埕岛油田南区CBl2区块开发效果

渤中25-1南油田分层配注井组开发效果评价姚泽【期刊名称】《内江科技》【年(卷),期】2016(037)012【总页数】2页(P59-60)【作者】姚泽【作者单位】中海油研究总院【正文语种】中文本文以注采井组为单元，统计渤中25-1南油田16个注采井组分层配注前后的实际生产数据，分析对比井组分层配注前后的月产油、含水率、含水上升速度、水驱可采等开发指标，评价分层配注井组开发效果，并以实际井组数据为例分析开发效果改善或变差原因。

另外，引入有效期概念，评价分层配注措施效果的维持时间。

注水是保持油层压力、实现油田高产稳产和改善油田开发效果的有效方法。

对于纵向非均质性强的油藏，注水开发过程中注入水易沿高渗层水窜，为提高水驱油田总体开发效果，应加强中、低渗透层注水[1-5]。

实施分层配注措施，实现多油层有效注水，是中高含水期继续提高采油速度及采出程度的重要措施之一[6-8]。

渤海、南海西部多个海上油田采用了分层配注的开发方式。

以海上渤中25-1南油田注采井组生产数据为基础，分析分层配注后各开发指标变化规律，为其他海上或陆上分层配注油田提供借鉴。

渤中25-1南油田主要含油层明下段是曲流河及网状交织河相沉积，其储层的特点是河道窄，横向变化大，连通性差；纵向非均质性强，渗透率分布范围为1.0mD～7000.0 mD，粘度分布范围为20 mPa·s～400 mPa·s；纵向小层多，共计57个小层。

这些储层及流体特征导致在油田开发过程中存在以下问题：①阶段含水上升偏快；②层间动用程度差异大；③低产液及高含水井矛盾突出；④部分油井递减较快等问题。

针对这些问题，渤中25-1南油田从2007年分批次对多口注水井实施了分层配注措施。

本文分层配注效果评价针对先笼统注水后分层配注的16个注采井组，分析短期效果（分层配注前后一个月）：月产油、含水率；长期效果：含水上升速度、递减率、水驱可采等开发评价指标，以及有效期的指标。

提高海上油田采收率的调堵技术应用研究作者：任从坤来源：《教育科学博览》2013年第12期摘要：海上油田投产初期上产速度较快，导致含水上升较快，形成大孔道和高渗渗层窜流比较严重，调剖堵水势在必行。

海上油田控水技术由注水井调剖技术和油井堵水技术组成。

调剖堵水成功的矿场试验说明，海上油田调剖堵水技术具有可行性和广阔的应用前景。

关键词：海上油田调剖堵水提高原油采收率应用研究1 海上油田的调堵技术1.1 注水井调剖技术为了补充地层能量，海上油田的开发必须注水。

注水井调剖就是从注水井注入调剖剂，封堵高渗透层，提高注入水波及体积，达到提高采收率的目的。

海上油田注水井调剖技术由调剖必要性判断、调剖剂的选择、调剖剂用量计算和调剖工艺的实施等技术构成。

1.1.1 注水井调剖必要性判断可用注水井井口压降曲线及由该曲线计算出的充满度进行判断。

注水井井口压降曲线是由关井后井口压力随时间变化测得的。

图2为3条典型的注水井井口压降曲线，它们分别来自与高渗透层、中渗透层和低渗透层连通的注水井。

注水井井口压降曲线充满度计算式为（1）式中，DF为充满度；t为关井时间，min；p（t）为注水井关井时问后井口压力，MPa；p0为关井前井口压力，MPa。

从式（1）可以看到，DF是指注水井井口压降曲线下的面积占p0t面积的百分数（图3），所以叫充满度。

若DF=0，表示关井后井口压力立即降至0，即地层为大孔道控制。

1.1.2 调剖剂的选择在温度低于85℃的地层用冻胶型调剖剂。

该调剖剂与聚合物与交联剂配制而成。

在温度高于85℃的地层用无机调剖剂。

该调剖剂由两种相遇后可产生堵塞的工作液组成，中间以隔离液隔开，交替注入注水地层。

通常用10%Na2O·mSiO2和8%CaCl2作工作液。

改变隔离液体积，即可将堵塞设置在不同位置的高渗透层。

对不同条件的调剖井，有不同的调剖剂配方。

1.1.3 调剖剂的用量调剖剂用量V的计算公式为V=π（R22-R12）式中，R1，R2分别为不同位置调剖剂的内、外环半径，m；h为油层厚度，m；为地层中高渗透层的孔隙度，一般为25%～35%；α为高渗透层厚度占油层厚度的百分数，一般为15%～25%；β为方向系数，一般为50%～75%。

石油地质与工程2021年3月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第2期文章编号：1673–8217（2021）02–0062–05萨北BEXD区块二类油层弱碱三元复合驱开发方案后评价王银（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）摘要：BEXD区块二类油层是大庆油田萨北开发区第一个弱碱三元复合驱工业化推广区块，通过优化层系组合，实施注聚前深度调剖，建立全过程跟踪调整模式，制定相应的调整措施，使开采过程中油层动用程度明显提高，保持了较好的压力系统和注采能力，阶段提高采收率16.43%，预测最终提高采收率可达19.50%，具有较好的开发效果。

通过对BEXD区块二类油层弱碱三元复合驱开发方案开展后评价，认为弱碱三元复合驱技术在萨北二类油层的工业化应用，能够大幅度提高采收率，为萨北开发区的原油稳产和可持续发展提供坚实的技术支撑。

关键词：BEXD区块；弱碱三元复合驱；后评价；措施调整；提高采收率中图分类号：TE357 文献标识码：APost evaluation of weak alkali ASP flooding development plan for type II reservoir in BEXDblock of Sabei development areaWANG Yin(Exploration & Development Research Institute of Daqing Oilfield Co., Ltd., PetroChina, Daqing, Heilongjiang 163712, China) Abstract: Type II reservoir in BEXD block is the first weak alkali ASP flooding industrial promotion block in Sabei development area of Daqing oilfield. By optimizing the combination of strata, implementing the depth profile control before polymer injection, the whole process tracking adjustment mode was established and the corresponding adjustment measures were made. Therefore, the production degree of the oil layer in the production process has been greatly improved, and then a good pressure system and injection production capacity has been maintained. The recovery factor can be increased by 16.43%, the predicted ultimate EOR is 19.5% and a good development effect has been achieved. Through the post evaluation of the development plan of weak alkali ASP flooding in the type II reservoir of BEXD block, it is considered that the industrial application of weak alkali ASP flooding technology for type II reservoir in Sabei development area can greatly improve oil recovery, which provides a technical support for the stable production and sustainable development of crude oil in Sabei development area.Key words: BEXD block; weak alkali ASP flooding; post evaluation; measure adjustment; EOR大庆油田自从聚合物驱油技术实现工业化以来，逐步形成了成熟的聚合物驱油配套工艺技术。

低渗透油田水驱开发效果评价—以 N 区块为例梁鹏;刘赛;鲍楚慧;马婧【摘要】In the middle and later stage of development of low permeability oil field, the reasonable evaluation of water injection effect is the precondition and foundation for making reasonable fine water injection policy. Through analyzing the relationship between the formation pressure and saturation pressure, the pressure level is maintained. The theoretical curves of the water cut and the degree of production are obtained by using relative permeability curves. The effect of the development is analyzed through comparing actual curve and the theoretical curves. The relationship between water flooding index and injection production ratio is used to calculate the standard plate under different injection production ratio. The actual curve is compared with the similar reservoir water storage rate, water flooding index standard chart to evaluate development effect of water flooding. The research shows that the production capacity of N block is good, and the difference of production volume and water injection volume is the same as that of formation pressure. The water cut and recovery degree relation chart, water storage rate chart, water flooding index chart can be used to evaluate the reservoir development effect.%低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础.通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏.利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果.研究表明,N 区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好.【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2016(045)002【总页数】4页(P400-403)【关键词】开发效果评价;压力保持水平;存水率;水驱指数;注水调控措施【作者】梁鹏;刘赛;鲍楚慧;马婧【作者单位】东北石油大学, 黑龙江大庆 163318;东北石油大学, 黑龙江大庆163318;东北石油大学, 黑龙江大庆 163318;东北石油大学, 黑龙江大庆 163318【正文语种】中文【中图分类】TE357油田开发效果评价贯穿整个油田开发过程，并为制定合理的调控措施、明确挖潜方向、合理的开发技术政策界限提供依据。

123埕岛油田位于渤海湾西南部浅海—极浅海区，该区已发现了包括太古界在内的8套含油层系，馆陶组为第三系的主要含油层系，分为馆陶组上段和馆陶组下段两个层段。

馆上段为馆陶组的主要含油层段，其沉积类型为典型的曲流河沉积，纵向上储层为典型的“泥包砂”特征，与地震轴的对应关系明确，目前已经形成了一套较成熟的以地震轴为依据，应用地震属性、反演等多种方法相结合的馆上段曲流河储层及圈闭描述技术，有效支撑了埕岛油田馆上段的储量增长及后续开发调整。

而该区馆下段普遍发育辫状河沉积，纵向上呈“砂包泥”特征，储层多为发育较厚的“水砂”，储量规模较馆上段有一定的差距，圈闭预测的难度和不确定性也增大。

但随着勘探的深入和储量增加的需求，储量规模较小且含油圈闭零星分布的馆下段储层也逐渐有了研究价值。

本文以位于埕岛油田东部的某区块为例，从实钻井出发，总结出馆下段储层形成油气圈闭需满足的条件和储层描述存在的困难和对策，为进一步的勘探方向提供指导。

一、区域概况研究区位于埕岛油田东部，面积约8km 2，区域构造位置在埕北低凸起的东南部，埕北断裂带东段。

工区内部馆下段主要发育两条在西部和中部以北东东向为主要走向，在东部转为南东走向，倾向相对的近似平行断层，两条断层在工区区东部被一条北东—南西走向的断层切割。

馆下段为辫状河沉积，储层结构符合大套厚砂岩夹薄层泥岩的“砂包泥”特征，工区仅三口井在馆下段钻遇油层，每口井平均单层厚度不足5米。

经研究，该区馆下段油藏为高孔、高渗、常温常压的岩性——构造油藏。

二、储层预测思路1.含油储层与断层对接通过前人研究，南侧的埕北凹陷和北侧的沙南—渤中凹陷为研究区提供油源，使研究区形成油气圈闭有了物质基础。

断层、不整合面和砂体为油气从生油层向储层运移提供了通道。

经统计，馆陶组的含油储层多数都与断层对接，这些断层有的是标准的油源断层，有的直接或间接与油源断层相连，有的是油气藏高部位的封挡断层。

因此，沿断层寻找油气圈闭是馆下段含油储层预测的思路之一。

埕岛南部断裂带东上段油气成藏规律分析摘要：埕岛油田东上段为一套三角洲平原河流相沉积，砂泥互层，具有良好的储盖组合。

南部受埕北大断层和埕北30断层两组断裂体系影响，形成沿断裂分布的一系构造圈闭，油藏类型主要为构造油藏。

本次在精细断裂体系描述的基础上，通过利用储盖组合配置、侧向对接关系及含油高度三个条件约束控制，进行圈闭有效性评价，落实有利含油气规模，指导下一步油气勘探工作。

关键词：埕岛油田；东上段；成藏特征；断层侧向封堵前言埕岛油田区域构造上位于济阳坳陷埕宁隆起带埕岛潜山披覆构造带，紧邻渤中坳陷、沙南凹陷、埕北凹陷、黄河口凹陷，油气资源丰富，目前已有七套层系获工业油流，已累计上报探明石油地质储量四亿多吨，具有较大的勘探潜力.一、勘探概况埕岛油田东上段为一套三角洲平原河流相沉积，砂泥互层，具有良好的储盖组合。

通过典型油藏分析，埕岛南部东上段油气成藏主要受构造控制。

虽然该区油气勘探工作已经取得了一定的认识，但还面临以下难点：（1）该区断裂系统发育，构造断层复杂。

该区受埕北大断层和埕北30断层影响，断层发育，需要进一步研究该区断裂系统，明确断层组合关系，识别微小断层及微幅构造，落实有效构造圈闭。

（2）油气成藏控制因素需要进一步明确。

该区已发现的油藏均位于构造圈闭内，但不同构造圈闭含油层段位置不同，还有一些具有好的构造圈闭背景但未能成藏。

本次针对以上油气勘探难点，通过地质基础研究和地球物理技术手段，对东上段进行构造落实和油气成藏控制分析，进一步落实有利圈闭含油气规模，指导下步油气勘探部署。

二、地层沉积特征埕岛地区东营组自始至终经历了完整的由湖相到河流相的沉积演化过程，东上段为三角洲平原河流相沉积，近北东走向的低弯度河流携带的碎屑物质，形成多期叠加的河道砂体。

岩性上表现为砂泥岩薄互层，横向对比关系复杂，空间上砂体连通性好。

三、构造特征埕岛南部东上段以继承性披覆构造为主，受北西向的埕北大断层和北东向的埕北30两组断裂体系影响，断裂系统发育，形成沿断裂分布的一系列断鼻、断块、滚动背斜构造圈闭。

81曙一区杜229块超稠油油藏1999年投入开发，目前已进入开发中后期，接近经济极限。

其中矛盾突出典型区域是该区块南部兴Ⅱ+Ⅲ组低品位、薄互层油藏动用较少，近年通过对该区域开展油藏重新评价及潜力分析，进行直井部署，实现储量有效动用，充分挖掘油藏潜力。

一、项目背景1.地质概况杜229块位于辽河西部洼陷西斜坡中段，是一个周边被断层围限的近倒梯形的地质单元。

总 体 上 表 现 为 一 轴 向 近 东 西 ，向 东 倾 没 的 断 鼻 构 造 ， 北以杜 32 断层为界，西以杜 79 断层与杜 84块相邻，东南部和东北部分别以杜 55 断层和杜 81 断层为界。

构造面积约 2.5km ²，地质储量2061×104t。

2.开发历程杜229块1998年投入试采，通过2年产能建设实现区块快速上产，2000年产能建设完毕，2001年产量达到高峰83.2×104t，由于没有新井投入，可采储量降低，产量快速递减，到2012年产油量下降到最低值26.5×104t，之后加快区域薄互层油藏产能建设开发，区域产量得到部分补充，使得产油量基本保持，进入低效稳产开发阶段。

3.开发现状兴Ⅱ组油层总体分布特征为北厚南薄，最大单井有效厚度35.3m，最小1.7m，平均16.5m。

断块北部为高值区，厚度大于20m，30m以上的井在此区域内零星分布；向南油层逐渐减薄，至南部杜32-38-52小断块油层厚度减至4.6m, 其中北部油层较厚地区已被水平井井网覆盖。

兴Ⅲ组油层分布特点是北东厚南西薄，向南西方向展布，两侧及向南油层厚度逐渐变薄, 西部和西南部发育不连续。

二、主要研究内容1.油藏重新评价（1） 细化分层。

将区块内未动用的兴Ⅱ、Ⅲ油层组纵向上细化为Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2四个砂层组，再将Ⅱ1、Ⅱ2划分为Ⅱ、Ⅱ、Ⅱ、Ⅱ、Ⅱ五个小层，Ⅲ1及Ⅲ2划分为Ⅲ、Ⅲ、Ⅲ四个小层。

通过细化分层得出兴Ⅱ、Ⅲ组油层具有层数多，单层厚度薄(2.0m)，平面发育不连续，局部发育低产油层等几个特点。

调剖技术在埕岛油田11井区的应用及效果分析摘要：埕北11n井区注采矛盾加剧，纵向上和平面矛盾突出，通过对埕北11n井区注水调剖，提高注入水波及面积，达到降低井区综合含水，提高采收率的目的。

关键词：海上调剖埕北11n 效果中图分类号：tv543+.18一、注水井调剖原理由于油层是不均质的，注入油层的水常常为厚度不大的高渗透层所吸收，吸水剖面很不均匀。

由于注入水的冲刷，使油层的不均质性随着时间的推移而加剧。

为了发挥中、低渗透层的作用，提高注入水的波及系数，就必须调整注水油层的吸水剖面，这就是通常说的调剖。

要调整吸水剖面，就必须封堵高渗透层。

注水井调剖就是从注水井注入调剖剂，封堵高渗透层，提高注入水波及面积，达到提高采收率的目的。

二、埕北11井区地质与开发状况1、地质概况埕北11井区位于埕岛油田中区南部，水深9-11m，距中心一号平台0.5km，距中心二号平台2.5km左右。

储层埋深在1200m-1540m，岩石成岩作用弱，其矿物成分成熟度低，属高孔、高渗储层，曲流河沉积，在沉积韵律上多表现为向上变细的正韵律，层内非均质主要表现为渗透率的非均质和层内夹层分布。

11井区位于埕岛油田主体构造的西部，整体构造呈西高东低趋势，区内构造比较简单，地层倾角1度左右。

地温梯度3.85℃/100m，压力系数0.974mpa/100m，地面原油密度0.9331g/cm3，地面原油粘度243mpa.s，地下原油密度0.8824 g/cm3，地下原油粘度30mpa.s。

2、开发简历与开发现状埕北11井区投产情况比较复杂，1995年为馆陶组的开发试验阶段，于2000年7月水井开始转注。

2007年开始综合调整。

截止到2012年7月埕北11井区油井开井33口，日产液能力1601t，日产油能力755t，平均单井日产液能力53.4t，单井日产油能力25.2t，综合含水52.9%，采油速度1.0%，累积产油322.2×104t，采出程度11.5%。

胜利油田海洋采油厂埕岛中心二号平台改扩建项目1）项目简介埕岛中心二号平台附近海域水深约13米，是我国浅海海域最大的平台群，包括油气及水处理平台、动力平台、储罐平台、生活平台、天然气处理平台5个子平台。

本次扫描的对象是油气及水处理平台，其主要功能是原油天然气分离及海水、污水处理。

2）成果展示北京中科辅龙公司2人在现场扫描3天，共架设14站，3Dipsos软件后处理1人用了10天时间完成。

最终处理成带有工厂属性的PDSOFT三维工厂模型。

现场装置照片现场工作照片扫描得到的点云经PDSOFT软件处理后得到的工厂模型3）用户使用情况胜利油田胜利工程设计咨询有限公司在PDSOFT现状三维模型基础上，3天时间完成了设备、管道改造设计，生成平立面图，ISO图，材料表等全部施工图纸。

燕山PIA装置改扩建项目发布日期： 2009年07月16日人气： 7081) 项目简介燕山PIA装置是由PTA装置改建而成，PTA装置建于70年代，后改建成PIA装置，现要将产能由3万吨/年扩建到5万吨/年。

现有的管道图纸仅存PTA装置的ISO图，经多年改造和工厂维护与现状差别甚大。

给设计院的设计工作带来了很大难度。

2) 成果展示北京中科辅龙公司于2008.11.28日进厂开始扫描工作，使用全站仪做导线，Trimble 的GX200三维激光扫描仪现场扫描。

根据设计需要划分5个区，共扫描28天，设站点257个。

使用3Dipsos软件做点云的后处理工作，在没有任何图纸资料可参考的情况下，完全依照点云数据拟合结构，设备，管道，管件，阀门附件等。

软件后处理最复杂的1区，两个月完成，二、三、四、五区1个月完成。

现场装置照片现场装置照片现场工作照片扫描得到的点云经3Dipsos软件处理后的MicroStation模型3）用户使用情况SEI在现状Microstation三维模型基础上做改扩建设计，改变了设计人员跑现场用尺子量测及拍照的传统工作方式，极大的提高了工作效率及设计质量，好多设计方案及配管研究在现状三维模型的基础上能够很快的确定，切实解决了新增管道与已有管道的碰撞问题。

编号： COES-008-HP-2018 胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程环境影响报告书（简本）中海石油环保服务（天津）有限公司China Offshore Environmental Services LTD国环评证甲字第1109号二零一八年六月1总论1.1 评价任务由来与评价目的1.1.1任务由来胜利埕岛海上油田位于渤海湾南部的极浅海域，埕北208块位于埕岛油田西北部，面积约6km²，距离埕岛主体西北区4DA平台2.1km，方案区水深约15m。

埕北208块1997年在馆上段上报III类探明含油面积1.1km²，探明石油地质储量113×104t，2015年埕北208块馆上段又上报控制含油面积4.85km²，控制石油地质储量850×104t。

埕北208块钻井揭示地层自下而上依次为新近系馆陶组、明化镇组、第四系平原组地层。

本区主要含油气层系为馆陶组上段，岩性为灰绿色粉砂质泥岩和灰色、灰白色中细粉砂岩互层沉积。

本次胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程的主要建设内容包括：（1）新建24井式CB208常规井组平台1座，分A、B井组，各12口井；（2）新建输油海管2条，其中CB208-CB4D输油海管长度为2.544km，CB4B-CB4E输油海管长度为0.549km；（3）新建CB4D-CB208注水海管1条，长度为2.553km；（4）新建CB243A-CB208平台6kv海底电缆1条，长度为2.8km；（5）对CB4D、CB4B、CB4E和CB243A平台配套系统进行改造等；（6）在CB4C等10个平台进行调整井建设，共计16口调整井。

按照《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国海洋环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》以及《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》的规定，需对胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程进行环境影响评价，受胜利油田分公司海洋采油厂委托，中海石油环保服务（天津）有限公司承担了胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程的环境影响评价工作。

勘探开发一体化在油田的应用及效果评价史爱霞孙冠晓刘丽摘要：油田位于隆起低凸起的南端，是一个在前第三系潜山上发育起来的大型整装披覆背斜含油构造。

研究井区位于油田北区边部，断层上升盘。

该块馆上段河道砂体与反向断层相接，成藏较为有利。

在对研究区块进行精细地层对比、储层预测研究的基础上，开展储量落实及产能评价，优化部署井位，利用勘探开发一体化的思路，对油田研究区块进行勘探开发，加快了储量向产量转化的过程，提高了勘探开发的整体效益。

关键词：馆上段；河道砂体；勘探开发一体化；整体效益研究井区位于油田北部，在该块馆上段河道砂體油藏勘探开发过程中，坚持“勘探开发一体化”的思路把勘探、开发相结合，一体化统筹决策，落实资源量，提高储量动用率，加速了该块资源量向产量的转变速度，提升勘探开发效益。

1、基本概况研究区域主要含油层位为馆上3砂组，曲流河相沉积，油藏类型为构造-岩性油藏。

研究井在馆上36小层钻遇油层6.6m，显示了该区良好的勘探潜力。

目前，区块存在以下几个方面的问题，制约了该区的进一步勘探开发：（1）研究块仅有研究一口探井，勘探程度低；（2）该区馆陶组为曲流河相沉积，地质情况复杂，地质认识需要进一步深化；储层分布需精细刻画、储量需要重新落实（3）区块小，油藏规模相对较小，单独开发效益差，难以按照常规流程进行勘探、开发，勘探开发部署需要进一步优化。

2、勘探开发一体化在“以经济效益为中心”、“突出商业发现储量”、“效益开发”的政策引导下，围绕“油气勘探必须坚持以油气发现和商业发现为中心”的中心目标，在勘探投资减少的情况下，面对新的要求和挑战，转变思想，树立“勘探开发一体化”的思路，利用老区调整的时机，借助于南部紧邻已经部署开发区，集输管网系统完善，具有开发成本低、海工工程量小、综合效益高等特点，对研究井区馆上段进行一体化部署研究，将勘探、开发环节有机结合，一体化统筹决策，落实资源量，加速研究井区及其周边的勘探开发进程，提高储量动用率，提升勘探开发效益。