油田注水管理规定

关于转发中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规

定>的通知》的通知

各采油单位、油气工艺研究院和勘探开发研究院：

为进一步强化以精细注水为内容的三基工作，落实“七条注水”工作要求，夯实油田稳产基础，现将中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》转发给你们，请各单位高度重视，结合当前生产建设实际，巩固油田开发基础活动成果，加强油田注水管理工作，确保油田开发状况良好。

附件：中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》

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油田注水管理规定

中国石油勘探与生产分公司

中国石油

2011年12月

油田注水管理规定*

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中国石油勘探与生产分公司

目录

第一章总则 (4)

第二章注水技术政策 (2)

第三章注水系统建立 (5)

第四章注水调控对策 (7)

第五章注水过程管理 (10)

第六章注水效果分析与评价 (15)

第七章队伍建设与技术创新 (19)

第八章附则 (20)

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第一章总则

第一条为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。

第四条油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、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。

第二章注水技术政策

第六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。

第七条注水时机。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，保持较高压力水平开采。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，要开展室内敏感性实验和现场试注试验。

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。

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。

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。

第十二条水质要求。各油田应在参考《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》基础上，开展注水水质配伍性研究，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。

第十四条注水井钻完井。要满足分层注水工艺要求，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。钻完井过程中必须做好油层保护工作，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做好防砂设计和配套工艺选择。

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，获得吸水指数、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。在取得相关资料后方可按开发方案要求转入正常注水井生产。

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趋势预测，总体布局，分步实施，合理确定建设规模和设计压力，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。

第十八条注水设备选择。注水设备选择应按照“高效、节能和经济”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。

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。

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。这一阶段重点是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。要从注水源头抓起，精心编制配注方案、优化注水工艺、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。

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。

第三十一条年度配注方案。每年四季度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，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。

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。

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。注水井生产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，开井注水超过24小时必须参加当月全准率检查。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。

第三十五条采出水处理站运行控制。检测含油量、悬浮物固体含量、悬浮物颗粒直径中值、SRB菌、铁菌和腐生菌等主要控制指标，结合注水井井口水质监测结果，采取措施，调整运行参数，使其达到规定要求。加强水处理系统加药、排泥、更换和补充滤料等环节以及设备设施的维护保养等运行管理。控制过滤罐反冲洗强度，制定合理反冲洗周期，提高反冲洗效果。

第三十六条注水系统运行控制。监视、控制机泵设备运行状态，保证设备安全运行。监视注水系统变化，合理调整注水泵运行台数与注水量的匹配关系，科学控制泵管压差，优化系统运行参数，保持注水系统高效运行。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，储罐应

每年清淤1~2次，注水管线的清洗频率应根据压降变化、结垢速度和沿程水质变化情况确定。

第三十七条分层注水工艺。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，分注工艺管柱和工具要满足分层测试调配、防腐、洗井和分层调剖的要求，优先选用桥式偏心等先进分注工艺。严禁油套分注，油层顶部以上必须安装套管保护封隔器。分注管柱下井后，要对封隔器进行验封，要求封隔器密封率100%。

第三十八条注水井管柱和井况检查。当注水量和注水压力发生突变时必须及时进行注水管柱密封检查，必要时要进行工程测井，检测套管和管外水泥环状况，发现套损、管外串槽等情况时必须修复后方可实施分层注水。注水井管柱检查周期一般不超过3年。

第三十九条注水井洗井。要严格按照《注水井洗井管理制度》执行，根据本油田注水井的实际情况制定相应的洗井管理制度，确定合理的洗井周期。在相同压力下，日注水量下降超过15%时必须洗井；注水井停注24小时以上、注水井作业施工后或吸水指数明显下降时必须洗井。注污水井每季度洗井一次，注清水井每半年洗井一次。

第四十条注水井分层测试调配。分注管柱验封合格后，方可进行分层流量测试和调配。测试前要对井下流量计和地面水表进行校对，仪表测试误差不超过规定要求时方可进行测试。分注井每年测试调配2~3次，分注合格率下降较快时要适当加密测试调配。

第四十一条注水井作业。注水井作业要大力推广不压井作业技术。管柱和工具要经过地面检验合格后方可下井，作业施工过程中要做好套管保护工作。

第六章注水效果分析与评价

第四十二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。

第四十三条注水效果分析重点内容。

1.能量保持利用状况分析。分析注采比变化与地层压力水平的关系、压力系统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措施。

2.注水状况及变化趋势分析。分析油田、区块和单井注水受效情况、分层吸水状况等，综合评价注水效果，提出改善注水效果的措施；分析配注水量完成情况和小层吸水能力的变化及原因；分析含水上升率、存水率和水驱指数变化趋势与原因，并与理论值进行对比，提出调整措施。

3.储量控制程度分析。深入开展精细油藏描述，利用测井资料和油水井射孔资料，分析水驱储量控制程度。

4.储量动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。

5.主要注水措施效果分析。对主要措施（如压裂、酸化、补孔等）要分析措施前后注水压力、注水量、产液量、产油量、含水率等指标变化及有效期。

第四十四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.含水上升率。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。

5.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。

6.油藏压力系统。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应保持在原始地层压力以上。注水井井底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。

第四十五条应定期对水质达标率、注水系统能耗、注水泵机组运行效率和注水系统效率等进行测试与评价。能耗及效率的测试与评价应满足《油田生产系统能耗测试和计算方法》、《油田注水系统经济运行规范》和《油田生产系统节能监测规范》等相关规定要求。对未达到经济运行要求的系统应进行评价分析，提出改进措施。

第四十六条建立完善注水管理指标考核体系。主要考核指标有分注率、分注井测试率、分层注水合格率、水质达标率、注水系统效率、配注方案符合率、检管周期和洗井周期等。各油田公司要细化考核指标，并纳入年度业绩考核体系。

第七章队伍建设与技术创新

第四十七条加强队伍建设是实现注好水的必要保障。各油田公司要在公司业务处室、研究院所、采油单位等完善岗位设置，加强测试调配、洗井、水质监测等队伍建设与装备配置。

第四十八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做为油田注水开发技术管理的重要内容。

第四十九条根据不同类型油藏特点，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。加快特殊岩性油藏、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。

第五十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。

第五十一条有计划地组织注水技术研讨和技术交流，促进注水科技成果共享。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注水技术管理队伍。

第八章附则

第五十二条本《规定》自发布之日起施行，原《油田注水工作指导意见》（油勘[2009]37号）同时废除。

第五十三条本《规定》由勘探与生产分公司负责解释。