RU2558838C1 - Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах - Google Patents
Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2558838C1 RU2558838C1 RU2014126678/03A RU2014126678A RU2558838C1 RU 2558838 C1 RU2558838 C1 RU 2558838C1 RU 2014126678/03 A RU2014126678/03 A RU 2014126678/03A RU 2014126678 A RU2014126678 A RU 2014126678A RU 2558838 C1 RU2558838 C1 RU 2558838C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- reservoir
- simulator
- water
- volume
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для моделирования, проектирования подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных структурах пласта коллектора и оценки активного объема ПХГ. Способ включает в себя отбор представительных образцов породы, имеющих типичные для подземного хранилища газа значения пористости и проницаемости, формирование имитатора породы пласта путем последовательного размещения представительных образцов породы в кернодержателе, подключение на вход имитатора породы пласта прецизионных насосов для закачки воды и газа, заполнение имитатора породы пласта водой и газом в объемах, соответствующих значениям начальной газо- и водонасыщенности подземного хранилища газа, определение открытого объема порового пространства имитатора породы пласта по объему закачанных в имитатор породы пласта воды и газа, установление пластовой температуры, создание в имитаторе породы пласта давления обжима и пластового давления, соответствующих значениям горного и пластового давлений подземного хранилища газа, и закрытие выхода имитатора породы пласта, последующую закачку газа на вход в имитатор породы пласта с помощью прецизионного насоса, достигая максимального для подземного хранилища газа значения пластового давления, имитацию отбора газа путем выпуска газа со входа имитатора породы пласта, достигая минимального для подземного хранилища газа значения пластового давления с регистрацией объема вышедшего газа и воды, определение активного газового объема имитатора породы пласта по разнице объемов газа и воды, вышедших из имитатора породы пласта, с последующим определением активного газового объема подземного хранилища газа, который определяют как произведение открытого объема порового пространства подземного хранилища газа на частное от деления активного газового объема имитатора породы пласта и открытого объема порового пространства имитатора породы пласта. Предложенное изобретение обеспечивает моделирование и оценку активного объема ПХГ в водоносных трещиновато-поровых структурах, адекватно отражающего поведение натурного пласта-коллектора проектируемого ПХГ. 7 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для моделирования, проектирования подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных структурах пласта коллектора и оценки активного объема ПΧΓ.
Известен способ моделирования пластово-флюидальной системы разрабатываемого месторождения (см. Патент RU 2468203 C1, опубл. 27.11.2012, МПК E21B 49/00, G01N 15/08). Способ включает в себя отбор образцов породы, экстракцию, высушивание и насыщение газоконденсатной смесью образцов, моделирование процесса выпадения конденсата в образцах. При этом из упомянутых образцов формируют имитатор породы пласта (ИПП) в виде насыпной модели с типичными для разрабатываемого месторождения значениями пористости и проницаемости и приготавливают рекомбинированную пробу пластового газа, включающую связанную воду, связанную нефть, сырой газ и газ сепарации. Создают в ИПП начальную водонасыщенность, заполняют часть порового пространства ИПП буферным газом, после чего замещают буферный газ углеводородной составляющей рекомбинированной пробы до тех пор, пока в ИПП не будет закачано такое количество связанной нефти, которое соответствует содержанию связанной нефти в поровом пространстве разрабатываемого месторождения.
Недостатком известного способа является то, что он не может быть использован при изучении проблем моделирования, проектирования, технологических расчетов подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных структурах и оценки активного объема ПХГ. Для корректного лабораторного определения технологических параметров проектируемого ПХГ в водоносной трещиновато-поровой структуре, таких, например, как активный объем Vак, фазовые проницаемости структуры по газу и воде, необходимо обеспечить как одноразовую, так и циклическую закачку газа в модель пласта коллектора, а также моделировать поведение флюидальной системы при отборе газа.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является создание способа моделирования и оценки активного объема ПХГ в водоносных трещиновато-поровых структурах, адекватно отражающего поведение натурного пласта-коллектора проектируемого ПХГ.
Данный технический результат достигается за счет того, что способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах включает в себя отбор представительных образцов породы, имеющих типичные для подземного хранилища газа значения пористости и проницаемости, формирование имитатора породы пласта путем последовательного размещения представительных образцов породы в кернодержателе, подключение на вход имитатора породы пласта прецизионных насосов для закачки воды и газа, заполнение имитатора породы пласта водой и газом в объемах, соответствующих значениям начальной газо- и водонасыщенности подземного хранилища газа, определение открытого объема порового пространства имитатора породы пласта по объему закачанных в имитатор породы пласта воды и газа, установление пластовой температуры, создание в имитаторе породы пласта давления обжима и пластового давления, соответствующих значениям горного и пластового давлений подземного хранилища газа, и закрытие выхода имитатора породы пласта, последующую закачку газа на вход в имитатор породы пласта с помощью прецизионного насоса, достигая максимального для подземного хранилища газа значения пластового давления, имитацию отбора газа путем выпуска газа со входа имитатора породы пласта, достигая минимального для подземного хранилища газа значения пластового давления с регистрацией объема вышедшего газа и воды, определение активного газового объема имитатора породы пласта по разнице объемов газа и воды, вышедших из имитатора породы пласта, с последующим определением активного газового объема подземного хранилища газа, который определяют как произведение открытого объема порового пространства подземного хранилища газа на частное от деления активного газового объема имитатора породы пласта и открытого объема порового пространства имитатора породы пласта.
К выходу имитатора породы пласта может быть подключен гидродинамический демпфер, имитирующий сжатие или восстановление водоносной структуры при закачке или отборе газа.
Гидродинамический демпфер может состоять из гидравлического аккумулятора, вход которого подключен к выходу имитатора породы пласта, и калиброванного насоса, подсоединенного к выходу гидравлического аккумулятора, который может представлять собой сосуд высокого давления, разделенный на две части плавающим поршнем, причем первая часть сосуда заполнена водой и подключена к выходу имитатора породы пласта, а вторая часть заполнена гидравлической жидкостью и подключена к калиброванному насосу.
Гидродинамический демпфер может состоять из калиброванного насоса, заполненного водой. При увеличении давления до максимального значения пластового давления для подземного хранилища газа может быть увеличен также и объем гидродинамического демпфера на величину ΔV, обеспечивающую максимальное контактирование закачиваемого газа с поровой структурой имитатора породы пласта, а при снижении давления до минимального значения пластового давления для подземного хранилища газа уменьшают объем гидродинамического демпфера на упомянутую величину ΔV. При этом величину ΔV выбирают таким образом, чтобы при закачке газа в имитатор породы пласта газ заполнял только поровое пространство имитатора породы пласта и не поступал в гидродинамический демпфер.
Закачку газа и имитацию отбора газа могут осуществлять циклически.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется на Фиг. 1-3, где на Фиг. 1 представлена схема установки для проведения экспериментов по одноразовой и циклической закачке/отбору газа в водоносных структурах, на Фиг. 2 показаны результаты лабораторных экспериментов по измерению активного объема имитатора породы пласта (ИПП) при закачке/отборе газа, а на Фиг. 3 приведены результаты эксперимента по вытеснению воды газом из ИПП, проведенного при пластовых условиях с целью выбора оптимального объема ΔV гидродинамического демпфера при функционировании предлагаемого способа.
На Фиг. 1 показаны: 1 - имитатор породы пласта, сформированный из представительных образцов породы, имеющих типичные для ПХГ значения пористости и проницаемости, выстроенных в последовательность и помещенных в кернодержатель; 2, 3 - прецизионные насосы для закачки воды и газа соответственно; 4 - датчик температуры; 5-9 - датчики давления; 10 - пресс давления обжима для обеспечения давления обжима ИПП; 11 - трехходовой регулирующий клапан; 12 - гидравлический аккумулятор; 13 - калиброванный насос; 14-18 - запорные вентили; 19 - управляемый регулятор давления; 20 - управляющий насос; 21 - первый сепаратор; 22 - счетчик газа; 23 - регулятор давления; 24 - второй сепаратор; 25 - гидродинамический демпфер.
Насосы 2,3 подают на вход ИПП воду и газ, обеспечивая создание начальных значений газо- и водонасыщенностей ИПП 1 при пластовом давлении Pпл, контролируемом датчиками давления 5 и 6 соответственно. Температуру ИПП 1 измеряют датчиком температуры 4, а давление обжима ИПП обеспечивают прессом давления обжима 10, подключенного через запорный вентиль 18 к внешней поверхности ИПП 1, и контролируют датчиком давления 8. К выходу ИПП 1 через трехходовой регулирующий клапан 11 подключен гидродинамический демпфер 25. Гидродинамический демпфер 25 представляет собой гидравлический аккумулятор 12, соединенный через запорный вентиль 16 с калиброванным насосом 13. Трехходовой регулирующий клапан 11 обеспечивает три режима работы: а) полное закрытие выхода ИПП 1; б) подключение выхода ИПП 1 только к гидродинамическому демпферу; в) подключение ИПП 1 только к регулятору давления 23 при обеспечении фильтрации через модель пласта и при последующем измерении профильтрованного количества воды и газа на втором сепараторе 24. На вход ИПП 1 через запорный вентиль 17 также подключен управляемый посредством управляющего насоса 20 регулятор давления 19, осуществляющий плавный выпуск газа из ИПП 1. Первый сепаратор 21 и счетчик газа 22 измеряют объем вышедших из модели газа Vг и воды Vв.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом. Отбирают представительные образцы породы. Формируют ИПП 1 путем последовательного размещения представительных образцов породы в кернодержателе. Имитатор породы пласта ИПП 1 формируют, как правило, из образцов цилиндрической формы кернового материала водоносной структуры. Образцы керна укладывают в кернодержатель, причем образцы с большей проницаемостью располагают на входе ИПП 1. Вместе с тем иногда из-за отсутствия кернового материала соответствующей водоносной структуры для оценки активного объема ПХГ удобно использовать насыпную модель - имитатор породы пласта. В этом случае кернодержатель наполняют смесью речного песка и маршалита в пропорции, соответствующей составу кернового материала водоносной структуры, и уплотняют до получения необходимых значений пористости и проницаемости проектируемого ПХГ.
Определяют величину открытого порового пространства ИПП 1. Для этого ИПП 1 вакуумируется, а затем заполняется водой и газом. Тогда объем воды и газа, вошедшего в вакуумированный ИПП 1, и будет представлять искомую величину открытого порового пространства.
Создают в ИПП 1 давление обжима Pоб, пластовое давление Pпл и пластовую температуру tпл, которые соответствуют термобарическим условиям моделируемого ПХГ.
ИПП предполагает возможность создания как температуры tпл, так и давления обжима Pоб и пластового давления Pпл за счет специальной конструкции кернодержателя: выстроенные в последовательность представительные образцы породы помещаются в резиновую муфту (на фиг. не показана), которая затем размещается в полости металлического стакана (на фиг. не показан), образуя в нем внутреннюю цилиндрическую концентрическую поверхность и герметичное пространство. Тогда давление обжима Pоб легко создать нагнетанием, например, масла с помощью пресса давления обжима 10 в боковой зазор, образуемый внутренней боковой поверхностью стакана и поверхностью резиновой муфты. Пластовое давление Pпл создают нагнетанием воды или газа с помощью насосов 2 и 3 через торцевую поверхность резиновой муфты с помещенными в нее представительными образцами породы. Пластовая температура tпл обеспечивается, например, циркуляцией масла необходимой температуры в боковом зазоре ИПП 1 с помощью насоса 10. Нагнетая при Pпл через торцевую поверхность резиновой муфты последовательно воду, а затем газ, добиваются (по балансу входящих и выходящих потоков воды и газа) необходимых значений начальной водо- и газонасыщенностей, характерных для водоносных структур проектируемого ПХГ.
Далее закрывают выход ИПП 1 с помощью трехходового регулирующего клапана 11 (режим работы (а)), а также запорные вентили 14 и 17. На вход ИПП 1 прецизионным насосом 3 через открытый запорный вентиль 15 нагнетают газ. При этом пластовое давление Pпл увеличивается до величины давления Pмакс. Давление Pмакс является технологическим параметром ПХГ и выбирается в результате тщательного анализа геологической информации и особенностей строения пласта коллектора. Нагнетаемый газ оттесняет содержащуюся в ИПП 1 воду к выходу модели пласта. При достижении давления Pмакс запорный вентиль 15 закрывают и таким образом имитируют период хранения газа в ПХГ.
Далее имитируют процесс отбора газа: запорный вентиль 17 открывают и со входа ИПП 1 происходит сбрасывание газа через управляемый регулятор давления 19 в первый сепаратор 21 и счетчик газа 22. Управляющий насос 20 обеспечивает необходимый темп сбрасывания газа до Pмин, подавая опорное давление на управляемый регулятор давления 19. Давление Pмин является технологическим параметром ПХГ и выбирается в результате тщательного анализа геологической информации и особенностей строения пласта коллектора. Темп сбрасывания газа задается из соразмерности натурных и модельных периодов закачки/хранения/отбора газа. Объем газа Vг, вышедшего в процессе сбрасывания давления, измеряют с помощью первого счетчика газа 22 и затем приводят к пластовым условиям, а объем воды Vв, вышедшей из модели пласта в процессе сбрасывания давления, измеряют на первом сепараторе 21, затем приводят к пластовым условиям.
Определяют активный газовый объем имитатора породы пласта Vак. по разнице объемов газа и воды, вышедших из имитатора породы пласта.
Далее определяют активный газовый объем подземного хранилища газа Vак.пхг, который определяют как произведение открытого порового пространства подземного хранилища газа на частное от деления активного газового объема имитатора породы пласта и открытого порового пространства имитатора породы пласта:
Так как объем порового пространства модели пласта коллектора Vпор измерен в начале эксперимента, а объем порового пространства ПХГ Vпор.пхг обычно известен из анализа фильтрационно-емкостных свойств и геологической информации структуры ПХГ, то, зная активный объем модели пласта Vак. и используя выражение (2), определяют активный объем проектируемого подземного хранилища газа Vак.пхг.
Для повышения точности определения Vг (см. выражение (1)) и обеспечения оптимального контактирования закачиваемого газа с водоносной поровой структурой к выходу имитатора породы пласта подключают гидродинамический демпфер, имитирующий сжатие или восстановление водоносной структуры при закачке или отборе газа. Гидродинамический демпфер (ГД) 25 может представлять собой гидравлический аккумулятор 12: сосуд для определения свойств жидкости при различных давлениях, объемах и температуре (сосуд PVT), разделенный плавающим поршнем на две части, причем первая часть заполняется водой и подключается через клапан 11 к выходу ИПП 1, а вторая часть заполняется любой гидравлической жидкостью (маслом, керосином, этиленгликолем и т.д.). Вторая часть гидравлического аккумулятора может быть нагружена также и на калиброванный насос 13 через запорный вентиль 16.
Как предпочтительный вариант, ГД может представлять собой калиброванный насос 13, заполненный водой и подключенный через клапан 11 к выходу ИПП 1. В этом случае при закачке газа в ИПП 1 через вентиль 15 и подъеме давления до Pмах одновременно увеличивается объем ГД на величину ΔV, причем величину ΔV выбирают таким образом, чтобы при закачке газа в имитатор породы пласта газ заполнял только поровое пространство имитатора породы пласта и не поступал в гидродинамический демпфер. При сбросе давления до величины Pмин (при открытом вентиле 17) калиброванный насос 13 уменьшает объем ГД на ту же величину ΔV. Таким образом, обеспечивается максимальное взаимодействие пористой среды ИПП с закачиваемым газом и оптимально моделируются натурные условия закачки/отбора газа при функционировании ПХГ.
Величину ΔV выбирают из соображений реального моделирования поведения водоносной системы, на базе которой проектируется ПХГ: газ при закачке должен контактировать с пористой средой ИПП 1 как можно в большем объеме модели. Для правильного выбора величины ΔV используют эксперимент по вытеснению воды, содержащейся изначально в ИПП 1, газом. В этом случае запорные вентили 14, 17 закрывают, а запорный вентиль 15 открывают. К выходу ИПП 1 через трехходовой регулирующий клапан 11 подключают только регулятор давления 23, а гидродинамический демпфер 25 отключают. Газ с помощью прецизионного насоса 3 через вентиль 15 подают в ИПП 1 при пластовом давлении Pпл, который вытесняет часть содержащейся там воды. Вода после регулятора давления 23 поступает во второй сепаратор 24, в котором измеряют объем воды вытесненный газом Vвыт. Тогда величина технологического параметра ΔV выбирается из условия:
Например, величина ΔV может быть равной ½ Vвыт, что обеспечивает максимальное заполнение пористой среды ИПП 1 закачиваемым газом.
На Фиг. 2 показана кривая увеличения объема воды, вытесненной из ИПП 1 при закачке метана. Модель пласта коллектора имеет следующие параметры: длина - 42 см, поровый объем - 11 см3. Фильтрация метана осуществлялась при пластовом давлении Pпл=25 МПа; давлении обжима (горное давление) - Pоб=56 МПа и пластовой температуре tпл=110°C. Из Фиг. 2 видно, что при длительной закачке метана из модели пласта коллектора можно вытеснить порядка 0,175 поровых объемов воды, то есть при Vпор=11 см3 вытесненный из модели объем воды будет равен Vвыт ≈1,93 см3. Таким образом, величина ΔV может быть выбрана порядка 1 см3.
Величина размаха давления ΔP при закачке/отборе газа обычно задается технологическим расчетом, исходя из планируемых технологических параметров ПХГ, тщательного анализа геологической информации и особенностей строения пласта.
В реальных условиях эксплуатации ПХГ закачка и отбор газа производятся многократно (циклически). В этом случае при циклической закачке/отборе газа величина активно объема Vак может изменяться. Предлагаемый способ позволяет смоделировать процесс циклической закачки/отбора газа и оценить динамику изменения активного объема Vак.
На Фиг. 3 показана динамика изменения активного объема Vак, пронормированного на поровый объем ИПП, от номера цикла закачки/отбора газа. В модели пласта коллектора длиной 42 см и с поровым объемом 11 см3 создавались пластовые условия: Pпл=25 МПа; Pоб=56 МПа; tпл=110°C. Затем осуществлялась циклическая закачка/отбор метана. После каждого цикла оценивался активный объем модели пласта коллектора Vак. Всего произведено 5 циклов закачки/отбора (точки на Фиг. 3). Экспериментальная сплошная линия экстраполирована на 15 циклов закачки/отбора (штриховая линия). Из Фиг. 3 видно, что активный объем Vак резко возрастает при первых циклах закачки/отбора метана, а начиная с 4 цикла темп возрастания активного объема уменьшается, а сам активный объем Vак, нормированный на поровый объем модели, стремится к предельной величине порядка 0,4.
Предлагаемый способ позволяет моделировать и оценивать активный объем ПХГ в водоносных трещиновато-поровых структурах, адекватно отражающий поведение натурного пласта-коллектора проектируемого ПХГ.
Claims (8)
1. Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах, включающий в себя отбор представительных образцов породы, имеющих типичные для подземного хранилища газа значения пористости и проницаемости, формирование имитатора породы пласта путем последовательного размещения представительных образцов породы в кернодержателе, подключение на вход имитатора породы пласта прецизионных насосов для закачки воды и газа, заполнение имитатора породы пласта водой и газом в объемах, соответствующих значениям начальной газо- и водонасыщенности подземного хранилища газа, определение открытого объема порового пространства имитатора породы пласта по объему закачанных в имитатор породы пласта воды и газа, установление пластовой температуры, создание в имитаторе породы пласта давления обжима и пластового давления, соответствующих значениям горного и пластового давлений подземного хранилища газа, и закрытие выхода имитатора породы пласта, последующую закачку газа на вход в имитатор породы пласта с помощью прецизионного насоса, достигая максимального для подземного хранилища газа значения пластового давления, имитацию отбора газа путем выпуска газа со входа имитатора породы пласта, достигая минимального для подземного хранилища газа значения пластового давления с регистрацией объема вышедшего газа и воды, определение активного газового объема имитатора породы пласта по разнице объемов газа и воды, вышедших из имитатора породы пласта, с последующим определением активного газового объема подземного хранилища газа, который определяют как произведение открытого объема порового пространства подземного хранилища газа на частное от деления активного газового объема имитатора породы пласта и открытого объема порового пространства имитатора породы пласта.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к выходу имитатора породы пласта подключают гидродинамический демпфер, имитирующий сжатие или восстановление водоносной структуры при закачке или отборе газа.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что гидродинамический демпфер состоит из гидравлического аккумулятора, вход которого подключен к выходу имитатора породы пласта, и калиброванного насоса, подсоединенного к выходу гидравлического аккумулятора.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что гидравлический аккумулятор представляет собой сосуд высокого давления, разделенный на две части плавающим поршнем, причем первая часть сосуда заполнена водой и подключена к выходу имитатора породы пласта, а вторая часть заполнена гидравлической жидкостью и подключена к калиброванному насосу.
5. Способ по п. 2, отличающийся тем, что гидродинамический демпфер состоит из калиброванного насоса, заполненного водой.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что при увеличении давления до максимального значения пластового давления для подземного хранилища газа, увеличивают также и объем гидродинамического демпфера на величину ΔV, обеспечивающую максимальное контактирование закачиваемого газа с поровой структурой имитатора породы пласта, а при снижении давления до минимального значения пластового давления для подземного хранилища газа уменьшают объем гидродинамического демпфера на упомянутую величину ΔV.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что величину ΔV выбирают таким образом, чтобы при закачке газа в имитатор породы пласта газ заполнял только поровое пространство имитатора породы пласта и не поступал в гидродинамический демпфер.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку газа и имитацию отбора газа осуществляют циклически.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014126678/03A RU2558838C1 (ru) | 2014-07-02 | 2014-07-02 | Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014126678/03A RU2558838C1 (ru) | 2014-07-02 | 2014-07-02 | Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2558838C1 true RU2558838C1 (ru) | 2015-08-10 |
Family
ID=53796074
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014126678/03A RU2558838C1 (ru) | 2014-07-02 | 2014-07-02 | Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2558838C1 (ru) |
Cited By (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104914230A (zh) * | 2015-05-19 | 2015-09-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种计算岩心起始充注压力的实验方法和装置 |
| CN105114062A (zh) * | 2015-09-21 | 2015-12-02 | 山东科技大学 | 一种模拟低渗水平井渗流规律的实验装置及实验方法 |
| CN105223116A (zh) * | 2015-08-28 | 2016-01-06 | 中国石油天然气集团公司 | 一种基于核磁共振谱系数法计算束缚水饱和度的方法 |
| CN105424579A (zh) * | 2015-12-02 | 2016-03-23 | 中国地质大学（武汉） | 一种煤层气井泥饼静态模拟装置及方法 |
| CN106596380A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-04-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩分段压裂水平井压裂液返排能力评价方法及装置 |
| CN107192653A (zh) * | 2017-07-04 | 2017-09-22 | 福州大学 | 地下水封洞库岩体水封条件的测试装置及试验方法 |
| CN107916927A (zh) * | 2017-09-19 | 2018-04-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气藏开发方法、装置和系统 |
| CN108061699A (zh) * | 2017-12-14 | 2018-05-22 | 刘敬寿 | 一种多期次、多尺度裂缝孔渗参数定量预测方法 |
| CN108119132A (zh) * | 2017-11-22 | 2018-06-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密砂岩气藏近井带径向渗流含水饱和度模拟装置及方法 |
| CN108414307A (zh) * | 2018-01-30 | 2018-08-17 | 成都理工大学 | 一种填砂模型压制及原位毛管压力曲线测试装置 |
| RU2682819C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-03-21 | Публичное акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа |
| CN110044778A (zh) * | 2019-05-24 | 2019-07-23 | 贵州大学 | 一种模拟岩溶裂隙-管道水流及溶质运移规律的试验设备 |
| CN110487697A (zh) * | 2019-07-29 | 2019-11-22 | 北京科技大学 | 注超临界二氧化碳煤岩力学特性测试及压裂实验装置 |
| CN110552692A (zh) * | 2019-08-06 | 2019-12-10 | 山东科技大学 | 一种煤岩-致密砂岩之间气态烃碳同位素交换模拟方法 |
| CN111272630A (zh) * | 2020-02-28 | 2020-06-12 | 西南石油大学 | 致密岩心人工裂缝参数的计算方法 |
| CN113109546A (zh) * | 2021-04-20 | 2021-07-13 | 西南石油大学 | 一种预测地下储气库储层干化结盐范围的实验装置及方法 |
| CN113567315A (zh) * | 2020-04-28 | 2021-10-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 储气库多轮次注采过程储层岩石压缩系数测定实验系统及实验方法 |
| CN114136861A (zh) * | 2021-11-29 | 2022-03-04 | 成都理工大学 | 一种储气库近井地带干化盐析效应实验系统及评价方法 |
| CN114970153A (zh) * | 2022-05-25 | 2022-08-30 | 重庆科技学院 | 一种油气藏型地下储气库多周期注采动态库容计算方法 |
| CN114961659A (zh) * | 2022-07-12 | 2022-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种储气库注采井注采装置以及诱喷排液方法 |
| CN116291407A (zh) * | 2023-02-17 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法 |
| CN117722262A (zh) * | 2024-02-18 | 2024-03-19 | 成都英沃信科技有限公司 | 一种天然气废弃储层作气体循环储能库的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU1153619C (ru) * | 1983-12-27 | 1994-04-30 | Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов газоконденсатных месторождений |
| US7295927B2 (en) * | 2003-09-15 | 2007-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Determining water saturation for oil bearing thin-bedded formation having anisotropic resistivity |
| RU2315978C1 (ru) * | 2006-09-14 | 2008-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Способ определения водонасыщенности керна |
| RU2407889C1 (ru) * | 2009-08-03 | 2010-12-27 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Способ определения анизотропии проницаемости пласта в лабораторных условиях |
| RU2468203C1 (ru) * | 2011-05-10 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ моделирования пластово-флюидальной системы разрабатываемого месторождения |
-
2014
- 2014-07-02 RU RU2014126678/03A patent/RU2558838C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU1153619C (ru) * | 1983-12-27 | 1994-04-30 | Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов газоконденсатных месторождений |
| US7295927B2 (en) * | 2003-09-15 | 2007-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Determining water saturation for oil bearing thin-bedded formation having anisotropic resistivity |
| RU2315978C1 (ru) * | 2006-09-14 | 2008-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Способ определения водонасыщенности керна |
| RU2407889C1 (ru) * | 2009-08-03 | 2010-12-27 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Способ определения анизотропии проницаемости пласта в лабораторных условиях |
| RU2468203C1 (ru) * | 2011-05-10 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ моделирования пластово-флюидальной системы разрабатываемого месторождения |
Cited By (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104914230A (zh) * | 2015-05-19 | 2015-09-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种计算岩心起始充注压力的实验方法和装置 |
| CN105223116A (zh) * | 2015-08-28 | 2016-01-06 | 中国石油天然气集团公司 | 一种基于核磁共振谱系数法计算束缚水饱和度的方法 |
| CN105114062A (zh) * | 2015-09-21 | 2015-12-02 | 山东科技大学 | 一种模拟低渗水平井渗流规律的实验装置及实验方法 |
| CN105114062B (zh) * | 2015-09-21 | 2020-08-04 | 山东科技大学 | 一种模拟低渗水平井渗流规律的实验装置及实验方法 |
| CN105424579A (zh) * | 2015-12-02 | 2016-03-23 | 中国地质大学（武汉） | 一种煤层气井泥饼静态模拟装置及方法 |
| CN106596380B (zh) * | 2016-12-30 | 2023-11-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩分段压裂水平井压裂液返排能力评价方法及装置 |
| CN106596380A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-04-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩分段压裂水平井压裂液返排能力评价方法及装置 |
| CN107192653B (zh) * | 2017-07-04 | 2019-09-13 | 福州大学 | 地下水封洞库岩体水封条件的测试装置及试验方法 |
| CN107192653A (zh) * | 2017-07-04 | 2017-09-22 | 福州大学 | 地下水封洞库岩体水封条件的测试装置及试验方法 |
| CN107916927A (zh) * | 2017-09-19 | 2018-04-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气藏开发方法、装置和系统 |
| CN108119132A (zh) * | 2017-11-22 | 2018-06-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密砂岩气藏近井带径向渗流含水饱和度模拟装置及方法 |
| CN108061699A (zh) * | 2017-12-14 | 2018-05-22 | 刘敬寿 | 一种多期次、多尺度裂缝孔渗参数定量预测方法 |
| CN108061699B (zh) * | 2017-12-14 | 2020-01-21 | 中国石油大学(华东) | 一种多期次、多尺度裂缝孔渗参数定量预测方法 |
| CN108414307A (zh) * | 2018-01-30 | 2018-08-17 | 成都理工大学 | 一种填砂模型压制及原位毛管压力曲线测试装置 |
| RU2682819C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-03-21 | Публичное акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа |
| CN110044778A (zh) * | 2019-05-24 | 2019-07-23 | 贵州大学 | 一种模拟岩溶裂隙-管道水流及溶质运移规律的试验设备 |
| CN110487697A (zh) * | 2019-07-29 | 2019-11-22 | 北京科技大学 | 注超临界二氧化碳煤岩力学特性测试及压裂实验装置 |
| CN110487697B (zh) * | 2019-07-29 | 2023-12-19 | 北京科技大学 | 注超临界二氧化碳煤岩力学特性测试及压裂实验装置 |
| CN110552692A (zh) * | 2019-08-06 | 2019-12-10 | 山东科技大学 | 一种煤岩-致密砂岩之间气态烃碳同位素交换模拟方法 |
| CN111272630A (zh) * | 2020-02-28 | 2020-06-12 | 西南石油大学 | 致密岩心人工裂缝参数的计算方法 |
| CN113567315A (zh) * | 2020-04-28 | 2021-10-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 储气库多轮次注采过程储层岩石压缩系数测定实验系统及实验方法 |
| CN113567315B (zh) * | 2020-04-28 | 2024-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 储气库多轮次注采过程储层岩石压缩系数测定实验系统及实验方法 |
| CN113109546B (zh) * | 2021-04-20 | 2022-02-08 | 西南石油大学 | 一种预测地下储气库储层干化结盐范围的实验装置及方法 |
| CN113109546A (zh) * | 2021-04-20 | 2021-07-13 | 西南石油大学 | 一种预测地下储气库储层干化结盐范围的实验装置及方法 |
| CN114136861A (zh) * | 2021-11-29 | 2022-03-04 | 成都理工大学 | 一种储气库近井地带干化盐析效应实验系统及评价方法 |
| CN114136861B (zh) * | 2021-11-29 | 2023-08-29 | 成都理工大学 | 一种储气库近井地带干化盐析效应实验系统及评价方法 |
| CN114970153A (zh) * | 2022-05-25 | 2022-08-30 | 重庆科技学院 | 一种油气藏型地下储气库多周期注采动态库容计算方法 |
| CN114961659A (zh) * | 2022-07-12 | 2022-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种储气库注采井注采装置以及诱喷排液方法 |
| CN116291407A (zh) * | 2023-02-17 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法 |
| CN116291407B (zh) * | 2023-02-17 | 2023-10-24 | 西南石油大学 | 油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法 |
| CN117722262A (zh) * | 2024-02-18 | 2024-03-19 | 成都英沃信科技有限公司 | 一种天然气废弃储层作气体循环储能库的方法 |
| CN117722262B (zh) * | 2024-02-18 | 2024-04-30 | 成都英沃信科技有限公司 | 一种天然气废弃储层作气体循环储能库的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2558838C1 (ru) | Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах | |
| CN103556993B (zh) | 低渗透油田平面五点法井网二氧化碳驱仿真实验模拟方法 | |
| CN106124377A (zh) | 高温高压条件下气藏反渗吸水锁伤害评价的实验测试方法 | |
| RU2001117584A (ru) | Способ и устройство для оценки физических параметров подземного залегания на основе произведенного в нем отбора проб буровой мелочи | |
| CN104101564A (zh) | 一种非稳态高温高压测试低渗透岩心启动压力梯度的装置及方法 | |
| CN109900614A (zh) | 测定超低渗岩心渗透率的方法 | |
| CN205643096U (zh) | 一种测试岩心相对渗透率的设备 | |
| CN107725046A (zh) | 一种评价油藏注水过程中毛管力的设备和方法 | |
| CN105156102A (zh) | 底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法 | |
| CN109138998A (zh) | 一种低渗储层高温高压渗吸驱油采收率的实验测试方法 | |
| CN106482924B (zh) | 岩石生烃流动模拟装置 | |
| CN107167413B9 (zh) | 一种致密岩心视渗透率测试装置及测试方法 | |
| CN107543912B (zh) | Co2-水-岩石动态反应系统及方法 | |
| CN104330344A (zh) | 岩心气水两相渗流动态测试方法与装置 | |
| CA2917819A1 (en) | Method and apparatus for quantitative measurement of hydrocarbon production with fluid imbibition | |
| CN109357986B (zh) | 高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法 | |
| CN105784567A (zh) | 一种测试岩心相对渗透率的设备和方法 | |
| CN205154116U (zh) | 凝析气藏解堵物理模拟实验装置 | |
| CN106448421B (zh) | 致密油储层开采模拟装置与方法 | |
| CN111878075A (zh) | 一种倾斜油藏气水协同注入分区采出程度的测试方法 | |
| CN115791565B (zh) | 测量致密气藏岩心渗透率的实验方法 | |
| CN105717255B (zh) | 复合溶剂浸泡吞吐循环实验装置与模拟开采方法 | |
| CN108533253B (zh) | 模拟非常规油气形成过程的方法和设备 | |
| CN115749703B (zh) | 一种注co2吞吐提高非均质底水气藏采出程度的方法 | |
| Pegler et al. | Fluid migration between confined aquifers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20191024 |