文档介绍：注水站个人工作总结篇一:注水培训心得体会篇一:注水培训心得体会注水培训心得体会关于长6油层注水的几点思考子长采油厂白远瞩长6油层注水问题的提出,源于子长采油厂屈家沟注水区34174采油井水淹。首先了解下针对该井的治理措施,该井含水率大幅上升后,我厂首先关闭了该井对应的两口注水井,经过一段时间观察,产水量未出现下降趋势;在该井堵水也未取得明显效果。为了弄清该井的来水方向,首先关停其对应的注水井34175井、34176井,在该井产水没有明显下降情况下,关停注水井范围依次扩大,当关停到34083和34159注水井时该井产水量明显减少,但依然产水,依据此情况我们在34083注水井展开调剖作业至今仍在观察中。目前屈家沟注水区生产井还有34157井含水率超过90%、3419井组部分受益井含水上升快。34174井对应注水井示意图如下: 由于我厂长6区块注水井基本都是由生产井转注的,所以想要探究其中的原因必须先了解长6区块的历史生产状况。长6区油井在投产时都经过压裂,而且都是大排量、高砂比,裂缝延伸较长,在生产过程中又经过重复压裂,转向压裂等多种增产措施;其次钻井时井距一般控制在200米左右。据2004年我厂委托大港油田钻采工艺研究院,应用电位法井间监测技术对长6油区6口油井进行裂缝监测,成果如下表:由以上数据可以看出在主裂缝方向上,缝长基本在100米左右,因此估算其它注水井与受益井裂缝长度之和达到或超过生产井距,所以存在注水井和受益井裂缝沟通的风险,即使没有沟通,也大大降低了注水井到受益井在平面上的有效驱油距离,使生产井含水率上升过快,过早见水。再次由于人工裂缝比较发达,注水井对应的受益井变得不确定,增加了水大井的治理难度,上面的34174井估计便是这种情况。经过以上对我厂屈家沟区长6油层的生产历史及现状的分析认识,可以认定对长6油层注水影响最大的因素在于,历史生产的大规模加砂压裂形***工裂缝。目前存在的困难是,我们对裂缝的情况掌握的比较少,且没有行之有效的监测手段,导致我们对含水过早、过快上升的油井进行治理时,存在一定的盲目性,在这里我提出自己一点不成熟的应对措施: 第一、在长6注水井(历史上经过大规模加砂压裂)投放多种示踪剂用以判断注水井和受益井的对应情况,进而对人工裂缝起到一定的监测作用,此种设想存在的困难是,在一个监测区块具体投放示踪剂的种类,以及平面上采用哪种间隔方式投放不同种类的示踪剂,再就是在受益井中取出的水样中要对所有投放的示踪剂进行检测,工作量比较大。第二、就是长6注水区应该采取温和的注水方式,延缓油井过早过快见水。第三、采用其它措施摸清注水井裂缝分布情况,在注水井上封堵超长人工裂缝。第四、加强油井动态管理,严格监测油井的含水率,一旦出现含水率上升快的情况,应及时对相应的注水井分析原因,采取治理措施,避免油井水淹,此方法有个前提条件就是油水井的对应关系必须明确。从前面四点我们可以看出水淹井治理的难度非常大,代价也必然是昂贵的,甚至有些技术措施在目前条件下也难以达到,作为油田开发,必然要考虑效益的问题,用最低的成本以求经济效益的最大化。考虑长6油藏分流河道沉积及较强的非均质性,所以注入水优先沿着物性好渗透率高分流河道方向突进,在此方向上的油井含水率上升的最早最快直至水淹,那么最经济的办法是将处于分流河道方向,首先水淹的油井转为注水井,在一个注水区块渗透性好的砂体整体见水,那么注入水就会波及砂体物性渗透性较差的部位,从而扩大注入水的波及体积提高油田整体采收率。篇二:2013年注水工作总结 2013年注水工工艺所注水组作总结2013年注水工作总结按照年初制定的注水工作思路及目标,在公司和厂各级领导的大力支持下,从宏观表现上可以看出较好的完成了注水各项工作任务,但是在实际工作中还存在许多不足,需要在接下来的工作中继续进行完善。一、指标完成情况(一)注水能力评价指标注水任务完成率(二)注水水平评价指标有效注水合格率和分注率二、典型经验做法及效果(一)欠注井综合治理工作(1)全年开展两次注水干线、支干线冲洗工作今年对我厂13个采油队的的干线、支干线进行冲洗工作,共计冲洗干线、支干线50条,,干线中含油由每升72毫克降至20毫克,杂质由每升66毫克降至12毫克,,欠注井减少6口。(2)开展了增压增注工作 2013年1月,我厂对欠注井较集中的计量间6个计量间分别按照6台增压泵进行增压增注,经过近半年的运行,6台增压泵运转正常,共计解决欠注井21口。鉴于增压增注方式在我厂应用较好,我们积极向公司再申请15台在我厂应用,目前申请已上交公司。(3)开展了降压增注工作降压增注方面采取酸化震动、酸化+正水击、正水击7口,经治理后,酸化+正水击及正水击方式治理的5口井,平均有效期3天,效果差;酸化震动方式治