涠洲11-1油田A1井和A9井分别为生产井和注水井。A1井与邻井相比产能明显偏低,A9井注水困难。为了实现A1、A9井的增产增注,同时为水力压裂技术在油田的进一步推广打下基础,针对A1、A9井目前存在问题,采用增产改造理论和具体井况相结合,室内理论研究和现场施工相结合的原则,立足于满足现场施工,开展了一系列的研究。以涠洲11-1油田区块地质特征和单井地质特征研究为出发点,通过区块地质资料和A1、A9两口井各种资料的分析论证,明确了其低产的主要原因,并根据两口井具体情况提出了不同改造思路；分析了两口井实施水力压裂的技术难点,并提出了针对性的技术对策；针对储层强水敏、中强碱敏的特点,筛选出高效复合粘土稳定剂,开发出阻垢剂CQL-2、屏蔽暂堵剂ASR-2,同时优选出增稠剂、高温交联剂YJ－1及耐温增强剂YW-1,形成了一套适合储层的高温压裂液体系；性能评价结果表明,该体系具有良好的配伍性、耐温耐剪切性、破胶性能和助排性能,且破胶液残渣较低；压裂液体系对储层岩心的平均伤害率为26.1%,属于低伤害；形成的活性水配方对岩心伤害率为5.3%,也属于低伤害。利用三维压裂软件从储层条件出发对A1、A9井分别进行了缝长优化模拟,并进行了裂缝剖面、施工规模、产能预测模拟分析；完成了管柱优化设计和强度校核,排液技术等研究；分析了现有平台工况条件,结合设备能力,初步评价了目前平台能满足的施工能力；根据软件模拟结果,结合平台工况条件,从施工简单、安全、有效的角度出发,形成了A1、A9增产改造技术方案；本文通过一系列室内研究,结合平台考察结果,初步形成了A1、A9井增产改造技术方案,为下一步进行现场施工打下了基础。