埕岛油田中后期采油工艺面临的挑战和发展方向.doc

埕岛油田中后期采油工艺面临的挑战和发展方向孙宝泉申强 (胜利油田有限公司采油工艺研究院)1埕岛油田开发特征埕岛油田自一九九二年十月开发至今已经发现了明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街 组、中生界、古生界、太古界等七套含油气层系，累计探明含油面积1439km2，探明地质储 量38462108t。其中主力油层馆陶组已探明含油面积99k2地质储量2，9544 x 108t，占总 探明储量的768。11地质特征 埕岛油田主力层馆上段是一个油稠、高饱和、高渗透、多油水系统的疏松砂岩油藏，具有河流相正韵律沉积特征。 (1)油层属常温常压系统，地饱压差小。 馆陶组地层压力系数0974，地饱压差268MPa，地温梯度385100m。原油密度0舛23c一，地面粘度312InPas。 (2)砂层厚度变化大，油水关系复杂。 油砂体分布广泛，但砂层厚度在平面上变化较大。油水关系复杂，在平面和纵向上有多个油水界面。 (3)油层埋藏浅，胶结疏松，成岩性差，泥质含量高。 馆上段埋深12501670m，孔隙度345。泥质以伊利石、蒙脱石为主，含量76。 强水敏，粘土遇水易膨胀，生产易出砂。 (4)油层渗透性好，产能较高，但非均质严重。馆上段平均空气渗透率”11 x 10-3凹F，纵向上非均质严重。平均采油指数345(d MPam)，投产初期具有一定的自喷能力。(5)油层产能较高，平均每米比采油指数345(d-MPam)，投产初期具有一定的自喷 能力，产量递减快。见水早含水上升快。从以上地层资料可看出，埕岛油田馆陶组地层胶结疏松，渗透率高，粘土遇水易膨胀， 导致渗透率下降和地层出砂特别是注水后地层出砂将更将严重，是采油技术需要解决的主 要矛盾。12开发简历 埕岛油田的开发经历了1993年10104t、19辨年30104t、1995年54104t、1996年100l叽、1997年150104t、1998年180104t、1999年200104t、2000年217104t等八个产能建设阶段。生产层位也由最初的东营组、中生界富集块到1996年馆陶组的主力层太442面积投入开发。13开发特征 (1)井身结构 埕岛油田采用了大密度定向井丛式井组的布井方式，其井身结构为直一增一稳的三段式井身剖面，油层套管一般为1778m x 919m的N80套管。油井井底垂直深度一般为1500。1700m，造斜点在500。700lIII，最大井斜为570，最大狗腿度达667。30m。这种井身结 构使得陆上常规采油工艺技术不能在海上正常使用。(2)平台条件埕岛油田采取了建设海上中心动力平台，配套辅助简易卫星采油平台的部署方案。卫星 采油平台一中心平台一陆地之间采用海底电缆和海底管线的方式进行地面动力供给和原油输 送并有配套的生产控制平台对其进行控制管理，从而大大减少了井口平台面积。但地面井 口距离只有2m，使得采油生产方式的选择受到很大限制。(3)环境特征 埕岛油田开发区内水深一般在5。15m之间，采油工艺配套技术须考虑安全控制、环境保护、防腐和抗风浪等要求。尽管其油藏类型与孤东油田和孤岛油田相似，但开发难度和风 险却很高，具有高投入、高风险的开发特征。2埕岛油田开发技术现状21海上生产现状 截止到2004年11月，埕岛油田共投产生产井289口，其中油井232口，日产油能力6081t。日产油水平5813t，单井日产油能力加9t，单井日产油水平28ot，综合含水444，采油速度11，采出程度91；水井57口，日注水量5173m3，平均单井日注水量1088矗，累积注水446426104矗。注采比O66。 其中电潜泵总井数181口，占811，开井160口，单井日液能力586t，日产油能力47308t占782含水466，平均检泵周期849天。螺杆泵总井数28口，占126，开井26口，日产液能力841，3t，单井日液能力324， 日产油能力5194t，占84，含水383，平均检泵周期1328天。潜油螺杆泵井4口，占18，开井3口，日产液能力747t，单井日液能力249t，日产油能力483t。占O8，含水353，平均生产时间20ld。 自喷井总井数19口，占85，开井14口，日产液能力9735t，单井日液能力749t，日产油能力9023t，占145，含水73o馆陶组生产井均进行了先期防砂，防砂方式初期主要以金属棉和双层预充填绕丝筛管为 主，近年逐步尝试采用了金属毡、精密滤砂管、砾石充填、挤压砾石充填、压裂防砂等多种 防砂方式。注水井56口，除部分合注井使用原井防砂管外，共防砂29口，占784。对分层注水。井采用金属毡分层防砂方式进行防砂。22采油工艺技术现状 经过近十年的探索、研究和完善，胜利埕岛油田已逐渐形成了一整套适应海上油田特征和开发要求的采油工艺技术系列，包括防砂技术、注水技术等，在埕岛油田的发展过程中起 到了重要作用。 t443221油层保护技术 (1)各种人井液油层保护技术 在钻井、固井、射孔、防砂、完井、投产等所有接触油层的施工作业都采取了相应的保护油层措施，如作业过程采用海水基人井液，经二级过滤，控制固相粒径5脚。为保证射孔后的地层产能，射孔液添加了粘土稳定剂；防砂施工液添加了KD一93原油 清洗剂。对具有一定自喷能力的新投产井，采用了密度103110m，的无固相泥浆作压 井液；对地层压力下降较大的老井维护作业，还实行了屏蔽暂堵措施。由于各道工序都采取了严格的油层保护措施，降低了油层污染使油井得以在较高产能 条件下生产。(2)井下双向流动阀防漏技术t该工艺是对地层压力下降较大的老井维护作业的防漏配套技术之一施工时只需直接 将双向流动阀投入井中，插入到防砂管柱鱼腔中。油井产液向上通过单流阀进入井筒， 从井筒向下打压67Pa，液柱压力顶开双向流动阀的滑套开关，实现对地层的处理。施工。井下双向流动阀有两种作用：防砂施工后投入双向流动阀，防止下完井管柱过程中人 井液漏失到地层，确保油层不受侵害；老井作业探原井确认防砂管柱内无砂后投入双向流 动阀，可防止下完井管柱时入井液漏失到地层，因此人井液中无需加粘土稳定剂，节约了作业成本。222防砂工艺技术 埕岛油田主力油层馆陶组埋藏深度一般为12一1600m地层胶结疏松。生产易出砂。为此，陆续开发出了绕丝管砾石充填、双层预充填绕丝筛管、双层预充填割缝筛管、金属棉 滤砂管、金属毡滤砂管等防砂技术，对全部油井实行了先期防砂，取得了较好的效果。目前埕岛油田累计油井防砂275井次，防砂成功率98以上。防砂井井口化验含砂平均001，防砂井油井产能平均下降lO一15，远低于陆上油田防砂井的产能损失。机采 井油井免修期大大延长，螺杆泵免修期995天，最长达2100天；电潜泵免修期645天。最长 达1960天。砾石充填防砂井除转注的油井外大部分都能正常生产，平均有效期超过了3年，生产时 问最长的CBllc一5井已正常生产了近9年。防砂效果好、有效期长，能够满足埕岛油田今 后防砂的需要。后期开发使用的金属毡滤砂管防砂从2000年开始到目前已应用了55井次，除少数油井 改层外，目前都正常生产平均有效期已超过了15年。金属棉滤砂管防砂工艺从1995年开始应用，到2000年已应用147井次，在埕岛油田开 发的初期发挥了一定作用。双层预充填绕丝筛管防砂工艺从1995年开始应用。到1998年累计应用42井次。该工艺 由于结构特点存在防砂失效的隐患，自1998年以后，埕岛油田已基本淘汰了该种工艺。223举升生产配套技术-，-由于埕岛油田馆陶组油藏压力系数低，自喷能力弱，因此采油方式立足于适应海上平台 生产的电潜泵、螺杆泵采油方式。其中。对单井产量大于70矗d的大部分油井，采用电潜 泵采油(排量70100m3d)；对构造较低部位和产能较低的油井，采用螺杆泵采油(排量40。70一d)。馆陶组除少数高产井采用自喷方式投产外，大部分采用螺杆泵和电潜泵方式投产444取得了很好的生产效果。 (1)自喷生产配套技术 针对有自喷能力的海上油井。采用了以Y441型液压封隔器为主体的自喷生产配套技术，可根据不同油藏类型及工艺要求进行多层合采或分层采油。该管柱目前仍在自喷投产井上使用，效果很好，生产时间最长的井正常生产了10年。(2)电泵生产配套技术随着埕岛油田逐步进入中高含水期，太部分生产井已采用潜油电泵采油方式。电泵生产 配套技术主要采用了以过电缆封隔器为主的管柱配套，可用于多层合采或封下采上油井；利 用过电缆封隔器上的排气阀，可实现电泵电缆的无损穿越和定时排放套管气，还可允许永久 式井下测压系统的多路测压管线穿越。定向井加强型潜油电泵机组。 这是针对常规潜油电泵机组不适合在狗腿度大于30加lIn定向井中应用而改进后的潜油电泵机组。其改进主要包括：采用了胶囊式保护器、减小了机组长度、改进了机组之间的连 接方式提高了抗弯曲能力，使电泵机组在7in套管井中可适应8030m的井身轨迹曲率变化。小排量电泵机组随着油田开发范围的不断扩大、开发时间的延长，低产能井、供液条件较差的油井越来 越多。为了与地层的实际供液情况相匹配，埕岛油田开发了理论排量为80、60、45m3d的 小排量电泵机组，取得了良好的使用效果。电缆防护工艺 海上大部分井是斜度较大的定向井。电泵井电缆保护一直是电泵井施工的薄弱环节。大扁电缆保护工艺即：在油井造斜点以上，油管接箍打一个双连金属保护器，油管中间打一个橡胶保护器，造斜点以下，油管本体加打两个单连金属保护器；小扁电缆保护，采用槽式保 护，外加小扁特制保护器；确保大扁、小扁电缆下井过程中不被挤伤，自应用后取得了良好 的使用效果。目前海上电泵生产井平均单井日产液607t，日产油499t，平均免修期达645d，生产最 长的cBllE一1井正常生产1960d。(3)螺杆泵生产配套技术 针对海上馆陶组部分油井油稠、易出砂、油井产液量不高的特点。采用了以螺杆泵封隔器、机械式油管锚等为主的地面驱动螺杆泵采油生产配套技术，可通过封隔器上的排气阀实 现环空定时排放套管气功能，还可允许井下永久式测压系统管线的无损穿越。双头螺杆泵 双头螺杆泵由双线螺杆转子和三线内螺旋面定子组成，与单头螺杆泵相比，具有以下特点：a转子在运动时偏心小；h定子橡胶遇油膨胀后不均匀变形小；c在相同尺寸下，双 头螺杆泵的举升扬程和排量都较大。变频起停技术 螺杆泵变频起停装置是将变频控制技术应用于螺杆泵井的控制系统，可实现对螺杆泵电机的“软启动、缓停车”和无级调速。该装置具有以下功能：可实现螺杆泵井的“软启动”，以降低对电网的冲击；可通过改变电机运转频率来调 节油井生产参数；实现了螺杆泵井的“缓停车”，防止停机时出现机械故障；可通过设置 最大启动保护电流来防止系统故障的发生。445应用空心抽油杆 空心抽油杆由于其结构的特殊性，与实心抽油杆相比，其良好的抗扭性能更适合于驱动井下螺杆泵。在相同螺杆泵井的条件下，36m空心抽油杆的安全系数要比25mm的D级实心抽油杆大一倍。螺杆泵井主要应用了Pc37514、Pc46014、P(37011、120D154、180M等5种泵 型，各井均使用了变频调速装置，效果良好。目前平均单井日产液367t，日产油295t，平 均免修期达995d，生产最长的cBllc一5已正常生产2100do。224分层注水工艺技术定向井分层注水工艺技术是根据海上油田注水工艺要求和环保要求而设计，目前已在埕 岛油田应用了57口井。它主要包括注水井防砂工艺、分层注水工艺两个方面。其原理是先 在井内进行分层防砂，建立密闭式内管。再在内管内下入分层注水管柱。实现分防分注。根据馆陶组层多、差异大的油藏特点埕岛油田对注水工艺选择了合注、一级两段、二 级三段等三种注水方式。管柱使用同心双管分层注水工艺管柱、单管分层注水工艺管柱，可 满足3层分注、测试的需要。技术指标：可对2，3层进行分层防砂、分层注水；管柱额定 工作压差15MPa，适用于井深2500m以内井斜小于450的定向井；可实现井下分层测试和调 配。各年度实施情况见表l。表l埕岛油田各年度注水实施情况、注水方式、转注时间 l螂年 2001年200D年 加02年2003年2004年双管分注2层，4单管分注2层 10 2 5 1l 单管分注3层l 12 16 全井合洼 2510 l1由于地面流程建设滞后，各注水井注水时间长短不同，注采完善程度不高，因此目前只 有部分井见效，阻止了地层能量的持续下降，维持了油井产能。同时注水井防砂工艺管柱在 国内首次实现了注水井分层防砂、丢手一次性完成，其防砂有效期长；不仅满足了馆陶组地 层分层注水的需要，而且满足了海上安全及环保方面的要求。2004年主要完善了以上注水管柱的密封、测试等功能。目前各项工作正在实施之中。225产动态监测技术 目前埕岛油田所使用的生产动态检测技术采用的是井下毛细管测压技术和井下固定式电子压力计测压技术。其中毛细管测压装置自1995年以来共安装了52套固定式电子压力计 安装了7套，取得了较为满意的生产动态测试数据，为该区的生产调整提供了可靠的依据。(1)毛细管测压技术 主要由地面部分(氮气源、氮气增压泵、空气压缩机、数据采集控制系统)和井下部分(毛细钢管、传压筒)组成。其工作原理是利用气体作为压力信号介质，将井下压力通过井下 毛细管中的传导介质传递至井口，再由地面上的压力变送器测取信号，传送到数据采集器， 通过计算机进行回放处理。该技术具有测试精度高、井下部分结构简单、环境适应性强、使用寿命长的特点，可以 满足各种稳定试井和不稳定试井，高温试井，直井、斜井、水平井的单层测试和分层测试的446需要。 目前，该技术的国产化工作已由胜利采油院完成，经室内及现场试验，其测试效果和设备运行可靠性均达到了国外同类产品水平。目前已在胜利海上、大港、渤海等油田成功应用了36套，效果良好。 (2)固定式电子压力计测压技术 主要由井下压力传感器、单芯传导电缆、地面数据采集装置回放系统组成。其工作原理是利用光电转换将井下压力、温度转换成电信号，利用专用电缆传至地面进行采集和 处理。该技术具有可长期连续地记录井下的压力和温度，便于地面远距离监控，及时、连续、 可靠的特点，可以满足各种稳定试井和不稳定试井，直井、斜井、水平井的单层测试和分层 测试需要。目前埕岛油田已累计安装8套。综合几年来埕岛油田开发技术发展成果，对海上采油工艺技术有如下认识：开发全过程实施严格的油层保护措施，降低了油层污染，保证了油井高产稳产。高质量的先期防砂，确保了油井长期正常生产。采油方式和生产参数选择合理，增加了油井生产时率、延长了油井的免修期。合适的油井生产测试方法，加深了对油藏的动态认识，使增产措施具有较好的针对 性和可靠性。由于天然能力不足，油井产量递减快，应加快注水工作实施进度，保护地层能量，减缓油井产量的递减。目前注水实施了56口，使部分生产井见效，产量稳中有升。3目前油田开发过程中面临的困难31开发速度不能满足海上平台寿命和生产效益最大化的要求 埕岛油田总体上讲属海上油田，由于海上平台的设计寿命制约，国内外海上油田的开发一般都采用强注强采的生产模式，以期在平台设计寿命时问内，获得最大生产效益。 从埕岛油田1993年正式投入开发到2004年，许多馆陶组油井采油平台?海底管线已使用10年。按海上平台、海管的设计寿命15年计，如果后期进行加固、维修，延长35年 使用寿命，早期投产的馆陶组油井采油平台、海底管线还能生产8一lO年的时间。馆陶组主力油藏预计采收率198，截至2004年10月，馆陶组油藏采油速度11， 采出程度94，单井日液水平44t，日油水平28t，综合含水364，累计采出液16651t，累计注水446104矗，采出注入比为5：1。如果按照目前的采油速度，到平台有效生 产期结束，将使埕岛油田的采收率大大降低，造成地下资源的浪费。为此埕岛油田必须提高采油速度，实施“强注强采”政策，加大提渡力度，提高注水质 量，以在平台有效期内获取最大的采收率和经济效益。但由于目前在用的许多注采工艺技术 还存在许多不适应“强采强注”的技术问题，需要进行进一步完善，以提高其对埕岛油田中后 期油井生产的适应性。32注水政策和注水工艺不能适应目前油田的生产要求321注水强度低，压力恢复慢，使提高采液强度困难 由于2000年埕岛油田才转人注水开发阶段。注水时间比方案设计滞后了2年，造成地层亏空严重，使地层目前的平均压降达到了349MPa，低于馆陶组地层的饱和压力23MPa。按照所制定的温和注水政策，在恢复阶段设计注采比为1112，稳定注水阶段设计447注采比为1O，使得埕岛油田开发10年来，馆陶组累积注采比只有O22，目前的月注采比也 只有066，不能满足油田的生产要求，需进一步加大注采比。同时地层亏空也给采油、作业带来一系列难题，压力恢复缓慢是目前电泵提液困难的一 个重要原因。322不能满足强采要求，注水工艺有待进一步完善提高 截至2004年10月底，埕岛油田56口注水井，单井配注量80m3d，实际注水量77一d，在单井较小的注水强度下，部分井注水压力较高有的井只有捞出配水芯子才能满足配注量。统计56口注水并，平均注水干压67MPa，注水压力超过5MPa的有12口井，超过6MPa的有9口井。 埕岛油田目前的注水工艺主要是空心单管分层注水工艺、同心单管分层两种注水工艺，两种注水工艺都是采用滤砂管防砂后管内分层配水。虽然在投注初期都可满足分层注水的需 要，但都各自存在一些弊端。同心单管分层注水管柱不能反洗到油层位置，长期注水必然会导致管内结垢，使注 水压力干线升高；空心单管分层注水工艺虽然解决了管内结垢问题，但由于封隔器洗井开关的结构局限性，当层间注水压力相差较大时，存在窜层的问题；由于海上注水干线长，管线对水质存在二次污染。同时随着海上油井含水的逐渐上 升，部分注水井已开始回注污水。当注水水质量不合格时，两种注水管柱都存在杂质堵塞水 嘴的问题；水质不合格不仅导致了水嘴的堵塞，而且也容易导致地层堵塞。由于增注措施及技 术目前不完善，造成部分注水井欠注，影响了注水速度，导致水线推进速度不均。33采油方式适应性变差，提液强度不能满足强采要求埕岛油田目前共投产生产油井232口，其中电潜泵18l口，占811，单井日液能力586t；螺杆泵28口，占126，单井日液能力324“自喷井总井数19口；潜油螺杆泵4 口。综合含水444，采油速度11，采出程度91。由于埕岛馆陶组油层为常压边际油藏，主要生产方式是电潜泵，初期配产一般在4060Ldo但随着生产时间的延长，注水工作的见效，油井含水逐渐上升，综合递减率开始加 快。这种情况下初期的配产指标已不能满足油田加大提液量、稳定原油产量的要求，电泵的 生产适应性逐渐变差。同时，由于平台设计配电负荷的限制，目前仍有部分油井采用地面驱 动螺杆泵方式生产，其下泵深度和排量都不能满足强采要求。34油水井配套工艺技术不完善，需进一步加强研究攻关 (1)馆陶组油井采用单一套管完井方式，油层完善程度受到限制 裸眼完井方式是油井完善程度最好的方法，能大大提高油层部位的产出剖面的产液强度，提高油井产量。但由于风险太大，目前海上馆陶组的定向井、水平井仍采用单一套管完 井。还没有采用裸眼完井方式。海上不同于陆地油田，高速强采应考虑多种完井方式。(2)中高含水期常规防砂工艺对大泵提液的适应性有待研究 目前部分油井存在提液难度较大的问题，当前开展了提液试验，对原来600d的电泵井改下100一d的电泵，发现建立不起生产压差，油井产液量提不起来。常规滤砂管防砂、 循环充填防砂工艺对大泵提液强采的适应性有待于进一步研究，最新应用的压裂防砂工艺和 分层挤压充填工艺还需要进一步完善和评价。448(3)油井储层堵塞机理及解堵工艺还需进一步研究 目前对油井储层生产期间堵塞和作业期间污染堵塞的机理还需进一步认识，目前的解堵措施有的见效不明显，解堵工艺还需进一步优化。 (4)地面配套设备不能适应大泵提液的要求 在中高含水期，海上油井生产必然采用大泵提液来提高采液强度，油井用电负荷将大大增加，对目前平台配电设备要求也将增加。同时，随着埕岛外围一些稠油区块的陆续投产， 受海上条件的限制，油井电加热等稠油冷采工艺将投入使用，目前的配电系统也急需增加容 量来满足生产需要。另一方面，在相同的含砂量下，井组油井的出砂量将会增加，势必会影响地面计量设 备、油流管线的寿命。因此，地面除砂设备需进行研究和配套。35水井调剖、解堵工艺处于探索阶段 加强注水工作的中心是提高注水的有效性，提高注水质量，但随之带来的是大量的注水井堵调工作。由于受海上平台条件、海况条件、油井生产任务的影响，目前该项工作仍处于 探索阶段。2004年埕岛油田已实施了5口注水井调剖施工，水井解堵工艺实施了8口井，调 剖井的注水压力有所上升，其效果还有待于进一步观察。由上述分析可知，目前海上采油生产的各种工艺配套技术对馆陶组开发中后期“强采强注”还存在较大的不适应性，面J临着油井出砂加剧、海上大斜度定向井大泵提液、提高定向 井分层注水有效率等诸多挑战。因此，为了实现“强采强注”。提高埕岛油田的采收率和经济 效益，海上采油生产除继续加强海上油水井的生产管理、制定适宜的生产制度外，采油工艺 技术需积极开展注水完井工艺优化、水井调剖解堵工艺、裸眼完井方式、油井防砂适应性、 油井解堵工艺、电泵管柱适应性、地面设备适应性等一系列研究工作，以及早解决馆陶组中 后期生产面临的工艺技术问题。4海上采油工艺今后的发展方向按油藏工程方案部署，埕岛馆陶组油藏预计采收率198，但由于到2004年10月，其 采出程度只有99，综合含水444，累计注水446x 104一，还有相当的可采储量还大 有文章可作，采油工艺的发展将为此项工作提供有力的技术保障作用。经过几年的发展，胜利海上采油工艺技术尽管取得了可喜的成绩，形成了具有胜利特色 的浅海采油工艺技术体系，但随着开发程度的不断加深，各种矛盾会越来越突出，影响海上 原油产量稳定和开发效益。因此，应围绕在埕岛油田平台、海管寿命期间最大限度提高油田 开发效益这个中心问题，研究馆陶组开发中后期强采强注面临的工艺技术问题。41继续完善海上分层注水工艺，提高分层注水台格率，提高水驱程度 随着埕岛油田注水工作的进一步开展，规模逐步扩大，现有注水工艺逐渐暴露出分注合格率低、增注效果差等方面的一些问题。由于埕岛油田注水层具有层数多、差异大、胶结疏 松、易出砂的油藏特点和平台面积小、井距小、井斜大、注水干线长、油井测试、洗井受海 况影响大的工况特点自2003年始，埕岛海上应用了可实现在定向井分层注水管柱中进行 全井筒洗井的“二次完井分层防砂分层注水技术”。该技术的主要特点是采用大通径的防砂管 和大通径的分层封隔器组合成分层防砂管柱，将该管柱悬挂在油层部位，形成具有高防砂能 力、高渗透性的“井筒”，再在该“井筒”内下人小直径的分层注水管柱，分层安装配水器和同 心注水芯子，实现分层注水、分层测试。由于该管柱通径大，便于实施管内分层和其他施工449工艺，因此在进行分注3层的条件下，可实现全井简洗井和分层测试，提高注水精度和效 率。目前该技术已现场应用48口井，满足了埕岛油田分层注水的要求。强采的前提是强注，增加地层能量。因此，如何提高注水量，提高分层注水合格率，减 少水井解堵、检修井次，配套完善海上分层注水工艺和测试工艺，是当前海上注水工作中急 需研究解决的课题，以解决目前存在的层间差异大和注人水单层突进现象，达到提高分层注 水合格率；达到有效注水、合理注水的目的。包括#目前空心分层注水工艺的改进与完善自升式可洗井分层注水管柱及配套工艺；水井长效化学防砂工艺及配套分层注水工艺；水井泡沫凋剖工艺；水井解堵增注技术等；大套管井同井回注技术。42开展海上采油方式适应性研究，适应大泵提液要求 针对目前采油生产中存在的油井举升设备和地面配套设备对油井中后期采油生产适应性变差问题，首先应配套开展高含水期采油方式适应性研究，选择合理的采油方式，同时对目 前电泵生产管柱和平台配套设备进行改进，以适应大井斜、油稠、大排量的提液条件。(1)开展建立有效生产压差方法研究，提高单井提液强度。埕岛油田的平台设计决定了大泵提液后主要的采油方式是电泵采油，如何提高油井的完 善程度、提高地层的产液能力、提高电泵的适应性，有效建立生产压差，提高单井产量，是目前采油工艺首先必须研究并解决的问题。、(2)研究应用新型分层采油技术，减少层间干扰，提高各层的贡献率。 伴随着海上油井含水的不断上升，层问矛盾加剧，油田的开采难度日益增加。多年的强 采强注，将会使层间矛盾更加突出，高含水井增多，高渗透油层被水淹，产油量下降，油田 经济效益下降。为了缓解矛盾，实现稳油控水，应着手研究并推广应用分层采油及细分层采油等工艺措施，以提高各层的贡献率，提高整体开发效果。(3)研究开发新的电潜泵技术，提高电泵对稠油、出砂及大排量提液的适应性。 (4)研究开发大排量潜油螺杆泵技术，使之满足大井斜、油稠、大排量的提液要求。43研究应用中高含水期采油工艺配套技术，满足强采要求 (1)开展防砂方法适应性研究，提高馆陶组中后期油水井生产免修期 根据不同类型油井的地质情况和高含水期的的出砂特点，研究确定出相应的防砂方式，并开展新型防砂工艺技术的研究工作。对出砂不严重井可应用金属棉金属毡防砂技术对出砂严重、防砂井段较短的油井采用挤压砾石充填防砂技术 高压挤压充填防砂管柱具有既能实现地层内高压挤压又能实现环空循环充填的优点。挤压时，高压只针对施工层，对其他层无压力，一次可完成打桥塞、充填、下生产封隔器三种工序