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埕北油田油藏工程说明1地质特征1.1概况埕北油田位于渤海西部埕北低凸起的西高点。
东经118°25′07″—118°28′32″、北纬38°24′09″—38°27′07″。
油田范围平均水深16m。
1972年钻海7井发现埕北油田。
1977年12月六号平台试采至1981年10月封井。
1985年9月B平台投产，1987年元月A平台投产，1987年6月油田全面投产。
1.2构造与地层埕北油田主要油层顶部构造形态为埕北断层上升盘的断层鼻状构造，轴向北东，闭合线深度-1690m，圈闭面积9.72km^2，闭合幅度64.4m，分东、西两个高点，东高点为主高点。
东营组地层直接覆盖在中生界地层之上。
东营组油层段厚度17.5～41.5m。
可细分为上部次要油层和下部主要油层段。
主要油层段厚度16.0～39.4m，中细砂岩为主，泥质胶结、疏松，岩石物性好，厚砂体内夹有分布不稳定的泥质夹层。
泥质夹层自东向西增多、增厚。
次要油层段厚度1～5m，岩性横向变化大，由砂岩、粉砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩、泥岩等组成，砂岩呈透镜体分布。
上、下油层段之间为横向分布比较稳定的泥质隔层，隔层厚度1-6.9m，由泥岩、砂质泥岩、泥质砂岩等岩性组成。
1.3油藏类型、石油地质储量主要油层为具有气顶和边水的砂岩层状油藏。
次要油层为构造岩性油藏。
主要油层油气界面-1635m，油水界面-1680m。
油田含油面积9.19km^2，石油地质储量2084×10^4t。
1.4储层特征主要油层为正旋辶回沉积，垂向上由多个正韵律组成。
油层物性是以粗喉道、高渗透率为主的非均质油层，砂岩孔隙喉道半径大于10μm的占总孔隙体积的56%，油田平均渗透率1670×10^－3μm^2，平均有效孔隙度28.9%。
1.5流体性质埕北油田的原油属于高粘度重质原油。
地面原油比重0.955，地面原油粘度700-1400mPa·s，地下原油粘度57mPa·s，凝固点+3～-1℃，含蜡量5.74%，沥青+胶质45.64%，含硫量0.4349%，溶解气油比38m^3/m^3。
埕岛海区海底地形地貌及浅层结构分析摘要:本文通过调查和分析埕岛海区不同时期的海底地形、地貌和浅层结构特点,研究其演变规律,分析其对平台或其它海洋构筑物的潜在风险因素,客观地反映胜利油田埕岛海区海底的现势情况,起到防灾减灾的作用。
关键词:埕岛地形地貌浅层结构影响防灾减灾1855年黄河入渤海以来,一直到1976年黄河改道清水沟入海之前,黄河多次在埕岛海区入海,其挟带的大量泥沙在埕岛海区附近海域沉积,又由于黄河尾闾段的摆动,从而形成了相互叠置的水下三角洲堆积体。
此期间,三角洲前缘斜坡向海延伸,形成了三个向海的砂咀,水深也逐年变浅。
1976年后,黄河改道清水沟入海,本区的泥沙等物质来源迅速减少,在海流和波浪作用等水动力的冲刷和破坏作用下,海岸线迅速蚀退,海底表层受到严重的冲刷,水深开始加大,形成了许多新的沉积地貌单元。
1 海底地形1.1 深度基准面的统一自1985年黄河海港修建起,为了测量工作的需要,在埕岛海区前沿于1986年、1997年和2001年先后进行了三次大地网测量工作。
通过对比发现,埕岛海区前沿陆地高程变化较大,而且在桩西、黄河海港和孤东地区的高程变化也不一致,其中,桩西地区变化最大,黄河海港和孤东变化次之。
桩西老九井三角点(带水准点)高程变化:1997年大地网高程比1986年大地网高程低0.415 m,2001年大地网高程比1997年大地网高程低0.21 m,2001年大地网高程比1986年大地网高程低0.625 m。
18年时间,平均年变化量为0.03～0.04 m。
由于深度基准面的不统一,给资料分析带来一定的困难。
所以,此次历史资料分析时,采用线性变化原则,对历史资料的深度基准面进行校正。
1.2 埕岛海域历史水深根据1999年调查资料显示,研究区水深在1～20 m的范围之间,地势是西南高东北低。
其中水深在1米到4米的浅海平缓区域宽度为6公里,海底坡度在1/3000～1/1500之间;4～15 m的水深区域宽度大约为9 km,海底坡度在1/1000～1/300之间,是研究区内水深变化比较明显的海域,海底坡度较大;15～20 m的水深区域宽度大约为6 km,海底坡度小,水深变化不大(图1)。
埕岛油田油井提液工艺配套措施探讨摘要：埕岛油田注水开发后层系细分井网加密综合调整已基本调整完成。
单井液量低、采油速度低的问题比较突出，严重影响地下资源的有效利用。
而海上油田受平台寿命的限制，在尽可能短的时间内多采出油是该油田开发的重要策略。
基于这种情况，应用油藏工程和数值模拟方法，对埕岛油田油井电潜泵为主的提液适应性及技术政策进行了分析研究，以找出提高采油速度、改善开发效果的有效途径。
关键词：埕岛油田；注水开发；提液适应性；技术政策；电潜泵优化针对埕岛油田研究区块油井液量低的问题，应用油藏工程和数值模拟方法，在进行提液适应性分析的基础上开展了提液技术政策研究，结果表明以 1.1～1.5 的差异化注采比将区块地层压力恢复至 12.0 MPa 时实施分步提液，开发效果最优。
前期的矿场应用取得了良好的增油效果，研究结果对埕岛油田整体提液开发具有重要的指导意义。
实践证明：电潜泵井换大泵提液是油田增产稳产的重要措施。
1 油藏地质特征埕岛油田研究区块主体馆陶油藏的西南部，构造位置属于埕北大断层的上升盘，整体呈西高东低之势，构造简单，地层平缓，倾角1°～2°。
沉积类型为河流相正韵律沉积，储层较为发育，纵向上平均含油井段长达 200 m 左右；横向上砂体变化大，连通性差。
平均孔隙度 31.1 %，平均渗透率 2 599 mD；层间渗透性差异较大，平均渗透率变异系数0.935，突进系数5.47。
地下原油密度 0.882 4 g/cm 3，地下原油黏度30 mPa·s，地面原油密度 0.933 1 g/cm 3，地面原油黏度243 mPa·s，油藏類型属于高孔高渗、常规稠油岩性构造层状油藏。
2提液适应性研究2.1 油井液量低中一区投产初期平均单井日产液量 75.0 t，在天然能量开发阶段液量逐渐递减，随着注水补充能量后液量有所上升。
区块平均单井日产液量 98.8 t，综合含水率 79.6 %。
埕岛西海上油田开发配套技术摘要：埕岛西油田由中石化与美国能源开发公司共同开发，采用国际先进技术，建成一座功能完善的修采一体化综合平台。
经过多年的探索，形成了钻井、完井、防砂、采油、注水、集输配套技术，建成了年产50×104t的油田，实现了高速高效开发。
关键词：修采一体化平台定向井旋转导向射流泵一、建设功能完善的修采一体化综合平台1.修采一体化综合平台埕岛西平台为井口分开布置的六腿式24井槽综合性平台，自带的修井机模块可以进行一般的修井和作业，降低了维护费用。
平台布局合理，并实现了全自动化控制。
大量使用气动及电动执行器，自动控制阀门的开关。
同时，使用易熔塞回路系统，具有免维护，寿命长，不用电，信号准确的优点。
使用海水型水成膜AFFF蛋白泡沫比例混合消防炮系统替代传统的灭火设备，当有火灾发生时，平台消防系统就会自动启动。
2.完善的油气水处理功能平台生产的原油，利用物理、化学方法进行脱水处理，经过三级分离后含水低于1%，然后通过海底管线输送到岸上交油。
地层的产出水经分离后注到注水井，减少了外输液量，降低了海底管线的负荷和建设成本；避免了污水到岸后再进行污水处理，同时平台也获得了注水水源。
3.使用双燃料涡轮发电机为平台供电埕岛西平台使用先进的双燃料涡轮发电机为平台供电，不但充分利用了伴生气，也节约了能源。
二、钻井技术充分利用埕岛西井口平台结构的特点，施工速度快，结构合理，施工安全，井身结构简化，套管程序为20”隔水管（壁厚1”）×13-3/8”表层套管×7”油层套管。
该平台井斜角大，位垂比大，造斜点浅，井距近，施工难度大，但由于精细设计，推广采用了成熟的海水泥浆技术和固井技术，并且借鉴了墨西哥湾钻井的成功经验，各项指标均达到设计要求。
1.井口平台结构埕岛西平台在钻井施工前先安装了导管架下部主体结构，两端各设计了一个12口井式外伸井口导向基盘。
井口导向基盘分三层，靠近泥线及水面1m处各一个，最上一层即为井口操作平台。
胜利海上埕岛油田埕北208块储层预测及砂体描述摘要：埕岛油田埕北208块储层储层埋藏深、厚度小,横向变化快，加之地震资料品质相对较差,分辨率较低,储层预测描述难度大,制约了开发方案设计。
针对这些问题,开展了储层预测及砂体描述研究,以期为该区块产能建设提供相应参考。
关键词：埕岛油田；埕北208块；储层预测；砂体描述1研究区概况1.1区块位置胜利海上埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海海域，与陆上的桩西油田、埕东油田、五号桩油田相邻。
构造位置位于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处埕北低凸起的东南端。
该油田的西南以埕北大断层与埕北凹陷相邻，向北、向东分别倾伏于沙南凹陷和渤中凹陷，其东南为桩东凹陷。
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，本次研究目标所在区水深约15m。
1.2地层发育特征1.2.1地层层序及含油层系埕北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。
1.2.2地层对比划分根据埕岛油田馆上段地层划分结果，以沉积学理论为指导，通过与主体已开发区统层对比，建立了本区馆上段大层和小层对比格架，确定馆上段有三个比较稳定的标志层。
在标志层的控制下，根据岩电组合及沉积旋回特征，考虑油水纵向分布特点，对馆上段储层进行了大小层划分。
把馆上段分为7个砂层组，(1+2)～6砂层组为主力含油砂组。
(1+2)～6砂层组按沉积时间单元细分为30个小层；7砂层组未细分小层。
1.2.3地层发育规律在地层划分对比的基础上，通过绘制连井剖面，进一步研究地层的发育规律。
从近东西向的连井剖面可以看出，方案区地层主要有以下发育规律：(1)馆陶组上段地层发育较完整，没有断缺或剥蚀的现象；(2)地层分布较为稳定，井间地层厚度变化不大，平均地层厚度475m。
1.3构造特征本区构造研究采用地质、地震和测井三种信息相结合的方法。
埕岛油田西北区挖潜增效典型做法针对埕岛油田西北区油井递减大，含水上升快的开发特点，本文总结了埕岛油田西北区在开发过程中所存在的主要矛盾，提出了带有针对性的调整措施方案，并在此基础上形成了海上整装断块油藏的挖潜增效模式，可以为海上油田同类油藏的高效开发提供指导借鉴意义。
标签：海上油田；整装断块；挖潜增效一、基本概况埕岛油田西北区馆上段油藏位于埕岛油田主体构造的西北部，构造整体呈西南高东北低，地层平缓，储层埋藏浅，压实差，胶结疏松，储层物性较好：平均孔隙度33.1%，平均渗透率2297x10-3um2，地下原油粘度64.1mPa.s，原始地层压力13.2MPa，属河流相沉积的普通稠油、高孔高渗透、高饱和、岩性构造层状油藏。
西北区馆上段油藏地质储量1672万吨，目前共投产投注70口井，其中油井46口，水井24口，目前综合含水73%。
二、开发过程存在的主要矛盾埕岛西北区自主力含油层系馆上段油藏加密调整方案实施后，注采井网逐渐完善，目前采用的是沿断层一线采油，内部点状注水辅以外部边缘注水的井网形式。
随着采油速度大幅度上升，层间矛盾和平面矛盾日益突出，主要表现为以下几点：2.1 区块内部低序级断层发育，影响注采对应关系西北区内主要发育四条大断层，油藏砂体分布受断层影响条带状分布，特别是断层附近单向对应或不对应，严重影响注入水平面波及。
同时在四条大断层附近发育的较难识别的低序级断层，也严重影响了注采对应关系，造成了部分水井注入不正常，油井产液情况、地层能量恢复与地质条件、实际注入情况相矛盾。
2.2 动用层段多，油藏初期产能高，含水上升快，油井递减大综合调整以来投产新井初期单井日产油37.6吨，含水率为46%。
在最近两年期间，含水率上升较快，综合含水由50.7%上升到73%；自然递减率持续增大，2017年区块自然递减率高达13%。
分析其主要原因，一是受西北区整装断块油藏特点的影响，单向注采比例较高35%，注入水一旦突破无法有效控制含水上升；二是多层合采造成层间干扰严重，区块单井平均有效厚度20.6m，动用小层数均在3层以上，但层间采出程度差异较大；三是非主力层注采井网不完善，只采不注造成小层压降持续增大，最终造成小层不出液。
埕岛油田开发方案优化技术研究【摘要】埕岛油田已经过十几年开发，早已进入高含水期，本文通过研究确定了埕北246块Nm、Ng5等小层的开发方式，井网井距和注采参数等进行了优化论证，确定适合埕北246块的开发方式，对油藏的开发具有指导意义。
【关键词】埕岛油田开发方式注水井网开发效果1 地质特征概况我国的邓宏文在研究总结了Cross理论之后指出，高分辨率层序地层学的理论基础，是层积物的体积分配原理，并把它运用到实践活动中，先后在渤海湾盆地河流相地层、东濮凹陷、辽河外围湖相地层、鄂尔多斯盆地北部河流一三角洲及浅海地层、渤中凹陷古近系的湖相地层等地，进行了多项的实际研究。
埕岛油田属于浅海-极浅海特大油田，位于渤海湾南部的浅海、极浅海域，区域构造位于渤中坳陷与济阳坳陷交汇处的埕北低凸起的东南端，西南以埕北大断层与埕北坳陷相邻，向北倾伏于渤中坳陷和桩东坳陷。
东营组为断层复杂化的岩性--构造油藏，纵向上含油井段长，含油层段多，油层分布不集中，具多套油水系统油水分布受火山岩分布、不整合面遮挡、断层、岩性、微构造控制，控制因素复杂油水分布与基准面旋回变化控制的砂体发育特征有关，低可容空间，砂体发育，叠加连片，油水分布主要受构造及与构造作用有关的岩性变化控制；高可容空间，砂体不发育，砂体孤立，油水分布主要受岩性控制断层的横向封堵条件是控制油水分布的重要因素。
2 埕岛油田开发特点滩海油田的水深较浅，一般小于10m，埕岛油田的平均水深为8m。
埕岛油田的海况虽不如海洋油田那样恶劣，但远比一般陆地油田险恶，例如埕岛油田经常遭到10级以上风暴潮的袭击，原油生产遭受严重损失，职工生命受到极大威胁。
另外，由于埕岛油田环境差，还存在常规海洋和陆地的勘探、开发技术装备都不适宜的特殊性。
3 开发方式研究3.1 开发层系的划分油田开发层系的划分是否合理，是油田的开发成败关键因素之一，油田合采层系中层系过多，层间差异过大，合采时易造成高压储层的油“回灌”低压储层，造成地层能量损失，油田产量下降。
埕北区块油藏地质及试采特征分析作者：程强李连顺来源：《科教导刊·电子版》2018年第26期摘要埕北某区块位于埕岛油田东北部，东营组为主力开发层系，进行了20年的滚动勘探开发，主要依靠天然能量开采。
近年来，加密了一批新井，进入注水开发的新阶段，但存在油藏地质认识不清晰、调整措施难于优化问题。
针对这一现状，通过在地层划分与对比、油气层识别、储量核算等地质研究的基础上，进行试油试采特征分析，提出下步开发建议。
关键词东营组地层划分油层识别开发分析中图分类号：TE323 文献标识码：A1区块概况埕北某区块位于埕岛油田东北部，构造位置位于埕宁隆起埕北低凸起东斜坡下第三系超覆带，区块水深15—20m，研究区面积40km2，自下而上钻遇的地层有古生界、中生界、下第三系沙河街组、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。
发现了古生界及东营组二套含油层系。
其中，东营组是该区块的主力含油层系。
区块油井日油能力43.6t，平均含水43%，采出程度8.9%，采油速度0.46 %；水井日注水量468.2 m3，累计注水总量6.48€？04 m3。
2地层划分与对比前人将东营组分为3段（东一、二、三段）6个砂层组（I、II、III、IV、V、VI）。
III、IV砂组为东营组主要含油层段。
参考依据古生物、层序地层学等区域研究成果，结合东营组开发实际，对埕岛油田东营组进行了划分，共划分为9个砂组。
5砂组为三角洲相“胖砂岩”，其上的河流相地层划分为4个砂组，其下的东营组湖湘沉积为主要含油层段，划分为4个砂组，即6—9砂组，每一砂组又划分出6个小层，共计24个小层。
以地层沉积学、地震地层学、测井学理论作指导，采用综合地质信息对比法，利用测井对比标志，井震结合进行横向对比，建立了联井剖面。
在砂组界限的控制下，等厚平行对比小层。
（图1）3油气层识别3.1测井解释区块东营组储层岩性以细砂岩、粉细砂岩为主，伴有含砾砂岩、泥质砂岩及粉砂岩，胶结类型为孔隙—接触及孔隙式胶结，胶结物以泥质为主。
