埕北油田油藏工程说明
埕岛油田东营组油藏开发形势分析
40内蒙古石油化工2014年第3期埕岛油田东营组油藏开发形势分析何云(胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营257237)摘要：埕岛油田东营组油藏属于低孔低渗透性油藏，埋藏深度超过2000m，油藏层数多，单层厚度薄，横向变化大。
主力油层不明显。
该区东营组油藏处于开发初期，通过近年来试开发证实具有地层压力低、油藏压力敏感性强等特征，目前投产难度较大，低产停产井较多。
克服以上开发困难，是埕岛油田东营组油藏长期高效开采的关键。
关键词：埕岛油田；东营组；油藏开发；油层保护中图分类号：T E32文献标识码：A文章编号：1006—7981(2014)03一0040—021东营组油藏基本特征埕岛油田东营组油藏埋深一般在2000m～4000m之间；储层以中、细砂岩为主，含一定量的砾石、粗砂，为中细粒长石岩屑砂岩，胶结类型为孔隙一接触式及孔隙式胶结，胶结物主要为泥质，分选性较好。
油层具有层数多、含油井段长、单层厚度小、横向变化大、主力油层不明显等特点。
储层孔隙度和渗透率均较低，平均孔隙度为15．7％～19．9％．平均渗透率为24～96X10．3t Lm2；油藏规模较小，储量在40～500X104t之间．分布范围较零散；原油性质好，地面原油密度为0．85489／cm3，原油粘度为8．5m PaSo根据统计，埕北803块东营组E d6、Ed8储层粒度中值分别为平均0．31m m和0．17m m，胜海8东营组E d6、E d8粒度中值平均值分别为0．26m m和0．27m m．埕北古4东营组E d7储层粒度中值是0．21m m，泥质含量1．54％～5．7％。
主力油层储层粒度较粗、泥质含量低。
根据埕北32区块岩心分析。
该区东营组储层粘土矿物组分以高岭石为主。
占粘土组分的76．8％，孔喉半径0．79—8．36／-t m，平均为4．66／．t m。
其次为伊利石和蒙脱石混层(占10．8)％，伊利石占4．2％，绿泥石占8．5％，粘土矿物占全岩矿物组分的5．5％。
渤海湾盆地埕北凹陷东营组构造沉积特征及油气成藏条件
２０１３年１０月 海洋地质与第四纪地质 Ｖｏｌ．３３，Ｎｏ．５第３３卷第５期 ＭＡＲＩＮＥ ＧＥＯＬＯＧＹ ＆ＱＵＡＴＥＲＮＡＲＹ ＧＥＯＬＯＧＹ Ｏｃｔ．，２０１３ＤＯＩ：１０．３７２４／ＳＰ．Ｊ．１１４０．２０１３．０５１３１渤海湾盆地埕北凹陷东营组构造沉积特征及油气成藏条件王六柱１，２，董冬冬１，石晓光３，刘树亮１，２，吴时国１（１．中国科学院海洋研究所，中国科学院海洋地质与环境重点实验室，青岛２６６０７１；２．中国科学院研究生院，北京１０００４９； ３．中国石化股份胜利油田分公司物探研究院，东营２５７０２２）摘要：为深入认识渤海湾盆地埕北凹陷东营组储层发育的类型及分布规律，综合利用地质地球物理及钻井和测井等资料，在沉积体系及构造特征研究的基础上，研究了埕北凹陷东营组的构造特征、成藏控制因素、油藏类型及油气分布规律。
埕北断层及其主要派生分支断层控制了古近系的发育和分布，也是凹陷内生成的油气向上运移的主要通道。
而凹陷内部和南斜坡的断层多为层间断层，规模小，难以形成构造圈闭。
该区油气成藏包括西南缓坡带和东北部陡坡凸起带两个成藏体系，构造因素与沉积体系配置是东营组油气成藏的主控因素。
北部断裂带构造主控油藏和南部缓坡带地层油藏均具有一定的勘探潜力。
关键词：构造圈闭；岩性组合；东营组；埕北凹陷中图分类号：Ｐ７３６．１ 文献标识码：Ａ 文章编号：０２５６－１４９２（２０１３）０５－０１３１－０６ 渤海湾盆地埕北凹陷是济阳坳陷的一个次级构造单元，位于渤海湾南部浅海海域，夹持在埕子口凸起与埕北低凸起之间（图１）［１－２］，是一个呈北西向展布的狭长凹陷带，呈北断南超（或剥）的构造格局，矿产区勘探面积约５００ｋｍ２（图１）。
图１ 渤海湾盆地埕北凹陷区域位置Ｆｉｇ．１ Ｌｏｃａｔｉｏｎ ｍａｐ ｏｆ ｔｈｅ Ｃｈｅｎｇｂｅｉ Ｓａｇ多年来对埕北凹陷的勘探呈现出明显不平衡的特点，在横向上表现为凹陷周边尤其是南部斜坡带探井数量多，而凹陷带探井数量少，且大多为主探馆基金项目：国家高技术研究发展计划（２００９ＡＡ０９３４０１）作者简介：王六柱（１９６６—），男，高级经济师，博士，主要从事海洋勘探开发规划研究与综合统计工作．通讯作者：董冬冬，Ｅ－ｍａｉｌ：ｄｏｎｇｄｏｎｇｄｏｎｇ＠ｑｄｉｏ．ａｃ．ｃｎ收稿日期：２０１２－０７－１１；改回日期：２０１２－１０－０９． 文凤英编辑陶组、明化镇组地层［３］，钻深不足２ ０００ｍ，导致凹陷区古近系地层认识不足；在探明储量上表现出古新近系地层间的明显反差，凹陷及周边地区，新近系已探明石油地质储量１１ ２８６万ｔ，而古近系仅为１ １７８万ｔ，分别占已探明储量的９１％和９％。
埕岛油田馆上段油藏描述的主要方法
埕岛油田馆上段油藏描述的主要方法埕岛位于中国东部沿海洋，是中国最大的油田之一，是一处橄榄油开采地。
目前，埕岛油田共有6个采油区，其中最重要的油藏地位均位于馆上段。
据统计，馆上段油藏的总储量约为22.21亿立方米，其中，液体石油的探明储量为20.55亿立方米。
对馆上段油藏的描述主要采用以下几种方法：一、地质调查方法地质调查方法是馆上段油藏描述的基础，是埕岛油田研究中最基本的一个环节。
通过地质调查，可掌握馆上段油藏的地质背景和构造特点，了解油气藏控制因素及油气流动过程，为进一步研究提供技术支持。
地质调查方法主要有岩心解剖、煤层气解剖、三维地质调查等。
这些方法可以直接反映油藏的地质特征，有助于在下一步的研究中发现油气藏的潜在资源。
二、测井方法测井是埕岛油田研究中最重要的一项工作，是调查未开发油气藏的重要手段。
它可以直观地反映油藏的结构特征、孔隙状况和油气状况，有助于进一步的油藏勘探设计。
常用的测井方法有雷达测井、温度测井、电阻测井和水位、渗透率测井等。
这些测试结果可以为馆上段油藏的进一步勘探开发提供技术支持。
三、测试试油方法测试试油是油藏描述的重要环节，是研究馆上段油藏的有效方法。
通过测试试油，可以掌握油藏的含油率、油藏深度、渗透性、油层厚度等情况，有助于进一步确定油藏的分布特征，为实施勘探开发提供有效的技术支持。
常见的测试试油方法有沉没试验、实体摩擦试验、声波正线聚焦试验、地质调查试验等。
这些方法可以揭示油藏的真实状况，并可以有效指导油藏的勘探开发。
总之，馆上段油藏描述的主要方法为地质调查方法、测井方法和测试试油方法，这些方法能够有效反映油藏的真实状态，为进一步的勘探开发提供技术支持。
胜利海上埕岛油田埕北208块储层预测及砂体描述
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。
埕岛油田油气藏类型及成藏模式
埕岛油田油气藏类型及成藏模式
高喜龙;杨鹏飞;纪玉民
【期刊名称】《中国海上油气（地质）》
【年(卷),期】2000(014)002
【摘要】埕岛油田的结晶基底为太古界花岗片麻岩,沉积基底为古生界碳酸盐岩和中生界碎屑岩.埕岛油田是在潜山背景上发育的大型披覆构造,发育了潜山、构造、岩性、地层及岩性-构造等多种类型油气藏,主要含油层系为馆陶组上段,主要油气藏类型为大型披覆背斜油气藏,其成藏模式具有沿二级构造复式聚集的特点.根据油气聚集的构造位置,成藏模式可分为凸起主体、凸起陡坡、凸起缓坡及凹间高地聚集油气等4种类型.作为发育大型披覆背斜油气藏的凸起主体,良好的成藏条件决定了它成为埕岛油田最主要的油气聚集区.总结研究这种复式油气聚集特征,对于指导埕岛及其外围地区的勘探具有十分重要的意义.
【总页数】4页(P104-107)
【作者】高喜龙;杨鹏飞;纪玉民
【作者单位】中国科学院广州地球化学所,广州,510240;胜利石油管理局,山东东营,257237;胜利石油管理局,山东东营,257237
【正文语种】中文
【中图分类】TE1
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埕岛油田西北区挖潜增效典型做法
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。
埕岛潜山油藏
第十一节胜利油田埕岛潜山油藏一、地层特征埕岛地区前第三系地层与渤海湾盆地广大地区相似，在前震旦系变质岩基础上沉积了寒武系、奥陶系海相碳酸盐岩建造; 石炭二叠系海陆交互相碳酸盐岩及含煤碎屑岩建造;侏罗－第三系陆相碎屑岩建造。
缺失震旦系、上奥陶－下石炭统及三叠系。
前震旦系：为古老的变质岩系，巨厚的片岩花岗片麻岩等，成份以斜长石、钾长石为主，含石英角闪石等。
寒武系：下统，为紫红色页岩夹灰色灰岩、白云岩、鲕状灰岩不整合于前震旦系之上;中统，为灰色鲕状灰岩，底部为灰绿色页岩、紫红色砂质页岩;上统，为灰色灰岩、竹叶状灰岩、白云岩夹泥灰岩及灰质泥岩。
沉积稳定、旋回性明显、每套组系底部泥岩成份分布稳定，测井自然伽玛为高值，无论从测井曲线还是地震剖面来看，其特征明显。
由于地层遭受了强烈的风化剥蚀，横向变化大，残留厚度不一，地层缺失较多，寒武系与前震旦系为不整合接触或断层接触。
奥陶系：下统，为灰白色中细晶白云岩，与寒武系为连续沉积，中统为灰色灰岩、豹皮状灰岩，顶部为泥质白云岩、泥质灰岩。
缺失上统。
石炭二叠系：为黑色页岩、煤层、灰色灰岩及石英岩，该层系地层埕岛地区仅胜海古3井区等局部地区发育，与下覆地层多为负向结构，分布范围较小，其沉积环境为海陆交互到陆相沉积环境的过渡，含有海相蜒科化石的灰岩层代表了海相沉积，发育的煤层则指示了陆相的沼泽环境。
埕岛潜山残留的中生界主要为侏罗系：为灰色砂岩、砾岩、泥岩夹煤层及碳质页岩，部分潜山高部位缺失中下侏罗统地层，有出露的则与下伏地层为角度不整合接触。
受印支、燕山及喜山等多期强烈构造运动的影响，埕岛地区前第三系地层横向变化大，不同的构造带具有不同的地层发育特征。
埕北11潜山构造带，前第三系地层发育相对齐全，中生界最大厚度可达3000m以上，位于该带西部的胜海古1井钻遇下古生界，与济阳坳陷甚至整个华北地区都具有较强的一致性。
而埕北20潜山带，古生界保存不完整，以埕北27负反转断层为界，其南仅埕北古5井区残留厚约的下古生界，其余均为中生界直接覆盖在太古界之上；断层以北，前第三系依次出露下古生界、上古生界及中生界，地层逐渐齐全，如图。
埕岛油田埕北古7块太古界油气成藏主控因素分析
征及其对储层 、 成藏的控制作用 ， 结合 区域地质 背景 ， 进行 成藏规律和成藏主控 因素研 究 ， 得 出太古界储层发 育， 源储 对接 深度 大 ， 断层侧 向封 堵好 ， 油 气 同 向充 注 是 埕 北 古 ７块 油 气 富 集 高 产 的 主要 原 因 。
Ｓ ｈ ａ ｎ ｄ ｏ ｎ ｇ Ｉ ｎ ｄ ｕ ｓ ｔ ｒ ｉ ａ ｌ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ
ห้องสมุดไป่ตู้
２ ０１ ４拄
山东 工 业 技 术
第０ ４ 期
埕 岛 油田 埕 北 古７ 块 太 古界 油 气成 藏 主 控因 素 分 析
景 安语
（ 中石 化胜 利油 田分 公 司 地 质 科学研 究 院滩 海勘 探 室 ， 山东 东营 ２ ５ ７ ０ １ ５ ）
【 关键词 】 埕北古 ７块 ； 潜山 ； 成藏主控 因素； 太古界
０ 引 言
埕 岛地 区位于渤海湾南部浅海海域 ． 构造上处于济 阳坳 陷与渤中 坳陷交界处 ． 自太古宇至新近系明化镇组均发现油气 。 古生界 、 太古界 ３ 成 藏 主 控 因 素 共上报探 明石油地质储量 ６ ０ １ ３ 万吨 ．是济阳坳陷潜山发现油气最 多 埕岛潜 山四周 被埕北 、 桩东 、 渤 中、 沙南 凹陷环绕 ， 发育沙 三段和 的 区带 ． 构造 和地层 的复杂性导致 了成藏 的复杂性 ． 完钻 的埕北古 ７ 沙一一 东营组两套烃源岩 ． 除埕北 凹陷烃源岩成 熟度较 低外 ． 其他 凹陷 井． 于太古界获 日 产油 ９ ９ ． ９ ｔ ． 日 产气 １ １ ． １ ３ ６ １ 万方的高产油气流 ． 在潜 两套烃源岩均达到生排烃高峰期 ． 油源条件充足 山侧翼发现 了太古界油藏 展现了本区太古界具有较大的勘探潜 力 ３ ． １ 源储 对接控 制了潜山成藏 的下 限 １ 构 造 特 征 潜山油藏是典型的新 生古储 型油藏 ．油源条件是其成藏 之前 提 ． 断至烃源层的深大断裂是 油气运移 的最重要 的通道 ． 区内发育 的埕北 自古 生界之后 ， 埕 岛潜 山经历 印支 、 燕 山、 喜山 三大构造 运动 阶 断层 、 埕北 ３ ０ 南、 北 等多条深 大断裂控制潜 山圈闭形成 的同时还构成 段 ．历经 ４期构造演化 ． ３次成 山过程 ．受 中生代早期和 晚期两期挤 了重要的油源通道网 ， 另外 ， 不 整合 面也是油气运移 的重要通道。 断裂 压． 白垩世早期和古近 纪两期拉张 ． 中生代左旋和新 生代右旋两期走 直接与烃源岩对接的最大深度决定 了油气成藏 的底 界 ． 底界之上均有 滑 的应力 场作用 ． 形成 大型挤压隆起和 滑脱褶皱 ． 并 遭受长期风化剥 成藏之物质基础 蚀。 埕岛地 区油源断裂与烃源层 的直接对接深度达 ５ ０ ０ ０ ｍ． 目前发现 印支 晚期一 燕山初 期由于挤压应力 的释放 ． 在构造薄弱部位 ． 如隆 的最深油藏在桩海 １ ０ ３井区 ．下古生界 ４ ３ ８ ３ — ４ ７ ６ ７ ． ７ １ ｍ井段试油 ． 油 起 的边部产生 了拉 伸正断或滑脱正 断 ．形成滑脱 断阶和负反转 断块 ７ ５ ． ２ ｔ ／ ｄ ． 气２ ． ３ ８ ｌ ｘ １ ０ ４ ｄ ｄ ， 水４ ３ ． ２ ｔ ／ ｄ ． 推断潜山油藏埋深 ４ ７ ６ ７ ｍ。 埕北古 体． 造成 现今 凹陷内古生界 的“ 下超 ” 现象． 这是第一 次应力转型 的开 ７ 井 即依据 此结论建议钻 探的 ． 实 践证明 了“ 源储对接 控制潜 山成藏 始。 下限” 的推断。 燕 山晚期受北东一 南西 向压性兼左旋剪切应力 的强力作用 ． 产生 ３ ． ２ 断裂的侧向封堵决定圈闭的有效性 了逆掩或逆 冲断裂 ． 该时期 的区域应力场处于左旋走滑 向右旋走 滑转 圈闭的封盖条件决定圈闭的有效性 ． 控 制着 油气成藏高度 埕北 换 的过度 时期 ． 即由张扭为主转换 为压 扭为主 ． 喜 山早期右旋走 滑开 古 ７ 块上覆地层为中生界底部 的紫红色 泥岩 ， 突破 压力 高 ， 封堵性好 ， 始活动 ． 北西向张性断裂 和北东 向走滑 断裂继承性追踪 活动 ． 造成孔 侧向封堵是决定 圈闭有效 性的决定性 因素 。 店一 沙四下段填沟补洼 的沉积 特征 。喜山中、 晚期右旋活动逐渐减 弱 ， 影响断层封堵性的地质因素可归结 为断距 、 断裂充填性质和断面 并 整体抬 升 、 剥蚀夷平 。喜 山晚期整体下沉 ， 接受 了晚第三 纪沉积 ． 并 的紧 闭程度 断距影响着断层两盘砂 泥岩层 的对置状态 ． 断裂充填性 把所有 的潜 山都掩埋其下 ． 形成 了现今 的构造格局 质决定 了断层的垂 向和侧 向封闭性 ． 断面的紧闭程度决定了断层 的垂 受构造运动 的作用形成 了近南北和近东西 向的两组 断裂 ． 主断裂 向封闭能力 。 是近南北 向的断裂 ． 控制形成 了今天的三排 山的构造格局——西 带断 根据对储层发育规律 的认 识 ． 潜山顶部 ０ — ２ ０ ０ ｍ是储层集 中发育 块山、 中部残丘 山和东 部的滑脱褶皱 山 ： 近东西 的断裂将三排 山进 一 段． 反 向断层 ， 封堵有利 ， 含 油高度与断距 大小 关系密切 ， 当顺 向断层 步 复杂化 ． 将其分割成复杂断块 埕北古 ７块位于 中部残丘山的侧翼 ． 断距大于风化壳储层发育段厚度时 ． 亦具有 封堵 能力。埕北古 ７ 西断 为埕北 占７ 西逆 冲断裂控制形成 的太古界残丘 ． 与埕 北 ３ Ｏ 潜 山带隔 层是表现 为逆断层的平移 断层 ． 断面紧 闭． 圈闭侧 向对接 中生 界底部 沟 相望 ． 埕ｊ Ｅ 古７ 西 断层断面东倾 ． 断层东侧太古 界地层逆推 于西侧 泥岩 ， 封堵有利 ． 断距大 ， 封堵 能力 强 ． 造就埕北古 ７块成藏高度 大。 之上 ． 太古界断层断距 ２ ０ ０ ～ ５ ０ ０ ｍ ３ ． ３ 油气的充注方式 影响油气 的富集程度 油气 的充 注方式影响油气 的富集程度 ， 同向充注 ， 充注阻力 小容 ２ 地 层 和 储 层 发 育 特 征 易形成大规模油气聚集 ． 反向充注则规模较 小 埕岛潜 山各层 系地层 的保存 与分布受印支 、 燕 山等多期构造活动 埕北古 ７ 块油气性质分析 ． 油气成熟 度高 ． 气油 比大 ， 认为油气来 的控制和影 响， 分布非 常复杂 ． 不 同构造带 、 同一构造带不 同的构造部 自东部的桩东凹陷和渤中凹陷 ． 地层 整体 向东 ． 向北倾 伏 ， 桩东和渤中 位 地层的展布都不 同 ． 受埕北 ８滑脱 大断层 的控 制 ． 埕北古 ７块 古生 凹陷油气在 自身浮力的作用下沿压降梯度最 大的路 径向上向西运移 ． 界地层仅在 沟谷里有薄层残 留． 大部分地 区中生界直接覆 盖与太古界 经油源断裂进入太古界潜山圈闭 ． 可同向充 注于埕北古 ７块圈闭
埕岛油田馆陶组油藏提液实践
埕岛油田馆陶组油藏提液实践摘要：埕岛油田馆陶组主体油藏进入中高含水期后，油井含水上升速度快、稳产难度大是该开发阶段最大的困难。
在近几年的开发工作中，不断探索新思路、新方法，取得了良好的开发指标，形成了关于优化注采调整和油井措施提液方面具有指导意义的实践经验和做法。
主题词：层间矛盾；水井测调；注采调整；提液1开发简历及存在问题埕岛主体馆陶组油藏1993年投产，自2000年7月进入注水开发阶段，采用一套层系不规则四点法面积注采井网注水开发，2008年8月开始进行加密调整、细分开发层系开采，分为Ng1+2-3，Ng4-6两套开发层系，逐步完善上下两套注采井网。
随着开发的深入，油井含水不断上升，目前综合含水达到了77%，进入中高含水期，目前所处的开发阶段含水上升速度快，稳产难度大。
通过对提高采收率潜力、目前阶段开发矛盾、开发管理薄弱点等的深入分析，认为目前水驱开发主要存在以下问题：一是馆陶组油藏非均质性严重，而注水“三率”低，油藏层间矛盾突出。
井间、层间吸水差异大，注水波及系数低，含水上升速度快。
二是单井产液量低，区块采油速度低，迫切需要提液实现老区稳产。
通过几年来的强化注水，注采井网逐步完善，地层压力水逐步上升，具备了提液条件，但如何能够保证提液稳产，控制含水上升速度，最迫切的就是改善吸水剖面，缓解层间矛盾，从而释放层间潜力，确保提液增油；2油藏提液探索与实践2.1分析油藏潜力，找准措施方向，油井提液见成效上层系的特点是原油粘度大，含水低，注水见效慢。
通过近几年较高注采比的强化注水，地层能量逐渐恢复，2014年地层压力由11.0Mpa上升至11.7 Mpa，恢复了0.7 Mpa。
上层系油井尤其是注水较早的南部油井已经达到了提液条件。
通过深化注采分析，精细油井潜力研究，努力查找单井潜力，对CB11NA-9采取补孔潜力层Ng1+23+4层作业；对注采对应完善，油层压力较高的CB22C-1-2-5采取拔滤，分层挤压充填防砂改造地层作业；对CB11NB-8井实施了氮气泡沫负压返排、一步法充填防砂的新工艺作业，5口井作业后取得平均单井日增液74.7t，平均单井日增油12.1t的显著效果。
埕岛油田馆上段油藏描述的主要方法
埕岛油田馆上段油藏描述的主要方法埕岛是中国首个以油田公园为主题的景观公园，位于江苏嘉兴市沿海一小岛上。
公园内矗立着中国第一口商用油井1938年探明的“埕岛一号”井。
油田公园是中国油气工业第一次在油田区开展景观公园旅游的先行实践，也标志着中国油气工业开始进入了新的发展阶段。
油田公园以埕岛油田馆上段油藏描述为核心，以石家庄油气局怀远油田城村保护区为背景，将社会油田工程、埕岛油田发展历史和景观休闲旅游等内容有机地结合在一起，展现了油气工业的技术文化特色，既具有教育性质、文化性质，也具有休闲娱乐性质。
埕岛油田馆上段油藏描述是埕岛油田公园的核心内容。
据可靠消息，埕岛油田的上段油藏，是上饶、九江、萍乡三个油田的大型联合油藏，形成了南海、婺源和湘江三大气藏系统。
这个油藏已坐落了约30年，是中国海洋油气开发史上最大的一个油藏。
其石油储量大约为1000万吨，跨越深浅不一的三个油田，深度从2160米到3200米不等。
描述埕岛油田馆上段油藏的主要方法主要包括：（1）调查和勘探。
该油田开发以调查和勘探为基础，通过地震遥感仪器、测井设备、探井装置等多种测探仪器，进行调查勘探，以收集有关油藏类型、油气储层组成、油气分布格局等资料；（2）评价技术。
通过综合考虑地质、地球物理和化学知识，埕岛油田上段油藏进行系统的地质物理评价，以确定油藏的储量、油气的质量及其可开采的层段、产量水平及生产能力等；（3）开发设计。
综合考虑油藏地质条件及经济效益，设计出最佳的钻井及采收方案；（4）开采技术(开采工艺)。
采用先进的钻井技术和采收技术，实施安全、经济、有效的油气开采；（5）动态监测。
根据油藏变化情况，定期（季节性或临时性）对油藏进行监测，以评价油藏发育状况，并作出一定的灵活调整措施；（6）资源评价。
根据油藏开发经历和经验，以及丰富的石油资源数据，评价油藏的总储量、残存储量以及所占比例，进行资源勘查评价。
埕岛油田馆上段油藏的描述不仅具有实用性，还能带给游客更多的参观体验。
埕北区块油藏地质及试采特征分析
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。
大港油田埕北断阶带油气成藏过程分析
大港油田埕北断阶带油气成藏过程分析
高长海;查明
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2008(030)004
【摘要】在对大港油田埕北断阶带油气成藏条件及其空间配置关系进行分析的基础上,利用流体包裹体技术确定油气成藏期次,结合生烃史模拟、油源对比和构造演化史分析结果,分析油气运移充注方式,剖析油气成藏过程.结果表明,古近系沙三段烃源岩生成的油气缓慢向埕北断阶带充注,形成一定规模的古油藏(第一期充注成藏);明下段末期以来的构造运动造成研究区断层活动强烈,导致早期古油藏的破坏和沙三段及沙一段烃源岩生成的成熟油气大规模快速充注,驱替早期充注的沙三段生成的油气,形成了大量断块、断鼻油气藏,在新构造运动影响下,导致第一、第二期形成的油气藏发生调整,奠定了现今研究区油气分布格局(第二期充注成藏).
【总页数】7页(P47-53)
【作者】高长海;查明
【作者单位】中国石油大学地球资源与信息学院,山东,东营,257061;中国石油大学地球资源与信息学院,山东,东营,257061
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.12
【相关文献】
1.大港油田埕北断阶区地层水化学特征与油气成藏 [J], 张宗峰;查明;高长海
2.大港油田埕北断阶区油气成藏期次 [J], 张宗峰;查明;高长海
3.大港油田埕北断阶带油气运移、成藏期次及成藏模式 [J], 曲江秀;查明;高长海;张宗峰
4.埕北断阶带油气成藏条件与模式研究 [J], 吴雪松;赵仕民;肖敦清;苏俊青;汪新兰;孙伟红;刘安元
5.大港油田滩海区埕北断阶带油气成藏条件研究 [J], 袁淑琴;丁新林;苏俊青;张尚锋
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埕岛油田馆陶组上段油藏地质模型
地层剖面由下至上砂质减少 , 泥 质增多 。 据埕岛 油田近 200 口井的统计 , 单砂体平均厚度4 . 7m , 从 6 砂 组到 3 砂组 , 单砂体平均厚度从 5 . 6m 减至3 . 5m 。 与孤 岛、 孤东等其它馆上段油田相比 , 在剖面上砂泥岩发育 的一个显著差异是埕岛油田馆上段 1 +2 砂层组再度 出现较厚的砂层 , 平均单砂体厚度达到 5 . 5m 。 4 储集层岩性物性 储集层岩 性物性总 体而言 是疏松 砂岩 , 高孔 、高 渗、 高饱 和度 。 砂 岩粒度 中等 —细 , 粒 度中 值为 0 . 15 mm , 平均有效孔隙度为 33 . 8 %, 最高为 42 . 3 %; 平均 -3 2 空气渗透率为 2529 ×10 μ m , 最高达 14 481 ×10 -3 2 μ m 。 原始 含 油饱 和度 为 60 % ～ 69 %, 泥 质 含量 为 5. 1 %～ 6 . 35 %, 碳酸盐含量为1 . 22 %。 5 油层发育特征 馆上段油层厚度小 , 平面上变化大 , 油田南部比北 部油层厚度小 。 完钻井单井平均有效厚度油田南部为 21 . 5m , 北部为 28m ; 油层发育段单砂层最大厚度南部 为 15 . 3m , 北部为 24 . 2m ; 一般单层厚度为 3 ～ 10m , 单 砂层平均厚度南部为 4 . 4m , 北部为 5 . 3m ; 单油层最大 有效厚度南部为 15 . 0m , 北部为 21 . 9m , 单油层平均有 效厚度南部为 3 . 2m , 北部为 4 . 9m 。 6 胶结物类型及含量 储集层岩石结构成熟度和成分成熟 度低 , 不稳定 矿物含量多 , 馆上段 5 至 7 砂组的砂岩以孔隙式胶结 为主 , 1 至 4 砂组的砂岩以接触式和孔隙-接触混合胶 结为主 ; 砂岩中胶结物以泥质为主 , 黏土矿物中以蒙脱 石为主 ( 44 . 3% ) , 其次 为高岭 石 ( 27 . 3% ) , 伊蒙 混层 少; 而泥岩中黏土矿物则以伊蒙混层为主( 65 % ) 。 7 孔隙结构特征 孔隙结构主要表现为粗孔粗喉型 , 孔喉半径大 , 多 为 2. 3 ～ 15 . 3μ m , 平均 7 . 7μ m , 最大孔 喉半径为 40 . 5 μ m , 分选较差 , 呈粗歪度 , 主要表现为一个峰值 。 对储 集层渗透率作出主要贡献的是数量较少的大孔隙 。 主 要流动孔喉半径下限为 6 ～ 15μ m , 平均 8 . 9μ m , 一般流 动孔喉半径下限为 1 . 0μ m 。 通常认为半径小于 0 . 1μ m 的孔隙对渗流能力没有贡献 , 这部分孔隙称为死孔隙 , 馆上段储集层死孔隙含量高 , 一般在 15 %左右 。
埕海油田张1504“双低”油藏改善开发效果实践
埕海油田张1504“双低”油藏改善开发效果实践摘要：张1504区块位于河北省黄骅市张巨河村以东的滩涂-海域地区。
构造位置处于埕北低断阶西侧、张28X2井区以北，被张北断层和张1504断层所夹持。
该区张1504井在沙二段、沙一段和东营组均钻遇油层。
主要含油目的层为Es2z1，属于构造油藏，油藏埋深在3435-3465米，主力层Es2z1含油面积1.27平方千米，地质储量112.4万吨。
利用埕海3-1井场开采，属于衰竭式开发，油井初期自喷，但递减大（月递减率20%），为典型的“双低”油藏（采油速度0.42%、采出程度2.11%）。
关键词：双低油藏；张1504；压裂；增能注水1 油藏地质特征大港油田埕海三区勘探面积125km²，2017年底已上报三级储量1.42亿吨，分为五个区块。
其中张1504区块位于埕海三区西部，依附于张北断层的背斜构造，地处海域，利用埕海3-1井场进行开发生产。
（1）储层特征：纵向上为砂泥薄互储层，横向上砂体连通性较好，为中低孔（孔隙度16.1%）、低渗储层（渗透率6.8×10-3μm2），砂泥薄互储层；（2）油藏类型：为异常压力系统（压力系数在1.24～1.40），构造岩性油藏；（3）地质储量：2017年探明石油地质储量125.81万吨，可采储量23.52万吨；（4）生产特点：衰竭式开发，常规注水困难，注采井网难以完善；油井初期自喷（40t/d），但递减大（月递减率20%）；单井压裂投资大，效益低。
为典型的“双低”油藏（采油速度0.42%、采出程度2.11%）。
2 研究思路存在问题：张1504区块采出程度低，剩余可采储量大（35万吨），有开展综合治理的资源基础。
油井初期日产油量高，但不能连续生产，低渗厚油层具备改善储层提高单井能力的潜力。
枯竭方式开发效果差，需要改变开发方式，经验公式法计算弹性驱采收率3.24%，溶解气驱采收率8.15%，天然能量驱动采收率11.39%。
埕岛油田东营组油气成藏规律分析
埕岛油田东营组油气成藏规律分析X马魁勇(中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营 257015) 摘 要:埕岛地区经历了多期构造运动,埕北低凸起和埕北30潜山构造带长期遭受风化剥蚀,两者之间以斜坡带过渡相连,在斜坡带上沟梁相间,古地貌复杂,东营组时期经历了完整的湖盆演化过程,发育多种沉积类型,以上这些使东营组油气成藏较复杂。
通过研究东营组储盖组合样式、断裂两盘侧向封堵性,明确了较为有利的成藏模式,通过对油气运移路径的分析,河道砂体及浊积扇体的描述预测,为优选勘探区域提供了帮助。
关键词:储盖组合;侧向封堵性;油气运移路径 中图分类号:P 618.130.2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)10—0115—04 埕岛油田区域构造位置位于渤海湾盆地济阳坳陷与渤中坳陷之间,西邻埕北凹陷,东、北面分别与桩东、渤中凹陷毗邻(图1)。
该油田探明储量4亿多吨,近90%是在新近系河道砂中发现的,东营组发现较少,而且,就整个济阳坳陷来说,东营组储量所占比重也较小。
自2009年以来,每年都有新井钻遇东营组油藏,这批井的成功钻探,使东营组成为埕岛油田又一重要的含油层系,成为近期勘探热点。
分析该层系的油气成藏规律,对指导下步勘探部署工作具有重要意义。
图11 地质特征本区受燕山、喜山期多次区域性抬升影响[1],形成了埕北低凸起和埕北30潜山(图1)两个正向构造单元,它们是埕岛油田油气有利聚集区,两者之间以斜坡带(埕岛东坡)过渡相连,受古地形影响,在斜坡上发育坡折带,坡折带上也是砂体沉积和成藏的有利场所。
东营组地层发育受前第三系古地貌控制,围绕埕北低凸起和埕北30潜山呈环带状展布,逐层超覆沉积。
东营组共划分为6个砂组。
在埕北低凸起上,受喜山期东营运动的影响,本区抬升遭受剥蚀,仅发育了东营组2和31砂组。
埕北30潜山由于构造位置相对较低,剥蚀作用较弱,发育了1+2、31、32、4砂组,其中5+6砂组主要发育在斜坡带上。
胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程报告书-中国海洋报
编号： COES-008-HP-2018 胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程环境影响报告书（简本）中海石油环保服务（天津）有限公司China Offshore Environmental Services LTD国环评证甲字第1109号二零一八年六月1总论1.1 评价任务由来与评价目的1.1.1任务由来胜利埕岛海上油田位于渤海湾南部的极浅海域，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，方案区水深约15m。
埕北208块1997年在馆上段上报III类探明含油面积1.1km²，探明石油地质储量113×104t，2015年埕北208块馆上段又上报控制含油面积4.85km²，控制石油地质储量850×104t。
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。
本次胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程的主要建设内容包括：（1）新建24井式CB208常规井组平台1座，分A、B井组，各12口井；（2）新建输油海管2条，其中CB208-CB4D输油海管长度为2.544km，CB4B-CB4E输油海管长度为0.549km；（3）新建CB4D-CB208注水海管1条，长度为2.553km；（4）新建CB243A-CB208平台6kv海底电缆1条，长度为2.8km；（5）对CB4D、CB4B、CB4E和CB243A平台配套系统进行改造等；（6）在CB4C等10个平台进行调整井建设，共计16口调整井。
按照《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国海洋环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》以及《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》的规定，需对胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程进行环境影响评价，受胜利油田分公司海洋采油厂委托，中海石油环保服务（天津）有限公司承担了胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程的环境影响评价工作。
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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。