RU2655090C1 - Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа - Google Patents
Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655090C1 RU2655090C1 RU2017117748A RU2017117748A RU2655090C1 RU 2655090 C1 RU2655090 C1 RU 2655090C1 RU 2017117748 A RU2017117748 A RU 2017117748A RU 2017117748 A RU2017117748 A RU 2017117748A RU 2655090 C1 RU2655090 C1 RU 2655090C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- formation
- reservoir
- determined
- Prior art date
Links
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 8
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 18
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 100
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 241000556204 Huso dauricus Species 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ. Способ включает циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт с последующим отбором газа. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление (Pt ф) и объем отбора/закачки газа (qt), затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление (Pt Р) на момент времени t, после чего определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений (Pt Р) от (Pt ф), полученных при каждом i-м измерении. При этом текущее пластовое давление (Pt ф) измеряют в купольной части пласта, расчетное давление определяют путем итерации при различных значениях газонасыщенного порового объема пласта (Ω0), коэффициента потерь газа (Сп) и коэффициента активности пластовой воды (Св) для эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом или при различных значениях (Ω0) и (Сп) для эксплуатации ПХГ с газовым режимом. Итерацию выполняют до достижения минимального значения функции (F), после чего, с учетом полученного в результате итерации коэффициента потерь газа (Сп), определяют потери газа
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).
Известен способ исследования динамических процессов газовой среды ПХГ (патент РФ №2167288, Е21В 47/00, опубл. 20.05.2001), включающий введение в пласт через разные нагнетательные скважины индикаторов в газовом носителе, отбор проб газа из добывающих скважин и определение концентраций индикаторов во времени в продукции добывающих скважин. В период максимального давления газа выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади, при этом используют индикаторы нескольких цветов, а закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества в расчетном количестве. В период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величины одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, расположенных в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, и определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета и объемной скорости газа всех добывающих скважин, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую добывающую скважину, по заданной формуле. Строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направления внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны. Недостатком известного способа является возможность только качественной оценки потерь газа и отсутствие возможности их количественной оценки.
Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ определения герметичности подземных хранилищ газа (патент РФ №2526434, Е21В 47/10, опубл. 20.08.2014). В известном способе осуществляют циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа в пласт с последующим отбором газа. Воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление (Рt ф) и объем отбора (или закачки) газа. С учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в ПХГ (Pt Р) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа. Затем определяют функцию (F) как среднеарифметическое значение отклонений (Pt P) от (Рt ф), полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и функцию (Fy) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа и при выполнении неравенства Fy<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище. Указанный способ не позволяет определить величину потерь газа при утечках из ПХГ при его эксплуатации.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа количественной оценки потерь газа при эксплуатации ПХГ, позволяющего определять величину потерь газа из ПХГ.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ), включающем циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт до достижения величины пластового давления, не превышающего максимально допустимого проектного значения, с последующим отбором газа до достижения величины не ниже минимально допустимого проектного значения, в каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление (Рt ф) и объем отбора/закачки газа (qt). Затем, с учетом измеренных параметров, определяют расчетное давление (Pt Р) на момент времени t, после чего определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений (Pt P) от (Рt ф), полученных при каждом i-м измерении. При этом текущее пластовое давление (Рt ф) измеряют в купольной части пласта. Расчетное давление определяют путем итерации при различных значениях газонасыщенного порового объема пласта (Ω0), коэффициента потерь газа (Сп) и коэффициента активности пластовой воды (Св) для эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом из соотношения
где Ро - начальное пластовое давление,
Zо - начальный коэффициент сверхсжимаемости газа,
Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа на момент времени t,
qt - объем закачки (или отбора) газа на момент времени t,
Сп - коэффициент потерь газа,
Qв - объем подвижной пластовой воды, причем
где Св - коэффициент активности пластовой воды,
Pt - текущее давление в залежи,
Рст - начальное гидростатическое давление,
или при различных значениях (Ω0) и (Сп) для эксплуатации ПХГ с газовым режимом из соотношения
при этом итерацию с изменением параметров (Ω0), (Сп), (Св) выполняют до достижения минимального значения функции (F)
где n - количество замеров пластового давления,
i - порядковый номер замера пластового давления, после чего, с учетом полученного в результате итерации коэффициента потерь газа (Сп), определяют потери газа в ПХГ на момент времени t
При эксплуатации ПХГ без количественного учета пластовых потерь газа нарушается учет объема газа в пласте, что может привести к серьезным осложнениям при создании и выходе хранилища на циклический режим эксплуатации.
Для ПХГ изменение объема газа в пласте во времени определяется уравнением
где Vt - объем газа в пласте в момент времени t,
Переходя к интегральному виду, получаем
где Vo - объем газа в начальный момент времени.
Из уравнения материального баланса (Закиров С.Н. «Проектирование и разработка газовых месторождений». М.: Недра, 1974 г., с. 28-35) известно
где Ωt - газонасыщенный поровый объем пласта в момент времени t,
Pt - пластовое давление газа в момент времени t,
Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа в момент времени t.
Коэффициент сверхсжимаемости (Z) зависит от состава газа, температуры, давления и является справочным показателем (Требин Ф.А. «Добыча природного газа». М.: Недра, 1976 г., с. 78-85). Значения Z можно аппроксимировать полиномом вида
где а, b, с - коэффициенты полинома.
При водонапорном режиме эксплуатации ПХГ изменение величины Q, за время t происходит за счет движения пластовой воды при закачке/отборе газа в ПХГ, тогда уравнение (8) для ПХГ с водонапорным режимом примет вид
Эксплуатацию ПХГ с водонапорным режимом описывают через измеряемые параметры отбора (закачки) газа и пластового давления системой уравнений
При газовом режиме эксплуатации ПХГ изменения порового объема Ωt за время t не происходит, т.к. Ωt - постоянная величина и уравнение (8) для ПХГ с газовым режимом примет вид
Эксплуатацию ПХГ с газовым режимом описывают через измеряемые параметры отбора (закачки) газа и пластового давления системой уравнений
При наличии потерь газа при эксплуатации ПХГ уравнение (6) примет вид
Объем потерь газа при эксплуатации ПХГ можно описать уравнением вида (Закиров С.Н. «Проектирование и разработка газовых месторождений». М.: Недра, 1974 г., с. 220-226)
где Сп - коэффициент потерь газа при эксплуатации ПХГ.
При эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом с потерями газа уравнение (11) примет вид
Уравнение (17) с учетом движения пластовой воды при закачке (отборе) газа в ПХГ примет вид
При эксплуатации ПХГ с газовым режимом с потерями газа уравнение (13) примет вид
Значение расчетного давления в ПХГ определяют путем решения формул (18) и (19) относительно (Pt P).
Для оценки отклонения расчетного пластового давления (Pt P) от фактического (Рt Ф) используют функцию (F), определяемую как среднеарифметическое значение абсолютных отклонений (Рt P) от фактического (Рt Ф), полученных при каждом i-м измерении
При эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом функцию (F) определяют путем решения уравнения (18) относительно пластового давления (Рt P) при различных значениях параметров (Ω0, Cп, Св).
При эксплуатации ПХГ с газовым режимом функцию (F) определяют путем решения уравнения (19) относительно пластового давления (Рt P) при различных значениях параметров (Ω0, Cп).
Способ осуществляют следующим образом.
В процессе эксплуатации ПХГ осуществляют циклическое воздействие на продуктивный пласт. В каждом цикле через эксплуатационные скважины проводят закачку газа в продуктивный пласт с последующим отбором газа. Закачку газа проводят до достижения пластового давления в ПХГ, не превышающего максимально допустимого проектного значения. Отбор газа проводят до достижения пластового давления не ниже минимально допустимого проектного значения. В течение каждого цикла замеряют текущее пластовое давление (Рt Ф) в хранилище и объем отбора (закачки) газа (qt). Текущее пластовое давление (Рt Ф) измеряют в купольной части пласта, что позволяет получить наиболее достоверные значения измеряемых параметров и обеспечивает повышение точности учета газа. Затем определяют расчетное давление (Рt P) по формуле (18) для ПХГ с водонапорным режимом и по формуле (19) для ПХГ с газовым режимом. После чего определяют значения функции (F) по формуле (20) путем итерации при различных значениях параметров (Ω0, Cп, Св) для ПХГ с водонапорным режимом и при различных значениях (Ω0, Cп) для ПХГ с газовым режимом. Итерацию выполняют до момента, когда значение функции (F) перестает изменяться и определяют минимальное значение функции (Fmin). По найденному в результате итерации значению коэффициента потерь газа (Сп) определяют по формуле (16) объем потерь газа, количественное значение которого позволяет оценить риски при эксплуатации ПХГ и обеспечить проектные показатели и надежность ПХГ. Пример 1.
С помощью предлагаемого способа исследовали Калужское ПХГ с водонапорным режимом эксплуатации. Полученные в процессе исследования фактические значения пластового давления (Pt Ф) и объема закачки (отбора) газа (qt), а также расчетные значения пластовых давлений (Pt Р) и потерь газа в различные моменты времени приведены в таблице 1.
По результатам сравнения фактических и расчетных параметров и найденному в результате итерации значению коэффициента (Сп) были определены потери газа в различные моменты времени в указанном ПХГ при Fmin=2,823 и Сп=0,00001.
Пример 2.
С помощью предлагаемого способа исследовали Осиповичское ПХГ с газовым режимом эксплуатации. Полученные в процессе исследования фактические значения пластового давления (Рt ф) и объема закачки (отбора) газа (qt), а также расчетные значения пластовых давлений (Pt P) и потерь газа в различные моменты времени приведены в таблице 2.
По результатам сравнения фактических и расчетных параметров и найденному в результате итерации значению коэффициента (СП) были определены потери газа в различные моменты времени в указанном ПХГ при Fmin=1,92 и СП=0,037.
Таким образом, определение реальных количественных потерь газа с использованием наиболее достоверных, измеренных в купольной части пласта, значений текущего пластового давления в различные моменты времени позволяет повысить точность учета газа в хранилище, надежность ПХГ и обеспечить проектные показатели при эксплуатации ПХГ.
Claims (19)
- Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ), включающий циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт до достижения величины пластового давления, не превышающего максимально допустимого проектного значения, с последующим отбором газа до достижения величины не ниже минимально допустимого проектного значения, при этом в каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление (Рt ф) и объем отбора/закачки газа (qt), затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление (Pt P) на момент времени t, после чего определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений (Pt Р) от (Рt ф), полученных при каждом i-м измерении, отличающийся тем, что текущее пластовое давление (Рt ф) измеряют в купольной части пласта, расчетное давление определяют путем итерации при различных значениях газонасыщенного порового объема пласта (Ω0), коэффициента потерь газа (Сп) и коэффициента активности пластовой воды (Св) для эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом из соотношения
- где Ро - начальное пластовое давление,
- Zо - начальный коэффициент сверхсжимаемости газа,
- Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа на момент времени t,
- qt - объем закачки (или отбора) газа на момент времени t,
- Сп - коэффициент потерь газа,
- Qв - объем подвижной пластовой воды, причем
- где Св - коэффициент активности пластовой воды,
- Pt - текущее давление в залежи,
- Рст - начальное гидростатическое давление,
- или при различных значениях (Q0) и (Сп) для эксплуатации ПХГ с газовым режимом из соотношения
- при этом итерацию с изменением параметров (Ω0), (Сп), (Св) выполняют до достижения минимального значения функции (F)
- где n - количество замеров пластового давления,
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017117748A RU2655090C1 (ru) | 2017-05-22 | 2017-05-22 | Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017117748A RU2655090C1 (ru) | 2017-05-22 | 2017-05-22 | Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2655090C1 true RU2655090C1 (ru) | 2018-05-23 |
Family
ID=62202610
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017117748A RU2655090C1 (ru) | 2017-05-22 | 2017-05-22 | Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2655090C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1440821A1 (ru) * | 1986-10-17 | 1988-11-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Использования Газа В Народном Хозяйстве,Подземного Хранения Нефти,Нефтепродуктов И Сжиженных Газов "Вниипромгаз" | Способ испытани подземных резервуаров на герметичность |
RU2167288C2 (ru) * | 1999-06-17 | 2001-05-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа |
RU2244823C1 (ru) * | 2003-08-25 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ мониторинга за подземным размещением жидких промышленных отходов в глубоких водоносных горизонтах |
US20120039668A1 (en) * | 2010-08-10 | 2012-02-16 | Korea Institute Of Geoscience And Mineral Resources(Kigam) | Method of detecting gas leakage in geological gas reservoir by using pressure monitoring and geological gas storage system |
RU2526434C1 (ru) * | 2013-04-23 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения герметичности подземных хранилищ газа |
RU2540716C1 (ru) * | 2013-09-10 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации |
-
2017
- 2017-05-22 RU RU2017117748A patent/RU2655090C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1440821A1 (ru) * | 1986-10-17 | 1988-11-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Использования Газа В Народном Хозяйстве,Подземного Хранения Нефти,Нефтепродуктов И Сжиженных Газов "Вниипромгаз" | Способ испытани подземных резервуаров на герметичность |
RU2167288C2 (ru) * | 1999-06-17 | 2001-05-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа |
RU2244823C1 (ru) * | 2003-08-25 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ мониторинга за подземным размещением жидких промышленных отходов в глубоких водоносных горизонтах |
US20120039668A1 (en) * | 2010-08-10 | 2012-02-16 | Korea Institute Of Geoscience And Mineral Resources(Kigam) | Method of detecting gas leakage in geological gas reservoir by using pressure monitoring and geological gas storage system |
RU2526434C1 (ru) * | 2013-04-23 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения герметичности подземных хранилищ газа |
RU2540716C1 (ru) * | 2013-09-10 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10571384B2 (en) | Methods and systems for determining gas permeability of a subsurface formation | |
CN104583730B (zh) | 物质的压力、温度、应变分布测量系统、利用该系统的二氧化碳地下储存的监视方法、二氧化碳注入对地层稳定性的影响评估方法、以及结冰监视方法 | |
US10324230B2 (en) | Integrated interpretation of pressure and rate transients for production forecasting | |
CN109001243B (zh) | 一种采用低场核磁共振评价煤的动态水锁效应的方法与装置 | |
CN103226089B (zh) | 一种页岩气体渗透率测定方法 | |
CN107831103B (zh) | 一种压力脉冲衰减气测渗透率测试装置的精度评估方法 | |
CN109060639A (zh) | 一种长岩心相对渗透率曲线的测定方法 | |
RU2476670C1 (ru) | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) | |
RU2655090C1 (ru) | Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа | |
CN105952446B (zh) | 一种石油天然气气层成分含量测定方法 | |
RU2526434C1 (ru) | Способ определения герметичности подземных хранилищ газа | |
RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
CN105067793A (zh) | 测试页岩储层酸敏性的方法 | |
CN111241652B (zh) | 一种确定地层原油粘度的方法及装置 | |
CN104122182A (zh) | 矿井储层有效厚度下限的获取方法 | |
RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
CN106837318B (zh) | 岩层稠油含量获取方法和装置 | |
RU2540716C1 (ru) | Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации | |
Suleymanov et al. | Oil reservoir waterflooding efficiency evaluation method | |
CN108717036B (zh) | 一种油藏注水过程中动态相渗曲线的实验评价方法 | |
CN112946778A (zh) | 一种基于地下水浑浊度监测预警岩溶塌陷的方法 | |
CN112328953B (zh) | 气井的水侵识别方法、装置、设备及可读存储介质 | |
RU2104395C1 (ru) | Способ определения уровня в трубах | |
RU2720718C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяного пласта | |
RU2559327C2 (ru) | Способ исследования образцов горных пород |