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。
水调控对策。要做好油田、区块、井组、单井年度配注方案 实施效果的分析与评价工作，搞清油田注水开发动态变化， 针对油田不同开发阶段暴露出来的具体矛盾，研究制定有针 对性的注水调控措施，为下一年度配注方案编制提供依据。
第五章
注水过程管理
第三十一条 年度配注方案。每年四季度编制完下一年度 油田（区块）配注方案，油田公司审查通过后，采油厂组织 实施，一季度完成全部配注方案调整工作量。要及时跟踪分 析年度配注方案的执行效果，对调整效果不好或新暴露出的 问题，必须及时调整。
节能、经济”的要求，优选注水泵型，合理匹配注水泵机组。
在选择注水泵时，离心泵机组效率应不低于 70% ，柱塞泵机
组效率应不低于80%。
第十九条 采出水回注。原则上采出水处理合格后应全部
回注；外排污水必须达到国家或当地政府规定的排放标准。
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
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，建立注水系
统。注水系统建立包括钻井、完井、投（转）注、地面注水系统建设等。
第五章
注水过程管理
第三十三条 注水井资料录取管理。注水井资料录取现场检查，必
须严格执行各项管理制度，采取定期检查和抽查相结合的方式进行，努力 提高注水井资料全准率。注水井资料全准系指日注水量、油压、套压、泵 压、静压、测试、洗井、水质化验八项资料全准。注水井开井当日要求录 取注水量（计算分层水量）、油压、套压资料，开井注水达24小时必须参
第一章 总则
第二章 注水技术政策
共8章
53条
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 队伍建设与技术创新 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，依据《油田开发管理纲要》，特制定《油田注水
管理规定》，以下简称《规定》。 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”的理念贯穿油田注水工作的始终，努力控制油田含 水上升率和产量递减率，提高油田水驱采收率。
第二章
注水技术政策
第九条 射孔设计。要以建立有效的压力驱替系统为基 础，整体研究注采井的射孔方案，油水井要对应射孔，保证 较高的水驱储量控制程度和动用程度。
第二章
注水技术政策
第十条 注水压力界限。油田注水开发应保持注采平衡， 建立有效压力驱替系统，严禁超油层破裂压力注水。确定合 理的注采比，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 方案要求的井和层段要采取油层改造等增注措施，超注层段 要采取控制措施。
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 不同开发阶段精细油藏描述的内容和重点。 低含水期以构造和储层描述为主，中含水期以精细单砂层和 井间、层间剩余油量化描述为主，高含水期重点是单砂体构
形描述和井间、层间、层内剩余油分布量化研究，特高含水
期重点是储层渗流优势通道和剩余油相对富集区分布规律研 究。
作为井口监测井，每周取样分析一次，发现问题必须及时制
定整改措施并组织实施。
第五章
注水过程管理
第三十二条 油藏动态监测。按照《油藏动态监测管理
规定》建立油藏动态监测系统，取全取准各项动态监测资料。
低含水期重点监测油藏压力、分层段注水量、生产井见水时 间及分层含水率；中含水期重点监测分层含水及变化、分层 压力、分层吸水、产液及变化等；高含水期和特高含水期重 点是含油饱和度监测，寻找剩余油相对富集区。
上的注水状况和压力分布状况，做好平面上的注水强度调整，保持压
力分布均衡和注入水均匀推进，防止单层突进和局部舌进，努力延长 无水和低含水开采期，提高油田采收率。
第四章 注水调控对策
第二十四条 中含水期（含水率20%～60%）：该阶段主
力油层普遍见水，部分油层水淹，层间和平面矛盾加剧，含
水上升较快，产量递减大。在这一阶段要加大分注力度，重
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
第二十九条 注水管理制度建设。按照科学、高效、可控
的原则，建立和完善注水管理制度和技术标准，明确油田公司、 采油厂、采油矿（作业区）、采油队（站）等各级管理责任。
第五章
注水过程管理
第三十条 注水过程分析与评价。定期对油田注水开发状
况进行综合分析评价，评价油田注水开发状况是否正常，注
水技术政策是否合理，预测水驱开发趋势，制定下一步的注
加当月全准率检查。正常注水井必须按照注水井资料录取管理规定取全、
取准各项资料。生产过程中发现注水量、注水压力出现异常，必须及时上 报，分析原因，并采取相应技术措施。
第五章
注水过程管理
第三十四条 注水水质监测。加强对水源站出口、注水 站出口、注水井井口等控制点的水质监测。每天应对水源站、
注水站进行水质检测，每条支线要选择至少一口端点注水井
《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
律、法规和中石油的规章制度，牢固树立“安全第一、质
量至上、环保优先、以人为本”的理念，强化安全生产工
作。做好油田注水开发全过程的质量、健康、安全、环境
（QHSE）工作。
第五条 本《规定》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。
第二章
第六条
注水技术政策
注水技术政策是指导油田注水工作的重
第四章 注水调控对策
第二十二条 新油田在开发建设时要充分考虑注采系统的完善
和有效压力驱替系统的建立，确保较高的水驱储量控制程度和动用程 度
第二十三条 低含水期（含水率小于20%）：该阶段是注水见
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
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。
第二章
注水技术政策
第八条 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
清剩余油分布的基础上，实施平面和剖面结构调整。做好层
系和井网调整，提高注采井数比，增加注采对应率和多向受 效比例，进一步完善单砂体注采系统；加大细分、油层改造、 调剖和堵水等措施力度，改善储层的吸水状况与产液状况， 扩大注入水波及体积；精细层间和纵向上的注采强度调整，
控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。
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。
《油田注水管理规定》全篇分总则、注水技术政策、
注水系统建立、注水调控对策、注水过程管理、注水效果分
析与评价、队伍建设与技术创新和附则等八章共53条，全面
系统地对油田注水开发的各个环节提出了工作规范和要求。
第一章
总 则
第三条 油田注水是一项系统工程。油田地质、油藏工程、 采油工程和地面工程要紧密结合，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、注重队伍建设与技术创新，
努力提高系统效率。
第一章 总 则
第四条 油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法
相近的油层组合成一套层系，采用一套独立井网进行开发。 注采井网部署。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。
点做好层间接替工作，控制含水上升速度。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油层动用状况差的区块，要开展注采系 统调整和井网加密调整。平面上要调整注采结构，纵向上要 细分注水层段，提高非主力油层动用程度。
第四章 注水调控对策
第二十五条 高含水期（含水率60%～90%）：该阶段多层 见水，各类油层不同程度水淹，井况变差。这一阶段要在搞
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
第七条
注水技术政策
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
第四章 注水调控对策
第二十六条 特高含水期（含水率大于90%）：该阶段剩 余油分布高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突 出。这一阶段重点要做好水动力学调整，控制无效水循环。 开展精细挖潜调整，进一步提高注采井数比，采取层段细分
注水、细分层压裂、细分层堵水、深部调驱等措施，进一步
改善储层吸水状况，控制注入水低效、无效循环，提高驱替 效率。
第二章
注水技术政策
第十一条 分层注水。结合油田地质条件、开发阶段、工艺技术等，
制定合理的注水层段组合标准，确定各分注段的油层数和渗透率级差控制 范围，不断提高油层吸水厚度比例。多层油藏都要实施分层注水，主力油
层或强水淹油层要单卡单注，其它油层要尽可能细分。
第十二条 注水水质要求。各油田应在参考《碎屑岩油藏注水水质