【摘 要】
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相当数量的低渗透气藏,无论有无边底水,生产井呈气水同产,气水比存在差异,影响气藏开发效果,其原因是低渗透气藏存在较高的气水过渡带;传统方法确定的气水界面误差较大,导致气藏储量计算误差,气井射孔位置不尽合理,所以精确预测气藏气水界面位置至关重要。本文通过对低渗透,气水同产气藏资料的统计和分析,认为:在非均质条件下,相同含气饱和度界面并非水平面,而是呈不规则的起伏面;通过理论分析探讨,综合压汞与物性资
【机 构】
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油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),四川 成都 610059 成都理工大学能源学院,四川 成都 610059
【出 处】
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2009年油气藏地质及开发工程国家重点实验室第五次国际学术会议
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相当数量的低渗透气藏,无论有无边底水,生产井呈气水同产,气水比存在差异,影响气藏开发效果,其原因是低渗透气藏存在较高的气水过渡带;传统方法确定的气水界面误差较大,导致气藏储量计算误差,气井射孔位置不尽合理,所以精确预测气藏气水界面位置至关重要。本文通过对低渗透,气水同产气藏资料的统计和分析,认为:在非均质条件下,相同含气饱和度界面并非水平面,而是呈不规则的起伏面;通过理论分析探讨,综合压汞与物性资料形成了一种定量预测气水起伏界面的方法,可有效指导气藏的合理高效开发。实际应用结果表明该方法可靠可行。
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塔河油田8区、10区奥陶系以岩溶缝洞型油气藏发育为特点,油水关系及油水分布控制因素复杂。本文通过钻井油水分布与水动力化学场、油气充注成藏、主干断裂及缝洞系统的发育状况的匹配分析,认为在阿克库勒凸起构造和油田水动力化学场控制油水分布的总背景下,不同区域主控因素和油水分布规律不一样;塔河油田8区、10区及其西北部,由南而北贯通发育的“一干三枝”断裂对油水的宏观分布起控制作用,而岩溶洞穴系统的发育状况进
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