低渗气藏水平井产能影响因素敏感性分析_孙娜
低渗稠油油藏热采效果影响因素分析及水平井优化
要 影响 因素为地 质 因素 。 包括 渗透率 、 黏度 及流度 对吞
吐效果 的影 响 。
２１ 渗 透 率 ．
通过 数 值模 拟 ， 计算 出不 同 渗透 率 （ ｘ Ｏ３２ ０ ５ ｌ－ ０￣ －
１ ｍ ） 件 下 ， 油 能 力 与 地 下 黏 度 （０ １０ ０ ０ 条 产 ３ — ０ ｍＰ ・） ａ ｓ 的关系 （ 图 １ 。 见 ） 当地层 渗透率 ２ ￣ ０３ ｍ ， ５ １－｝ ２原 ｘ 油 黏度 ２ ０ ｍ ：・ 。评 估 初始 产 量 经济 指 标为 １２ ０ ｌ ８时 ＇ ａ ０
２ ２ 黏 度 ．
数 值 模 拟 计 算 了 不 同渗 透 率 （ × ０ ３ ０ ｘ ０ ５ １－ ２ ０ １ Ｉ 、 同地 下 黏 度条 件 下 （０ １０ ０ｍ ａ ｓ 的吞 吐 ｘ ）不 ｍ ３ — ０ Ｐ ・） 效果 。从 结果 可 以看 出（ 图 ２ ， 见 ） 当渗 透率大 于 １０× ０
Ｚ ａｇ Ｆ ｎ ，ｈｏ Ｓ ｉ ｉ Ｑ ｎ Ｊａｍ ｎ ｅ ａ．Ｐｏｕｔ ｉ ｆｔｅ ｈｎ ｅｇＺ ａ ｈｍｎ，ｉ ｉｎ ｉ ，ｔ１ ｒｄ ｃ ｖｙ ｏ ｈ ｉｔ ｈ ｒｏ ｔ ｅｌｗｔ ｎｔ— ｏ ｄｃｉｉ ｒｃ ｒｓ Ｊ ．Ｎ ｔｒｌＧ ｓ ｏｉ ｎａ ｗ ｌ ｉ ｆ ｉ ｃｎｕ ｔ ｔ ｆ ｔ ｅ ［ ］ ａ ａ ａ ｚ ｌ ｈｉ ｅ ｖｙ ａ ｕ ｕ
ｎ ａｄＧ ｓ ｖｌ ｍｅｔ ｒ ｅｔＰａｇｒ１９ （）２ １ ． ａ Ｄｅｅｏ ｎ Ｐ ｊｃｓ ｒｅｅ，９ １ ８ ：－ １ ｐ ｏ
［ ］ 张 枫 ， 仕 民 ， 建 敏 ， ． 限 导 流裂 缝 水平 井 产 能研 究 ［］ 然 ７ 赵 秦 等有 Ｊ． 天
气 地球 科 学 ，０ ９，０ ５ ：１ － ２ ． ２０ ２ （ ）８ ９８ １ －
边水稠油油藏水平井产能影响因素敏感性分析
边水稠油油藏水平井产能影响因素敏感性分析顾文欢;刘月田【摘要】结合锦612边水稠油油藏地质特征及开发特点,利用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,分析了影响边水稠油油藏水平井产能的因素及影响规律和水平井产能对各影响因素的敏感程度.结果表明:水平井到边水的距离对水平井产能的影响程度最大;水平井到边水的距离过小,边水极易突破到井底,水平井产能受到严重影响;水平井到边水的距离过大,无法充分利用边水能量,地层压力下降较快,水平井产能也受到一定影响;保证水平井到边水的距离合理,水平井产能将达到最大.水平井产能对其他影响因素的敏感程度依次为:地层倾角、油层厚度、原油黏度、水平段长度、水平渗透率、水体能量.针对某一特定边水稠油油藏,应以合理选择水平井到边水的距离为重点,确定水平井到边水的距离与其他参数的最优配置关系,方可获得最优的开发效果.%Combined with geological and development characteristics of Jin 612 heavy oil reservoir with edge water,the impacting factors on horizontal well productivity and the sensitivity to impacting factors were analyzed using reservoir engineering method and reservoir numerical simulation.The results show that the most important impacting factor is the distance between horizontal well and edge water.If the horizontal well and edge water is too close, the edge water will easily break through to the bottom of well which would seriously affect the wellproductivity.However,the large horizontal distance to the water edge makes it hard to take full advantage of the energy from edge water, and the well productivity is impacted.A reasonable distance between horizontal well and edge water can maximize the productivity.Other impactingparameters on productivity of horizontal wells are formation dip, formation thickness, oil viscosity, horizontal section length, horizontal permeability and the energy of edge water.For a particular heavy oil reservoir,the reasonable distance between horizontal well and edge water should be focused, the optimized development results can be obtained by determining the optimized relationship between the distance from horizontal well to edge water and other parameters.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2011(039)001【总页数】5页(P89-93)【关键词】边水油藏;稠油油藏;水平井;生产能力【作者】顾文欢;刘月田【作者单位】石油工程教育部重点实验室(中国石油大学),北京,昌平,102249;石油工程教育部重点实验室(中国石油大学),北京,昌平,102249【正文语种】中文【中图分类】TE345水平井能够有效增加油层的裸露面积，扩大蒸汽波及体积，提高油藏动用程度，最终提高油藏采收率。
低渗透油藏压裂水平井产能预测研究
低渗透油藏压裂水平井产能预测研究赵国柱【摘要】对水平井产能优化预测方法进行了理论分析，现有的数学模型和评价方法不考虑启动压力梯度和压敏效应对压裂水平井产能的影响，在低渗透油藏中是不合理的。
本文提供了一个考虑启动压力梯度和压敏效应的方法，更加精确地预测低渗透油藏中压裂水平井的产能，并研究分析启动压力梯度、压缩系数和裂缝参数等对产能的影响。
结果表明，启动压力梯度越大，对压裂水平井的产能影响越大。
因此，建立低渗透油藏压裂水平井产能模型时，必须考虑启动压力梯度参数。
综合压缩系数越大，对压裂水平井产能影响越大，压降越大，其综合压缩系数对产能的影响越大。
因此，弹性开采油藏，需要对生产压差进行可行性优化设计，裂缝的最佳条数是4~5条，裂缝长度约120 m。
%The horizontal well productivity prediction method was analyzed in theory.However,the existing mathematical model and evaluation method does not consider the influence of start-up pressure gradient and the pressure-sensitive effect on fracturing horizontal well productivity,which is not reasonable in low permeability reservoirs.A method considering the effect of start-up pressure gradient and the pressure sensitive was provided in this paper.The results showed that the larger the start-up pressure gradient,the greater impact on the fracturing of the horizontal wellproductivity.Therefore,when the fracturing horizontal well productivity model was established in low permeability reservoir,the parameters of start-up pressure gradient must be considered.The larger integrated compression coefficient,the greater impact on fracturing horizontal wellproductivity. The greater the pressure drop,the influence on coefficient of the comprehensive capacity is larger.Therefore,when the elastic reservoir was exploited,a feasibility of optimization design of production pressure were needed.The best crack number was 4~5,and crack length was about 120 m.【期刊名称】《石油化工高等学校学报》【年(卷),期】2014(000)006【总页数】5页(P24-28)【关键词】压裂水平井;产能;低渗透;预测【作者】赵国柱【作者单位】中油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010【正文语种】中文【中图分类】TE348在过去的几十年里，低渗透油藏压裂水平井的实验和推广与日俱增[1-2]。
基于非达西渗流和压力敏感性的页岩油压裂水平井产能计算方法
基于非达西渗流和压力敏感性的页岩油压裂水平井产能计算方法摘要：水平井在油气田中的应用范围非常广，尤其是水平井封隔器分段压裂技术的应用，可在资源开发中发挥这一技术的优势，克服常规开发技术的不足，使得油气资源可在这一技术下得以高效、安全开发。
但水平井封隔器分段压裂技术应用时，涉及到的工艺优化任务较多，应从油气田的基本情况出发，确保这一技术的规范化应用。
基于此，本文章对基于非达西渗流和压力敏感性的页岩油压裂水平井产能计算方法进行探讨，以供相关从业人员参考。
关键词：非达西渗流；压力敏感性；页岩油压裂；水平井产能；计算方法引言水平井作为页岩气开采的关键技术，在提高页岩气产量，降低页岩气开发成本过程中起到重要的作用。
页岩气水平井在实际钻井过程中，水平段普遍较长，页岩特征较脆，在层理上很发达，遇水后易水化、易膨胀。
在钻井作业中，经常发生井壁失稳，造成掉块，井塌等事故，影响钻井周期，增加钻井成本，因此，对于井壁稳定影响因素的研究对页岩气钻井有重要的意义。
一、水平井出水层位及剩余油分布为了提高水平井的开发效果，减缓水平井含水上升速度，近年来南海东部油田多次采用了ICD、化学堵水、AICD等控水技术，但是这些控水技术成功的关键是准确确定出水层位及水平段的剩余油富集区。
目前研究和认识出水层位和剩余油形成与分布方法有很多，包括从地震、地质、开发、测井不同角度来进行研究，各种方法都具有其应用的优越性和局限性。
众多研究者采用综合的方法从微观岩心到宏观储层、从静态资料到动态数据、从定性分析到定量研究以及从机理、成因到影响因素等对出水层位和剩余油分布做了大量的理论和实验研究，进行了测井解释、水淹层饱和度解释、产液剖面和同位素吸水剖面测试、地化录井、岩心水驱实验、室内平面及三维物理模型实验、密闭取心、分层找水等现场试验及油藏工程、油藏数值模拟等各种研究工作。
实践证明产液剖面动态监测技术是最为准确和直观的确定出水层位和剩余油富集区的方法。
低渗透气藏有限导流裂缝水平井产能预测
Ｃ Ｆ Ｄ＝ Ｋ ／ ｏ ： ／ （ Ｋ ｘ ， ）
（ ４ ）
速不同 ， 且其渗透率远大于储层渗透率的压裂缝 （ 见
图 ｌ ｂ ） 。
式中： Ｃ 肋— — 无 量纲 裂缝 导流 能力 ；
Ｋ ｒ —— 裂缝渗透率 ， ｍ ；
［ 作者 简介］ 范海军 ， 男， 博 士， 副教授 ， 硕士生导师 ， １ ９ ７ ２年出生 ， １ ９ ９ ７ 年于石油大学 （ 华东 ） 获油气 田开发工程 硕士学位 ， 主要研究方 向为油气 田开发信息技术 与应用 ， 油气 田开发 理论 与系统工程 ， 数字油藏及数字油 田等。
Ｑ。 为缝 １ 、 ３的气体流量 ， Ｑ ： 为裂缝 ２的气体流量 ，
Ｐ 为井 筒 的流 动 压力 ， ｄ为缝 间距 ， 不 考 虑 表 皮 效
应（ 见图 ２ ） 。
Ｑ 。 ＝ 鼎 ： Ｑ
Ｑ：＝ Ｑ ２ ． ２ 表皮 系数不 为 ０时 的气 井总流 量
）
）
低渗气藏中， 气体渗流时易形成非达西效应 ， 将 非达西渗流过程考虑成 附加的表皮 系数 ， 此时当量
０ 引
言
对 于 油
目前 ， 压裂水平井是 开采低渗气藏较好的开发
方 式 。从 ２ Ｏ世 纪 ５ ０年 代 ， 国 内外 学 者
［ 十 二 二 十 二 二 ＋ 二 二 十 ［ ｔ 二 二 ＋ 二 二 ｆ 丰 ］ ＋
ａ ． 无 限导流 裂缝 系统
裂 缝
效 应和 非达 西 因子 等 因素综 合影 响 的有 限导 流裂 缝 水 平井 产能 研究 很少 。本研 究在 油藏 有 限导 流裂 缝 水平 井产 能 方程 基础 上 ， 推导 考虑 气体 滑脱 效 应 、 压
特低孔低渗油藏注水储层敏感性及其原因研究
特低孔低渗油藏注水储层敏感性及其原因研究特低孔低渗油藏注水储层敏感性及其原因研究摘要：莫北油田三工河组J1s2储层为特低渗透率的储集层，水质矿化度高，长期存在注水井注入压力高、注水注不进等问题。
油田开发人员对其采取了井口提压、酸化、压裂等增注措施，以满足油藏注水要求，但效果均具有一定的局限性。
针对莫北油田特低渗高压注水油藏注水困难、通过对岩心样敏感性进行了地层环境下的实验模拟，敏感性原因进行了综合分析，重新评价确定了科学合理的系统注水压力。
该油藏注水开发政策对类似低孔低渗稀油油藏的开发具有一定的指导和借鉴意义。
关键词：注水敏感储层增注油藏开发过程中保持合理注采比，保证地层压力是油藏稳定开发的前提条件。
莫北油田三工河组油藏由于孔隙度渗透率相对较差，造成油藏注水相对困难，定期的压裂、酸化措施成本大、见效周期短，且容易导致注入水沿人造裂缝快速指进，造成邻井含水快速上升，开发效果变差。
通过岩心观察、取样，在地层环境下进行试验模拟，研究其储层速敏、盐敏、水敏等特征，找出注水过程中不同水型、注水强度对储层孔渗特征的影响，加强注入水与地层的配伍性，保持最合理的注水速度，使得油藏合理开发，实现最终采收率最大化。
一、储层物性参数特征莫北油田胶结类型以压嵌型为主，其次为孔隙～压嵌型；颗粒接触方式主要为线接触，其次为点～线接触。
该区储层孔隙类型主要以剩余粒间孔（0.0%～95.0%，平均57.4%）、原生粒间孔（0.0%～75.0%，平均36.0%）为主，有少量的粒内溶孔和高岭石晶间孔。
喉道主要为细喉道，孔喉配位数0～0.94，平均0.37。
该区块侏罗系三工河组J1s21储层毛管压力曲线形态为偏细歪度，平均排驱压力0.66MPa，平均饱和度中值压力7.47MPa，平均最大孔喉半径1.76μm，平均毛管半径0.53μm，平均退汞效率37%。
莫北油气田非均质性较强，岩心分析单砂层平均孔隙度为7.6%～14.1%，渗透率为0.2×10-3μm2～59.6×10-3μm2，层间渗透率变化较大。
低渗透气藏气井产能影响因素理论分析(董静 何春雨 王可峰 李泰安 郑海峰 内蒙古石油化工 2008年10期)
低渗透气藏气井产能影响因素理论分析董 静,何春雨,王可峰,李泰安,郑海峰(黑龙江大庆油田有限责任公司第四采油厂) 摘 要:低渗气藏的勘探开发越来越受到重视,但在现有技术能力和水平条件下,低渗透气藏的勘探开发程度很低,开发难度极大,开发效果也不理想。
本文针对低渗气井情况,从理论上分析低孔低渗气藏(气井)产能大小的控制因素,深入认识低渗储层的特殊渗流规律,掌握低渗气藏产能理论上的影响和控制因素,为下一步选择和制定气井增产措施、高效开发低渗气藏提供依据。
关键词:低渗透气藏;压力梯度;启动压力梯度;达西定律 低渗透油气藏存在不符合达西定律的渗流,从大量实验和产生低速非达西渗流的影响因素分析,低渗透油气藏确实存在启动压力。
鉴于此,提出了准确描述含启动压力梯度非达西渗流分析数学模型及模型的解,低渗气藏气井产能理论影响因素分析。
1 数学模型地质研究表明低渗储层的孔隙结构特征是孔喉窄小,与此同时低渗储层通常又是高含水的,因此低渗储层具有其特殊的渗流规律。
根据大量的低渗文献报道〔1-4〕,低渗岩石完全干燥状态下的气体渗流基本符合达西渗流规律,但在一定的含水饱和度下将偏离达西渗流,表现出“启动压差”和“起始压力梯度”等特殊现象,研究称之为“低速非达西渗流”是低渗透储层中的一种特殊流态。
通过引入“起始压力梯度”这一概念可以建立定压边界、定压生产、平面径向流的低速非达西渗流方程。
(1)运动方程(柱坐标):v r=-K ( p-B), p ≥Bv r=0, 0≤ p ≤B(1)(2)状态方程:!=!0+C0(p-p0)∀=∀0〔1+C p(p-p0)〕(2)(3)连续性方程:1 r (r pv r)r=-(∀!)t(3)可由上式推导出均质油藏低速非达西渗流流动压降解方程为:2p2+〔1r-B C〕pr-Br=! C3.6K∀t(4)初始条件:p t=0=p0内边界条件:rpr r=r w=1.842×10-3Q bKh+B外边界条件:〔dpdr〕 r=rw=B在相应的边界条件下求解上述基本方程并推导得出气井低速非达西渗流的产量公式为:q1=542.87Kh〔p c-p2-B(R c-r w)〕B lnR cr w(5)而在达西渗流下的产量公式为:q0=542.87Kh(p c-p w)B lnR er w(6)非达西渗流和达西渗流下气井产量变化对比公式:q1q0=p e-p w-B(R e-r w)p c-p w(7) 2 影响因素理论分析2.1 低速非达西渗流对气井产量的理论影响分析利用上述理论和公式分析低速非达西渗流对气井产量的影响。
低渗透气藏水平井产能分析
虑启动 压力 梯 度 和 高 速 非 达 西 效 应 时 无 阻 流 量 为 16. 699 × 104 m3 / d 。根据上述数据可以看出 , 高速非 达西效应对低渗透气藏水平气井生产存在一定的影 响 ,但较小 。这是因为水平井周围气体渗流的过流面 积很大 ,导致气体渗流速度较小 。因此 ,当气体渗流速 度较小时主要是受低速非达西效应影响 。
G =
p
响分析
( 5) dp, μZ ∫
p0
p
某气藏的基本参数 :渗透率为 0. 5 × 10 - 3 μm2 ,黏度 为 0. 015 mPa ・ s ,相对密度为 0. 6 ,压缩因子为 0. 89 ,面 积修正因子为 1. 1 ,地层压力为 30 MPa ,井径为 0. 1 m , 泄油半径为 1 000 m ,井长为 600 m ,储层厚度为 5 m 。 气井按无阻流量的 1/ 3 配产即 6 ×104 m3 配产 时 ,由式 ( 6 ) 作考虑启动压力梯度影响的压降分布曲 线 ; 并由式 ( 8) 作水平段长度与产量的关系曲线图 , 结 果如图 2 、 图 3 。由图可知 ,当其他参数一定时 ,随着启
v = K dp λ - B , μ dr
dp >λ B dr dp λ ≤ B dr
( 1)
0,
将式 ( 1) 变形可得到压降公式 :
μ dp =v +λ B 。 dr K
因此 ,可以认为在低渗透气藏中 ,气体渗流产生的压降 等于达西流动产生的压降和考虑启动压力梯度产生的 压降之和 ; 同时考虑启动压力梯度及高速非达西效应
2p λ ζ,ψ ) 到 (ζ B 。采用目前气田常用单位 , 从 ( i , μZ ψ i ) 进行积分 ,整理得到稳定渗流的压力分布 : (ψ ) - 0 . 636 6 α ζ ζ ) = cG ( sinh i - ψ i - sinh -3 1 . 29 ×10 α q sc T (ζ ) ( 6) i - ζ
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收稿日期：20110115；改回日期：20110415基金项目：“973”项目“高效天然气藏形成分布规律与凝析、低效气藏经济开发的基础研究”（2001－CB －209－100）；黑龙江省科技攻关项目“水平井产能设计及指标预测方法研究”（GZ05A301）作者简介：孙娜（1983－），女，助理工程师，2006年毕业于大庆石油学院工商管理专业，2009年毕业于大庆石油学院油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油气田开发方面工作。
文章编号：1006－6535（2011）05－0096－04低渗气藏水平井产能影响因素敏感性分析孙娜（中油吉林油田公司，吉林松原138003）摘要：为了提高吉林油田水平井开发深层天然气的产能和经济效益，研究了低渗透率气藏水平井产能影响因素。
所考虑的影响因素包括储层渗透率、储层厚度、水平段长度、纵向位置、表皮系数、压裂裂缝条数。
研究表明：在相同渗透率下，随着水平井段长度、气层厚度和压裂缝条数的增加，水平井采气指数增加，而且三者对水平井采气指数的影响显著；水平井采气指数随表皮系数的增加而降低幅度逐渐减缓；纵向位置影响甚微；水平井采气指数随着储层渗透率的增大而逐渐增大。
关键词：低渗气藏；水平井；产能；影响因素；吉林油田中图分类号：TE319文献标识码：A引言影响气藏水平井产能的主要因素包含储层厚度、水平段长度、水平井在油藏中的位置、钻井液与完井表皮效应、压裂、酸化等，不同原因对产能的影响各异［1－7］。
结合X 气藏实际，采用综合考虑储层非均质性的数值模拟技术研究气藏水平井产能的影响因素［8－10］，为今后X 气藏水平井开发提供科学理论依据。
1X 气藏概况X 气田是低压、低丰度、低渗、非均质性强的复杂岩性气藏。
X 气田为河流相沉积，2套含气层系之间无明显隔层，属于无边底水、同岩性干气气藏，为同一温度、压力系统。
据完钻井统计，目的层段平均钻遇有效厚度为13.93m ，气层单层厚度薄，储量丰度低，不适合分层系开发，因此采用一套层系开发。
气藏驱动类型为定容弹性驱动，因此开发方式采用天然能量衰竭式降压开采。
根据X 气藏水平井设计井位，对储层渗透率、储层厚度、水平段长度、表皮系数、压裂裂缝条数进行敏感性分析。
数值模拟中用到的参数取值见表1。
2产能影响因素敏感性分析2.1气层厚度图1为储层其他参数不变、改变储层厚度和渗透率引起的气井产能的变化情况。
可以看出，水平井采气指数与气层厚度几乎呈现线性变化，水平井采气指数随气层厚度的增加而增加。
对于气藏渗透率来说，随着气层厚度的增加，气藏渗透率对水平井采气指数的影响越明显。
第5期孙娜：低渗气藏水平井产能影响因素敏感性分析97图1水平井产能与储层厚度关系曲线2.2水平井段长度通过对比不同水平段气井产能可以看出，随着水平井段长度的增加，水平井采气指数增加，但增加的幅度则随着水平段长度的增加而减小。
总的来说，在有限的长度范围内，水平段长度越大，单井产量越大，而且几乎呈线性变化。
对于气藏渗透率来说，随着气藏渗透率增加，相同水平段长度下，水平井采气指数增加（图2）。
图2水平井产能与水平段关系曲线从实际要求出发模拟了水平井水平段为2000m 时不同井底流压下对应的水平井产量（表2）。
从表2看出当水平段达到2000m 时，相同渗透率下水平井产量随着流压的降低而逐渐增大，但增大的幅度也逐渐减缓；按照目前的流压（p wf ）约为20MPa 生产时，气井的平均产量能达到80ˑ104m 3/d 以上的。
2.3水平井在气层中的纵向位置模拟计算了水平井水平段在气层中的纵向位置（水平井水平段与气层顶之间的厚度占气层厚度的比例）对气井产能的影响（图3）。
从图3中可以看出，水平井采气指数与水平井在气层中的纵向位置的关系并不明显，当水平井在气层中间时，水平井具有最好的采气指数，但相对于其他位置来说，优势并不明显。
图3水平井产能与水平井位置关系曲线2.4表皮系数对比不同污染程度下气井产能大小可以看出98特种油气藏第18卷（图4），随着水平井表皮系数的增加，水平井采气指图4水平井产能与表皮系数关系曲线数明显降低，而且在表皮系数比较小的时候，具有更加明显的变化趋势。
当表皮系数增加到一定的程度后，再继续增加表皮系数，水平井采气指数的降低的幅度变缓。
从气藏渗透率的角度来看，渗透率越大，水平井采气指数随表皮系数的增加而降低得越明显。
2.5压裂水平井裂缝条数对比不同裂缝条数情况下气井产能大小可以看出（图5），随着压裂缝条数的增加，水平井采气指数增加，但增加的幅度则随着压裂缝条数的增加而减小。
总的来说，在有限压裂缝的条数范围内，压裂缝条数越大，单井产量越大，而且几乎呈线性变化。
对于气藏渗透率来说，随着气藏渗透率增加，水平井采气指数随压裂缝条数增加而增加越明显。
图5水平井产能与压裂缝条数关系曲线对不同流压下的压裂情况进行了模拟（表3）。
从表3分析认为，压裂水平井随着流压的降低，产能逐渐增大，水平井产量与裂缝条数呈线性关系。
第5期孙娜：低渗气藏水平井产能影响因素敏感性分析993结论（1）水平井采气指数与气层厚度几乎呈现线性变化，水平井采气指数随气层厚度的增加而增加。
随着气层厚度的增加，气藏渗透率对水平井采气指数的影响越明显。
（2）随着水平井段长度的增加，水平井采气指数增加，但增加的幅度则随着水平段长度的增加而减缓。
随着气藏渗透率增加，相同水平井长度下，水平井采气指数增加。
（3）水平井采气指数与水平井在气层中的纵向位置的关系并不明显，当水平井在气层中间时，水平井具有最好的采气指数，但相对于其他位置来来说，优势并不明显。
（4）随着水平井表皮系数的增加，水平井采气指数明显地降低，而且在表皮系数比较小的时候，具有更加明显的变化趋势。
（5）随着压裂缝条数的增加，水平井采气指数增加，但增加的幅度则随着压裂缝条数的增加而减缓。
随着气藏渗透率增加，水平井采气指数随压裂缝条数增加而增加得越明显。
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它与日本的《科学技术文献速报》（CBST）、法国的《文摘通报》被称为世界三大综合检索期刊，也是国际著名六大检索系统之一。
AJ收录了约130个国家和地区共66种文字出版的2120000种期刊和6000多种连续出版物，每年收录10000多种图书，150000件专刊及科技报告、会议文献、各种标准，收录内容遍及自然科学、应用科学和工业经济等学科。
俄罗斯《文摘杂志》分三种类型出版，即综合本、单卷本和分册本。
年报道量在1300000条以上，是目前世界上引用出版物最多、报道量最大的权威文摘刊物。
AJ对期刊的评估和考核非常严格，若发现期刊内容或形式不符合要求，会及时公布出局名单，每年都会有中国期刊出局或入选。
近年来，《特种油气藏》在有关领导的大力支持下，锐意进取，严格把控“论文质量关、编辑质量关、专家审稿关”，期刊办刊水平大幅提升，学术影响范围日益扩大。
此次，《特种油气藏》被AJ慧眼相中也算是功到自然成。
至此，《特种油气藏》已先后被美国《化学文摘》（CA）、英国科学文摘（SA）、美国《石油文摘》（PA）收录。
此次被AJ收录，是《特种油气藏》首次被权威综合检索期刊收录，是对期刊近年来付出的努力和取得的进步的再次肯定。
《特种油气藏》必将借此东风，乘风破浪，登上新的高度，为成为世界级优秀期刊继续努力。
本刊编辑部2．China University of Geosciences，Beijing100083，China）Abstract：The Ma46well block in the Santanghu oilfield has poor reservoir property，high oil viscosity and low natural energy．CO2 huff and puff has been studied in order to obtain effective productivity．The research involves feasibility study and parameter optimi-zation of CO2huff and puff for this reservoir through performing CO2injection experiment in conjunction with numerical simulation．The field test and follow－up assessment of CO2huff and puff has shown good result in the Ma46well block．Key words：low permeability heavy oil reservoir；CO2huff and puff；parameter optimization；field test；Santanghu oilfieldWater encroachment characteristics of water－bearing gas reservoir with abnormal pressureLI Feng－ying1，YI Xiang－yi1，LU Yuan1，DENG Yuan－zhou2，GONG Wei3（1．Chengdu University of Technology，Chengdu，Sichuan610059，China；2．Chuanqing Drilling Engineering Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan610051，China；3．Southwest Oil＆Gas Field Company，PetroChina，Chongqing400021，China）Abstract：The encroachment of formation water into water－bearing gas reservoir with abnormal pressure can cause“water sealing gas”，leading to decline of well productivity and drastic reduction of the dynamic reserves controlled by individual well，finally af-fecting ultimate recovery．The regularity of water encroachment into water－bearing gas reservoir with abnormal pressure is presented through numerical simulation based on the study of water encroachment influence factors．This study has important significance to a-dopting countermeasures，mitigating the effect of“water sealing gas”and finally improving recover factor for such reservoirs．Key words：abnormal pressure；water－bearing gas reservoir；water encroachment；mechanism；“water sealing gas”Application of quantitative description method of reservoir flow capacity in oilfield developmentZHENG Chun－feng1，ZHAO Zhong－yi2，HUANG Xin－chun1，HAO Xiao－jun1，GU Li－hong1（1．Energy Technology＆Services Limited，CNOOC，Tianjin，300452，China；2．Daqing Oilfield Co．，Ltd．，PetroChina，Daqing，Heilongjiang163514，China）Abstract：It is often required to evaluate reservoir flow capacity after stimulation treatment．The existing evaluation method of fluid productivity index is effective to evaluate composite permeability changes，but it is unable to respectively evaluate the changes of ab-solute permeability and relative permeability．Therefore the concept of permeability ratio is introduced and a mathematical model is built to quantitatively present the changes of absolute reservoir permeability．The impact of stimulation treatment on reservoir param-eters and the implementation result can be more accurately evaluated through combining fluid productivity index analysis with perme-ability ratio analysis．The X24well in Bohai Oilfield is evaluated for reservoir flow capacity after stimulation treatment by using pro-duction data and relative permeability curve through applying permeability ratio and fluid productivity index methods．The result shows that the combination of the two methods can properly evaluate the effect of stimulation treatment．Key words：absolute permeability；fluid productivity index；permeability ratio；stimulation treatment；evaluation index Sensitivity analysis of the influential factors of horizontal well productivity in low permeability gas reservoirSUN Na（Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan，Jilin138003，China）Abstract：The influential factors of horizontal well productivity in low permeability gas reservoir have been studied for the Jilin oil-field to improve deep gas development．The influential factors include reservoir permeability，reservoir thickness，length of horizon-tal segment，vertical location，skin factor，and the number of induced fractures．The results show that under same permeability，the gas productivity index（PI）of horizontal well increases with the increasing of the length of horizontal segment，gas layer thickness，and the number of induced fractures，and these three factors have evident influence on gas productivity index；the extent of gas PI decrease along with skin factor increase gradually slows down；vertical location has little effect；and the gas PI of horizontal well in-creases gradually with the increasing of reservoir permeability．Key words：low permeability gas reservoir；horizontal well；productivity；influential factor；Jilin oilfieldStudy on the impact of producing WGR on gas well productivityLIU Peng－chao1，TANG Hai2，LV Jian－jiang2，WANG Quan－lin3，LI Yu4（1．Zhanjiang Branch，CNOOC，Zhanjiang，Guangdong524000，China；2．Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan610500，China；3．Tianjin Branch，CNOOC，Tianjin304500，China；4．Jiangsu Petroleum Exploration Bureau，SINOPEC，Yangzhou，Jiangsu225200，China）Abstract：In the process of gas reservoir exploitation，formation water encroachment and condensate water congregation at bottom hole will lead to increasing of water cut and decreasing of gas permeability near well bore，thus adversely affecting gas well produc-tivity．From the perspective of changing WGR in gas well，pseudo steady－state flow deliverability equation is combined with gas－water relative permeability curve，and the deliverability equation under different producing WGR is amended using equivalent skin factor，thereby derived the impact of producing WGR on gas well productivity，which has been verified to be accurate and reliable through example calculation．Key words：gas well；producing WGR；deliverability equation；relative permeability curve；equivalent skin factor。