石油工程导论-油藏工程部分-10.15

石油工程导论

（油藏部分）石油工程学院1.石油工程概念

经济有效地将深埋于地下油气从油气藏中开采到地面所实施的一系列工程和工艺技术的总称。包括油藏、钻井、采油和石油地面工程等。

石油工程是集多种工艺技术和工程措施于一体，多种工艺技术相互配合、相互渗透、相互促进和发展的综合工程。2.石油工程研究对象：油气藏油气藏：运移着的油气，由于遮挡物的作用，阻止了它们继续运移，而在储集层富集起来就形成了油气藏。因此，科学地开发油气藏，需要首先对油气的产生、运移、储集过程及油气藏形成的条件和规律有一个基本的了解经济有效地提高油田产量和原油采收率3.石油工程目标是什么呢？勘探发现具有工业油气流的含油气构造制定合理的开发方案进行合理的钻井设计和科学的钻井施工4.石油工程任务制定采油工程方案，确定采油工艺技术开发的动态监测与开发调整采取有效措施，提高原油采收率石油工程知识点比较多，涉及的面比较广，这就要求大家在平时上课注意听讲，勤做笔记，注重理解，善于思考。所以本课程油藏部分主要涉及四个方面：油藏流体物性，油藏岩石物性和油田开发设计基础。第一章油藏流体的物理性质（1）高温高压，且石油中溶解有大量的烃类气体；油藏流体石油天然气地层水油藏流体的特点：储层烃类：C、H（2）随温度、压力的变化，油藏流体的物理性质也会发生变化。同时会出现原油脱气、析蜡、地层水析盐或气体溶解等相态转化现象。第一节油气的化学组成一、天然气的组成

石蜡族低分子饱和烷烃（主要）CH470－98％C2H6C3H8C4H10

非烃气体（少量）H2S惰性气体He、ArH2ON2COCO2>C5矿藏汽油蒸汽含量硫含量凝析气油藏气气藏气干气<100g/m3≥100g/m3(湿气)富气酸气≥1g/m3净气<1g/m3

天然气的分类

环烷烃

芳香烃

其它化合物

烷烃C5～C16含氧化合物含硫化合物含氮化合物高分子杂环化合物苯酚、脂肪酸硫醇、硫醚、噻吩吡咯、吡啶、喹啉、吲哚胶质、沥青质二、石油的组成第二节油气的相态相态：物质在一定条件（温度和压力）下所处的状态。油藏烃类的相态通常用P－T图研究。相：某一体系或系统中具有相同成分，相同物理、化学性质的均匀物质部分。

油藏烃类一般有气、液、固三种相态多组分烃类系统相图

四区

三线

五点

各类油气藏的开发特点四区液相区反常凝析区气液两相区气相区PCT线包围的阴影部分三线泡点线AC线，液相区与两相区的分界线露点线BC线，气相区与两相区的分界线等液相线虚线，线上的液量的含量相等AC线以上BC线右下方ACB线包围的区域五点泡点AC线上的点，也称饱和压力点露点BC线上的点临界点C点，泡点线与露点线的交点临界凝析压力点P点，两相共存的最高压力点临界凝析温度点T点，两相共存的最高温度点油藏气藏油气藏凝析气藏各类油气藏的开发特点1点－油藏液态压力下降泡点线(饱和压力)压力下降气液两相4点－凝析气藏气态压力下降气液两相压力下降气态2点－饱和油藏液态压力稍微下降气液两相3点－气藏气态压力下降气态第三节地层油的高压物性地层油：高温高压，溶解有大量的天然气一、地层油的溶解气油比Rs定义①在油藏温度和压力下地层油中溶解的气量，标m3/m3。②单位体积地面油在油藏条件下所溶解的标准状况下的气体体积，标m3/m3。二、地层油的密度和相对密度1.地层油的密度地层油的密度是指单位体积地层油的质量，kg/m3。一般，地层油的密度小于地面油的密度。2.地面油的相对密度20℃时的地面油密度与4℃时水密度之比。三、地层油的体积系数又称原油地下体积系数，是指原油在地下体积(即地层油体积)与其在地面脱气后的体积之比。一般地，Bo>1。影响因素分析：轻烃组分所占比例↑

，Bo↑①

组成③

油藏温度T↑，Bo↑④

油藏压力P↓,Bo↑当P>Pb时，P↓,Bo↓

当P<Pb时，当P=Pb时，Bo＝Bomax②

溶解气油比Rs↑,Bo↑体积系数与压力的关系四、地层油的等温压缩系数

在温度一定的条件下，单位体积地层油随压力变化的体积变化率，1/MPa影响因素分析：轻烃组分所占比例↗，Co↗①组成③温度T↗，Co↗P↗,Co↘④压力②溶解气油比Rs↗,Co↗五、地层油的粘度影响因素分析：轻烃组分所占比例↗,μo↘①组成③温度T↗，μo↘④压力②溶解气油比Rs↗,μo↘μo～P、T关系P↗,μo↗当P>Pb时，P↗,μo↘

当P<Pb时，当P=Pb时，μo＝μomin一、天然气的压缩因子方程理想气体的假设条件：1.气体分子无体积，是个质点；2.气体分子间无作用力；3.气体分子间是弹性碰撞；理想气体状态方程：天然气处于高温、高压状态多组分混合物，不是理想气体第四节天然气的高压物性体积系数压缩系数压缩因子压缩因子：一定温度和压力条件下，一定质量气体实际占有的体积与在相同条件下理想气体占有的体积之比。实际气体的状态方程：Z<1实际气体较理想气体易压缩Z>1实际气体较理想气体难压缩Z＝1实际气体成为理想气体压缩因子Z的物理意义：实际气体与理想气体的差别。二、天然气的体积系数地面标准状态下单位体积天然气在地层条件下的体积。三、天然气的等温压缩系数在等温条件下单位体积气体随压力变化的体积变化率。第五节地层水的高压物性地层水油层水(与油同层)和外部水(与油不同层)的总称油层水底水边水层间水束缚水外部水上层水下层水构造水地层水长期与岩石和地层油接触地层水中含有大量的无机盐一、地层水的矿化度1、地层水中的离子阳离子Na+1、K+1、Ca+2、Mg+2Cl-1、CO3-2、SO4-2、HCO3-1阴离子2、矿化度水中矿物盐的质量浓度，通常用mg/l表示地层水的总矿化度表示水中正负离子的总和不同油藏的地层水矿化度差别很大二、地层水的分类苏林分类法具体思路根据水中Na+（包括K+）和Cl-的当量比，利用水中正负离子的化合顺序，以水中某种化合物出现的趋势而命名水型。氯化镁(MgCl2)水型重碳酸钠(NaHCO3)水型硫酸钠(Na2SO4)水型氯化钙(CaCl2)水型

三、地层水的高压物性1.溶解气很少地层水溶解盐类是影响地层水高压物性的根本原因压力在10MPa下，1m3地层水中溶解天然气不超过2m32.地层水的体积系数油藏条件下的体积地面条件下的体积3.等温压缩系数无溶解气地层水压缩系数在等温条件下，地层水随压力变化的体积变化率第二章油藏岩石的物理性质岩石孔隙裂缝溶洞储集空间渗流通道为油气提供孔隙性渗透性砂岩的骨架性质砂岩的孔隙性质

砂岩的粒度组成

岩石的比面

岩石的胶结物质与胶结类型

岩石的孔隙、孔隙结构与孔隙度

储层流体饱和度

储层岩石的渗透率

岩石的压缩系数及油藏的综合压缩系数

储层岩石的润湿性岩石沉积岩如碎屑岩、碳酸盐岩等岩浆岩如花岗岩、玄武岩等如大理岩、片麻岩等变质岩(世界99%以上)沉积岩储层碎屑岩储层碳酸盐岩储层我国大部分油田波斯湾盆地华北古潜山油田第一节砂岩的骨架性质性质不同、形状各异、大小不等岩石的骨架砂粒胶结物性质不同，分布各异砂岩是由性质不同、形状各异、大小不等的砂粒经胶结物胶结而成的。岩石的骨架是指支撑岩石整体的固体部分。最简单的骨架由单矿物组成，复杂的骨架由多种不同的矿物组成。骨架由不同大小的颗粒组成。把砂岩和碳酸盐岩中的固体部分统称为基质，除组成骨架的颗粒外还有胶粘物等。一、砂岩的粒度组成及比面砂岩的粒度组成：指构成砂岩的各种大小不同的颗粒的相对含量。测定方法薄片法筛析法沉降法较大直径的砂粒组成中小直径的砂粒组成粒径小于72μm以下颗粒1.砂岩的粒度组成2.岩石的比面岩石的比表面积： 指单位体积岩石内骨架的总表面积，m2/m3。或指单位体积岩石内所有孔隙的内表面积。“岩石体积”外表体积骨架体积孔隙体积岩石比面的影响因素颗粒直径

颗粒直径变小，比面值变大。主要粒级分布(mm)砂岩的比面(cm2/cm3)1～0.25500～9500.25～0.1950～23000.1～0.01>2300普通砂岩细砂岩泥砂岩排列方式、颗粒形状、胶结物含量等

颗粒越不规则，岩石比面越大。二、岩石的胶结物砂岩中的填充物是由杂基和胶结物组成。岩石中的胶结物是除碎屑颗粒以外的化学沉淀物质，一般是结晶的或非结晶的自生矿物，在砂岩中含量不大于50%。它对颗粒起胶结作用，使之变成坚硬的岩石。胶结物质含量增加总使岩石的储油能力和渗透能力变差。砂岩中胶结物的成分、数量和胶结类型，影响着砂岩的致密程度、孔隙性、渗透性等岩石物性。胶结物的成分中最常见的是泥质和灰质，其次为硫酸盐和硅质。胶结物类型泥质胶结物灰质胶结物硫酸盐胶结物硅质胶结物泥质胶结物粘土矿物(遇水膨胀、分散或絮凝)油气储层中常见的粘土矿物以高岭石、蒙皂石、伊利石、绿泥石及混合层等含水层状硅酸盐为主。灰质胶结物碳酸盐类矿物(遇酸反应)方解石（CaCO3）白云石（CaMg(CO3)2）灰质胶结物主要是由碳酸盐类矿物组成。砂岩中常见的碳酸盐矿物为：硫酸盐胶结物石膏和硬石膏(高温脱水)硅质胶结物(胶结最结实)硅酸盐石膏CaSO4•nH2O硬石膏CaSO4第二节油藏岩石的孔隙性一、储层岩石的孔隙和孔隙结构1.孔隙岩石中未被碎屑颗粒、胶结物或其它固体物质充填的空间。裂隙(缝)孔隙空洞空隙

砂岩的孔隙大小和形态取决于砂粒的相互接触关系以及成岩后生作用引起的变化。孔隙2.储层岩石的孔隙特征3.孔隙结构：岩石中孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系。

孔隙结构对岩石储集性能和渗透能力有影响。

岩石的孔隙结构与颗粒的大小、分选性质、颗粒接触方式等密切相关。二、储层岩石的孔隙度或：单位岩石体积中孔隙体积所占的比例。1.定义：岩石孔隙体积与岩石外表体积之比；2.孔隙度的分类(1)绝对孔隙度岩石总孔隙体积或绝对孔隙体积岩石外表体积或视体积(2)有效孔隙度在一定的压差作用下，被油、气、水饱和且连通的孔隙体积(3)流动孔隙度在一定的压差作用下，饱和于岩石孔隙中的流体发生运动时，与可动流体体积相当的那部分孔隙体积储层岩石(砂岩)有效孔隙度评价第三节油藏流体饱和度一、油藏流体饱和度单位孔隙体积中流体所占的比例。(同一油藏，同一时刻)定义：(l=o，w，g)勘探阶段：原始饱和度开发阶段：目前饱和度二、束缚水饱和度

分布和残存在岩石颗粒接触处角隅和微细孔隙中或吸附在岩石骨架颗粒表面，不可流动的水。1.束缚水单位孔隙体积中束缚水所占的比例。2.束缚水饱和度Swc三、残余油饱和度1.残余油

被工作剂驱洗过的地层中被滞留或闭锁在岩石孔隙中的油。残余油占储层的孔隙体积的比例。2.残余油饱和度Sor油藏采收率第四节油藏岩石的渗透性岩石的渗透性：在一定的压差作用下，储层岩石让流体在其中流动的性质。其大小用渗透率表示。1.达西定律1856年、法国人、享利·达西未胶结砂充填模型水流渗滤试验达西实验装置一、油藏岩石的绝对渗透率通用达西公式

粘度为1mPa·s的流体，在0.1MPa的压差下，通过截面积为1cm2，长为1cm的岩石，当流量为1cm3/s时，该岩石的渗透率为1μm2。渗透率单位的物理意义为：渗透率达西实验的条件：K是仅与岩石自身性质有关的参数，它只决定于岩石的孔隙结构。K为岩石的绝对渗透率岩石孔隙100%为某种流体饱和；流体在岩石孔隙中的渗流保持为层流；流体与岩石不发生反应。与所通过的流体性质无关2.油藏岩石渗透率的评价二、有效渗透率和相对渗透率1.有效渗透率

当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩石让其中一种流体的通过能力称为有效渗透率或称为相渗透率。油相的有效渗透率Ko气相的有效渗透率Kg水相的有效渗透率Kw

岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。

岩石的有效渗透率是岩石自身属性、流体饱和度及其在孔隙中的分布的函数，而流体饱和度及其分布后者与润湿性等有关。

指岩石孔隙中饱和多相流体时，岩石对每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。2.相对渗透率油相的相对渗透率气相的相对渗透率水相的相对渗透率同一岩石的相对渗透率之和总是小于1。第五节油藏岩石的润湿性润湿现象:干净的玻璃板上滴一滴水银水银聚拢形成球状干净的玻璃板上滴一滴水水迅速散成薄薄的一层在铜片上滴一滴水银水银呈馒头状一、岩石的润湿性1.润湿的定义液体在表面分子力作用下在固体表面的流散现象。2.衡量润湿性的参数润湿角θ

过气液固或液液固三相交点对液滴表面所作的切线与液固表面所夹的角。油水对固体表面的润湿平衡1－水2－油3－固体(从极性大的一端算起)定义

润湿是指三相体系：一相为固体，另一相为液体，第三相为气体或另一种液体。液体是否润湿固体，总是相对于另一相气体(或液体)而言的。3.润湿性的判断θ<90°岩石表面亲水θ=90°岩石表面中间润湿θ>90°岩石表面亲油θ＝0°岩石表面完全水湿岩石表面完全油湿θ=180°

理论标准

实际标准θ<85°85°<θ<100°θ>100°θ＝0°θ=180°

岩石润湿性主要内容油田开发方案报告编写油田开发准备油藏驱动方式及开采特征开发层系划分与组合井网与注水方式第三章油田开发设计基础油田开发调整对于具有工业开采价值的油田，依据详探成果和必要的生产性开发试验，在综合研究的基础上，按照国民经济发展对原油生产的要求，从油田的实际情况和生产规律出发，制订出合理的开发方案并对油田进行建设和投产，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，油田开发直至开发结束的全过程。开发方案的调整和完善一个油田的正规开发一般要经历三个阶段开发前的准备阶段详探开发试验油层研究和评价全面布置开发井制订和实施完井方案、注采方案开发设计和投产(开发方案的制订和实施)工艺技术措施调整井网层系调整开发方式调整第一节油田开发准备普查打探井打资料井（详探井）开辟试验区基础井网全面开发预探地震细测试油试采初步方案正式方案详探全面开发认识油田开发油田可采储量：在现代技术和经济条件下可以采出的储油（气）层中的那一部分油（气）储量。

可采储量与本国的技术水平及政治经济政策有很大的关系。工业价值：指可采储量能补偿勘探、开发及附加费用。工业油流井深:<500m500-1000m1000-2000m2000-3000m>3000m产量（t/d）：0.30.51.03.05.0确定可采储层的标准（大庆油田）开发初期：渗透率(×10-3μm2)孔隙度地层厚度(m)15023%0.584年复查：50～100>0.2增加储量10亿吨第二节油藏评价远景储量概算储量地质储量的分级三级储量：概算储量。一个含油气构造在有3口以上的探井发现工业油流后，在基本掌握油藏类型、含油范围以后，利用钻井、地震、区域地质研究的基础上计算三级地质储量。与远景储量相比概算储量具有工业储量的性质，与二级和一级相比具有推测的性质。该储量是进一步详探的依据，不能作为开发使用，与一级储量相比具有50%的精确度。二级储量：探明储量，在探井和资料井达到一定的密度以后，取得相当的试油试采资料以后，计算的储量，与一级储量相比具有80%的精度。一级地质储量：开发储量。开发井网钻完以后，依据岩心资料、测井资料和开采资料确定的储量，它要求油藏类型清楚、含油面积准确、有效厚度可靠，各项参数落实，是制定生产计划和编制开发调整方案的依据。一、储量评价及计算方法储量估算方法通常分为三类：类比法；容积法；动态法各种计算方法的优缺点：类比法：经验确定容积法：比较准确，但是参数难取动态方法：比较准确，方法多，需要资料多。物质平衡、产量递减、数值模拟、水驱曲线、试井。远景储量：推测，潜在探明储量：详探阶段，资料比较清晰开发储量：地质、生产资料都比较齐全容积法地质储量的计算油藏的地质储量：确定六类参数的方法含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度有效孔隙度的确定：岩心分析和测井解释资料原始含油饱和度的确定：油基泥浆取心或者密闭取心的确定的含水饱和度求取，测井解释地面原油平均密度：利用地面原油测定其密度原油体积系数的确定：高压物性分析资料按规模分类特大油田>10亿吨特大气田>1000亿方大油田1-10亿吨大气田300-1000亿方中油田0.1－1亿吨中气田50-300亿方小油田0.01-0.1亿吨小气田5-50亿方按储量丰度：特高丰度>500万吨/km2>30亿方/km2

高丰度300-500万吨/km210-30亿方/km2

中丰度100-300万吨/km24-10亿方/km2

低丰度50-100万吨/km22-4亿方/km2特低丰度<50万吨/km2<2亿方/km2储量综合评价二、油藏的驱动方式及其开采特征驱动方式：油藏中驱动流体运移的动力能量的种类及其性质。

不同的能量方式决定了油藏的开发方式、开采特征、采收率、布井方式等油藏的重要措施。（1）油藏中流体和岩石的弹性能。（2）溶解于原油中的天然气膨胀能。（3）边水和底水的压能和弹性能。（4）气顶气的膨胀能。（5）重力能。（6）人工注水注气的压能和弹性能量。驱油能量驱动方式溶解气驱动水压驱动气压驱动重力驱动刚性水驱弹性水驱刚性气驱弹性气驱溶解气驱采收率最低各种驱动方式的驱油能量来源不同最终采收率也不同一般情况下水压驱动方式的驱油效率最高， 采收率最大油藏的驱动方式并不是一成不变的同一时间内，同一油藏的不同部位可以表现为不同的驱动方式；同一油藏在不同时间可以表现为不同的驱动方式。国内外许多油田都采用人工注水保持压力的开发方式。第三节开发层系的划分与组合

将性质相同或者相似的油层组合在一起，采用单独一套井网进行开发，并在此基础之上进行生产规划，动态研究和调整，以便于更好的开发各种储层。各个油层之间具有差异，充分发挥各类油层的潜力。1.河流相储层，沉积相变化复杂，导致形成的油藏不同。不同的油藏开采机理，驱动方式都不同，需要分层系进行开发。2.即使油藏类型相同，不同层系之间的油水关系可能不同。3.各个油层的油气水性质，地层压力，饱和压力都可能不同。4.储油层的物性有差别，主要体现在油砂体的几何形态、分布面积，渗透率上。为什么进行开发层系的划分划分开发层系的意义1．合理地划分开发层系有利于充分发挥各类油层的作用2．采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分3.高速高效开发油田的要求4.开发部署和生产规划的要求5.提高注水波及范围，提高最终采收率的要求（1）把特性相近的油层组合在同一开发层系内，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。划分开发层系的原则（2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。（3）各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。（4）同一开发层系内，油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。（5）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分得过细，以利减少建设工作，提高经济效果。划分开发层系时，要考虑目前的工艺技术水平，充分发挥工艺措施的作用，尽量不要将开发层系划分得过细。这样可以少钻井，既便于管理，又能达到较经济的开发效果。划分开发层系的原则

（6）多油层油田当具有下列地质特征时，不能够用一套开发层系开发：

a．储层岩性和特性差别较大，因为渗透率的差异程度是影响多油层油田开发效果的根本原因。

b．油气的物理化学性质不同。如原油粘度的差别，将造成注水开发时油水流度比差别大、使得油井过早见水，无水采油期短；

c．油层的压力系统和驱动方式不同；

d．油层的层数太多，含油层段过大。划分开发层系的原则

油田的注水注水时机的确定注水方式注采井网的面积波及系数井网密度研究第四节井网和注水方式(1)补充保持地层的能量，补充能量，提高开采速度。(2)保护油层及流体性质。(3)提高驱替效率，降低生产成本。(4)便于开发调整。油田补充能量的原因第四节井网和注水方式1）一般都有可供利用的水资源，2）注水是相对容易的，设备比较简单，因为在注水井中的水柱本身就具有一定的水压，3）水在油层中的波及能力较高，4）水在驱油方面是有效的。为什么采用注水的方式使油藏见水早，生产成本升高。注水开发的缺点：一、油田的注水二、注水时机的确定

根据注水相对于开发的时间（饱和压力），分为早期、中期、晚期注水。早期注水开采初期即注水，保持地层压力处于饱和压力以上。优点：能量足，产量高、不出气，调整余地大。缺点：初期投资大，风险大，投资回收的时间比较长。适用油藏：地饱压差小，粘度大，要求高速开发的油藏。晚期注水开发后期，利用天然能量以后注水，即在溶解气驱以后水驱。优点：初期投资小，天然能量利用的比较充分。缺点：地层原油脱气以后，粘度升高，降低水驱开发的效果。采油速度低。适用油藏：天然能量比较好，溶解气油比高，油藏比较小，注水受到限制。中期注水初期采用天然能量，在地层压力降低到稍微低于饱和压力以后注水。优点：既能利用天然能量，又能保证水驱的开发效果，投资回收也较早。缺点：界限不好把握。适用油藏：地饱压差大，油层物性好，溶解气油比比较高。1天然能量的大小，以及在开发中的作用。例如边水充足，地饱压差大。2油藏的大小，以及对产量的要求。例如小断块油藏和整装大油田。3油田的开采方式。例如自喷生产和机械抽油的要求就不同。4经济效益论证。尤其对于海上的油气藏的开发。选择注水时机应考虑的因素

油田注水方式就是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。油田的油层性质和构造条件确定注水方式的主要依据：目前国内外油田所采用的注水方式切割注水面积注水不规则点状注水边缘注水三、注水方式将注水井按一定的形式布置在油水过渡带附近进行注水。边上注水边内注水边外注水边缘注水适用条件：1)构造比较完整，中小型油藏，宽度4-5km。2)油层分布比较稳定，含油边界清晰。3)边缘和内部的连通性能比较好，具有较高的流动系数。优点：1)无水采油期比较长，油水界面比较完整，水线推进比较均匀，无水采收率比较高。2)比较容易进行调整，需要注水井少，投资小。缺点：1)注水利用率比较低。2)对于构造比较大的油藏，中部高部位的收效不明显，受效井数不超过3排，产量比一般为5:2:1。中部容易出现溶解气驱利用注水井排将油藏切割成为若干区块，每个区块可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整。切割注水适用油藏：（1）油层大面积稳定分布且具有一定的延伸长度；（2）在切割区内，注水井排与生产并排间要有好的连通性；（3）油层渗透率较高，具有较高的流动系数。优点：（1）可以根据油田的地质特征来选择切割井排的最佳切割方向和切割区的宽度；（2）可以优先开采高产地带，使产量很快达到设计要求；（3）根据对油藏地质特征新的认识，可以便于修改和调整原来的注水方式。（4）切割区内的储量能一次全部动用，提高采油速度；（5）能减少注入水的外逸。（1）对油层的非均质性适应性不高。（2）注水井排和生产井排间都存在干扰。（3）可能出现切割区块之间的不均衡。缺点：将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上进行注水和采油的系统。（1）油层分布不规则，延伸性差；适用油藏：面积注水（2）油层渗透性差，流动系数低；（3）油田面积大，但构造不完整，断层分布复杂；（4）面积注水方式亦适用于油田后期强化开采；（5）对于油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时，也可以考虑采用面积注水方式。

根据油井和注水井相互位置的不同，面积注水可分为四点法面积注水、五点法面积注水、七点法面积注水、九点法面积注水以及直线排状注水等。适用的油藏范围广，油井见效块，采油速度高。井网不同，油藏的开发动态以及最终的开发效果也不同。

主要分正方形井网（美国，适用于强注强采）和三角形井网（前苏联，驱油效率高）两种。特点：直线排状系统：井排中井距与排距可以不等。直线排状井距排距正对式直线排状交错式反五点井网和正五点井网是相同的。适合于强注强采的井网五点法井网开发初期采用，注采井数比少，便于调整角井边井反九点法井网开发后期采用，可以提液正九点法井网四、注采井网的面积波及系数面积波及系数：在开发的某一时刻，注入工作剂所波及的面积占井网控制面积的百分数。

不同的见水时刻，地层中的波及面积不同，随时间的增加，