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A 331
5.10.2油田B 334
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