例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实施例。虽然附图中显示了本发明的某些实施例，然而应当理解的是，本发明可以通过各种形式来实现，而且不应该被解释为限于这里阐述的实施例，相反提供这些实施例是为了更加透彻和完整地理解本发明。应当理解的是，本发明的附图及实施例仅用于示例性作用，并非用于限制本发明的保护范围。
应当理解，本发明的方法实施方式中记载的各个步骤可以按照不同的顺序执行，和/或并行执行。此外，方法实施方式可以包括附加的步骤和/或省略执行示出的步骤。本发明的范围在此方面不受限制。
本文使用的术语“包括”及其变形是开放性包括，即“包括但不限于”。术语“基于”是“至少部分地基于”。术语“一个实施例”表示“至少一个实施例”；术语“另一实施例”表示“至少一个另外的实施例”；术语“一些实施例”表示“至少一些实施例”。其他术语的相关定义将在下文描述中给出。
需要注意，本发明中提及的“第一”、“第二”等概念仅用于对不同的装置、模块或单元进行区分，并非用于限定这些装置、模块或单元所执行的功能的顺序或者相互依存关系。
需要注意，本发明中提及的“一个”、“多个”的修饰是示意性而非限制性的，本领域技术人员应当理解，除非在上下文另有明确指出，否则应该理解为“一个或多个”。
本发明实施方式中的多个装置之间所交互的消息或者信息的名称仅用于说明性的目的，而并不是用于对这些消息或信息的范围进行限制。
图1是本发明一实施例提供的一种焖井时间的确定方法的流程图，本发明实施例可适用于对页岩油气储层的可改造性进行确定的情况，该方法可以由焖井时间的确定装置来执行，该装置可由硬件和/或软件组成，并一般可集成在电子设备中。如图1所示，该方法具体包括如下步骤：
S110、获取目标储层岩样，并截取待处理岩样。
其中，目标储层可以是根据大量实验确定的目标深度的区域，是具有连通孔隙、允许油气在其中储存和渗滤的岩层。目标储层岩样可以通过钻井的方式获取。待处理岩样可以是对目标储层岩样进行一定质量或一定长度的截断获取。
在目标储层岩样被获取之后，需要对其表面的钻井液进行清理，以防止钻井液对目标储层岩样中孔隙的影响，如堵塞空隙等。其中，目标储层岩样可以是目标储层岩心，也可以是目标储层岩屑。具体的，若目标储层岩样为目标储层岩心时，则利用干净的棉纱将目标储层岩心表面的钻井液擦拭干净；若目标储层岩样为目标储层岩屑时，则利用高速离心机以一定的转速将岩屑表面的钻井液去除。
此外，需要说明的是，在目标储层岩样被获取之后，为减小因目标储层岩样中天然气的挥发而导致焖井时间确定不准确的影响，应尽量缩短目标储层岩样在空气中暴露的时间。示例性的，若目标储层岩样为目标储层岩心时，其在空气中暴露的时间应小于2小时；若目标储层岩样为目标储层岩屑时，其在空气中暴露的时间应小于15分钟。
当然，本发明实施例对目标储层岩样表面钻井液的去除方式，以及目标储层岩样在空气中暴露的时间不做具体限制。
S120、将所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样。
其中，测试岩样是用以模拟目标储层中实际状态的岩样。目标储层的实际状态可以通过目标储层的压力、温度或裂隙发育程度进行描述。其中，目标储层的压力可以通过钻井法、声波时差法或地震法等多种方式进行获取；目标储层的温度可以通过关井实测温度或者外推法确定温度；目标储层的裂隙发育程度可以通过计算待处理岩样的破裂角、内摩擦角或者分形维数等确定，其裂隙发育程度除和自身发育程度有关，也和在焖井阶段注入的压裂液有关。
可以理解的是，目标储层的压力和温度随目标储层深度的增加而增加，而待处理岩样处于实验室环境下，其温度和压力接近于实验室的室温和室压，因此需要对待处理岩样进行预处理，以达到目标储层的压力和温度。具体的，可以对待处理岩样进行升温和加压。此外，目标储层的压力或裂隙发育程度也和在焖井阶段注入的压裂液有关，例如，可以通过向待处理岩样中注入压裂液，以达到目标储层的压力或裂隙发育程度。
需要说明的是，将待处理岩样均分为至少两组，以获取至少两组测试岩样，这样是为了通过参照对比，确定焖井时间长短和岩样产气量多少的对应关系，方便后续确定目标焖井时间。
S130、获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积。
其中，第一预设焖井时长对照组是根据目标储层所在区块的特征不同而确定的。与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积可以是测试岩样在第一焖井时长对照组中的各焖井时间下所能产生天然气的体积。
可以理解的是，测试岩样中所含的天然气可以包括解析气和吸附气，其中，解析气产生速率较快，而吸附气因吸附于测试岩样表面的孔隙结构中，其产生速率较慢。在本发明实施例中，统计与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积，可以对测试岩样所产生的气体进行统一统计，也可以分开进行统计。
在本发明实施例中，可以通过对比各组在不同焖井时间下的总产气体积，确定在相同质量测试岩样的情况下焖井时间和总产气体积的关系，进而确定合适的焖井时间，以使总产气体积最大，提高目标储层的产能。
S140、根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
其中，目标焖井时间可以是使测试岩样总产气体积最大的时间，也可以是达到预设产气体积的时间。
根据各焖井时间和与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积，可以确定在相同测试岩样的情况下焖井时间和总产气体积的关系。例如，可以以焖井时间为横坐标，总产气体积为纵坐标绘制焖井时间和总产气体积的关系曲线，根据曲线趋势或曲线特征点确定目标焖井时间。又例如，可以建立焖井时间和总产气体积的关系式，以确定目标焖井时间。
在本发明实施例中，确定目标焖井时间，可选的，根据所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间，包括：将所述各组的焖井时间和各组与所述各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积进行拟合，得到拟合结果；基于所述拟合结果，预测目标焖井时间。
其中，将各组的焖井时间和各组与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积进行拟合，可以是基于最小二乘法进行拟合，也可以是基于回归分析法进行拟合。具体的，基于最小二乘法对各组的焖井时间和各组与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积进行拟合，通过确定焖井时间和总产气体积的离差平方和，以及焖井时间和总产气体积的估计值，建立有关焖井时间和总产气体积的线性回归方程。根据所建立的线性回归方程，确定目标焖井时间。
在本发明实施例中，可选的，基于所述拟合结果，预测目标焖井时间，包括：基于所述拟合结果，确定所述拟合结果中是否存在拐点；若存在拐点，则预测目标焖井时间；若不存在所述拐点，则获取至少一组测试补充岩样，并确定第二焖井时长对照组；其中，所述测试补充岩样和所述测试岩样相同；将各组所述测试补充岩样分别采用与所述第二焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试补充岩样的总产气体积；根据所述测试补充岩样的总产气体积和所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
可以理解的是，在对测试岩样进行焖井的过程中，在主压裂结束后，压裂液在一定时间内仍然发挥造缝作用。若在主压裂之后立即返排，由于返排的压差大会造成返排流速过大，增加支撑回流和嵌入风险，进而影响测试岩样的绝对渗透率；若焖井时间过长，由于水化作用，测试岩样孔隙中的含水饱和度增加，导致测试岩样所能产生气体的体积减小。因此，相同质量的测试岩样，随着焖井时间的增加，总产气体积可能会随之增加后减小，也可能随之增加到一定程度而保持不变。在本发明实施例中，确定目标焖井时间，即确定相同质量测试岩样条件下使总产气体积最大的焖井时间，也就是焖井时间和总产气体积的拟合曲线的拐点。
当拟合结果中不存在拐点时，意味着当前焖井时间不存在使总产气体积最大的时间。因此需要增加至少一个实验组，对目标焖井时间进行重新确定。在再次获取至少一组测试补充岩样后，确定第二焖井时长对照组，可以根据各组的焖井时间和各组与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积的拟合曲线趋势，进行第二焖井时长对照组中各焖井时间的选择。具体的，若当前拟合曲线的趋势为递增，则第二焖井时长对照组中各焖井时间在第一焖井时长对照组的基础上增加；若当前拟合曲线的趋势为递减或基本保持不变，则第二焖井时长对照组中各焖井时间在第一焖井时长对照组的基础上减少。
通过将各组测试补充岩样分别采用与第二焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的测试补充岩样的总产气体积。在此需要说明的是，为了保证实验前后的一致性，其测试岩样的预处理过程、焖井方式、总产气体积统计方式和与第一预设焖井时间对应的测试岩样的预处理过程、焖井方式、总产气体积统计方式相同。
在本发明实施例中，根据测试补充岩样的总产气体积和所述测试岩样的总产气体积，得到新的拟合曲线，根据新的拟合曲线中的拐点确定目标焖井时间。
本技术方案通过在第一焖井时长对照组中的各焖井时间不足以确定目标焖井时间时，根据当前拟合曲线确定第二焖井时长对照组中的各焖井时间，提高了目标焖井时间确定的准确性。
本发明实施例提供的焖井时间的确定方案，获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；将待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；获取第一焖井时长对照组，将各组测试岩样分别采用第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积；根据与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。本技术方案，可以优化储层压裂返排中焖井时间的确定方式，提高储层产能。
图2是本发明另一实施例提供的一种焖井时间的确定方法的流程图，如图2所示，该方法具体包括如下步骤：
S210、获取目标储层岩样，并截取待处理岩样。
S220、将所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样。
S230、获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井。
S240、各组所述测试岩样达到所述各组的焖井时间后，打开各组计量端阀门逐渐降低耐压罐内压力至标准大气压，通过调节氮气调压阀排出耐压罐内液体至无液体排出为止，分别计量各组第一气体体积。
其中，耐压罐用以放置测试岩样，计量端阀门用以控制耐压罐实现焖井过程，氮气调压阀用以排出耐压罐内剩余压裂液，第一气体体积为测试岩样中解析气的体积。
在本发明实施例中，打开各组计量端阀门逐渐降低耐压罐内压力至标准大气压，是为了防止内外压差过大而造成返排流速过大，对其中测试岩样的结构产生影响。通过调节氮气调压阀排出耐压罐内液体至无液体排出为止，是为了防止滞留的压裂液对测试岩样的渗透性产生影响，利用氮气的惰性以排出压裂液，避免与测试岩样或其中天然气发生反应，而影响测试结果。
S250、耐压罐无液体产出后，分别计量各组第二气体体积。
其中，第二气体体积为吸附气体积，其气体产量多，但产生速率慢，且产生时间长。在本发明实施例中，可以通过对第二气体体积进行间断计量。具体的，每隔预设采样时间进行一次计量，当连续预设数量采样周期均无气体体积增加，则确定计量结束。
S260、根据各组所述第一气体体积和所述第二气体体积，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积。
需要说明的是，第一气体体积和第二气体体积均为在室温室压环境下进行计量确定的体积，为了保证总气体体积的一致性，在本发明实施例中，可选的，分别将各组所述第一气体体积和所述第二气体体积相加，包括：根据各组所述第一气体体积和所述第二气体体积，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，包括：分别将各组所述第一气体体积和所述第二气体体积转换为第一标况气体体积和第二标况气体体积；分别将各组所述第一标况气体体积和所述第二标况气体体积相加，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积。
其中，第一标况气体体积可以通过如下公式进行确定：
其中，Vg0标为第一标况气体体积，T标为标况温度0℃，P标为标况气压101.325KPa，P0为室压，T0为室温，Vg0为第一气体体积。
其中，第二标况气体体积可以通过如下公式进行确定：
其中，Vgn标为第二标况气体体积，P标为室压，Tn为室温，Vgn为第二气体体积。
因此，总气体体积可以通过如下公式进行确定：
V＝Vg0标+Vgn标；
其中，V为总气体体积。
S270、根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
本技术方案，通过分别对第一气体体积和第二气体体积进行计量，提高了测试岩样中产气量计量的准确性；以及通过将第一气体体积和第二气体体积转换为第一标况气体体积和第二标况气体体积，保证了总产气体体积计算的一致性，避免室温室压不一致引起的误差，提高了目标焖井时间确定的准确性。
图3是本发明又一实施例提供的一种焖井时间的确定方法中预处理的流程图，本实施例以上述各实施例为基础进行优化。本实施例可适用于对测试岩样进行焖井前的预处理过程。如图3所示，预处理过程包括：
S310、将各组所述待处理岩样分别装入耐压罐中。
需要说明的是，待处理岩样需装满耐压罐，以保证测试岩样中气体能排出并被计量。为了防止产气量过小而影响测试结果精度，耐压罐的体积以及待处理岩样的质量需满足预设标准。示例性的，耐压容器应不小于1L，且待处理岩样质量应不小于800g。
S320、通过高压液体计量泵分别向各个耐压罐内注入压裂液，以使耐压罐内压力达到预设压力。
其中，预设压力为目标储层的压力，可以通过钻井法、声波时差法或地震法等多种方式进行获取。耐压罐内压力可以通过压力传感器等进行确定。
S330、分别加热各组耐压罐至预设温度。
其中，预设温度为目标储层的温度，可以通过关井实测目标储层温度或者外推法确定目标储层温度。在本发明实施例中，加热各组耐压罐至预设温度，可以直接加热至预设温度。
可选的，分别加热各组耐压罐至预设温度，包括：分别加热各组耐压罐至钻井液出口温度，并恒温第一预设时长；分别加热各组耐压罐至目标储层温度，并恒温第二预设时长。
其中，加热各组耐压罐至钻井液出口温度，是为了保证压裂液温度与实际焖井过程中的压裂液温度保持一致；加热各组耐压罐至目标储层温度，是为了保证测试岩样在焖井过程中与实际焖井过程中目标储层的温度一致；恒温是为了防止温度升高而引起测试岩样中孔隙结构发生改变，例如产生新裂缝，会影响测试岩样后续产气过程中气体的挥发速度。此外，第一预设时长和第二预设时长可以是根据实际需要确定的。
S340、通过搅拌器研磨各组所述待处理岩样至粉末状态，获取测试岩样。
其中，研磨各组所述待处理岩样至粉末状态，是为了模拟目标储层压裂后比表面积增大的状态。比表面积为单位质量岩样所具有的表面积。待处理岩样的比表面积越大，其渗透性也越好。
在本发明实施例中，在待处理岩样的温度和压力达到预设温度和预设压力之后对待处理岩样进行研磨，可以避免因待处理岩样进行研磨后调整温度和压力而引起的气体挥发，无法完全收集待处理岩样所含的气体，降低测试结果精度，进而影响目标焖井时间的确定。
本技术方案，通过对待处理岩样调整至预设温度和预设压力之后进行研磨，保证了测试结果的精度，进而提高目标焖井时间确定的准确性。
基于上述各实施例，示例性的，以某油田的1号井为例进行解释说明，图4是本发明又一实施例提供的焖井装置的示意图。其中，1为耐压罐；2恒温装置；3为搅拌器；4为温度压力传感器；5为管线；6为气体收集器；7为气体计量器；8为液体收集器；9为氮气瓶；10为真空泵；11为阀门；12为搅拌器电机；13为高压计量泵。
第一步，获取同一时期由某油田的1号井返出的岩屑，采用高速离心机以300r/min的转数离心除去岩屑表面钻井液。
第二步，将所获取的岩屑分为6份，分别编号为1-6，将1-6号试验样品分别装入焖井装置中的耐压罐1中，并分别计量试验样品的质量。其中，表1是试验样品的质量计量记录表，单位为克。
表1
| 编号 | 样品原始质量 | 剩余样品质量 | 试验样品质量 |
| 1 | 1862.65 | 290.68 | 1571.97 |
| 2 | 1821.41 | 248.5 | 1572.91 |
| 3 | 1907.34 | 328.09 | 1579.25 |
| 4 | 1851.14 | 269.48 | 1581.66 |
| 5 | 1892.85 | 309.13 | 1583.72 |
| 6 | 1884.48 | 294.55 | 1589.93 |
第三步，利用真空泵10将耐压罐1抽真空，以使耐压罐1中真空度为-0.1MPa并持续10min；利用高压计量泵13向耐压罐1中注入压裂液，以使耐压罐1中压力达到2MPa；记录高压计量泵13中压裂液的体积。
其中，表2是高压计量泵中压裂液的体积变化表，单位为毫升。
表2
| 编号 | 初始液量 | 终止液量 | 恒温后初始液量 | 恒温后终止液量 | 压裂液使用量 |
| 1 | 26.04 | 57.51 | 57.51 | 86.24 | 60.20 |
| 2 | 43.16 | 77.05 | 77.05 | 106.25 | 63.09 |
| 3 | 24.22 | 56.70 | 56.70 | 86.92 | 62.70 |
| 4 | 38.54 | 70.48 | 70.48 | 100.11 | 61.57 |
| 5 | 100.11 | 132.45 | 132.45 | 160.40 | 60.29 |
| 6 | 53.06 | 84.34 | 84.34 | 114.68 | 61.62 |
第四步，利用搅拌器3研磨各组试验样品至粉末状态后，对各组试验样品按照各组预设焖井时间进行焖井。
第五步，各组试验样品达到各组预设焖井时间后，打开各组计量端阀门逐渐降低耐压罐内压力至标准大气压，通过调节氮气调压阀排出耐压罐内液体至无液体排出为止，计量返排液体体积、第一气体体积、第一室温和第一室压，并确定第一标况气体体积。
第六步，液体收集器8中无液体增加后，每隔5min对第二气体体积进行计量，并确定第二气体体积、第二室温、第二室压和第二标况气体体积，直至气体计量器7中连续6小时无气体体积增加结束计量。
第七步，分别统计各组试验样品的总产气体积。
其中，表3是试验样品的产气体积统计表。
表3
| 样品编号 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 焖井时间(天) | 15 | 20 | 25 | 30 | 35 | 40 |
| 第一气体体积(mL) | 64.93 | 63.70 | 62.98 | 66.71 | 63.24 | 59.37 |
| 返排液体体积(mL) | 4.51 | 3.75 | 5.41 | 5.15 | 5.77 | 5.06 |
| 第一室温(℃) | 27.00 | 26.50 | 24.40 | 27.40 | 25.80 | 26.90 |
| 第一室压(MPa) | 0.101 | 0.100 | 0.101 | 0.101 | 0.101 | 0.102 |
| 第一标况气体体积(mL) | 59.09 | 57.49 | 57.82 | 60.63 | 57.78 | 54.58 |
| 第二室温(℃) | 26.43 | 24.51 | 26.62 | 25.88 | 27.22 | 26.30 |
| 第二室压(MPa) | 0.101 | 0.100 | 0.101 | 0.101 | 0.101 | 0.102 |
| 第二气体体积(mL) | 127.64 | 134.08 | 137.03 | 129.16 | 125.38 | 121.01 |
| 第二标况气体体积(mL) | 116.38 | 121.82 | 124.86 | 117.98 | 114.02 | 111.47 |
| 总产气体积(mL) | 175.47 | 179.31 | 182.68 | 178.61 | 171.80 | 166.06 |
第八步，以焖井时间为横坐标，总产气体积为纵坐标绘制关系曲线，并进行拟合，确定目标焖井时间。
图5是本发明又一实施例提供的焖井时间和总产气体积的拟合曲线图。如图5所示，根据焖井时间d和所确定的总产气体积V确定的拟合曲线，其中，拟合曲线a可以通过如下公式进行确定：
V＝0.7209d+164.74；
其中，V为所确定的总产气体积，d为焖井时间。
拟合曲线b可以通过如下公式进行确定：
V＝-1.2553d+216.09。
根据拟合曲线1和拟合曲线2确定拐点，即拟合曲线1和拟合曲线2的交点，得到交点为(25.98，183.47)，可确定目标焖井时间为25.98天。
此外，若每个焖井装置中都使用单独的高压计量泵和氮气瓶，会增加成本。图6是本发明又一实施例提供的焖井装置组的示意图。其中，14为三通阀门。如图6所示，该装置为经简化的焖井装置组，可以将至少两个焖井装置通过三通阀门14进行连接，使至少两个焖井装置共用同一个高压计量泵和氮气瓶可以简化装置，节约成本。
图7是本发明再一实施例提供的一种焖井时间的确定装置的结构示意图。
如图7所示，该装置包括：
待处理岩样获取模块710，用于获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；
测试岩样将获取模块720，用于所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；
总产气体积确定模块730，用于获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
目标焖井时间确定模块740，用于根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
本发明实施例提供的焖井时间的确定装置，获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；将所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；获取第一焖井时长对照组，将各组测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积；根据各焖井时间和与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。本技术方案，可以优化储层压裂返排中焖井时间的确定方式，提高储层产能。
进一步的，所述装置还包括预处理模块，其中，所述预处理模块包括：
待处理岩样分装单元，用于将各组所述待处理岩样分别装入耐压罐中；
预设压力调整单元，用于通过高压液体计量泵分别向各个耐压罐内注入压裂液，以使耐压罐内压力达到预设压力；
预设温度调整单元，用于分别加热各组耐压罐至预设温度；
测试岩样获取单元，用于通过搅拌器研磨各组所述待处理岩样至粉末状态，获取测试岩样。
进一步的，预设温度调整单元，包括：
第一预设温度调整子单元，用于分别加热各组耐压罐至钻井液出口温度，并恒温第一预设时长；
第二预设温度调整子单元，用于分别加热各组耐压罐至目标储层温度，并恒温第二预设时长。
进一步的，总产气体积确定模块730，包括：
第一气体体积计量单元，用于各组所述测试岩样达到所述各组的焖井时间后，打开各组计量端阀门逐渐降低耐压罐内压力至标准大气压，通过调节氮气调压阀排出耐压罐内液体至无液体排出为止，分别计量各组第一气体体积；
第二气体体积计量单元，用于耐压罐无液体产出后，分别计量各组第二气体体积；
总产气体积确定单元，用于根据各组所述第一气体体积和所述第二气体体积，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积。
进一步的，总产气体积确定单元，包括：
标况气体体积转换子单元，用于分别将各组所述第一气体体积和所述第二气体体积转换为标况下第一气体体积和标况下第二气体体积；
总产气体积确定子单元，用于分别将各组所述第一标况气体体积和所述第二标况气体体积相加，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积。
进一步的，目标焖井时间确定模块740，包括：
拟合单元，用于将所述各组的焖井时间和各组与所述各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积进行拟合，得到拟合结果；
预测单元，用于基于所述拟合结果，预测目标焖井时间。
进一步的，预测单元，包括：
拐点确定子单元，用于基于所述拟合结果，确定拟合结果是否存在拐点；若存在拐点，则预测目标焖井时间；
测试补充岩样获取子单元，用于若不存在所述拐点，则获取至少一组测试补充岩样，并确定第二焖井时长对照组；其中，所述测试补充岩样和所述测试岩样相同；
总产气体积确定子单元，用于将各组所述测试补充岩样分别采用与所述第二焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试补充岩样的总产气体积；
目标焖井时间确定子单元，用于根据所述测试补充岩样的总产气体积和所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
上述装置可执行本发明前述所有实施例所提供的方法，具备执行上述方法相应的功能模块和有益效果。未在本发明实施例中详尽描述的技术细节，可参见本发明前述所有实施例所提供的方法。
本发明实施例还提供一种包含计算机可执行指令的存储介质，所述计算机可执行指令在由计算机处理器执行时用于执行焖井时间的确定方法，该方法包括：
获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；
将所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；
获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
存储介质——任何的各种类型的存储器设备或存储设备。术语“存储介质”旨在包括：安装介质，例如CD-ROM、软盘或磁带装置；计算机系统存储器或随机存取存储器，诸如DRAM、DDRRAM、SRAM、EDORAM，兰巴斯(Rambus)RAM等；非易失性存储器，诸如闪存、磁介质(例如硬盘或光存储)；寄存器或其它相似类型的存储器元件等。存储介质可以还包括其它类型的存储器或其组合。另外，存储介质可以位于程序在其中被执行的第一计算机系统中，或者可以位于不同的第二计算机系统中，第二计算机系统通过网络(诸如因特网)连接到第一计算机系统。第二计算机系统可以提供程序指令给第一计算机用于执行。术语“存储介质”可以包括可以驻留在不同位置中(例如在通过网络连接的不同计算机系统中)的两个或更多存储介质。存储介质可以存储可由一个或多个处理器执行的程序指令(例如具体实现为计算机程序)。
当然，本发明实施例所提供的一种包含计算机可执行指令的存储介质，其计算机可执行指令不限于如上所述的焖井时间的确定操作，还可以执行本发明任意实施例所提供的焖井时间的确定方法中的相关操作。
本发明实施例还提供了一种电子设备。图8是本发明实施例提供的一种电子设备的结构示意图。如图8所示，本实施例提供了一种电子设备800，其包括：一个或多个处理器820；存储装置810，用于存储一个或多个程序，当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器820执行，使得所述一个或多个处理器820实现本申请实施例所提供的焖井时间的确定方法，该方法包括：
获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；
将所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；
获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
当然，本领域技术人员可以理解，处理器820还实现本申请任意实施例所提供的焖井时间的确定方法的技术方案。
图8显示的电子设备800仅仅是一个示例，不应对本申请实施例的功能和使用范围带来任何限制。
如图8所示，该电子设备800包括处理器820、存储装置810、输入装置830和输出装置840；电子设备中处理器820的数量可以是一个或多个，图8中以一个处理器820为例；电子设备中的处理器820、存储装置810、输入装置830和输出装置840可以通过总线或其他方式连接，图8中以通过总线850连接为例。
存储装置810作为一种计算机可读存储介质，可用于存储软件程序、计算机可执行程序以及模块单元，如本申请实施例中的焖井时间的确定方法对应的程序指令。
存储装置810可主要包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序；存储数据区可存储根据终端的使用所创建的数据等。此外，存储装置810可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非易失性存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非易失性固态存储器件。在一些实例中，存储装置810可进一步包括相对于处理器820远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
输入装置830可用于接收输入的数字、字符信息或语音信息，以及产生与电子设备的用户设置以及功能控制有关的键信号输入。输出装置840可包括显示屏、扬声器等电子设备。
本申请实施例提供的电子设备，可以通过获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；将待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；获取第一焖井时长对照组，将各组测试岩样分别采用第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积；根据与各组的焖井时间对应的测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。本技术方案，可以优化储层压裂返排中焖井时间的确定方式，提高储层产能。
上述实施例中提供的焖井时间的确定装置、介质及电子设备可执行本申请任意实施例所提供的焖井时间的确定方法，具备执行该方法相应的功能模块和有益效果。未在上述实施例中详尽描述的技术细节，可参见本申请任意实施例所提供的焖井时间的确定方法。
注意，上述仅为本发明的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员会理解，本发明不限于这里所述的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明进行了较为详细的说明，但是本发明不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明的范围由所附的权利要求范围决定。
Claims (8)
1.一种焖井时间的确定方法，其特征在于，所述方法包括：
获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；
将所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；
获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间；
其中，所述预处理的过程包括：
将各组所述待处理岩样分别装入耐压罐中；
通过高压液体计量泵分别向各个耐压罐内注入压裂液，以使耐压罐内压力达到预设压力；
分别加热各组耐压罐至预设温度；
通过搅拌器研磨各组所述待处理岩样至粉末状态，获取测试岩样；
其中，统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，包括：
各组所述测试岩样达到所述各组的焖井时间后，打开各组计量端阀门逐渐降低耐压罐内压力至标准大气压，通过调节氮气调压阀排出耐压罐内液体至无液体排出为止，分别计量各组第一气体体积；
耐压罐无液体产出后，分别计量各组第二气体体积；
根据各组所述第一气体体积和所述第二气体体积，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
其中，所述第二气体体积为吸附气体积；
其中，所述耐压罐无液体产出后，分别计量各组第二气体体积，包括：
每隔预设采样时间进行一次计量，当连续预设数量采样周期均无气体体积增加后，分别计量各组第二气体体积。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，分别加热各组耐压罐至预设温度，包括：
分别加热各组耐压罐至钻井液出口温度，并恒温第一预设时长；
分别加热各组耐压罐至目标储层温度，并恒温第二预设时长。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据各组所述第一气体体积和所述第二气体体积，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，包括：
分别将各组所述第一气体体积和所述第二气体体积转换为第一标况气体体积和第二标况气体体积；
分别将各组所述第一标况气体体积和所述第二标况气体体积相加，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间，包括：
将所述各组的焖井时间和各组与所述各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积进行拟合，得到拟合结果；
基于所述拟合结果，预测目标焖井时间。
5.根据权利要求4所述的方法，基于所述拟合结果，预测目标焖井时间，包括：
基于所述拟合结果，确定所述拟合结果中是否存在拐点；若存在拐点，则预测目标焖井时间；
若不存在所述拐点，则获取至少一组测试补充岩样，并确定第二焖井时长对照组；其中，所述测试补充岩样和所述测试岩样相同；
将各组所述测试补充岩样分别采用与所述第二焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试补充岩样的总产气体积；
根据所述测试补充岩样的总产气体积和所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间。
6.一种焖井时间的确定装置，其特征在于，所述装置包括：
待处理岩样获取模块，用于获取目标储层岩样，并截取待处理岩样；
测试岩样获取模块，用于将所述待处理岩样均分为至少两组，并进行预处理，以获取测试岩样；
总产气体积确定模块，用于获取第一焖井时长对照组，将各组所述测试岩样分别采用所述第一焖井时长对照组中的各焖井时间进行焖井，并统计与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
目标焖井时间确定模块，用于根据所述各焖井时间和所述与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积，确定目标焖井时间；
其中，所述装置还包括预处理模块，所述预处理模块包括：
待处理岩样分装单元，用于将各组所述待处理岩样分别装入耐压罐中；
预设压力调整单元，用于通过高压液体计量泵分别向各个耐压罐内注入压裂液，以使耐压罐内压力达到预设压力；
预设温度调整单元，用于分别加热各组耐压罐至预设温度；
测试岩样获取单元，用于通过搅拌器研磨各组所述待处理岩样至粉末状态，获取测试岩样；
其中，总产气体积确定模块，包括：
第一气体体积计量单元，用于各组所述测试岩样达到所述各组的焖井时间后，打开各组计量端阀门逐渐降低耐压罐内压力至标准大气压，通过调节氮气调压阀排出耐压罐内液体至无液体排出为止，分别计量各组第一气体体积；
第二气体体积计量单元，用于耐压罐无液体产出后，分别计量各组第二气体体积；
总产气体积确定单元，用于根据各组所述第一气体体积和所述第二气体体积，确定与各组的焖井时间对应的所述测试岩样的总产气体积；
其中，所述第二气体体积为吸附气体积；
其中，所述第二气体体积计量单元，具体用于：
每隔预设采样时间进行一次计量，当连续预设数量采样周期均无气体体积增加后，分别计量各组第二气体体积。
7.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理装置执行时实现如权利要求1-5中任一所述的焖井时间的确定方法。
8.一种电子设备，其特征在于，包括存储器，处理器及存储在存储器上并可在处理器运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现如权利要求1-5任一所述的焖井时间的确定方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111659542.6A CN116066068B (zh) | 2021-12-30 | 2021-12-30 | 一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111659542.6A CN116066068B (zh) | 2021-12-30 | 2021-12-30 | 一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116066068A CN116066068A (zh) | 2023-05-05 |
| CN116066068B true CN116066068B (zh) | 2024-03-29 |
Family
ID=86170505
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111659542.6A Active CN116066068B (zh) | 2021-12-30 | 2021-12-30 | 一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116066068B (zh) |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007067264A2 (en) * | 2005-12-06 | 2007-06-14 | Saudi Arabian Oil Company | Determination of well shut-in time for curing resin-coated proppant particles |
| CN102607989A (zh) * | 2012-03-07 | 2012-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 含气量测试装置 |
| CN109342289A (zh) * | 2018-11-08 | 2019-02-15 | 西南石油大学 | 一种模拟原地条件下的页岩渗吸装置和方法 |
| CN109838218A (zh) * | 2019-03-05 | 2019-06-04 | 西南石油大学 | 一种模拟多段压裂水平气井闷井后开采的实验装置和方法 |
| CN209385105U (zh) * | 2018-10-12 | 2019-09-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种模拟页岩气井压后闷井动态实验装置 |
| CN111257202A (zh) * | 2020-04-07 | 2020-06-09 | 西南石油大学 | 一种含吸附气条件下页岩压裂液强制渗吸及返排实验方法 |
| CN111396013A (zh) * | 2020-03-10 | 2020-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 页岩气井压裂改造方案的确定方法、装置及存储介质 |
| CN111472782A (zh) * | 2020-04-08 | 2020-07-31 | 中国石油大学(北京) | 用于页岩储层开采的优化方法 |
| CN112112641A (zh) * | 2020-10-10 | 2020-12-22 | 西南石油大学 | 一种页岩储层水平井焖井时间的实验测试方法 |
| CN112177608A (zh) * | 2020-11-17 | 2021-01-05 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 高温高压页岩油藏渗吸评价装置 |
| CN112459760A (zh) * | 2020-11-25 | 2021-03-09 | 中国地质大学（北京） | 一种二氧化碳蓄能复合压裂实验装置 |
| CN113503158A (zh) * | 2021-08-23 | 2021-10-15 | 重庆科技学院 | 页岩气储层焖井时间与产量关系的预测分析方法 |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10072481B2 (en) * | 2013-08-29 | 2018-09-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Modeling and production of tight hydrocarbon reservoirs |
| US11851997B2 (en) * | 2020-04-10 | 2023-12-26 | Shale Ingenuity, Llc | System and method for optimized production of hydrocarbons from shale oil reservoirs via cyclic injection |
-
2021
- 2021-12-30 CN CN202111659542.6A patent/CN116066068B/zh active Active
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007067264A2 (en) * | 2005-12-06 | 2007-06-14 | Saudi Arabian Oil Company | Determination of well shut-in time for curing resin-coated proppant particles |
| CN102607989A (zh) * | 2012-03-07 | 2012-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 含气量测试装置 |
| CN209385105U (zh) * | 2018-10-12 | 2019-09-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种模拟页岩气井压后闷井动态实验装置 |
| CN109342289A (zh) * | 2018-11-08 | 2019-02-15 | 西南石油大学 | 一种模拟原地条件下的页岩渗吸装置和方法 |
| CN109838218A (zh) * | 2019-03-05 | 2019-06-04 | 西南石油大学 | 一种模拟多段压裂水平气井闷井后开采的实验装置和方法 |
| CN111396013A (zh) * | 2020-03-10 | 2020-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 页岩气井压裂改造方案的确定方法、装置及存储介质 |
| CN111257202A (zh) * | 2020-04-07 | 2020-06-09 | 西南石油大学 | 一种含吸附气条件下页岩压裂液强制渗吸及返排实验方法 |
| CN111472782A (zh) * | 2020-04-08 | 2020-07-31 | 中国石油大学(北京) | 用于页岩储层开采的优化方法 |
| CN112112641A (zh) * | 2020-10-10 | 2020-12-22 | 西南石油大学 | 一种页岩储层水平井焖井时间的实验测试方法 |
| CN112177608A (zh) * | 2020-11-17 | 2021-01-05 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 高温高压页岩油藏渗吸评价装置 |
| CN112459760A (zh) * | 2020-11-25 | 2021-03-09 | 中国地质大学（北京） | 一种二氧化碳蓄能复合压裂实验装置 |
| CN113503158A (zh) * | 2021-08-23 | 2021-10-15 | 重庆科技学院 | 页岩气储层焖井时间与产量关系的预测分析方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 兴北S_3块CO_2吞吐可行性及注采参数优化研究;熊钰, 曾明, 武毅;西南石油学院学报(第02期);43-45 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116066068A (zh) | 2023-05-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111257202B (zh) | 一种含吸附气条件下页岩压裂液强制渗吸及返排实验方法 | |
| CN109632510B (zh) | 一种预测水化损伤页岩强度的方法 | |
| CN109374495B (zh) | 一种页岩强制渗吸能力的实验测试装置及方法 | |
| CN110470585A (zh) | 一种页岩动态渗吸能力的实验测试装置及方法 | |
| CN110927035A (zh) | 一种低渗致密砂岩束缚水饱和度计算方法 | |
| Zhu et al. | Experimental and numerical study on the permeation grouting diffusion mechanism considering filtration effects | |
| CN106596377A (zh) | 一种封闭的页岩气流动的测试方法和装置 | |
| CN107132170B (zh) | 一种储层应力敏感性的确定方法和装置 | |
| CN107063900A (zh) | 一种基于应力约束及崩解损伤的泥质软岩强度测试方法 | |
| Henning et al. | Membrane behavior of two backfills from field-constructed soil-bentonite cutoff walls | |
| CN116066068B (zh) | 一种焖井时间的确定方法、装置、存储介质及电子设备 | |
| Tao et al. | The influence of flow velocity on coal fines output and coal permeability in the Fukang Block, southern Junggar Basin, China | |
| CN116401966A (zh) | 一种多孔裂隙岩体时变浆液扩散过程的模拟方法 | |
| CN115266800A (zh) | 一种基于二维核磁共振的凝析油饱和度测试方法 | |
| CN113092337B (zh) | 一种建立原地条件下致密岩心初始含水饱和度的方法 | |
| CN111948093A (zh) | 页岩实时产气速率测量方法及装置 | |
| Kang et al. | An anomalous subdiffusion model with fractional derivatives for methane desorption in heterogeneous coal matrix | |
| CN111626530A (zh) | 确定压裂页岩气藏井控储量的方法及装置 | |
| CN113624654B (zh) | 岩石孔隙度测量装置及方法 | |
| CN111504871A (zh) | 一种岩体裂隙非饱和渗流试验系统 | |
| US11782182B2 (en) | Systems and methods for combined physical and numerical simulation of subterranean characteristics | |
| Claisse et al. | Test methods for measuring fluid transport in cover concrete | |
| CN116625877A (zh) | 页岩气测试装置 | |
| Li et al. | The mechanism of inward and outward expansion of multiscale dynamic permeability of coalbed methane at different temperatures | |
| CN211426392U (zh) | 一种高温高压混气实验装置 |
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 |