气顶边水窄油环水平井生产压差调控实验研究
水平井合理生产压差研究
98水平井合理提液成为制约开发的突出问题。
因此，进行了主要考虑某X油田地层疏松出砂、存在边底水两方面的因素，确定较为合理科学的生产压差，延缓底水上升的速度的研究，为水平井开采提供理论依据。
一、某X油田出砂临界生产压差研究对于某X油田的疏松砂岩而言，存在一个出砂临界压差，着是指随着井底流压的降低刚刚出现出砂现象时的生产压差临界值，也就是说当实际油气井生产压差超过这一临界值后，井筒开始出砂。
根据不同的破坏机理有不同的破坏失效准则，选择最常用的莫尔-库伦准则来计算某X油田的出砂临界生产压差。
1.水平井地应力场坐标变换要得到水平井近井地应力分布模型，需要将原始地应力H σ、h σ、v σ进行相应的转化，再取井筒倾角为90°时就得到水平井近井地应力分布模型。
转变后的应力场坐标系为变为（x，y，z），其中z轴对于与井筒方向一致，x轴与y轴位于与井轴垂直的平面之中，变换坐标以后的各应力分量变换为：σσσσσσ、，然后再将变换后的地应力分量转换成极坐标的形式，变换后的水平井地应力坐标的6个分量与原地应力分布存在以下的关系：sin cos cos sin 00cos sin cos sin σσσσβσβσσβσβσσσσββσββ= =+ =+= = =−+（1）胜利油田的地应力计算公式（1300-3300m）：22.580.03411.650.0220.0210.022H h v H H H σσσ=−+=−+ =+ （2）2.出砂临界生产压差的计算值根据摩尔-库伦准则（如式（2））可以得到临界出砂条件下的井底流压和岩石孔隙流体压力，则可以得出出砂临界生产压差为：(,)p w x wfp p p r p ∆=−0(,)(,)2tan()[(,)(,)]tan ()2424p r p p r p r p p r φφππσβτσβ−=++−+ （3）根据以上某X油田水平井主应力值结合莫尔-库伦准则的可以得到的某X油田疏松砂岩临界生产压差为2.11MPa，出砂临界井底流压为8.98 MPa。
气顶边水油藏水平井合理布井策略研究
廉培庆 ， ： 等 气顶边水油藏水 ＝ （／ ） ０５ ＋ 、 。 Ｌ ２ ［．
；
层 ， 平段 穿过 连续分 布 的砂体 ； 使水
（） ３ 地层 能 量 是 水 平 井 高 产 稳 产 的保 证 ， 选 在 择井位 时 ， 考 虑 地 层 能 量 的供 给情 况 ， 量 选 择 应 尽 天然 能量充 足或 周 围有 注 水 井 补充 能 量 的 区域 ； 在 注水井 附 近采用 水平 井 加 密 ， 平段 方 向应 垂 直水 水
为 水平 井长度 ， ｈ为 油藏 高度 ， ｒ 井 筒半 径 ， ｍ； ｍ； 为 ｉｒ ｎ； 为水平 井 的泄 油 半 径 ， ； 。 Ｉ 卢为各 向异 性 指 数 ， ｎ
ｐ＝ ｏ
Ｑ： ：
＋ ｎ
堡 ！
７ｈｗ ｒ
线推进 方 向 ， 保 证 能 量 供 给 充 足 ， 延 缓 见 水 既 又
７ Ｇｉ ｅ ｇ ｒＦ Ｍ．Ｈｏ ｉｏ ｔｌｗｅｌ ｒ ｄ ｃｉ ｎ ｔ ｃ ｎ ｑ ｅ ｎ ｈ ｔｒ － ｅ ｅ ｏ ｓ ｒｚ ｎ ａ ｌｓｐ ｏ ｕ ｔ ｅ ｈ ｉ ｕ ｓｉ ｅｅ ｏ ｇ ｎ ｒ ｕ ｏ ｒ ｓ ｒ ｏｒ Ｓ Ｅ １ ７１ ｅ ｅ ｖ ｉ． Ｐ ３ ０，１ ８ ９５
表 ２ 水平 井产能计算结果
１ 万仁 溥．中国不 同类 型油藏水平井开采技术 ． 北京 ： 石油工业 出
版 社 ，９ ７ １６ １７ １９ ：５ — ６
２ 王 家宏．中 国水 平井 应用 实例 分析 ．北京 ： 石油 工业 出 版社 ，
２ ０ ７ －７ ０ ３： ３ ８
３ 程林松 ， 李忠兴 ，黄世军 ， 等．不同类型 油藏复杂结构井 产能评 价技术 ． 营： 东 中国石油大学出版社 ， ０ ７ ２ —３ ２ ０ ：６ ２
非均质底水油藏水平井合理生产压差实验研究
１ ｌ ８
特 种 油 气 藏
（ １ ．石油工程教 育部重点实验室 中国石油大学 ， 北京
２ ．中油华北油 田分公 司 ， 河北 任丘
伟
１ ０ ２ ２ ４ ９ ；
东营 ２ ５ ７ ０ ０ １ ）
０ ６ ２ ５ ５ ２ ； ３ ．中石化 胜利 油 田分公司 ， 山东
摘要 ： 利 用 底 水 油 藏 水 平 井 小 尺 度 离散 化 物 理 模 拟 装 置 ， 研 究 不 同生 产 压 差 以及 不 同含 水 阶 段
变生产压差 对水平井采 出程度和含水 率等开发 指标 的影响。结果表 明 ： 原 油黏度较 高时， 较 小
压 差 下 中低 含 水 阶段 单 位 含 水 率 上 升 所 对应 的 采 出程 度 随 生 产 压 差 的 增 大 而 增 大 ； 较 大 压 差
下进入 中高含 水阶段 含水率随采 出程度 的增 加上升 幅度 减缓 。原 油黏 度较 低 时， 在 中低含 水
井不 同含水 阶段变 生 产压 差 的研 究 ， 且 不 能模 拟 进 行水平 井沿程 各 段 的分段 计 量 。为此 ， 利 用 小尺 度 离散化水 平井 物理 模 拟装 置 ， 在 假设 水 平 井具 有 无 限导流 能力 的前 提 下 ， 通 过 并联 不 同 渗透 率 的填 砂
测定不 同时间 、 生产压差下液体流量 。
算得 到 的水 平井 临界 产量 一般 较小 ， 尤 其对 于具 有 底水 的海 上稠 油 油藏 ， 其大 部 分储 量均 在 中高含 水
阶段 采 出 。此 外 ， 以往 的物理 模拟 实验 缺乏 对水 平
联 组成 ； ②底 水驱 动 系 统 ， 由高 压 恒 压 泵 和恒 压 控 制 阀组 成 ， 模 拟底 水恒 压供 给 ； ③ 记 录计量 系统 ， 由 高 精度 差压 计 、 秒 表 和 量 筒 等 组成 ， 通 过 高精 度 差 压 计显 示不 同的注 入 压 力 ， 秒表、 量 筒 等 主要 用 于
边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用
70
石 油 学 报 2003 年 第 24 卷
要 1～2 个点的数据便可反推出该井在当前井网条件 下实际控制的地质储量 N o 已知地质储量后 , 根据所 研究的各含水率阶段所对应的累积采油量就可算出这 一含水率阶段的含水上升率 f ′ w ,其计算式如下 : ( 10 ) N = N p/ R
第 24 卷 第1期 石 油 学 报 Vol. 24 No. 1 2003 年 1 月 Jan. 2003 ACTA PETROL EI SIN ICA 文章编号 : 0253Ο 2697 ( 2003) 01 Ο0068Ο05
边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用
( S IN O PEC Jiangsu Oilf iel d B ranch , Yangz hou 225009 , Chtudy on t he critical oil output and oil recovery wit h no water in t he oil reservoir wit h edge and bottom water is more embed2 ded at present ,but t he study on t he optimization of drawdown pressure of oil well after produced water is not enough. So ,a new met hod for determining t he drawdown pressure of oil well wit h different water-cut sections is presented. A whole oil reservoir is treated as t he studied object on t he basis of t he systematic well test . According to t he raising feature of containing water in oil well ,t he water cut is subdivided into several sections. The correction between increasing rates of containing water and t he drawdown pressure in t he different water-cut sections was studied. This met hod is on lots of production data and has a good maneuverability. An effective application of t he met hod can dig t he potentiality of oil reservoir during medium high water cut period and may enhance t he oil recovery. A favorable effect of application in t he CB ,ZS and YA oil reservoirs wit h edge and bottom water has been obtained. Key words : oil reservoir wit h edge and bottom water ; drawdown pressure ; water- bearing escalating rate ; system well test ; optimization
水平井试油(气)井控监督管理研究
水平井试油（气）井控监督管理研究一、引言本文旨在通过对水平井试油（气）井控监督管理的研究，探讨如何提高油气资源的开采效率，确保资源可持续开发利用。
二、水平井试油（气）井的特点1. 井筒复杂水平井试油（气）井的井筒构造复杂，井身形状特殊，井深较大，井径较小，井身内部受到很大的外部应力，因此对井筒的设计和施工要求较高。
2. 采油难度大水平井试油（气）井的采油难度大，特别是在非均质性较大的油气藏中，开采难度更大。
需要精确的控制和监督管理。
3. 生产环境复杂水平井试油（气）井的生产环境复杂，地下温度高，井底虑孔弃渣较多，易造成井筒堵塞，影响生产。
以上特点决定了水平井试油（气）井的开采过程需要精确的控制和监督管理，以确保油气资源的高效开采。
1. 控制技术（1）合理井筒设计：水平井试油（气）井的井筒设计是开采的基础，要根据地质情况和井筒尺寸合理设计井筒结构。
在设计中要充分考虑井身的材质、井筒的强度、井底虑孔的布置等因素，以确保井筒的稳定。
（2）精确的施工：水平井试油（气）井的施工需要严格控制井递的角度和方向，以确保井筒的直线度和水平度。
同时需要合理的操作流程和精确的施工参数，确保井筒的完整。
2. 监督管理（1）实时监测：利用现代化的装置对水平井试油（气）井的产量、压力、温度等参数进行实时监测，及时发现和解决问题。
（2）安全管理：加强对水平井试油（气）井的安全管理工作，严格执行作业操作规程，确保生产过程的安全。
（3）环境保护：加强环境保护，减少污染，降低对周围环境的影响。
1. 技术水平的限制目前，我国水平井试油（气）井的开采技术水平相对较低，对于井筒设计、施工工艺、控制技术等方面，还存在许多不足之处。
2. 管理手段的不足对于水平井试油（气）井的控制和监督管理手段仍然相对薄弱，缺乏完善的监测设备和管理系统，难以满足对井筒的严格控制。
3. 环境保护的难题水平井试油（气）井在生产过程中可能对周围环境产生不利影响，如何有效保护环境，仍然是一个难题。
水平井开发大气顶弱边水油藏早期采油速度研究
水平井开发大气顶弱边水油藏早期采油速度研究张迎春;童凯军;葛丽珍;何新容【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2011(033)005【摘要】针对渤海锦州25-1南油田沙河街组井区I油组油藏具有大气顶弱边水的特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井衰竭开发大气顶窄油环弱边水油藏的合理采油速度和开采特征.同时也分析了在不同生产压差时的地层压力损耗、气油比、开采速度和采出程度的变化规律.综合考虑到海上油田生产主要受平台产气处理能力和平台寿命限制的实际情况,确定了大气顶窄油环弱边水油藏水平井开发早期的合理生产压差,提出了气顶油藏水平井高速高效开发的新思路.该思路以地质油藏为核心,结合海上生产条件,具有较强的理论性和实用性.通过锦州25-1南油田B平台的现场压差试验表明,高速高效开发理念是水平井开发大气顶窄油环弱边水油藏的成功之路.【总页数】5页(P106-110)【作者】张迎春;童凯军;葛丽珍;何新容【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津,300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津,300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津,300452;中海油能源发展有限公司钻采工程研究院,天津,3D0452【正文语种】中文【中图分类】TE326【相关文献】1.气顶边水油藏合理部署水平井数值模拟研究 [J], 申健;姚泽;潘岳;周文胜;李涛2.气顶边水油藏水平井开发可行性分析及产能评价 [J], 王月杰;聂玲玲;杨庆红;童凯军3.气顶边水油藏水平井开发效果影响因素分析 [J], 张迎春;童凯军;郑浩;吕坐彬;潘玲黎4.气顶边水油藏水平井开发效果影响因素分析 [J], 张迎春;童凯军;郑浩;吕坐彬;潘玲黎;5.气顶边水油藏水平井垂向位置优化研究 [J], 房娜; 刘宗宾; 祝晓林; 王欣然; 宫平志因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
水平井在具有气顶的普通稠油油藏开发中的应用——以孤东油田四区为例
布井； 其次， 为减小气顶和边水对水平井的影响 ，
水平 井 要平行 油气 和油 水界 面 。 孔、 高渗储层。构造高部位为气顶 ， 最大含油高度 ２ ２ １ 距边 水距 离 的确定 ．． １ 。油 层 厚度 中心 基 本 集 中在 构 造 的 较 高 部 ７ｉ ｎ 确 定水平 井 到边 水 最 佳 距 离 ， 保 持 水平 井 是 位 ， 效 厚 度 一 般 ２～５ ｉ。 原 油 密 度 ０９ ／ 有 ｎ ．５ｇ 高 产 、 产 以及 延 长水 平 井 无 水 采 油 期 的关 键 。 稳 ｅ ５ ｍ ，０ｏ Ｃ时地 面脱气 原 油粘度 ５６ｍ ａ・ ， ２ Ｐ Ｓ地下 该距 离要 保证 水 平井 的无 水 产 量 最大 ， 时还 要 同 原 油粘 度 为 ７ ａ・Ｓ 天 然 气 成 分 主 要 是 甲 ０ｍＰ 。 保证 水平 井 的见水 时间 最晚 。 烷 ， 度 为 ０ ５９ｇｃ 密 ．６ ／ｍ 。原始 地 层 压 力 为 １． ２９ 首先 ， 根据 边水 油藏 水平井 产 能方程 … ： ＭＰ ， ａ 地层 温度 为 ５ ４℃ ， 于正 常压 力利油 田有限公司地质科 学研究 院）
摘
要 目 前对具有气顶的普通稠油油藏提 高采收率方面的研 究甚少， 主要 矛盾是在合
理 利 用气顶 能量 的 同时 ， 大限度地提 高原 油的 产量 但 又 不 至 于发 生 气 窜。通过 对 实例 的研 最
究， 采用水平 井进行开发 ， 在进行水平井参数优化的基础上， 解决了该矛盾。 关键词 气顶 普通稠油 气窜 水平井
式 中 ， 为见水 时 间 ， ； 为孔 隙度 ， ； 水 平 ｈ ％ ｇ为
透率 ，ｍ ； 为水平井长度 ， Ａ Ｐ 一 水 ｍ； Ｐ＝ 。 Ｐ ，
平 井 生产压 差 ， ａ／。 ＭＰ ； 为原 油 粘度 ， ａ・ ；。 ． ｔ ｍＰ ｓ日 为 原油体 积 系数 ； ｂ为水 平 井距 边 水距 离 ， 为各 ｍ；
水平井开发工艺技术研究与实践
水平井开发工艺技术研究与实践摘要：胜利油田水平井开发技术已趋于成熟，逐渐满足各类型油藏的高效开发，针对胜二三区存在高孔高渗开发特点及其存在含水上升快等问题，借鉴同类油藏水平井成功开发，研究优化油藏设计、钻井完井方案、优化采油工艺过程中的关键技术，并提出有效解决办法。
关键词：油藏开发水平井工艺技术0前言胜二三区东一二段油藏是胜利油田鲁胜利石油开发有限责任公司主力含油区块之一。
工艺技术方面呈现出未动用储层，储层薄、油稠、出砂严重、边底水活跃，含水上升快等特点，该块多口直井或普通定向井投产后，普遍存在产能低。
针对该块存在矛盾与特点，结合水平井具有能够扩大泄油面积、延缓边底水推进、提高油藏的动用程度、扩大波及体积、提高采收率等优势，开展水平井开发工艺技术研究，以提高该块剩油开发潜力，解决产能过低的问题。
1制定合理的选井依据（针对能量比较充足的层位，重点考虑在原井网控制不住的区域部署水平井；在未动用或者基本未动小层非主力小层，选择有效厚度大于3m的位置来局部部署水平井；单井控制储量7～8×104t，剩余可采储量大于1.0×104t。
2设计优化（1）布井厚度。
利用档案资料进行数模，结果表明，当水平段长度和原油粘度不变时，随着油层厚度增大，水平井累计产油量增高；但油层极限厚度应不低于3m，否则累油量达不到经济可采储量，从另一角度说，油层厚度小于3m，也将极增大水平井钻井难度，油层水平段长度难以得到有效保证。
（2）水平段长度。
随着水平段长度的延长，水平井累计采油量增加，但水平段长度大于150m后，累计采油量增加幅度减小，超过250m后采收率下降趋势明显，因此理论分析水平井段长度最短不低于150，最长不应超过250m。
（3）纵向位置。
当纵向位置距离有层顶部较近时，在相同累计采油量情况下，含水上升最慢，生产效果较好，故将水平井轨迹设计于油层顶部。
（4）距边水距离。
设计了100m～400m四种距离进行优化。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
◄油气开发►doi:10.11911/syztjs.2018152气顶边水窄油环水平井生产压差调控实验研究葛丽珍1， 李 傲2， 孟智强1， 肖 鹏3， 祝晓林1（1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459；2. 中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；3. 中海油研究总院，北京 100028）摘 要: 为了解生产压差调控策略对气顶边水窄油环开发效果的影响规律，提高该类油藏的采出程度，以海上某气顶边水窄油环为原型，根据相似准则设计了大型三维物理模型，进行了水平井生产压差不同调整时机和调整方式的生产实验，分析了生产压差调整时机和调整方式对气顶边水窄油环开发效果的影响。
结果表明：水平井气窜后增大生产压差，采出程度从28.32%提高至约40.00%；气窜持续一段时间后增大生产压差要优于刚发生气窜时就增大生产压差，采出程度可提高2.09%；单阶梯增大生产压差方式的开发效果要优于多阶梯增大生产压差方式，采出程度可提高2.47%。
研究表明，气顶边水窄油环气窜后生产一段时间再单阶梯增大生产压差，是提高该类油藏采出程度的最优策略。
海上某大气顶边水窄油环采用该生产压差调整策略调整生产压差，增油效果显著。
关键词: 气顶油藏；边水；油环；水平井；生产压差；采出程度；物理模拟；实验室试验中图分类号: TE341 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2019）01–0090–06Experimental Study on the Draw-Down Pressure Control of Horizontal Wellswith Gas-Cap/Edge Water Narrow Oil RimsGE Lizhen1, LI Ao2, MENG Zhiqiang1, XIAO Peng3, ZHU Xiaolin1(1. Tianjin Branch of CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin, 300459, China; 2. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing, 102249, China; 3. CNOOC Research Institute, Beijing,100028, China)Abstract: To better understand the influence of draw-down pressure control strategy on the development result of gas-cap/edge water narrow oil rim, and to improve the recovery percentage of such reservoirs, a large-scale three-dimensional physical model was designed by taking an offshore gas-cap/edge water narrow oil rim as the prototype on the basis of similarity criteria. Production experiments on the different adjustment timing and adjustment modes of horizontal well draw-down pressure were conducted, and the influence of those adjustments on the development results of gas- cap/edge water narrow oil rim was analyzed. The results showed that the draw-down pressure increased after gas channeling in the horizontal wells, and the recovery percentage increased from 28.32% to about 40.00%. When gas channeling lasts for a period of time, the recovery percentage from draw-down pressure increase was better than that when gas channeling occurs instantly, and the recovery percentage can increase by 2.09%; In addition, the development result from draw-down pressure increase in single step mode is better than that in multi-step mode, and the recovery percent can increase by 2.47%. The research results showed that draw-down pressure increase in single step after gas channeling lasts for a period of time is the best strategy to improve the recovery percentage of this type of reservoir. This pressure draw-down adjustment strategy has been applied in an offshore gas-cap/edge water narrow oil rim, and oil production increase is remarkable.Key words: gas-cap oil reservoirs; edge water; oil ring; horizontal well; production differential pressure; recovery percent; physical analog; laboratory testing气顶油环作为油气藏的一种特殊类型[1]，其内部的气体和液体在漫长的成藏过程中已经形成一种动力学平衡、热平衡及多组分相态平衡状态[2]，当其被钻开投入开发后，这种平衡被打破，原油和天然气相互窜流[3–4]，对生产产生影响。
对于具有大气顶的薄层油环，过早气窜会对整个生产过程产生非常收稿日期: 2018–06–26；改回日期: 2018–09–28。
作者简介: 葛丽珍（1973—），女，山东临沂人，1996年毕业于中国石油大学（华东）油藏工程专业，2008年获中国石油大学（华东）地质资源与地质工程专业硕士学位，高级工程师，主要从事油气田开发工作。
E-mail：gelzh2@。
基金项目：国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（编号：2016ZX05058–001）部分研究成果。
第 47 卷 第 1 期石 油 钻 探 技 术Vol. 47 No.1 2019 年 1 月PETROLEUM DRILLING TECHNIQUES Jan., 2019不利的影响[5–6]，导致气顶油环的产油速率和采收率较低（一般低于18%）[7–8]。
随着水平井开发技术的广泛应用，气顶气和底水由“锥进”变为“脊进”，从而提高了油气动用程度，成为提高油井产量和采收率的重要技术手段[9–10]，使气顶油环类复杂油藏得到动用[11–12]。
然而，采用水平井开发气顶油环的过程中没有解决如何控制油气水界面均匀推进（层间和平面）[13–14]的问题。
其中，开采方式和生产压差是影响气顶油环开发效果的2个关键因素[15–16]。
目前，关于优选和制定合理开发程序方面的研究已经很多[17–18]，基本思路都是在开发中避免或减轻油侵及气窜。
祝晓林等人[19]利用数值模拟方法研究了不同恒定生产压差下的生产特征，以此确定合理的生产压差。
Tingli Li等人[20]分析了底水油藏合理压降的问题； J. E. Omeke等人[21]分析了生产压差对水突破时间的影响。
前人只分析了特定生产压差下的开采效果和生产特征，然而，在油气藏开发过程中，开发特征和生产压差是在不断变化的，但关于生产过程中如何调控生产压差及其作用规律的研究很少，仍不清楚生产压差调控对气顶边水油环生产动态的影响规律。
为此，笔者建立了气顶边水油环的大型三维物理模型，研究了生产压差的作用规律及其对气顶边水油环开发效果的影响，明确了生产压差调整时机和调整方式的作用规律，以及不同生产压差调整策略的开发效果，从而为气顶边水油环的开发提供指导。
1 物理模拟实验装置笔者采用大型三维可视化模型模拟气顶边水窄油环的生产过程，分析生产压差调控对开采效果的影响。
物理模拟实验装置由三维可视化模型、注油系统、注水系统、注气系统、回压控制系统、气–液分离系统、气体流量计和压力监测系统组成，如图1所示。
实验装置外围可以同时连接气瓶及ISCO高压柱塞泵，以便模拟具有一定气顶指数和边底水条件的油环。
该实验装置为大型物理模拟实验装置，能够连续监测生产数据，模拟气顶边水窄油环的开发过程。
该装置的三维可视化模型可以模拟油层厚度和油层倾角，以满足实验与实际油藏几何条件的相似性，通过改变三维可视化模型中内置油井的井底压力调整生产压差，计量不同调整方案下采油井产出油气水的量，利用模型气油比、采出程度等指标变化，研究生产压差的作用。
模型采用石英砂填充，在填砂模型内部和各管线上都设置了一系列的压力探针，探针与压力监测系统相连接，实时监测和记录探头处的压力。
2 物理模拟实验方法以海上某大气顶弱边水油环为原型，根据相似准则确定了相应的实验参数。
原型油藏长度为2 350.00 m，宽度为335.00 m，储层厚度为135.00 m，油藏倾角为15°，气顶指数为2.2，水体倍数为5倍，地层原油黏度为3.1 mPa·s。
根据几何相似原则，设计三维物理模型的尺寸为1.00 m×0.30 m×0.12 m。
采用氮气和ISCO高压柱塞泵模拟气顶和水体能量。
实验用油为煤油，其黏度为3.84 mPa·s。