不同類型的油田，在油田開發的不同階段注水，對油田開發過程的影響是不同的，其開發結果也有較大的差異。下面暢鑫小編給大家帶來詳細的關于不同時間注水油田開發的特點方面知識：

在采油過程中，僅利用地層天然能量進行采油，稱為“一次采油”。一次采油也被稱為“能量衰竭法采油”，采收率一般只能達到15%左右，大部分油氣仍殘留在油層中。為保持和提高地層能量，提高地層中油氣采收率，人們采用油田注水開發技術。

利用油田注水泵等相關設備向油層注水，保持或提高地層能量，提高油氣采收率的采油方法，早在20世紀20年代美國就已工業化應用。蘇聯于1946年第一次在杜依瑪茲油田采用早期注水、保持油層壓力的開發方法。在這期間注水開發的油田越來越多。1936年美國采用注水開發的區塊只有846個，到1970年就發展到9000個以上。我國最早大量注水的油田是克拉瑪依油田，現各主要油田都采用了注水開發方式。因此，注水已成為世界范圍內油田開發的主要手段。

1．早期注水

早期注水的特點是在地層壓力還沒有降到飽和壓力之前就及時進行注水，使地層壓力始終保持在飽和壓力以上。由于地層壓力高于飽和壓力，油層內不脫氣，原油性質較好。注水以后，隨著含水飽和度增加，油層內只是油、水兩相流動，其滲流特征可由油水兩相滲透率曲線所反映。

早期注水可以使油層壓力始終保持在飽和壓力以上，油井有較高的產能，有利于保持較長的自噴開采期。由于生產壓差調整余地大，有利于保持較高的采油速度和實現較長的穩產期。但這種注水方式使油田投產初期注水工程投資較大，投資回收期較長。所以，早期注水方式不是對所有油田都是經濟合理的，尤其對原始地層壓力較高而飽和壓力較低的油田更是如此。

2．晚期注水

油田開發初期依靠天然能量開采，在沒有能量補給的情況下，地層壓力逐漸降到飽和壓力以下，原油中的溶解氣析出，油藏驅動方式轉為溶解氣驅，導致地下原油黏度增加，采油指數下降，產油量下降，氣油比上升。如我國某油田，在地層壓力降到飽和壓力以下后，氣油比由77m3/t上升到157m3/t，平均單井日產油由10t左右下降到2t左右。

在溶解氣驅之后注水，稱晚期注水，在美國稱“二次采油”。注水后，地層壓力回升，但一般只是在低水平上保持穩定。由于大量溶解氣已跑掉，在壓力恢復后，也只有少量游離氣重新溶解到原油中，溶解氣油比不可能恢復到原始值。因此，注水以后，采油指數不會有大的提高。由于油層中殘留有殘余氣或游離氣，注水后可能形成油、水兩相或油、氣、水三相流動，滲流過程變得更加復雜。這種方式的油田產量不可能保持穩產，自噴開采期短，對原油黏度和含蠟量較高的油田，還將由于脫氣使原油具有結構力學性質，滲流條件更加惡化。

晚期注水方式初期生產投資少，原油成本低。原油性質較好、面積不大且天然能量比較充足的中、小油田可以考慮采用。

3．中期注水

中期注水介于上述兩種方式之間，即投產初期依靠天然能量開采，當地層壓力下降到低于飽和壓力后，在氣油比上升至最大值之前注水。此時油層中將由油、氣兩相流動變為油、氣、水三相流動。隨著注水恢復壓力，可以有兩種情形：

一種情形是地層壓力恢復到一定程度，但仍然低于飽和壓力。在地層壓力穩定條件下，形成水驅混氣油驅動方式。據室內模擬和國外文獻介紹，如果地層壓力低于飽和壓力15%以內，此時從原油中析出的氣體尚未形成連續相，這部分氣體有一定驅油的作用，并由于油—氣間的界面張力遠比油—水界面、油—巖石界面的張力小，因而部分氣泡位于油膜和巖石顆粒表面之間。這對親油巖石來說，可破壞巖石顆粒表面的連續油膜，有助于提高最終采收率。

另一種情形就是通過注水逐步將地層壓力恢復到飽和壓力以上。此時，脫出的游離氣可以重新溶解到原油中，但天然氣組分的相態變化是不可逆過程。當提高壓力時，脫出的游離氣重新完全溶解所需的壓力為溶解壓力。顯然，溶解壓力大于飽和壓力。此外，在利用天然能量開采階段，部分溶解氣逸出。因此，即使地層壓力恢復到飽和壓力以上，溶解氣油比和原油性質都不可能恢復到初始情況，產能也將低于初始值。在地層壓力高于飽和壓力條件下，如將井底流壓降至飽和壓力以下，盡管采油指數較低，但由于采油井的生產壓差大幅度提高，仍可使油井獲得較高的產量和較長的穩產期。

中期注水的特點是初期投資少，經濟效益好，也可能保持較長穩產期，并不影響最終采收率。地飽壓差較大、天然能量相對較大的油田比較適用于中期注水。

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