鄯善油田注水井欠注原因分析

注水是保持鄯善油田地层能量的主要手段。随着油田开发的不断深入，注水井欠注问题日益突出,增注措施缺乏针对性，效果不理想，注采矛盾加剧。文章通过对欠注井的油藏特征、措施状况及注水历史等的有机结合，研究分析了鄯善油田欠注井欠注的主要原因，为油田实施增注措施提供了依据。     

安塞油田欠注井治理对策评价

安塞油田注水开发20多年,开发技术日趋成熟,效益不断扩大,但在注水开发的过程中,由于受到地层物性、井筒及地面系统等因素的影响,导致部分注水井欠注现象较为频繁,未能真正意义上实现有效注水,进一步影响了注水开发效果。文章针对安塞油田近年来欠注井因素分析,分类采取各类有效治理对策的效果进行总结评价,为后期该项工作的进一步开展提供依据。     

进喑示踪技术在葡萄花油田的研究与应用

选择与地层不配伍性好的示踪剂，按一定浓度从注水井注入，在周围油井检测采出水中示踪剂浓度随时间的变化并绘制示踪剂采出曲线，通过数值分析求出油层的物性参数，利用所得到的物性参数可描述油藏，检测油层内有无高渗透层或大孔道存在，跟踪注水流向，分析油水井注采关系等。本文介绍了井间示踪技术在葡萄花油田的应用与分析。     

分子膜/混合有机酸复合解堵技术在姬塬油田欠注井的应用

针对姬塬油田欠注井现象日益严重、堵塞物类型复杂造成常规酸化无法同时解除多种堵塞等问题,从堵塞物分析和解堵机理入手,研究了一种适用性较广的分子膜/混合有机酸复合解堵体系,主要由混合有机酸、新型分子膜、解聚剂和助剂组成.实验结果表明,该复合解堵体系具有优良的解堵性能,对现场垢样的溶垢率普遍能达到80％以上,对聚合物的降黏率...     

大庆外围油田套损井分注技术

根据目前大庆外围油田油层跨度大、小层多、层间矛盾突出的特点。在注水过程中，表现出层间吸水差异较大，部分注水井非主力油层吸水异常，为了更好地控制吸水剖面，延长油田的开发时间，水井必须进行分层注水。本文通过对榆树林油田几年来分层状况的统计，提出了适合本油田的注水井分层注水工艺技术，为外围油田进行分层注水提供了可靠的技术保证。     

海上油田同井注采一体化技术研究与应用

针对海上油田采油平台油井投资高、井间距大、井槽数量少的特点,在克分进行国内外调研的基础上,通过研制适宜的工艺管柱及配套的井下工具,研发了同井注采一体化技术,包括同井注气采油、同井采油注水、同井采水注水和水聚分注技术,可以把原来的1口井变成2口井,在不增加新井的前提下成功缓解了海上油井数量对油田增产的制约,节省了油田钻井和平台建设的开发成本,降低了油田生产投资风险,为油田产量快速增长和节能减排(减排污水、CO2减排)等方面做出了贡献,并在现场应用中获得显著的经济效益.     

姬塬油田黄3长8油藏欠注井治理对策

黄3区块作为姬塬油田重要的增储上产区块之一,其主力开采油层三叠系长8油藏属典型的超低渗透油藏,近年来注水井欠注现象尤为明显。为了有效补充黄3长8油藏地层能量,降低油层产量的递减,通过对长8储层特征、注入水配伍性、井筒治理、注水系统进行研究,从地层、井筒、地面注水系统三方面分析了导致注水井欠注的原因,结合现场实际情况提出相应的治理措施,并对治理效果进行了评价,为下步治理同类油藏提供借鉴。     

低渗欠注井酸化增注技术研究与应用

阐述了一种低渗欠注井酸化增注的系统实验研究方法，通过酸化前储层评估、储层敏感性研究、长短岩心流动模拟试验，结合^19FNMR残酸离子测试分析、酸化工艺参数优选、现场实施后评估技术等，有针对性地对低渗欠注井进行酸化解堵，该系统方法应用于油田取得了较好的效果。     

应用干扰试井资料确定文79北块合理注采井网

文南油田文７９北块是一个地质条件比较复杂的小断块油田,开采难度大。开发以来,对其井间连通性和平面上的非均质性不甚清楚,给注水开发带来一定困难,应用干扰试井技术成功地解决了这些问题,验证了油水井的连通状况,认识了油层平面上的非均质性,为文７９北块的油水井调整提供了可靠的科学依据。     

胜坨油田问题水井的治理

问题水井是指因管柱问题、井况、路况、测调等因素造成无法分层有效注水或实注量未达到地质配注要求的注水井。凡是高于配注120％的超注层、低于配注80％的欠注层，或无法确定注到哪个层的分注井，均为问题水井。问题水井分洗井类、测调类、增注类、作业类、管柱类五种类型。     

吉林油低渗透油田注采井网适应性技术研究

对吉林油区已开发的五个低渗透油田注采井网调整的目的、意义和调整效果等进行了分析研究。总结了低渗透油田物性差，一般发育天然方向性裂缝，而裂缝对地下渗透场影响较大等特点。提出了低渗透油田注采井网适应性技术：一是注采井排距不宜过大，排距应在１５０～２００ｍ、油井距应在２００～３００ｍ为宜，注水井距离可以大于３００ｍ；二是注水开发初期应以反九点注水方式，后期转为线性注水方式；三是注水井排方向初期与裂缝呈４     

双河油田欠注井注聚堵塞研究

根据双河油田北块Ⅳ1-3层系注聚井欠注和注入压力过高的状况,开展了聚合物注入特征的研究,其中包括聚驱过程中的注入速度、浓度、压力梯度、岩心渗透率和溶液黏度对注入性的影响。实验表明,注聚浓度对注入性的影响最大,注入速度对注入性的影响最小。渗透率对聚合物的注入性以及在储层中的传播能力均会产生影响,当岩心渗透率0.8μm~2时,机械捕集和吸附共同作用,岩心后部堵塞程度大于前部;当岩心渗透率0.8μm~2,聚合物溶液会进入到岩心深部,只有吸附发生作用,导致孔喉轻微堵塞。同时在注聚实验中岩样后部的压力梯度达到了最大值,说明在后部产生了堵塞。在现场实施聚合物浓度调节后,发现油田现场欠注下降率最大达到35%,说明可以有效改善注聚井注入性,是实现提压增注的有利途径。     

葡萄花油田调剖技术应用与发展前景展望

文中就葡萄花油田开发过程中面临的注入水不均匀推进问题,提出了以调剖为主的治理办法,通过详细的室内研究和现场试验,解决了调剖现场应用过程中出现的问题,同时对调剖方案设计优化进行了探讨,在分析葡萄花油田调剖潜力的基础上,对以区块整体挖潜为主的调剖技术发展前景进行了展望。     

低渗欠注井酸化增注技术研究与应用

阐述了一种低渗欠注井酸化增注的系统实验研究方法,通过酸化前储层评估、储层敏感性研究、长短岩心流动模拟试验,结合19FNMR残酸离子测试分析、酸化工艺参数优选、现场实施后评估技术等,有针对性地对低渗欠注井进行酸化解堵,该系统方法应用于油田取得了较好的效果。     

海上油田同井注采技术开发与应用

针对海上油田开发生产中出现的油田注水水源不足,采油井多层系开发调整要求分层段、分阶段转注及采油井伴生气回注等技术问题,开发了同井采注工艺技术。将有水层注水井的水层打开提供水源,同时保持原注水井正常注水,与平行双管相比,单管大排量同井采水注水技术使同井采水量从800 m3/d提高到2 500 m3/d;对不同目标层位可分别进行采出或注入,即同井采油注气或同井采油注水,相当于把原来的1口井变成2口井使用,提高了单井利用率,实现了一定范围的井网优化。该技术在渤海湾SZ36-1J、Z9-3、LD10-1等油田成功应用8口井,已成为老油田稳产增产的重要技术手段,为新开发油田生产完井开辟了一个新的完井模式。     

海上油田注聚井解堵增注技术进展研究

针对海上油田注聚井堵塞问题,以进一步完善海上油田注聚井解堵增注技术系列为目的,详细介绍了海上油田解堵增注技术应用现状,通过对比分析不同解堵增注措施,找出了前期解堵增注措施存在的问题,并结合国内外解堵技术现状及海上油田的特征,提出了适宜海上油田的解堵增注新技术。海上油田前期解堵措施以单一酸液、强氧化剂、生物酶解堵为主,在应用中存在单一酸液处理效果不佳,强氧化剂存在腐蚀性和安全性、解堵有效期短、对复合堵塞物解堵效果不佳等问题,阐述了物理化学复合解堵技术及化学解堵增注技术在海上油田应用的新进展。     

分注井直接测试技术

油田进入开发后期,为了控制高渗层的注水量,加强中、低渗层的注水,需要从监测注入水的动态入手掌握分层吸水状况。分注井直接测试技术采用偏孔直接测试和井筒流动测试两种途径,测试进入第一个层段的注水量、分层压力温度,较真实地反映了各层段的吸水状况,并在测试过程中验证注水封隔器的密封性,不会造成地层污染。应用层面流褶积试井理论分析层段压力、流量资料,得到层段渗透率、系数、吸水指数等资料。１８井次现场测试表明     

低渗透油田开发注采井网系统设计探讨

对比研究了低渗透率砂岩油田开发的合理井网及其产能的影响因素。裂缝的存在大大加剧了低渗透率油藏中渗透率分布的方向性,在对比分析了不同井网的特点及数值模拟结果后,提出菱形反九点井网是低渗透率油田开发中的相对合理井网。菱形反九点井网中,储集层渗透率与合理排距／井距值关系密切,渗透率越低,合理排距／井距值越小,对渗透率较大的油藏,排距／井距值约为1：2。影响菱形反九点井网开发效果的因素有：采油井和注水井的压裂状况、注水井和采油井的压裂规模、油层的韵律性、平面渗透率比值及角井的转注时机。图4表1参5（郭海莉摘）     

葡萄花油田节能技术实践与认识

文中结合葡萄花油田机采井和加热炉的能耗状况，对应用的节能电机、抽油机、燃烧器和FHC节能剂进行了节能效果分析，并对各种节能技术的应用提出建设，指导节能技术的推广应用，达到降低能耗，提高经济效益的目的。     

姬塬油田注聚井复合解堵技术研究与应用

针对姬塬油田大规模聚合物微球调驱后,长8超低渗油藏注聚水井高压欠注问题,提出“物理+化学”复合解堵增注思路,建立电脉冲复合解堵工艺技术。配套研发放电装置一次放电能量可达5 kJ,放电6～10次/分钟;配套解堵液稳定工作时间10 h以上,对现场聚合物溶解率达到87.4%。2022年现场试验2口井,平均单井降压4.3 MPa,累计增注超过5 000 m3,有效期均在150 d以上。该技术的成功试验为超低渗油藏注聚井欠注治理提供新的技术对策。