2011年注水井工作总结（范文模版）

第一篇：2011年注水井工作总结（范文模版）

2011年注水井工作总结

2011年我队以原油稳产，增产为中心任务，科学合理的开展注水工作，现就今年注水工作汇报如下：

注水量

我队两个注水站日注水量为613方，月注水量为1.893万方，年注水量为22.716万方。注水后增产原油量4053吨，为我队原油稳产起到一定作用。

二、具体工作

全年我队注水站完成洗井12口，更新了多台点式站，配水间和站内压力表，恢复了4台注水回注泵，完成分层注水项目井4口，调剖项目井6口，焊接了5口管线漏水井，更换了3口井的坏阀门和站内大泵回流阀。3月份至12月份共投注新井9口，确保了我队注水工作顺利开展。

三、配注工艺

1、从来水进站—计量—水质处理—储水罐—进泵加压—输出高压水—注水干线—配水间—注水井。各个环节至关重要，我队结合自身情况，加强对注水员工的业务技能培训，同时，积极与各方协调，科学注水、精细管理、确保注入水质的合格和配伍性好

2、在调剖井方面，我们搞清了产水层和产水方向，改善了注水井的吸水剖面，纵向上控制了高渗透层过高的吸水能力，使低渗透层的吸水能力相应提高，某些不吸水层开始吸水，从而增加了注入水的波及体系，扩大了油井的见效层位和方向，改善了井组的注入增产效果。

3、分层注水井方面，我们在识别了主力油层的同时，从配水思想，配水量、层段卡分，侧调试工作安排等方面入手，合理控制注水压力，选择注水方式，控制注入水总量，分配层段水量，处理平面关系和局部与整体的关系，确保了主力油层优先注水。

四、存在问题

1、常用设备库存严重短缺，延误了注水的及时性与准确性。

2、专业技术人员较少，致使很多技术难题在工作中得不到及时有效解决。

3、陕北多为低渗透油田，水质的合格性较低。

4、我队紧靠长庆注水区域，油井含水居高不下，经取样化验，均为注入水。还需进一步协调调剖堵水。

五、2012年工作计划

1、库存必备常用的物质准备，以提高注水的及时性和准确性。

2、加强对注水员工的培训和学习，提高注水员工的业务素质水平。

3、有适应地下情况的完善注采井网。

4、确保水质合格并配伍性好。

5、编制科学合理的分层配主方案，并根据动态变化适时调整。

6、进一步运用调剖堵水解决含水居高不下的问题。

总之，注水为我队原油稳产起到一定作用。但我们既要认识到注水工作的必要性，同时也要认识到了注水工作的危害性。我们坚信在科学技术的指导下，在厂级领导的领导下，我队注水工作必将迈上新的台阶。

第二篇：第四章 油水井增产增注措施

第四章 油水井增产增注措施

在油田开采过程中，经常遇到一些低渗透性油层，即使在较大的压差下，它们也很难获得高的产量。有的油层在钻井过程中受到钻井液侵害，使井底附近油层的渗透串降低，这不仅导致油井产量下降．有时甚至无法投产。此外，油水井在生产过程中，也会由于各种原因造成井底附近堵塞，使注水井的注入量或油井的产油量下降，从而影响油田开采速度和采收率的提高，对于非均质多油层油田，影响更为严重。在这种情况下，就必须对油层采取各种增产增注措施。

本章主要介绍目前矿场上广泛用于油水并增产增注的两种措施，即酸化、压裂处理。

第一节

油层酸处理

油层酸处理，是油田上广泛用于改造油层、提高渗透率的措施。它是利用酸液能溶解岩层中所含盐类的特性，达到提高近井地带的油层渗透率，改善油、气、水流动状况，从而增加油、气产量和水井注入量的目的。目前，我国各油田在油层酸处理方面，广泛应用的有盐酸处理和土酸处理两种方法。有些油田还应用了“王水”处理、“热酸”处理与“热化学”处理等方法。

一、酸处理原理

酸处理是依靠向油层挤入酸液并与油层孔隙孔道起化学溶蚀作用，以扩大油流通道，提高油层渗透率；或溶解井壁附近的堵塞物(如泥浆、泥饼、各种杂质、沉淀物和细菌等)，以排除堵塞来提高井的生产能力。

由于油层岩石性质不同，堵塞物不同，所用酸液的种类也是不同的，广泛使用的是盐酸和土酸两种。

盐酸处理主要用于石灰岩、白云岩和灰质胶结的砂岩等碳酸盐含量高的地层，盐酸与地层内的碳酸盐作用时，其反应如下。

对于石灰岩：

对于白云岩：

179 以上反应生成的钙盐和镁盐都易镕于水，生成的CO2也溶于水。对于油并，酸化后可应用抽汲或自喷方法将反应的废酸排出地面，以提高油井酸处理效果。

根据室内试验和生产实践得知，当地层中所含碳酸盐类大于50％，如裂缝性石灰岩、白云岩，应用盐酸处理效果较好。对于井底堵塞，应根据堵塞物的物化性质，决定是否用盐酸处理。

砂岩的成分与碳酸盐大不相同。它主要以石英和长石为主，经胶结物胶结而成。胶结物多为粘土和碳酸盐类，胶结物数量变化幅度很大，胶结物中的碳酸盐类占百分之几到十几都有。盐酸同石英及其他硅酸盐类基本上不起反应，但氢氟酸(HF)对砂岩中的主要成分都有溶解作用。其反应式如下。

石英与HF的反应：

[粘土)与HF的反应：

碳酸盐与HF的反应：

从以上的反应来看，氢氟酸对于石英、硅酸盐、碳酸盐都有溶解能力，但反应生成物中的CaF2与MgF2会产生沉淀，堵塞地层。所以，砂岩酸化多用土酸，土酸就是盐酸与氢氟酸的混合酸液，兼有盐酸与氢氟酸的优点，故砂岩的酸处理又称为土酸处理。

根据玉门地区对岩心所进行的实验室研究表明：对于石英含量占55％，长石占10％、粘土占15％，氧化铁占10％，碳酸盐占10％的含油岩心，应用11．4％的盐酸加3％一5％的氢氟酸配制的土酸进行浸泡，其溶解度比单独用盐酸高4—6倍。由于土酸中台有氢氟酸，它们对于粘土、泥浆颗粒和泥饼的溶解能力均大于盐酸。

二、酸处理前的预处理工作

(1)酸必须稀释后再向地层中挤压，否则会造成金属设备的严重腐蚀；(2)当酸中含有的硫酸根(SO4)大于0.2％时，必须加氯化钡处理；

(3)当地层需要进行土酸处理时，若井底附近碳酸盐含量大于2％—4％时，应预先用稀盐酸处理后，再进行土酸处理；

(4)在含有大量沥青、胶质的稠油层中进行注水时，由于岩层表面吸附了环烷酸、沥青、180

2-胶质而形成一层厚膜，影响酸处理效果，所以在酸处理前应当先用溶剂(汽油)冲洗地

(5)当地层间隙水中合有大量的钠、钾离子时，在土酸处理前，应先用盐酸加以处理，以免产生硅酸盐或氟化物沉淀，堵塞油层。

三、酸处理所用的添加剂

1．防腐剂(缓蚀剂)其作用是避免或减轻盐酸对地面设备及井下管柱的腐蚀。常用的防腐剂有福尔马林(即含有甲醛38％—40％的液体)、烷基苯磺酸钠、油酸乳化物等。在高温下，使用3％甲醛+2％[7623(2—烷基吡啶)〕+3％碘化纳+0.04％氯化亚铜等复配缓蚀剂也很有效。

2．稳定剂

盐酸与金属氧化物作用后所生成的盐类与水化合可生成氢氧化物的胶质沉淀，如：

。这些胶质沉淀很容易堵塞地层孔道。为了消除或减轻这种堵塞现象，需要在盐酸中加稳定剂，以抑制氢氧化物沉淀的生成。最常用的稳定剂是醋酸，它和铁离子形成在高pH值下也不沉淀的络合物，如：

生成物为能溶于水的六乙酸合铁(皿)络离子。因为铁离子和醋酸根的结合能力比铁离子和氢氧根的结合能力强，从而减少了产生Fe(OH)2沉淀的机会。醋酸的用量一般为酸液量的1％左右。另外，还有其他稳定剂如：草酸、柠檬酸、乙二胺四乙酸(EDTA)等。

3．活性剂

添加表面活性剂的作用是降低酸液的表面张力和调节反应速度。常用的表面活性剂有平平加、PP2、烷基苯磺酸钠、亚硫酸纸浆废液(CCT)、酒精、杂醇等。具体用量及活性剂类型视被处理井的具体情况而定。

4．缓速剂

为了使酸液不致在刚进入地层时就发生反应而降低酸度，除了在工艺上采取快速高压挤入酸液外，在酸液中加人缓速剂会有更大的缓速效果。缓速剂有氯化钙、烷基苯磷酸钠。其中以烷基苯磺酸钠效果较好，只要在酸中加入0.5％，即可使反应速度降低1/2。

四、提高酸处理效果的途径

实验室研究指出：酸液注入地层中并非均匀推进，而是沿油层中某些裂缝或孔道向油层纵深延伸。所以酸处理的增产作用实质上是：在高压下将酸液注入油层，溶解油层岩石孔道(裂缝)内的可溶性物质，并不断向油层内部延伸，沟通了其他油流通道(或裂缝网)，从而大 181 大提高油层的渗透率。因此，提高酸处理效果的主要途径是设法增加侵蚀孔道的延伸深度。反应速度快时，酸液很快消耗完毕，侵蚀孔道无法向纵深延伸，因此必须研究影响反应速度的因素，并设法控制反应速度。影响反应速度的因素有：

(1)酸液浓度。通常应用最广的酸液浓度为15％。浓度大于15％，将使一般缓蚀剂的防腐效果变差。近年来，由于解决了设备防腐蚀问题，趋向使用高浓度酸液。当HCl的浓度增到25％以前．随着浓度的增加，酸反应速度亦增加。这是由于酸液中氢离子浓度增高之故。但当浓度继续增长，超过25％以后，由于氢离子活性减少，反应速度反而越来越慢。这将有利于侵蚀孔道的延伸，从而提高酸处理的效果。

(2)温度和压力。随着温度的增加，防蚀困难，酸与岩石的反应速度加快．酸消耗得很快，酸处理的作用仅在井眼附近，不易做到深度酸化。目前对深井高温地层，为了减轻酸的反应速度，一般可向油层须注大量冷水，以降低并底温度，或向酸中加入缓蚀剂。实践证明，随着压力的增加，反应生成的CO2溶于残酸中使反应速度变慢。为此可以在酸液中添加一定量的液态二氧化碳，使反应速度变慢，以提高酸处理效果。压力对反应速度影响不大，一般不考虑。

(3)面容比。HCl与石灰岩之间的反应速度和面容比有关。面容比是指单位体积的酸液在缝隙中与之相反应的岩石表面积之比，即：

式中：Sφ——面容比；

A——岩石表面积； V——酸液体积。

面容比与孔隙直径或裂缝宽度成反比。孔隙直径或裂缝宽度愈小，单位体积的酸液与石接触面积就愈大，反应速度就愈快。

(4)岩石的组成与结构。岩石的组成不同，酸液对它的溶解速度也不同，低温下石灰岩的反应速度是白云岩的1.5倍，高温下它们的反应速度几乎是相同的。这是因为在白云岩的晶体表面上常常沉积着一层石英薄膜与盐酸隔绝，使白云岩的面容比小于石灰岩。另外，MgCO3与HCl的反应不及CaCO3的快。

(5)添加剂。酸中添加CO2及反应速度慢的酸液(甲酸、乙酸)均会降低酸的反应速度。综上所述，为了提高酸处理效果，必须根据所处理井的地层条件及酸处理目的，正确选择酸液种类、酸液浓度和酸的用量。为了减慢酸反应速度，增大酸液渗入油层的深度，应采用大排量注酸，控制反应速度。酸处理后应及时排出反应过后的废酸液，以免反应产物重新

182 堵塞地层。

五、酸处理工艺简介

在矿场实践中，针对酸处理的目的不同，其工艺方法也不同，大体可归纳为三类。1．解堵酸化

其主要目的是解除井壁附近的各种堵塞。如果只在井壁形成泥饼，一般要用浸泡以便将泥饼溶解掉。如果泥浆侵入地层，考虑到泥浆可能均匀地分布在井底附近地层的孔隙或裂缝中，多采用小型酸处理的办法。特点是酸液量小，压力和排量不要求很高，希望酸液能在纵向上均匀地进入地层，处理前根据情况尽可能地排出污物，以提高酸化效果。

2．层内酸化

其主要目的是溶解井底周围油层孔道(或裂缝)表面的矿物或砂粒间的胶结物的侵蚀孔道，以提高井底周围的渗透率，多采用大型酸化的方法。特点是用酸量大，要求大排量注酸、使具有足够浓度的酸液进入油层深处、以扩大酸液有效作用范围。

3．压裂酸化

其主要针对渗透率极低、岩性致密的石灰岩地层，先用一般压裂液造缝，然后在高于地层压力下向地层内挤酸，在缝面腐蚀成沟槽，增加缝的导流能力，扩大原有裂缝。裂缝是靠缝面被侵蚀后的高点来支撑．故一般可以不加砂。

第二节

油层压裂

水力压裂是油气井增产、注水并增注的一项重要技术措施，从1949年开始就已成为国内外坤田增产效果显著、应用广泛的—种方法。现今的压裂设备能力，可压开6000m的深井，造缝长度可达1km。

一、水力压裂的基本原理

水力压裂就是用高压大排量泵向油层挤注具有一定粘度的液体，当挤入液体的速度超过油层的吸收速度时，在井底附近形成足够高的压力。这种压力超过井底附近油层岩石的破裂强度及作用在油层上岩层的压力时，就会使油层产生裂缝或裂缝张开。此时继续挤入液体，已形成的裂缝就会继续向油层内部扩张。挤入油层的液体一方面使裂缝向油层内部延伸，另一方面，由于裂缝和油层间存在压差(破裂压力与油层压力之差)，大量的液体经过裂缝的壁面渗滤到油层中去，如图4—1所示。

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图4-1 裂缝形成示意图

当进入裂缝的液体量大于缝壁的漏失量时，裂缝便不断延伸，从而渗滤面积增大，通过缝壁的滤失量也增大，则裂缝延伸的速度愈来愈小。当进入裂缝的液量等于滤失量时，裂缝会重新闭合。为了保持压开的裂缝处于张开的状态，必须在挤入液体中加入支撑剂(如砂子之类)支撑已形成的裂缝。油层中存在有这种支撑剂充填的一条或多条裂缝时，就大大增加了油层的渗透能力，减少油流阻力，油井就能增产。

要想在油层里形成足够长的裂缝，必须用高压，大排量的泵和其他设备；必须用滤失量低，悬砂能力强的压裂液，以及适宜的支撑剂。

地层岩石结构是非均质的，并存在微细的天然裂缝及层理，因而所产生的裂缝数目和方向从理论上难以准确预计。一般取决于岩石所受的地应力状态。矿场实验指出：在浅油层(700—800 m)可能产生水平裂缝，超过1000 m或1200 m，多半出现垂直裂缝。

二、压裂液类型及其性能要求

压裂液按其物理、化学性能可分为油基、水基和混合基三种类型。目前国内常用的压裂液为水基压裂液(由槐树豆粉、田菁粉以及决明子等配制而成)，也有的采用油水乳状压裂液。

按施工过程压裂液的作用，可将它分为预压液：起劈裂油层作用；携砂液：兼有将支撑剂带入裂缝中，并延伸裂缝的作用；顶替液：将井筒中的携砂液顶替到裂缝中。

压裂液在压裂过程中消耗量较大，对它的性能控制和选择，直接影响到压裂效果，施工成败和成本高低。压裂液主要性能应满足：(1)渗滤性低，以较少的用量得到较长的裂缝；

(2)悬浮性能好，能将支撑剂全部、均匀地带入裂缝缝；(3)摩阻损失少，易于泵送，以降低井口压力；

184(4)同地层原有流体及岩层有较好的配伍性；

(5)粘温性能、热稳定性好，能适应深井高温高压的要求；(6)压完后废液易于排出，不堵塞地层；(7)来源广、成本低、易于配制。

三、支撑剂的类型及其质量要求

支撑剂的选用对于压裂效果有着很大的影响。按支撑剂的性质可分为两大类：一类是韧性的，如金属球、塑料球、核桃壳。其中金属球强度大，塑料球、核桃壳球强度较低；另一类是脆性的，如砂子、玻璃球。玻璃球强度较高，砂子强度低，目前应用最广泛的仍然是石英砂，但随着井的深度增加和地层硬度增大，采用高强度支撑剂逐渐增多。

对支撑剂的质量要求是：

(1)

强度大。支撑剂在裂缝里受到裂缝壁面闭合压力的巨大压力，如果强度不够，则易被压碎，堵塞了通道，起不到增产的作用。

(2)

颗粒均匀，圆球度好。这种支撑剂充填了裂缝之后，具有较大的渗透能力。(3)

杂质少，避免堵塞缝隙。(4)

来源广，价廉。

四、压裂工艺设计

为了使压裂得到顶期的效果，必须根据地质情况合理地选择压裂井、压裂单位、压裂液和支撑剂。

1．选井选层

虽然水力压裂是广泛使用的一种增产措施，但并不是对所有的井都有效的，一般情况下，下列井适于压裂：

(1)油层岩石胶结致密、渗透率低。例如致密砂岩，石灰岩等，压裂后效果较好。(2)含油饱和度高，油井压力高的低产井。压裂后，产量常常大幅度提高。

(3)井眼附近油层受到堵塞，降低了产量和吸水能力的井。小规模压裂对于解除堵塞非常有效。

为了提高压裂效果还可采取油水井对应压裂，以水井为主。这样能起到送效、引效的作用。

此外，还应根据油田的地质情况和井网布置，调整总体规划，充分发挥油水井的作用。对于渗透率很高的井，油水边缘的井以及固井质量不好的井，一般不宜于压裂。2．压裂液的选择

185 压裂液要根据油层流体特性、岩层的物理、化学性质来选择。

(1)

根据岩石的化学性质基本上确定压裂液的类型。对于石灰岩、白云岩，宜选用酸基压裂液；对于砂岩和低溶解的岩层，宜选用水基压裂液或油基压裂液，也可以用在水基压裂液中添加二价阳离子(如加0.5％的CaCl2)。对于注水井，可以采用含盐的清水做压裂液，如果产层内含有易溶于水的盐类成分时，也可以用清水。

(2)岩石的物理性质(温度、压力、渗透率、孔隙度、有无原生孔隙和孔穴等)，特别是温度和压力需要很好考虑。一般压裂液的粘度受温度的影响较大。例如胶凝原油只能在93℃以内使用；稠化酸在高温下很快稀释，当温度高时必须增加稠化剂的用量。在一般油层温度下，水基压裂液粘度应不低于2000mPa·s，温度高时可选用粘温性能比较好的植物胶或增加植物胶的用量。

在高压井压裂时，需要选用高相对密度的压裂液，以克服井底压力，并能降低地面设备所需功率。在低压井压裂时，应选用低粘度、低相对密度液体，压裂后易于从地层中排出。

(3)所选择的压裂液必须与地层流体相适应，不会产生有害的乳状液或沉淀物。对于含有重质原油、沥青或石蜡的油层，最好不用低相对密度原油，而用水基压裂液或芳香族原油。

3．支撑剂的选择

支撑剂的类型选择取决于岩层性质及井深。对于岩石嵌入压力小的浅井可选用砂子；对于嵌入压力大的深井，一般选用不易变形或压碎的铝合金球或阔球等；对于嵌入压力中等的中、深井可选用核桃壳或硬塑料球。由于高强度支撑剂成本过高，有时对深井可先压入一部分砂子，然后再尾随一部分离强度支撑剂。

砂液比的选择取决于压裂液的性能及施工时泵的排量。一般说来，在一定条件下高的砂液比，压裂效果好。但是它又受到其他因素的制约，如果不顾排量、压裂液的悬砂能力的影响而单纯提高砂液比，在施工中往往会造成砂堵。在目前设备及压裂条件下，砂液比一般控制在10％～20％之间。随着压裂液粘度增加，砂液比可以增加到30％～40％。

支撑剂的大小：目前国内常用的砂粒直径为0.4～0.8mm、0.8～1.2mm或1．5～2.0mm。目前有一种趋势，即支撑刑的直径随压裂液的用量和粘度的增加而增大。

4．压裂后的评价

在每口井进行压裂后，应进行总结，找出成功或失败的原因，以便总结经验，以利再战。比较全面的总结，应对井下情况有所估计。例如地层里出现的裂缝，是垂直的还是水平的，裂缝的长度及其导流能力。这几个参数只靠压裂过程中的参数记录是不够的，需要特殊的方法进行测量，如应用膨胀打印或井下电视方法找出裂缝的形态，应用测地震波、地电等

186 方法测量裂缝方位。

评价一口井的压裂效果，目前常用两个指标：

(1)在可比条件下压裂前后的产量或注水量的增加倍数；

(2)增产有效期的长短。

两个参数反映了裂缝的导流能力、裂缝长度、地层供液能力的大小。压裂效果的评价不仅能验证本次压裂工作各项参数选择是否合理，而且也能说明选井是否恰当。

187

第三篇：油田注水井的管理维护浅谈

油田注水井的管理维护浅谈

李 维

大庆油田有限责任公司第四采油厂 黑龙江 大庆

【摘要】油田注水是保持油层压力，使油井长期高产稳产的一项重要措施，目前我国各油田大部分都采用注水的方法，给地层不断补充能量，取得了较好的开发效果。油田注水的目的是提高地层压力，保持地层能量，以实现油田高产稳产，提高最终采收率。因此，要把注水井管理看得跟油井同等重要。我们从注水井、注水井工艺、注水井管理的注意事项、注水井的洗井维护几方面对搞好注水井管理做了阐述。

【关键词】注水井

工艺

洗井

管理维护

一、注水井及注水工艺

1、注水井

注水井是用来向油层注水的井。在油田开发过程中，通过专门的注水井将水注入油藏，保持或恢复油层压力，使油藏有较强的驱动力，以提高油藏的开采速度和采收率。依据油藏的构造形态、面积大小、渗透率高低、油、气、水的分布关系和所要求达到的开发指标，选定注水井的分布位置和与生产井的相对关系（称注水方式）。注水井井距的确定以大多数油层都能受到注水作用为原则，使油井充分受到注水效果，达到所要求的采油速率和油层压力。注水井的吸水能力主要取决于油层渗透率和注水泵压，为使油层正常吸水，注水泵压应低于油层破裂压力。注水井是水进入地层经过的最后装置，在井口有一套控制设备，其作用是悬挂井口管柱，密封油，套环形空间，控制注水和洗井方式，如正注、反注、合注、正洗、反洗。按功能分为分层注入井和笼统注入井；按管柱结构可分为支撑式和悬挂式；按套管及井况可分为大套管井、正常井和小直径井。注水井是注入水从地面进人油层的通道，井口装置与自喷井相似，不同点是无清蜡闸门，不装井口油嘴，可承高压。井口有注水用采油树，陆上油田注水采油树多用 CYB-250 型，其主要作用是：悬挂井内管柱；密封油套环形空间；控制注水洗井方式和进行井下作业。除井口装置外，注水井内还可根据注水要求(分注、合注、洗井)分别安装相应的注水管柱。注水井可以是生产井转成的或专门为此目的而钻的井。通常将低产井或特高含水油井，边缘井转换成注水井注水井的井下管柱结构、井下工具遵循简单原则。大多数情况下（笼统注水），注水井仅需配置一套管柱和一个封隔器，封隔器下到射孔段顶界 50m 处，对特定防腐要求的注水井，其管材应特殊要求，且必要时，油套环空采用充满防腐封隔液的方法加以保护。这种液体可以是油也可以是水，一般用防腐剂或杀菌剂进行处理或

另加除氧剂等。分层注水的井下管柱可按需设计。多个注水井构成注水井组，注水井组的注入由配水间来完成。在配水间可添加增压泵，在井口或配水间可另加过滤装置。一般情况下，在配水间或增压站可对每口注水井进行计量。

2、注水工艺

注水工艺分笼统注水工艺和分层注水工艺。笼统注水主要用于不需要分层、不能分层的注水井或注聚合物井，是注入管柱中最简单的一种。基本结构为油管+工作筒+喇叭口（φ100mm）。分层注水是根据不同油层的特点及之间的差异，为了较均匀提高各个油层的动用程度，控制高含水层水量，增加低含水层产量而采取的工

艺措施，是老油田挖掘、改善开发效果的关键措施，大约 50%的注水井都采用分层注水方式。分层注水技术的核心，是以分层吸水能力为基础，按开发要求设计分层注水管柱和分层配水。国内分层注水的工艺方法比较多，如油、套管分层注水，单管分层注水，多管分层注水等。其中当前油田最常用的是单管配水器多层段配水的方式。该方式是井中只下一根管柱，利用封隔器将整个注水井段封隔成几个互不相通的层段，每个层段都装有配水器。注入水从油管入井，由每个层段配水器上的水嘴控制水量，注入到各层段的油层中。

二、注水井管理的注意事项

搞好水井管理的注意事项，首先是要把水井管理看得跟油井管理同等重要，其次是科学洗井。洗井是水井管理中最重要的一项工作，是对水井的“救命”工作。要想洗好井，必须做到以下几点：

1、严格洗井程序，本着先洗地层（微喷不漏阶段，10 方/小时，时间 1 小时），再洗井筒（平衡稳定阶段，25 方/小时，时间 1小时）的先后顺序。

2、洗井期间不要停水时间过长（5 分钟以内），罐车洗井要保证至少两部。

3、分层注水井洗井时，最大排量不要超过 30 方/小时，以免损坏封隔器胶皮筒。

4、不吸水的井经过正确洗井无效后，可考虑暂时关闭同配水 间其它水井以提高泵压试注，或用泵车试挤，也可考虑对该井地层放压后再洗井处理。再次是不要被仪表的假象迷惑。水表出现故障后，有时显示的水量很低，而实际注水量很高，经验欠缺者以为该井完不成配注，把调水阀开得很大，致使泵压较大降低，从而影响了其它井正常注水。这种情况若出现在表芯的问题上，用互换表头法也无法判别，管理者应从看压力、摸温度、听声音上去综合判断。水表出现故障后，有时显示的水量还很高，而实际注水量却很低，这会导致该井欠注，若有掺水井相连，时间久了，可能会导致水井躺井，判断方法同上。第四是处理故障要迅速和有效注好水。尤其是带病注水井、易出砂井，在处理穿孔、换阀门、换水表、整改渗漏等工作时，准备工作未做好时不要停井，停井时间尽量不要超过半小时，以免造成躺井。光注足水是远远不够的，注好水才是根本，否则既浪费了能耗，又加剧了油层矛盾。要经常以水井为中心检析对应油井的采油效果，对于良性的措施，加以灵活引用；对于不利的措施，应及时分析调整。

三、注水井的洗井维护

注水井注一段时间，要进行洗井，通过洗井，使水井、油层内的腐蚀物、杂质等赃物被冲洗出来，带出井外。避免油层被赃物堵塞，影响试注和注水效果。一般在以下几种情况下必须洗井：

1、排液井转入注水前(试注前)；

2、正常注水井、停注 24h 以上的；

3、注入水质不合格时；

4、正常注水井，注入量明显下降时；

5、动井下管注后。

洗井方法一般分正循环和反循环或称正洗和反洗。即洗井水由油管进入，从套管返出地面为正洗，反之，为反洗。对于下封隔器的注水井只能反洗。洗井维护应该做好以下几方面工作：首先、确定合理的洗井周期，制定对症的洗井措施；有效监督洗井过程。其次、制定对症的洗井措施，首先要通过分析、验证确定出每口井的正常洗井压力。其次，洗井前对比分析历次不同情况洗井的压力、排量、时间变化和洗井后的效果，结合目前注水现状，在充分考虑测调等因素的基础上，制定详细、合理的洗井方案，对不同类别水井采取不同洗井方式，另外，针对目前水井出砂现象，倒洗井必须作到平稳操作：先开套管洗井闸门，再微开放空闸门，后关注水闸门，最后全部打开放空闸门。洗完井后反顺序倒正注。尽量避免压力波动。具体操作时憋压和放喷洗要结合、倒替进行，根据单井实际洗井注水情况不断优化调整洗井方案。再次、有效监督洗井过程，洗井时采用洗井记录仪，密切观察仪器显示的压力、水量变化、井口的声音变化，根据现场情况综合分析判断决定洗井的时间和排量。对洗井的方式和方法现场应根据具体井采取不同的方法，不能一成不变，不能刻意追求排量和压力，现场操作应灵活机动。洗井应做到分析到位、监控到位、操作到位。

结束语：

随着油田进入开发后期，地层状况恶化，注水井溢流、出砂严重，测调遇阻、封隔器失效等问题井频繁出现，使注水井日常维护洗井工作变的愈发重要，要通过实践不断地分析总结，才能提高注水井的管理及维护工作质量。

第四篇：胜利油田注水井生产管理研究论文

1胜利油田注水井情况现状

1.1生产情况

截至2016年9月，胜利油田共有注水井10443口。其中分注井4463口，分注率为42.7%。注水井开井层段合格率80.8%。

1.2注水技术情况

油田分注技术的进步以测调技术发展为标志，自20世纪60年代以来，分注技术经历了3个发展阶段：固定式分层注水技术、活动式分层注水技术、测调一体化分层注水技术。

1.3测试调配情况

测调一体化分层注水技术成为胜利油田主导分注工艺技术。截至2015年5月，分注井测试率为89.8%。

2胜利注水井生产管理的主要做法

近年来，分公司对注水井管理高度重视，加大了资金投入，在注水井生产运行、管理以及技术方面狠下工夫，在提高“三率”改善水驱方面的工作取得了一定的成绩。

2.1管理更为完善

（1）强化技术方案管理。建立局、厂两级项目库，科室上手对技术方案进行优化论证和技术把关，从系统整体角度优化，产能配套、系统优化提效、更新改造、掺水、回灌等一体化考虑排序，提高方案编制水平和技术管理水平。

（2）做好层段考核率工作。严格考核与检查过程，做到检查严格、方法合理、结果可靠、排名公正。由采油处牵头，带领检查组成员到各二级单位检查各水井基层单位，逐个检查10000口水井，“日报、综合月报、管柱图、测试资料”四统一，综合对比分析。

（3）做好基础管理和日常管理。建立注水系统台帐。督促各采油厂强化基础资料管理，确保注水系统数据和基础管理工作的标准化、制度化、规范化。

（4）开展老油田一体化治理工作。以水驱波及最优化为目标，运用大系统优化的方法，实施油藏、工艺、地面、水质一体化治理，改善老油田水驱开发效果，提出老油田实施层系井网、水质、地面和油水井治理并行的一体化运作思路。

2.2技术升级换代

2.2.1分注技术的进步

测调一体化分层注水技术可以满足进一步细分的要求，实现井下多级细分，将分注工艺和测调技术能紧密结合，节约测调时间，并提高分注可靠性。

2.2.2井下工具及测调工具的改进

（1）封隔器的改进。针对扩张式、压缩式封隔器的不足，对其解封方式、胶筒质量、洗井通道进行了改进，封隔器的密封质量得到提升。

（2）打捞测调工具的改进。对打捞测调工具进行改进，增大刮垢器功率，提高电动式打捞器对配水器的适应性，开展一体化防油污测调仪器研究，解决因油污造成测调精度低的问题。

3管理和技术上面临的形势及问题

3.1效能状况与节能降耗、高效运行的要求有差距

胜利油田注水系统效率为53.2%，远景目标为60%，相差6.8%。注水标耗为0.395kWh/m3.MPa，与远景目标相差0.11kWh/m3.MPa。这种差距主要是受两个方面影响：一是注水泵机组效率低。对于离心泵，由于高效泵、大排量泵比例低，泵型组合不合理，且部分站水量供需不匹配，导致离心泵不在高效区运行，泵效低；对于柱塞泵，主要是由于投运年限长、维修维护不及时导致泵效较低。二是注水管网效率低。配水间阀控损失大，主要是由于注水压力差异大和掺水井、回灌井造成，系统及管网分压调整不及时。管网沿程损失，主要是由于部分注水管网结垢、部分注水管网布局不合理、供水半径过大造成。

3.2三率状况与改善水驱的要求有差距

2015年胜利油田分注率为37.5%，层段合格率为80.1%，均低于中石化平均水平，还有进一步提升空间。

3.3基层管理及日常管理还需完善2013年以来胜利油田创新体制机制改革，积极探索实践油公司管理模式。由于管理模式的变化以及岗位的变化，存在交接不及时的问题，有些基层技术人员对注水井测调相关知识认识有偏差，导致日常管理出现混乱。

4提升胜利注水井生产管理水平的对策与建议

4.1做好注水地面系统整体规划建设、动态优化提效工作

围绕不同类型油藏对注水能力及压力的需求，强化地面工程配套，实施注水地面压力及负荷调整；强化技术集成推广应用，保障有效注水。

4.2继续推广标准化技术及工艺

根据不同油藏条件和需求标准化管柱；推广标准化测调，包括规范调配过程，规范测试过程，规范资料处理过程；加大测调一体化技术推广，配套测试设备。

4.3加强培训，强化考核，推动管理水平再上新台阶

对新上岗技术人员进行岗位培训，使其尽快适应新岗位。举办培训班，对基层技术人员进一步进行培训，加强对注水井管理、注水井测调等方面知识的认识。

参考文献

[1]杨波.提高注水井管理水平的现场措施[J].油气田地面工程，2009（12）.[2]李明.实施现场“五步管理法”，提高注水井管理水平[J].黑龙江科技信息，2010（21）.

第五篇：新木油田前60区块注水井欠注机理分析

新木油田前60区块欠注机理分析及治理技

术研究

吴艳峰

（吉林油田分公司新木采油厂）

摘要

新木油田前60区块油藏为稀油油藏。其中原油都具有“两高两低”的特征，即高含蜡量、高凝固点、低密度、低粘度。地层水总矿化度较高,水型均为NaHCO3型。关键词

新木油田

注水井

欠注

低渗 前言

随着新木油田开发进入后期，注水仍然是油藏开采的重要方式。在注水过程中，注入水不断地被注入到油气层中，随着注入量的不断增大，注入水必然要与油气层的岩石和流体接触，进入地层，并发生各种物理和化学变化，这些变化常导致渗透率下降，损害地层造成欠注。文章主要提出一个观点即：前60区块的欠注井大面积发生主要由注入水导致储层的敏感性发生改变、渗透率急速下降所导致的。

一、区块基本情况介绍

前60区块构造位置位于扶新隆起带南坡前旗，构造特征是断层切割的单斜构造，断层发育近南北向正断层，裂缝不发育，2005年投入开发，含油面积9.57平方千米，地质储量388.79万吨，可采储量60.27万吨，采收率15.5%，开发层系为扶余油层,主力油层为4、5号小层，孔 隙 度为13.9％，渗 透 率：2.7× 10-3μm2，目前注水方式采用反七点面积注水，注水井69口，开井67口，欠注井15口，日配注水量1610方，实际日注水量1400方，日欠注数量210方。

油藏物性

前60区块油藏岩性以粉砂岩为主，少量细砂岩，孔隙度均值13.9%，范围在（10%-18%）；渗透率均值2.7*10-3μm2，分布范围（0.16-10*10-3μm2）；含油饱和度为52%。砂岩粒级细，分选差，泥质含量高，岩石颗粒磨圆度绝大多数为次棱角状，胶结类型为接触式和孔隙式，油藏含油井段20米，砂岩厚度平均10.1米，油藏类型为岩性构造，无统一的油水界面，粘土矿物以高岭石为主。流体物性

原油含蜡量为25.5%，凝固点为35 ℃，地面原油密度为0.87 g/cm3，地面原油粘度为42.2 mPa.s，含硫0.08%。

地层水总矿化度为15296 mg/l，氯离子含量为5655 mg/l，水型属于NaHCO3型，原始地层压力为10.0MPa，原始地层温度为56 ℃。目前平均地层压力为12.9mPa，目前平均地层温度40 ℃.二、理论与矿场情况分析（1）理论分析

通过对60区块储层岩心速敏、盐敏导致渗透率试验，确认为欠注主要由注入水导致储层的敏感性发生改变造成渗透率急速下降导致欠注大面积发生，治理方式应以增压增注为主。前60-5-1井岩心速敏试验数据（见表

1、图1）表1

图1

针对17厘米厚度的岩心样品试验，体积流速为0.1ml/min时，渗透率最高为5.9mD,随着流速的增大渗透率降低，当流速大于5ml/min以后，渗透率基本保持在2.9mD,达到最低程度不会再发生改变。前60-5-1井岩心水敏试验数据（见表

2、图2）表2

图2

从数据图表分析：针对17厘米厚度的岩心样品试验，当地层水盐度为23213mg/l时，渗透率最高为3.14mD,随着盐度的降低渗透率急剧降低，当盐度等于0mg/l时，渗透率达到最低。（前60注入水矿化度1071.83mg/l）以前60-15-3油井采出水与前60-13-1水井注入水配伍性试验数据分析为依据

OLI结垢分析软件计算结果（见表3）

比例CACO3 pScalTend0.00000.05470.10670.15590.20220.245 前60-15-3油井/60-13-1水井1:000.8:0.20.6：0.40.4：0.60.2:0.80:01通过配伍性试验数据分析：前60-15-3油井产出水碳酸盐结垢趋势指数ST小于1，说明该井不存在碳酸盐结垢；随着前60-13-1水井注入水增加，结垢趋势指数ST虽然有所增大，但仍然小于1，说明该井不会大量出现碳酸盐结垢；注入水对地层水的影响不大。（2）矿场应用

针对前60区块地质储量控制较高的3#和5#井组实施安装增压泵改造，治理欠注注井13口，有效13口，有效率达到100%。（见表3）表3

安装前队别注水间井号前60-6-4前60-6-8前60-12-6前60-10-8前60-10-12前60-6-1前60-6-12前60-10-43#前60-8-10前60-14-16前60-14-8前60-14-12采油十一队5#前60-10-16配注2520***01525252525实注***92000019192014/4/132014/1/21安装日期配注2520***01525252525安装后实注2519***1525252425目前实注2419***1425252425

三、结论与对策

结论：前60区块欠注主要是由于储层岩石敏感性变化导致渗透率下降造成的而不是以结垢等二次污染造成的。

对策：针对前60区块欠注应该考虑安装离心式增压泵增注技术

作业简介

吴艳峰 1983年生 工程师 2007年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现在从事油田注水工艺研究工作 地址（138000）吉林油田公司新木采油厂工艺研究所。联系电话:0438-6228821