油田注水管理规定

1、油田注水管理规定油田注水管理规定 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是股份公司为加强油田注水开发管理、配合管理、配合“油田开发基础年油田开发基础年”活动的深入进行，而推出的活动的深入进行，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、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。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，要求为此，股份公司勘探与生产分公司专门行文通知，要求各单

2、位认真执行各单位认真执行油田注水管理规定油田注水管理规定，确保，确保“油田开发基油田开发基础年础年”活动取得实效，不断提高油田注水开发水平。活动取得实效，不断提高油田注水开发水平。 油田注水管理规定油田注水管理规定全篇分总则、注水技术政策、注全篇分总则、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与评价、队伍建设与技术创新和附则等八章共八章共53条条，全面系，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。统地对油田注水开发的各个环节提出了工作规范和要求。 第一章第一章 总则总

3、则第二章第二章 注水技术政策注水技术政策第三章第三章 注水系统建立注水系统建立第四章第四章 注水调控对策注水调控对策第五章第五章 注水过程管理注水过程管理第六章第六章 注水效果分析与评价注水效果分析与评价第七章第七章 队伍建设与技术创新队伍建设与技术创新第八章第八章 附则附则共共8 8章章5353条条 第一章第一章 总总 则则 第一条第一条 为了进一步强化油田注水工作管理，提高油田注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，依据水开发水平，依据油田开发管理纲要油田开发管理纲要，特制定，特制定油田注水油田注水管理规定管理规定，以下简称，以下简称规定规定。 第二条第二条 油田注水开发要

4、把油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、注好水、注够水、精细注水、有效注水有效注水”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。水上升率和产量递减率，提高油田水驱采收率。 第一章第一章 总总 则则 第三条第三条 油田注水是一项系统工程。油田地质、油藏工程、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、强化注优势。要科学制定注水技术政策、优化注水调控对策

5、、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，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。努力提高系统效率。 第四条第四条 油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法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，牢固树立律、法规和中石油的规章制度，牢固树立“安全第一、质安全第一、质量至上、环保优先、以人为本量至上、环保优先、以人为本”的理念，强化安全生产工的理念，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、环境作。做好油田注水开发全过程的质量、健康、安全、环境（QHSEQHSE）工作。）工作。 第五条第五条 本

6、本规定规定适用于股份公司及所属油适用于股份公司及所属油( (气气) )田分田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。第一章第一章 总总 则则 第二章第二章 注水技术政策注水技术政策 第六条第六条 注水技术政策是指导油田注水工作的重注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，主要包括要依据，主要包括注水时机、开发层系划分和注采注水时机、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、井网部署、射孔设计、注水压力界限、分层注水、水质要求水质要求等。等。 第二章第二章 注水技术政策注水技术政策 第七条第七条 注水时机注水时

7、机。根据油藏天然能量评价及储层。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。需要注水开步或超前注水，保持较高的压力水平开采。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。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。注试验。第二章第二章 注水技术政策注水技术政策 第

8、八条第八条 开发层系划分和注采井网部署开发层系划分和注采井网部署。开发方案设计要。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。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。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，中高渗注采井网部署。开发

9、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透油藏一般要达到 8080以上，低渗透油藏达到以上，低渗透油藏达到7070以上，断块油藏达以上，断块油藏达到到6060以上。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。和井排距，井网部署要有利于后期调整。 第九条第九条 射孔设计射孔设计。要以建立有效的压力驱替系统为基。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

10、孔方案，油水井要对应射孔，保证础，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。较高的水驱储量控制程度和动用程度。第二章第二章 注水技术政策注水技术政策 第二章第二章 注水技术政策注水技术政策 第十条第十条 注水压力界限注水压力界限。油田注水开发应保持注采平衡，。油田注水开发应保持注采平衡，建立有效压力驱替系统，严禁建立有效压力驱替系统，严禁超超油层破裂压力注水。油层破裂压力注水。确定合确定合理的注采比，中高渗透油田年注采比要控制在理的注采比，中高渗透油田年注采比要控制在1.01.0左右，低渗左右，低渗透油田年注采比要控制在透油田年注采比要控制在1 11.5

11、1.5，天然能量较为充足的边底，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。要采取控制措施。 第二章第二章 注水技术政策注水技术政策 第十一条第十一条 分层注水分层注水。结合油田地质条件、开发阶段、工艺技术等，。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

12、吸水厚度比例。多层油藏都要实施分层注水，主力油范围，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。层或强水淹油层要单卡单注，其它油层要尽可能细分。 第十二条第十二条 注水水质要求注水水质要求。各油田应在参考。各油田应在参考碎屑岩油藏注水水质碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法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

13、行。油藏的注水水质企业标准并严格执行。 第三章 注水系统建立注水系统建立 第十三条第十三条 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。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。 第十四条第十四条 注水井钻完井注水井钻完井。要满足分层注水工艺的要求，优化井身结。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、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

14、要求水泥返高必须至地面，利用声波水库、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。套工艺选择。 第十五条第十五条 注水井投（转）注注水井投（转）注。需要排液的注水井排液时间。需要排液的注水井排液时间要求控制在要求控制在三个月三个月以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定经济合理的排

15、液方式和排液强度。新投注水井和转注井，必须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。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。第三章 注水系统建立注水系统建立 第十六条第十六条 地面注水工程设计地面注水工程设计。要依据前期试注资料及油藏工程方案。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

16、，总体布局，分步实施，合理确定建中逐年注水量和注水压力的趋势预测，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设规模和设计压力，设计能力应适应油田开发510年的需要。注水工艺可年的需要。注水工艺可采用采用“单干管多井配注单干管多井配注”、“分压注水分压注水”、“低压供水、高压注水低压供水、高压注水”和和“局部增压局部增压”、井口恒流配水方式等类型；应根据注水井网布置形式，注、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。定。 第十七条

17、第十七条 注水管网应合理布置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。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，单井管线压降控制以内，单井管线压降控制在在0.4MPa以内。以内。第三章 注水系统建立注水系统建立 第十八条第十八条 注水设备选择注水设备选择。注水设备选择应按照。注水设备选择应按照“高效、高效、节能、经济节能、经济”的要求，优选注水泵型，合理匹配注水泵机组。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在选择注水泵时，离心泵机组效率应不

18、低于70%70%，柱塞泵机柱塞泵机组效率应不低于组效率应不低于80%80%。 第十九条第十九条 采出水回注采出水回注。原则上采出水处理合格后应全部。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。回注；外排污水必须达到国家或当地政府规定的排放标准。第三章 注水系统建立注水系统建立 第四章 注水调控对策注水调控对策 第二十条第二十条 注水开发油田要针对不同开发阶段暴露出来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。水平和水驱采收率。 第二十一条第二十

19、一条 不同开发阶段精细油藏描述的内容和重点。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。究。第四章 注水调控对策注水调控对策 第二十二条第二十二条 新油田在开发建设时要充分考虑注采系统的

20、完善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度 第二十三条第二十三条 低含水期（含水率小于低含水期（含水率小于20%）：该阶段是注水见）：该阶段是注水见效、主力油层发挥作用、油田上产阶段。效、主力油层发挥作用、油田上产阶段。在这一阶段要注够水，保持在这一阶段要注够水，保持油层能量开采。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，保持压上的注水状况和压力分布状

21、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。无水和低含水开采期，提高油田采收率。 第四章 注水调控对策注水调控对策 第二十四条第二十四条 中含水期（含水率中含水期（含水率20%20%60%60%）：该阶段主）：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。水上升较快，产量递减大。在这一阶段要加大分注力度，重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

22、水上升速度。点做好层间接替工作，控制含水上升速度。研究层系、注采研究层系、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。细分注水层段，提高非主力油层动用程度。 第二十五条第二十五条 高含水期（含水率高含水期（含水率60%60%90%90%）：该阶段多层）：该阶段多层见水，各类油层不同程度水淹

23、，井况变差。这一阶段要在搞见水，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、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，调剖和堵水等措施力度，改善储层的吸水状况与产液状况，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扩大注入水波及体积；精细层间和纵向上的注采强度调整，

24、控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。第四章 注水调控对策注水调控对策 第二十六条第二十六条 特高含水期（含水率大于特高含水期（含水率大于90%90%）：该阶段剩）：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，控制出。这一阶段重点要做好水动力学调整，控制无效水循环。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

25、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。效率。第四章 注水调控对策注水调控对策 第二十七条第二十七条 注水站（管网）调整改造。针对系统管网注水站（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，注水站的负荷半径和配注的条件下，优化简化工艺和布局，注水

26、站的负荷率应提升至率应提升至70%70%以上。以上。第四章 注水调控对策注水调控对策 第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第二十八条第二十八条 加强注水过程管理和质量控制是实现加强注水过程管理和质量控制是实现“注好注好水、注够水、精细注水、有效注水水、注够水、精细注水、有效注水”的必要保障。要从注水的的必要保障。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、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、井筒到地面强化注水井生产管理。从地下、井筒到地面全方位全方位抓好单井、抓好单井、井组、区块和油田的井组、区块和油田的全过程全过程注水

27、管理和注水效果分析评价，实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。时进行注水措施跟踪调控。 第二十九条第二十九条 注水管理制度建设。按照科学、高效、可控注水管理制度建设。按照科学、高效、可控的原则，的原则，建立和完善注水管理制度和技术标准，建立和完善注水管理制度和技术标准，明确油田公司、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。采油厂、采油矿（作业区）、采油队（站）等各级管理责任。 第三十条第三十条 注水过程分析与评价。定期对油田注水开发状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，况进行综合分析评价，评价油田注水开发状况是否正常，注评价

28、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，水技术政策是否合理，预测水驱开发趋势，制定下一步的注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，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。对性的注水调控措施，为下一年度配注方案编制提供依据。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十一条第

29、三十一条 年度配注方案。每年四季度编制完下一年度年度配注方案。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。问题，必须及时调整。 第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十二条第三十二条 油藏动态监测。按照油藏动态监测。按照油藏动态监测管理油藏动态监测管理规定规定建立油藏动态监测系统，

30、取全取准各项动态监测资料。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。点是含油饱和度监测，寻找剩余油相对富集区。 第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十三条第三十三条 注水井资料录取管理。注水井资料录取现场检查，必注水井资料录取管理。

31、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。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，开井注水达取注水量（计算分层水量）、油压、套压资料，开井注水达2424小时必须参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

32、取全、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。报，分析原因，并采取相应技术措施。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十四条第三十四条 注水水质监测。加强对水源站出口、注水注水水质监测。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、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注水站进行水质检测，每条支线要选择至少一

33、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。定整改措施并组织实施。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十五条第三十五条 采出水处理站运行控制。检测含油量、悬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、浮物固体含量、悬浮物颗粒直径中值、SRBSRB菌、铁菌和腐生菌、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。加强水处理系统加施，调整运行参数，使其达到规定要求。加强水

34、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，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。提高反冲洗效果。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十六条第三十六条 注水系统运行控制。监视、控制机泵运行注水系统运行控制。监视、控制机泵运行状态，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

35、统运行参数，保持注水系统高效运行。加强注水系统储化系统运行参数，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，储罐每罐及管线除垢、清淤等工作，减少水质的二次污染，储罐每年清淤年清淤1212次，注水管线的清洗频率应根据压降变化、结垢次，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。速度和沿程水质变化情况确定。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十七条第三十七条 分层注水工艺。要充分考虑井深、井身结构、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，分注工艺管固井质量、地层压力、温度、流体性质等因素，

36、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，油层顶以上必须安装套管保护封隔器。分注管柱下井后，要对层顶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，要求封隔器密封率封隔器进行验封，要求封隔器密封率100%100%。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十八条第三十八条 注水井管柱和井况检查。当注水量和注水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，必要时要压力发生突

37、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、管进行工程测井，检测套管和管外水泥环状况，发现套损、管外窜槽等情况时必须修复后方可实施分层注水。注水井管柱外窜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检查周期一般不超过3 3年。年。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第三十九条第三十九条 注水井洗井。要严格按照注水井洗井。要严格按照注水井洗井管注水井洗井管理制度理制度执行，根据本油田注水井的实际情况制定相应的洗执行，根据本油田注水井的实际情况制定相应的洗井制度，确定合理的洗井周期。在相同压力下，日注水量下井制度，确定合理的

38、洗井周期。在相同压力下，日注水量下降超过降超过1515时必须洗井；注水井停注时必须洗井；注水井停注2424小时以上、注水井小时以上、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度洗井一次一次，注清水井每半年洗井，注清水井每半年洗井一次一次。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第四十条第四十条 注水井分层测试调配。分注管柱验封合格后，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方可

39、进行测面水表进行校对，仪表测试误差不超过规定要求方可进行测试。分注井每年测试调配试。分注井每年测试调配2-32-3次，分注合格率下降较快时要适次，分注合格率下降较快时要适当加密测试调配。当加密测试调配。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第四十一条第四十一条 注水井作业。注水井作业要大力推广不注水井作业。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。井，作业施工过程中要做好套管保护工作。第五章第五章 注水过程管理注水过程管理 第四十二条第四十二条 注水效果分析与评价是贯穿油田注

40、水开发全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控对策。 第四十二条第四十二条 注水效果分析重点内容。注水效果分析重点内容。 1.能量保持利用状况分析。能量保持利用状况分析。分析注采比的变化与地层压分析注采比的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。提出调整力水平的关

41、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的措施。配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。第六章第六章 注水注水效果分效果分析与评价析与评价 2.2.注水状况及变化趋势分析。注水状况及变化趋势分析。分析油田、区块和单井注分析油田、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、水驱指数变化趋的变化及原因；分析含水上升率、存水率、水驱指数变化趋势及原因，理论

42、值进行对比，提出调整措施。势及原因，理论值进行对比，提出调整措施。 3.3.储量控制程度分析。储量控制程度分析。深入开展精细油藏描述，利用测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。井资料和油水井射孔资料，分析水驱储量控制程度。第六章第六章 注水效果分析与评价注水效果分析与评价 4.4.储量动用程度和油水分布状况分析。储量动用程度和油水分布状况分析。应用吸水剖面、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；利用不析研究油层动用状况、水淹状况、分

43、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。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。主要注水措施效果分析。对主要措施（如压裂、酸化、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、含水率等变化和有效期。量、含水率等变化和有效期。第六章第六章 注水效果分析与评价注水效果分析与评价第六章第六章 注水效果分析与评价注水效果分析与评价 第四十四条第四十四条 注水效果评价主要指标。注水效果评价主要指标。 1.1.采收率。采收率。注水开发中高渗透砂岩油藏

44、采收率不低于注水开发中高渗透砂岩油藏采收率不低于3535；砾岩油藏采收率不低于；砾岩油藏采收率不低于3030；低渗透、断块油藏采；低渗透、断块油藏采收率不低于收率不低于2525；特低渗透油藏采收率不低于；特低渗透油藏采收率不低于2020。 2.2.水驱储量动用程度水驱储量动用程度。中高渗透油藏水驱储量动用程。中高渗透油藏水驱储量动用程度达到度达到70%70%，特高含水期达到，特高含水期达到80%80%以上；低渗透油藏水驱储以上；低渗透油藏水驱储量动用程度达到量动用程度达到60%60%以上；断块油藏水驱储量动用程度达到以上；断块油藏水驱储量动用程度达到50%50%以上。以上。 3.3.可采储量采

45、出程度。可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末达到中高渗透油藏低含水期末达到15%15%20%20%，中含水期末达到，中含水期末达到30%30%40%40%，高含水期末达到，高含水期末达到70%70%左右，特高含水期再采出可采储量左右，特高含水期再采出可采储量30%30%左右；低渗透油藏低左右；低渗透油藏低含水期末达到含水期末达到20%20%30%30%，中含水期末达到，中含水期末达到50%50%60%60%，高含水，高含水期末达到期末达到80%80%以上。以上。 第六章第六章 注水效果分析与评价注水效果分析与评价 4.4.含水上升率。含水上升率。应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲应根据有

46、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。线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。 5.5.自然递减率自然递减率。根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。率控制指标。 6.油藏压力系统油藏压力系统。高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力。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；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；注水井井底压力不超过油层破裂压力；油井井底流动压力要满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。足抽油泵有较高的泵效。第六章第六章 注水效果分析与评价注水效果分析与评价第六章第六章 注水效果分析与评价注水效果分析与评价 第四十五条第四十五条 应定期对水质达标率、注水系统能耗、注水泵机应定期对水