RU2704400C1 - Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом - Google Patents
Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2704400C1 RU2704400C1 RU2019102736A RU2019102736A RU2704400C1 RU 2704400 C1 RU2704400 C1 RU 2704400C1 RU 2019102736 A RU2019102736 A RU 2019102736A RU 2019102736 A RU2019102736 A RU 2019102736A RU 2704400 C1 RU2704400 C1 RU 2704400C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water cut
- oil reservoir
- water
- rate
- cut
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 320
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 218
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 43
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 34
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 21
- 238000013277 forecasting method Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 33
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 14
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 8
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; viscous liquids; paints; inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Oils, i.e. hydrocarbon liquids raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; viscous liquids; paints; inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2835—Oils, i.e. hydrocarbon liquids specific substances contained in the oil or fuel
- G01N33/2847—Water in oil
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
- G06F17/18—Complex mathematical operations for evaluating statistical data, e.g. average values, frequency distributions, probability functions, regression analysis
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Systems or methods specially adapted for specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Mining
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
- E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
Abstract
Изобретение относится к способу и устройству для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом. Способ включает в себя: определение фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта, построение графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта; аппроксимацию графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью для получения начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности; и определение закона изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения и изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом. Изобретение также предлагает устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом. Способ и устройство по настоящему изобретению могут более точно прогнозировать закон изменения скорости нарастания обводненности с учетом фактических данных о добыче на нефтяном месторождении. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится к способу прогнозиравания изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте на основе динамических данных нефтедобычи на месторождении, который относится к области техники разработки нефтяных пластов.
Уровень техники
Скорость нарастания обводненности и степень извлечения являются важными производственными показателями для разработки нефтяных месторождений, и их изменения в определенной степени отражают эффект от разработки пласта с водонапорным режимом в нефтяных месторождениях. С помощью статистики фактических данных добычи на нефтяном месторождении установлено, что существует определенная зависимость между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения нефти из нефтяной залежи с водонапорным режимом. Определенная зависимость представляет собой всестороннее отражение закона для потоков нефти и воды при совместном действии различных факторов при разработке нефтяных месторождений. Зависимость между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения может быть использована для определения изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения. Эта зависимость определяется не только параметрами нефтяного пласта, такими как неоднородность пласта, природа флюида, размер водной массы и распределение флюида в нефтяном пласте, но также и человеческими факторами, такими как сетка размещения эксплуатационных скважин, методы разработки и правила ведения работ. Поэтому даже для нефтяных месторождений с одинаковыми свойствами нефти и воды зависимость между скоростью нарастания обводенности и степенью извлечения не всегда одинакова. Чтобы разумно анализировать и оценивать результат разработки и степень разработки нефтяных месторождений и, соответственно, более эффективно планировать стратегии развития и добычи нефтяных месторождений, а также направлять развитие нефтяных месторождений, необходимо определить разумную зависимость между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения.
В традиционных технологиях для расчета скорости нарастания обводненности зависимость между коэффициентом проницаемости и водонасыщенностью рассчитывается с использованием способа обработки экспоненциальной формулы 
на основе данных двухфазной проницаемости нефти-воды и водонасыщенности, полученных в лаборатории; а изменения обводненности и скорости нарастания обводненности прогнозируют с использованием уравнения изменения доли фазы в многофазном потоке, и затем оценивается эффект водонапорного режима и прогнозируются показатели развития. Однако результаты расчетов значительно отклоняются от фактических данных вблизи двух конечных точек неснижаемой водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности, и это отклонение будет сохраняться в процессе расчета и будет заменено при последующем анализе нефтяного пласта, что окажет неблагоприятное влияние на динамический анализ и планирование нефтяного пласта. В частности, способ получения характеристик для приведенной выше кривой относительной проницаемости имеет следующие недостатки: (i) изменение показателей разработки нефтяных месторождений во время стадии низкой обводненности не согласуется с характеристической кривой напорного режима, отношение фазовых проницаемостей для нефти и воды не находится в линейной зависимости с коэффициентом водонасыщенности, и обводненность при разработке месторождений часто растет быстрее; (ii) кривая относительной проницаемости при высоком уровне нагнетания воды показывает ступенчатую нелинейную характеристику. В этом случае отношение фазовых проницаемостей для нефти и воды мало влияет на обводненность в реальном производстве. На этой стадии требование к точности характеристики кривой относительной проницаемости не является строгим, и изменения показателей разработки нефтяных месторождений согласуются с характеристиками кривой водонапорного режима; (iii) характеристики подземного потока нефтяного пласта на стадии сверхвысокой обводненности изменяются, и характеристическая кривая водонапорного режима показывает подъем; отношение фазовых проницаемостей для нефти и воды больше не является полностью линейным с коэффициентом водонасыщенности, и линейная зависимость относится только к средней части кривой относительной проницаемости и не может характеризовать полную кривую относительной проницаемости.
В 2014 году Тао Цзыцян (Tao Ziqiang) и другие (заявка КНР №201410095426.Х) получили зависимость между отношением фазовых проницаемостей для нефти и воды и водонасыщенностью на основе экспериментального исследования керна с вытеснением, где зависимость между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения была получена степенным методом:
где fw - обводненность нефтяного пласта, R - степень извлечения из нефтяного пласта, Sor - остаточная нефтенасыщенность, Swi - неснижаемая водонасыщенность, μr - отношение вязкостей нефти и воды, а и b - постоянные, получаемые с помощью регрессионной аппроксимации кривой относительной проницаемости для нефти и воды.
Вышеупомянутый способ предполагает, что до тех пор, пока кривая относительной проницаемости для нефти и воды известна, можно прогнозировать изменение скорости нарастания обводненности нефтяного месторождения. Однако фактическое изменение обводненности нефтяного месторождения не только связано с кривой относительной проницаемости для нефти и воды, но также в значительной степени связано с сеткой размещения скважин и режимом разработки нефтяного месторождения. Вышеупомянутый способ не может хорошо отражать фактические эксплуатационные характеристики нефтяного месторождения и не может хорошо работать при фактической оценке воздействия и прогнозирования показателей для разработки при водонапорном режиме нефтяного месторождения; его осуществимость низкая.
Сущность изобретения
Чтобы решить вышеупомянутые технические проблемы, цель настоящего изобретения состоит в том, чтобы предложить способ прогнозирования закона изменения скорости нарастания обводненности на основе фактических данных добычи из нефтяного пласта.
Для достижения вышеуказанной технической цели в настоящем изобретении предлагается способ прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом, способ включает в себя следующие шаги:
определение фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта и построение графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта;
аппроксимация графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью для получения начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности; а также
выведение закона изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения из начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности, для определения изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с напорным режимом.
В способе в соответствии с настоящим изобретением, на шаге аппроксимации, график рассеяния фактических степеней извлечения и обводненностей аппроксимируют зависимостью между степенью извлечения и обводненностью с помощью нелинейной регрессии.
В способе в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно зависимость между скоростью нарастания обводненности и используемой обводненностью представляет собой следующее:
где 
- скорость нарастания обводненности;
fw - обводненность нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта, обычно равный 0.98;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна fw0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности;
с=ln (10).
В способе в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно закон изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения определяют согласно следующему уравнению:
где
- скорость нарастания обводненности;
fw - обводненность нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта, обычно равный 0.98;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна fw0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности;
с=ln (10).
Способ прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом в соответствии с настоящим изобретением основан на фактических данных добычи из нефтяного пласта, рассматривает зависимость между обводненностью и скоростью нарастания обводненности в характеристике фактической добычи из нефтяного пласта и использует метод математической аппроксимации с использованием нелинейной регрессии для получения начальной обводненности, степени извлечения, предельной добычи и соответствующей зависимости между обводненностью и скоростью нарастания обводненности, которые характеризуют фактический водонапорный режим нефтяного пласта, и далее для получения теоретической зависимости, отражающей изменение скорости нарастания обводненности на нефтяном месторождении.
Способ прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом в соответствии с изобретением может более правильно прогнозировать закон изменения скорости нарастания обводненности и особенно подходит для прогнозирования изменения скорости обводненности нефтяного пласта, удовлетворяющего кривой добычи с водонапорным режимом типа А.
Вариант осуществления настоящего изобретения также предлагает способ прогнозирования динамического состояния нефтяного пласта во время разработки пласта при водонапорном режиме, причем способ включает в себя шаги описанного выше способа прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта в соответствии с настоящим изобретением.
Вышеупомянутый способ прогнозирования в соответствии с настоящим изообретением предпочтительно включает в себя следующие шаги:
получение закона изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения с помощью способа прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом в соответствии с настоящим изобретением; а также
сравнение фактических данных о зависимости между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения с законом изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения, и затем анализ эффекта разработки нефтяного пласта при водонапорном режиме.
В способе прогнозирования динамического состояния нефтяного пласта во время разработки при водонапорном режиме в соответствии с настоящим изобретением, если фактические значения скорости нарастания обводненности превышают теоретические скорости нарастания обводненности, эффект разработки является слабым; если фактические значения скорости нарастания обводненности равны теоретическим скоростям нарастания обводненности, эффект разработки является хорошим; и если фактические значения скоростей нарастания обводненности меньше теоретических скоростей нарастания обводненности, эффект разработки является превосходным.
Способ прогнозирования динамического состояния нефтяного пласта во время разработки при водонапорном режиме в соответствии с настоящим изобретением включает в себя получение закона изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения с помощью способа прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом в соответствии с настоящим изобретением, а также сравнение его с фактическими значениями нефтяного пласта, чтобы разумно прогнозировать и оценивать эффект водонапорного режима и характеристики разработки нефтяного пласта, и соответственно планировать стратегии разработки и добычу нефти для нефтяного пласта и эффективно направлять оставшийся потенциал добычи нефти и разработки нефтяного пласта.
Дополнительный вариант осуществления изобретения предлагает устройство для прогнозирования скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом, причем устройство содержит:
модуль построения графика по фактическим данным, который выполнен с возможностью определять фактические скорости нарастания обводненности и обводненности нефтяного пласта и строить график рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта;
модуль определения параметров, который выполнен с возможностью аппроксимировать график рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью и получать начальную обводненность нефтяного пласта, степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельную добычу сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности;
модуль определения, который выполнен с возможностью выводить закон изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения из начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности, и определять изменение скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорнорным режимом.
В устройстве в соответствии с изобретением предпочтительно зависимость между скоростью нарастания обводненности и обводненностью представляет собой следующее:
где 
- скорость нарастания обводненности;
fw - обводненность нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта, обычно равный 0.98;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна fw0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности;
с=ln (10).
В устройстве в соответствии с изобретением предпочтительно закон изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения определяют в соответствии со следюущим уравнением:
где 
- скорость нарастания обводненности;
fw - обводненность нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта, обычно равный 0.98;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна fw0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности;
с=ln (10).
Устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с напорным режимом в соответствии с настоящим изобретением основывается на фактических данных добычи из нефтяного пласта, рассматривает зависимость между обводненностью и скоростью нарастания обводненности в характеристике фактической добычи из нефтяного пласта, использует метод математической аппроксимации с использованием нелинейной регрессии для получения начальной обводненности, степени извлечения, предельной добычи и соответствующей зависимости между обводненностью и степенью извлечения, которые характеризуют фактическую обводненность нефтяного пласта, и далее для получения теоретической зависимости, отражающей изменение скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте.
Устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом в соответствии с настоящим изобретением может более правильно прогнозировать закон изменения скорости нарастания обводненности и особенно подходит для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта, удовлетворяющей кривой добычи с водонапорным режимом типа А.
Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом в соответствии с настоящим изобретением может более правильно определять закон изменения скорости нарастания обводненности на основе фактических данных добычи из нефтяного пласта. На основе теорий разработки нефтяных пластов и гидромеханики в сочетании с фактическими данными о добыче предлагается общее решение для зависимости между скоростью нарастания обводненности и обводненностью и степенью извлечения из нефтяного пласта с водонапорным режимом в виде уравнения, и построена кривая скорости нарастания обводненности, соответствующая фактическому закону обводнения нефтяных месторождений, которая может теоретически и практически более точно объяснить и проанализировать закон, характерный для фактического обводнения нефтяных месторождений, и предсказать показатели для будущей разработки нефтяных месторождений.
Способ прогнозирования динамического состояния нефтяного пласта во время разработки при водонапорном режиме в соответствии с настоящим изобретением посредством использования способа прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом в соответствии с настоящим изобретением может разумно анализировать и оценивать эффект разработки водонапорного режима нефтяного пласта на основе фактических данных о добыче для нефтяного пласта, планировать стратегии разработки и добычу для нефтяного пласта и эффективно направлять оставшийся потенциал добычи нефти и разработку нефтяного пласта.
Описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение устройства для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом в соответствии с примером по настоящему изобретению;
Фиг. 2 представляет собой сравнение между фактическими данными и кривой зависимости между скоростью нарастания обводненности и обводненностью в соответствии с примером по настоящему изобретению;
Фиг. 3 представляет собой сравнение между фактическими данными и кривой зависимости между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения в соответствии с примером по настоящему изобретению.
Подробное описание изобретения
Чтобы обеспечить лучшее понимание технических признаков, целей и преимуществ настоящего изобретения, технические решения настоящего изобретения подробно описаны ниже, но их не следует рассматривать как ограничивающие объем изобретения.
Пример 1
Этот пример в первую очередь представляет устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом, которое имеет конструкцию, показанную на фиг. 1, и может содержать:
модуль построения графика по фактическим данным, который выполнен с возможностью определять фактические скорости нарастания обводненности и обводненности нефтяного пласта и строить график рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта;
модуль определения параметров, который выполнен с возможностью аппроксимировать график рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью и получать начальную обводненность нефтяного пласта, степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельную добычу сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности; а также модуль определения, который выполнен с возможностью выводить закон изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения из начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности, и определять изменение скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорнорным режимом.
Пример также представляет способ пронозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом, и этот способ может включать в себя следующие шаги.
Во-первых, были исследованы геологические и эксплуатационные условия нефтяного пласта, и были получены данные о добыче из нефтяного пласта в прошлых разработках. В соответствии с данными о добыче были рассчитаны фактическая степень извлечения, обводненность и скорость нарастания обводненности нефтяного месторождения (см. Таблицу 1). Фактические скорости нарастания обводненности (по оси Y) нефтяного месторождения были нанесены на график в зависимости от обводненности (по оси X) нефтяного месторождения (см. точки рассеяния на фиг. 2).
Во-вторых, фактические данные о скорости нарастании обводненности и обводненностях нефтяного месторождения, показанные на фиг. 2, были аппроксимированы зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью посредством нелинейной регрессии для получения начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, предельной добычи сырой нефта, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности;
при этом зависимость между скоростью нарастания обводненности и обводненностью представляет собой следующее:
где fw - обводненность нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта, равная 0.15;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта, равный 0.98;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта составляет, fw0, равная 0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности, составляющему 0.326.
Полученная зависимость скорости нарастания обводненности и обводненности выглядит следующим образом:
В-третьих, исходя из полученных параметров R0 (R0=0), fw0 (fw0=0.15) и предельного извлечения ER (ER=0.326), а также в соответствии со следующей формулой
где 
- скорость нарастания обводненности; fw - обводненность нефтяного пласта; fw0 - начальная обводненнсть нефтяного пласта; fwL составляет 0.98; R - степень извлечения нефтяного пласта; R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта составляет fw0; ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом fwL обводненности и с=ln (10);
закон изменения скорости нарастания обводненности по отношениию к степени извлечения был получен следующим образом:
Фактическое значение и теоретическое значение скоростей нарастания обводненности (по оси Y) были нанесены на график в зависимости от степени извлечения (по оси X) для нефтяного пласта по настоящему примеру (точки рассеяния на фиг. 3), и теоретическая кривая зависимости между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения также была построена в системе координат (сплошная линия на фиг. 3).
Кроме того, настоящий пример предлагает способ прогнозирования динамического состояния нефтяного пласта во время разработки при водонапорном режиме, и этот способ прогнозирования может включать в себя следующие шаги:
сравнение фактических данных о зависимости между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения с законом изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения, полученной описанным выше способом, с результатом, показанным на фиг. 3.
Как из графика зависимости между скоросью нарастания обводненности и обводненностью, так и из графика зависимости между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения, можно видеть, что фактические данные колеблются на кривой или вблизи кривой по настоящему примеру и очень хорошо согласуются с кривой, указывая на то, что цифры, полученные способом согласно настоящему изобретению, могут эффективно отражать истинный закон изменения скорости нарастания обводненности нефтяного месторождения, могут хорошо работать при анализе воздействия нагнетания воды на нефтяное месторождение и в прогнозировании показателей для него, а также создавать более разумное и надежное базовое руководство для корректировки плана разработки нефтяного месторождения и остальных этапов потенциальной разработки нефтяных месторождений.
Для удобства описания вышеупомянутое устройство описывается в функционально отдельных блоках. Однако функции различных блоков могут быть реализованы в одном или более элементах программного и/или аппаратного обеспечения при реализации изобретения.
Настоящее изобретения было описано со ссылкой на блок-схемы и/или функциональные схемы способов, устройства (системы) и компьютерные программные продукты в соответствии с примерами изобретения. Понятно, что каждая процедура в последовательности операций и/или блоке для блок-схем и/или функциональных схем и их комбинаций может быть реализована компьютерными программными командами. Эти компьютерные программные команды могут быть предоставлены процессору компьютера общего назначения, комьютеру специального назначения, встроенному процессору или другим программируемым устройствам обработки данных для создания машины, так что выполнение команд процессором компьютера или другими устройствами обработки данных создает устройство для реализации функций, указанных в одной или более процедурах в последовательности операций в блок-схемах или в одном или более блоках функциональных схем.
Компьютерные программные команды могут также храниться в машиночитаемой памяти, которая может направлять компьютер или другие программируемые устройства обработки данных для работы определенным образом, так что команды, хранящиеся в машиночитаемой памяти, создают готовое изделие, содержащее командные средства, которые реализуют функции, указанные в одной или более процедурах в последовательности операций в блок-схемах или одном или более блоках функциональных схем.
Эти компьютерные программные команды также могут быть установлены в компьютере или других программируемых устройствах обработки данных, так что на компьютере или других программируемых устройствах обработки данных выполняется ряд рабочих этапов для проведения компьютеризованной обработки, так что выполнение команд на компьютере или других программируемых устройствах представляет шаги для реализации функций, указанных в одной или более процедурах в последовательности операций в блок-схемах или одном или более блоках функциональных схем.
В типичной конфигурации вычислительное устройство содержит один или более процессоров (центральных процессоров, ЦП, CPU), интерфейсы ввода/вывода, сетевые интерфейсы и память.
Память может включать в себя непостоянную память, оперативное запоминающее устройство (RAM), и/или энергонезависимую память на машиночитаемом носителе, таком как постоянное запоминающее устройство (ROM) или флэш-память (флэш-RAM). Память является примером машиночитаемого носителя.
Машиночитаемый носитель, в том числе постоянный или непостоянный, съемный или несъемный носитель, может хранить информацию любым способом или технологией. Информация может быть машиночитаемыми командами, структурами данных, программными модулями или другими данными. Примеры компьютерных носителей включают в себя, но не ограничиваются этим, память на фазовых переходах (PRAM), статическое запоминающее устройство с произвольной выборкой (SRAM), динамическое запоминающее устройство с произвольной выборкой (DRAM), другие типы памяти с произвольной выборкой (RAM), постоянное запоминающее устройство (ROM), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (EEPROM), флэш-память или другую технологию памяти, постоянное запоминающее устройство на компакт-диске (CD-ROM), универсальный цифровой диск (DVD) или другое оптическое запоминающее устройство, кассетную магнитную ленту, запоминающее устройство на магнитной ленте или другие магнитные запоминающие устройства, или любой другой непередаваемый носитель, который можно использовать для хранения инфорации, доступной для вычислительного устройства. Как определено в настоящем документе, машиночитаемый носитель не включает в себя изменяемые во времени носители, такие как модулированные сигналы данных и несущие волны.
Также следует понимать, что термины «содержать», или «включать в себя», или любые другие их варианты предназначены для охвата неисключительного включения, так что процесс, способ, продукт или устройство, которое включает в себя ряд элементов, включает в себя не только эти элементы, но также и другие элементы, явно не перечисленные или присущие процессу, способу, продукту или устройству. Без дополнительных ограничений элементы, определяемые выражением «содержащий один...», не исключает существование большего количества тех самых элементов в процессе, способе, продукте или устройстве, которое содержит этот элемент.
Специалистам в данной области будет понятно, что примеры осуществления настоящего изобретения могут быть представлены в виде способа, системы или компьютерного программного продукта. Соответственно, настоящее изобретение может принимать форму полностью аппаратного варианта осуществления, полностью программного варианта осуществления или комбинированного варианта программного и аппаратного обеспечения. Кроме того, настоящее изобретение может принимать форму компьютерного программного продукта, реализованного на одном или более компьютерных носителях данных (включая, помимо прочего, дисковое запоминающее устройство, CD-ROM, оптическое запоминающее устройство и т.д.), в том числе реализуемый компьютером программный код.
Изобретение может быть описано в общем контексте машиноисполняемых команд, выполняемых компьютером, например программным модулем. Обычно программный модуль содержит подпрограммы, программы, объекты, структуры данных и тому подобное, которые выполняют конкретные задачи или реализует конкретные абстрактные типы данных. Изобретение может также быть осуществлено в распределенных вычислительных средах, в которых задачи выполняются удаленными устройствами обработки, соединенными посредством сети связи. В распределенной вычислительной среде программные модули могут быть расположены как на локальных, так и на удаленных компьютерных носителях данных, в том числе запоминающих устройствах.
Различные примеры в описании представлены последовательным образом, и одни и те же или похожие части среди различных примером могут быть представлены со ссылкой друг на друга. Каждый пример фокусируется на отличиях от других примеров. В частности, для примера устройства, поскольку оно в основном аналогично примеру способа, описание является относительно кратким, и за описанием соответствующих частей можно обратиться к описанию примера способа.
Claims (53)
1. Способ прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом, отличающийся тем, что способ включает в себя следующие шаги:
определение фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта, построение графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта;
аппроксимация графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью для получения начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности; а также
выведение закона изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения из начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности, для определения изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что зависимость между скоростью нарастания обводненности и обводненностью представляет собой следующее:
где 
- скорость нарастания обводненности;
fw - обводненнсть нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна
fw0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности;
с=ln (10).
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закон изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения определяют согласно следующему уравнению:
где 
- скорость нарастания обводненности;
fw - обводненность нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна fw0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности;
с=ln (10).
4. Способ прогнозирования динамического состояния нефтяного пласта во время разработки при водонапорном режиме, отличающийся тем, что способ прогнозирования включает в себя шаги способа по любому из пп. 1-3.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что способ включает в себя следующие шаги:
получение закона изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения способом по любому из пп. 1-3; а также
сравнение фактических данных о зависимости между скоростью нарастания обводненности и степенью извлечения с законом изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения, а затем анализ эффекта разработки нефтяного пласта при водонапорном режиме.
6. Устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом, отличающееся тем, что устройство содержит:
модуль построения графика по фактическим данным, который выполнен с возможностью определять фактические скорости нарастания обводненности и обводненности нефтяного пласта и строить график рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта;
модуль определения параметров, который выполнен с возможностью аппроксимировать график рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью и получать начальную обводненность нефтяного пласта, степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельную добычу сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности;
модуль определения, который выполнен с возможностью выводить закон изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения из начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, и предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности, и определять изменение скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом.
7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что зависимость между скоростью нарастания обводненности и обводненностью представляет собой следующее:
где 
- скорость нарастания обводненности;
fw - обводненность нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна fw0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности;
с=ln (10).
8. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что закон изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения определяют в соответствии со следующим уравнением:
где 
- скорость нарастания обводненности;
fw - обводненность нефтяного пласта;
fw0 - начальная обводненность нефтяного пласта;
fwL - предел обводненности нефтяного пласта;
R - степень извлечения из нефтяного пласта;
R0 - степень извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна fw0;
ER - предельная добыча сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта равна пределу fwL обводненности;
с=ln (10).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810611903.1 | 2018-06-14 | ||
| CN201810611903.1A CN109034447B (zh) | 2018-06-14 | 2018-06-14 | 一种水驱油藏含水上升率变化的预测方法及装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2704400C1 true RU2704400C1 (ru) | 2019-10-28 |
Family
ID=64609341
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019102736A RU2704400C1 (ru) | 2018-06-14 | 2019-01-31 | Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20190383140A1 (ru) |
| CN (1) | CN109034447B (ru) |
| RU (1) | RU2704400C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112377177A (zh) * | 2020-11-24 | 2021-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油藏采收率预测方法及装置 |
| 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 |
| CN117648523A (zh) * | 2024-01-29 | 2024-03-05 | 成都英沃信科技有限公司 | 一种有水气藏动态储量及水侵常数计算方法 |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111502616B (zh) * | 2019-01-30 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水参数的确定方法、装置及存储介质 |
| CN110059400B (zh) * | 2019-04-15 | 2022-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 不整合油藏油水界面的预测方法及装置 |
| 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 |
| CN111236899A (zh) * | 2020-01-14 | 2020-06-05 | 西南石油大学 | 气顶油藏开发渗流测试方法 |
| CN111650269B (zh) * | 2020-05-18 | 2022-06-07 | 长江大学 | 一种确定原油含水率的地球化学方法及系统 |
| CN111810101B (zh) * | 2020-07-06 | 2023-03-14 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种水驱油藏动态分析方法及装置 |
| CN112049629B (zh) * | 2020-10-20 | 2022-07-01 | 西南石油大学 | 一种基于甲型水驱特征曲线的缝洞型油藏采收率预测方法 |
| CN116072232B (zh) * | 2021-12-29 | 2024-03-19 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种相对渗透率曲线确定方法、装置、设备和存储介质 |
| CN116066067B (zh) * | 2021-12-30 | 2024-02-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种油田剩余油潜力的评价方法及其用途 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2327031C2 (ru) * | 2006-06-29 | 2008-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях |
| RU2390628C1 (ru) * | 2009-04-06 | 2010-05-27 | Олег Марсимович Мирсаетов | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
| CN102720485A (zh) * | 2012-07-20 | 2012-10-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种中高含水油田含水上升率的预测方法 |
| CN103821485A (zh) * | 2014-03-17 | 2014-05-28 | 中国石油大港油田勘探开发研究院 | 预测水驱油田含水上升率变化的方法 |
| CN103912248A (zh) * | 2014-03-20 | 2014-07-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水驱油田预测含水率方法 |
| RU2573746C2 (ru) * | 2010-07-30 | 2016-01-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способы для прогнозирования поведения скважины |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7059180B2 (en) * | 2002-06-10 | 2006-06-13 | Saudi Arabian Oil Company | Water cut rate of change analytic method |
| CN107676064B (zh) * | 2017-10-18 | 2020-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水驱油藏含水率预测方法及其预测装置 |
-
2018
- 2018-06-14 CN CN201810611903.1A patent/CN109034447B/zh active Active
-
2019
- 2019-01-23 US US16/255,016 patent/US20190383140A1/en not_active Abandoned
- 2019-01-31 RU RU2019102736A patent/RU2704400C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2327031C2 (ru) * | 2006-06-29 | 2008-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях |
| RU2390628C1 (ru) * | 2009-04-06 | 2010-05-27 | Олег Марсимович Мирсаетов | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
| RU2573746C2 (ru) * | 2010-07-30 | 2016-01-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способы для прогнозирования поведения скважины |
| CN102720485A (zh) * | 2012-07-20 | 2012-10-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种中高含水油田含水上升率的预测方法 |
| CN103821485A (zh) * | 2014-03-17 | 2014-05-28 | 中国石油大港油田勘探开发研究院 | 预测水驱油田含水上升率变化的方法 |
| CN103912248A (zh) * | 2014-03-20 | 2014-07-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水驱油田预测含水率方法 |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112377177A (zh) * | 2020-11-24 | 2021-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油藏采收率预测方法及装置 |
| CN112377177B (zh) * | 2020-11-24 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油藏采收率预测方法及装置 |
| 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 |
| CN117648523A (zh) * | 2024-01-29 | 2024-03-05 | 成都英沃信科技有限公司 | 一种有水气藏动态储量及水侵常数计算方法 |
| CN117648523B (zh) * | 2024-01-29 | 2024-04-05 | 成都英沃信科技有限公司 | 一种有水气藏动态储量及水侵常数计算方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109034447A (zh) | 2018-12-18 |
| CN109034447B (zh) | 2022-07-05 |
| US20190383140A1 (en) | 2019-12-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2704400C1 (ru) | Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом | |
| RU2590265C2 (ru) | Системы и способы для оценки моментов прорыва флюида в местонахождениях добывающих скважин | |
| US11339630B2 (en) | Method for recovery of hydrocarbons in a geological reservoir by low-salinity water flooding | |
| Morel-Seytoux | Analytical-numerical method in waterflooding predictions | |
| US8301428B2 (en) | Modeling the nonlinear hysteresis response of reservoir media | |
| Rezapour et al. | Injection scheduling design for reduced order waterflood modeling | |
| CA3003701A1 (en) | Automated upscaling of relative permeability using fractional flow in systems comprising disparate rock types | |
| Ibrahim et al. | A new look at reserves estimation of unconventional gas reservoirs | |
| Nødland et al. | An investigation of polymer mechanical degradation in radial well geometry | |
| McEwen | A numerical solution of the linear displacement equation with capillary pressure | |
| CN109063228B (zh) | 一种水驱油藏含水上升率变化的确定方法及装置 | |
| Alzayer et al. | New Methodology for Numerical Simulation of Water-Alternating-Gas (WAG) Injection | |
| CN109033508B (zh) | 一种油藏含水率及含水上升率的确定方法和装置 | |
| CN108920781B (zh) | 一种油藏含水率及含水上升率的确定方法和装置 | |
| Jamalbayov et al. | New waterflooding efficiency evaluation method (on the example of 9th horizon of the Guneshli field) | |
| WO2009084973A1 (en) | Methods of forecasting and analysing gas-condensate flows into a well | |
| Buwauqi et al. | Fieldwide Application of Autonomous Inflow Control Valve in Increasing the Field Recovery in One of the Matured Fields in the Sultanate of Oman: Case Study | |
| Aniemena et al. | Real time SRV integrity monitoring using dynamic productivity index | |
| RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород | |
| RU2556649C1 (ru) | Способ определения динамики извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти | |
| Ma et al. | Combining experimental and logging data for calculation of the true skin factor of a horizontal well | |
| RU2774380C1 (ru) | Способ прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин | |
| Huang et al. | A New Chemical EOR Surfactant Polymer Flood Model | |
| Faraji | Gas-condensate Reservoir Performance Modelling | |
| Dubinsky et al. | Comprehensive selection of reagents and technologies for shut off in gas producers |