储层解堵工艺在欢西油田的应用.pdf

储层解堵工艺在欢西油田的应用 储层解堵工艺在欢西油田的应用 梅玉芬 阮宏伟 罗艳红 （中油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010） 摘要摘要欢西油田稀油区块 1979 年采用早期注水的二次采油方式投入开发，稠油区块于 1984 年采用蒸汽吞吐方式投 入开发。稠油多数区块已进入高轮次采油阶段，油层堵塞已成为影响油井生产的主要问题之一。本文分析了油层堵 塞原因，针对不同的堵塞采用相应有效的解堵方法，介绍了各技术的原理、主要技术参数、技术创新点及应用情况， 物理和化学解堵法并用，取得了显著的解堵增油效果。 关键词关键词电脉冲解堵；压力脉冲；土酸酸化；复合固体酸稠油；解堵 ；稠油 1．前言 1．前言 欢西油田稀油区块 1979 年采用早期注水的二次采油方式投入开发，稠油区块于 1984 年采用蒸 汽吞吐方式投入开发。多数区块已进入开发中后期，稀油区块随着注水开发时间的延长，油层温度 下降而导致原油中胶质、沥青质、石蜡等化学物质的析出所产生的正向堵塞。稠油主力区块，已进 入高轮次吞吐采油阶段，油层压力大幅度下降（1.9-4.1MPa 左右） ，轻质组分挥发，胶质、沥青质 析出沉淀；在钻井、修井、注汽过程中，都有可能形成油层伤害，导致油层孔道堵塞，使油井不能 正常生产，注汽时吸汽能力差，严重影响蒸汽吞吐效果。从千 12、锦 45、锦 7 的新井、调整井、侧 钻井投产初期可以看出这些稠油主力区块地层压力下降很快，地层受钻井泥浆污染越来越严重， 导致新井注汽效果差，投产后产量下降快，生产周期短。油层堵塞已成为影响稠油生产的主要问题 之一。针对欢西油田开发中造成的油层损害问题，近年来一直探索导致油层损害的因素，有针对性 地应用了物理法解堵和化学解堵技术，取得了较好效果。 2．欢西油田油层损害因素分析 2．欢西油田油层损害因素分析 开发过程中油层损害的本质是指油层有效渗透率降低。其原因有外来固相入侵入、水化膨胀、 微粒运移、结垢、水锁、贾敏效应、润湿反转和乳化堵塞等。根据欢西油田自身物性和油层流体特 性，导致油层损害的因素有以下几方面 2．1 采油过程中造成的油层损害 2．1 采油过程中造成的油层损害 （1）生产压差不合理生产压差过小，影响油井产量，压差过大，产量提高，但对于速敏性地层， 极易引起油层内部微粒运移，堵塞孔隙。对于弱胶结油层，很可能出现骨架疏松、部分脱落，结果 造成油井出砂、砂堵、砂埋。 （2）结垢堵塞；各种采油方法都会有不同的无机盐垢（硫酸盐、碳酸盐）或有机垢（沥青质、石 蜡）的沉积，这种沉淀物或悬浮于流体中，或附着在设备、管道和地层孔隙的内壁形成致密的垢层， 并容易堵塞孔吼，降低地层有效渗透率，使油井产能降低。 （3）脱气；随着地层压力的降低，原油中的溶解气逸出，当气泡之间未连通成为连续相之前，孔 隙处气泡很容易气锁。 （4）出砂；出砂伴随着地层孔隙不同程度的堵塞。 2．2 注水过程中的油层损害 2．2 注水过程中的油层损害 （1）随着注水开发时间的延长由于油层温度下降而导致原油中胶质、沥青质、石蜡等化学物质的 析出所产生的堵塞。 （2）粘土矿物的膨胀和分散运移，堵塞油层孔隙。 （欢西油田各注水区块中粘土矿物以蒙脱石和 高岭石为主） （3）注入水中含有的机械杂质、沉积、堵塞储渗空间。 （4）注入水与地层流体不配伍造成的结垢堵塞。 （5）注入水与地层内原油生成的乳状液堵塞。 2．3 注蒸汽过程中的油层损害 2．3 注蒸汽过程中的油层损害 （1）在高温强碱性介质中，地层矿物将发生一系列水化反应，形成许多新的矿物相，非膨胀型粘 土转化为膨胀型粘土，结果导致多种形式的油层损害，包括矿物的溶解、矿物转化和结垢。 （2）强碱性条件下粘土矿物的热膨胀性和水化膨胀。 （3）沥青质沉淀，会改变润湿性，形成乳状液堵塞。 2．4 修井过程中的油层损害 2．4 修井过程中的油层损害 （1）修井液中固相颗粒的侵入，造成油层孔隙、吼道产生机械堵塞。 （2）修井液与地层不配伍，导致油层渗流能力下降或产生水锁。 （3）修井液与地层流体不配伍易产生乳化堵塞或沉淀。 3．目前采用的解堵技术 3．目前采用的解堵技术 2004-2005 年，根据欢西油田开发生产过程中产生的油层损害情况，有针对性地开展了一系列 解堵技术的研究与试验，分为二个方面物理法解堵和化学解堵。主要采取了以下几项措施 3．1 油层酸化解堵 3．1 油层酸化解堵 欢西稠油多数区块已进入开采中后期，这些区块地层压力很低，地层受钻井泥浆污染越来越严 重，从千 12、锦 45、锦 7 的新井、调整井、侧钻井投产初期可以看出新井泥浆侵入严重，导致新 井注汽效果差，投产后产量下降快，生产周期短。因此我们开展了新井酸化油层预处理技术，主要 采用土酸酸化，对于储层泥质含量大于 15的井采用氟硼酸体系处理。 3．1．1 作用机理 3．1．1 作用机理 土酸可溶蚀侵入地层孔隙中的钻井液、水泥浆形成的堵塞物；溶蚀工作液与地层水不配伍产生 的堵塞物；溶蚀由于各工作液不配伍产生的堵塞；溶蚀基岩本身的某些矿物成份，解除地层污染， 改善岩石内部孔道的连通性，提高地层的渗流能力，同时药剂中有防膨剂可以防止粘土膨胀。 HCL粘土-NaNaCL粘土-H 2HCLCaCO3CaCL2H2OCO2↑ 2HFCaCO3CaF2↓H2OCO2↑ 6HFSiO2H2SiF62H2O 36HFAL2Si4O10OH24H2SiF62H3ALF612H2O 3．1．2 适用范围 3．1．2 适用范围 （1）受泥浆污染、水泥浆的新井、侧钻井、调整井等解堵。 （2）受水泥浆污染的井解堵。 （3）因修井液污染及机械杂质堵塞的油水井解堵。 3．1．3 现场施工工艺 3．1．3 现场施工工艺 （1）挤处理剂，以泵压500 l/min 为合格。 （2）挤顶替液 15 m 3，使井筒内药剂完全进入地层，排量500 l/min 为合格。 （3）2-4 小时后投产或注汽。 3．1．4 技术创新 3．1．4 技术创新 （1）药剂用量的改变经过调研，确定了钻井泥浆的污染半径，准确设计药量，既避免药剂浪 费，节约成本，又防止过量酸液破坏地层骨架，此项改进使单井药剂成本降低近 1 万元。 （2）顶替工艺的改进高温密封器在未注汽时不密封，在挤注时药液也会进入密封器以上的环 空，今年在打顶替时，采用正、反顶替的工艺，更好地替除管柱内的药液，避免管柱腐蚀及沉淀的 生成。 3．2 复合固体酸解堵 3．2 复合固体酸解堵 3．2．1 作用机理 3．2．1 作用机理 复合固体酸主要由固体有机酸、固体潜伏酸及添加剂组成，固体有机酸主要产生混合脂肪酸及 芳香酸，能够溶解地层中的有机物堵塞，溶解部分无机物，固体潜伏酸在地层温度、一定时间条件 下释放出土酸及多元羧酸，主要溶解无机物堵塞。两种酸都能络合地层中的金属离子，防止产生二 次沉淀，添加剂主要由混溶剂、烃类溶剂及控制反应速度和时间的控制剂组成，具有一定的降粘解 堵作用。 3．2．2 室内实验 3．2．2 室内实验 （1）复合固体酸与土酸溶蚀率的对比 取相同地层岩芯 2 个，分别用土酸及复合固体酸做溶蚀率对比实验。 数据见表 1 复合固体酸与土酸溶蚀率对比表 表 1 复合固体酸与土酸溶蚀率对比表 表 1 反应时间（h） 土酸溶蚀率（） 复合固体酸溶蚀率（） 1 8.8 2 4.12 4 5.38 6 10.2 8 6.37 12 7.74 16 9.31 从表 1 中可以看出,岩芯放在土酸中 6 小时后溶蚀率达 10.2而在复合固体酸中的岩芯在 16 小 时后溶蚀率达 9.31,溶蚀速度明显慢得多,可达到地层深部。 （2）腐蚀速度的测定 用 N80 钢片分别放装有加 2缓蚀剂的土酸和没加缓蚀剂复合酸的容器中,测其腐蚀速度。 见表 2 两种酸腐蚀率对比表 表 2 两种酸腐蚀率对比表 表 2 酸种类 缓蚀剂加量 腐蚀速度g/m2.h 土酸 2.0 6.54 复合固体酸 0.128 从表 3 可以看出复合固体酸的腐蚀速度远低于土酸，而且也低于部颁标准。 （3）粘土膨胀率 取地层岩芯砸碎，过 20 目筛，加入 15的般土，搅拌均匀，放入岩芯夹持器中压实，用粘土 膨胀仪测其膨胀率。 表 3 名 称 膨 胀 率 复合酸 8.5 土酸 54.0 5KCL 6.9 从表 3 中可以看出,用土酸处理后粘土明显膨胀， 而用复合固体酸处理后粘土膨胀率略高于防膨 剂，远远低于土酸的膨胀率,对储层粘土矿物膨胀有较强的抑制作用。粘土膨胀率的高低，是衡量酸 液与地层液配伍性的重要指标。上述实验说明复合酸与地层有良好的配伍性。 （4）洗油实验 取天然岩芯，抽真空饱和欢 108 块稠油，正通 1KCL，测渗透率 KW1，反通 10复合固体酸，浸 泡 24h，温度 40℃，正通 1kcl，测渗透率 KW2。 表 5 名 称 酸化前渗透率 KW1 （μm 210-3） 酸化后渗透率 KW2 （μm 210-3） 复合固体酸 2834 6764 （5）复合酸酸化后的残渣对多价金属离子影响 将反应后的残液加入 Fe 3浓度 1000mg/L 中,40℃时,24 小时后未见沉淀生成。同样做 Ba2、Mg2、 Ca 2实验都未见沉淀。 3．2．3 适用范围 3．2．3 适用范围 （1）油井没到周期末但供液差，具有一定生产能力，但油层堵塞。 （2）井下管柱状况良好没有套变或套损现象。 （3）油井无严重出砂史。 （4）因油稠造成注汽压力高，需要进行油层处理。 3．3．4 现场施工工艺 3．3．4 现场施工工艺 （1）用热污水常规洗井，替出井筒内死油和冷水； （2）反挤溶剂。清洗岩层表面油膜； （3）将固体酸倒入池中搅拌均匀后反挤； （4）反挤顶替液； （5）关井 24 小时后起抽。 3．3．5 技术创新 3．3．5 技术创新 （1）选井 在选井方面，和采油作业区紧密结合，对所给的井号认真论证，确定油层堵塞的同 时，分析油井堵塞原因，确定堵塞类型，在药剂配方上有所调整，有针对性地下药，既可节约药量， 又能提高作用效果。平均单井成本降低 0.38 万元/井。 （2）选层解堵只对要解堵的油层解堵，避免笼统解堵造成的药剂浪费和药剂利用率低的现象。 如 45-023-176 井采油井段1005.9-1134.0 层位于 2兴 12 层厚/层数52.6/14 该井本轮只注于 2 油层,注汽量 1553t,注汽压力 14.2MPa,注汽后只出油 30t,该井上轮产油 836t,分析认为于 2 油层堵塞,决定解堵,如果笼统解堵,成本太高,且药剂利用效果差,只对于 2 的 8.9m 油层进行解堵,这样该井只用药 3.5t,施工时,挤注压力由 18MPa 降到 0.2MPa,解堵后,日产液 22m3,油 9t。 3．4 高压电脉冲解堵 3．4 高压电脉冲解堵 3．4．13．4．1 工作原理 工作原理 电脉冲解堵技术是通过井内的电脉冲发生器，在井内液体中瞬时放电，产生高能冲击波和强电 磁场，使油层岩石孔隙中的流体在周期性脉冲波的作用下发生不同步的振动，促使产层发生变化， 提高产层渗透率，从而达到增产增注的目的。它的作用机理主要有以下叁个方面 （1）空化作用 一一定频率的脉冲波通过液体时，会使原有的或新生的微型气泡产生共振现象，当此能量足够大 时，在声波稀疏阶段小泡迅速涨大，在声波压缩阶段又很快破裂，在破裂一瞬间局部产生几十个兆 帕的压力，其能量足以粉碎一定尺寸的物质微粒，使污垢乳化、分散得到解除。 （2）脉冲波对油层岩石的造缝作用 脉冲波可使油层岩石形成网状微裂缝和少量宏观裂缝，这可从波动力学和岩石力学等方面分 析。强大的脉冲波在地层中衰减系数小，传播距离远，且能保持一定强度，给地层岩石及孔隙介质 内的流体以强大的冲击振动力，使波及到的岩石及流体质点以极大的加速度作激烈振动。油层岩石 由于长期的地质力学作用，存在断层、裂缝、层理及微裂隙，这时在强大的脉冲波的冲击载荷作用 下使得非连续均匀的岩石产生相对撕裂的剪切应力，当超过岩石的抗疲劳强度，就会产生微裂缝， 起到疏通地层的作用，从而达到解堵、增产增注的目的。 （3）脉冲波对岩石孔隙介质的剪切效应 脉冲波可改变油层孔隙介质中固液、油水界面状态及毛管力束缚作用，使油、水重新分布和运 移。油层岩石为一复杂的介质，其物理特性各不相同，脉冲波作用时其声阻抗不同，产生的振动加 速度和速度各有差异，从而在固固（粘胶结构） 、固液、油水气的相界面上产生剪切应力，声阻抗差 异越大的（如固液）接触面上剪切应力就越大，结果出现如下效应 （a）岩石颗粒表面粘土胶结物被振动脱落，解除孔道堵塞，扩大孔隙半径，改善孔隙连通性。 （b） 改变固液界面状态， 克服岩石颗粒表面对原油的吸附亲合力， 使油膜从岩石颗粒表面脱落。 （c）改变孔隙介质中油、水、气界面状态，克服毛管力的束缚滞留效应，并使油珠、油柱状分 散的剩余油重新分布，聚并，便于排驱。 （d）降低油水界面张力。 3．4．2 主要技术参数 3．4．2 主要技术参数 类别 序号 内 容 技 术 参 数 1 使用电源电压 220V 2 使用电源频率 50Hz 3 适应温度 -10℃85℃ 1 井下仪器直径 Φ102mm 2 最高耐温 85℃ 3 最高耐压 25MPa 4 变频器功率 1500W 5 每次放电时间 30μs 6 放电频率 6s 一次脉冲 7 放电电流 5000A 8 放电电压 30000V 9 最大放电能量 2600J 3．4．3 适用范围 3．4．3 适用范围 （1）生产过程中被污染堵塞的油层，初期具有一定的产能，但产量下降快的井； （2）因结垢、结蜡造成堵塞的油井； （3）作业过程中有明显污染的油水井； （4）在注水井中，一般处理不吸水或吸水能力下降的井； （5）处理井段温度不高于 85℃（刚注完汽的井不适用） ； （6）套管直径不小于φ127mm； （7）对于出砂严重的井，不适宜进行电脉冲处理。 3．4．4 施工工艺及步骤 3．4．4 施工工艺及步骤 （1）起出井内所有管柱； （2）探砂面，有砂冲砂至人工井底； （3）用通井规通井至人工井底，保证放电仪器通行无阻； （4）热污水灌满井筒； （5）下入井下放电仪，对需处理的井段由下而上依次进行放电处理； （6）直至处理完全部生产井段，提出井下放电仪，施工完成； （7）下泵生产。 3．5 压力脉冲解堵技术 3．5 压力脉冲解堵技术 3．5．1 工艺原理 3．5．1 工艺原理 以高压压风机（或高压水）为动力源通过安装在井口阀门上的压力脉冲发生器向油套环形空间 注入高压气体（或液体） ，当气（液）体压力达到一定压力时，压力脉冲装置会自动打开而迅速卸压， 经多次重复不同程度的增卸压，造成对地层的脉冲作用，从而使井筒内气液柱形成水击压力波动而 有效地解除地层堵塞或防砂筛管的堵塞，疏通液流通道。 3．5．2 技术指标 3．5．2 技术指标 1、脉冲发生器额定工作压力≤15MPa； 2、压风机最大工作压力≥12MPa； 3．5．3 适用范围 3．5．3 适用范围 （1） 因机械杂质、有机质沉淀、压井液、泥浆堵塞造成的产液量降低； （2） 井底油水乳化严重，粘度高，堵塞了油流孔道，油流阻力增大，影响地层渗流能力而导致 产量下降的油井； （3）防砂筛管堵塞 （4）地层压力特低的油井不易进行压力脉冲解堵。 （5） 井深小于 3000m。 3．5．4 现场施工工艺 3．5．4 现场施工工艺 （1）放空套管气，用工作液灌井； （2）联接井口压力表及压风机管线； （3）联接压力脉冲发生器； （4）当上述工作完成之后，起动压风机向环套空间打压施工； （5）施工完毕后，应立即起抽生产； 4．现场应用效果 4．现场应用效果 2004-2005 年，共应用物理、化学法解堵 152 井次，增油 44652 吨，投入资金 398.26 万元， 创经济效益 1468.19 万元，增量吨油成本 89 元。 4．1 酸化解堵应用效果 4．1 酸化解堵应用效果 2004-2005 年，利用土酸解除泥浆污染现场施工 94 口井，经济有效率 93.6，投入资金 222.36 万元，增油 26118 吨。平均单井增油 277.9 吨。平均每米油层增油 18.7t，平均单井油汽比 0.61， 增量吨油成本 85 元/吨。 典型井例典型井例 （1）45-024-140（04.6.3） 该井与 45-024-160 井均为 45 块兴隆台油层的新井， 024-160 井油层物性好于 024-140 井，后 者注汽量比前者高 288t，024-140 井在注汽前实施酸化解堵后，周期产油 1248t，024-160 井，周期 产量为 794t。 两口井的油层物性及注汽参数表 两口井的油层物性及注汽参数表 小 层 物 性 注汽参数 井号 有效厚/ 层数 有 效 孔隙度 含 水 饱和度 泥质 含量 渗透率 10 -3 μm 注汽 压力 MPa 注汽干 度％ 注汽量 024-140 28.3/6 24.7 53.1 6.7 1429.7 11.2 70 2800 024-160 33.2/5 25.2 51.9 7.2 1568.6 11.3 70 3088 024-140与024-160采油曲线 0 5 10 15 第1月 第2月 第3月 第4月 第5月 第6月 第7月 时间 日产油（t/d） 024-140 024-160 （2）45-028-345 （04.5.5） 该井同层系侧钻井，都是于 1，新井第一周期未酸化，周期产油 1267t，生天 175 天。侧钻时搞 酸化解堵，周期产油 1779t，生产天数为 241 天（周期未结束） 。 该井侧钻前后两周期采油曲线如 下 28-345c新井首轮与侧钻首轮采油曲线 0 2 4 6 8 10 12 12345678 平均日产t/d 侧钻 新井 4．2 复合固体酸解堵应用效果 4．2 复合固体酸解堵应用效果 2004-2005 年，利用复合固体酸解除老井油层堵塞，现场施工 36 口井，经济有效率 94.4，投 入资金 113.1 万元，增油 15426 吨。平均单井增油 428.5 吨。平均每米油层增油 21.0t，增量吨油 成本 73 元/吨。 典型井例典型井例45-027-203 施工日期2005.3.6 采油井段1042.4-1118.5；层位兴 12； 有效厚/层数18.8/8；有效孔隙度31.6 该井本轮 2 月 9 日注汽后开井，注汽量 1845 m3，开井不出，洗井后只出了 22m 3水，1t 油， 示功图反映供液差，液面未测出。3 月 6 日解堵后,日产液 14m 3,日产油 4t,该井增油 1546t，有效期 294 天。 45-027-203井采油曲线 0 2 4 6 8 10 1月2月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月 平均日产t/d 4．3 高压电脉冲解堵应用效果 4．3 高压电脉冲解堵应用效果 2004-2005 年电脉冲解堵用于稀油井，现场实施 12 井次，有效率 67，投入资金 32.4 万元，累 计增油 1846 吨，取得了较好的效果，增量吨油成本 176 元。 典型井例典型井例2-13-更 002 井 处理层位杜；层段1294.0-1387.0m；有效厚度/层数15.2m/10 层 该井 04.3.5 补层，生产 3 天卡，一直停，施工前该井供液差，动液面 1144m。该井平均渗透率 47110-3μm2，平均孔隙度 21，04.6.11 进行电脉冲解堵，施工前作业时采取捞砂的方式，捞出 石英砂 0.35m3，捞砂井段1390.35-1408.0m，从下午 1 点开始，共处理了 4 个多小时，放炮 2660 次，处理后初期 16m3 液量 7t 油，动液面 781m，功图正常。产量稳定之后每天 5m3 液量 3t 油。 4．4 压力脉冲解堵应用效果 4．4 压力脉冲解堵应用效果 1 1 2-13-更002井措施前后采油曲线2-13-更002井措施前后采油曲线 0 2 4 6 8 10 12 14 16 时间（d） 平均日产液/日产油 （m3/t） 时间（d） 平均日产液/日产油 （m3/t） 日产液日产液日产油 措 施 后 天1 日产油 措 施 后 天1个点个点 5 5天天1 1个点个点 2004-2005 年开始压力脉冲解堵现场试验 10 井次，有效率 60，投入资金 30.4 万元，累计增油 1262 吨，取得了一定的效果，增量吨油成本 241 元。 典型井例典型井例45-16-22 井 井段955.0-1022.8m；层位于 12；有效厚度/层数31.0m/11 层。 该井2003年11月补层返于1层， 03.12.3第一轮热采注汽， 1.18下泵开， 平均日产油10t， 04.7.25 第二轮热采注汽，8.6 下泵开，初期 24m3 液量 7t 油，后降 4m3 液量 0t 油，动液面 910m，分析认为 该井近井地带存在污染。为提高油井产能，04.11.12 实施压力脉冲解堵。初期 20m3 液量 7t 油，动 液面 787m，产量稳定之后 20 m3 液量 6t 油，取得了较好的增油效果，12.23 因管脱作业，12.26 开 井，目前 23m3 液量 6t 油。 图2 45-16-22井措施前后采油曲线图2 45-16-22井措施前后采油曲线 0 5 10 15 20 25 11.07 11.09 11.11 11.13 11.15 11.17 11.19 11.21 11.23 11.25 11.27 11.29 12.01 12.03 12.05 12.07 12.09 时间（d） m3/t 措 施 后 日产液 日产油 时间（d） m3/t 措 施 后 日产液 日产油 5．经济效益分析 5．经济效益分析 2004-2005 年，共应用物理、化学法解堵 152 井次，增油 44652 吨，投入 398.26 万元，创经 济效益 1468.19 万元，增量吨油成本 89 元。 原油价格按 850 元/吨，吨油成本稀油 247 元/吨、稠油 440 元/吨计算。 电脉冲解堵用于稀油投入32.4 万元 产出1846（850 － 247）111.4（万元） 经济效益111.4－32.479（万元） 其余用于稠油投入成本 365.86 万元 产出4.2806（850 － 440）1755.05（万元） 经济效益1755.05－365.861389.19（万元） 总经济效益791389.191468.19（万元） 增量吨油成本365.8632.4/4.465289（元） 6.认识及建议 6.认识及建议 （1）酸化解堵能有效解除泥浆、水泥浆、无机垢堵塞，改善油层渗透能力。 （2）锦 45 及千 12 块地层压力低，亏空严重，适合应用酸化解堵；锦 7 块地层胶结程度较差，酸 化后易造成砂堵，不适合酸化。锦 607 块开发时间较短，胶质沥青质含量高，土酸酸化易形成酸渣。 （3）复合固体酸能有效解除胶质、沥青质、石蜡、油泥等有机物及无机物造成的油层污染，能络 合地层中的金属离子不产生二次沉淀，与我厂原油有良好的配伍性,是一项低成本高效的解堵措施。 （4）在目前采用的物理方法中，高压电脉冲技术作用距离短，对胶结疏松油层作用后易造成出 砂。 （5）压力脉冲解堵，不动管柱，施工方便，但压力低，造成部分井效果不理想，继续探索最佳 工艺参数，提高施工有效率。 （6）稀油井，由于普遍受注水、作业修井的影响，地层堵塞的类型主要以机械杂质堵塞、固相颗 粒堵塞与无机盐沉积堵塞为主，解堵技术应以物理法为主。 （7）对于稠油井，由于其自身粘度高及注蒸汽，地层堵塞类型以胶质、沥青质沉积堵塞、乳状 液堵塞和无机物沉积堵塞为主，解堵技术以化学方法为主。 参考文献 [1] 罗英俊著.油田开发生产中的保护技术[M].北京石油工业出版社，199938-39. 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