对开发要求基本一致，如表2—8所示。而各油砂体、单油层和复油层物理性质虽更接近，但上下隔层较差，彼此连通，是不宜划分成开发层系和基本单元的。
表2—8 某油田开发区油层组储量分布及隔层状况统计表 层位 第一层 第三层 第四层 第五层 不同厚度隔层所占面积(％)
在层系划分及组合以后，必须采用不同的注采方式及井网，分油砂体计算其开发指标，综合对比不同的组合方式下的开发效果，从开发要求出发，确定最优方案。其主要衡量的技术指标是：
(1)不同层系组合所能控制的储量；
(2)所能达到的釆油速度、分井生产能力和低产井所占百分数； (3)无水期釆收率；
(4)不同层系组合的钢材消耗及投资效果等指标。表2—9是某油田一个开发区的开发效果预计的实例。 通过实例计算表明，第四组宜于采用行列注水大排距稀井网开发。第二组也适用，但排距宜小些，井网密些。第一、三、五组油层宜采用面积注水开发。即可考虑三套井网，第二、四层单采，其他的油层合采为宜。
5．编制射孔方案
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对开发层系和井网钻井后，可获得更多的油田静态资料，便可发现那些局部情况与层系划不合宜之处，在油井射孔投产前及时予以调整落实。一般情况，可作以下两方面的研究：
(1)隔层调整。根据局部地区可能出现不符合隔层要求处予以调整，以保证层系可靠封隔。
(2)低产区或低产井的调整。由于油层非均质性的影响，钻井后常会有一些井达不到预嚣效果，产量低或根本不能自喷投产，为改善开发效果，对于低产井成片分布的，若两套层系间油层性质差异小时，可局部地区合并为一套层系开采，以提高单井产量；对于零星分布的，可经分析研究，与相邻层系井互调
表2-9 某油田不同层系组合方式开发效果对比表
项目 层系划分与 组合方式 井 网 非水驱 见水前单井产控制储平均年量 小于量 (占本储量％) 度 - 的井占五年内见水井 生产 井数注水占总井数％) 第一种 第四组 3-1100*50三、 5-600*5009．8 12．9 20.6 3．2 15．0 3.7 3.4 14．0 24．0 10．0 24．0 33．0 9.8 3．2 15．O 11.0 10.0 60.0 方式 第一、二、0（500） 19．O 3．I 五组 *500（500） 第二种 第四组 3-1100*50方式 第二组 0（500）第一、三、5-600*500五 46
采油速15t/d 占第一1排(％) 总数／ (％) (％)(面积 *500（500） 组 四点法面积注水 井距500m 第三种 按好的油3-1100*50方式 砂 0（500） 体组合 5-600*500按差的油*500（500） 砂 体组合 16．0 3．2 13．0 60.0 2．9 12．0 16.0 60.0 当油田以一定井网和开发方式投产后，通过和平实践，取得大量动、静态资料并可发现油田开发还会出现这样或那样的矛盾，这时就需要对所采用的开发层系适应性做进一步的调整，此在后面还要论及。
总之，开发层系的划分是由多种因素所决定的，采用的方式及步骤也可因时因地而异。因此，我们应在总的开发原则指导下，不墨守陈规，勇于开拓，以优化的方法来完成这一任务。
第三节 油田注水方式的选择
当油田的自然条件及驱油动力能满足开发指标的要求时，应尽可能的充分利用地层能量来开发油田。但是，实践证明。绝大多数的情况，油田的天然能量不足以满足我们所要求的采油速度釆出。为此，就需要向油层注入驱替工作剂—水、气、蒸汽或其他工作剂，以保证获得高-的采油速度和原油采收率。
所谓采油速度就是指油田年产量和储量的比值。对于一个具体油田而言，储量是一定的，产量则取决于油田大小和形状、岩石及流体的物理性质、井的数量和分布方式、井底压力、供给边缘的压力及远
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近。如果能够提高和保持供给边缘上的压力，井将供给边缘移至开发区，显然就可大大提高采油速度。在油层边缘及内部注水，气顶注气，含油内部注气等都是一种有效的措施。
当然，正如前述，采用压力驱动的方式，还可大大提高原油的采收率，使油田保持较高的稳定产量，延长油田的自喷期，从而可大大降低油田原油的生产成本。在另一方面，实行注入工作剂也需要增加油田的投资和设备，因此就要衡量得失，加以决定。
从目前来看，注水是世界上釆用最广泛的方法，它的来源广，工程施工容易，水驱油效果好，易于流动。但并不是所有的油田都宜于注水，这需要取决于储油层的渗透性，含油岩石及石油本身的物理性质。如果储油层的物性较均一，渗透率高，原油粘度小，水敏性粘土矿物少，原油的流度比值超过0．15-0．2μm2／mPa.s时，用注水进行开发是合理且有效的；小于此，注水费用将要大量增加，若渗透率低于20-25×10-3μｍ2，即使原油粘度很低，注水效果也会很差，除非对油层进行良好的改造。
由于注水比其他工作剂更带有普遍性，这里就着重讨论人工注水的问题。
在注水开发以前，我们要首先搞清油藏的天然能量的状况，只有这样才能确定是否需要注水，选用什么方式，什么时间，要求注水保持在什么压力水平等一系列的问题。
为此，我们要研究油藏本身的油层束缚水和岩石的弹性能量，气顶和油藏连通的边底水能量。研究边水的状况，含水域大小的方法很多，通常有物质平衡法、地质估量水体储量法、动态曲线法等，尤其是物质平衡法，用得更多。
在注水的时间上，从发展的倾向来看，以早注比晚注的主张多，而在注水的具体界限上常考虑两个因素：
1）压力因素；
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2）油藏渗透率及几何形态的情况。
对于均质地层，地层压力等于饱和压力时，注水采收率最高，此时饱和压力下的原油粘度小，最有利，而且油井的产量高，注水能立即见效，不会产生滞后现象。如果忽略自由气对非均质油层残余油饱和度的影响，注水时最合理的压力应稍低于饱和压力。苏联巴伊舍夫等人认为，原油物性受压力影响小的油田，油层压力低于饱和压力20％时、水驱混气油的采收率可增加5％-10％，对原油物性随压力变化大的油田，油层压力可低于饱和压力玉10％。
美国一些研究者认为：在亲水地层中孔隙含气饱和度为14％-24％时，水驱采收率可能比地层压力高于饱和压力时要高8%-10％，而主要亲油地层，则注入多倍孔隙体积后，采收率与注水前含气饱和度无关。
油藏的几何形态和渗透率的变化，可影响到体积驱油系数，也可影响到开始注水的最佳时间。可根据一次釆收率与开始注水压力关系来确定最佳压力，从商确定开始注水时间。 油田从早期开始注水有以下优点：
1）可延长白喷釆油期及提高自喷釆油量； 2）可减少产水量； 3）可采用较稀的生产井网； 4）可提高油井产油量；
5）可减少采出每吨原油所需的注水量； 6)可以提高主要开发阶段的采油速度。
但初期投资费用也增加了，此宜全面权衡加以确定。 目前广泛采用的注水方式有三种： 1）边缘注水法 2）切割注水法 3）面积注水法
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