埕岛油田开发方案优化技术研究
埕岛油田南区CBl2区块开发效果
浅析埕岛油田南区CBl2区块开发效果[摘要]一个木桶能装多少水，取决于最短的那块木板的长度，随着埕岛油田的不断开发，油田已进入高含水阶段，一些油井的产液量呈下降趋势，由于地层堵塞、近井污染、地层供液能力不足、高含水开采等诸多因素的影响，老区开发情况严峻。
埕北12区开发时间早，油井管理难度大，无疑成为了生产开发中的一块“短板”，做好老区的开发，对于油田的上产有重要的意义。
[关键词]酸化解堵地层能量强化注水开发效果中图分类号：tu61.13 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）11-0017-011、地质概况1.1 概况埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海海域。
其主力含油层系为馆上段油藏，处于前第三系潜山背景上发育起来的大型披覆背斜构造顶部，馆上段共钻遇ng1+2～7砂组7个含油层，探明含油面积99.0km2，地质储量29544×104t。
12区块位于埕二区南部，是埕岛油田主体披覆带的向南延伸，含油面积5.67km2，地质储量1179×104t。
累积产油86.68×104t。
1.2 构造特征12区块油藏属河流相沉积的常规稠油、高渗透、高饱和、岩性构造层状油藏。
构造简单，地层平缓，位于埕北大断层两条分支断层之间，为一鼻状构造，高点位于埕北12a-8井与埕北12b-1井之间，向东、向北、向西逐渐变低，南以断层控制了该井区油层的分布，北部断层不连续，部分隔断了埕北12a井组与埕北20a井组，该井区地层倾角约1-2度。
1.3 储层特征该区含油井段长，一般在50-220m，平均126m；储层纵横向变化大，主要发育三套油水系统（-1477m、-1482m、-1515m），油水关系复杂，主力油层不明显；储层物性好，平均孔隙度33.2%，平均空气渗透率1564×10-3um2；平面、层间非均质严重。
1.4 原油物性特征cb12区原油属常规稠油，原油密度平均0.9324g/cm3，原油粘度平均127.5mpas，凝固点平均-18.5℃，含硫0.12-0.22%，平均0.16%，含蜡平均15.9%，含胶平均19.8%，含沥青质平均2.7%。
大港油田埕海二区沙一下特殊岩性油藏开发方案设计
大港油田埕海二区沙一下特殊岩性油藏开发方案设计韩学婷;李云婷;王恒【摘要】埕海二区沙一下为特殊岩性油藏,受构造和岩性双重控制.此区块裂缝分布,断块多,非均质性严重,油水关系复杂.针对上述特点,对沙一下进行优质储层带划分并分析影响此类油藏开发效果的因素.确定埕海二区沙一下开发原则,优选合理开发方式,对井型、井网、井距等参数进行优化.在油藏工程设计及数值模拟优化基础上,设计合理开发方案,综合对比各方案的开发参数与经济指标,优选了合理高效开发埕海二区沙一下特殊岩性油藏的开发方案,并给出了相应的开发建议.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2013(039)017【总页数】4页(P48-51)【关键词】特殊岩性;优质储层;井距;参数优化;开发方案【作者】韩学婷;李云婷;王恒【作者单位】中国石油大学,北京102249;中国石油大学,北京102249;中国石油大学,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE32+3大港埕海二区位于河北省张巨河东北部，东到2m水深线附近，大部分属于大港滩海区，小部分处于陆上探区。
构造上位于埕宁隆起向歧口凹陷过渡的斜坡部位，西侧以张北断层为界，东侧以一浅鞍与张东东构造相连，北部以张东断层和海4井断层为界，南以赵北断层为界，构造面积75km2。
该区是在前第三系基岩潜山背景上长期继承性发育的大型背斜构造。
该背斜夹持于近东西走向的张东(海4井)断层和赵北断层之间，区域构造位置十分有利。
前人针对岩性油藏，裂缝性油藏等特殊油藏进行了大量研究，取得了一定的成果［1～4］。
对于裂缝分布广泛的储层研究也较多。
但对沙一下特殊岩性油藏研究少，认识不足，缺乏储层构造表征与储层物性研究，尚未提出合理的开发方案及建议。
针对研究区目前存在的实际生产问题和研究薄弱环节，为达到埕海二区合理高效开发，在优质储层预测、三维地质建模等精细地质研究的基础上，通过渗流机理和油藏数值模拟的研究，设计了下一步开发方案，优化资源配置，适应海上开发条件，以期为油田的可持续发展做出应有的贡献。
埕岛油田馆陶组油藏开发调整配套技术
埕岛油田馆陶组油藏开发调整配套技术丁保来;刘文芳;李晓燕【期刊名称】《内江科技》【年(卷),期】2014(035)012【总页数】3页(P37-38,40)【作者】丁保来;刘文芳;李晓燕【作者单位】中石化胜利油田分公司海洋采油厂;中石化胜利油田分公司海洋采油厂;中石化胜利油田分公司海洋采油厂【正文语种】中文埕岛油田馆陶组自1994年开发建设，初期采用一套井网、大井距、四点法井网开发，到中高含水期已不能满足海上高速高效开发的要求。
针对埕岛油田馆陶组油藏采油速度低、压力水平低、动用程度低和层间干扰严重等问题，在储层预测技术及三维地质建模基础上，应用油藏工程、数值模拟和经济分析等方法，形成了馆陶组油藏开发调整技术政策，并在钻井和作业过程中不断优化配套技术，提高了油层保护质量。
埕岛油田位于渤海湾南部浅海海域，是中国自营开发建设规模最大的浅海油田。
该油田特殊的地理环境和海况条件，决定了其开发的高投入、高风险、高技术的特点，开发初期通过开展油藏地质、油藏工程、采油工艺、海工及地面工程建设等方面的攻关，确定了一系列技术政策[1]：采用一套层系优化井段接替开采与大井距、四点法井网、定向斜井及滚动开发的方式，使边际油田得以成功开发。
随着油田开发的不断进行，油藏已进入高含水阶段，初期开发技术政策已不能满足当前高速高效开发的需要。
1.1 单井控制储量高，采油速度低埕岛油田馆陶组平均单井控制剩余储量62.8×104t，采油速度0.8%，按目前生产趋势预测, 平台安全使用期末（15 a）采出程度仅为14.9%，约有30%的可采储量无法采出，资源得不到充分利用。
1.2 注采比低、平面及纵向地层压降大，地层压力水平偏低馆陶组油藏设计注采井数比1:2.2，实际注采井数比1:2.5，注采比0.9，但是累积注采比较低，只有0.49，平面上注采比差异较大，累积注采比在0.45～0.61之间，月注采比在0.8～1.4之间。
由于注采比一直较低，且平面差异大，造成馆陶组压降大，地层压力水平偏低，且平面压力不均衡。
优化解堵工艺,提高埕岛油田老区产量
优化解堵工艺，提高埕岛油田老区产量作者：高飞来源：《中国科技博览》2014年第01期【摘要】：随着埕岛油田老区油井生产时间的延长，含水越来越高，地层深部的微粒运移到井筒附近，堵塞岩石孔喉或形成桥堵，影响产能形成低产低效井。
我们优化解堵工艺，组织完成了8口油井的酸化解堵工作，累计增油4749吨，取得可观的经济和社会效应。
【主题词】：埕岛油田地层堵塞酸化解堵中图分类号：TE342随着埕岛油田老区油井生产时间的延长，含水越来越高，地层深部的微粒运移到井筒附近，堵塞岩石孔喉或形成桥堵。
埕岛油田注入水源有一部分为海水，海水矿化度高达3.37*104mg/L，是工区地层水的6倍。
油井见注入水后，过量的Ca2+与水中的Co2生成碳酸盐水垢堵塞地层。
地层堵塞与泵吸入口结垢均会造成严重供液不足现象，具体表现为油压缓降，电泵电流降低，电泵长期欠载运行，致使电机散热不良而迅速老化甚至欠载停机。
1 强化油井分析，积极采取相关措施2013年上半年强化对低产低效井的治理，通过对低产液井的排查，对油井的地层发育情况、油井动静态资料以及进行分析，并与生产同层位的邻井进行比较，筛选出部分注采井网完善、地层压力高、供液能力充足但液量低的井，认为这些井产液能力与油层发育不匹配，存在一定程度的堵塞，导致油井液量低。
上半年组织完成了CB11K-P1井等8口油井的酸化解堵工作，累计增油4749吨。
典型井例：CB11D-5停井后采取措施及取得效果.投产后生产情况：该井1996年3月12日螺杆泵投产，初期日油86.2t，不含水。
至13年6月24日，油压缓降至1.9并电流落零停井。
CB11D-5井周围对应CB11D-1及CB22E-5等2口注水井，其中Ng44、52层为一向受效，Ng55、56为二向受效，Ng61层虽然没有注采对应但边底水能量非常强。
该井地层能量充足，相邻油井CB11D-4，CB22G-P2均具有产液量大，含水较高的特点。
但自08年8月生产以来日液能力一直较低，认为该井近井地带存在一定程度的堵塞，建议对其实施解堵。
埕岛中心三号平台注水罐罐底防腐优化设计
埕岛中心三号平台注水罐罐底防腐优化设计【摘要】本文通过对以往海上平台储罐与甲板连接方式的分析，对埕岛中心三号平台注水罐罐底进行了优化设计，采用了防水裙结构，对于保障海上平台设备长周期健康运行具有重要意义。
【关键词】罐底；甲板；连接；防水裙；优化设计1.项目背景埕岛油田目前年产原油270万吨，担负着胜利油田增效上产的重要任务。
埕岛油田正在进行二次加密注水开发，按照油藏部署，埕岛油田注水量将会在现有基础上进一步提高，以提高地层能量增加原油产出。
中心三号平台是埕岛油田新建的一座多功能综合平台，建有规模为3.8×104m?/d注水站，站内建有两座700m3注水罐，担负着主体区域多座卫星采油平台的注水任务。
目前埕岛油田已建的中心一号、中心二号平台注水罐经过多年运行，受到海洋环境影响，罐底腐蚀严重，且由于原结构连接形式不合理，海上施工难度大、维护成本高，一直未得到妥善维修。
为了中心三号注水系统的长期健康运行，面对恶劣海洋环境的腐蚀，优化研究注水罐罐底与甲板的连接结构及防腐设计具有重要意义。
2.海上平台工作环境分析由图1可见：钢结构在海洋环境中腐蚀最严重的部位是在平均高潮位以上的飞溅区。
700 m3注水罐罐底正是处于飞溅区与海洋大气区分界处，储罐罐底往往与基础相互接触，且罐体不易搬动，因此储罐罐底泄漏往往具有很大的隐蔽性，泄漏后不易找漏，而且找漏成功率不高。
一旦发生储罐罐底泄漏事故，就不得不停止该储罐的运行。
这样不但由于延误工期造成直接经济损失，而且对于海洋环境的污染更是不能忽视。
海水含有自然界中最丰富、最具腐蚀性的电解质。
，海水与空气又不断接触，含氧量最高，含盐量充分，因此，罐底与甲板间的密封以及防海水腐蚀成为设计中需慎重考虑的要点。
3.优化设计分析在过去设计的海上平台立式储罐中，最常用的罐底与甲板连接有两种，一是采用陆上的惯用做法-沥青砂作为罐的基础，另外一种则是采用罐底与甲板连续焊接。
3.1 沥青砂基础的优劣分析采用沥青砂基础的设计初衷是沥青有一定弹性，无论罐底及第一圈罐壁板下部内缩或外伸，均能保证伸缩缝饱满，从而将保温层（外保温储罐）或罐壁（无保温储罐）下排的水过渡至围堰之外沿基础护坡流走。
埕岛油田大斜度、长裸眼固井前循环洗井技术措施
埕岛油田大斜度、长裸眼固井前循环洗井技术措施大斜度、长裸眼固井难题，一直是困扰固井质量的一个难点。
对于大斜度、长裸眼井而言，因固井前循环清洁井眼不彻底造成的易蹩堵甚至造成漏失，水泥浆低返，漏封油气层，造成一次固井失败。
本文分析并应用了通过现场的技术措施，做好井眼的清洁，提高了固井质量。
标签：大斜度；长裸眼；蹩堵；循环清洁；固井质量固井作为钻、完井中不可缺少的一个重要环节，其特殊性和重要性，已得到一定程度地認知。
影响固井质量的原因有很多，包括井身结构不合理造成的漏、喷、塌、卡；井径扩大率超标，严重的“糖葫芦”井眼；长封固段或者循环不彻底造成的易蹩堵、易漏；水泥失重易引起的窜槽；套管居中度不足以及泥浆和水泥浆的配伍等。
其中有些是固井前已经完成的，是不可控的，有些是可以通过技术手段来改良的，比如大斜度、长裸眼给固井造成的易蹩堵、甚至漏失的问题，可以通过采取技术措施，尽可能的清洁井眼，为固井创造良好的界面胶结条件。
1 埕岛油田大斜度、长裸眼井现况近年来，在埕岛油田老区块部署的丛式开发加密井，很多是由于老井绕障和尽可能地穿越油层，从而在井斜和井深上有更大的延伸，大斜度、长裸眼井的数量明显增多。
比如CB22FC-13、-10井CB6GA-8、-10等几口井，裸眼长度均在2200以上米，稳斜段很长，井斜都在60度以上。
如何在固井前充分循环，使环空携砂干净，是固井面临的主要难题。
井眼保洁问题几乎总是伴随着钻大斜度定向井而来的，钻井过程中如果泥浆中加入高黏携屑剂、高机械钻速、大排量、频繁短程起钻和采用润滑剂这些传统方法，是可以实现钻井过程中得到较洁净的井眼的。
然而在下套管过程中，势必又会造成井底很多沉砂，如何在固井前再还原井眼的清洁程度是必要的，一个干净、畅通的井眼，是固井质量好坏的前提，实验表明，60度的井斜，固井循环时砂子是最难携带的，同时面临“糖葫芦”井眼、井径扩大率偏大等问题。
2 大斜度、长裸眼井固井难度分析①研究表明，在45°以上定向井中，岩屑的沉降和下滑与直井和小斜度井的情况相同，但由于其钻具在井眼的偏心状态，大量岩屑会很快沉向下井壁形成岩屑床。
埕海油田电泵井节能技术应用与研究
结合现场 生产经验 ， 电泵允许最 小排量一 般为 ３ ０ ｍ ３ ／ ｄ ， 否则 将不 能保证 电泵正常运行 。 表 １ 埕海油 田低液量井分布情 况（ 口）
关键词 ： 电泵 井； 系统 效率； 节能技 术 ； 应用
１埕 海 油 田 目前 能耗 现状
《 资源节约与环保》 ２ ０ １ ４年 第 １ 期
表 ３ 电泵井排量降低情况统计表
年投入产出比为 １ ： １ ． ６ ４ ， 且防蜡涂层油管继续有效， 可重复使用。 张海 １ ０ １ Ｍ ２ 一ｔ ｚ ｌ 井试验应用防蜡器进行清防蜡 ， 自 使用 防蜡 器 以来该井清蜡周期延长 。 ３ ． ３ 节能新工艺新技术试验应用与研究 表 ５ 数控往复式潜油泵与潜油电泵对 比分析表
２高能 耗原 因分 析
影 响能耗 的因素很 多 ， 归纳起来造成 能耗高系统效率低 的主 要 因素是 ： 电泵 参数配置不合 理（ 电泵排量偏 大 、 电机功率 偏大 、 沉没度偏大和有效扬程小 ） 、 油井低产液 。
２ ． １井 下机 组 的效 率 低
２ ． ３其 它 因 素
原 油粘度增大 、 泵轴 或 电机轴 发生机械摩 擦 、 油井 出砂 和结 垢、 高含水等也是造成 电泵井能耗较高 的因素 。
３埕 海 油 田节 能 技术研 究 应用
３ ． １持续优化举升工艺设计 ， 提高系统效率 结合检泵 ， 根据地层供液状况优化 下泵 深度 ， 优化 电机 占 １ ０ ％左右 ， 电缆能耗损失
和 电泵机组能耗损失 占 ９ ０ ％左右 ， 因此提高 系统效率 的关 键是要 优化 电泵排量 ， 优化 电泵扬程 ， 提高系统效率 ， 实现节能 降耗 。 提高井下机组 的效率 ， 从而达到节能降耗的 目的。 ３ ． １ ． １ 优化 电机功率 ２ ． １ ． １ 离心泵实际排量与额定排量之间存 在着一定 的差距 通过 分析 ， 对埕海油 田电机 负载率较低 的 ５口井 ， 结合 检泵 降低 电机 功率 ， 共降低 １ ７ ０ Ｋ Ｗ 电机功率 ， 提高 电机运行效 率 ， 节
埕东油田西区泡沫复合驱油研究与设计的开题报告
埕东油田西区泡沫复合驱油研究与设计的开题报告题目：埕东油田西区泡沫复合驱油研究与设计1.项目背景埕东油田西区位于中国海南省西部，是一个重要的油田，产量逐年增加。
但由于地质条件和原油性质的特殊性，传统的采油方法难以满足需求。
因此，需要寻找一种新的采油方法，以提高采油效率，并确保采油安全。
泡沫复合驱油是一种新型的采油方式，特别是对于含有高粘度原油和高含水层的油田有着显著的优势。
本项目将对埕东油田西区的泡沫复合驱油进行研究和设计，以提高油田的采油效率。
2.研究内容本项目将包括以下几个方面的研究内容：（1）分析埕东油田西区的地质条件和原油性质，确定采油的难点和主要问题；（2）研究泡沫复合驱油的原理和机理，分析其在该油田的适用性，确定该采油方法的优势和局限；（3）设计泡沫复合驱油的实验方案，包括泡沫配制、分布规律、注入量等，以验证该采油方法的可行性和有效性；（4）对比传统采油方式和泡沫复合驱油的效果和成本，确定后者的经济性和环保性；（5）结合实际情况，设计出适合该油田的泡沫复合驱油方案。
3.研究意义通过对埕东油田西区泡沫复合驱油的研究和设计，可以针对该地区的特殊条件和问题，提出一种新的采油方法，从而提高采油效率，增加油田产量，减少能源浪费。
同时，该方法具有经济性和环保性等优点，可以保护环境，确保采油过程的安全可靠性。
4.研究方法本项目将采用实验室试验、野外调查、文献研究、数值模拟等多种研究方法，从而全面地了解埕东油田西区的地质特征、原油性质、成藏条件等情况，设计出适合该地区的泡沫复合驱油方案。
5.预期目标本项目的预期目标如下：（1）对埕东油田西区的地质特征和原油性质进行分析和研究；（2）了解泡沫复合驱油的原理和机理，确定其在该油田的适用性和优势；（3）设计泡沫复合驱油的实验方案，验证该采油方法的可行性和有效性；（4）确定适合该油田的泡沫复合驱油方案，提高采油效率和产量，减少能源浪费；（5）确保采油过程的安全可靠性，保护环境，提高经济性和环保性。
埕岛油田中二区测调示范区的应用及效果
2019年第12期【摘要】在油田开发中，分层注水工艺技术的不断提升是油田实现“注足水”、“注好水”，控制含水上升速度，减缓产量递减，提高水驱开发整体效益的关键。
但随着油田开发难度的不断加大，常规注水工艺已不能够满足油田开发的需要，为此埕岛油田引进了测调一体化分层注水工艺技术。
在中二区的CB25G井区推广实施，通过建立测调示范区，优化测调方案、配产配注，并针对测调出现的问题认真分析，制定出合理的措施方案。
有效提升了“三率”、改善水驱开发效果。
【关键词】测调一体化分层注水；控水；提升“三率”一、基本情况及开发现状埕北25G测调示范区位于埕岛油田主体馆陶组中区中部，是在前第三系潜山背景上发育起来的大型披覆构造，有着良好的油气成藏条件。
属河流相砂岩油藏，纵向层多、层薄，平面上砂体横向变化大，且原油性质较差，属常规稠油油藏。
CB25G井区是2011年中二区加密井网调整阶段的新井，控制储量大，地层压力保持较高，注采矛盾突出。
地层统层后对该井区的地质情况取得了新的认识，根据新的小层数据和小层平面，及时分析该井区的井网注采和连通状况，针对25G测调示范区注采矛盾突出，含水上升速度过快，为了减缓产量的递减，通过建立测调示范区，运用测调一体化技术，加大注水井测调力度，根据示范区油井的压力、产量、含水变化及时调整注水井各层段的配注量，通过提、控结合、均衡注水流线，改善水驱开发效果。
CB25G测调示范区储层平均孔隙度为31.1%，平均渗透率为2.661×10-3μm2，层间渗透率变异系数为0.935，渗透率级差134.6，层间非均质性严重。
中二区Ng1+2-6砂组均含油，含油井段最长277m。
地层油水关系复杂，纵向上有9套油水系统，其中最主要的油水系统为52-61单元，油水界面为-1445m，属高孔高渗常规稠油岩性构造层状油藏。
二、开发中存在的问题2.1油藏非均质性严重埕北25G测调示范区是典型的河流相砂岩油藏，储层埋藏浅，胶结疏松，物性好，平均孔隙度31.1%，平均空气渗透率为2661×10-3μm2，属高孔高渗储层。
海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组为例
海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组为例王增林;宋新旺;祝仰文;窦立霞;邢爱忠;陈伟【摘要】化学驱是在平台有限期内提高海上油田采收率的有效手段,相比单一聚合物驱,二元复合驱具有更为快速和更大幅度提高彩收率的特点.针对埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组,设计了二元复合驱油藏工程优化方案;针对海上平台配注水水质差,离子成分复杂,研制了速溶高效抗盐二元复合驱油体系;针对平台空间狭窄,简化了二元复合驱配注流程,研制了高效小型化设备,不但提高了自动化程度,减少了平台操作,还降低了安全环保风险,形成了高效集约化海上配注工艺;针对先导试验区储层出砂严重,层间矛盾突出,研制了低剪切注聚防砂管,形成了低剪切分层防砂分层注入工艺技术,整套管柱粘度保留率高,分层配注准确,可满足海上安全环保要求;形成了海上油田大幅度提高采收率关键技术,并首次在埕北1区示范工程区开展了二元复合驱先导试验.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2014(021)002【总页数】5页(P5-9)【关键词】海上油田;提高采收率;二元复合驱;配注工艺;分层防砂;埕岛油田【作者】王增林;宋新旺;祝仰文;窦立霞;邢爱忠;陈伟【作者单位】中国石化胜利油田分公司,山东东营257001;中国石化化学驱提高石油采收率重点实验室,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中国石化石油工程设计有限公司,山东东营257026;中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000【正文语种】中文【中图分类】TE357.43（1.中国石化胜利油田分公司，山东东营257001；2.中国石化化学驱提高石油采收率重点实验室，山东东营257015；3.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015；4.中国石化石油工程设计有限公司，山东东营257026；5.中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营257000）海上油田产量的持续增长已成为石油产能接替的重要组成部分，随着勘探难度的增大，海上油气资源的高效开发日趋重要，发展海上油田大幅度提高采收率技术方法势在必行［1］。
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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。
在油田注水后，层间矛盾依然十分突出，中低渗透层动用程度差，
油田含水率迅速上升，稳产状况受到严重威胁。油田开发层系划分
得过细，需要耗费大量人力物力，相应地也要增加大量投资，开发
中没有任何效益，于整个油田开发无益。nm、ng5原油流度相差太
大，合采将产生严重的层间干扰，地饱压差差异大，明化镇2.9mpa，
馆5为7.7mpa；合采时明化镇将较早脱气，nm和ng5含油井段太
长（250m左右）不宜合采，因此，246井区采用二套层系开发。该
层系具备稳定隔层，且厚度在5.0米以上，层系内具备一定的油层
厚度和地质储量，单井油层厚度大于10.0米，地质储量大于100
万吨，层系内油层物性、流体性质、压力系统、构造形态基本接近，
层系内应具有一定的生产能力，米采油指数大于0.5t/dmpa·m。3.2
开发方式的确定
通过对246井区的详细研究，nm在注水与不注水的情况下，累计
采油量相差不是很大（如图1），由此可以断定nm边水能量充足，
可以依靠天然能量开发，不需要注水，ng5的情况就完全不同，注
水与不注水对采油量的影响很大（如图2），因此，可以判断出ng5
的边水能量不足，必须依靠注水补充能量开发。
3.3 合理注采比的确定
油田开发方式主要取决于油藏可利用的天然能量大小，它与油田
的地质条件、流体性质、水体大小，边底水活跃程度以及采油速度
等有关，研究工区油藏未见边底水，天然能量开发采收率低，产量
递减快。根据经验，应选择在饱和压力附近注水，根据埕岛油田主
体区块开发经验，埕北246块馆上段油层选择在10 mpa左右注水，
注采强度比2.2-3.6，平均注采强度比2.8，初期合理注采井数比1：
2，中高含水期可调整为1：1.5-1：1，按同步平衡注水，扣除外溢
损耗等，合理注采比确定为1：1.2（图3）。
3.4 开发井网
合理的注采井网，是关系到油田高产稳产的关键因素之一，它需
要综合地质条件、生产要求和经济效果等多方面因素进行全面考
虑，本着少井高产的原则，最大限度地适应油层情况和提高原油采
收率，在此基础上力争较高的采油速度、较长的稳产时间和较好的
经济效果。合理的井网能控制较多的地质储量，能使主要油层收到
充分的注水效果，既能实现合理的注采平衡，又能便于以后的开发
调整。定向井的储量控制程度高，地质风险较小，易形成均匀注采
井网，大井斜井储量控制程度较高，地质风险较小，不易形成均匀
注采井网，水平井的储量控制程度较低，地质风险较大，初期以定
向井为主，提高储量控制程度，降低地质风险，储集砂体为河流相
和扇三角洲水下分流河道沉积，呈条带状分布。采用三角形井网对
油层的控制程度高、波及系数高、采收率高。
图3 不同含水阶段合理油水井数比
4 结束语
埕岛油田246块为普通稠油油藏，但纵向各小层原油粘度变化较
大，在开发过程中应采取不同的开发方式。采用10 mpa左右注水，
平均注采强度比2.8，三角形井网对油层的控制程度高、波及系数
高、采收率高。
参考文献
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