渤中28—1（BZ28—1）油田N6H水平井动态分析

本以渤中２８－１（ＢＺ２８－１）油田Ｎ６Ｈ水平井为例，从多方面对该井的动态和产能变化进行了系统分析，所用的方法对水平动态分析有一定的指导意义。     

BZ28-1油田N6H水平井开发指标预测

以BZ28-1油田N6H水平井实际资料为基础,对试井结果分析、IPR曲线分析和开发指标计算方法在N6H水平井动态分析和动态预测方面的应用作了一些探讨。     

BZ28—1油田N6H水平井开发指标预测

以BZ28－1油田N6H水平井实际资料为基础，对试井结果分析、IPR曲线分析和开发指标计算方法在N6H水平井动态分析和动态预测方面的应用作了一些探讨。     

水平井在渤中25-1南油田应用效果分析

对比研究了水平井与常规定向井在渤中25—1南海上大型复杂河流相稠油油田的应用效果,结合油田实际生产资料分析得出,12口水平井较其它定向井具有单井产能高、采油速度高、储量动用程度高以及防出砂效果好等特点。水平井在地下原油粘度50～250 mPa·s之间稠油油藏开发具有明显产能优势。     

渤中25-1南油田水平井随钻储层预测与管理优化

水平井是进行油田高效开发,提高单井产能比较理想的井型。但由于渤中25-1南油田储层横向分布稳定性差,一期水平井实施效果不理想,在二期工程实施时,引进了先进的储层预测技术,充分进行钻前准备,制定严密随钻跟踪研究与管理程序,取得了二期水平井的实施高效,为后续水平井的井位设计及随钻调整积累了经验。     

渤中34-1油田水平井裸眼砾石充填防砂技术应用

阐述了水平井裸眼砾石充填过程及其技术特征,并指出了影响砾石充填质量的几个主要技术因素及相应对策。利用满足各项要求的砾石充填系统工具,采用合适的作业步骤和过程控制,渤中34-1油田成功实施了5口水平井的裸眼砾石充填作业,为其他同类型油田水平井完井提供了很好的借鉴和参考。     

KDQ－SPJ1．0水平井试井软件中样板曲线的计算方法和拟合方法

本文介绍ＫＤＱ—ＳＰＪ１．０水平井试井软件中样板曲线的算法以及拟合方法。     

狮子沟油田N1油藏开发效果评价

狮子沟油田N1油藏是1954年发现的构造，经过一系列的勘探工作以后，1971年证实为油田。经过勘探阶段的试油、试采分析，该油藏具有单井产能低、压力下降快、开发井网部署难度大的特点，加之受地面条件的限制，致使该油藏未能及时投入正规开发。随着九十年代开发技术的成熟，新工艺技术的进步发展，才使该油田投入了正式开发。通过近几年的试采开发，开发效果有了极大的提高，特别是2000年3月深10斜2井投入试注水以后，油田面貌一新，生产水平稳步上升。本文通过该油田近几年所取得的开发动态资料，对目前的开发生产情况、注水效果，进行了详细的分析与评价，提出了该油藏目前所存在的问题及下一步的工作建议，对该油藏下一步合理高效的开发具有一定的指导意义。     

潜山储层损害因素分析及钻井液技术对策探讨——以渤中28-1、涠洲6-1油田及锦州25-1S油气田为例

潜山储层和上覆沉积层砂岩储层特性明显不同,因此其损害机理有较大差异。在分析我国近海3个潜山油(气)田储层基本特征的基础上,对潜山储层的潜在损害因素进行了分析,探讨了保护潜山储层的钻井液技术思路和对策。针对潜山储层容易漏失的特点,通过实验对常规屏蔽暂堵技术进行了改进,优选出适用于潜山储层低压差钻进的低固相低压差屏蔽暂堵钻井液。根据潜山储层特征及完井方式,可选择使用无固相无封堵钻井液体系、无粘土弱凝胶钻井液体系和低固相低压差屏蔽暂堵钻井液体系。     

IPR曲线在水平井动态分析中的应用

本文将ＩＰＲ曲线理论应用于水平井开采的动态分析中，给出了具体的计算方法和步骤。对实例进行的分析结果表明，其计算结果可靠，完全可用于合理产能的确定和产能预测。     

压裂水平井生产动态模拟器研制

水平井压裂通常是获得经济产量的必要措施，正确预测压裂后水平井的生产动态并进行水平井优化参数设计就显得相当重要。文章结合油藏-裂缝网格系统划分及IMPES差分方法，建立了压裂水平井三维两相生产动态数值模拟模型，模型中将油藏和裂缝当作一个渗流系统处理，针对裂缝划分了不等距油藏-裂缝系统网格，差分后形成大型７对角线性方程组，采用逐次线松弛方法迭代求解，研制开发了水平井压裂数值模拟器，可以模拟不同裂缝条数、裂缝间距以及储层参数和裂缝参数对生产动态的影响。与现场水平井实例对比，证明了模拟器计算结果合理可靠，具有推广和使用价值。     

考虑变质量湍流影响的水平井流入动态分析

在水平井生产过程中,井筒内管流与地层渗流互相制约、互相影响、互为边界条件,从而构成了一个完整的水动力学体系。根据水平井生产时井筒内管流与油藏的相互作用关系,建立了水平井筒存在压力梯度的变质量湍流与地层渗流的耦合计算新方法。关于井筒内流的计算;应用了经典的k_εM湍流模型,关于地层的渗流计算,采用了有限元法。通过耦合模拟获得了井筒内湍流场流速分布及总压能损耗的规律,根据耦合模拟计算结果绘出了较为准确的水平井流入动态曲线。该计算方法为描述水平井流入动态、评价水平井产能、确定合理生产制度提供了可靠的手段.     

漂浮下套管技术在ZJ油田页岩气水平井YH1-6井的应用

YH1-6井属于ZJ油田昭通国家级页岩气示范区太阳大寨区块,曾有3口水平井采用漂浮下套管成功下到预定井深。YH1-3井井深2251 m,常规下套管最深仅下至2225.4 m,针对同平台的YH1-6井相对井深更深、垂深浅、偏移距大,采用漂浮下套管,仍在1278 m发生下套管遇阻,后破裂盘提前失效。结合昭通页岩气地区工程地质特点,分析对比模拟YH1-6井下套管施工方案,创新提出了一种先根据不同磨阻系数,优化制定了“上加压,下增浮”优化方案,第二次下套管前通过软件模拟计算摩阻系数、优选漂浮段长、合理优化配重,保证了再次下套管顺利到底,初步形成了适合ZJ油田太阳大寨区块一套页岩气水平井漂浮下套管技术。     

变生产指数下水平井生产动态分析

将Dikken模型中沿整个水平井段单位长度生产指数为常数的假定推广到为分段常数的情况,建立了变生产指数的分段井模型,并对新模型提出了数值算法.用编制的软件对两个算例进行了计算,绘制了水平井截面流量、径向流入剖面图,并计算了水平井沿程压力分布.利用本模型可根据油藏的实际情况对水平井水平段射孔分布和密度等完井方式进行优化设计,为现场使用水平井优化动态分析提供理论根据.     

榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化，研究了储层对生产动态的影响，把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类。研究得出：气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关，位于主砂带内部或有效厚度大的气井，生产能力和生产稳定性较好；位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差。根据井区实际生产情况和储层特征，利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右，合理产量取无阻流量的1/3～1/4。此外，还建议采取一些提高地层能量的增产措施，更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法，增加气井的产能。     

番禺30-1气田水平井井壁力学稳定性实验研究

用物理实验方法来确定井壁稳定性即井壁缩径可能性。在岩心加持器中装入经过实验室处理过的岩样,通过对其同时加围压和轴压,测量一段时间间隔不同压力下的岩样的内径的变化,来确定实际地层中水平井井壁的缩小程度。同时也为完井提供一定的参考。     

单一直线边界油藏中水平井渗流压力动态分析

以Ｇｒｅｅｎ函数和Ｎｅｗｍａｎ乘积解原理为基础，运用镜像反映的方法得出了具有单一直线边界的油藏中水平井渗流的压力分布公式，包括水平井与边界呈任意夹角的情况，包括封闭断层和定压边界。并用此解析解对两种特殊情况的压力分布进行数值分析：（１）单一直线封闭断层附近１口井；（２）单一直线定压边界附近１口井。绘出了其压力分布图，并讨论了两类边界及油井方位对水平井生产的影响，定性地得出水平井应平行于单一直线边界     

东方1-1气田水平井钻井液技术

针对东方1-1气田储层岩石胶结疏松，细砂岩孔隙度在14.3%~21.1%，渗透率范围值在0.28×１０^-３~3.2×１０^-３μm²,具极强水敏性和弱的酸敏性及碱敏性。为此，开发出了满足钻井工程和储层保护要求的快速弱凝胶水平井钻井液，该钻井液具有无固相、快速弱凝胶特性。室内实验和现场应用均表明，该钻井液具有独特的流变性，维护简单和优异的储层保护性能，特别适用于水平井水平段的钻进。