摘要：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。

摘要：描述一种在加压(1-100bar)和控温流动条件下利用一个空轮形流动模拟器测量乳状液黏度的方法。当模拟器轮子旋转时,其中的液体以旋转相反的方向运动,作用在轮轴上的扭矩通过校正模型转换成流体的黏度而被测量出来。这个方法已应用到北海油田压力100bar、含水率0-90%的一些含气原油油包水乳状液的黏度测试中。测试表明,该方法对较小仪器中含气原油体系油包水乳状液黏度测试非常有效。尽管所研究的原油很不相同,黏度差异也很大,但相对黏度作为含水率至少达60%的函数,所显示出的变化并不大,通常可用典型曲线来表示。实验中得到的相对黏度与一个随温变化的Richardson型关系式进行了对比。另外三个关系式分别由Mooney、Pal和Rhodes(P&R)及Pal提出。通常,若偏重测量数据,P&R的关系式给出了最佳拟合,与Mooney关系式很接近,但对于低介质含水率来说,Ronningsen关系式与以上相当,这个关系式测量不需作任何校正。在实际作业设计目标中,虽然在低介质含水率时可能有点保守,但在高含水率时比较乐观它提供了一个相当精确有效的测量流体黏度的方法。所发现的Pal最新关系式对校正点的选择非常敏感,因此,对低含水率或高含水率都很不准确。

摘要：水力压裂的想象和设计是很常见的，因为它们简单，平面特征在宽度上相对一致，流动能力稳定。产量预测通常是根据储层的简单描述进行的，储层被视为单一均质的生产层。在罕见的情况下，生产层段可以被模拟成许多层状地层，但即使是最细致的油藏工程师也可能会错误地把每套地层指定为具有高导流能力、与井筒稳定连通的地层。在分析得到的生产数据时，类似的假设可能错误地强化了这些误解。虽然我们这个行业一直面临着缺少来自矿山露头和岩心有效裂缝照片的证据，我们通常无法将这些复杂性和挑战性合并到我们的设计、解释和优化流程。同样，我们常常无法高度地认识层状划分储层和区分储层的挑战性。在许多资源的成藏层带中，水力改造水平井似乎是从这些低渗透储层获得经济产量的唯一完井技术。但是，由于低渗透油气藏衰竭需要几十年时间，这些水平井的产能和最终采收率将越来越依赖于持久的水力裂缝，以便与穿过层状地层的油气相接触和排泄油气。过于简单的模型通常会导致完井设计差和失去机会。通常情况下，一口井的产量不佳被归咎于“储层品质差”，而不是正确地认识到人工裂缝的不足。本文将探讨水力压裂和解释技术的五种局限性，并说明努力解决和弥补这些缺陷就可以实现井产能增加。