孤东地区馆陶组河道砂体油藏勘探技术研究

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陈家庄凸起东段及周缘馆陶组油气成藏规律研究

69随着研究区油气勘探的不断深入，勘探的精细程度不断提高，目标选择及井位部署的难度也越来越大，揭示油气成藏规律，越来越成为该区精细勘探亟待解决的问题。

本次开展油气成藏规律研究，就是在前人研究的基础上，结合已有的勘探开发成果，分析研究区油气成藏特征，把握研究区油气分布富集。

一、区域地质概况研究区北临罗家-垦西油田，西括陈家庄油气田、东靠垦利油田、南依盐家油气田，包括三合村洼陷和陈家庄凸起东段两部分。

已经发现古生界﹑中生界﹑沙四段﹑沙三段﹑沙一段﹑东营组﹑馆陶组等多套含油层系，是一个多层系含油的复式油气聚集带。

研究区馆陶组主要为河流相沉积，与下伏古近系东营组为区域不整合接触，与上覆明化镇组为假整合接触，广布全区，地层厚300～650m。

岩性为灰色、灰白色厚层块状砾岩、含砾砂岩、砂岩夹灰色、灰绿色、紫红色泥岩、砂质泥岩。

视电阻率曲线呈低值略平，见稀疏的中低阻尖峰，自然电位曲线一般为高幅度箱状负异常。

根据岩性组合和沉积旋回特点可将馆陶组划分为上、下两段。

馆下段发育厚层块状砂岩，储层物性好，孔隙度大，渗透率高。

馆下段上部泥岩较发育，可形成砂泥互层沉积。

底部以大套厚层砂砾岩为主，向上泥岩隔层逐渐增多。

馆上段各砂组的的砂体横向变化较大，井间对比关系复杂，多为不连通的砂体。

据孤岛油田开发井分析，在剖面上单个砂体多呈顶平底凹的特点，平面上呈弯曲的“条带状”或“串珠状”展布，条带有宽有窄，但彼此连接可组成宽达上千米的复合砂体，一般厚4～10m。

由于曲流河道的不断迁移，最终形成馆上段各砂组砂体纵向上互相穿插，平面上迭合连片分布的特征。

二、油气成藏特征研究1.分布特征从平面上看，三合村已发现的油藏主要分布于北部孤南断裂带附近和南部的斜坡带上。

早期发现的油藏多为断层下降盘的构造油藏，也是垦西油田的主体部分，大多沿孤南断层分布，如罗65、垦72等井。

2012年以来，随着勘探思路向斜坡带地层油藏的转变，沙三段油气藏主要围绕洼陷边缘呈条带状展布，与储集砂体发育及展布方向吻合，大多分布在各砂组超覆边界附近，如罗322、垦119井等。

孤东油田馆陶组曲流河点坝内部渗透率分布特征

64魁科■技2019年•第4期孤东油田馆陶组曲流河点坝内部渗透率分布特征◊中石化胜利油田分公司地质科学研究院陈德坡刘卫曲流河点坝是我国陆相湖盆最主要的油气储集砂体类型之一，点坝内部侧积层对油藏开发有重要影响，但缺乏对其物性的深入研究。

本文以孤东油田馆陶组典型曲流河沉积为例，通过密闭取心井分析，发现研究区发育两种侧积层类型，分别为泥岩侧积层和泥质粉砂-粉砂质泥岩互层型侧积层；粒度和物性测试数据显示，点坝内部侧积层具有一定的渗透性，其渗透率与粒度中值成正相关关系；在单一点坝内，自下而上，侧积层的粒度变细，渗透性变差，显示出了粒度和物性的韵律性。

本文建立了研究区点坝侧积层物性特征及变化的新认识，对油藏精细开发有指导意义。

曲流河沉积是陆相沉积中最重要的油气储层类型之一，随着油气开发的不断深入，曲流河点坝内部结构成为河流相储层开发地质研究的重点，国内外学者从现代沉积、露头到地下油气储层，开展了大量的曲流河点坝储层构型研究X」。

作为点坝内部结构的关键界面和构型单元，侧积层的识别和分布预测成为这些研究的关注点。

在储层构型和油藏开发地质研究中，点坝侧积层通常被作为一个渗流遮挡界面,本文通过密闭取心井分析测试，揭示点坝侧积层的物性特征，为曲流河开发提供科学依据。

1研究区概况孤东油田在区域构造上位于济阳坳陷沾化凹陷的东北部桩西-孤东潜山披覆构造带的南端，东南靠垦东-青坨子凸起，西南为孤南凹陷，西北为桩西洼陷，东北与桩东洼陷相邻。

研究区孤东七区西位于孤东构造的东翼，地层倾角平缓，其北、西、南分别被断层所切割（图1）。

图1研究区住置（据孙志峰，2018）罚研究区馆陶组发育河流相沉积，其中Ng52+3小层发育曲流河沉积暮平均单井储层有效厚度约8m,自1986年投入开发以来，先后经过水驱、聚合物驱和后续水驱近三十年开发，已进入特高含水开发后期。

2取心段曲流点坝侧积层特征研究区点坝内部发育多期侧积体，不同期次的侧积体呈叠瓦状依次叠覆发育，侧积体之间的侧积层，在不同位置上的遮挡能力是不一样的。

沾化凹陷孤东凸起西斜坡带馆陶组油气运聚特征研究

输导提供了良好的条件。北部一区断裂带多以ＮＥＥ向平行断裂，断裂多形成ＴＥ末期或Ｎ组早期，孤东６断层落差达ｌ｝，活动较强ｄｇ７Ｉ米 ×
烈，次于孤南断裂带。仅孤东油田馆下段岩性以巨厚灰白色含砾粗，细砂岩为主，沉积厚度约３× Ｉ米至４０，电性特征多呈箱型。油藏主要处于馆下段顶部，Ｊ０米如孤东八区，六区馆下段油藏。馆上段以细粉砂岩为主，沉积厚度约３０５米至４０。自上而下可划分为Ｉ０米＋Ⅱ一Ⅵ六个砂组下部的 Ⅳ Ⅵ砂组。为砂岩与泥岩的不等厚互层，砂岩百分Ｈ２％～０５０５％；其中 Ⅵ砂组下部砂岩百分比一般＞４％一００５％，馆上段Ｖ砂组以上为泥包砂正韵律沉积，电性特征以箱型．钟型和指状为主，属于曲流河沉积亚相自ＮＶ一ｇ］Ｖ砂组为辫状河向曲流河过渡沉积沉积体系。其发育多种微相类型，如河道、心滩、天然堤、口扇等。由于河流沉积的决不稳定性．导致储层砂体平面变化怏、发育厚度差异大的特点。
２油气成藏控制因素及油气运聚规律
２Ｉ油源条件
依据孤东西部馆陶组构造和沉积的特点．从油源供给及油气输导模式上可将本区划分为南，两个次级构造带。以孤南断裂带为界，北北部属于桩东成油体系，南部包括孤南断裂带属于孤南成油体系两者由于油源供给区，构造，积及断裂系统等的差异，具有各自不同沉的油气运聚模式，而制约了馆上段油气的富集程度的差异和各自具进有不同的油藏平面分布特点。北部断裂体系受走滑断裂影响，其走向特征和桩东凹陷内断裂走向一致，断裂多呈ＮＥ向。并受长堤断裂的影响，在一区形成相互切隔的小断块。这些断裂活动强度不及孤南断裂。本区主要发育孤东但６，东ｆ ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ 反向断层。并且不具备如孤南断裂直接切穿下第三系８孤－７生油岩系的条件．油气来源主要依靠桩东凹陷油气以下第三系不整合面、 “ 毯状 ”储集体由高势区向孤东凸起方向低势区进行横向运移．后期在第三系中小断裂的参与下，继续向上部进行油气输导。孤南洼陷北断南超的格局以及孤南断裂、东断裂及孤东四、孤九区分界断裂等、第三系储集层体系的发育，为洼陷内油气的外输提供了充分的条件，并且在输导网络的综合作用下．更加有利于上第三系各储集层获得油气。由于油源近．断裂又多直接切穿生油层系，在油气运移模式上与北部不同，地下流体总是沿势能差最大的方向进行运移．所以导致了油气主要依靠断裂体系纵向输导。在第三系各类圈闭中聚集成藏。孤南断裂带内部孤东５块在馆陶组、东营组、沙河街组５见到丰富的油气显示，单井钻遇油层厚度高达百米以上，进一步ｉ明兑了油气沿断裂带大规模纵向输导，并继续沿断裂带向东部孤东主体方

港东一区一区块馆陶油组潜力研究师晓玮

港东一区一区块馆陶油组潜力研究师晓玮发布时间：2021-10-18T05:33:31.571Z 来源：《防护工程》2021年20期作者：师晓玮李灵月张伟伟[导读] 港东一区一区块位于港东油田的南部，其主要含油层位为馆一、馆三油组。

油藏埋深1701.2-2153.4m。

馆陶组地层是一套浅水相氧化环境下的陆相碎屑沉积，呈不等厚的砂岩、泥岩交互层，平面上岩性变化很大，剖面上表现出沉积的旋回性，馆陶油组其内部有较明显的三个次一级正旋回，旋回顶部往往以厚的泥岩段突变进入另一个旋回。

师晓玮李灵月张伟伟大港油田第一采油厂地质研究所天津市 300280摘要：港东一区一区块位于港东油田的南部，其主要含油层位为馆一、馆三油组。

油藏埋深1701.2-2153.4m。

关键词：馆陶油组；一区一区块1.构造特征分析地震资料构造解释与地质的精细划分对比的成果相互结合验证，完成港东一区馆陶油层33个单砂层的顶面构造图。

在落实了原有构造格架的基础上，构造解释出大小断层37条，使区域上的构造更为合理、局部断层组合更加准确。

通过井震结合完成33单砂层顶面构造分布特征研究。

从馆四到馆一顶面构造图显示，在馆四砂组断层发育少、组合简单，向上断层逐渐发育、断裂系统变复杂、区块增加。

构造北翼断层发育、区块多，已经形成垒堑相间的构造格局；构造南翼断层继承性发育，构造格架基本稳定。

一区一区块位于南翼，为较完整的单斜构造，地层向南倾没，北高南低，倾角1-3度。

主要发育港203正断层，该断层从馆陶组到明化镇都有发育，贯穿整个目的层。

港203断层平面上呈北西-南东向走向，倾向为北东向，该断层在馆陶组平面延伸较短，向上延伸长度逐渐增加。

其中构造高点有三处，如港203断层中部上升盘附近，形成小断鼻高点，随深度增加和断层发育，构造高点向北东方向移动，其余两处构造高点均受断层夹持形成。

孤东油田馆陶组储层在射孔过程中的油气层保护

射孔过程中损害机理及采取的保护措施。
孔作业，对产能的影响则将比钻井损害的危害严重得多。实际经验表明，孔作业中不能保证所射
有孔眼都是有效的，多情况下，明射孔井并没很说有达到最大的天然生产能力，孔完井对油气层射
３射孔过程对油层的伤害机理研究
３１射孔作业对油层的伤害机理．
井筒之间产生一条清洁通道，降低射孔作业过程
对储层的伤害，增加油气井的产能获得最大经济
效益和社会效益，必须加强对储层射孔液、射孔工
疏松易塌的生产层；能够分隔不同压力系统和 ② 不同特性的油气层，以选择性地打开产层，可分层
开采、分层测试和分层增产等；可以进行无油管 ⑧
完井和多油管完井；射孔完井与其他完井方法 ④ 相比较为经济、用。实
存在一定的伤害，主要表现为；
２射孔完井的机理和特点
２１射孔完并的机理．
（）射孔参数不合理１
射孔参数是指孔密、深、径、孔孔相位、孔方射
射孔完井属于后期完井，特点是先钻开生产
式等。由于射孔参数的选择不当，引起射孔效将
指导作用。
关键词：油气层保护
射孔完井
油气层损害
射孔液
油气层，油层套管下至产层底部，将然后注入水泥

孤东油田小砂体开发技术

孤东油田小砂体开发技术、目录前言 (1)一、基本概况 (1)（一）小砂体油藏地质特征 (2)（二）小砂体开发效果评价 (4)二、小砂体开发技术 (4)（一）精细储层研究，落实小砂体展布 (5)（二）优化技术政策，指导小砂体开发 (7)（三）强化注水技术，提高小砂体采收率 (13)（四）配套钻采工艺，提高储量动用程度 (17)三、开发状况分析 (21)（一）储量动用状况分析 (21)（二）井网状况分析 (22)（三）能量状况分析 (23)（四）剩余油状况分析 (23)四、下步工作安排 (24)（一）精细刻画小砂体，开展成因与分布规律研究 (24)（二）强化“三小一新”配套技术研究应用，提高开发效益 (24)（三）加大未动用砂体的整体调整力度，提高储量动用程度 (25)（四）深化已动用砂体评价治理，提高水驱动用程度 (25)前言孤东油田是八十年代中期在我国东部地区发现的一个大型整装滩海油田，地处黄河入海口北侧。

在构造上属于济阳坳陷沾化凹陷东北部，桩西～孤东潜山披覆构造带的南端，是一个被断层复杂化的具有多层结构的披覆背斜构造油气田。

孤东油田自上而下发育三套含油层系：上第三系馆陶组、下第三系东营组、沙河街组。

馆陶组为主要含油层系，共分为6个砂层组、23个小层，储量占全油田储量的87.9%。

其中Ngs5-6砂层组为主力油层，属于辫状河沉积，油层发育厚度大，连通性好，Ngs3-4砂层组为曲流河沉积，主要沉积相为废弃河道，油层发育较差，平面展布系数小、连通性差的零散小砂体发育。

孤东油田于1986年投入开发，针对主力层采用密井网、细分层系、储量一次动用的开发技术政策，经历井网调整、控水稳油、厚油层顶部水平井挖潜、三次采油等工作，“十一五”以来，在主力油层高含水（97.9%），高采出程度（43.2%）的情况下，加大了小砂体研究和挖潜的力度，通过精细地质研究、优化技术政策、强化注水开发和配套工艺技术，小砂体开发见到明显成效。

济阳坳陷孤东油田曲流河河道储层构型三维建模

济阳坳陷孤东油田曲流河河道储层构型三维建模*
岳大力，吴胜和，蒋婷婷，范峥
中国石油大学资源与信息学院，北京 102249 Email:yue_dali@
摘要：济阳坳陷孤东油田七区西馆陶组上段为典型的曲流河沉积，其中 Ng522 单层发育两个大型点坝砂体，采用层次约束、模式拟合及多维互动的研究思路，对曲流河古河道砂体进行层次构型解剖，在复合河道砂体内部识别出了 2 个点坝，并解剖了点坝内部构型。在系统的地下储层构型表征的基础上，探索了储层构型界面几何建模方法，将构型界面模型嵌入到基于三维结构化网格体的相模型中，建立了研究区 26-295 井区真正意义上的、更符合地下实际的三维储层构型模型，再现了成因微相内部构型单元及界面的空间分布特征，满足了三维油藏数值模拟的需要。点坝内部的侧积层向废弃河道方向倾斜，延伸到距点坝顶 2/3 的位置，点坝砂体表现为“半连通体”特征。建立了点坝内部剩余油分布模式，并指出挖潜措施。该方法在研究区应用效果较好，并可以推广到其他相似油田，这对丰富储层地质学理论及提高油田开发效率均具有重要意义。关键词：储层构型剩余油建模孤东油田中图分类号:TE343 文献标识码:A
2 油藏地质概况
孤东油田区域构造上位于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷的东北部，为一在中生界潜山背景上发育起来的近南北走向的以新近系馆陶组疏松砂岩为主要储集层的大型披覆背斜构造整装油藏。
七区西位于孤东构造的东翼，地层倾角平缓，其北、西、南分别被断层所切割，向东与七区中自然相连(图 1)；Ng52+3单元为主力油层，属于曲流河沉积，含油面积 9.1km2，平均有效厚度 7.2m，地质储量 1305 ×104t。Ng52+3单元于 1986 年 6 月以Ng41～Ng53小层一套层系、300m×300m反九点面积井网投入开发， 1990 年 4 月Ng41～Ng53细分为Ng41～Ng51、Ng52+3两套层系，其中Ng52+3采用 300m×150m正对行列井网开发。截至 2008 年 3 月，孤东七区西Ng52+3采出程度 43.9%，综合含水 97.7%，平均单井日油 2.35t，平均单井控制剩余地质储量 10.75×104t。孤东七区西细分层系后，又经过了十七年的高速开发，目前已进入特高含水开发后期，目前井网控制的储层已形成了固定的水流通道，剩余油在平面和纵向分布呈现出整体分散、局部相对集中的态势。监测资料分析表明，正对行列式井网主流线位置水洗程度高，非主流线位置剩余油相对富集。据已研究的成果可知，在目前高油价下孤东七区西Ng52+3单元仍具有较大的加密潜力，因此，欲在本块开展先导试验，其中开展古河道储层构型表征及建模研究是非常重要的环节，直接关系到先导试验的成败，由于研究区地震资料分辨率较低，达不到预测点坝内部构型的精度，本文构型表征与建模主要应用井资料。

孤东油田稠油油井防砂技术研究

① 储层胶结疏松，结物以粘土为主。注蒸汽胶后，原油粘度急剧下降，泥质胶结物容易被破坏，砂岩结构变为松散状态； ② 注汽结束回采时，一般生产压差较大，液速排度极大增加，引起出砂；将 ⑧蒸汽吞吐开采，注汽强度大，吞后吐，先液流
⑤ 蒸汽窜流导致油井出砂严重。有些油藏或区
收稿日期：ＯＯ１１２１ —Ｏ — ５
２１年第６００期
胡博孤东油田稠油油井防砂技术研究
３１２砾石直径的确定．．
２３
块。蒸汽吞吐开采期间，在由于注汽压力及注汽强度过高，以及油层非均质性严重等，生汽窜现象，发导致这些井在进行蒸汽吞吐回来时，出砂严重。 ⑥ 注蒸汽热力采油的注采强度大这种突出的特点，不仅导致油井易出砂，而且防砂难度极大。实践说明，然某些热采油井采取了绕丝筛管虽砾石充填防砂方法，者高温化学剂固砂等措施，或初
地面原油粘度４Ｏ００ａｓ地下原油粘度５一５０ｍＰ．，
２７６０万吨。面对这些稠油地质储量，热力采油成为现今油田开发的重要研究课题，着热采工艺的发随
展，何强化稠油井防砂技术，长稠油井生产周如延期，为热采作业技术人员亟待解决的一个重要课成

孤东油田二区新近系馆陶组边底水油藏提高采收率技术研究

孤东油田二区新近系馆陶组边底水油藏提高采收率技术研究李林祥;李祥同【摘要】孤东油田二区新近系馆陶组上段第6沉积结构单元层经过水驱开发后,综合含水率已达96.3％,采出程度44.8％,进入近极限含水开发阶段,为进一步提高油藏采收率,精细描述了储层物性在层内、层间、平面的变化及隔层的分布情况,分析了剩余油普遍分布、差异富集的分布规律.在此基础上,研究了提高采收率开发调整技术,层内上利用水平井技术挖掘厚油层顶部剩余油,平面上利用边外注水强化注入提高储量动用程度,注采参数上利用数模技术优化配置.编制了调整方案,实施后单元综合含水率比老井低了49％,增加可采储量7.6×104t,提高采收率2.1％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2015(037)005【总页数】4页(P39-42)【关键词】孤东油田;边底水油藏;剩余油;提高采收率【作者】李林祥;李祥同【作者单位】中石化胜利油田分公司孤东采油厂,山东东营257237;中石化胜利油田分公司东胜公司,山东东营257000【正文语种】中文【中图分类】TE3271.1 基本概况孤东油田是一个以新近系馆陶组疏松砂岩为主要储集层的大型披覆背斜构造整装油藏。

其中孤东油田二区馆陶组上段第6沉积结构单元()含油面积2.2km2,地质储量369×104t,主要包含1、2含油小层,渗透率1460mD,地面原油黏度为500～2000mPa·s,油层埋深1410～1485m。

该单元于1986年9月投产,开发20多年来,先后经历天然能量开发、注水递减以及综合调整3个开发阶段,目前单元综合含水率96.3%,进入特高含水后期开发,采油速度0.62%,采出程度44.8%,面临着套损井多、井网不完善、单井产量低、效益差等诸多问题[1,2]。

但取心井和动态监测资料显示目前单元平均剩余油饱和度33.9%,平面上油井之间剩余油饱和度高达45%,纵向上顶部剩余油富集[3～5],因此如何实施单元注采调整,进一步提高单元采收率需要深入研究。

河道砂体储层描述技术在埕岛油田主体周边馆陶组的应用

河道砂体储层描述技术在埕岛油田主体周边馆陶组的应用杨启浩姜林（胜利油田海洋采油厂山东·东营257000）摘要埕岛油田周边馆陶组油气具有较大的勘探开发潜力，是下步海上有力的产能接替阵地，储层描述的精度是该区馆陶组河道砂岩油藏勘探开发的关键。

受多种因素的影响，常规地震储层描述手段对储层的精确描述有待于提高完善。

勘探开发实践证实，综合运用地震属性、分频扫描、相控约束反演等储层预测技术，对河流相储层进行描述，对提高储层预测精度具有较好的效果。

主题词埕岛馆陶组储层描述中图分类号：TE357文献标识码：A0前言随着海上埕岛主体馆陶组大型、整装岩性-构造油气藏基本探明并投入开发，勘探部署重点向埕岛主体周边地区转移，该区馆陶组埋深较浅、富集高产、易开发，具有较好的勘探开发意义。

储层描述是油气勘探阶段关键的环节,有效储层描述对实现油藏精细描述、探井部署乃至油气田的开发全过程具有重要的指导意义。

在精细构造解释及分析埕岛主体周边馆陶组沉积、成藏规律的基础上，运用河道砂体储层描述技术，精细刻画埕岛主体周边地区馆陶组河道砂体展布，落实储量规模及有利勘探目标。

1地质概况埕岛油田位于渤海湾南部极浅海海域，埕岛低凸起的东南端，紧邻生油凹陷，油气输导断裂网发育，自深至浅呈现多层系富集成藏的特征。

馆陶组油气藏主要分布在潜山披覆构造带主体及翼部的断鼻及复杂断裂构造带内，主发育构造-岩性或岩性-构造两种油藏。

2储层特征2.1沉积特征埕岛地区馆上段为一套曲流河沉积，具有“泥包砂”的沉积组合，储盖配置合理，为该区馆陶组的主要含油气层段。

埕岛地区馆下段为辫状河沉积，具有“砂包泥”的沉积组合，全区沉积比较稳定。

2.2地震响应特征河流相储层在地震剖面上总体呈现出高振幅、断续、平行或亚平行密集状的反射结构特点，该区馆上段曲流河砂体河道改道频繁，横向迁移快，在地震剖面上一般表现为短轴状、中-强振幅异常的特征。

同相轴分布及其变化反映了河流沉积的地质堆积过程及河道砂体等沉积的不同及空间变化，这是对河道单砂体进行描述的基础。

周期注水与调剖相结合在孤东油田的系统研究及应用

一
发生层内渗流，促进毛管吸渗作用，增大注入水波及系数和驱油效率，提高采收率。②周期注水的影响因素。影响问注效果的因素有两
个方面：一是油层本身的原因：油层的非均质性、岩石的润湿性、毛管力的大小、原油物性的好坏。二是开发上的因素：采用的开发井网、周期注水的注水时机、注水次数、压力保持状况、注水强度、注水周期等因素。周期注水过程中，高低渗透带问油水置换作用主要来源于两种动力．一种是毛管力，另一种是弹性力。毛管力是不变的，
选择合适的区块推广应用。
时间和井网状况对调剖效果的影响是十分复杂的因素，油藏开发时问长，含水率必然上升，含水率对调剖效果有明显影响，堵剂注得越早．井组的矛盾相对容易解决．含水率下降及产油量增加的幅度越大；井组的井网状况以及在油层中的排列方式也对调剖措施效果有影
发效果研究［＿庆石油地质与开发，２，２４Ｉ大１㈨５４（）：４－６５４ｌｌ编写组：田区块整体堵水调剖技术论文集Ｉ．：油工业出２油Ｍ１北京石学调剖堵水技术ｌ．京：工业出版社３１化Ｍ１北石油
是通过调剖，高渗透区渗透率下降．一部分低渗透区吸水量明显增
加，调剖后这些低渗透区可直接发挥作用；二是调剖后由于启动压力高，一部分低渗透区与高渗透区发生渗吸作用，此时由于调剖后注水压力上升．渗吸范围将得到增加，这时再结合周期注水措施，置换出波及的剩余油，来改善开发效果，高储量动用程度。提
３王大华，苏究锋等．东凸起上第三系油气分布与断层关系研究１垦

孤东油田北部油层分布规律及控制因素研究

和南北向断裂．地层整体向北、西顿没。该区紧靠桩东、孤北油源洼陷，第三系储层发育、储盖组合良好，成为油气聚集的有利区块，是孤东油田下步的重要勘探区带之一
（１）。图。。 …
、
区东北部在沙河街组储层中见大量高级别的油气显示．在孤东六区高一— ¨ ｌ部位则富集成藏，至形成孤东５千吨井油藏。越向南，油气显示越甚９少。南区直至孤南断裂带东端，沙河街组地层虽然厚度明显大于一区北部，但储层油气显示少，级别低。
２油藏控制因素
，
ｊ
（）１馆陶组油藏控制因素。① 油源断层是控制油藏形成的关键因素。孤南断裂带东端对应孤南洼陷生油中心，成藏期强烈活动。因此，孤南断裂带东端具有很强的纵向运移油气能力，成为孤南洼陷向孤东潜山披覆构造油气运移的主要 —— ．．，， ——— ———— — 断裂带之一。孤南洼陷的油气顺孤南断裂带运移至沙河街、馆下段块
雁列式断层向北东方向延伸到桩东凹陷，为油气运移提供了良好通道油气分布主要受构造、断层以及断层与储层的有机结合等因素
的控制，
关键词孤东油田北部
油气分布
控制因素
孤东油田北部处于孤北洼陷、桩东凹陷和孤东潜山的交汇处．主要发育有馆陶组、东营组和沙河街；组三套含油层系，多发育近东西向。
砂疏导层后，遇到圈闭（东５反孤ｌ
构造上受孤东断层以及五号桩断层影响，发育多条北东向及近东，
西向雁列式断层，向北东方向延伸～圉１孤采构住 … 二区造叠图

孤岛油田28-8井区馆陶组上段第四组沉积微相研究

、孔隙度、渗透率变化大，厚一般在２ｍ。砂～６３单井相分析
３１沉积特征Ｅ．
３１１岩性特征．．以细砂岩、粉砂质细砂岩为主，发育２个次一级旋
等到差。粒度概率图以两段式为主，跳跃总体含量一般在７以上，Ｏ跳跃总体与悬浮总体截点中值一般在２５．．～３７之间。砂岩中可见槽状交错层理和水平层理等。
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５２
位和微电极曲线基本平直。
２４废弃河道亚相．
西部探矿工程
１。详见表１５。
２０年第９０７期
３１２结构及构造特征．．粒度中值一般介于００～０１ｍｍ之间，选中．８．５分
（）０￣２０年对漏失井强行固井的补救成功率可３２３０４０（）４低压油藏下套管作业必须控制好下放速度，防达到１０一次性封固漏失井成功率达到８９以０。５，上。６止井内漏失。６对低压油藏固井的认识（）个泉油田固井施工前配制１５１６ｇｃ５七．～．０／ｍ３（）压油藏固井要求具有较好的井眼环境和井身重钻井液若干方，求具有良好的沉降稳定性和流动１低要质量，尽量减少不规则大环空井眼的出现。性，以降低施工压力。用（）２对定向井要求钻井液具有良好的动塑性能和携（）６要求注替排量平稳，保证压力传递连续不问断，岩能力。提降转速幅度不宜过大。（）３定向井下套管刚性与弹性扶正器配合下人，可（）７提高固井硬件配制，满足固井现场技术需求。起到好的扶正效果，保证套管６的居中效果。７（）８优选配方体系，加快固井技术软件开发。

孤岛油田馆陶组稠油储层对比模式研究及应用

孤岛油田馆陶组稠油储层对比模式研究及应用X王爱平(中国石化胜利油田临盘采油厂,山东临邑　251507) 摘　要:孤岛油田西南稠油储层特征复杂,全区的精细储层划分与对比对采油厂的增储上产具有至关重要的意义。

根据储层多层次逐级细分对比方法,将孤岛西南区Ng5-6砂岩组划分为11个小层、14个沉积时间单元,并建立了研究区储层对比模式。

储层对比结果及应用效果良好,改善了该区稠油的开发效果,经济效益显著。

关键词:孤岛油田;稠油储层;对比模式;开发效果中图分类号:T E32+1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0148—021　孤岛油田西南稠油储层特征孤岛油田为典型的河流相沉积,砂体变化大,砂地层压力,改善缝高。

经过多次实践,低排量起泵对控制缝高起到一定的作用,正常施工是起泵排量在3.5- 4.0m 3/min,现在低起泵排量优化为1.5- 2.5m 3/min 。

如C41X63井,模拟显示裂缝主要向上延伸,起泵排量定为2.0m 3/min,全过程2.0- 2.2- 2.5m 3/min 变排量施工。

后期模拟显示支撑剂能够均匀地分布在目的层中。

1.2.5　优化控水砂技术,解决油水层间间距小的问题控水砂的作用主要是在砂体表面改变油水润湿性,从而达到油层以出油为主的目的。

有些井油层上部或下部存在水层,且间距小,单纯的控缝高技术很难使油水层不被压开,这时需要应用控水砂技术。

因控水砂的耐压性不然陶粒砂,为此优化了控水砂用量,并不是全部过程使用控水砂,而是加砂结束时尾追5m 3左右的控水砂,达到控水作用。

C41X54、C41X63井,处理层段的上层或下层都存在水层,C41X54井压裂层段上部53号层为水层,距压裂目的层顶部垂深6.0m;C41X63井压裂层段上部53号层为水层,距压裂目的层顶部垂深6.0m ,50、52、54号层测井解释含水.实施后,见到一定的效果,主要表现在以下2个方面:未出现高含水。

孤东油田——区馆陶组上段油砂体预测

孤东油田——区馆陶组上段油砂体预测
秦永霞
【期刊名称】《复式油气田》
【年(卷),期】1997(000)001
【摘要】研究了孤东－区钻井，测井和地震资料，认为该区属孤东馆组上段披覆
背斜西翼的油水过渡带，断鼻构造控制的油藏展布。

馆陶组上段储层以辫状河砂坝为主，横向变化大，地震识别难度大，采用现代油藏描述技术对有利砂体追踪，该区南部为断鼻构造主体，油藏主要受构造控制，北部为断鼻翼部，油藏主要受岩性因素控制。

采用神经网络与分形分维相结合的技术对追踪出的油砂体进行油气判别，判识后的结果与实际钻探结果吻合。

【总页数】3页(P35-37)
【作者】秦永霞
【作者单位】胜利石油管理局地质科学研究院
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130.2
【相关文献】
1.孤东油田七区西馆陶组63+4大孔道剩余油评价 [J], 李德庆
2.孤东油田七区西馆陶组上段储层非均质性及剩余油分布 [J], 陈德坡;王延忠;柳世成;杨仁金
3.储层构型分析及聚合物驱后测井评价联合识别剩余油——以孤东油田七区西馆上段为例 [J], 罗水亮;曾琛;韩学辉
4.建筑结构对河流相储层的控制作用——以孤东油田七区西馆陶组上段为例 [J], 郭长春;李阳
5.孤东油田七区西馆陶组上段储层孔隙结构非均质研究 [J], 王纪祥;戴启德;魏荷花因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

红柳油田河流相砂体储层预测技术

红铆油田位于孤南洼陷东南部、垦东大断层的下降盘．为一大型鼻状构造斜坡带．北部以孤东２一东２ｌ的鞍７孤｝一线部与孤东潜Ｉ构造带辑连．，ＩＪｌ东南以垦东断层．垦利断层与垦
东凸起、富林洼陷相邻，西边为孤南生油洼陷。红地区发 Ⅱ 育有垦东断层，垦利断层和垦东（１断层．这些继承性大断层控制红柳地区的构造格局。红柳
圈ｌ红柳地区区城地理住王圈层位平面上由有叠合情况，部分目的层泥岩隔层较薄，且河道边缘为沙泥岩薄互层，反演有一定难度。通过探索．总结出应注意的几个对问题： ①基础资料准备充分，声波时差曲线进行效正，减小泥浆侵对
地区已探明两千万吨级的大油田．发现了垦东５．垦东６垦东ｓ，，２垦东ｓ、垦东斜ｓ２ｌ２１量区块．落实沙河街组，东营组和馆：ｊｓ￣垦９等ｒ个储陶组三套含油层系。其中馆陶组是红挪地区主力含油层系。馆陶组具有储层厚度薄、储层横向变化快的特点．含油性预测难度大等扰了油田的进一步勘探开发：因此研究探索识别有效储层及含油性的方法是红铆油田滚动勘探的重要方向。
了该区的勘探局面，为该区下一步寻找类似油气藏奠定了基础。
２２测井约束多参数联合反演深化储层认识．红柳地区已被三维地震覆盖，资料情况较好红柳地区含油层段
主要为馆陶组上段或下段的顶部，属于曲流河沉积，为泥包砂的地层类型．砂少泥多，测井约束反演结果有较高的精度。但由于该区含油
相位、频率，振幅特征对比分析，最终保证子波空间变化的合理性，才能保证反演结果的可靠性。④反演参数优选．在反演得跌代过程中

孤东油田流场调整技术

Ⅲ类（6个）二区Ng4(后续水驱) 三区Ng3-4(后续水驱) 四区Ng3-4(后续水驱) 六区Ng31-53(正注) 七区西Ng41-51(正注) 八区Ng3-4(正注)
化学驱储量13944万吨，占总储量的63.4%。
孤东采油厂 5
一、流场调整必要性
一类：七区西52+3沉积微相图二类：八区5-6单元主力层52+3层平面图三类：七区西41-51主力层42层平面图
有效厚度 m 2
5.9 5.1 3.8 10.1 3.6 3.8 2.4 3.1 2.7 3.6 2.8 3.4
7
储量 104t
18 309 288 113 728 92 110 53 47 20 47 33 18 420
平面展布系数为0.48
小层
41 42 43 44 45 51 合计
七区西41-51分小层储量表
正对
行列 250*125 二区Ng5
300*150 七区西52+3、七区西馆上54-61
小计
斜对
212*212
七区西41-51、七西Ng63+4 八区Ng3—4
行列
小计
三区Ng3—4、二区Ng6
不规则
150—300 二区Ng4、四区Ng3—4 七西Ng62+65-8
合计
17
储量（万吨）
1556 5520 1112 2885 11073 2852 2852
孤东采油厂 6
一、流场调整必要性
特点1：密井网。1990年井网调整后主力单元从反九点井网加密调整为行列井网，井距小（106-212米），二十余年井网形式固定不变。
水驱单元井网状况表
孤东六区5-6单元井网图

孤东油田馆陶组上段储层沉积微相及非均质性研究

～～
①孤东油田馆上段储层主要发育两种沉积模
式，上部为曲流河沉积模式，下部主要为辫状河相模式。② 孤东油田馆上段储层共有河床亚相、堤岸亚］ｎ］相、河漫亚相和废弃河道亚相四种亚相，边滩、河］道充填沉积、心滩微相、谷底滞留沉积、河道边缘、决口扇、道间洼地和漫滩沉积等８种沉积微相。其中以曲流河边滩、辫状河新滩、河道边缘、河漫沉积为主。 ③ 曲流河边滩沉积微相、辫状河心滩沉积微相属于中等非均质储层，河道充填储层属于中偏强非均质储层，河道边缘储层属于较强非均质储层。
储层岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩。剖面上粒度无明显变化规律，粒度中值为０．０７～Ｏ．１２ｍｍ。剖面上渗透率略呈正韵律分布，平面砂体顺河道呈狭长条带状分布，砂层厚度一般为２～４ｍ，渗透率为０．２～０．５肿。孔隙结构为低渗小孔细喉型，主要孔喉半径集中在４．６４－－．．ｉｉ．６脚，孔喉比为５．４，以片状、弯片状喉道为主，属较强非均质性储层。
］
］
属中等非均质性储层。４．２曲流河边滩储层的非均质性储层垂向上粒度具有明显正递变规律，自下而上由中细砂岩、细砂岩逐渐过渡为粉砂岩、粉砂质泥岩。砂层厚度为６～１２ｍ，可划分出４～８个侧积体。每个侧积体的发育规模向上逐渐变小，泥岩夹层集中分布在剖面的中上部，具典型的粒度正韵律。粒度中值为０．１２５￣０．２５ａｍ，ｒ变异系数为０．３Ｏ～０．４２，泥质含量为５～１Ｏ．在垂向上，渗透率为正韵律，最高值可达１Ｏ。，其均质系数为０．２５～０．３０，突进系数为３．０＂－４．０，级差一般为１８￣２７，最高达４００倍。平面上渗透率一般大于１．５，变异系数为０．６Ｏ～０．８５，泥质含量为５～１０，微观孔隙结构属高渗大孔中喉型。孔喉半径主要分布在ｉｉ．６～１８．５肛ｍ，孔喉变异系数为１．７５～１．９５，孔喉比为６．４，且以缩颈、片状喉道为主，也属中等非均质性储层。４．３河道充填储层的非均质性该类型砂层厚度一般为４～８ｍ，粒度呈正韵律分布，粒度中值为０．１１～０．２２ｍｍ，粒度变异系数为０．３５～Ｏ．４７，泥质含量为７９，６～１５。在剖面上，渗透率呈明显的正韵律，最高渗透率分布在剖面的底部，渗透率均质系数为０．２０＂－－－０．２８，突进系数为３．５－－－．５．０，平均级差一般为２０～２９，最高达３００倍。在平面上，渗透率变化较大，其值为０．５～２ｍ。。微观孔隙结构属中渗中孔中喉型，孔喉半径为７．３５～１８．５肛ｍ，孔喉比为７．５，以缩颈和片状喉道为主。属中偏

2016年QC成果提高河道砂储层预测符合率田振磊

提高河道砂储层预测符合率注册号：发布人：田振磊单位名称：胜利油田有限公司孤东采油厂小组名称：孤东地质研究所“雨后彩虹”QC小组课题类型：攻关型目录前言 (1)一、小组概况 (2)二、选题依据 (2)三、现状调查 (3)四、活动目标及可行性分析 (4)五、原因分析及要因确定 (6)六、制定对策 (8)七、对策实施 (8)八、效果评价 (12)九、巩固措施 (13)十、总结及下步打算 (14)前言孤东地区位于济阳坳陷沾化凹陷的东北部、长堤－垦东凸起的南端，2，具有“三洼（凹）”（孤南洼陷、富林洼陷和桩东凹陷）、勘探面积370km“两凸”（孤东凸起和垦东凸起）、“一斜坡”（红柳斜坡带）的构造格局，已发现孤东、红柳、新滩三个油田，明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街2，探明石油地套含油气层系，累计探明含油面积5102.28km组和中生界88ｔ，占×1010ｔ，主要含油层系馆陶组上报探明储量3.0质储量3.37×总储量的89%，上第三系馆陶组是主力含油层。

馆陶组油气分布受河流相沉积体系控制，主要发育岩性和构造-岩性油气藏。

但是馆上段属于曲流河沉积，曲流河是其河床不断迁移和河流不断改道所形成的。

河床侧向迁移，即凸岸不断侧向加积，凹岸不断侧向侵蚀，具有一段时间的延续性，并形成曲流河沉积地层中的主要储集体—曲流砂坝。

河流改道则是洪水期河水对凹岸的侵蚀能量超过河岸的固水能力极限时，发生的河床破坏，是突发河床改道，造成曲流砂坝沉积体在时间和空间分布的不连续性，给有效储层的预测带来了很大的难度。

孤东油田已历经近30年的高效勘探开发，主力含油层系馆陶组河道砂油藏动、静态矛盾不断加大，剩余油分布趋于零散，开发管理、油藏分析、调整挖潜要求更加精细化，薄层、非主力层成为潜力层系。

随着孤东辖区的调整及严格的保护区政策，勘探对象对象越来越隐蔽、勘探空间日2。

馆陶且仅能围绕孤东周边展开，益缩小，实际可操作的面积仅为100km组河道砂纵横向变化快，描述难度大，增加了滚动勘探的风险。