內容提綱油田注水開發理論注水井生產分析注水管網生產分析油田注水開發根底裂縫性低滲油藏注水開發高含水期水動力學調整方法油田注水開發理論1.1砂巖油田的注水開發在進行油田開發方案設計時，首先要確定油田開發方式，且應當盡可能充分利用油藏本身的天然能量來開發油田。我國現有油田絕大多數不具備充足的天然能量補給條件世界油田開發的歷史也說明，假設只依靠油田本身的能量開發，采油速度低，采收率小，原油產量不能滿足國民經濟開展的要求國內油田開發中廣泛采用人工注水保持或補充地層能量，使油田處于水壓驅動方式開發。+

1高含水油田注水開發理論大慶油田于1960年投產，1976年原油產量5030萬噸，1994年超過5600萬噸，但是從1998年開始下降，到2002年降到5013萬噸。1976年至2002年，27年高產穩產5000萬噸原油后，2003年產量降至4840萬噸，2004年產量4640萬噸，2005年產量4495萬噸，2006年產量降至4341萬噸，2007年產量4170萬噸，2021年產量4020萬噸。大慶油田已累計生產原油19億多噸，占同期中國原油總產量的40%左右。大慶油田產量中國石油天然氣集團公司不久前正式要求大慶油田在4000萬噸年產量的根底上，實現原油生產的10年“硬穩定〞，這是對國家要求的落實。2007年，大慶油田實際生產原油4169.8萬噸，原油產量仍占全國原油總產量的近25%。中國石油和化學工業協會與中國海關總署提供的統計資料顯示，2007年中國生產原油18665.7萬噸，凈進口原油15928萬噸，原油對外依存度到達46.05%。大慶油田產量水驅儲量控制程度83%水驅儲量動用程度76.1%平均采收率31.5％油水井數比2.0359單位：億噸勝利油田注水開發根本情況截至2006年底，油田分公司主體投入開發油田59個，注水開發油田54個，水驅動用地質儲量27.93億噸。

1.1.1油田注水時間油田合理的注水時間和壓力保持水平是油田開發的根本問題之一。對不同類型的油田，在油田開發的不同階段進行注水，對油田開發過程的影響是不同的，其開發效果也有較大的差異。一般從注水時間上大致可以分為：早期注水晚期注水中期注水截至1964年底，大慶油田有注水井239口，主要采取籠統注水。前蘇聯早期注水美國晚期注水先利用天然能量開采，當地層壓力降到飽和壓力附近時開始注水。在飽和壓力附近，地下原油流動條件最好；對地下油層特征認識較清楚，開發較主動；保持地層壓力，可以獲得較長時期的高產穩產，從而縮短開采年限。有利于早日收回投資選擇適宜的注水時機對于充分利用天然能量，提高注水開發效果具有重要意義。對于一個具體油藏要確定最正確注水時機時，要考慮以下因素：1.1.2注水時間確實定油田天然能量的大小油田的大小和對油田產量的要求油田的開采特點和開采方式(低滲透油田)注水井在油藏所處的部位和注水井與生產井之間的排列關系。1.1.3注水方式油田的油層性質和構造條件確定注水方式的主要依據：目前國內外油田所采用的注水方式邊緣注水切割注水面積注水不規則點狀注水將注水井和生產井按一定的幾何形狀和密度均勻地布置在整個含油面積進行開發。面積注水根據油井和注水井的相互位置及構成的井網形狀，將面積注水進行分類面積注水方式四點法五點法七點法線狀注水九點法反九點法不同國家，甚至同一國家的不同油田之間，關于面積井網的命名方法可能是不同的。是以生產井為中心包括周圍的注水井而構成的注水網格來命名，在這個網格中一共有幾口井，就稱為正幾點井網，簡稱幾點井網。假設將正井網中的生產井與注水井的位置調換而得的井網，稱為反井網。面積注水井網的命名1.2裂縫性低滲油藏注水開發1.2.1注水時機國內眾多低滲透油田一般天然能量小，彈性采收率和溶解氣驅采收率都非常低早期注水國內一般認為，應該立足于早期注水。上覆壓力與巖心滲透率和孔隙度關系曲線〔榆樹林油田〕低滲透油層孔隙度和滲透率在壓力的作用下，其變化過程為一不可逆過程。因此，低滲透油田必須早注水，以保持較高的地層壓力，防止油層孔隙度和滲透率大幅度下降，保持良好的滲流條件。1.2.2低滲油藏的超前注水可以建立有效的壓力驅替系統超前注水時間越長，可具有較高的生產壓差。降低了因壓力敏感而造成的滲透率傷害提高地層壓力，減小變形介質的形變。有利于提高油相相對滲透率油相的啟動壓力梯度高于水相，當水驅油壓力梯度提高時，油相相對滲透率上升，而水相相對滲透率變化不大，可使局部原不參與流動的油開始流動。有利于提高最終采收率壓力的提高可以使更細小孔道的油被驅出。能防止原油物性變差(1)超前注水增產機理2001年安塞油田實施超前注水井組12個，對應采油井57口。與可比照資料的44口井分析看出，超前注水取得較好的開發效果。(1)超前注水初期日產油量明顯提高，含水降低，初期遞減率較小。(2)超前注水地層壓力保持在原始地層壓力的110％為好。(3)超前注水時間越長，壓力值越高，初期日產油亦高。(4)超前注水時機以3～6個月較佳。(5)超前注水井注水壓力正常。超前注水井注水3個月后注水壓力僅高0.5～0.8MPa。(2)安塞油田的實踐新立油田119區塊儲層平均孔隙度為12.9％，平均滲透率為1.22×10-3μm2。2006年開展了超前注水試驗，取得了初步成效，說明超前注水方式適應于該低滲透油藏。(3)新立油田的實踐地層壓力到達原始地層壓力的105％～115％作為油井投產的最正確時機。注入壓力一般不能超過油層破裂壓力。新119區塊通過9個月超前注水，各主力層地層壓力均到達原始地層壓力的105％以上，到達投產要求。具體表現為初產較高、遞減小、含水率低，且保持地層壓力在原始地層壓力以上開采，采油速度合理，井網適應，注采關系協調，油井產油能力旺盛等特點。裂縫性低滲透砂巖油藏的合理注采方式：具有較高的采液〔油〕速度，較高的采收率和較高的經濟效益。依據這三點和裂縫性低滲透油田存在的裂縫特點，低滲透油田相適應的注采方式應滿足：利用面積井網的開發初期優勢，盡可能延長無水采油期，具有較高的采油速度；井網調整具有靈活性(矩形井網)；開發中后期具有較高的水驅控制程度和獲得較高的最終采收率。1.2.3裂縫性低滲油藏注水開發井網國內外裂縫性低滲透油藏在進行井網優化時，都是在裂縫油藏有別于常規油藏這個角度考慮的。裂縫性低滲透油藏最突出的特點有3個：儲層存在天然裂縫，裂縫具有方向性，且不同油田其裂縫發育程度不同；裂縫滲透率較基質高，裂縫是儲層的主要滲流通道，基質那么是儲層的主要儲積空間；假設注采井處在裂縫系統上，油水運動受裂縫控制，出現不均勻性。井網優化的出發點(1)裂縫性低滲油藏注水開發井網的優化裂縫在油藏注水開發中有雙重作用：一方面可以提高注水并吸水能力和采油井生產能力；另一方面容易形成水竄，使采油井過早見水和暴性水淹。油藏開發工作者應該十分注意，充分發揮和利用裂縫的有利因素，盡可能防止裂縫的不利影響。物理模擬、數值模擬和現場試驗都說明，裂縫性砂巖油藏最好的開采方式是平行裂縫方向注水，垂直裂縫方向驅油，即線狀注水方式。天然裂縫的影響裂縫性砂巖油藏開發井網布置的根本原那么:平行裂縫方向布井，采用線狀注水方式，充分發揮壓裂作用，井距可以加大，排距需要縮小。可簡稱為“平行裂縫方向的線狀注水方式〞。這樣的井網部署方式比較科學合理，而且總井數還可以相對減少一些。裂縫性油藏的井距應該大于排距，井距可以為排距的2－3倍，甚至4倍。具體確定原那么：

井距：主要根據裂縫規模和滲透率上下確定。一般裂縫滲透越高，井距應越大。排距：應該根據基質巖塊滲透率和裂縫密度確定。一般基巖滲透率越低，裂縫越少，排距應該越小。井距與排距的關系：在低滲透油田幾十年的開發實踐中，人們對裂縫性低滲透油田的井網布置取得了很多有益的認識。目前國內外投入開發的低滲透井網大多有三種：最先開展的正方形井網及反九點面積井網和后來開展菱形井網。前兩種井網由于將注水井排直接布置在主裂縫上，所以油井投入開發后，見水快，水淹嚴重，而菱形井網才是裂縫性低滲透油藏開發的最正確井網，這其中又以兩排注水井夾兩排采油井菱形井網最正確。(2)裂縫性低滲油藏常用井網裂縫性油藏—扶余油田、朝陽、新立、朝陽溝、新民、頭臺油田井網部署圖井排方向與裂縫方向錯開22.5o布井示意圖裂縫性油藏—吉林新立、大慶朝陽溝井網部署圖井排方向與裂縫方向錯開45o布井示意圖裂縫性油藏—吉林新民、吐哈丘陵井網部署圖注采方向與裂縫走向成θ-900菱形井網圖注采井與裂縫走向成一定夾角，無裂縫溝通。雖然注水井排與最近的采油井垂直距離較短，但極大地減小了水淹井，能有效地防止因油井水淹而出現的嚴重后果。由于縮小了排距，油井易于受注水，使油井地層壓力保持較高的水平。同時，由于注采井直線距離比較長，沒有裂縫溝通，所以雖然受效，但不會造成水淹。菱形井網的優點：由于油井受兩口注水井驅油，先是受最近注水井的驅動，可使油井穩產，之后又受較遠注水井的驅動，使油井較反九點井網油井穩產時間長。油井多、水井少，它特別適合裂縫性油藏的情況，一般吸水能力強，不需要更多的注水井。假設加密油井可以最大限度減少死油區，如在油井排間加密一排油井，加密后注采井數比為1：3。對于裂縫性油藏這一注采井數比能滿足注水要求。菱形井網的優點：1.3高含水期水動力學調整方法注水開發的普遍應用大大地提高了油田采收率和經濟效益。但假設僅利用常規的注水方式開發面對某些復雜的地質情況將很難得到較好的開發效果。平面非均質嚴重的中高滲透油藏非均質斷塊油藏低滲透裂縫油藏裂縫-基質裂縫-基質-溶洞等雙重或三重介質油藏。總的注水采收率受油藏非均質性、巖石與流體的性質、注水井網的類型與大小以及完井等因素的控制。注入水沿高滲透層快速推進，油井很快見水；在低滲透層中，由于注入水的滲流阻力大，水的推進緩慢，在油井見水時，在低滲透層中還有大量的原油未被采出。尤其是在已經形成水竄通道的中、高含水期，注入水很難擴大涉及體積，大局部水沿已形成的水竄通道采出地面。特別是當開發層系的地層非均質程度增加時，注水涉及體積和原油的采收率將急劇下降。非均質油藏高含水期的調整工作以改變油層中的流場來實現油田調整的方法稱為水動力學方法。它的主要作用是提高注入水的涉及系數，是改善高含水期油田注水開發效果的一種簡單易行、經濟有效的方法。水動力學調整方法注水油田開發調整的水動力學方法的概念最早是由前蘇聯人1986年提出的。人們從1986年起把它作為獨立的方法進行研究。水動力學方法按其作用的特點又可分為兩種類型：(1)通過改變井的工作制度，實現油田強化開采的方法；(2)改變初始采用的井網和層系的調整方法。與三次采油方法相比，水動力學方法工藝比較簡單，成功率高，效果顯著，投資較小，經濟效益好。三次采油方法工藝比較復雜，投資大，風險大。水動力學方法往往只需要很小的工作量就能獲得較大的成效。水動力學方法往往只需很小的工作量，就能獲得較大的成效。一種很簡單的水動力學方法，例如通過油井轉注改變液流方向，效果就很顯著。水動力學調整方法優勢提高最終水驅采收率優點投資少風險小簡單易行減緩含水上升率——水動力學方法，根本不需要增加設備——可以根據實施效果，隨時調整——只需改變注水工作制度——提高存水率——擴大涉及體積主要的水動力學調整方法周期注水改變液流方向鉆加密井建立補充的點狀或排狀注水系統強化注采系統的變形井網優化注水壓力提高排液量選擇性注水堵水、調剖周期注水周期注水也稱作不穩定注水、間歇注水、脈沖注水等，是20世紀50年代末和60年代初開始在前蘇聯和美國實施的一種注水方法，在前蘇聯應用比較廣泛。周期注水周期性地改變注入量和采出量，在地層中造成不穩定的壓力場，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發生層間滲流，促進毛管吸滲作用，增大注入水涉及系數及洗油效率，提高采收率。1961年，美國在斯普拉柏雷裂縫性砂巖油田德里佛單元的早期開發區將周期注水作為一種新的工藝提出并實施，獲得成功。20世紀70～80年代，前蘇聯已把這種注水方式作為一些注水油田改善開發效果的主要方法，實施規模相當大，主要在西西伯利亞、古比雪夫和韃靼油區共22個油田約80個層系中應用，三個油區實施周期注水10年內，共增產原油2200×104t。我國20世紀80年代開始在扶余、葡萄花、克拉瑪依、勝利等油田開展了周期注水的礦場試驗，并取得了一定成效。周期注水應用狀況不穩定壓力場驅動低滲部位剩余油；毛管力是周期注水驅油機理的重要因素。(1)周期注水的驅油機理在層狀非均質油層以及裂縫－孔隙油藏實施不穩定注水，通過周期性的提高和降低注水量，由于不同滲濾特性的介質中壓力傳遞速度不同，在毛管力和彈性力的作用下，形成了上下滲透層之間、裂縫與基質之間的流體交換，有效地采出低滲透層與基質中的原油，從而改善了開發效果。對一個穩定的注采井網驅替系統，在正常注水下液流流線分布如圖示，在注水井與油井連線的主流線上水淹嚴重，油井之間形成滯留區。實施不穩定注水時，水井1加強注水，水井2停注，那么死油區內剩余油將向水井2處移動，待水井2恢復注水時便將局部剩余油驅到油井處采出。液流流線分布圖穩定注水缺乏注水壓力加大，一方面局部注入水由于壓力升高直接進入低滲層和高滲層內低滲段，驅替那些在常規注水時未能被驅走的剩余油，改善了吸水剖面；另一方面由于注入量的增大，局部在大孔道中流動的水克服毛細管力的作用沿上下滲段的交界面進入低滲段，使低滲段的局部油被驅替；再者，注水壓力的加大使低滲層段獲得更多的彈性能。因此，水量越大，升壓半周期儲層內流體的各項活動越強烈。在升壓半周期不穩定壓力場作用在降壓半周期在周期注水的停注或減少注水量的半個周期內，由于高、低滲段壓力傳導速度不同，高滲段壓力下降快，低滲段壓力下降慢；這樣高、低滲段間形成一反向的壓力梯度，同時由于毛細管力和彈性力的作用，在兩段交界面出現低滲段中的局部水和油緩慢向高滲段的大孔道流動，并在生產壓差的作用下隨同后來的驅替水流向生產井；注水量越小，高滲層段能量下降越快，越有利于低滲層段較早地發揮其儲藏能，而高滲層段內低滲段流體在彈性能和毛細管力的作用下沿高、低滲段的交界面進入高滲段的時機也越早，流體也越多。周期注水如何通過不穩定壓力場作用驅動低滲部位的剩余油限產增壓階段高壓區低壓區低壓區低壓區高壓區高壓區限注降壓階段ⅠⅡⅢⅣ高滲部位低滲部位低滲部位在油藏水驅過程中存在的根本作用力有：驅替力、毛管力和重力，不穩定注水時又增加了彈性力。目前對不穩定注水的機理解釋為強化了毛管力和彈性力的作用，它們表現為毛管滲吸作用和在彈性方式下壓力周期漲落時的竄流作用。毛管力作用oiloilwater毛管力是周期注水驅油機理的重要因素。〔親水油藏〕停注初期，彈性力產生的附加壓差引起上下滲透層之間的油水同向竄流處于主導地位。隨著彈性能量的釋放，彈性力的作用很快消失，毛管力作用引起的油水逆向竄流將逐漸居于主導地位。由于上下滲透層間的含水飽和度差和滲透率差所產生的毛管壓力梯度必然會引起自吸滲現象，油從低含水飽和度區流向高含水飽和度區，而水那么從高含水飽和度區流向低含水飽和度區，使上下滲透層間的飽和度分布趨于均勻；恢復注水時流到高滲透層中的油被采出。毛管力作用機理驅油機理模擬第二層第三層涉及效率明顯增加周期注水連續注水4000md500md1500md最終含水飽和度比照第二層第三層4000md500md1500md機理模型：(2)周期注水的適用條件油層非均質對非均質性嚴重的油層，周期注水能起到提高涉及系數的作用。因此油層非均質性是合理應用周期注水的主要地質條件。油層親水周期注水的機理就是利用地層巖石的親水作用，使注入水滯留在低滲透層(帶)中，將局部油從低滲透層(帶)中驅替出來。地層原油粘度較小只有在地層原油粘度較小時，才能靠毛管力克服原油的粘滯力，使水將原油從低滲透層(帶)中驅替出來。周期注水的適用條件周期注水前常規注水時間較短國外周期注水試驗結果說明，常規注水時間越長，改為周期注水的效果越差。現場試驗說明，常規注水17a后改為周期注水，無增產效果，10a后增產1.9%，5a后增產6.0％(周期注水量占常規注水量的75%)。注水工藝與注水量的要求采用周期注水后，因注水井要停注一個階段，如果總的注水量與常規注水量保持相當，那么在注水階段注水井必須相應提高注水量。不同條件下的試驗結果說明，周期注水量與常規注水量之比越大，增產效果越顯著。(3)周期注水的工作方式按照周期注水不同的頻率，可以分為對稱型和不對稱型兩大類。所謂對稱型就是指周期注水的注水時間和停注時間相等，不對稱型是指注水時間和停注時間不相等，不對稱型又可分為短注長停型和短停長注型。不同的工作方式將對采收率產生影響北京勘探開發研究院通過數值模擬研究了不同工作制度對周期注水效果的影響。在對稱型中，研究了一組共三個工作制度，即在采油井連續采油的情況下，注水井采用對稱的三個工作制度。在不對稱型工作制度中，研究了三組不同的類型：第一組，在采油井連續采油的情況下，注水時間小于停注時間；第二組，在采油井連續采油的情況下，注水時間大于停注時間；第三組，注水井與采油井都不連續工作，注水井注水時，采油井停采；采油井采油時，注水井停注〔脈沖注水〕。工作方式對采收率的影響因此在礦場實施周期注水時，推薦工作制度為注水井、采油井交替注采，并且注水井短注長停，預計其效果將最好。雖然在不對稱注水井短注長停型工作制度中，注水井、采油井交替注采能夠獲得最高的采收率，但這種工作制度在現場可能較難實施，因為它能夠影響到產量，油井停止生產造成的產量損失需要較長的開發時間才能得到補償。在周期注水過程中，應盡可能選擇不對稱短注長停型工作制度，也就是在注水半周期內應盡可能用最高的注水速度將水注入，將地層壓力恢復到預定的水平上；在停注半周期，在地層壓力允許范圍內盡可能延長生產時間，這樣將獲得較好的開發效果。注水量變化幅度受地層壓力允許變化的幅度限制。升壓時，一般地層壓力不應超過原始油層壓力，注入壓力不應超過破裂壓力；注水量的增加還受油層壓力保持系統中泵的可能注水壓力和排量的限制。

降壓時，不應把油層壓力過多地降到飽和壓力以下，在實際中允許將采油地帶的油層壓力降到低于飽和壓力15%～20%以內。(4)連續注水轉周期注水的時機目前油田開發一般都采用連續注水方式，在連續注水一段時間后往往為了改善開發效果而轉入周期注水，因此就存在一個轉入周期注水的最正確時機問題。所謂最正確時機就是在這個時間轉為周期注水后，增產油量最多，開發效果最好。在這個問題上目前還沒有找到一個明確的界限。研究說明：在任何階段由連續注水轉為周期注水都能夠改善開發效果，越早轉入周期注水，效果越好。最正確時機是含水率為30%～50%的時候。高含水期也可進行周期注水周期注水也可用于嚴重出水的油藏，甚至在連續注水條件下油井已到達經濟極限之后也可應用。在實踐中，我國勝利、扶余、新疆以及喇薩杏油田杏六區的周期注水都是在含水率80%～90%甚至更高的情況下開始的，也都取得了比較好的效果。勝利油區勝坨油田坨21沙二1-2單元，含油面積3.3km2，動用地質儲量522×104t，單元內含兩個砂層組8個小層。1995年7月進行周期注水，取得了較好的效果。單元見效頂峰期日增油38t/d，綜合含水率由95.5%降至93.9%，至1997年底，單元日產油130t/d，綜合含水率95.1%，累積增油2.04×104t，少產水45.3×104t，少注水51.7×104t，可采儲量由294×104t增至306×104t，提高采收率2.3%。(5)周期注水合理周期確實定周期注水的周期：取決于井底壓力波動大小及其在儲層中的分布完成時間。半周期經驗公式：導壓系數公式：綜合壓縮系數公式：地層的彈性越差，周期越短；油層滲透率越高，周期也越短。合理的注水周期是實施周期注水的重要參數。停注時間過短，油水來不及充分置換；但如果過長，地層壓力下降太多，產液量也隨之大幅度下降；并且，當含水率的下降不能補償產液量下降所造成的產量損失時，油井產量將會下降。油井井底壓力也不宜過多的降至飽和壓力以下，以免井底嚴重脫氣，造成產液、產油指數下降，并降低泵效。注水壓力的升高也有一定的限度，地層壓力一般不宜超過原始地層壓力，注水井井底壓力也不宜超過巖石破裂壓力。因此注水周期的長短應根據油藏的含水和壓力的上下等因素通過數值模擬和現場實際經驗來確定。周期注水合理周期無論在多油層油藏還是在裂縫性油藏進行周期注水，使用變化的周期是合理的。用最大和最小周期交替造成壓力波動，可使注入水涉及范圍增大，從而驅出更多的原油。隨著周期注水輪次的增加，其效果一般將越來越差，甚至完全失效。在這種情況下可以適當延長注水周期的時間，甚至改用另一種更為強化的周期注水方式。周期注水周期的變化(6)周期注水合理注水量確實定在實施周期注水時，原那么上仍應根據注采平衡的原那么來確定注水量，但是考慮到進行周期注水以后，含水率和產液量將會下降，涉及體積和注水效率都會有所增加，因此實際的注水量將低于連續注水時的注水量。根據國內外的經驗，周期注水時的水量大體上為連續注水時的70%～80%左右，但即使是這樣，由于周期注水有相當長的停注時間，因此實際注水強度將大大高于連續注水時的強度。(7)周期注水的缺乏周期注水幾乎對所有注水油田使用都有或大或小的效果。但這種方法也有一個明顯的缺點，即延長了油田的開采時間。周期注水的效果有一局部是以延長油田的開采期為代價的，而延長開采時間將增加油田的費用。為了防止這個缺點，需要提高周期注水每個注水周期的注水量。這要求對油田設備進行改造，如增加大排量高壓泵，更換注水管線為厚壁管等，這樣就需要油田的附加投資。在這種情況下，必須進行經濟評價，綜合考慮周期注水改善開發效果提高采收率與增加附加投資在經濟上的合理性。(8)周期注水應用實例前蘇聯周期注水實驗效果前蘇聯在實施周期注水的同時，適當地注意了對其實施過程的監測，以評價其效果。從資料比較完備的21個油田33個試驗區周期注水試驗工作的實際數據。實施周期注水油田各開發層系具有不同的儲集特征，平均滲透率變化范圍為〔20～1080〕×10-3μm2，平均孔隙度為6%～27%，地層原油粘度為0.4～。雖然在實施周期注水的方案和實際工藝之間存在很大差異，只要周期注水時的注入量不低于常規注水時注入量的70%，都獲得了明顯的效果。(8)周期注水應用實例前蘇聯周期注水實驗效果不管是整個試驗區還是每口井，其周期注水的效果隨其常規注水開采時間的增加而降低。在統計的33個試驗區中，周期注水未見效的只占13%，周期注水累積增產油小于1%〔占常規注水預計累積產量的百分比〕的試驗區占25%，高于5%的試驗區占32%。周期注水與常規注水量之比的平均值為76%，在周期注水見效的試驗區中，注水量比接近平均水平的試驗區年增產油量平均為1%～2%，注水量比接近100%的試驗區，平均年增產油量大于4%。(8)周期注水應用實例前蘇聯周期注水實驗效果在所統計的試驗區中周期注水沒有見到效果的原因有以下幾方面：周期注水的平均注水量低于常規注水的50%。設計的注水、停注周期與實際的差異太大，在地層中造成的壓力波動幅度不大。整個周期延續時間很長，但在周期中有一個階段延續時間很短〔3～5d〕，結果使周期注水與實際注水差異很小。(8)周期注水應用實例大慶油區周期注水實施情況及效果長垣南部油田周期注水已有十年的開發實踐，大大改善了油田注水的開發效果。葡北油田1979年底全面投入注水開發，從1979年到1985年，采用反九點法注水6年，采出程度12.53%，綜合含水到達51.0%。從1986年下半年開始周期注水試驗，到1991年底，采出程度到達19.29%，而綜合含水下降到38.97%。如果繼續常規注水，在采出程度到達19.29%的情況下，預計綜合含水將到達67%。(8)周期注水應用實例大慶油區周期注水實施情況及效果1981年太南油田投入開發，注水井配注量低，在高寒地區，注水井日注低于30m3，冬季管理非常困難。1982年初全面進行注水開發就采用周期注水方式，日注水量低于25m3的水井冬停夏注，其他配注量高的井冬注夏停。到1991年，周期注水開發整十年，油田采出程度12.76%，綜合含水41.84%。與其同屬一個構造的太北油田，地質特征、流體性質、井網布置、開采方式上與太南根本相同，但采取常規注水方式，到1990年注水開發10年，油田采出程度12.25%，綜合含水73.64%。(8)周期注水應用實例(8)周期注水應用實例低滲透油藏1994年，勝利油區渤南油田，滲透率54.2×10-3μm2

1998年，大港南部舍女寺油田，滲透率5.89×10-3μm2

2004年，吐哈鄯善油田溫西六塊，滲透率3.5×10-3μm2

高含水油藏1996年，大慶喇嘛甸油田是，綜合含水高達91.30%2002年，中原濮城油田西區沙二下油藏2006年，大慶油田薩北開發區北三東塊，綜合含水95.41%(9)應用周期注水油田分類裂縫性砂巖油藏

扶余油田從1988年大面積實施周期注水，共在21個區塊實施周期注水，應用水驅特征曲線進行計算,可提高采收率3.0%左右。普通稠油油藏

華北油田采油三廠高30斷塊，屬普通稠油油藏，油層平均有效滲透率41×10-3μm2，油藏綜合含水70%，1998年下半年實施周期注水。(9)應用周期注水油田分類內容提綱油田注水開發理論注水井生產分析注水管網生產分析水井油井注水工藝

采出液油水分離油水水質凈化除油、除懸浮物水質穩定防腐、防垢、殺菌注水站外排環境進一步處理主要參考書目2.1水質及注水系統1.粘土膨脹2.機械雜質3.微粒運移4.細菌堵塞5.反響沉淀物6.原油1.溶解氧2.CO23.H2S4.細菌1.無機垢2.有機垢2.1.1水質要求注水引起的油層損害主要類型：堵塞、腐蝕、結垢。水質要求主要根據油藏孔隙結構和滲透性分級、流體物理化學性質以及水源水型有關。SY/T5329-94碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法起草單位：勝利石油管理局地質科學研究院被代替標準：SY5329-88發布日期：1995-1-18實施日期：1995-7-1注入層平均空氣滲透率，×10-3μm2＜100100～600＞600標準分級A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指標懸浮固體含量，mg/l<1.0<2.0<3.0<3.0<4.0<5.0<5.0<7.0<10.0懸浮物顆粒直徑中值，μm<1.0<1.5<2.0<2.0<2.5<3.0<3.0<3.5<4.0含油量，mg/l<5.0<6.0<8.0<8.0<10.0<15.0<15.0<20<30平均腐蝕率，mm/a<0.076點腐蝕A1、B1、C1級：試片各面都無點腐蝕A2、B2、C2級：試片有輕微點腐蝕A3、B3、C3級：試片有明顯點腐蝕SRB菌，個/ml0<10<250<10<250<10<25鐵細菌，個/ml<103<104<105腐生菌，個/ml<103<104<105推薦水質主要指標低滲透油田開發狀況低滲透儲層孔隙結構最主要的特點就是孔隙小、喉道細：主流喉道半徑中高滲透層為11.7μm，超低滲透層只有0.11μm，僅為中高滲透層的百分之一。據長慶油出壓汞資料整職統計，半徑小于1μm的小孔隙體積，在滲透率大于100×10－3μm2的中高滲透層中僅占20%～30%，而在小于50×10－3μm2的低滲透層中，小孔隙體積比例高達35%～90%。注入水懸浮物含量確實定固相物注入地層通常會降低儲集巖的有效孔隙直徑，實質是導致流動不暢或受阻。注入注水井的固相顆粒能在井底地層面形成濾餅，或進入巖石孔隙使之堵塞。無論哪種情況結果都一樣：注入層的有效滲透率降低，表現為注入壓力增加。一般用現場巖心驅替試驗來確定注入水中固相顆粒造成的注入傷害，這是最常用的一種方法。但是，如果沒有適宜的巖心，那么可利用相應尺寸的懸浮物水堵地層的經驗法，即1/3～1/7法那么。1/3～1/7法那么〔1〕粒徑中值至少為孔喉直徑三分之一的顆粒，不會侵入地層但橋接形成外部濾餅。〔2〕粒徑中值介于孔喉直徑三分之一和七分之一之間的顆粒可侵入地層形成內部濾餅，導致堵塞和滲透率下降。〔3〕粒徑中值小于孔喉直徑七分之一的顆粒可以通過孔隙介質。2.1.2注水系統注水系統是指從水源至注水井的全套設備和流程，包括水源泵站、水處理站、注水站、配水間、注水井和管網系統。注水站配水間注水井管網系統注水泵機組目前主要采用兩種類型的注水泵機組，即電動離心泵機組，電動柱塞泵機組。電動離心泵機組效率較高、排量大、運行平穩、操作簡便、維修工作量小、揚程較高時效率較低。適合注水量大的油田注水。注水泵機組電動柱塞泵機組效率高，排量小到中等，揚程高，但維修工作量大。適合注水量小、注水壓力高，特別適合小斷塊油田的注水。pQ2.2注水井吸水能力分析2.2.1注水井吸水能力注水井指示曲線：穩定流動條件下，注入壓力與注水量之間的關系曲線。注水井指示曲線吸水指數：單位注水壓差下的日注水量(m3/(d.MPa))。2.2.2影響吸水能力的因素(4項)與注水井井下作業及注水井管理操作等有關的因素(2)與水質有關的因素(3)組成油層的粘土礦物遇水后發生膨脹(4)注水井地層壓力上升產生堵塞的原因〔4項〕(1)鐵的沉淀氫氧化鐵

硫化亞鐵(2)碳酸鹽沉淀(3)細菌堵塞(4)粘土膨脹根據電化學腐蝕原理，鐵的二價離子Fe2＋進入水中，生成Fe(OH)2，注入水中溶解的氧進一步將Fe(OH)2氧化，生成Fe(OH)3。生成的氫氧化鐵，當水的pH值在3.3～3.5時，處于膠體質點狀態；當pH值接近于6～6.5時，處于凝膠狀態；當pH＞8.7時，呈棉絮狀的膠體物。特別當pH＞4～4.5以后時，注入地層后氫氧化鐵將發生明顯的堵塞作用，從而降低吸水能力。鐵離子性質鐵離子性質PHFe2+Fe3+PHFe2+Fe3+1溶解60000ppm5溶解不溶2溶解60ppm690000ppm不溶3溶解不溶7900ppm不溶4溶解不溶8不溶不溶2.2.3改善吸水能力的措施(1)加強注水井日常管理及時取水樣化驗分析，發現水質不合格時，應立即采取措施，保證不把不合格的水注入油層；按規定沖洗地面管線、儲水設備和洗井，保證地面管線、儲水設備和井內清潔；保證平穩注水，減少波動，以免破壞油層結構和防止管壁上的腐蝕物污染水質和堵塞油層。(2)壓裂增注普通壓裂：分層壓裂：吸水指數低、注水壓力高的低滲地層和嚴重污染地層油層較厚、層內巖性差異大或多油層層間差異大(3)酸化增注解除井底堵塞物；提高中低滲透層的絕對滲透率無機物堵塞有機堵塞物CaCO3、FeS、Fe(OH)3以及泥質等鹽酸或土酸處理藻類和細菌甲醛水溶液、鹽酸或土酸處理酸化解堵增注酸化解除近井地帶堵塞是注水井增注的有效措施。對油層物性好但污染嚴重注不進水的井，進行酸化措施，解除近井堵塞，可提高井的吸水能力。砂巖油氣層的酸處理通過酸液溶解砂粒之間的膠結物和局部砂粒，或孔隙中的泥質堵塞物，或其它酸溶性堵塞物以恢復、提高井底附近地層的滲透率。砂巖地層土酸處理原理影響砂巖反響的因素一是化學組成，二是外表積表7-2典型砂巖礦物的化學組成氫氟酸與硅酸鹽類以及碳酸鹽類反響時，其生成物中有氣態物質和可溶性物質，也會生成不溶于殘酸液的沉淀。2HF+CaCO3=CaF2↓+CO2↑+H2O16HF+CaAl2Si2O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O酸液濃度高，CaF2處于溶解狀態；酸液濃度低，產生沉淀。氫氟酸與石英的反響6HF+SiO2=H2SiF6+2H2O氟硅酸(H2SiF6)在水中可解離為H+和SiF62+；后者與Ca2+、Na+、K+、NH4+等離子相結合，生成的CaSiF6、(NH4)2SiF6易溶于水，而Na2SiF6及K2SiF6均為不溶物質，會堵塞地層。砂巖地層土酸處理原理氫氟酸與砂巖中各種成分的反響速度各不相同。氫氟酸與碳酸鹽的反響速度最快，其次是硅酸鹽(粘土)，最慢是石英。鹽酸和碳酸鹽的反響速度比氫氟酸還要快，因此土酸中的鹽酸成分可先把碳酸鹽類溶解掉，從而能充分發揮氫氟酸溶蝕粘土和石英成分的作用。依靠土酸液中的鹽酸成分溶蝕碳酸鹽類物質，并維持酸液較低的pH值，依靠氫氟酸成分溶蝕泥質成分和局部石英顆粒，從而到達去除井壁的泥餅及地層中的粘土堵塞，恢復和增加近井地帶的滲透率的目的。砂巖地層土酸處理原理土酸與砂巖反響過程CaCO3+2HF→CaF2↓+CO2+H2O16HF+CaAl2Si2O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O反響快，要求保持酸性環境。6HF+SiO2(二氧化硅)→H2SiF6(溶解)+2H2OH2SiF6+2K+→K2SiF6↓+2H+H2SiF6+粘土→Al(不溶)+Si(OH)4↓(反響慢)隔離地層水，控制施工時間。土酸酸化解堵過程中滲透率的變化土酸酸化設計步驟確信處理井是由于油氣層損害造成的低產或低注入量選擇適宜的處理液配方確定注入壓力或注入排量，以便在低于破裂壓力下施工確定處理液量前置液(預沖洗液〕酸化液替置液(后沖洗液)防止地層水與HF接觸，防止HF與碳酸鹽反響生成沉淀，以提高HF的酸化效果。根據損害半徑來確定。用經驗方法確定將正規處理酸液驅離井筒半徑12～15倍以外。根據公式計算。

提高土酸處理效果的方法影響土酸處理效果的因素：在高溫油氣層內由于HF的急劇消耗，導致處理的范圍很少；土酸的高溶解能力可能局部破壞巖石的結構造成出砂；反響后脫落下來的石英和粘土等顆粒隨液流運移，堵塞地層。提高酸處理效果的方法(4)粘土防膨無機鹽類KCl、NH4Cl有效期短無機陽離子聚合物羧基鐵施工條件要求嚴，本錢高，有效期短離子型外表活性劑有效期長，本錢較低，施工容易無機鹽和有機物混合的處理劑注水工藝按注入通道可分為：油管注水(正注)、油套環空注水(反注)油套管同時注水(合注)；按是否分層又可分為：籠統注水分層注水：分層注水是在進行非均質多油層開采中，為加強中、低滲透層并控制高滲透層注水，按配注要求，在注水井中實現分層控制注入的注水方式。2.3.1分層注水管柱為了解決層間矛盾，調整油層平面上注入水分布不均勻的狀況，以控制油井含水上升和油田綜合含水率的上升速度，提高油田的開采效果，需進行分層注水。油、套管分層注水、單管分層配水、多管分層注水單管配水器多層段配水方式井中只下一根管柱，利用封隔器將整個注水井段封隔成幾個互不相通的層段，每個層段都裝有配水器。注入水從油管入井，由每個層段配水器上的水嘴控制水量，注入到各層段的地層中。(1)封隔器封隔器的分類及型號編制目前各油田所使用的封隔器型式很多，按其工作原理不同，可分為支撐式、卡瓦式、皮碗式、水力擴張式、水力自封式、水力密閉式、水力壓縮式和水力機械式八種類型；按其封隔件〔密封膠筒〕的工作原理不同，又可分為自封式、壓縮式、楔入式、擴張式和組合式五種類型。封隔器型號編制的根本方法是按封隔器分類代號、支撐方式代號、坐封方式代號、解封方式代號及封隔器鋼體最大外徑、工作溫度、工作壓差等參數依次排列，進行型號編制。封隔器分類代號分類名稱自封式壓縮式楔入式擴張式組合式用各式的分類代號組合表示分類代號ZYXK支撐方式名稱尾管支撐單向卡瓦懸掛雙向卡瓦錨瓦支撐方式代號12345封隔器支撐方式代號封隔器坐(解)封方式代號坐封方式名稱提放管柱轉動管柱自封液壓下工具熱力坐封方式代號123456解封方式名稱提放管柱轉動管柱鉆銑液壓下工具熱力解封方式代號123456Y341型，K344型水井用封隔器按封隔器封隔件工作原理，可分為自封式〔靠封隔件外徑與套管內徑的過盈和壓差實現密封〕、壓縮式〔靠軸向力壓縮封隔件使其直徑變大〕、楔入式〔靠楔入件楔入密封件，使封隔件直徑變大〕和擴張式〔在一定液體壓力作用于封隔件內腔使封隔件直徑變大〕四大類。常規注水井，封隔器直接隨注水管柱下入井筒，其封隔器類型主要有水力擴張式封隔器和水力壓縮封隔器。水力擴張式封隔器分層注水常用的擴張式封隔器K344從油管內加液壓，當油管內外壓差達，液壓經濾網罩7，下接頭8的孔眼和中心管6的水槽，作用于膠筒的內腔，使膠筒脹大，密封油套管環形空間。放掉油管內的壓力，使其油管內外壓差低于時，膠筒即收回解封。使用條件及特點：擴張式封隔器必須與節流器配套使用。其優點是結構簡單，不能單獨坐封封隔器；缺點是必須在油管內外造成一定的壓差方能正常工作。水力壓縮式封隔器分層注水常用的壓縮式封隔器Y141-114和DQY134-114結構原理：油管憋壓后，膠簡即在錐體a和活塞b之間壓縮，內腔d中的作用壓力下推活塞b，從而使卡瓦張開，并使水力卡瓦6固定住中心管，內鎖緊卡瓦f使封隔器保持坐封狀態。坐封方式：油管憋壓。解封方式：上提或轉動。單管分層注水管柱結構按配水器結構分類：固定配水管柱空心配水管柱偏心配水管柱(2)單管分層注水管柱固定配水管柱固定配水管柱：水嘴固定在配水器上；固定配水管柱不便于調配水量已不再使用。空心配水管柱活動配水管柱圖偏心配水管柱偏心配水管柱是目前國內外用得最多的分層注水管柱，管柱組合主要包括：油管、偏心配水器、注水封隔器。偏心配水管柱的最大優點，是在注水管柱上根據需要安裝多個偏心配水器，在不動管柱的情況下可以采用鋼絲投撈更換任一級水嘴。但受投勞工藝的限制，配水器間距必須保持在6～8m以上。其缺點是投勞成功率低(50%～70%)，鋼絲作業的工作量大。偏心配水管柱圖(Ⅰ)偏心配水管柱圖(Ⅱ)總注水井數6697口，分注井2338口，分注井主要以2層、3層為主，約占總分注水井數的91%，分注率89.2%，注水井層段合格率70.14%，分注井層段合格率64.22%。勝利油田注水井狀況(2006年底)按配水器類型分類按封隔器類型分類分層注水管柱應用情況采用Y341型封隔器分層的井1268口，K344型封隔器分層的井1136口，其它29口。(3)分層配水管柱的設計各注水層的注水指示曲線，它是反映注水層吸水能力的曲線。配水嘴的嘴損曲線，它反映了水嘴尺寸、配水量和通過配水嘴時的節流損失三者之間的定量關系，不同結構的配水器的嘴損曲線也不相同。設計主要依據：注水層的注水指示曲線以及配水嘴的嘴損曲線分層注水管柱存在的一個問題

ST2-3-247井管柱尾深2189.81米，進行實際測試驗證：①下層注水，上層停注時管柱縮短1.1m；②上層注水，下層停注時管柱伸長0.8m。水井在生產過程中管柱蠕動問題嚴重(4)注水井井下管柱力學計算模型

進行注水井井下管柱受力分析的目的在于分析油管柱軸向位移和封隔器的受力。注水過程中，需要對注水層位上端和下端用封隔器封隔，以到達向油層注水的目的。由于井內壓力、溫度、流量等會發生變化，同時引起封隔器受力及油管柱長度發生變化，進而影響甚至破壞封隔器的井下工作效果，尤其是在高壓及深部地層注水更是如此。為了正確確定封隔器坐封位置和計算封隔器的軸向位移補償量，提高注水管柱的使用壽命，需要精確計算在不同工況下注水管柱的軸向位移。注水管柱在實際生產中受管柱自重、油管內外壓力和溫度沿管柱變化的影響，會產生以下引起管柱受力和長度變化的四種根本效應：①活塞效應：因油管內、外壓力作用在管柱直徑變化處和密封管的端面上引起；②螺旋彎曲效應：因壓力作用在密封管端面和管柱內壁面上引起；③鼓脹效應：因壓力作用在管柱的內、外壁面上引起；④溫度效應：因管柱的平均溫度變化引起。上述四種根本效應，既可以單獨地、也可以綜合地發生在一個管柱上。當四種根本效應同時發生時，管柱總的長度變化，即為各單獨效應所引起的長度變化的總和。例如中原油田五廠胡慶油田的H12-30井，管柱下深2212m，油管壓力25MPa。經計算，打壓座封時，油管伸長0.51m；正常注水時油管縮短1.35m。無錨定管柱封隔器從座封到正常注水，上下移動1.86m，足以使封隔器自動解封或膠筒破裂而失效。胡慶油田回注污水溫度30℃，管柱平均深度2500m，正常注水溫度效應使管柱伸長0.90m，停注時井筒溫度恢復到靜態溫度，管柱也要恢復原狀，相對縮短，造成封隔器失效。從以上計算可看出，在正常注水和停注，或者在壓力波動較大時，分層注水管柱上下蠕動較大，封隔器就會失效而不密封。補償器水力錨水力卡瓦防蠕動器其他防蠕開工具通過合理錨定、有效補償來減輕管柱蠕動對水井封隔器的影響。有效克服管柱蠕動，補償溫度和壓力效應下的管柱伸縮，改善管柱的受力條件，提高封隔器的密封壓力和使用壽命。注水壓差（MPa）適用井斜（°）適用井溫（℃）分注層數≤35≤45≤160≤4層補償器水力錨Y341封隔器水力卡瓦配水器底+篩+堵配水器注水層注水層Y341封隔器人工井底項目指標適應套管內徑，in51/2，7工作溫度，℃≤125工作壓力，MPa30封隔器配水器封隔器

配水器底球注水層注水層人工井底防蠕動器克服了活塞效應產生的管柱蠕動，延長封隔器膠筒的壽命。2.3.2分層吸水能力及測試方法相對吸水量：在同一注入壓力下，某一層吸水量占全井吸水量的百分數分層注水指示曲線：注水層段注入壓力與注入量的相關曲線某井分層指示曲線分層吸水能力測試方法：測定注水井的吸水剖面：直接進行分層測試：用各層的相對吸水量來表示分層吸水能力的大小。用分層測試整理分層指示曲線，求出分層吸水指數來表示分層吸水能力的好壞。(1)放射性同位素載體法測吸水剖面吸水剖面：一定注入壓力下沿井筒各層段注入量(吸水量)的分布情況。圖5-9載體法測吸水剖面曲線將吸附有放射性同位素(如Zn65、Ag110等)離子的固相載體參加水中，調配成一定濃度的活化懸浮液。在正常注水條件下將懸浮液注入井內后，利用放射性儀器在井筒內沿吸水剖面測量放射性強度。(2)投球法分層測試投球測試管柱示意圖投球測試法所用測試管柱包括油管、封隔器、配水器、球座、底部凡爾。測全井指示曲線井下各注水層段在該井下管柱條件下同時吸水時，注入壓力和全井吸水量的關系曲線。測試時通常測四至五個點，每個測點之間的壓力相差0.5～1.0兆帕，其中一個點的壓力為正常注水壓力。測各壓力點下的注水量必須在注水穩定之后。測分層指示曲線下到上逐級投入由小直徑到大直徑的四個球，進行測試。配水器`封隔器芯子配水器`封隔器芯子配水器`底篩堵`投球測試法特點：儀器維護成本低改變了注水井的工作制度，測試誤差大應用：高溫、高壓分層注水井的測試(3)流量計法浮子式流量計是利用與被測試管柱配套的密封及定位裝置密封，并定位于被測層段的配水器上。使注入地層的全部液體流量通過儀器的錐管，沖動錐管里的浮子。浮子產生位移并帶動記錄筆，便可記錄出流量的變化。測試儀器：

外流式電磁流量計超聲波流量計〔A〕外流式電磁流量計測試

外流式電磁流量計測試，是利用電磁感應的原理測量管道中導電液體流量的儀器，測試方法是不需聚流，只需檢測流過儀器時的液體流速，通過轉換計算出液體流量。外流〔中心流速〕式流量計測試原理圖油管流量計注入流體下扶正上扶正〔B〕超聲波流量計測試超聲波流量計測試，采用超聲波來測量流體流速，它通過測量高頻超聲波束的傳播時間差來推算流體流量。測試方法是從下到上，不需聚流，一次下井可測多層。超聲波流量計組件圖

402配水器403配水器404配水器測分層流量下層流量中、下層流量全井流量〔C〕定點調壓測試方法：儀器下到設計位置后，固定不動，調節注水壓力，調節4~5個壓力點，測試完成后，上提或下放在測試另一層流量。402配水器403配水器404配水器測分層流量下層流量中、下層流量全井流量〔D〕定壓調點測試方法：

儀器下到設計位置后，不調節注水壓力，測試完成一個壓力下流量后，上提或下放在測試另一層流量。全部測試完成后，再調整壓力，繼續把儀器下到對應位置測試，直至完成4～5個壓力點測試。2.4注水指示曲線的分析和應用2.4.1指示曲線的幾種形狀幾種指示曲線的形狀(1)直線型指示曲線由指示曲線求吸水指數遞增式垂直式①油層性質很差，雖然泵壓增加了，但注水量沒有增加；②儀表不靈或測試有誤差；③井下管柱有問題，如水嘴堵死等。遞減式不正常的曲線儀表、設備等有問題(2)折線型指示曲線曲拐式儀器設備有問題，不能應用上翹式圖5-16幾種指示曲線的形狀儀表、操作、設備、油層性質有關油層條件差、連通性不好或不連通油層折線式新油層開始吸水或油層產生微小裂縫圖5-21曲線平行上移、吸水能力不變圖5-20曲線左移、斜率變大，吸水能力下降圖5-19曲線右移、斜率變小，吸水能力增強2.4.2用指示曲線分析油層吸水能力的變化(1)幾種典型曲線變化圖5-22曲線平行下移、吸水能力不變(2)本卷須知分析油層吸水能力的變化必須用有效壓力來繪制油層真實指示曲線；用指示曲線比照來分析油層吸水能力時，應考慮井下工具工作狀況的改變對指示曲線的影響。2.4.3井下配水工具工作狀況的判斷(1)封隔器失效封隔器失效原因封隔器膠皮筒變形或破裂，使膠皮筒無法密封；配水器彈簧失靈及管柱底部閥不嚴，使油管內外壓差達不到封隔器膠皮筒脹開所需要的壓力差。主要表現油套壓平衡注水壓力不變〔或下降〕而注入量上升第一級封隔器失效的判斷油、套壓及注水量變化正注井：油、套壓平衡；注水量突然增加，油壓相應下降，套壓上升合注井：油、套壓平衡；改正注后，套壓隨油壓變化而變化第一級以下各級封隔器密封性的判斷油壓下降〔或穩定〕，套壓不變，注水量上升(2)配水嘴故障水嘴堵塞水嘴孔眼刺大掉水嘴前后指示曲線底部閥不密封2.4.4配注準確程度和分配層段注水量檢查(1)檢查配注準確程度的方法配注誤差為“正〞說明未到達注入量，稱欠注配注誤差為“負〞那么說明注入量超過配注量，稱超注(2)分配層段注水量正常注水時一般只測得全井注水量，為了獲得每個層段的注水量要將全井注入量按下述方法分配給各個層段。

用分層測試資料整理成層段指示曲線在曲線上求出目前正常注水壓力下各層注水量及全井注水量某注水井分三個層段注水，已測得層段指示曲線。正常注水井口壓力為8.5MPa，目前全井注水量為230m3/d。計算相應注入壓力下各層段的相對注水量把目前實測全井注水量按上式計算的比例分配給各層段目前某層段注水量=[某層段相對注水量]×[全井實測注水量]圖5-27某井實測層段指示曲線表5-4各層段相對注水量第Ⅰ層段日注水量=230×39.9=91.7m3/d第Ⅱ層段日注水量=230×23.1=53.2m3/d第Ⅲ層段日注水量=230×37.0=85.1m3/d2.4.5嘴損曲線與配水嘴的選擇配水嘴尺寸、配水量和通過配水嘴的節流損失三者之間的定量關系曲線嘴損曲線：圖5-28KGD-110配水器嘴損曲線節流(差壓)式流量計工作原理：在管道中設置節流元件，使流體在流過節流件時產生節流理象。在節流件兩側形成壓力差，通過測此差壓信號來實現對流量的測量。油層無控制〔不裝水嘴〕注水Q=K·ΔPΔP=Pt＋PH－Pfr－PeP=Pt＋PH－Pfr油層控制〔裝上水嘴〕注水Qd=K·ΔPdΔPd=Pt＋PH－Pfr－Pcf－PePd=Pt＋PH－Pfr(1)新投注井水嘴選擇方法對注水井采用適合的管柱進行投球測試整理出分層及全井指示曲線(按實測井口注入壓力繪制)用各層段配注量Qd在分層指示曲線上查得各層的配注壓力Pd用已確定的井口壓力減分層配水壓力求各層的井口嘴損根據各層需要的嘴損和配注量，在相應的觜損曲線上查得應選用的水嘴大小和個數(2)帶有水嘴井的水嘴調配根據下入管柱投球測試資料整理出各層段的指示曲線根據分層配注量要求Qd

，在層段指示曲線上求出相應的井口分層配注壓力在已下配水管柱的井，經過測試，水量達不到配注方案要求時，需立即進行調整。求出水嘴損失由嘴損曲線求出水嘴直徑根據實際情況確定井口注入壓力本卷須知測試資料準確程度要求高，一般要求連續兩次以上的測試資料根本相同，調整水嘴才能準確；要對水井的資料和動態等作經常分析，及時掌握油層變化情況，找出變化原因；每次調整配水嘴必須檢查原水嘴與配水管柱，修正實測資料的準確程度。2.5.1注水系統效率概念機采系統、集輸系統、注水系統、加熱系統和供配電系統是油田能耗的絕對大戶，直接關系到油田的生產本錢和經濟效益。全國各油田綜合統計結果說明,油田注水耗電占油田總用電量的33%~56%。注水泵站、注水管網及注水井口組成的系統。根據能量守恒原理式中：E電機為電機輸入功率；ΔE泵為泵機組損失能量；ΔE站內為注水站內閥節流損失能量；ΔE網為注水管網損失能量；ΔE間為配水間節流損失能量；E井為系統有效能量,即注入注水井的能量。標準名稱：油田注水地面系統效率測試和單耗計算方法標準號：SY/T5265-1996負責起草單位：大慶石油管理局油田建設設計研究院、總公司油田節能監測中心被代替標準：SY5265-91發布日期：1996-12-31實施日期：1997-9-1油田(區塊)注水系統平均效率：一個油田(區塊)范圍內注水系統有效功率與輸入功率之比。注水系統效率：注水系統范圍內有效功率與輸入功率之比值。η注——注水系統平均效率；η電機——電機平均效率；Η泵——注水泵平均效率；η管網——注水管網平均效率。注水泵電機效率注水泵電動機輸出功率與輸入功率之比值。注水泵效率注水泵外輸水的功率與軸功率之比值。注水管網效率注水管網內有效輸出功率與輸入功率之比值。注水系統單耗注水系統每注入1m3水的耗電量。2.5.2注水系統效率的測量(1)電機的運行效率電動機運行效率，按GB/T12497和GB/T8916計算。ηe——電動機效率；Pe——電動機輸入功率；P0——電動機空載功率；K——損耗系數。I

——電動機電流；U——電動機電壓；cosφ——功率因數K——損耗系數，隨電動機雜散耗、轉子銅耗功率的增大而增加；常用的2極1000kW～2500kW電動機的K值為0.0090～0.011，一般可取0.01。(2)注水泵泵效注水系統的測試關鍵是注水泵效測試，測試方法分流量法與溫差法2種。流量法是采用測量注水泵流量、壓力及泵軸功率等參量來計算泵效的方法。需單泵流量計、壓力表、電表等儀器。ηp——注水泵效率；qvp

——注水泵流量，m3/h；Pp——注水泵軸功率。熱力學法是采用測量注水泵進出水溫度、壓力等參量來計算泵效的方法。〔適用于揚程高于1000m的離心式水泵〕Δts為等嫡溫升值，℃；與溫度t1和壓力P2有關，可查表獲得。(3)管網泵效ηn——注水泵效率；p4i——第i口注水井井口壓力；qvji

——第i口往水井注水量；p2i——第i臺注水泵出口壓力；qvpi

——第i臺注水泵流量。包含注水站和配水間的截流損失和管網摩擦損失。2.5.3注水系統效率的分解注水系統可分為站內和站外兩局部，一般由電動機、注水泵、節流閥(泵站控制及配水間控制)、管網及注水井口等5個單元構成。注水系統的能耗包括電機損失Ｄ1;水泵損失Ｄ2;節流損失Ｄ3;管網磨損Ｄ4。2.5.3注水系統效率的分解(1)電機損失Ｄ1：在整個損失中一般占5%～10%，其大小主要取決于電機自身的無功能耗多少，受設備機型和質量優劣影響較大。(2)水泵損失Ｄ2：在整個能量損失中大約占60%～70%，所占比例最大，其損失量主要由機械磨損、容積漏損和水力能量變換損失構成。(3)節流損失Ｄ3：一般占整個損失15～20%，主要由兩局部組成，即泵出口閥的節流損失和配水間的節流損失。其大小與節流閥的位置無關，主要因泵的排量和泵壓與實際所需不匹配造成。(4)管網磨損Ｄ4：占整個能量損失5%～10%，其值與配注管線的大小、長短、內壁粗糙度等直接相關。2004年，對喇嘛甸油田高壓注水系統的13座注水站，36臺高壓注水泵，70個配水間和516口注水井進行測試和計算。注水泵機組損失能量占總損失能量的48%，是損耗能量最多的一項；注水站節流損失占總損失能量的10%，管網損失能量占總損失能量的4%，配水間節流損失占總損失能量的38%。2.5.4注水系統效率現狀(2)柱塞泵運行現狀國內油田對于注水排量小于50m3/h的注水泵，大都選用柱塞泵。柱塞泵運行效率高，一般在80%～82%左右。由于它具有排量小，匹配組合靈活的優點，多用于注水量小的外圍油田和產量低的斷塊油田及高壓注水油田。中原油田在文東油田、濮城(沙三段)油田、橋口油田采用柱塞泵注水，目前注水效率較高。柱塞泵最大的缺點是運行噪音大，易損件多，維修周期短。(3)注水用電單耗現狀注水用電單耗主要由注水泵運行效率、電機運行效率、管網平均運行效率和注水壓力決定。我國油田注水壓力一般在12～16ＭPa，平均注水泵效率為72.1%，注水系統效率47.8%。“八五〞期間中國石油天然氣總公司規定注水用電單耗不能超過6.0kW.h/t，大港油田為7.79kW.h/t，中原油田為8.5kW.h/t，而國外平均為6.0kW.h/t。我國注水用電單耗平均水平與國外差距較大。國內外油田注水系統效率統計表年度項目國外國內平均國內先進中石化勝利平均2000注水泵效，%80～8572.178.0974.45系統效率，%47.854.5647.52003注水泵效，%80～8575.227977.1877.7系統效率，%51.9455.4251.0451.0“十五〞各年勝利油田注水系統統計表

2001年2002年2003年2004年20