油田注水与注采井网
油田注水管理规定讲解
第二章 注水技术政策
第六条 注水技术政策是指导油田注水工作的重 要依据，主要包括 注水时机、开发层系划分和注采 井网部署、射孔设计、注水压力界限、分层注水、 水质要求 等。
第二章 注水技术政策
第七条 注水时机。根据油藏天然能量评价及储层 类型分析，确定合理注水时机。中高渗透砂岩油藏，要 适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏，应实现同 步或超前注水，保持较高的压力水平开采。需要注水开 发的其它类型油藏，应根据具体特点确定最佳注水时机。 新油田投入注水开发，要开展室内敏感性实验和现场试 注试验。
第三章 注水系统建立
第十五条 注水井投（转）注。需要排液的注水井排液时间 要求控制在 三个月 以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定 经济合理的排液方式和排液强度。新投注水井和转注井，必须 在洗井合格后开始试注，获取吸水指数、油层注水启动压力等 重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在 取得相关资料后即可按地质方案要求转入正常注水井生产。
第三章 注水系统建立
第十六条 地面注水工程设计。要依据前期试注资料及油藏工程方案
中逐年注水量和注水压力的趋势预测，总体布局，分步实施，合理确定建 设规模和设计压力，设计能力应适应油田开发 5~10年的需要。注水工艺可 采用“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”和 “局部增压”、井口恒流配水方式等类型；应根据注水井网布置形式，注 水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优条 开发层系划分和注采井网部署 。开发方案设计要 与工艺技术相结合，建立有效压力驱替系统。
开发层系划分。根据油层厚度、渗透率级差、油气水性质、井段长 度、隔层条件、储量规模等，论证层系划分的必要性和可行性，将性质 相近的油层组合成一套层系，采用一套独立井网进行开发。
【油藏工程】1.04井网与注水方式
对于油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时， 也可以考虑采用面积注水方式。
21
面积注水优点：全面开花，多方受效。 适应油层条件广泛，油井处于受效第一线，且具多向供水条件，采油速度高。 国内多为陆相沉积，非均质性严重，边水能量弱，一般选择面积注水。如大
28-20 28-519
30N18 2299NN51116
31N9
26N2207N11 26-320
28-318
30N16 30-316
28N512782N81-616
27-514
29-514
30-14
32N16
34N14
33N9
3322-3-1144 32NB14
3344N-13212
323N2N12B12
33N5
33-50364-304
34-4
32N4 32-4
34N4
35N5 34-2
36-302 36-2
30-505
32-30233N3
20-15
31-503
37-6 37-5
中 二 中 Ng3-4 注 聚 区
0
500
34
交错排状注水井网
注采井排相间，注水井与 生产井呈交错排列状布井。
m＝1:1 ；F＝1.732a2 ；S＝0.866a2
我国大中型油田，要实施早期注水。
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2.晚期注水
定义：指油田利用天然能量开发时，在天然能量枯竭后进行注水。 注水时间：在溶解气驱后期，生产气油比经过峰值处于下降阶段。又称二 次采油。 特点：驱动方式为溶解气驱、油气水三相渗流、产量不稳定 优点：初期投资少，原油成本低 缺点：油气水三相流动，采收率低 适用条件：原油性质好、面积不大、天然能量较充足
水平井注采井网和注采参数优化研究
水平井注采井网和注采参数优化研究田鸿照【摘要】水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度.结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的.结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85％以上时注水保压,推荐注采比为1.0.研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)008【总页数】4页(P6-9)【关键词】水平井;注采井网;注采参数;转注时机;注采比【作者】田鸿照【作者单位】长城钻探工程公司地质研究院,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32420世纪90年代，Taber最早提出了水平井注水技术［1］，并成功地经过了多个油田项目的论证［2-8］。
理论研究和油田实践表明，利用水平井注采井网开发低渗、薄层油藏可增大注入量、降低注入压力、有效保持油藏压力、提高单井产能和减少井数，进而提高油藏采出程度［9-11］。
2004年，Westermark［12］通过水平井注水案例分析认为，相对于直井注水，水平井注水更均匀、水驱效率更高。
2008年，李香玲等［13］在总结国内外水平井注水技术应用与研究的基础上提出，储层物性均质、低渗透、薄储层、稀井网且油水流度比低的稀油油藏更适合水平井注水开发。
此外，一些学者还对水平井井网类型、井距及注入量进行了研究［14，15］。
但是，在水平井整体部署中，对水平井注采井网类型、方向、排距以及水平井注采参数等研究较少。
M油田为薄层、低渗透油藏，采用水平井整体部署开发既要考虑整个油田开发的经济合理性和单井控制储量，井网不能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；另外还要最大程度地延缓方向性水淹和水淹时间。
油田注水工艺技术分析 贺金秋
油田注水工艺技术分析贺金秋发表时间：2018-10-16T16:15:04.080Z 来源：《基层建设》2018年第27期作者：贺金秋[导读] 摘要：在我国的石油开采工作当中，油田注水工艺是关键性的技术。
大庆油田第三采油厂工程技术大队工艺室摘要：在我国的石油开采工作当中，油田注水工艺是关键性的技术。
为了能够更好的保持油田稳产，保持油层的压力，采取的措施就是油田注水。
科研人员就其注水进行了大量的分析研究，取得了有效的成果，并且展望油田注水未来的发展趋势。
本文就如何加强油田注水工艺技术进行论述。
关键词：油田注水工艺技术引言注水是利用注水设备把质量合格的水从注水井注入油层，保持油层压力，驱替地下原油至油井，是一种入为地将水注入储油层孔隙中，以承作为驱替剂将更多的原油从油层中驱替出来的一种采油技术。
注水可以提高油田开发速度和采收率。
经济效益好，因此注水已成为众多油田开发的主要方式。
一、研究油田注水工艺的目的我国的油气资源很丰富，但是由于能量补给不足，以至于增大了开发的难度。
要想使油田开发有明显的效果和高产量就要保持油层的压力，其方式就是油田注水技术。
这是大部分油田都会采取的一种方式，因为在注水的技术当中其驱替剂是水，而水又比较方便便宜，且开采的效率也很高。
对油田来说，研究注水的技术和效果是及其重要的。
二、油田注水的工艺流程从水源到注水井的注水地面系统通常是由供水站、注水站（水处理站）、配水间和注水井来组成的这期间重要的工艺流程就在注水站和配水间以及水质的净化工艺。
1.注水站为了满足注水井对注入压力的要求必须将来水的水压升高。
它的流程就在于先来水进站然后进行计量，通过高效的水质处理并将其储进储水罐中，然后再通过进泵的加压将高压水输出。
这期间的工艺流程必须满足注水水质、计量、操作管理及分层注水等各个方面的要求。
水源来水经过低压水表计量后进入的储水大罐也有明确规定。
一般每座注水站应设置不少于两座储水大罐，其总容量应按最大用水量时的4-6小时设计。
油田注水管理规定讲解
第四章 注水调控对策
第二十七条 注水站（管网）调整改造。针对系统管网 和设备腐蚀老化严重、注水站运行负荷率低等问题，要统筹 安排，突出重点，分年度安排好调整改造工作。在满足注水 半径和配注的条件下，优化简化工艺和布局，注水站的负荷 率应提升至70%以上。
第五章 注水过程管理
第二十八条 加强注水过程管理和质量控制是实现“注好 水、注够水、精细注水、有效注水”的必要保障。要从注水的 源头抓起，精心编制配注方案、优化注采工艺、严格水质监控、 强化注水井生产管理。从地下、井筒到地面 全方位抓好单井、 井组、区块和油田的 全过程 注水管理和注水效果分析评价，实 时进行注水措施跟踪调控。
推荐指标及分析方法》的基础上，开展注水水质的配伍性研究，通过岩 心伤害实验、现场实际油层回注验证试验，制定和完善适合本油田不同 类型油藏的注水水质企业标准并严格执行。
第三章 注水系统建立
第十三条 按照油田开发方案总体要求，实施产能建设，注、地面注水系统建设等。
《油田注水管理规定》
《油田注水管理规定》是股份公司为加强油田注水开发管 理、配合“油田开发基础年”活动的深入进行，而推出的一 份纲领性指导文件。该文件是在充分结合近年来科研成果、 工作经验和基本认识的基础上形成的，对油田注水开发的实 际工作具有重要的积极的指导意义。
为此，股份公司勘探与生产分公司专门行文通知，要 求各单位认真执行《油田注水管理规定》，确保“油田开发 基础年”活动取得实效，不断提高油田注水开发水平。
第七条 注水时机。根据油藏天然能量评价及储层 类型分析，确定合理注水时机。中高渗透砂岩油藏，要 适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏，应实现同 步或超前注水，保持较高的压力水平开采。需要注水开 发的其它类型油藏，应根据具体特点确定最佳注水时机。 新油田投入注水开发，要开展室内敏感性实验和现场试 注试验。
jbs5井网与注水方式
第一章 油藏工程设计基础
1-4 井网与注水方式
一、油田注水时间 1. 早期注水
油田投产同时进行注水， 油田投产同时进行注水，或在地层压力下降至饱和压力之前及时进行注 使油层压力始终保持在饱和压力以上，或保持在原始油层压力附近。 水，使油层压力始终保持在饱和压力以上，或保持在原始油层压力附近。油 层内为油水两相流动，油井产能较高， 层内为油水两相流动，油井产能较高，有利于保持较高采油速度和实现较长 的稳产期。但油田投产初期的前期注水工程投资较大， 的稳产期。但油田投产初期的前期注水工程投资较大，对于地饱压差较大油 藏不适用。 藏不适用。 特点： 特点： (1)油层内不脱气，原油性质保持较好； 油层内不脱气，原油性质保持较好； (2)油层内只是油、水二相流动，渗流特征清楚； 油层内只是油、水二相流动，渗流特征清楚； (3)油井产能高——自喷期长 油井产能高 自喷期长 采油速度高——较长的稳产期，缺点：投产初期注水工程投资较大， 较长的稳产期， (4)采油速度高 较长的稳产期 缺点：投产初期注水工程投资较大， 投资回收期长。 适用：地饱压差相对较小的油田，变形介质油田。 投资回收期长。 适用：地饱压差相对较小的油田，变形介质油田。
特点： 特点： Qo↘、 (1)驱动方式转为溶解气驱；—— 导致粘度 ↗、J ↘、Qo↘、Rp ↗ 驱动方式转为溶解气驱； (2)注水后，可能形成油气水三相渗流；——流动过程复杂 注水后，可能形成油气水三相渗流； 流动过程复杂 对脱气后粘度升高、 (3)产量不能保持稳定；——对脱气后粘度升高、含蜡量高的油田渗流条 产量不能保持稳定； 对脱气后粘度升高 件恶化 优点：开发初期投资少，原油成本低。 优点：开发初期投资少，原油成本低。 适用：原油性质好，天然能量足，中、小型油田。 适用：原油性质好，天然能量足， 小型油田。
油田注水(气)安全
行业资料：________ 油田注水（气）安全单位：______________________部门：______________________日期：______年_____月_____日第1 页共10 页油田注水（气）安全1．注水站和注水管网的安全运行要求注水站的作用是把供水系统送来的或把经过处理符合注水井水质要求的各种低压水，通过水泵加压变成油田开发需要的高压水，经过高压阀组分别送到注水干线，再经过配水间送往注水井，注入油层。
注水站主要有储水罐、供水管网、注水泵房、注水泵、高低压阀门等组成。
其中注水泵主要采用高压多级离心式泵。
注水站的工作环境为高电压、高水压和高噪声，因此，注水站应注意以下安全事项：额定电压6千伏的电动机，用摇表测定电动机定子线圈的绝缘电阻，在电机热状态下每千伏绝缘电阻值应不小于1兆欧姆，电机缺油停机保护装置要保持灵敏、可靠；启动注水泵时必须一人操作，一人监护，非操作人员应距离机泵5米以外，停泵(包括紧急停泵)时，应注意先尽可能降低电流，再进行停机操作；储水罐中油帽(水中浮油)厚度不得超过0．5米的安全要求，储水罐的防雷击、防静电装置符合要求并定期检测，储水罐的安全附件、高压泵的安全阀和回流阀要完好、可靠，特别要注意高压水的刺漏伤人，开关高压阀门时一定要站在手轮或操作杆的侧面，避免丝杠、手轮飞出伤人；要定期检查管线的腐蚀情况，及时更换。
2．污水处理站的安全要求伴随着油气开采，同时采出的大量污水是注水的主要水源。
但在污水中含有溶解氧、二氧化碳、硫化氢、溶解盐类等物质，直接使用会造成金属设备的腐蚀，所以注水用污水要经过一定处理，以达到使用要求。
一般常用的水质处理措施有沉淀、过滤、杀菌、脱氧等方法，这些方法，有些是物理方法，有些是化学方法。
污水处理站的主要设备有真空泵、第 2 页共 10 页清水离心泵、加药泵、搅拌泵、过滤罐、沉降罐等。
工作过程中应重点注意：药剂的储存、使用符合规定要求，每一种药剂都会不同程度地存在对环境或人员的影响，在药品搬运或投加操作时，操作者应穿戴规定的工作服，尽可能避免药剂与皮肤接触；加药完成后，应清理加药过程漏下的药剂，将用过的包装袋清理好，妥善放置、处理，不能与其他物品混放。
浅析油藏注水开发技术
浅析油藏注水开发技术摘要：注水开发是各油田常用的采油开发措施。
不同性质的油藏或区块，从油田地质特征出发，选择合理的注水方式，有利于发挥本油藏或区块的能力，提高油藏采收率，获得最大的经济效益和社会效益。
本文介绍注水开发原理，注水方式，影响油田注水开发效果的因素，提出改善油田注水开发效果的有效途径。
关键词：注水开发是油田开发过程中的一项重要采油技术。
然而，在实际的原油注水生产过程中，由于注入的液体与储层岩石、矿物和储层流体不匹配，往往会造成地层堵塞。
这将导致注水井吸水能力降低，注水压力升高。
水中的腐蚀性气体和微生物也会对设备和管道造成腐蚀，不仅会增加采油成本，还会加剧油藏的堵塞。
因此，在油田注水开发过程中，应注意开发技术应用中的相关问题，在结合油田地质特征的基础上，提高注水开发技术的应用水平。
1 注水开发技术的概况1.1 技术原理注水采油是指在证明依靠自然能源进行采油不经济或不能维持一定的采油率时，通过人工向储层注水来维持或补充储层能量来开采原油的一种方法。
注入的水将原油从储层中排出。
从而降低了石油开采难度，提高了油井产量和油藏采收率。
油田注水是油田生产过程中最重要的工作环节之一。
它不仅能有效补充地层能量，提高开发速度，提高原油采收率，而且能保证油田高产稳产。
注水技术可以提高油井的产量和采收率，具有良好的经济效益，是现代油田的主要开发方式。
1.2 技术分类根据注水时间，注水技术可分为三种类型：超前注水、同步注水和延迟注水。
先进注水是指在油井投产前注入注水井，含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力，建立有效驱替体系的注采方法，提前注水可以使地层压力保持在较高水平。
同步注水是指在油田进入生产阶段后的短时间内注水，使地层压力保持在饱和地层压力以上，使油井具有较高的生产能力，有利于保持较高的采油速度，实现长期稳产。
滞后注水是指利用天然能源对油田进行初次开采。
当天然能源不足时，进行注水二次开发。
注水与井网
0.526
0.523 0.522 0.52 0.518 0.516 0.515 0.513 0.513
0.384
0.382 0.381 0.38 0.379 0.377 0.376 0.375 0.375
0.604
切割注水方式适用于油层大面积稳定分布 且具有一定的延伸长度；在切割区内，注水 井排与生产并排间要有好的连通性；油层渗 透率较高，具有较高的流动系数。 其优点是：可以根据油田的地质特征来 选择切割井排的最佳切割方向和切割区 的宽度；可以优先开采高产地带，使产 量很快达到设计要求；根据对油藏地质 特征新的认识，可以便于修改和调整原 来的注水方式。另外，切割区内的储量 能一次全部动用，提高采油速度，这种 注水方式能减少注入水的外溢。
优点：初期投资小，天然能量利用的比较充分。
缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度低。 适用油藏：天然能量比较好，溶解气油比高，油藏比较小，注水受到限制。
中期注水 初期采用天然能量，在地层压力降低到稍微低于饱和压力以后注水。 优点：既能利用天然能量，又能保证水驱的开发效果，投资回收也较早。 缺点：界限不好把握。 适用油藏：地饱压差大，油层物性好，溶解气油比比较高。 油藏在开发到什么程度以后进行注水开发，即注水时机的问题？
1.油田的注水
油田注水的原因： 补充保持地层的能量，补充能量，提高开采速度。 中国90%以上的油田需要注水开发，这与具体的沉积环境有关。天然能量充 足的只有1.3亿吨占2-3%，97%的需要注水开发。此外天然能量局限性大，发 挥不稳定，初期快，后期慢，采油速度小，采油效率低。 保护油层及流体性质。 提高驱替效率，降低生产成本。 便于开发调整。
油田注水管理规定
第三章 注水系统建立
第十五条 注水井投（转）注。需要排液的注水井排液时间 要求控制在三个月以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定 经济合理的排液方式和排液强度。新投注水井和转注井，必须 在洗井合格后开始试注，获取吸水指数、油层注水启动压力等 重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在 取得相关资料后即可按地质方案要求转入正常注水井生产。
水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优选确 定。
第十七条
注水管网应合理布置 。按照配注水量和注入压力要求，控制合理
经济流速和压降，注水干线、支干线压降控制在0.5MPa以内，单井管线压降控制 在0.4MPa以内。
第三章 注水系统建立
第十八条 注水设备选择。注水设备选择应按照“高效、
第十四条 注水井钻完井。要满足分层注水工艺的要求，优化井身结
构，生产套管的固井水泥返高要达到方案设计要求，海洋、湖泊、河流、 水库、水源、城区等重点生态环保区要求水泥返高必须至地面，利用声波
变密度测井评价固井质量。钻完井过程中要搞好油层保护，保证钻完井液
与储层岩石和流体性质的配伍性。对于疏松砂岩油藏要搞好防砂设计和配 套工艺选择。
第四章 注水调控对策
第二十七条
注水站（管网）调整改造。针对系统管网
和设备腐蚀老化严重、注水站运行负荷率低等问题，要统筹
安排，突出重点，分年度安排好调整改造工作。在满足注水
半径和配注的条件下，优化简化工艺和布局，注水站的负荷 率应提升至70%以上。
第五章
注水过程管理
第二十八条 加强注水过程管理和质量控制是实现“注好 水、注够水、精细注水、有效注水”的必要保障。要从注水的 源头抓起，精心编制配注方案、优化注采工艺、严格水质监控、 强化注水井生产管理。从地下、井筒到地面全方位抓好单井、 井组、区块和油田的全过程注水管理和注水效果分析评价，实 时进行注水措施跟踪调控。
K6-井网和注水方式
井网和注水方式
边缘注水优点： 边缘注水优点：
优点： 油水边界比较完整，水线推进均匀； 优点：①油水边界比较完整，水线推进均匀； ②控制比较容易，无水采收率和低含水采收率高； 控制比较容易，无水采收率和低含水采收率高； ③注水井少，注入设备投资少。 注水井少，注入设备投资少。
边缘注水局限性： 边缘注水局限性：
井网和注水方式
根据具体的情况可以选择不同的边缘注水方式
大港油田四区，70.8开发，74.4转注 大港油田四区，70.8开发，74.4转注 开发
边外注水＋ 边外注水＋环状注水 边外注水＋ 边外注水＋点状注水 产量从90吨上升到163吨 产量从90吨上升到163吨 90吨上升到163 0.4倍油藏半径 倍油藏半径
上次的作业题答题要点： 上次的作业题答题要点：
9. 设有一油田，既有边水，又有气顶，其中A,B,C分别为三口生产井,试分别画出 设有一油田，既有边水，又有气顶， A,B,C三井的开采特征曲线(包括压力、产量、生产气油比随时间变化的曲线),并说明 包括压力、产量、
原因。 原因。
答：关键是分清楚A,B,C三口井的驱动形式，从图中可以看出： 关键是分清楚A,B,C三口井的驱动形式，从图中可以看出： A,B,C三口井的驱动形式 A井：经过开发以后处于原始油气界面以下，目前的含油区以上，因此 经过开发以后处于原始油气界面以下，目前的含油区以上， 其主要的驱动能量来源于气顶和溶解气的分离 但是由于存在气顶 其主要的驱动能量来源于气顶和溶解气的分离，但是由于存在气顶，主要的 气顶和溶解气的分离， 气顶， 驱油能量为气顶的能量，所以体现为气顶驱动 气顶驱动。 驱油能量为气顶的能量，所以体现为气顶驱动。 B井：目前还处于含油区，其主要的能量来源于地层岩石和流体的弹性， 地层岩石和流体的弹性， 目前还处于含油区，其主要的能量来源于地层岩石和流体的弹性 属于弹性驱动为主； 属于弹性驱动为主； 弹性驱动为主 C井：目前已经处于原始油水界面以上，目前油水界面以下，所以主要 目前已经处于原始油水界面以上，目前油水界面以下， 的能量来自于边水 因此可以判断为水驱类型 的能量来自于边水，因此可以判断为水驱类型。 边水， 水驱类型。
油藏工程名词解释
油藏开发方面的相关概念
1、剩余可采储量采油速度：油田年产油量占剩余可采 储量的百分数。
某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量 30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏的剩余可 采储量采油速度。
剩余可采储量采油速度=年产油/（可采储量-累积产油 量）=2/（45-30）*100=13.3%
地下的存水量。
年水驱指数=（年注水量-年产水量）/年产油量。
Rwo
Wi Wp
No Bo o
累计水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量。
油藏开发方面的相关概念
5、存水率：保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值。 存水率=（累计注水量-累计采水量）/累计注水量。
油藏开发方面的相关概念
某油藏当前累计注水量100万方，累积产油量20万吨， 累积产水量80万吨，原油体积系数1.2，计算该油藏的水驱 指数、存水率。
16、油层的韵律性
正韵律油层：岩石颗粒自下而上由粗变细 反韵律油层：岩石颗粒自下而上由细变粗 复合韵律油层：石颗粒上部和下部较粗，中间较细
正韵律油层注水部位对驱油效果的影响
顶部注水时，由于上部渗透率低，注入水水平推进速 度缓慢，而渗透率上低下高增大了注入水在重力作用下 向下层运动的速度，使上部油层水洗程度不大。随着向 下渗透率的逐渐增大，水洗程度也逐渐升高。水窜严重 使得油层能量得不到补充，压力下降迅速，促使底水上 升，这是正韵律地层无水采收率低的主要原因。
注水井注水井采油井采油井反韵律油层注水部位对驱油效果的影响反韵律油层注水部位对驱油效果的影响顶部注水时顶部注水时注入水沿上部的高渗层推进注入水沿上部的高渗层推进使油层能量得使油层能量得到及时补充到及时补充压制了底水上升压制了底水上升且下部低渗透油层也对底且下部低渗透油层也对底水的锥进起阻挡作用水的锥进起阻挡作用所以油层注水的无水采出程度高所以油层注水的无水采出程度高但注入水一旦沿高渗层突破生产井但注入水一旦沿高渗层突破生产井便形成水道便形成水道下部低下部低渗带注水波及程度低渗带注水波及程度低
裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网
2 对低渗透油田井网调整实践的认识
2. 1 合理的注采方式是平行裂缝方向线状注采井网 理论研究表明[ 2, 3] , 裂缝性低渗透砂岩油藏适于沿 裂缝线状注水。由表 1、 图 1 可见, 井排方向与裂缝方向
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石油勘探与开发∃ 油田开发与油藏工程
Vol. 30 No. 4
一致时, 线状注水井网的采出程度高于面积注水井网 , 最终采收率较高; 而井排方向与裂缝走向夹角不同时 , 在相同含水情况下, 与裂缝方向平行的井网方式采出程 度好于其它方式, 最终采收率可达 32. 1% 。
, 自然产能较低, 需人工
压裂改造才能获得商业油流, 目前低渗透储量在未动用 储量中占 89. 8% 以上。如何有效开发和改善这些未动 用低渗透油藏,
截至 2001 年, 吉林油区已开发裂缝性低渗透油田 的初期注采井网设计大体采用了 4 种方式。 1. 1 正三角形斜反九点注采井网 扶余油田开发层位主要是白垩系泉头组四段的扶 余油层, 埋深 280~ 500m, 平均有效厚度 10. 3m、 孔隙度 - 3 2 25% 、 空气渗透率 180 ! 10 m 。砂岩储集层垂直和斜 交裂缝十分发育, 岩心观察含油井段裂缝密度平均 0. 282 条/ m。扶余油田 1970 年投入开发 , 1973 年开始全面 注水时采用正三角形斜反九点面积注水方式, 注水井排 方向与裂缝方向平行。由于出现油井暴性水淹、 注入水 上窜造成套管变形、 注水波及不均衡等问题, 1982 年至 1984 年进行了第一次井网调整 , 将原来 2 排水井夹 3 排 油井的行列注水方式的中间排油井和斜反九点面积注 水方式的水井排的油井转注, 同时在油井排一侧 30m 处 加密, 形成与裂缝方向平行的线状注水方式。 1. 2 井排方向与裂缝方向错开 22. 5 角的注采井网 新立油田为构造 岩性油藏, 原油黏度低, 油层埋深 1200~ 1500m, 平均有效厚度 9. 2m、 空气渗透 率 6. 5 ! 10- 3 m 2、 孔隙度 14. 4% 。新立油田 1983 年投入注水开 发时, 借鉴扶余油田开发的经验和教训 , 将井排方向与 裂缝方向( 东西向) 错开 22. 5 角, 采用正方形反九点面 积注水井网。开发初期的效果较好 , 注水井两边的油井 见水时间推迟, 含水上升速率慢, 采油速率较高; 但到开
断块油藏分类及开发井网布署与注采井网完善_陈合德
断块油藏分类及开发井网布署与注采井网完善陈合德,郑国芹,陈长明(中原油田采油一厂) 摘 要 拉张盆地发育的断层相互切割,将油藏分割成复杂的小断块,形成不同形态的断块油藏,按形态可分为四种类型,即半圆形,条带形,三角形,四边形断块油藏。
不同形态的断块油藏,有不同开发井网和注采井网,本文通过断块油田开发实践,在断块油藏开发形态分类基础上,提出了不同形态断块油藏合理的开发井网及注采井网。
关键词 断块;油藏;形态;开发井网;注采井网;水驱动用1 前言拉张盆地中断层多期活动,导致断层相互切割与配置,形成形态各异的小断块,根据断块的形态及油藏特征,可划分出不同类型的断块油藏,即半圆形,条带形,三角形,四边形断块油藏,开发断块油藏与开发大油田不同,不同的开发井网和注采井网对油藏采收率影响较大,同一形态的断块油藏采用的开发井网及注采井网因不合理,可导致水驱波及面积减小,水淹快,最终采收率减少5-10%。
根据油藏的形态及其它油藏特征,采用合理的开发井网及注采井网,将会大大提高采收率。
下面从断块油藏的开发实践,针对不同形态的断块油藏,提出合理的开发井网和注采井网。
2 断块油藏的形态分类拉张盆地形成过程中,在拉张作用下,由大型Y型,羽状,地垒型等断裂形成复杂的断块构造,加上拉张过程中应力方向变化,形成多期走向不同的断层,这些断层相互切割配置,将断块分割成不同形态的小断块,形成具有不同特征的断块油藏,根据油藏断块形态及其特征将断块油藏进行分类,概括起来可分为四类,即半圆形,条带形,三角形,四边形断块油藏,下面对不同形态断块油藏描述: 2.1 半圆形油藏半圆形断块油藏为一条主断层与地层形成的“正向屋脊”式(断层倾向与地层倾向一致)或“反向屋脊”式(断层倾向与地层倾向相反)构造油藏。
这类油藏构造相对简单,面积较大,根据构造高点位置可分为两种类型,一种为构造高点位于断层与地层交接处的油藏称为断鼻油藏,另一种类型为构造轴线平行于断层走向的断块油藏称为牵引背斜油藏。
注水井网、方式和时机
②低渗透油田注水开发生产特征
注水压力高，注水量小，补充地层能量困难； 油井产量低，递减快； 水驱控制程度低，采收率低； 采油速度低等。 泵效低，抽油系统机械效率低，采油成本高； 这些生产特征都与井网密度和布井方式有关。
（1）确定合理注采井距，提高注采压差，减小不易流动带，降低注水 压力，提高注水量，实现有效水驱。
（2）注重储层保护，防止各个工程环节入井流体对储层造成的伤害。 （3）早期注水，防止压力敏感性伤害，渗透率进一步降低，使注水更 加困难。 （4）渗透率不同，注水启动压力不同。严重非均质油藏应合理划分开 发层系，实施分层注水。确定不同的注水压力，提高注水波及效率。
适当减小注采井距，采用相对较密的井网，可以建立较大的驱替压力梯 度，能改善注水状况和采油状况，可以提高采油速度和最终采收率，取
。 得较好的开发效果和经济效益
11
3.2 低渗透油田注水开发的井网井距
（2）裂缝性低渗透油田井网方式
① 基本井网方式
井网是指开发井在油田上的分布与 排列形式。基本形式有两种：三角形井 网和四边形井网。
到1970年把注水压力提高到25～35Mpa。然而他们认为把注水压力 控制在12～25Mpa的范围内较为适宜。
②注水压力逐步升高，注水量逐渐减小
随着注水时间延长，大多数水井注水压力逐渐提高，注水压力升至 40MPa以上。但是注水量反而减小，甚至出现完全注不进水的情况。
有的油田注水开发初期，射开的油层中半数以上的层都能够吸水。 但随着时间的推移，吸水剖面变得越来越小，下降到不足1/3的层吸水。
4井网与注水方式1
1.4 井网和注水方式
1 油田的注水 2 注水时机的确定 3 注水方式 4 注采井网的面积波及系数 5 井网密度研究
1.4.3 注水方式
油田注水方式就是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间 的排列关系。
不同的油藏需要相应的注水方式，不同的注水方式下的开发效果也不相同。 不同的油藏需要相应的注水方式，不同的注水方式下的开发效果也不相同。
裂缝方向与井网 水驱方向垂直或 有一定的夹角
面积注水
面积注水是指将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀地布 置在整个开发区上进行注水和采油的系统。 适用的油层条件 油层分布不规则，延伸性差；油层渗透性差，流动系数低；油 田面积大，但构造不完整，断层分布复杂；面积注水方式亦适用于 油田后期强化开采。对于油层具备切割注水或其他注水方式，但要 求达到更高的采油速度时，也可以考虑采用面积注水方式。
1.4 井网和注水方式
1 油田的注水 2 注水时机的确定 3 注水方式 4 注采井网的面积波及系数 5 井网密度研究
1.4.2 油田注水的时间和时机
根据注水相对于开发的时间（饱和压力），分为早期、中期、晚期注水。 根据注水相对于开发的时间（饱和压力），分为早期、中期、晚期注水。 ），分为早期 早期注水 开采初期即注水，保持地层压力处于饱和压力以上。 开采初期即注水，保持地层压力处于饱和压力以上。 优点：能量足，产量高、不出气，调整余地大。 优点：能量足，产量高、不出气，调整余地大。 缺点：初期投资大，风险大，投资回收的时间比较长。 缺点：初期投资大，风险大，投资回收的时间比较长。 适用油藏：地饱压差小，粘度大，要求高速开发的油藏。 适用油藏：地饱压差小，粘度大，要求高速开发的油藏。 晚期注水 开发后期，利用天然能量以后注水，即在溶解气驱以后水驱。 开发后期，利用天然能量以后注水，即在溶解气驱以后水驱。 优点：初期投资小，天然能量利用的比较充分。 优点：初期投资小，天然能量利用的比较充分。 缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度低。 缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度低。 适用油藏：天然能量比较好，溶解气油比高，油藏比较小，注水受到限制。 适用油藏：天然能量比较好，溶解气油比高，油藏比较小，注水受到限制。
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油田注水的原因： 补充保持地层的能量，补充能量，提高开采速度。 中国90%以上的油田需要注水开发，这与具体的沉积环境有关。天然能量充 足的只有1.3亿吨占2-3%，97%的需要注水开发。此外天然能量局限性大，发 挥不稳定，初期快，后期慢，采油速度小，采油效率低。 保护油层及流体性质。 提高驱替效率，降低生产成本。 便于开发调整。
特点： 适用的油藏范围广，油井见效快，采油速度高。井网不同，油藏的开发动态 以及最终的开发效果也不同。 主要分正方形井（美国，适用于强注强采）网和三角形井网两种（前苏联，驱 油效率高）。
根据油井和注水井相互位置的不同，面积注水可分为四点法面 积注水、五点法面积注水、七点法面积注水、九点法面积注水等。
局部密封局部开启 高压开启：在低压注水时是密封的，在高 压注水的情况下开启，即使地层压力再恢 复到原来的水平，此时的断层的性质是部 分开启或开启的。
切割方向最好不平行于断层,以及注水井排跨越断层的两边。
裂缝的存在与作用 1 裂缝的存在使一些本身不具备储集特性的岩石成为储集层。例如页岩、泥岩、花 岗岩等，由于构造作用的风化，可以形成裂缝，进而形成孔洞。例如四川的嘉陵江 统储气层即是这种性质。低渗透油藏也普遍存在裂缝。
0.403 0.402 0.401 0.399 0.398 0.396 0.395 0.395
0.526
0.523 0.522 0.52 0.518 0.516 0.515 0.513 0.513
0.384
0.382 0.381 0.38 0.379 0.377 0.376 0.375 0.375
0.604
kh 3) 边缘和内部的连通性能比较好，具有较高的流动系数 / 。
优点： 1) 无水采油期比较长，油水界面比较完整，水线推进比较均匀，无水采 收率比较高。 2) 比较容易进行调整，需要注水井少投资小。 缺点： 1) 注水利用率比较低。
2) 对于构造比较大的油藏，中部高部位的受效不明显，受效井数不超过3 排，产量比一般为5:2:1。中部容易出现溶解气驱
不同的油藏需要相应的注水方式，不同的注水方式下的开发效果也不相同。
按注水井分布位置可分为：边外注水、边缘注水、边内注水（切割、面积）三种。
将注水井按一定的形式布置在油水过渡带附近进行注水。 边外注水 边上注水 边内注水
适用条件： 1) 构造比较完整，中小型油藏，宽度4-5Km。 2) 油层分布比较稳定，含油边界清晰。
优点：初期投资小，天然能量利用的比较充分。
缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度低。 适用油藏：天然能量比较好，溶解气油比高，油藏比较小，注水受到限制。
中期注水 初期采用天然能量，在地层压力降低到稍微低于饱和压力以后注水。 优点：既能利用天然能量，又能保证水驱的开发效果，投资回收也较早。 缺点：界限不好把握。 适用油藏：地饱压差大，油层物性好，溶解气油比比较高。 油藏在开发到什么程度以后进行注水开发，即注水时机的问题？
五点井网：
反五点井网和正五点井网是相同的。 m=1：1；F=2a2；S= a2 适合于强注强采的井网
反九点井网：
边井 角井
m=3：1；F=4a2；S=a2。
开发初期采用，注采井数比少，便于调整
正九点井网：
m＝1：3；F＝1.333a2；S＝a2。
开发后期采用，可以提液
反方七点（歪四点）
m＝2：1；F＝3a2；S＝a2
井一般与构造线分布一致 含水区内渗透性较好，含 水区与含油区不存在低渗 透带或断层 水区物性差 油水边界地层渗透率差 或不适宜注水
根据具体的情况可以选择不同的注水方式
边外注水＋点状注水
边外注水＋环状注水
切割注水
切割注水方式就是利用注水井排将油藏切割成为若干区块，每个区块可以看 成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整，这种布井形式称为切割注水或 行列切割注水。
7
8 9 10 12
0.418
0.415 0.412 0.41 0.407
0.543
0.538 0.534 0.532 0.529
0.397
0.394 0.391 0.389 0.387
0.616
0.613 0.611 0.608 0.606
14
16 18 20 25 30 35 40 50
0.404
312X178
1000
312179
T57
312135
312172 312136
310135 311165 310133 311N16 310N135 310X176 310X162 310168 310171
312173 311141 311178 312180 31217 2384 311146
500
0.601 0.6 0.599 0.597 0.596 0.595 0.594 0.594
利用图表和曲线可以确定任何含水条件下的面积波及系数和无水采收率。
M
w ro
k (S )
wc
o
[ k ( s ) k ( s )]
ro rw
坨21
1500
311125 311X127 31213 312171 311166 311176 31117 311N148 311X147 312N19 311126 311128 310145 312132 311168 312137 312131 310167 310146 310141 310N16 31016 310N165 310166 39143 3914 39142 39147 38131 38139 37114 39166 39163 39148 3815 3815838171
2380
5000
23x88 2410
23107 23101 23112 23102 23129
20148
20n602 20145
22n102
24x108 2480 24x74
23108 23126 2494 23146 24x98 2496
21168 22125 2118 21186 21203
20198 S331
4000
24x138
23159 23150 23160 23168 23161 24132 24146
8
22183
21198 21194 21197
22195 23190
21233 21230
22n202 2222
24152
23x165 24n16 24168 23206 24194 23213 2322
面积注水
描述面积注水井网区别的参数主要有：
特征参数：生产井数与注水井数比m；每口注水井的控制面积 单元F；在正方形和三角形井冈条件下井网的钻井密度S（每口井 的控制面积，油水井合计）。井间距离为a。
以上的参数是将井网放到一个无限大的地层中考虑其中的一个单元。
直线排状：
面积较 大
直线排状系统：井排中井距与排距可以不等。 m＝1：1；F＝2a2；S=a2
392N15
0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
二区74-81
6000
238
2392 2390 23x806 2386
2110821128 2295 22x86 2286 22x629 21140 20x176 21n132 21146 21148
22x88
20103
面积注水的优点：
所有的油水井都处于一线直接受效，注水见效快；所有的油水井都是多 向受效，采油速度比较高。
在油田开发初期的开发方案设计中，油藏都制定了比较规则的井网，开 发中采用的井网也比较规则，初期的油井数目比较少，井距比较大，随 开发的进行注采井数比逐渐的升高。到开发的后期，由于各种原因的存 在，原来设计的井网改变已经很大。在开发后期主要考虑的是新井的潜 力问题，油藏什么部位有潜力，新井即打在什么部位。
流度比M 1 2 3 4 5 6
直线式 0.553 0.479 0.451 0.437 0.428 0.422
五点式 0.718 0.622 0.586 0.568 0.556 0.548
反九点 式 0.525 0.455 0.428 0.415 0.407 0.401
反七点 式 0.743 0.675 0.649 0.635 0.627 0.621
切割注水方式适用于油层大面积稳定分布 且具有一定的延伸长度；在切割区内，注水 井排与生产并排间要有好的连通性；油层渗 透率较高，具有较高的流动系数。 其优点是：可以根据油田的地质特征来 选择切割井排的最佳切割方向和切割区 的宽度；可以优先开采高产地带，使产 量很快达到设计要求；根据对油藏地质 特征新的认识，可以便于修改和调整原 来的注水方式。另外，切割区内的储量 能一次全部动用，提高采油速度，这种 注水方式能减少注入水的外溢。
2 具有裂缝的油气藏的特征：产量高，吸水好。井间的产量差别比较大。储量确 定比较困难。
3 裂缝对开发的影响主要体现在裂缝与井网的匹配关系上。
裂缝方向与井网 水驱方向垂直或 有一定的夹角
面积注水
面积注水是指将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀地布 置在整个开发区上进行注水和采油的系统。
适用的油层条件 油层分布不规则，延伸性差；油层渗透性差，流动系数低；油 田面积大，但构造不完整，断层分布复杂；面积注水方式亦适用于 油田后期强化开采。对于油层具备切割注水或其他注水方式，但要 求达到更高的采油速度时，也可以考虑采用面积注水方式。
方七点（反歪四点）
m＝1：2；F＝1.5a2；S＝a2。
I
Ⅱ
三角形井网
Ⅲ
Ⅳ
Ⅴ
Ⅵ
四点（反七点）
m＝2：1；F＝2.598a2；S＝0.866a2