图3-`1
缘外注水示意图
（2）缘上注水
注水井按一定形式 布在油水边界线上 或油水过渡带内进 行注水叫缘上注水。 （见图3-2）
图3-2 缘 上 注 水 示 意 图
（3）缘内注水
布在含油面积内进行 注水叫边内注水。边 内注水按注水井与采 油井的排列关系分为 边内切割注水和面积 注水。(图3-3) 图3-3 缘 内 注 水 示 意 图
矛盾加剧，
(二)划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础。
确定了开发层系，就确定了井网套数。
(三)
采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分。
多油层，油层数目很多，往往多达十几个甚至几十个，开采井段有时长可达数百米。 采油工艺就是要充分发挥各油层作用，吸水均匀生产均衡。 分层技术：分层开采、分层注水、分层控制
划分开发层系原则
开发层系划分条件
一、概念
开发层系指用一套井网来开发 一个以主力油层为主的地质特 征相近的油层组合.
二、 目的及意义
苏联萨莫特洛尔油田：9个油层划分为4套层系。
罗马尼亚丘列世蒂油田：3个油层分为3个 层系。
(一) 合理划分开发层系，有利与充分发挥各类油层的作用。
我国大庆、胜利 等油田，也是多套层系开发的。
3.3 井 网 部 署
一 布井方式 二 布井原则 三 井网密度 四 井数估算 五 基础井网的部署 六 布井方案
一、布井方式
图3-10
布井方式
布井方式与驱油能量分布及方向有关：
（一）能量具有方向性— 如气顶，边水驱动，布置环状或排状井网（见 图3-10） （二）能量均匀分布— 如底水驱动，溶解气驱，弹性驱动，布置规则 井网，例上图的三角形和正方形井网 （三）能量没有方向—布不规则井网。 断块，裂缝油藏
3．2
开发方式（p16）
一 概念 指主要利用什么驱油能量来进行油气田开发。 开发方式有利用天然能量开发、人工注水和注气 开发、先利用天然能量后进行注水或注气开发等。 开发方式的选择取决与油气田地质条件及国家对采 油速度的要求。
二、开发方式和采油方式的区别
（一）开发方式是指原油依靠何种能量运移到井底。 而采油方式是指原油从井底到井口所依靠的动力。 （二）二者是分属两套系统，开发方式是属于地层 系统，采油方式是属于井筒系统。
（4） 波
a 分类
及
系
数
水驱（淹）面积 面积波及系数E A 100% 井网控制面积 水驱厚度 100% 厚度波及系数E Z 井网控制厚度 水驱（淹）体积 100% 体积波及系数EV 井网控制体积
b
影响因素
流度比
表3-2 各种井网在不同流度比下的面积波及系数
流度:渗透率和粘度的比值。反映该流体在孔隙介质中的 流动能力。 流度比：驱动相（水）的流度与被驱动相（油）的流度比值。
k rw M k ro
w o
k rw o k ro w
1.增加水的粘度采用 稠化水注入 2.降低油粘度，采用 热力法、化学法
上式可见：油相粘度越大，水相对渗透率越高，则流度比越大。
边缘注水的实例： 实例1： 苏联巴夫雷油田
面积为80平方公里,平均有效渗透率为600毫达西,油 层比较均匀,稳定,边水活跃.采用边外注水后,平均 压力为稳定在140-150大气压.在注水的五年内原油 日产基本上没有波动,年采油速度达6%(按可采储量)
实例2： 我国老君庙油田 面积较小,并有边水存在.因而L油层和M油层 起初都采用边外注水.
边缘注水的适用条件：
中小油藏，油层稳定，特别边部渗透性较好的地区
边缘注水的优点：
油水界面比较完整,逐步由外向油藏内部推 进移动注水线，形成油田多阶段开发，地面工程
大； 2.大量注入水流向含油边界以外，降低注入水利用率； 3.受到注水井排影响的生产井排不多，仅仅靠边缘注水只能 影响构造边部井，而要使构造顶部井生产，降低采油速度，延 长开发年限。
第三章
油田开发部署
主
要
内 容
3.1 开发层系划分 3.2 开发方式 一、开发方式概念与分类 二、开发方式和采油方式的区别 三、注水开发 3.3 井网部署 一、 布井方式 二、 布井原则 三、井网密度 四、井数估算 五、基础井网的部署 六、 布井方案
3.1 开发层系的划分（P9） 概念 研究意义
国内外油田大多 数是非均质多油 层，各油层特性 差异很大，不宜用一套 经网笼统合采，就要考 虑层系划分的问题。
（三）面积注水：
面积注水是注水井和生产井按一定的几何
形状和密度均匀分布在整个油田上进行注水。 特点： 把油层分割成许多更小的单元,一口水井控 制其中之一并同时影响几口油井，而每一口油井 由同时在几个方向上受注水井影响。
（1）适用条件：
面积注水是一种强化注水，适于分布面积较小， 形态不规则，构造不完整，连通性差，渗透率低的油 层及各种复杂类型的油气藏
二） 水
边内切割注
利用注水井排把油 田切割成若干区块， 分区进行注水开发， 两排注水井之间夹三 排或五排等采油井， 这种布井形式叫边内 切割注水 (图3-4)。
图3-4边内切割注水
边内切割的实例： 实例1： 苏联罗马什金油田 在中央三个较大的切割区内增加了切割 水线后，注水效果很好，大部分油井保 持了正常的自喷
三 注水开发

时间: 1 早:苏 2 晚:美,二次采油
影响因素: 1 压力降低界限 2 压力保持水平 3 注水目的 a 提高采收率:降低压力至饱和压力的10% b 保持较高的采油速度,单井产量:早期注水

分类:
（一）边缘注水 边缘注水分为三类：缘外注水、缘上注水 和缘内注水。 （1）缘外注水(P18) 注水井按一定 的形式布在油田边界 以外含水区内进行注 水叫缘外注水。(图 3-1) 要求:含水区 内渗透性较好,含水 区与含油区之间不存 在低渗透带或断层.
井 网 注水井数与 采油井数比 四 1：2 点 五 1：1 点 七 2：1 点 九 3：1 点
单元几何形状
1 M 0.743 2M 1 M 1 M 1 M 0.718 0.743 0.525 2M 2M 2M
波 及 系 数
油层渗透率和油水粘度比不同，都将会使注采井数比不同； 对一个具体油藏来讲，不同开采阶段的注采系统也应是不 同的。 中国油藏开发初期，大多采用注采井数比为1:3的反九 点法面积注水方式，这是因为开发早期不含或低含水时， 产油、产液量不大，注采井数比1:3即可满足生产要求； 油藏开发进入中、后期，含水上升，产液量大幅度增加， 必须相应增加注水井点，注采井数比可从1:3达到1:1；到 油田开采后期，进一步调整为九点法注采井网，注采井数 比为3:1。 开发初期采用反九点法面积注采井网，可为以后注采系 统调整提供多种选择的余地，如可从反九点法转换为五点 法或线状注水，或是转为九点法注水，这样既适应了油藏 开发全过程需不断加密井网的要求，也适用于三次采油方 法的应用，而且可做到注采系统相对完整。
c 在不利的流度比以下（大于1的流度比），驱替的不稳 定过程对五点和七点注水系统的波及系数的影响小于对 交错式，直线式及九点井网注水系统对波及系数的影响。
无量纲累积注水量Vi/Vd
图 3-6
图 3-7
图 3-8
图3-9

这四幅图是对各种井网在不同无量纲累积注水 量Vi/Vd时，流度比与面积波及系数的关系。 从图看出，见水后继续注水面积波及系数均可 继续增大，但随着注入倍数的增加，其驱替效 率也越来越低。如在五点系统，当流度比为1 时，注入倍数从0.3增到0.4时，面积波及系数 可提高10.5%,而注入倍数从0.9增到1.0时，面 积波及系数只提高1%。
实例2： 我国大庆油田
一些好的油层储量大，油层延伸长度大 ，油层性质好，占储量80－90％以上的 油砂体延伸到3.2公里以上。采用边内 切割早期注水，仍可以控制90％以上的 储量，开发效果良好。
（1）适用条件：油层面积大且稳定的地区，注 采之间连通性好，渗透率高，具有一定的流动系 数，构造形态规则的较大油田。 （2）优点：提高了开发速度；并且可随时动用 任何一块储量；没有外流量损失。 （3）缺点：区间存在开发不平衡;而且不适合非 均质极强的区块；第一排井见水快；注水井间有 死油区。
四、划分开发层系具体条件
（一）一个独立的开发层系应具有一定的储量， 以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产 时间和达到较好的经济指标。 （二）各开发层系间必须有良好的隔层，以便 在注水开发的条件下，层系间能严格的分开，确保层系间不发生 串通 和干扰。 （三）有大致相同的油藏类型。 （四）同一开发层系内油层的构造形态，油水边界，压力系统 和原油物性应比较接近。
由计算结果可看出：
a 井网系统不同，同一流度比下的面积波及系数不同，
在大于1的流度比下，以五点系统的波及系数为最高， 其次是交错式排状系统，接着依次为直线系统，反九点， 反七点，七点，九点井网系统。
b 面积波及系数反比于流度比。流度比从0.2变到10时， 注水波及系数急剧下降，当流度比进一步增大时，注水 波及系数的递减速度减缓。
(四) 油田高速开发要求进行层系划分。
三、划分开发层系原则
（ 一）把特征相近的油层组合在同一层系，以保 证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减 少开采过程中的层间矛盾。 （二）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层 系不宜划分过细，以利于减少建设工作量，提高经 济效果。 （三）对于油层层数过多，含油井段不宜过长。 （四）注意划分的基本单元。通常人们以油层为组 合开发层系的基本单元，也有以砂岩组来划分和组 合开发层系。因为砂岩组是一个独立的沉积单元， 油层性质相近。
（2）优点：对油层控制程度高；采油速度高；采收
率高；特别适合于致密低渗透层。
缺点：来水方向不易控制。 （3）注水方式
按注水井与采油井比例关系和排列形式分主要分 为六种方式