石油工业高效注水开发工艺技术

内容提纲油田注水开发理论注水井生产分析注水管网生产分析油田注水开发根底裂缝性低渗油藏注水开发高含水期水动力学调整方法油田注水开发理论1.1砂岩油田的注水开发在进行油田开发方案设计时，首先要确定油田开发方式，且应当尽可能充分利用油藏本身的天然能量来开发油田。我国现有油田绝大多数不具备充足的天然能量补给条件世界油田开发的历史也说明，假设只依靠油田本身的能量开发，采油速度低，采收率小，原油产量不能满足国民经济开展的要求国内油田开发中广泛采用人工注水保持或补充地层能量，使油田处于水压驱动方式开发。+

1高含水油田注水开发理论大庆油田于1960年投产，1976年原油产量5030万吨，1994年超过5600万吨，但是从1998年开始下降，到2002年降到5013万吨。1976年至2002年，27年高产稳产5000万吨原油后，2003年产量降至4840万吨，2004年产量4640万吨，2005年产量4495万吨，2006年产量降至4341万吨，2007年产量4170万吨，2021年产量4020万吨。大庆油田已累计生产原油19亿多吨，占同期中国原油总产量的40%左右。大庆油田产量中国石油天然气集团公司不久前正式要求大庆油田在4000万吨年产量的根底上，实现原油生产的10年“硬稳定〞，这是对国家要求的落实。2007年，大庆油田实际生产原油4169.8万吨，原油产量仍占全国原油总产量的近25%。中国石油和化学工业协会与中国海关总署提供的统计资料显示，2007年中国生产原油18665.7万吨，净进口原油15928万吨，原油对外依存度到达46.05%。大庆油田产量水驱储量控制程度83%水驱储量动用程度76.1%平均采收率31.5％油水井数比2.0359单位：亿吨胜利油田注水开发根本情况截至2006年底，油田分公司主体投入开发油田59个，注水开发油田54个，水驱动用地质储量27.93亿吨。

1.1.1油田注水时间油田合理的注水时间和压力保持水平是油田开发的根本问题之一。对不同类型的油田，在油田开发的不同阶段进行注水，对油田开发过程的影响是不同的，其开发效果也有较大的差异。一般从注水时间上大致可以分为：早期注水晚期注水中期注水截至1964年底，大庆油田有注水井239口，主要采取笼统注水。前苏联早期注水美国晚期注水先利用天然能量开采，当地层压力降到饱和压力附近时开始注水。在饱和压力附近，地下原油流动条件最好；对地下油层特征认识较清楚，开发较主动；保持地层压力，可以获得较长时期的高产稳产，从而缩短开采年限。有利于早日收回投资选择适宜的注水时机对于充分利用天然能量，提高注水开发效果具有重要意义。对于一个具体油藏要确定最正确注水时机时，要考虑以下因素：1.1.2注水时间确实定油田天然能量的大小油田的大小和对油田产量的要求油田的开采特点和开采方式(低渗透油田)注水井在油藏所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。1.1.3注水方式油田的油层性质和构造条件确定注水方式的主要依据：目前国内外油田所采用的注水方式边缘注水切割注水面积注水不规则点状注水将注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个含油面积进行开发。面积注水根据油井和注水井的相互位置及构成的井网形状，将面积注水进行分类面积注水方式四点法五点法七点法线状注水九点法反九点法不同国家，甚至同一国家的不同油田之间，关于面积井网的命名方法可能是不同的。是以生产井为中心包括周围的注水井而构成的注水网格来命名，在这个网格中一共有几口井，就称为正几点井网，简称几点井网。假设将正井网中的生产井与注水井的位置调换而得的井网，称为反井网。面积注水井网的命名1.2裂缝性低渗油藏注水开发1.2.1注水时机国内众多低渗透油田一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率都非常低早期注水国内一般认为，应该立足于早期注水。上覆压力与岩心渗透率和孔隙度关系曲线〔榆树林油田〕低渗透油层孔隙度和渗透率在压力的作用下，其变化过程为一不可逆过程。因此，低渗透油田必须早注水，以保持较高的地层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，保持良好的渗流条件。1.2.2低渗油藏的超前注水可以建立有效的压力驱替系统超前注水时间越长，可具有较高的生产压差。降低了因压力敏感而造成的渗透率伤害提高地层压力，减小变形介质的形变。有利于提高油相相对渗透率油相的启动压力梯度高于水相，当水驱油压力梯度提高时，油相相对渗透率上升，而水相相对渗透率变化不大，可使局部原不参与流动的油开始流动。有利于提高最终采收率压力的提高可以使更细小孔道的油被驱出。能防止原油物性变差(1)超前注水增产机理2001年安塞油田实施超前注水井组12个，对应采油井57口。与可比照资料的44口井分析看出，超前注水取得较好的开发效果。(1)超前注水初期日产油量明显提高，含水降低，初期递减率较小。(2)超前注水地层压力保持在原始地层压力的110％为好。(3)超前注水时间越长，压力值越高，初期日产油亦高。(4)超前注水时机以3～6个月较佳。(5)超前注水井注水压力正常。超前注水井注水3个月后注水压力仅高0.5～0.8MPa。(2)安塞油田的实践新立油田119区块储层平均孔隙度为12.9％，平均渗透率为1.22×10-3μm2。2006年开展了超前注水试验，取得了初步成效，说明超前注水方式适应于该低渗透油藏。(3)新立油田的实践地层压力到达原始地层压力的105％～115％作为油井投产的最正确时机。注入压力一般不能超过油层破裂压力。新119区块通过9个月超前注水，各主力层地层压力均到达原始地层压力的105％以上，到达投产要求。具体表现为初产较高、递减小、含水率低，且保持地层压力在原始地层压力以上开采，采油速度合理，井网适应，注采关系协调，油井产油能力旺盛等特点。裂缝性低渗透砂岩油藏的合理注采方式：具有较高的采液〔油〕速度，较高的采收率和较高的经济效益。依据这三点和裂缝性低渗透油田存在的裂缝特点，低渗透油田相适应的注采方式应满足：利用面积井网的开发初期优势，尽可能延长无水采油期，具有较高的采油速度；井网调整具有灵活性(矩形井网)；开发中后期具有较高的水驱控制程度和获得较高的最终采收率。1.2.3裂缝性低渗油藏注水开发井网国内外裂缝性低渗透油藏在进行井网优化时，都是在裂缝油藏有别于常规油藏这个角度考虑的。裂缝性低渗透油藏最突出的特点有3个：储层存在天然裂缝，裂缝具有方向性，且不同油田其裂缝发育程度不同；裂缝渗透率较基质高，裂缝是储层的主要渗流通道，基质那么是储层的主要储积空间；假设注采井处在裂缝系统上，油水运动受裂缝控制，出现不均匀性。井网优化的出发点(1)裂缝性低渗油藏注水开发井网的优化裂缝在油藏注水开发中有双重作用：一方面可以提高注水并吸水能力和采油井生产能力；另一方面容易形成水窜，使采油井过早见水和暴性水淹。油藏开发工作者应该十分注意，充分发挥和利用裂缝的有利因素，尽可能防止裂缝的不利影响。物理模拟、数值模拟和现场试验都说明，裂缝性砂岩油藏最好的开采方式是平行裂缝方向注水，垂直裂缝方向驱油，即线状注水方式。天然裂缝的影响裂缝性砂岩油藏开发井网布置的根本原那么:平行裂缝方向布井，采用线状注水方式，充分发挥压裂作用，井距可以加大，排距需要缩小。可简称为“平行裂缝方向的线状注水方式〞。这样的井网部署方式比较科学合理，而且总井数还可以相对减少一些。裂缝性油藏的井距应该大于排距，井距可以为排距的2－3倍，甚至4倍。具体确定原那么：

井距：主要根据裂缝规模和渗透率上下确定。一般裂缝渗透越高，井距应越大。排距：应该根据基质岩块渗透率和裂缝密度确定。一般基岩渗透率越低，裂缝越少，排距应该越小。井距与排距的关系：在低渗透油田几十年的开发实践中，人们对裂缝性低渗透油田的井网布置取得了很多有益的认识。目前国内外投入开发的低渗透井网大多有三种：最先开展的正方形井网及反九点面积井网和后来开展菱形井网。前两种井网由于将注水井排直接布置在主裂缝上，所以油井投入开发后，见水快，水淹严重，而菱形井网才是裂缝性低渗透油藏开发的最正确井网，这其中又以两排注水井夹两排采油井菱形井网最正确。(2)裂缝性低渗油藏常用井网裂缝性油藏—扶余油田、朝阳、新立、朝阳沟、新民、头台油田井网部署图井排方向与裂缝方向错开22.5º布井示意图裂缝性油藏—吉林新立、大庆朝阳沟井网部署图井排方向与裂缝方向错开45º布井示意图裂缝性油藏—吉林新民、吐哈丘陵井网部署图注采方向与裂缝走向成θ-900菱形井网图注采井与裂缝走向成一定夹角，无裂缝沟通。虽然注水井排与最近的采油井垂直距离较短，但极大地减小了水淹井，能有效地防止因油井水淹而出现的严重后果。由于缩小了排距，油井易于受注水，使油井地层压力保持较高的水平。同时，由于注采井直线距离比较长，没有裂缝沟通，所以虽然受效，但不会造成水淹。菱形井网的优点：由于油井受两口注水井驱油，先是受最近注水井的驱动，可使油井稳产，之后又受较远注水井的驱动，使油井较反九点井网油井稳产时间长。油井多、水井少，它特别适合裂缝性油藏的情况，一般吸水能力强，不需要更多的注水井。假设加密油井可以最大限度减少死油区，如在油井排间加密一排油井，加密后注采井数比为1：3。对于裂缝性油藏这一注采井数比能满足注水要求。菱形井网的优点：1.3高含水期水动力学调整方法注水开发的普遍应用大大地提高了油田采收率和经济效益。但假设仅利用常规的注水方式开发面对某些复杂的地质情况将很难得到较好的开发效果。平面非均质严重的中高渗透油藏非均质断块油藏低渗透裂缝油藏裂缝-基质裂缝-基质-溶洞等双重或三重介质油藏。总的注水采收率受油藏非均质性、岩石与流体的性质、注水井网的类型与大小以及完井等因素的控制。注入水沿高渗透层快速推进，油井很快见水；在低渗透层中，由于注入水的渗流阻力大，水的推进缓慢，在油井见水时，在低渗透层中还有大量的原油未被采出。尤其是在已经形成水窜通道的中、高含水期，注入水很难扩大涉及体积，大局部水沿已形成的水窜通道采出地面。特别是当开发层系的地层非均质程度增加时，注水涉及体积和原油的采收率将急剧下降。非均质油藏高含水期的调整工作以改变油层中的流场来实现油田调整的方法称为水动力学方法。它的主要作用是提高注入水的涉及系数，是改善高含水期油田注水开发效果的一种简单易行、经济有效的方法。水动力学调整方法注水油田开发调整的水动力学方法的概念最早是由前苏联人1986年提出的。人们从1986年起把它作为独立的方法进行研究。水动力学方法按其作用的特点又可分为两种类型：(1)通过改变井的工作制度，实现油田强化开采的方法；(2)改变初始采用的井网和层系的调整方法。与三次采油方法相比，水动力学方法工艺比较简单，成功率高，效果显著，投资较小，经济效益好。三次采油方法工艺比较复杂，投资大，风险大。水动力学方法往往只需要很小的工作量就能获得较大的成效。水动力学方法往往只需很小的工作量，就能获得较大的成效。一种很简单的水动力学方法，例如通过油井转注改变液流方向，效果就很显著。水动力学调整方法优势提高最终水驱采收率优点投资少风险小简单易行减缓含水上升率——水动力学方法，根本不需要增加设备——可以根据实施效果，随时调整——只需改变注水工作制度——提高存水率——扩大涉及体积主要的水动力学调整方法周期注水改变液流方向钻加密井建立补充的点状或排状注水系统强化注采系统的变形井网优化注水压力提高排液量选择性注水堵水、调剖周期注水周期注水也称作不稳定注水、间歇注水、脉冲注水等，是20世纪50年代末和60年代初开始在前苏联和美国实施的一种注水方法，在前苏联应用比较广泛。周期注水周期性地改变注入量和采出量，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，促进毛管吸渗作用，增大注入水涉及系数及洗油效率，提高采收率。1961年，美国在斯普拉柏雷裂缝性砂岩油田德里佛单元的早期开发区将周期注水作为一种新的工艺提出并实施，获得成功。20世纪70～80年代，前苏联已把这种注水方式作为一些注水油田改善开发效果的主要方法，实施规模相当大，主要在西西伯利亚、古比雪夫和鞑靼油区共22个油田约80个层系中应用，三个油区实施周期注水10年内，共增产原油2200×104t。我国20世纪80年代开始在扶余、葡萄花、克拉玛依、胜利等油田开展了周期注水的矿场试验，并取得了一定成效。周期注水应用状况不稳定压力场驱动低渗部位剩余油；毛管力是周期注水驱油机理的重要因素。(1)周期注水的驱油机理在层状非均质油层以及裂缝－孔隙油藏实施不稳定注水，通过周期性的提高和降低注水量，由于不同渗滤特性的介质中压力传递速度不同，在毛管力和弹性力的作用下，形成了上下渗透层之间、裂缝与基质之间的流体交换，有效地采出低渗透层与基质中的原油，从而改善了开发效果。对一个稳定的注采井网驱替系统，在正常注水下液流流线分布如图示，在注水井与油井连线的主流线上水淹严重，油井之间形成滞留区。实施不稳定注水时，水井1加强注水，水井2停注，那么死油区内剩余油将向水井2处移动，待水井2恢复注水时便将局部剩余油驱到油井处采出。液流流线分布图稳定注水缺乏注水压力加大，一方面局部注入水由于压力升高直接进入低渗层和高渗层内低渗段，驱替那些在常规注水时未能被驱走的剩余油，改善了吸水剖面；另一方面由于注入量的增大，局部在大孔道中流动的水克服毛细管力的作用沿上下渗段的交界面进入低渗段，使低渗段的局部油被驱替；再者，注水压力的加大使低渗层段获得更多的弹性能。因此，水量越大，升压半周期储层内流体的各项活动越强烈。在升压半周期不稳定压力场作用在降压半周期在周期注水的停注或减少注水量的半个周期内，由于高、低渗段压力传导速度不同，高渗段压力下降快，低渗段压力下降慢；这样高、低渗段间形成一反向的压力梯度，同时由于毛细管力和弹性力的作用，在两段交界面出现低渗段中的局部水和油缓慢向高渗段的大孔道流动，并在生产压差的作用下随同后来的驱替水流向生产井；注水量越小，高渗层段能量下降越快，越有利于低渗层段较早地发挥其储藏能，而高渗层段内低渗段流体在弹性能和毛细管力的作用下沿高、低渗段的交界面进入高渗段的时机也越早，流体也越多。周期注水如何通过不稳定压力场作用驱动低渗部位的剩余油限产增压阶段高压区低压区低压区低压区高压区高压区限注降压阶段ⅠⅡⅢⅣ高渗部位低渗部位低渗部位在油藏水驱过程中存在的根本作用力有：驱替力、毛管力和重力，不稳定注水时又增加了弹性力。目前对不稳定注水的机理解释为强化了毛管力和弹性力的作用，它们表现为毛管渗吸作用和在弹性方式下压力周期涨落时的窜流作用。毛管力作用oiloilwater毛管力是周期注水驱油机理的重要因素。〔亲水油藏〕停注初期，弹性力产生的附加压差引起上下渗透层之间的油水同向窜流处于主导地位。随着弹性能量的释放，弹性力的作用很快消失，毛管力作用引起的油水逆向窜流将逐渐居于主导地位。由于上下渗透层间的含水饱和度差和渗透率差所产生的毛管压力梯度必然会引起自吸渗现象，油从低含水饱和度区流向高含水饱和度区，而水那么从高含水饱和度区流向低含水饱和度区，使上下渗透层间的饱和度分布趋于均匀；恢复注水时流到高渗透层中的油被采出。毛管力作用机理驱油机理模拟第二层第三层涉及效率明显增加周期注水连续注水4000md500md1500md最终含水饱和度比照第二层第三层4000md500md1500md机理模型：(2)周期注水的适用条件油层非均质对非均质性严重的油层，周期注水能起到提高涉及系数的作用。因此油层非均质性是合理应用周期注水的主要地质条件。油层亲水周期注水的机理就是利用地层岩石的亲水作用，使注入水滞留在低渗透层(带)中，将局部油从低渗透层(带)中驱替出来。地层原油粘度较小只有在地层原油粘度较小时，才能靠毛管力克服原油的粘滞力，使水将原油从低渗透层(带)中驱替出来。周期注水的适用条件周期注水前常规注水时间较短国外周期注水试验结果说明，常规注水时间越长，改为周期注水的效果越差。现场试验说明，常规注水17a后改为周期注水，无增产效果，10a后增产1.9%，5a后增产6.0％(周期注水量占常规注水量的75%)。注水工艺与注水量的要求采用周期注水后，因注水井要停注一个阶段，如果总的注水量与常规注水量保持相当，那么在注水阶段注水井必须相应提高注水量。不同条件下的试验结果说明，周期注水量与常规注水量之比越大，增产效果越显著。(3)周期注水的工作方式按照周期注水不同的频率，可以分为对称型和不对称型两大类。所谓对称型就是指周期注水的注水时间和停注时间相等，不对称型是指注水时间和停注时间不相等，不对称型又可分为短注长停型和短停长注型。不同的工作方式将对采收率产生影响北京勘探开发研究院通过数值模拟研究了不同工作制度对周期注水效果的影响。在对称型中，研究了一组共三个工作制度，即在采油井连续采油的情况下，注水井采用对称的三个工作制度。在不对称型工作制度中，研究了三组不同的类型：第一组，在采油井连续采油的情况下，注水时间小于停注时间；第二组，在采油井连续采油的情况下，注水时间大于停注时间；第三组，注水井与采油井都不连续工作，注水井注水时，采油井停采；采油井采油时，注水井停注〔脉冲注水〕。工作方式对采收率的影响因此在矿场实施周期注水时，推荐工作制度为注水井、采油井交替注采，并且注水井短注长停，预计其效果将最好。虽然在不对称注水井短注长停型工作制度中，注水井、采油井交替注采能够获得最高的采收率，但这种工作制度在现场可能较难实施，因为它能够影响到产量，油井停止生产造成的产量损失需要较长的开发时间才能得到补偿。在周期注水过程中，应尽可能选择不对称短注长停型工作制度，也就是在注水半周期内应尽可能用最高的注水速度将水注入，将地层压力恢复到预定的水平上；在停注半周期，在地层压力允许范围内尽可能延长生产时间，这样将获得较好的开发效果。注水量变化幅度受地层压力允许变化的幅度限制。升压时，一般地层压力不应超过原始油层压力，注入压力不应超过破裂压力；注水量的增加还受油层压力保持系统中泵的可能注水压力和排量的限制。

降压时，不应把油层压力过多地降到饱和压力以下，在实际中允许将采油地带的油层压力降到低于饱和压力15%～20%以内。(4)连续注水转周期注水的时机目前油田开发一般都采用连续注水方式，在连续注水一段时间后往往为了改善开发效果而转入周期注水，因此就存在一个转入周期注水的最正确时机问题。所谓最正确时机就是在这个时间转为周期注水后，增产油量最多，开发效果最好。在这个问题上目前还没有找到一个明确的界限。研究说明：在任何阶段由连续注水转为周期注水都能够改善开发效果，越早转入周期注水，效果越好。最正确时机是含水率为30%～50%的时候。高含水期也可进行周期注水周期注水也可用于严重出水的油藏，甚至在连续注水条件下油井已到达经济极限之后也可应用。在实践中，我国胜利、扶余、新疆以及喇萨杏油田杏六区的周期注水都是在含水率80%～90%甚至更高的情况下开始的，也都取得了比较好的效果。胜利油区胜坨油田坨21沙二1-2单元，含油面积3.3km2，动用地质储量522×104t，单元内含两个砂层组8个小层。1995年7月进行周期注水，取得了较好的效果。单元见效顶峰期日增油38t/d，综合含水率由95.5%降至93.9%，至1997年底，单元日产油130t/d，综合含水率95.1%，累积增油2.04×104t，少产水45.3×104t，少注水51.7×104t，可采储量由294×104t增至306×104t，提高采收率2.3%。(5)周期注水合理周期确实定周期注水的周期：取决于井底压力波动大小及其在储层中的分布完成时间。半周期经验公式：导压系数公式：综合压缩系数公式：地层的弹性越差，周期越短；油层渗透率越高，周期也越短。合理的注水周期是实施周期注水的重要参数。停注时间过短，油水来不及充分置换；但如果过长，地层压力下降太多，产液量也随之大幅度下降；并且，当含水率的下降不能补偿产液量下降所造成的产量损失时，油井产量将会下降。油井井底压力也不宜过多的降至饱和压力以下，以免井底严重脱气，造成产液、产油指数下降，并降低泵效。注水压力的升高也有一定的限度，地层压力一般不宜超过原始地层压力，注水井井底压力也不宜超过岩石破裂压力。因此注水周期的长短应根据油藏的含水和压力的上下等因素通过数值模拟和现场实际经验来确定。周期注水合理周期无论在多油层油藏还是在裂缝性油藏进行周期注水，使用变化的周期是合理的。用最大和最小周期交替造成压力波动，可使注入水涉及范围增大，从而驱出更多的原油。随着周期注水轮次的增加，其效果一般将越来越差，甚至完全失效。在这种情况下可以适当延长注水周期的时间，甚至改用另一种更为强化的周期注水方式。周期注水周期的变化(6)周期注水合理注水量确实定在实施周期注水时，原那么上仍应根据注采平衡的原那么来确定注水量，但是考虑到进行周期注水以后，含水率和产液量将会下降，涉及体积和注水效率都会有所增加，因此实际的注水量将低于连续注水时的注水量。根据国内外的经验，周期注水时的水量大体上为连续注水时的70%～80%左右，但即使是这样，由于周期注水有相当长的停注时间，因此实际注水强度将大大高于连续注水时的强度。(7)周期注水的缺乏周期注水几乎对所有注水油田使用都有或大或小的效果。但这种方法也有一个明显的缺点，即延长了油田的开采时间。周期注水的效果有一局部是以延长油田的开采期为代价的，而延长开采时间将增加油田的费用。为了防止这个缺点，需要提高周期注水每个注水周期的注水量。这要求对油田设备进行改造，如增加大排量高压泵，更换注水管线为厚壁管等，这样就需要油田的附加投资。在这种情况下，必须进行经济评价，综合考虑周期注水改善开发效果提高采收率与增加附加投资在经济上的合理性。(8)周期注水应用实例前苏联周期注水实验效果前苏联在实施周期注水的同时，适当地注意了对其实施过程的监测，以评价其效果。从资料比较完备的21个油田33个试验区周期注水试验工作的实际数据。实施周期注水油田各开发层系具有不同的储集特征，平均渗透率变化范围为〔20～1080〕×10-3μm2，平均孔隙度为6%～27%，地层原油粘度为0.4～。虽然在实施周期注水的方案和实际工艺之间存在很大差异，只要周期注水时的注入量不低于常规注水时注入量的70%，都获得了明显的效果。(8)周期注水应用实例前苏联周期注水实验效果不管是整个试验区还是每口井，其周期注水的效果随其常规注水开采时间的增加而降低。在统计的33个试验区中，周期注水未见效的只占13%，周期注水累积增产油小于1%〔占常规注水预计累积产量的百分比〕的试验区占25%，高于5%的试验区占32%。周期注水与常规注水量之比的平均值为76%，在周期注水见效的试验区中，注水量比接近平均水平的试验区年增产油量平均为1%～2%，注水量比接近100%的试验区，平均年增产油量大于4%。(8)周期注水应用实例前苏联周期注水实验效果在所统计的试验区中周期注水没有见到效果的原因有以下几方面：周期注水的平均注水量低于常规注水的50%。设计的注水、停注周期与实际的差异太大，在地层中造成的压力波动幅度不大。整个周期延续时间很长，但在周期中有一个阶段延续时间很短〔3～5d〕，结果使周期注水与实际注水差异很小。(8)周期注水应用实例大庆油区周期注水实施情况及效果长垣南部油田周期注水已有十年的开发实践，大大改善了油田注水的开发效果。葡北油田1979年底全面投入注水开发，从1979年到1985年，采用反九点法注水6年，采出程度12.53%，综合含水到达51.0%。从1986年下半年开始周期注水试验，到1991年底，采出程度到达19.29%，而综合含水下降到38.97%。如果继续常规注水，在采出程度到达19.29%的情况下，预计综合含水将到达67%。(8)周期注水应用实例大庆油区周期注水实施情况及效果1981年太南油田投入开发，注水井配注量低，在高寒地区，注水井日注低于30m3，冬季管理非常困难。1982年初全面进行注水开发就采用周期注水方式，日注水量低于25m3的水井冬停夏注，其他配注量高的井冬注夏停。到1991年，周期注水开发整十年，油田采出程度12.76%，综合含水41.84%。与其同属一个构造的太北油田，地质特征、流体性质、井网布置、开采方式上与太南根本相同，但采取常规注水方式，到1990年注水开发10年，油田采出程度12.25%，综合含水73.64%。(8)周期注水应用实例(8)周期注水应用实例低渗透油藏1994年，胜利油区渤南油田，渗透率54.2×10-3μm2

1998年，大港南部舍女寺油田，渗透率5.89×10-3μm2

2004年，吐哈鄯善油田温西六块，渗透率3.5×10-3μm2

高含水油藏1996年，大庆喇嘛甸油田是，综合含水高达91.30%2002年，中原濮城油田西区沙二下油藏2006年，大庆油田萨北开发区北三东块，综合含水95.41%(9)应用周期注水油田分类裂缝性砂岩油藏

扶余油田从1988年大面积实施周期注水，共在21个区块实施周期注水，应用水驱特征曲线进行计算,可提高采收率3.0%左右。普通稠油油藏

华北油田采油三厂高30断块，属普通稠油油藏，油层平均有效渗透率41×10-3μm2，油藏综合含水70%，1998年下半年实施周期注水。(9)应用周期注水油田分类内容提纲油田注水开发理论注水井生产分析注水管网生产分析水井油井注水工艺

采出液油水分离油水水质净化除油、除悬浮物水质稳定防腐、防垢、杀菌注水站外排环境进一步处理主要参考书目2.1水质及注水系统1.粘土膨胀2.机械杂质3.微粒运移4.细菌堵塞5.反响沉淀物6.原油1.溶解氧2.CO23.H2S4.细菌1.无机垢2.有机垢2.1.1水质要求注水引起的油层损害主要类型：堵塞、腐蚀、结垢。水质要求主要根据油藏孔隙结构和渗透性分级、流体物理化学性质以及水源水型有关。SY/T5329-94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法起草单位：胜利石油管理局地质科学研究院被代替标准：SY5329-88发布日期：1995-1-18实施日期：1995-7-1注入层平均空气渗透率，×10-3μm2＜100100～600＞600标准分级A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指标悬浮固体含量，mg/l<1.0<2.0<3.0<3.0<4.0<5.0<5.0<7.0<10.0悬浮物颗粒直径中值，μm<1.0<1.5<2.0<2.0<2.5<3.0<3.0<3.5<4.0含油量，mg/l<5.0<6.0<8.0<8.0<10.0<15.0<15.0<20<30平均腐蚀率，mm/a<0.076点腐蚀A1、B1、C1级：试片各面都无点腐蚀A2、B2、C2级：试片有轻微点腐蚀A3、B3、C3级：试片有明显点腐蚀SRB菌，个/ml0<10<250<10<250<10<25铁细菌，个/ml<103<104<105腐生菌，个/ml<103<104<105推荐水质主要指标低渗透油田开发状况低渗透储层孔隙结构最主要的特点就是孔隙小、喉道细：主流喉道半径中高渗透层为11.7μm，超低渗透层只有0.11μm，仅为中高渗透层的百分之一。据长庆油出压汞资料整职统计，半径小于1μm的小孔隙体积，在渗透率大于100×10－3μm2的中高渗透层中仅占20%～30%，而在小于50×10－3μm2的低渗透层中，小孔隙体积比例高达35%～90%。注入水悬浮物含量确实定固相物注入地层通常会降低储集岩的有效孔隙直径，实质是导致流动不畅或受阻。注入注水井的固相颗粒能在井底地层面形成滤饼，或进入岩石孔隙使之堵塞。无论哪种情况结果都一样：注入层的有效渗透率降低，表现为注入压力增加。一般用现场岩心驱替试验来确定注入水中固相颗粒造成的注入伤害，这是最常用的一种方法。但是，如果没有适宜的岩心，那么可利用相应尺寸的悬浮物水堵地层的经验法，即1/3～1/7法那么。1/3～1/7法那么〔1〕粒径中值至少为孔喉直径三分之一的颗粒，不会侵入地层但桥接形成外部滤饼。〔2〕粒径中值介于孔喉直径三分之一和七分之一之间的颗粒可侵入地层形成内部滤饼，导致堵塞和渗透率下降。〔3〕粒径中值小于孔喉直径七分之一的颗粒可以通过孔隙介质。2.1.2注水系统注水系统是指从水源至注水井的全套设备和流程，包括水源泵站、水处理站、注水站、配水间、注水井和管网系统。注水站配水间注水井管网系统注水泵机组目前主要采用两种类型的注水泵机组，即电动离心泵机组，电动柱塞泵机组。电动离心泵机组效率较高、排量大、运行平稳、操作简便、维修工作量小、扬程较高时效率较低。适合注水量大的油田注水。注水泵机组电动柱塞泵机组效率高，排量小到中等，扬程高，但维修工作量大。适合注水量小、注水压力高，特别适合小断块油田的注水。pQ2.2注水井吸水能力分析2.2.1注水井吸水能力注水井指示曲线：稳定流动条件下，注入压力与注水量之间的关系曲线。注水井指示曲线吸水指数：单位注水压差下的日注水量(m3/(d.MPa))。2.2.2影响吸水能力的因素(4项)与注水井井下作业及注水井管理操作等有关的因素(2)与水质有关的因素(3)组成油层的粘土矿物遇水后发生膨胀(4)注水井地层压力上升产生堵塞的原因〔4项〕(1)铁的沉淀氢氧化铁

硫化亚铁(2)碳酸盐沉淀(3)细菌堵塞(4)粘土膨胀根据电化学腐蚀原理，铁的二价离子Fe2＋进入水中，生成Fe(OH)2，注入水中溶解的氧进一步将Fe(OH)2氧化，生成Fe(OH)3。生成的氢氧化铁，当水的pH值在3.3～3.5时，处于胶体质点状态；当pH值接近于6～6.5时，处于凝胶状态；当pH＞8.7时，呈棉絮状的胶体物。特别当pH＞4～4.5以后时，注入地层后氢氧化铁将发生明显的堵塞作用，从而降低吸水能力。铁离子性质铁离子性质PHFe2+Fe3+PHFe2+Fe3+1溶解60000ppm5溶解不溶2溶解60ppm690000ppm不溶3溶解不溶7900ppm不溶4溶解不溶8不溶不溶2.2.3改善吸水能力的措施(1)加强注水井日常管理及时取水样化验分析，发现水质不合格时，应立即采取措施，保证不把不合格的水注入油层；按规定冲洗地面管线、储水设备和洗井，保证地面管线、储水设备和井内清洁；保证平稳注水，减少波动，以免破坏油层结构和防止管壁上的腐蚀物污染水质和堵塞油层。(2)压裂增注普通压裂：分层压裂：吸水指数低、注水压力高的低渗地层和严重污染地层油层较厚、层内岩性差异大或多油层层间差异大(3)酸化增注解除井底堵塞物；提高中低渗透层的绝对渗透率无机物堵塞有机堵塞物CaCO3、FeS、Fe(OH)3以及泥质等盐酸或土酸处理藻类和细菌甲醛水溶液、盐酸或土酸处理酸化解堵增注酸化解除近井地带堵塞是注水井增注的有效措施。对油层物性好但污染严重注不进水的井，进行酸化措施，解除近井堵塞，可提高井的吸水能力。砂岩油气层的酸处理通过酸液溶解砂粒之间的胶结物和局部砂粒，或孔隙中的泥质堵塞物，或其它酸溶性堵塞物以恢复、提高井底附近地层的渗透率。砂岩地层土酸处理原理影响砂岩反响的因素一是化学组成，二是外表积表7-2典型砂岩矿物的化学组成氢氟酸与硅酸盐类以及碳酸盐类反响时，其生成物中有气态物质和可溶性物质，也会生成不溶于残酸液的沉淀。2HF+CaCO3=CaF2↓+CO2↑+H2O16HF+CaAl2Si2O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O酸液浓度高，CaF2处于溶解状态；酸液浓度低，产生沉淀。氢氟酸与石英的反响6HF+SiO2=H2SiF6+2H2O氟硅酸(H2SiF6)在水中可解离为H+和SiF62+；后者与Ca2+、Na+、K+、NH4+等离子相结合，生成的CaSiF6、(NH4)2SiF6易溶于水，而Na2SiF6及K2SiF6均为不溶物质，会堵塞地层。砂岩地层土酸处理原理氢氟酸与砂岩中各种成分的反响速度各不相同。氢氟酸与碳酸盐的反响速度最快，其次是硅酸盐(粘土)，最慢是石英。盐酸和碳酸盐的反响速度比氢氟酸还要快，因此土酸中的盐酸成分可先把碳酸盐类溶解掉，从而能充分发挥氢氟酸溶蚀粘土和石英成分的作用。依靠土酸液中的盐酸成分溶蚀碳酸盐类物质，并维持酸液较低的pH值，依靠氢氟酸成分溶蚀泥质成分和局部石英颗粒，从而到达去除井壁的泥饼及地层中的粘土堵塞，恢复和增加近井地带的渗透率的目的。砂岩地层土酸处理原理土酸与砂岩反响过程CaCO3+2HF→CaF2↓+CO2+H2O16HF+CaAl2Si2O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O反响快，要求保持酸性环境。6HF+SiO2(二氧化硅)→H2SiF6(溶解)+2H2OH2SiF6+2K+→K2SiF6↓+2H+H2SiF6+粘土→Al(不溶)+Si(OH)4↓(反响慢)隔离地层水，控制施工时间。土酸酸化解堵过程中渗透率的变化土酸酸化设计步骤确信处理井是由于油气层损害造成的低产或低注入量选择适宜的处理液配方确定注入压力或注入排量，以便在低于破裂压力下施工确定处理液量前置液(预冲洗液〕酸化液替置液(后冲洗液)防止地层水与HF接触，防止HF与碳酸盐反响生成沉淀，以提高HF的酸化效果。根据损害半径来确定。用经验方法确定将正规处理酸液驱离井筒半径12～15倍以外。根据公式计算。

提高土酸处理效果的方法影响土酸处理效果的因素：在高温油气层内由于HF的急剧消耗，导致处理的范围很少；土酸的高溶解能力可能局部破坏岩石的结构造成出砂；反响后脱落下来的石英和粘土等颗粒随液流运移，堵塞地层。提高酸处理效果的方法(4)粘土防膨无机盐类KCl、NH4Cl有效期短无机阳离子聚合物羧基铁施工条件要求严，本钱高，有效期短离子型外表活性剂有效期长，本钱较低，施工容易无机盐和有机物混合的处理剂注水工艺按注入通道可分为：油管注水(正注)、油套环空注水(反注)油套管同时注水(合注)；按是否分层又可分为：笼统注水分层注水：分层注水是在进行非均质多油层开采中，为加强中、低渗透层并控制高渗透层注水，按配注要求，在注水井中实现分层控制注入的注水方式。2.3.1分层注水管柱为了解决层间矛盾，调整油层平面上注入水分布不均匀的状况，以控制油井含水上升和油田综合含水率的上升速度，提高油田的开采效果，需进行分层注水。油、套管分层注水、单管分层配水、多管分层注水单管配水器多层段配水方式井中只下一根管柱，利用封隔器将整个注水井段封隔成几个互不相通的层段，每个层段都装有配水器。注入水从油管入井，由每个层段配水器上的水嘴控制水量，注入到各层段的地层中。(1)封隔器封隔器的分类及型号编制目前各油田所使用的封隔器型式很多，按其工作原理不同，可分为支撑式、卡瓦式、皮碗式、水力扩张式、水力自封式、水力密闭式、水力压缩式和水力机械式八种类型；按其封隔件〔密封胶筒〕的工作原理不同，又可分为自封式、压缩式、楔入式、扩张式和组合式五种类型。封隔器型号编制的根本方法是按封隔器分类代号、支撑方式代号、坐封方式代号、解封方式代号及封隔器钢体最大外径、工作温度、工作压差等参数依次排列，进行型号编制。封隔器分类代号分类名称自封式压缩式楔入式扩张式组合式用各式的分类代号组合表示分类代号ZYXK支撑方式名称尾管支撑单向卡瓦悬挂双向卡瓦锚瓦支撑方式代号12345封隔器支撑方式代号封隔器坐(解)封方式代号坐封方式名称提放管柱转动管柱自封液压下工具热力坐封方式代号123456解封方式名称提放管柱转动管柱钻铣液压下工具热力解封方式代号123456Y341型，K344型水井用封隔器按封隔器封隔件工作原理，可分为自封式〔靠封隔件外径与套管内径的过盈和压差实现密封〕、压缩式〔靠轴向力压缩封隔件使其直径变大〕、楔入式〔靠楔入件楔入密封件，使封隔件直径变大〕和扩张式〔在一定液体压力作用于封隔件内腔使封隔件直径变大〕四大类。常规注水井，封隔器直接随注水管柱下入井筒，其封隔器类型主要有水力扩张式封隔器和水力压缩封隔器。水力扩张式封隔器分层注水常用的扩张式封隔器K344从油管内加液压，当油管内外压差达，液压经滤网罩7，下接头8的孔眼和中心管6的水槽，作用于胶筒的内腔，使胶筒胀大，密封油套管环形空间。放掉油管内的压力，使其油管内外压差低于时，胶筒即收回解封。使用条件及特点：扩张式封隔器必须与节流器配套使用。其优点是结构简单，不能单独坐封封隔器；缺点是必须在油管内外造成一定的压差方能正常工作。水力压缩式封隔器分层注水常用的压缩式封隔器Y141-114和DQY134-114结构原理：油管憋压后，胶简即在锥体a和活塞b之间压缩，内腔d中的作用压力下推活塞b，从而使卡瓦张开，并使水力卡瓦6固定住中心管，内锁紧卡瓦f使封隔器保持坐封状态。坐封方式：油管憋压。解封方式：上提或转动。单管分层注水管柱结构按配水器结构分类：固定配水管柱空心配水管柱偏心配水管柱(2)单管分层注水管柱固定配水管柱固定配水管柱：水嘴固定在配水器上；固定配水管柱不便于调配水量已不再使用。空心配水管柱活动配水管柱图偏心配水管柱偏心配水管柱是目前国内外用得最多的分层注水管柱，管柱组合主要包括：油管、偏心配水器、注水封隔器。偏心配水管柱的最大优点，是在注水管柱上根据需要安装多个偏心配水器，在不动管柱的情况下可以采用钢丝投捞更换任一级水嘴。但受投劳工艺的限制，配水器间距必须保持在6～8m以上。其缺点是投劳成功率低(50%～70%)，钢丝作业的工作量大。偏心配水管柱图(Ⅰ)偏心配水管柱图(Ⅱ)总注水井数6697口，分注井2338口，分注井主要以2层、3层为主，约占总分注水井数的91%，分注率89.2%，注水井层段合格率70.14%，分注井层段合格率64.22%。胜利油田注水井状况(2006年底)按配水器类型分类按封隔器类型分类分层注水管柱应用情况采用Y341型封隔器分层的井1268口，K344型封隔器分层的井1136口，其它29口。(3)分层配水管柱的设计各注水层的注水指示曲线，它是反映注水层吸水能力的曲线。配水嘴的嘴损曲线，它反映了水嘴尺寸、配水量和通过配水嘴时的节流损失三者之间的定量关系，不同结构的配水器的嘴损曲线也不相同。设计主要依据：注水层的注水指示曲线以及配水嘴的嘴损曲线分层注水管柱存在的一个问题

ST2-3-247井管柱尾深2189.81米，进行实际测试验证：①下层注水，上层停注时管柱缩短1.1m；②上层注水，下层停注时管柱伸长0.8m。水井在生产过程中管柱蠕动问题严重(4)注水井井下管柱力学计算模型

进行注水井井下管柱受力分析的目的在于分析油管柱轴向位移和封隔器的受力。注水过程中，需要对注水层位上端和下端用封隔器封隔，以到达向油层注水的目的。由于井内压力、温度、流量等会发生变化，同时引起封隔器受力及油管柱长度发生变化，进而影响甚至破坏封隔器的井下工作效果，尤其是在高压及深部地层注水更是如此。为了正确确定封隔器坐封位置和计算封隔器的轴向位移补偿量，提高注水管柱的使用寿命，需要精确计算在不同工况下注水管柱的轴向位移。注水管柱在实际生产中受管柱自重、油管内外压力和温度沿管柱变化的影响，会产生以下引起管柱受力和长度变化的四种根本效应：①活塞效应：因油管内、外压力作用在管柱直径变化处和密封管的端面上引起；②螺旋弯曲效应：因压力作用在密封管端面和管柱内壁面上引起；③鼓胀效应：因压力作用在管柱的内、外壁面上引起；④温度效应：因管柱的平均温度变化引起。上述四种根本效应，既可以单独地、也可以综合地发生在一个管柱上。当四种根本效应同时发生时，管柱总的长度变化，即为各单独效应所引起的长度变化的总和。例如中原油田五厂胡庆油田的H12-30井，管柱下深2212m，油管压力25MPa。经计算，打压座封时，油管伸长0.51m；正常注水时油管缩短1.35m。无锚定管柱封隔器从座封到正常注水，上下移动1.86m，足以使封隔器自动解封或胶筒破裂而失效。胡庆油田回注污水温度30℃，管柱平均深度2500m，正常注水温度效应使管柱伸长0.90m，停注时井筒温度恢复到静态温度，管柱也要恢复原状，相对缩短，造成封隔器失效。从以上计算可看出，在正常注水和停注，或者在压力波动较大时，分层注水管柱上下蠕动较大，封隔器就会失效而不密封。补偿器水力锚水力卡瓦防蠕动器其他防蠕开工具通过合理锚定、有效补偿来减轻管柱蠕动对水井封隔器的影响。有效克服管柱蠕动，补偿温度和压力效应下的管柱伸缩，改善管柱的受力条件，提高封隔器的密封压力和使用寿命。注水压差（MPa）适用井斜（°）适用井温（℃）分注层数≤35≤45≤160≤4层补偿器水力锚Y341封隔器水力卡瓦配水器底+筛+堵配水器注水层注水层Y341封隔器人工井底项目指标适应套管内径，in51/2，7工作温度，℃≤125工作压力，MPa30封隔器配水器封隔器

配水器底球注水层注水层人工井底防蠕动器克服了活塞效应产生的管柱蠕动，延长封隔器胶筒的寿命。2.3.2分层吸水能力及测试方法相对吸水量：在同一注入压力下，某一层吸水量占全井吸水量的百分数分层注水指示曲线：注水层段注入压力与注入量的相关曲线某井分层指示曲线分层吸水能力测试方法：测定注水井的吸水剖面：直接进行分层测试：用各层的相对吸水量来表示分层吸水能力的大小。用分层测试整理分层指示曲线，求出分层吸水指数来表示分层吸水能力的好坏。(1)放射性同位素载体法测吸水剖面吸水剖面：一定注入压力下沿井筒各层段注入量(吸水量)的分布情况。图5-9载体法测吸水剖面曲线将吸附有放射性同位素(如Zn65、Ag110等)离子的固相载体参加水中，调配成一定浓度的活化悬浮液。在正常注水条件下将悬浮液注入井内后，利用放射性仪器在井筒内沿吸水剖面测量放射性强度。(2)投球法分层测试投球测试管柱示意图投球测试法所用测试管柱包括油管、封隔器、配水器、球座、底部凡尔。测全井指示曲线井下各注水层段在该井下管柱条件下同时吸水时，注入压力和全井吸水量的关系曲线。测试时通常测四至五个点，每个测点之间的压力相差0.5～1.0兆帕，其中一个点的压力为正常注水压力。测各压力点下的注水量必须在注水稳定之后。测分层指示曲线下到上逐级投入由小直径到大直径的四个球，进行测试。配水器`封隔器芯子配水器`封隔器芯子配水器`底筛堵`投球测试法特点：仪器维护成本低改变了注水井的工作制度，测试误差大应用：高温、高压分层注水井的测试(3)流量计法浮子式流量计是利用与被测试管柱配套的密封及定位装置密封，并定位于被测层段的配水器上。使注入地层的全部液体流量通过仪器的锥管，冲动锥管里的浮子。浮子产生位移并带动记录笔，便可记录出流量的变化。测试仪器：

外流式电磁流量计超声波流量计〔A〕外流式电磁流量计测试

外流式电磁流量计测试，是利用电磁感应的原理测量管道中导电液体流量的仪器，测试方法是不需聚流，只需检测流过仪器时的液体流速，通过转换计算出液体流量。外流〔中心流速〕式流量计测试原理图油管流量计注入流体下扶正上扶正〔B〕超声波流量计测试超声波流量计测试，采用超声波来测量流体流速，它通过测量高频超声波束的传播时间差来推算流体流量。测试方法是从下到上，不需聚流，一次下井可测多层。超声波流量计组件图

402配水器403配水器404配水器测分层流量下层流量中、下层流量全井流量〔C〕定点调压测试方法：仪器下到设计位置后，固定不动，调节注水压力，调节4~5个压力点，测试完成后，上提或下放在测试另一层流量。402配水器403配水器404配水器测分层流量下层流量中、下层流量全井流量〔D〕定压调点测试方法：

仪器下到设计位置后，不调节注水压力，测试完成一个压力下流量后，上提或下放在测试另一层流量。全部测试完成后，再调整压力，继续把仪器下到对应位置测试，直至完成4～5个压力点测试。2.4注水指示曲线的分析和应用2.4.1指示曲线的几种形状几种指示曲线的形状(1)直线型指示曲线由指示曲线求吸水指数递增式垂直式①油层性质很差，虽然泵压增加了，但注水量没有增加；②仪表不灵或测试有误差；③井下管柱有问题，如水嘴堵死等。递减式不正常的曲线仪表、设备等有问题(2)折线型指示曲线曲拐式仪器设备有问题，不能应用上翘式图5-16几种指示曲线的形状仪表、操作、设备、油层性质有关油层条件差、连通性不好或不连通油层折线式新油层开始吸水或油层产生微小裂缝图5-21曲线平行上移、吸水能力不变图5-20曲线左移、斜率变大，吸水能力下降图5-19曲线右移、斜率变小，吸水能力增强2.4.2用指示曲线分析油层吸水能力的变化(1)几种典型曲线变化图5-22曲线平行下移、吸水能力不变(2)本卷须知分析油层吸水能力的变化必须用有效压力来绘制油层真实指示曲线；用指示曲线比照来分析油层吸水能力时，应考虑井下工具工作状况的改变对指示曲线的影响。2.4.3井下配水工具工作状况的判断(1)封隔器失效封隔器失效原因封隔器胶皮筒变形或破裂，使胶皮筒无法密封；配水器弹簧失灵及管柱底部阀不严，使油管内外压差达不到封隔器胶皮筒胀开所需要的压力差。主要表现油套压平衡注水压力不变〔或下降〕而注入量上升第一级封隔器失效的判断油、套压及注水量变化正注井：油、套压平衡；注水量突然增加，油压相应下降，套压上升合注井：油、套压平衡；改正注后，套压随油压变化而变化第一级以下各级封隔器密封性的判断油压下降〔或稳定〕，套压不变，注水量上升(2)配水嘴故障水嘴堵塞水嘴孔眼刺大掉水嘴前后指示曲线底部阀不密封2.4.4配注准确程度和分配层段注水量检查(1)检查配注准确程度的方法配注误差为“正〞说明未到达注入量，称欠注配注误差为“负〞那么说明注入量超过配注量，称超注(2)分配层段注水量正常注水时一般只测得全井注水量，为了获得每个层段的注水量要将全井注入量按下述方法分配给各个层段。

用分层测试资料整理成层段指示曲线在曲线上求出目前正常注水压力下各层注水量及全井注水量某注水井分三个层段注水，已测得层段指示曲线。正常注水井口压力为8.5MPa，目前全井注水量为230m3/d。计算相应注入压力下各层段的相对注水量把目前实测全井注水量按上式计算的比例分配给各层段目前某层段注水量=[某层段相对注水量]×[全井实测注水量]图5-27某井实测层段指示曲线表5-4各层段相对注水量第Ⅰ层段日注水量=230×39.9=91.7m3/d第Ⅱ层段日注水量=230×23.1=53.2m3/d第Ⅲ层段日注水量=230×37.0=85.1m3/d2.4.5嘴损曲线与配水嘴的选择配水嘴尺寸、配水量和通过配水嘴的节流损失三者之间的定量关系曲线嘴损曲线：图5-28KGD-110配水器嘴损曲线节流(差压)式流量计工作原理：在管道中设置节流元件，使流体在流过节流件时产生节流理象。在节流件两侧形成压力差，通过测此差压信号来实现对流量的测量。油层无控制〔不装水嘴〕注水Q=K·ΔPΔP=Pt＋PH－Pfr－PeP=Pt＋PH－Pfr油层控制〔装上水嘴〕注水Qd=K·ΔPdΔPd=Pt＋PH－Pfr－Pcf－PePd=Pt＋PH－Pfr(1)新投注井水嘴选择方法对注水井采用适合的管柱进行投球测试整理出分层及全井指示曲线(按实测井口注入压力绘制)用各层段配注量Qd在分层指示曲线上查得各层的配注压力Pd用已确定的井口压力减分层配水压力求各层的井口嘴损根据各层需要的嘴损和配注量，在相应的觜损曲线上查得应选用的水嘴大小和个数(2)带有水嘴井的水嘴调配根据下入管柱投球测试资料整理出各层段的指示曲线根据分层配注量要求Qd

，在层段指示曲线上求出相应的井口分层配注压力在已下配水管柱的井，经过测试，水量达不到配注方案要求时，需立即进行调整。求出水嘴损失由嘴损曲线求出水嘴直径根据实际情况确定井口注入压力本卷须知测试资料准确程度要求高，一般要求连续两次以上的测试资料根本相同，调整水嘴才能准确；要对水井的资料和动态等作经常分析，及时掌握油层变化情况，找出变化原因；每次调整配水嘴必须检查原水嘴与配水管柱，修正实测资料的准确程度。2.5.1注水系统效率概念机采系统、集输系统、注水系统、加热系统和供配电系统是油田能耗的绝对大户，直接关系到油田的生产本钱和经济效益。全国各油田综合统计结果说明,油田注水耗电占油田总用电量的33%~56%。注水泵站、注水管网及注水井口组成的系统。根据能量守恒原理式中：E电机为电机输入功率；ΔE泵为泵机组损失能量；ΔE站内为注水站内阀节流损失能量；ΔE网为注水管网损失能量；ΔE间为配水间节流损失能量；E井为系统有效能量,即注入注水井的能量。标准名称：油田注水地面系统效率测试和单耗计算方法标准号：SY/T5265-1996负责起草单位：大庆石油管理局油田建设设计研究院、总公司油田节能监测中心被代替标准：SY5265-91发布日期：1996-12-31实施日期：1997-9-1油田(区块)注水系统平均效率：一个油田(区块)范围内注水系统有效功率与输入功率之比。注水系统效率：注水系统范围内有效功率与输入功率之比值。η注——注水系统平均效率；η电机——电机平均效率；Η泵——注水泵平均效率；η管网——注水管网平均效率。注水泵电机效率注水泵电动机输出功率与输入功率之比值。注水泵效率注水泵外输水的功率与轴功率之比值。注水管网效率注水管网内有效输出功率与输入功率之比值。注水系统单耗注水系统每注入1m3水的耗电量。2.5.2注水系统效率的测量(1)电机的运行效率电动机运行效率，按GB/T12497和GB/T8916计算。ηe——电动机效率；Pe——电动机输入功率；P0——电动机空载功率；K——损耗系数。I

——电动机电流；U——电动机电压；cosφ——功率因数K——损耗系数，随电动机杂散耗、转子铜耗功率的增大而增加；常用的2极1000kW～2500kW电动机的K值为0.0090～0.011，一般可取0.01。(2)注水泵泵效注水系统的测试关键是注水泵效测试，测试方法分流量法与温差法2种。流量法是采用测量注水泵流量、压力及泵轴功率等参量来计算泵效的方法。需单泵流量计、压力表、电表等仪器。ηp——注水泵效率；qvp

——注水泵流量，m3/h；Pp——注水泵轴功率。热力学法是采用测量注水泵进出水温度、压力等参量来计算泵效的方法。〔适用于扬程高于1000m的离心式水泵〕Δts为等嫡温升值，℃；与温度t1和压力P2有关，可查表获得。(3)管网泵效ηn——注水泵效率；p4i——第i口注水井井口压力；qvji

——第i口往水井注水量；p2i——第i台注水泵出口压力；qvpi

——第i台注水泵流量。包含注水站和配水间的截流损失和管网摩擦损失。2.5.3注水系统效率的分解注水系统可分为站内和站外两局部，一般由电动机、注水泵、节流阀(泵站控制及配水间控制)、管网及注水井口等5个单元构成。注水系统的能耗包括电机损失Ｄ1;水泵损失Ｄ2;节流损失Ｄ3;管网磨损Ｄ4。2.5.3注水系统效率的分解(1)电机损失Ｄ1：在整个损失中一般占5%～10%，其大小主要取决于电机自身的无功能耗多少，受设备机型和质量优劣影响较大。(2)水泵损失Ｄ2：在整个能量损失中大约占60%～70%，所占比例最大，其损失量主要由机械磨损、容积漏损和水力能量变换损失构成。(3)节流损失Ｄ3：一般占整个损失15～20%，主要由两局部组成，即泵出口阀的节流损失和配水间的节流损失。其大小与节流阀的位置无关，主要因泵的排量和泵压与实际所需不匹配造成。(4)管网磨损Ｄ4：占整个能量损失5%～10%，其值与配注管线的大小、长短、内壁粗糙度等直接相关。2004年，对喇嘛甸油田高压注水系统的13座注水站，36台高压注水泵，70个配水间和516口注水井进行测试和计算。注水泵机组损失能量占总损失能量的48%，是损耗能量最多的一项；注水站节流损失占总损失能量的10%，管网损失能量占总损失能量的4%，配水间节流损失占总损失能量的38%。2.5.4注水系统效率现状(2)柱塞泵运行现状国内油田对于注水排量小于50m3/h的注水泵，大都选用柱塞泵。柱塞泵运行效率高，一般在80%～82%左右。由于它具有排量小，匹配组合灵活的优点，多用于注水量小的外围油田和产量低的断块油田及高压注水油田。中原油田在文东油田、濮城(沙三段)油田、桥口油田采用柱塞泵注水，目前注水效率较高。柱塞泵最大的缺点是运行噪音大，易损件多，维修周期短。(3)注水用电单耗现状注水用电单耗主要由注水泵运行效率、电机运行效率、管网平均运行效率和注水压力决定。我国油田注水压力一般在12～16ＭPa，平均注水泵效率为72.1%，注水系统效率47.8%。“八五〞期间中国石油天然气总公司规定注水用电单耗不能超过6.0kW.h/t，大港油田为7.79kW.h/t，中原油田为8.5kW.h/t，而国外平均为6.0kW.h/t。我国注水用电单耗平均水平与国外差距较大。国内外油田注水系统效率统计表年度项目国外国内平均国内先进中石化胜利平均2000注水泵效，%80～8572.178.0974.45系统效率，%47.854.5647.52003注水泵效，%80～8575.227977.1877.7系统效率，%51.9455.4251.0451.0“十五〞各年胜利油田注水系统统计表

2001年2002年2003年2004年20