近年來，針對老區(qū)塊和老油藏常規(guī)分注人工測調(diào)工作量大、配套費用高、分注合格率下降快、無法實現(xiàn)油藏動態(tài)連續(xù)監(jiān)測等問題，長慶油田油氣工藝研究院經(jīng)過多年攻關(guān)，健全形成波碼通信和同心雙管數(shù)字式分注技術(shù)，初步實現(xiàn)注水井“自動測調(diào)+遠程監(jiān)控”的既定目標。

　　長慶油田油氣工藝研究院研發(fā)形成的波碼通信數(shù)字式分注技術(shù)實現(xiàn)了單層最小注水量和清水井精細分注。為更好地推進這項技術(shù)應(yīng)用，科研人員建立技術(shù)規(guī)范，實現(xiàn)操作標準化，并將數(shù)據(jù)接入地質(zhì)工藝一體化平臺，實現(xiàn)辦公網(wǎng)全過程監(jiān)控?，F(xiàn)場累計實施1120口井，自然遞減率下降2個百分點，水驅(qū)動用程度提升1.6個百分點。

　　同心雙管數(shù)字式分注形成的“內(nèi)管常壓+外管帶壓”作業(yè)模式，為采出水回注井與層間壓差大井下無法測調(diào)提供有效技術(shù)手段，地面實時測調(diào)實現(xiàn)分層流量全天候達標注水。吳433示范區(qū)累計實施110口井，井組月度遞減率下降0.4個百分點，井組含水率下降5.5個百分點，控水穩(wěn)油降遞減效果明顯。同時，科研人員研發(fā)的小直徑測試儀與上層預(yù)置工具，解決了吸水剖面無法測試的難題。經(jīng)7口井現(xiàn)場測試，各項技術(shù)數(shù)據(jù)顯示良好。