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公开(公告)号：CN105822271A
公开(公告)日：2016-08-03
申请号：CN201510569551.4
申请日：2015-09-09
摘要： 本发明提供一种厚层油藏变流线矢量调整方法，该厚层油藏变流线矢量调整方法包括：步骤1，进行储层非均质性研究；步骤2，建立数值模拟模型，并进行历史拟合；步骤3，进行剩余油饱和度分布规律研究；步骤4，进行井网变流线调整方案设计；步骤5，利用数值模拟技术，预测变流线方案的最终采收率，据此进行变流线方案优选；步骤6，优化注水参数矢量，利用数值模拟技术，预测矢量注水参数优化方案的最终采收率。该厚层油藏变流线矢量调整方法实用性强，能够有效减缓特高含水期厚层油藏产量递减以及含水上升，改善水驱开发效果。
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公开(公告)号：CN108825217A
公开(公告)日：2018-11-16
申请号：CN201810356827.4
申请日：2018-04-19
IPC分类号： E21B49/00
摘要： 本发明提供一种适用于油藏数值模拟的综合井指数计算方法，该适用于油藏数值模拟的综合井指数计算方法包括：步骤1，计算井所在节点单元的各个渗流面长度、渗流长度、通过该渗流面的方向渗透率；步骤2，计算井所在节点单元综合渗透率；步骤3，计算综合井指数。该油气藏数值模拟中的综合井指数的计算方法能够定量计算基于非结构网格系统的油藏数值模拟中井模型的井指数，为完善油气藏数值模拟技术奠定基础。
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公开(公告)号：CN107762495A
公开(公告)日：2018-03-06
申请号：CN201610700948.7
申请日：2016-08-18
IPC分类号： E21B49/00
CPC分类号： E21B49/00
摘要： 本发明提供了一种特高含水期油藏模型纵向网格尺寸的优化方法，该特高含水期油藏模型纵向网格尺寸的优化方法包括：步骤1；得到不同物性下合理网格尺寸；步骤2，得到储层厚度影响因子；步骤3，得到粘度影响因子；步骤4，得到含水影响因子；以及步骤5，纵向合理网格尺寸的计算。该特高含水期油藏模型纵向网格尺寸的优化方法具有原理简单、可操作性强等特点，为特高含水阶段提高剩余油描述精度，用以刻画储层非均质性和流体渗流规律是极其重要的。
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公开(公告)号：CN116306329A
公开(公告)日：2023-06-23
申请号：CN202111565157.5
申请日：2021-12-20
IPC分类号： G06F30/28
摘要： 本发明提供一种页岩油气压裂半稳态流阶段产能计算方法，该页岩油气压裂半稳态流阶段产能计算方法包括：步骤1，根据地质、压裂参数，计算支撑剂加砂体积；步骤2，根据油藏参数，计算油藏泄油体积；步骤3，定义支撑剂指数NP的概念，并计算支撑剂指数；步骤4，计算压裂后无因次产能指数；步骤5，定义压裂增产系数，并计算压裂增产系数。该页岩油气压裂半稳态流阶段产能计算方法利用最佳裂缝导流系数以及井眼等效半径的概念，通过半稳态流的渗流方程的推导，建立了N_P＜1的条件下压裂产能的计算方法，适用于低渗油藏、超低渗气藏的中小型压裂，以及水平井分段压裂半稳态流阶段的产能计算。
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公开(公告)号：CN116306328A
公开(公告)日：2023-06-23
申请号：CN202111565100.5
申请日：2021-12-20
IPC分类号： G06F30/28
摘要： 本发明提供一种基于裂缝导流系数的页岩油气压裂缝长缝宽计算方法，该基于裂缝导流系数的页岩油气压裂缝长缝宽计算方法包括：步骤1，收集储层地质、流体性质、压裂施工参数；步骤2，根据裂缝施工参数，计算压裂裂缝最佳导流系数；步骤3，根据步骤2中得到的压裂裂缝最佳导流系数，计算最优压裂裂缝长度；步骤4，根据步骤3中得到的最优压裂裂缝长度，计算最优压裂裂缝宽度。该基于裂缝导流系数的页岩油气压裂缝长缝宽计算方法实用性强、方便快捷、参数要求少、应用简单，具有较好的操作性，有效实现了裂缝参数的计算。
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公开(公告)号：CN114817355A
公开(公告)日：2022-07-29
申请号：CN202110060979.1
申请日：2021-01-18
IPC分类号： G06F16/2458 , G06F16/215 , G06F17/18 , G06Q10/06 , G06Q50/02
摘要： 本发明提供一种基于数据驱动的水驱老油藏流场调控主控因素判断方法，该基于数据驱动的水驱老油藏流场调控主控因素判断方法包括：步骤1，获取数据并进行质量检查；步骤2，将油水井数据关联融合；步骤3，建立流场描述特征参数；步骤4，建立流场调整致效标签；步骤5，建立主控因素分析样本数据；步骤6，确定基于关联规则分析的主控因素。该基于数据驱动的水驱老油藏流场调控主控因素判断方法确定了特高含水期水驱油藏流场调控的主要影响因素并给出致效调控方向，为特高含水期水驱油藏进一步提高采收率提供技术支持。
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公开(公告)号：CN107885893B
公开(公告)日：2021-06-01
申请号：CN201610867559.3
申请日：2016-09-29
摘要： 本发明提供一种描述二氧化碳驱储层非均质性的构建方法，包括：步骤1，计算区块的渗透率级差，并根据研究区的渗透率级差，确定合理的渗透率级差界限；步骤2，对某一研究区内的渗透率解释结果进行处理，计算网格模型的渗透率级差；步骤3，利用数值模拟手段研究不同方法对二氧化碳驱见气时间的影响程度；步骤4，分析二氧化碳驱中原油物理化学性质对气油比的影响；步骤5，利用数值模拟手段分析不同渗透率值模型的流量差；步骤6，利用实际模型的二氧化碳驱气油比拟合对比校正渗透率平均值。该构建方法根据数值模拟中所能提供的参数，建立了渗透率曲线离散化方法，为二氧化碳驱数值模拟精度的提高以及其驱替机理的定量表征提供了数值模拟依据。
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公开(公告)号：CN105986789B
公开(公告)日：2018-06-15
申请号：CN201510071089.5
申请日：2015-02-11
IPC分类号： E21B43/20
摘要： 本发明提供一种高含水油藏微观水驱剩余油水动力学表征方法，该高含水油藏微观水驱剩余油水动力学表征方法包括：步骤1，进行微观水驱实验，并观测微观水驱油过程及剩余油变化的全程动态；步骤2，结合微观水驱油过程中剩余油的镜下几何形态定性的将剩余油定性分类；步骤3，结合微观水驱油镜下特征采用毛细管模型及并联非等径模型模拟岩石孔隙、喉道；以及步骤4，在毛细管模型及并联非等径模型的基础上定义局部毛管数并以此建立了微观剩余油的水动力学表征方法。该高含水油藏微观水驱剩余油水动力学表征方法具有较强的实用性和普遍性，为油田的高含水、特高含水油藏的剩余油挖潜提供理论指导。
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公开(公告)号：CN107885893A
公开(公告)日：2018-04-06
申请号：CN201610867559.3
申请日：2016-09-29
CPC分类号： G06F17/5009 , E21B43/16 , G06Q50/02
摘要： 本发明提供一种描述二氧化碳驱储层非均质性的构建方法，包括：步骤1，计算区块的渗透率级差，并根据研究区的渗透率级差，确定合理的渗透率级差界限；步骤2，对某一研究区内的渗透率解释结果进行处理，计算网格模型的渗透率级差；步骤3，利用数值模拟手段研究不同方法对二氧化碳驱见气时间的影响程度；步骤4，分析二氧化碳驱中原油物理化学性质对气油比的影响；步骤5，利用数值模拟手段分析不同渗透率值模型的流量差；步骤6，利用实际模型的二氧化碳驱气油比拟合对比校正渗透率平均值。该构建方法根据数值模拟中所能提供的参数，建立了渗透率曲线离散化方法，为二氧化碳驱数值模拟精度的提高以及其驱替机理的定量表征提供了数值模拟依据。
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公开(公告)号：CN108825217B
公开(公告)日：2021-08-20
申请号：CN201810356827.4
申请日：2018-04-19
IPC分类号： E21B49/00
摘要： 本发明提供一种适用于油藏数值模拟的综合井指数计算方法，该适用于油藏数值模拟的综合井指数计算方法包括：步骤1，计算井所在节点单元的各个渗流面长度、渗流长度、通过该渗流面的方向渗透率；步骤2，计算井所在节点单元综合渗透率；步骤3，计算综合井指数。该油气藏数值模拟中的综合井指数的计算方法能够定量计算基于非结构网格系统的油藏数值模拟中井模型的井指数，为完善油气藏数值模拟技术奠定基础。
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