及水内是否要加添加剂，如氯化钾、活性水等，是否要作加热的预处理。
显然，向油层注人驱替剂要增加油田前期的投资、设备及工作量，实现这些要求的技术措施的可能性，成本大小，并由此措施所获得经济效果和采收率多少，是否得以偿失。
因此，在选择压力驱动时，应该对地质、工程及经济全面加以分析考虑，对于采取不同方式所能获得烃类的最终釆收率及经济效果予以论证，从而确定其必要性、可靠性，确定注入剂的类型。此外，还应结合流体性质、储层孔隙结构、粘土矿物成分，确定注人剂标准及添加剂、注入的程序。
最后，还应该指出，由于水的来源广、价格便宜、易于处理、水驱效果一般较溶解气驱、策略驱强，故凡是有条件的油田；我国都采用注水开发，并取得了显著的经济效果。但是也应指出，它不是唯一最佳的，必须因地因时制宜，防止绝对化及僵化。它是我国现阶段的产物，今后必须加以发展。此外，在一个油田为了实现有效的注水，还应多方面采取措施，尤其是工程工艺的措施，以提高水驱效果。
第二节 开发层系的划分与组合
实际上所发现的绝大多数油田是属于多油层或多油藏的。合理地划分和组合开发层系可以减少层问干扰，提高纵向波及系数，是开发多油层油田的一项根本性措施。
所谓划分开发层系就是把特征相近的含油小层组合在一起，与其它层分开，用单独一套井网开发，以减少层间干扰，提高注水纵向波及系数及采收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。 在本世纪40年代以前，油田开发采用天然驱动或衰竭式开采石油，一井开采多层可以少打井，提高单井产能，故对开发层系的划分与组
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合未能引起人们的重视。但油田在强化水、气驱的过程，各层因非均质差异形成的层间矛盾非常突出，常可使合釆的某些层不出油或少出油。因此，当前世界上许多新开发的油田，除油层少且薄；面积小的个别例外，一般都划分成几套层系同时进行开发。 县体的做法有两种：
（1）层系一开始就细分，多套井网分采不同的油层，少搞分层作业，实现较高的波及系数。
（2）初期层系划分得粗一些，少钻井，多搞分层开采作业，提高注水波及体积。后期根据需要，多井网分釆各层。
美国多采用第一种，他们不强调自喷生产，油井完成即安抽油机。注水井用“永久作业”调整吸水剖面，采油井尽可能降低流压，以消除层间干扰，油层很少搞分层配产工作。
苏联多采用第二种，每套开发展系有效厚度不超过20m，油层数不超过4个。杜依玛兹油田，平均有效厚度为15-20m，罗马什金为15m。 我国的砂岩油用多为陆相沉积，具有多物源、多旋回、岩性物性变化大、非均质严重的特点，多采用粗分层，后期调整。大庆油田中区葡一组和萨尔图葡二组两套，有效厚度为15.15m和15.65m；克拉玛依油一区分克一克二，分别为14m及9m。这些油田发展了以分层注水为基础的分层测试、分层采油和分层调整挖潜的工艺措施以适应初期及中期高、稳产的要求。但进入中含水后期开采阶段，靠堵水和偏心管柱增到四至五级，各层的差异仍大，水洗程序不一致。需进行开发层系的调整。如胜坨油田的沙二油层由原来的二套细分为几套分采，对每套井网采用了不同的注水系统和井距、排距。
表2—l是我国73个注水开发的砂岩油田统计的结果。大多数油田为一套层系，油层数为5—15层，有效厚度为10-20m。在油层多、厚度大、层间渗透率差异大的油田，则划分成为若干个层系开发。
表2—I 我国砂岩油田层系的划分
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层系套数 1 2 3 4 5 油田个数 40 9 7 4 4 代 表 性 油 田 扶余、杏树岗、魏岗 克拉玛依、喇嘛旬、江汉习二区 老君庙。埕东。钟市、萨尔田北一区 河南下二门、双河 胜坨二区、王家岗 根据乔罗夫基对苏联油田44个开发层系的统计，大多数油田将l—4个层划分成一套层系来开发。表2—2是苏联几个大油田划分层系开发的情况。
表2 苏联几个大油田开发层系的划分
油田名称 开发年代 层系套数 3 2 2 5 每套层系内 层数 1-3 5—6 1 2-7 厚度（m) 3-20 14 5-15 7一11 杜依玛兹油田 40年代末 姆罕菪夫油田 罗马什金油田 萨马特洛尔油田 50年代 50年代 70年代 那么，为什么在多油层非均质油田进行水驱时要分层开发呢?前面巳作过简单的回答，以下作更深入的分析。
当油层内各小层渗透率粘度相差几倍至几十倍时，混合注水因各小层吸水能力不同，造成注入水在各层的推进速度、采油速度不同，以致开发过程中见效显著的地层压力过大，驱油阻力变小，水淹程度高。见效小或未见效层则不然，甚至有些根本没有流动。这种矛盾可能愈来愈严重，直至油井见效层出水，有些层还出油甚少，甚至未动。
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我国老君庙L油层混合注水开发就是很好的例证。当L3层已经水洗完水淹后，Ll、L2层油层压力还未得到恢复，采出数量还很少。
苏联克里活诺索夫等研究某油田多层合注证实，油田不同层因渗透率不同，在多层合注的吸水剖面上，渗透率较低的油层不吸水，注水量全部被渗透率高的层所吸收。经采用不同压力分注后，才使得没有吸水的油层开始大量吸水。表2—3列举了其中一个实例。
表2—3 苏联某油田油层合注与分注吸水能力对比表 合 注 分 注 射孔渗透串 水量 层位 厚度 (×压力 水量 压力 水量 压力 3(M/(m) 10-3?m) (at) (M3/d) (at) (M3/d) (at) d) τ 2．0 170 0 0 142 359 114 τ+A 11．0 600 114 140 1260 125 737 A 2．6 100 0 150 30 B 2．4 0 101 τ 6．6 350 130 105 130 130 A 2．4 0 0 130 B 3．2 0 0 130 τ 3．2 0 0 123 250-40113 120 187 τ+h 10．0 142 386 0 井号 3266 958 3206 因此，矿场上常采用见效层及不见效层、井来表明各层、井的注水效果。显然，在合采井中，见效层的油层压力增加，产出量上升。在合釆井产量保持不变的情况下，人使该井流动压力上升。因此，当低压层压力低于合釆井流动压力时，低压层就将停止生产。有时，甚至庙坟层出来的液体还会从井中倒灌进人低压层。这种井在单层出水后，表现尤为突出。这些特征：也可从部分井堵水资料看出来。表2—4是其中一例。所以，油井见水后，通常使得井筒内流体密度增加，引起流压上升，同时又恶化了低压、低渗透率层的生产条件，形成倒灌
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现象，结果这些低压层的储量根本没有动用。
表2-4 杏北油田不同井距堵水后出产数据
表 井距 (m) 井数 时(口间 ) 堵500 6 前 堵后 堵300 7 前 堵后 日产油 (t) 20 含水 (％) 77．0 流动压地层压力 (at) 力 (at) 总压差 生产采油指数压差(t/(d.at ) 2．42 (at) (at) 106．5 114．6 -1.9 8．1 38 6．9 81．2 102．7 -13.6 21．5 1．80 15 19 75．0 40.7 116．0 128．6 +11．0 12．6 1．19 98．3 117．3 -0.4 18．9 1．01 为了减少高压层对低压层的影响，在含水井中经常要求在开发过程不断调整工作制度、逐渐放大生产压差、提高产液量外，在注采工艺上，应该考虑单井分注合釆或分注分采、合注分采的技术，尽量减少层系的数量。
那么，层系应该怎样划分才好呢?显然，这是我们值得研究的课题。它包括在地质、驱动、工程及经济因素方面的影响．需要通过生产试验、实践及综合研究来解决。通常认为：
(1)随着开发层系内油层层数和厚度增加，油层动用厚度和出油好的厚度明显减少，油层采油强度下降，采收率下降。
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