第一篇：油田注水水質標準

油田注水水質標準

一、油田注水水質標準

不同的行業，不同的應用領域，對所用水源水質有相應的要求。油田注水的目的是通過一系列注水管網、注水設備及注水井將水注入進層，使地層保持能量，提高采油速度和原油采收率。因此，油田注水的水質要求有其特殊性，在水質指標方面，與其他行業的側重點不同。根據油田注水的特殊用途，對油田注水水質的要求或油田注水水質處理應達到的指標主要包括以下三個方面。

1、注入性

油田注入水的注入性是指注入注入進層（儲層）的難易程度。在儲層物性（如滲透率、孔隙結構等）相同的條件下，懸浮固體含量低、固相顆粒粒徑小、含油量低、膠體含量少的注入水易注入地層，其注入性好。

2、腐蝕性

油田注水的實施經歷以下過程：

注水水源

污水處理站

注水站

注水井

在油田注水的實施過程中，在地面，涉及到注水設備（如注水泵），注水裝置（如沉降罐、過濾罐等），注水管網；在地下，涉及到注水井油套管等，這些設備、管網、裝置等大多是金屬材質。因此，注入水的腐蝕性不僅會影響注水開發的正常運行，而且還會影響油田注水開發的生產成本。

影響注入水腐蝕性的主要因素有：PH值、含鹽量、溶解氧、CO2、H2S、細菌和水溫。

3、配伍性

油田注入水注入地層（儲層）后，如果作用結果不影響注水效果或不使儲層的物理性質如滲透率變差，則稱油田注入水與儲層的配伍性好，否則，油田注入水與儲層的配伍性差。

油田注入水與儲層的配伍性，主要表現為結垢和礦物敏感性兩個方面，它們都會造成儲層傷害，影響注水量、原油產量及原油采收率。

二、油田注水水質指標

1、懸浮物

一方面，注入水中的懸浮物會沉積在注水井井底，造成細菌大量繁殖，腐蝕注水井油套管，縮短注水井使用壽命；另一方面，造成注水地層堵塞，使注水壓力上升，注水量下降，甚至注不進水。

從理論上講，注入水中懸浮物（固體）的含量越低、粒徑越小，其注入性就越好，但其處理難度就越大、處理成本也就大增加。所以，注入水中懸浮物（固體）的含量以及粒徑大小指標應從儲層實際需要、技術可行性與經濟可行性三方面來綜合考濾

2、油分

注入水中的油分產生的危害與懸浮固體類似，主要是堵塞地層，降低水的注入性。油田污水中的油分按油珠粒徑大小可分為四類：浮油、分散油、乳化油、溶解油。

3、平均腐蝕率

注水開發過程是一個龐大的系統工程，涉及到的金屬材質的設備、管網、油套管等數量眾多，投資巨大。國內外注水開發油田實踐表明，減緩注入水的腐蝕性，對于提高油田注水開發的經濟效益意義重大。

4、膜濾系數

注入水膜濾系數的大小與許多因素有關。如懸浮物（固體）的含量以及粒徑大小、含油量、膠體與高分子化合物濃度等。膜濾系數越大，注入水的注入性就越好。

5、溶解氧

在油田產出水中本來僅含微量的氧，但在后來的處理過程中，與空氣接觸而含氧。淺井中的清水、地表水含有較高的溶解氧。

6、二氧化碳

在大多數天然水中都含有溶解的CO2氣體。油田采出水中CO2主要來自三個方面：（1）、由地層中地質化學過程產生；（2）為提高原油采收率而注入CO2氣體；（3）采出水中HCO3-減壓、升溫分解。

7、硫化氫

在油田水中往往含有硫化氫，它一方面來自含硫油田伴生氣在水中的溶解，另一方面來自硫酸還原菌分解。

8、細菌

在適宜的條件下，大多數細菌在污水系統中都可以生長繁殖，其中危害最大的為硫酸還原菌、粘泥形成菌（也稱腐生菌或細菌總數）以及鐵細菌。注入水的基本要求及水質標準 油藏注水水質標準：

（1）、水中總鐵含量要求不大于0.5mg/l。

（2）、固體懸浮物濃度及顆粒直徑指標見表1-1。注入滲透率（μm2）

固體懸浮物濃度（mg/l）顆粒直徑（μm）﹤0.1 ≤1 ≤2 0.1-0.6 ≤3 ≤3 ﹥0.6 ≤5 ≤5（3）、要求注入水中游離二氧化碳不大于10mg/l（4）、注入水含油指標見表1-2 注入層滲透率（μm2）含油濃度(mg/l)≤0.1 ≤5 ﹥0.1 ≤10（5）、對生產及處理設備流程的腐蝕率不大于0.076mm/a.（6）、注入水溶解氧控制指標 總礦化度mg/l 溶解氧濃度mg/l ﹥5000 ≤0.05 ≤5000 ≤0.5（7）、二價硫含量不大于10mg/l。

（8）、腐生菌（TGB）和硫酸鹽還原菌（SRB）控制指標見表1-4： 注入層滲透率（μm2）TGB個/mg/l SRB個/mg/l ﹤0.1 ﹤102 ﹤102 0.1-0.6 ﹤103 ﹤102 ﹥0.6 ﹤104 ﹤102（9）、堵在管壁設備中的沉淀結垢要求不大于0.5mm/d。

（10）、濾膜系數指標見表1-5： 注入層滲透率（μm2）MF值 ﹤0.1 ≥20 0.1-0.6 ≥15 ﹥0.6 ≥10

(一)地層水

油、氣田水的化學成分非常復雜，所含的離子種類甚多，其中最常見的離子有：

陽離子：Na+、K+、Ca2+、Mg2+；

陰離子：CI-、HCO3-、CO32-、SO42-。

其中以CI-、Na+最多，SO42-較少。在淡水中HCO3-和Ca2+占優勢，在鹽水中CI-、、Na+居首位。在油、氣田水中以NaCI含量最為豐富，其次為Na2CO3和NaHCO3、MgCI2和CaCI2等。

油、氣田水中還常含有Br-、I-、Sr2+、Li+等微量元素以及環烷酸、酚及氮、硫的有機化合物等有機質。

（二）油田污水

油（氣）田水與石油、天然氣一同被開采出來后，經過原油脫水工藝進行油水分離形成原油脫出水，天然氣開采過程分離出游離水，這兩部分共稱為產出水。產出水保持了油（氣）田水的主要特征，由于其具有高含鹽、高含油的特性，直接外排將會造成環境污染，因此，產出水通常又叫油田污水。實際上，油田污水不僅僅是油田產出水，還包括了石油、天然氣勘探、開發、集輸等生產作業過程中形成的各類污水，如鉆井污水、油田酸化、壓裂等作業污水以及注水管線、注水井清洗水等，但油田污水以產出水為主。1.采油污水

（1）來源。在油田開發過程中，為了保持地層壓力，提高原油采收率，普遍采用注水開發工藝，即注入的高壓水驅動原油并將其從油井中開采出來。經過一段時間注水后，注入的水將和與原油天然半生的地層水一起隨原油被帶出，隨著注水時間的延長，采出流體含油率在不斷下降，而含水率不斷上升，這樣變產生了大量的采油污水。

（2）特點。由于采油污水是隨著原油一起從油層中被開采出來的, 又經過原油收集及出加工整個過程。因此，采油污水中雜質種類及性質都和原油地質條件、注入水性質、原油集輸條件等因素有關，這種水是-含有固體雜質、容解氣體、溶解鹽類等多種雜質的廢水。這種廢水有以下特點：

①水溫高。一般污水溫度在50度左右。個別油田有所差異，如北方油田為60-70度，西北油田為30度左右。

②礦化度高。不同油田及同一油田不同的污水處理站其礦化度有很大差異，低的僅有數百毫克/升，高的達數十萬毫克/升。

③酸堿度在中性左右，一般都偏堿性。但有的油田偏酸性，如中原油田采油污水的pH值一般在5.5-6.5。

④溶解有一定量的氣體。如容解氧、二氧化碳、硫化氫等以及容有一些環烷酸類等有機質。

⑤含有一定量的懸浮固體。如泥砂：包括黏土、粉沙和細紗；各種腐蝕產物及垢：包括Fe2O3、CaO、FeS、CaCO3、CaSO4等；細菌：包括硫酸鹽還原菌、腐生菌及鐵細菌、硫細菌；有機物：包括膠質瀝青質類和石蠟類等。⑥含有一定量的原油。⑦殘存一定數量的破乳劑。2.采氣污水

（1）來源。在天然氣開采過程中隨天然氣一起被采出的地層水稱為采氣污水。（2）特點。與采油污水相比，采氣污水較為“潔凈”，量也較少。3.鉆井污水

（1）來源。在鉆井作業中，泥漿廢液、起下鉆作業產生的污水，沖洗地面設備及鉆井工具而產生的污水和設備冷卻水等統稱鉆井污水。

（2）特點。鉆井污水所含雜質和性質與鉆井泥漿有密切關系，即不同的油氣田、不同的鉆探區、不同的井深、不同的泥漿材料，在鉆井過程形成的污水性質就不盡相同。一般鉆井污水中的主要有害物質為懸浮物、油、酚等。4.洗井污水

（1）來源。專向油層注水的注水井，經過一段時間運行后，由于注入水中攜帶有未除凈的或在注水管網輸送過程中產生的懸浮固體（腐蝕產物、結垢物、黏土等）、油分、膠體物質以及細菌等雜物，在注水井吸水端面或注水井井底近井地帶形成“堵塞墻”，從而造成注水井注水壓力上升，注水量下降。需通過定期反沖洗，以清除“濾網”上沉積的固體及生物膜等堵塞物，使注水井恢復正常運行，從而便產生了洗井污水。

（2）特點。洗井污水是一種水質及其惡化的污水，表現為懸浮物濃度高、鐵含量高、細菌含量高、顏色深，而且含有一定量的原油和硫化氫。5.油田作業廢水

（1）來源。在原油、天然氣的生產過程中，為提高原油、天然氣的產量，通常要采用酸化、壓裂等油田作業措施，在這過程中也會形成一定量的廢液或污水。

（2）特點。這類廢液或污水在油田污水中所占的比例不是很大，但由于其水質極為特殊、惡化，因而，處理起來十分棘手。這類廢液具有以下特點：①懸浮物含量高，顏色深；②含有一定量的殘酸，水體呈酸性；③鐵含量高；④膠體含量高；⑤油分含量高；⑥含有多種化學添加劑。

污水中的五種機雜

（一）懸浮固體

其顆粒直徑范圍取1~100μm因為大于100μm的固體顆粒在處理過程中很容易被沉降下來。此部分雜質主要包括：

（1）泥沙。0.05~4μm的黏土，4~60μm的粉沙和大于60μm的細紗。（2）腐蝕產物及垢。CaO、MgO、FeS等。

（3）細菌。硫酸鹽還原菌（SRB）5~10μm，腐生菌（TGB）10~30μm。（4）有機質。膠質瀝青類和石蠟等重質石油。

（二）膠體

膠體粒徑為1×10-3～1μm，主要由泥沙、腐蝕結垢產物和微細有機物構成，物質組成與懸浮固體基本相似。

（三）分散油及浮油

油田污水中一般含有2000～5000㎎/L的原油，其中90%左右為10～100μm的分散油和大于100μm的浮油。

（四）乳化油

油田污水中有10%左右的1×10-3μm的乳化油。

（五）溶解物質

（1）無機鹽類?；旧弦躁栯x子或陰離子的形式存在，其粒徑都在1×10-3μm以下，主要包括Na+、K+、CI-、CO32、SO42-、Mg2+等，此外還包括環烷酸類等有機溶解物。

（2）溶解氣體。如溶解氧、二氧化碳、硫化氫等，其粒徑一般為3×10-4～5×10-4μm。

油田污水由于含有上述有害物質,如不進行治理就排放出去將會對環境產生嚴重的影響:漂浮在水面上的原油將隔絕空氣,降低水中的溶解氧,并黏附于水生生物體表和呼吸系統,將其致死。沉積于水底的油經過厭氧分解將產生硫化氫劇毒物。重質原油黏附于泥沙上，會影響水生生物的棲息和繁殖；油田污水中含有一些毒性大的有機物，會對水體及土壤造成污染；油田污水中的有機物和無機物是水中細菌的富營養物質，結果造成緩慢流動的水域水質惡化，變黑發臭；油田污水若污染了飲用水，其中的重金屬元素進入人體后對臟腑產生嚴重損害；酸堿性的、高礦化度的油田污水，一旦灌入農田會導致農田酸堿化、鹽堿化，使農作物難以生長。

第二篇：油田注水崗實習總結

實習總結

各位領導好，我是**工區**聯合站的實習生**。我*年*月*號正式分配到***，一年多以來一直在水站實習?，F在向各位領導就我這一年以來的工作情況做一個匯報。

**聯合站是咱們廠的標桿站，我在站里實習一年以來，技術方面和思想方面都受到了很大的觸動。

從具體工作來講，我們水站主要負責整個工區的污水處理、回注工作。我工區油塊主要靠注水補充驅油能量，因此我們水站的工作在整個工區生產中起著很重要的作用。目前，水站設有注水崗和污水崗兩個崗位。注水崗主要負責將污水回輸給各小站，為各井提供注水動力。污水崗主要負責污水處理，保證回注水水質符合注水標準（含油≤10mg/l,懸浮物≤2mg/l）。我們站目前建有1000 方沉降罐（隔油罐）一具，700方調節罐一具，500方、700方注水罐（除油罐）各一具，700方清水罐一具，700方、1000方消防罐各一具；共有生產設備28臺，其中喂水泵6臺、高壓柱塞泵10臺、多功能污水過濾器2臺、地下泵2臺、收油泵2臺、供水泵2臺、清水消防泵2臺、泡沫消防泵2臺。一般日常運轉喂水泵2-3臺，柱塞泵6-7臺，多功能過濾器1臺，供水泵1臺，其它設備視具體情況啟停。工作一年來，通過積極學習，認真請教，我已經能夠熟練頂崗，面對一些突發狀況，也能做到正確應對。我對高壓柱塞泵、離心泵、多功能過濾器的操作規程已經能夠熟練掌握，能夠獨立完成污水水質化驗，對收油流程、隔油罐、調節罐、注水罐、清水罐的清罐流程，消防罐的加水流程都有了深入了解，能夠配合大班師傅完成以上工作。

回顧一年來的實習經歷，我認為自己最大的收獲就是學會了以更加審慎的態度對待工作。我們站的老師傅經常講一句話：“上班時間越長，膽子越小”，這句話我深以為然。我從剛上班時的愗愗懂懂，到開始頂崗時的“不過就是這樣”，再到現在的“原來我不知道的還有這么多??！”,我覺得自己一直在接觸新的知識，每當自己以為已經了解、清楚某件事的時候，很快就會發現后面還有更多不懂、需要懂的事，我一直在適應、在學習，而且我深切的體會到我還會繼續學習下去。熟悉自己的崗位后，我一直在思考怎樣把工作做得更好。事實上，我覺得要提高水站的工作，其實主要就是針對兩個部分做工作：一是提高注水效率，一是提高注水水質。提高注水效率，途徑很多。例如提高注水泵泵效，增加泵的實際排液能力，節省啟泵臺數，達到節能降耗的目的。以2012年第一季度的生產數據，核算目前我站注水泵機械效率為：，較柱塞泵機械效率常規值80%-86%低個百分點，容積效率為%，與設計容積效率相比低個百分點。這說明我站柱塞泵設備老化嚴重，應積極嘗試改進泵效的方法.以上是我在工作中發現的一些問題和建議，我的實習總結就是這些，回顧一

年來的工作，有得有失，在以后的工作里，我會積極總結經驗教訓，勤勤懇懇工作，踏踏實實做人，努力爭取繼續進步。

第三篇：油田會戰注水隊事跡

大蘆湖管理區注水站擔負著大蘆湖區塊水質注入任務，會戰以來來，注水站以采油廠開展的上產會戰活動為契機，立足崗位，嚴細管理，務實創新，以優良的作風保證了大蘆湖區塊的注水任務。

在會戰期間，注水站主要進行了以下工作： 1，嚴格管理好水質

會戰期間注水站為確保水質達標，完成注好水的任務，清罐2次，清理單泵過濾網16臺，沖洗上水管線8條，2，做好泵類設備的維修保養工作

注水站的多臺臺注水泵使用多年，老化的設備要維持正常的生產運行，就要付出雙倍的勞動。在注水設備日常管理中，始終堅持“檢查及時，保養到位，維修合格，記錄準確”十六字管理方針，取得了很好的效果。設備的保養是設備管理的重點，注水站嚴格執行“清洗、潤滑、調整、緊固、防腐”十字作業法，做到日常保養與專項保養相結合，不拖不欠，設備承包到個人，實行專人管理和目標考核，在維修上，一方面不等不靠，加大維修力度，另一方面，不斷進行技術培訓和經驗交流，提高維修水平;在反映設備運行狀況的數據錄取上，更是一絲不茍，真實反映每臺設備的實際情況，為維修保養，提高可靠的依據。

3，優化開泵數量，節電效果突出

注水站是管理區的耗電大戶，又是節電降耗的重點崗位，在節電上下功夫，成了當務之急。要是能在保證正常干壓，注水量合理的情況下停開一臺泵，這樣一年下來可不是筆小數!站長何亮帶領員工研究、摸索，憑借前期設備整修帶來的效果，使多臺住水泵恢復了最佳注水效率，并且積極和采油班站協調，優化注水量，少開泵2臺，同時，電工劉強也積極開動腦筋想辦法，修復了變頻器故障兩臺，恢復了多處自動化儀器，起到了降低電量消耗和職工工作量化的良好效果。

4，積極進行128注加藥劑的準備工作

128區塊加藥劑注水工作開展以來，注水站共計卸藥劑150桶，連接管線50余米，整改線路多處，積極配合采油廠及管理區做好加藥工作。

第四篇：油田注水可視化的運用路徑論文

通常情況下，油田注水系統的效率分為電動機效率、注水泵平均運行效率以及管網效率三個部分。其中電動機效率指的是對注水泵電動機消耗能量的描述；而注水泵平均運行效率則是用來對注水泵消耗能量的描述；管網效率則是對管網的摩阻損失進行描述。正因為油田注水效率由這三大部分組成，決定了確定油田注水系統提升措施上也應從提高注水設備效率與調節注水系統參數入手來實現油田注水系統效率的提高。從提高注水設備效率的層面來看，需要加強對電機、泵以及管網等各個環節的優化。電機應用的優化主要指的是應結合油田的實際情況，確定合理節能高效的電機。泵的優化則指的是通過注水泵的優化來提高泵效率。管網的優化主要是指通過合理的布局來降低管網摩擦所導致的損失，合理確定注水管的管徑，降低對能源的消耗。從調節注水系統參數的層面來看，主要是進行調節注水速度與節流來促進油田注水系統效率的提高。

在油田注水系統中，可視化技術的應用策略應包括以下內容：

１油田注水系統可視化程序的應用。

可視化技術的應用需要油田注水系統可視化程序的支持。該程序是以注水系統能量平衡的數學模型、注水系統效率、注水系統能耗及注水系統的水力參數數值進行計算基礎上，運用計算機編程技術編寫油田注水系統可視化程序。該程序的基本功能是將油田注水站站內數據信息輸入到系統中，進而實現油田注水站站內數據以及注水系統整體運行的可視化，同時還通過將連接數據信息、坐標數據信息以及站外數據信息的輸入，實現了油田注水系統中注水網系統的可視化。油田注水系統可視化程序的基本操作主要包括數據信息輸入、泵機組能耗分析、整個系統能耗分析、管線壓力損失計算以及顯示超過經濟流速管線等等。

２油田注水系統可視化技術的應用流程。

油田注水系統可視化的應用流程主要為以下幾個步驟：

流程一：通過物質守恒原理與流體力學理論的應用，建立了油田注水系統效率與能耗的數學模型。

流程二：在確定出油田注水管網系統數學模型以及計算方法的基礎上，以模塊為基礎構建了油田注水系統流程圖，進而建立注水系統數據庫。

流程三：對油田注水效率、能好以及注水系統水力參數進行計算的基礎上，應用相應的計算機應用技術，編寫油田注水系統可視化程序。流程四：通過油田注釋系統可視化程序的運用來進行油田注水系統注入動態以及可視化術分析，進而確定具體的油田注水系統管理的節能措施。

總之，伴隨著可視化技術的發展，可視化技術在包括油田注水系統等在內的石油行業中的應用已經成了發展的必然趨勢。因而，有必要結合油田的實際情況，不斷的優化可視化技術在油田注水系統中的應用，進而促進整個石油行業的快速發展。

第五篇：油田注水工作指導意見(試行版)

中國石油

油田注水工作指導意見

（試 行）

中國石油勘探與生產分公司

二〇〇九年四月

第一章 總則

目 錄

第二章第三章第四章第五章第六章第七章第八章注水技術政策 注水系統建立 注水調控對策 注水過程管理 注水效果分析與評價 技術創新與人才培養 附則

第一章 總 則

第一條 為了進一步強化油田注水工作管理，提高油田注水開發水平，特制定《油田注水工作指導意見》，以下簡稱《指導意見》。

第二條 油田注水開發要把“注好水、注夠水、精細注水、有效注水”的理念貫穿始終，努力控制油田含水上升速度和產量遞減，夯實油田穩產基礎，提高油田注水開發水平和水驅采收率，培養一支腳踏實地，埋頭苦干的開發技術隊伍。

第三條 油田注水是一項系統工程。油藏工程、采油工程和地面工程要相互結合，系統考慮，充分發揮各專業協同的系統優勢。要科學制定注水技術政策，優化注水調控對策、強化注水過程管理和注水效果分析與評價、注重技術創新與新技術應用，最大限度地提高注水效率，節能降耗，實現油田注水開發效益的最大化。

第四條 牢固樹立以人為本的理念，堅持“安全第一、預防為主”的方針，強化安全生產工作。油田開發建設和生產過程管理中的各項活動，都要有安全生產和環境保護措施，符合健康、安全、環境（HSE）體系的有關規定，積極創造能源與自然的和諧。

第五條 油田開發注水工作必須遵守國家、地方有關法律、法規和股份公司的規章制度，貫徹執行中石油的發展戰略。

第六條 《指導意見》適用于股份公司及所屬油(氣)田分公司、全資子公司（以下簡稱油田公司）的國內油田開發?？毓伞⒐晒竞蛧鴥群献鞯挠吞镩_發活動參照執行。

第二章 注水技術政策

第七條 注水技術政策是指導油田注水工作的重要依據，主要包括油田開發層系劃分與注采井網部署、注水時機、細分注水、注水壓力確定、水質要求等。

第八條 開發層系劃分和注采井網部署。將性質相近的油層組合成一套層系，采用一套獨立井網進行開發，使每套井網的開采對象滲透率級差控制在5以內，各小層間吸水相對均勻。開發井網要具有較高的水驅儲量控制程度，中高滲透油藏一般要達到80％以上，低滲透油藏達到70％以上，斷塊油藏達到60％以上。要充分考慮儲層砂體形狀及斷層發育狀況、斷塊大小及形態、裂縫發育狀況等，確定井網幾何形態、油水井井別、注采井排方向和井排距，井網部署要有利于后期調整。

第九條 注水時機。中高滲透砂巖油藏，要適時注水，保持能量開采；低滲透砂巖油藏，應實現同步注水，保持較高的壓力水平開采，低壓油藏要開展超前注水。需要注水開發的其它類型油藏應根據具體特點確定最佳注水時機。新油田投入注水開發，要開展試注試驗。

第十條

注水壓力界限。井底注水壓力嚴格控制在油層破裂壓力以下。確定合理的注采比，注水開發油田應保持注采平衡，中高滲透油田年注采比要控制在1.0左右，低滲透油田年注采比要控制在1～1.5，天然能量較為充足的邊底水油藏要根據壓力保持水平確定合理的注采比。達不到配注要求的層段要采取油層改

造等增注措施，超注層段要采取控制注水措施。

第十一條

細分注水。主力油層要單卡單注，不能單注的主力油層要盡可能細分。各分注段的油層數應控制在5個小層以內，層間滲透率級差小于3，總層段數控制在5段以內。

第十二條

注水水質要求。在參考《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》的基礎上，應開展注水水質的配伍性研究，通過巖心傷害實驗、現場實際油層回注驗證試驗，制定和完善適合本油田不同類型油藏的科學、規范、經濟、可行的注水水質控制指標，嚴控二次污染，減少儲層損害。

第三章 注水系統建立

第十三條

按照油田開發方案總體要求，實施產能建設，建立注水系統。注水系統建立包括鉆井、完井、投注、地面注水系統建設等。

第十四條

注水井鉆完井。要滿足分層注水工藝的要求，優化井身結構，生產套管的固井水泥返高要達到方案設計要求，利用聲波變密度測井評價固井質量。鉆完井過程中要搞好油層保護，保證鉆完井液與儲層巖石和流體性質的配伍性。對于疏松砂巖油藏要搞好防砂設計和配套工藝選擇。

第十五條

注水井投注。注水井要經過排液、洗井和試注才能轉入正常注水。排液時間控制在一個月以內，排液強度以不損害油層結構為原則，根據油藏地質特征、敏感性分析及配伍性評

價結果，采取相應的保護儲層措施。排液、洗井合格后開始試注，獲取吸水指數、油層注水啟動壓力等重要參數，確定油層的吸水能力，檢驗水質標準的適應性。在取得相關資料后即可按地質方案要求轉入正常注水井生產。

第十六條 注水井分注。分層注水工藝選擇要充分考慮井深、井身結構、固井質量、地層壓力、溫度、流體性質等因素，優選先進、適用的分注工藝。分注工藝管柱和工具要滿足分層測試、調配、洗井、防砂和井下作業的要求。油層頂部以上要安裝套管保護封隔器。分注管柱下井驗封合格后，再進行分層流量測試調配和注水。

第十七條

地面注水系統。要依據前期試注資料及注水量、注水壓力的趨勢預測，合理確定建設規模和系統設計壓力，設計能力應適應油田開發5~10年的需要。注水站場設置要優化布局，注水站應設在負荷中心和注水壓力較高或有特定要求的地區。注水管網應合理布置，控制合理的流速和壓降；注水干線、支干線壓降控制在0.5MPa以內，單井管線壓降控制在0.4MPa以內。可采用“單干管多井配注”、“分壓注水”、“低壓供水、高壓注水”、“局部增壓”等方式，降低系統能耗。

第十八條

注水設備選擇。按照“高效、節能、經濟”的要求，優選注水泵型號，合理匹配注水泵機組。在選擇注水泵時，應選擇泵效大于75％的離心泵或泵效大于85％的柱塞泵。

第十九條

污水水質控制。依據采出水的特性，選擇針對性

強、先進適用的水處理工藝技術。嚴格控制進入采出水處理系統污水的水質，確保采出水處理系統各分段水質指標達到設計要求，以保障含油量、懸浮物含量、粒徑中值等注入水水質控制指標在井口達標。

第四章 注水調控對策

第二十條

注水開發油田要針對不同開發階段暴露出來的矛盾，采取有針對性的注水調控對策，不斷提高油田開發水平和水驅采收率。

第二十一條 低含水期（含水率小于20%）：是注水受效、主力油層發揮作用、油田上產階段。在這一階段要注夠水，保持油層能量開采。要根據油層發育狀況，開展早期分層注水。分析平面上的注水狀況和壓力分布狀況，采取各種調控措施，做好平面上的注水強度調整，保持壓力分布均衡，確保注入水均勻推進，防止單層突進和局部舌進，提高無水和低含水期采收率。

第二十二條 中含水期（含水率20%～60%）：主力油層普遍見水，層間和平面矛盾加劇，含水上升快，產量遞減大。在這一階段要注好水，控制含水上升速度，做好平面調整和層間產量接替工作。加大注入剖面、產出剖面、分層壓力等的監測力度，深入開展精細油藏描述，搞清儲層縱向上的吸水、產液、產水、壓力分布狀況和剩余油飽和度分布。研究層系、注采井網和注水方式的適應性，分析平面和層間矛盾。對于注采井網不適應和非主力

油層動用狀況差的區塊，要開展注采系統調整和井網加密調整，提高水驅儲量控制程度。平面上要調整注采結構，縱向上要細分層系和注水層段，提高非主力油層的動用程度。

第二十三條 高含水期（含水率60%～90%）：該階段是重要的開發階段，要實施精細注水。油藏描述要精細到小層、單砂體和流動單元，搞清平面上剩余油分布和層間、層內剩余油分布。進一步完善注采井網，提高注采井數比，實施平面和剖面結構調整，不斷改變固有的水驅通道，降低單向受效和與注水井不對應油井的比例；提高注水井的分注率和層段細分級數、注水合格率；采取油層改造、調堵等措施改善儲層的吸水狀況、產液狀況；精細層間縱向上的注采強度調整，擴大注入水波及體積，控制含水上升速度和產量遞減率，努力延長油田穩產期。

第二十四條

特高含水期（含水率大于90%）：該階段剩余油分布高度分散，注入水低效、無效循環的矛盾越來越突出，要實施有效注水。精細油藏描述重點是研究儲層的滲流規律、油水分布規律、優勢滲流通道的分布，搞清主要矛盾。積極開展精細挖潛調整，進一步提高注采井數比，采取層段細分注水、細分層壓裂、細分層堵水、深部調剖、深部液流轉向和周期注水等措施，進一步改善儲層吸水狀況，控制注入水低效、無效循環，擴大注入水波及體積，提高注入水利用率和油田采收率。努力控制成本上升，爭取獲得較好的經濟效益。

第五章 注水過程管理

第二十五條 加強注水過程管理和質量控制是實現“注好水、注夠水、精細注水、有效注水”的必要保障。要從注水的源頭抓起，精心編制配注方案、優化注采工藝、控制注入水水質、強化注水井生產管理。從地下、井筒到地面全方位抓好單井、井組、區塊和油田的全過程注水管理和注水效果分析評價，實時進行注水措施跟蹤調控。

第二十六條 按照簡捷、高效、可控的原則，各油田公司要建立和完善注水管理制度，明確油田公司、采油廠、采油礦（作業區）、采油隊等各級管理責任。鼓勵管理創新和技術創新，以促進油田注水工作的有序推進和技術管理水平的不斷提高。

第二十七條 配注方案。每年十二月份編制完成下一油田（區塊）配注方案，油田公司審查通過后方可組織實施，一季度要完成全部配注方案的實施。對存在高滲透條帶的注入井，要及時進行深部調剖；根據注入剖面資料，對層間吸水差異大的井及時采取分層注入；對注采能力低的井（層），及時采取油層改造措施，提高注采能力。要嚴格控制注入水低效、無效循環，提高注水效率。單井配注跟蹤調整方案每季度普查一次，分析分層吸水量及吸水指數變化情況。

第二十八條 注水過程分析與評價。定期對油田的注水開發狀況進行綜合分析評價，評價油田注水開發狀況是否正常，注水技術政策是否合理，預測水驅開發趨勢，制定下一步的注水調控對策。要做好油田、區塊、井組、單井配注方案實施效果的— 7 —

分析與評價工作，搞清油藏注水開發動態變化，針對油田不同開發階段暴露出來的具體矛盾，研究制定有針對性的注水調控措施，為下一配注方案的編制提供依據。

第二十九條 注水井資料錄取管理。注水井資料錄取現場檢查，必須嚴格執行各項管理制度，采取定期檢查和抽查相結合的方式進行，努力提高注水井資料全準率。注水井資料全準系指日注水量、油壓、套壓、泵壓、靜壓、測試、洗井、水質化驗八項資料全準。注水井開井當日要求錄取注水量、油壓、套壓資料，開井注水達24小時必須參加當月全準率檢查?；\統注水井要求每年測指示曲線一次，否則為不全不準。正常注水井必須按照注水井資料錄取管理規定取全、取準各項資料。

第三十條

水質管理。各油田公司應建立和完善注水水質監測管理體系，加強水處理系統加藥、排泥、更換和補充濾料等各環節的運行管理，加強水質監測、監督和檢查工作。油田公司每年、采油廠每月、礦每天對注水水源站、注水站進行水質檢測，井口選開井數的5%作為水質監測井，每季度分析一次，發現問題及時制定整改措施，并組織實施。

第三十一條 油藏動態監測。根據油藏特點、開發階段及井網部署情況，建立油藏動態監測系統。按照《油藏動態監測管理規定》取全取準各項動態監測資料。低含水期重點監測油藏壓力、分層段注水量、生產井見水時間及分層含水率；中含水期重點監測分層含水及變化、分層壓力、分層吸水、產液及變化等；高含

水期和特高含水期重點是含油飽和度監測，尋找剩余油相對富集區。

第三十二條

注水井要定期檢查套管、油管狀況和井下封隔器密封狀況等，檢查井總數不低于油水井總數的5%。油田開發過程中要開展套損規律研究，每年應安排1~2口井，進行套管技術狀況時間推移測井。注水井檢管周期不超過3年，發現異常及時處理和上報。注水井作業推薦不壓井作業技術。管柱和工具下井施工前要經過地面檢驗合格后方可下井。除作業井、異常井的封隔器層層驗封外，每年要選取5%以上的正常分層注水井進行封隔器驗封。

第三十三條 注水井洗井管理。正常生產的注水井每季度洗井一次，注水井洗井要嚴格執行《注水井洗井管理規定》。當正常注水井在相同壓力下，日注水量與測試水量相比下降超過15％時必須洗井；注水井停注24小時以上、作業施工或吸水指數明顯下降時必須洗井。為防止套管受壓突變，洗井前應關井降壓30分鐘以上再洗井，當返出水水質與入口水質一致后方可恢復注水。

第三十四條 注水井分層測試調配。測試前要對井下流量計、壓力表、地面水表進行校對，誤差不超過規定要求方可進行測試。分層測試可采取降壓法或降流量法，至少測試三個壓力點。采用降壓法測試時，相鄰兩點間隔壓力差值不大于0.5MPa。采用降流量法測試時，相鄰點間隔全井流量差值不超過全井配注水量的30%，待流量穩定后，錄取穩定的壓力值，降壓間隔可以不等。流

量計下井測試的全井水量與地面水表流量對比，以流量計資料為基準，誤差小于8%，否則要查明原因，整改后方可外報資料，或向采油隊提供整改意見?？烧{層調試全部合格，欠注層水嘴已放大，方允許資料外報。

第三十五條 針對老油田存在的系統管網、設備腐蝕老化嚴重、水質不達標、二次污染嚴重等問題，要統籌安排，突出重點，分安排好整改工作。在滿足注水半徑的條件下，優化簡化工藝和布局，實現注水站的“關、停、并、減”，注水站的負荷率應提升至70%以上。加強注水系統儲罐及管線除垢、清淤等工作，減少水質的二次污染，儲罐每年清淤1~2次。

第三十六條 根據油田實際，因地制宜推行取消配水間，采用井口恒流配水工藝的配水方式，提高注水系統效率和降低投資。積極推廣非金屬管道，降低摩阻，減少管道腐蝕。

第三十七條 各油田公司要采取有效措施，努力提高采出水回注率、減少清水用量，采出水應盡量全部回注。

第六章 注水效果分析與評價

第三十八條 注水效果分析與評價是貫穿油田注水開發全過程的一項重要工作。要實時跟蹤分析油田開發過程中的注水狀況，評價注水調控方案的實施效果，及時發現注水開發過程中出現的各類問題，有針對性地制定行之有效的注水調控對策。

第三十九條 注水效果分析重點內容。

1.能量保持利用狀況分析。分析注采比的變化和地層壓力水平的關系，能量保持利用水平和注采井數比的合理性，提出調整配產、配注方案和改善注水開發效果的措施。

2.注水效果分析。分析油田（區塊）注水見效情況、分層吸水狀況等，綜合評價注水效果，提出改善注水狀況的措施；分析配注水量完成情況，小層吸水能力的變化及原因；分析含水上升率、存水率、水驅指數變化；應用實際含水與采出程度關系曲線和理論計算曲線對比，分析含水上升率變化趨勢及原因，提出控制含水上升措施；分析產液量結構變化，提出調整措施。

3.儲量利用程度和油水分布狀況分析。應用吸水剖面、產液剖面、密閉取心、飽和度測井、水淹層測井等資料，分析研究油層動用狀況、水淹狀況、分層注采強度等；利用不同開發階段驅替特征曲線，分析儲量動用狀況及變化趨勢。

4.主要增產增注措施效果分析。對主要措施（如壓裂、酸化、堵水、補孔、調驅等）要分析措施前后產液量、產油量、含水率、注水量的變化和有效期。

第四十條 注水效果評價主要指標。

1.采收率。注水開發中高滲透砂巖油藏采收率不低于35％；礫巖油藏采收率不低于30％；低滲透、斷塊油藏采收率不低于25％；特低滲透油藏采收率不低于20％。

2．水驅儲量動用程度。中高滲透油藏水驅儲量動用程度達到70%，特高含水期達到80%以上；低滲透油藏水驅儲量動用程度達

到60%以上；斷塊油藏水驅儲量動用程度達到50%以上。

3.可采儲量采出程度。中高滲透油藏低含水期末達到15%～20%，中含水期末達到30%～40%，高含水期末達到70%左右，特高含水期再采出可采儲量30%左右；低滲透油藏低含水期末達到20%～30%，中含水期末達到50%～60%，高含水期末達到80%以上。

4.剩余可采儲量采油速度。一般控制在8％～11％。5.含水上升率。應根據有代表性的相滲透率曲線或水驅曲線來確定，各開發階段含水上升率不超過理論值。

6.自然遞減率。根據油藏類型和所處的開發階段確定遞減率控制指標。

7.油藏壓力系統。水驅油田高飽和油藏地層壓力應保持在飽和壓力以上；低滲、低壓油藏地層壓力一般保持在原始地層壓力以上；注水壓力不超過油層破裂壓力；油井井底流動壓力要滿足抽油泵有較高的泵效。

第七章 技術創新與人才培養

第四十一條 技術創新是提高油田注水開發水平的重要手段。要注重技術創新研究、攻關瓶頸技術、推廣成熟技術、引進先進技術，把技術創新與技術進步作為油田注水開發技術管理的重要內容。

第四十二條 根據不同類型油藏的特點，針對油田注水開發過程中制約發展的瓶頸技術進行攻關，集中資金和力量，明確目

標，落實責任，嚴格項目管理。油藏工程、鉆采工程、地面工程要同步開展技術研究。加快縫洞型、強水敏儲層型、整體水平井開發和高溫、高壓、深井油藏配套注水技術攻關。

第四十三條 積極引進和推廣先進的注水技術，努力縮短科研成果轉化周期，盡快形成生產能力。油田不同的開發階段要采取有針對性的注水技術，要積極應用周期注水、深部液流轉向、水質凈化與穩定、精細過濾等技術。

第四十四條 有計劃地組織注水技術研討、技術交流，促進注水技術成果共享。定期組織注水崗位技術培訓，努力培養一支理論基礎好、現場經驗豐富、工作能力強、作風過硬的油田開發技術管理隊伍。

第八章 附 則

第四十五條 本《指導意見》自發布之日起實施。

第四十六條 本《指導意見》由勘探與生產分公司負責解釋。