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三重介质油藏垂直裂缝井椭圆流试井模型研究赵二猛;尹洪军;钟会影;徐志涛【摘要】Based on the concept of elliptical flow, a test model was established and solved for finite conductivity vertical fractured well in triple media reservoir with consideration of elliptic seepage. Pressure transient curve was drawn, and the curve was divided into seven different flow regimes according to the characteristics of the curve. Influence of vug interporosity flow coefficient, matrix interporosity flow coefficient, vug storage ratio and natural fracture storage ratio on the pressure curve was analyzed. The results obtained can provide scientific basis for reasonable analysis of well test interpretation in triple media reservoirs.%基于椭圆渗流的概念，建立并求解了三重介质油藏有限导流垂直裂缝井椭圆渗流试井模型。
绘制了压力动态曲线，针对试井曲线的形态特征，将其分为7个不同的流动阶段，最后分析了溶洞窜流系数、基质窜流系数、溶洞储容比及天然裂缝储容比等参数对压力动态曲线的影响。
研究结果可为三重介质油藏的试井解释提供科学依据。
1.8 简述油气藏的分类方法与主要类型。
答.油藏分类通常从以下几个方面进行:（1）.储集层岩性。
储集层岩石为砂岩，则为砂岩油气藏，如果为碳酸盐岩，则为碳酸盐岩油气藏。
（2）.圈闭类型。
主要类型有断层遮挡油藏，岩性油气藏，地层不整合油气藏，潜山油气藏，地层超覆油气藏。
（3）.孔隙类型。
主要类型单一孔隙介质油气藏，如孔隙介质油藏；双重介质油气藏，如裂缝-溶洞型介质油藏，三重孔隙介质油气藏；如裂缝-溶洞-孔隙型介质油藏。
（4）.流体性质。
油藏按原油密度大小分为轻质油藏、中质油藏和重质油藏等；气藏根据凝析油含量的多少细分为干气藏、湿气藏和凝析气藏。
（5）.接触关系。
如底水油藏，边水油藏；层状油藏，层状边水油藏等。
1.9 简述砂岩储集层与碳酸盐岩储集层的主要区别。
答.大多数的碎屑岩都发育有开度较大的原生粒间孔隙，碳酸盐岩中发育了开度较大的次生孔隙（裂缝，溶洞等），则可以成为好的储集层。
碳酸盐岩与碎屑岩储层的区别：碳酸盐岩与碎屑岩相比，由于其化学性质不稳定，容易遭受剧烈的次生变化，通常经受更为复杂的沉积环境及沉积后的变化。
有以下几点区别：1.碳酸盐岩储集层储集空间的大小、形状变化很大，其原始孔隙度很大而最终孔隙度却较低。
因易产生次生变化所决定。
2.碳酸盐岩储集层储集空间的分布与岩石结构特征之间的关系变化很大。
以粒间孔等原生孔隙为主的碳酸盐岩储层其空间分布受岩石结构控制，而以次生孔隙为主的碳酸盐岩储层其储集空间分布与岩石结构特征无关系或关系不密切。
3.碳酸盐岩储集层储集空间多样，且后生作用复杂。
构成孔、洞、缝复合的孔隙空间系统。
4.碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率无明显关系。
孔隙大小主要影响孔隙容积。
2.1某天然气样品的摩尔组成为C1H4(0.90)，C2H6(0.06)和C3H8(0.04)。
若地层压力为30MPa,地层温度为80℃，试确定气体的相对密度和地层条件下的偏差因子；若把天然气视作理想气体，储量计算的偏差为多少？解.(1) 此天然气平均摩尔质量:M =∑M i∗x jM=16×0.9+30×0.06+44×0.04=17.96相对密度：γg=M / M ai r =17.96 /28.97 = 0.62气体拟临界压力：p pc=∑P ci∗x jp pc=4.6408×0.9+4.8835×0.06+4.2568=4.64MP a气体拟临界温度：T pc=∑T ci∗x jT pc=190.67×0.9+305.50×0.06+370×0.04=204.73K对比压力：p pr=pp pc=304.64=6.47对比温度：T pr=TT pc=353204.73=1.72查图2.1.2 可得偏差因子为0.92,理想气体偏差因子为1在此处键入公式。
渗流力学：是争论流体在多孔介质中的运动形态和运动规律的科学渗流：流体通过多孔介质的流淌。
稳定渗流：在渗流过程中，假设压力、渗流速度等运动要素不随时间变化。
任一时刻，通过任一过流断面的质量流量恒定且相等。
油气藏：是油气储集的场所和流淌的空间。
渗透性：多孔介质允许流体通过的力量。
确定渗透率：当岩石中的孔隙流体为一相时，岩石允许流体通过的力量。
有效渗透率：当岩石在有两种以上流体存在时，岩石其中一相的通过力量。
比外表积：单位体积岩石全部岩石颗粒的总外表积或孔隙内外表积。
抱负构造模型：岩石的孔隙控件看成是由一束等直径的微毛细管组成。
修正抱负构造模型：变截面弯曲毛细管模型。
力学分析：重力〔动力或阻力〕、惯性力〔阻力〕、粘滞力〔阻力〕、弹性力〔动力〕、毛管力〔动、阻力〕供给压力：油藏中存在液源供给区时，在供给边缘上的压力。
井底压力：油井正常工作时，在生产井井底所测得的压力。
折算压力：选择一基准面，基准面上处的压力为折算压力。
渗流速度：渗流量与渗流截面积之比。
真实速度：渗流量与渗流截面的孔隙面积之比。
线性渗流：当渗流速度较低时，属层流区域，则粘滞力占主导地位，而惯性阻力很小，可无视，这时压差与流量呈线性关系。
渗流的三种方式：单向流、平面径向流、球面对心流贾敏现象：当液滴或者气泡在直径变化的毛管中运动时，由于变形而产生的附加阻力。
确定孔隙度：岩石总孔隙体积与岩石视体积之比。
连续流体：把流体中的质点抽象为一个很小体积重包含着很多分子的集合体，致电中流体的性质与四周质点中的流体性质成连续函数关系。
连续多孔介质：把多孔介质中的质点抽象为一个很小体积单元，该体积单位的介质性质与四周体积单元中的介质性质成连续函数关系。
连续介质场：抱负的连续多孔介质及其所包含的连续流体的整体系统。
压力梯度曲线：在直角坐标系中，依据最初的探井所实测到的油藏埋藏深度H 和实测压力 P 所得的关系曲线地层压力系数：P=a+bH，直线的斜率称为压力系数单相渗流：地层中只有一种流体在流淌。
底水油藏水平井产能评价及主控因素分析摘要：大部分底水砂岩油藏是薄油层，油水厚度比大，采取水平井开发能有效提高采收率。
水平井产能除受到油藏本身因素因素影响之外，还受到众多因素的影响，本文从不稳定渗流理论出发，建立底水油藏水平井数学模型，推导出水平井的产能方程，并分别从油藏条件及人为因素分析了对产能的影响。
关键字：底水砂岩油藏水平井产能方程主控因素中图分类号：tp854.4 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）23-395-01根据镜像反映及势函数的叠加原理，利用底水油藏中任意一点的势函数得到底水油藏中水平井井底势差和水平井的产量方程，进而研究影响底水油藏水平井产能的因素。
1底水油藏水平井产量公式设油藏是顶边界封闭、底边界为底水（油水边界为恒压边界或等势边界，其初始势函数为φe）的底水油藏。
在距油水界面zw处有一长度为l的水平井，油井半径为rw，油层厚度为h，根据镜像反映及叠加原理，推导出底水驱油藏中任一点势分布的方程为：（1）利用势函数与压差之间的关系，得到水平井产能方程：（2）式中，k为地层渗透率；δp=pe-pw。
上式中没有考虑地层的各向异性。
若地层是各向异性的（水平和垂直方向各向异性），kv≠kh，则需要对上式进行修正。
根据地层渗透率k用有效渗透率代替，地层厚度h用折算厚度h 代替。
令，则上式经修正后变成下列形式：（3）将上式变为实用工程单位为：（4）2底水油藏水平井产能影响因素评价底水油藏水平井开发，产能除受到油藏本身因素如构造、储层物性、流体性质、储量丰度、底水能量、储层非均质性、油层厚度等因素影响之外，还受到水平段走向、水平段长度、水平段距离油水界面的位置等因素的影响。
2.1 油藏自身条件对水平井产能的影响底水油藏水平井的产能受油藏自身条件的影响，如储层各向异性、油藏厚度及流体粘度的影响。
1）储层渗透率各向异性对水平井产量的影响油层渗透率的各向异性对水平井的产量有着明显的影响。
渗流机理名词及解释多孔介质porous media以固相介质为骨架、含有大量孔隙、裂隙或洞穴的介质叫多孔介质。
若多孔介质对流体是可渗的，称为可渗多孔介质。
双重孔隙介质dual-porosity media;double porosity media这类介质由两个系统组合而成，孔隙性介质构成岩块系统；裂缝性介质构成裂缝系统。
两个系统按照一定规律发生彼此间的传质交换。
不可压缩流体incompressible fluid随压力变化，体积不发生弹性变化的流体。
亦称刚性流体。
可压缩流体compressible fluid随压力改变，体积发生弹性变化的流体。
亦称弹性流体。
渗流速度flow volocity流体流量与多孔介质横截面积之比称为渗流速度。
流体在多孔介质中流动的渗流速度不是流体质点的真实速度。
流体真实速度应等于流量除以孔隙面积，所以渗流速度小于真实速度。
稳定渗流steady state flow流体在多孔介质中渗流时，密度和速度等物理量仅为空间函数而不随时间变化的渗流。
亦称定常流动、稳态流动。
不稳定渗流unsteady-state flow流体在多孔介质中渗流时，各物理量不仅是空间的函数，而且是时间的函数。
亦称非定常流动；非稳定流动。
非线性渗流non-linear flow渗流速度与压力梯度之间不成线性关系的渗流状态。
单相渗流single-phase flow through porous medium在多孔介质中只有一种流体参与的流动。
两相渗流two-phase flow through porous medium多孔介质中有两种互不混溶的流体同时参与的流动。
多相渗流multiple-phase flow through porous medium多孔介质中同时有两种以上互不混溶流体参与流动。
多组分渗流multi-component flow through porous medium含有多种组分的烃质和非烃质混合的流体在多孔介质中的流动。
变形三重介质低渗透油藏双渗流动模型刘文超;张世明;刘晓燕;王君【摘要】低渗透油藏具有启动压力梯度,不仅考虑其渗流特征,还考虑应力敏感地层中介质的变形,建立变形三重介质低渗透油藏双渗流动模型.引入渗透率模数表达介质变形对渗透率的影响,结合低渗透情形下的非达西运动定律,推导出裂缝、溶洞与基岩同时发生形变、裂缝和溶洞同时向井筒供液的双渗流动数学模型,并求解,根据数值结果绘制试井样板曲线,同时对油藏参数进行了敏感性分析.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2010(017)003【总页数】4页(P73-76)【关键词】三重介质;变形;非达西渗流;低渗透油藏;井筒储集;表皮效应;试井【作者】刘文超;张世明;刘晓燕;王君【作者单位】中国石油大学,山东,东营,257061;中石化胜利油田分公司,山东,东营,257015;中国石油大学,北京,102249;中石化胜利油田分公司,山东,东营,257200【正文语种】中文【中图分类】TE312新疆塔河油田奥陶系属于典型的缝洞型碳酸盐油藏[1-3],具有明显发育的裂缝和溶洞。
但是,该油田油井投产初期没有产能,经过压裂改造后才能获得较好的产量。
这些地质特点和生产特征表明,该地层具有明显的三重介质特征和低渗透率的特点。
国内外学者对于三重介质油藏的研究比较成熟,取得不少成果[4-13],但是对于低渗透三重介质油藏的研究却较少。
该研究同时考虑启动压力梯度和压力敏感性的影响[14-15],建立变形三重介质低渗透油藏的双渗流动模型,并通过全隐式稳定差分格式求得该模型的数值解。
利用该数值结果绘制无因次压力和压力导数的试井样板曲线,并对油藏参数进行了敏感性分析。
1.1 物理模型假定流体在基岩系统孔隙介质中不流动,只向裂缝和溶洞系统供给液源。
流体通过裂缝和溶洞系统克服一定的启动压力梯度流入井筒,考虑基岩向裂缝、基岩向溶洞以及溶洞向裂缝的窜流,且均为拟稳态窜流。
3种介质在地层压力降低时发生变形,可以通过含渗透率模数的状态方程来描述[11-12],其假设条件为[11-13]:(1)三重介质油藏为低渗透油藏,裂缝和溶洞的初始渗透率不高,其中的液体流动均为单相层流动,符合低渗透情况下的非达西运动方程[15]:式中:vr为基岩中流体的渗流速度,m/s;K为基岩渗透率,μm2;μ为流体黏度,mPa·s;p为地层压力,MPa;r为径向距离,m;λB为启动压力梯度, MPa/m。
大庆石油学院学报第32卷第3期2008年6月J OU RNAL OF DAQ IN G PETROL EUM INSTITU TE Vol.32No.3J un.2008基于源函数法的油层部分射开顶底封闭各向异性的三重介质油藏不稳定渗流王海涛,张烈辉(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500) 摘 要:为解决油层部分射开、顶底封闭、各向异性的三重介质油藏不稳定渗流问题,采用点源、线源的思想,得到无限大三维油藏中的连续点源解;使用镜像反映法及Poisson求和公式,得到顶底封闭时的连续点源解,沿射开层段积分,得到油藏不稳定渗流的均匀流线源解;根据有效平均压力点理论,得到无限导流线源解;利用Stehfest数值反演和程序设计绘制典型曲线,并根据渗流机理,分析影响曲线形态特征的因素,如储容比、窜流系数、射开程度、垂向各向异性系数等.结果表明:该方法有助于认识此类复杂油藏的渗流机理,也可用于试井分析、油藏产能研究等,为合理开发此类油藏提供理论依据.关 键 词:源函数;部分射开;三重介质;各向异性;数值反演中图分类号:TE31 文献标识码:A 文章编号:100021891(2008)0320029205双孔介质模型可以描述大多数天然裂缝性油气藏,许多裂缝型碳酸盐岩油藏受到溶蚀等成岩作用,岩石的结构发生变化,在基岩内部形成大量的溶蚀孔洞.如塔河油田的奥陶系储层中,存在大量与裂缝早期发育有密切关系的溶蚀孔洞,裂缝网络对其起到很好的沟通作用,从而形成不同级别裂缝与溶蚀孔洞交融的多重介质储集体.为更好地描述这类储层,人们引入三重介质的概念.最早的三孔介质模型由Abdas2 sah D和Ershaghi I[1]提出,模型中的地层由基岩、裂缝和溶蚀孔洞3种介质组成;1993年,刘曰武、刘慈群[2]建立三重介质直井的渗流模型并对其渗流机理进行探讨;程时清、屈雪峰[3]利用有效井径的概念研究三重介质直井渗流模型;姚军、戴卫华等[4]考虑变井储对三重介质直井渗流的影响;杨坚、姚军等[5]研究三重介质复合油藏的压力动态特征;李成勇、刘启国[6]等建立三重介质水平井渗流模型.目前,对三重介质油藏直井渗流模型的研究,主要考虑油层段完全射开的情况,在实际的生产中,由于受到各种因素影响,油层段可能只射开一部分,对于这种通过部分射开的直井生产的油藏,其渗流过程和渗流特征与完全射开在某些方面有显著差异.在油层部分射开方面,对于单重介质做过一些研究[7-9].笔者拟采用源函数的思想,求解油层部分射开、顶底封闭、各向异性的三重介质油藏不稳定渗流问题,绘制井底压力的双对数曲线,并分析影响曲线形态特征的因素,如储容比、窜流系数、射开程度、垂向各向异性系数等.1 物理模型考虑单层油藏中单井(图1),其中h w为射开段的厚度,h为油层厚度,z wm为射开段中点的垂向坐标.并作假设:①油井以定产量生产;②地层流体和地层岩石为微可压缩,流体为单相,且压缩系数为常数;③地层流体在3个渗流场内流动满足线性达西定律;④油井生产前,地层中各点的压力分布均匀;⑤忽略重力和毛管力的影响,并设地层中的压力梯度比较小;⑥通过井筒的流动经过裂缝,基岩和溶蚀孔洞作为补收稿日期:2007211227;审稿人:尹洪军;编辑:任志平 基金项目:教育部博士点基金项目(20040615004);四川省学术和技术带头人培养基金项目(2200320);高等学校优秀青年教师教学科研奖励计划项目(TRAPO YT) 作者简介:王海涛(1980-),男,博士生,主要从事油气田开发、试井分析及油气藏数值模拟方面的研究.给源(图2).图1 三重介质油藏物理模型图2 简化三重介质渗流系统2 源函数法及油藏模型根据源函数的思想,为得到油层部分射开、顶底封闭、各向异性的三重介质油藏不稳定渗流问题的压力解,可以先求无限大三维油藏中一个连续点源的压力解,利用镜像反映原理得到顶底封闭油藏中一个连续点源的压力解;然后对压力解沿打开油层段积分,即得均匀流量线源井的解;利用Gringarten A C 和Ramey H J 的有效平均压力点的结论[7],得到无限导流线源井的近似解.为解决各向异性问题,先作定义:无因次x 向坐标x D =xL K f x /K f ,无因次y 向坐标y D =yL K f y /K f ,无因次z 向坐标z D =z L K f z /K f,参考渗透率K f =(K f x K f y K f z )1/2,K f x ,K f y ,K f z 分别为裂缝x ,y ,z 向渗透率,无因次油层厚度h D =hL k f z /k f ,参考长度L =r w ,r w 为井筒半径,无因次井径r D =(x D -x wD )2+(y D -y wD )2+(z D -z wD )2,x wD ,y wD ,z wD 分别为点x ,y ,z 向无因次质量坐标.定义中,对空间进行压缩(或拉伸),对于各向异性油藏,各个方向上的压缩率(或拉伸率)不等,以便各向异性油藏的渗流微分方程在压缩空间中与各向同性油藏具有相同的形式,便于求解.裂缝、基岩、溶洞三重介质油藏的渗流微分方程分别为1r 2D 55r Dr 2D 5Δp f 5r D =(1-ωv -ωm )5Δp f 5t D -λm (Δp m -Δp f )-λv (Δp v -Δp f ),(1)-λm (Δp m -Δp Df )=ωm 5Δp m 5t D,(2)-λv (Δp v -Δp f )=ωv 5Δp v 5t D,(3)式中:下标f 为裂缝;m 为基岩;v 为溶洞;t D =K f t [(V <C t )f +(V <C t )m μ+(V <C t )v μ]L2;ωf ,m ,v =(V <C t )f ,m ,v (V <C t )f +(V <C t )m +(V <C t )v;V 为体积比;C t 为综合压缩系数;<为孔隙度;ω为储容比;λ为窜流系数.利用点源的思想及Green 函数理论,求得三重介质无限大三维油藏中位于(x w ,y w ,z w )处的一个连续点源在拉氏空间中的压力解Δ p f 为Δ p f = q μ4πK f Ls exp -r D u r D ,(4)式中:u =s f (s ),s 为基于无因次时间t D 的Laplace 变量,f (s )=(1-ωv -ωm )+ωm λm ωm s +λm ωv λv ωv s +λv.利用镜像原理结合Poisson 求和公式,得顶底封闭三重介质油藏中连续点源解Δ p f 为大 庆 石 油 学 院 学 报 第32卷 2008年Δ p f = q μ2πK f L h D s K 0(r D u )+26∞n =1K 0r D u +n 2π2h 2D co s n πz D h D cos n πz wD h D ,(5)式中:K 0为第二类零阶虚宗量贝塞尔函数[10,11].对式(5)沿油层射开段积分,求部分射开、顶底封闭、各向异性的三重介质油藏以均匀线源流定产量生产时的压力解为Δ p f = q μh w 2πK f L h D s K 0(r D u )+2 q μh π2K f L h D s 6∞n =11n K 0r D u +n 2π2h 2D cos n πz D h D cos n πz wmD h D sin n πh wD 2h D .(6) 在定义空间变量、时间变量等时采用K f ,习惯上采用等效水平渗透率K fh ,K fh =K f x K f y ,不同定义方式下的解可以通过拉氏变换的相似性质[11]实现转换.采用K fh 定义的量与采用K f 定义的量之间的关系分别为 x D =K fh K f x D , y D =K fh K f y D , z D =K fh K f z D ,r ～D =K fh K f r D , h D =K fh K f h D , λm =K fh K f λm , λv =K fh K f λv , t m =K fh K f t D , s m =K fh K fs.考虑均匀流量线源 q =q/h w ,式(6)变为Δ p f =q μ2πK fh h 1 s K 0(r ～D u )+4h πh w 6∞n =11n K 0r ～D u +n 2π2 h 2D cos n πz h co s n πz wm h sin n πh w 2h ,(7)式中: u = s f ( s ), s 为基于无因次时间 t D 的Laplace 变量,f ( s )=(1-ωv -ωm )+ωm λm ωm s +λm .定义无因次裂缝压力p Df =2πK fh h q μΔp f ,有 p Df =1 s K 0(r ～D u )+4h πh w s 6∞n =11n K 0r ～D u +n 2π2 h 2D cos n πz h cos n πz wm h sin n πh w 2h .(8)式(8)即为部分射开、顶底封闭、各向异性的三重介质油藏,以均匀线源流定产量生产时的压力解.对于大多数油藏,在试井分析中,通常考虑K fh =K f x =K f y ≠K f z ,即水平方向与垂直方向异性,对这种异性情形及各向同性情形,计算井底流压时取r ～D =1.利用杜哈美叠加原理,考虑井储和表皮效应的井底流压 p wD 为p wD = s p Df r～D =1+S s +C D s 2( s p Df r ～D =1+S ),(9)式中:S 为表皮系数;C D 为井储系数.式(8)中的z 不能简单取为射开段中部位置或地层中部位置.所求油藏模型相当于一个无限导流井,若不考虑重力,则源段压力处处相等,即井筒内油层段任意处的压力与z 无关,不易求解.因为内边界条件复杂,包含积分方程,故先求解均匀流线源模型.虽然这2个模型不同,但在均匀流线源模型中可以取特殊位置点上的井底压力,以获得无限导流线源井的井底压力的合理近似.根据有效平均压力点z 3的结论[7],z 3/h w 与(h w /r w )K h /K v 的关系见文献[7]中的图2.将z 取为z 3后,可以利用式(8)和式(9)计算无限导流井的井底压力.3 典型曲线特征及影响因素利用Stehfest [12]数值反演编程计算,将拉氏空间的解反演到实空间,可绘制实空间中的井底压力及压力导数的双对数曲线.油层部分射开的三重介质油藏井底流压的双对数曲线图见图3.由图3可以看出,此类油藏的渗流阶第3期 王海涛等:基于源函数法的油层部分射开顶底封闭各向异性的三重介质油藏不稳定渗流图3 油层部分射开的三重介质油藏井底流压双对数曲线段:(1)早期纯井筒存储段,此段压力及压力导数在双对数图上呈单位斜率的直线段;(2)井储后的过渡段,该段“驼峰”的高低取决于井储系数C D 和表皮系数S ;(3)初始径向流动段,该段压力导数呈水平直线段;(4)球形流动段,该段是油层部分射开的反映,压力导数呈斜率为-0.5直线段;(5)第二径向流段,压力导数呈斜率为0.5水平段;(6)溶洞向基质的窜流段,压力导数曲线为向下的“凹子”;(7)第三径向流动段,溶洞向裂缝的窜流达到平衡,压力导数呈斜率为0.5水平段;(8)基质窜流段,压力导数曲线为向下的“凹子”;(9)第四径向流动段,溶洞、基岩向裂缝的窜流均达到平衡,压力导数呈0.5水平段.溶洞储容比ωv 和基储容比ωm 对压力及压力导数的双对数曲线的影响见图4.由图4可以看出,溶洞储容比ωv 和基质储容比ωm 影响第1个凹子的大小.ωv 和ωm 越小,第1个“凹子”越浅;反之,ωv 和ωm 越大,第1个“凹子”越深;第2个“凹子”的深浅也受ωv 和ωm 的影响,但比对第1个“凹子”的影响幅度小.图4 ωv 和ωm 对双对数曲线形态的影响曲线 溶洞窜流系数λv 和基质窜流系数λm 对压力及压力导数的双对数曲线的影响见图5.由图5可以看出,λm 越小,第2个“凹子”出现得越晚;λv 越小,第1个“凹子”出现得越晚.图5 λm 和λv 对双对数曲线形态的影响曲线 油层射开程度h w /h 对典型曲线形态的影响见图6.由图6可以看出,油层射开程度越低,压力及压力导数曲线的前期位置越高,油层部分射开所引起的球形流动阶段表现得越明显.垂向各向异性程度K fh /K f z 对典型曲线形态的影响见图7.由图7可以看出,各向异性程度越强(即K fh /K f z 越大),初始径向流动段和球形流动段持续时间越长,第二径向流段出现的时间越晚.大 庆 石 油 学 院 学 报 第32卷 2008年图6 油层射开程度h w /h对曲线形态的影响曲线图7 垂向各向异性程度K fh /K f z 对曲线形态的影响曲线4 结论(1)针对油层部分射开、顶底封闭、各向异性的三重介质油藏不稳定渗流,采用源函数的思想,结合Laplace 变换方法、镜像反映原理、Poisso n 求和公式和有效平均压力点结论,得到该不稳定渗流问题的解.(2)利用Stehfest 数值反演和程序,绘制典型曲线,并分析影响曲线形态特征的因素,如储容比、窜流系数、射开程度、垂向异性系数.(3)文中计算方法有利于提高对三重介质裂缝型碳酸盐岩油藏在油层部分射开、顶底封闭、各向异性情况下生产时的渗流规律的认识,也可用于试井分析、油藏产能研究等,为合理地开发此类油藏提供理论依据.参考文献:[1] ABDASSA H D ,ERSHA GHI I.Triple 2porosity systems for representing naturally fractured reservoirs[C].SPE 13409,1986.[2] 刘曰武,刘慈群.三重介质油气藏数学模型的建立及其渗流机理的研究[J ].西南石油学院学报,1993,15(3):87-89.[3] 程时清,屈雪峰.三重介质模型试井分析方法[J ].油气井测试,1997(5):5-11.[4] 姚军,戴卫华,王子胜.变井筒储存的三重介质油藏试井解释方法研究[J ].石油大学学报:自然科学版,2004,28(1):46-51.[5] 杨坚,姚军,王子胜.三重介质复合油藏压力动态特征研究[J ].水动力学研究与进展(A 缉),2005,20(4):418-425.[6] 李成勇,刘启国,张燃等.三重介质油藏水平井试井解释模型研究[J ].西南石油学院学报,2006,28(4):32-35.[7] GRIN GAR TEN A C ,RAME Y H J J r.Approximate Infinite Conductivity Solution for a Partially Penetrating Lin -Source Well [J ].SPE4733,1975.[8] 王建平,王晓冬,马世东.各向异性部分射开直井不稳定渗流理论研究[J ].大庆石油地质与开发,2007,26(3):65-71.[9] 李成勇,张烈辉,刘启国,等.薄层底水油藏部分打开直井试井解释方法研究[J ].西南石油大学学报,2007,29(1):79-81.[10] 刘式适,刘式达.特殊函数[M ].北京:气象出版社,2002.[11] 吴小庆.数学物理方程[M ].成都:电子科技大学出版社,2004.[12] STEHFEST H.Numerical inversion of Laplace t ransform [C].Algorit hm 368,Comm.Of ACM 13,1979:49.第3期 王海涛等:基于源函数法的油层部分射开顶底封闭各向异性的三重介质油藏不稳定渗流Abst ract s Journal of Daqing Pet roleum Instit ute Vol.32 No.3 J un.2008 search on rock wettability in Lamadian Oilfield provides a scientific evidence for oilfield develop ment and comp rehensive adjust ment.K ey w ords:Lamadian oilfield;wettability;reservoir nat ure;water driven oil;infill wellSolution to the unsteady flow problem in anisotropic triple2porosity reservoir with impermeable top and bot2 tom boundaries and a partially penetrating vertical w ell based on the source f unction approach/2008,32(3): 29-33WAN G Hai2tao,ZHAN G Lie2hui(S t ate Key L aboratory of Oil an d Gas Reservoi rs Geolog y and ex ploitation,S out h W est Pet roleum U2 ni versit y,Cheng d u610500,Chi na)Abstract:In order to solve t he unsteady flow problem in anisot ropic t riple2poro sity reservoir wit h t he im2 permeable top and bottom boundaries and a partially penet rating vertical well,firstly,we used“Point Source”and“Line Source”approach to obtain t he point source solution in a infinite3D reservoir,t hen u2 tilized t he“mirror image”p rinciple and Poisson summation equation to obtain t he point source solution in a3D reservoir wit h t he impermeable top and bottom boundaries,t hen integrate t he continuous point source solution along t he penet rating formation to obtain t he solution of t he concerning problem under u2 niform2flux idealization.Then we utilized t he conclusion about“Efficient average pressure point”which was derived by Gringarten and Ramey to obtain t he solution of an infinite2conductivity line source in con2 cerning conditions.Finally he utilized t he Stehfest numerical inversion and program design to draw typi2 cal curves,and analyzed t he factors which affect t he shape of t he typical curves such as storativity, t ransfer coefficient,t he penet rating ratio,and vertical anisot ropy degree.The result s help people to un2 derstand t he flow mechanism of t his type of reservoir and also can be employed for well test and p roduc2 tivity research and so on.It p rovides t heoretical basis for people to reasonably develop reservoir.K ey w ords:source f unction;partially penet rating;t riple2porosity media anisot ropic;numerical inversion Rheological characteristics of low temperature plugging gel/2008,32(3):34-36ZHAN G Ji2hong1,WAN G Ya2nan1,ZHAO Ti2cai1,YU Hai2ming1,L IU Ming2jun2(1.Key L aboratory f or Enhanci ng Oil/Gas Recovery of M i nist ry of Ed ucation,D aqi n g Pet roleumI nstit ute,D aqi ng,Heilon g j i ang163318,Chi na;2.Oil Recovery Pl ant N o.9,D aqi n g Oil f iel d Cor p.L t d.,D aqi ng,Heilong j i ang163853,Chi na)Abstract:The viscoelasticity,yield st ress and creep recovery characteristic of t he low temperat ure plug2 ging gel are st udied by means of RS600rheometer PP20antiskid cone and plate measuring system.The result shows t hat t he low temperat ure plugging gel is a viscoelastic body,and it s elastic behavior is lar2 ger t han viscous characteristic,and it s loss angle is always less t han45°.The low temperat ure plugging gel represent s obvious characteristic of yield st ress,which is t he st rain will be weak after t he yield st ress reaches yield point.It s yield st ress value will increase along wit h t he mass fraction augmentation of pri2 mary element,which shows t hat t he plugging gel t hat co ntains high mass fraction of p rimary element is a material t hat can take on larger cementing strengt h.The plugging gel system has creep recovery char2 acteristic.Under t he fixed stress and t he same time of loading,t he value of t he yielding is larger wit h t he lower mass f raction of t he primary element,and t he plugging gel shoud be easily deformed.K ey w ords:plugging agent;gel;rheological characteristics;yield st ress;creep recoveryH eat transfer effect caused by ground f ires on buried pipelines/2008,32(3):37-39DEN G Song2sheng1,YAN G Li2yun1,DON G Jian2wei1,L I Zhao2jie1,Q IN Wei2(1.De pt.of M ilit ary Oil S u p pl y Engi neeri ng,L EU,Chongqi ng400016,Chi na;2.S out hw est S y n2 t hetic Pharm aceutical Cor p.L t d.,Chongqi ng401147,Chi na)Abstract:In t he case of a ground surface fire,t he t hermal balance of soil around it is destroyed,t he tem2 perat ure of soil and pipeline is redist ributed.The pipeline would be invalid when temperat ure is too high.In t his paper,unstable heat t ransfer course is analyzed and t hermal model is established,t he finite difference t heory is used for calculation.And t he factors governing t he heat t ransfer of buried pipelines are discussed.The result s indicate t hat t he fire2resistant capability of t he underground pipeline will be greatly imp roved if t he deep ness t hat pipeline is buried is added.K ey w ords:fire;buried pipeline;unstable temperat ure field;finite difference;grid divisionA new w ell2testing technology of fracturing t w o2layers with single string running/2008,32(3):40-42DA I Jiang1,2,L I Zi2feng1,L IU Guo2zhi2,YU Zhen2dong2(1.M echanical Engi neeri ng College,Yans han Universit y,Qi nhuang dao,Hebei066004,Chi na;2. Oil Testi n g Com p any of D aqi n g Oil f iel d Cor p.L t d.,D aqi ng,Heilong j i ang163412,Chi na) Abstract:A technology of fract uring two-layers wit h single st ring running means t hat it can fract ure two layers,and finish flowing back and t he production testing after f ract uring wit hout p ulling st ring. Wit h t he reasonable design of st ring struct ure and downhole tools,t he p ressure monitoring and well temperat ure measuring can be finished,and a complete set of technology is formed t hat contains two-。
