СЛУЧАЙ ВЫПОЛНЕНИЯ

Нефтяное месторождение в России является типичным резервуаром с ультранизкой проницаемостью. Тип осадков резервуара в этом блоке в основном представляет собой песчаные обвалы и отложения турбидитных потоков. Физические свойства резервуара плохие. Тип пор в основном вторичные поры. Поры узкие, а медианный радиус порового горлышка составляет 0.10-0.18 μm. Средняя пористость резервуара составляет менее 9.2%, а газовая проницаемость менее 0.41×10-3μm2. Нефтяное месторождение выбрало два горизонтальных скважины в этом блоке для тестирования наших продуктов. При условиях близкого расположения скважин, одного и того же слоя стимуляции и одинакового объема жидкости, поступающей на поверхность, после использования Многофункционального дренажного средства, по сравнению с продуктом дренажного средства, использованным ранее, коэффициент возврата фракционного раствора тестовой скважины увеличился с 20.89% до 21.37%, соответственно. % увеличился до 27.39% и 28.15%, а коэффициент возврата фракционного раствора тестовой скважины увеличился на 6.50% и 6.78% соответственно, что указывает на то, что использование Многофункционального дренажного средства может эффективно снизить эффект "жидкостного сопротивления" резервуара и увеличить коэффициент возврата.