RU2658422C1 - Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций - Google Patents
Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2658422C1 RU2658422C1 RU2017119791A RU2017119791A RU2658422C1 RU 2658422 C1 RU2658422 C1 RU 2658422C1 RU 2017119791 A RU2017119791 A RU 2017119791A RU 2017119791 A RU2017119791 A RU 2017119791A RU 2658422 C1 RU2658422 C1 RU 2658422C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- well
- injection
- target functional
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 24
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 5
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000009022 nonlinear effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области анализа и моделирования разработки нефтяных месторождений. Его использование позволяет за приемлемое для практики расчетное время получить один из наиболее благоприятных вариантов системы разработки или положения интервалов перфорации скважин. Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций при известном местоположении скважин включает расчет целевого функционала с использованием таких параметров пласта, как пористость, проницаемость, эффективная толщина, объем, критические насыщенности нефти и воды, вязкости флюидов. Для учета дополнительного фильтрационного сопротивления течению жидкости в околоскважинном пространстве при гидродинамическом моделировании нефтяных месторождений, а также сокращения временных затрат как на расчеты, так и на реализацию способа дополнительно используют скин-фактор, а изменение целевого функционала рассчитывается с помощью математического выражения, при этом используются технические ограничения на работу скважин Pwk,min≤Pwk≤Pwk,max, Qwk,min≤Qwk≤Qwk,max k=1, …, Nw., тогда давление в неоднородном пласте находится из системы уравнений. 1 табл.
Description
Изобретение относится к области анализа и моделирования разработки нефтяных месторождений. Его использование позволяет за приемлемое для практики расчетное время получить один из наиболее благоприятных вариантов системы разработки или положения интервалов перфорации скважин. Кроме того, изобретение может быть использовано в качестве автоматизированного инструмента при выполнении процедуры поиска оптимального назначения типов скважин.
Известен способ управления системой разработки нефтяного месторождения при известном местоположении скважин [Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И., Пономарев С.А. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984, 271 С. - Глава 5], который позволяет находить благоприятный вариант размещения нагнетательных скважин с точки зрения целевого функционала. При этом используются следующие параметры пласта: пористость, проницаемость, эффективная толщина, объем, критические насыщенности нефти и воды, вязкости флюидов.
Целевой функционал в известном способе представляет собой характеристику нефтеотдачи или суммарную по всем скважинам Nw добычу нефти:
где Т - период разработки, Ω - пласт с границей H и нормалью , qo - объем добытой нефти, - вектор управляющих параметров, который определяется из следующего соотношения:
где K=Kw+Ko - подвижность жидкости, - подвижность нефти, - подвижность воды, k - проницаемость, μo, μw - вязкость нефти и воды соответственно, sw - водонасыщенность, ko, kw - фазовые проницаемости нефти и воды соответственно, ϕ - импульс давления, который определяется из следующего уравнения:
Записывается гамильтониан задачи максимизации текущей добычи нефти:
Для решения задачи определения оптимального набора нагнетательных скважин Ninj в известном способе производится следующий алгоритм максимизации функционала (1) или гамильтониана (3):
Шаг 0. Полагаем l=0, Hl=0.
Шаг 2. Вычисляем ϕl (Ω) из уравнения (2), pl(Ω) из следующей системы уравнений:
∇(K∇p)=-q,
Шаг 3. Вычисляем Kiϕi(t)-Ko,i=qo,i для всех и определяем номер скважины k с максимальным значением qo,k.
Шаг 4. Если qo,k>0, то полагаем, вычисляем Hl по (3), и если число номеров меньше заданного ограничения, то переходим к шагу 2, иначе переходим к следующему шагу.
Шаг 5. Полагаем l←l+1, и если l≤Nw, то возвращаемся к шагу 1. Иначе из совокупности {Hl} выбираем вариант размещения скважин Ninj, выбираем вариант с максимальным значением гамильтониана H.
Недостатками известного способа являются неучет дополнительного фильтрационного сопротивления течению жидкости в околоскважинном пространстве при гидродинамическом моделировании нефтяных месторождений, а также весьма значительные временные затраты как на расчеты, так и на его реализацию.
Решаемой изобретением задачей является совершенствование способов управления разработки месторождения углеводородов за счет устранения указанных недостатков, учета скин-фактора и повышения быстродействия.
Поставленная задача решается тем, что при назначении нагнетательных и добывающих скважин и изменении их интервалов перфораций, включающем расчет целевого функционала с использованием таких параметров пласта, как пористость, проницаемость, эффективная толщина, объем, критические насыщенности нефти и воды, вязкости флюидов, дополнительно используют скин-фактор, а изменение целевого функционала рассчитывается следующим образом:
где объем Vij определяется исходя из решения задачи вытеснения нефти водой из зонально неоднородного пласта:
τij=αij/|ui-uj|, αij=α1,ijη(ui-uj)+α2,ij(1-η(ui-uj)),
при этом используются технические ограничения на работу скважин:
Pwk,min≤Pwk≤Pwk,max, Qwk,min≤Qwk≤Qwk,max k=1, …, Nw.,
тогда давление в неоднородном пласте находится из следующей системы уравнений:
где Qi - дебит/приемистость жидкости, Pw - значение забойного давления, Pc - значение давления на контуре питания, σ - значение гидропроводности, rw - радиус скважины, rij - расстояние между i-й и j-й скважинами, R - радиус контура питания, s - скин-фактор скважины.
Способ включает в себя выбор скважин под перевод из добывающих в нагнетательные и, наоборот, из нагнетательных в добывающие; выбор открытых и закрытых интервалов перфорации в скважинах для максимальной нефтеотдачи или наилучшего экономического состояния разработки месторождения.
Технический результат достигается благодаря тому, что технология основана на комбинировании формализма Лагранжа-Понтрягина, аналитического решения уравнений фильтрации и «жадного» алгоритма. Быстродействие метода обусловлено использованием аналитического решения, полученного при принятии некоторых упрощающих допущений о структуре фильтрационных потоков в пласте. Целевой функционал представлял собой объем добытой нефти в определенный момент времени (период разработки). Такой подход позволяет получить огромный выигрыш по времени расчетов даже для месторождений с большим количеством скважин для определения наилучшего варианта разработки месторождения углеводородов.
Для удобства и однозначного понимания целесообразно привести расшифровки и определения используемых далее обозначений, символов и/или терминов.
Систему разработки нефтяных месторождений определяют:
- порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку,
- сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу,
- способ регулирования баланса и использования пластовой энергии.
Объект разработки - один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.
Сетка скважин - характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки).
Под плотностью сетки скважин понимают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин.
Типы скважин - категории скважин с различным целевым назначением: добывающие, нагнетательные, разведочные, наблюдательные и пьезометрически.
Интервалы перфораций - интервал зацементированной колонны с перфорационными отверстиями, через которые обеспечивается сообщаемость пластов-коллекторов со скважиной, поступление в скважину нефти, газа, воды или нагнетание в пласты агентов при искусственном воздействии на них и др.
Характеристика нефтеотдачи ORF - recovery factor (ORF - это объем извлекаемой нефти за определенный период времени (период разработки)),
Экономическая характеристика - net present value (NPV) - чистый дисконтированный доход - это сумма дисконтированных значений потока платежей от проекта, приведенных к сегодняшнему дню. Он показывает величину денежных средств, которую инвестор ожидает получить от проекта, после того, как денежные притоки окупят его первоначальные инвестиционные затраты и периодические денежные оттоки, связанные с осуществлением проекта.
Скин-фактор - гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т.д.).
Обозначения:
u - управляющий параметр;
Pw - забойное давление;
P - пластовое давление;
Q - дебит скважины;
WI - индекс скважины;
V - подвижный поровый объем ячейки;
k - проницаемость;
μw и μo - вязкость соответственно воды и нефти;
V1 и V2 - подвижные поровые объемы зон;
L1 и L2 - длины зон;
ω1, ω2 - площади поперечного сечения зон;
φ1, φ2 - значения долей подвижного порового пространства зон;
Δр - разность давлений на нагнетательной и добывающей скважинах;
Swc - критическая насыщенность воды;
Sor - критическая насыщенность нефти;
J - целевой функционал;
t - время разработки;
Pc - давление на контуре питания;
σ - гидропроводность в разрезе скважины;
rw - радиус скважины;
rik - расстояние между i-й и k-й скважинами;
R - радиус контура питания;
s - скин-фактор скважины.
Рассмотрим сначала вспомогательную задачу управления добычей нефти с помощью изменения забойных давлений на скважинах: необходимо найти такие зависимости забойного давления от времени, при которых целевой функционал принимает максимальное значение. В качестве управления выбирается забойное давление, то есть u=Pw. Тогда выражение для дебита скважины можно представить в следующем виде (для простоты гравитационные члены не учитываются):
Q=ΣWI(P-u),
Суммирование производится по продуктивным интервалам, проходящим через ячейки разностной сетки.
Для решения рассматриваемой задачи используется допущение о том, что вводимые в эксплуатацию скважины могут быть только добывающими или нагнетательными (не работающих скважин быть не может). Если целью задачи является определение начальной системы разработки, то для этого необходимо определить такой вектор управления
при котором целевой функционал имеет максимум. При указанном допущении для нагнетательных скважин u0=umax, а для добывающих - u0=umin. Таким образом, если вектор u0 найден, то тип скважин определяется легко: при k-я, скважина является добывающей, а при - нагнетательной.
Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций заключается в следующем.
Начальный вариант назначения типов скважин и интервалов перфорации u0 преобразуется в оптимальный uopt путем минимизации целевого функционала J=J(u), за который можно принять, например, объем нефти, оставшейся в пласте в момент времени T:
J(u)=V(u,T)→min,
где объем V равен сумме всех объемов Vij
V(u,T)=ΣVij.
Зависимость Vij от управлений с учетом направления потока при условиях
можно представить в следующем общем виде:
τij=αij/|ui-uj|, αij=α1,ijη(ui-uj)+α2,ij(1-η(ui-uj)).
где η(х) - единичная функция Хевисайда, V0 - подвижный поровый объем ячейки в начальный момент времени, а τ равно t1 или t2 в зависимости от направления потока. При этом направление потока определяется знаком разности забойных давлений на скважинах. Если поток направлен от i-й к j-й скважине, то τij=t1, а когда поток направлен от скважины j к скважине i, то τji=t2⋅α1, t1 и α2, t2 определяются индивидуально для каждого ij-го контрольного объема согласно решению задачи вытеснения нефти водой из зонально неоднородного пласта [Косяков В.П., Родионов С.П. Определение наилучшего варианта расстановки галереи скважин в зонально-неоднородном пласте на основе аналитического решения // Вестник ТюмГУ, №4, 2012 г. С. 14-21]
t1=α1/Δp, t2=α2/Δp,
где t1 - время полного вытеснения нефти из пласта для варианта 1, когда нагнетательная скважина размещена в зоне 1, а добывающая - в зоне 2, t2 - время полного вытеснения нефти из пласта для варианта 2, когда нагнетательная скважина размещена в зоне 2, а добывающая - в зоне 1.
Отличительные особенности заявленного способа заключаются в том, что изменение целевого функционала рассчитывается по следующей формуле:
где при работе с реальными объектами важно учитывать технические ограничения на работу скважин, что можно выразить следующими неравенствами:
Pwk,min≤Pwk≤Pwk,max, Qwk,min≤Qwk≤Qwk,max k=1, …, Nw.
В таком случае расчет давления в неоднородном пласте будет производиться с помощью следующего аналитического решения:
Значения гидропроводностей σk и скин-факторов sk могут быть определены по результатам ГИС и ГДИС или путем решения задачи адаптации к истории разработки пласта.
Исследование вычислительной эффективности предлагаемого способа производилось на задачах гидродинамического моделирования заводнения нефтенасыщенного пласта. Рассматривались как синтетические, так и реальные гидродинамические модели. Период разработки выбирался таким образом, чтобы значение средней обводненности добываемой жидкости находилось в интервале 95-98%. Относительные фазовые проницаемости задавались в следующем виде:
Полученные при помощи предлагаемого системы разработки сравнивались с «точным решением» - системой, полученной в результате полного перебора всех возможных вариантов. В качестве целевых функционалов использовались ORF:
Синтетический пример (девятиточечная сетка скважин).
В качестве примера рассмотрим 2D задачу определения системы разработки в симметричном элементе девятиточечной сетки скважин, включающем 25×25 ячеек. Распределение проницаемости внутри элемента задавалось как однородным, так и неоднородным. В расчетах использовались два типа неоднородности зонально-неоднородного коллектора: «остров» и «река». Неоднородности таких типов могут представлять собой русла палеорек и баровые острова. Рассматривался случай неоднородного пласта, с высокопроницаемым включением типа «остров».
Значения проницаемости зон выбирались так, чтобы ее среднее значение по площади было равно 100 мД:
где K1 и K2 - значения проницаемостей для первой и второй зоны, S1 и S2 - соответствующие площади зон. Другие параметры задачи в обеих зонах принимали одинаковое значение.
Для случая высокопроницаемого включения (K1=60 мД, K2=210 мД). В этой системе нагнетательная скважина расположена в высокопроницаемой зоне, а добывающие скважины - в низкопроницаемой зоне. Такая же система разработки получена с помощью предлагаемого способа.
Реалистический пример.
В этом примере был выполнен расчет для изолированного участка одного из месторождений Казахстана, содержащего 54 скважины. Расчет с помощью предлагаемого способа позволил найти более благоприятную с точки зрения нефтеотдачи систему разработки. При добыче нефти по существующей системе разработки коэффициент извлечения нефти равен 0.043. Если бы добыча осуществлялась по существующей системе разработки, то этот коэффициент был бы равен 0.245. После проведения ее оптимизация с применением предлагаемого способа коэффициент извлечения нефти повысился и составил 0.265.
Таким образом, отличие коэффициентов извлечения нефти при текущей и оптимизированной системе разработки составил более 2%, что является существенным показателем.
Достигаемый технический результат может быть реализован только взаимосвязной совокупностью всех существенных признаков заявленного объекта, отраженных в формуле изобретения. Указанные в ней отличия дают основание сделать вывод о новизне данного технического решения, а совокупность испрашиваемых притязаний в связи с их неочевидностью - о его изобретательском уровне, что доказывается также вышеприведенным их детальным описанием. Соответствие критерию «промышленная применимость» предложенного метода доказывается как его реализацией, так и отсутствием в заявленных притязаниях каких-либо практически трудно реализуемых в промышленных масштабах признаков.
Claims (10)
- Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций, включающий расчет целевого функционала с использованием таких параметров пласта, как пористость, проницаемость, эффективная толщина, объем, критические насыщенности нефти и воды, вязкости флюидов, отличающийся тем, что дополнительно используют скин-фактор, а изменение целевого функционала рассчитывается следующим образом:
- где объем Vij определяется исходя из решения задачи вытеснения нефти водой из зонально неоднородного пласта:
- при этом используются технические ограничения на работу скважин:
- тогда давление в неоднородном пласте находится из следующей системы уравнений:
- где Qi - дебит/приемистость жидкости, Pw - значение забойного давления, Рс - значение давления на контуре питания, σ - значение гидропроводности, rw - радиус скважины, rij - расстояние между i-й и j-й скважинами, R - радиус контура питания, s - скин-фактор скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017119791A RU2658422C1 (ru) | 2017-06-06 | 2017-06-06 | Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017119791A RU2658422C1 (ru) | 2017-06-06 | 2017-06-06 | Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2658422C1 true RU2658422C1 (ru) | 2018-06-21 |
Family
ID=62713408
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017119791A RU2658422C1 (ru) | 2017-06-06 | 2017-06-06 | Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2658422C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11840927B2 (en) | 2020-09-18 | 2023-12-12 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for gas condensate well performance prediction |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2107155C1 (ru) * | 1993-06-16 | 1998-03-20 | Игорь Тихонович Мищенко | Способ разработки нефтяных месторождений |
US7725302B2 (en) * | 2003-12-02 | 2010-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system and program storage device for generating an SWPM-MDT workflow in response to a user objective and executing the workflow to produce a reservoir response model |
EA015435B1 (ru) * | 2005-07-27 | 2011-08-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ моделирования технологических показателей скважин |
RU2558549C1 (ru) * | 2014-03-31 | 2015-08-10 | Алексей Михайлович Зиновьев | Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины |
-
2017
- 2017-06-06 RU RU2017119791A patent/RU2658422C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2107155C1 (ru) * | 1993-06-16 | 1998-03-20 | Игорь Тихонович Мищенко | Способ разработки нефтяных месторождений |
US7725302B2 (en) * | 2003-12-02 | 2010-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system and program storage device for generating an SWPM-MDT workflow in response to a user objective and executing the workflow to produce a reservoir response model |
EA015435B1 (ru) * | 2005-07-27 | 2011-08-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ моделирования технологических показателей скважин |
RU2558549C1 (ru) * | 2014-03-31 | 2015-08-10 | Алексей Михайлович Зиновьев | Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ХАЛИМОВ Э.М. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов, Москва, Недра, 1984, Глава 5, всего 271 с. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11840927B2 (en) | 2020-09-18 | 2023-12-12 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for gas condensate well performance prediction |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Fanchi | Principles of applied reservoir simulation | |
Satter et al. | Practical enhanced reservoir engineering | |
CN102041995B (zh) | 复杂油藏水淹状况监测系统 | |
CN105822302A (zh) | 一种基于井地电位法的油水分布识别方法 | |
EA015435B1 (ru) | Способ моделирования технологических показателей скважин | |
Naudomsup et al. | Extension of capacitance/resistance model to tracer flow for determining reservoir properties | |
CN107563899A (zh) | 油气井产能预测方法及装置 | |
Baker et al. | Full-field modeling using streamline-based simulation: Four case studies | |
CN111706317B (zh) | 一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法 | |
Hui et al. | An interwell connectivity inversion model for waterflooded multilayer reservoirs | |
Liu et al. | A rapid waterflooding optimization method based on INSIM-FPT data-driven model and its application to three-dimensional reservoirs | |
RU2658422C1 (ru) | Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций | |
Mazo et al. | Numerical SimulatioN of oil reServoir Polymer floodiNg by the model of fixed Stream tube | |
RU2669322C1 (ru) | Способ определения перспективных участков и оптимальных технологических параметров для применения циклического заводнения | |
CN113837482B (zh) | 一种断溶体油藏动态预测方法 | |
US11501043B2 (en) | Graph network fluid flow modeling | |
CN109522583A (zh) | 一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法 | |
CN112084637B (zh) | 压裂高维参数的自动搜索方法、装置和设备 | |
Kalam | An empirical correlation for water flooding performance in a layered reservoir | |
Markov et al. | Methodology for Constructing Simplified Reservoir Models for Integrated Asset Models | |
Dang et al. | A successful story of integration geological characterization, reservoir simulation, assisted history matching and EOR in a giant fractured granite basement: a road map to maximize recovery in unconventional reservoirs | |
Guan et al. | Fast history matching and optimization using a novel physics-based data-driven model: An application to a diatomite reservoir with hundreds of wells | |
Lubnin et al. | System approach to planning the development of multilayer offshore fields | |
RU2804946C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти в скважине | |
Best et al. | Contribution of outcrop data to improve understanding of field performance: rock exposures at Eight Foot Rapids tied to the Aneth field |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200607 |