注水开发常用术语S1

常用注水开发知识汇编
辽河油田公司开发处
二O一二年十月
目录
1、基本地质概念
2、注水开发常用术语
3、注水开发指标及计算方法
4、砂岩油藏注水开发效果评价方法
5、油田开发管理纲要有关规定1基本地质概念 (1)
1.1油气田 (1)
1.2油气藏 (1)
1.3构造油气藏 (1)
1.4地层油气藏 (1)
1.5岩性油气藏 (1)
1.6块状油(气)藏 (1)
1.7层状油(气)藏 (1)
1.8裂缝性油(气)藏 (1)
1.9油砂体 (1)
1.10单层 (1)
1.11砂岩组 (1)
1.12油层组 (1)
1.13有效厚度 (1)
1.14地质储量 (1)
1.15含油面积 (2)
1.16储量丰度 (2)
1.17单储系数 (2)
1.18连通储量、不连通储量及损失储量 (2)
1.19表内储量和表外储量 (2)
1.20表外储层 (2)
1.21储采比 (2)
1.22储采平衡系数 (2)
1.23储量替换率 (2)
1.24储层流体 (2)
1.25注入流体 (2)
1.26产出流体 (2)
1.27示踪流体 (2)
1.28油田水 (2)
1.29油层水 (2)
1.31束缚水 (3)
1.32底水、边水 (3)
1.33渗透率级差 (3)
1.34渗透率变异系数 (3)
1.35四性关系 (3)
1.36高压物性 (3)
1.37高压物性取样 (3)
1.38饱和压力 (3)
1.39原油体积系数 (3)
1.40储层的敏感性 (3)
1.41速敏性 (3)
1.42水敏性 (3)
1.43盐敏性 (4)
1.44酸敏性 (4)
1.45碱敏性 (4)
1.46油水粘度比 (4)
1.47流度 (4)
1.48流度比 (4)
1.49地层系数 (4)
1.50流动系数 (4)
1.51流动压力 (4)
1.52油管压力 (4)
1.53套管压力 (4)
1.54回压 (4)
1.55油藏经营管理 (4)
1.56精细油藏描述 (4)
2注水开发常用术语 (5)
2.1注水 (5)
2.2注水方式................................................................................................... 52.4行列切割注水. (5)
2.5面积注水 (5)
2.6三点法注水 (5)
2.7四点法注水 (5)
2.8五点法注水 (5)
2.9七点法注水 (5)
2.10九点法注水 (5)
2.11反九点法注水 (6)
2.12注水井 (6)
2.13角井 (6)
2.14边井 (6)
2.15中心井 (6)
2.16注采井数比 (6)
2.17点状注水 (6)
2.18全面注水开发油田 (6)
2.19部分注水开发油田 (6)
2.20未注水开发油田 (6)
2.21油田开发阶段划分 (6)
2.22注水开发油田的三大矛盾 (6)
2.23层间矛盾 (6)
2.24平面矛盾 (6)
2.25层内矛盾 (7)
2.26分流线 (7)
2.27主流线 (7)
2.28舌进 (7)
2.29加强层与限制层 (7)
2.30油田开发中的“三个结构”调整 (7)
2.31注水结构调整 (7)
2.32产液结构调整 (7)
2.34“高注低采”与”低注高采” (7)
2.35试注 (7)
2.36排液 (7)
2.37正注与反注 (7)
2.38合注 (8)
2.39笼统注水 (8)
2.40分层注水 (8)
2.41配水 (8)
2.42“注够水、注好水、精细注水、有效注水” (8)
2.43“六分四清” (8)
2.44多元化注水 (8)
2.45多元注水方式 (8)
2.46多元注入介质 (8)
2.47多元注采关系 (8)
2.48多元注水时机 (8)
2.49多元调控方法 (8)
2.50非稳定注水 (9)
2.51油藏综合调整 (9)
2.52层系井网调整 (9)
2.53注采系统调整 (9)
2.54隔层调整 (9)
2.55开采方式调整 (9)
2.56注水结构调整 (9)
2.57产液结构调整 (9)
2.58储采结构调整 (9)
2.59油(气)藏动态分析 (9)
2.60单井动态分析 (9)
2.61井组动态分析 (9)
2.62油(气)藏动态指标 (9)
2.64监测系统 (10)
2.65压力监测系统 (10)
2.66流体流量监测系统 (10)
2.67流体性质监测系统 (10)
2.68水淹监测系统 (10)
2.69中子寿命“测—注—测”法 (10)
2.70碳氧比能谱测井 (10)
2.71试井 (10)
2.72稳定试井 (10)
2.73不稳定试井 (10)
2.74分层测试 (10)
2.75水侵速度与水侵系数 (11)
2.76泵效 (11)
2.77水型 (11)
2.78井压梯度 (11)
2.79折算压力 (11)
2.80输差 (11)
3注水开发指标及计算方法 (12)
3.1递减率 (12)
3.2综合递减率 (12)
3.3自然递减率 (12)
3.4综合递减与自然递减的关系 (12)
3.5含水率 (12)
3.6含水上升率 (12)
3.7存水率 (12)
3.8连通系数 (12)
3.9厚度连通系数 (13)
3.10层数连通系数 (13)
3.11水驱储量控制程度 (13)
3.12水驱储量动用程度 (13)
3.13极限水油比 (13)
3.14吸水指示曲线 (14)
3.15吸水指数 (14)
3.16注水强度 (14)
3.17注采比 (14)
3.18地下亏空体积 (14)
3.19驱油效率 (14)
3.20水驱指数 (14)
3.21注水波及体积系数 (15)
3.22水驱油田含水与采出程度曲线 (15)
3.23综合开采曲线 (15)
3.24水驱规律曲线 (15)
3.25油井利用率 (16)
3.26注水井开井率 (16)
3.27注水井分注率 (16)
3.28分层注水合格率 (16)
3.29注水井井况完好率 (16)
3.30注水井测试率 (16)
3.31注入水质达标率 (16)
3.32注水单耗 (16)
3.33注水系统效率 (16)
4砂岩油藏注水开发效果评价方法 (17)
4.1效果评价目的 (17)
4.2效果评价主要内容 (17)
4.3效果评价主要方法 (17)
4.3.1注水方式和注采井网适应性评价 (17)
4.3.2注采压力系统评价 (19)
4.3.3综合含水率及耗水量大小的分析评价 (21)
4.3.4注水利用率分析 (23)
4.3.5注入水波及体积大小评价 (25)
4.3.6自然递减率和剩余可采储量采油速度评价 (26)
4.3.7可采储量评价 (27)
5油田开发管理纲要有关规定 (29)
5.1水驱油田年度调控指标 (29)
5.2水驱油田阶段调控指标 (29)
5.3注水开发不同含水期调控措施： (29)
5.4采油工程技术管理指标要求 (29)
5.5注水井管理要求 (29)
5.6分层注水工艺。

(30)
5.7注水井管柱和井况检查。

(30)
5.8注水井洗井 (30)
5.9注水井分层测试调配 (30)
5.10注水水质监测 (30)
5.11注水井资料录取管理 (30)
5.12注水系统运行控制 (30)
5.13油田开发动态监测 (30)
5.14动态监测阶段内容要求 (31)
5.15地层压力测试要求 (31)
5.16注水井注入剖面监测要求 (31)
5.17采油井产液剖面监测要求 (31)
5.18井下技术状况监测要求 (31)
5.19含油饱和度监测要求 (31)
5.20流体性质监测要求 (31)
1基本地质概念
1.1 油气田
在一定的构造范围内一个或多个油气藏的组合叫做油气田。

油气田可分为砂岩油气田和碳酸岩油气田两大类。

1.2 油气藏
在单一圈闭内具有统一压力系统，同一油水界面的油气聚集叫油气藏。

注：“单一圈闭”： (1)受单一要素所控制;(2)流体具有统一的压力系统和统一的油气水边界。

1.3 构造油气藏
由构造变形(如褶皱)或断裂形成的构造圈闭中的油气聚集。

属于此类的油气藏有：背斜油气藏、断层遮挡油气藏、断块油气藏、构造裂隙油气藏以及少见的向斜油气藏。

1.4 地层油气藏
在地层圈闭中的油气聚集叫地层油气藏，主要类型有地层不整合油气藏、地层超覆油气藏、剥蚀隆起油气藏等。

1.5 岩性油气藏
在岩性圈闭中的油气聚集叫岩性油气藏，主要类型有岩性尖灭油气藏、透镜体油气藏、生物礁块油气藏等。

1.6 块状油(气)藏
储集层厚度大于含油(气)柱高度、没有连续不渗透岩层间隔、具有统一油(气)水界面、含油(气 )段完全由底水衬托的油(气)藏。

1.7 层状油(气)藏
储集层呈层状分布的油(气)藏。

1.8 裂缝性油(气)藏
以裂缝为主要储渗空间的油(气)藏。

1.9 油砂体
含油砂岩中被低渗透的岩石所分隔的一些相对独立的含油砂岩体。

它是组成储油层的最小沉积单
元，是控制地下油水运动的相对独立单元。

1.10 单层
同一时间单元沉积的油砂体的统称。

1.11 砂岩组
上、下以比较稳定的泥岩分隔的相互靠近的单层的组合，在垂向上是一个小的岩性沉积旋回。

1.12 油层组
包括几个砂岩组，是相似沉积环境下连续沉积的油层组合，其顶底有较厚的稳定隔层分隔。

1.13 有效厚度
油( 气)层中具有产油(气)能力部分的厚度，即工业油(气)井内具有可动油(气)的储集层厚度。

1.14 地质储量
在地层原始条件下具有产油(气)能力的储层中油(气)的总量。

其容积法计算公式为：N o=100A o×h o×Φ×S o×ρo / B oi
式中：N o为石油地质储量（万吨）；A o—含油面积，km2;h o—平均有效厚度，m；Φ—平均有效孔隙度，%;S o—原始含油饱和度，%；ρo—地面原油密度，t/m3;
B、C-位于不整合面之上的地层超覆油气藏
A、F-分别为岩性尖灭油气藏和背斜油气藏
D、E分别为潜山油气藏和地层不整
B oi—地层原油体积系数（无因次）。

1.15 含油面积
含油外边界所圈闭的面积，即含纯油区面积与油水过渡带面积之和。

含油内边界：油藏中油水接触面与油层底面交线在水平面上的投影。

纯油区：油藏含油内边界以内或油气藏含气外边界以外的含油区。

油水过渡带：油藏含油内边界至含油外边界之间的地带。

油水界面：油藏中油与水之间的接触界面。

油水界面并非是一个截然分开的面，而是一个具有一定厚度的油水过渡段。

为了确定油藏参数，人为地确定油水过渡段中某一深度为该油藏的油水接触面
1.16 储量丰度
油气藏单位含油气范围内的地质储量叫做储量丰度，单位：油104t/km2，气108m3/km2。

油田储量丰度分为：高丰度（>300），中丰度（100～300），低丰度（50～100），特低丰度（<50）。

气田储量丰度分为：高丰度（>10），中丰度（2～10），低丰度（<2）。

1.17 单储系数
油（气）藏单位体积内所含的地质储量叫单储系数，单位是：104t/(km2·m)。

1.18 连通储量、不连通储量及损失储量
注水开发油田中，把注水井和采油井互相连通的储层中的地质储量称为连通储量；
只存在于采油井中（或暂未射孔）的那部分储量叫不连通储量；
只存在注水井中或采油井暂未射孔的那部分储量叫损失储量。

1.19 表内储量和表外储量
按开采价值将储量分为表内储量和表外储量两大类。

表内储量指在现有技术经济条件下，具有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。

表外储量指在现有技术经济条件下，开采后不能获得社会经济效益的地质储量。

1.20 表外储层
指油田开发初期未计算在储量之内的小于0.4米的薄油层及油浸、油斑的差油层。

经注水和加密井网后，具有一定产油能力，是挖潜的重要对象。

1.21 储采比
油田年初剩余可采储量与当年产油量之比。

1.22 储采平衡系数
当年新区动用可采储量与当年老区新增可采储量之和除以当年产油量。

1.23 储量替换率
指当年新增油气可采储量与当年油气产量之比。

它是衡量油气田企业长期经济效益和经营稳定性的重要指标，也反映油气田企业长期稳定发展能力的指标。

1.24 储层流体
指储层中所含的天然气、原油及地层水。

三者互相依存，形成一个统一的地下流体系统。

泛指烃类储集层在所处的压力和温度下所含的气相或液相，包括天然气、凝析液、石油及地层水。

1.25 注入流体
泛指为各种处理储层目的而从地面沿井注入储层的各种流体。

1.26 产出流体
指生产井中采出的来自储层或注入井的各种流体。

1.27 示踪流体
加入化学剂或同位素示踪剂的注入流体。

1.28 油田水
油田区域内的地下水。

1.29 油层水
在油田范围内直接与油层连通的地下水。

1.30 层间水
夹在油(气)层之间地层中的水。

1.31 束缚水
油气运移进储层后残留在储层孔隙中与油气共存、在油气开采过程中不能流动的地层水。

1.32 底水、边水
在油（气）藏中，整个含油（气）边界范围内的油（气）层底部都有托着油（气）的水即底水；
只在油（气）藏边部（气水或油水过渡带）的油（气）层底部托着油（气）的水叫边水。

1.33 渗透率级差
渗透率级差(K mn)是最大渗透率(K max)与最小渗透率(K min)的比值,表明渗透率的分布范围及差异程度：K mn= K max / K min渗透率级差(K max)大于l。

级差越大,表示储层孔隙空间的非均质性越强；越接近l,储层孔隙空间的均质性越好。

层间渗透率级差是指统计层段内油层最大渗透率与最小渗透率的比值；
平面渗透率级差是指油层井点最大渗透率与最小渗透率的比值；
层内渗透率级差是指层内岩样最大渗透率与岩样最小渗透率的比值。

1.34 渗透率变异系数
渗透率变异系数（Vk）是指统计层段内渗透率校准方差与平均值的比值。

反映层内渗透率非均质程度，表示围绕渗透率集中趋势的离散程度。

当，Vk =0-0.3时，渗透率分布为弱非均质；
Vk =0.3-0.7时，渗透率分布为中等非均质；
Vk =0.7-1.0时，渗透率分布为强非均质；
Vk >1.0时，渗透率分布为超强非均质。

1.35 四性关系
指油（气）层的岩性、物性、含油性与电性的关系。

通常采用取心井的测井曲线与相应的岩心分析资料进行详细对比，再经过分层试油及其它测试手段验证，绘制各种关系曲线，以此确定四性之间的关系。

1.36 高压物性
地层原油的物理性质又叫高压物性，主要参数有饱和压力、地层原油粘度、溶解系数、原始溶解气油比、地层原油密度、原油体积系数、原油压缩系数。

1.37 高压物性取样
为了解石油在油层中（在油层条件下）的性质，将取样器下入井底，通过机械作用，将取样器打开，取完样品后，又自动关闭，使样筒中样品保存在油层状态下，然后，取出地面进行各种物理参数的分析，这种取样方法称为高压物性取样，取样时一般要求井底压力高于饱和压力。

1.38 饱和压力
地层原油在压力降低到天然气开始从原油中分离出来时的压力叫饱和压力，用P b表示。

饱和压力对油田开发十分重要，它是进行开发决策的依据之一。

1.39 原油体积系数
原油体积系数是指原油在地层条件下的体积与它在地面标准条件下脱气后的体积的比值，用B o表示，为无因次量。

原油体积系数用来计算石油地质储量、注采比、地下亏空体积、换算系数。

原油体积系数一般都大于1，当地层压力等于饱和压力时为最大。

1.40 储层的敏感性
储层中存在的粘土、碳酸盐、硅酸盐、硫酸盐等敏感矿物与外来的钻井液、洗井液、压井液、压裂液、酸化液等所携带的固体微粒接触，导致储层渗流能力及产能的下降。

储层对于各种类型液体的敏感程度称为储层的敏感性。

1.41 速敏性
指流体流动速度变化引起储层中速敏性矿物微粒移动，堵塞孔隙喉道而造成储层渗透率下降的现象。

1.42 水敏性
指因与储层不匹配外来流体的进入而引起粘土膨胀、分散、运移而导致
储层渗透率下降的现象。

1.43 盐敏性
指储层在含盐度下降过程中，因粘土水化膨胀，以及晶层扩张增大而导致储层渗透率降低的现象。

1.44 酸敏性
指酸液进入储层后，与储层中的酸敏性矿物发生化学物理反应，产生凝胶或沉淀，也可能释放出微粒，导致储层渗透率下降的现象。

1.45 碱敏性
指碱液进入储层后，与储层中的碱敏性矿物发生反应而产生沉淀，造成储层渗透率下降的现象。

1.46 油水粘度比
油水粘度比是地层条件下油的粘度与水的粘度的比值，它表示油水粘度的差异，其参数符号为µR，油井的含水上升率随油水粘度比的增大而增大。

1.47 流度
流体在多孔介质中的有效渗透率（K）与其粘度（μ)的比值。

如水和油的流度λw、λo可分别表示为λw=Kw/μw、λo= Ko/μo
1.48 流度比
为驱替液的流度与被驱替液 (原油 )的流度之比。

1.49 地层系数
地层有效厚度H（m）与有效渗透率K（mD）的乘积。

其单位为mD.m。

1.50 流动系数
表示流体在地层中流动难易程度的参数。

其定义为流动系数=底层渗透率（K) x 地层厚度（H) / 底层流体黏度（μ)。

地层流动系数大,表示油层通过流体的能力强。

用不稳定试井资料可以求得地层流动系数(kh / μ)。

1.51 流动压力
油（气）井在正常生产时所测得的油（气）层中部的压力叫流动压力，也叫井底压力，简称流压。

流入井底的油气就是靠流动压力举升至地面，因此流动压力是油（气）井自喷能力大小的重要标志。

1.52 油管压力
流动压力把油气从井底经过油管举升到井口后的剩余压力叫油管压力，简称油压。

由油管压力表测得，其值为流动压力减去井内油气混合液柱压力、摩擦阻力及滑脱损失。

油压大小取决于流压的高低，而流压又与油层压力有关，因此，油压的高低是油井能量大小的反映。

1.53 套管压力
流动压力把油气从井底，经过油、套管之间的环形空间举升到井口后的剩余压力叫套管压力，简称套压。

它由套管压力表测得，其值为流动压力减去环形空间液柱与气柱压力。

1.54 回压
指输油（气）干线压力对油（气）井井口的一种反压力。

回压高对油（气）井放大生产压差、增加产量有影响，因此要求输油（气）干线回压要小。

1.55 油藏经营管理
在国家政治、经济允许范围内，充分应用先进的科学技术，为开发某一油藏或油田而制定和实施油藏经营策略的进程，以寻求最佳的经营方案。

油藏经营管理的目标是有效利用人力、技术、财力等各种资源，实现油气田开采的工程最优化和经济效益最优化。

1.56 精细油藏描述
油田投入开发后，随着油藏开采程度的加深和生产资料的增加所进行的精细地质特征研究和剩余油分布描述，并不断完善储层的地质模型和量化剩余油分布，称为精细油藏描述。

精细油藏描述是针对已开发油田的不同开发阶段，充分利用各阶段所取得的油藏静、动态资料，对构造、储层、流体等开发地质特征做出现阶段的认识和评价，建立三维地质模型，通过油藏数值模拟生产历史拟合即动态资料来验证或修正，最终量化剩余油分布并形成可视化三维地质模型，为下步开发调整合和综合治理提供可靠的地质依据。

2注水开发常用术语
2.1 注水
利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力的措施称为注水。

油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量将不断地被消耗，致使油层压力不断地下降，地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下残留大量死油采不出来。

为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水。

2.2 注水方式
指注水井在油田上的分布位置及注水井与采油井的比例关系和排列形式。

注水方式的选择直接影响油田的采油速度、稳产年限、水驱效果以及最终采收率。

2.3 边外、边缘与边内注水
注水井按一定的形式布在油田边界以外含水区内进行注水叫边外注水（缘外注水）。

注水井按一定的形式布在油田边界线上或油水过度带内进行注水叫边缘注水（缘上注水）。

注水井布在油田含油面积内进行注水叫边内注水。

边内注水按注水井与采油井的排列关系分为行列切割注水与面积注水两大类。

2.4 行列切割注水
利用注水井排把油田切割成若干区块，分区进行注水开发，两排注水井之间夹三排、五排等采油井，这种布井方式叫行列切割注水。

它适用于油层分布稳定、连通性好、渗透率高、构造形态规则的较大油田。

2.5 面积注水
注水井与采油井按一定的形状均匀地分布在整个油田上进行注水叫面积注水。

按注水井与采油井比例关系和排列形式可分为三点法、五点法、七点法、九点法、反九点法等，面积注水是一种强化注水方式，一般适用于分布面积小、形态不规则、连通性差、渗透率低的油层及各种复杂类型的油藏。

2.6 三点法注水
按正三角形井网布置的相邻两排采油井之间为一排采油井与注水井相间的井排，这种注水方式叫三点法注水。

每口注水井与周围6口采油井相关，每口采油井受两口注水井影响。

其注采井数比为1：3。

2.7 四点法注水
按正三角形井网布置的每个井排上相邻两口注水井之间夹两口采油井，由3口注水井组成的正三角形的中心为一口采油井，这种注水方式叫四点法注水。

每口注水井与周围6口采油井相关，每口采油井受3口注水井影响。

其注采井数比为1：2。

2.8 五点法注水
采油井排与注水井排相间排列，由相邻4口注水井构成的正方形中心为一口采油井，或由相邻4口采油井构成正方形中心为一口注水井，这种注水方式叫五点法注水。

每口注水井与周围4口采油井相关，每口采油井受4口注水井影响，其注采井数比为1：1。

2.9 七点法注水
按在正三角形井网布置的每个井排上相邻两口采油井之间夹两口注水井，由3口采油井组成的正三角形的中心为一口注水井。

这种注水方式叫七点法注水。

每口注水井与周围3口采油井相关，每口采油井受6口注水井影响，其注采井数比为2：1。

2.10 九点法注水
按正方形井网布置的相邻两排注水井排之间为一排采油井与一排注水井相间的井排，这种注水方式叫九点法注水。

每口注水井与两口采油井相关，每口采油井受8口注水井影响，其注采比为3：1。

2.11 反九点法注水
按正方形井网布置的相邻两排采油井排之间为一排采油井与一排注水井相间的井排，这种注水方式叫反九点法注水。

每口注水井与8口采油井相关，每口采油井受两口注水井影响，其注采井数比为1：3。

2.12 注水井
用来向油层中注水的井称注水井，向油层或气层中注气的井称注气井，两者统称为注入井。

2.13 角井
正、反九点法面积注入井网中，井位在几何图形四个角点处的井。

2.14 边井
正、反九点法面积注入井网中，井位在几何图形四个侧边中点处的井。

2.15 中心井
面积注入井网中如按四点、五点、七点或九点法布井时，位于几何图形中心位置的井。

它可以是注入井，也可以是生产井。

2.16 注采井数比
一个开发单元内注水井与油井的比例关系，又称油水井数比。

2.17 点状注水
指注水井与采油井之间分布无一定的几何形态关系，而是根据开发需要布置注水井的一种不规则注水方式。

这种注水方式适用于断块油田及断层多、地质条件复杂的地区或油田。

2.18 全面注水开发油田
投注井数达到方案设计注水井数的70%以上的油田。

2.19 部分注水开发油田
投注井数未达到方案设计注水井数70%的油田。

2.20 未注水开发油田
投注井数不到方案设计注水井数10%的油田。

注：全面注水开发油田的开发储量全部算为注水开发储量；部分注水开发油田根据投注井比例计算注水开发储量。

2.21 油田开发阶段划分
指整个油田开发过程按产量、含水、开发特点等变化情况划分的不同开发阶段。

1.按含水变化可分为：
1）低含水采油阶段，含水率0～20.0%；
2）中含水采油阶段，含水率20.1～60.0%；
3）高含水采油阶段，含水率60.1～90.0%；
4）特高含水采油阶段，含水率大于90%。

2.按开发方法可分为一次采油、二次采油、三次采油。

3.按产量变化趋势可分为产量上升阶段、稳产阶段和产量递减阶段。

2.22 注水开发油田的三大矛盾
非均质多油层油田注水开发时，由于油层性质存在层间、平面、层内三大差异，导致注入水在各油层各方向不均匀推进，使油水关系复杂化，影响油田开发效果，这就是所说的注水开发油田的三大矛盾——层间矛盾、平面矛盾及层内矛盾。

解决三大矛盾的关键是认识油水运动的客观规律，因势利导，采取不均匀开采，接替稳产，以及不断进行调整挖潜等方法，使各类油层充分发挥作用。

2.23 层间矛盾
指非均质多油层油田，由于各油层岩性、物性和储层流体性质不同，造成各油层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、出油状况、水淹程度等方面的差异，形成相互制约和干扰，影响各油层、尤其是中低渗透率油层发挥作用，这就是所说的层间矛盾。

层间矛盾是影响油田开发效果的主要矛盾。

大庆油田在开发实践中创造的分层开采技术、油层压裂改造技术、层系及注采系统调整等，就是解决这个矛盾的有效方法。

2.24 平面矛盾
由于油层性质在平面上的差异，引起注水后同一油层的各井之间地层压力有高有低，见水时间有早有晚，含水上升速度有快有慢，因而相互制约和干
扰，影响油井生产能力的发挥，这就是平面矛盾。

解决平面矛盾除采用分层开采工艺技术外，打加密调整井进行注采系统调整，采取堵水、压裂等措施都是行之有效的方法。

2.25 层内矛盾
指同一油层在纵向上性质的差异，造成注入水在油层内垂向上的不均匀分布和推进，影响油层水洗厚度和驱油效率的提高。

解决层内矛盾的有效方法就是采用各种化学剂进行堵水和压裂改造等措施，调整吸水剖面和产出剖面，增加水洗厚度，提高驱油效率。

2.26 分流线
流体流向两个点汇(生产井)时，在两个点汇之间存在有一条渗流左右分开的流线，这条流线称为分流线。

2.27 主流线
连接两口注采井中心点的连线，称为主流线。

主流线上流体质点流速比其他流线上的流速要快。

2.28 舌进
在注采井网中注入水沿主流线先期突进，在二维平面流线图上类似于舌形，称为舌进。

2.29 加强层与限制层
配产时要求提高产量和采油速度的层叫加强层。

加强层一般为未见水或低含水的中低渗透率油层。

配产时要求控制产量和采油速度的层叫限制层。

限制层主要为高渗透率的主力油层及含水较高的层。

2.30 油田开发中的“三个结构”调整
油田开发中的“三个结构”调整是指注水结构调整、产液结构调整和储采结构调整。

2.31 注水结构调整
通过注水方案调整和分层开采工艺措施，将部分基础井网老井的不合理注水量转移到调整井网的新井上，将部分高含水井、高产液层的不合理注水量转移到低含水、低产液层，搞好平面和层间调整，为产液结构和储采结构奠定基础。

2.32 产液结构调整
按不同的含水级别，对不同地区、井网、井点和油层的产液量进行合理调整，通过调整地质方案和工艺技术措施，控制高含水、高产液井层的产液量，相应提高低含水、低产液井层的产液量，进而有效地控制全油田的产液量增长幅度和含水上升速度。

2.33 储采结构调整
通过不断发展应用新工艺、新技术和新方法，在搞清剩余油分布的基础上，努力增加油田可采储量，调整油田剩余可采储量与年产油量之间的比例，力争使之保持相对合理。

2.34 “高注低采”与”低注高采”
指注水井与采油井之间不同性质油层的搭配关系。

如注水井中的油层渗透率高，采油井中相应的油层渗透率低，这种搭配关系叫“高注低采”；相反则称为“低注高采”。

一般来说，“高注低采”比“低注高采”的开发效果好，因此在确定注采井别时，应选择油层厚度大、渗透率高的井做注水井。

2.35 试注
指注水井洗井合格后所进行的试探性注水。

试注目的是测吸水指示曲线，了解油层的吸水能力，确定合理的工作制度，为全井及层段配水提供依据。

试注合格后即可进行配水，正式投注；不合格，则要进行酸化、压裂等增注措施，以提高油层的吸水能力。

2.36 排液
注水井在正式注水前，要进行短期放大生产压差采油，叫排液。

排液的目的是清除井内及井底周围油层内的脏物，降低井底周围的地层压力，采出注水井周围的油气和减少储量损失，为注好水创造有利条件。

2.37 正注与反注
从油管往井内注水叫正注；从套管往井内注水叫反注。

在油田注水中一般采取正注。