改进的计算气井井底压力的平均温度和平均压缩系数法

改进的计算气井井底压力的平均温度和平均压缩系数法王琛长庆石油勘探局勘探开发研究院的经验公式 。如长庆气田的地温常数与井口地面海拔的关系式为前言= - 0 . 0147 H + 29 . 69( 4)T s 0气井井底流压测试有较大的风险性 ,施工难度大 ,有时很难对一些高压气井进行下压力计的操作 ,有的 井则因管柱或水化物等其它原因测试仪器下不到井 底 ,所以需要利用井口资料确定气井井底压力 ,这样可 以节省人力 、财力 。在以往计算井底压力的平均温度 和平均压缩系数方法中 ,井筒平均温度的计算没有考 虑大气温度的影响 ,而平均温度计算的准确性直接影 响计算井底压力和天然气偏差系数的精度 ; 另外 ,井筒 气体平均压力的计算方法是按水平输气管推出的 ,对垂直管流误差大 。本文根据长庆气田的实际资料 , 提 出了改进的计算纯气井井底压力的平均温度和平均压缩系数法及逐点计算方法 。通过实际资料验证 ,此方 法能够比较精确地求得纯气井井底压力 。所以L1L0T g d h + 273T cp= 1 - k ( T 0 - T s0 )= T s0 + 1 M L -L k22 1 - exp ( - kL ) + 1 exp ( - kL )( 5)k对于长庆气田 ,通过实测的井筒温度分布 ,可得热传导系数 k 为 0 . 075 。(2) Z 的确定21 . 046 709 90 . 578 327 290 . 315 062 37 -= 1 +ZrT r3T r0 . 612 320 32r20 . 535 307 71 -+T r理 论 基 础5+ 0 . 612 320 32 0 . 104 888 13 r T r1静气柱法1近似公式pwf= pw hexp ( 1 . 251 104 rL )精确公式2 2+ 0 . 681 570 01 ( 1 + 0 . 684 465 49 r ) r T r3exp ( - 0 . 684 465 49 r2 )其中( 1)( 6)0 . 27 p r0 . 034 15 rLr = pw hexp( 2)pwfZ T rT cp Z(3) T r的计算(1) Tcp 的确定根据稳定流的输气管中气流温度的计算公式2气井井筒温度分布可写为Tcp( 7)T r=,Tc(4)p r 的计算 pcpT g = ( T 0 - T ) exp ( -k h)( 3)+ T( 8)p r=pc其中T = T s 0 + M h其中地温常数 T s 0 主要受海拔与地形的影响3 , 根据实际井筒静压资料可以得到地温常数与井口地面海拔p + pwf w hpcp=21999 年 4 月王琛 等 :改进的计算气井井底压力的平均温度和平均压缩系数法832动气柱法(1) 气体沿圆形管流动时20 . 068 3 rL0 . 0683 rL= pw h2exp( 9)pwf+exp- 1Tcp ZTcp Z(2) 确定有关参数摩擦系数 f 由 J ain 公式确定pcp 的计算在以往的文献中 ,流动气井井筒平均压力是按水 平输气管推出的 ,即按抛物线型计算 ,对垂直管流该方 法误差比较大 。对于长庆气田 , 井筒压力分布为线1( 10)f =2+ 21 . 25e1 . 14 - 2lg4Re0 . 9型,若用抛物线型计算 pcp ,所得井底流动压力误差比较大 ,所以 pcp 按下式计算d Re 的计算pwf+pw hpcp=( 12)2qg rRe = 17 . 76( 11)确定近似流动压力dg0 . 068 3 rL0 . 0683 rLpw h2exppwf=exp- 1( 13)+Tcp ZTcp Z确定 Z用(6) 式确定 p i + p i +1pcp i=2Z,其中对比温度 T r 由 ( 7) 式确定 ,利用 (8) 式求出区间 l i , l i + 1 的对比压力对比压力由近似对比压力 p r代替 。p r由下式确定pw h pcp ip r=( 14)p r i=ppcc利用 (5) 式和 (7) 式计算区间 l i , l i + 1 的平均温度 Tcp i 及对比温度 T r i 。利用 p r i 和 T r i 及 ( 6) 式 ,计算区间 l i , l i + 1 的计算方法与实例把井深区间0 , L 等分为 N 个小区间 l i , l i + 1 ( i= 0 ,1 , 2 , . . . N - 1 ) , 其中 l 0 = 0 , l N = L , l i + 1 - l i =天然气平均偏差系数 Z 。i式计算利用 (2)L ; 每 个 等 分 点 所 对 应 的 井 筒 压 力 分 别 为 p0 , p1 ,0 . 034 15 r LNp2 , . . . , pN ,并且 p0 = pw h , pN = pwf ; 等分点所对应的 井筒温度分别为 T w0 , T w1 , T w2 , . . . T w i , . . . , T w N ,且= pi exp Npi +1Tcp i Zi用计算所得的 p i + 1代替 pi + 1,按步骤 至 的顺kL ) + T 。T w0 = T 0 , T w N = ( T 0 -1静气柱法T ) exp ( -序循环 ,一直进行到相邻的 Zi 值不变为止 , 此时求得的 pi + 1值即为精确的 l i + 1 点的压力 。依据上述方法 , 知道了 pi + 1的值 ,就可求出 l i + 2点的压力 pi + 2 ,依此类 推 ,最后可求出井底压力 pwf = pN 。对陕 28 井等 15 口井分别按新方法和文献 1中的方法计算井底压力 ,结果如表 1 所示 。长庆气田的 井口年平均温度为 7 . 8 。假设已知 T w i 和 p i , 求 pi + 1 ,方法如下 :令 pw h = p i ,利用 (1) 式求出 l i + 1点的近似压力L= p i exp 1 . 251 10 - 4 rpi +1N求出区间 l i , l i + 1 的平均压力1 . 324 27 10 - 12 f qg2 Tcp 2 Z2d51 . 324 27 10 - 12 f qg2 Tcp 2 Z2d 5石油勘探与开发油田开发84Vol . 26 No . 2表 1 对陕 28 等 15 口井分别按新方法和文献 1 方法计算井底压力的结果表天然气物性井口资料实测点资料本文方法文献1 方法井号海拔( m)深度( m)p( M Pa)p( M Pa)p c( M Pa)T c( K)p wh( M Pa)T 0( )T( )p wf( M Pa)p wf( M Pa)pwf( M Pa)rS28S24 . 774 . 73193 . 7191 . 20 . 580 . 591259 . 551253 . 0124 . 9524 . 3613 . 1313 . 5233003000101 . 289 . 731 . 2029 . 8831 . 1330 . 100 . 07- 0 . 2231 . 0630 . 070 . 14- 0 . 19S374 . 75193 . 60 . 601386 . 2623 . 7935 . 70300085 . 329 . 5129 . 56- 0 . 0528 . 850 . 66L 24 . 79194 . 40 . 591125 . 0524 . 3110 . 46300091 . 830 . 0330 . 020 . 0130 . 07- 0 . 04S114 . 82196 . 60 . 601088 . 4223 . 8923 . 383000100 . 229 . 4429 . 57- 0 . 1329 . 250 . 15S1504 . 85197 . 30 . 621132 . 7524 . 6315 . 893000100 . 130 . 4930 . 53- 0 . 0430 . 54- 0 . 05S1594 . 67192 . 30 . 591163 . 9624 . 5319 . 46300098 . 430 . 4130 . 200 . 2129 . 870 . 54S334 . 77193 . 10 . 581437 . 3924 . 6024 . 853500103 . 131 . 2631 . 180 . 0830 . 610 . 65S674 . 74196 . 00 . 591548 . 1622 . 278 . 13350099 . 828 . 5228 . 58- 0 . 0628 . 55- 0 . 03S74S12S78S364 . 704 . 804 . 794 . 84189 . 9194 . 4194 . 5195 . 70 . 600 . 590 . 580 . 601466 . 241495 . 371466 . 471332 . 1924 . 6724 . 8525 . 0025 . 0510 . 0420 . 3822 . 5531 . 633500300035003500104 . 186 . 1102 . 2111 . 031 . 2830 . 8831 . 8431 . 9731 . 3630 . 7931 . 6931 . 89- 0 . 080 . 090 . 140 . 0831 . 3030 . 4231 . 2131 . 14- 0 . 020 . 460 . 630 . 83S494 . 75195 . 50 . 601331 . 3023 . 6224 . 04300098 . 429 . 429 . 330 . 0728 . 820 . 58S304 . 59188 . 60 . 571386 . 8725 . 539 . 493500115 . 032 . 4131 . 940 . 4731 . 770 . 64注 :文献1方法中 , T cp = ( T + T s0 + ML ) / 2 + 273由上表可见 ,本文新方法能够较准确地计算出气井井底压力 ,其精确度高于文献1 中的方法 。2动气柱法天然气平均偏差系数 Zi 。 利用 ( 9) 式计算出 l i + 1 点的流动压力值 pi + 1 。用计算所得的 p i + 1代替 pi + 1,按步骤 的顺假设已知 T w i 和 pi , 求 pi + 1 , 方法如下 : 令pw h序循环 ,一直进行到相邻的 Zi 值不变为止 , 此时求得的 pi + 1值即为精确的 l i + 1 点的流动压力。依据上述方 法 ,知道了 pi + 1 的值 ,就可求出 l i + 1 点的压力 pi + 2 ,依 此类推 ,最后可求出井底压力 pwf = p N 。对陕 150 井等 3 口生产井分别按新方法和文献1 中的方法计算井底流压 ,结果如表 2 所示 。长庆气 田的井口年平均温度为 7 . 8 ,油管内径 d 为 6 . 2cm , 粗糙度 e 为 0 . 0015cm ,气体粘度 g 为 0 . 018 m Pas 。 由表 2 可见 ,本文新方法计算精度高于文献1中的方法 ,并能够较准确地计算出气井井底压力 。= pi , 利用 ( 14 ) 式求出近似对比压力 p r i。 利用(5) 式和 (7) 式计算区间 l i , l i + 1 的平均温度 Tcp i 及对 比温度 T r i 。 利用 p r i和 T r i 及 ( 6) 式 ,计算区间 l i ,l i + 1 的天然气近似平均偏差系数 Zi。 计算摩擦系数 f 。 利用 ( 13 ) 式求出 l i + 1 点的近似流动压力值p i + 1。 求 出 区 间 l i , l i + 1 的 平 均 压 力=pcp ipi + pi + 1。求出区间 l i , l i + 1 的对比压力p r i =2pcp i 。利用p 和 T 及 ( 6) 式 ,计算区间 l , l 的r i r ii i + 1pc表 2井底流压计算结果对比表天然气物性井口资料实测点资料文献1 方法本文方法日产气量( 104 m3)井号海拔( m)深度( m) p( M Pa) p( M Pa)p c( M Pa)T c( K)pwh( M Pa)T 0( )p wf( M Pa)p wf( M Pa)p wf( M Pa)T( )rS150L 5G1121412 . 06 . 010 . 04 . 854 . 814 . 70197 . 3195 . 4208 . 00 . 620 . 590 . 581132 . 751320 . 211176 . 6223 . 420 . 322 . 730 . 017 . 029 . 0330030003000104 . 7100 . 6106 . 129 . 3225 . 0027 . 5129 . 1324 . 6327 . 20- 0 . 19- 0 . 37- 0 . 3129 . 2924 . 8227 . 46- 0 . 03- 0 . 18- 0 . 05pwh2注 :文献1 方法中 , p cp = 2 p wf +3p wf + p wh1999 年 4 月王琛 等 :改进的计算气井井底压力的平均温度和平均压缩系数法85pc 临界压力 ,M Pa ; Z 井筒天然气平均偏差系数 ; d 油管内径 ,m ; f 流动摩擦系数 ; e 粗 糙度 ,cm ;g 气结论体粘度 ,m Pas ; qg 气井产量 ,104 m3 / d ; Z井筒近似平均偏差系数 。在计算气井井底压力时 ,本文新方法比传统的方法要精确 ,并能较准确地计算出气井井底压力 ,若对气 层中深分的段数越多 ,则结果越准确 。这种方法是确 定气井井底压力的一个较好的方法 ,但计算生产井井筒平均压力的方法还得根据气田的实际情况确定 。参 考 文 献1中华人民共和国能源部 , 中华人民共和国石油天然气行业标准. 天然气试井技术规范. 1992 .杨继盛. 采气工艺基础. 北京 :石油工业出版社 ,1995 . 25 ,99111 .唐泽尧. 气体开发地质. 北京 :石油工业出版社 ,1997 . 126134 .杨蔚 , 黄炜. 计算气井井底压力的新方法. 天然气工业 ,1995 ,15 ( 3) :5860 .234符 号 注 释pwf近似井底流动压力 , M Pa ; pwf 精确井底压力 ,M Pa ; pwh 井口流动压力 ,M Pa ; k 热传导系数 ; T 地 层温度 , ; T0 井口气流温度 , ; T s 0 地表地层温度 (地 温 常 数) , ; Tw 井 筒 温 度 , ; h 井 筒 深 度 , m ; L 气层中部深度 , m ; M 地热梯度 , / m ; H 井口地 面海拔 ,m ; r 天然气相对密度 ; Tcp 井筒天然气平均温 度 , K ; Tc 临界温度 , K ; T r 对比温度 ; pr 对比压力 , M Pa ; pr近似对比压力 ,M Pa ; pcp 井筒平均压力 ,M Pa ;第一作者简介 王琛 , 男 , 30 岁 ,获硕士学位 , 现从事气藏数值模拟工作。地址 :陕西省西安市长庆兴隆园小区勘探开发研究院天然气开 发室 ,邮政编码 710021 。收稿日期 1998205206(编辑陈志宏)(上接第 81 页)参 考 文 献透率 ,10 - 3m2 ; L w 气水接触面到天然水域外缘的长度 , m ;p 气藏压力 ,M Pa ; ppc 拟临界压力 ,M Pa ; pp r 拟对比 压力 ;p 有 效 地 层 压 降 , M Pa ; QD 无 因 次 水 侵 量 ; rwR 气水接触面半径 , m ; T 气藏温度 , K ; Tpc 拟临界温度 , K ; Tp r 拟对比温度 ; tD 无因次时间 ; W e 累 积水侵量 ,108 m3 ; W p 累积产水量 ,108 m3 ; Z 天然气偏 差因子 ;w 天然水域内地层水粘度 ,m Pas ;有效孔隙 度 ;下标 :i 原始状态 ; n 第 n 时刻 ; sc 标准状况 。秦同洛等( 编著) . 实用油藏工程方法. 北京 : 石油工业出版社 , 1989 .93140 .陈元千. 油气藏工程计算方法. 北京 : 石油工业出版社 , 1990 . 152 156 .12第一作者简介 刘蜀知 , 男 , 35 岁 , 副教授 , 硕士学历 , 现从事油气藏工程和油气井增产方面的研究和教学工作。地址 : 四川省南充市 , 西 南石油学院石油工程系 ,邮政编码 637001 。收稿日期 1998204208陈志宏)(编辑 6 石油勘探与开发中文摘要Vol . 26 No . 2我国油田多属陆相沉积 ,油层内或多或少地存在着薄厚不等的夹层或隔层 ,而且分布不均 。对于无气 顶底水的这类油层 ,研究了有隔层水平井产能下降的 幅度 ,研究了与油层相交贯穿油层上下的大斜度水平 井和平行油层水平井的产能和采收率 。计算分析结果 表明 : 存在夹层 、隔层的油层不适合打平行油层的水 平井 ; 对含有夹层 、隔层的油层 ,选择与油层相交贯 穿油层上下的大斜度水平井 ,可有效地降低夹层 、隔层 对产能和采收率的负面影响 ; 当相交油层的水平井 长度为平行油层水平井长度的 1 . 15 倍时 ,无论油层有 无夹层 、隔层 ,其产能要大于或等于相应平行油层水平 井的产能 ,而且采收率不会受夹层 、隔层的影响 ; 对 无气顶底水的陆相沉积油层 ,选择与油层相交的长度 略长的水平井是稳妥的 。图 3 参 6 (陈志宏摘)据是有波动的 ,特别是油气田 ( 井) 开发过程中含有开发战略思想调整等人为因素时 , 产量数据的上下波动 更显著 。作者采用前苏联北塔夫罗波夫2佩拉基阿金 气田 19571977 年的生产数据和我国白杨河油田 ( 开 发 40 余年 ,已进入枯竭期) 的生产数据 ,未作任何校正 和修改 ,直接用于文中的实例计算 。白杨河油田生产 数据的拟合效果参数为 5 . 4 % ,表明该方法计算简便快 捷 ,拟合预测的准确性较高 ,平均相对误差仅 1 . 05 % , 具有较强的实用价值 。表 2 参 3 (陈志宏摘)主题词油气田开发拟合预测分析TE332TE37519990222水侵气藏水侵量与地层压力预测方法研究 刊 / 刘蜀知 ,孙艾茵. . . 石油勘探与开发. 21999 ,26 ( 2) . 279 81 ,85天然水侵气藏水侵量的计算和预测是水侵气藏动 态分析和预测的一项重要内容 , 它直接关系到气藏的 开发效果 。根据水侵气藏的压降方程和非稳态水侵量 的计算模型 , 提出了在未来不同开采时间和累积产气 量的情况下 , 预测侵入气藏的水量和对应的气藏压力 的方法和步骤 。采用据此编制的计算机程序 ,进行了 实例计算和分析 。对比计算结果发现 ,天然水侵气藏 的累积水侵量不仅取决于天然气的采出程度和气藏压 力 ,而且在气藏开发一段时间后还与开采时间有关 。 对于均质气藏 ,在同一采气程度下 ,采气速率越高 , 累 积水侵量越少 。因此 ,为了提高气藏的最终采收率 ,应 尽可能提高采气速率 。图 1 表 2 参 2 (陈志宏摘)主题词气藏水侵量地层压力预测方法 物质平衡法主题词油层水平井生产能力采收率陆相沉积TE331 . 119990220射孔完井的水平井向井流动态关系 刊 刘想平 ,蒋志祥. . . 石油勘探与开发. 21999 ,26 (2) . 27174针对几种常见类型油藏 ( 底水驱油藏 , 边水驱油 藏 ,上 、下封闭边界油藏) 导出了射孔完井的水平井生 产时单相原油三维稳态流动的压力分布 ,并根据质量 守恒原理及动量定理导出了射孔水平井筒内压降计算 新公式 。建立了耦合油层中渗流与水平井筒内流动的 向井流动态关系模型 ,提出了求解模型的方法 。用该 模型制作了一口实例水平井的向井流动态关系曲线 , 并分析了射孔密度对其产量的影响 ,该模型可用于水 平井产能预测及射孔参数优选 。图 3 表 1 参 8 (陈志宏 摘)主题词水平井射孔稳态流动三维压力TE332TE331 . 119990223分布改进的计算气井井底压力的平均温度和平均压缩系数法 刊 / 王琛 石油勘探与开发. 21999 , 26 ( 2) . 282 85在利用平均温度和平均压缩系数法确定气井井底 压力时 ,井筒平均温度和平均压缩系数的计算精度直 接影响求取的井底压力准确性 。根据静气柱法 , 得到 长庆气田实测井底压力 、温度的分布和地温常数与井 口地面海拔的关系式 , 再利用输气管中稳定气流温度 的计算方法来计算井筒平均温度 。在用动气柱法求井 底压力时 ,根据长庆气田井筒压力分布为线型 ,用线型 代替抛物线型来计算井筒平均压力 , 然后用逐点迭代TE313 . 819990221油气田 (井) 开 发 生 产 全 过 程 分 析 新 方 法 刊 /刘文周 ,李建立. . . 石油勘探与开发. 21999 , 26 ( 2) . 275 78基于油气田 ( 井) 开发过程中产量数据的变化形 态 ,提出了一种由高等数学理论公式推演出的适合于 油气田 (井) 开发全过程拟合及预测分析的方法 。认为 已发表的拟合及预测油气田 ( 井) 产量的文章中 ,所引 用的计算实例大多经过精心挑选 ,而现场实际生产数石油勘探与开发中文摘要Vol . 26 No . 2 7 法求得较精确的井底压力 。该方法提高了纯气井井底压力的计算精度 。表 2 参 4 (陈志宏摘)峰 ,曲志浩. . . 石油勘探与开发. 21999 ,26 ( 2) . 293 94油藏中的流体作用力按表现形式可分为质量力 (重力及浮力等) 和表面力 (界面张力) 。浮力是影响油 气运移的重要条件 ;重力对注水驱油过程作用明显 ; 界 面张力则控制了油藏中各种流体的分布 , 并对油藏剩 余油的形成起相当大的作用 。低渗透油藏流体渗流是 非达西低速渗流 , 除细微孔隙中的分子力是较重要的 作用力之外 ,实验证明 :贾敏效应对低渗透油层也有不 可忽视的影响 。分析整理 4 个低渗透油藏 ( 鄯善油田 三间房组油组 、安塞油田王窑区长 6 油层 、科尔康油田 白 2 块沙海组下段及五号桩油田沙三下 油组) 的真实 微观模型实验结果发现 : 模型的水驱油排驱压力普遍 大于油驱水排驱压力 。从理论上讲 ,在岩石亲水或偏 亲水的情况下 ,油驱水过程 ( 排驱过程) 所需压力应当 大于水驱油过程 ( 吸入过程) 所需压力 ,但实验结果却 恰恰相反 。分析认为是贾敏效应的影响所致 。同时实 验结果还表明 : 贾敏效应的强弱与储集层岩石物性有 明显关系 ,据此认为渗透率越低贾敏效应越突出 。图 2 表 1 参 5 (郭海莉摘)主题词 低渗透油气藏 贾敏效应 模型 吸入 压力 排驱压力主题词气井井底压力温度压缩系数计算TE348TE353 . 219990224低渗透油藏早期试井资料解释方法研究 刊 / 陆建林 ,李国强. . . 石油勘探与开发. 21999 ,26 (2) . 28689低渗透油藏的试井资料中 ,早期资料占有较大的 比例 ,目前对这类资料尚无成熟的解释方法 。通过对 早期资料特征的研究 ,认为对早期资料校正的关键是 对续流效应的校正 ,据此提出了新的早期资料解释方 法及相应的表皮系数计算公式 。该方法能同时对续流 和表皮效应进行校正 ,从而达到正确解释早期资料的 目的 ,它具有如下特点 : 可解释低渗透油藏由于测试 时间不够未出现径向流的试井资料 ; 用于低渗透油 藏待测试井的试井设计 ,可缩短测试时间 ; 提高试井 资料解释率和解释结果的精度 ; 可较大幅度地缩短 关井测试时间 ,从而降低试井成本 ,减少关井的产量损 失 ,提高低渗透油藏的试井工作效率 。应用表明 ,该方 法实用性 、通用性较强 ,较好地解决了早期资料的解释 难题 。图 3 表 1 参 7 (陈志宏摘)主题词低渗透油藏试井解释TE31119990227TE112 . 2319990225应用 统 计 热 力 学 模 型 研 究 温 度 对 润 湿 指 数 的 影 响 刊 / 卢贵武 , 关继腾 石油勘探与开发. 21999 , 26 (2) . 29598在对油藏进行注水开发时 ,由于注入水可能改变 油层温度场 , 因此研究温度对润湿指数的影响有重要 意义 。利用统计热力学模型 ,推导出润湿指数与温度 的关系式 ,据此计算了当固体 、水以及水的饱和蒸气三 相平衡时的接触角 , 研究了温度对润湿指数的影响 。 利用分布函数理论及计算机模拟数据计算了水的表面 张力与温度 、压强的定量关系 ,计算结果与实验结果基 本一致 。研究了温度对固/ 水/ 油三相体系润湿指数的 影响 ,发现当体系的温度达到某临界温度以后 ,固体表 现出强烈的亲水性 , 固体表面的油相将完全被水相替 代 ,介质中的剩余油饱和度将大大降低 。研究结果表 明 ,升高注入水的温度能提高水在固体表面的润湿指 数 ,有利于降低剩余油饱和度 。表 3 参 10 (卢贵武摘)主题词润湿指数温度统计热力学模型对应分析方法在储集层评价中的应用 刊 / 吴欣松 ,吴胜和. . . 石油勘探与开发. 21999 ,26 (2) . 29092在油田开发中后期进行合理的储集层分类和储集 层质量的分区 ,是认识储集层非均质性和预测剩余油 分布的重要手段 。引入对应分析技术 ,利用对应分析 主因子载荷平面图对东濮凹陷胡状集油田胡十二断块 储集层进行分类 ; 并采用三端元参数计算分类函数值 进行储集层质量平面分区 , 取得了较好的应用效果 。 应用结果表明 ,对应分析方法不仅具有良好的数理统 计理论依据 ,又能赋予主因子较好的地质意义 ,是一种 行之有效的地质分类评价方法 。图 2 表 1 参 2 (邹冬平 摘)主题词余油分布方法储集层评价开发后期剩胡状集油田TE34819990226贾敏效应对低渗透油层有不可忽视的影响 刊 / 李劲 16 P E TROL EU M EXPL ORA T ION AND D EV EL O PM EN TAp r . 1999Inf lo w perf ormance relationship f or perf orated horizontal wells.Liu , Xiangping ; et al . ( Tshua Vniversit y , Beijing 100084 , P. R. China) . S hi you Kant an Y u Kaif a 1999 , 26 (2) , 71274 . The3D steady state p ressure dist ributio n of oil flow in several t ypes of co nventio nal reservoir due to a perforated horizo ntal well is derived , and a new formula for calculating p ressure drop alo ng t he perforatedhorizo ntal wellbore is also derived based o n t he p rinciple ofvalue. Subject hea ding : Oil and gas fields , Develop ment , Fit ting ,Predictio n , AnalysisThe prediction method of water inf lux and f ormation pressure f ora water drive gas reservoir. Liu , Shuzhi ; et al . ( Sout hwestR. China) . S hiyouFor a water drive gas water influx are t hePet roleum Instit ute , Sichuan 637001 , P.Kant an Y u Kaif a 1999 , 26 (2) , 79281 ,85 . reservoir , t he calculatio n and p redictio n ofco nservatio n of mat ter and mo ment um t heorem.Inflowperformance relatio nship ( IPR) model coupling fluid flow in t he reservoir wit h t he flow in t he horizo ntal wellbore is developed. The met hod for solving t he model is p resented. The model has been used to generate IPR curve for an example well and to analyze t he effect of perforatio n densit y o n t he well rates. The model p rovides a usef ul tool for p redicting well p roductivity and for op timizing perforatio n parameters. Subject hea ding : Horizo ntal well ,Perforatio n , Steady flow , Three dimensio nal , Pressure dist ributio nimportant wor k of t he performance analysis and p redictio n , whichdirectly influences t he effect of he gas reservoir develop ment . Co nsequently , t his paper p resent s a p redictio n met hod of t he water influx based o n t he material balance equatio n and unsteady water influx flow model . Given a f ut ure time and cumulative gas p roductio n , t he met hod can p redict t he formatio n p ressure and water influx of a water drive gas reservoir . By means of example calculatio ns and co nt rast analyses ,it can be seen t hat as soo n as a gas reservoir is developed , t he cumulative water influx depends o n not o nly t he cumulative gas p roductio n , but also t he p roductio n time. In additio n , it is also shown t hat for a ho mogeneous water drive gas reservoir , o n co nditio n t hat t he cumulative gas p roductio n is equal , t he greater t he gas p roductio n rate , t he less t he cumulative water influx. Co nsequently , in order to enhance t he ultimate gas recovery of a ho mogeneous water drive gas reservoir , it is helpf ul to increase gas p roductio n rate as greatly as possible. Subject hea ding : Gas reservoir , Water invasio n rate , Formatio np ressure , Predictio n , Met hod , Material balance met hodA ne w techn ique f or whole production process analysis in oil/ gasf iel d ( well) development. Liu , Wenzhou ; et al . ( Yumen Oil Productio n Co mpany of Yumen Pet roleum Administ ratio n Bureau , Gansu 735200 , P. R. China) . S hiyou Kant an Y u Kaif a 1999 ,26 (2) , 75278 . Based o n t he variable shape of p roductio n data inoil/ gas field ( well) develop ment , a history matching and forecast analysis technique suitable for t he whole p rocess of oil/ gas field ( well) develop ment f ro m so me t heoretical formula in high mat hematics is suggested. It is recognized t hat examples in t he matching and forecasting t he p roductio n data in oil/ gas field ( well) develop ment in papers and articles so far p ublished have been caref ully selected , while act ual field data show up and down fluct uatio n in t heir shape ; especially in t he oil/ gas field ( well) develop ment p rocess , artificial factors , such as adjust ment in t he st rategic ideas are occurred , t he p roductio n data will fluct uate up and down in a more wide range. Aut hors of t his article use t he195721977 p roductio n data of a gas field of former Soviet U nio n and t hose of Baiyanghe oil field (40 years of develop ment , at it s latest stage of develop ment) as examples (all data used directly , no any modificatio n was made) in t his article , 5 . 4 % has been used as matching parameter in t he matching of Baiyanghe oil field p roductio n data . This technique is showed to be fast and simple and a fairly accuracy in matching is obtained ( wit h an relative error of1 . 05 % o nly) . Thus t his technique has a fairly st ro ng p racticalAn improved method of average temperatur