注水

注水压力（指注水井口压力）的高低，是决定油田合理开发和地面管线及设备的重要参数。

油田注水可分为早期注水与二次采油注水两种。早期注水的目的是为了保持油层内的压力，达到稳产的目的。其注水压力为：从泵出口到干线的流动阻力，地面注水管道阻力，配水间阻力的流动损失，井管阻力，注射损失和油藏压力之和。

二次注水是为了地层压力不再自喷之后，以注水方法将油层中的油置换出来，达到驱油的目的。此时的注水压力为：从泵出口到干线的流动阻力，地面注水管道阻力，配水间的流动损失，井管阻力，注射损失和油水混合物在多孔介质中的流阻以及油藏剩余压力之和。在实践中前期注水和二次注水很难截然分开。但无论是那种注水工艺，除了和地质条件、油品物性有关之外，其余都和地面流程与装备有关。

注水压力必须来源于可靠的资料，一般根据以下儿点考虑：

（1）新开发油田缺少地质资料时，应开辟注水试验区，选取不同油层、不同区域、特别是在渗透率及原油粘度变化大的区块，应分层试注，分别取每一层段的注水压力、注水量等原始资料。

（2）参照相似或相近油田的注入压力，对比油层特点和原油特性、油层深度等资料，选取相似或相近性质的油田的注入压力，作为新区开发的初定注水压力。

（3）上述资料缺乏时，一般可采用注水井井口压力等于1.0~1.3倍原始油层压力，以满足高压注水的需要，分层注水井井口压力还应加配水器的水头损失。

（4）注水泵泵压，是指泵的工作压力，该压力应不小于注水井注入压力与注水系统地面损失压力气之和。

油藏所处部位的注水井与生产井之间的排列关系。一个油田注水方式的选择是根据国内外油田的开发经验与本油田的具体特点来决定的。不同油层性质和构造条件是确定注水方式的主要地质因素。目前国内外油田应用的注水方式，归纳起来主要有三类：边缘注水、 切割注水、 面积注水。

注水边缘注水

将注水井布在油水边界附近注水。适用于边水比较活跃的中小型油田，其构造比较完整，油层稳定，外部和内部连通性好，油层的流动系数较高，特别是钻注水井的边部地区要有较好的吸水能力，以保证压力有效地传播，使油田内部受到良好的注水效果。

这种注水方式的优点是，水、油界面比较完整，逐步向油藏内部推进，因此控制比较容易，油井收效较快，无水采收率和低含水采收率较高，最终采收率也高。其缺点是，远离注水井排的生产井往往得不到注入水的能量补充，易形成低压带，变成弹性驱或溶解气驱等消耗方式采油。按注水井的位置边缘注水又分为缘外(边外)注水，缘上(边缘)注水和缘内注水。缘外注水是将注水井布在油水边界以外一定距离，向边水区注水。它要求含水区与含油区之间渗透率较高，不存在低渗透带或断层或稠油带。其缺点是油井收效较慢，注入水外流损失较大。缘上注水是将注水井布在含油外缘上，或在含油外缘内过渡带上注水。该注水方式可能引起少量原油外逸到含水区。缘内注水是将注水井布置在含油边界以内，向油层中注水。

注水面积注水

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，实质上它是把油层分割成许多更小的单元，每口生产井在几个方向上受注水井的影响。一口注水井同时影响几口生产井，这种注水方式的采油速度较高，生产井容易收到注水效果，对复杂油层的适应性强。对分布不规则、延伸性差及呈透镜状分布的油藏；渗透性差、流动系数低的油藏; 以及面积大、构造不够完整、断层分布复杂的油藏均可采用面积注水。同时，也便于油田后期的强化开采。根据油井和水井相互位置及构成的井网形状可以分为：四点、五点、七点、九点等面积注水。当生产井换成注水井时又形成反五点、反九点等注水方式。此外，面积注水还有斜五点、斜七点、正对式与交错式排状注水等。油田开发后期国内所有油田几乎都会采用面积方式，以确保油田生产水平缓慢下降。

注水切割注水

利用注水井排将油藏切割成若干区 (或块)，每个区为一个独立的开发单元进行注水开发。注水井和生产井成行排列，两排注水井之间布置3或5排生产井。这种注水方式一般适用于油层分布稳定，连通性好，形态规则的大油藏，其优点是： 可根据地质特征来选择切割井排的最佳方向及切割区的宽度；便于修改所采用的注水方式，可优先开采高产地带；当油层渗透率具有方向性时，只要明确其变化的主要方向，适当控制水流方向，即可获得好的开发效果。其缺点是：不能很好适应油层的非均质性；注水井间干扰大；由于注水井成排排列，在注水井排两边的开发区，会因地质条件和需要的压力不同，而出现区间不平衡，加剧平面矛盾； 由于生产井排受注水井的影响不同，导致开采不均衡。切割注水时两个注水井排间的距离称切割距。应根据地质条件确定允许最佳的切割距，对不同切割距的开发指标和经济效果进行综合对比，才能确定合理的切割距离。此注水方式的生产井排间的距离称排距。井排内井与井之间的距离为井距。井、排距的选择主要考虑油藏的流度和油层在平面上分布的稳定性，并结合水动力学分析，经济分析和稳产预测综合确定。井排距的大小决定着井的数量，对采油速度和经济效果有较大影响，特别对控制储量作用更大。

对于任何陆上油田来说，在油田开发之前，储层中的石油、天然气和地层水都处在高温、高压且相对静止的状态，而在油田投入开发之后，随着储层中的石油和天然气的不断开采，井底压力必然会不断的下降，同时储层压力势必会随着开发时间的增加而不断下降。 为了提高原油采收率，采取注入水的方式向油层补充能量，是保持压力开采较为成熟的方法。因此，油田注水已成为当前采油生产中最重要的工作之一。随着油田的开发，油田含水不断增加，产液量也与日俱增，油田的注水系统在增产、稳产中的作用也越来越突出。

油田注水是一项非常复杂的系统工程，它是以注入水的水质处理和水质稳定为手段，以保护油层为基础，同时以达到保持油层压力、实现油田稳产增产为目的的油田系统工程之一。

因各油田的条件与要求不同，应用不同类型的注水流程。下面介绍两种常用的注水系统流程。

注水单干管多井配水流程

水源来水进注水站，经计量、过滤、缓冲、沉降后，用注水泵升压、计量后，由出站高压阀组分配到注水管网，经多井配水间控制、调节、计量，最终输至注水井注入油层。

该流程的特点是：系统灵活，便于对注水井网调整，各井之间干扰小；易于与油气计量站联合设置，便于集中供热、通信和管理:有利于集中控制。这种类型的流程适应性强，采用面积注水井开发的油田基本均可采用。

注水单干管单井配水流程

水源来水经注水站升压后，由高压阀组分配给单井配水间连接的单干管，经干管到单井配水间，在配水间经控制、计量后输送到注水井注入油层。

该流程的特点是：每井一座配水间，管理分散；但注水支管短，且总的数量较少，有利于分层测试，总的投资也能节省。这种流程适于井数多、采用行列式布井、注水量较大、面积较大的油田。

不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。

1、注入性

油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。

2、腐蚀性

在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。

影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、二氧化碳、硫化氢、细菌和水温。

3、配伍性

油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。

油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。 解读词条背后的知识

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油田注水一般用日注水量和年注水量来表示注水效果。

（1）日注水量：指油田实际日注入油层的水量，是衡量油田实际注水能力的重要指标。

（2）年注水量：指油田实际年注入油层的水量。

指油田开始注水的最佳时间。一般要根据油田天然能量大小，油田地质特征，国家对石油的需求，以及满足最大经济效益等状况来决定。

油田注水超前注水

指在采油井技产前就开始注水，使地层压力高于原始地层压力，建立起有效驱替系统的一种注水方式。这种注水方式可在裂缝性油田开发中使用。

油田注水早期注水

指油田投入开发初期就进行注水，使油层压力保持在原始压力附近，以实现保持压力开发的一种注水方式。

油田注水中期注水

指介于早期与晚期之间，即当地层压力降到饱和压力以下，气油比上升到最大值之前注水。

油田注水晚期注水

先利用天然能量采油，当驱袖能量显著不足，油层压力降至饱和压力之下，油藏驱动方式转变为溶解气驱时再进行注水叫晚期注水。晚期注水作为二次采油方法加以应用，具有投资少、见效快、无水油量多、有利于提高采收率等优点，是目前许多产油国家常用的油田开发方式。

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