RU2723769C1 - Method of calculating volume of reverse flow of fluid for hydraulic fracturing of formation during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones - Google Patents
Method of calculating volume of reverse flow of fluid for hydraulic fracturing of formation during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones Download PDFInfo
- Publication number
- RU2723769C1 RU2723769C1 RU2019131934A RU2019131934A RU2723769C1 RU 2723769 C1 RU2723769 C1 RU 2723769C1 RU 2019131934 A RU2019131934 A RU 2019131934A RU 2019131934 A RU2019131934 A RU 2019131934A RU 2723769 C1 RU2723769 C1 RU 2723769C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cracks
- hydraulic fracturing
- gas
- permeability
- dimensionless quantity
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 51
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Настоящее изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений, и, в частности, оно относится к способу расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников.The present invention relates to the development of oil and gas fields, and, in particular, it relates to a method for calculating the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas reservoirs of fractured sandstones.
Предпосылки изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Поскольку разработка большинства традиционных нефтяных и газовых месторождений в Китае уже подходит к концу, то нетрадиционные нефтяные и газовые залежи, являясь следующей альтернативной стратегической областью для разработки нефти и газа, постепенно станут новой силой для развития нефтегазовой промышленности. При этом важной областью для освоения нетрадиционных источников нефти и газа являются залежи газа плотных песчаников, что также является неизбежной тенденцией, ввиду которой государство предлагает стратегию устойчивого развития в области энергосбережения и охраны окружающей среды. Поскольку проницаемость залежей газа плотных песчаников очень низкая, то экономические выгоды могут быть получены только после операции по гидроразрыву пласта. С помощью многоступенчатого гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине искусственные трещины не только становятся высокоэффективными каналами для просачивания, в которых собираются нефть и газ, но также связывают и активируют естественные трещины; нефть и газ по возникающей сети трещин могут более плавно перетекать из пласта в ствол скважины, а затем из ствола скважины выходить на поверхность. Из этого можно понять, что технология гидроразрыва пласта является основным способом работы с залежами газа в низкопроницаемых песчаниках, и степень развития естественных трещин в коллекторах, а также возможность образования сложной сети трещин в коллекторе после гидроразрыва являются естественными условиями для изменения коллектора. После завершения операции по гидроразрыву пласта жидкость для гидроразрыва пласта после остановки скважины на определенное время станет обратным потоком, и объем обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта тесно связан с продуктивностью газовой скважины, особенно в случае залежей газа в трещиноватых песчаниках. В настоящее время в Китае и за рубежом исследования обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта в основном сфокусированы на механизме просачивания жидкости для гидроразрыва пласта в коллекторе, и часто на естественные трещины не обращают внимания или рассматривают их упрощенно (Peng Cao, Jishan Liu, Yee-Kwong Leong. A multiscale-multiphase simulation model for the evaluation of shale gas recovery coupled the effect of water flowback [J]. Fuel, 2017, 199:191-205), а это увеличивает погрешность расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта, что влияет на прогнозирование последующей продуктивности газовой скважины. Следовательно, способы расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта в залежах газа трещиноватых песчаников имеют недостатки определенного уровня, что не способствует их широкому применению на практике.As the development of most of the traditional oil and gas fields in China is already drawing to a close, unconventional oil and gas deposits, being the next alternative strategic area for oil and gas development, will gradually become a new force for the development of the oil and gas industry. At the same time, an important area for the development of unconventional sources of oil and gas is gas deposits of dense sandstones, which is also an inevitable trend, due to which the state proposes a sustainable development strategy in the field of energy conservation and environmental protection. Since the permeability of dense sandstone gas deposits is very low, economic benefits can be obtained only after hydraulic fracturing. By using multi-stage hydraulic fracturing in a horizontal well, artificial fractures not only become highly efficient leak channels in which oil and gas are collected, but also bind and activate natural fractures; oil and gas through the resulting network of fractures can more smoothly flow from the formation into the wellbore, and then come out of the wellbore to the surface. From this it can be understood that hydraulic fracturing technology is the main way to work with gas deposits in low-permeability sandstones, and the degree of development of natural cracks in the reservoirs, as well as the possibility of the formation of a complex network of cracks in the reservoir after hydraulic fracturing, are natural conditions for changing the reservoir. After the completion of the hydraulic fracturing operation, the hydraulic fracturing fluid after the well stops for a certain time will become a reverse flow, and the volume of the reverse hydraulic fracturing fluid is closely related to the productivity of the gas well, especially in the case of gas deposits in fractured sandstones. At present, in China and abroad, fracture reverse flow studies are mainly focused on the fracture permeability mechanism in the reservoir, and are often ignored or simplified by natural fractures (Peng Cao, Jishan Liu, Yee-Kwong Leong. A multiscale-multiphase simulation model for the evaluation of shale gas recovery coupled the effect of water flowback [J]. Fuel, 2017, 199: 191-205), and this increases the error in calculating the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing, which affects the prediction of subsequent gas well productivity. Therefore, methods for calculating the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing in gas deposits of fractured sandstones have disadvantages of a certain level, which does not contribute to their widespread use in practice.
Таким образом, способы расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников, требуемые в настоящее время, должны обладать следующими двумя характерными особенностями:Thus, the methods for calculating the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones, currently required, should have the following two characteristic features:
(1) модель расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта должна учитывать влияние естественных трещин в коллекторе; (2) простая и интуитивно понятная идея, удобство и простота при применении и возможность получения более точных результатов расчета.(1) a model for calculating the volume of the return fluid flow for hydraulic fracturing should take into account the effect of natural fractures in the reservoir; (2) simple and intuitive idea, convenience and simplicity in application and the possibility of obtaining more accurate calculation results.
Суть изобретенияThe essence of the invention
Задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы предоставить способ расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников, при этом способ является надежным и простым в применении, и ввиду учета в нем влияния естественных трещин результаты вычисления являются еще более достоверными и точными; в нем может обеспечиваться теоретическое обоснование для оценки результата после гидроразрыва в горизонтальной скважине в залежах газа трещиноватых песчаников и для прогнозирования продуктивности, и посредством него преодолеваются недостатки аналогов, известных из предшествующего уровня техники. Для решения вышеуказанной технической задачи в настоящем изобретении используется следующее техническое решение.The objective of the present invention is to provide a method for calculating the volume of the return fluid flow for hydraulic fracturing during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones, the method is reliable and easy to use, and due to the influence of natural cracks in it, the calculation results are even more reliable and accurate; it can provide a theoretical justification for evaluating the result after hydraulic fracturing in a horizontal well in gas deposits of fractured sandstones and for predicting productivity, and by means of it, the disadvantages of analogues known from the prior art are overcome. To solve the above technical problem in the present invention uses the following technical solution.
Сначала на основании данных с места осуществляют идентификацию трещин и, используя метод грубой размерности, рассчитывают фрактальную размерность распределения трещин в участке целевого коллектора Dc, фрактальную размерность длины трещин Dl, коэффициент плотности расположения трещин α, постоянную Фишера K; затем на основании полученных параметров трещин создают модель фрактальной дискретной сети трещин коллектора; затем рассчитывают эквивалентный тензор проницаемости модели фрактальной дискретной сети трещин с преобразованием созданной модели фрактальной дискретной сети трещин в модель сплошной среды; затем эквивалентный тензор проницаемости подставляют в уравнение неразрывности двухфазного, газожидкостного, фильтрационного потока и создают модель обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта; наконец, решают модель обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта, получают насыщенность жидкой фазы и таким образом рассчитывают объем обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта.First, based on the data from the field, the cracks are identified and, using the rough dimension method, the fractal dimension of the distribution of cracks in the area of the target reservoir D c is calculated, the fractal dimension of the length of the cracks D l , the crack density coefficient α, the Fischer constant K; then, based on the obtained crack parameters, a model of a fractal discrete network of reservoir cracks is created; then calculate the equivalent permeability tensor of the model of a fractal discrete network of cracks with the transformation of the created model of a fractal discrete network of cracks into a model of a continuous medium; then the equivalent permeability tensor is substituted into the continuity equation of the two-phase, gas-liquid, filtration flow and a model of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing is created; finally, they decide the model of the backflow of fluid for hydraulic fracturing, get the saturation of the liquid phase and thus calculate the volume of the return flow of fluid for hydraulic fracturing.
Способ расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников включает следующие этапы, на которых:The method for calculating the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones includes the following steps, in which:
(1) На основании данных о трещинах на месте осуществляют идентификацию трещин; используя метод грубой размерности, рассчитывают фрактальную размерность распределения трещин в участке целевого коллектора Dc, фрактальную размерность длины трещин Dl, коэффициент плотности расположения трещин α и постоянную Фишера K 
(2) На основании параметров трещин, полученных на этапе (1), путем вычисления положения трещин, длины трещин, направления трещин и раскрытия трещин создают модель фрактальной дискретной сети трещин для участка целевого коллектора (Kim, T.H. Fracture Characterization and Estimation of Fracture Porosity of Naturally Fractured Reservoirs With No Matrix Porosity Using Stochastic Fractal Models [D]. Texas A&M University, College Station, Texas, 2007).(2) Based on the parameters of the cracks obtained in step (1), by calculating the position of the cracks, the length of the cracks, the direction of the cracks and the crack opening, a model of a fractal discrete network of cracks is created for the section of the target reservoir (Kim, TH Fracture Characterization and Estimation of Fracture Porosity of Naturally Fractured Reservoirs With No Matrix Porosity Using Stochastic Fractal Models [D]. Texas A&M University, College Station, Texas, 2007).
Процесс вычисления положения трещин, длины трещин, направления трещин и раскрытия трещин состоит в следующем:The process of calculating the position of the cracks, the length of the cracks, the direction of the cracks and the crack opening consists of the following:
1) положение трещин вычисляют по следующей формуле:1) the position of the cracks is calculated by the following formula:
где: Pi – вероятность возникновения i-й трещины, безразмерная величина;where: P i - probability of occurrence of the i-th crack, dimensionless quantity;
q – постоянная величина, которую обычно выбирают равной 1 или 2 и которая при q=1 выражает распределение Пуассона; в этой модели выбирают как 2, безразмерная величина;q is a constant value, which is usually chosen equal to 1 or 2 and which at q = 1 expresses the Poisson distribution; in this model, choose as 2, a dimensionless quantity;
sr – коэффициент разделения по масштабу, при этом в этой модели sr=2, безразмерная величина;sr is the scale separation coefficient; in this model, sr = 2, a dimensionless quantity;
n – общее число трещин, шт.;n is the total number of cracks, pcs .;
Dc – фрактальная размерность распределения трещин, безразмерная величина.D c - fractal dimension of the distribution of cracks, dimensionless quantity.
2) длину трещин вычисляют по следующей формуле:2) the length of the cracks is calculated by the following formula:
где: lmin – минимальная длина естественных трещин в коллекторе, м;where: l min - the minimum length of natural cracks in the reservoir, m;
N(L) – число возникших естественных трещин, шт.;N (L) - the number of natural cracks, pcs .;
α – коэффициент плотности расположения трещин, который характеризует интенсивность развития трещин и не связан с размером области выбранного коллектора, постоянная величина;α is the coefficient of density of the location of the cracks, which characterizes the intensity of the development of cracks and is not related to the size of the region of the selected reservoir, a constant value;
L – длина целевого коллектора, м;L is the length of the target collector, m;
Dc – фрактальная размерность распределения трещин, безразмерная величина;D c - fractal dimension of the distribution of cracks, dimensionless quantity;
Dl – фрактальная размерность длины трещин, безразмерная величина;D l - fractal dimension of the length of the cracks, dimensionless quantity;
3) направление трещин вычисляют по следующей формуле:3) the direction of the cracks is calculated by the following formula:
где: Ri FK – величина отклонения направления трещин, °;where: R i FK is the deviation of the direction of the cracks, °;
Ri G – случайное гауссово число, диапазон от 0 до 1;R i G - random Gaussian number, a range from 0 to 1;
K – постоянная Фишера, безразмерная величина.K is the Fisher constant, a dimensionless quantity.
4) раскрытие трещин вычисляют по следующей формуле:4) crack opening is calculated by the following formula:
где: Н – коэффициент Херста, постоянная величина;where: N - Hurst coefficient, constant;
σ0 – начальное нормальное отклонение нормального распределения, которое необходимо для обеспечения раскрытия трещин, безразмерная величина;σ 0 - the initial normal deviation of the normal distribution, which is necessary to ensure the opening of cracks, dimensionless quantity;
σj – j-е нормальное отклонение нормального распределения, которое необходимо для обеспечения раскрытия трещин, безразмерная величина.σ j is the j-th normal deviation of the normal distribution, which is necessary to ensure crack opening, is a dimensionless quantity.
(3) Рассчитывают эквивалентный тензор проницаемости модели фрактальной дискретной сети трещин с преобразованием созданной модели фрактальной дискретной сети трещин в модель сплошной среды (Lamb A., Gorman G, Gosselin O., et al. Finite Element Voupled Deformation and Fluid Flow in Fractured Porous Media [C]. SPE Europec/eage Conference and Exhibition, 2010). Эквивалентный тензор проницаемости означает, что проницаемость породы-коллектора обладает направленностью; после записи формы тензора он имеет 4 компонента; в отношении коллектора строят прямоугольную систему координат, при этом горизонтальное направление представляет собой ось x, а вертикальное направление представляет собой ось y; коллектор делят на квадратные ячейки сетки, и на основании принципа суперпозиции можно найти эквивалентный тензор проницаемости для всего коллектора.(3) Calculate the equivalent permeability tensor of a fractal discrete fracture network model with the transformation of the created fractal discrete fracture network model into a continuum model (Lamb A., Gorman G, Gosselin O., et al. Finite Element Voupled Deformation and Fluid Flow in Fractured Porous Media [C]. SPE Europec / eage Conference and Exhibition, 2010). The equivalent permeability tensor means that the permeability of the reservoir rock is directional; after writing the tensor form, it has 4 components; with respect to the collector, a rectangular coordinate system is constructed, wherein the horizontal direction is the x axis and the vertical direction is the y axis; the collector is divided into square grid cells, and on the basis of the superposition principle one can find the equivalent permeability tensor for the entire collector.
Формула расчета эквивалентного тензора проницаемости следующая:The formula for calculating the equivalent permeability tensor is as follows:
где: Kfe – эквивалентный тензор проницаемости блока трещин;where: K fe is the equivalent permeability tensor of the block of cracks;
Kxx, Kxy, Kyx, Kyy – значения компонентов тензора проницаемости, мД;K xx , K xy , K yx , K yy - values of the components of the permeability tensor, mD;
Af – площадь трещин в блоке, м2;A f is the area of cracks in the block, m 2 ;
Ae – площадь блока, м2;A e is the block area, m 2 ;
Kf ’ – тензор проницаемости трещин в прямоугольной системе координат, мД;K f ' - tensor of permeability of cracks in a rectangular coordinate system, MD;
kxx – главное значение тензора проницаемости трещин в направлении x, проницаемость в направлении прохождения трещин, мД;k xx - the main value of the tensor of permeability of cracks in the x direction, permeability in the direction of propagation of cracks, MD;
kyy – главное значение тензора проницаемости трещин в направлении y, проницаемость в стенках трещин, то есть проницаемость матрицы, мД;k yy is the main value of the crack permeability tensor in the y direction, the permeability in the walls of the cracks, that is, the matrix permeability, mD;
β – угол между трещинами и осью х в главной системе координат, °;β is the angle between the cracks and the x axis in the main coordinate system, °;
Kf – тензор проницаемости в локальной системе координат, мД;K f - permeability tensor in the local coordinate system, MD;
Kf ’ – тензор проницаемости в главной системе координат, мД;K f ' - permeability tensor in the main coordinate system, MD;
R – матрица перехода.R is the transition matrix.
(4) Рассчитанный эквивалентный тензор проницаемости коллектора подставляют в уравнение неразрывности двухфазного, газожидкостного, фильтрационного потока и на основании начальных условий и граничных условий создают модель обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта.(4) The calculated equivalent reservoir permeability tensor is substituted into the continuity equation of the two-phase, gas-liquid, and filtration flow, and based on the initial conditions and boundary conditions, a model of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing is created.
Уравнение неразрывности двухфазного, газожидкостного, фильтрационного потока 
Подстановкой значений компонентов эквивалентного тензора проницаемости в формулы (9) и (10) можно получить:Substituting the values of the components of the equivalent permeability tensor in formulas (9) and (10), we can obtain:
Начальные условия включают значения давления и насыщенности в начальный момент времени, то есть:The initial conditions include the values of pressure and saturation at the initial moment of time, that is:
Предельные условия включают замкнутую внешнюю границу и постоянное давление на внутренней границе, а именно:Limit conditions include a closed external boundary and constant pressure on the internal boundary, namely:
① условие замкнутой внешней границы:① condition of a closed external border:
② условие постоянного давления на внутренней границе:② constant pressure condition on the inner boundary:
где: К – проницаемость коллектора, мД;where: K is the permeability of the reservoir, MD;
Krw, Krg – относительная проницаемость жидкой и газовой фаз, безразмерная величина;K rw , K rg - relative permeability of the liquid and gas phases, dimensionless quantity;
Kxx, Kxy, Kyx, Kyy – значения компонентов тензора проницаемости, мД;K xx , K xy , K yx , K yy - values of the components of the permeability tensor, mD;
x, y, xw, yw, xg, yg, xwell, ywell – выражают соответственно значения горизонтальной и вертикальной координат в прямоугольной системе координат, значения горизонтальной и вертикальной координат элемента жидкой фазы, значения горизонтальной и вертикальной координат элемента газовой фазы и значения горизонтальной и вертикальной координат ячейки сетки, где расположена горизонтальная скважина, м;x, y, x w , y w , x g , y g , x well , y well - respectively express the horizontal and vertical coordinates in a rectangular coordinate system, the horizontal and vertical coordinates of the liquid phase element, the horizontal and vertical coordinates of the gas element phases and values of horizontal and vertical coordinates of the grid cell where the horizontal well is located, m;
ρw, ρg – плотность жидкой фазы и газовой фазы, кг/м3;ρ w , ρ g — density of the liquid phase and gas phase, kg / m 3 ;
Pw, Pg – пластовое давление жидкой фазы и газовой фазы, МПа;P w , P g - reservoir pressure of the liquid phase and gas phase, MPa;
µw, µg – вязкость жидкой фазы и газовой фазы, мПа•с;µ w , µ g — viscosity of the liquid phase and gas phase, MPa • s;
qw, qg – объем производства жидкой фазы и газовой фазы, м3/сутки;q w , q g - volume of production of the liquid phase and gas phase, m 3 / day;
Sw, Sg – насыщенность жидкой фазы и газовой фазы, безразмерная величина;S w , S g — saturation of the liquid phase and gas phase, dimensionless quantity;
Cw, Cg, Cf – коэффициент сжатия соответственно для жидкой фазы, газовой фазы и пор, МПа-1;C w , C g , C f - compression ratio, respectively, for the liquid phase, gas phase and pores, MPa -1 ;
ϕ – пористость пласта, безразмерная величина;ϕ - formation porosity, dimensionless quantity;
P0 – начальное пластовое давление, МПа;P 0 - initial reservoir pressure, MPa;
Pwf – динамическое забойное давление, МПа;P wf - dynamic bottomhole pressure, MPa;
Sw0 – начальная насыщенность жидкой фазы, безразмерная величина;S w0 — initial saturation of the liquid phase, dimensionless quantity;
Sg0 – начальная насыщенность газовой фазы, безразмерная величина;S g0 — initial saturation of the gas phase, dimensionless quantity;
Lx, Ly – выражают длину коллектора в направлении x и направлении y соответственно, то есть длину коллектора и ширину коллектора, м;L x , L y - express the length of the collector in the x direction and the y direction, respectively, that is, the length of the collector and the width of the collector, m;
t – момент времени, с.t is the moment in time, s.
(5) Решают математическую модель обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта, полученную на этапе (4), находят насыщенность жидкой фазы Swi,j,t для каждой ячейки сетки в коллекторе в момент времени t и на основании этого вычисляют объем обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта:(5) Solve the mathematical model of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing, obtained in step (4), find the saturation of the liquid phase S wi, j, t for each mesh cell in the reservoir at time t and based on this calculate the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing:
где:Where:
i, j – соответственно выражают i-ю ячейку сетки в направлении x и j-ю ячейку сетки в направлении y, безразмерная величина;i, j - respectively express the i-th grid cell in the x direction and the j-th grid cell in the y direction, dimensionless quantity;
ni, nj – соответственно выражают число ячеек сетки в направлении x и направлении y, безразмерная величина;n i , n j - respectively express the number of mesh cells in the x direction and y direction, dimensionless quantity;
qw,t – объем обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта в момент времени t, м3;q w, t is the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing at time t, m 3 ;
Vi,j – объем ячеек сетки в положениях i, j, м3;V i, j is the volume of the mesh cells in positions i, j, m 3 ;
ϕ – пористость пласта, безразмерная величина;ϕ - formation porosity, dimensionless quantity;
Swi,j,0 – насыщенность жидкой фазы в начальный момент времени в ячейках сетки в положениях i, j, безразмерная величина;S wi, j, 0 — saturation of the liquid phase at the initial time in the grid cells at positions i, j, dimensionless quantity;
Swi,j,t – насыщенность жидкой фазы в момент времени t в ячейках сетки в положениях i, j, безразмерная величина;S wi, j, t is the saturation of the liquid phase at time t in the grid cells at positions i, j, dimensionless quantity;
xi,j, yi,j – длина и ширина ячеек сетки в положениях i, j, м;x i, j , y i, j - the length and width of the mesh cells in the positions i, j, m;
h – толщина коллектора, м.h is the thickness of the collector, m
Используя метод IMPES, можно найти насыщенность в момент времени t в уравнении двухфазного, газожидкостного, фильтрационного потока. Основная идея этого метода заключается в устранении насыщенности с помощью уравнения синхронных многофазных потоков и применением уравнения насыщенности для нескольких фаз, после чего остается только уравнение давления для каждой части сетки, и таким образом находят давление; затем снова находят насыщенность и, наконец, на основании насыщенности жидкой фазы можно рассчитать объем обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта 
По сравнению с аналогами, известными из предшествующего уровня техники, настоящее изобретение характеризуется следующими полезными эффектами:Compared with analogues known from the prior art, the present invention is characterized by the following beneficial effects:
(1) идея настоящего изобретения является простой и понятной от создания модели сети трещин до конечного расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта; применение является очень удобным и простым; и, наконец, может быть получен эффективный способ расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в залежах газа трещиноватых песчаников;(1) the idea of the present invention is simple and understandable from creating a model of a network of fractures to the final calculation of the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing; the application is very convenient and simple; and, finally, an effective method for calculating the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing during hydraulic fracturing in gas deposits of fractured sandstones can be obtained;
(2) в настоящем изобретении учитываются особенности развития естественных трещин в залежах газа трещиноватых песчаников, исключаются погрешности в расчетах, обусловленные тем, что до этого при проведении расчетов объема обратного потока не учитывались естественные трещины, и результаты расчетов являются еще более достоверными и точными.(2) in the present invention, the peculiarities of the development of natural cracks in gas deposits of fractured sandstones are taken into account, errors in the calculations are eliminated due to the fact that prior to this, natural cracks were not taken into account in the calculations of the backflow volume, and the calculation results are even more reliable and accurate.
Описание прилагаемых графических материаловDescription of attached graphic materials
На фиг. 1 представлено изображение модели фрактальной дискретной сети трещин, созданной после получения параметров реальных трещин.In FIG. 1 is an image of a model of a fractal discrete network of cracks created after obtaining the parameters of real cracks.
На фиг. 2 представлено изображение физической модели ступенчатого гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине в залежах газа трещиноватых песчаников.In FIG. Figure 2 shows a physical model of a stepped hydraulic fracturing in a horizontal well in gas deposits of fractured sandstones.
На фиг. 3 представлена схема корреляции фактического объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта на площадке скважины относительно результатов расчета на основании модели согласно настоящему изобретению.In FIG. 3 shows a correlation diagram of the actual volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing at the well site relative to the calculation results based on the model according to the present invention.
Конкретные способы осуществленияSpecific Implementation Methods
Чтобы специалистам в данной области техники было легче понять настоящее изобретение, настоящее изобретение дополнительно описано ниже с помощью примеров и со ссылками на прилагаемые графические материалы. Тем не менее следует понимать, что объем настоящего изобретения не ограничивается конкретными способами осуществления, и изменения, предложенные специалистами в данной области техники, входят в объем защиты настоящего изобретения, если они находятся в пределах его сущности и объема, определенных и установленных на основании прилагаемой формулы изобретения.To make it easier for those skilled in the art to understand the present invention, the present invention is further described below by way of examples and with reference to the accompanying drawings. However, it should be understood that the scope of the present invention is not limited to specific methods of implementation, and changes proposed by specialists in this field of technology are included in the scope of protection of the present invention, if they are within its essence and scope, defined and established on the basis of the attached formula inventions.
В качестве примера взята горизонтальная скважина X в залежи газа песчаников в Канаде; в этой скважине толщина коллектора в песчанике составляет 120 м, средняя пористость газового слоя составляет 0,05, а проницаемость матрицы составляет 4,5×10 -4 мД, что говорит о коллекторе с низкой пористостью и низкой проницаемостью. В отношении скважины до принятия мер по увеличению продуктивности не осуществлялось управление производительностью; в ней провели операцию ступенчатого гидроразрыва пласта, в коллекторе образовалась сложная сеть трещин, в результате чего улучшились фильтрационные свойства коллектора и увеличилась продуктивность отдельной скважины, при этом в горизонтальной скважине после гидроразрыва образовалось в общем 15 главных трещин от гидроразрыва. Другие основные параметры залежи газа приведены в таблице 1.An example is horizontal well X in a sandstone gas reservoir in Canada; in this well, the thickness of the reservoir in sandstone is 120 m, the average porosity of the gas layer is 0.05, and the permeability of the matrix is 4.5 × 10 -4 mD, which indicates a reservoir with low porosity and low permeability. In relation to the well, prior to the adoption of measures to increase productivity, performance management was not carried out; a step-by-step hydraulic fracturing operation was carried out in it, a complex network of cracks was formed in the reservoir, as a result of which the filtration properties of the reservoir were improved and the productivity of an individual well increased, while in the horizontal well after hydraulic fracturing, a total of 15 major fractures from hydraulic fracturing were formed. Other main parameters of gas deposits are given in table 1.
Этап 1: На основании данных о трещинах на месте рассчитывают фрактальную размерность распределения трещин в участке целевого коллектора Dc, фрактальную размерность длины трещин Dl, коэффициент плотности расположения трещин α и постоянную Фишера K;Stage 1: Based on in situ fracture data, the fractal dimension of the distribution of cracks in the area of the target reservoir D c , the fractal dimension of the length of the cracks D l , the crack density coefficient α and the Fischer constant K are calculated;
этап 2: на основании полученных расчетами параметров трещин создают модель фрактальной дискретной сети трещин для участка целевого коллектора (см. фиг. 1);stage 2: based on the calculated parameters of the cracks create a model of a fractal discrete network of cracks for the site of the target reservoir (see Fig. 1);
этап 3: рассчитывают эквивалентный тензор проницаемости модели фрактальной дискретной сети трещин с преобразованием созданной модели фрактальной дискретной сети трещин в модель сплошной среды;stage 3: calculate the equivalent permeability tensor of the model of a fractal discrete network of cracks with the transformation of the created model of a fractal discrete network of cracks into a model of a continuous medium;
этап 4: эквивалентный тензор проницаемости подставляют в уравнение неразрывности двухфазного, газожидкостного, фильтрационного потока и создают модель обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта (см. фиг. 2);stage 4: the equivalent permeability tensor is substituted into the continuity equation of the two-phase, gas-liquid, filtration flow and a model of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing is created (see Fig. 2);
этап 5: решают модель обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта и рассчитывают объем обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта.stage 5: solve the model of the return fluid flow for hydraulic fracturing and calculate the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing.
При сравнении кривой, полученной путем расчета модели согласно настоящему изобретению, с кривой соответствия данных измерений (см. фиг. 3) можно понять, что степень совпадения этих двух кривых очень высокая, что свидетельствует о точности расчета модели. После 30 дней обратного потока результаты моделирования были ниже, чем данные измерений, что может обуславливаться тем, что в модели не учитывалось закрытие трещин. Когда жидкость для гидроразрыва пласта постепенно выходит из пласта, давление внутри трещин снижается, и в реальных условиях степень раскрытия трещин будет постепенно уменьшаться, а трещины – постепенно закрываться, поэтому жидкость для гидроразрыва пласта, испытывающая сжатие, будет еще сильнее выбрасываться на поверхность. Две кривые на графике в основном совпадают, что указывает на то, что способ расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников, предложенный согласно настоящему изобретению, является более логичным, а также можно прогнозировать обратный поток в коллекторах трещиноватых песчаников после гидроразрыва и рассчитывать продуктивность после гидроразрыва; кроме того, оптимизационное проектирование на основании параметров работ по гидроразрыву обеспечивает целесообразное управление и справочную информации.When comparing the curve obtained by calculating the model according to the present invention with the correlation curve of the measurement data (see Fig. 3), it can be understood that the degree of coincidence of these two curves is very high, which indicates the accuracy of the calculation of the model. After 30 days of reverse flow, the simulation results were lower than the measurement data, which may be due to the fact that the crack closure was not taken into account in the model. When hydraulic fracturing fluid gradually leaves the reservoir, the pressure inside the fractures decreases, and under real conditions the degree of crack opening will gradually decrease, and the fractures will gradually close, so hydraulic fracturing fluid that is under compression will be even more ejected to the surface. The two curves on the graph basically coincide, which indicates that the method of calculating the volume of the reverse fluid flow for hydraulic fracturing during hydraulic fracturing in horizontal wells in the gas deposits of fractured sandstones, proposed according to the present invention, is more logical, and it is also possible to predict the reverse flow in collectors of fractured sandstones after hydraulic fracturing and calculate productivity after hydraulic fracturing; in addition, optimization design based on the parameters of fracking operations provides appropriate management and reference information.
Claims (84)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910482321.2A CN110219630A (en) | 2019-06-04 | 2019-06-04 | A kind of fracturing fluid recovery calculation method of fractured sandstone gas reservoir pressure break horizontal well |
| CN201910482321.2 | 2019-06-04 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2723769C1 true RU2723769C1 (en) | 2020-06-17 |
Family
ID=67819569
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019131934A RU2723769C1 (en) | 2019-06-04 | 2019-10-10 | Method of calculating volume of reverse flow of fluid for hydraulic fracturing of formation during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110219630A (en) |
| RU (1) | RU2723769C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111914494A (en) * | 2020-07-08 | 2020-11-10 | 长江大学 | Method and system for predicting flowback rate of fracturing fluid after horizontal well pressure of tight reservoir |
| CN112084454A (en) * | 2020-09-10 | 2020-12-15 | 合肥迪斯贝能源科技有限公司 | Method for obtaining crack length by using fracturing construction data |
| CN113553791A (en) * | 2021-08-19 | 2021-10-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | River course spreading fracturing parameter design method and river course construction method |
| CN114183113A (en) * | 2021-05-19 | 2022-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for simplifying and representing fracturing fracture morphology of shale gas well |
| CN114970392A (en) * | 2022-05-27 | 2022-08-30 | 长江大学 | Fracture fractal characterization method and system and readable storage medium |
| CN117310799A (en) * | 2023-09-08 | 2023-12-29 | 中国矿业大学 | Mine floor limestone aquifer identification method based on hole-slot-hole-matrix multiple medium |
| CN117930384A (en) * | 2024-03-21 | 2024-04-26 | 中国石油大学(华东) | Oil and gas reservoir fracture parameter inversion method based on fracturing flowback fluid ion analysis |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110863810B (en) * | 2019-11-21 | 2020-08-18 | 西南石油大学 | Integrated simulation method for coupling shale gas reservoir hydraulic fracturing flowback production process |
| CN111535792B (en) * | 2020-06-19 | 2020-09-22 | 西南石油大学 | Shale gas well flowback rate prediction method |
| CN111832227B (en) * | 2020-07-17 | 2022-09-09 | 中国石油大学(北京) | Shale gas saturation determination method, device and equipment based on deep learning |
| CN111948099B (en) * | 2020-08-13 | 2022-02-08 | 西南石油大学 | Testing device and method for evaluating backflow opportunity of fracturing fluid based on hydration |
| CN112001134B (en) * | 2020-09-04 | 2021-09-07 | 北京科技大学 | Identification method and device for unconventional gas reservoir flow field structure |
| CN112883444A (en) * | 2021-01-25 | 2021-06-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | Fracture propagation model solving method and system considering fracture network complexity |
| CN113469832B (en) * | 2021-08-09 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for designing strength of fluid for sand fracturing of tight sandstone |
| CN114091287B (en) * | 2021-11-30 | 2022-10-18 | 西南石油大学 | Method for evaluating crack connectivity and optimizing crack parameters based on complex network theory |
| CN114239365B (en) * | 2021-12-21 | 2022-08-23 | 西南石油大学 | Method for calculating wall equivalent permeability after natural fracture drilling fluid pollution |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103279991A (en) * | 2013-04-16 | 2013-09-04 | 西南石油大学 | Method for improving oil reservoir exploitation effect by utilizing discrete fracture endpoint deformation numerical simulation |
| RU2602858C1 (en) * | 2012-12-27 | 2016-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of tying geometry of hydraulic fracturing to microseismic events |
| US20160357883A1 (en) * | 2011-11-04 | 2016-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
| US20170074770A1 (en) * | 2015-09-15 | 2017-03-16 | IFP Energies Nouvelles | Method for characterizing the fracture network of a fractured reservoir and method for exploiting it |
| US9665537B2 (en) * | 2011-10-12 | 2017-05-30 | IFP Energies Nouvelles | Method for generating a fractured reservoir mesh with a limited number of nodes in the matrix medium |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
| RU2672292C1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development with horizontal wells with multi-stage fracing |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9562425B2 (en) * | 2012-12-18 | 2017-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing the conductivity of propped fractures with in-situ acidizing |
| CN109002565B (en) * | 2017-06-05 | 2021-08-27 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for calculating critical flowback speed of fracturing fluid |
| CN108645740B (en) * | 2018-05-30 | 2021-02-19 | 延长油田股份有限公司 | Method and device for measuring back-flow rate of rock core after self-absorption of fracturing fluid |
-
2019
- 2019-06-04 CN CN201910482321.2A patent/CN110219630A/en active Pending
- 2019-10-10 RU RU2019131934A patent/RU2723769C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9665537B2 (en) * | 2011-10-12 | 2017-05-30 | IFP Energies Nouvelles | Method for generating a fractured reservoir mesh with a limited number of nodes in the matrix medium |
| US20160357883A1 (en) * | 2011-11-04 | 2016-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
| RU2602858C1 (en) * | 2012-12-27 | 2016-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of tying geometry of hydraulic fracturing to microseismic events |
| CN103279991A (en) * | 2013-04-16 | 2013-09-04 | 西南石油大学 | Method for improving oil reservoir exploitation effect by utilizing discrete fracture endpoint deformation numerical simulation |
| US20170074770A1 (en) * | 2015-09-15 | 2017-03-16 | IFP Energies Nouvelles | Method for characterizing the fracture network of a fractured reservoir and method for exploiting it |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
| RU2672292C1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development with horizontal wells with multi-stage fracing |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111914494A (en) * | 2020-07-08 | 2020-11-10 | 长江大学 | Method and system for predicting flowback rate of fracturing fluid after horizontal well pressure of tight reservoir |
| CN111914494B (en) * | 2020-07-08 | 2024-03-26 | 长江大学 | Method and system for predicting flowback rate of fracturing fluid after horizontal well pressure of tight reservoir |
| CN112084454A (en) * | 2020-09-10 | 2020-12-15 | 合肥迪斯贝能源科技有限公司 | Method for obtaining crack length by using fracturing construction data |
| CN114183113A (en) * | 2021-05-19 | 2022-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for simplifying and representing fracturing fracture morphology of shale gas well |
| CN113553791A (en) * | 2021-08-19 | 2021-10-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | River course spreading fracturing parameter design method and river course construction method |
| CN114970392A (en) * | 2022-05-27 | 2022-08-30 | 长江大学 | Fracture fractal characterization method and system and readable storage medium |
| CN117310799A (en) * | 2023-09-08 | 2023-12-29 | 中国矿业大学 | Mine floor limestone aquifer identification method based on hole-slot-hole-matrix multiple medium |
| CN117310799B (en) * | 2023-09-08 | 2024-05-28 | 中国矿业大学 | Mine floor limestone aquifer identification method based on hole-slot-hole-matrix multiple medium |
| CN117930384A (en) * | 2024-03-21 | 2024-04-26 | 中国石油大学(华东) | Oil and gas reservoir fracture parameter inversion method based on fracturing flowback fluid ion analysis |
| CN117930384B (en) * | 2024-03-21 | 2024-06-11 | 中国石油大学(华东) | Oil and gas reservoir fracture parameter inversion method based on fracturing flowback fluid ion analysis |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110219630A (en) | 2019-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2723769C1 (en) | Method of calculating volume of reverse flow of fluid for hydraulic fracturing of formation during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones | |
| CN109441422B (en) | Shale gas well spacing optimization mining method | |
| CN109002574B (en) | Multi-layer oil reservoir pulse period water injection development index prediction method | |
| CN104453804B (en) | Dynamic monitoring and evaluating method for gas-drive reservoir development | |
| CN104747180B (en) | A kind of fracture-pore reservoir for waterflooding extraction analyzes method and application thereof | |
| RU2480584C1 (en) | Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development | |
| CN111236908A (en) | Multi-stage fractured horizontal well productivity prediction model and productivity sensitivity analysis method suitable for low-permeability tight gas reservoir | |
| CN108518218B (en) | Unconventional oil and gas reservoir multi-section fracturing horizontal well single well dynamic reserve determination method | |
| WO2022218159A1 (en) | Fracture network propagation and production dynamic coupling method for unconventional oil and gas reservoir horizontal well fracturing | |
| Baker et al. | Full-field modeling using streamline-based simulation: Four case studies | |
| Li et al. | Screening and simulation of offshore CO2-EOR and storage: A case study for the HZ21-1 oilfield in the Pearl River Mouth Basin, Northern South China Sea | |
| CN109209307A (en) | A kind of method of quantitative analysis waterflood development of low-permeability reservoirs effect | |
| CN107965315A (en) | A kind of low-permeability oil deposit PRODUCTION FORECASTING METHODS | |
| CN109710965A (en) | Evaluation method for effectiveness of horizontal well artificial fracturing fracture parameters | |
| Ailin et al. | Technical measures of deliverability enhancement for mature gas fields: A case study of Carboniferous reservoirs in Wubaiti gas field, eastern Sichuan Basin, SW China | |
| CN112257349B (en) | Method for judging whether tight sandstone movable water-gas reservoir gas well has development value | |
| CN107704646B (en) | Modeling method after compact reservoir volume modification | |
| CN113803041B (en) | Volumetric fracturing design method and system | |
| CN110714755B (en) | Method for quickly predicting secondary enrichment speed of residual oil in water-drive reservoir | |
| Noori et al. | Geological Model of the Tight Reservoir (Sadi Reservoir-Southern of Iraq) | |
| Rodriguez | Inferences of two dynamic processes on recovery factor and well spacing for a shale oil reservoir | |
| Parra et al. | CRM-Aquifer-Fractional Flow Model to Characterize Oil Reservoirs with Natural Water Influx | |
| CN111188613B (en) | Method and system for determining well control radius of tight gas reservoir gas well | |
| He et al. | How to improve sweep efficiency of horizontal wells for offshore fluvial oil reservoir by ICD inflow control device | |
| Dong et al. | Numerical simulation of a two-phase flow with low permeability and a start-up pressure gradient |