周瑞國(guó)，李志強(qiáng)

(1.山東省濰坊市勘察測(cè)繪研究院，山東 濰坊 261000；2.山東省安丘市規(guī)劃建筑設(shè)計(jì)院，山東 安丘 262100)

稠油油藏在我國(guó)以及全球范圍內(nèi)都有廣泛的分布，開發(fā)潛力巨大，水平井是目前稠油油藏開發(fā)效果最好、應(yīng)用最廣泛的開發(fā)方式之一。油氣井出砂是困擾稠油開發(fā)的常見問題，地層砂進(jìn)入水平井易沉積形成砂床并造成井筒砂埋油管砂堵等問題，增加了作業(yè)成本，降低了油井產(chǎn)能，因此針對(duì)稠油出砂水平井，研究稠油水平井中地層砂的運(yùn)移規(guī)律，防止地層砂沉積造成井筒砂埋，是保證油井正常生產(chǎn)的關(guān)鍵之一。Dabirian等[1]、Stevenson等[2]針對(duì)稠油水平井筒中砂粒運(yùn)移動(dòng)態(tài)，提出懸浮狀態(tài)、松散顆粒、移動(dòng)沙丘、固定砂床4種運(yùn)移機(jī)理，并通過水平井?dāng)y砂能力試驗(yàn)，測(cè)量不同運(yùn)移狀態(tài)下地層砂臨界攜砂流速，通過擬合得到不同運(yùn)移狀態(tài)下地層砂臨界攜砂流速的計(jì)算公式；研究者通過水平井?dāng)y砂能力試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，砂粒主要以沿管壁翻滾、推移的形式運(yùn)移，水平井筒中地層砂運(yùn)移與地層產(chǎn)出液黏度、液體流速、地層砂粒徑、地層砂密度以及地層砂產(chǎn)出速度等因素有關(guān)[3-9]；李幫民等[10]利用Fluent軟件對(duì)適度出砂開采的水平井筒中流場(chǎng)進(jìn)行了數(shù)值模擬，分別建立了液-固兩相流和氣-液-固三相流的流動(dòng)模型，得到了水平井筒中地層砂攜砂流速、出砂量、出砂粒徑、稠油黏度等敏感因素對(duì)水平井?dāng)y砂能力和井筒中壓降的影響規(guī)律；劉承婷等[11]利用PIV(粒子圖像測(cè)速)技術(shù)探究了沖砂液的攜砂性能，并采用Tecplot等軟件分析了不同因素對(duì)沖砂液攜砂效果的影響，結(jié)果表明液體黏度對(duì)沖砂液攜砂效果的影響最大，其次是地層砂粒徑；有研究者以適度出砂水平井為研究對(duì)象，考慮變質(zhì)量流和氣相，建立了稠油水平井?dāng)y砂模型，并對(duì)水平井筒中壓力梯度、固定砂床或流動(dòng)砂床的高度進(jìn)行了計(jì)算，同時(shí)結(jié)合水平井中地層砂動(dòng)態(tài)流動(dòng)關(guān)系耦合求解模型，計(jì)算了水平段各流動(dòng)參數(shù)的變化規(guī)律，并進(jìn)行了沉砂動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)[12-16]；董長(zhǎng)銀等[17]根據(jù)平衡砂床高度與摩阻流速和平均流速的關(guān)系，建立了水平井筒中固-液兩相流動(dòng)條件下平衡砂床高度預(yù)測(cè)的概率模型。

上述研究主要集中在常規(guī)油藏中水平井?dāng)y砂能力的敏感因素分析以及水平井中地層砂臨界攜砂流速的測(cè)定，但存在如下問題：一是未考慮稠油等非常規(guī)油藏條件；二是對(duì)于稠油攜砂未考慮各敏感因素的綜合影響；三是缺少對(duì)于稠油水平井開采時(shí)防砂埋風(fēng)險(xiǎn)生產(chǎn)優(yōu)化方法的研究。針對(duì)這些問題，本文基于水平井?dāng)y砂能力試驗(yàn)，著重研究液體中稠油黏度和稠油比例對(duì)水平井筒中地層砂運(yùn)移的影響。首先測(cè)量了不同稠油黏度和稠油比例條件下水平井筒中地層砂的臨界攜砂流速，分析了稠油黏度和稠油比例對(duì)水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的影響；然后定義了稠油比例黏度系數(shù)和稠油極值比例黏度系數(shù)，探究了稠油黏度和稠油比例對(duì)水平井筒中地層砂攜砂能力的綜合影響；最后基于水平井?dāng)y砂能力測(cè)試及敏感性探究試驗(yàn)，提出了適用于稠油水平井開發(fā)時(shí)防砂埋風(fēng)險(xiǎn)的生產(chǎn)優(yōu)化方法，以為實(shí)際生產(chǎn)提供參考。

1 水平井?dāng)y砂試驗(yàn)

1. 1 試驗(yàn)原理與方法

水平井?dāng)y砂試驗(yàn)使用水平井筒攜砂能力測(cè)試裝置，見圖1。該裝置主要由模擬井筒、調(diào)頻螺桿泵、儲(chǔ)液罐、計(jì)算機(jī)數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等組成。模擬井筒傾角可以在0°～90°內(nèi)調(diào)節(jié)，液泵泵送清水或增黏液通過管道進(jìn)入模擬井筒，通過模擬井筒上游的管道旁注窗口向流體中加入地層砂或稠油。稠油預(yù)先存儲(chǔ)在柱塞容器中，在平流泵的驅(qū)動(dòng)下注入模擬井筒，通過調(diào)節(jié)容器中稠油的黏度和平流泵排量控制稠油注入的比例及黏度。試驗(yàn)時(shí)，將模擬井筒調(diào)整至水平狀態(tài)，以較高排量泵送液體，觀察砂粒隨液體進(jìn)入井筒后的運(yùn)移狀態(tài)，然后逐漸降低液泵排量，記錄砂粒開始沉積時(shí)的液泵排量。

圖1 水平井筒攜砂能力測(cè)試裝置Fig.1 Test device for sand carrying capacity of horizontal wellbore

1. 2 試驗(yàn)材料與條件

本試驗(yàn)在室溫(溫度約20℃)條件下進(jìn)行，管線出口壓力為大氣壓力，管道內(nèi)實(shí)際壓力取決于液泵排量以及模擬井筒的高度。

試驗(yàn)流體使用清水(黏度約為1 mPa·s)和胍膠溶液(黏度約為1～10 mPa·s);試驗(yàn)所用的模擬地層砂由不同粒徑的石英砂配制而成，泥質(zhì)部分由高嶺石、伊利石、蒙脫粉按1∶3∶1比例配制，模擬地層砂及參數(shù)見表1；試驗(yàn)所用稠油取自某稠油區(qū)塊，其黏度約為100～30 000 mPa·s。

表1 模擬地層砂及參數(shù)

本試驗(yàn)中模擬水平井筒中液體的流速根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)井中產(chǎn)液速度折算得到，如以某水平井為例，日產(chǎn)液量為100 m3，水平段井筒內(nèi)徑為5.5寸(約140 mm)，折算得到水平段液體流速約為4.5 m/min。試驗(yàn)所用的模擬井筒內(nèi)徑為50 mm，液泵排量為0.3～1.2 m3/h，折算得到模擬井筒中液體流速約為2.5～10 m/min，因此該試驗(yàn)液泵排量的設(shè)置合理。

2 結(jié)果與分析

2.1 稠油黏度對(duì)水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的影響

本試驗(yàn)總共選用10種黏度不同的稠油樣品，通過平流泵以50 mL/min的恒定速度向模擬水平井筒中注入稠油，逐漸降低液泵排量，觀察記錄地層砂砂粒開始沉降時(shí)的液泵排量，并計(jì)算水平井筒中液體流速，得到不同稠油黏度下水平井筒中兩種模擬地層砂(S1、S2)臨界攜砂流速的變化曲線，見圖2。

圖2 水平井筒中兩種模擬地層砂(S1、S2)臨界攜砂 流速隨稠油黏度的變化曲線Fig.2 Variation curves of critical sand carrying velocity of two kinds of simulated formation sand (S1 and S2) in horizontal wellbore with heavy oil viscosity

由圖2可見，當(dāng)只注入清水時(shí)，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均為最大值；開始注入不同黏度的稠油后，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均有不同程度的降低，地層砂運(yùn)移難度降低；當(dāng)稠油黏度分別為8 745 mPa·s和13 566 mPa·s時(shí)，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速達(dá)到最低值，當(dāng)稠油黏度超過該值，繼續(xù)增加稠油黏度，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均呈現(xiàn)上升的變化趨勢(shì)。

清水?dāng)y帶地層砂以混砂液的形式進(jìn)入模擬水平井筒，地層砂受力主要包括流體的攜帶作用、重力作用以及與管壁的摩擦作用，當(dāng)向混砂液中注入稠油時(shí)，由于其黏度較大，對(duì)接觸到稠油的地層砂砂粒有較強(qiáng)的吸附作用，且其對(duì)地層砂的攜帶作用增強(qiáng)，地層砂更容易被攜帶，造成水平井筒中地層砂的臨界攜砂流速降低；當(dāng)稠油黏度增加至較高水平時(shí)，稠油吸附地層砂落在井筒內(nèi)壁上方，與井筒內(nèi)壁的摩擦阻力增強(qiáng)，導(dǎo)致地層砂運(yùn)移困難，造成水平井筒中地層砂的臨界攜砂流速增加。

2.2 稠油比例對(duì)水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的影響

稠油通過平流泵注入模擬水平井筒中，試驗(yàn)過程中選用黏度為8 745 mPa·s的稠油樣品，調(diào)整平流泵排量控制稠油注入的速度，結(jié)合清水注入速度計(jì)算稠油注入的比例，記錄不同稠油注入速度對(duì)應(yīng)的水平井筒中模擬地層砂的臨界攜砂流速，并計(jì)算稠油注入比例即液體中稠油含量(以下簡(jiǎn)稱稠油比例)，分析稠油注入速度和注入比例對(duì)水平井筒中模擬地層砂臨界攜砂流速的影響，其結(jié)果見圖3和圖4。

圖3 水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速與稠油 注入速度的關(guān)系曲線Fig.3 Relationship curves between the critical sand carrying velocity of two kinds of simulated formation sand and the injection velocity of heavy oil in horizontal wellbore

由圖3可見，對(duì)于兩種模擬地層砂，當(dāng)稠油注入速度較低時(shí)，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均會(huì)隨著稠油注入速度的增加而降低;當(dāng)稠油注入速度增加至一定值時(shí)，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速基本保持穩(wěn)定，不再隨稠油注入速度的增加而繼續(xù)降低，繼續(xù)提高稠油注入速度，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均呈現(xiàn)升高的變化趨勢(shì)，地層砂運(yùn)移的難度增加。

通過稠油注入速度與地層砂臨界攜砂流速來折算模擬水平井筒中稠油的比例，兩種模擬地層砂在稠油注入速度相同時(shí)，其臨界攜砂流速不同導(dǎo)致稠油注入比例不同，繪制不同稠油比例下水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速的變化曲線，見圖4。

圖4 水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速與稠油 比例的關(guān)系曲線Fig.4 Relationship curves between the critical sand carrying velocity of two kinds of simulated formation sand and the ratio of heavy oil in horizontal wellbore

由圖4可見，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速隨稠油比例的變化規(guī)律基本一致：當(dāng)稠油比例較低時(shí)，地層砂臨界攜砂流速隨稠油比例的增加而迅速降低；當(dāng)稠油比例增加至一定值時(shí)，地層砂臨界攜砂流速基本保持穩(wěn)定在某一范圍內(nèi)，繼續(xù)增加稠油比例，地層砂運(yùn)移的難度增加，其臨界攜砂流速增大。

當(dāng)混砂液中出現(xiàn)稠油時(shí)，稠油在水平井筒中呈團(tuán)狀，由于其黏度大、相對(duì)密度較低，容易懸浮在水平井筒中，混砂液中的地層砂砂粒接觸到稠油被黏附而隨稠油油團(tuán)一起運(yùn)動(dòng)，因此當(dāng)稠油注入比例即液體中稠油含量較低時(shí)，混砂液中的稠油有助于降低地層砂砂粒運(yùn)移的難度，地層砂臨界攜砂流速隨稠油比例的增加而降低；當(dāng)稠油比例增加至一定值時(shí)，水平井筒中部分稠油吸附在井筒內(nèi)壁，地層砂接觸到井筒內(nèi)壁的稠油后被黏附，更易沉積難以運(yùn)移，因此當(dāng)稠油比例較高時(shí)，流體攜帶地層砂的難度反而增大，地層砂臨界攜砂流速隨稠油比例的增加而增加。

2.3 稠油比例黏度系數(shù)對(duì)水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的影響

已有研究表明，稠油水平井筒中稠油黏度和稠油比例對(duì)水平井?dāng)y砂能力具有重要的影響，在一定范圍內(nèi)增加稠油黏度或稠油比例都會(huì)使得地層砂臨界攜砂流速降低，但繼續(xù)增加稠油黏度或稠油比例會(huì)使得地層砂臨界攜砂流速產(chǎn)生相反的變化。因此，為了研究稠油黏度和稠油比例對(duì)水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的綜合影響[17-18]，本文引入了稠油比例黏度系數(shù)概念，定義稠油比例黏度系數(shù)的表達(dá)式如下：

β=μ·φ

(1)

式中：β為稠油比例黏度系數(shù)(mPa·s)；μ為流體黏度(mPa·s)；φ為井筒中稠油體積含量(無量綱)。

為了探究稠油黏度比例系數(shù)對(duì)水平井?dāng)y砂能力的影響，分別在不同的稠油黏度和稠油比例條件下進(jìn)行了水平井筒中地層砂臨界攜砂流速測(cè)試試驗(yàn)，獲得了不同的稠油黏度與稠油比例組合，即不同的稠油比例黏度系數(shù)下相應(yīng)的地層砂臨界攜砂流速，水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速與稠油比例黏度系數(shù)的關(guān)系曲線，見圖5。

圖5 水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速與稠油 比例黏度系數(shù)的關(guān)系曲線Fig.5 Relationship curves between the critical sand carrying velocity of two kinds of simulated formation sand and the proportional viscosity coefficient of heavy oil in horizontal wellbore

由圖5可見，水平井筒中兩種模擬地層砂(S1、S2)臨界攜砂流速隨稠油比例黏度系數(shù)的變化規(guī)律基本一致。對(duì)于模擬地層砂S1，當(dāng)稠油比例黏度系數(shù)小于100 mPa·s時(shí)，增加稠油比例黏度系數(shù)會(huì)導(dǎo)致水平井筒中模擬地層砂S1臨界攜砂流速急速下降，即增加稠油黏度或稠油比例將會(huì)導(dǎo)致地層砂砂粒運(yùn)移的難度降低；當(dāng)稠油比例黏度系數(shù)介于100～200 mPa·s時(shí)，水平井筒中模擬地層砂S1的臨界攜砂流速基本保持穩(wěn)定，其不隨稠油比例黏度系數(shù)的增加而變化；繼續(xù)增加稠油比例黏度系數(shù)時(shí)，水平井筒中模擬地層砂S1的臨界攜砂流速會(huì)增加，直至稠油比例黏度系數(shù)增加至400 mPa·s時(shí)，水平井筒中模擬地層砂S1的臨界攜砂流速增加速度放緩，基本保持穩(wěn)定。與模擬地層砂S1相比，水平井筒中模擬地層砂S2的臨界攜砂流速在不同稠油比例黏度系數(shù)下其值偏小，且其隨稠油比例黏度系數(shù)變化時(shí)更容易達(dá)到穩(wěn)定，且穩(wěn)定時(shí)間更長(zhǎng)。

3 稠油水平井防砂埋風(fēng)險(xiǎn)生產(chǎn)優(yōu)化方法與應(yīng)用案例

由上述試驗(yàn)結(jié)果可知，對(duì)于稠油水平井中某一特定地層砂，增加液體中稠油的比例黏度系數(shù)，會(huì)使得水平井筒中該地層砂的臨界攜砂流速呈現(xiàn)先降低后增加的變化趨勢(shì)，即存在某一稠油比例黏度系數(shù)值或某一稠油比例黏度系數(shù)范圍，對(duì)應(yīng)的地層砂臨界攜砂流速最低。本文定義該稠油比例黏度系數(shù)為稠油極值比例黏度系數(shù)βc，對(duì)應(yīng)的稠油比例和稠油黏度分別為稠油極值比例φc和稠油極值黏度μc，在此狀態(tài)下進(jìn)行生產(chǎn)，進(jìn)入水平井筒中的地層砂更容易被攜帶，可降低出現(xiàn)砂埋等問題的風(fēng)險(xiǎn)。

由于稠油比例黏度系數(shù)取決于稠油的黏度以及地層產(chǎn)出液中稠油的比例，因此在實(shí)際生產(chǎn)過程中根據(jù)該油井地層砂攜砂的特征，可通過物理或化學(xué)方法進(jìn)行生產(chǎn)優(yōu)化，即通過調(diào)整油井中稠油的比例黏度系數(shù)，來降低砂埋的風(fēng)險(xiǎn)?；谏鲜鲈囼?yàn)及結(jié)果分析，本文提出了一套用于稠油水平井開采時(shí)防砂埋風(fēng)險(xiǎn)的生產(chǎn)優(yōu)化方法，用于指導(dǎo)油井的安全生產(chǎn)。

3. 1 防砂埋風(fēng)險(xiǎn)的生產(chǎn)優(yōu)化方法

在稠油水平井開采過程中，可采用如下防砂埋風(fēng)險(xiǎn)的生產(chǎn)優(yōu)化方法：

(1) 根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)資料，確定地層產(chǎn)出砂的粒度特征(粒度中值、泥質(zhì)含量、均勻系數(shù))、原油黏度、產(chǎn)出液含水率等信息。

(2) 模擬現(xiàn)場(chǎng)條件進(jìn)行稠油水平井?dāng)y砂試驗(yàn)，確定稠油極值比例黏度系數(shù)βc。

(3) 根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)油井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，計(jì)算實(shí)際稠油比例黏度系數(shù)β0，并對(duì)比稠油極值比例黏度系數(shù)進(jìn)行生產(chǎn)設(shè)計(jì)與優(yōu)化。

①若β0>βc，說明水平井中稠油實(shí)際比例黏度系數(shù)偏大，砂埋風(fēng)險(xiǎn)高，一般可通過降低稠油黏度或稠油比例來降低稠油比例黏度系數(shù)。對(duì)于熱采井，可通過提高蒸汽注入溫度和注入量或加入降黏劑來降低稠油黏度，或可通過向油套環(huán)空向生產(chǎn)井井底注入稀油來降低稠油比例。

②若βc<β0，說明水平井中稠油實(shí)際比例黏度系數(shù)偏小，砂埋風(fēng)險(xiǎn)高。對(duì)于熱采井，一般可通過降低蒸汽注入溫度和注入量來適當(dāng)提高稠油黏度，進(jìn)而增加稠油比例黏度系數(shù)。

③若β0=βc，說明無需通過此方法進(jìn)行生產(chǎn)設(shè)計(jì)。

3. 2 應(yīng)用案例

遼河油田某稠油井采用水平井蒸汽驅(qū)替進(jìn)行生產(chǎn)，油井出砂量大，且油井水平段砂埋嚴(yán)重，沖砂作業(yè)頻繁、有效期短，約為105 d，生產(chǎn)成本增加，油井產(chǎn)能下降。為了降低生產(chǎn)成本，提高油井產(chǎn)能，對(duì)該稠油水平井進(jìn)行了生產(chǎn)優(yōu)化，具體過程如下：

(1) 獲取了該稠油水平井的基本信息，見表2。

(2) 模擬實(shí)際條件進(jìn)行了稠油水平井?dāng)y砂試驗(yàn)，確定了稠油極值比例黏度系數(shù)βc，得到該稠油水平井筒中地層砂臨界攜砂流速隨稠油比例黏度系數(shù)的變化曲線，見圖6。由圖6可見，該稠油水平井筒中地層砂的稠油極值比例黏度系數(shù)約為230 mPa·s左右。

表2 某稠油水平井基本信息表

圖6 某稠油水平筒中地層砂臨界攜砂流速隨稠油 比例黏度系數(shù)的變化曲線Fig.6 Variation curve of the critical sand carrying velocity of the formation sand and the proportional viscosity coefficient of heavy oil in an oil well

(3) 由該稠油水平井基本數(shù)據(jù)可計(jì)算得到稠油實(shí)際比例黏度系數(shù)β0=436 mPa·s，即β0>βc，因此需要對(duì)該稠油水平井進(jìn)行生產(chǎn)優(yōu)化。考慮到措施的可行性，生產(chǎn)優(yōu)化的思路主要是提高井下溫度和降低原油黏度，進(jìn)而降低稠油比例黏度系數(shù)。因此，對(duì)該稠油水平井主要采取以下措施來實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)優(yōu)化：①蒸汽注入溫度從250℃提高至320℃；②蒸汽注入速度從88 t/d提升至112 t/d。

通過采用以上優(yōu)化措施，該稠油水平井沖砂作業(yè)有效期延長(zhǎng)至189 d，延長(zhǎng)了84 d，且控砂效果明顯，極大地降低了砂埋風(fēng)險(xiǎn)。在經(jīng)濟(jì)方面，據(jù)統(tǒng)計(jì)，該稠油水平井基于稠油比例黏度系數(shù)進(jìn)行生產(chǎn)設(shè)計(jì)與優(yōu)化后，由于注汽量和注氣壓力提高，注汽開發(fā)效果明顯，該稠油水平井日均增產(chǎn)原油0.8 t，且沖砂作業(yè)頻率降低使油井年均可生產(chǎn)時(shí)間增長(zhǎng)15 d左右，年增產(chǎn)原油約1 960桶，按當(dāng)前油價(jià)(60美元/桶)和美元匯率(1美元=6.75元人民幣)折算，原油收入增加79.4萬元左右；除此之外，單井每年注汽成本增加106萬元左右，沖砂作業(yè)頻率降低，節(jié)約沖砂作業(yè)成本約39萬元。綜合成本與收益變化，該稠油水平井綜合經(jīng)濟(jì)效益年均增加12.4萬元。可見，對(duì)于稠油水平井，按照稠油比例黏度系數(shù)進(jìn)行生產(chǎn)設(shè)計(jì)與優(yōu)化，可以有效地降低油井砂埋風(fēng)險(xiǎn)，減少?zèng)_砂作業(yè)次數(shù)，保證油井正常生產(chǎn)，提高了油井的綜合經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié) 論

(1) 地層砂進(jìn)入稠油水平井運(yùn)移時(shí)，稠油會(huì)吸附液體中的地層砂砂粒形成黏團(tuán)，以整體的形式運(yùn)移，黏團(tuán)與井壁之間的摩擦阻力不利于地層砂運(yùn)移，易導(dǎo)致其沉積，砂埋風(fēng)險(xiǎn)高。

(2) 稠油黏度和稠油比例均會(huì)對(duì)水平井筒中地層砂的運(yùn)移產(chǎn)生影響，增加液體中稠油的黏度和比例，水平井筒中地層砂臨界攜砂流速會(huì)出現(xiàn)先下降后穩(wěn)定或略微增加的變化趨勢(shì)。

(3) 定義了稠油比例黏度系數(shù)，并據(jù)此進(jìn)行稠油水平井防砂埋風(fēng)險(xiǎn)生產(chǎn)優(yōu)化，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明：該優(yōu)化方法有利于降低油井砂埋風(fēng)險(xiǎn)，保證油井穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，提高了油井的綜合經(jīng)濟(jì)效益。