埕北油田油藏工程说明

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。埕北油田地层水为低矿化度的重碳酸钠水型，总矿化度为4798～6315mg/l，氯离子含量为1870～3049mg/l，粘度0.3545mPa·s。油水粘度比为161。1.6油层压力与温度埕北油田原始地层压力(基准面-1660m)为16.6MPa，压力系数1.0。油层饱和压力15.16MPa，地饱压差1.44MPa。油层温度78℃。2开采特点按开发历程阐述：2.1试采阶段(1977年12月～1981年10月)六号试采平台共有油井9口，除位于气顶区的1—8井只产气外，其余8口油井初期自喷生产，1979年有3口井转为水力活塞泵抽油。试采期累积产油40.06×10^4t，采油速度0.5%，采出程度1.92%，累积产水2.45×10^4t，累积产液42.51×10^4t，地层总压降0.64MPa，封井前油田综合含水2.6%。试采中暴露出靠近气顶的油井容易发生气窜，处于油水过渡带的油井见水早，见水后含水上升快，生产中油井易出砂等问题。2.2低含水采油阶段(1985年9月～1988年3月)由于四年停产，油、气、水的地下分布状况得到调整，接近原始状态，射孔时边部油井又避射了底部高渗透层，所以B平台投产后的一年多时间油田处于无水采油期。1987年6月油田全面投产后，50口油井全部自喷开采，使用较大的油嘴，采油速度提高到1.54%，见水井数增加到26口，低含水阶段结束时，累积产油99.9×10^4t，采出程度4.79%，油田综合含水23.5%。2.3中含水采油阶段(1988年4月～1993年1月)中含水阶段初期，油田开采方针为“强采边部区，稳定纯油区，保护气顶区”。中含水阶段末期，油田开采方针调整为“强采边部，保护气顶，东西分治，确保稳产”。此阶段采用放大油嘴、下射流泵、下电泵等增大生产压差措施，每年以30%的液量递增率，保持了油田年产40×10^4t的稳产，油田开采指标达到并保持了中国石油天然气总公司颁布的一类油田水平。中含水期稳产经过的历程，首先是A、B两区边部油井大排量强采，边部井含水75%左右，纯油区油井适时放大压差接替稳产，然后是气顶东侧邻近油气边界5口井的强采，在减少油浸量的同时接替油田稳产。由于开采方针和各项措施适当，使区块之间，井与井之间，层与层之间接替稳产得以实现。中含水期末，油田累积产油296.41×10^4t，采出程度14.22%，综合含水73.5%。2.4高含水采油阶段(1993年2月～1994年7月)由于A区边水活跃程度相对比B区差，西南部又有断层阻隔，油田自1989年起在A26－A12井一带形成低压区，油井气窜频繁，为改善低压区开发效果，1993年4月19日A26井转为注水井，实施点状注水试验。A26井转注前未见水，处于气窜状态，累积产油5.005×10^4m^3。由于转注时未进行预处理，稠油附着在防砂筛管壁上，加上污水含油有时超过水质标准，平均日注量为137m^3，未达到250m^3的日配注要求，经1994年1月和7月两次实施解堵措施，日注水量达到300m^3左右。A26井注水一年多初见成效，主要表现为周边油井地层压力回升，低压区范围缩小，A26井组及A平台产液量上升，产油量稳定。截止1994年7月，油田累积产油353.04×10^4t，采出程度16.94%，综合含水77.4%。3油田现状油田49口生产井只有A12、A22两口井未见水。油田现有机采井30口，其中电泵井19口，螺杆泵井3口，射流泵井8口，机采井产液量占油田的81%，产油量占油田的63.2%。油田目前存在的问题是，A区由于沉积特征、油层物性、流体性质、边水活跃程度均比B区差，水驱储量动用程度低，油井供液能力相对差，地下条件限制了A区提液增油的幅度；B区油井供液能力强，由于污水处理量满负荷，用电量满负荷，提高液量的措施已无法实施，地面条件限制了B区提液稳油的幅度；埕北油田稳产难度越来越大。