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[摘 要]油田注水是采油生产过程中最重要的工作之一，油田的注水开发在油田的开发过程中具有极其重要的意义，通过控制注水和控制产出水量保持地底压力，达到油田长期高产、稳产是一项十分重要的技术。在实际的注水过程中，人工调节注水会存在很多的问题，工作人员不能长期驻守在现场，而且人工调节易出现超注或欠注的现象，影响正常的生产。
[关键词]油田，注水系统，见效见水
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）45-0012-01
前言：油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量将不断地被消耗，致使油层压力不断地下降，地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水。油田注水方式即是注采系统，其指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。
一、开发现状
根据资料显示，截止2016年2月，我国共有油水井99口，其中采油井78口（有6口井投产长2油层，12口井投产长4+5油层，32口投产长9油层，5口投产延10，23口投产延9），其中注水井21口，受益井开井数8口，平均日产液18.8m3，平均日产油4.5t。单井平均日产油0.56t，综合含水71.8%，累计产油量1.36万吨，累计产液3.6万方；水井开井日注水量136m3，平均单井日注水6.5m3；累计注水量10.4万方，累计注采比2.7，采油速度0.06%，采出程度0.4%。（图1）
二、见效见水分析
所谓注水井见效分析，是指水井注水后，地层压力自水井不断沿流线方向向油井传播，当沿速度最快、路径最短的主流线传播到油井后，油井开始收到注入水的影响开始见效。注水后引起油井附近压力场变化的效应有利于油井的生产，见效时间越早越好。
通过理论与实践分析表明，采油井注水见效后的主要特征有：
（1）、油层压力上升
（2）、动液面上升或稳定
（3）、油井产液量上升或递减减缓
（4）、油井产油量上升或递减减缓
（5）、油井含水率稳定或下降
例如，对于王洼子旗胜12-39注水站各井组，由于动液面数据不全，本次分析主要以月产液、月产油和含水率分析为依据，分析油井的注水见效情况。
注采井组未见效：
12-135井组月开采曲线图：
图2-6 旗胜12-135井组月采曲线图
12-135井组于2014年1月开始注水，注水层位长4+52，注水前受益井关停，注水10个月后，受益井开抽且3个月后，液量低停抽，注水未见效。
12-209井组月开采曲线图：
12-209井组于2014年1月开始注水，注水层位长93-1，注水前受益井关停，注水后受益井无液量，注水暂未见效。
12-308井組月开采曲线图：
该井组注水井为旗胜12-308井，于2014年1月开始注水，注水层位为长93-2，受益生产井有2口（12-307、12-309），投产日期为2010年6月，该井组属滞后注水，注水未见效，产量含水均无变化。
三、注水开发存在的问题
开发综合治理方案编制研究的目的及意义：一是针对研究区注水开发存在的问题，提出针对性治理对策，不断提高注水开发效果；二是形成注水开发技术政策及规范，为其它注水区块提供指导、借鉴，提高延长低渗-特低渗油藏水驱采收率。
根据资料显示，近年来，在油田开发形势评价的基础上，分析油田开发存在的问题主要有以下几个方面：
（1）井网总体开发长9油层，但局部区域开采延9油层，区域注采井网不完善，注采层位不统一；
（2）目前注采井网下，长93-1水驱控制程度偏低、水驱状况不均衡。
（3）注水利用率偏低，水驱采收率偏低；油井见效以单向见效为主，还有部分油井未见注水效果。
（4）井组注采状况不均衡，注水井与采油井比例仅为1：1.52。
（5）地层压力保持水平偏低，地层压力仅为原始地层压力的58.9%，平面上压力分布差异大。
（6）油井利用率低，受益井32口，开井3口，关停井29口。
方案确定利用静压及压力恢复测井，结合注水井压力降落测井，了解与认识油藏压力恢复情况，剩余油测试、示踪剂测试、吸水剖面测试、水质全分析等按行业标准最低要求进行。
结语
分析油田注水系统的运行现状，指出了注水效率较低、能耗较高的主要原因。以注水能耗最小为目标函数，水力平衡约束、注水量约束、注水压力约束等为约束条件建立了油田注水系统开泵方案优化数学模型。该模型充分考虑了供水、注水以及注水泵特性对系统可能造成的影响，比较全面地反映了注水系统的实际运行工况。
参考文献
[1]倪红梅. 基于智能计算的蒸汽驱开发效果预测与参数优化方法研究[D].东北石油大学，2016.
[2]李建，赵美刚，张志超，曲江涛，王振东，梁婷.提高多源注水系统效率的策略研究与实践[J].油气田地面工程，2016，35（04）：4-7.
[3]李笛. 油田注水电机润滑油系统在线监测系统的研究[D].东北石油大学，2016.
[关键词]油田，注水系统，见效见水
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）45-0012-01
前言：油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量将不断地被消耗，致使油层压力不断地下降，地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水。油田注水方式即是注采系统，其指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。
一、开发现状
根据资料显示，截止2016年2月，我国共有油水井99口，其中采油井78口（有6口井投产长2油层，12口井投产长4+5油层，32口投产长9油层，5口投产延10，23口投产延9），其中注水井21口，受益井开井数8口，平均日产液18.8m3，平均日产油4.5t。单井平均日产油0.56t，综合含水71.8%，累计产油量1.36万吨，累计产液3.6万方；水井开井日注水量136m3，平均单井日注水6.5m3；累计注水量10.4万方，累计注采比2.7，采油速度0.06%，采出程度0.4%。（图1）
二、见效见水分析
所谓注水井见效分析，是指水井注水后，地层压力自水井不断沿流线方向向油井传播，当沿速度最快、路径最短的主流线传播到油井后，油井开始收到注入水的影响开始见效。注水后引起油井附近压力场变化的效应有利于油井的生产，见效时间越早越好。
通过理论与实践分析表明，采油井注水见效后的主要特征有：
（1）、油层压力上升
（2）、动液面上升或稳定
（3）、油井产液量上升或递减减缓
（4）、油井产油量上升或递减减缓
（5）、油井含水率稳定或下降
例如，对于王洼子旗胜12-39注水站各井组，由于动液面数据不全，本次分析主要以月产液、月产油和含水率分析为依据，分析油井的注水见效情况。
注采井组未见效：
12-135井组月开采曲线图：
图2-6 旗胜12-135井组月采曲线图
12-135井组于2014年1月开始注水，注水层位长4+52，注水前受益井关停，注水10个月后，受益井开抽且3个月后，液量低停抽，注水未见效。
12-209井组月开采曲线图：
12-209井组于2014年1月开始注水，注水层位长93-1，注水前受益井关停，注水后受益井无液量，注水暂未见效。
12-308井組月开采曲线图：
该井组注水井为旗胜12-308井，于2014年1月开始注水，注水层位为长93-2，受益生产井有2口（12-307、12-309），投产日期为2010年6月，该井组属滞后注水，注水未见效，产量含水均无变化。
三、注水开发存在的问题
开发综合治理方案编制研究的目的及意义：一是针对研究区注水开发存在的问题，提出针对性治理对策，不断提高注水开发效果；二是形成注水开发技术政策及规范，为其它注水区块提供指导、借鉴，提高延长低渗-特低渗油藏水驱采收率。
根据资料显示，近年来，在油田开发形势评价的基础上，分析油田开发存在的问题主要有以下几个方面：
（1）井网总体开发长9油层，但局部区域开采延9油层，区域注采井网不完善，注采层位不统一；
（2）目前注采井网下，长93-1水驱控制程度偏低、水驱状况不均衡。
（3）注水利用率偏低，水驱采收率偏低；油井见效以单向见效为主，还有部分油井未见注水效果。
（4）井组注采状况不均衡，注水井与采油井比例仅为1：1.52。
（5）地层压力保持水平偏低，地层压力仅为原始地层压力的58.9%，平面上压力分布差异大。
（6）油井利用率低，受益井32口，开井3口，关停井29口。
方案确定利用静压及压力恢复测井，结合注水井压力降落测井，了解与认识油藏压力恢复情况，剩余油测试、示踪剂测试、吸水剖面测试、水质全分析等按行业标准最低要求进行。
结语
分析油田注水系统的运行现状，指出了注水效率较低、能耗较高的主要原因。以注水能耗最小为目标函数，水力平衡约束、注水量约束、注水压力约束等为约束条件建立了油田注水系统开泵方案优化数学模型。该模型充分考虑了供水、注水以及注水泵特性对系统可能造成的影响，比较全面地反映了注水系统的实际运行工况。
参考文献
[1]倪红梅. 基于智能计算的蒸汽驱开发效果预测与参数优化方法研究[D].东北石油大学，2016.
[2]李建，赵美刚，张志超，曲江涛，王振东，梁婷.提高多源注水系统效率的策略研究与实践[J].油气田地面工程，2016，35（04）：4-7.
[3]李笛. 油田注水电机润滑油系统在线监测系统的研究[D].东北石油大学，2016.