由于井距偏大、渗透性低，无形中造成注水开发中注水压力增高。随着低渗油藏逐步开发，受当时酸化、压裂增注技术限制，低渗油藏改造增注后有效期短，经济效益差，低渗油藏注水主要靠高压增注措施；分注工艺由于井下工具不能满足高温高压下的注水条件，分注管柱频繁地失效换封，分注井和分注率急剧下降；与此同期，由于水质不过关，高压注水井损坏也较严重，低渗油藏注水开发非常有限。
此外，随着低渗油田的逐步开发，注水系统压力逐步升高。据统计，注水压力由1985年的14.88 MPa逐步上升为2000年的20.4 MPa。原有的离心泵一级布站、干压控制在18.0MPa的注水方式已经无法满足油田开发需要。为满足低渗油田开发需要，解决因注水压力不断升高，高压注水设备和注水设施已经达到设计压力满负荷问题，1986年开展了二级增压建站试验，并于1990年全面推广。目前，中原油田增注站达到97座，安装高压增压泵811台，在每座增压泵站内设置了三套压力系统，离心泵系统18 MPa，高压系统为25.0MPa和35.0MPa两个系统，同时对注水管网进行压力升级，注水管网由φ180×16mm提高到φ180×22mm，单井管线由φ89mm×10mm提高到φ89mm×14～16mm，同时提高管线材质，管线材质由20#钢改为16Mn合金钢。由于大量的增注站和高压增压泵建设，增大了低渗油藏注水系统投资，使生产成本增加近30～50%以上，同时使管理难度增大，注水单耗高达到10.06Kw·h／m3，比胜利、南阳等油田高出1倍，系统效率低，仅有46.9%。
4、低渗油藏水驱动用程度低，自然递减大
目前开发的88个低渗油藏单元，水驱控制程度64.4%，水驱动用程度仅
6
39.3%，采油速度0.96%,综合含水81.68%，自然递减29.2%。水驱动用程度低出油田平均水平12个百分点，自然递减高出油田平均水平4.66个百分点。整体呈现出水驱动用程度低、自然递减大、油藏亏空严重的开发特点。 如以文东盐间、文南为代表的典型异常高压低渗油藏，地质储量7524×104t，水驱动用程度仅为27.7%，平均注水压力32Mpa，整体注水开发效果差，标定采收率仅为24.77%，采出程度只有16.83%，综合含水68.28%。由于注水压力高，注水困难，造成油藏亏空严重，产量递减达32.39%以上，年采油速度仅为0.9%。
针对低渗透油藏注水开发中存在的问题，“九五”以来加强了低渗透油藏注水工艺技术攻关.我们的工作思路是：首先解决注水水质达标问题，确保低渗油藏能注上好的水;其次是开展增压注水，实现低渗透油藏注上水；三是积极开展降压注水，针对注水压力高的原因，工艺上开展各种形式的化学降压增注和压裂增注，地质上小井距注水开发试验，提高其渗流能力,实现降压注水；四是针对低渗油藏层间动用状况差的问题，配套研究低渗油藏分注技术提高低渗透油藏层间动用程度，五是针对低渗透油藏层内水驱波及状况差问题，开展有针对性的深部调剖和调驱，提高层内动用程度。经过近几年科技攻关和工艺技术的完善，目前低渗透油田注水工艺技术取得长足发展，并取得较好的经济效益。
7
二、配套注水工艺技术,提高低渗透油田开发水平
（一）系统治理注水水质，满足低渗透油藏注水开发需要 1、清污水先混合后处理技术和水质改性工艺技术的应用
针对中原油田产出水腐蚀性强，清污水先分别处理再混合注入导致注水水质恶化，油田注水地面管网及井筒腐蚀、结垢、堵塞地层等问题，提出了清水与污水先混合、后处理达标的思路，即“让两种不同性质的水源提前混合、反应，将地下的矛盾提前到地面解决，将系统中的矛盾提前到站内解决”。
为了提高水质达标率，满足低渗油藏注水需要，近年来在应用水质改性工艺技术的基础上，清污先混合后处理,提高污水的pH值,调整污水离子构成，实现除油、除铁、除机杂、防腐、防垢等目的。通过逐步完善配套污水处理自动化控制技术，加药混合技术，逆向流沉降技术多级精细过滤技术，并对污水处理系统工艺流程的全面改造和加药配方的不断优化，现已形成了一套以“多级除油——混合杀菌——高效加药沉降——加压过滤——稳定外输”为主线的水处理工艺流程，形成了水质改性水处理技术、除铁降泥水处理技术、二氧化氯水处理技术、高效复合絮凝水处理技术，确保了处理后的水质达标率提高和水质达到低渗油藏注水标准，并解决了困扰油田多年的注水系统腐蚀难题。污水处理工艺流程
产出水 清水、洗井水 A剂 混合器 B剂 一次沉降 二次沉降 C剂 注水系统 缓冲罐 过滤罐
8
污水处理工艺流程
1994年以来污水站出站水质主要指标表
时间 1998 1999 2000 2001 2002 2003 PH 7.96 7.79 7.58 7.42 7.14 7.08 溶解氧 mg/L 0.067 0.015 0.015 0.01 0.011 0.008 S2- mg/L 0.50 0.80 0.78 0.37 0.51 0.57 悬浮固体 mg/L 2.64 1.83 1.98 2.75 2.55 2.24 污水含油 mg/L 4.38 2.70 2.29 1.76 3.13 1.44 滤漠 系数 30.9 37.0 33.8 27.3 34.2 36.4 ΣFe mg/L 2.15 0.59 0.46 0.5 0.92 0.43 SRB 个/mL 59 167 115 118 137 116 TGB 个/mL 953 660 1048 1517 1016 1360 水质治理前后滤膜系数及悬浮物变化
腐蚀速率(mm/a)0.60.50.57 0.1390.11260.04280.03319899
35 30 25 20 15 10 5 0 40
0.40.30.20.100.4370.04180.048500'0.08194.694.994.1295960.0680.03980.039303'9701'02'历年注水泵进口腐蚀速率时间部标 MF 为>= 15 部标悬浮物为 <=3 96.6MF 悬浮物
94.12 95.395.6 95.9 95.12 96.3 96.9 96.12 97.3 97.6 97.8 97.9 97.1 97.11 97.12 98.198.2 98.3 98.4 98.5 98.6 98.7 992000 2001 2002 2003 2、注水管网的复合清洗技术的应用
为了减少水质沿程二次污染问题，提高井口水质达标率，在站内水质达标的基础上，结合中原油田注水管线垢物含硫化物高的特点，为保证安全施工研制了抑制硫化氢化学清洗管线技术，硫化氢抑制率大于95%；针对化学清洗过程中存在管线清垢不彻底问题，研究应用了“物理清洗+化学清洗”复合清洗方式，除垢率大于95%。即先对注水干支线的主要部分分
9
段通球进行机械清洗，清除80%以上的硬垢，然后全线实施化学清洗。2000年以来，中原油田对注水干线实施了全面清洗，管线清洗以后，达到干线端点水质的平均滤摸系数下降率控制在出站20%以内，总铁平均增加率控制在出站30%以内。
3、精细过滤技术的引进和推广
针对低渗油田注水水质要求标准高情况，在1990年从美国瑟克贝瑟公司引进低压精细过滤装置基础上消化吸收精细过滤技术，改进国产低压污水处理过滤设备，提高了过滤精度，并将滤后水的悬浮物颗粒粒径控制在2μm以内。为减少滤后净化水沿流程二次污染，在注水井口安装高压井细过滤器进行试验，取得较好效果。
高压注水井精细过滤设备，主要选用QL5-25/35J和QL10-25J型注水井口专用过滤器，为纤维球滤料系列，额定流量5-10m3/h、额定压力25-35MPa，过滤精度为1.5μm，即可以除去水中颗粒直径大于1.5μm的杂质，过滤压差≤1 Mpa。在工作中，水流经滤芯时，滤芯中的细微纤维将水流中的悬浮物颗粒拦截，净化水从滤芯中心管流出，滤芯污染后，可拆下来清洗，再组装继续使用。先后对文72沙三中、文82块、文88块、卫42块的43口井进行了精细过滤，并实现6座站整体过滤，经现场水质监测，经过精细过滤器过滤，注入水滤膜系数指标上升44%，机杂指标下降50%，三价铁指标下降63%，总铁指标下降30%。如文88-7井采取了井口精细过滤和酸浸地层、单体泵增注等复合措施，日注水量由25m3增加至50m3，累增水量10000m3，有效期达到1年以上，目前继续有效。
通过注水水质系统治理，井口水质达标率由2000年的48%提高到目前
10