作用。
1.划分开发层系的原则
划分开发层系，就是把特征相近的油层合在一起，用一套井网单独开采，划分开发层系应考虑的原则是：
（1）把特性相近的油层组合在同一开发层系内，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性。油层相近主要体现在：沉积条件相近；渗透率相近；组合层系的基本单元内油层的分布面积接近；层内非均质程度相近。通常人们以油层组作为组合开发层系的基本单元，有的也以砂岩组划分和组合开发层系。因为砂岩组是一个独立的沉积单元，油层性质相似。
（2）各开发层系间必须有良好的隔层，确保注水条件下，层系间能严格分开，不发生层间干扰。
（3）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。 （4）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、具有较长的稳产时间。
（5）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系划分不宜过细。
综上述，开发层系的合理划分是油田开发的一个关键部署。若划分的不合理或出现差错，将会给油田开发造成很大的被动，以至于不得不进行油田建设的重新设计和部署，造成很大浪费。这样的教训无论在国外还是在国内都不鲜见。例如有的油田在划分开发层系时，未发现隔层尖灭和油层重叠现象，投产后二层系之间油水互窜；有的油田上下油层驱动方式不同，上部是封闭弹性驱，下部活跃水驱，合采时相互干扰严重。
四、砂岩油田的注水开发
原油在地层中从远离井筒的地方流向井筒，需要一定的动力。一个油藏的天然能量，包括边水、底水水压，原生气顶和次生气顶的膨胀，原油中溶解气的释放和膨胀，油层和其中原油的弹性能量等。不同油藏天然能量的类型和大小各不相同，即驱动方式不同。利用天然能量，可以采出一部分原油，但一般情况下只能在一段时间内起作用，且发挥不均衡，难于调整和控制。
利用人工注水保持油藏压力，是采油历史上一个重大转折。从二十年代末开始到现在已有60多年的注水历史。人工注水开发油田的优点是能持续高产、驱油效率高、采收率高、经济效益高、易于控制等。
用人工注水开发油田时，油井与油井之间、注水井和注水井之间存在强烈的相互影响，因此在注水开发的油田上不能只单井研究，必须把油田作为一个整体看待，把油田上相互连通的全部油水井作为一个相互联系、相互制约的开采系统考虑，对整个开发区进行综合研究、设计和调整。因此，注采井网的确定是油田开发设计中的关键问题。
1.注水方式
注水方式就是注水井在油藏中所处的部位和生产井及注水井间的排列关系。注水方式 也称注采系统，归结起来主要有边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水四种。
6
（1）边缘注水
边缘注水方式采用条件为油田面积不大，构造比较完整，油层稳定，边部和内部连通性好，油层的流动系数（有渗透率，有效厚度，原油粘度）较高，特别是钻注水井的边缘地区要有较好的吸水能力，能保证压力有效传播。边缘注水根据油水过渡带的油层情况又分为以下三种。
1）缘外注水：注水井按一定方式分布在外油水边界处，向边水中注水。如图1—2所示，为某油田开发井位图。把外油水边界以外的6、25、15、17、4、16、18、19、25等转为注水井，就构成了边外注水方式。
2）缘上注水：一些油田在含水边缘以外的地层渗透率显著变差，为了保证提高注水井的吸水能力和保证注入水的驱油作用，将注水井布在含油层外缘上，或在油藏以内距含油外缘不远的地方，在图1—2，假如外油水边界以外岩性变差，则可让25、19、24、21、5、22井转注即缘内注水。
3）边内注水：如果地层渗透率在油水过渡带很差，或过渡带注水不适宜，可将注水井布置在内含油边界内，以保证注水见效。
前苏联的巴夫雷油田，面积为80平方公里，平均有效渗透率为600毫达西，油层比较
图1-2 油田注水方式示意图 均匀、稳定，边水活跃。采用边外方式注水后，
油层平均压力稳定在14~15MPa。注水后的
五年内，原油日产量稳定，年采油速度达6％（按可采储量计算）。我国老君庙油田，面积较小，有边水存在，L和M油层初期采用过边外注水。
边缘注水方式适用于边水比较活跃的中小油田。优越性是油水边界较完整、容易控制、无水采收率较高。若辅以内部点状注水，则可取得很好的开发效果。不适用于面积大的油田。
(2)边内切割注水方式
对于大面积、储量丰富、油层性质稳定的油田，一般采用边内切割注水方式。在这种方式下，利用注水井排将油藏切割成为较小单元，每一块面积（切割区）可以看成是一个独立的开发单元，分区块进行开发调整。见图1—3。
边内切割注水方式的应用条件是，油层要大面积分布，注水井排上可以形成比较完整的
图1-3 切割注水方式示意图 7
切割水线；保证一个切割区内布置的生产井与注水井有较好的连通性；油层有一定的流动系数，保证生产井与注入井间压力传递正常。
大庆油田面积大，采用了边内切割早期注水方式开采。其中一些好的油层（占储量80—96％）的油砂体都能延伸到3.2公里以上，具备采用这一方式的条件。
美国的克利——斯耐德油田，面积200平方公里，初期靠弹性能量开采并转为溶解气驱方式。为了提高采油速度，研究了四种不同注水方式。采用切割注水方式后，油田由溶解气驱变为水压驱动，油层压力得到恢复，大部分油井保持了自喷。
采用边内切割注水的优点是，可以根据油田的地质特征选择切割井排的最佳方向及切割区的宽度；可以根据开发期间认识到的油田详细地质构造资料，修改已采用的注水方式。在油层渗透率具有方向性的条件下采用行列井网时，只要弄清油层渗透率变化的主要方向，适当控制注入水的流动方向，就可取得较好的开发效果。
这种方式的不足之处是对油层的非均质性适应性较差，对于在平面上油层性质变化较大的油田，往往使相当部分的注水井处于低产地带，注水效率不高，注水井间干扰大。注水井成行排列，在注水井排两边的开发区内，压力不总是需要一致，地质条件也不相同，因此会出现区间不平衡。另外由于生产井的外排与内排注水影响不同，因而开采不均衡，内排生产能力不易发挥，外排生产能力大，见水快。
在计划采用或现已采用的行列注水油田，为了发挥其特长，主要采用以下措施：选择合理的切割宽度；确定最佳的切割井排位置；辅以点状注水，强化行列注水系统；提高注水线同生产井井底之间的压差等方式提高切割注水效果。
（3）面积注水方式
面积注水方式是将注水井按一定几何形状和一定的密度均匀地布置在整个开发区上，
8 图1-4 面积注水井网示意图 ?--生产井;?--注水井 各种井网的特征如图1—4所示。根据油井和注水井相互位置及构成井网的形状，面积注水可分为四点法、五点法、七点法、九点法、歪七点和正对或与交错式排状注水。
面积注水方式采用的条件如下：
1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布，用切割式注水不能控制多数油层，注入水不能逐排影响生产井。
2）油层的渗透性差，流动系数低，用切割式注水由于注水推进阻力大，有效影响面积小，采油速度低。
3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂。 4）适应于油田后期的强化开采，以提高采收率。
5）油层具备切割注水或其它注水方式，但要求达到更高的采油速度时也可考虑采用。
2.注采井网
从平面上看，注水和采油均在井点上进行。在注水井和生产井之间存在着压力差，并 且被流线所连接。在均匀井网内连接注水井和生产井的是一条直线，是这两井间的最短流线，沿这条线的压力梯度最大。于是注入水在平面上将沿着这条最短流线推进到生产井，以后才沿其它流线突入，这就是注入水的后进现象。水波及区在井网面积中所占的比值就是均匀井网见水时的面积波及效率?1，表示为
?1?ASA
式中A、AS分别为油藏面积和波及面积，体积波及效率?和油藏的采收率?o分别表示为
??AShSAh??1?2 ?o??So?SorSo
式中h、hs——分别表示油藏平均厚度和波及厚度；?2——垂直波及效率；So，Sor——原始含油饱和度和残余油饱和度。波及效率与油水的流度相关，油水的流度比等于
KWM??WKO
?O式中 KW——水的有效渗透率，?m；
2 KO——油的有效渗透率，?m； ?w——水的粘度，mPa?s； ?o——油的粘度，mPa?s；
在一定油层条件下，均匀井网见水时的面积扫油效率取决于井网形状和油水流度比。下面根据不同几何形状的井网分别叙述。
1） 五点法
五点法井网为均匀正方形（图1—5），注水井布置于每个正方形注水单元的中心上，
9
2每口注水井影响四口生产井，而每口生产井受四口注水井影响，注采比为1:1，属强注强采的布井方式。在地层均质等厚的情况下，流度为1 时，油井见水时的扫油系数为0.72。油井见水后继续生产，面积波及系数将不断增大。面积扫油效率（也叫扫油系数）与流度比有很大关系，流度比越大，同一注水强度时，扫油系数越小。
图1-5 面积注水井网
2） 七点法
注水井布置在正三角形的顶点，三角形的中心为一口井，即油井构成正六边形，中心 为注水井，每口油井受三口注水井的影响，每口注水井控制六口油井，注采比为1:2。根据理论计算，在均质等厚地层中，油水流度比为1时，见水的面积波及系数为0.74，这一方式由于波及系数较高、注采井数较为合理，往往为面积注水时采用。
除了五点、七点法之外，还有四点、歪四点、九点、反九点、直线排状和交错排状井网等。井网选取的主要根据是油藏形状和油层特性。不同井网的波及系数与流度比的关系不一样。常用井网大都是由相同单元组成的几何井网，井网根据一个单元内所含的井数命名，以注水井为中心的井网叫“反”井网。表1—1给出了各种井网的几何特征；图1—5
10