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1油藏工程简介1

1.1油藏工程1

1.1.1观测1

1.1.2假设2

1.1.3计算2

1.1.4开发决策3

1.2本书的基本观点3

1.2.1简化3

1.2.2干什么、不干什么和为什么3

1.2.3分析方法4

1.2.4陆地和海上油田开发5

1.3油藏工程师的作用7

1.4油藏工程师的技术职责11

1.4.1评价11

1.4.2评价结束12

1.4.3开发12

1.5油藏工程的物理学定律16

参考文献18

2油气田评价19

2.1简介19

2.2原油的压力—体积—温度（PVT）特性19

2.2.1基本PVT参数19

2.2.2油藏流体取样22

2.2.3实验室试验24

2.2.4实验室和现场PVT资料的对比26

2.2.5挥发性油藏PVT资料28

2.3储罐油原始地质储量计算29

2.4油田联合开发和权益确定30

2.4.1原始石油地质储量（OIIP）方法30

2.4.2储罐油原始地质储量（STOIIP）方法31

2.4.3可采储量方法32

2.4.4可动油方法32

2.5天然气原始地质储量计算33

2.6压力—深度曲线33

2.7重复地层测试器（RFT）的应用39

2.8使用重复地层测试器进行脉冲试井42

2.9评价井试井44

2.10延时试井46

参考文献48

3物质平衡方程在油田开发中的应用49

3.1简介49

3.2油藏全物质平衡方程的推导49

3.2.1方程左侧（地下采出量）50

3.2.2方程右侧（膨胀量＋水侵入量）50

3.3物质平衡方程应用的必要条件52

3.4求解物质平衡方程（已知数和未知数）54

3.5物质平衡方程与数值模拟方法对比56

3.6使用物质平衡方程的开始步骤57

3.7定容衰竭油田58

3.7.1在饱和压力以上衰竭式开采58

3.7.2在饱和压力以下衰竭式开采（溶解气驱）67

3.8水侵计算76

3.8.1 Carter-Tracy水侵计算方法76

3.8.2用Havlena-Odeh方法“拟合”水层77

3.8.3用数值模拟方法进行历史拟合81

3.9气顶驱油藏82

3.10压实驱动87

3.11结论94

参考文献95

4油井试井96

4.1简介96

4.2试井的基本情况97

4.2.1产量、压力和时间97

4.2.2岩心和测井资料97

4.2.3 RFT，压力—深度曲线98

4.2.4地质模型99

4.2.5驱动机理99

4.2.6 PVT流体性质100

4.2.7完井100

4.2.8设备100

4.2.9邻井测试100

4.3试井文献101

4.4试井的目的102

4.4.1评价井试井103

4.4.2开发井试井105

4.5径向流基本方程107

4.5.1径向扩散方程107

4.5.2基本径向流方程消元线性化的正确性研究108

4.6径向扩散方程定产量解112

4.6.1封闭油藏条件112

4.6.2稳态条件114

4.7径向扩散方程不稳态定产量解116

4.8定产量解在径向扩散方程中应用的难点122

4.9 CTR解的叠加124

4.10单产量压降试井126

4.10.1检测流动压力126

4.10.2下降压力的时间导数127

4.11压力恢复试井（概述）128

4.12 MDH压力恢复分析方法129

4.13赫诺（Horner）压力恢复分析方法133

4.13.1不稳态流动134

4.13.2边界效应135

4.13.3压力支撑136

4.14评价井试井的几个实际目标138

4.14.1原始压力的确定138

4.14.2续流139

4.14.3练习4.1压力恢复试井：无限大油藏140

4.15与赫诺分析相关的实际问题146

4.15.1流动时间与压力叠加146

4.15.2 p*的含义149

4.16断层形态对评价井试井中压力恢复的影响151

4.16.1概述151

4.16.2单个断层152

4.16.3练习4.2压力恢复试井：单个断层分析155

4.16.4确定断层位置时一些应考虑的因素161

4.16.5更为复杂的断层形态的定义164

4.17幂积分的应用165

4.18评价井试井期间的压力保持170

4.18.1压力恢复动态170

4.18.2无量纲压力及调查半径172

4.18.3 MDH解释方法174

4.18.4 Horner解释方法174

4.18.5可变表皮系数（洗井）177

4.18.6练习4.3压力恢复试井：稳态流条件178

4.19已开发油田试井183

4.19.1有界油藏系统的Horner-MBH压力恢复分析方法184

4.19.2有界油藏系统MDH-Dietz压力恢复分析方法187

4.19.3恒压和混合边界条件系统的压力恢复分析189

4.19.4试井实例192

4.19.5开发井试井的实际困难197

4.19.6井筒压力和数值模拟网格压力之间的关系200

4.19.7续流201

4.19.8延时试井201

4.19.9调查半径203

4.20多流量试井204

4.20.1两级流量试井205

4.20.2试井实例209

4.20.3选择性流入动态（SIP）试井212

4.21双对数典型曲线214

4.21.1常规样板曲线解释214

4.21.2对时间的压力导数样板曲线216

4.21.3实际应用218

4.22结论220

4.22.1难以捉摸的直线221

4.22.2试井时节省资金222

4.22.3早期直线段的正确识别224

参考文献227

5水驱229

5.1简介229

5.2水驱开发方案的规划229

5.2.1目的229

5.2.2渗透率231

5.2.3原油粘度232

5.2.4原油挥发性233

5.2.5超高压235

5.2.6油藏深度237

5.3水驱项目的工程设计238

5.3.1稳产期产量238

5.3.2生产井与注水井的数量239

5.3.3地面开采与注水设备240

5.3.4练习5.1海上注水开发油田甲板设施设计242

5.4一维水驱基本理论247

5.4.1岩石相对渗透率247

5.4.2流度比248

5.4.3分流量250

5.4.4贝克莱—列维尔特（Buckley-Leverett）驱替理论252

5.4.5 Welge驱替效率计算254

5.4.6数值模拟模型和解析油藏模型的岩石相对渗透率数据输入259

5.4.7试验室实验264

5.5非均质油藏水驱描述267

5.5.1油藏非均质性267

5.5.2评估非均质油藏波及系数的方法268

5.6分层流动条件下的水驱（垂直平衡）271

5.6.1基本描述271

5.6.2拟相对渗透率的数据输入要求和解释272

5.6.3垂直平衡驱动中存在边缘水的必要条件278

5.6.4均质油藏的垂直平衡驱动279

5.6.5练习5.2垂直平衡条件下的水油驱替281

5.6.6练习5.3垂直平衡驱替条件下特殊渗透率分布对垂直波及效率的影响288

5.7欠压力平衡的层间水驱293

5.7.1油藏环境293

5.7.2产生拟相对渗透率的输入数据的要求和解释295

5.7.3 Stiles方法296

5.7.4 Dykstra-Parsons方法298

5.7.5修井300

5.7.6练习5.4应用Stiles方法进行水驱油田的历史拟合和预测300

5.7.7练习5.5 Dykstra-Parsons驱替计算方法305

5.8水驱数值模拟308

5.8.1目的308

5.8.2用剖面模拟模型产生拟相对渗透率310

5.8.3平面数值模拟模型314

5.9水驱动态的检验314

5.9.1起始点317

5.9.2天然水驱318

5.9.3动态预测318

5.9.4分相流的干扰319

5.9.5实例 北海水驱油田319

5.9.6实例 东得克萨斯油田323

5.9.7作业活动的影响328

5.9.8评述330

5.10有难度的水驱油田331

5.10.1油田A331

5.10.2油田B334

5.10.3水驱油田的综合管理338

参考文献339

6气藏工程341

6.1简介341

6.2凝析气藏对PVT性质的要求341

6.2.1状态方程342

6.2.2地面与地层体积关系343

6.2.3定容衰减（CVD）实验344

6.2.4气体压缩性和粘度345

6.2.5半经验状态方程（EOS）346

6.3气田体积物质平衡方程347

6.3.1适用性347

6.3.2 Havlena-Odeh解释方法348

6.3.3 p／Z值解释技术349

6.3.4油田实例352

6.3.5气田开发360

6.4非混相气—油驱替动力学363

6.4.1流度比364

6.4.2非均质性与重度365

6.4.3驱替条件368

6.4.4.练习6.1垂向平衡条件下非均质油藏的非混相气驱370

6.5反凝析气藏的干气回注375

6.5.1完全回注式375

6.5.2部分回注式376

6.5.3练习6.2干气回注时拟相对渗透率的生成380

参考文献385

单位换算表386