The Practice of Reservoir Engineering

目录
1 油藏工程简介
1.1 油藏工程
1.1.1 观测
1.1.2 假设
1.1.3 计算
1.1.4 开发决策
1.2 本书的基本观点
1.2.1 简化
1.2.2 干什么、不干什么和为什么
1.2.3 分析方法
1.2.4 陆地和海上油田开发
1.3 油藏工程师的作用
1.4 油藏工程师的技术职责
1.4.1 评价
1.4.2 评价结束
1.4.3 开发
1.5 油藏工程的物理学定律
参考文献
2 油气田评价
2.1 简介
2.2 原油的压力—体积—温度（PVT）特性
2.2.1 基本PVT参数
2.2.2 油藏流体取样
2.2.3 实验室试验
2.2.4 实验室和现场PVT资料的对比
2.2.5 挥发性油藏PVT资料
2.3 储罐油原始地质储量计算
2.4 油田联合开发和权益确定
2.4.1 原始石油地质储量（OHP）方法
2.4.2 储罐油原始地质储量（STOHP）方法
2.4.3 可采储量方法
2.4.4 可动油方法
2.5 天然气原始地质储量计算
2.6 压力—深度曲线
2.7 重复地层测试器(RFT)的应用
2.8 使用重复地层测试器进行脉冲试井
2.9 评价井试井
2.10 延时试井
参考文献
3 物质平衡方程在油田开发中的应用
3.1 简介
3.2 油藏全物质平衡方程的推导
3.2.1 方程左侧（地下采出量）
3.2.2 方程右侧（膨胀量+水侵入量）
3.3 物质平衡方程应用的必要条件
3.4 求解物质平衡方程（已知数和未知数）
3.5 物质平衡方程与数值模拟方法对比
3.6 使用物质平衡方程的开始步骤
3.7 定容衰竭油田
3.7.1 在饱和压力以上衰竭式开采
3.7.2 在饱和压力以下衰竭式开采（溶解气驱）
3.8 水侵计算
3.8.1 Carter-Tracy水侵计算方法
3.8.2 用Havlena-Odeh方法“拟合”水层
3.8.3 用数值模拟方法进行历史拟合
3.9 气顶驱油藏
3.10 压实驱动
3.11 结论
参考文献
4 油井试井
4.1 简介
4.2 试井的基本情况
4.2.1 产量、压力和时间
4.2.2 岩心和测井资料
4.2.3 RFT，压力—深度曲线
4.2.4 地质模型
4.2.5 驱动机理
4.2.6 PVT流体性质
4.2.7 完井
4.2.8 设备
4.2.9 邻井测试
4.3 试井文献
4.4 试井的目的
4.4.1 评价井试井
4.4.2 开发井试井
4.5 径向流基本方程
4.5.1 径向扩散方程
4.5.2 基本径向流方程消元线性化的正确性研究
4.6 径向扩散方程定产量解
4.6.1 封闭油藏条件
4.6.2 稳态条件
4.7 径向扩散方程不稳态定产量解
4.8 定产量解在径向扩散方程中应用的难点
4.9 CTR解的叠加
4.10 单产量压降试井
4.10.1 检测流动压力
4.10.2 下降压力的时间导数
4.11 压力恢复试井（概述）
4.12 MDH压力恢复分析方法
4.13 赫诺（Horner）压力恢复分析方法
4.13.1 不稳态流动
4.13.2 边界效应
4.13.3 压力支撑
4.14 评价井试井的几个实际目标
4.14.1 原始压力的确定
4.14.2 续流
4.14.3 练习4.1 压力恢复试井：无限大油藏
4.15 与赫诺分析相关的实际问题
4.15.1 流动时间与压力叠加
4.15.2 〓的含义
4.16 断层形态对评价井试井中压力恢复的影响
4.16.1 概述
4.16.2 单个断层
4.16.3 练习4.2 压力恢复试井：单个断层分析
4.16.4 确定断层位置时一些应考虑的因素
4.16.5 更为复杂的断层形态的定义
4.17 幂积分的应用
4.18 评价井试井期间的压力保持
4.18.1 压力恢复动态
4.18.2 无量纲压力及调查半径
4.18.3 MDH解释方法
4.18.4 Horner解释方法
4.18.5 可变表皮系数（洗井）
4.18.6 练习4.3 压力恢复试井：稳态流条件
4.19 已开发油田试井
4.19.1 有界油藏系统的Horner-MBH压力恢复分析方法
4.19.2 有界油藏系统MDH-Dietz压力恢复分析方法
4.19.3 恒压和混合边界条件系统的压力恢复分析
4.19.4 试井实例
4.19.5 开发井试井的实际困难
4.19.6 井筒压力和数值模拟网格压力之间的关系
4.19.7 续流
4.19.8 延时试井
4.19.9 调查半径
4.20 多流量试井
4.20.1 两级流量试井
4.20.2 试井实例
4.20.3 选择性流入动态（SIP）试井
4.21 双对数典型曲线
4.21.1 常规样板曲线解释
4.21.2 对时间的压力导数样板曲线
4.21.3 实际应用
4.22 结论
4.22.1 难以捉摸的直线
4.22.2 试井时节省资金
4.22.3 早期直线段的正确识别
参考文献
5 水驱
5.1 简介
5.2 水驱开发方案的规划
5.2.1 目的
5.2.2 渗透率
5.2.3 原油粘度
5.2.4 原油挥发性
5.2.5 超高压
5.2.6 油藏深度
5.3 水驱项目的工程设计
5.3.1 稳产期产量
5.3.2 生产井与注水井的数量
5.3.3 地面开采与注水设备
5.3.4 练习5.1 海上注水开发油田甲板设施设计
5.4 一维水驱基本理论
5.4.1 岩石相对渗透率
5.4.2 流度比
5.4.3 分流量
5.4.4 贝克莱—列维尔特（Buckley-Leverett）驱替理论
5.4.5 Welge驱替效率计算
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
5.4.7 试验室实验
5.5 非均质油藏水驱描述
5.5.1 油藏非均质性
5.5.2 评估非均质油藏波及系数的方法
5.6 分层流动条件下的水驱（垂直平衡）
5.6.1 基本描述
5.6.2 拟相对渗透率的数据输入要求和解释
5.6.3 垂直平衡驱动中存在边缘水的必要条件
5.6.4 均质油藏的垂直平衡驱动
5.6.5 练习5.2 垂直平衡条件下的水油驱替
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
5.7 欠压力平衡的层间水驱
5.7.1 油藏环境
5.7.2 产生拟相对渗透率的输入数据的要求和解释
5.7.3 Stiles方法
5.7.4 Dykstra-Parsons方法
5.7.5 修井
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
5.7.7 练习5.5 Dykstra-Parsons驱替计算方法
5.8 水驱数值模拟
5.8.1 目的
5.8.2 用剖面模拟模型产生拟相对渗透率
5.8.3 平面数值模拟模型
5.9 水驱动态的检验
5.9.1 起始点
5.9.2 天然水驱
5.9.3 动态预测
5.9.4 分相流的干扰
5.9.5 实例 北海水驱油田
5.9.6 实例 东得克萨斯油田
5.9.7 作业活动的影响
5.9.8 评述
5.10 有难度的水驱油田
5.10.1 油田A
5.10.2 油田B
5.10.3 水驱油田的综合管理
参考文献
6 气藏工程
6.1 简介
6.2 凝析气藏对PVT性质的要求
6.2.1 状态方程
6.2.2 地面与地层体积关系
6.2.3 定容衰减（CVD）实验
6.2.4 气体压缩性和粘度
6.2.5 半经验状态方程（EOS）
6.3 气田体积物质平衡方程
6.3.1 适用性
6.3.2 Havlena-Odeh解释方法
6.3.3 p/Z值解释技术
6.3.4 油田实例
6.3.5 气田开发
6.4 非混相气—油驱替动力学
6.4.1 流度比
6.4.2 非均质性与重度
6.4.3 驱替条件
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
6.5 反凝析气藏的干气回注
6.5.1 完全回注式
6.5.2 部分回注式
6.5.3 练习6.2 干气回注时拟相对渗透率的生成
参考文献
单位换算表
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