精细注采调整,实现海上油田提质增效
海上油田改善水驱效果的主要做法海洋
（二）加强水质水量控制，打牢生产基础
埕岛油田水样分析数据
试样 海水 水源井 采出水 pH值 8.0 8.3 8.1 CO3 mg/L 64.0 447.9 61.0
2-
HCO3 mg/L 382.2 861.9 737.0
-
Cl
2+ Mg
2+ Ca
mg/L
17705.2 3661.9 1649.0
（一）加强队伍制度建设，打牢管理基础
2014年注水重点工作安排
目标 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 项目名称 32A注水系统建设 1A-1F注水海管 812注水系统建设 中心三号污水系统建设 中心二号注水泵改造 中心二号注水罐更换 中心二号污水系统改造 CB11N平台增压泵安装 注水井治理 作业时套管检测 注水高压胶管整改 老流程和设施维护 注水药剂统筹优 CB32A水源井结垢分析 海六联污水系统改造 一体化平台三缸泵洗井 注水海管冲洗 研制高效洗井撬块 注水系统硫化氢治理 井组平台加装洗井流程 主要内容 安装金刚砂过滤装置 实现中心二号、中心三号管网更充分的调水。 拆除旧罐，安装精细水处理与注水装置 气浮装置招标，制作和安装调试 拆除4台120方注水泵，安装两台350注水泵 中心二号注水罐更换 压力斜板沉降罐作为混凝沉降罐。 安装增压泵 带套压且注水量突增的注水井分步检测治理。 超过8年的注水井作业时检测套管。 对在用注水高压胶管进行治理。 对老旧流程、管线和储罐等进行检修。 注水药剂优化，统筹管理。做好生产监控。 筛选合适的阻垢剂并在进水处理系统前投加 海六联过滤器前加混凝沉降罐 用三缸泵洗井，出水进油流程或污液船 对所有注水海管逐段冲洗 研制高效洗井撬块 注水系统硫化氢治理。进行现场应用试验。 从靠船至井口铺设2条高压硬管线，一路洗井液进水线，一路为污 液反排进洗井船线。 负责部门 工程科 计划科 计划科 计划科 工程科 计划科 工程科 开发管理科 作业管理中心 作业管理中心 开发管理科 安全环保科 开发管理科 开发管理科 工程科 设备管理科 各生产管理区 开发管理科 开发管理科 计划科
海上油田注水井分层调配技术
海上油田注水井分层调配技术【摘要】海上油田注水井分层调配技术是提高油田开采效率的重要工具。
本文首先介绍了该技术的重要性，随后详细解释了其原理、应用范围、优势、核心技术以及案例分析。
通过分层调配，可以有效提高油井注水效果，优化油藏开采，减少能耗和成本。
技术的发展前景十分广阔，有望在海上油田开采中扮演更加重要的角色。
通过不断创新和优化，海上油田注水井分层调配技术将为油田开采带来更大的效益和收益。
【关键词】海上油田、注水井、分层调配技术、原理、应用范围、优势、核心技术、案例分析、发展前景1. 引言1.1 海上油田注水井分层调配技术的重要性海上油田注水井分层调配技术是海上油田开发中至关重要的一项技术。
随着石油资源的不断开采，油井逐渐进入中后期生产阶段，油田产量逐渐减少，水岩相封堵等问题逐渐凸显，为了维持油田的产能和延长油田的生产周期，注水井分层调配技术应运而生。
这项技术可以有效调整油井中的水和油的比例，提高采收率，延长油井的有效生产期，减缓油井产量下降的速度，对于维持海上油田的稳定生产具有重要意义。
海上油田注水井分层调配技术的重要性不仅体现在提高油田产量和采收率上，更重要的是可以减少油井的工作压力，延长油井的使用寿命，降低开采成本，增加油田的经济效益。
海上油田注水井分层调配技术的研究和应用对于保障海上油田的可持续发展和经济效益具有重要意义。
2. 正文2.1 注水井分层调配技术原理注水井分层调配技术原理是指根据油层特性和注水井的位置，合理调配注入的水，以实现最佳的油田开发效果。
这种技术基于地质勘探数据和井下监测数据，通过计算机模拟和优化算法，进行水体分层调配，使得注入的水能够最大限度地扩散到油层中，提高采油效率。
注水井分层调配技术需要准确了解油层的地质结构和流体性质，包括各层的孔隙度、渗透率和含油饱和度等，以确定每个层段的注水量。
根据不同层段的渗流能力和油水分布情况，合理安排注水井的井位和井网布局，使得注入水能够均匀地渗透到各个层位中。
孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果
孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果第16卷第5期2009年9月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyV o1.16.No.5Sep.2009孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果束青林,张本华,毛卫荣,王宏(中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)摘要:孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大,含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差,原油粘度高的特点,通过深化储层认识,优化注聚合物参数,强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集,水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密,低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.关键词:二类油藏;聚合物驱;稠油热采;储层构型;水平井;提高采收率;孤岛油田中图分类号:TE357文献标识码:A文章编号:1009—9603(2009)05—0052—04孤岛油田为大型整装稠油油藏,自1971年11月投入开发以来,针对不同开发阶段的特点和需要, 研究并实施了相应的开发政策和措施.2O世纪70 年代,针对天然能量弱的特点,实施了早期面积注水,周期性注采调配措施,使油田采收率由弹性溶解气驱的5%提高到19.4%.在中高含水期,针对层间干扰日趋严重,实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术,使油田水驱采收率达到29.6%. 20世纪90年代,油田进入特高含水期,针对采收率低的问题,通过应用化学驱和稠油热采技术…,加快了油田驱替方式的转变,强化储层精细描述,使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列,到2008年12 月,整体采收率达到了37.5%,其中主体化学驱单元采收率达到55%～60%,稳产期比预测值延长了8—9a.对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值.1二类油藏聚合物驱油配套技术在特高含水期,孤岛油田主体油藏水驱开发采收率为35%～45%,"九?五"期间,第1批聚合物驱推广项目取得成功,提高采收率7.8%.但从资源量评价来看,孤岛油田二类油藏聚合物资源量达到1.3×10t,占油田聚合物资源量的62%.相对于一类油藏,二类油藏油层发育状况差,非均质性强,断裂系统复杂,地层原油粘度为50—130mPa?S.对聚合物产品的耐温性,抗盐性,增粘性以及开发技术适应性提出了更高的要求.因此在总结深化一类油藏聚合物驱油技术的基础上,针对油藏特点,实施了二类油藏聚合物驱油技术.1.1注聚合物前期注采井网完善针对二类油藏储层的特点,实施了二类油藏低序级断层识别,非线性测井约束储层反演,储层构型研究_3J,干扰试井分析,示踪剂分析等技术,为二类油藏注聚合物前期注采井网完善奠定了基础.在深化油藏连通性认识的基础上,注聚合物前通过实施更新或大修事故井,扶停注停产井等措施,使注聚合物单元注采对应率大幅度提高,为聚合物的正常注入奠定了基础.1.2注聚合物参数优化注聚合物参数的优化首先是优化注聚合物质量浓度,发展配套聚合物增粘,保粘技术.研究表明,粘度比为0.15～0.5,地下聚合物粘度不低于16mPa?S,提高采收率幅度较大』.孤岛油田对聚合物粘度,质量浓度进行了优化,注聚合物质量浓度由一类油藏的1800mg/L提高到二类油藏的2000mg/L,提高了粘度比,矿场实施时,选用增粘效果较收稿日期2009—07—31;改回日期2009—08—27.作者简介:束青林,男,教授级高级工程师,2005年毕业于中国科学院构造地质学专业并获博士学位,从事油田勘探开发工作.联系(0546)8885581,E—mail:sql@slof.COIn.基金项目:中国石油化工集团公司科技攻关项目"厚油层挖潜配套技术"(P03027) 第l6卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果?53? 好的聚合物产品,根据聚合物粘浓关系,优化了聚合物质量浓度,保证了粘度比,满足了二类油藏注聚合物条件.同时,还发展配套了聚合物增粘,保粘技术,目的是改善水质,减少矿化度,细菌及氧对聚合物的影响.其次是优化聚合物用量.一类注聚合物单元的最佳聚合物用量为500PV?mg/L,由于二类油藏注聚合物后段塞形成质量较一类油藏差,二类注聚合物单元最佳聚合物用量达到800PV?mg/L,同时,针对中一区馆3—6等正注聚合物单元,进行二元驱方案与追加等价聚合物驱方案的对比优化后,注入0.2倍孔隙体积的二元驱段塞j,提高采收率幅度由7.19%上升到9.86%.通过注聚合物参数优化,保证了孤岛油田聚合物段塞质量,延长了聚合物的见效高峰期.1.3解堵增注针对二类油藏油层发育差,低液井,欠注井多的问题,通过砂体连通性认识,配套了解堵工艺.治理欠注水井时,对储层条件差的采用上增压泵;对聚合物堵塞造成的采用解堵增注;对出砂造成的采用换管柱防砂;2008年治理欠注井47口,平均单井日注水量由61m上升到95m.治理低液井时,对地层条件差的采用混排,高压地填;对聚合物堵塞造成的采用声波助排解堵;对金属防砂管堵塞造成的采用高压旋转水射流解堵;对油层打开程度不够完善造成的采取补孔或复射孔;2008年开始共治理低液井178口,增液幅度达12%,单井增油量为2.8t/d,累积增油量为6.5X10t.1.4组合堵剂和段塞式调剖针对中-'tL,东区等储层发育好,原油粘度大,大孔道发育的二类油藏低油压井和高见聚井多的问题,开展储层非均质的表征,通过精细储层表征,示踪剂,干扰试井,动态分析等手段,对大孔道进行了识别,形成高渗透条带识别技术_3(图1),形成注聚合物不同时期堵调工艺技术,配套发展了组合堵剂, 图1孤岛油田示踪剂测试大孔道段塞式调剖技术,坚持注聚合物前封堵大孔道;注聚合物过程中防窜,降低出聚浓度,注聚合物后调剖高渗透带."十?五"以来,共实施46口井,降聚幅度达90%以上,含水率下降了3%一25%,平均有效期为292d,累积增油量为6.65X10t.1.5聚合物驱全过程动态跟踪治理注聚合物初期主要是开展以完善注采并网和大剂量调剖为主的前期综合治理,保证形成优质段塞, 确保注聚合物质量.注聚合物中期主要立足于扩大波及体积和油井见效范围.后续水驱阶段采用分层注水的注入方式,把握分层注水时机,保持合理注采比,初期选择性提液,放大生产压差,减缓油井液量下降速度,治理窜聚和不见效井;中期加强以提高分层注水合格率为主的注采调配,控制含水上升;后期实施以提注提液为核心的精细注采调整,减缓了产量递减."十?五"以来,投入8个注聚合物项目,覆盖地质储量为12437X10t.单元采收率大幅度提高(6%～12%),聚合物驱后采收率达到50%～55%;降水增油达到一类油藏效果,综合含水率比注聚合物前下降8%～15%,峰值单井无因次日产油量为2.5～3.0,实现了聚合物增油的接替,截至2008年12月,累积增油量为977X10t,累积注入干粉为22.0X10t,吨聚增油量为44.4t,年增油量保持在80X10t左右.2稠油热采配套技术孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼,分为馆3一馆4,馆5和馆6共3个稠油环;具有油层厚度薄,原油粘度分布广,储层埋藏深,泥质含量高,出砂严重,受边底水和注入水影响大的特点,属河道砂稠油油藏.经过"九?五"的强化开采,孤岛油田稠油热采老区已进人中高含水,多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势.在精细油藏描述和剩余油研究的基础上,综合评价稠油热采生产动态,根据不同类型的剩余油,实施了井网加密,低效水驱转热采,水侵治理等技术,提高了稠油采收率.2.1稠油环井网加密数值模拟,新井,取心井资料分析表明:稠油热采蒸汽吞吐加热半径有限,仅为50—60m,但井间剩余油富集,具有加密潜力.孤岛油田馆5稠油环具有油层发育好,大片连通和储层物性好的特点,开发初期,采用200mX?54?油气地质与采收率2009年9月283m反九点法基础井网进行开采,采收率仅为9.6%."十?五"以来,通过剩余油分析和优化部署,馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密(图2).投产一次加密井128口,新增可采储量为282X10t,单井控制储量由15.6×10t降低到7.6×10t,采收率达到35.7%,提高了13%.今后,馆5稠油环将开展高含水高轮次吞吐转化学蒸汽驱先导试验』,为进一步提高采收率寻找技术接替.图2孤岛油田馆5稠油环井网加密示意馆6稠油环油层具有油层厚度薄(5—6m),层内夹层变化大,储层非均质性强,油水关系复杂的特点.为了最大限度提高储量动用程度,根据馆6稠油环储层层内夹层发育特征,实施了水平井与直井联合优化加密.截至2009年6月,馆6稠油环实施联合布井加密87口(其中水平井15口),热采水平井产量为周围同期投产直井的2～3倍;含水率降低了5%一15%.新增可采储量为304×10t,平均单井增加可采储量为3.4×10t.单井控制储量由22.9×10t降低到9.9×10t,采收率达到27%,提高了15.5%.2.2低效水驱转热采西南部馆3一馆4砂层组地层原油粘度为1200～3000mPa?s,馆5一馆6砂层组为4000～6500mPa-s,馆5一馆6与馆3一馆4砂层组合采, 采收率低于15%.在开展孤岛油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上,选择馆5一馆6层系地层原油粘度大于3000mPa?s,有效厚度大于8m,净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发.于2002--2008年开展了低效水驱转热采先导试验和工业化推广,建成了南区馆5一馆6,西区馆5一馆6稠油单元,动用地质储量为1217×10t,实际建成产能为27×10t.新钻热采井122口,增加可采储量为181×10t,单井控制储量由28.5X10t降到8.3×10t,年产油量达到29.4×10t,采收率达到21.1%,提高了16.7%.2.3防砂解堵一体化技术馆3一馆4稠油环泥质含量高达15%～20%,注汽过程中地层堵塞严重,注汽压力高(平均为15.2MPa),周期内生产时间短,产量下降快.研究结果表明,注汽对储层的伤害较严重,主要影响因素为水敏,盐敏及速敏.在储层伤害机理认识的基础上,实施了改善储层伤害的措施:添加热采助剂,减少油层伤害,降低注汽压力;应用高温防膨剂处理近井地带,注二氧化碳补充地层能量,注油溶性降粘剂和驱油剂降低注汽启动压力.馆3一馆4稠油环通过配套工艺措施和井网的扩边,共钻新井261口,新增可采储量为617×10t, 单井控制储量由28.0×10t降到8.7×10t,采收率达到24.2%,提高了21.1%.2.4氮气泡沫调剖孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用,在开发过程中,针对不同时期,不同部位水侵方式与作用的差异,采取了"排, 停,堵,避"相结合的综合治理水侵技术."堵"即优选热采区含水较高的热采井实施高温封堵,降低单井含水率.近几年,重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术J,共实施55井次,平均单井增油量为4.8 t/d,含水率下降了12.3%,措施有效期为350d,效果显着.通过水侵综合治理,热采老井自然递减率由20.9%下降到16.9%,含水上升率由3.20%下降到1.36%,增强了油田稳产基础."十?五"以来,孤岛油田围绕提高采收率目标,配套完善稠油热采技术,年产油量上升到116.6×10t,是"十?五"初期的2倍,采收率提高到24%,提高了13.8%.3储层刻画技术3.1河道砂储层构型和空间剩余油描述技术利用层次分析,模式拟合等方法,一方面由点到线,由线到面,建立精细的储层平面建筑结构模型,揭示储层平面结构非均质性;另一方面建立了构型约束下的精细三维地质模型,重点揭示了厚油层层内夹层的空间分布特征(图3).明确了曲流河受泥质侧积层与韵律性控制,点坝内部侧积体上部剩余油富集;而辫状河受平行层面夹层和韵律性控制,剩余油在油井附近的顶部富集,但夹层钻遇和射开方式对富集程度影响较大(图4).●第16卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果,?55? 25口,新增产能为7.0×10t,已投产了8口井,平均单井产油量为9.3t/d,含水率为78.5%,预计采收率提高到22.5%,实现了稠油水淹层顶部水平井挖潜的突破.储层刻画技术的研究与应用,为水平井挖潜提供技术支撑.共指导实施水平井挖潜114井次,投产后产量是直井的3倍,含水率为10%一40%,累积增油量为88.8×10t,提高调整区采收率3%～5%图3孤岛油田辫状河层内夹层空间展布4结束语图4不同射孔方式下孤岛油田辫状河剩余油饱和度变化3.2水平井挖潜提高采收率配套技术2002年,首先在孤岛中一区馆5层中9一平9井获得突破之后,在中一区馆5.层整体部署15口水平井的基础上,2008年又在中二中馆5单元部署水平井10口,获初期单井产油量为21t/d,含水率为65.3%的好效果,单元采收率达56.1%,提高了3.8%.正韵律厚油层水平井受剩余油分布的影响,主要包括受隔夹层控制的正韵律厚油层顶部,受射开方式影响的厚油层下部和受流体非均质性影响的层间3种类型.中二北馆5单元稠油边部自1994年投入开发以来一直采用直井开发,受边底水影响剧烈,加剧了底水锥进,采出程度低(13.2%),形成高含水(97.5%),高剩余油区(剩余储量丰度为150×10t/km),预测采收率仅为14%.中二北馆5单元通过储层构型与隔夹层展布研究结果,充分利用隔夹层抑制底水锥进作用和废弃河道及边缘相带抑制边水推进作用,2008年整体部署水淹层顶部水平井孤岛油田开发实践表明:老油田进入特高含水期开发期后,必须不断创新,采取聚合物驱,稠油热采,储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率.今后,要综合运用多种技术手段,充分挖掘油藏潜力,积极开展复合化学驱,蒸汽驱,空间储层刻画等新技术的试验与推广,挑战60%～65%的采收率目标,同时为同类油田的后期开发提供良好的借鉴.参考文献:[1]霍广荣,李献民,张广卿,等.胜利油田稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版,1999.[2]廖广志,王启民,王德民.化学复合驱原理及应用[M].北京:石油工业出版社,1999:18～33.[3]刘建民,束青林,张本华,等.孤岛油田河流相厚油层储层构型研究与应用[J].油气地质与采收率,2007,14(6):1—4.[4]于丽,孙焕泉,肖建洪,等.羧酸盐类Gemini表面活性剂二元复合驱配方的研究[J].油气地质与采收率,2008,15(6):59—62. 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油田注水开发后期提升采油率的技术措施_2
油田注水开发后期提升采油率的技术措施发布时间：2022-05-06T06:21:49.607Z 来源：《工程管理前沿》2022年第8卷2期作者：董健苏会军丁绪良[导读] 为保持或提高油层压力，油田企业常采用油田注水方式开发油田。
在油田注水开发环节，董健苏会军丁绪良中国石化胜利油田桩西采油厂采油管理一区山东东营，257237摘要：为保持或提高油层压力，油田企业常采用油田注水方式开发油田。
在油田注水开发环节，合理选择注水时机，科学应用注水开发技术是提高采油率的关键。
以提升油田注水开发采油率为目标，结合油田注水开发现状和实践经验，对油田注水开发后期提升采油率的措施进行探讨。
关键词：油田注水开发；注水时机；石油开采；采油率；技术措施中图分类号：TE357文献标识码：A引言石油是人们生产生活中不可或缺的能源，作为石油供给与应用的源头，油田开发一直备受关注。
随着油田开发规模扩大及开采时间增长，许多油田都出现了油层压力不足的问题，对石油开采造成极大阻碍，为保障开采质量石油企业往往会选用油田注水方式。
不过，油田注水也并非一劳永逸，强化采收技术措施优化，保持注水开发后期的采油率，仍然是油田企业的关注重点。
1油田注水开发方式概述1.1原理与优势油田注水开发是一种获得较高采收率的采油方法，主要应用于开发时间长、地下亏空严重、油层压力低的油田。
这种开采方式的主要原理就是通过注水为地层补充能量，使油层压力保持在稳定可用或实现油层压力提升，最终实现油田高产稳产。
在实际应用环节，油田注水时机分为超前注水、早期注水、中期注水和晚期注水，而油田注水方式有边缘注水、切割注水、面积注水之分。
当前，油田注水开发已经成为石油开采的常规方法，在各大油田中均有应用。
应用油田注水开发方式，可以弥补油田一次开采后的后继无力问题，可基于人为干预重构地层环境和油田生态，进而为提高采油率提供辅助。
从现实角度来看，油田注水开发方式展现出了较为突出的二次生产辅助优势，在增强采油效率方面也具有独特价值。
浅谈青海油田精细注水夯实稳产基础
浅谈青海油田精细注水夯实稳产基础【摘要】随着油井开发的不断深入，开采的难度也逐渐加大，对油水井的管理工作也提出了更高的要求，在全球化的知识经济和社会主义市场经济条件下，企业管理模式已经成为油田企业发展的重要条件，企业的生产模式和管理模式也决定企业获得资源的产量，进而影响到油田企业的竞争和企业长期的稳定发展，而精细化注水的的管理模式，是一种科学高效的管理和生产模式，它对油田的开发和老井的稳产都发挥着重要的作用。
青海油田实施强化注水井精细管理，全面落实水井的增注、分注、大修等工作，油田注水进入精细注水时代，从注上水、注够水逐渐转变到注好水。
到3月23日，青海油田注水井开井597口，开井率86.4%，完成注水量176万立方米，比去年同期多注水18万立方米，原油综合含水下降0.27%，夯实了油田稳产的基础。
【关键词】精细化注水的成就应对措施必要性1 青海油田实施精益化注水所取得的成就目前青海油田一直把“抓注水、促稳产，实现油气田高效开发”作为油气生产的重点工作来抓，采油一厂也紧紧抓住尕斯油田水质达标和注水试验区示范工程，加强注水技术创新和攻关试验，提出水井免修期达到560天以上的工作指标。
采油二厂进行所管油区注水站和注水系统的部分更新改造，提高分注率和分层注水合格率。
采油三厂针对所管理油区不同的地质条件、油田注水状况及存在的问题，开展层系井组调整、油水井维护、流程改造等多方面研究，提高注水工艺技术水平。
使青海油田整体的注水项目实现了精益化。
2 青海油田实施精益化注水的应对措施（1）改善思想观念。
面对日益严峻的稳产形式，青海油田在全单位发出“今天的水就是明天的油”的发展口号，使这种观念深入每一个员工的内心。
（2）以老井为主开展注水新技术。
当前青海油田主要以老井的稳产作为主要的战略目标，全面分析单井产量下降的原因，牢固树立“油水并重，注水先行”的理念，开展以注水为核心的专项治理和技术攻关，科学配注，逐步实现了注上水、注够水的目标。
卫229块层间精细注采调整实施及效果
卫229块层间精细注采调整实施及效果卫229块到2014年底，综合含水86.8%，采油速度0.84%，地质采出程度30.52%，自然递减1009%，出现了井况变差、注入水优势渗流方向不清、分层动用差异大。
对此开展了层间精细注采调整，充分发挥各类储层开发潜力，达到提高储量控制和动用程度，保持油藏稳产。
标签：水驱动用；水驱采收率；油藏描述；稳产技术1油藏基本情况1.1地质概况卫229块位于卫城油田中部，是由卫2和卫35断层遮挡而成的断块油藏，断块内部又有多条次一级小断层，将卫229块分割成多个小块，断块内地层走向为北东向，倾向东南，地层倾角5°-20°。
含油面积0.6km2，地质储量64×104t，可采储量22×104t。
1.2开发历程及现状1.2.1开发历程（1）建产稳产阶段（1991.6-1996.6）。
1991年6月全面投入开发，初期部署油井5口，当年累积产油1.14×104t。
1992年3月，区块进入注水开发，能量得到补充，年产油量上升，随着区块井网进一步调整、加密，区块产量保持了相对稳定。
（2）产量递减阶段（1996.7-1999.5）。
由于受井况恶化的影响，区块地层能量下降，产量下降，开发效果恶化。
重点水井229-4、229-6出现事故，油井N229-6高含水关井等原因，产油量由1996年的1.48×104t下降到1997年的1.0×104t，年降产4800t。
（3）更新调整阶段（1999.6-2002.12）。
这一阶段通过对区块内重点事故井进行侧钻2口井（CC229-4、C3-7），更新2口井（N2-41、N2-40），在剩余油富集区部署调整井2口（229-9、229-10），提高了区块储量的控制程度，改善了区块的开发效果。
区块年产油由0.91×104t 上升到1.43×104t，自然递减由23.46%减缓到-26.23%，呈现了较好的开发形势。
夯基础 提效益 推动海上油田稳定发展
夯基础提效益推动海上油田稳定发展海洋采油厂以培育“健康油藏”理念为引领，围绕“井网完善、压力合理、流场均衡、注采协调”的目标，抓好油井作业、能量回升、三率提升、注采调整、电泵优化五项工作，夯实油藏稳产基础，贯彻落实突出质量效益的运行、决策、考核运行机制，提高开发效益，本文对此进行了详细论述。
标签：海上油田；稳产；增效1 工作完成情况（1）完善工艺，提升注水水质。
对海陆污水处理工艺与能力再认识：对海上中心平台、陆地站库污水处理能力和处理工艺进行深入分析，联合设计院、评估公司等单位，逐个平臺、站库查找系统不足，待海上开发规划确定后对系统能力扩建进行规划。
海六站污水处理系统改造：海六站污水处理系统改造工程完成后，悬浮物和含油指标分别由30mg/l、50mg/l提高至7mg/l、20mg/l。
（2）精细调配，均衡地下流场。
根据油水井生产动态变化及井区压力恢复状况，兼顾整体及局部、平面和纵向的矛盾，优化水井配注，加强非主力层注水，改变局部流场，实施水井调配80井次，增加日注水量1480m3。
（3）多措并举，提高层段合格率。
优化运行，超计划完成洗井工作量：克服海况恶劣及船舶紧张等困难，强化气象跟踪，优化计划运行，共完成洗井123井次，注水压力平均下降0.26MPa，减少欠注井6井次。
加强欠注井分析，提高酸化增注效果：通过开展“找准欠注层”工作，摸排酸化井号，开展酸化治理9口，注水压力平均下降4.8MPa，单井日增注水量34.9m3，提高层段合格率1.1%。
强化一体化运行模式，提高水井测调成功率：注水井分层测调30口，验证封隔器33个，测调成功率90%，增加合格层段7段，层段合格率提高1.6%。
强化作业，提高注采对应率：完成新井投注3口、转注1口、归位1口、检修1口，日增注587m3，增加注水层段12段。
2 采油工程提质增效工作（1）建立作业决策优化机制。
建立效益评价体系，确保单井最优：低油价下，按照“科学决策、精细管理、有效调控、效益开发”的思路，实现管理增效。
注水提质增效的方法及实践认识
４ ． ５建立洗井预警机制 ，强化注水井洗井工作
针对无反洗井流程 的注水井 ，通过罐车外排的方式洗井 ， 由于排量大 ，造成废液池无法快速排放 ，影响 了对 洗井过程 的控制和洗井质量 ，通过连接 管线至 最近油井管线上 ，有效 解决了注水井大排量洗井 的问题 。 注水井套压反映 了注水井的吸水能力，一般来说 ，吸水 量增加套压上升 ，吸水量下降套 压下降，因此 ，通过每 旬录 取套压 的变化可 以判断地层 的吸水状况，若注水量相同的情 况下套压 上升 ，说明由于地层 出砂等原 因导致地层吸水能力 下降，此时要启动水井洗井预警机制 ，对水井及时洗井 ，防 止砂 埋油层导致洗井不通 的现象发生 ，从而减少 水井欠注 ， 为注 采调配提供 了可靠 的保障 。 继续完善注水井 “ 一井 一策 ” 单井 管理措施台帐 ， 从地面、 并筒 、 地 下对欠注井进行分析， 制定合理 的洗井方式 ，提高洗井有效率 。 ４ ． ６酸化增注 针对地层堵塞 问题 ，对 地层进行 酸化处理 ，根据水泥车 试挤 解堵原理提 出了对堵塞 水井利用增压泵疏通 增注 措施 ； 利用震荡解堵 ，或对油层进行反复扩射，结合洗井方法 ，利 用防喷洗 井的方法解堵 。 桩１ ０ ６ － ２ １ － Ｘ ２ ３井在 ２ ０ １ ３年 ８月 出
１基本概况
老 河 口油 田包 含 桩 １ ０ ６老 区 、老 ｌ ９等 ２ Ｏ个 开 发 单 元 ， 探 明含油面积 １ ９ ． ８ ２ ｋ ｍ２ ， 地 质储 量 １ ５ ７ ０万吨， 可采储量 ４ ６ ４ 万吨，平均采收率 ２ ５ ． ３ ％，开发层系为 Ｎｇ 、Ｓ １ ２储 层，以 中高渗透为主 。油藏类 型为 复杂岩性和断块油气藏 。目前油 井开井 １ ０ ７口， 日产液 ５ ７ ８ １ ｔ ， 日产油 ４ １ ５ ｔ ， 综合含水 ９ ２ ． ８ ％， 注水井开井 ５ ２口， 日注水量 ４ ５ ３ ８ Ｉ ｎ ３ ，注采 比 ０ ． ８ ，处于中
海上石油“数智化”重构
海上石油“数智化”重构用科技重构海上石油生产运营全流程，从助力企业降本提质增效、保障国家能源安全，乃至推动全球海洋文明发展等方面都有重要价值。
文 | 本刊记者 王秀强千百年来, 人类对海洋文明的探索与发现不曾止步。
从农耕文明时代的江河探索、商业文明时期的海上商贸的繁荣、到大航海时代的世界秩序重构，海洋文明在历史的演绎中影响人类文明的兴衰。
海洋对人类而言不仅是渔人之利、舟揖之便，还有“蔚蓝色”的智慧。
美国著名海洋史学者林肯·佩恩在《海洋与文明》一书中认为，海洋史是世界史的一个分支，包括船舶制造、海上贸易、海洋探险、人类迁徙、海军战争等诸多主题。
及至近代，海洋不断为人类文明的传承拓展商贸合作、技术研发、资源开发的边界。
这其中，石油是海洋对人类最珍贵的馈赠之一。
1947年科麦吉石油公司在墨西哥湾路易斯安娜地区14 英尺水深中,建造了世界上第一座钢结构固定平台，并安装了离岸油井。
这是当代海洋油气工业开发的开端。
时至今日，数万个海洋石油平台如繁花般点缀在全球蔚蓝色的海域。
海上石油勘探开发生产技术日臻成熟。
伴随大数据、云计算、人工智能等现代信息技术持续迭代，现代石油工业正在与数字产业深度融合，成为推动中国实业振兴、迈向全球价值链高端的重要驱动力。
海洋石油生产平台不再是一个个信息孤岛，泛在感知、万物互联、海陆互通的数智化生态正在形成。
在国家“促进数字经济和实体经济融合发展”的战略下，中国海油垂先示范，编制《数字化转型顶层设计纲要》和《智能油田顶层设计纲要》，以秦皇岛32-6油田为试点，将“云大物移智”的技术精髓融入老油田生产，通过数智赋能、流程再造，在渤海湾重塑一个现代化、数字化、智能化新油田，开启中国海油海上油田数智化时代的新纪元。
油气数智化转型：国家战略、企业共识推动数字经济与实体经济深度融合是国家的重要战略选择。
数字化转型催生企业发展新业态新模式，已成为全球产业变革和企业结构调整的核心要素。
2019年以来，党和国家高度重视数字化转型工作，习近平总书记在多个重要场合对数字经济、智能制造、工业互联网和网络安全等工作提出了新要求。
围绕低成本 突出一体化推进海上油田高速高效开发
围绕低成本突出一体化推进海上油田高速高效开发面对依然严峻的生产经营形势，海洋采油厂继续强化低成本开发，实施“1561”海上油田提升工程，攻坚克难，创新提升，全力推进海上提质增效、提速提效、控本增效，为油田“战寒冬、求生存、谋发展”做出积极贡献，为此，本文进行了详细论述。
标签：降本；增效；提升0 引言面对“低油价、极寒期”，海洋采油厂树立科学开发、精细开发、效益开发理念，更加注重精细注水，更加注重一体化运行，更加注重技术创新，更加注重过程优化，不断增强海上可持续发展能力。
1 保效创效主要做法（1）持续加强精细注水，实现稳产提效。
为进一步提高水驱开发效果，实施了精细注水工程，通过强化“六个精细” ，夯实了油田开发基础，提高开发效益和质量。
精细地质研究：结合老区调整认识，精细储层描述研究，对埕岛馆上段587口井钻遇的单砂体细分，由原来30个小层进一步细分为35个小层，重新落实单砂体的井间连通状况和油水分布关系，为细分注水提供了依据。
精细分注工艺：精细做好分层改造，分层注水工作，实现了一次管柱分7段改造增注、单井6段细分注水，四段以上分注井由2015年的41口增加到50口，细分率由50.9%提高到55.1%，层段合格率由74.6%提高到76.8%。
精细水质处理：强化污水质量控制，提升注水水质，从源头、沿程、井口入手，建立“三控四清一洗”水质动态管理办法，推广污水水质专业化承包管理模式，实施加药方案优化，水井洗井233井次，同比增加62井次，水质达标率达到99%。
精细动态分析：加强单元目标化管理，完善3大类16项目标评价体系，实施二级管理，制订考核细则并落实到人，做到问题矛盾剖析清楚，动态变化准确预测，调控成效及时显现，上半年自然递减率6.4%，含水上升率0.6%，均控制在年度计划指标之内。
精细注采调配：针对平面注采不均衡、层间动用差异大、地层能量不均衡等三类矛盾，开展“五个结合”，制定九类措施，抓好“四项优化”，努力实现精确调配到小层。
基于大数据分析的海上多层油田精细开发实践——以渤海L油田为例
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）02–0044–06基于大数据分析的海上多层油田精细开发实践——以渤海L油田为例姜立富，徐中波，张章，李冰，孟云涛（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）摘要：针对常规数据分析方法自动化与智能化程度低，难以满足海上油田开发规律深度挖掘的需求,基于标准化数据平台建设和大数据程序开发，在渤海L油田开展了大规模、多专业和复杂生产规律下的油田开发数据的高效分析和应用。
结果表明，通过油井生产数据参数相关性分析和产液规律数据挖掘，可完成油井产液能力影响因素分析；综合储层物性与注采动态等多专业数据，可完成不同井区平面及纵向注水状况分析；结合油藏大数据体构建与机器学习方法，可完成优势产能潜力区域筛选。
研究成果直接应用于油田实际措施优选与方案优化后，达到了提高油田精细开发效果的目的。
关键词：大数据；产液结构；分层调配；井位优化；精细开发中图分类号：TE53 文献标识码：AFine development practice of offshore multi-layer oilfield based on big data analysis--by taking Bohai L oilfield as an exampleJIANG Lifu, XU Zhongbo, ZHANG Zhang, LI Bing, MENG Yuntao(Bohai Petroleum Research Institute, Tianjin Company of CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin 300459, China) Abstract:The conventional data analysis method has low degree of automation and intelligence, which is difficult to meet the needs of deep mining of offshore oilfield development law. Based on the construction of standardized data platform and the development of big data program, the efficient analysis and application of oilfield development data under large-scale, multi professional and complex production rules were carried out in Bohai L oilfield. The results show that through the correlation analysis of oil well production data parameters and the data mining of liquid production law, the analysis of influencing factors of oil well liquid production capacity can be completed. Through the correlation analysis of oil well production data parameters and data mining of liquid production law, the influencing factors of oil well liquid production capacity can be analyzed.Through the comprehensive analysis of reservoir physical properties and injection production performance data, the plane and vertical water injection situation of different well areas can be analyzed. Combined with reservoir big data volume construction and machine learning method, the region selection of dominant productivity potential can be realized. After the research results are directly applied to the optimization of practical measures and schemes, the purpose of improving the effect of oilfield fine development is achieved.Key words:big data; fluid production structure; layered deployment; well location optimization; fine development1 概述L油田位于渤海中部，为岩性–构造层状油藏，纵向上储层数较多，可达40余个小层，由于长期大段合采合注，注采矛盾突出[1]。
胜利油田海上机采工艺状况及发展探讨
胜利油田海上机采工艺状况及发展探讨近年来，通过老区综合调整、逐步完善注采井网、强化注水提高地层压力水平，新区坚持滚动开发思路，海洋采油厂年产油量呈现上升趋势，并逐步形成了相应的配套机采技术，本文就胜利油田海上机采工艺状况及发展作了详细论述。
标签：胜利海洋；机采工艺；探讨海洋采油厂管理着埕岛油田、新北油田，共发现七套含油层系，探明含油面积171.09Km2，探明地质储量3.9883×108t，其中埕岛油田储量占95.2%，主力油层为馆陶组。
近年来，通过老区综合调整、逐步完善注采井网、强化注水提高地层压力水平，新区坚持滚动开发思路，采油厂年产油量呈现上升趋势。
1 取得的成绩近年来，根据埕岛油田馆陶组提液、东营组低渗油藏深抽、稠油冷采、馆陶组多油层分层开采、水平井提液的要求，经过多年开发实践，逐步形成相应配套机采技术。
（1）馆陶组提液配套机采技术。
油层保护技术：过去埕岛油田完井工艺与EDC差距较大，近年来埕岛在新老区产能建设中学习EDC的做法，努力缩小差距。
井筒精细清洗：对于大斜度井如果洗井排量、液量不够，则井筒、油管中的泥浆、铁锈、油脂等杂质易进入地层造成污染，要求洗井液用量不少于200方，洗井返出液检测浊度值小于20NTU为合格。
管柱精细清洗：防砂施工前对充填管柱进行酸洗，减少铁锈、油脂进入地层；尽可能采用新油管施工，避免采用旧油管；必须采用旧油管，上井前要清洗油脂、铁锈、泥土。
（2）优化射孔工艺。
选用大枪大弹大负压工艺：采用127枪127GH弹、140枪140GH弹，40孔/米，地层负压4-5MPa，射孔后油气返出明显。
进行射孔泵抽测试联作：检查钻井完井期间油层保护水平，测试排液有利于井筒附近泥质及粉细砂排出。
（3）高速水充填防砂。
该工艺与国外高速水充填防砂工艺相同，先座封防砂封隔器，再丢手，然后充填防砂；可验证管外砾石充填高度，可进行二次补砂作业，施工安全，砂卡防砂管柱几率小；该工艺可提高炮眼及环空砾石充填密实程度，适用于大排量提液等。
海上油田注水井分层调配技术
海上油田注水井分层调配技术【摘要】海上油田注水井分层调配技术在海洋油田开发中起着至关重要的作用，能够提高油田开采效率和油田开采率。
本文首先介绍了海上油田注水井分层调配技术的重要性，然后详细阐述了其原理和方法。
随后给出了一些应用案例，验证了该技术的实用性和有效性。
接着分析了海上油田注水井分层调配技术的优势和挑战，指出了技术进步的前景。
通过本文的阐述，读者将对海上油田注水井分层调配技术有更深入的了解，能够更好地应用于实际工程中，提高海上油田的开采效率，实现良好的经济效益和环境效益。
【关键词】海上油田、注水井、分层调配技术、原理、方法、应用案例、优势、挑战、发展前景1. 引言1.1 海上油田注水井分层调配技术的重要性海上油田注水井分层调配技术是海洋油田开发中的重要环节，其重要性不可忽视。
通过合理的分层调配，可以实现对不同地层的注水量进行调控，提高注水效率，延长油田产能持续性，优化油田开发的整体效益。
海上油田注水井分层调配技术可以有效降低油田开发过程中的地层压力梯度，避免地层压裂等问题的出现，确保油田开发过程的安全稳定。
分层调配技术还可以提高油田的采收率，降低生产成本，增加油田的经济效益。
海上油田注水井分层调配技术在海洋油田开发中扮演着至关重要的角色，对油田的开发、生产和经济效益都具有重要意义。
随着海上油田注水井分层调配技术的不断完善和推广应用，必将为海洋油田开发带来更多的发展机遇，推动海上油田行业迈向更加繁荣和可持续的发展。
2. 正文2.1 海上油田注水井分层调配技术的原理海上油田注水井分层调配技术的原理是基于油水层之间的不同物理性质和流体动力学特征进行调配，以实现更有效的油田开发与增产。
在海上油田注水过程中，通常会遇到多层油层分布的情况，每个油层的孔隙度、渗透率、压力等参数都有所不同，因此需要根据不同油水层的特性进行调配，以提高注水效率和增加采收率。
在注水井分层调配中，首先需要对海上油田地质和地层情况进行详细调查与分析，确定各个油水层的特性与井筒钻井情况，然后通过岩心分析、地震资料解释等手段获取油田地质信息，进而确定各个油水层的物性参数。
深化精细油藏描述成果，提高油田注水开发效果
深化精细油藏描述成果，提高油田注水开发效果摘要：油田经过30多年的注水开发，目前已经进入高含水开发期，油田稳产难度日益加大。
针对油田储采失衡、分层认识深入程度不够、个别区块开发矛盾突出、无效水循环严重等问题，通过深化精细油藏描述成果，采取有效技术对策，实现了挖掘油田潜力、改善注水开发效果的目的。
主题词：储采失衡油藏描述水驱规律无效水1、油田基本情况1.1油田基本情况油田区域构造位于松辽盆地中央坳陷区扶余华字井阶地，是一个低渗透、裂缝发育的构造岩性油藏。
目前已进入“双高”开发阶段，采出程度27.3%，综合含水84.8%，已动用区块储量丰度87×104t/km2,平均渗透率为6.5×10-3μm2，未动用区块储量丰度为23×104t/km2，平均渗透率1.22×10-3μm2，高产液高含水井157口，占开井数10.2％；日产液2164.4吨，占总日产液32.0％；日产油107.0吨，占总日产油9.8%；综合含水95.1%。
1.2油田目前存在主要问题（1）储采失衡，稳产难度增大。
油田通过“十二五”以来的整体加密调整，油田可采储量大幅度增加，油田保持较好的稳产水平，但是，在“十二五”后期，由于没有大的调整措施和受诸多开发矛盾的制约，可采储量增加幅度较小，油田储采出现不平衡。
（2）分层认识深入程度不够，制约精细注水和有效挖潜工作的深入开展。
精细油藏描述以后，由于缺乏三维地震资料，同时受多层混采、分层监测资料欠缺的影响，对以沉积微相为单元储层连通性及深层次的分层认识和油水运动规律的深入研究程度不够，制约精细有效注水工作和措施挖潜工作的开展。
（3）水驱规律认识不清，区块含水上升速度快，制约整体开发水平的提高。
区块加密调整过程中，对井网调整前后水驱规律认识不清，导致老井含水上升快、区块自然递减率加大，制约油田整体开发水平的提高。
（4）无效水循环严重，制约采收率的提高。
随着油田注水开发时间的延长，油田开发的三大矛盾突出，同时受井况制约，分层调控能力差，无效水循环日益严重，影响开发效果的改善和采收率的提高。
油田注水开发后期提升采油率的技术措施
油田注水开发后期提升采油率的技术措施2长庆油田分公司第五采油厂，陕西榆林，718600摘要：石油是人们生产生活中不可或缺的能源，作为石油供给与应用的源头，油田开发一直备受关注。
随着油田开发规模扩大及开采时间增长，许多油田都出现了油层压力不足的问题，对石油开采造成极大阻碍，为保障开采质量石油企业往往会选用油田注水方式。
不过，油田注水也并非一劳永逸，强化采收技术措施优化，保持注水开发后期的采油率，仍然是油田企业的关注重点。
关键词：油田注水后期开发采油率技术引言油田注水开发后期的采油率提升问题始终受到人们的关注。
由于采油率提升的措施比较多，而且不同措施会产生一些不良影响，因此，迫切需要不断创新技术，在保证采油率提升的同时，还可以提高油田与环境的效益。
MEOR技术是一种比较实用的措施，其不仅可以提高采油率，还能够保护环境，降低成本，因此，建议大力推广，这样就可以实现油田行业可持续发展。
1.油田注水技术在油田开采过程中，为提升采油率同时有效控制含水量，可采用油田注水技术对剩余油层及高深渗透油层进行重新划定井网，并开展相应的开采作业。
其具体有两种方法，一是正注法，将水注入水井内同时利用油管向油层注水的方法；二是反注法，利用油管的环形空间进行注水的方法。
如果将所有注水井看成是一个层段，并实施注水的方法称为笼统注水法；如果将井下分成多层并实施注水的方法称为分层注水法。
对低渗透层的渗透率存在较大差异的情况下，不能采用笼统注水法，但可实施分层注水法进行注水，以提升采油率。
油田开发后期，因原油不断被消耗，使得油层压力下降，同时因其黏度增加，若不采用一些技术手段，可能会导致停产，降低采油率。
为了在后期提升采油率需重新规划井网，并结合细分层的注水模式，对其实施合理的注水法，提升水驱动开发效率和质量。
另外，在油田开发过程中采用注水法，虽然初期提高了采油率，但开采出的原油含水量比较高，同时到了开采后期，也会出现采油率大幅度下降的情况，为改善这一情况发生，需要对注水法进行优化，如对低渗透油层加强注水，控制高渗透油层的注水量，以提高油田的采油量。
海上油藏高效注采参数优化方法研究
海上油藏高效注采参数优化方法研究张玉晓【期刊名称】《内江科技》【年(卷),期】2018(039)010【总页数】2页(P18-19)【作者】张玉晓【作者单位】中国石化胜利油田物探研究院【正文语种】中文受海上注水成本高和早期落后开发理念影响，胜利海上埕岛油田经历多年弱注强采后，部分层系出现地层压力快速下降，储层脱气严重导致液量快速下降的新问题，于是提出水井先提高注水量恢复地层压力、油井再提液的高效开发思路。
本文提出以油藏出现非达西流为油藏有效注采比上限，首次采用基于示踪剂技术的油藏流线数值模拟参数快速优化方法，节省参数优化时间，研究最佳油井提液层系组合形式，优化适合海上油藏中高含水期的注采参数。
埕岛油田位于渤海南部的极浅海水域，水深2～15米，地质构造位于渤中坳陷与济阳坳陷交汇处埕北低凸起的东南部，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，是一个在前第三系潜山背景上发育起来的披覆构造，主要含油层系有中生界、沙河街组、东营组、馆陶组和明化镇组。
目前油田已经进入中高含水开发阶段，综合含水达78.1%，从近年来开发区加密新完钻井看，部分主力油层钻遇小型气顶，证实开发区部分区域地层压力已降至饱和压力以下，且新井储层发育较老井差，横向连通性和延伸性差，主力层个数由之前的7个变为目前5个，新井投产效果逐渐变差，采油速度有4.5%降至2.3%，按此采油速度计算，地面设备寿命期末油藏采出程度仅为19.8%。
为此，研究人员提出了先提高注水量恢复地层压力、油井大幅提液的高效开发思路。
1 问题剖析目前对于海上脱气油藏有效注采比方面的研究仅仅集中在定性研究阶段，即注采比越高，压力恢复速度越快，缺乏压力恢复速度与注采比的具体量化关系研究。
本文通过引入油藏达西渗流速度上限来确定最佳油藏注采比，并利用基于示踪剂技术油藏流线数值模拟的可视化、运算效率高的特点，高效优化适合中高含水期海上油藏的层系组合参数。
2 油井提液层位组合室内实验结果表明[1]，油井层间接替开发效果要明显好于多层合采，而层间接替过程必然存在最佳接替时机，考虑储层水淹和开发相关因素[2]，分别从带气顶油层、纯油层水淹层接替两大类开展最佳接替时机研究。
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（一）、开发状况
2、开发历程
试采阶段 （1993-1995） 快速上产阶段 （ 1996-2000 ） 注水稳产阶段 （ 2001-2005 ） 综合调整 稳中有升阶段 （ 2006-）
年产 油 万吨
150
10 54
1995 1997
201
214
201
212
226
239
257 291 300
GR
LLD
1200
Inpefa_GR
SP
NM86 NG1+211
GR
LLD
Inpefa_GR
SP
NM86 NG1+211
GR
1200
LLD
Inpefa_GR
SP
NM86 NG1+211 NG1+212
GR
1200
11C-4
SP
18 62
22H-9
1250
GR
1
64
16 41
1
LLD
Inpefa_GR
三、下步努力方向
海洋采油厂
二、精细注采调整的主要做法
我们坚持把精细注水作为高效开发的现实路径和关键举措，围绕打造
“井网完善、压力合理、流场均衡、稳产高效”的健康油藏，全力推进精 细油藏研究、三率提升、注采管理工作，实现控水增油增效。
（一）精细油藏研究，筑牢地质基础 （二）持续提升三率，夯实稳产基础 （三）强化注采管理，实现提质增效
6A-3 6A-1
6A-5
6B-3
埕岛油田单砂体细分结果
6B-2 目前 原小 砂组 小层 层数 数 单砂体名称
Ng1+2 (1+2) 6 8
(1+2)1、(1+2)2、(1+2)31、 (1+2)32、(1+2)41、(1+2)42、 (1+2)5、(1+2)6 31、32、33、34、35、36 41、421、422、43、44、45 511、512、521、522、531、532、 541、542、55、561、562、 61、62、63、64、65、66、67
1350
1350
NG34
1350
NG34 NG35 NG36 NG41 NG421 NG422 NG43 NG44 NG45 NG51 NG52 NG53
NG34 NG35 NG36 NG41 NG421 NG422 NG43 NG44 NG45 NG51
标志层
NG422 NG43 NG44 NG45 NG51 NG52 NG53
1300
1+2 3 4
1300
NG1+25
NG1+25 NG1+26 NG31 NG32 NG33
NG1+25 NG1+26 NG31 NG32 NG33
NG1+25 NG1+26 NG31 NG32
NG32 NG33 NG34 NG35 NG36 NG41 NG421 NG422 NG43 NG44 NG45 NG51
2011
2013
2015
胜利海上1993年投入开发以来，经历了“八五”试采、“九五”快速上 产、“十五”注水稳产、“十一五”以来综合调整产量稳中有升四个阶段。 原油产量由 1993 年 10 万吨，上升到 1996 年的 105 万吨、 1999 年的 201 万吨、 2014年的300.3万吨，2016年达到312.4万吨。
明化镇组 馆上段
新北油田
馆下段 东营组
沙河街组 中生界 古生界+太古界 合计
孤岛油田
孤东油田
海岸线
6338.0 40823.5
3151 29938.0
49.7 73.3
海洋采油厂管理着埕岛和新北两个油田，探明储量 4.63 亿吨，自营区探明储量
4.08亿吨，已动用储量2.99亿吨，动用程度73.3%。
1550
1550
1550
1650
一是精细地层对比。以层序地层学理论为指导，利用 INPEFA 曲线对比法，识别 多个标志层，建立准确的时间地层格架。
海洋采油厂
1600
1550
1450
NG52
1400
1350
NG33
1300
NG1+24
NG1+24
（一）精细油藏研究，筑牢地质基础
北区埕北6A-3—埕北6B-2井地层对比图
2
225 223 8
159
39852 39441 548
80
177 177 69
1.10
0.97 0.97 0.33
0.27
0.76 0.76 0.04
8268 108.1 8005 109.1 225 32 82 134.7 129.0 65.3
80.0 3956.0 1.40 80.1 3866.0 1.44 86.1 389.0 75.0 46.7 0.26 0.39 0.10
海洋采油厂
（二）、2015年以来的工作成效
1、油藏稳产基础进一步增强
地层压力(MPa)
12.4 12.0 11.6 11.2 10.8 2011 2012 2013 2014 2015 2016 11.23 11.83 11.52 12.0 15 10 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 10.9 10.5
海洋采油厂
（一）精细油藏研究，筑牢地质基础
建模数模一体化
人 员 协 作 一 体 化 数 据 管 理 一 体 化 研 究 生 产 一 体 化
“三提高，一深化” 提高地层对比精度 提高砂体边界刻画精度
提高建模水平 深化数模应用
进一步细分 沉积时间单元
通过拓频等手段提 高薄层的识别能力 精细划分网格，提 高模型质量和精度 在注采调配、措施 优化等方面的应用
1250
GR
解 释 TVD LLD 结 170 论 0.2 21 0
253
inpefa_GR
22H-6
LLD
1250
1100
（一）精细油藏研究，筑牢地质基础
1050
Inpefa_GR
NG1+212
1250
1250
NG1+22 NG1+23
NG1+22 NG1+23 NG1+24
1300
1300
NG1+26 NG31
益开发水平不断提升。
海洋采油厂
（二）、2015年以来的工作成效
1、油藏稳产基础进一步增强
“十二五”以来分注率柱状图
89.0
“十二五”以来注采对应率柱状图
90
88 88 89.6 80
“十二五”以来注水合格率柱状图
89.1
77.1 74.6 70.2
86.0 83.8 83.0
85.2
85.4
85.4
海洋采油厂
（一）、开发状况
3、开发现状
海上油田开发现状表
油田 油井 开井 口 区块 日液 t 日油 t 单井 日液 t 日油 t 综合 含水 % 累油 104t 采油 速度 % 采出 程度 % 水井 开井 口 区块 日注 m3 单井 日注 m3 月注 采比 累积 注采比
明化镇
馆陶组 埕 岛 油 田 馆上段主体 东营组 中生界 古生界 埕岛合计 新北油田 海上油田
GR
解 释 TVD LLD 结 138 论 0.2 29 0
22C-3
inpefa_GR
1
1150
SP
100 39 60
GR
解 释 TVD LLD 结 136 论 0.2 50 0
inpefa_GR
1 76
1200
SP
NM86 NG1+211 NG1+212 NG1+22 NG1+23 NG1+24 NG1+25 NG1+26 NG31 NG32 NG33 NG34 NG35 NG36 NG41 NG421 NG422 NG43 NG44 NG45 NG51 NG52 NG53 NG54
自然递减率%
10.5 10.7 8.5 7.8 7.5
11.2
11.35
单井日产液(t/d)
120 90 60 30 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 72.1 74.1 84.4 96.8 102.0 105.9
含水上升率%
4
2 0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 3.5 3.6 3.3 3 2.8 2.1 1
地层能量年均恢复速度0.15MPa，单井日产液量年均提升6.8吨，自然递减率控 制在8%左右。
海洋采油厂
（二）、2015年以来的工作成效
2、油气成本控制在较低水平
吨油运行成本 （美元）
2.5 2.6 2.5 2.4
2013
2014
2015
2016
吨油操作成本 （美元）
7.3 7.9 7.0 7.1
SP
NM86 NG1+211 NG1+212 NG1+22 NG1+23
GR
1200
解 释 TVD LLD 结 191 论 1 23 0
22H-9
过11C-4井—22H-6井近北东向对比剖面
inpefa_GR
1150
11C-4
22C-3
NG1+212 NG1+22 NG1+23 NG1+24
SP
253