1. Трудность разработки тонкослойной сгущенной нефти с низкой степенью просачивания
Характеристики тонкослойной сгущенной нефти с низкой степенью просачивания:
Ⅰ. Множество тонких слоев и прослоек： Толщина нефтяного пласта <10 м, развитие межслоевой и сильной неоднородности прослойки, приводящей к несбалансированному тепловому восстановлению, большим тепловым потерям при впрыске пара и плохому эффекту теплового восстановления.
Ⅱ . Низкая проницаемость: Низкая проницаемость, высокое давление впрыска пара, большая стойкость к восстановлению нефти и постепенное снижение   
Ⅲ . Высокое содержание глины: Среднее> 10%, легкое блокирование непосредственной близости от ствола скважины и песчаной фильтрующей трубы глинистым цементом и быстрое снижение выхода из устья скважины.  
Вышеперечисленные факторы обуславливают низкую производительность и низкую эффективность. 

2. Введение в процесс предотвращения формирования песка ГРП
Процесс предотвращения формирования песка ГРП является своего рода технологией предотвращения формирования песка увеличения добычи, эффективно интегрирующей процесс предотвращения образования песка с процессом гидроразрыва пласта. После спуска бурового снаряда трубчатой ​​колонны предотвращения формирования песка ГРП формирование должно быть вдавлено в короткую и широкую трещину. Трещина должна быть заполнена значительным объемом гравия. Затем труба подлежит циркуляционному заполнению кольцевым гравием.

Большая теоретическая значимость, мощная полевая адаптация:
2.1 Много тонких слоев и прослоек
Вертикальная трещина, образованная в результате предотвращения формирования песка ГРП, может связывать различные небольшие слои, в полной мере использовать перекрывающуюся функцию пара и улучшать эффект термического восстановления. 
2.2 Низкая проницаемость
Короткий и широкий зазор, образованный в результате предотвращения формирования песка ГРП, может улучшить проницаемость в непосредственной близости от ствола скважины и абсорбционную способность пара в пласте, а также снизить давление нагнетания пара.
2.3 Высокое содержание глины
Билинейная схема потока снижает перенос грязи. Искусственный песок играет роль в сопротивлении миграции илового мелкого песка и грязи пласта. 

3. Преимущества процесса предотвращения формирования песка ГРП
3.1 Большой радиус реконструкции для предотвращения формирования песка

3.2 Сильный эффект комплексного увеличения производства

Двойная функция увеличения добычи и предотвращения формирования песка： Трещина с высокой проводимостью потока увеличивает производительность. Матрица качения, усиленная заглушкой из песчаного мостика, закрепила песок.

4. Построение процесса предотвращения формирования песка ГРП
4.1 Ключевая рабочая точка：
Ⅰ. Низкое предварительное положение, увеличить ширину трещины 
Ⅱ. Высокое соотношение песка, улучшить проводимость трещины 
Ⅲ. Слабое сшивание, облегчить конечное удаление песка, образуя короткий и широкий зазор
В конечном счете, должен быть сделан короткий и широкий зазор с высокой проводимостью потока.
4.2 Интегральная рабочая колонна:
Одним движением встроенная трубчатая колонна для предотвращения формирования песка ГРП может завершить заполнение гидроразрыва пласта и кольцевое заполнение, что благоприятно для удаления конечного песка с целью защиты коротких и широких зазоров. Трубчатая колонна может надлежащим образом защитить обсадную колонну над пакером.

5. Эффект применения процесса предотвращения формирования песка ГРП
5.1 Модернизация резервной утилизации низкокачественной загущенной нефти
Случай: Регион T38 относится к типичному низкокачественному загущенному нефтяному пласту нефтяного месторождения Шенгли компании «Sinopec». Из-за тонкого пласта, высокой зольности, сильной чувствительности к воде, загущенной нефти и других факторов, относящихся к песчаным группам II и IV, технология разработки неприменима. Более того, 6,9 млн. тонн запасов не могут быть эффективно использованы.    
Ⅰ. Множество слоев, тонкий слой и низкий общий коэффициент нетто: Средняя толщина нефтяного пласта составляет примерно 1,6 м. Толщина 5-слойной суперпозиции 9,8м. Чистый общий коэффициент составляет 0,26.   
Ⅱ. Высокое содержание глины и высокая чувствительность к воде: Содержание сланца составляет 9-16,9%. Согласно анализу тонких срезов, глинистые минералы в основном включают монтмориллонит. Когда он набухает в воде, он блокирует устье с сильной чувствительностью к воде. Индекс чувствительности к воде выше 0,995. 
Ⅲ. Песок и грязь формирования и серьезные блокировки: Малая глубина захоронения (750-1000 м), слабое уплотнение, плохая литология, главным образом цементация глинистой и тяжелой сырой нефти, а также легкое блокирование песка и грязи, вызванное набуханием и миграцией глины.   
Ⅲ. Высокая вязкость сырой нефти и недостаточная природная энергия: Высокая вязкость сырой нефти (10000-16000 мПа · с) и плохая природная энергия приводят к крайне недостаточной способности подачи жидкости в нефтяную скважину.
Первая оценочная скважина в этом блоке была завершена в Феврале 2010 года. В марте 2010 года S43 был подвергнут пластовым испытаниям толщиной 12 м / 2 слоя. Поршневание доказало загущенную нефть с большой вязкостью и плохим контрастом физических свойств. Она не способен к эксплуатации и герметизации скважины. В декабре 2011 года эта скважина была подвержена засыпке гидроразрыва для предотвращения формирования песка снаружи трубы + термическому восстановлению нагнетания пара (добавлено песка: 48 м3) + термическому восстановлению нагнетания пара, что позволило получить стабильную производительность. Таким образом, прорыв был сделан в процессе производства.
Процесс предотвращения формирования песка ГРП был принят для этого блока в 2012-2015 годах. Соответствующий горизонтальный вал обеспечил эффективный запас утилизации низкокачественной загущенной нефти. Используемые запасы: 2 150 000 т. Общее количество скважин: 28 (16 новых скважин + 2 старые скважины) Средний одиночный контроль: 78 000 т.
5.2 Значительное улучшение дебита старых скважин после реконструкции
Сравнение эффекта блока Гао XX после предотвращения формирования песка одной скважины