底水油藏不适合采用水平井_李传亮
西南石油大学油藏工程课后习题答案(李传亮)
1.8 简述油气藏的分类方法与主要类型。
答.油藏分类通常从以下几个方面进行:（1）.储集层岩性。
储集层岩石为砂岩，则为砂岩油气藏，如果为碳酸盐岩，则为碳酸盐岩油气藏。
（2）.圈闭类型。
主要类型有断层遮挡油藏，岩性油气藏，地层不整合油气藏，潜山油气藏，地层超覆油气藏。
（3）.孔隙类型。
主要类型单一孔隙介质油气藏，如孔隙介质油藏；双重介质油气藏，如裂缝-溶洞型介质油藏，三重孔隙介质油气藏；如裂缝-溶洞-孔隙型介质油藏。
（4）.流体性质。
油藏按原油密度大小分为轻质油藏、中质油藏和重质油藏等；气藏根据凝析油含量的多少细分为干气藏、湿气藏和凝析气藏。
（5）.接触关系。
如底水油藏，边水油藏；层状油藏，层状边水油藏等。
1.9 简述砂岩储集层与碳酸盐岩储集层的主要区别。
答.大多数的碎屑岩都发育有开度较大的原生粒间孔隙，碳酸盐岩中发育了开度较大的次生孔隙（裂缝，溶洞等），则可以成为好的储集层。
碳酸盐岩与碎屑岩储层的区别：碳酸盐岩与碎屑岩相比，由于其化学性质不稳定，容易遭受剧烈的次生变化，通常经受更为复杂的沉积环境及沉积后的变化。
有以下几点区别：1.碳酸盐岩储集层储集空间的大小、形状变化很大，其原始孔隙度很大而最终孔隙度却较低。
因易产生次生变化所决定。
2.碳酸盐岩储集层储集空间的分布与岩石结构特征之间的关系变化很大。
以粒间孔等原生孔隙为主的碳酸盐岩储层其空间分布受岩石结构控制，而以次生孔隙为主的碳酸盐岩储层其储集空间分布与岩石结构特征无关系或关系不密切。
3.碳酸盐岩储集层储集空间多样，且后生作用复杂。
构成孔、洞、缝复合的孔隙空间系统。
4.碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率无明显关系。
孔隙大小主要影响孔隙容积。
2.1某天然气样品的摩尔组成为C1H4(0.90)，C2H6(0.06)和C3H8(0.04)。
若地层压力为30MPa,地层温度为80℃，试确定气体的相对密度和地层条件下的偏差因子；若把天然气视作理想气体，储量计算的偏差为多少？解.(1) 此天然气平均摩尔质量:M =∑M i∗x jM=16×0.9+30×0.06+44×0.04=17.96相对密度：γg=M / M ai r =17.96 /28.97 = 0.62气体拟临界压力：p pc=∑P ci∗x jp pc=4.6408×0.9+4.8835×0.06+4.2568=4.64MP a气体拟临界温度：T pc=∑T ci∗x jT pc=190.67×0.9+305.50×0.06+370×0.04=204.73K对比压力：p pr=pp pc=304.64=6.47对比温度：T pr=TT pc=353204.73=1.72查图2.1.2 可得偏差因子为0.92,理想气体偏差因子为1在此处键入公式。
西南石油大学油藏工程课后习题答案李传亮样本
1.8 简述油气藏的分类方法与主要类型。
答.油藏分类一般从以下几个方面进行:( 1) .储集层岩性。
储集层岩石为砂岩, 则为砂岩油气藏, 如果为碳酸盐岩, 则为碳酸盐岩油气藏。
( 2) .圈闭类型。
主要类型有断层遮挡油藏, 岩性油气藏, 地层不整合油气藏, 潜山油气藏, 地层超覆油气藏。
( 3) .孔隙类型。
主要类型单一孔隙介质油气藏, 如孔隙介质油藏; 双重介质油气藏, 如裂缝-溶洞型介质油藏, 三重孔隙介质油气藏; 如裂缝-溶洞-孔隙型介质油藏。
( 4) .流体性质。
油藏按原油密度大小分为轻质油藏、中质油藏和重质油藏等; 气藏根据凝析油含量的多少细分为干气藏、湿气藏和凝析气藏。
( 5) .接触关系。
如底水油藏, 边水油藏; 层状油藏, 层状边水油藏等。
1.9 简述砂岩储集层与碳酸盐岩储集层的主要区别。
答.大多数的碎屑岩都发育有开度较大的原生粒间孔隙, 碳酸盐岩中发育了开度较大的次生孔隙( 裂缝, 溶洞等) , 则能够成为好的储集层。
碳酸盐岩与碎屑岩储层的区别:碳酸盐岩与碎屑岩相比, 由于其化学性质不稳定, 容易遭受剧烈的次生变化, 一般经受更为复杂的沉积环境及沉积后的变化。
有以下几点区别:1.碳酸盐岩储集层储集空间的大小、形状变化很大, 其原始孔隙度很大而最终孔隙度却较低。
因易产生次生变化所决定。
2.碳酸盐岩储集层储集空间的分布与岩石结构特征之间的关系变化很大。
以粒间孔等原生孔隙为主的碳酸盐岩储层其空间分布受岩石结构控制, 而以次生孔隙为主的碳酸盐岩储层其储集空间分布与岩石结构特征无关系或关系不密切。
3.碳酸盐岩储集层储集空间多样, 且后生作用复杂。
构成孔、洞、缝复合的孔隙空间系统。
4.碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率无明显关系。
孔隙大小主要影响孔隙容积。
2.1某天然气样品的摩尔组成为C1H4(0.90), C2H6(0.06)和C3H8(0.04)。
若地层压力为30MPa,地层温度为80℃, 试确定气体的相对密度和地层条件下的偏差因子; 若把天然气视作理想气体, 储量计算的偏差为多少?解.(1) 此天然气平均摩尔质量:M =∑M M∗M MM=16×0.9+30×0.06+44×0.04=17.96相对密度: γg=M / M ai r =17.96 /28.97 = 0.62气体拟临界压力: M MM=∑M MM∗M MM MM=4.6408×0.9+4.8835×0.06+4.2568=4.64MP a气体拟临界温度: M MM=∑M MM∗M MM MM=190.67×0.9+305.50×0.06+370×0.04=204.73K对比压力:M MM=MMM=304.64=6.47对比温度:M MM=MMM=353204.73=1.72查图2.1.2 可得偏差因子为0.92,理想气体偏差因子为1在此处键入公式。
底水油藏不适合采用水平井
底 水 油 藏 不 适 合 采 用 水 平 井
李传 亮
（ 南石 油大 学油 气藏 地质及 开发 工 程 国 家重 点 实验 室 ， 西 四川 成都
摘
６０ ０） １ ５ ０
要 ：为 了更 好 地 采 用 水 平 井 开 发 地 层 原 油 ，该 文 分 析 了水 平 井对 底 水 油 藏 的 不 适 应 性 ，认 为
ｖ ｉ ｅ ｅｏ ｍ ｅ ｔ ｕ ｄ ａ ｔ ｇ ｏ ｓ ｆ ｒ ｅ ｇ ｔ ｒｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｔ ｈ ｎ ｌ ｙ ｒ Ｏ ｐ ｒ ｅ ｂ ｌ ｙ ａ ｄ ｈ ａ ｙ ｏ ｒｄ ｖ ｌ ｐ ｎ ，ｂ ｔａ ｖ ｎ ａ ｅ ｕ ｏ ｄ ｅ ｗａ ｅ ｅ ｅ ｖ ｉｓ ｗｉ ｔ ｉ ａ ｅ ，ｌ Ｗ ｅ ｍ ａ ｉ ｔ ｎ ｅ ｖ ｈ ｉ
ＡＰ 。一 （ 一 ｐ ） ｈ ｐ ｏｇ
（） １
其 中 ： 为地层 水 的密 度 ，／ ｍ３ Ｉ 为 地 层 原油 的 ｌ Ｄ ｇ ｃ ；Ｄ 。
密度 ，／ ｍ３ ｇ为重 力加速 度 ， ｓ ； 为水 平井 的 ｇｃ ； ｍ／
避水 高度 ， 即水平 井 Ｈｏ ｉ ｏ ａ ｌｓａ ｅ ｎ ｔ ｓ ｉａ ｌ ｏ ｏ ｔ ｍ ｔ ｒ ｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｄ ｖ ｌ ｐｍｅ ｒ ｚ ｎｔ ｌｗｅ ｌ ｒ ｏ ｕ ｔ ｂ ｅ ｆ ｒ ｂ ｔｏ ｗａ ｅ ｅ ｅ ｖ ｉ ｅ ｅ ｏ ｎｔ
浅析油气藏开采过程中水平井钻井技术的应用
浅析油气藏开采过程中水平井钻井技术的应用水平井钻井技术是一种在油气田开发过程中广泛运用的钻井技术。
它通过在地下水平井段中钻探出一条与储层相切或相交的水平井段，实现了对储层的有效开采。
水平井钻井技术主要应用于以下几个方面：水平井钻井技术在油藏开采中能够提高生产率。
相比于传统的垂直井，水平井能够进一步扩大井底的接触面积，增强储层的采收效果。
水平井具有更长的水平段，可以穿越多层储层，充分利用各个储层的资源。
水平井还能够避免由于垂直井压裂作业产生的缝口开度限制，进一步提高油田的开发效果。
水平井钻井技术在增产和提高油气藏采收率方面具有明显优势。
通过水平井钻井技术，可以在储层中选择最有利的井段来钻井，使得钻井井段长、接触面积大，从而提高油田的开发水平。
水平井还可以穿越多个储层，减少井数、减少工程投资，提高采收率。
水平井钻井技术在油气田勘探开发中起到了重要作用。
在新发现的油气田中，通过水平井钻探技术可以准确地确定储层的分布和属性，进一步优化开发方案，提高勘探开发的成功率。
水平井钻井技术在提高油气田开发经济效益方面也具有显著优势。
水平井可以增加油田的产能，提高井口产量，增加油气的采收量。
由于水平井井段较长，具有较大的产能和较长的寿命周期，可以有效延长油田的开发期，提高油气田的经济效益。
水平井钻井技术是一种非常重要的油气田开发技术，它在提高生产率、增加产量、提高采收率、改善勘探效果和提高经济效益等方面都具有显著的优势和潜力。
随着科学技术的不断进步，水平井钻井技术在油气田开发中的应用将会越来越广泛。
底水油藏的压锥效果分析。。。。。。。。。。。。。。。。参考
表 2 杏 XXX井过环空测试结 果
测点 深度
/m
950 990 1 005 1 009 1 060 1 099 1 106
层位
萨 # 11! 萨 # 7 萨 # 111! 萨 # 114
萨 # 12 萨 ∃ 4! 萨 ∃ 11 葡 ∀ 112! 葡 ∀ 122
葡 ∀ 312 射孔层段以下
合 层 分 层 合层 合层 分层 产 液 产 液 含水 产水 含水 /( m 3 d- 1) / (m 3 d - 1) /% / (m 3 d- 1) /%
与压锥期间油井关井损失的产量相比, 仍然得不偿失。建议矿场上不要采用关井压锥的方法来克服底
水锥进带来的不利影响。
关 键 词: 油藏; 底水; 锥进; 生产; 源自水中图分类号: TE349
文献标识码: B
底水油藏开发面临的最大问题就是底水的锥进, 底水锥进使油井过早见水、产油量骤减和含水快速上 升, 并导致水处理费用增加和开发成本升高。为提高 油藏的开发效益, 人们想出了很多办法来克服底水锥 进带来的负面影响。第一个 办法就是降低油 井的产 量: 让油井以较低的产量水平生产, 进而降低底水的 锥进动力, 这样 虽会起到些微的 作用, 但因 产量较 低, 会影响油藏的开发收益, 因此, 矿场上一般不愿 意采用这种办法。第二个办法就是关井压锥: 让油井 先以较高的产量水平生产, 油井生产一定时间之后必 定见水, 然后关井压锥, 关井一定时间之后重新开井 生产。关井压锥的思想非常朴素, 开发底水油藏时人 们一般都会想到, 但实施压 锥后的效果一般 都不理 想。不仅关井期间会影响油井的产油量, 开井后油井 含水又会快速升高至关井压锥前的水平。本文试图从 机理分析和数值模拟两个方面, 对关井压锥的效果做 一探讨。
长水平井的产能公式
R = Re
+ Rr
=
μa 4KLh
+
μ 2πKL
ln
h 2πrw
.
（11）
于是，长水平井的产量计算公式为
q=
pe - pwf R
=
2πKh( pe - pwf )
μ
æ
ç
è
πa 2L
+
h L
ln
h 2πrw
ö
÷
ø
.
（12）
（12）式就是长水平井的产能公式。由图 3 和图 4
可以看出，短水平井为周围供液，长水平井为双向供
的；而径向流的流线向油井是不断收缩的，地层的渗
流阻力也是不断增加的，径向流的生产压差主要损失
在近井地带。
收稿日期：2014-02-17
修订日期：2014-04-01
基金项目：国家科技重大专项（2011ZX05027-003-01）
作者简介：李传亮（1962-），男，山东嘉祥人，教授，博士，油藏工程，（Tel）028-83033291（E-mail）cllipe@.
+
h L
ln
h 2πrw
ö
÷
ø
.
（13）
文献［12］的作者及其引用者都采用（13）式计算
一个 1 000 m×500 m 的矩形泄油区域，中间钻一
口长 500 m 的水平井把泄油区域分成了两个 500 m×
500 m 的正方形区域，地层渗透率为 0.01 D，地层原油
黏度 1 mPa·s，地层厚度 20 m，油井完井半径 0.1 m，油
1 2
+
æ
ç
è
2re L
4
底水油藏水平井沿程见水规律
底水油藏水平井沿程见水规律
底水油藏水平井沿程见水规律是指在井底水油藏中，通过水平井钻进后，沿着井身的水平段是否会遇到水。
根据油田实践和研究，可以得到以下几种见水规律：
1. 均一见水规律：井底水油界面平行于井壁，水平井钻进后，整个井段水平面上均有水存在，形成均一分布。
这种情况多见于底水油藏中，水平井的水平段与底水油层接触较好。
2. 受限见水规律：井底水油界面不平行于井壁，水平井钻进后，只有部分井段与底水油层接触，形成受限分布。
这种情况在底水油藏中常见，可能是因为底水油层的地质构造复杂，井段与底水油层接触面积较小。
3. 管串分隔见水规律：井底水油界面不平行于井壁，在水平井中使用管串进行分隔，分别连接含水层和含油层。
这种规律常见于底水油藏中，可以通过管串来控制水和油的分流，提高采油效果。
4. 连续驱替见水规律：井底水油界面与井壁不平行，但是在水平井中通过应用化学驱等方法进行连续驱替作业，使得水和油能够同时产出。
这种规律也常见于底水油藏中，通过驱替作业可以改变井段的水和油分布。
需要注意的是，底水油藏水平井沿程见水规律受到地质构造、油藏特征、井筒布置等因素的影响，每个油田、油藏的情况可
能有所不同。
因此，在具体勘探和开发过程中，需要通过实际调查和分析来确定水平井的设计和开发方案。
底水油藏水平井水平段动用状况预测方法
水平井开发技术已广泛应用于油田新区产能建 设和老区调整挖潜，尤其是底水油藏，因为水平井比 直井泄油面积大、生产压差小，降低了底水的脊进速 度，可以达到延缓底水锥进、延长无水采油期以及合 理利用油层能量的目的[1-2]。油田实测资料反映，水平 段动用状况对油藏开发效果影响较大[3]。目前，针对 水平井动用状况的研究多集中于稠油油藏，常常采用 测试井筒的沿程温度来获取水平井动用状况，而这种 方法并不适用于底水油藏。虽然现场多采用光纤测 试获得底水油藏水平井水平段的动用状况，但该测试 方法投入较大，且对井况要求较高。因此，需要建立 一套行之有效、经济实用的方法来获取底水油藏水平 井动用状况[4]。
郭长永 1，熊启勇 1，邓伟兵 1，孔新民 1，赵风凯 2，李冬冬 2
（1. 中国石油 新疆油田分公司 工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000；2. 中国石油大学（华东） 石油工程学院，山东 青岛 266580）
摘 要：利用水平井开发底水油藏过程中，水平井水平段的动用状况不均严重制约着开采效果。为改善底水油藏水
GUO Changyong1, XIONG Qiyong1, DENG Weibing1, KONG Xinmin1, ZHAO Fengkai2, LI Dongdong2
(1.Research Institute of Engineering Technology, Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang 834000, China； 2.School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580, China)
Abstract: In the development process of the bottom⁃water reservoirs in horizontal wells, the production effects in the horizontal wells are severely restricted by the unbalanced producing status of the horizontal section. In order to improve the producing effects of the horizontal sections in horizontal wells in bottom⁃water reservoirs, the conventional horizontal well testing data are used to perform modern well test interpretation for the target horizontal well, and the effective producing length and the geological and development parameters of the wells are obtained. Then, numerical simulation is used to establish a numerical model to simulate the reservoir production performance. With this method, the producing status of the horizontal section can be obtained and its influences are analyzed. The results show in horizontal Well H, serious bottom water invasion appears in the middle part, both edge and bottom water invasion are serious in the toe⁃end and the producing status is poor in the heel⁃end. An optimal solution is proposed, that is adding artificial barriers and controlling watercut, main⁃ taining the liquid production rate at 20 m3/d, meanwhile increasing the water injection volume in neighboring wells and doing selective wa⁃ ter plugging. Keywords: bottom⁃water reservoir; development with horizontal well; well testing; numerical simulation; heterogeneity; producing status
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收稿日期:2007-05-07;修回日期:2007-08-07作者简介:李传亮,1962年生,男,博士,教授,主要从事油藏工程研究。
电话:(028)83033291。
E -mail:cllipe @文章编号:1673-8926(2007)03-0120-03底水油藏不适合采用水平井李传亮(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500)摘 要:为了更好地采用水平井开发地层原油,该文分析了水平井对底水油藏的不适应性,认为水平井对水锥的抑制效果有限,其极限采收率低于直井,并且增产措施难以实施,裂缝会加快水锥。
因此,水平井并不适合底水油藏的开发,它适合于薄层、低渗和稠油等直井产能较低的边水油藏。
关键词:油藏;水平井;底水;锥进;边水中图分类号:T E 35516文献标识码:AHorizontal wells are not suitable for bottom water reservoir developmentLI Chuan -liang(S tate K ey L abor ator y of O il &Gas Reser v oir Geology and Ex p loitation,Southw est Petr oleum Univer sity ,Chengdu 610500,China)Abstract:The adaptability of ho rizontal wells for bottom w ater reservoirs is analyzed in order to develop reservoir mor e efficiently.T he r esult show s that the effect of ho rizontal w ell on curb w ater coning is limit -ed,the limit r ecovery efficiency o f it is low er than that of vertical w ell,and the stimulatio n treatments fo r it are difficult to be carried out.It concludes that horizontal w ells are not suitable for bo tto m w ater r eser -v oir dev elo pm ent,but advantag eo us for edge w ater reservoirs w ith thin layer,low perm eability and heavy oil.Key words:reservo irs;horizontal w ell;bottom w ater;coning;edg e w ater 相对于边水油藏来说,底水油藏因见水早、含水上升快而变得十分难以开采[1]。
人们想出了很多旨在改善底水油藏开发效果的措施和办法,水平井技术就是其中之一[2,3]。
但实践表明,水平井并不适合底水油藏。
1 抑制水锥效果有限人们采用水平井开采底水油藏,是想抑制底水的锥进。
因为水平井的生产压差($P )比直井略小,底水锥进的动力小,可以把底水压住。
实际上,这种想法过于朴素。
真正能够抑制水锥的动力是油水重力差($P w o ),生产压差是底水锥进的动力。
抑制水锥的动力为$P wo =(Q w -Q o )gh w(1)其中:Q w 为地层水的密度,g /cm 3;Q o 为地层原油的密度,g /cm 3;g 为重力加速度,m/s 2;h w 为水平井的避水高度,m ,即水平井离油水界面的位置(图1)。
图1 水平井开采底水油藏Fig.1 Bottom water reservoir developmentby horizontal wells第19卷第3期 2007年9月岩 性 油 气 藏LITH OLOGIC RESERVOIRS Vo l.19No.3Sep.2007底水锥进的动力为$P =P e -P w f(2)其中:P e 为油藏外边界压力,MPa;P w f 为井底流压,MPa 。
由于油水重力差与生产压差存在数量级的差别,即使采用了水平井,生产压差依然远大于油水重力差,即$P m $P wo ,底水锥进仍难以避免。
2 最终采收率低下采用水平井开采底水油藏,因生产井段较直井长,油井的初期产能会大幅度提高,水平井的产量一般是直井产量的3~5倍。
但是,油藏的采收率却没有因水平井的采用而有所提高。
由于底水中蕴藏着丰富的天然能力,因此,底水油藏一般采用天然能力开采,油藏的驱动方式主要为垂向驱动(图2)。
底水驱替的上限为水平井所在的平面位置,水平井上方的地层原油无法被驱替而成为剩余油,油藏的极限采收率为水平井下面的原油数量占整个油层地质储量的百分数。
由于储集层通常为正韵律地层,即顶部物性差、底部物性好,因此,人们在部署水平井时一般不会将其部署在油层的顶部,部署在顶部存在一定的钻探风险;因底水锥进的原因,人们也不会把水平井部署在油层的底部。
如果把油井部署在油柱高度一半的位置,则油藏的极限采收率为50%(实际采收率比50%还要低)。
油井的位置越低,极限采收率就越低。
图2 水平井开采底水驱动示意图Fig.2 The schematic diagram of bottom w aterdrive by horizontal wells但是,如果用直井开采底水油藏,情况就完全不同了,油藏的极限采收率可以达到100%(图3)。
图3 直井开采底水驱动示意图Fig.3 The schematic diagram of bottomwater drive by vertical wells3 开发措施难以实施众所周知,水平井完井后再进行作业十分困难,许多增产措施都难以实施或实施成本太高。
水平井的最大特点就是:初期产量高,后期作业难。
与水平井相比,直井在进行增产作业方面有较大的优势。
采用直井可以在隔板理论[1,4~13]的指导下通过优化射孔改善油井的生产状况(图4),也可以在隔板理论的指导下进行各种人工堵水作业(图5)。
图4 带天然隔板直井优化射孔Fig.4 Optimization perforation of verticalwells with natural barriers图5 直井人工隔板设置Fig.5 Artificial barriers settings of v ertical wells4 裂缝性底水油藏更不宜采用如果底水油藏带有天然裂缝(图6),那么采用水平井开采不仅不能抑制底水的锥进,反而会加快底水的锥进。
油井投产后,很快就会被水淹而成为图6 天然裂缝底水油藏水平井开采Fig.6 The developm ent of bottom water reservoirwith natural fracture by horizontal wells停趟井。
121 2007年李传亮:底水油藏不适合采用水平井5 边水油藏适合采用水平井从上面的分析不难看出,底水油藏并不适合采用水平井进行开发。
因而,边水油藏就成了水平井的主要开采对象。
当然,并不是所有的边水油藏都适合采用水平井,只有薄层、低渗和稠油油藏,即在直井产能较低的情况下,才能显示出水平井的优势。
如果边水油藏中存在天然裂缝,水平井连通裂缝的概率增大,会增强水平井的优势(图7),而如果采用直井,则可能因钻遇裂缝的概率偏小而成为低产井。
图7 天然裂缝边水油藏水平井开采Fig.7 The development of edge water reservoirwith natural f racture by horizontalwells图8 水平井与直井波及状况对比Fig.8 The comparison of conform ance statusof horizontal w ells and vertical wells左图为直井低波及;右图为水平井高波及如果采用水平井的人工注水开发(图8),因水平驱动致使波及面积大幅度提高,采收率及开采效果也会随之大幅度提高。
底水油藏并不适合采用水平井进行开采,主要原因是:①水平井抑制水锥的效果有限;②水平井的极限采收率低于直井;③增产措施难以实施;④裂缝会加快水锥。
水平井适合于薄层、低渗和稠油等边水油藏。
参考文献:[1] 李传亮.油藏工程原理[M ].北京:石油工业出版社,2005.[2] 万仁溥.水平井开采技术[M ].北京:石油工业出版社,1995.[3] 万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术[M ].北京:石油工业出版社,1997.[4] 李传亮.底水油藏油井最佳打开程度研究[J].新疆石油地质,1994,15(1):57-60.[5] 李传亮,宋洪才,秦宏伟.带隔板底水油藏油井临界产量计算公式[J].大庆石油地质与开发,1993,12(4):43-46.[6] 李传亮.利用矿场资料确定底水油藏油井临界产量的新方法[J].石油钻采工艺,1993,15(5):59-62.[7] 李传亮,张厚和.带气顶底水油藏油井临界产量计算公式[J ].中国海上油气(地质),1993,7(5):47-54.[8] 李传亮.修正Dupuit 临界产量公式[J ].石油勘探与开发,1993,20(4):91-95.[9] 李传亮.带隔板底水油藏油井见水时间预报公式[J ].大庆石油地质与开发,1997,16(4):49-50.[10] 李传亮.半渗透隔板底水油藏油井见水时间预报公式[J].大庆石油地质与开发,2001,20(4):32-33.[11] 李传亮.水锥形状分析[J].新疆石油地质,2002,23(1):74-75.[12] 李传亮.带隔板底水油藏油井射孔井段的确定方法[J].新疆石油地质,2004,25(2):199-201.[13] 李传亮,靳海湖.气顶底水油藏最佳射孔井段的确定方法[J ].新疆石油地质,2006,27(1):94-95.122 岩 性 油 气 藏第19卷第3期。