浅谈杏北区“13331精细分层注水管理法”
油田注水工艺技术
油田注水工艺技术注水是提高油田开发水平，保持油藏能量的主要手段，是保持油田稳产的主要措施。
本部分收集汇编了注水名词、分层配注、分层测试、注水水质、注水井洗井、水质化验、计量仪表及注水井管理等七方面内容。
通过本部分的学习，可使采油工了解注水的目的及作用，掌握注水的全过程，懂得注水工艺和有关注水设备的性能，学会日常生产操作以及常见事故的预防、判断和处理，并能充分利用注采关系，进行油水井动态分析，提高幽静挖潜措施。
注水井名词1 什么是注水井？答：用来向油层内注水的井叫注水井。
2 什么是水源？答：在注水过程中，要用大量的水。
因此，常用河水、湖水、海水、地下水及含油污水作为注入水的来源，简称水源。
3 什么是谁的净化？答：将地面水或地层水在注入油层以前，必须进行处理，使其符合注入水标准，这种处理水的措施叫水的进化。
4 什么是注水站？答：为了将水源的水或经过水质处理后的水加压外输，以满足注水的压力要求，必须有一套设备，安装这些设备的地方叫注水站。
5 什么是配水间？答：控制和调节各注水井注水量的操作间叫配水间。
配水间分为多井配水间和单井配水间。
多井配水间可控制和调节两口井以上的注水量；单井配水间只控制和调节一口井的注水量。
6 配水间的设备主要有哪些？答：分水器、流量计及辅助设备。
7 分水器有哪几部分组成？答：由总闸门、汇集管、孔板法兰、上流阀门、下流阀门和泵压表组成。
8 有一cyb-150型注水井口，150表示什么？答：表示井口的工作压力是15个兆帕。
Cyb-150井口的实验压力为工作压力的2倍即为30兆帕。
9 什么是试注？答：新井投注或油井转注的实验与工程叫试注。
10什么是转注？答:注水井通过排液和洗井达到井筒清洁并水质合格时，开始转入注水叫转注。
11什么是正注？答:从油管往井内注水叫正注。
12什么叫反注？答:从套管往井内注水叫反注。
13什么叫合注？答:从油管和套管同时往井内注水叫合注。
14什么叫笼统注水？答：在注水井上不分层段，在相同的压力下的注水方式叫笼统注水。
低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨
低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨低渗透油田是指储层渗透率较低，通常小于0.25mD的油田。
由于油层渗透率低，其自然产能较低，因此需要采取精细分层注水开发技术来提高采收率。
本文将探讨低渗透油田精细分层注水开发技术的方法。
一、注水井井网布置方案在低渗透油田中，注水井的布置对注水效果有着重要的影响。
布置合理的注水井井网可以有效地扩大注水范围，提高整个油田的注水效果。
1. 根据油层特点选择注水井井网类型在低渗透油田中，可以选择直井网、斜井网或水平井网。
直井网可用于普通低渗透油田，斜井网适用于较深、较大规模的低渗透油田，水平井网适用于较薄、致密的低渗透油田。
在选择井网类型后，需要进行注水井井网布局优化。
具体方法包括根据地质条件、注水压力、注水量等参数确定注水井的位置和井距。
优化布置可以使得注水效果更好，提高采收率。
二、合理选择注水层段在低渗透油田中，根据油层性质选择合适的注水层段也是提高注水效果的重要因素。
1. 选取渗透率较高的注水层段在低渗透油田中，通常存在几个渗透率较高的层段，这些层段具有较高的注水能力。
选择这些层段作为注水目标层段，能够提高注水效果和采收率。
2. 考虑层间动态关系选择注水层段低渗透油田中的各层段之间存在一定的动态关系，其中一些层段的注水可能会影响到其他层段的开发。
在选择注水层段时，需要综合考虑各层段之间的动态关系，并做出相应的调整。
三、改造油井提高注水效果1. 清洗油层低渗透油层中常常存在一些堵塞物，如泥块、岩屑等，这些堵塞物会影响注水效果。
通过清洗油层，可以有效地消除这些堵塞物，提高注水效果。
2. 酸化处理在低渗透油层中，通过酸化处理可以改变油层的渗透性，进而提高注水效果。
酸化处理主要是使用酸液注入油层，溶解其中的碳酸钙等矿物质，改善油层渗透性。
3. 压裂处理低渗透油层的裂缝密度较低，需要通过压裂处理来增加裂缝密度，提高油层的渗透性。
压裂处理是将高压液体注入油层中，造成岩石破裂，形成裂缝通道，提高油层的渗透性。
杏子川油田打造精细注水管理高效示范区的研究
杏子川油田打造精细注水管理高效示范区的研究作者：高江江来源：《科学与技术》2018年第24期摘要：杏子川油田面对经济新常态，在资源匮乏、品位下降、投资乏力、红线政策趋紧的新形势下，明确注水开发是破解难题的唯一出路。
坚持以效益为中心，深化改革，推进注水管理创新，建立注水示范区。
通过示范出效益、总结经验，完善注水文化理念，树立注水示范标杆。
按照求真、做实、管细，确保注水工作大见成效。
科学精细注水，高效开发油藏，提高单井产量和采收率，延长油田寿命，实现持续健康发展。
关键词：注水开发；精细注水；注水文化；示范区1注水示范区基本情况开发历程：示范区位于安塞县建华寺以北，1995年投入开发，2007年进入注水开发阶段。
该区域总开发面积42km2，水驱控制面积9.8km2，动用含油面积37.8km2，动用地质储量1500万吨，主力层位为延长组长2。
注水开发现状：截止目前，共有油水井751口。
其中，采油井644口，注水井107口。
日产液450方，日产油115吨，综合含水率70%，平均单井日产油0.34吨，累计产油110.5万吨。
现有固定站1座，撬装站2座，配水间12座，日处理能力3600方，日配注量1205方，日注水量962方。
年注水量34.62万方，年注采比2.5，累计注水量107.32万方，2注水示范区建设目的与思路2.1注水示范区建设目的.推进建成特色鲜明、成效显著的注水示范区，成为注水项目区建设的标杆、油田公司稳产增产主力军。
打造“四基地”：注水开发示范基地、管理人员实战基地、技术人员培训基地、操作人员实操基地。
实现“三转变”：由经验管理向科学管理转变、由以指挥部为管理重点向以示范区为管理重点转变、由内容示范向方法示范转变。
推广示范区经验，逐步实现项目区注水开发科学化、专业化、精细化，提升油田整体开发水平。
对注水示范区进行先试先行，积极探索，通过示范出效益、总结经验，树立注水示范标杆，出经验、出人才。
整体规划、分步实施、逐渐完善，保障与规范并举，长远与当前兼顾。
关于油田精细化注水的思考
2221 油田注水概述注水油田在注水开发的初期，能够达到更好的驱替效果，可以增加油井的产量。
依靠提高单井注水量的方式，就可以提高注水强度，达到驱替效果的同时，一些高渗透油层过早地见水或者被水淹。
同时导致一些油水井的套管由于注水量的增大，油水连通的路径变化，导致套管损坏，必须经过井下作业修井工艺技术措施，才能恢复油水井的正常生产状态，增加了油田生产的成本。
为了防止注水井和采油井井网布局不合理，以及套管损坏的问题，对注采井网进行加密处理，钻探一批加密井，将行列注水的方式变更为线状注水，改变油水井的数量，使单井的注水量降低，从而节约了套管变形的问题，使水驱动用程度增加，见到了注水效果。
2 油田精细化注水为了达到原油增产的要求，保证注水开发的效果，合理控制注水，满足油田开发，减少不利的影响成分，对油田进行精细化注水。
考虑到油水井并重的因素，油井可以得到油流的生产，而注水井是给油井补充能量的，有效地管理好注水井，才能帮助油井提高产能。
2.1 完善精细化注水设计充分利用油水井的地质资料信息，研究油砂体的分布规律，确定油水连通的情况，调整行列井网的注水方式，依据油层的分布规律，采取必要的技术措施，细化注水层段，使更多的薄差油层见到注水效果。
掌握注水后的压力恢复情况，确定注水压力的波及范围，将注水单元进行重新的划分，渗透率相似的油层应用统一的压力进行注水，才能保证注水效果，不至于损坏套管，或者导致一些层位过早地见水或者水淹。
2.2 调整注采关系在行列注水模式下，井排的位置决定驱替的方向，通过注入水的流向，判断驱替油层的位置，达到油水井的连通。
因此，需要充分认识注水和采油的关系，通过油水井的连通图，了解油井的见效途径。
经过改变对应的注水井的注水量，观察对应油井产油量的变化，进而寻找出开采规律，按设计要求进行配注，保证油井产能避免油井产物高含水。
对油水井生产数据进行动态分析，找出注采规律，精细研究注采关系，使水驱效果更好。
液力投捞分层注水工艺技术应用与探讨
液力投捞分层注水工艺技术应用与探讨39-液力投捞分层注水工艺技术应用与探讨-采油院-王群立液力投捞分层注水工艺技术应用与探讨王群立袁新生杨峰新疆石油管理局采油工艺研究院摘要：本文介绍了目前新疆油田注水开发的现状及存在的主要问题，以及目前正在新疆油田广泛应用的液力投捞分层注水管柱及工艺。
从结构原理到现场操作及目前在现场应用中出现的问题进行较全面的说明与分析，并且从新疆油田实际出发，为油田今后的分层注水工作做出建议，指出油田今后分层注水工艺的发展方向。
前言注水开发是油田开发的一个重要阶段，在油田生产中发挥着不可替代的作用。
由于各油田地质状况不同，注水条件和工艺水平不同，各油田都研制开发出适合本油田的各种分层注水工艺技术。
目前国内油田的分注工艺主要还是以偏心配水为主，同时也有部分采用其它工艺，如油套分注、空心配注、轮流注水、定量分注等。
液力投捞分层定量注水工艺是近十年来才发展起来的一种新的注水工艺技术，国内各油田针对这项技术做了大量工作，由于它具有投捞、测试方便的优点，目前已在许多油田得到应用，取得了较好的效果。
新疆局采油工艺研究院在90年代中期研制的液力投捞分层注水工346艺技术，从96年开始，在油田推广应用，通过不断改进和完善，性能有了较大提高，近几年来也在油田取得了较好的应用效果。
国外油田由于对水质及防腐的要求较高，加之投捞工艺先进，分注主要以井下偏心定量分注为主，以美国贝克工具公司为例，其分注技术主要是井下偏心定量配水器和地面定量配水器为主。
1 新疆油田注水井现状及存在的问题新疆油田分公司所辖油田（数据截止到2000年12月底，来源于«2000年采油（气）工程技术报告»），共有注水井1659口，其中大部分水井采用笼统注水，分层注水井只有633口，占油田注水井的38%左右分注率较低，在已实施的分注井中，由于种种原因一些井达不到分注要求，且有不少油套分注井，套管腐蚀严重，从而使注水井不能有效的实施分注，而不得不采用笼统注水。
采油工艺技术指标计算方法(各项)
采油工艺技术指标计算方法一、机械采油指标的确定及计算方法1、指标的确定通过研究分析石油行业、集团公司、油田公司的相关标准、规范及要求，经论证优选，计划以石油行业标准《抽油机和电动潜油泵油井生产指标统计方法》（SY/T 6126-1995）为基础，参考其他相关标准及规范，确定出采油工艺指标12项：油井利用率、采油时率、泵效、检泵周期、抽油机井系统效率、平衡度、冲程、冲次、抽油泵径、泵挂深度、动液面、沉没度、动态控制图上图率，具体见下表。
机械采油指标论证确定结果表2、指标的计算方法（1）油井利用率油井利用率指油井实际开井数与油井应开井数的比值。
%100⨯-=yz x c n n n K …………………………（1） 式中：K c ——油井利用率，%；n x ——开井数，口；n z ——总井数，口；n y ——计划关井数，口。
注：① 开井数指当月累积产油达到1吨以上（含1吨）的油井（含在册捞油井），当月累积伴生气达到1千立方米以上（含1千立方米）的油井，为采油开井；② 计划关井包括测压或钻井关井，方案或试验关井，间开井恢复压力期间关井，油田内季节性关井或压产关井；③ 油井利用率按月度统计，季度油井利用率按季度最后一个月（即3月、6月、9月、12月）的油井利用率为准，半年油井利用率以6月的油井利用率为准，年度油井利用率以12月的油井利用率为准。
（2）采油时率采油时率指开井生产井统计期内生产时间之和与日历时间之和的比值。
%100⨯-=∑∑∑r w rr D D D f ……………………（2） 24∑∑=L w T D (3)式中：f r ——采油时率，%； ∑r D ——统计期内统计井的日历天数之和，d ；∑w D——统计期内统计井的无效生产天数之和，d ； ∑L T——开井生产井累计停产时间，h 。
注： ①采油时率统计基数为所有开井生产井，其中新投产井在投产第一个月不予统计。
②开井生产井累计停产时间包括停电、洗井、停抽、维修保养、测压停产等时间。
分层注水工艺技术培训教材
分层注水工艺技术一、分层注水工艺的发展历程随着地质研究的进步和开发水平的提高，对注水工艺的要求也在逐渐提高，为适应油田发展的需要，注水工艺发展过程经历了四个阶段，即笼统注水、同心注水、偏心注水、集成式注水。
开发初期油田注水采取笼统注入方式，保持了地层压力，油井自喷能力旺盛。
但由于多油层非均质性产生的层间、层内、平面三大矛盾，出现了主力油层"单层突进"，过早见水的现象，因此，油田提出了分层注水的技术要求。
六十年代初期，经过1018次试验，大庆油田首先研制成功了475-8水力扩张式封隔器和745-4固定式分层配水器，随后研究完善了与固定式分层配水技术相配套的不压井作业、验窜、验封、分层测试技术，通过"101-444"分层配水会战，形成一套745-4固定式分层注水配套技术。
推广应用后，对缓解层间矛盾效果十分显著。
但在应用中调配水量比较困难，必须经过作业施工，因此，又研制成功了655同心活动式分层配水器，该配水器可通过投捞调换水嘴来调整层段注水量，但无法进行分层测试。
七十年代，油田开发规模不断增大，注水井数不断增加，同时，油田含水也逐年增高，作业施工工作量难以满足水井调配水量的需要。
为简化分层配水工艺，提高分层注水合格率，72年5月大庆油田研制出了665-2偏心式分层注水技术，该技术不但可以通过投捞调配层段注水量，而且很好地解决了封隔器验封和压力、流量测试等工艺，使注水井分层注水技术达到了比较完善的程度。
同时，封隔器也由水力扩张式发展到水力压缩式，有效地延长了配水管柱的使用寿命。
偏心式分层配水技术在大庆油田得到大面积应用，在油田开发中发挥了重要作用。
八十年代，油田进入中高含水期，由于长期注水，套损井数逐年增加，大庆油田又形成了一套小直径分层注水技术。
九十年代，油田开发进入高含水期，为适应油田细分注水的要求，又研究了"两小一防细分注水技术"、"测调集成式细分注水技术"和"偏心集成细分注水技术"，使分层注水技术又达到了一个新水平。
低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨
低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨低渗透油田是指岩石渗透率较低，而且油层良性岩石厚度薄、石油流动性差，开采难度大的油田。
在低渗透油田开发过程中，精细分层注水技术是一种重要的水驱方式，可以提高采收率和效益。
本文就低渗透油田精细分层注水开发技术方法进行探讨。
一、注水井分层原则在低渗透油田精细分层注水开发中，选择合适的注水井和注水层是非常重要的。
注水井的选择应考虑到油层厚度、渗透率、流体性质等因素。
同时，在注水井下部开井时应遵循“地质为主，矿产为辅”的原则，选择次级水段或弱水段作为注水层。
此外，还应尽量避免与邻近注采井距离过近。
二、注水井井全程压力测试与优化在低渗透油田精细分层注水开发中，注水井的井全程压力测试与优化是一项重要的工作。
在测试过程中，应充分了解井的地质情况、井深、井底孔隙压力和井下水位高度等参数，通过测试确立井底的有效注水层段。
优化过程主要包括经济分析、经济操作等方面，通过调整注水量、控制换层与换装时间等方式优化井效。
三、建立优化控制模型建立低渗透油田精细分层注水开发的优化控制模型是一项关键的工作。
主要包括注水量、泵功及注水压力等影响参数。
通过对生产参数数据进行采集、记录和监控，建立动态调整模型，实现对注水量和注水周期的自动调整，以达到最佳增油效果。
四、合理设计改造注水系统低渗透油田精细分层注水系统的设计应合理设计改造，在注水井和理井、汇水和输油管道等方面进行合理布局，以确保注水量均匀，不产生渗透不均等问题。
在注入水的质量方面，应加强注水前的预处理防止沉积物、胶体等杂质的混入。
同时加强管道维修、防止泄漏，提高渗透分层的均匀性。
五、关注沉积物清除在低渗透油田精细分层注水开发中，长期注水的沉积物对渗透性的影响非常大，容易导致油层孔隙度降低、渗透率降低等问题。
因此，在注水过程中应重视沉积物的清除工作，如采用分层、分间隔、逆向冲洗等措施清洗沉积物，保证油层的通透度和渗透性。
综上所述，低渗透油田精细分层注水开发技术具有重要的意义，可以提高采收率和效益，但也存在注水效果差、渗透不均等问题，需要加强技术改造和管理创新，尽可能降低地下水位、抑制顺排通道，同时加强沉积物清洗和注入水的控制。
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浅谈杏北区“13331精细分层注水管理法”摘要：杏北区目前主要开采长2，长4+5和长6油藏，采用注水开发方式，但随着开发时间的不断延长，区块综合含水呈现上升趋势，油层的非均质性逐渐体现出来，注水开发中“突进”和“窜流”现象越来越明显，水驱不均的现象日益突显，严重制约着区块的高效开发。
而且多油层叠合并同时动用是杏北区的最显著特征，做好有效分层注水是确保区块稳产的重要手段，精细注水管理是保持区块稳产的重中之重。
本文通过杏北区近几年对精细油田注水现场做法进行总结，研究与应用“13331精细分层注水管理办法”，评价取得的成效，提出下步攻关方向，为区块长期稳产夯实基础。
关键词：多油层开发分层注水 13331精细注水成效评价攻关方向引言作为安塞油田主力产油作业区之一，杏北区块位于陕北斜坡中部，储层以三角洲前缘水下分流河道沉积微相为主，砂体展布呈北东-南西向，多油层叠合发育，油藏主要受岩性控制，天然裂缝不发育。
目前油藏进入中高含水阶段，稳产难度增大。
随着开发深入，水驱不均矛盾日益凸显；注采比高、存水率低，存在无效注水；动态裂缝逐步开启、优势通道不断延伸，水驱波及系数降低；剖面上，水驱状况逐年变差，需加大治理力度等特点；紧密围绕原油生产任务，树立“注水稳产”的理念，通过“深化三项研究”、“落实三项实验”“从严三项管理”的“13331精细分层注水管理法”，确保了精细注水管理的各项具体工作能够落到实处，为区块长期稳产夯实基础，为安塞油田注水稳产做出应有的贡献。
1区块概况1.1储层特征一是孔喉结构复杂。
压汞资料显示，三杏中杏北中值压力最大、排驱压力（指油驱水时启动压力）最大、说明迂曲度高，最大喉道半径最小，为小孔微细喉型，渗透率最小。
跟塞6比，杏北残余油饱和度高，油水两相共渗区窄，等渗点偏左且过等渗点后油相渗透率急剧下降，水相渗透率快速上升。
二是是剖面物性、含油性差异大。
15口取心井资料表明，渗透率、含油饱和度长4+52 、长611-2 、长612较高，是区块的主力产油层位。
三是受储层物性差影响，微观水驱油效率低。
岩心核磁共振录井表明，杏北长6油藏可动流体饱和度为56.9%，与塞6油藏相当（59.4%），但T2谱形态靠左，储集层物性差。
通过水驱油实验，得出区块最终驱油效率仅为39.8%，为长6主力油藏最低。
1.2水驱状况平面水驱由孔隙型向孔隙-裂缝型转变。
随注水开发时间延长，动态缝开启增多，裂缝渗流模型比例由10%↑26%。
剖面水驱储量控制及动用程度保持稳定。
多油层开发各层水驱优势方向不同，近年通过持续精细注水调整、调剖调驱等措施综合治理，吸水不均比例下降16.2%（73.3%↓57.1%）。
2“13331精细分层注水管理办法”的研究与应用杏北区在原油生产过程中，始终坚持“注水稳产”的这一理念，通过“深化三项研究”、“落实三项实验”“从严三项管理”以严格的考核制度这一抓手全面开展“13331精细分层注水管理法”，确保了精细注水管理的各项具体工作能够落到实处，为区块的稳产打下了坚实的基础。
2.1一项理念：注水稳产作业区高度重视，大力宣贯“注水稳产”理念，通过会议、培训、现场推进等措施，形成全员重注水、抓注水的良好环境。
2.2深化三项研究：油藏认识、动态分析、工艺改进持续深化“油藏认识、动态分析、工艺改进”研究，找短板，推亮点，克服多重困难，为区块稳产奠定基石。
2.2.1研究1：深化油藏认识通过持续开展“精细小层描述、掌握小层情况、细化开发政策”3项工作，确定了2个油藏、11个二级注采区域，持续细化二级注采区域的开发政策。
2.2.2研究2：深化动态分析坚持落实日常单井跟踪，深化月度动态分析（2次井筒、1次油藏），做到”有分析、有措施、有落实、有跟踪、有效果、有认识”。
2.2.3研究3：深化工艺改进依据厂部政策，我区注水工艺经历了4次大演变（①笼统向隔层注；②隔层向井下分层注；③井下分层向地面分层注；④由传统向新工艺），通过不断探索，我区地面分注工艺持续改进，目前形成了“以地面双管、数字式分注、同心双管分注为方向，新工艺为试验”的工艺改造思路。
2.3落实三项实验面对多层系、高含水开发阶段矛盾，规模开展“多项调剖、调驱试验精准打靶”，积极开展“高质量单砂体划分，重构地下储层认识体系”、全面开展“周期注水，动用剩余油富集砂体”。
2.3.1实验1：多项调剖、调驱试验，精准打靶提高采收率主力区块经过多年开发，相继进入中高含水阶段.目前主力长6油藏综合含水59.0%，采出程度10.28%，进入中高含水期后，油藏平面、剖面矛盾集中，含水上升加快、递减增大，2016年自然递减14.9%、含水上升率2.3%，单一的常规调整的作用越来越弱。
随着开发深入，水驱不均导致的开发矛盾日益凸显，需开展调剖控水稳油治理。
注采比高、存水率低，油藏无效注水突出。
注水开发多年优势通道不断延伸，水驱波及效率低。
高渗段动用较多，低渗部位难以动用。
于是ZJ85区块开展了由单点调剖向油藏整体治理转变，按照“点、线、面”三个层次进行综合治理。
2016年至目前已多轮次覆盖实施132井次，目前长6主力油藏已全覆盖。
2.3.2实验2：高质量单砂体划分，重构地下储层认识体系建立ZJ85区单砂体划分标准，对长4+52、长611-2、长612、长62、长63主力油层单砂体进行刻画根据单砂体划分结果及对应的沉积旋回体系，与采油地质所对接对长4+52、长611-2、长612、长62、长63主力油层沉积微相重新刻画，建立单砂体构型和油水运动规律关系：单砂体叠置类型不同，导致油水井渗流规律不同，依托单砂体划分成效识别ZJ85区单砂体叠置类型，对区域连通性及水驱流动规律再认识。
开展油水井单砂体注采对应关系研究：通过近几年加密井发现，垂直物源方向，单砂体厚度变化大，延伸长度小于200m，井间连通性较差，基础井网对主河道砂体控制程度普遍较低。
开展单砂体注采对应关系研究有助于研究井网对砂体的控制程度，完善单砂体注采关系提供技术支持。
2.3.3实验3：周期注水，动用剩余油富集砂体安塞油田ZJ85区长6油藏进入“双高”开发阶段，随着采出程度增加，含水快速上升，水驱状况变差，采油指数下降，常规注水调整有效性逐年降低，如何动用剩余油是目前制约油藏高效开发的主要难题。
周期注水的最大优点是利用现有的井网和层系，通过压力场的调整，使常规水驱滞留的原油动起来，提高水驱采收率，操作简便，经济有效，易于大规模推广，对于特低渗透强非均质性油藏和裂缝发育油藏提高采收率具有重要意义。
周期注水驱油过程：当注水量增加，高渗层升压快，在附加压差的作用下，部分流体由高渗层流入低渗层段；当水井停注，高渗层降压快，在反向压差的作用下，部分流体从低渗层流回高渗层被采出。
矿场试验表明：合理的异步开停、同开同停、井排交互强弱方式在杏北区具有较好的适应性，实际注水周期大于理论周期，分析认为与水驱后储层非均质性变强导致。
周期注水实施后PI值上升，表明水驱更加均匀，水驱效率更高。
2.4从严三项管理落实“严监控、保清洁、促有效”，确保精细注水工作落到实处。
2.4.1“监控”管理为保证精细注水到层位，我区将监控工作落实到各个环节，同时形成：“日追查、周通报、旬总结、月考核”的注水监控管理体系。
2.4.2“清洁”管理为保证注入水质达标，我区将注水清洁工作落实到“水源、系统、井筒、地层”各个节点，形成了“水质清洁一条线”的管理模式。
2.4.3“有效”管理为保证有效注水，我区从“完善注采对应、强化动态监测、主动验封验管、积极治理套损”四方面精细管理，降低无效水的循环。
2.5一项考核2.5.1完善优化了注水专管管理办法，逐步完善奖惩机制督促注水专管员的工作职责促使其在注水管理发挥作用。
明确责任到注水相关的每个环节、形成全面纵向到底：岗位员工注水专管管注水技术员技术组组长责任工程师；横向到边：技术管政策、运行管现场、机安管设备、材料管保障、党群管宣传的全员管注水的合理制度。
2.5.2强化注水考核办法，每月坚持开展注水专项检查，召开注水专题会；做到“细检查、勤通报、全落实、严考核、硬兑现”，形成以查促改结合以罚促改最终达到自查自改的良性循环。
每五天调度会通报，每旬有总结有落实，每月有考核兑现，逐步形成“日追查、周通报、旬总结、月考核”的合理化制度。
3取得的成效与评价近几年，杏北区通过“13331精细分层注水管理法” ，区块开发呈现良好趋势。
3.1 注水指标高位平稳近三年，杏北区注水任务完成率、配注合格率、分层注水合格率等指标一直处于较高水平。
3.2 开发指标趋于平稳通过开展精细注水管理工作，油层剖面吸水不均匀的状况得以改善，区块内4个一级注水单元中3个属于Ⅰ类开发水平，1个属于Ⅱ类开发水平，近三年整体综合递减分别为7.8%、6.1%、4.4%，含水上升率控制在2.5%以内，为提高区块最终采收率打下坚实基础。
3.3 油藏开发态势平稳近几年，水驱储量动用程度保持高位平稳，地层能量趋于合理水平，形成较好的开发态势。
3.4 原油产量运行平稳2022年6月至今原油产量一直平稳运行，全面完成当月产量。
3.5 其他方面3.5.1“注水稳产”理念已在全区形成：通过实践总结出“13331精细分层注水管理”法，为原油上产提供了核心管理理念并将注水稳产升华到了注水上产的高度。
3.5.2提升日常管理水平，起到了带头作用：在精细注水管理工作中，强化了过程控制，提升了现场管理水平，为现场管理水平提升起到了良好的带头示范作用。
3.5.3强化了基础管理能力，开展了专项治理，积极推进精细注水管理工作，为老油田稳产增效奠定坚实的基础。
4精细分层注水管理下步攻关方向杏北区将继续深化“总结、完善、优化、提升”工作方针，坚持“13331精细分层注水管理法”，我们落实了前端责任，打造了坚实的基础，提升了水系统管理水平，从而保障注水稳产，为实现安塞油田有质量有效益可持续发展做出自己的贡献。
依据目前现场实际，下步主要从3个方面继续开展精细注水工作：方向一：优化新技术、新工艺。
进一步推进波码数字式分注工艺，降低层间压差影响，减少小额超欠注，提高分层配注符合率。
方向二：完善注水系统管理。
制度不是一成不变的，在日常生产管理中我们不断优化、细化，落实每个环节的节点工作。
从而修订出适合本作业区的管理细则。
方向三：深化注水管理回头看。
在扎实的资料录取基础上，分析阶段的合理技术政策，不定期的回头看找出合理的不合理的点进行优化。
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