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简介：有人认为，如果能推广使用水平井，那么大量的低渗透储量的工业性开发就能成为现实。这就为我们如何经济有效地开发表外储层和低渗油藏提供了可供借鉴的手段与方法。分支水平井在

简介：在长距离水平井或非常规井中，在增注防垢剂和酸化作业期间，难以得到注入流体的最优化定位，窜流使注入液被驱离目的层，从而使这个问题更加严重。即使采用盘管把化学品传送到需要的位置也是如此。为了解这些问题，采用蜡或聚合物交联凝胶转向技术可改善防垢剂和酸的定位效果，而且对作业后的生产没有什么不利影响。导流剂的定位常常并不简单。其流变性受温度和剪切速率控制的凝胶不用说更是如此。不断发展的模拟技术有助于工程师门对导流剂作业的各个阶段进行设计。本文所介绍的模拟模型是采用商业油藏模拟标准开发的，其目的是模拟窜流严重的井中聚合物凝胶的定位。模型参数是以关井期间流速为3500bbl/d、偏移距离为2000ft的斜井中进行的油田防垢剂挤注作业数据为基础。在不同注入和挤注作业关井阶段，窜流效应可能会把防垢剂区离产水层，从而使该井段失去防护。凝胶的准确定位将会防止防垢剂流失到漏失层，确保易结垢层段的防护，从而延长该井需要再挤注的间隔时间。最初的凝胶定位模型论证了各种注入和窜流速度下生产剖面上粘度、摩擦和传递性之间的相互关系。门限粘度可以识别出来，在该门限粘度以上，注入剖面受连通传递性因素影响而不受摩擦和窜流因素影响.拍来研究的模型包括了井筒和地层中剪切应力的变化对凝胶粘度的影响。现在研究的模型可以预测凝胶定位，使导流剂作业各阶段最优化。还可以使后续化学品（如防垢剂或酸）的注入模拟更精确，因而有利于评估定位方案的挤注寿命。

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简介：水平井是指最大井斜角保持在90°左右，同时在目的层维持一定长度水平井段的特殊井，其最大特点是增加了井眼在产层中的长度以及产层的泄油面积。

简介：磨溪气田雷一1气藏属典型的非均质低渗透气藏.由于其渗透率低,孔隙结构复杂,开发效果不理想.尽管储层整体压裂改造技术能有效改造低渗透储层,提高气藏气井产能,但其有效作用时间短,产能增加幅度小.在综合分析研究磨溪气田雷一1气藏储层物性和生产特征的基础上,利用气藏数值模拟技术,研究了利用老井侧钻水平井以强化开采低渗透气藏的开采方式,并确定了水平井最佳钻进方式、最佳方位以及水平井段的最佳长度,为提高低渗透气藏产能和最终采收率,高效开发低渗透气藏开辟了新的途径和方法,对指导我国资源丰富的低渗透气藏开发具有现实意义.

简介：本书收录了2005年12月召开的中石油水平井技术交流暨工作部署会得26篇论文，内容包括水平井设计、工艺、钻井液、固完井技术及压裂改造技术以及成功应用推广的技术实例。

简介：水平钻井是石油天然气工业中最大的技术成就之一。是颇具远景的油气田开发新技术。前苏联于1961年钻了第一批水平井。本文简要介绍了水平井在油气田开发中的作用,着重论述了奥伦堡凝析气田利用水平井开发气田方面的理论研究,并指明了今后的研究方向。

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简介：本文列举了在挪威近海不同井位进行的泵入／回流测试的现场数据，解释了致密地层中标准扩展滤失测试(XLOTs)在2000m相应的0．1s．g处至少过高估计了最小水平地层应力20bar的原因。泵入／回流测试是一个XLOT的简单改进。在关井以后，压裂液允许通过一个固定油咀回流。压力和回流量被记录为一个时间函数。我们把一些泵入／回流测试的结果与XLOTs所使用的常规泵入／回流测试的结果进行了比较。由于现有的测试是在致密地层内进行的，因此实际裂缝闭合压力显示出比从标准的XLOT传统解释推断的测试结果最多低于20bar。业已证明，在大多数的情况下，泵入／回流测试是直接的解释，因而它也应该是用于测量最小水平地层应力的最优方法。

简介：苏尔古特油气公司共有约400口水平井，分别位于费德罗夫油田、科尼特洛尔油田、东苏尔古特油田和良托尔油田。要使这些水平井能成功开采，就必须建立一套新工艺，包括维修堵水工艺。

简介：英国Fife油田位于苏格兰海域。1995年开始采油，预计该油田的开采期为4年，原油储量为54万m^3。油田初期产量高，并且与油田开发方案指标相符。可是投产不久就开始产水，并且在早期开发井中含水率持续上升。为了扼制这种被动局面，开始实施了一项加强油田地下研究工作的计划，补钻了一口关键水平井，使油田在采出620万m^3原油之后日产油量由1193m^3回升到2873m^3，增产的原油占目前全油田日产油量的57％，效果显著。

简介：雨果顿(Hugoton)气田位于得克萨斯州潘汉德尔(Panhandle)地区，是美国本土48州最大的生产气田之一。这些浅气藏己经用空气钻井技术钻的垂直井或用常规过平衡技术钻的长距离水平井进行开采。因地层压力低(处于600psi范围内)。衰竭是主要问题。采用过平衡钻井技术钻的井并未显现出一致的生产趋势。地层压力低也造成钻井期间严重的井漏问题，结果造成地层损害和产能下降。另一个挑战性问题是产层和水层靠得很近，排除了选用压裂作为增产措施。以前采用垂直欠平衡法钻的那些井，由于受水平渗透率(kh)的限制，结果对生产能力并未产生积极的作用。尽管如此，作业者仍决定采用欠平衡钻井完成三口水平井，作为典型例子研究以便对其效果作最后评价。与那些采用常规技术的井对比，上述三口井均取得了成功而且产量获得了很大提高。考虑到钻井的低成本环境，取得的成果意义更大，因该区用常规技术一般只能带来边际经济效益。详细的井设计和欠平衡模式应考虑其地质问题、气藏衰竭问题和靠近水层的问题。另就用欠平衡水平钻井比常规技术钻井完井的产量增加300～400％的结果进行了详细的评价。

简介：南天鹅山单元是位于加拿大阿尔伯塔省西北部的碳酸盐岩生物礁，原始原油地质储量约8．5亿bbl。油田于二十世纪六十年代期间开始注水，于七十年代期间开始进行分段烃混相驱动，跟踪注气截止于九十年代中期。但是，1994年在油田礁体边缘区域利用水平注入井并且缩短井距重新开始进行混相驱动。礁体边缘是一种厚的叠积生产层区域，在原来的混相驱动期间遭受高度的重力分离上窜。迄今油田已开发了四个井网组合，最早的两个井网组合已完成溶剂注入，目前正在进行跟踪注水。两个井组分别从区域内采出80万bbl和90万bbl的增产原油(为井组原始原油地质储量的10%以上)，该区域是原来混相驱动的一部分。本文将详述油藏混相驱动生产、礁体边缘区域利用水平混相注入井的二次开发和四个井组到目前实施的动态，还将论述促成二次开发成功的多种因素及其对油田生产的影响。最后还将论述这种老油田的未来开发方案。

简介：本报告论述了在一口水平井中,对一个两层气藏所获得的压力恢复数据的解释。该水平井所钻到的岩层是粒状灰岩,上覆于一厚层低渗透性的白云岩之上。为了确定井筒和气藏的一些性质,实施了措施前的压力恢复试井。所获参数是,水平井段的有效长度,表皮效应和单层水平渗透率和垂直渗透率。分析解释主要依赖于双对数压力和导线曲线,来确定储存系数和传导率的重要变化以及分离出适当的数据段进行直线分析。特别要强调的是,在压力导数计算中专门考虑了开采速度变化的影响。在本文献中发表的方程用于计算不同流动状态的开始和结束,从而获得所需参数,以提供分析的一致性和可靠性。压力恢复数据表明的特征与层状系统理论是一致的。虽然早期存储系数增大,受上层高渗透性地层的影响,但终究还是整个系统作用的结果。由于在分析中作了总体考虑。就可能得到有效的所需参数。从结论看出,为产量作出贡献的水平段小于井筒长度,而且对地层的伤害是很轻的。分析计算出的渗透率与从岩心、模型、邻近井筒的试验所获数据结果是一致的,并且表明两层气藏有长期排流的可能性。

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简介：阿尔派恩油田位于阿拉斯加北坡上，在普鲁德霍湾油田以西48km处。该油田目前全部采用水平井开发，用混相水气交替注入方法驱油，与原来的开发方案相比，采用目前的新开发方案，预计增加可采储量1034万m^3，提高采收率6．5％。

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