RU2480584C1 - Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей - Google Patents
Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2480584C1 RU2480584C1 RU2011143307/03A RU2011143307A RU2480584C1 RU 2480584 C1 RU2480584 C1 RU 2480584C1 RU 2011143307/03 A RU2011143307/03 A RU 2011143307/03A RU 2011143307 A RU2011143307 A RU 2011143307A RU 2480584 C1 RU2480584 C1 RU 2480584C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- development
- well
- initial
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться при проектировании и контроле показателей разработки нефтяных залежей. Способ включает определение проницаемости, пористости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, начального пластового давления по всем объектам разработки тектонической структуры, давления насыщения. Собирают промыслово-технологическую информацию об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу. Определяют значения балансовых и извлекаемых запасов нефти и проектных забойных давлений у добывающих скважин по годам разработки. Для определения динамики показателей разработки по годам прогнозируют число вводимых по годам добывающих и нагнетательных скважин. По результатам расчетов по годам определяют значения добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, текущего пластового давления, выбытия скважин, текущего коэффициента нефтеизвлечения. Дополнительно определяют начальный дебит скважин по жидкости по приведенному математическому выражению. Анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типа коллекторов, ее динамику при изменении термодинамических условий для месторождений аналогов. Определяют текущую продуктивность, среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов, закачку воды. Определяют обводненность продукции скважин по зависимости от выработки запасов нефти и текущее пластовое давление по приведенному математическому выражению. Прогнозируют число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания на основании приведенных зависимостей. Техническим результатом является упрощение способа и повышение точности прогноза показателей разработки для новых объектов на начальной стадии разработки. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться при проектировании и контроле показателей разработки нефтяных залежей.
Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. Строят поля начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. По результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей (см. патент РФ №2166630 от 10.05.2001, кл. Е21В 49/00, Е21В 43/16).
К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что известным способом на начальных стадиях разработки маловероятно получить точный прогноз показателей из-за низкой достоверности исходной информации. Кроме того, для разбуренных залежей построение гидродинамической модели сложный и трудозатратный процесс.
Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. Строят поля начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. По результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей. Дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта. Уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения. При этом учитывают коэффициенты охвата и расчлененности. По уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды (см. патент РФ №2183268 от 10.06.2002, Е21В 49/00). Данный способ принят за прототип.
Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого способа, - определяют проницаемость, пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры, давление насыщения; производят сбор промыслово-технологической информации об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу; определяют значения балансовых и извлекаемых запасов нефти и проектных забойных давлений у добывающих скважин по годам разработки;
для определения динамики показателей разработки по годам прогнозируют число вводимых по годам добывающих и нагнетательных скважин; по результатам расчетов по годам определяют значения добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, текущего пластового давления, выбытия скважин, текущего коэффициента нефтеизвлечения.
К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, принятого за прототип, относится то, что известный способ дает недостаточно точный прогноз определения показателей разработки залежи вследствие того, что определение показателей производится с помощью геолого-гидродинамического (математического) моделирования, которое не всегда полно и точно описывает условия извлечения нефти для конкретного объекта разработки. Кроме того, большой объем исследовательских работ для нового объекта разработки в связи с необходимостью ввода в математическую модель большого объема информации, что влечет значительные материальные и трудовые затраты.
Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, - повышение точности прогноза показателей разработки для новых объектов на начальной стадии разработки, упрощение способа.
Поставленная задача была решена за счет того, что в известном способе прогнозирования показателей и контроля за разработкой нефтяных залежей, включающем определение проницаемости, пористости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, начального пластового давления по всем объектам разработки тектонической структуры, давления насыщения, сбор промыслово-технологической информации об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу, определение значений балансовых и извлекаемых запасов нефти и проектных забойных давлений у добывающих скважин по годам разработки, для определения динамики показателей разработки по годам прогнозируют число вводимых по годам добывающих и нагнетательных скважин, по результатам расчетов по годам определяют значения добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, текущего пластового давления, выбытия скважин, текущего коэффициента нефтеизвлечения, дополнительно определяют начальный дебит скважин по жидкости Qжо по формуле
где А, Ар, Аµ, Ah, Am, Ak, Aj - статистические коэффициенты в зависимости от типа коллекторов;
Pпл - начальное пластовое давление;
Pнас - давление насыщения;
µн - вязкость пластовой нефти;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина;
Kп -пористость;
k - проницаемость,
анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типа коллекторов, ее динамику при изменении термодинамических условий для месторождений аналогов и определяют текущую продуктивность, среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов, закачку воды, обводненность продукции скважин по зависимости от выработки запасов нефти и текущее пластовое давление по формуле
Pплi=Pпл(i-1)+(x·Qзак(i-1)-Qж(i-1) ·y)/НИЗ,
где Pплi - пластовое давление в i-й год;
Pпл(i-1) - пластовое давление в (i-1) год;
Qзак(i-1) - закачка воды в (i-1) год;
Qж(i-1) добыча жидкости в (i-1) год;
НИЗ - начальные извлекаемые запасы;
x и y - статистические коэффициенты, зависящие от значения НИЗ, определяемые для залежей аналогов,
а число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания прогнозируют на основании зависимостей:
Nдобскв=НИЗ·(1-Вi/100)·(1/Aскв),
где НИЗ - начальные извлекаемые запасы нефти;
Вi - выработка запасов нефти на i-й год;
Aскв - число извлекаемых запасов, на которые проектируется одна добывающая скважина,
Nнагскв=Nдобскв·Aнаг/доб,
где Nнагскв - число нагнетательных скважин;
Анаг/доб - соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин.
При отсутствии значений начальных пластовых давлений, давлений насыщения, пористости, проницаемости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу растворенного в нефти газа недостающие параметры принимают по месторождениям аналогам, входящим в одну тектоническую структуру.
Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа, определяют начальный дебит скважин по жидкости по расчетной формуле; анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типов коллекторов и ее динамику при изменении термодинамических условий для месторождений аналогов; определяют текущую продуктивность, среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов и закачку воды; определяют обводненность продукции скважин по зависимости от выработки запасов нефти; определяют пластовое давление по эмпирическим зависимостям влияния на него объемов отбора жидкости и закачки воды; прогнозируют число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания по пропорции между числом скважин и извлекаемыми запасами нефти; при отсутствии значений начальных пластовых давлений, давлений насыщения, пористости, проницаемости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу растворенного в нефти газа недостающие параметры принимают по месторождениям аналогам, входящим в одну тектоническую структуру.
Отличительные признаки в совокупности с известными позволяют повысить точность прогноза показателей разработки для новых объектов на начальной стадии разработки и упростить способ прогноза.
Прогноз динамики основных технологических показателей основан на эмпирических данных, полученных для месторождений аналогов и учитывающих изменение продуктивности скважин при снижении пластовых и забойных давлений.
В предлагаемом способе используется имеющаяся информация об объектах аналогах, а по прогнозируемому объекту необходимы только основные геолого-физические параметры и данные о запасах.
Способ поясняется чертежами, представленными на фиг.1-2.
На фиг.1 показана зависимость обводненности от выработки НИЗ для карбонатных отложений.
На фиг.2 - динамика расчетных и фактических показателей разработки по залежи.
Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей осуществляется в следующей последовательности.
По данным геологических исследований в скважинах (ГИС) и лабораторных исследований определяют проницаемость, пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры. Определяют статистические коэффициенты А, Ар, Аµ, Ah, Am, Ak, Aj в зависимости от типа коллектора. При наличии статистических коэффициентов определяют начальный дебит:
где Qжо - начальный дебит скважин по жидкости;
Pнас - давление насыщения;
Pпл - пластовое давление;
µн - вязкость пластовой нефти;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина;
Kп -пористость;
k - проницаемость.
Производят сбор промыслово-технологической информации об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу по месторождениям аналогам. Анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типов коллекторов и ее динамику при изменении термодинамических условий. Определяют среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов. Определяют начальную продуктивность месторождений аналогов тектонической структуры, ее функцию от геолого-технологических параметров.
Текущую продуктивность скважин по жидкости определяют по зависимости
где Кпрод0 - начальная продуктивность добывающих скважин по жидкости;
kв и kг - коэффициенты, учитывающие снижение продуктивности по жидкости соответственно при фильтрации воды и нефти, жидкости и газа. Эти коэффициенты оцениваются на основе осредненных зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водо- и газосодержания коллекторов месторождений аналогов, значение водосодержания принимается равным обводненности продукции добывающих скважин w.
Дебит скважины по жидкости в i-й год
где Pплi-1 - пластовое давление в (i-1)-й год;
Рзабi - проектное забойное давление в i-й год.
Динамика пластового давления залежей нефти зависит от соотношения годовых отборов жидкости (Qж) и закачки воды (Qзак) и их отношения к запасам нефти. Установлено соотношение между названными параметрами в виде уравнения
где Рплi - пластовое давление в i-й год;
Pпл(i-1) - пластовое давление в (i-1) год;
Qзак(i-1) - закачка воды в (i-1) год;
Qж(1-i) добыча жидкости в (i-1) год;
НИЗ - начальные извлекаемые запасы;
x и y - статистические коэффициенты, зависящие от значения НИЗ, определяемые для залежей аналогов.
Средняя приемистость нагнетательных скважин (Qпр) является функцией проницаемости коллектора
Годовая закачка воды в i-й год
В специальной литературе широкое распространение получили зависимости обводненности продукции скважин как функции выработки извлекаемых запасов нефти и ее динамической вязкости. Значение обводненности продукции скважин можно корректировать в зависимости от закачки воды, числа скважин и геолого-технических мероприятий на ограничение притока. Прогнозирование обводненности продукции по годам разработки в заявляемом способе осуществляют по зависимости от выработки запасов.
Дебит скважины по нефти в i-й год
где nbi - обводненность продукции в i-й год.
Принято, что новые скважины вводятся в середине года. Накопленная добыча нефти по одной скважине
Накопленная добыча нефти по всем добывающим скважинам
Выработка запасов нефти в i-й год
Определяют текущий коэффициент нефтеизвлечения в i-й год
где БЗ - балансовые запасы нефти.
В заявляемом способе реализован алгоритм прогноза объемов добычи попутного газа по годам разработки. Считается, что при пластовом давлении выше давления насыщения выделение из нефти газа в свободную фазу в пласте не происходит, весь растворенный в нефти газ извлекается на дневную поверхность. При снижении пластовых и забойных давлений ниже давления насыщения значение газового фактора начинает превышать газосодержание в связи с опережением газа при движении в продуктивном пласте жидкости, затем снижается.
С учетом сказанного объем добычи попутного нефтяного газа определяют с помощью зависимости
где Qгi - годовая добыча попутного нефтяного газа;
Qнгi - годовая добыча нефти по залежи;
G - газосодержание пластовой нефти.
Статистический анализ разрабатываемых месторождений позволил установить, что здесь, как правило, реализуются системы разработки с учетом, что одна добывающая скважина проектируется на определенное число извлекаемых запасов нефти и имеется определенное соотношение нагнетательных и добывающих скважин (устанавливается по месторождениям аналогам).
С учетом этого число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания залежи прогнозируют на основании зависимостей:
где НИЗ - начальные извлекаемые запасы нефти;
Вi - выработка запасов нефти на i-й год;
Aскв - число извлекаемых запасов, на которые проектируется одна добывающая скважина.
где Nнагскв - число нагнетательных скважин;
Aнаг/доб - соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин.
По результатам прогноза динамики показателей разработки во времени строят график разработки залежи.
При отсутствии значений начальных пластовых давлений, давлений насыщения, пористости, проницаемости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу растворенного в нефти газа недостающие параметры принимают по месторождениям аналогам, входящим в одну тектоническую структуру. Способ реализован в виде программного продукта.
Пример конкретного осуществления способа.
Рассмотрим разрабатываемую нефтяную залежь в башкирских отложениях Пермского края.
В таблице приведены основные геолого-физические параметры залежи:
В условиях эксплуатационных объектов на территории Предуральского краевого прогиба (север Пермского края) установлены следующие значения статистических коэффициентов:
для башкирских отложений: А=2,2; Ар=11,8; Аµ=-2,5; Аh=0,57; Аm=0,83, Аk=0, Aj=0;
По имеющимся основным параметрам определили начальный дебит добывающих скважин залежи:
Qжо=2,2+11,8·(19,4/14,98)-2,5·1,45+0,57·12,7+0,83·12+0·53+0·(53/1,45)=31,13 м3/сут.
Собрали промыслово-технологическую информацию об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу по месторождениям аналогам.
Провели анализ начальной продуктивности нефтедобывающих скважин в зависимости от типа коллекторов и ее динамику при изменении термодинамических условий.
Исходя из анализа начальной продуктивности скважин месторождений Предуральского прогиба для башкирских отложений в данных условиях Кпрод0 составляет 50 м3/сут·МПа).
Текущую продуктивность скважин по жидкости в 1-й год определили по зависимости
Kпродi=Kпрод0·k·в·kг,
где Кпрод0 - начальная продуктивность добывающих скважин по жидкости;
kв и kг - коэффициенты, учитывающие снижение продуктивности по жидкости соответственно при фильтрации воды и нефти, жидкости и газа.
Для месторождений Предуральского прогиба kв и kг определяли по уравнениям
kв=(Ав·(nв/100)4+Бв·(nв/100)3+Гв·(nв/100)2+Дв·(nв/100)+Ев), 0<kв<1
kг=(Aг·SG)4+Бг·(SG)3+Гг(SG)2+Дг·(SG)+Ег), 0<kг<1,
где Ав, Бв, Гв, Дв и Ев - статистические коэффициенты;
nв - обводненность;
SG - газосодержание в на забое добывающих скважин.
При этом значения коэффициентов для башкирских отложений следующие
Прогнозный фонд скважин и забойные давления по годам представлены в приведенной ниже таблице.
| Годы | Фонд скважин | Проектное забойное давление, МПа | |
| разработки | добывающих | нагнетательных | |
| 1 | 1 | 0 | 18,4 |
| 2 | 2 | 0 | 18,1 |
| 3 | 3 | 0 | 16,7 |
| 4 | 3 | 0 | 12 |
| 5 | 4 | 0 | 15,3 |
| 6 | 5 | 0 | 16 |
| 7 | 21 | 4 | 14,8 |
Тогда для 1-го года расчета SG=0, nв=0 и Кпрод1=12,77 м3/(сут·МПа).
Дебит 1 скважины по жидкости в 1-й год
Qж1=Kпpoдi(Pплi-1-Pзaбi)·365=12,77·(19,4-18,4)·365=5,46 тыc.м3/гoд.
Средняя приемистость нагнетательных скважин (Qпр) является функцией проницаемости коллектора. Для башкирских отложений приемистость нагнетательных скважин определяли по уравнению
Qпр=-104,2lnk+435,49=22 м3/сут.
Годовая закачка воды в 1-й год
Qзак1=Qпр·Nнагсквi·365=0·365·0=0 м3/год.
Пластовое давление в i-й год определили по уравнению
Pплi=Pпл(i-1)+(x·Qзак(i-1)-Qж(i-1)·y)/НИЗ.
Коэффициенты х и у для месторождений Предуральского прогиба
При НИЗ>6000
х=1,1159·2,710,0005·НИЗ
y=0,774·2,710,0006·НИЗ
Пластовое давление в 1-й год определили по уравнению
Рпл1=19,4+(46,7·0-68,4·4,46)/7492=19,36 МПа.
Дебит скважины по нефти в i-й год
где nвi - обводненность продукции в i-й год.
Известно использование зависимостей вида nв=f(B, µн) для залежей нефти. Прогнозирование обводненности продукции nв по годам разработки в изобретении осуществляли по зависимости от выработки запасов, представленной на фиг.1.
Тогда дебит скважины по нефти в 1-й год
Qн1=Qж1(1-nв1)=4,46·(1-0)=4,46 тыс.м3 или 3,712 тыс.т.
Выработка запасов нефти на начало первого года равна 0. На начало второго года
B2=3,712/7429·100-0,05%.
Коэффициент нефтеизвлечения определяли как отношение накопленной добычи нефти и начальных геологических запасов и на конец первого года составил
КИН1=Qн нак/НГЗ=3,712/22034=0,000168.
Объем добычи попутного нефтяного газа определяли с помощью зависимости
Qг1=Qнп1·G=3,712·90=334,14 тыс.м3.
Результаты прогноза на 7 лет в сравнении с фактическими данными представлены в таблице и фиг.2. Из представленных в таблице и графике результатов исследований следует, что прогнозируемая добыча нефти, обводненность, выработка запасов нефти отличаются от фактических значений не более чем на 4%, что является удовлетворительным результатом при прогнозировании показателей разработки в данных условиях, согласно методическим указаниям по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004 г.).
Результаты исследования показали, что при объеме закачки воды в пласт, меньшем добычи жидкости, происходит снижение пластового давления в среднем по залежи к концу 7-го года до 17,38. При снижении пластового давления для поддержания добычи нефти снижают забойные давления. Как видно из таблицы, при снижении забойных давлений происходит снижение продуктивности скважин. По значениям продуктивности скважин, разницы пластового и забойного давлений, обводненности прогнозируют объемы добычи нефти по залежи.
Преимущество заявляемого способа состоит в том, что он позволяет на начальных стадиях разработки нефтяных залежей в условиях высокой неопределенности геологической информации более точно прогнозировать динамику показателей разработки нефтяных залежей, вследствие того, что прогноз основан на эмпирических данных, полученных для месторождений аналогов и учитывающих изменение продуктивности скважин при снижении пластовых и забойных давлений. Кроме того, заявляемый способ прост и менее трудозатратен.
Claims (2)
1. Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей, включающий определение проницаемости, пористости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, начального пластового давления по всем объектам разработки тектонической структуры, давления насыщения, сбор промыслово-технологической информации об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу, определение значений балансовых и извлекаемых запасов нефти и проектных забойных давлений у добывающих скважин по годам разработки, для определения динамики показателей разработки по годам прогнозируют число вводимых по годам добывающих и нагнетательных скважин, по результатам расчетов по годам определяют значения добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, текущего пластового давления, выбытия скважин, текущего коэффициента нефтеизвлечения, отличающийся тем, что дополнительно определяют начальный дебит скважин по жидкости Qжо по формуле
где А, Ар, Аµ, Ah, Am, Ak, Aj - статистические коэффициенты в зависимости от типа коллекторов;
Рпл - начальное пластовое давление;
Рнас - давление насыщения;
µн - вязкость пластовой нефти;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина;
Kп - пористость;
k - проницаемость,
анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типа коллекторов, ее динамику при изменении термодинамических условий для месторождений аналогов и определяют текущую продуктивность, среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов, закачку воды, обводненность продукции скважин по зависимости от выработки запасов нефти и текущее пластовое давление по формуле
Рплi=Рпл(i-1)+(х·Qзак(i-1)-Qж(i-1)·y)/НИЗ,
где Рплi - пластовое давление в i-й год;
Рпл(i-1) - пластовое давление в (i-1) год;
Qзак(i-1) - закачка воды в (i-1) год;
Qж(i-1) добыча жидкости в (i-1) год;
НИЗ - начальные извлекаемые запасы;
x и у - статистические коэффициенты, зависящие от значения НИЗ, определяемые для залежей аналогов,
а число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания прогнозируют на основании зависимостей:
Nдобскв=НИЗ·(1-Вi/100)·(1/Aскв),
где НИЗ - начальные извлекаемые запасы нефти;
Вi - выработка запасов нефти на i-й год;
Аскв - число извлекаемых запасов, на которые проектируется одна добывающая скважина,
Nнагскв=Nдобскв·Aнаг/доб,
где Nнагскв - число нагнетательных скважин;
Анаг/доб - соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин.
где А, Ар, Аµ, Ah, Am, Ak, Aj - статистические коэффициенты в зависимости от типа коллекторов;
Рпл - начальное пластовое давление;
Рнас - давление насыщения;
µн - вязкость пластовой нефти;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина;
Kп - пористость;
k - проницаемость,
анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типа коллекторов, ее динамику при изменении термодинамических условий для месторождений аналогов и определяют текущую продуктивность, среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов, закачку воды, обводненность продукции скважин по зависимости от выработки запасов нефти и текущее пластовое давление по формуле
Рплi=Рпл(i-1)+(х·Qзак(i-1)-Qж(i-1)·y)/НИЗ,
где Рплi - пластовое давление в i-й год;
Рпл(i-1) - пластовое давление в (i-1) год;
Qзак(i-1) - закачка воды в (i-1) год;
Qж(i-1) добыча жидкости в (i-1) год;
НИЗ - начальные извлекаемые запасы;
x и у - статистические коэффициенты, зависящие от значения НИЗ, определяемые для залежей аналогов,
а число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания прогнозируют на основании зависимостей:
Nдобскв=НИЗ·(1-Вi/100)·(1/Aскв),
где НИЗ - начальные извлекаемые запасы нефти;
Вi - выработка запасов нефти на i-й год;
Аскв - число извлекаемых запасов, на которые проектируется одна добывающая скважина,
Nнагскв=Nдобскв·Aнаг/доб,
где Nнагскв - число нагнетательных скважин;
Анаг/доб - соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отсутствии значений начальных пластовых давлений, давлений насыщения, пористости, проницаемости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу растворенного в нефти газа недостающие параметры принимают по месторождениям аналогам, входящим в одну тектоническую структуру.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143307/03A RU2480584C1 (ru) | 2011-10-26 | 2011-10-26 | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143307/03A RU2480584C1 (ru) | 2011-10-26 | 2011-10-26 | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2480584C1 true RU2480584C1 (ru) | 2013-04-27 |
Family
ID=49153179
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011143307/03A RU2480584C1 (ru) | 2011-10-26 | 2011-10-26 | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2480584C1 (ru) |
Cited By (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104453804A (zh) * | 2014-10-17 | 2015-03-25 | 中国海洋石油总公司 | 一种气驱油藏开发动态监测与评价方法 |
| CN105888656A (zh) * | 2016-03-15 | 2016-08-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种定量评价天然微裂缝发育致密储层覆压下液测渗透率的方法 |
| CN110263439A (zh) * | 2019-06-21 | 2019-09-20 | 中国石油大学(华东) | 一种油藏见水前分层注水技术政策界限 |
| RU2717326C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2020-03-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оценки охвата пласта системой разработки |
| CN110969307A (zh) * | 2019-12-06 | 2020-04-07 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种特高含水期油藏累产油量预测方法 |
| RU2720718C1 (ru) * | 2020-02-04 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтяного пласта |
| CN111461458A (zh) * | 2020-04-17 | 2020-07-28 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种sagd在产井对中后期产量剖面的预测方法 |
| CN111648768A (zh) * | 2020-06-16 | 2020-09-11 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种确定致密气藏产水气井合理产量制度的方法 |
| CN112001055A (zh) * | 2019-11-07 | 2020-11-27 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种基于微构造的低幅稀油油藏含水率预测方法 |
| CN112049624A (zh) * | 2019-06-06 | 2020-12-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井动态储量的预测方法、装置、设备及存储介质 |
| CN112070269A (zh) * | 2020-07-31 | 2020-12-11 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种基于深度遍历的注采均衡调整方法 |
| CN112081565A (zh) * | 2019-06-12 | 2020-12-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水驱油藏体积波及系数的确定方法及装置 |
| CN112101710A (zh) * | 2020-07-31 | 2020-12-18 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法 |
| CN112127877A (zh) * | 2019-06-06 | 2020-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井动态储量的预测方法、装置、设备及存储介质 |
| CN112576243A (zh) * | 2019-09-30 | 2021-03-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 注入水中悬浮物导致的油气储集层孔隙堵塞的预测方法 |
| CN112647930A (zh) * | 2020-12-24 | 2021-04-13 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种水平井油藏工程找水方法 |
| CN112816386A (zh) * | 2020-12-31 | 2021-05-18 | 中国石油大学(华东) | 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 |
| CN113033855A (zh) * | 2019-12-24 | 2021-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 预测油井技术极限递减生产日历年数的方法和装置 |
| CN113673068A (zh) * | 2020-05-13 | 2021-11-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油油藏气水电热剂综合利用路径规划模型的建立方法 |
| CN113738344A (zh) * | 2020-05-29 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法 |
| CN113803055A (zh) * | 2020-06-11 | 2021-12-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法 |
| CN113837482A (zh) * | 2021-09-29 | 2021-12-24 | 长江大学 | 一种断溶体油藏动态预测方法 |
| CN114136838A (zh) * | 2021-11-19 | 2022-03-04 | 中国海洋石油集团有限公司 | 确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法 |
| RU2766482C1 (ru) * | 2021-05-31 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
| CN114198073A (zh) * | 2020-08-31 | 2022-03-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 蒸汽吞吐汽窜水平井提高采收率方法 |
| CN114320262A (zh) * | 2020-10-10 | 2022-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油水井注采结构优化方法及装置 |
| CN114427393A (zh) * | 2020-09-03 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压驱注水开发方法 |
| CN114592835A (zh) * | 2020-12-07 | 2022-06-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种潜山油藏的气窜预判与调控的方法及系统 |
| RU2774380C1 (ru) * | 2021-04-12 | 2022-06-20 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин |
| CN115749702A (zh) * | 2021-09-03 | 2023-03-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法 |
| CN117108273A (zh) * | 2023-10-24 | 2023-11-24 | 西南石油大学 | 利用井底压力计获取煤层碳封存过程绝对渗透率的方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2098610C1 (ru) * | 1996-11-19 | 1997-12-10 | Юдаков Анатолий Наумович | Способ доразработки нефтяного месторождения |
| RU2148169C1 (ru) * | 1998-09-17 | 2000-04-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами |
| RU2149992C1 (ru) * | 1999-08-26 | 2000-05-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий в карбонатных коллекторах |
| RU2166630C1 (ru) * | 1999-09-03 | 2001-05-10 | Закрытое акционерное общество "Инжиниринговый центр ЮКОС" | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
| RU2183268C2 (ru) * | 2000-07-14 | 2002-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами |
| RU2336413C1 (ru) * | 2007-09-03 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2011
- 2011-10-26 RU RU2011143307/03A patent/RU2480584C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2098610C1 (ru) * | 1996-11-19 | 1997-12-10 | Юдаков Анатолий Наумович | Способ доразработки нефтяного месторождения |
| RU2148169C1 (ru) * | 1998-09-17 | 2000-04-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами |
| RU2149992C1 (ru) * | 1999-08-26 | 2000-05-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий в карбонатных коллекторах |
| RU2166630C1 (ru) * | 1999-09-03 | 2001-05-10 | Закрытое акционерное общество "Инжиниринговый центр ЮКОС" | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
| RU2183268C2 (ru) * | 2000-07-14 | 2002-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами |
| RU2336413C1 (ru) * | 2007-09-03 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
Cited By (54)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104453804B (zh) * | 2014-10-17 | 2017-02-15 | 中国海洋石油总公司 | 一种气驱油藏开发动态监测与评价方法 |
| CN104453804A (zh) * | 2014-10-17 | 2015-03-25 | 中国海洋石油总公司 | 一种气驱油藏开发动态监测与评价方法 |
| CN105888656A (zh) * | 2016-03-15 | 2016-08-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种定量评价天然微裂缝发育致密储层覆压下液测渗透率的方法 |
| CN105888656B (zh) * | 2016-03-15 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种定量评价天然微裂缝发育致密储层覆压下液测渗透率的方法 |
| CN112049624A (zh) * | 2019-06-06 | 2020-12-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井动态储量的预测方法、装置、设备及存储介质 |
| CN112049624B (zh) * | 2019-06-06 | 2024-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井动态储量的预测方法、装置、设备及存储介质 |
| CN112127877B (zh) * | 2019-06-06 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井动态储量的预测方法、装置、设备及存储介质 |
| CN112127877A (zh) * | 2019-06-06 | 2020-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井动态储量的预测方法、装置、设备及存储介质 |
| CN112081565A (zh) * | 2019-06-12 | 2020-12-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水驱油藏体积波及系数的确定方法及装置 |
| CN110263439A (zh) * | 2019-06-21 | 2019-09-20 | 中国石油大学(华东) | 一种油藏见水前分层注水技术政策界限 |
| RU2717326C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2020-03-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оценки охвата пласта системой разработки |
| CN112576243A (zh) * | 2019-09-30 | 2021-03-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 注入水中悬浮物导致的油气储集层孔隙堵塞的预测方法 |
| CN112576243B (zh) * | 2019-09-30 | 2024-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 注入水中悬浮物导致的油气储集层孔隙堵塞的预测方法 |
| CN112001055A (zh) * | 2019-11-07 | 2020-11-27 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种基于微构造的低幅稀油油藏含水率预测方法 |
| CN112001055B (zh) * | 2019-11-07 | 2024-04-09 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种基于微构造的低幅稀油油藏含水率预测方法 |
| CN110969307B (zh) * | 2019-12-06 | 2023-07-21 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种特高含水期油藏累产油量预测方法 |
| CN110969307A (zh) * | 2019-12-06 | 2020-04-07 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种特高含水期油藏累产油量预测方法 |
| CN113033855A (zh) * | 2019-12-24 | 2021-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 预测油井技术极限递减生产日历年数的方法和装置 |
| CN113033855B (zh) * | 2019-12-24 | 2024-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 预测油井技术极限递减生产日历年数的方法和装置 |
| RU2720718C1 (ru) * | 2020-02-04 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтяного пласта |
| CN111461458B (zh) * | 2020-04-17 | 2023-11-24 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种sagd在产井对中后期产量剖面的预测方法 |
| CN111461458A (zh) * | 2020-04-17 | 2020-07-28 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种sagd在产井对中后期产量剖面的预测方法 |
| CN113673068A (zh) * | 2020-05-13 | 2021-11-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油油藏气水电热剂综合利用路径规划模型的建立方法 |
| CN113738344B (zh) * | 2020-05-29 | 2024-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法 |
| CN113738344A (zh) * | 2020-05-29 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法 |
| CN113803055B (zh) * | 2020-06-11 | 2024-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法 |
| CN113803055A (zh) * | 2020-06-11 | 2021-12-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法 |
| CN111648768B (zh) * | 2020-06-16 | 2023-03-17 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种确定致密气藏产水气井合理产量制度的方法 |
| CN111648768A (zh) * | 2020-06-16 | 2020-09-11 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种确定致密气藏产水气井合理产量制度的方法 |
| CN112101710B (zh) * | 2020-07-31 | 2024-05-14 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法 |
| CN112070269B (zh) * | 2020-07-31 | 2024-05-14 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种基于深度遍历的注采均衡调整方法 |
| CN112101710A (zh) * | 2020-07-31 | 2020-12-18 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法 |
| CN112070269A (zh) * | 2020-07-31 | 2020-12-11 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种基于深度遍历的注采均衡调整方法 |
| CN114198073A (zh) * | 2020-08-31 | 2022-03-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 蒸汽吞吐汽窜水平井提高采收率方法 |
| CN114427393A (zh) * | 2020-09-03 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压驱注水开发方法 |
| CN114427393B (zh) * | 2020-09-03 | 2024-04-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压驱注水开发方法 |
| CN114320262A (zh) * | 2020-10-10 | 2022-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油水井注采结构优化方法及装置 |
| CN114320262B (zh) * | 2020-10-10 | 2024-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油水井注采结构优化方法及装置 |
| CN114592835A (zh) * | 2020-12-07 | 2022-06-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种潜山油藏的气窜预判与调控的方法及系统 |
| CN112647930B (zh) * | 2020-12-24 | 2023-11-07 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种水平井油藏工程找水方法 |
| CN112647930A (zh) * | 2020-12-24 | 2021-04-13 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种水平井油藏工程找水方法 |
| CN112816386A (zh) * | 2020-12-31 | 2021-05-18 | 中国石油大学(华东) | 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 |
| CN112816386B (zh) * | 2020-12-31 | 2023-08-18 | 中国石油大学(华东) | 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 |
| RU2774380C1 (ru) * | 2021-04-12 | 2022-06-20 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин |
| RU2766482C1 (ru) * | 2021-05-31 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
| CN115749702A (zh) * | 2021-09-03 | 2023-03-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法 |
| CN115749702B (zh) * | 2021-09-03 | 2024-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法 |
| CN113837482B (zh) * | 2021-09-29 | 2023-09-01 | 长江大学 | 一种断溶体油藏动态预测方法 |
| CN113837482A (zh) * | 2021-09-29 | 2021-12-24 | 长江大学 | 一种断溶体油藏动态预测方法 |
| CN114136838A (zh) * | 2021-11-19 | 2022-03-04 | 中国海洋石油集团有限公司 | 确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法 |
| CN114136838B (zh) * | 2021-11-19 | 2023-11-17 | 中国海洋石油集团有限公司 | 确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法 |
| RU2788204C1 (ru) * | 2021-12-16 | 2023-01-17 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Московской области "Университет "Дубна" (Государственный университет "Дубна") | Способ определения коэффициента извлечения нефти для неоднородного пласта |
| CN117108273B (zh) * | 2023-10-24 | 2023-12-26 | 西南石油大学 | 利用井底压力计获取煤层碳封存过程绝对渗透率的方法 |
| CN117108273A (zh) * | 2023-10-24 | 2023-11-24 | 西南石油大学 | 利用井底压力计获取煤层碳封存过程绝对渗透率的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2480584C1 (ru) | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей | |
| CN109002574B (zh) | 一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法 | |
| RU2723769C1 (ru) | Способ расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников | |
| CN107578342A (zh) | 一种基于模型耦合穷举法实现低渗透油藏间开工作制度优选方法 | |
| CN107575207B (zh) | 一种预测油田水驱波及半径的方法 | |
| CN109424362B (zh) | 计算底水油藏单井控制原油储量的方法及系统 | |
| CN111794740B (zh) | 一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法 | |
| CN110288258A (zh) | 一种高含水油藏剩余油挖潜方法 | |
| CN110162922A (zh) | 一种水驱油藏优势渗流通道的综合识别方法 | |
| RU2475646C1 (ru) | Способ построения геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа | |
| CN105822302A (zh) | 一种基于井地电位法的油水分布识别方法 | |
| CN106295095A (zh) | 基于常规测井资料预测低渗透砂岩储层产能的新方法 | |
| CN109763800A (zh) | 一种油田分层注水量预测方法 | |
| CN109209307A (zh) | 一种定量分析低渗透油藏注水开发效果的方法 | |
| CN109577945A (zh) | 一种低渗-超低渗油藏窜流通道判别的实验装置与方法 | |
| CN106777663B (zh) | 一种考虑天然裂缝的压裂液滤失速度计算方法 | |
| RU2320869C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов | |
| Mazo et al. | Numerical SimulatioN of oil reServoir Polymer floodiNg by the model of fixed Stream tube | |
| Liu et al. | The Control Theory and Application for Well Pattern Optimization of Heterogeneous Sandstone Reservoirs | |
| CN113837482B (zh) | 一种断溶体油藏动态预测方法 | |
| CN112746836B (zh) | 基于层间干扰的油井各层产量计算方法 | |
| RU2346148C1 (ru) | Способ разработки нефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений на поздней стадии | |
| Jamalbayov et al. | New waterflooding efficiency evaluation method (on the example of 9th horizon of the Guneshli field) | |
| Parra et al. | CRM-Aquifer-Fractional Flow Model to Characterize Oil Reservoirs with Natural Water Influx | |
| RU2184216C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181027 |