涠洲油田L1Ⅳ油组储层为中孔、低渗储层,存在中等偏强的水敏、酸敏,地层水矿化度高(15998 mg/L)、成垢离子含量高,在油井生产和修井作业过程中易受到水锁、水敏、结垢伤害.为解除油井污染、提高油井产能,通过大量的室内实验,构建了一套针对涠洲油田L1Ⅳ油组低渗储层解堵的螯合解堵液体系.该体系能有效解除修井液对低渗储层造成的伤害,改善储层渗透率.实验结果表明:低渗透率岩心经螯合解堵液体系处理后,渗透率增大至原始渗透率的150％,水锁伤害岩芯的渗透率恢复率达124.3％,体系阻垢率大于93％.体系在矿场应用后,取得了日增油24 m3/d、产能提高1.6倍的良好效果,在同类储层具有较大推广价值.

为解除PRD无固相修井液对储层造成的固相侵入伤害,构建了新型酸性破胶剂HJD-W.HJD-W在90℃×5h条件下,腐蚀率仅为0.9919g/(m2·h),对PRD原液的破胶率高达78.4%.PRD污染后的岩芯渗透率损失率为47.6%,污染后的岩芯经HJD-W处理后岩芯渗透率恢复率高达107%.HJD-W在涠洲油田W15井进行现场应用,油井产油量提高2.21倍.

南海西部海域S1气田稳定生产十余年后,由于地层压力衰竭、井下筛管腐蚀、生产制度波动等因素导致多口井普遍存在出砂现象,由于出砂造成油嘴及管线冲蚀严重,给地面安全生产带来重大隐患,只能通过调节油嘴大小以减轻出砂,这就导致气田产量大幅下降,很大程度上限制了气田的高效开发;出砂也会造成产层段砂埋,导致气井产能下降,为了进一步明确井筒出砂情况,开展井筒携砂机理研究.S1气田属于疏松砂岩储层,气藏由于埋藏较浅、岩石胶结性差,并且粘土和杂基质含量高,使得这类气藏在开采过程中容易出砂.地面能否监测到出砂,主要取决于井筒流体的携砂能力.文章中基于理论与实验研究了砂粒在水平井段以及垂直井段的沉降流动规律,该研究最终可确定砂粒在井筒中处于沉降、悬浮或上升的临界条件,对于S1气田在不产水或低产水条件下,临界携砂条件为产气量5~8×104 m3/d,此临界条件可为气井是否出砂提供判断依据,对于保障地面安全生产有重要意义.