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前言
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第一章印尼Jabung区块N.Geragai G40底水凝析气-油藏地质、开发特征
1.1 N.Geragai G40油气藏概况
1.2 G40底水凝析气-油藏的地质特征
1.2.1沉积环境
1.2.2构造特征
1.2.3储层分布及物性特征
1.2.4储层流体分布
1.2.5压力、温度系统
1.2.6流体组成与物性
1.3 G40底水凝析气-油藏的开采特征
1.3.1初期衰竭式开采油环
1.3.2循环注气开采油环
1.4 G40底水凝析气-油藏进一步开发面临的新问题
第二章底水凝析气-油藏数值模拟方法
2.1多组分多相流体渗流数学模型及其求解方法
2.1.1多组分多相流体渗流数学模型
2.1.2组分模型求解方法
2.2直井和水平井的产量计算
2.3边底水处理
2.3.1网格水体
2.3.2数值水体
2.3.3解析水体
2.4油藏井筒管流一体化模拟计算技术
2.4.1单相流体垂直管流压力损失计算
2.4.2油、气井多相流体垂直管流压力损失计算
2.4.3 G40凝析气-油藏多相流体垂直管流计算实例与参数确定
2.4.4油藏井筒管流一体化模拟计算技术
2.5数据准备
2.5.1三维地质模型数据体
2.5.2 G40凝析气-油藏相对渗透率曲线
2.5.3 G40凝析气-油藏流体相态分析与实验拟合
2.5.4 G40油气藏的边界参数
2.5.5井的属性
第三章G40底水凝析气-油藏底水、气项气锥进机理模拟研究
3.1底水气顶油藏锥进的机理分析
3.2 G40凝析气-油藏水平井锥进的机理模拟
3.2.1单井锥进的地质模型描述
3.2.2水平井突破时间和完井层位系数
3.2.3 G40水平井突破时间和完井层位优化数模回归公式
3.2.4应用公式计算G40油气藏水平井突破时间和完井层位系数
3.2.5小结
第四章底水凝析气-油藏历史拟合方法研究
4.1历史拟合方法
4.2参数调整原则
4.3 G40凝析气-油藏油气储量拟合
4.4 G40底水凝析气-油藏数值模拟历史拟合
4.4.1油气水产量拟合
4.4.2地层压力拟合
4.4.3生产井井口压力拟合
4.5 G40底水凝析气-油藏数值模拟历史拟合的认识
4.5.1流体PVT实验拟合
4.5.2直井与水平井效果
4.5.3断层封闭性认识
4.5.4边底水能量分析
4.5.5气顶注气的效果分析
4.5.6 G40油气藏开采程度和潜力
第五章N.Geragai底水凝析气-油藏开发调整数值模拟研究
5.1开发方式对原油采收率的影响
5.2注气量与注气时间效果分析
5.3供气能力与稳产年限分析
5.4后期循环注气对原油和气的采收率影响。
5.5按照供气合同G40分担的供气量预测采气量和稳产期
5.6新井效果分析
5.7高压气产量和低压气产量分析
5.8 G40开发调整结论与建议
第六章结论和认识
致谢
参考文献
