油田注水工作指导意见(试行版)_油田回注水行业标准

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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

第一章 总则

目 录

第二章第三章第四章第五章第六章第七章第八章注水技术政策 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 技术创新与人才培养 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。

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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

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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

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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

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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

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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，提高水驱储量控制程度。平面上要调整注采结构，纵向上要细分层系和注水层段，提高非主力油层的动用程度。

第二十三条 高含水期（含水率60%～90%）：该阶段是重要的开发阶段，要实施精细注水。油藏描述要精细到小层、单砂体和流动单元，搞清平面上剩余油分布和层间、层内剩余油分布。进一步完善注采井网，提高注采井数比，实施平面和剖面结构调整，不断改变固有的水驱通道，降低单向受效和与注水井不对应油井的比例；提高注水井的分注率和层段细分级数、注水合格率；采取油层改造、调堵等措施改善储层的吸水状况、产液状况；精细层间纵向上的注采强度调整，扩大注入水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。

第二十四条

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，要实施有效注水。精细油藏描述重点是研究储层的渗流规律、油水分布规律、优势渗流通道的分布，搞清主要矛盾。积极开展精细挖潜调整，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、深部调剖、深部液流转向和周期注水等措施，进一步改善储层吸水状况，控制注入水低效、无效循环，扩大注入水波及体积，提高注入水利用率和油田采收率。努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。

第五章 注水过程管理

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第二十五条 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、控制注入水水质、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。

第二十六条 按照简捷、高效、可控的原则，各油田公司要建立和完善注水管理制度，明确油田公司、采油厂、采油矿（作业区）、采油队等各级管理责任。鼓励管理创新和技术创新，以促进油田注水工作的有序推进和技术管理水平的不断提高。

第二十七条 年度配注方案。每年十二月份编制完成下一年度油田（区块）配注方案，油田公司审查通过后方可组织实施，一季度要完成全部配注方案的实施。对存在高渗透条带的注入井，要及时进行深部调剖；根据注入剖面资料，对层间吸水差异大的井及时采取分层注入；对注采能力低的井（层），及时采取油层改造措施，提高注采能力。要严格控制注入水低效、无效循环，提高注水效率。单井配注跟踪调整方案每季度普查一次，分析分层吸水量及吸水指数变化情况。

第二十八条 注水过程分析与评价。定期对油田的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— 7 —

分析与评价工作，搞清油藏注水开发动态变化，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的编制提供依据。

第二十九条 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、油压、套压资料，开井注水达24小时必须参加当月全准率检查。笼统注水井要求每年测指示曲线一次，否则为不全不准。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。

第三十条

水质管理。各油田公司应建立和完善注水水质监测管理体系，加强水处理系统加药、排泥、更换和补充滤料等各环节的运行管理，加强水质监测、监督和检查工作。油田公司每年、采油厂每月、矿每天对注水水源站、注水站进行水质检测，井口选开井数的5%作为水质监测井，每季度分析一次，发现问题及时制定整改措施，并组织实施。

第三十一条 油藏动态监测。根据油藏特点、开发阶段及井网部署情况，建立油藏动态监测系统。按照《油藏动态监测管理规定》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

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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。

第三十二条

注水井要定期检查套管、油管状况和井下封隔器密封状况等，检查井总数不低于油水井总数的5%。油田开发过程中要开展套损规律研究，每年应安排1~2口井，进行套管技术状况时间推移测井。注水井检管周期不超过3年，发现异常及时处理和上报。注水井作业推荐不压井作业技术。管柱和工具下井施工前要经过地面检验合格后方可下井。除作业井、异常井的封隔器层层验封外，每年要选取5%以上的正常分层注水井进行封隔器验封。

第三十三条 注水井洗井管理。正常生产的注水井每季度洗井一次，注水井洗井要严格执行《注水井洗井管理规定》。当正常注水井在相同压力下，日注水量与测试水量相比下降超过15％时必须洗井；注水井停注24小时以上、作业施工或吸水指数明显下降时必须洗井。为防止套管受压突变，洗井前应关井降压30分钟以上再洗井，当返出水水质与入口水质一致后方可恢复注水。

第三十四条 注水井分层测试调配。测试前要对井下流量计、压力表、地面水表进行校对，误差不超过规定要求方可进行测试。分层测试可采取降压法或降流量法，至少测试三个压力点。采用降压法测试时，相邻两点间隔压力差值不大于0.5MPa。采用降流量法测试时，相邻点间隔全井流量差值不超过全井配注水量的30%，待流量稳定后，录取稳定的压力值，降压间隔可以不等。流

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量计下井测试的全井水量与地面水表流量对比，以流量计资料为基准，误差小于8%，否则要查明原因，整改后方可外报资料，或向采油队提供整改意见。可调层调试全部合格，欠注层水嘴已放大，方允许资料外报。

第三十五条 针对老油田存在的系统管网、设备腐蚀老化严重、水质不达标、二次污染严重等问题，要统筹安排，突出重点，分年度安排好整改工作。在满足注水半径的条件下，优化简化工艺和布局，实现注水站的“关、停、并、减”，注水站的负荷率应提升至70%以上。加强注水系统储罐及管线除垢、清淤等工作，减少水质的二次污染，储罐每年清淤1~2次。

第三十六条 根据油田实际，因地制宜推行取消配水间，采用井口恒流配水工艺的配水方式，提高注水系统效率和降低投资。积极推广非金属管道，降低摩阻，减少管道腐蚀。

第三十七条 各油田公司要采取有效措施，努力提高采出水回注率、减少清水用量，采出水应尽量全部回注。

第六章 注水效果分析与评价

第三十八条 注水效果分析与评价是贯穿油田注水开发全过程的一项重要工作。要实时跟踪分析油田开发过程中的注水状况，评价注水调控方案的实施效果，及时发现注水开发过程中出现的各类问题，有针对性地制定行之有效的注水调控对策。

第三十九条 注水效果分析重点内容。

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1.能量保持利用状况分析。分析注采比的变化和地层压力水平的关系，能量保持利用水平和注采井数比的合理性，提出调整配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。

2.注水效果分析。分析油田（区块）注水见效情况、分层吸水状况等，综合评价注水效果，提出改善注水状况的措施；分析配注水量完成情况，小层吸水能力的变化及原因；分析含水上升率、存水率、水驱指数变化；应用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升率变化趋势及原因，提出控制含水上升措施；分析产液量结构变化，提出调整措施。

3.储量利用程度和油水分布状况分析。应用吸水剖面、产液剖面、密闭取心、饱和度测井、水淹层测井等资料，分析研究油层动用状况、水淹状况、分层注采强度等；利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及变化趋势。

4.主要增产增注措施效果分析。对主要措施（如压裂、酸化、堵水、补孔、调驱等）要分析措施前后产液量、产油量、含水率、注水量的变化和有效期。

第四十条 注水效果评价主要指标。

1.采收率。注水开发中高渗透砂岩油藏采收率不低于35％；砾岩油藏采收率不低于30％；低渗透、断块油藏采收率不低于25％；特低渗透油藏采收率不低于20％。

2．水驱储量动用程度。中高渗透油藏水驱储量动用程度达到70%，特高含水期达到80%以上；低渗透油藏水驱储量动用程度达

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到60%以上；断块油藏水驱储量动用程度达到50%以上。

3.可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末达到15%～20%，中含水期末达到30%～40%，高含水期末达到70%左右，特高含水期再采出可采储量30%左右；低渗透油藏低含水期末达到20%～30%，中含水期末达到50%～60%，高含水期末达到80%以上。

4.剩余可采储量采油速度。一般控制在8％～11％。5.含水上升率。应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。

6.自然递减率。根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。

7.油藏压力系统。水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏地层压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；油井井底流动压力要满足抽油泵有较高的泵效。

第七章 技术创新与人才培养

第四十一条 技术创新是提高油田注水开发水平的重要手段。要注重技术创新研究、攻关瓶颈技术、推广成熟技术、引进先进技术，把技术创新与技术进步作为油田注水开发技术管理的重要内容。

第四十二条 根据不同类型油藏的特点，针对油田注水开发过程中制约发展的瓶颈技术进行攻关，集中资金和力量，明确目

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标，落实责任，严格项目管理。油藏工程、钻采工程、地面工程要同步开展技术研究。加快缝洞型、强水敏储层型、整体水平井开发和高温、高压、深井油藏配套注水技术攻关。

第四十三条 积极引进和推广先进的注水技术，努力缩短科研成果转化周期，尽快形成生产能力。油田不同的开发阶段要采取有针对性的注水技术，要积极应用周期注水、深部液流转向、水质净化与稳定、精细过滤等技术。

第四十四条 有计划地组织注水技术研讨、技术交流，促进注水技术成果共享。定期组织注水岗位技术培训，努力培养一支理论基础好、现场经验丰富、工作能力强、作风过硬的油田开发技术管理队伍。

第八章 附 则

第四十五条 本《指导意见》自发布之日起实施。

第四十六条 本《指导意见》由勘探与生产分公司负责解释。

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