高效注水開發(fā)工藝技術(shù)課件

高效注水開發(fā)工藝技術(shù)2009.10個人簡歷王衛(wèi)陽，1972年6月出生，博士，副教授。1993——石油大學(xué)(華東)采油工程專業(yè)學(xué)士1996——石油大學(xué)(華東)油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士2007——西安交通大學(xué)動力工程及工程熱物理專業(yè)博士1996年碩士畢業(yè)留校任教，現(xiàn)為石油工程學(xué)院采油工程系教師，油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士生導(dǎo)師。聯(lián)系方式：內(nèi)容提綱油田注水開發(fā)理論注水井生產(chǎn)分析注水管網(wǎng)生產(chǎn)分析油田注水工藝技術(shù)水質(zhì)及注水系統(tǒng)注水井吸水能力分析分層注水技術(shù)注水指示曲線分析與應(yīng)用提高注水系統(tǒng)效率技術(shù)1.1砂巖油田的注水開發(fā)在進行油田開發(fā)方案設(shè)計時，首先要確定油田開發(fā)方式，且應(yīng)當盡可能充分利用油藏本身的天然能量來開發(fā)油田。我國現(xiàn)有油田絕大多數(shù)不具備充足的天然能量補給條件世界油田開發(fā)的歷史也表明，若只依靠油田本身的能量開發(fā)，采油速度低，采收率小，原油產(chǎn)量不能滿足國民經(jīng)濟發(fā)展的要求國內(nèi)油田開發(fā)中廣泛采用人工注水保持或補充地層能量，使油田處于水壓驅(qū)動方式開發(fā)。+

1高含水油田注水開發(fā)理論大慶油田于1960年投產(chǎn)，1976年原油產(chǎn)量5030萬噸，1994年超過5600萬噸，但是從1998年開始下降，到2002年降到5013萬噸。1976年至2002年，27年高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)5000萬噸原油后，2003年產(chǎn)量降至4840萬噸，

2004年產(chǎn)量4640萬噸，2005年產(chǎn)量4495萬噸，2006年產(chǎn)量降至4341萬噸，2007年產(chǎn)量4170萬噸，2008年產(chǎn)量4020萬噸

。大慶油田已累計生產(chǎn)原油19億多噸，占同期中國原油總產(chǎn)量的40%左右。大慶油田產(chǎn)量中國石油天然氣集團公司不久前正式要求大慶油田在4000萬噸年產(chǎn)量的基礎(chǔ)上，實現(xiàn)原油生產(chǎn)的10年“硬穩(wěn)定”，這是對國家要求的落實。

2007年，大慶油田實際生產(chǎn)原油4169.8萬噸，原油產(chǎn)量仍占全國原油總產(chǎn)量的近25%。中國石油和化學(xué)工業(yè)協(xié)會與中國海關(guān)總署提供的統(tǒng)計資料顯示，2007年中國生產(chǎn)原油18665.7萬噸，凈進口原油15928萬噸，原油對外依存度達到46.05%。

大慶油田產(chǎn)量1.1.1油田注水時間油田合理的注水時間和壓力保持水平是油田開發(fā)的基本問題之一。對不同類型的油田，在油田開發(fā)的不同階段進行注水，對油田開發(fā)過程的影響是不同的，其開發(fā)效果也有較大的差別。一般從注水時間上大致可以分為：早期注水晚期注水中期注水截至1964年底，大慶油田有注水井239口，主要采取籠統(tǒng)注水。選擇合適的注水時機對于充分利用天然能量，提高注水開發(fā)效果具有重要意義。對于一個具體油藏要確定最佳注水時機時，要考慮以下因素：1.1.2注水時間的確定油田天然能量的大小油田的大小和對油田產(chǎn)量的要求油田的開采特點和開采方式(低滲透油田)將注水井和生產(chǎn)井按一定的幾何形狀和密度均勻地布置在整個含油面積進行開發(fā)。面積注水根據(jù)油井和注水井的相互位置及構(gòu)成的井網(wǎng)形狀，將面積注水進行分類面積注水方式四點法五點法七點法線狀注水九點法反九點法不同國家，甚至同一國家的不同油田之間，關(guān)于面積井網(wǎng)的命名方法可能是不同的。是以生產(chǎn)井為中心包括周圍的注水井而構(gòu)成的注水網(wǎng)格來命名，在這個網(wǎng)格中一共有幾口井，就稱為正幾點井網(wǎng)，簡稱幾點井網(wǎng)。若將正井網(wǎng)中的生產(chǎn)井與注水井的位置調(diào)換而得的井網(wǎng)，稱為反井網(wǎng)。面積注水井網(wǎng)的命名1.2裂縫性低滲油藏注水開發(fā)1.2.1注水時機國內(nèi)眾多低滲透油田一般天然能量小，彈性采收率和溶解氣驅(qū)采收率都非常低早期注水國內(nèi)一般認為，應(yīng)該立足于早期注水。上覆壓力與巖心滲透率和孔隙度關(guān)系曲線（榆樹林油田）低滲透油層孔隙度和滲透率在壓力的作用下，其變化過程為一不可逆過程。因此，低滲透油田必須早注水，以保持較高的地層壓力，防止油層孔隙度和滲透率大幅度下降，保持良好的滲流條件。超前注水是指注水井在生產(chǎn)井投產(chǎn)前投注，經(jīng)過一定時間注水，使地層壓力在生產(chǎn)井投產(chǎn)前高于原始地層壓力，生產(chǎn)井投產(chǎn)時其泄油面積內(nèi)含油飽和度不低于原始含油飽和度，地層壓力高于原始地層壓力，并建立起有效驅(qū)替系統(tǒng)的一種注采方式。長慶油田從2001年開始推廣超前注水技術(shù)。2001-2005年在西峰、靖安、南梁、安塞、姬塬等長8、長6、長4+5、長2等油藏實施超前注水技術(shù)，總體實施效果較好。另外吉林新立油田119區(qū)塊(2006)和木頭油田141區(qū)塊(2003)；中原衛(wèi)城油田云9塊(2006)；吐哈牛圈湖油田西山窯組(2004)也都實施了超前注水。1.2.2低滲油藏的超前注水2001年安塞油田實施超前注水井組12個，對應(yīng)采油井57口。與可對比資料的44口井分析看出，超前注水取得較好的開發(fā)效果。(1)超前注水初期日產(chǎn)油量明顯提高，含水降低，初期遞減率較小。(2)超前注水地層壓力保持在原始地層壓力的110％為好。(3)超前注水時間越長，壓力值越高，初期日產(chǎn)油亦高。(4)超前注水時機以3～6個月較佳。(5)超前注水井注水壓力正常。超前注水井注水3個月后注水壓力僅高0.5～0.8MPa。(2)安塞油田的實踐新立油田119區(qū)塊儲層平均孔隙度為12.9％，平均滲透率為1.22×10-3μm2。2006年開展了超前注水試驗，取得了初步成效，說明超前注水方式適應(yīng)于該低滲透油藏。(3)新立油田的實踐地層壓力達到原始地層壓力的105％～115％作為油井投產(chǎn)的最佳時機。注入壓力一般不能超過油層破裂壓力。新119區(qū)塊通過9個月超前注水，各主力層地層壓力均達到原始地層壓力的105％以上，達到投產(chǎn)要求。具體表現(xiàn)為初產(chǎn)較高、遞減小、含水率低，且保持地層壓力在原始地層壓力以上開采，采油速度合理，井網(wǎng)適應(yīng)，注采關(guān)系協(xié)調(diào)，油井產(chǎn)油能力旺盛等特點。國內(nèi)外裂縫性低滲透油藏在進行井網(wǎng)優(yōu)化時，都是在裂縫油藏有別于常規(guī)油藏這個角度考慮的。裂縫性低滲透油藏最突出的特點有3個：儲層存在天然裂縫，裂縫具有方向性，且不同油田其裂縫發(fā)育程度不同；裂縫滲透率較基質(zhì)高，裂縫是儲層的主要滲流通道，基質(zhì)則是儲層的主要儲積空間；若注采井處在裂縫系統(tǒng)上，油水運動受裂縫控制，出現(xiàn)不均勻性。井網(wǎng)優(yōu)化的出發(fā)點(1)裂縫性低滲油藏注水開發(fā)井網(wǎng)的優(yōu)化裂縫在油藏注水開發(fā)中有雙重作用：一方面可以提高注水并吸水能力和采油井生產(chǎn)能力；另一方面容易形成水竄，使采油井過早見水和暴性水淹。油藏開發(fā)工作者應(yīng)該十分注意，充分發(fā)揮和利用裂縫的有利因素，盡可能避免裂縫的不利影響。物理模擬、數(shù)值模擬和現(xiàn)場試驗都說明，裂縫性砂巖油藏最好的開采方式是平行裂縫方向注水，垂直裂縫方向驅(qū)油，即線狀注水方式。天然裂縫的影響裂縫性油藏的井距應(yīng)該大于排距，井距可以為排距的2－3倍，甚至4倍。具體確定原則：

井距：主要根據(jù)裂縫規(guī)模和滲透率高低確定。一般裂縫滲透越高，井距應(yīng)越大。排距：應(yīng)該根據(jù)基質(zhì)巖塊滲透率和裂縫密度確定。一般基巖滲透率越低，裂縫越少，排距應(yīng)該越小。井距與排距的關(guān)系：在低滲透油田幾十年的開發(fā)實踐中，人們對裂縫性低滲透油田的井網(wǎng)布置取得了很多有益的認識。目前國內(nèi)外投入開發(fā)的低滲透井網(wǎng)大多有三種：最先發(fā)展的正方形井網(wǎng)及反九點面積井網(wǎng)和后來發(fā)展菱形井網(wǎng)。前兩種井網(wǎng)由于將注水井排直接布置在主裂縫上，所以油井投入開發(fā)后，見水快，水淹嚴重，而菱形井網(wǎng)才是裂縫性低滲透油藏開發(fā)的最佳井網(wǎng)，這其中又以兩排注水井夾兩排采油井菱形井網(wǎng)最佳。(2)裂縫性低滲油藏常用井網(wǎng)裂縫性油藏—扶余油田、朝陽、新立、朝陽溝、新民、頭臺油田井網(wǎng)部署圖井排方向與裂縫方向錯開45o布井示意圖裂縫性油藏—吉林新民、吐哈丘陵井網(wǎng)部署圖注采方向與裂縫走向成θ-900菱形井網(wǎng)圖注采井與裂縫走向成一定夾角，無裂縫溝通。雖然注水井排與最近的采油井垂直距離較短，但極大地減小了水淹井，能有效地避免因油井水淹而出現(xiàn)的嚴重后果。由于縮小了排距，油井易于受注水，使油井地層壓力保持較高的水平。同時，由于注采井直線距離比較長，沒有裂縫溝通，所以雖然受效，但不會造成水淹。菱形井網(wǎng)的優(yōu)點：由于油井受兩口注水井驅(qū)油，先是受最近注水井的驅(qū)動，可使油井穩(wěn)產(chǎn)，之后又受較遠注水井的驅(qū)動，使油井較反九點井網(wǎng)油井穩(wěn)產(chǎn)時間長。油井多、水井少，它特別適合裂縫性油藏的情況，一般吸水能力強，不需要更多的注水井。若加密油井可以最大限度減少死油區(qū)，如在油井排間加密一排油井，加密后注采井數(shù)比為1：3。對于裂縫性油藏這一注采井數(shù)比能滿足注水要求。菱形井網(wǎng)的優(yōu)點：1.3高含水期水動力學(xué)調(diào)整方法注水開發(fā)的普遍應(yīng)用大大地提高了油田采收率和經(jīng)濟效益。但若僅利用常規(guī)的注水方式開發(fā)面對某些復(fù)雜的地質(zhì)情況將很難得到較好的開發(fā)效果。平面非均質(zhì)嚴重的中高滲透油藏非均質(zhì)斷塊油藏低滲透裂縫油藏裂縫-基質(zhì)裂縫-基質(zhì)-溶洞等雙重或三重介質(zhì)油藏。總的注水采收率受油藏非均質(zhì)性、巖石與流體的性質(zhì)、注水井網(wǎng)的類型與大小以及完井等因素的控制。注入水沿高滲透層快速推進，油井很快見水；在低滲透層中，由于注入水的滲流阻力大，水的推進緩慢，在油井見水時，在低滲透層中還有大量的原油未被采出。尤其是在已經(jīng)形成水竄通道的中、高含水期，注入水很難擴大波及體積，大部分水沿已形成的水竄通道采出地面。特別是當開發(fā)層系的地層非均質(zhì)程度增加時，注水波及體積和原油的采收率將急劇下降。非均質(zhì)油藏高含水期的調(diào)整工作全國注水開發(fā)油田1992年底綜合含水79.7%，對應(yīng)采出可采儲量61.6%，還有38%的可采儲量要在綜合含水80%以后采出。開發(fā)效果較好的主要油田，如大慶喇薩杏油田綜合含水80.5%，采出可采儲量63.9%；勝坨油田綜合含水91.7%，采出可采儲量75.2%；孤島油田綜合含水90%，采出可采儲量73.4%。高含水期開發(fā)是我國重要的油田開發(fā)階段。面臨著技術(shù)難度大、產(chǎn)量遞減、產(chǎn)水量大幅度增加、經(jīng)濟效益變差等問題。

以改變油層中的流場來實現(xiàn)油田調(diào)整的方法稱為水動力學(xué)方法。它的主要作用是提高注入水的波及系數(shù)，是改善高含水期油田注水開發(fā)效果的一種簡單易行、經(jīng)濟有效的方法。水動力學(xué)調(diào)整方法注水油田開發(fā)調(diào)整的水動力學(xué)方法的概念最早是由前蘇聯(lián)人1986年提出的。人們從1986年起把它作為獨立的方法進行研究。水動力學(xué)方法按其作用的特點又可分為兩種類型：(1)通過改變井的工作制度，實現(xiàn)油田強化開采的方法；(2)改變初始采用的井網(wǎng)和層系的調(diào)整方法。與三次采油方法相比，水動力學(xué)方法工藝比較簡單，成功率高，效果顯著，投資較小，經(jīng)濟效益好。三次采油方法工藝比較復(fù)雜，投資大，風(fēng)險大。水動力學(xué)方法往往只需要很小的工作量就能獲得較大的成效。水動力學(xué)方法往往只需很小的工作量，就能獲得較大的成效。一種很簡單的水動力學(xué)方法，例如通過油井轉(zhuǎn)注改變液流方向，效果就很顯著。水動力學(xué)調(diào)整方法優(yōu)勢提高最終水驅(qū)采收率優(yōu)點投資少風(fēng)險小簡單易行減緩含水上升率——水動力學(xué)方法，基本不需要增加設(shè)備——可以根據(jù)實施效果，隨時調(diào)整——只需改變注水工作制度——提高存水率——擴大波及體積主要的水動力學(xué)調(diào)整方法周期注水改變液流方向鉆加密井建立補充的點狀或排狀注水系統(tǒng)強化注采系統(tǒng)的變形井網(wǎng)優(yōu)化注水壓力提高排液量選擇性注水堵水、調(diào)剖周期注水周期注水也稱作不穩(wěn)定注水、間歇注水、脈沖注水等，是20世紀50年代末和60年代初開始在前蘇聯(lián)和美國實施的一種注水方法，在前蘇聯(lián)應(yīng)用比較廣泛。周期注水周期性地改變注入量和采出量，在地層中造成不穩(wěn)定的壓力場，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發(fā)生層間滲流，促進毛管吸滲作用，增大注入水波及系數(shù)及洗油效率，提高采收率。1961年，美國在斯普拉柏雷裂縫性砂巖油田德里佛單元的早期開發(fā)區(qū)將周期注水作為一種新的工藝提出并實施，獲得成功。20世紀70～80年代，前蘇聯(lián)已把這種注水方式作為一些注水油田改善開發(fā)效果的主要方法，實施規(guī)模相當大，主要在西西伯利亞、古比雪夫和韃靼油區(qū)共22個油田約80個層系中應(yīng)用，三個油區(qū)實施周期注水10年內(nèi)，共增產(chǎn)原油2200×104t。我國20世紀80年代開始在扶余、葡萄花、克拉瑪依、勝利等油田開展了周期注水的礦場試驗，并取得了一定成效。周期注水應(yīng)用狀況不穩(wěn)定壓力場驅(qū)動低滲部位剩余油；毛管力是周期注水驅(qū)油機理的重要因素。(1)周期注水的驅(qū)油機理在層狀非均質(zhì)油層以及裂縫－孔隙油藏實施不穩(wěn)定注水，通過周期性的提高和降低注水量，由于不同滲濾特性的介質(zhì)中壓力傳遞速度不同，在毛管力和彈性力的作用下，形成了高低滲透層之間、裂縫與基質(zhì)之間的流體交換，有效地采出低滲透層與基質(zhì)中的原油，從而改善了開發(fā)效果。

對一個穩(wěn)定的注采井網(wǎng)驅(qū)替系統(tǒng)，在正常注水下液流流線分布如圖示，在注水井與油井連線的主流線上水淹嚴重，油井之間形成滯留區(qū)。實施不穩(wěn)定注水時，水井1加強注水，水井2停注，則死油區(qū)內(nèi)剩余油將向水井2處移動，待水井2恢復(fù)注水時便將部分剩余油驅(qū)到油井處采出。液流流線分布圖穩(wěn)定注水不足注水壓力加大，一方面部分注入水由于壓力升高直接進入低滲層和高滲層內(nèi)低滲段，驅(qū)替那些在常規(guī)注水時未能被驅(qū)走的剩余油，改善了吸水剖面；另一方面由于注入量的增大，部分在大孔道中流動的水克服毛細管力的作用沿高低滲段的交界面進入低滲段，使低滲段的部分油被驅(qū)替；再者，注水壓力的加大使低滲層段獲得更多的彈性能。因此，水量越大，升壓半周期儲層內(nèi)流體的各項活動越強烈。在升壓半周期不穩(wěn)定壓力場作用在降壓半周期在周期注水的停注或減少注水量的半個周期內(nèi)，由于高、低滲段壓力傳導(dǎo)速度不同，高滲段壓力下降快，低滲段壓力下降慢；這樣高、低滲段間形成一反向的壓力梯度，同時由于毛細管力和彈性力的作用，在兩段交界面出現(xiàn)低滲段中的部分水和油緩慢向高滲段的大孔道流動，并在生產(chǎn)壓差的作用下隨同后來的驅(qū)替水流向生產(chǎn)井；注水量越小，高滲層段能量下降越快，越有利于低滲層段較早地發(fā)揮其儲備能，而高滲層段內(nèi)低滲段流體在彈性能和毛細管力的作用下沿高、低滲段的交界面進入高滲段的時機也越早，流體也越多。周期注水如何通過不穩(wěn)定壓力場作用驅(qū)動低滲部位的剩余油限產(chǎn)增壓階段高壓區(qū)低壓區(qū)低壓區(qū)低壓區(qū)高壓區(qū)高壓區(qū)限注降壓階段ⅠⅡⅢⅣ高滲部位低滲部位低滲部位在油藏水驅(qū)過程中存在的基本作用力有：驅(qū)替力、毛管力和重力，不穩(wěn)定注水時又增加了彈性力。目前對不穩(wěn)定注水的機理解釋為強化了毛管力和彈性力的作用，它們表現(xiàn)為毛管滲吸作用和在彈性方式下壓力周期漲落時的竄流作用。毛管力作用oiloilwater毛管力是周期注水驅(qū)油機理的重要因素。（親水油藏）停注初期，彈性力產(chǎn)生的附加壓差引起高低滲透層之間的油水同向竄流處于主導(dǎo)地位。隨著彈性能量的釋放，彈性力的作用很快消失，毛管力作用引起的油水逆向竄流將逐漸居于主導(dǎo)地位。由于高低滲透層間的含水飽和度差和滲透率差所產(chǎn)生的毛管壓力梯度必然會引起自吸滲現(xiàn)象，油從低含水飽和度區(qū)流向高含水飽和度區(qū)，而水則從高含水飽和度區(qū)流向低含水飽和度區(qū)，使高低滲透層間的飽和度分布趨于均勻；恢復(fù)注水時流到高滲透層中的油被采出。毛管力作用機理驅(qū)油機理模擬第二層第三層波及效率明顯增加周期注水連續(xù)注水4000md500md1500md最終含水飽和度對比第二層第三層4000md500md1500md機理模型：(2)周期注水的適用條件油層非均質(zhì)對非均質(zhì)性嚴重的油層，周期注水能起到提高波及系數(shù)的作用。因此油層非均質(zhì)性是合理應(yīng)用周期注水的主要地質(zhì)條件。油層親水周期注水的機理就是利用地層巖石的親水作用，使注入水滯留在低滲透層(帶)中，將部分油從低滲透層(帶)中驅(qū)替出來。地層原油粘度較小只有在地層原油粘度較小時，才能靠毛管力克服原油的粘滯力，使水將原油從低滲透層(帶)中驅(qū)替出來。周期注水的適用條件周期注水前常規(guī)注水時間較短國外周期注水試驗結(jié)果說明，常規(guī)注水時間越長，改為周期注水的效果越差?，F(xiàn)場試驗表明，常規(guī)注水17a后改為周期注水，無增產(chǎn)效果，10a后增產(chǎn)1.9%，5a后增產(chǎn)6.0％(周期注水量占常規(guī)注水量的75%)。注水工藝與注水量的要求采用周期注水后，因注水井要停注一個階段，如果總的注水量與常規(guī)注水量保持相當，那么在注水階段注水井必須相應(yīng)提高注水量。不同條件下的試驗結(jié)果表明，周期注水量與常規(guī)注水量之比越大，增產(chǎn)效果越顯著。(3)周期注水的工作方式按照周期注水不同的頻率，可以分為對稱型和不對稱型兩大類。所謂對稱型就是指周期注水的注水時間和停注時間相等，不對稱型是指注水時間和停注時間不相等，不對稱型又可分為短注長停型和短停長注型。不同的工作方式將對采收率產(chǎn)生影響北京勘探開發(fā)研究院通過數(shù)值模擬研究了不同工作制度對周期注水效果的影響。在對稱型中，研究了一組共三個工作制度，即在采油井連續(xù)采油的情況下，注水井采用對稱的三個工作制度。在不對稱型工作制度中，研究了三組不同的類型：第一組，在采油井連續(xù)采油的情況下，注水時間小于停注時間；第二組，在采油井連續(xù)采油的情況下，注水時間大于停注時間；第三組，注水井與采油井都不連續(xù)工作，注水井注水時，采油井停采；采油井采油時，注水井停注（脈沖注水）。工作方式對采收率的影響因此在礦場實施周期注水時，推薦工作制度為注水井、采油井交替注采，并且注水井短注長停，預(yù)計其效果將最好。雖然在不對稱注水井短注長停型工作制度中，注水井、采油井交替注采能夠獲得最高的采收率，但這種工作制度在現(xiàn)場可能較難實施，因為它能夠影響到產(chǎn)量，油井停止生產(chǎn)造成的產(chǎn)量損失需要較長的開發(fā)時間才能得到補償。在周期注水過程中，應(yīng)盡可能選擇不對稱短注長停型工作制度，也就是在注水半周期內(nèi)應(yīng)盡可能用最高的注水速度將水注入，將地層壓力恢復(fù)到預(yù)定的水平上；在停注半周期，在地層壓力允許范圍內(nèi)盡可能延長生產(chǎn)時間，這樣將獲得較好的開發(fā)效果。注水量變化幅度受地層壓力允許變化的幅度限制。升壓時，一般地層壓力不應(yīng)超過原始油層壓力，注入壓力不應(yīng)超過破裂壓力；注水量的增加還受油層壓力保持系統(tǒng)中泵的可能注水壓力和排量的限制。

降壓時，不應(yīng)把油層壓力過多地降到飽和壓力以下，在實際中允許將采油地帶的油層壓力降到低于飽和壓力15%～20%以內(nèi)。(4)連續(xù)注水轉(zhuǎn)周期注水的時機目前油田開發(fā)一般都采用連續(xù)注水方式，在連續(xù)注水一段時間后往往為了改善開發(fā)效果而轉(zhuǎn)入周期注水，因此就存在一個轉(zhuǎn)入周期注水的最佳時機問題。所謂最佳時機就是在這個時間轉(zhuǎn)為周期注水后，增產(chǎn)油量最多，開發(fā)效果最好。在這個問題上目前還沒有找到一個明確的界限。研究表明：在任何階段由連續(xù)注水轉(zhuǎn)為周期注水都能夠改善開發(fā)效果，越早轉(zhuǎn)入周期注水，效果越好。最佳時機是含水率為30%～50%的時候。高含水期也可進行周期注水周期注水也可用于嚴重出水的油藏，甚至在連續(xù)注水條件下油井已達到經(jīng)濟極限之后也可應(yīng)用。在實踐中，我國勝利、扶余、新疆以及喇薩杏油田杏六區(qū)的周期注水都是在含水率80%～90%甚至更高的情況下開始的，也都取得了比較好的效果。

勝利油區(qū)勝坨油田坨21沙二1-2單元，含油面積3.3km2，動用地質(zhì)儲量522×104t，單元內(nèi)含兩個砂層組8個小層。1995年7月進行周期注水，取得了較好的效果。單元見效高峰期日增油38t/d，綜合含水率由95.5%降至93.9%，至1997年底，單元日產(chǎn)油130t/d，綜合含水率95.1%，累積增油2.04×104t，少產(chǎn)水45.3×104t，少注水51.7×104t，可采儲量由294×104t增至306×104t，提高采收率2.3%。(5)周期注水合理周期的確定周期注水的周期：取決于井底壓力波動大小及其在儲層中的分布完成時間。半周期經(jīng)驗公式：導(dǎo)壓系數(shù)公式：綜合壓縮系數(shù)公式：地層的彈性越差，周期越短；油層滲透率越高，周期也越短。合理的注水周期是實施周期注水的重要參數(shù)。停注時間過短，油水來不及充分置換；但如果過長，地層壓力下降太多，產(chǎn)液量也隨之大幅度下降；并且，當含水率的下降不能補償產(chǎn)液量下降所造成的產(chǎn)量損失時，油井產(chǎn)量將會下降。油井井底壓力也不宜過多的降至飽和壓力以下，以免井底嚴重脫氣，造成產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)下降，并降低泵效。注水壓力的升高也有一定的限度，地層壓力一般不宜超過原始地層壓力，注水井井底壓力也不宜超過巖石破裂壓力。因此注水周期的長短應(yīng)根據(jù)油藏的含水和壓力的高低等因素通過數(shù)值模擬和現(xiàn)場實際經(jīng)驗來確定。周期注水合理周期無論在多油層油藏還是在裂縫性油藏進行周期注水，使用變化的周期是合理的。用最大和最小周期交替造成壓力波動，可使注入水波及范圍增大，從而驅(qū)出更多的原油。隨著周期注水輪次的增加，其效果一般將越來越差，甚至完全失效。在這種情況下可以適當延長注水周期的時間，甚至改用另一種更為強化的周期注水方式。周期注水周期的變化(6)周期注水合理注水量的確定在實施周期注水時，原則上仍應(yīng)根據(jù)注采平衡的原則來確定注水量，但是考慮到進行周期注水以后，含水率和產(chǎn)液量將會下降，波及體積和注水效率都會有所增加，因此實際的注水量將低于連續(xù)注水時的注水量。根據(jù)國內(nèi)外的經(jīng)驗，周期注水時的水量大體上為連續(xù)注水時的70%～80%左右，但即使是這樣，由于周期注水有相當長的停注時間，因此實際注水強度將大大高于連續(xù)注水時的強度。(7)周期注水的不足周期注水幾乎對所有注水油田使用都有或大或小的效果。但這種方法也有一個明顯的缺點，即延長了油田的開采時間。周期注水的效果有一部分是以延長油田的開采期為代價的，而延長開采時間將增加油田的費用。為了避免這個缺點，需要提高周期注水每個注水周期的注水量。這要求對油田設(shè)備進行改造，如增加大排量高壓泵，更換注水管線為厚壁管等，這樣就需要油田的附加投資。在這種情況下，必須進行經(jīng)濟評價，綜合考慮周期注水改善開發(fā)效果提高采收率與增加附加投資在經(jīng)濟上的合理性。(8)周期注水應(yīng)用實例前蘇聯(lián)周期注水實驗效果

前蘇聯(lián)在實施周期注水的同時，適當?shù)刈⒁饬藢ζ鋵嵤┻^程的監(jiān)測，以評價其效果。從資料比較完備的21個油田33個試驗區(qū)周期注水試驗工作的實際數(shù)據(jù)。實施周期注水油田各開發(fā)層系具有不同的儲集特征，平均滲透率變化范圍為（20～1080）×10-3μm2

，平均孔隙度為6%～27%，地層原油粘度為0.4～7.4mPa.s。雖然在實施周期注水的計劃和實際工藝之間存在很大差別，只要周期注水時的注入量不低于常規(guī)注水時注入量的70%，都獲得了明顯的效果。(8)周期注水應(yīng)用實例前蘇聯(lián)周期注水實驗效果

不管是整個試驗區(qū)還是每口井，其周期注水的效果隨其常規(guī)注水開采時間的增加而降低。在統(tǒng)計的33個試驗區(qū)中，周期注水未見效的只占13%，周期注水累積增產(chǎn)油小于1%（占常規(guī)注水預(yù)計累積產(chǎn)量的百分比）的試驗區(qū)占25%，高于5%的試驗區(qū)占32%。周期注水與常規(guī)注水量之比的平均值為76%，在周期注水見效的試驗區(qū)中，注水量比接近平均水平的試驗區(qū)年增產(chǎn)油量平均為1%～2%，注水量比接近100%的試驗區(qū)，平均年增產(chǎn)油量大于4%。(8)周期注水應(yīng)用實例前蘇聯(lián)周期注水實驗效果

在所統(tǒng)計的試驗區(qū)中周期注水沒有見到效果的原因有以下幾方面：周期注水的平均注水量低于常規(guī)注水的50%。設(shè)計的注水、停注周期與實際的差別太大，在地層中造成的壓力波動幅度不大。整個周期延續(xù)時間很長，但在周期中有一個階段延續(xù)時間很短（3～5d），結(jié)果使周期注水與實際注水差別很小。(8)周期注水應(yīng)用實例大慶油區(qū)周期注水實施情況及效果

長垣南部油田周期注水已有十年的開發(fā)實踐，大大改善了油田注水的開發(fā)效果。

葡北油田1979年底全面投入注水開發(fā)，從1979年到1985年，采用反九點法注水6年，采出程度12.53%，綜合含水達到51.0%。從1986年下半年開始周期注水試驗，到1991年底，采出程度達到19.29%，而綜合含水下降到38.97%。如果繼續(xù)常規(guī)注水，在采出程度達到19.29%的情況下，預(yù)計綜合含水將達到67%。

(8)周期注水應(yīng)用實例大慶油區(qū)周期注水實施情況及效果

1981年太南油田投入開發(fā)，注水井配注量低，在高寒地區(qū)，注水井日注低于30m3，冬季管理非常困難。

1982年初全面進行注水開發(fā)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，周期注水開發(fā)整十年，油田采出程度12.76%，綜合含水41.84%。與其同屬一個構(gòu)造的太北油田，地質(zhì)特征、流體性質(zhì)、井網(wǎng)布置、開采方式上與太南基本相同，但采取常規(guī)注水方式，到1990年注水開發(fā)10年，油田采出程度12.25%，綜合含水73.64%。(8)周期注水應(yīng)用實例勝利油區(qū)周期注水實施情況及效果

近幾年來勝利油區(qū)廣泛地開展了不穩(wěn)定注水工作。為了搞好不穩(wěn)定注水技術(shù)，首先對不穩(wěn)定注水機理進行了調(diào)研，并進行了分析研究和數(shù)值模擬工作。勝坨油田進行了物理模型不穩(wěn)定注水試驗，有10個單元進行了數(shù)值模擬，所有不穩(wěn)定注水單元全部進行了精細油藏研究。通過研究，認為不穩(wěn)定注水促使地下剩余油產(chǎn)生運移和再分配有宏觀和微觀兩方面的作用。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)不同類型油藏的開采特征，形成一套不同類型油藏的不穩(wěn)定注水技術(shù)方法。(8)周期注水應(yīng)用實例勝利油區(qū)周期注水實施情況及效果

近幾年來，共在中高滲透、低滲透和復(fù)雜斷塊油藏等三種油藏類型17個油田26個單元（井組）上實施了不穩(wěn)定注水技術(shù)。這些單元在不增加新井、基本上不采取任何油水井措施的情況下，通過實施不穩(wěn)定注水技術(shù)，開發(fā)效果得到了不同程度的改善，取得了“兩增兩減”的好效果，即日產(chǎn)油量增加、可采儲量增加和產(chǎn)水量減少、注水量減少。

低滲透油藏1994年，勝利油區(qū)渤南油田，滲透率54.2×10-3μm2

1998年，大港南部舍女寺油田，滲透率5.89×10-3μm2

2004年，吐哈鄯善油田溫西六塊，滲透率3.5×10-3μm2

高含水油藏1996年，大慶喇嘛甸油田是，綜合含水高達91.30%2002年，中原濮城油田西區(qū)沙二下油藏2006年，大慶油田薩北開發(fā)區(qū)北三東塊，綜合含水95.41%(9)應(yīng)用周期注水油田分類裂縫性砂巖油藏

扶余油田從1988年大面積實施周期注水，共在21個區(qū)塊實施周期注水，應(yīng)用水驅(qū)特征曲線進行計算,可提高采收率3.0%左右。普通稠油油藏

華北油田采油三廠高30斷塊，屬普通稠油油藏，油層平均有效滲透率41×10-3μm2，油藏綜合含水70%，1998年下半年實施周期注水。(9)應(yīng)用周期注水油田分類內(nèi)容提綱油田注水開發(fā)理論注水井生產(chǎn)分析注水管網(wǎng)生產(chǎn)分析水井油井注水工藝

采出液油水分離油水水質(zhì)凈化除油、除懸浮物水質(zhì)穩(wěn)定防腐、防垢、殺菌注水站外排環(huán)境進一步處理油田注水工藝技術(shù)水質(zhì)及注水系統(tǒng)注水井吸水能力分析分層注水技術(shù)注水指示曲線分析與應(yīng)用提高注水系統(tǒng)效率技術(shù)主要參考書目張琪.采油工藝原理與設(shè)計,石油大學(xué)出版社.萬仁溥,羅英俊.采油技術(shù)手冊第二分冊注水技術(shù)張琪,萬仁溥.采油工程方案設(shè)計.石油大學(xué)出版社.江漢局采油所.封隔器理論與應(yīng)用.石油工業(yè)出版社.2油田注水工藝技術(shù)2.1水質(zhì)及注水系統(tǒng)1.粘土膨脹2.機械雜質(zhì)3.微粒運移4.細菌堵塞5.反應(yīng)沉淀物6.原油1.溶解氧2.CO23.H2S4.細菌1.無機垢2.有機垢2.1.1水質(zhì)要求注水引起的油層損害主要類型：堵塞、腐蝕、結(jié)垢。水質(zhì)要求主要根據(jù)油藏孔隙結(jié)構(gòu)和滲透性分級、流體物理化學(xué)性質(zhì)以及水源水型有關(guān)。SY/T5329-94碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法起草單位：勝利石油管理局地質(zhì)科學(xué)研究院被代替標準：SY5329-88發(fā)布日期：1995-1-18實施日期：1995-7-1注入層平均空氣滲透率，×10-3μm2＜100100～600＞600標準分級A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指標懸浮固體含量，mg/l<1.0<2.0<3.0<3.0<4.0<5.0<5.0<7.0<10.0懸浮物顆粒直徑中值，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平均腐蝕率，mm/a<0.076點腐蝕A1、B1、C1級：試片各面都無點腐蝕A2、B2、C2級：試片有輕微點腐蝕A3、B3、C3級：試片有明顯點腐蝕SRB菌，個/ml0<10<250<10<250<10<25鐵細菌，個/ml<103<104<105腐生菌，個/ml<103<104<105推薦水質(zhì)主要指標目前我國新增儲量中低滲儲量比例逐年提高，探明低滲儲量占探明總儲量的比例已上升到近70%。低滲透油田高效開發(fā)配套技術(shù)使得低滲，特別是特低、超低滲油藏得以有效開發(fā)。先后將低滲儲層極限推至10毫達西，進而1毫達西，目前工業(yè)性開發(fā)0.5毫達西超低滲油藏，并正在進行開展了0.3毫達西超低滲油藏開發(fā)試驗研究。長慶油田對0.3毫達西儲層攻關(guān)取得突破性進展，陜北淺層試驗區(qū)單井產(chǎn)量達到1.5噸，隴東試驗區(qū)單井產(chǎn)量達到2噸以上，逐步形成了有效開發(fā)超低滲油藏的主體技術(shù)。低滲透油田開發(fā)狀況低滲透儲層孔隙結(jié)構(gòu)最主要的特點就是孔隙小、喉道細：主流喉道半徑中高滲透層為11.7μm，超低滲透層只有0.11μm，僅為中高滲透層的百分之一。據(jù)長慶油出壓汞資料整職統(tǒng)計，半徑小于1μm的小孔隙體積，在滲透率大于100×10－3μm2的中高滲透層中僅占20%～30%，而在小于50×10－3μm2的低滲透層中，小孔隙體積比例高達35%～90%。注入水懸浮物含量的確定固相物注入地層通常會降低儲集巖的有效孔隙直徑，實質(zhì)是導(dǎo)致流動不暢或受阻。注入注水井的固相顆粒能在井底地層面形成濾餅，或進入巖石孔隙使之堵塞。無論哪種情況結(jié)果都一樣：注入層的有效滲透率降低，表現(xiàn)為注入壓力增加。一般用現(xiàn)場巖心驅(qū)替試驗來確定注入水中固相顆粒造成的注入傷害，這是最常用的一種方法。但是，如果沒有合適的巖心，則可利用相應(yīng)尺寸的懸浮物水堵地層的經(jīng)驗法，即1/3～1/7法則。1/3～1/7法則（1）粒徑中值至少為孔喉直徑三分之一的顆粒，不會侵入地層但橋接形成外部濾餅。（2）粒徑中值介于孔喉直徑三分之一和七分之一之間的顆粒可侵入地層形成內(nèi)部濾餅，導(dǎo)致堵塞和滲透率下降。（3）粒徑中值小于孔喉直徑七分之一的顆?？梢酝ㄟ^孔隙介質(zhì)。常規(guī)方法是設(shè)定過濾器的技術(shù)指標，使過濾器流出物的平均粒徑小于平均孔徑的七分之一，則假設(shè)內(nèi)外濾餅都未形成。另一種方法是將過濾器技術(shù)指標設(shè)定在平均孔徑的三分之一以上，則形成外部濾餅而不形成內(nèi)部濾餅，這通過洗井或酸處理即可除掉。2.1.2注水系統(tǒng)注水系統(tǒng)是指從水源至注水井的全套設(shè)備和流程，包括水源泵站、水處理站、注水站、配水間、注水井和管網(wǎng)系統(tǒng)。注水站配水間注水井管網(wǎng)系統(tǒng)注水泵機組目前主要采用兩種類型的注水泵機組，即電動離心泵機組，電動柱塞泵機組。電動離心泵機組效率較高、排量大、運行平穩(wěn)、操作簡便、維修工作量小、揚程較高時效率較低。適合注水量大的油田注水。注水泵機組電動柱塞泵機組效率高，排量小到中等，揚程高，但維修工作量大。適合注水量小、注水壓力高，特別適合小斷塊油田的注水。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線：穩(wěn)定流動條件下，注入壓力與注水量之間的關(guān)系曲線。注水井指示曲線吸水指數(shù)：單位注水壓差下的日注水量(m3/(d.MPa))。2.2.2影響吸水能力的因素(4項)與注水井井下作業(yè)及注水井管理操作等有關(guān)的因素(2)與水質(zhì)有關(guān)的因素(3)組成油層的粘土礦物遇水后發(fā)生膨脹(4)注水井地層壓力上升產(chǎn)生堵塞的原因（4項）(1)鐵的沉淀氫氧化鐵

硫化亞鐵(2)碳酸鹽沉淀(3)細菌堵塞(4)粘土膨脹根據(jù)電化學(xué)腐蝕原理，鐵的二價離子Fe2＋進入水中，生成Fe(OH)2，注入水中溶解的氧進一步將Fe(OH)2氧化，生成Fe(OH)3。生成的氫氧化鐵，當水的pH值在3.3～3.5時，處于膠體質(zhì)點狀態(tài)；當pH值接近于6～6.5時，處于凝膠狀態(tài)；當pH＞8.7時，呈棉絮狀的膠體物。特別當pH＞4～4.5以后時，注入地層后氫氧化鐵將發(fā)生明顯的堵塞作用，從而降低吸水能力。鐵離子性質(zhì)鐵離子性質(zhì)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)加強注水井日常管理及時取水樣化驗分析，發(fā)現(xiàn)水質(zhì)不合格時，應(yīng)立即采取措施，保證不把不合格的水注入油層；按規(guī)定沖洗地面管線、儲水設(shè)備和洗井，保證地面管線、儲水設(shè)備和井內(nèi)清潔；保證平穩(wěn)注水，減少波動，以免破壞油層結(jié)構(gòu)和防止管壁上的腐蝕物污染水質(zhì)和堵塞油層。(2)壓裂增注普通壓裂：分層壓裂：吸水指數(shù)低、注水壓力高的低滲地層和嚴重污染地層油層較厚、層內(nèi)巖性差異大或多油層層間差異大(3)酸化增注解除井底堵塞物；提高中低滲透層的絕對滲透率無機物堵塞有機堵塞物CaCO3、FeS、Fe(OH)3以及泥質(zhì)等鹽酸或土酸處理藻類和細菌甲醛水溶液、鹽酸或土酸處理酸化解堵增注酸化解除近井地帶堵塞是注水井增注的有效措施。對油層物性好但污染嚴重注不進水的井，進行酸化措施，解除近井堵塞，可提高井的吸水能力。砂巖油氣層的酸處理通過酸液溶解砂粒之間的膠結(jié)物和部分砂粒，或孔隙中的泥質(zhì)堵塞物，或其它酸溶性堵塞物以恢復(fù)、提高井底附近地層的滲透率。砂巖地層土酸處理原理影響砂巖反應(yīng)的因素一是化學(xué)組成，二是表面積表7-2典型砂巖礦物的化學(xué)組成氫氟酸與硅酸鹽類以及碳酸鹽類反應(yīng)時，其生成物中有氣態(tài)物質(zhì)和可溶性物質(zhì)，也會生成不溶于殘酸液的沉淀。2HF+CaCO3=CaF2↓+CO2↑+H2O16HF+CaAl2Si2O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O酸液濃度高，CaF2處于溶解狀態(tài)；酸液濃度低，產(chǎn)生沉淀。氫氟酸與石英的反應(yīng)6HF+SiO2=H2SiF6+2H2O氟硅酸(H2SiF6)在水中可解離為H+和SiF62+；后者與Ca2+、Na+、K+、NH4+等離子相結(jié)合，生成的CaSiF6、(NH4)2SiF6易溶于水，而Na2SiF6及K2SiF6均為不溶物質(zhì)，會堵塞地層。砂巖地層土酸處理原理氫氟酸與砂巖中各種成分的反應(yīng)速度各不相同。氫氟酸與碳酸鹽的反應(yīng)速度最快，其次是硅酸鹽(粘土)，最慢是石英。鹽酸和碳酸鹽的反應(yīng)速度比氫氟酸還要快，因此土酸中的鹽酸成分可先把碳酸鹽類溶解掉，從而能充分發(fā)揮氫氟酸溶蝕粘土和石英成分的作用。依靠土酸液中的鹽酸成分溶蝕碳酸鹽類物質(zhì)，并維持酸液較低的pH值，依靠氫氟酸成分溶蝕泥質(zhì)成分和部分石英顆粒，從而達到清除井壁的泥餅及地層中的粘土堵塞，恢復(fù)和增加近井地帶的滲透率的目的。砂巖地層土酸處理原理土酸與砂巖反應(yīng)過程CaCO3+2HF→CaF2↓+CO2+H2O16HF+CaAl2Si2O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O

反應(yīng)快，要求保持酸性環(huán)境。

6HF+SiO2(二氧化硅)→H2SiF6(溶解)+2H2OH2SiF6+2K+→K2SiF6↓+2H+H2SiF6+粘土→Al(不溶)+Si(OH)4↓(反應(yīng)慢

)隔離地層水，控制施工時間。土酸酸化解堵過程中滲透率的變化土酸酸化設(shè)計步驟確信處理井是由于油氣層損害造成的低產(chǎn)或低注入量選擇適宜的處理液配方確定注入壓力或注入排量，以便在低于破裂壓力下施工確定處理液量前置液(預(yù)沖洗液）酸化液替置液(后沖洗液)避免地層水與HF接觸，防止HF與碳酸鹽反應(yīng)生成沉淀，以提高HF的酸化效果。根據(jù)損害半徑來確定。用經(jīng)驗方法確定將正規(guī)處理酸液驅(qū)離井筒半徑12～15倍以外。根據(jù)公式計算。

提高土酸處理效果的方法影響土酸處理效果的因素：在高溫油氣層內(nèi)由于HF的急劇消耗，導(dǎo)致處理的范圍很少；土酸的高溶解能力可能局部破壞巖石的結(jié)構(gòu)造成出砂；反應(yīng)后脫落下來的石英和粘土等顆粒隨液流運移，堵塞地層。提高酸處理效果的方法就地產(chǎn)生氫氟酸：同時將氟化銨水溶液與有機脂(乙酸甲脂)注入地層，一定時間后有機脂水解生成有機酸(甲酸)，有機酸與氟化銨作用生成氫氟酸。利用粘土礦物的離子交換性質(zhì)，在粘土顆粒上就地產(chǎn)生氫氟酸(自生土酸)。使用替換酸，如氟硼酸。國外采用互溶劑—土酸處理等技術(shù)提高酸化效果。(4)粘土防膨無機鹽類KCl、NH4Cl有效期短無機陽離子聚合物羧基鐵施工條件要求嚴，成本高，有效期短離子型表面活性劑聚季胺有效期長，成本較低，施工容易無機鹽和有機物混合的處理劑2.3分層注水技術(shù)注水工藝按注入通道可分為：油管注水(正注)、油套環(huán)空注水(反注)油套管同時注水(合注)；按是否分層又可分為：籠統(tǒng)注水分層注水：分層注水是在進行非均質(zhì)多油層開采中，為加強中、低滲透層并控制高滲透層注水，按配注要求，在注水井中實現(xiàn)分層控制注入的注水方式。2.3.1分層注水管柱為了解決層間矛盾，調(diào)整油層平面上注入水分布不均勻的狀況，以控制油井含水上升和油田綜合含水率的上升速度，提高油田的開采效果，需進行分層注水。油、套管分層注水、單管分層配水、多管分層注水單管配水器多層段配水方式井中只下一根管柱，利用封隔器將整個注水井段封隔成幾個互不相通的層段，每個層段都裝有配水器。注入水從油管入井，由每個層段配水器上的水嘴控制水量，注入到各層段的地層中。(1)封隔器所謂封隔器，即是為了滿足油水井某種工藝技術(shù)目的或油層技術(shù)措施的需要，由鋼體、膠皮封隔件部分與控制部分構(gòu)成的井下分層封隔的專用工具。它的主要封隔元件是膠皮筒，通過水力或機械的作用，使膠皮筒鼓脹密封油管和套管的環(huán)形空間，把上、下油層分隔開，以達到某種施工的目的。封隔器的分類及型號編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，可分為支撐式、卡瓦式、皮碗式、水力擴張式、水力自封式、水力密閉式、水力壓縮式和水力機械式八種類型；按其封隔件（密封膠筒）的工作原理不同，又可分為自封式、壓縮式、楔入式、擴張式和組合式五種類型。

封隔器型號編制的基本方法是按封隔器分類代號、支撐方式代號、坐封方式代號、解封方式代號及封隔器鋼體最大外徑、工作溫度、工作壓差等參數(shù)依次排列，進行型號編制。封隔器分類代號分類名稱自封式壓縮式楔入式擴張式組合式用各式的分類代號組合表示分類代號ZYXK支撐方式名稱尾管支撐單向卡瓦懸掛雙向卡瓦錨瓦支撐方式代號12345封隔器支撐方式代號封隔器坐(解)封方式代號坐封方式名稱提放管柱轉(zhuǎn)動管柱自封液壓下工具熱力坐封方式代號123456解封方式名稱提放管柱轉(zhuǎn)動管柱鉆銑液壓下工具熱力解封方式代號123456Y341型，K344型水井用封隔器按封隔器封隔件工作原理，可分為自封式（靠封隔件外徑與套管內(nèi)徑的過盈和壓差實現(xiàn)密封）、壓縮式（靠軸向力壓縮封隔件使其直徑變大）、楔入式（靠楔入件楔入密封件，使封隔件直徑變大）和擴張式（在一定液體壓力作用于封隔件內(nèi)腔使封隔件直徑變大）四大類。常規(guī)注水井，封隔器直接隨注水管柱下入井筒，其封隔器類型主要有水力擴張式封隔器和水力壓縮封隔器。水力擴張式封隔器分層注水常用的擴張式封隔器K344從油管內(nèi)加液壓，當油管內(nèi)外壓差達0.5-0.7MPa，液壓經(jīng)濾網(wǎng)罩7，下接頭8的孔眼和中心管6的水槽，作用于膠筒的內(nèi)腔，使膠筒脹大，密封油套管環(huán)形空間。放掉油管內(nèi)的壓力，使其油管內(nèi)外壓差低于0.5-0.7MPa時，膠筒即收回解封。使用條件及特點：擴張式封隔器必須與節(jié)流器配套使用。其優(yōu)點是結(jié)構(gòu)簡單，不能單獨坐封封隔器；缺點是必須在油管內(nèi)外造成一定的壓差方能正常工作。水力壓縮式封隔器分層注水常用的壓縮式封隔器Y141-114和DQY134-114結(jié)構(gòu)原理：油管憋壓后，膠簡即在錐體a和活塞b之間壓縮，內(nèi)腔d中的作用壓力下推活塞b，從而使卡瓦張開，并使水力卡瓦6固定住中心管，內(nèi)鎖緊卡瓦f使封隔器保持坐封狀態(tài)。坐封方式：油管憋壓。解封方式：上提或轉(zhuǎn)動。單管分層注水管柱結(jié)構(gòu)按配水器結(jié)構(gòu)分類：固定配水管柱空心配水管柱偏心配水管柱(2)單管分層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調(diào)配水量已不再使用。結(jié)構(gòu)：由擴張式封隔器及空心配水器等構(gòu)成。技術(shù)要求：各級配水器的芯子直徑是由上而下從大到小的，故從下而上逐級投送，從上至下逐級投撈。調(diào)配投撈成功率較高。

缺點：受內(nèi)通徑的限制，其使用級數(shù)受到限制，一般三級，最高五級?？招呐渌苤顒优渌苤鶊D偏心配水管柱偏心配水管柱是目前國內(nèi)外用得最多的分層注水管柱，管柱組合主要包括：油管、偏心配水器、注水封隔器。偏心配水管柱的最大優(yōu)點，是在注水管柱上根據(jù)需要安裝多個偏心配水器，在不動管柱的情況下可以采用鋼絲投撈更換任一級水嘴。但受投勞工藝的限制，配水器間距必須保持在6～8m以上。其缺點是投勞成功率低(50%～70%)，鋼絲作業(yè)的工作量大。偏心配水管柱（I）用于深井分層注水結(jié)構(gòu)：由壓縮式封隔器和偏心配水器等構(gòu)成。技術(shù)要求：封隔器（壓縮式）應(yīng)按編號順序下井；各級配水器堵塞器的編號不能搞錯，以免數(shù)據(jù)混亂，資料不清。偏心配水管柱圖(Ⅰ)偏心配水管柱（II）結(jié)構(gòu)：主要由擴張式封隔器和偏心配水器等構(gòu)成。技術(shù)要求：各級配水器的水咀壓力損失必須大于0.7MPa以保證封隔器密封；各級配水器的編號不能搞錯。缺點：水力擴張封隔器的膠筒不適應(yīng)深井高溫要求。偏心配水管柱圖(Ⅱ)總注水井數(shù)6697口，分注井2338口，分注井主要以2層、3層為主，約占總分注水井數(shù)的91%，分注率89.2%，注水井層段合格率70.14%，分注井層段合格率64.22%。勝利油田注水井狀況(2006年底)按配水器類型分類按封隔器類型分類分層注水管柱應(yīng)用情況采用Y341型封隔器分層的井1268口，K344型封隔器分層的井1136口，其它29口。(3)分層配水管柱的設(shè)計各注水層的注水指示曲線，它是反映注水層吸水能力的曲線。配水嘴的嘴損曲線，它反映了水嘴尺寸、配水量和通過配水嘴時的節(jié)流損失三者之間的定量關(guān)系，不同結(jié)構(gòu)的配水器的嘴損曲線也不相同。設(shè)計主要依據(jù)：注水層的注水指示曲線以及配水嘴的嘴損曲線分層注水管柱存在的一個問題

ST2-3-247井管柱尾深2189.81米，進行實際測試驗證：①下層注水，上層停注時管柱縮短1.1m；②上層注水，下層停注時管柱伸長0.8m。水井在生產(chǎn)過程中管柱蠕動問題嚴重(4)注水井井下管柱力學(xué)計算模型

進行注水井井下管柱受力分析的目的在于分析油管柱軸向位移和封隔器的受力。注水過程中，需要對注水層位上端和下端用封隔器封隔，以達到向油層注水的目的。由于井內(nèi)壓力、溫度、流量等會發(fā)生變化，同時引起封隔器受力及油管柱長度發(fā)生變化，進而影響甚至破壞封隔器的井下工作效果，尤其是在高壓及深部地層注水更是如此。為了正確確定封隔器坐封位置和計算封隔器的軸向位移補償量，提高注水管柱的使用壽命，需要精確計算在不同工況下注水管柱的軸向位移。注水管柱在實際生產(chǎn)中受管柱自重、油管內(nèi)外壓力和溫度沿管柱變化的影響，會產(chǎn)生下列引起管柱受力和長度變化的四種基本效應(yīng)：①活塞效應(yīng)：因油管內(nèi)、外壓力作用在管柱直徑變化處和密封管的端面上引起；②螺旋彎曲效應(yīng)：因壓力作用在密封管端面和管柱內(nèi)壁面上引起；③鼓脹效應(yīng)：因壓力作用在管柱的內(nèi)、外壁面上引起；④溫度效應(yīng)：因管柱的平均溫度變化引起。上述四種基本效應(yīng)，既可以單獨地、也可以綜合地發(fā)生在一個管柱上。當四種基本效應(yīng)同時發(fā)生時，管柱總的長度變化，即為各單獨效應(yīng)所引起的長度變化的總和。例如中原油田五廠胡慶油田的H12-30井，管柱下深2212m，油管壓力25MPa。經(jīng)計算，打壓座封時，油管伸長0.51m；正常注水時油管縮短1.35m。無錨定管柱封隔器從座封到正常注水，上下移動1.86m，足以使封隔器自動解封或膠筒破裂而失效。胡慶油田回注污水溫度30℃，管柱平均深度2500m，正常注水溫度效應(yīng)使管柱伸長0.90m，停注時井筒溫度恢復(fù)到靜態(tài)溫度，管柱也要恢復(fù)原狀，相對縮短，造成封隔器失效。從以上計算可看出，在正常注水和停注，或者在壓力波動較大時，分層注水管柱上下蠕動較大，封隔器就會失效而不密封。防蠕動技術(shù)

采用防蠕動技術(shù)提高管柱的工作可靠性補償器水力錨水力卡瓦防蠕動器其他防蠕動工具通過合理錨定、有效補償來減輕管柱蠕動對水井封隔器的影響。錨定補償分層注水技術(shù)有效克服管柱蠕動，補償溫度和壓力效應(yīng)下的管柱伸縮，改善管柱的受力條件，提高封隔器的密封壓力和使用壽命。注水壓差（MPa）適用井斜（°）適用井溫（℃）分注層數(shù)≤35≤45≤160≤4層補償器水力錨Y341封隔器水力卡瓦配水器底+篩+堵配水器注水層注水層Y341封隔器防蠕動分層注水技術(shù)人工井底項目指標適應(yīng)套管內(nèi)徑，in51/2，7工作溫度，℃≤125工作壓力，MPa30封隔器配水器封隔器

配水器底球注水層注水層人工井底防蠕動器長效防蠕動分層注水技術(shù)防蠕動分層注水技術(shù)克服了活塞效應(yīng)產(chǎn)生的管柱蠕動，延長封隔器膠筒的壽命。2.3.2分層吸水能力及測試方法相對吸水量：在同一注入壓力下，某一層吸水量占全井吸水量的百分數(shù)分層注水指示曲線：注水層段注入壓力與注入量的相關(guān)曲線某井分層指示曲線分層吸水能力測試方法：測定注水井的吸水剖面：直接進行分層測試：用各層的相對吸水量來表示分層吸水能力的大小。用分層測試整理分層指示曲線，求出分層吸水指數(shù)來表示分層吸水能力的好壞。(1)放射性同位素載體法測吸水剖面吸水剖面：一定注入壓力下沿井筒各層段注入量(吸水量)的分布情況。圖5-9載體法測吸水剖面曲線將吸附有放射性同位素(如Zn65、Ag110等)離子的固相載體加入水中，調(diào)配成一定濃度的活化懸浮液。在正常注水條件下將懸浮液注入井內(nèi)后，利用放射性儀器在井筒內(nèi)沿吸水剖面測量放射性強度。(2)投球法分層測試投球測試管柱示意圖投球測試法所用測試管柱包括油管、封隔器、配水器、球座、底部凡爾。測全井指示曲線井下各注水層段在該井下管柱條件下同時吸水時，注入壓力和全井吸水量的關(guān)系曲線。測試時通常測四至五個點，每個測點之間的壓力相差0.5～1.0兆帕，其中一個點的壓力為正常注水壓力。測各壓力點下的注水量必須在注水穩(wěn)定之后。測分層指示曲線下到上逐級投入由小直徑到大直徑的四個球，進行測試。配水器`封隔器芯子配水器`封隔器芯子配水器`底篩堵`投球測試法特點：儀器維護成本低改變了注水井的工作制度，測試誤差大應(yīng)用：高溫、高壓分層注水井的測試(3)流量計法浮子式流量計是利用與被測試管柱配套的密封及定位裝置密封，并定位于被測層段的配水器上。使注入地層的全部液體流量通過儀器的錐管，沖動錐管里的浮子。浮子產(chǎn)生位移并帶動記錄筆，便可記錄出流量的變化。技術(shù)組成：井口防噴器、電磁流量計或超聲波流量計定點調(diào)壓或定壓調(diào)點流量測試技術(shù)測試儀器：

外流式電磁流量計超聲波流量計測試調(diào)配工藝新技術(shù)（A）外流式電磁流量計測試

外流式電磁流量計測試，是利用電磁感應(yīng)的原理測量管道中導(dǎo)電液體流量的儀器，測試方法是不需聚流，只需檢測流過儀器時的液體流速，通過轉(zhuǎn)換計算出液體流量。外流（中心流速）式流量計測試原理圖油管流量計注入流體下扶正上扶正（B）超聲波流量計測試

超聲波流量計測試，采用超聲波來測量流體流速，它通過測量高頻超聲波束的傳播時間差來推算流體流量。測試方法是從下到上，不需聚流，一次下井可測多層。超聲波流量計組件圖

402配水器403配水器404配水器測分層流量下層流量中、下層流量全井流量（C）定點調(diào)壓測試方法：

儀器下到設(shè)計位置后，固定不動，調(diào)節(jié)注水壓力，調(diào)節(jié)4~5個壓力點，測試完成后，上提或下放在測試另一層流量。402配水器403配水器404配水器測分層流量下層流量中、下層流量全井流量（D）定壓調(diào)點測試方法：

儀器下到設(shè)計位置后，不調(diào)節(jié)注水壓力，測試完成一個壓力下流量后，上提或下放在測試另一層流量。全部測試完成后，再調(diào)整壓力，繼續(xù)把儀器下到對應(yīng)位置測試，直至完成4～

5個壓力點測試。2.4注水指示曲線的分析和應(yīng)用2.4.1指示曲線的幾種形狀幾種指示曲線的形狀(1)直線型指示曲線由指示曲線求吸水指數(shù)遞增式垂直式①油層性質(zhì)很差，雖然泵壓增加了，但注水量沒有增加；②儀表不靈或測試有誤差；③井下管柱有問題，如水嘴堵死等。遞減式不正常的曲線儀表、設(shè)備等有問題(2)折線型指示曲線曲拐式儀器設(shè)備有問題，不能應(yīng)用上翹式圖5-16幾種指示曲線的形狀儀表、操作、設(shè)備、油層性質(zhì)有關(guān)油層條件差、連通性不好或不連通油層折線式新油層開始吸水或油層產(chǎn)生微小裂縫圖5-21曲線平行上移、吸水能力不變圖5-20曲線左移、斜率變大，吸水能力下降圖5-19曲線右移、斜率變小，吸水能力增強2.4.2用指示曲線分析油層吸水能力的變化(1)幾種典型曲線變化圖5-22曲線平行下移、吸水能力不變(2)注意事項分析油層吸水能力的變化必須用有效壓力來繪制油層真實指示曲線；用指示曲線對比來分析油層吸水能力時，應(yīng)考慮井下工具工作狀況的改變對指示曲線的影響。2.4.3井下配水工具工作狀況的判斷(1)封隔器失效封隔器失效原因封隔器膠皮筒變形或破裂，使膠皮筒無法密封；配水器彈簧失靈及管柱底部閥不嚴，使油管內(nèi)外壓差達不到封隔器膠皮筒脹開所需要的壓力差。主要表現(xiàn)油套壓平衡注水壓力不變（或下降）而注入量上升第一級封隔器失效的判斷油、套壓及注水量變化正注井：油、套壓平衡；注水量突然增加，油壓相應(yīng)下降，套壓上升合注井：油、套壓平衡；改正注后，套壓隨油壓變化而變化第一級以下各級封隔器密封性的判斷油壓下降（或穩(wěn)定），套壓不變，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線底部閥不密封2.4.4配注準確程度和分配層段注水量檢查(1)檢查配注準確程度的方法配注誤差為“正”說明未達到注入量，稱欠注配注誤差為“負”則說明注入量超過配注量，稱超注(2)分配層段注水量正常注水時一般只測得全井注水量，為了獲得每個層段的注水量要將全井注入量按下述方法分配給各個層段。

用分層測試資料整理成層段指示曲線在曲線上求出目前正常注水壓力下各層注水量及全井注水量某注水井分三個層段注水，已測得層段指示曲線。正常注水井口壓力為8.5MPa，目前全井注水量為230m3/d。計算相應(yīng)注入壓力下各層段的相對注水量把目前實測全井注水量按上式計算的比例分配給各層段目前某層段注水量=[某層段相對注水量]×[全井實測注水量]圖5-27某井實測層段指示曲線表5-4各層段相對注水量第Ⅰ層段日注水量=230×39.9=91.7m3/d第Ⅱ?qū)佣稳兆⑺?230×23.1=53.2m3/d第Ⅲ層段日注水量=230×37.0=85.1m3/d2.4.5嘴損曲線與配水嘴的選擇配水嘴尺寸、配水量和通過配水嘴的節(jié)流損失三者之間的定量關(guān)系曲線嘴損曲線：圖5-28KGD-110配水器嘴損曲線節(jié)流(差壓)式流量計工作原理：在管道中設(shè)置節(jié)流元件，使流體在流過節(jié)流件時產(chǎn)生節(jié)流理象。在節(jié)流件兩側(cè)形成壓力差，通過測此差壓信號來實現(xiàn)對流量的測量。油層無控制（不裝水嘴）注水Q=K·ΔPΔP=Pt＋PH－Pfr－PeP=Pt＋PH－Pfr油層控制（裝上水嘴）注水Qd=K·ΔPdΔPd=Pt＋PH－Pfr－Pcf－PePd=Pt＋PH－Pfr(1)新投注井水嘴選擇方法對注水井采用適合的管柱進行投球測試整理出分層及全井指示曲線(按實測井口注入壓力繪制)用各層段配注量Qd在分層指示曲線上查得各層的配注壓力Pd用已確定的井口壓力減分層配水壓力求各層的井口嘴損根據(jù)各層需要的嘴損和配注量，在相應(yīng)的觜損曲線上查得應(yīng)選用的水嘴大小和個數(shù)(2)帶有水嘴井的水嘴調(diào)配根據(jù)下入管柱投球測試資料整理出各層段的指示曲線根據(jù)分層配注量要求Qd

，在層段指示曲線上求出相應(yīng)的井口分層配注壓力在已下配水管柱的井，經(jīng)過測試，水量達不到配注方案要求時，需立即進行調(diào)整。求出水嘴損失由嘴損曲線求出水嘴直徑根據(jù)實際情況確定井口注入壓力注意事項測試資料準確程度要求高，一般要求連續(xù)兩次以上的測試資料基本相同，調(diào)整水嘴才能準確；要對水井的資料和動態(tài)等作經(jīng)常分析，及時掌握油層變化情況，找出變化原因；每次調(diào)整配水嘴必須檢查原水嘴與配水管柱，修正實測資料的準確程度。2.5提高注水系統(tǒng)效率技術(shù)2.5.1注水系統(tǒng)效率概念機采系統(tǒng)、集輸系統(tǒng)、注水系統(tǒng)、加熱系統(tǒng)和供配電系統(tǒng)是油田能耗的絕對大戶，直接關(guān)系到油田的生產(chǎn)成本和經(jīng)濟效益。全國各油田綜合統(tǒng)計結(jié)果表明,油田注水耗電占油田總用電量的33%~56%。注水泵站、注水管網(wǎng)及注水井口組成的系統(tǒng)。根據(jù)能量守恒原理式中：E電機為電機輸入功率；ΔE泵為泵機組損失能量；ΔE站內(nèi)為注水站內(nèi)閥節(jié)流損失能量；ΔE網(wǎng)為注水管網(wǎng)損失能量；ΔE間為配水間節(jié)流損失能量；E井為系統(tǒng)有效能量,即注入注水井的能量。標準名稱：油田注水地面系統(tǒng)效率測試和單耗計算方法標準號：SY/T5265-1996負責(zé)起草單位：大慶石油管理局油田建設(shè)設(shè)計研究院、總公司油田節(jié)能監(jiān)測中心被代替標準：SY5265-91發(fā)布日期：1996-12-31實施日期：1997-9-1油田(區(qū)塊)注水系統(tǒng)平均效率：一個油田(區(qū)塊)范圍內(nèi)注水系統(tǒng)有效功率與輸入功率之比。注水系統(tǒng)效率：注水系統(tǒng)范圍內(nèi)有效功率與輸入功率之比值。η注——注水系統(tǒng)平均效率；η電機——電機平均效率；Η泵——注水泵平均效率；η管網(wǎng)——注水管網(wǎng)平均效率。注水泵電機效率注水泵電動機輸出功率與輸入功率之比值。注水泵效率注水泵外輸水的功率與軸功率之比值。注水管網(wǎng)效率注水管網(wǎng)內(nèi)有效輸出功率與輸入功率之比值。注水系統(tǒng)單耗注水系統(tǒng)每注入1m3水的耗電量。2.5.2注水系統(tǒng)效率的測量(1)電機的運行效率電動機運行效率，按GB/T12497和GB/T8916計算。ηe——電動機效率；Pe——電動機輸入功率；P0——電動機空載功率；K——損耗系數(shù)。I

——電動機電流；U——電動機電壓；cosφ——功率因數(shù)K——損耗系數(shù)，隨電動機雜散耗、轉(zhuǎn)子銅耗功率的增大而增加；常用的2極1000kW～2500kW電動機的K值為0.0090～0.011，一般可取0.01。(2)注水泵泵效注水系統(tǒng)的測試關(guān)鍵是注水泵效測試，測試方法分流量法與溫差法2種。流量法是采用測量注水泵流量、壓力及泵軸功率等參量來計算泵效的方法。需單泵流量計、壓力表、電表等儀器。ηp——注水泵效率；qvp

——注水泵流量，m3/h；Pp——注水泵軸功率。熱力學(xué)法是采用測量注水泵進出水溫度、壓力等參量來計算泵效的方法。（適用于揚程高于1000m的離心式水泵）Δts為等嫡溫升值，℃；與溫度t1和壓力P2有關(guān)，可查表獲得。(3)管網(wǎng)泵效ηn——注水泵效率；p4i——第i口注水井井口壓力；qvji

——第i口往水井注水量；p2i——第i臺注水泵出口壓力；qvpi

——第i臺注水泵流量。包含注水站和配水間的截流損失和管網(wǎng)摩擦損失。2.5.3注水系統(tǒng)效率的分解注水系統(tǒng)可分為站內(nèi)和站外兩部分，一般由電動機、注水泵、節(jié)流閥(泵站控制及配水間控制)、管網(wǎng)及注水井口等5個單元構(gòu)成。注水系統(tǒng)的能耗包括電機損失Ｄ1;水泵損失Ｄ2;節(jié)流損失Ｄ3;管網(wǎng)磨損Ｄ4。2.5.3注水系統(tǒng)效率的分解(1)電機損失Ｄ1：在整個損失中一般占5%～10%，其大小主要取決于電機自身的無功能耗多少，受設(shè)備機型和質(zhì)量優(yōu)劣影響較大。(2)水泵損失Ｄ2：在整個能量損失中大約占60%～70%，所占比例最大，其損失量主要由機械磨損、容積漏損和水力能量變換損失構(gòu)成。(3)節(jié)流損失Ｄ3：一般占整個損失15～20%，主要由兩部分組成，即泵出口閥的節(jié)流損失和配水間的節(jié)流損失。其大小與節(jié)流閥的位置無關(guān)，主要因泵的排量和泵壓與實際所需不匹配造成。(4)管網(wǎng)磨損Ｄ4：占整個能量損失5%～10%，其值與配注管線的大小、長短、內(nèi)壁粗糙度等直接相關(guān)。要降低注水能耗，必須從降低Ｄ1、Ｄ2、Ｄ3、Ｄ4入手。在注水系統(tǒng)中，任何節(jié)能降耗技術(shù)的研究(對策及措施)，都是圍繞上述4個環(huán)節(jié)所展開的。2004年，對喇嘛甸油田高壓注水系統(tǒng)的13座注水站，36臺高壓注水泵，70個配水間和516口注水井進行測試和計算。注水泵機組損失能量占總損失能量的48%，是損耗能量最多的一項；注水站節(jié)流損失占總損失能量的10%，管網(wǎng)損失能量占總損失能量的4%，配水間節(jié)流損失占總損失能量的38%。2.5.4注水系統(tǒng)效率現(xiàn)狀經(jīng)過40多年的實踐，我國已經(jīng)形成一套完整的技術(shù)系列和配套技術(shù)，油田注水規(guī)模在日益擴大。油田注水耗電已占全國油田總耗電的30％～40％，注水工程在開發(fā)建設(shè)中占有重要的地位。同國外油田注水工程比較，我國油田注水系統(tǒng)效率較低。據(jù)有關(guān)資料表明，我國注水系統(tǒng)平均運行效率是47.08％，其中大慶油田較高為54.56％。注水用電單耗全國平均為6.94kW.h／m3，而美國為6.0kW.h／m3。我國注水用電單耗平均水平與美國差距較大。到2003年底，勝利油田平均注水系統(tǒng)效率由“八五”末的47.34％提高到51.01％，注水單耗由6.12kW.h／m3降低到5.78kW.h／m3.(1)多級離心注水泵運行現(xiàn)狀

我國油田注水泵工作壓力一般在18ＭＰa左右，泵排量在150～400m3/h。1992年全國平均注水泵運行效率71.2%，長慶油田注水泵平均運行效率75.5%，大慶薩南油田平均運行效率78.09%，大港油田平均運行效率71.0%。為了提高注水泵效率，除對注水泵采用打光葉輪、改造流道等技術(shù)措施外，主要推廣使用大中型高效注水泵。中原油田大部分離心泵采用D250型，近年來，隨著油田注水量不斷增加，離心泵的運行數(shù)量與實際配注量不相匹配，導(dǎo)致注水能耗不斷增加。(2)柱塞泵運行現(xiàn)狀國內(nèi)油田對于注水排量小于50m3/h的注水泵，大都選用柱塞泵。柱塞泵運行效率高，一般在80%～82%左右。由于它具有排量小，匹配組合靈活的優(yōu)點，多用于注水量小的外圍油田和產(chǎn)量低的斷塊油田及高壓注水油田。中原油田在文東油田、濮城(沙三段)油田、橋口油田采用柱塞泵注水，目前注水效率較高。柱塞泵最大的缺點是運行噪音大，易損件多，維修周期短。(3)注水用