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1. 南海西部油田高含水水平井控堵水工艺矿场应用及展望

胡振超, 周泓宇, 万小进, 于志刚, 张德政

新疆石油天然气 2020, 16 (4): 100-104.

摘要（21）

PDF （1564KB）（16）

水平井产出段长、找水难、控水难,且老井大都已下入防砂管柱,造成高含水水平井控水存在较大挑战.南海西部油田于现场成功应用了"MaxTRAC+FSI找水生产测井工艺+ACP化学环空封堵工艺"控水工艺,单井含水降低71.1％,有效期2.5年,累增油2.2万方;"完井裸眼管外封+后期控水中心管"控水工艺,单井含水降低40.9％,截至目前有效期已达1年,预计单井可累增油0.85万方,同时为平台节省了200 m3/d的提液空间.然而,这两类工艺在矿场应用中均存在一定局限性,未能在南海西部推广应用.两类无需找水、储保风险较低的控堵水工艺,"充填封隔体+控水中心管"、"选择性化学控堵水",在南海西部油田有着较好的应用前景.

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2. 海上油田疏松砂岩储层解堵防砂联作工艺研究及应用

程利民, 周泓宇, 吴绍伟, 穆永威, 杨明

新疆石油天然气 2020, 16 (3): 78-82.

摘要（20）

PDF （1047KB）（11）

南海西部疏松砂岩储层胶结疏松易出砂,油井见水后敏感性矿物遇水膨胀、分散运移,对储层造成微粒运移伤害,单一的提液及酸化措施有效期短且进一步加剧粘土矿物微粒运移.开展了解堵防砂联作工艺研究,实验结果表明,解堵液综合解堵性能优良,岩心驱替实验加大生产压差后岩心渗透率损害率达32.54％,经解堵液体系解堵后岩心渗透率恢复值达106.1％,固砂液体系具有较好的固结性能及耐冲刷性能,目标储层岩屑经固砂液体系固结处理后的渗透率保留值可达82％以上,固结体强度在3.6 MPa以上,在大压差冲刷的情况下出砂率在0.026～0.029％之间,能够满足高压差下的生产要求.相关研究成果及结论对类似油井稳产增产具有重要指导意义.