發(fā)展完善采油工程技術(shù)

1、 隨著油田開發(fā)時間的延長，各類矛盾日益突出，主要表現(xiàn)為：百萬噸產(chǎn)能投資越來越高、維護(hù)性工作量越來越大、單井產(chǎn)能越來越低、油田開發(fā)效益越來越差、穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大。圍繞未來十年油田穩(wěn)產(chǎn)這一戰(zhàn)略目標(biāo)，采油工程主要圍繞三個方面開展攻關(guān)。 由于區(qū)塊零散、單井產(chǎn)量低、導(dǎo)致開發(fā)井投資越來越高，目前大慶油田百萬噸產(chǎn)能投資最高，為38億元，我公司達(dá)100億元，其中鉆井及完井投資占60%左右。降低產(chǎn)能投資，最直接的手段是降低鉆井密度，較少鉆井?dāng)?shù)。為實現(xiàn)這個目標(biāo)，采油工程應(yīng)重點發(fā)展水平井配套技術(shù)和大型壓裂技術(shù)。一、降低井網(wǎng)密度 目前我們設(shè)計應(yīng)用的是單井眼水平井，存在的主要問題是開采層位單一。未來應(yīng)進(jìn)一步試驗多井底和

2、多分支水平井開采技術(shù)。采油工程應(yīng)重點開展完井工藝、舉升工藝等配套工藝技術(shù)研究水平井開采技術(shù)大型壓裂技術(shù)前期研究結(jié)果表明， 低滲透油田以最大產(chǎn)量為目標(biāo)優(yōu)化的裂縫半長應(yīng)在300米左右，為此要改變在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下優(yōu)化壓裂規(guī)模的方式，在新開發(fā)區(qū)塊應(yīng)開展匹配井網(wǎng)整體壓裂開發(fā)現(xiàn)場試驗，并配套發(fā)展適應(yīng)大砂量施工的壓裂液體系、 強(qiáng)制返排工藝、高性能壓裂噴砂管柱。水平井開采技術(shù)和大型壓裂技術(shù)可增大滲流面積，提高單井控制儲量，進(jìn)而減少鉆井?dāng)?shù)。是需要我們攻關(guān)的主要技術(shù)。二、提高單井產(chǎn)能 隨著油田開采時間的不斷延長，地質(zhì)條件更加復(fù)雜，增產(chǎn)增注措施效果逐漸變差，為此，應(yīng)研究探索試驗新技術(shù)、完善常規(guī)技術(shù)，改善措施效果 。

3、（一）需要開展攻關(guān)或擴(kuò)大試驗的技術(shù) 1、清潔壓裂液技術(shù)2、生物酶破膠技術(shù)3、二氧化碳吞吐技術(shù) 壓裂液殘渣對地層的傷害是影響壓裂效果的主要因素，清潔壓裂液的巖心傷害率在5左右，是常規(guī)胍膠壓裂液的20%。為最大限度地減少壓裂液對地層的傷害，開展清潔壓裂液試驗。 應(yīng)用清潔壓裂液，噸液成本將增加800元左右，單井需增加費(fèi)用12萬元左右，如果噸油價格按4000元計算，單井多增油30噸即可收回成本。其它油田的應(yīng)用效果與常規(guī)壓裂對比，增油量在1.5倍以上，經(jīng)濟(jì)效益非常明顯。2008年已經(jīng)安排試驗10口井。（一）需要開展攻關(guān)或擴(kuò)大試驗的技術(shù) 1、清潔壓裂液技術(shù)2、生物酶破膠技術(shù)3、二氧化碳吞吐技術(shù) 提高壓裂液

4、返排率是減少地層傷害、提高單井產(chǎn)量的有效手段。應(yīng)用生物酶破膠技術(shù)可以在短時間內(nèi)以較低的濃度將大量的胍膠迅速降解,進(jìn)而達(dá)到破膠的目的。 室內(nèi)試驗表明，應(yīng)用生物酶破膠后，返排壓裂液的粘度明顯降低，一次返排率達(dá)到51.8%，比不用生物酶高出11.8%，水化后殘渣含量減少20%。2008年試驗了3口井，返排率達(dá)50.4，其中1口井初期增油2.1噸，產(chǎn)量增加260%。應(yīng)用生物酶破膠劑，單層費(fèi)用1.2萬元。為了進(jìn)一步證實應(yīng)用效果，今年將加大試驗規(guī)模，摸索適應(yīng)性。 （一）需要開展攻關(guān)或擴(kuò)大試驗的技術(shù) 1、清潔壓裂液技術(shù)2、生物酶破膠技術(shù)3、二氧化碳吞吐技術(shù) 二氧化碳吞吐具有降低原油粘度、防膨解堵、改變巖石潤

5、濕性、降低界面張力的特點，是一種能在井間連通性差、面積小、低滲透復(fù)雜小斷層油藏發(fā)揮功效的增產(chǎn)技術(shù)?？捎行аa(bǔ)充地層能量，適合于低滲、低壓、強(qiáng)水敏油田。2007年試驗了3口井，有1口井見到增油效果，初期日增油4.7t，6個月后累計增油168 t，投入產(chǎn)出比1：6.7。另外2口井效果不理想，分析原因：一是co2汽化過程中吸收大量的熱量，對地層可能造成冷傷害；二是啟抽后易造成凍賭，影響正常生產(chǎn)。 通過完善注入工藝，摸索合理注入量、注入速度、注入壓力、燜井時間及解決可能出現(xiàn)的冷傷害問題，提高施工有效率和增油量。 2008年計劃實施8口井。（二）可以推廣的增產(chǎn)增注技術(shù) 1、低碳酸解堵技術(shù)2、油井微生物解堵

6、技術(shù) 3、注水井復(fù)合土酸解堵技術(shù) 4、油井物理法解堵該技術(shù)是一項解除水鎖、液鎖的油井增產(chǎn)技術(shù)。1996年以來共實施118口井，有效率87.3%，平均單井累計增油260t，投入產(chǎn)出比1：20.8，尤其是2007年施工的8口井,平均單井累計增油550t，投入產(chǎn)出比1：35.2，經(jīng)濟(jì)效益明顯。2008年施工10口井，啟抽7口井，解堵后日增液1.0t,日增油0.9t。該技術(shù)已該技術(shù)已成為我油田成熟的增產(chǎn)技術(shù)。成為我油田成熟的增產(chǎn)技術(shù)。 （二）可以推廣的增產(chǎn)增注技術(shù) 1、低碳酸解堵技術(shù)2、油井微生物解堵技術(shù) 3、注水井復(fù)合土酸解堵技術(shù) 4、油井物理法解堵微生物解堵技術(shù)是利用微生物自身細(xì)胞體的作用、生物降

7、解和代謝產(chǎn)生有機(jī)酸、表面活性物質(zhì)、有機(jī)溶劑、氣體，降低了巖石-油-水系統(tǒng)的界面張力，達(dá)到增產(chǎn)目的。2007年試驗了5口井，累計增油750噸，平均單井累計增油150噸，仍有4口井有效，階段投入產(chǎn)出比1：9.2，經(jīng)濟(jì)效益顯著。2008年進(jìn)一步試驗15口井，啟抽12口井，施工后日增液1.7t,日增油1.0t。微生物解堵技術(shù)有望成為油田主要的增產(chǎn)手段。 （二）可以推廣的增產(chǎn)增注技術(shù) 1、低碳酸解堵技術(shù)2、油井微生物解堵技術(shù) 3、注水井復(fù)合土酸解堵技術(shù) 4、油井物理法解堵2001年開展了注水井酸化工藝技術(shù)研究，研制開發(fā)了以有機(jī)緩速土酸為主體的酸化工作液體系，并針對不同儲層類型的組分配比研究和優(yōu)化設(shè)計，采

8、用酸化后不返排直接投注工藝。2001年以來，共實施104口井，有效率94.2%，有效期18個月。酸化后平均注水壓力下降2.9mpa，日增注9.8m3，平均單井累計增注4156m3，若以15 m3水換1t油計算，相當(dāng)于平均單井累計增油277t，投入產(chǎn)出比1：11.08。復(fù)合土酸解堵技術(shù)是一項綜合性解堵技術(shù)，沒有很強(qiáng)的針對性，因此，對于不同堵塞原因的注水井效果差異較大。但總的來看，仍然是外圍油田扶楊油層增注技術(shù)中效果做好的，這項技術(shù)一方面可推廣應(yīng)用，同時還存在較大的改進(jìn)空間。 （二）可以推廣的增產(chǎn)增注技術(shù) 1、低碳酸解堵技術(shù)2、油井微生物解堵技術(shù) 3、注水井復(fù)合土酸解堵技術(shù) 4、油井物理法解堵增油

9、機(jī)理：井下振源隨油井生產(chǎn)管柱下入油井內(nèi)，當(dāng)?shù)孛娉橛蜋C(jī)帶動深井泵往復(fù)工作時，油管內(nèi)液體產(chǎn)生加載或減載作用。井下振源有效地將油管內(nèi)液體所具有的動能和勢能轉(zhuǎn)換為振動能量，并以波的形式向油層內(nèi)傳遞，在近井筒地帶形成振動場，解除油層孔隙的堵塞，改變油層中流體的物性和流態(tài)，加速油層流體向井筒流動，實現(xiàn)油井增產(chǎn)。 （二）可以推廣的增產(chǎn)增注技術(shù) 1、低碳酸解堵技術(shù)2、油井微生物解堵技術(shù) 3、注水井復(fù)合土酸解堵技術(shù) 4、油井物理法解堵井下振源由能量轉(zhuǎn)換器及錨定裝置組成。增油機(jī)理：井下振源隨油井生產(chǎn)管柱下入油井內(nèi)，當(dāng)?shù)孛娉橛蜋C(jī)帶動深井泵往復(fù)工作時，油管內(nèi)液體產(chǎn)生加載或減載作用。井下振源有效地將油管內(nèi)液體所具有的動

10、能和勢能轉(zhuǎn)換為振動能量，并以波的形式向油層內(nèi)傳遞，在近井筒地帶形成振動場，解除油層孔隙的堵塞，改變油層中流體的物性和流態(tài)，加速油層流體向井筒流動，實現(xiàn)油井增產(chǎn)。 榆樹林油田共施工了31口井，有效21口井，有效率68%，有效井投入產(chǎn)出比1：3.6。該技術(shù)的有效率和增產(chǎn)幅度較低，但由于投入少，施工方便，對地層無二次污染，仍然有很好的經(jīng)濟(jì)效益和推廣前景。 污泥調(diào)剖技術(shù) （三）具有試驗前景的技術(shù)油井蒸汽吞吐技術(shù) 壓裂裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù) 前期試驗已初步見到效果，下一步應(yīng)著重解決的技術(shù)有：二氧化碳驅(qū)分層注氣技術(shù)，二氧化碳防腐防垢技術(shù)，低滲透油藏二氧化碳驅(qū)深部封竄技術(shù)和注氣井防噴作業(yè)技術(shù)等。二氧化碳驅(qū)油技術(shù) （三

11、）具有試驗前景的技術(shù)裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)是在重復(fù)壓裂施工過程中，通過優(yōu)化壓裂施工參數(shù)及工藝，對原人工裂縫及對應(yīng)的射孔孔眼進(jìn)行有效封堵，促使井底壓力升高，實現(xiàn)同層中另一射孔孔眼方向上產(chǎn)生新的人工裂縫。這種技術(shù)實現(xiàn)的可行性已經(jīng)在在國內(nèi)外學(xué)者的物理模擬實驗中所證實。目前該技術(shù)要求水平應(yīng)力差低于6.0mpa，而我公司地層的水平應(yīng)力差在10 mpa左右，但隨著油田開發(fā)，應(yīng)觀察地應(yīng)力的變化，并適時開展試驗。 污泥調(diào)剖技術(shù) 油井蒸汽吞吐技術(shù) 壓裂裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)二氧化碳驅(qū)油技術(shù) （三）具有試驗前景的技術(shù)污泥調(diào)剖可提高調(diào)剖體的強(qiáng)度，減少污泥外排的污染。取樣分析可知，污油泥粒徑較小、含泥量較高，具備施工條件，三季度準(zhǔn)備試驗

12、2口井。 污泥調(diào)剖技術(shù) 油井蒸汽吞吐技術(shù) 壓裂裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)二氧化碳驅(qū)油技術(shù) （三）具有試驗前景的技術(shù) 目前全油田有稠油井110口，占油井總數(shù)的16.2%。蒸汽吞吐采油技術(shù)是改善稠油油藏開發(fā)效果、提高采收率的主要技術(shù)之一，主要作用機(jī)理有：降粘改善井底的流體流動狀況、改變巖石的潤濕性、使孔隙內(nèi)的原油受熱膨脹，殘余油量相對減少，采收率增加。存在的主要問題是注入成本高、存在水敏傷害。如果采取自購設(shè)備的方式，有可能大幅度降低成本；水敏問題通過投加防膨劑可以解決，下一步有必要開展這項試驗。污泥調(diào)剖技術(shù) 油井蒸汽吞吐技術(shù) 壓裂裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)二氧化碳驅(qū)油技術(shù) 三、降低維護(hù)性費(fèi)用 榆樹林油田油層埋藏深，單井產(chǎn)量低

13、，抽油機(jī)井系統(tǒng)效率低，“兩率”指標(biāo)居高不下，維護(hù)性成本高，要依靠新工藝新技術(shù)，降低開采成本。（一）、機(jī)采井降低能耗 三、降低維護(hù)性費(fèi)用 榆樹林油田油層埋藏深，單井產(chǎn)量低，抽油機(jī)井系統(tǒng)效率低，“兩率”指標(biāo)居高不下，維護(hù)性成本高，要依靠新工藝新技術(shù)，降低開采成本。（一）、機(jī)采井降低能耗 電機(jī)功率配置大，平均單井裝機(jī)功率33.08kw，實際運(yùn)行功率7.13kw，電機(jī)功率利用率為26%。 電機(jī)轉(zhuǎn)速高，6極電機(jī)343臺，占裝機(jī)總數(shù)的50%。沖次高，平均沖次數(shù)2.93次/分，沖次數(shù)4次/分以上的井?dāng)?shù)為504口。 部分抽油機(jī)井機(jī)型大，抽油機(jī)井平均負(fù)載率為59.86%，減速箱扭矩利用率為39.84%；14型抽

14、油機(jī)5臺，10型抽油機(jī)557臺。 油藏埋藏深、單井產(chǎn)量低、負(fù)載大是抽油機(jī)井產(chǎn)生高能的內(nèi)因。舉升方式不節(jié)能、舉升設(shè)備及參數(shù)不匹配是產(chǎn)生高能耗的外因，主要表現(xiàn)在： 對于老井而言，降低能耗的主要方式：一是合理匹配抽汲參數(shù)；二是改造或更新舉升設(shè)備；三是改變舉升方式。新井中低沖次抽油機(jī)配套技術(shù)：低沖次抽油機(jī)+12極電機(jī)+電容無功補(bǔ)償配電箱+s11型變壓器+32泵+組合桿柱。 2、改造或更新舉升設(shè)備 安裝機(jī)械減速器是降低抽油機(jī)沖次最簡單的也是最有效節(jié)能手段，從以往的應(yīng)用效果看，單井節(jié)電率在20-40%，投資回收期約6-8個月；改造低轉(zhuǎn)速電機(jī)是降低沖次的另一個有效手段，節(jié)能效果好于機(jī)械減速器，節(jié)電率高5個百

15、分點左右，但投資略高，回收期約10-11個月。2008年計劃對全公司需降沖次的240口井全部采取措施，其中安裝機(jī)械減速器180口井，低轉(zhuǎn)速電機(jī)改造60口井。 1、合理匹配抽汲參數(shù) 更換電機(jī)、變壓器、配電箱都具有節(jié)能效果，但投資回收期較長，不宜采用。下偏杠鈴改造，節(jié)電率7-8%，近年來已實施下偏杠鈴改造30臺。 3、改變舉升方式 (1) 應(yīng)用深井小排量螺桿泵 2008年繼續(xù)實施抽油機(jī)換螺桿泵10口井，在新井產(chǎn)能建設(shè)中應(yīng)用13臺，從舉升方式上節(jié)能降耗。預(yù)計當(dāng)年節(jié)電25104kwh。 目前采取的主要措施是應(yīng)用深井小排量螺桿泵。由于螺桿泵拖動電機(jī)的功率較低，功率利用率高，能耗低，同時能夠很好地泵送含泥

16、砂原油和中粘度原油，應(yīng)用前景較好。與普通游梁抽油機(jī)相比，節(jié)電率可達(dá)45.3%。抽油機(jī)井與深井螺桿泵投資測算表 項目 10型機(jī)抽油機(jī)井螺桿泵井驅(qū)動裝置11kw普通泵32pcm15tp2400一次性投資折算15年投資一次性投資折算15年投資機(jī)（含電機(jī)）14.514.53.23.2配電箱0.30.30.30.3泵0.32.44.527桿5.85.86.46.4管12.8（含450米加厚）12.812（平式）12扶正器0.120.36錨定器0.270.81井口110.50.5地面基礎(chǔ)0.80.8安裝0.990.99耗電（萬元）(2)提撈采油 從舉升方式的角度看，提撈采油是最徹底、最節(jié)能的舉升方式。一是

17、提撈技術(shù)不夠完善，主要存在提撈經(jīng)濟(jì)界限不清、計量不準(zhǔn)、提撈深度不夠、含水取樣不準(zhǔn)、提撈泵掉井打撈難度大及套變井油管撈油技術(shù)不成熟等問題，均有待進(jìn)一步研究；二是在采油、運(yùn)輸和卸載過程中很難有效監(jiān)控，管理難度大，漏洞多。目前存在的主要問題(2)提撈采油 一方面，要開展提撈采油配套技術(shù)研究，主要有提撈經(jīng)濟(jì)界限、過油管提撈采油、提撈井打撈等技術(shù)研究。另一方面，要推進(jìn)數(shù)字化提撈工作。分析提撈井采油運(yùn)油的工作流程，結(jié)合在數(shù)字采集、無線通訊、自動控制領(lǐng)域和應(yīng)用軟件領(lǐng)域的開發(fā)經(jīng)驗，開發(fā)提撈采油智能管理系統(tǒng)，時時監(jiān)控運(yùn)油車的工作狀態(tài)，一旦發(fā)現(xiàn)中途異常情況，系統(tǒng)自動報警，并及時反饋到油田監(jiān)控中心，充分保證原油運(yùn)輸

18、中的安全；同時自動識別采油車輛，進(jìn)行后臺數(shù)據(jù)管理；對提撈油量進(jìn)行后臺實時數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析，預(yù)警提撈時間，最終實現(xiàn)提撈采油數(shù)字化。4、在產(chǎn)能井應(yīng)用低沖次抽油機(jī) 低沖次抽油機(jī)在常規(guī)游梁抽油機(jī)基礎(chǔ)上，將原來的二級減速箱變?yōu)槿墱p速器箱，其傳動比由普通抽油機(jī)的28增至132.5，使抽油機(jī)的最小沖次數(shù)降至1次/分。前期試驗表明，低沖次抽油機(jī)平均實際運(yùn)行功率為4.034 kw，與同型普通游梁抽油機(jī)對比，節(jié)電率為47.06%。 產(chǎn)能井配套工藝：低沖次抽油機(jī)+12極電機(jī)+電容無功補(bǔ)償配電箱+s11型變壓器+32泵+組合桿柱。2008年在產(chǎn)能建設(shè)中繼續(xù)應(yīng)用78臺。 5、正在試驗的舉升方式智能提撈抽油機(jī) （二）降低油

19、井清防蠟、清防垢藥劑費(fèi)用 為了降低此項費(fèi)用，積極探索應(yīng)用新工藝新技術(shù)，主要試驗應(yīng)用了xt2007油井防蠟降粘阻垢劑、電磁防蠟器和桿式固體防蠟器等。 2007年總累計552.501萬元；清防蠟劑135.693萬元清防垢劑688.194萬元兩項合計1、開展xt2007油井防蠟降粘阻垢劑現(xiàn)場試驗 為降低加藥成本、減少加藥勞動強(qiáng)度，2007年試驗了xt2007油井防蠟降粘阻垢劑，該藥劑是在分析、評價篩選目前現(xiàn)場常用的清蠟防蠟劑、降粘劑、阻垢防垢劑性能基礎(chǔ)上，經(jīng)過室內(nèi)大量的與現(xiàn)場實驗分析研究相結(jié)合，研制開發(fā)的復(fù)合型油井防蠟降粘阻垢劑。 選擇有代表性的樹8和東12的30口井。試驗方法是初期加入劑量較多，徹

20、底清除井內(nèi)蠟和垢，以后逐漸遞減。試驗了四個周期，月加藥量150kg,從應(yīng)用情況看，能夠保持油井正常生產(chǎn)，沒有因蠟和垢而檢泵。 油井防蠟降粘阻垢劑價格11000元/噸，清防蠟劑價格6487.19元/噸，清防垢劑價格5927元/噸。應(yīng)用防蠟降粘阻垢劑單井月費(fèi)用1650元，應(yīng)用清防蠟劑和清防垢劑單井月費(fèi)用2142元，月少投入492元，節(jié)約了成本，同時減少工人勞動強(qiáng)度。2、高效電磁清蠟器(電磁防蠟器) 電磁防蠟器主要由一個處理室和外部動力供給部分組成(如圖)。一般安裝在井口的出油管線上，使其電磁能量極化前后碳鋼管線，形成強(qiáng)大的磁力場，使油管和地面管線的含蠟油流都受到磁處理，達(dá)到防蠟?zāi)康摹?電磁防蠟 近

21、年發(fā)展起來的一種原油清防蠟新技術(shù)，其主要原理是利用高性能電磁變換裝置建立一個強(qiáng)磁場，該磁場對原油中的石蠟分子產(chǎn)生整體強(qiáng)烈激勵作用。使石蠟分子在管壁上析出結(jié)晶的幾率減少，起到防蠟作用。電磁防蠟器單價3.18萬元，有效期按10年計算，單井年需0.318萬元。應(yīng)用清防蠟劑，年需1.412萬元。應(yīng)用電磁清蠟器單井年節(jié)省1.094萬元。3、固體緩釋防蠟器 根據(jù)油井井底溫度的不同，固體緩釋防蠟器的使用分為泵上桿式和泵下管式兩種形式。當(dāng)井底溫度高于70時，使用泵上桿式固體緩釋防蠟器，當(dāng)井底溫度低于70時，使用泵下式固體緩釋防蠟器。下入部位地溫65的最佳。 對井底溫度高于70的油井，應(yīng)采用泵上桿式固體緩釋防蠟

22、器。此工藝可調(diào)解下入深度，一般情況下入部位地溫應(yīng)在65附近。將其連接在抽油桿上，原油從油層流向地面時流經(jīng)固體緩釋防蠟器里的防蠟塊，隨著抽油桿的上下運(yùn)動將防蠟塊緩慢地、均勻地溶解在原油中，起到防蠟、降凝作用。 泵上桿式固體緩釋防蠟器示意圖泵上桿式固體緩釋防蠟器示意圖固體防蠟器單價0.26萬元，一般單井一次性應(yīng)用3根，有效期按1年計算，單井年需0.78萬元。應(yīng)用清防蠟劑，單井月用藥量0.167t，加藥周期28d，年需藥量2.177t，清防蠟劑單價0.648719萬元，年需1.412萬元。應(yīng)用清防蠟劑單井年節(jié)省0.632萬元。 （三）降低抽油機(jī)井兩率 影響油井檢泵率和返工率的主要原因是地層出泥質(zhì)物、

23、抽油桿管問題和油稠影響。2007年檢泵212井次，因這三項原因檢泵142井次，占檢泵井總數(shù)的67.0%，返工75井次，占返工總數(shù)的68.2%；2008年上半年檢泵87井次，因這三項原因檢泵61井次，占檢泵井總數(shù)的70.1%；返工25井次，占返工總數(shù)的64.1%。 2007年和2008年上半年檢泵主要原因統(tǒng)計表時間檢泵總井次 (井次)返工總井次(井次)檢泵主要原因井次(井次)占檢泵井總數(shù)比例(%)返工井次(井)占返工總數(shù)比例(%)合計泥質(zhì)物桿管 問題油稠井?dāng)?shù)比例井?dāng)?shù)比例井?dāng)?shù)比例2007年底2121101426430.26229.2167.567.07568.22007年6月底11262873944.83944.8910.377.75385.52008年6月底8739613337.92427.646.670.12564.1(2)開展地層泥狀物形成機(jī)理及防治研究 1、針對出泥質(zhì)物井(1)幾項技術(shù)結(jié)合，對出泥質(zhì)物油井治理 目前治理泥質(zhì)物的主要手段有：螺桿泵、防砂防泥泵、振動防砂篩管。上半年試驗應(yīng)用防砂防泥泵3臺，振動防砂篩管3個，效果需進(jìn)一步觀察。從今年應(yīng)用4口螺桿泵治理泥質(zhì)物的情況看，在滿足沉沒度要求的情況下，螺桿泵應(yīng)是解決泥質(zhì)物目前較為有效的手段。 (2)開展地層泥狀物形成機(jī)理及防治研究 1、針對出泥質(zhì)物井(1)幾項技術(shù)結(jié)合，對出泥