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》
— - 1 - —
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*
—- 2 - —
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)
—- 3 - —
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。
