不渗透区域对油藏压力动态影响研究

油藏形状对井底压力动态响应有着显著的影响，常规的解析方法只能计算规则形状油藏的井底压力响应。为此，建立了考虑不渗透区域的任意形状油藏不稳定渗流的数学模型，并用边界元方法获得油藏内任意点的压力，进而由杜哈荧原理得到了考虑井筒储存和表皮效应的井底压力。绘制并分析了不渗透区城存在时井底不稳定压力典型曲线。通过分析指出，压力导数典型曲线的驼峰高度和宽度反映了局部不渗透团块的大小、方向及形状的综合影响，因此可根据压力导数典型曲线的晚期驼峰形态识别近井大范围局部不渗透区域的存在。     

双重介质油藏压力动态分析的边界元方法

为了研究任意形状双重介质油藏中流体的渗流规律，建立了任意形状双重介质油藏不稳定渗流的数学模型。利用Laplace变换，将该模型转变成Laplace空间的修正Helmhohz方程，用边界元方法获得油藏内任意点的压力，进而由杜哈美原理得到考虑井筒储存效应和表皮效应的井底压力。不同边界条件双重介质油藏井底压力的典型曲线分析表明：窜流系数控制过渡段出现的早晚，裂缝弹性容量系数控制过渡段持续时间的长短，油藏的边界条件对油藏的压力动态存在明显影响。不渗透区域的存在对双重介质油藏压力导数曲线存在明显的影响，可根据压力导数典型曲线的特征识别近井大范围局部不渗透区域的存在。图7参20     

应力敏感性双重介质油藏不稳定渗流的边界元分析

基于渗透率随压力呈指数变化规律,建立了任意形状应力敏感性双重介质油藏不稳定渗流的数学模型。采用正则摄动法对控制方程进行处理,并利用边界元方法获得油藏内任意点的压力,进而由杜哈美原理得到了考虑井筒储存和表皮效应的井底压力。绘制了考虑渗透率模数、复杂边界以及油藏内存在不渗透区域等因素影响的井底不稳定压力典型曲线,并分析了曲线特征。     

均匀各向异性油藏不稳定渗流的边界元方法

建立了任意形状均匀各向异性油藏不稳定渗流的数学模型。利用坐标转换和Laplace变换，将均匀各向异性油藏的控制方程转变成修正的helmhohz方程，并用边界元方法获得油藏内任意点的压力，进而由杜哈关原理得到了考虑井筒储存和表皮效应的井底压力。绘制了考虑油藏各向异性、复杂边界以及油藏内存在不渗透区域等因素的井底不稳定压力典型曲线，并分析了曲线特征。与解析方法的对比表明，边界元方法计算精度很高，适用于任意形状各向异性油藏的不稳定压力动态分析。     

变形介质油气藏压力动态分析的边界元方法

对于任意形状变形介质油气藏的井底压力分析只能采用数值解的方法，目前常用的数值计算方法是有限差分法、有限元法和边界元法。前两种方法在解数学模型时局限性较多、适应性差，而边界元法只需对区域的边界进行网格划分，计算量和存储量小，计算精度高，能够降维，因而对复杂形状的边界问题处理十分有效。在此，利用边界有限元法对不渗透区域任意形状变形介质油气藏不稳定渗流的数学模型进行求解，获得油气藏内任意点的压力，绘制了考虑渗透率变异系数、复杂边界以及油气藏内存在不渗透区域等因素影响的井底不稳定压力典型曲线，并分析了曲线特征，发现油气藏内的不渗透区域对压力典型曲线的晚期形态存在明显影响，使其压力导数曲线上翘时刻提前，该项研究为压敏性气藏试井分析提供了理论基础。     

考虑启动压力梯度和注采比的不稳定压力动态特征

建立了考虑启动压力梯度和注采比因素的均质油藏数学模型。用数值方法对其求解。绘制并分析了不稳定压力动态典型曲线。研究表明,启动压力梯度和注采比对压力动态影响较大。对于开井压力降落情况,注采比小于1时,压力及其导数曲线均上翘,生产压差增大;注采比大于1时,压力及其导数曲线均下掉,生产压差减小。对于关井压力恢复情况,启动压力梯度和注采比越大,井底压力恢复得就越高。在低渗透油藏的测试资料分析中,考虑启动压力梯度和注采比的影响是十分必要的。     

凝析气井干扰试井压力动态分析

凝析气井井底附近存在复杂的多相渗流,在进行干扰试井时井底压力响应表现出明显的复合油藏特征。基于XuLee凝析气井试井分析数学模型,建立了考虑变井筒存储的凝析气井干扰试井解释数学模型。通过数值方法对其求解,绘制压力及压力导数曲线,并分析了观测井位置、区域流度比、激动井表皮系数及井筒存储系数对压力和压力导数动态的影响。研究结果表明,观测井在凝析气井的不同流动区域表现出各异的曲线特征,激动井表皮系数及井筒存储参数对压力和压力导数动态的影响也与普通油气井不同。     

低渗透均质油藏不稳定渗流压力计算

针对低渗透均质油藏存在低速非达西渗流的问题,建立了考虑启动压力梯度影响的低速非达西渗流均质油藏有效井径数学模型,获得了地层压力和井底压力计算公式,绘制了低速非达西渗流均质油藏瞬时井底压力和地层压力曲线,讨论了启动压力梯度、生产时间、渗透率等参数对井底压力和地层压力曲线的影响.研究表明,由于启动压力梯度的影响,在无限作用径向渗流阶段,压力导数曲线不再出现水平的径向流直线段,而是逐渐上翘,该特征区别于一般的均质油藏压力动态曲线.由于生产时间和启动压力梯度的影响,低渗透油藏中油井正常生产时井底压力和地层压力均消耗较大,导致井底压力和地层压力均较低,压力传播速度较慢.     

不渗透区域对渗流场流线分布影响研究

建立了考虑源（汇）影响的含有不渗透区域复杂边界条件下均质油藏稳定渗流的数学模型。利用边界元方法求解数学模型，获得了地层中任意一点的压力公式。提出了流线场的生成方法。绘制了考虑复杂边界条件和不渗透区域影响的流线分布图，并分析了流线分布的特征。通过分析表明，不渗透区域的大小、形状和位置对整个油藏的流线分布均存在不同程度的影响，因此，如果根据地质资料已确定出油藏内存在不渗透区域，则在井网优化和调整注采方案时必须考虑不渗透区域的影响。     

分支水平井试井压力分析

在平面源函数的基础上,利用坐标平移和坐标旋转的方法推导了无限大平面中任意方向一个线段源的瞬时源函数,根据Green函数和Newman乘积,通过压力叠加,得出了一般情形下分支水平井的井底压力.利用Laplace褶积对井底压力考虑了井储效应和表皮效应,绘制了各类复杂结构井的试井曲线,并分析了分支井各参数对试井曲线的影响以及不同形状分支和不同边界条件下复杂结构井的试井曲线.分支长度越短,则驼峰越高,第一径向流持续时间越短;分支井距硕底边界越近,第一径向流出现的时间越早;不同井底的多水平井表现为水平井越多,驼峰越低,第一径向流出现的时间也就越早;不同分支试井曲线反映出最终压力导数为N/2.利用该求解方法能较容易地求得任意位置分支的压力分布,且求解过程不需采用离散方法,求解方法更简洁,计算速度更快.     

Pressure Transient Analysis of Arbitrarily Shaped Fractured Reservoirs

Reservoir boundary shape has a great influence on the transient pressure response of oil wells located in arbitrarily shaped reservoirs. Conventional analytical methods can only be used to calculate transient pressure response in regularly shaped reservoirs. Under the assumption that permeability varies exponentially with pressure drop, a mathematical model for well test interpretation of arbitrarily shaped deformable reservoirs was established. By using the regular perturbation method and the boundary element method, the model could be solved. The pressure behavior of wells with wellbore storage and skin effects was obtained by using the Duhamel principle. The type curves were plotted and analyzed by considering the effects of permeability modulus, arbitrary shape and impermeable region.     

盒状砂岩油藏中水平井试井分析方法

采用Green函数方法和Newman积方法求解了盒状砂岩油藏中水平井的不稳态压力解;给出了压力解的两种表达形式,并根据两种表达式中级数的收敛特征提出了压力解的快速计算方法;采用Laplace数值变换、Laplace数值反演及褶积积分公式考虑了井储和污染对水平井井底压力的影响,从而避免了求解复杂内边界条件的数学模型的问题;利用常规试井分析方法和自动拟合分析方法编制了水平井试井分析软件,并进行了实例分析.     

均质地层变井储试井分析

高油气比油井，低渗气藏大范围内压力恢复时变井储效应将对井底压力动态产生影响，直接用数值方法对Ｐｅｔｅｒ变井储时试井分析数学模型进行求解，并系统分析了各参数对变井储时压力动态的影响及变井储时压力导数曲线特征。     

含局部不渗透区的油藏不稳定压力分析——边界元方法

油藏中大范围局部不渗透区除了限制流体的流动外,还占有一定的油层体积.这些区域可能是天然的页岩透镜体,也可能是在EOR方法中注入聚合物人为所致.本文考虑这种复合油藏的渗流问题并提出边界元(BEM)分析方法.利用BEM方法研究局部不渗透区外的生产井不稳定压力及其压力导效响应特征,从而可以借助于不稳定试井资料,分析和测试大范围不渗透区的存在.     

应力敏感砂岩地层三区复合凝析气藏不稳定试井模型

深层异常超高压砂岩储集层往住具有应力敏感性，用常规的试井模型难以分析这种凝析气藏的试井测试资料。为了给应力敏感凝析气藏试并测试资料分析提供理论基础，针对砂岩地层井底压力低于露点压力凝析气藏的特点，建立了考虑应力敏感性砂岩地层三区复合凝析气藏试井模型，同时还考虑了井筒存储效应和表皮效应。该模型的数学模型为非线性方程组，通过摄动理论，求得了该数学模型无因次井底拟压力的Lapalce空间解，分析了该试井模型的无因次井底拟压力及其导数的理论曲线特征。研究表明，拟压力导数曲线上翘特征并不一定是不渗透外边界引起的。     

井筒与油藏耦合作用下的底水驱油藏水平井非稳态产能预测

在段永刚等人提出的井筒与油藏耦合作用下的水平井产能预测数学模型的基础上 ,借鉴H .Cinco等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法 ,建立了井筒与油藏耦合作用下底水驱油藏水平井非稳态产能预测模型 (其中 ,油藏模型为底水驱无限大油藏 ,井筒模型中考虑了流体摩阻、动量变化、井筒壁面流入的混合干扰等因素的影响 ) ,对该模型进行迭代求解可以获得定产量条件下井筒流率分布、井筒压降分布等重要信息。     

油层中渗流与水平井筒内流动的耦合模型

针对几种常见油藏类型情况,导出了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水平井筒内压降计算新公式。它考虑了沿程流入对井筒内压降的影响。提出了把油层中的渗流与水平井筒内的流动耦合的数学模型及求解方法。实例计算表明:用此模型计算产能,精度高;井筒内压降对水平井生产动态有影响。当生产井段长度超过某一值后,产量不再随井长增加而增加;沿水平井筒长度方向各段单位长度的采油指数并不相等。