Evaluating the Application Effect for Staged Fluid Control Completion Technology in Horizontal Wells
-
摘要:
为合理评价分段控流完井技术的应用效果，基于累计产油量、日产油量年递减率、年平均含水率和含水率年上升幅度等4项生产指标，建立了理论评价方法和综合评价方法。理论评价方法以D311P5井为实例井，使用数值模型计算常规完井条件下实例井的生产指标，以搭建起分段控流完井条件下实例井与常规完井条件下2口邻井实施对比的中介桥梁，该方法适用于应用井较少或需要精细评价特定井的情况；综合评价方法以D311断块为例，为12口实例井匹配24口邻井，建立96个对比样本，充分利用现场生产数据对比分析实例井及其邻井的生产指标。理论评价结果显示，D311P5井在常规完井方法条件下的生产指标与2口邻井基本持平，该结果与这3口井开采条件相近的实际情况相符，而D311P5井在分段控流完井条件下的生产指标明显优于其常规完井条件；综合评价结果显示，实例井生产指标优于邻井的对比样本为70个，占比72.9%。研究结果表明，分段控流完井技术在D311断块的应用效果良好，达到了增油、稳油、控水的目的，对其他区块完井技术的应用效果评价具有一定的指导作用。
Abstract:In order to reasonably evaluate the application effect of the staged fluid control completion technology, the theoretical evaluation method and comprehensive evaluation method were established based on the four production indices which included the cumulative oil production, the annual decline rate of daily oil production, the annual average water cut and increase range of water cut. Taking the Well D311P5 as an example, the production indices of the example well were calculated by numerical model to evaluate it theoretically under the conventional completion conditions. This allowed the researchers to establish the intermediary bridge for the comparison of the example well and two offset wells by staged fluid control completion under the conventional completion conditions. The method is suitable for those cases where there are few wells or there is a need to precisely evaluate the specific wells. The statistical evaluation method takes D311 fault block as an example. For each example well, two offset wells were selected, i.e. 12 example wells and 24 offset wells to form a comparison group. A total number of 96 comparison samples were established in Block D311 to analyze the production indices of the example wells and offset wells by virtue of field production data. The theoretical evaluation results indicated that under the conditions of conventional completion methods the production indices of Well D311P5 were basically the same as that of two offset wells. This result was consistent with the actual situation of three wells with similar production conditions. Well D311P5 obtained better production indices under the conditions of staged inflow control completion than that of conventional completion methods. Thus, the statistical evaluation results suggested that 70 comparison samples exhibited better production indices than that of the offset wells, accounting for 72.9%. The research results showed that staged fluid control completion technology had a good effect in Block D311, and achieved the purposes of oil increment, oil stabilization, water control and water production mitigation, which will provide good reference for evaluating its application effect in other blocks.
-
潜山油气藏是我国近海油气资源重要的储量增长点之一。2020年以来，潜山油气藏探明储量超过1.77×108 t，占中型以上规模储量发现的27.8%。2019年，渤中19-6潜山千亿方大气田的发现突破了渤海湾油型盆地的传统认识，深层太古界潜山油气藏成为渤海储量增长的重要接替领域[1-7]。潜山储层以裂缝为主，非均质性强，油气成藏模式受岩性和构造等多重因素的影响，表现为油气分布不均、流体性质复杂[8-9]。由于不能在地层测试前准确识别潜山含水层段，导致部分井地层测试后产出大量水，且存在油、气、水同时产出的情况，潜山油气藏高效勘探与地质研究面临巨大挑战。郭明宇等人[10-11]提出了潜山储层含油气性和岩性的评价、识别方法，但潜山储层的非均质性较强，测井资料的电性特征无法反映流体的真实变化情况；成像测井资料只局限于裂缝和孔洞的识别，核磁共振测井对致密砂岩微裂缝有一定响应[12-14]，但无法识别潜山储层流体的性质；潜山裂缝性储层取样成功率偏低，尚未形成基于测井资料的潜山储层含水精准识别方法。
气测、地化、三维定量荧光和红外光谱等录井技术可以检测钻井液和岩石中烃类物质的含量，不同性质流体中烃类组分的含量存在差异，因此利用烃类组分含量的变化特征能够定性识别储层流体的性质[15-16]。笔者以渤中26-6构造围区太古界潜山已钻井资料为基础，深入分析太古界潜山油层与水层录井资料的识别特征，筛选了气测组分变化及含水图版、含油气丰度交会图版及图谱法等能够准确确定储层流体性质的方法，建立了渤海太古界潜山储层含水识别方法，并在研究区8口井应用该方法实现了含水层段准确识别，为渤海湾盆地潜山储层含水识别提供了方法。
1. 地质概况
渤中26-6构造位于渤南低凸起，紧邻渤中凹陷、渤东凹陷等2个富烃凹陷，主力烃源岩为沙河街组一、二、三段以及东营组三段的厚层泥岩，现今均处于成熟阶段，生烃潜力大，构造位置极为有利。该构造从上而下依次发育明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组和太古界，主要勘探目的层为太古界潜山，其岩性以花岗片麻岩为主，储集空间主要为裂缝及沿微裂缝的溶蚀扩大孔，属于裂缝性储层。太古界潜山受构造和溶蚀双重控制，自上而下划分为表层风化带、风化裂缝带及内幕裂缝带，已钻井资料揭示潜山油气显示活跃，优质储层发育。
渤中26-6构造断裂系统发育，油气来源和充注方式横向存在差异，储层纵向非均质性较强，钻井资料揭示不同构造位置的油水关系复杂：构造高部位探井地层测试显示，产水严重；相邻构造低部位探井地层测试显示，不产水，但难以确定油水界面位置。因此，亟需建立一种录井过程中快速识别储层含水的方法，为勘探决策和油气藏评价提供依据。
2. 太古界潜山储层含水识别方法
为了能够准确识别渤中26-6构造太古界潜山储层含水情况，通过分析渤海油田近40口潜山井的钻井资料，将气测、地化、三维定量荧光和红外光谱等录井数据与测井储层有效性评价结果、地层测试及取样结果相结合，综合分析不同性质流体中烃类组分含量差异的特征，建立了渤海油田潜山储层油水层识别方法。
2.1 气测组分变化及含水图版法
2.1.1 气测组分变化趋势法
渤海深层潜山埋深超过3 500 m，主要为中–轻质油藏或凝析气藏，轻质油气藏的气测录井资料表现为组分齐全，C1—C5烃类组分值较高。当潜山储层裂缝发育且储层中烃类含量低或储层流体主要为水时，这种储层的气测全烃值和烃类组分值与油层对比存在明显降低趋势。因此，可利用气测组分在单井纵向上的变化趋势，对潜山储层含水进行识别。渤中26-6构造统计分析表明，油层段气测全烃值大于0.5%，曲线呈尖峰状，气测组分齐全，烃类组分中丁烷和戊烷含量较高；水层段气测全烃值为0.1%左右，曲线平直，气测组分以C1和C2为主，烃类组分中丁烷和戊烷含量较低或烷烃组分不齐全（见图1，其中nC4表示正丁烷，iC4表示异丁烷，nC5表示正戊烷，iC5表示异戊烷）。
2.1.2 气测含水图版法
根据前人研究成果，正构烷烃比异构烷烃的水溶性好，当储集层含水时，会出现正构烷烃相对于异构烷烃含量明显下降的趋势[17-18]。由于气测录井资料中nC4在水中的溶解度大于iC4，当储层含水时气测录井的nC4值相对iC4值呈明显下降趋势，当储层含水时所检测到的烃类总量明显低于油层，因此，根据nC4/iC4比值与气测全烃的差异特征，可建立储层含水的识别方法。由于不同区域、不同类型油藏的油水层气测资料特征存在差异，一般通过统计分析建立区域评价阈值来实现准确评价。渤中26-6构造潜山油水层统计结果表明，油层的nC4/iC4比值≥2.0；水层的nC4/iC4比值小于2.0（见图2）。
2.1.3 气测组分Bar图对比法
气测录井可定量分析钻井液中烃类的含量。当储层的流体性质发生变化时，气测录井检测到的烃类组分含量也会发生变化，不同烃类组分的占比表现出明显差异[19-21]。气测组分Bar图可以直观展现气测组分的占比，当单井纵向上流体性质发生明显变化时，气测组分的占比也随之变化。统计分析不同性质流体气测烃类组分的特征差异，可以建立储层含水判断方法。渤中26-6油田统计分析表明，油层段的气测烃类组分中C1占比82%～86%；储层含水时，气测烃类组分中C4—C5含量明显减少，C1占比增大，一般大于90%（见图3）。
![]()
图 3 渤中26-6构造气测组分Bar图Figure 3. Bar diagram of gas logging components in BZ 26-6 structure2.2 含油气丰度交会图版及图谱法
2.2.1 含油气丰度交会图版法
油层的油气含量高、含水量低或不含水，不同录井技术所检测的含油气丰度也高。可通过地化录井检测含油气总量、三维定量荧光录井计算含油质量浓度，确定储层的含油气丰度。通过对比分析渤中26-6构造潜山油层和水层的含油气总量和含油质量浓度，发现含油质量浓度虽存在一定差异，但据此判别油水层的效果不明显；利用含油气总量能够区分油水层，油层的含油气总量≥1.0 mg/g，水层的含油气总量小于1.0 mg/g，据此建立了油水层解释交会图版（见图4）。
![]()
图 4 渤中26-6构造潜山含油气丰度交会图版Figure 4. Cross plot of oil and gas abundance in buried hills of the BZ26-6 structure2.2.2 含油气丰度图谱法
地化录井热解图谱和定量荧光图谱可直观地反映储层的含油气丰度[22]，利用地化热解图谱和定量荧光图谱在油水层的差异特征，可建立区分油层和水层的含油气丰度图谱识别方法。渤中26-6构造油层段地化热解标准图谱特征为烃组分齐全，烃组分为nC12—nC34，主峰烃为nC19，图谱峰形饱满，呈轻质油特征，相对峰面积较大（见图5（a））；定量荧光二维图谱形态饱满完整，发射波长310 nm，激发波长375 nm，三维图谱荧光峰值400（（见图5（b））、图5（c））。
![]()
图 5 渤中26-6构造油层识别图谱Figure 5. Identification spectrum of oil layers in BZ 26-6 structure水层段地化热解标准图谱特征为无烃组分或烃组分数量较少（见图6（a））；定量荧光二维图谱形态不完整，三维图谱荧光峰值低（见图6（b）、图6（c））。通过类比标准图谱特征，可准确判断油层和水层。
![]()
图 6 渤中26-6构造水层识别图谱Figure 6. Identification spectrum of water layers in BZ26-6 structure2.3 岩屑荧光滴照法
石油的荧光性非常灵敏，在氯仿等溶剂中只要含有十万分之一的石油就可以发出荧光[23]，利用氯仿等溶剂将岩石样品孔隙中的原油萃取出来，通过观察荧光直照颜色、滴照扩散速度、滴照光圈颜色和光圈强度来评价荧光特征和含油丰度，判断油水层。实践应用表明，不同烃类的荧光特征不同，总结分析发现，油质轻重和储层含水与荧光特征存在相关性（见表1）。通过荧光直照和滴照特征与标准图谱进行对比，可以快速判断油水层。
表 1 渤海油田不同性质流体的荧光特性Table 1. Fluorescence characteristics of fluids with different properties in Bohai Oilfield流体性质 直照荧光颜色 荧光滴照速度 荧光滴照光圈情况 轻质油 蓝白色或蓝色 快（1 s） 乳白色（带淡蓝色），
扩散光圈明显中质油 浅黄色或黄色 中等（2～3 s） 乳白色，扩散光圈明显 重质油 暗黄色 慢（5 s以上） 乳白色，扩散光圈明显 水 无或微弱 不扩散 无光圈 2.4 红外光谱图谱法
红外光谱录井技术是利用红外光谱气体检测钻井液中的混合气体[24-25]，主要为C1—C5饱和烷烃，各烷烃的红外吸收波频率不同，在红外光谱上处于不同位置，从而可以识别不同的气测组分。原油中常见组分包含的化学键为C—H键和N—H键，水的化学键为O—H键，红外光谱测得所有水的光谱图谱均在波数1 478 cm−1处出现了明显的吸收峰，这个吸收峰可作为判断储层含水的特征峰[26]。通过分析波数1 440～1 500 cm−1范围的红外光谱谱图特征，建立了储层含水识别方法，油层的红外光谱谱图透过率小于1.0，呈现峰谷；水层的红外光谱谱图透过率大于1.0，呈现峰顶（见图7）。根据红外光谱图谱纵向上的变化情况，能够准确判断储层是否含水及油水界面位置。
![]()
图 7 渤中26-6构造不同流体的红外光谱图谱Figure 7. Infrared spectra of different fluid in BZ26-6 Structure3. 现场应用
渤中26-6构造上的8口井应用以上方法识别了太古界潜山裂缝储层含水，准确率100%，油水界面判断结果与地层测试结果一致。其中，6口井钻遇潜山油水界面，2口井未钻遇油水界面。下面以BZ26-6-M2井为例，分析太古界潜山储层含水识别方法的应用效果。
渤中26-6-M2井是一口预探井，目的层为太古界花岗片麻岩潜山，设计井深4 800 m，潜山储层根据油气显示情况分为2段。3 660～3 827 m井段，气测全烃最高达8.0%，烃组分齐全，nC4/iC4比值小于2.0，气测含水图版分析为油层；岩屑直照蓝白色、滴照光圈乳白色，反应时间快，为1 s，光圈明显；地化热解气相色谱分析，烃组分齐全，峰形饱满，与标准油层特征一致（见图8（a））；定量荧光二维图谱形态饱满完整，三维图谱荧光峰值为304（见图8（b）、图8（c）），红外光谱谱图波数1 440～1 500 cm−1范围内的透过率为0.4～0.8，呈现峰谷（见图7）。3 827～3 880 m井段，气测全烃最高0.5%，烃组分不全，nC4/iC4比值在0.5～1.5，气测含水图版评价为水层；岩屑直照无荧光、不扩散；地化热解图谱分析无烃组分（见图8（d））；定量荧光二维图谱形态不完整，三维图谱荧光峰值50（见图8（e）、图8（f）），红外光谱谱图波数1 440～1 500 cm−1范围内的透过率为1.0～1.2，呈现峰顶（见图7）。
![]()
图 8 渤中26-6-M2井油层和水层识别图谱Figure 8. Identification spectrum of oil and water layers in Well BZ26-6-M2根据气测组分及含油气图谱纵向变化，结合气测含水图版及含油气丰度交会图版，评价3 660～3 827 m井段储层为油层，3 827～3 880 m井段解释为水层（见图9）。经过测试，3 827～3 880 m井段，测试日产水105 m3/d，不产油，解释结论为水层；3 660～3 827 m井段，测试日产油量205 m3，不产水，解释结论为油层，录井含水识别结果精准。
4. 结论与建议
1）利用录井资料建立了太古界潜山储层含水识别方法，采用该方法识别了渤中26-6构造太古界潜山储层的含水，准确率达100%，解决了潜山裂缝性储层含水识别的难题。
2）太古界潜山储层含水需要使用多种判断方法进行综合识别，各个数据之间会存在一定的矛盾，需要筛选出符合特定构造的方法，特别在单井纵向上流体性质无变化的情况下，无法反映储层流体性质的变化，需要继续强化流体性质与储层连通性等方面的研究，提高流体性质识别的准确率。
3）太古界潜山储层含水识别方法能够在钻井阶段对潜山储层含水情况进行准确识别，为潜山高效勘探和油气成藏研究提供技术支持，对于国内外不同类型的潜山油气藏勘探具有一定的借鉴意义。
-
![]()
图 1 D311断块油藏开发井网分布
Figure 1. Distribution of development well pattern in fault-block reservoir D311
![]()
图 2 D311P5井分段控流完井管柱
Figure 2. Completion string in Well D311P5 for staged fluid control
![]()
图 3 实例井及其邻井的产液量跟踪数据
Figure 3. Liquid production tracking data of the example well and offset wells
![]()
图 5 实例井生产动态数值模拟
Figure 5. Numerical simulation of the production performance of example well
表 1 实例井及邻井的基本数据
Table 1 Basic parameters of example well and offset wells
井号 油层层位 油层厚度/m 油层压力/MPa 投产段与油藏
顶部距离/m油层裸眼
直径/mm完井方式 筛管外径/mm D311P5 东二段2砂组2小层 7.7 27.1 1.0 215.9 变孔密筛管分段控流 127.0 D311P3 东二段2砂组3小层 6.3 26.7 1.0 215.9 常规滤砂管 127.0 D311P4 东二段2砂组2小层 8.1 27.5 1.1 215.9 常规滤砂管 127.0 
下载: 导出CSV
表 2 D311P5井分段控流完井参数
Table 2 Completion parameters of Well D311P5 by staged fluid control
井深/m 层段 筛管数量 盲管数量 筛管孔密/
（孔∙m–1）3 014.80～3 062.30 控流井段1 3根 2根 12 3 062.30～3 070.50 封隔层段 3 070.50～3 118.00 控流井段2 3根 2根 18 3 118.00～3 126.20 封隔层段 3 126.20～3 163.80 非控流井段 180
下载: 导出CSV
表 3 实例井与邻井的各项指标对比分析
Table 3 Comparative analysis on various indices of example wells and offset wells
井号 累计产油量/m3 日产油量年递减率，% 年平均含水率，% 含水率年上升幅度/百分点 D311P5（实例井） 3 955.2 33.5 68.2 12.4 D311P5（常规完井） 3 467.7 52.0 73.2 20.8 D311P3（邻井1） 2 509.9 60.2 75.7 23.3 D311P4（邻井2） 3 220.9 50.2 74.1 20.6 实例井指标优于邻井的样本数 2 2 2 2
下载: 导出CSV
表 4 实例井及其邻井的4项生产指标
Table 4 Four production indices of the example well and its offset wells
对比组 累计产油量/m3 日产油量的年递减率，% 年平均含水率，% 含水率年上升幅度/百分点 实例井 邻井1 邻井2 实例井 邻井1 邻井2 实例井 邻井1 邻井2 实例井 邻井1 邻井2 1 3 955.2 2 509.9 3 220.9 33.5 60.2 50.2 68.2 75.7 74.1 12.4 23.3 20.6 2 4 771.4 3 454.9 5 535.7 27.5 35.1 40.0 60.6 75.8 57.0 24.1 35.5 37.0 3 5 358.0 4 672.5 3 969.7 18.6 57.6 50.0 55.2 74.7 67.9 13.9 36.9 48.3 4 5 488.7 5 118.6 3 587.0 40.3 34.3 62.8 65.4 73.8 85.0 37.8 51.2 49.7 5 3 798.9 5 270.2 4 341.6 32.5 41.0 69.3 76.3 75.0 74.6 66.2 75.2 62.9 6 5 259.3 5 383.7 4 954.2 38.0 42.2 34.2 66.3 60.0 62.9 23.0 44.6 44.4 7 3 915.8 5 834.7 6 095.9 38.8 48.1 57.3 75.3 73.1 73.7 49.7 58.9 60.3 8 5 527.2 4 905.3 4 484.1 45.9 66.8 41.5 75.4 81.5 75.6 14.1 12.3 36.5 9 4 766.6 4 369.3 4 657.8 51.0 62.2 63.2 57.9 72.3 76.5 38.9 23.9 68.6 10 4 906.8 4 877.5 2 094.9 19.6 19.2 25.8 65.7 74.7 90.2 19.3 46.3 18.9 11 3 749.8 3 343.9 3 021.0 30.8 51.5 40.0 72.7 81.2 80.6 40.5 56.6 13.8 12 5 482.0 3 220.1 4 986.2 38.7 32.4 50.6 59.5 72.5 58.0 41.7 35.4 37.2
下载: 导出CSV
表 5 对比样本统计结果
Table 5 Statistics results for comparing samples
指标 实例井指标优于邻井的
对比样本数量总对比
样本数量占比，% 累计产油量 18 24 75.0 日产油量年递减率 19 24 79.2 年平均含水率 16 24 66.7 含水率年上升幅度 17 24 70.8
下载: 导出CSV
-
[1] OLSEN J J, HEMMINGSEN C S, BERGMANN L, et al. Characterization and erosion modeling of a nozzle-based inflow-control device[J]. SPE Drilling & Completion, 2017, 32(4): 224–233.
[2] SHARMA H K, AL-MULHIM A K, AL-MUTAIRI S M, et al. New generation inflow control device to maximize well productivity during every phase of a well′s life[R]. SPE 186338, 2017.
[3] ALSHMAKHY A, ABDALLA R. A case study on the effect of production segmentation completion technique PSCT and inflow control devices ICD on the optimization of horizontal well perfor-mance[R]. SPE 192879, 2018.
[4] 赵勇,杨海波,何苏荣. 胜利低渗油田水平井筛管分段控流完井技术[J]. 石油钻探技术, 2012, 40(3): 18–22. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2012.03.004 ZHAO Yong, YANG Haibo, HE Surong. Well completion technique with screen pipe controlling flow by segments in horizontal well of low permeability resevoirs in Shengli Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2012, 40(3): 18–22. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2012.03.004
[5] 赵旭,龙武,姚志良,等. 水平井砾石充填调流控水筛管完井技术[J]. 石油钻探技术, 2017, 45(4): 65–70. ZHAO Xu, LONG Wu, YAO Zhiliang, et al. Completion techniques involving gravel-packing inflow-control screens in horizontal wells[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 65–70.
[6] 何良,邓福成,杨永刚,等. 阀片式水平井ICD控水筛管压降敏感因素分析[J]. 断块油气田, 2018, 25(3): 404–408. HE Liang, DENG Fucheng, YANG Yonggang, et al. Analysis of pressure drop sensitive factors of valve ICD water control screen in horizontal well[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2018, 25(3): 404–408.
[7] TODMAN S, WOOD G, JACKSON M D. Modelling and optimizing inflow control devices[R]. SPE 188012, 2017.
[8] MIERSMA M, MAHMOUDI M, FATTAHPOUR V, et al. Eva-luation of inflow control device performance using computational fluid dynamics[R]. SPE 189721, 2018.
[9] 薛衡,黄祖熹,王贺华,等. Ahdeb油田水平井控水完井及一体化耦合模型[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(2): 213–219. XUE Heng, HUANG Zuxi, WANG Hehua, et al. Water control completion of horizontal wells in Ahdeb Oilfield and an integrated coupling model[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(2): 213–219.
[10] 陈阳,彭志刚,郭立强,等. 水平井均衡供液完井静态控流参数设计[J]. 石油钻采工艺, 2014, 36(6): 45–49. CHEN Yang, PENG Zhigang, GUO Liqiang, et al. Design of static flow control parameters for equilibrium fluid supply completion of horizontal wells[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2014, 36(6): 45–49.
[11] LASTIWKA M, BAILEY C, JAMES B, et al. A practical approach to the use and design of flow control devices in SAGD[R]. SPE 185005, 2017.
[12] MAALOUF C B, ZIDAN M, UIJTTENHOUT M, et al. Responsive design of inflow control devices completions for horizontal wells[R]. SPE 188794, 2017.
[13] PEDROSA O A, AZIZ K. Use of hybrid grid in reservoir simu-lation[J]. SPE Reservoir Engineering, 1986, 1(6): 611–621. doi: 10.2118/13507-PA
[14] GAGANIS V, KOURLIANSKI E, VAROTSIS N. An accurate method to generate composite PVT data for black oil simulation[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017, 157: 1–13. doi: 10.1016/j.petrol.2017.07.006
[15] AMOOIE M A, MOORTGAT J. Higher-order black-oil and compositional modeling of multiphase compressible flow in porous media[J]. International Journal of Multiphase Flow, 2018, 105: 45–59. doi: 10.1016/j.ijmultiphaseflow.2018.03.016
[16] HAMIDPOUR E, FATHOLLAHI S, MIRZAEI-PAIAMAN A, et al. The study of spontaneous co-current and counter-current imbi-bition in heavy oil fractured reservoirs with the focus on their distinctions in numerical simulation methods[R]. SPE 193767, 2018.
[17] 陈阳,彭志刚,王绍先, 等. 底水油藏水平井控流完井数值模拟耦合模型[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2015, 39(6): 110–117. doi: 10.3969/j.issn.1673-5005.2015.06.015 CHEN Yang, PENG Zhigang, WANG Shaoxian, et al. A new numerical coupling model of horizontal well completed with flow control method in bottom water reservoir[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2015, 39(6): 110–117. doi: 10.3969/j.issn.1673-5005.2015.06.015
[18] KHOSHKBARCHI M, KOHSE B, SAAF F. Black oil modeling in a next-generation integrated production simulator[R]. SPE 173224, 2015.
[19] LI Liyong, LEE S H. Efficient field-scale simulation for black oil in a naturally fractured reservoir via discrete fracture networks and homogenized media[R]. SPE 103901, 2006.
[20] MØYNER O, LIE K A. A multiscale restriction-smoothed basis method for compressible black-oil models[J]. SPE Journal, 2016, 21(6): 2079–2096. doi: 10.2118/173265-PA
-
期刊类型引用(1)
1. 齐光峰. 电压频率对低渗储层电阻率影响的研究. 中国设备工程. 2022(10): 177-179 . 
百度学术
其他类型引用(2)
计量
- 文章访问数: 1043
- HTML全文浏览量: 639
- PDF下载量: 61
- 被引次数: 3
