完善井网，精细调配 努力减缓梁23块自然递减

梁23块于1979年投入开发，1982年进入注水开发，先后经历了弹性开发阶段、注水开发产量上升阶段、注水开发产量递减阶段。该块共计有本层系井47口，套坏套破、有落物大修不成功等原因停产停注油水井8口，再加上油井因高含水停产及水井因油层污染注不进停注等原因，造成2008年初油水井开井数仅剩14口，注采井网变得极不规则，井网适应性很差。为改善这一状况，自2008年开始，进行综合调整并恢复注水，调整优化注采井网，实旋控制注水与不稳定注水相结合来控制含水上升，取得了一定的效果，含水上升率逐年下降，自然递减率呈下降趋势。     

抓好分层注水井测试异常井管理，提高分层注水合格率

非均质多油层油田在注水开发过程中,合理注水是提高采收率,延长油田开发周期的重要手段,加强注水井的日常管理,提高分层注水合格率,实现“注够水、注好水”的目标,是提高油田采收率最经济有效的方式。     

提高乔庄油田采收率方法的探讨

乔庄油田梁20块是一低渗透区块，86年投入开发，87年注水开发。进入注水开发阶段后，油井暴性水淹，含水迅速上升，因此95年实施衰竭开采试验，注水井全部停注，到2002年12月，大部分油井因产量低而停产，仅开油井213，储量控制程度差，标定采收率只有8％。为改善这一状况，自2004年开始，进行综合调整并恢复注水，调整优化注采井网，实施温和注水与不稳定注水来控制含水上升，取得了一定的效果，采收率由8％提高到13．5％，增加可采储量19．5万吨。     

关于吴起油田注水井压力测定标准的研究

为了有效解决油田注水过程中制约注水工作瓶颈,准确掌握各区域主力层位注水井最大承受压力,避免由于压力过高对地层造成人工裂缝,有效减少对油层的意外伤害,严防油井暴性水淹现象发生,提高注水井能力利用率,降低注水成本费用,全力保障油田经济高效注水。根据上级部门相关规定,结合我厂油田注水现状,特对吴起采油厂油田注水井标准展开了研究。     

分注工艺集成，提高纯梁分层注水开发效果

主针对纯梁采油厂油藏类型复杂多样,且储层间的压力渗透性差异大、非均质性强,油藏特性决定了分层注水是注水有效开发的主途径。为提高分注效果、洗井效果、增强测试可靠性、治理水井出砂、确保管柱及井下工具可靠性,在注水工艺持续改进和分注工具优化配套的基础上,采油厂不断完善分注工艺,逐步形成了具有纯梁工艺特色的分注工艺技术。     

特低渗透油田提压注水效果探讨与实践

大庆西部外围地区特低渗透扶余油层具有埋藏深、厚度薄、砂体零散的特点,针对首次注水开发的特低渗透油田注水井吸水能力差、难以有效开发动用的实际,在搞清该区块微观特征的基础上,为确保特低渗透储层达到建立有效驱替,“注够水、注好水”的目的,经过反复理论研究和论证,提出了单井增压注水试验,现场应用后注水井能够完成配注,周围油井明显见到增油效果,实现了特低渗透储层有效驱替。利用无源微地震和同位素监测资料分析,改善了吸水状况,缓解了层间矛盾,储层动用程度得到提高。随注水压力升高降低,注水波及区范围随之升高、降低,增压注     

恒压注水技术在渤南油田的应用

针对渤南油田地层渗透性差,注水井吸水差异大,普遍采用高压柱塞泵注水的特点,本文分析了注水井吸水量、柱塞泵排量与压力的关系,提出了变频恒压注水的技术方案,较好地解决了柱塞泵站注水井欠注、超注矛盾。有效注水时间平均延长9小时,注水符合率由61．7％提高到86．6％。同时,确保了高压柱塞泵站的安全生产。     

对提高注水井洗井有效率的探讨

由于大庆油田是采用注水驱油，如何有效发挥注水井以水驱油的作用，确保注水井按注水方案合理注水，那么，注水井洗井是非常重要的日常维护工作。随着注水开发时间的增加，地层条件的变化，注水井出砂、测试遇阻、封隔器失效等问题较为不断的出现，如何洗好井是在注水井开发生产中经常面对的课题。本文通过采用除砂车密闭洗井工艺，使注水井洗井有效率得到了提高。     

对影响分层注水合格率指标的认识

注水合格率是衡量注水质量的指标,是保证开发效果的依据。加强注水井的日常管理,提高分层注水合格率,实现“注够水、注好水”的目标,是提高油田采收率最经济有效的方式。本文从影响分层注水合格率主要原因,即分层异常注水井出现原因分析人手,认真分析在现场管理过程中分层注水井在地层发生变化、井下管柱故障、水嘴刺大、水嘴堵以及其他一些直接影响合格率的因素。以便我们在今后的注水井的日常管理中,对引起测试异常井的各个环节引起注意,并加大分析、处理的力度,从而减少测试异常井数,进一步提高注水合格率。     

浅谈如何提高注水井单井工况管理水平

油田开发进入特高含水阶段后,自然递减加剧,注采矛盾突出,“三高一低”矛盾进一步加剧,稳产难度越来越大。此时注足水、注好水、注有效益是减缓自然递减、增加储量动用程度、提高原油产量的进攻性措施。然而受注水环境差、设备老化等因素影响,注水井地面及井筒状况不断恶化,欠注井、漏失井、测试问题井等日益增多,水井综合利用率、测试率、层段合格率呈不断下滑趋势,换管、扶井、作业等重复工作量大,给原油上产带来了极大的困难。如何提高注水井单井工况管理水平成为摆在我们面前的一大难题,本文总结了如何建立一套完善的注水井工况管理模式,实现对注水井注水状况预警、存在问题判断、治理措施制定和治理效果跟踪,以改善注水系统的运行状况,增加优良区注水井数,且在工作中加以验证,取得了一定的效果。     

采油分层注水工艺研究

在目前油田开采中,为了有效提高原油产量,采取井下分层注水的方式成为了原油开采的重要方法。为了保证分层注水取得预期效果,在分层注水工艺的选择上,要根据油井的实际地层情况以及原油性质选择合理的分层注水工艺,满足原油开采要求。目前来看,在采油分层注水工艺中,主要有偏心投捞分注、同心集成式分注、地面分注等几种主要形式。要想提高分层注水效果,就要对这三种分层注水工艺进行深入研究,了解分层注水工艺的适用范围和条件,重点解决层间矛盾问题,达到控制原油含水率的目的。由此可见,开展采油分层注水工艺研究是十分妊要的,是保证采油取得积极效果的关键。     

辽河油区锦271块注水开发效果评价

针对锦271块大凌河油层在开发过程中地层能量和产液量下降较快的突出问题,开展了断块注水开发试验。通过两口井试注试验发现,注水后油层吸水相对较好,吸水均匀,注水受效情况受沉积相影响,生产井段与注水井吸水层段对应的油井容易受效。锦271块注水试验结果表明,注水开发可以提高锦271块整体开发效果。     

低渗透油藏注水开发分析

近几年,针对低渗透油田水井注不进,油井采不出的现状,滨采二矿对低渗透油藏注水开发以提高水驱控制储量和有效动用程度为中心,加强水质处理,强化注采完善和攻欠增注技术配套,油藏开发形势得以稳定。     

低渗透油藏注水开发的主要做法及效果

近几年,针对低渗透油田水井注不进,油井采不出的现状,滨采二矿对低渗透油藏注水开发以提高水驱控制储量和有效动用程度为中心,加强水质处理,强化注采完善和攻欠增注技术配套,油藏开发形势得以稳定。     

论油田超前注水技术的分析

超前注水技术是针对低渗透油田发展起来的一项注水新技术。与同步注水和滞后注水相比，超前注水这种先注后采的开采方式，在合理的补充地层能量，提高地层的压力以及保持油井的高产稳产有突出的优势。目前，企业采用超前注水延长油井见水时间、降低产量综合递减率、稳定产量已经成为一种趋势。本文主要对油田的注水技术的效果分析。     

调剖技术在埕岛油田11井区的应用及效果分析

埕北11N井区注采矛盾加剧,纵向上和平面矛盾突出,通过对埕北11N井区注水调剖,提高注入水波及面积,达到降低井区综合含水,提高采收率的目的。     

井口回流装置在电泵井上的应用

东部过渡带套损井区注水井出砂严重,注水状况差,电泵井欠载问题突出,无法保证油井连续生产,影响单井产量,而且长时间停运后,极易发生卡泵事故,频繁启停,易引起保护器失灵和电机烧毁。而目前注水井出砂问题没有有效的治理手段。因此在井口安装电泵井回流装置,实现电泵井连续生产的目的。文章介绍了井口回流装置在电泵井上的应用。     

水基纳米聚硅增注工艺在纯梁采油厂的应用

主针对纯梁低渗透油藏储层粘土矿物相对含量高,储层敏感性强,由于长期注水,岩石表面由油湿变为水湿,在一定程度上增加了岩石表面的水流阻力,使得注水压力上升。为降低注入压力、提高增注效果,2011—2012年纯梁采油厂在水井上应用了水基纳米聚硅增注工艺,有效延长了水井增注有效期。     

海上油田调剖技术在埕岛油田埕北11N区的应用及效果分析

埕北11N井区注采矛盾加剧,纵向上和平面矛盾突出,通过对埕北11N井区注水调剖,提高注入水波及面积,达到降低井区综合含水,提高采收率的目的。     

分层注水井异常变化的原因

注水在油田开发中是一项十分重要的工作,油田投入开发以后,随着开采时间的延长,地层本身的能量在不断消耗,油层压力在不断降低,注水的目的就是补充地层能量,保持油层压力,提高驱油效率,稳定油井的生产能力。在非均质多油层油田的注水开发过程中,要提高分层注水合格率,但是由于多种因素的影响使注水井经常出现异常变化,降低了注水井的分层注水合格率。本文从计量仪表误差、注采关系的变化、井下水嘴问题和封隔器失效四个方面的影响因素进行分析,采取有效的措施,提高注水井的分层注水合格率。