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公开(公告)号：CN117592874A
公开(公告)日：2024-02-23
申请号：CN202311009695.5
申请日：2023-08-10
Applicant: 中国石油大学(北京) , 中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司
IPC: G06Q10/067 , G06Q50/02 , G06Q10/0637 , G06F18/24
Abstract: 本申请提供一种优势渗流通道的判别方法及装置。该方法根据高含水油田的动态特征标准模型和动静态识别参数建立优势渗流井识别体系，包括生产动态指数模型、优势渗流井分类模型和优势渗流井连通模型，并根据动静态评价参数建立优势渗流井评价体系，包括纵向渗流阻力系数模型、横向渗流阻力系数模型、层位优势渗流通道第一评价模型和层位优势渗流通道第二评价模型。通过动态特征标准模型识别出高含水油田，再从高含水油田中根据优势渗流井识别体系识别目标优势渗流井，最后根据优势渗流井评价体系识别出目标优势渗流井层位上的优势渗流通道，并评价层位优势渗流通道等级，提升了识别评价优势渗流通道发育信息的速度和准确性。
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公开(公告)号：CN112989653B
公开(公告)日：2022-09-16
申请号：CN202110208475.X
申请日：2021-02-25
Applicant: 中国石油大学(北京)
Abstract: 本申请提供了一种岩石相对渗透率确定方法和装置，其中，该方法包括：获取目标岩石的预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，其中，预设相流体欧拉系数用于表征目标岩石的预设相流体拓扑连通性，预设相流体为润湿相流体或非润湿相流体；基于预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，确定目标岩石的预设相流体相对渗透率。上述方案中，由于相对渗透率不仅与流体饱和度相关，还与流体拓扑连通性相关，因此基于用于表征预设相流体拓扑连通性的预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度确定目标岩石的预设相流体相对渗透率，得到的相对渗透率更加准确，可靠性强。
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公开(公告)号：CN114970385A
公开(公告)日：2022-08-30
申请号：CN202210480945.2
申请日：2022-05-05
Applicant: 中国石油大学(北京)
IPC: G06F30/28 , G06F111/10 , G06F113/08
Abstract: 本发明属于能源开发技术领域，涉及一种三相流体相变渗流的数值模拟方法和系统，包括以下步骤：建立气‑液‑固三相体系自由能函数；通过所述自由能函数建立气‑液‑固三相流体相变渗流数学模型；对待测孔隙区域进行网格剖分，根据所述网格剖分结果，对所述模型进行时间和空间尺度上的积分离散，形成离散化的微分方程组；对所述微分方程组进行积分求解，将求解结果用于追踪三相界面处流体相组分及几何形态的演化规律。以解决大多数理论及方法都难以定量追踪复杂相变界面的组分连续演化和几何前缘形态及缺少针对气液固三相界面的相变渗流的问题。
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公开(公告)号：CN112989653A
公开(公告)日：2021-06-18
申请号：CN202110208475.X
申请日：2021-02-25
Applicant: 中国石油大学(北京)
Abstract: 本申请提供了一种岩石相对渗透率确定方法和装置，其中，该方法包括：获取目标岩石的预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，其中，预设相流体欧拉系数用于表征目标岩石的预设相流体拓扑连通性，预设相流体为润湿相流体或非润湿相流体；基于预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，确定目标岩石的预设相流体相对渗透率。上述方案中，由于相对渗透率不仅与流体饱和度相关，还与流体拓扑连通性相关，因此基于用于表征预设相流体拓扑连通性的预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度确定目标岩石的预设相流体相对渗透率，得到的相对渗透率更加准确，可靠性强。
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公开(公告)号：CN115186611B
公开(公告)日：2025-01-28
申请号：CN202210877266.9
申请日：2022-07-25
Applicant: 中国石油大学(北京)
IPC: G06F30/28 , E21B43/20 , G06F113/08 , G06F119/14
Abstract: 本发明提供了一种确定非均质油藏离子匹配水驱前缘位置的方法。方法包括：获取目标油藏各个层位的地层水驱和离子匹配水驱相渗曲线，进而确定目标油藏各个层位离子匹配水驱有效盐度范围内标准化相渗曲线；基于目标油藏各个层位的地层水驱相渗曲线和离子匹配水驱有效盐度范围内标准化相渗曲线，确定目标油藏各个层位的地层水驱和离子匹配水驱分流量曲线，进而确定目标油藏各个层位的地层水驱前缘和离子匹配水驱前缘的含水饱和度及分流量；基于目标油藏各个层位的地层水驱前缘的含水饱和度以及地层水驱相渗曲线，确定目标油藏中渗透率最高层位地层水驱见水突破时刻其余层位的地层水驱前缘位置，进而确定目标油藏各个层位的离子匹配水驱前缘位置。
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Patent Agency Ranking
公开(公告)号：CN116882617B
公开(公告)日：2024-12-27
申请号：CN202310713952.7
申请日：2023-06-15
Applicant: 中国石油大学(北京) , 中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司
IPC: G06Q10/063 , G06Q50/02 , G06F30/20 , G06F111/04 , G06F119/14 , G06F119/08 , G06F113/08
Abstract: 本申请提供一种低渗透油藏气驱适应性评价方法、装置、设备及介质。该方法包括：获取待评价油藏在各评价指标下的指标值；根据气驱适应性评价标准和待评价油藏在各评价指标下的指标值，确定预设的每个评价结果下待评价油藏在各评价指标下的隶属度；针对每个评价结果，根据各评价指标的权重，对该评价结果下待评价油藏在各评价指标下的隶属度进行加权求和，得到待评价油藏在每个评价结果下的评价值；将评价值最大的评价结果，作为待评价油藏的气驱适应性评价结果。本申请的方案，能够提高低渗透油藏气驱适应性评价的准确性。
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公开(公告)号：CN117592874B
公开(公告)日：2024-07-30
申请号：CN202311009695.5
申请日：2023-08-10
Applicant: 中国石油大学(北京) , 中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司
IPC: G06Q10/067 , G06Q50/02 , G06Q10/0637 , G06F18/24
Abstract: 本申请提供一种优势渗流通道的判别方法及装置。该方法根据高含水油田的动态特征标准模型和动静态识别参数建立优势渗流井识别体系，包括生产动态指数模型、优势渗流井分类模型和优势渗流井连通模型，并根据动静态评价参数建立优势渗流井评价体系，包括纵向渗流阻力系数模型、横向渗流阻力系数模型、层位优势渗流通道第一评价模型和层位优势渗流通道第二评价模型。通过动态特征标准模型识别出高含水油田，再从高含水油田中根据优势渗流井识别体系识别目标优势渗流井，最后根据优势渗流井评价体系识别出目标优势渗流井层位上的优势渗流通道，并评价层位优势渗流通道等级，提升了识别评价优势渗流通道发育信息的速度和准确性。
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公开(公告)号：CN116882617A
公开(公告)日：2023-10-13
申请号：CN202310713952.7
申请日：2023-06-15
Applicant: 中国石油大学(北京) , 中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司
IPC: G06Q10/063 , G06Q50/02 , G06F30/20 , G06F111/04 , G06F119/14 , G06F119/08 , G06F113/08
Abstract: 本申请提供一种低渗透油藏气驱适应性评价方法、装置、设备及介质。该方法包括：获取待评价油藏在各评价指标下的指标值；根据气驱适应性评价标准和待评价油藏在各评价指标下的指标值，确定预设的每个评价结果下待评价油藏在各评价指标下的隶属度；针对每个评价结果，根据各评价指标的权重，对该评价结果下待评价油藏在各评价指标下的隶属度进行加权求和，得到待评价油藏在每个评价结果下的评价值；将评价值最大的评价结果，作为待评价油藏的气驱适应性评价结果。本申请的方案，能够提高低渗透油藏气驱适应性评价的准确性。
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公开(公告)号：CN112329232A
公开(公告)日：2021-02-05
申请号：CN202011214880.4
申请日：2020-11-04
Applicant: 中国石油大学(北京)
IPC: G06F30/20 , G06F30/28 , G06Q50/02 , G06F111/06 , G06F111/10 , G06F113/08 , G06F119/14
Abstract: 本说明书实施例提供了一种缝洞型油藏生产动态表征方法、装置、设备及存储介质，该方法包括：确定目标单井所属的缝洞单元类型；根据广义达西定律建立所述目标单井在多轮次注水替油下的周期综合含水率与周期提高采收率幅度的关系模型；根据所述关系模型构建最小化目标函数；以所述目标单井的周期综合含水率的观测值为输入，求解所述最小化目标函数，获得确定的关系模型；将所述确定的关系模型对应的关系曲线作为，所述缝洞单元类型对应的油井在多轮次注水替油下的生产动态规律。本说明书实施例可以提高缝洞型油藏多轮次注水替油生产动态表征的准确性。
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公开(公告)号：CN115201073B
公开(公告)日：2025-04-18
申请号：CN202210875900.5
申请日：2022-07-25
Applicant: 中国石油大学(北京)
Abstract: 本发明提供了浸润调控驱油过程中油水相对渗透率及动态表征模型的确定方法。油水相对渗透率的确定方法包括：构建毛细管束几何模型；分别确定流动模拟过程中毛细管束几何模型内各毛细管初始接触角、最终接触角和油水界面张力；构建反映浸润调控驱油过程中岩石润湿性变化的接触角本构模型，用以约束流动模拟过程中毛细管束几何模型内各毛细管接触角的大小；基于流动模拟过程中毛细管束几何模型内各毛细管初始接触角、最终接触角、油水界面张力和接触角本构模型，利用毛细管束几何模型，梯次控制驱替压差进行多轮次流动模拟，获取得到浸润调控驱油过程中不同阶段的油水相对渗透率曲线；其中，流动模拟为驱替流动模拟或吸吮流动模拟。
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