油田注水工作指导意见(试行版)

中国石油

油田注水工作指导意见

（试行）

中国石油勘探与生产分公司

二〇〇九年四月

目录

第一章总则

第二章注水技术政策

第三章注水系统建立

第四章注水调控对策

第五章注水过程管理

第六章注水效果分析与评价

第七章技术创新与人才培养

第八章附则

第一章总则

第一条为了进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水开发水平，特制定《油田注水工作指导意见》，以下简称《指导意见》。

第二条油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿始终，努力控制油田含水上升速度和产量递减，夯实油田稳产基础，提高油田注水开发水平和水驱采收率，培养一支脚踏实地，埋头苦干的开发技术队伍。

第三条油田注水是一项系统工程。油藏工程、采油工程和地面工程要相互结合，系统考虑，充分发挥各专业协同的系统优势。要科学制定注水技术政策，优化注水调控对策、强化注水过程管理和注水效果分析与评价、注重技术创新与新技术应用，最大限度地提高注水效率，节能降耗，实现油田注水开发效益的最大化。

第四条牢固树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，强化安全生产工作。油田开发建设和生产过程管理中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造能源与自然的和谐。

第五条油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、法规和股份公司的规章制度，贯彻执行中石油的发展战略。

第六条《指导意见》适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。控股、参股公司和国内合作的油田开发活动参照执行。

第二章注水技术政策

第七条注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，主要包括油田开发层系划分与注采井网部署、注水时机、细分注水、注水压力确定、水质要求等。

第八条开发层系划分和注采井网部署。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，使每套井网的开采对象渗透率级差控制在5以内，各小层间吸水相对均匀。开发井网要具有较高的水驱储量控制程度，中高渗透油藏一般要达到80％以上，低渗透油藏达到70％以上，断块油藏达到60％以上。要充分考虑储层砂体形状及断层发育状况、断块大小及形态、裂缝发育状况等，确定井网几何形态、油水井井别、注采井排方向和井排距，井网部署要有利于后期调整。

第九条注水时机。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，应实现同步注水，保持较高的压力水平开采，低压油藏要开展超前注水。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，要开展试注试验。

第十条注水压力界限。井底注水压力严格控制在油层破裂压力以下。确定合理的注采比，注水开发油田应保持注采平衡，中高渗透油田年注采比要控制在1.0左右，低渗透油田年注采比要控制在1～1.5，天然能量较为充足的边底水油藏要根据压力保持水平确定合理的注采比。达不到配注要求的层段要采取油层改

造等增注措施，超注层段要采取控制注水措施。

第十一条细分注水。主力油层要单卡单注，不能单注的主力油层要尽可能细分。各分注段的油层数应控制在5个小层以内，层间渗透率级差小于3，总层段数控制在5段以内。

第十二条注水水质要求。在参考《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》的基础上，应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科学、规范、经济、可行的注水水质控制指标，严控二次污染，减少储层损害。

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，建立注水系统。注水系统建立包括钻井、完井、投注、地面注水系统建设等。

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，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。

第十五条注水井投注。注水井要经过排液、洗井和试注才能转入正常注水。排液时间控制在一个月以内，排液强度以不损害油层结构为原则，根据油藏地质特征、敏感性分析及配伍性评

价结果，采取相应的保护储层措施。排液、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。

第十六条注水井分注。分层注水工艺选择要充分考虑井深、井身结构、固井质量、地层压力、温度、流体性质等因素，优选先进、适用的分注工艺。分注工艺管柱和工具要满足分层测试、调配、洗井、防砂和井下作业的要求。油层顶部以上要安装套管保护封隔器。分注管柱下井验封合格后，再进行分层流量测试调配和注水。

第十七条地面注水系统。要依据前期试注资料及注水量、注水压力的趋势预测，合理确定建设规模和系统设计压力，设计能力应适应油田开发5~10年的需要。注水站场设置要优化布局，注水站应设在负荷中心和注水压力较高或有特定要求的地区。注水管网应合理布置，控制合理的流速和压降；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。可采用“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”、“局部增压”等方式，降低系统能耗。

第十八条注水设备选择。按照“高效、节能、经济”的要求，优选注水泵型号，合理匹配注水泵机组。在选择注水泵时，应选择泵效大于75％的离心泵或泵效大于85％的柱塞泵。

第十九条污水水质控制。依据采出水的特性，选择针对性

强、先进适用的水处理工艺技术。严格控制进入采出水处理系统污水的水质，确保采出水处理系统各分段水质指标达到设计要求，以保障含油量、悬浮物含量、粒径中值等注入水水质控制指标在井口达标。

第四章注水调控对策

第二十条注水开发油田要针对不同开发阶段暴露出来的矛盾，采取有针对性的注水调控对策，不断提高油田开发水平和水驱采收率。

第二十一条低含水期（含水率小于20%）：是注水受效、主力油层发挥作用、油田上产阶段。在这一阶段要注够水，保持油层能量开采。要根据油层发育状况，开展早期分层注水。分析平面上的注水状况和压力分布状况，采取各种调控措施，做好平面上的注水强度调整，保持压力分布均衡，确保注入水均匀推进，防止单层突进和局部舌进，提高无水和低含水期采收率。

第二十二条中含水期（含水率20%～60%）：主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，产量递减大。在这一阶段要注好水，控制含水上升速度，做好平面调整和层间产量接替工作。加大注入剖面、产出剖面、分层压力等的监测力度，深入开展精细油藏描述，搞清储层纵向上的吸水、产液、产水、压力分布状况和剩余油饱和度分布。研究层系、注采井网和注水方式的适应性，分析平面和层间矛盾。对于注采井网不适应和非主力