注水井调剖复习题
第八章注水井调剖
一、多项选择题
1.在注水井上，采用分层注水及分层改造低渗透层，是改变吸水剖面不均匀的重要措施，但对于（）的井却无法解决。
A.隔层薄；
B.套变；
C.层段内无法细分；
D.隔层厚
答案：ABC
2.注水井调剖作业重点监督的内容以下有：（）。
A.检查承包方的调剖施工队伍应有调剖施工资质和市场准入证，施工人员有培训上岗证和井控证；
B.应有三项设计，并履行审核、审批手续；
C.施工设备应满足注水井调剖设计要求，注入设备、配制设备完好，压力表要有标定合格证书；
D.调剖剂应有质量检验或专业部门出具的检验合格证，并现场取样备检；
答案：ABCD
3.注水井调剖应录取调剖前的吸水指示曲线资料、（）、替挤量等资料。
A.上覆岩层压力；
B.启动压力；
C.调剖剂用量；
D.压力上升情况
答案：BCD
4.注水井调剖剂按使用的条件分类，可分为（）等。
A.高渗透层调剖剂（如粘土/水泥固化体系）；
B.低渗透层调剖剂（如粘土/水泥固化体系）；
C.低渗透层调剖剂（如硫酸亚铁）；
D.高温高矿化度地层调剖剂（如各种无机调剖剂）
答案：ACD
5.在地层中，冻胶微球有一定的膨胀倍数，它可在高渗透的通道中通过（）、再运移、再捕集、再变形……的机理，由近及远地起调剖作用。
A.运移；
B.捕集；
C.变形；
D.分散
答案：ABC
6.双液法堵剂主要有沉淀型双液法堵剂、（）等。
A.凝胶型双液法堵剂；
B.冻胶型双液法堵剂；
C.泡沫型双液法堵剂；
D.絮凝体型双液法堵剂答案：ABCD
7.近井地带可选择硅酸凝胶、、、、石灰乳、粘土/水泥分散体等。
A.锆冻胶；
B.铬冻胶；
C.水膨体；
D.冻胶微球
答案：ABC
8.远井地带可选择胶态分散体冻胶、、沉淀型双液法调剖剂等。
A.水膨体；
B.铬冻胶；
C.冻胶微球；
D.冻胶型双液法调剖剂
答案：AB
9.水膨体调剖剂一般具备如下性能：（）。
A.随着水的矿化度的增加，调剖剂的膨胀倍数减少。
B.调剖剂遇水后，在前30min膨胀较快，以后膨胀速度减缓，放置5h左右，基本可膨胀完全。
C.温度升高，膨胀速度加快，膨胀倍数增加。
D.随粒径增大，膨胀速度减慢。相同质量样品的最终膨胀倍数相近。
答案：ACD
10.颗粒通过孔喉的四种模式:（）。
A.顺利通过；
B.变形爬行；
C.脱水通过；
D.破碎通过
答案：ABCD
11.深部调驱剂应具有的特征（）。
A.进得去；
B.堵得住；
C.能移动；
D.不破碎
答案：ABC
12.注水井调剖作业不动管柱施工的井筒准备：（）。
A.用注入水正洗井1～1.5周。
B.投捞配注水嘴。
C.正注2～4d。
D.测取注水指示曲线、压降曲线和吸水启动压力，计算调剖层的吸水指数。
答案：BCD
二、判断题
1.为了调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善水驱效果，向地层中的高渗透层注入堵剂，堵剂凝固或膨胀后，降低高渗透层的渗透率，增加注入水对低含水部位的驱油作用，这种工艺措施称为注水井调剖。（）
答案：√
2.低渗透层的存在，必然使注入水首先沿着它突入油井，减小了注入水的波及系数，降低了原油采收率。（）
答案：×
正确答案：高渗透层的存在，必然使注入水首先沿着它突入油井，减小了注入水的波及系数，降低了原油采收率。
3.单液法是指向地层注入相遇后可产生封堵物质的两种工作液（或工作流体）。
答案：×
正确答案：双液法是指向地层注入相遇后可产生封堵物质的两种工作液（或工作流体）。4.调剖剂配制量与设计误差不超过6%，替挤两与设计误差不超过6% 。
答案：×
正确答案：调剖剂配制量与设计误差不超过5%，替挤两与设计误差不超过5% 。
5.施工过程中压力上升幅度高于启动压力4～6MPa（扣除摩阻），但不能超过地层破裂压力。答案：×
正确答案：施工过程中压力上升幅度高于启动压力2～3MPa（扣除摩阻），但不能超过地层破裂压力。
6.注水井调剖施工后应有交接书，并签字；施工过程中不得污染环境。
答案：√
7.氢氧化铝凝胶是将三氯化铝与尿素配成溶液注入地层生成的。尿素在地层温度下分解，使溶液由酸性变成碱性，生成氢氧化铝溶胶，接着转变为氢氧化铝凝胶，是一种双液法调剖剂。答案：×
正确答案：氢氧化铝凝胶是将三氯化铝与尿素配成溶液注入地层生成的。尿素在地层温度下分解，使溶液由酸性变成碱性，生成氢氧化铝溶胶，接着转变为氢氧化铝凝胶，是一种单液法调剖剂。
8.按调剖剂封堵的距离分类，可分为远井地带调剖剂（如硅酸凝胶）和近井地带调剖剂（如胶态分散体冻胶）。
答案：×
正确答案：按调剖剂封堵的距离分类，可分为近井地带调剖剂（如硅酸凝胶）和远井地带调
剖剂（如胶态分散体冻胶）。
9.硅酸凝胶是一种单液法调剖剂，它是由水玻璃与活化剂反应生成。水玻璃的性质随模数而变。模数越小，水玻璃碱性越强，越易溶解。
答案：√
10.冻胶束是少量聚合物分子在分子内和（或）分子间由交联剂交联而成的，CDG是冻胶束的分散体，CDG适用于远井地带调剖，而且远井地带流动压差小，有利于CDG封堵作用的发挥。
答案：√
11.酚醛树脂是由甲醛与苯酚在氢氧化钠催化下缩聚产生的，是一种双液法调剖剂。
答案：×
正确答案：酚醛树脂是由甲醛与苯酚在氢氧化钠催化下缩聚产生的，是一种单液法调剖剂。
12.调剖施工前后3个月内采用相同的测井方法，在相同的条件下测试注水井的吸水剖面。答案：√
13.水膨体是一类适当交联遇水膨胀而不溶解的聚合物，所有适当交联的水溶性聚合物都可制得水膨体，如聚丙烯酰胺。
答案：√
14.石灰乳是将氧化钙分散在水中配成的氢氧化钙悬浮体。氢氧化钙的粒径较大（ 62μm左右），特别适合于封堵裂缝性的高渗透层。由于氢氧化钙颗粒不能进入中、低渗透层，因此对中、低渗透层有保护作用。
答案：√
15.现场施工时，所有配置调剖剂、取样、操作人员必须佩带劳动保护用品，以免药剂腐蚀对人体造成伤害。
答案：√
低渗透油田注水井调剖效果影响因素分析
低渗透油田注水井调剖效果影响因素分析 摘要：注水开发过程中注入水平面上单向突进和剖面上的尖峰状吸水现象普遍存在，注水井调剖可以调整地层渗透性差异，控制注水窜流、提高水驱波及系数。本文通过对该油田近几年水井调剖取得的成果，对注水井调剖效果影响因素进行了多方面分析。分析认为，在详细研究油藏特征和单井生产资料的基础上，选用适宜的调剖体系、合理的堵剂用量和段塞结构能扩大水井的调剖效果；重复调剖效果是逐次递减的，如何减缓重复调剖效果的递减是下一步工作所要面对的主要问题。 关键词：油藏特性；调剖体系；施工参数；重复调剖；影响因素 一、引言 低渗透油田开发过程中，原始地层存在的天然裂缝、溶洞以及在开发过程中产生的人为诱导裂缝对低渗透储层的油藏动态会产生明显的影响，以及长期注水开发引起的地层出砂、胶结物的大量流失、胶结结构遭到破坏，使地层出现高渗透层、大孔道，导致注入水平面上单向突进和剖面上的尖峰状吸水现象普遍存在。由此造成水驱储量动用程度低，注水沿着主砂体带方向、能量较低部位突进，造成主向部分油井水淹，含水上升速度快，而侧向油井注水不见效的后果。注水井调剖是油田开发中的一项主要控水稳油技术。针对某油田的实际情况，2010年以来不断加大注水井调剖力度，共实施注水井调剖70井次，取得较好效果。 二、油藏特性对调剖效果的影响 油藏类型直接决定调剖体系的组成和调剖的技术思路；油层的物理化学性质通过改变调剖体系的性能来影响调剖效果，其中油藏温度、地层水矿化度是影响调剖体系性能的两大因素。 2.1油藏类型 该油田属低渗透裂缝性发育丰富油藏，该类油藏和渗透性油藏有很大的不同，调剖难度相对较大，堵剂体系既要做到对大裂缝进行有效封堵，又不至于对微裂缝堵死，同时还要使堵剂在地层运移过程中既能有效控制油水流度比，又能起到一定的驱油作用。对这样的油藏进行调剖，应依据“堵”、“调”结合的原则，选用深部复合调堵体系，并通过体系优化、段塞优化和参数优化实现理想的调剖效果。 2.2油藏温度 聚合物在深部调剖体系中扮演重要的角色，除自身具有驱油功能外还有两方面用途：（1）与其他化学剂交联形成强度更高的堵剂；（2）与颗粒性堵剂同注，起到携带作用。聚交体系是油藏调剖的主体段塞，其在油藏中的稳定性将直接影响调剖的效果，对其影响因素的研究至关重要。温度是影响聚交体系稳定性的重要因素，将厂家提供的相关数据进行整理，得出聚合物质量浓度为0.1%的交联体系成胶时间和胶体强度随温度变化的关系曲线，如图1和图2。 由图1可知，温度对体系的成胶时间有很大影响，温度越高成胶时间越短。体系在50℃左右时成胶时间发生突变，由40℃到60℃成胶时间缩短了一半以上。该油田主力层油藏温度在70℃以上，注入聚交体系成胶时间短。为了使聚交体系能够顺利推向油藏深部，要适当延长聚交体系成胶时间。
采油一厂注水井调驱调剖管理办法
采油一厂注水井调驱调剖管理办法采油一厂注水井调驱、调剖管理办法 第一章总则 第一条为了进一步规范化管理注水井调驱、调剖作业，确保注水井调驱、调剖作业的必要性、有效性;减少不必要的调驱、调剖作业，提高作业成功率、经济效益;加强注水井调驱调剖作业的系统化、精细化、规范化管理;根据我厂近几年来注水井调驱、调剖实施情况，特制定本办法。 第二条本办法主要包括:涉及部门、工作流程、部门职责划分，调驱、调剖施工实施、管理。 第二章注水井调驱、调剖必要性、涉及部门及工作流程第三条注水井调驱、调剖是一种高技术、高投入、高风险的水井措施;同时也是一种重要的增油控水技术，能够有效的控制注水井的单层突进，封堵高渗层、启动低渗层，增大注水波及面积，提高驱油效率。注水井调驱、调剖涉及到多个部门，加强各部门的沟通、协调，是完成注水井的调驱、调剖施工的必要条件。第四条注水井调驱、调剖作业涉及到的部门有:注水项目办公室、开发地质研究所、工程技术大队、生产技术科、生产运行科、注水大队、采油作业区、物资供应站、设备科。 第五条注水井调驱、调剖工作工作流程如下:筛选可进行施工的注水井?查询井史落实井况(达不到要求整改)?编制地质设计?获取注水井数据(注水情况、井口压力、吸水剖面、压降曲线、吸水指示曲线)?编制施工方案?审核、审批施工方案?施工准备工作?施工?完工验收?效果评价?费用签证。 第三章调驱调剖工作涉及单位职责划分
第六条注水项目办公室主要负责协调、联系相关单位;负责注水井调驱、调剖工作计划制定、落实井况、注水井整改、设计施工方案审核、施工过程中的技术支持、施工完成后的效果评价工作及费用签证。 第七条开发地质研究主要负责作业井的筛选、计划制定、编制地质设计、安排队伍测试注水井吸水剖面资料，对施工后的效果进行评价。 第八条工程技术大队主要负责协调制定作业计划、编制优化施工方案、制定用料计划、监督施工、完工验收，对施工后的效果进行评价。 第九条生产技术科作主要参与调驱、调剖井的筛选和计划的制定，并在整个工 作中提供技术支持。 第十条生产运行科负责参与注水井调驱、调剖计划制定，协调、解决施工过程中所遇到的问题。 第十一条注水大队作为调驱调剖工作的主要现场施工单位，负责调驱、调剖工作的准备工作、安排队伍现场实施、监督。 第十二条采油作业区主要负责注水井的整改，提供注水井的相关资料(注水情况、压降曲线、吸水指示曲线)。 第十三条物资供应站组要负责调驱调剖工作中所需化工料的采购工作。第十四条设备科主要负责调驱、调剖施工前接电和施工完成后的拆电工作。 第四章调驱调剖工作流程中的管理实施 第十五条注水井调驱调剖施工井的优选 1. 选井原则 (1)注水井注水情况好，能够达到配注要求。 (2)注水井吸水剖面不均匀，单层突进严重。 (3)注水井压降曲线十分明显，吸水指示曲线启动压力低。
水井调剖
第1章绪论 1.1 国内外低渗透裂缝性油藏发展现状 1.1.1发展现状 自1939年玉门油田开发以来，我国的石油工业取得了飞速的发展，截止2006年底，我国年产油量已达1.8368亿吨，居世界第五位。从投入开发的油气田类型来看，大致可以分为6种类型的油气藏：中高渗透多层砂岩油气藏、低渗透裂缝性油气藏、复杂断块油气藏、砾岩油藏、火成岩油藏、变质岩油藏。 低渗透储层是我国陆相沉积盆地中的一种重要类型，他们广泛分布在我国各含油气盆地中，占目前已探明储盆和数量的1/3以上，随着各盆地勘探程度的不断提高，其所占比重还将会逐年增大，在这种储层中，由于岩石致密，脆性程度大，因而在构造应力作用下容易形成裂缝成为油气的主要渗流通道，控制着渗流系统，从而使其开发具有特殊的难度[1]。 国外关于裂缝性储层的研究和开发有上百年的历史，许多学者发表了大量的研究成果，从国外裂缝性油藏的研究情况来看，对井点裂缝的识别比较有把握，对裂缝分布规律预测还没有很成熟的技术，但大家都在从不同的角度对裂缝认识进行探索，并且他们还对裂缝性储层基质进行大量的研究，对裂缝性油藏的开发提出了许多突破性的认识。 国内关于低渗透裂缝性油藏的开发与研究也有几十年的历史，自四川碳酸岩盐和华北古潜山油藏发现并大规模投入开发以来，揭开了我国关于裂缝性储藏研究的序幕，石油工程师经过几十年的努力逐渐完善低渗透裂缝性油藏开发技术，解决油田开发过程中的一系列难题，近年来发现的大庆外围低渗透裂缝性储层、吉林裂缝性低渗透储层、玉门青云低渗透裂缝性储层等，地质状况非常复杂，开发难度也非常大。通过早期系统地综合研究，对这些油藏进行了合理的开发部署，确立正确的开发方案，使得开发效果和经济效益得到很大的改善[2]。 低渗透裂缝性油藏注水后，高低渗透区的吸水指数差异很大，裂缝的渗透率高，注入水很容易沿裂缝窜流，导致沿裂缝方向上的采油井过早水淹，而中低渗透区油层的动用程度很差甚至没有动用，动用程度非常不均衡，油田含水率上升速度快，在开发不久油井就进入高含水阶段，油井注水见效及水淹特征的方向性明显，注水井注入压力低，吸水能力强，这为油藏如何实现稳油控水、提高最终采收率，提高低渗透油田的整体开发水平具有重要的理论和现实意义。尤其随着
最新大洼水井调剖
大洼水井调剖
目录 1. 大洼油田地质特征及开发现状 (2) 2.油田主要开发矛盾 (3) 3.开展多种调剖工艺提高大洼油田水趋效率 (9) 4.优选不同的施工参数，提高调剖措施效果 (10) 5.措施效果评价 (11) 6. 经济效益评价 (13) 7. 结论 (13) 8. 下步工作打算 (13)
大洼油田水井调剖工艺研究与应用 1大洼油田地质特征及开发现状 1.1主要地质特征 大洼油田构造上位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带大洼断层西侧，清水凹陷东侧。由大洼断层牵引而形成的断鼻构造,西临清水洼陷,东靠中央凸起,北面是兴隆台构造,南面是海外河构造,整个油田以大洼断层为界可划分为两个构造单元,14个断块。断块对油气分布制作用比较明显，每个断块油气富集程度，主力油层均不一样，每个断块自成独立开发单元。 大洼油田含油面积13.4km2，地质储量2331×104t，储层主要以东营组马圈子油层为主，局部有沙一、沙三段油层和中生界潜山油层。东营组储层岩性主要为中粗粒、粉粒砂岩、泥质粉砂岩。储层属中高渗透性储层，孔隙度最大39．2%，最小4.61%,平均27.5%。渗透率差异较大，渗透率最大2390×10-3um2,最小小于1×10-3um2,平均442×10-3um2。储层属中孔隙类型,平均孔宽 80.8um。 储层胶结物主要为泥质,平均含量9.7%～31.5%,胶结类型以孔隙式胶结为主。储层非均质性较强，均质程度为0.42，非均质系数为2.37。大洼油田原油为稀油，原油密度0.8058～ 0.92185g/cm3，地层原油粘度1.58～127.43mPa.s。地层水为NaHCO3型，矿化度为1433-5870mg/L。
注水井深部调剖技术研究现状及发展趋势
注水井深部调剖技术研究现状及发展趋势 摘要：注水井进行深部调剖(驱)是油田开发后期严重非均质性油藏高含水阶段稳油控水、提高注水波及系数的重要技术手段。从深部调剖的化学剂、物理模拟实验、决策技术、配套工艺技术等方面-系统分析了国内外深部调剖(驱)技术的研究和应用现状以及存在的问题。根据高含水油田开发现状及需求，提出了深部液流转向改善水驱开发效果的技术发展趋势，即立足高含水油藏开发后期实际需要，在精细油藏描述及油藏数值模拟研究的基础上，以开发廉价长效的深部调部(驱)剂为核心，深入开展机理理论研究，完善准确、快捷的决策技术及相关配套工艺技术，形成深部调剖(驱)技术的工业化规模，实现深部液流转向改善高含水期非均质油藏水驱效率的目的。 关键词：注水井；深部调剖；调剖剂；调剖物理模拟；液流转向；研究现状；发展趋势 中图分类号：TE358 文献标识码：A 前言 注水井调剖技术是改善层内、层间及平面矛盾，实现老油田稳产的重要措施。通过实施调剖措施，可有效改善注水井的吸水剖面，扩大注水波及体积，增加可采储量，降低自然递减速度，提高油田的开发水平。随着油田进入高含水或特高含水开发期，油田水驱问题越来越复杂，调剖等控水稳油技术难度及要求越来越高，传统的小半径调剖已经不能满足要求。这也推动着该技术领域不断创新和发展，尤其在深部调剖(驱)液流转向技术研究与应用方面取得了较多成果，在改善高含水油田注水开发效果方面获得了显著效果。 1 深部调剖剂研究现状 在综合调研国内外深部调剖剂研究和应用的基础上，将其归纳为凝胶类深部调剖剂、微生物类深部调剖剂、沉淀型无机盐类深部调剖剂、泡沫深部调剖剂、粘土胶聚合物絮凝深部调剖剂、含油污泥深部调剖剂和阴阳离子聚合物深部调剖剂。 1，1凝胶类深部调剖剂 主要包括延缓交联型深部调剖剂、预交联凝胶颗粒类深部调剖剂、无机凝胶涂层深部调剖剂和孔喉尺度聚合物凝胶微球深部调剖剂。 1，1，1延缓交联型深部调剖剂 不管采用何种方法，只要使交联剂和聚合物延缓交联，都属于延缓交联调剖技术。 (1)弱凝胶。弱凝胶也称“流动凝胶”。“流动”指弱凝胶在试管内呈流动状态。弱凝胶是由低浓度的聚合物和低浓度的交联剂形成的、以分子间交联为主及分子内交联为辅、粘度在100～10000 mPa·s之间、具有三维网络结构的弱交联体系。弱凝胶一般选择高分子量聚丙烯酰胺作为交联主剂，浓度一般为800～3000 mg／L；交联剂主要有树脂、二醛和多价金属离子类等。美国使用最多的是乙酸铬、柠檬酸铝(EPT公司)和乙二醛(Pfizer公司)；我国应用较多的为酚醛复合体、树脂预聚体、乙酸铬、乳酸铬、柠檬酸铝等。凝胶强度通常在0，1～2，5 Pa，现场应用则根据地层及生产状况选择凝胶强度。
注水井调剖复习题
第八章注水井调剖 一、多项选择题 1.在注水井上，采用分层注水及分层改造低渗透层，是改变吸水剖面不均匀的重要措施，但对于（）的井却无法解决。 A.隔层薄； B.套变； C.层段内无法细分； D.隔层厚 答案：ABC 2.注水井调剖作业重点监督的内容以下有：（）。 A.检查承包方的调剖施工队伍应有调剖施工资质和市场准入证，施工人员有培训上岗证和井控证； B.应有三项设计，并履行审核、审批手续； C.施工设备应满足注水井调剖设计要求，注入设备、配制设备完好，压力表要有标定合格证书； D.调剖剂应有质量检验或专业部门出具的检验合格证，并现场取样备检； 答案：ABCD 3.注水井调剖应录取调剖前的吸水指示曲线资料、（）、替挤量等资料。 A.上覆岩层压力； B.启动压力； C.调剖剂用量； D.压力上升情况 答案：BCD 4.注水井调剖剂按使用的条件分类，可分为（）等。 A.高渗透层调剖剂（如粘土/水泥固化体系）； B.低渗透层调剖剂（如粘土/水泥固化体系）； C.低渗透层调剖剂（如硫酸亚铁）； D.高温高矿化度地层调剖剂（如各种无机调剖剂） 答案：ACD 5.在地层中，冻胶微球有一定的膨胀倍数，它可在高渗透的通道中通过（）、再运移、再捕集、再变形……的机理，由近及远地起调剖作用。 A.运移； B.捕集； C.变形； D.分散 答案：ABC 6.双液法堵剂主要有沉淀型双液法堵剂、（）等。 A.凝胶型双液法堵剂； B.冻胶型双液法堵剂； C.泡沫型双液法堵剂； D.絮凝体型双液法堵剂答案：ABCD 7.近井地带可选择硅酸凝胶、、、、石灰乳、粘土/水泥分散体等。 A.锆冻胶； B.铬冻胶； C.水膨体； D.冻胶微球 答案：ABC 8.远井地带可选择胶态分散体冻胶、、沉淀型双液法调剖剂等。 A.水膨体； B.铬冻胶； C.冻胶微球； D.冻胶型双液法调剖剂 答案：AB 9.水膨体调剖剂一般具备如下性能：（）。 A.随着水的矿化度的增加，调剖剂的膨胀倍数减少。 B.调剖剂遇水后，在前30min膨胀较快，以后膨胀速度减缓，放置5h左右，基本可膨胀完全。 C.温度升高，膨胀速度加快，膨胀倍数增加。 D.随粒径增大，膨胀速度减慢。相同质量样品的最终膨胀倍数相近。 答案：ACD
油水井小修作业工艺技术探讨
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/2918571401.html, 油水井小修作业工艺技术探讨 作者：杨立兴贾张华 来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第12期 摘要：油井、水井小修作业属于地下工作油水井的维修范畴，油田生产实际中，油水井的井筒出现问题后，会影响油田生产的正常运行，必须采取最佳的修井技术措施，及时解除问题状态，尽快恢复油井正常运行状态，确保油田生产的顺利进展和预期能力。本文将对油水井小修作业工艺技术进行探讨，以供参考。 关键词：油水井;小修作业;工艺技术 1 油水井问题维修概述 当油水井需要进行洗井作业、修井检泵操作、防砂作业时，应采用油水井小修的作业技术完成施工任务。油井结蜡、出砂均会影响到油井的产能，严重的情况会发生蜡卡或者砂卡事故。通过小修作业，解决油井结蜡和出砂的问题，提高了油井的生产能力，使其满足油田开发对产量的要求。 2 油水井小修作业标准工序 2.1 安全环保 ①是否临近村寨、周围是否有建筑物等;②临近路边、家属区或敏感地带防渗布要齐全;③周围是否有土油池;④地锚桩是否牢靠，布置方位是否合理;⑤拉力表是否准确;⑥穿戴劳保用品，远离井口指挥。如若发现现场安全隐患应立即整改。 2.2 起下油管 ①施工设计;②核实设计是否准确;③井下工具;④是否符合设计要求;⑤油管;⑥深度、根数、规格、清洗;⑦油管与工具丝扣。是否涂密封脂或缠胶带;下井短接;是否为三防短接;液压钳扭矩;是否在扭矩范围内。 2.3 组配管柱 组配管柱是指按照施工设计要求的下井管柱，工具数量和顺序，各工具的下入深度等参数，在地面丈量、组配的过程。试注、试配、试注试配、细分等要下入不同结构的管柱，需重新组配管柱;调整井一般只需要更换短接，短接长度有变化或油管有问题时才会重新组配。组配管柱一般要求：按设计要求组配管柱;记录下井油管根数及深度;单独摆放问题油管;核实下井工具是否与设计相符。
深度调剖及堵水
深度调剖及堵水 国内几十年来在治水方面积累了大量的经验教训。关于水井深度调剖，开始采用高强度堵剂，挤死高吸水层段，这种工艺对全层水淹的井效果显著。而我国油田属于陆相沉积，非均质性很强，在剖面上层内渗透率差异较大，如果深度调剖施工时将水淹层段堵死，这时注水井主要吸水层段被堵死，原来弱吸水段或不吸水段开始吸水，吸水剖面改变很理想。但是，由于注入堵剂数量有限，2m 油层挤入500m3堵剂，挤入深度只有12．6m，当低渗透层水线推进到此处时，注入水又会窜入特高渗透层，造成深度调剖失效。这种工艺每施工一口井增产油量一般不超过500t，个别有相对隔挡层的井或有相当好的潜力层的效果会好些。根据这一情况发展了深度调剖，即加大堵剂用量，但是，深度调剖深度与堵剂用量是平方的关系，所以堵剂用量加大很多，深度调剖深度增加得并不多。如2m 油层挤入1000m3堵剂进行深度调剖，深度也只有17．8m ，增产量和有效期改善仍不理想。近年来深度调剖工艺发展成调驱工艺，即将深度调剖剂改进为可动的弱凝胶（调驱剂），使得深度调剖后调驱剂段塞推进速度稍快于低渗透层段水线推进速度，直到调驱剂段塞薄到一定程度后突破，再注第二个段塞，增产量和有效期都会大幅度提高。 下面只重点介绍调驱工艺。值得注意的是调驱工艺有两个技术关键，一是必须根据渗透率，用岩心优选驱替剂的粘度，以保证调驱剂推进速度略快于新进水层段的水线推进速度；二是为了挤入调驱剂时尽量减少加强层的伤害，注入压力必须大于调剖层段的启动压差，小于加强层段的启动压差。这两方面都可以用岩心（或人造模拟岩心）实测。油井堵水也有类似问题，由于堵塞半径有限，增产量和有效期都很小，所以对孔隙性油藏来说，除非全层水淹否则对层内某层段出水不宜采用堵水措施。而对块状裂缝性底水油藏，由于无法在水井进行调整，只能利用这类油田的非均质性在油井进行堵水，开始将大裂缝堵死，这样虽然将出水通道堵死，同时也将与大裂缝连通的小裂缝的出油通道堵死，所以效果也不理想。以后发展为有渗透性的堵大裂缝的堵剂，效果有所改善。但是，由于岩块系统的驱替压差很大，大裂缝中渗透率下降很大，渗流阻力较大，大裂缝中压力憋得较高，形不成大的驱替压差，岩块系统中的油还是出不来。应当采取用堵剂堵死水源，保持一定长度的大裂缝，使这段裂缝中的压力与井底流压接近，充分发挥与大裂缝连通的岩块系统的作用，尽可能地提高增产效果。 一、油井出水分析及预测 在油田正式投入开发以前，没有足够的动态资料进行分析预测，只能凭静态资料和少量的试油。试采资料做粗略的预测。具体步骤如下； （一）建立理想的剖面非均质模型，预测面积注水时不同开发阶段的油井出水状况 利用测井曲线计算层间和层内渗透率近似的层段厚度乘以该段平均渗透率，得出地层参数Kh （K 为渗透率、h 为渗透率近似的层段厚度）。或利用分层试油不稳定试并求得的流动系数Kh／μ，乘以原油地下粘度，得地层参数。根据达西定律可知油层吸水量与地层参数成正比。在相同的压差下可以求出吸水剖面，从而判断出层内和层间的矛盾。进一步预测油井出水情况，判断出油井出水矛盾是层间为主，还是层内为主。确定治理水患的方针。于层间矛盾采用封堵水，属于层内矛盾（渗透率差异段之间有较大的相对隔挡层，可视做层内矛盾）是调剖。 （二）建立理想的平面非均质模型，预测面积注水时不同开发阶段注水井组油井出水情况根据油藏工程方案中油藏描述技术得到的渗透率平面矛盾情况（等渗透率图），以及地层参数预测水流方向；或利用试注时注示综剂求得的水流方向，或利用油水井之间平面压力梯度（即水井和油井折算到同一海拔高度的静止压力之差，除以井距）得出面积注水时的平面矛盾。这个压力梯度越小，说明这个方向是水流方向。根据各个方向压力梯度相差的倍数，可分析出平面水线推进的不均匀程度。分析判断是否需要做水流方向的平面调整。 二、封、堵剂和深度调剖剂 封、堵剂和深度凋剖剂性能上是有原则区别的，封、堵剂是要高强度堵死，而深度调剖剂是堵而不死，是一种可动的弱凝胶，可用模拟岩心优选深度调剖剂性能，使深度调剖剂推进速度比低渗透新进水层段的水线推进速度稍快一点，使得水线总超不过深度调剖剂，极大地扩大了波及体积，达到深度调剖的目的。国内主要的封、堵剂。 从深度调剖剂的性能可知，其特点是堵而不死，注入地层后还可以被水驱动，并可以控制推进速度，常用的是水解高分子聚合物或轻微胶凝高分子聚合物（弱凝胶）。在编制方案时必须根据本油田的特点，进行封堵剂和深度调剖剂室内配方优化筛选，确定总体配方。
堵水调剖技术发展现状
堵水调剖技术发展现状 油井出水是油田(特别是注水开发油田)开发过程中普遍存在的问题。由于地层原生及后生 的非均质性、流体流度差异以及其他原因(如作业失败、生产措施错误等),在地层中形成水 流优势通道,导致水锥、水窜、水指进,使一些油井过早见水或水淹,水驱低效或无效循环。 堵水调剖技术一直是油田改善注水开发效果、实现油藏稳产的有效手段。我国堵水调剖技术已有几十年的研究与应用历史,在油田不同的开发阶段发挥着重要作用。但油田进入高含水或特高含水开采期后,油田水驱问题越来越复杂,堵水调剖等控水稳油技术难度及要求越 来越高,推动着该技术领域不断创新和发展,尤其在深部调剖(调驱)液流转向技术研究与应用方面取得了较多新的进展,在改善高含水油田注水开发效果方面获得了显著效果。 1 技术现状及最新进展 1.1发展历程 我国堵水调剖技术的研究与应用可追溯到 20 世纪50年代末,60至 70年代主要以油井堵 水为主。80年代初随着聚合物及其交联凝胶的出现,注水井调剖技术迅速发展,不论是堵水还是调剖,均以高强度堵剂为主,作用机理多为物理屏障式堵塞。90年代,油田进入高含水期,调剖堵水技术也进入发展的鼎盛期,由单井处理发展到以调剖堵水措施为主的区块综合治理。进入21世纪后,油田普遍高含水,油藏原生非均质及长期水驱使非均质性进一步加剧,油层 中逐渐形成高渗通道或大孔道,使地层压力场、流线场形成定势,油水井间形成水流优势通道,造成水驱“短路”,严重影响油藏水驱开发效果。加之对高含水油藏现状认识的局限性,常 规调剖堵水技术无法满足油藏开发需要,因而,作用及影响效果更大的深部调剖(调驱)技术获得快速发展,改善水驱的理论认识及技术发展进入了一个新阶段。分析我国堵水调剖技术的研究内容和应用规模,其发展大体经历了4个阶段。①50至70年代:油井堵水为主,堵剂材 料主要是水泥、树脂、活性稠油、水玻璃/氯化钙等。②70至80年代:随着聚合物及其交联凝胶的出现,堵水调剖剂研制得以迅速发展,以强凝胶堵剂为主,作用机理多为物理屏障式 堵塞,以调整近井地层吸水剖面及产液剖面为目的。③90年代:油田进入高含水期,调剖技 术进入鼎盛期,因处理目的不同,油田应用的堵剂体系有近100种,其中深部调剖(调驱)及相 关技术得到快速发展,以区块综合治理为目标。④2000年以后:基于油藏工程的深部调剖（驱）改善水驱配套技术的提出,使深部调剖（驱）技术上了一个新台阶,将油藏工程技术 和分析方法应用到改变水驱的深部液流转向技术中。处理目标是整个油藏,作业规模大、时间长。 1.2技术现状与最新进展 堵水调剖及相关配套技术在高含水油田控水稳产(增产)措施中占有重要地位,但随着高含水 油藏水驱问题的日益复杂,对该领域技术要求越来越高,推动着堵水调剖及相关技术的不断
浅7631区块水井调剖效果分析
浅7631区块水井调剖效果分析 浅7631区块水井调剖效果分析 摘要：浅7631 区块IV油层组水淹水窜现象严重，高含水现象普遍存在，堵水封窜形势严峻，加上单井层数少，导致提液难度大。为了实现控水稳油的目标，更好的开发浅7631区块，在多次封堵效果欠佳的基础上，开展了水井整体调剖控水实验，在一定程度上遏制了含水上升、产量递减的趋势，有效提高了该区块的整体开发水平。 关键词：水井调剖封堵控水增油 一、区块目前开发过程中存在的问题分析 1.非均质性导致平面矛盾突出，高含水现象突出 浅7631区块在投产三年后，非均质性导致主产层水窜现象严重，整体含水激增，含水上升率高达21%，目前的74口油井中含水超过50%的有40口，占总油井数的54.1%，含水大于80%的油井有24口，占总油井数的32.4%，整个区块的综合含水率已由开发初期的5.42%激增到目前的66%，而水淹水窜井仍然以每年12%的速度增加，开发形式不容乐观。 2.潜力层少，调整开发方式难度大且效果差 浅7631区块主产层为SIV2、SIV3，一旦主力油层发生水淹，难以在较短的时间内找到接替层，因此层间调整难度大，空间小[1]。对有测试数据的15口井的吸水剖面进行统计发现，SIV2、SIV3、SIV4相对吸水比例为38%、31%、31%，小层相对吸水比例接近于1：1：1，结合有产液数据的10口油井分析，显示该三个层都已见谁，平均含水71. 5%、77. 2%、68%，含水比例也接近于1：1：1。因此注水方式调整有很大难度，余地很小，如何控制含水上升速度是摆在油田开发者面前的一项艰巨任务[2]。虽然进行过结构和开发方式调整，但是效果不理想，产量递减的形势仍然没有得到有效解决，该方案效果不理想[3]。 二、水井调剖效果分析 2012年在浅7631区块对15口井进行调剖作业，区块日产油量
油水井带压修井作业安全操作规程
油水井带压修井作业安全操作规程 1范围 本标准规定了油水井带压修井作业的术语和定义、基本要求、施工作业设计、作业程序和完井。 本标准适用于路上油水井井口压力不大于15MPa、套管直径不大于φ177.8mm的带压修井作业施工。 本标准不适用于油水井常规修井作业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 50034—2004 建筑照明设计标准 SY/T 5587.3—2004 常规修井作业规程第3部分：油气井压井、替喷、诱喷 SY/T 6127—1995 油气水井井下作业资料录取项目规范 油水井常规修井作业通井、刮削套管作业规程 油水井常规修井作业油水井探砂面冲砂作业规程 油水井常规修井作业洗井作业规程 油水井常规修井作业起下油管作业规程 Q/SHJS 0401—2004 油、水井作业施工准备 Q/SHJS 0402—2004 油、水井完井质量验收标准 Q/SH 0098—2007 油、水井井下作业井控技术规程 3术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 施压装置 由液压缸、游动卡瓦、固定卡瓦等配套工具组成的具有向上向下施压起下油管性能的工具总称。 3.2 井控装置 具有防顶、防喷等性能，由施压装置和防喷器等配套工具组成的工具总称。 3.3 施压起下 通过上、下卡瓦及环型封井器的有效控制，保证正常带压起下井内管柱的施工作业。 3.4 堵塞器 封堵油管内带压流体的专用工具。 3.5
提高油水井作业质量和效益的措施探讨
提高油水井作业质量和效益的措施探讨 摘要：油水井是实现油田开发过程中挖潜增效的主要手段。本文介绍了当前油水井井下作业面临新的形势，分析了影响油水井作业质量和效益的因素，阐述了提高井下作业质量和效益的措施，实施后取得了良好的效果，具有一定的借鉴价值。 关键词：油水井作业质量和效益措施探讨 0 引言 众所周知，油水井井下作业，包括油井增产技术措施作业、油水井大修及油水井维护性作业，是油田开发过程中挖潜增效的主要手段。目前我国老油田开发的形势比较严峻，井下作业工作量成倍增加，但作业效果越来越差，尽快提升井下作业挖潜增效的功能是当前必须面对的一个重要问题。 1 油水井井下作业面临新的形势 经过数十年的开发，胜利油田各大油田已普遍油田进入高含水期开发阶段，油层情况变得越来越复杂。井下作业主要具有以下几个特点： 一是综合含水高（达90%以上），剩余油品位差，井筒动液面下降，深抽井数量增多，等等。这些情况要求井下作业必须采用更先进的技术措施，保证更高的施工质量，以提高作业和重复作业的效果。 二是老油区新开发的油田，多属于边际油田，开采难度很大。边际油田的储量都是难动用的储量，如何使这些难动用的资源变为有效、可动用的资源，要求井下作业必须采取特殊的措施。在油田开发初期就要投入力量挖潜增效。 三是老油田存在大量超期服役的油水井，套管老化、井筒变形等间题突出。油水井老化不仅增大了大修和维护性作业的难度，需要高新修井技术和极高的施工质量，而且加大了作业风险和作业的工作量。 四是施工队伍素质参差不齐，施工设备陈旧、老化，技术开发力量不足，不能适应油田开发的要求。 2 提高井下作业质量和效益的措施 2.1 优化方案 优化方案是作业施工的依据和挖潜增效的前提。一个作业施工方案，包括三个方面，即地质方案、工程设计和施工合同。方案的优劣决定着井下作业施工的水平和效果。因此，要求全面收集油藏、油水井及地面工程相关资料，认真进行
注水井试注作业规程
ICS 75.020 E 14 SYBGF XXXXX Q/SY DQ0516-2005 代替Q/SY DQ0516-2000 注水井试注作业规程 The operation regulation of water trial-flooding well 2005-03-20 发布2005-04-01 实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司发布 中国石油天然气股份有限公司 企业标准大庆油田有限责任公司
前言 本标准代替Q/SY DQ0516-2000《注水井试注作业规程》 本标准与Q/SY DQ0516-2000相比主要变化如下： ——增添了安全、环保、井控的相关内容； ——增加了引用设计和资料录取的内容； ——便于实际操作。 本标准内有关信息是保密的，其版权属于大庆油田有限责任公司(以下简称油田公司)所有。未经油田公司质量安全环保部的许可，该标准的任何一部分均不得泄露给第三方，或复制、或储存于可检索系统，也不允许以任何形式或任何方法（电、机械复制、抄录）传播……。 标准使用的管理权属油田公司，用户分两类： a) 油田公司和所属单位在其管理、科研、生产和经营活动中有权使用本标准； b) 承包商/分包商、制造厂/供方，以上述第一类组织的名义，为达到下述目的也可被授权使用 本标准： ——为项目做准备或被授权使用本标准； ——确实为这些组织执行任务。 本标准的提供程序是在获得充分的保密保证后才予以提供，并且是永不更改的须知程序，被授权使用本标准的单位，有责任安全保管并保证标准不被用于油田公司之外的目的。油田公司将寻访这些组织，以确认他们是如何执行这些要求的。 本标准由大庆油田有限责任公司开发部提出。 本标准由大庆油田有限责任公司批准。 本标准由大庆油田有限责任公司采油采气专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：大庆油田有限责任公司开发部、第十采油厂。 本标准主要起草人：单文辉、李宁。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为： ——Q/SY DQ0516-2000。
堵水调剖技术在胜利油田的应用与发展
胜利油田有限公司2000年堵水调剖技术总结 胜利油田有限公司开发处 2001年7月
一、2000年堵水调剖工作量完成情况 2000年度在集团公司和管理局领导的关心指导下，我们在堵水调剖技术上加强管理、整体规划、科学运行，成立了胜利油田有限公司“堵水调剖项目组”，堵水调剖工 作实行目标化管理，由开发管理部有关科室协调运行。各采油厂成立相应项目组，项目 组下设“地质、工艺方案组”、“现场运行施工组”、“堵调质量监督组”、“堵后管理组” 和“效果分析评价组”共5个专业职能组，分工负责堵水调剖各方面工作。并不断进行 新技术、新工艺的研制与推广应用，使堵水调剖工作得以顺利开展，并取得了较好的 成果。 2000年各采油厂在控制成本上升、减少措施工作量以及随着油田含水逐渐上 升堵水难度越来越大、重复堵水效果逐渐变差的情况下，全局共实施油水井堵水调 剖900井次，当年累计增油38.71万吨，平均单井次增油364吨，取得了很好的效 果和效益，堵水调剖工作量完成情况详见下表： 2000年堵水调剖工作量及效果统计 2000年共实施堵水调剖900井次，累计增油38.71万吨，累计降水143.18万立方米。其中油井化学堵水（包括高效堵水和防砂堵水）实施217井次，对比165井次，有效129井次，有效率78.2%，累计增油8.49万吨，平均单井增油515吨；油井机械卡封堵水241井次，对比201井次，有效151井次，有效率75.1%，累计增油9.37万吨，平均单井增油
466吨；氮气调剖实施21井次，对比21井次，有效18井次，有效率83.0%，累计增油0.8857万吨，累计降水4.32万立方米；干灰堵水实施84井次，对比75井次，有效59井次，有效率78.6%，累计增油3.7万吨，累计降水17.6万立方米。水井调剖337井次，对比601井次，有效451井次，调剖有效率75.0%，对应油井累计增油16.27万吨，累计降水76.2万立方米，平均井次增油271吨,平均单井次降水1268立方米。 二、2000年堵水调剖技术的开展 1、制定了标准，为提高堵剂质量奠定了基础 编写制定了行业标准，“颗粒类堵水调剖剂性能评价方法”和管理局标准“冻 胶类堵水调剖剂性能评价方法”都已发布应用。管理局标准“颗粒类堵水调剖剂通 用技术条件”和“冻胶类堵水调剖剂通用技术条件”，已通过审查。 通过标准的制定，为规范我局堵水调剖剂市场和提高质量、把好源头奠定了基础。 2、深化油藏研究，优化制定堵调方案 胜利油区油藏类型复杂，含油层系多，经过多年高速开发，剩余油分布零散， 油层非均质程度高，层间、层内矛盾十分突出，由于长期强注强采，油层物性发生 了较大变化，普遍存在大孔道，增加了堵水调剖难度，因此加强油藏地质研究，深 化对油层的再认识，对提高堵水调剖成功率至关重要。主要加强如下几个方面的研 究工作： (1)、根据测井和地震的资料，综合分析，对油藏进行静态描述，进一步搞清层 系划分、油藏剖面、油层物理参数和井间连通情况、构造动态等。同时对油田开发 的动态进行历史性分析，进行油藏动态描述，进一步搞清分层采出程度、地下流体 饱和度，为堵水调剖方案的制定提供科学依据。 (2)、加强对油藏动、静态资料的监测和录取，增强对油藏的再认识，摸清剩余 油分布规律。树立油藏和工艺经营的观念，提高措施方案的准确性和经济性。 (3)、认真做好吸水剖面资料测试，充分利用吸水剖面资料，分析研究纵向渗透 率差异和吸水差异。采取有效措施，调整注水井本身的吸水剖面，提高了水驱波及 体积及纵向上油藏的动用程度。 (4)、PI决策技术和RE决策技术：积极推广应用PI决策技术和RE决策技术，对整体堵调区块进行优化决策，提高了方案的科学性，并与剩余油研究成果和油水
注水井管理规定2010
注水井管理规定 总则 一、为进一步加强注水井管理，提高注水井管理水平和油田开发管理水平。特制订本规定。 二、本规定适用于注水井管理。 第一章资料管理 一、资料录取 1、注水井主要录取注水时间、泵压、油压、套压、全井注水量、分层注水量、洗井资料、静压、水质化验和吸水剖面10项资料。 2、注水时间每天记录一次；正常注水井，泵压、油压每天观察记录两次（8：00、16：00），套压每旬记录一次；临时停注、作业放溢流或待作业，按正常井录取压力资料，并填写在班报表上。全井注水量、分层注水量每天统计一次。静压、吸水剖面资料按地质方案要求录取。 3、洗井资料：记录洗井时间，进出口排量、漏失量、喷出量，填写在班报表上。 4、水质化验资料：采用采油厂每月一次的水质检测资料。 二、资料分析 1、采油队建立计量仪表检修记录及台帐，做到帐、物、卡三对扣。建立单井技术档案，主要内容：水量、洗井效果、管柱状况诊断分析；测试管柱记录、作业施工跟踪描述记录。 2、采油队建立注水井及井组分析制度。对单井日观察；对井组旬对比；地质、注水、工程技术员三位一体对井组月分析。发现注采关系中存在的问题，及时进行调整，确保井组稳产。 3、对于日注水量波动超过±20％，或注入压力波动超过1.5MPa的注
水井，要分析吸水能力变化的原因，并制定相应措施，做到平稳注水。 第二章配注管理 一、配注调整 1、采油队及时根据油井动态，提出局部注采调配意见，采油矿、（管理）区审核，采油厂地质所批准并出公报。 2、调整后的配注在见公报后一旬内执行。 3、严格按照配注进行注水。分层注水井误差控制在±20%范围内；光油管和油套合注井误差控制在±10%范围内。 二、测试调配 1、单注井每季度测试一次。 2、在分注井中，采用扩张式封隔器的井，每季度测试一次，采用压缩式封隔器的井，每半年测试一次，每次测试必须取得合格的分层资料，不合格者要及时重测。 3、对转注、增注、调配、换封作业等，交井5天内必须进行测试。 4、在泵压稳定的注水过程中，发现油压、套压、注水量突然变化大于±20%，经过洗井无效时，应及时进行测试，了解分层吸水状况和井下管柱情况。 5、根据测试资料及时调配。 第三章井下管理 一、管柱配套 1、根据井况，有针对性地选用管柱配套模式，分层注水井采用防腐管柱。 2、建立管柱技术状况定期诊断评价制度。利用套压资料、在线验封资料、测试资料等，每月进行一次诊断分析。 3、根据诊断结果，及时安排井下管柱检换作业。
注水井管理制度
注水井管理制度 一、注水井日常管理规定 1、严格执行配注方案，调节好每班注水量，做到注水三定 一平衡。（三定：定性、定压、定量、平衡注水）。 2、严格按岗位责任制要求进行巡回检查，取全取准各项资 料，油压、套压每十天由专职注水管理人员逐井落实，注水量由小班职工每两小时读一次水表并根据配注调整注水量。日注水量与配注水量之差下限不大于１０％、上限不大于２０％。 3、严格执行注水井操作规程，倒流程时阀门先开后关，操 作人员一定不能对着阀门丝杠，做到平稳操作，平稳注水。 4、严格执行水质分析规定，每日八点班从配水间取样，化 验机杂、Fe2+、Fe3+、∑Fe。做好化验记录。每三个月更换一次水质化验药品。 5、严格执行注水井洗井制度，正常注水井每三个月洗井一 次，其它注水井按照注水井洗井规定执行。 6、严格对水表、压力表定期检查和校验。水表量程为 5m3-25m3之间，每三个月由工程技术大队校验一次，新水表先校后用。压力表选用量程要在1/3-2/3之间，每三个月校验一次（可采用落零法、互换法、标准表校验法）。
7、认真搞好注水井井场规格化，井台规格长宽高分别为 4m×4m×0.5m,井口大法兰上喷有井号，流程上有检查 点号，保证注水井井口无脏、松、漏、锈、缺，阀门开 关灵活。 8、严格执行注水干线、支线定期清洗制度。当注水干线首 端与末端水质严重不符、压差较大时，及时对管线结垢、堵塞状况进行核实，确定对管线的清洗与否。确保注水 水质合格。 9、每月由地质技术员和注水技术员组织有关人员对注水 井进行动态分析，掌握油水井对应情况变化及注水动态 情况。 二、注水井巡回检查操作规程 1.检查该注水井的单井管线。 2.检查采油树各闸门。 3.录取油套管压力。 4.检查配水间各闸门。 5.检查配注的完成情况，根据泵压的变化调整好注水量。 6.录取注水量，填写报表。 注意事项：开关闸门要侧身，缓慢进行，严禁猛开猛关。 三、注水井调整注水量操作规程 1.根据配注量计算合格范围，将下限、上限水量，分别除以
水井调剖录取资料
水井调剖资料录取规定 （试行） 为进一步提高XX区块水井调剖管理水平，确定调剖工作顺利开展，特制定XX区块水井调剖资料录取规定。 1、调剖前资料录取 1、油藏方案 （1）井位构造图、小层平面图（含油面积、孔渗饱图）； （2）油藏地质、构造特点及开发现状、目前存在问题（地质方案） （3）油藏精细描述资料及油水井栅状图、水淹图； （4）单井小层数据表 2、油井数据 （1）注水井生产数据、井况及目前井身管柱情况；包括：井号、层数、泵压、油压、日注、累注水量、注水方式。 （2）对应油水井目前生产状况及油水井对应关系（一线及二线油井）；包括：井号、工作制度、日产油、含水、动液面、累计产油 （3）油水井大事纪要及措施效果； （4）注入水矿化度及目前地层水矿化度、地层温度；
3、测试资料 （1）区块示踪剂测试资料； （2）吸水剖面、各层的压降曲线和吸水指示曲线、水驱特征曲线 （2）油井产液剖面 （3）地层测压数据 （4）PI指示曲线 二、调剖施工过程中的记录资料 1、施工单位要按要求实时记录注入压力、排量、注入量、堵剂段塞配方、浓度等参数，并做好记录。压力变化较快时，应每10分钟记录一次压力和排量，压力、排量变化较慢时每30分钟
记录一次。每天定时反馈至采油单位堵水调剖主管部门。 表调剖施工记录内容 2、采油管理区应及时、准确录取注水井组内各油水井的生产资料，油井含水、矿化度每天录取，日产液量、动液面每3天录取一次。 三、调剖后录取资料 （1）调剖后注水井 注水压力、日注水量、吸水剖面、吸水指数曲线、PI压降曲线（2）对应油井 日产液量、日产油量、综合含水、产液剖面 四、效果评价内容 1、调剖井措施前后注水压力变化情况分析； 2、调剖井措施前后吸水剖面变化情况分析； 3、调剖井措施前后压降曲线、吸水指数曲线对比分析； 4、调剖井对应油井增油情况分析； 5、调剖井措施前后水驱控制储量、水驱动用储量变化情况分析
油水井常规修井作业油水井探砂面、冲砂作业规程
中华人民共和国石油天然气行业标准SY／T 5587．5—93 油水井常规修井作业油水井探砂面、冲砂作业规程 1.主题内容及使用范围 本标准规定了油水井探砂面、冲砂的施工设计、作业程序、质量控制、资料录取、安全要求。本标准适用于修井作业油水井探砂面、冲砂施土。 2 引用标准SY／T 5587．6 油水井常规修并作业起下油管作业规程 3 术语 3．1 冲砂 向井内高速注入液体，靠水力作用将底沉砂冲散，利用液流循环上返的携带能力将冲散的砂子带到地面的方法。 3．2 冲砂液 进行冲砂时所采用的液体。 3．3 正冲砂 冲砂液沿冲砂管向下流动，在流出冲砂管口时以较高流速冲击砂堵，冲散的砂子与冲砂液混合后，一起沿冲砂管与套管环形空间返至地面的冲砂方式。 3．4 反冲砂 冲砂液由套管与冲砂管的环形空间进入，冲击沉砂，冲散的砂子与冲砂液混合后沿冲砂管上返至地面的冲砂方式。 3．5 正反冲砂 采用正冲的方式冲散砂堵，并使其呈悬浮状态，然后改用反冲洗，将砂子带到地面的方式。 3．6 冲管冲砂 采用小直径的管子下入油管中进行冲砂，清除砂堵的方式。 3．7 气化液冲砂 油层压力低或漏失的井冲砂时，常规冲砂掖无法进行循环，而采用泵出的冲砂液和压风机压出的气混合而成的混合液施工的冲砂方式。 3．8 大排量联泵冲砂 油层压力低或漏失严重，将两台以上的泵联用，进行施工的冲砂方式。、 4 施工设计 4．1 地质方案 4．1．1 方案必须提供准确的井位、层位、射孔井段、产液物性、生产动态、产层压力、井身结构、井内落物和原砂面位置，要求保留部分砂柱时，应注明冲砂至某深度。对水敏性地层，低压层、高漏失井段必须注明进行肪粘土膨胀、蜡球封堵、气化液冲砂等施工要求。4．1．2 管内防砂冲洗中心管的井，必须标出防砂管柱结构示意图。 冲秒方案要求编写施工设计，设计书格式和内容见附录A(补充件)。 5．1 下井工具、油管按设计要求准备。 5．2 泵车排量应满足施工设计要求，冲砂水力计算见附录B(补充件)的规定。 5．3 冲砂液应具有较强的携砂能力和适宜的相对密度，应与油层产出液具有良好的配伍性，不得使地层粘土产生膨胀。一般情况下应避免使用泥浆冲砂，严禁用沟渠水冲砂。 5．4 井场应备有2—3倍井筒容积干净的冲砂液o 6 作业程序与质量控制． 6．1 探砂面作业程廖与质量控制 6．1．1 起出原井管柱，下管柱探砂面。