最新大港油田控水稳油及综合治理方案

大港油田2007年控水稳油及综合治理方
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大港油田分公司2007年度
控水稳油及综合治理地质方案
中国石油天然气股份有限公司
大港油田分公司
二OO六年十二月
内部资料
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大港油田分公司2007年度
控水稳油及综合治理地质方案
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中国石油天然气股份有限公司
大港油田分公司
二OO六年十二月
目录
1、港东二区一断块综合治理方案 (1)
2、港东二区七断块三次采油前期配套地质方案 (8)
3、港东二区六断块立体治理地质方案 (18)
4、唐家河东三段控水稳油综合治理地质方案 (26)
5、唐家河沙河街断块改变驱动方式治理地质方案 (33)
6、羊二庄老区油田2007年控水稳油及综合治理方案 (37)
7、王徐庄油田老区控水稳油综合治理方案 (46)
8、歧南9×1区块控水稳油综合治理方案 (55)
9、2007年枣北孔一段控水稳油综合治理方案 (60)
10、2007年官109-1断块控水稳油综合治理方案 (66)
11、2007年官128断块控水稳油综合治理方案 (70)
12、2007年官1断块控水稳油综合治理方案 (76)
13、2007年王27断块控水稳油综合治理方案……………………………………8 1
14、2007年段六拨油田控水稳油综合治理方案 (89)
15、2007年板桥油田控水稳油地质方案 (95)
16、2007年板桥油田改变开发方式方案 (99)
17、港西油田一区一断块2007年综合治理方案 (105)
18、周清庄油田周三断块2007年控水稳油方案 (114)
19、港西油田港172断块2007年综合治理方案 (120)
20、港西油田五区二断块2007年综合治理方案 (127)
21、羊二断块2007年控水稳油综合治理地质方案 (136)
22、孔二北断块2007年控水稳油综合治理地质方案 (144)
23、孔二南断块2007年控水稳油综合治理地质方案 (153)
24、孔店油田孔104断块综合调整地质方案 (166)
大港油田综合治理控水稳油项目之一
港东二区一断块综合治理方案
一、地质概况
港东二区一断块位于港东油田中部，南北分别被马棚口断层和港东主断层所切割。

东接一区七八断块，西接二区四断块，是一个较完整的复杂断块油藏。

含油面积2.7Km2，地质储量793.1×104t，可采储量323×104t。

断块内部发育有两组七条断层，将断块切割成9个大小不等的断块，面积大的约1.0Km2，面积小的仅0.24Km2。

构造较为破碎，地质条件复杂。

该断块油层主要分布在上第三系明化镇及馆陶组。

其中明化镇组油层多，控制储量多，是资源丰富主力油层。

纵向上划分为31个小层，含油砂层均无统一的油水界面，平面上油砂体分布受构造及岩性双重因素控制，油层平均有效厚度12.8m。

受河流相沉积环境影响，该断块在平面上及纵向上油层非均质性严重，油层渗透率最小值100×10-3μm2，最大值9288×10-3μm2，孔隙度分布范围26～34%，原油物性好。

港东二区一断块地质参数表
二、开发简况及开发现状
1、开发简况
港东二区一断块1967年试采，1971年试注，1974年投入注水开发，按其开发特点划分为五个阶段；
(1)1967-1970年试采阶段；
从1967年港262井投入试采，到1970年断块共有油井11口，日产水平104.8t，综合含水8.4%。

(2)1971-1973年产量上升阶段；
从1971年开始，断块以300m井距，不规则三角形井网陆续投产开发。

这一阶段主要靠弹性能量驱动，单井产量较高到1973年底断块有油井33口，日产水平441t，综合含水28.2%，采油速度3.02%，由于无外来能量补充，地层能量下降较快，总压降为4.02Mpa。

(3)1974-1980年产量下降阶段；
断块于1974年开始注水开发，但由于油层连通性差，注水效果差，断块日产水平不断下降，1980年断块有油井26口，日产水平91t，采油速度
0.63%，综合含水65.1%。

(4)1981-1996年加密调整生产阶段；
从1981年开始，断块通过局部井网完善，维持低速稳产，直到1990年底共钻调整井23口，由于这些新井不是集中钻井，而是每年钻2-3口，未达到预期调整的效果，注采系统仍不完善，断块稳产基础差的状况未从根本上得到缓解。

1990年底断块日产水平221t。

1991年断块进行了整体的加密调整，共钻加密调整井22口，投产20口，投注2口，调整后转注10口，平均井距由222m缩小到190m，注采井数比由1：5.8提高到1：2.4，注采对应率由12.11%提高到54.5%，同年7月份，日产水平为526t，达到了历史最高水平。

但由于该断块地质条件复杂，注水效果不理想，新井投产后产量下降快，年递减达到40%。

为了进一步提高有效注水，减缓断块自然递减高的状况，1992年至1996年在断块开展了以补孔和局部调整注采关系为主的综合治理。

使断块产量保持了稳定。

(5)1997年至目前实施控水稳油工作；
1997年以后该断块开始实施以水井为主；采取油水井措施相结合的综合治理配套措施，通过水井转注、调剖、分注，配套油井卡水、补换层、提液等综
合治理工作，见到了较好的效果，断块自然递减加大的的趋势得到减缓，日产油量稳定在256t/d，有效缓解了层间及平面上的注采矛盾，使断块水驱效果明显改善。

2001年开展以单砂体治理为重点的控水稳油工作，以含油砂体的剩余潜力为研究对象，进行注采井网的完善、重组，使断块注采井数比由1：2.36提高到1：2.0。

有效保持了断块稳产。

年自然递减连续保持在15%以下。

2004-2006年针对井网控制程度低，构造复杂的砂体，应用油藏工程等多种手段，挖掘剩余油潜力，取得显著效果。

2004年在断块北部滚动增储新区块港32区块，初期日产能力达到70.25吨，含水42.2%。

为断块稳产提供了新的产量接替点。

2005年在断块东部边界港338-1井区，通过对老层进行查层补孔，对馆四油组的储层潜力有了新认识，对该井补孔馆四水层后，获得高产，初期日产油21吨，含水仅有16%。

2006年在东7-18-2井区对明四小层补孔后获高产，初期日产油64t/d，不含水。

通过对不同潜力点的挖潜研究，使我们对各种类型的潜力有了进一步的认识，为今后的挖潜工作探索了新的方向。

2、开发现状
二区一断块到2006年11月份，有油井59口，开井31口，单井日产油2.86t/d，总日产水平88.7t/d，年产油量2.5453万吨，累产油279.1352万吨，剩余可采储量83万吨，含水91.47%，采油速度0.57%，采出程度48.7%，可采储量采出程度74.85%，剩余可采储量的采油速度3.27%；有注水井23口，开井12口，单井日注水59m3，日注水平708m3/d，年注水量25.0803万方，累计注水1168.6464万方，月注采比0.661，累计注采比0.848，累计亏空
209.0516万方。

三、断块存在主要问题
二区一断块处于河道分叉频繁地区，不但构造复杂，而且砂体横向及纵向上变化大，1口井钻遇的砂体占52.7%；2口井钻遇的砂体占23%，注采井网不完善，注水开发效果差。

断块注采连通程度25.2%，注采对应率25.6%。

总钻遇130口井，其中油井96口，注水井34口。

目前断块油水井开井55口；其中油井41口；注水井14口。

停采关井有75口，其中油井55口，注水井20口，停产井占总钻遇井的57.6%。

在现有注采井网控制下，有受益井18
口，占开井数的50%。

其中单向井15口，占受益井83.3%，见效井仅8口井，占开井数的22.2%。

见效井控制产量占总产量32.9%。

注采井网不完善造成地层能量严重不足，地层压力10.3Mpa，低于饱和压力4.7Mpa。

在老油田开发后期引发了一系列的矛盾。

1、自然老井产量逐年下降；
二区一断块近年产量变化表
统计近年断块老井自然产量呈下降趋势，由2002年5.75万吨降至目前2.8181万吨，对比下降2.2万吨，自然递减达到14.9%。

2、措施效果逐年变差；
二区一断块近年油井措施效果对比表
二区一断块2006年1-7月油井措施统计表
2006年1-7月份共实施油井措施8口井，其中仅有2口井是注采井网完善井区中，通过挖潜效果统计可以看出，在注采井网完善井区的措施效果明显好于非注水井区。

3、新井无法实现产量接替
由二区一断块2003年-2006年新井生产情况统计可见，13口新井中仅有3口井处于较完善注采井网中。

由于多数新井投产后，无注水能量补充，新井产量递减较快，造成低能低产的生产状态。

近年新井生产情况统计表
四、剩余潜力分析
截止2006年9月断块剩余可采储量81.2万吨。

统计3口井以上钻遇；剩余可采储量大于0.8万吨的砂体共有25个，控制剩余可采储量43万吨，主要分布在9个井组（港东二区一断块井组控制储量状况统计表）。

这部分井组目前产量相对较高，控制的主力砂体及剩余储量多，具有调整完善注采井网的物质基础。

以港东油藏描述成果为依托，以井组产量较大的井区作为主要研究和治理目标；以工艺技术为支撑，优选砂体分布面积相对较大，纵向上有多个砂体叠加的井区，通过注水结构调整，规模实施转注措施，增加注水井点，补充地层能量，阶段恢复长停井生产。

通过整体规模治理后，改善低能井区开发效果。

港东二区一断块井组控制储量状况统计表
根据以上筛选原则，优选5个井区作为综合治理目标区；港30井区、港8-63-2井区、东7-23井区、港8-69井区、港9-71-3井区，共涉及单砂体18个，主要分布在明三6、8四3、5、8等砂体，控制地质储量195万吨，受益井产量35吨。

五、调整的技术对策及方案部署
1、治理原则
根据复杂断块砂体变化大、构造复杂的地质特征，以单砂体控制储量高、连通关系较为明确的局部井区、自然断块为治理目标；根据剩余油分布特征，
针对复杂区块以井组为单元，对控制剩余储量多、相对分布面积大的单砂体，以增加注水井点补充地层能量为主，建立井组为单元的注采井网，通过水井转注先期注水，阶段恢复停产井，增加区块基础产量。

2、方案部署
针对五个主要治理井区，方案部署油水井措施工作量33口井，其中水井措施15井次，以老井转注、恢复停注水井措施为主，油井配套措施18口井，以换层回采、停产井恢复为主。

在治理方案实施及效果跟踪分析中，计划区块动态监测工作量38井次，其中油井工作量18井次，水井工作量20井次。

六、开发指标及经济指标预测
1、开发指标预测
通过挖潜方案的实施，可进一步增强断块的稳产基础，改善断块的开发效果。

预测日产油水平保持在92t,日注水平达到1035m3，含水上升率2%，年累计自然递减控制在15%以内。

2、经济指标预测
二区一断块实施挖潜方案，油水井措施投入为550万元，按吨油成本按403.76元；总投入为751.9万元。

断块年增油0.5万吨，按吨油售价3609元计算，总产出1742万元，投入产出比分别为1：2.32。

大港油田综合治理控水稳油项目之二
港东二区七断块三次采油前期
配套地质方案
一、油藏地质概况
港东开发区位于港东主断层的下降盘，是一个被断层复杂化的逆牵引背斜构造。

港东二区七断块位于开发区的西南端，马棚口断层上升盘，是一个被断层切割的半背斜。

二区七断块无天然底水，虽具有一定边水（如NmⅢ4-2层），但边水水体不很发育，因此油藏驱动能量仍以人工水驱为主，边水驱动仅是起到一定的辅助驱油作用。

二区七断块为典型的具有多油气水系统的复式复杂断块类型岩性-构造油气藏。

河流相沉积的不稳定性及断裂活动的长期发育，造成二区七断块油藏形成特点：构造背斜控制油气富集，断层、岩性控制油气水分布，基本以单砂体为油气水控制单元，形成多套油气水系统。

剖面上油气水层间互，没有统一的气—油、油—水界面。

二区七断块地质储储量431.9×104t，可采储量210×104t，采收率45.3%。

主力油层是NmⅢ4小层，其余油层零星分布，储集层为河流相沉积。

油层埋深1194-1895m，井钻遇油层厚度1.8-16.8m，平均一类有效厚度8m，油藏类型为岩性-构造油藏。

储层一般孔隙度大于30%，渗透率大于1300×10-3μm2。

港东二区七断块储量状况表
NgⅠ28 60 0.88
5 1.20
1
0.56 3.4 23.48
NgⅡ28 60 0.87
3 1.21
8
1.02
2.1 25.47
合计430.66
二、开发简况
1、开发历程
港东二区七断块是1979年8月通过联浅1井滚动、扩边发现的新块，该断块于1980年5月开始实施注水开发，开采层系主要为明化镇油组。

二区七断块主要经历了三个开发阶段：
⑴、产量逐步上升阶段（1980-1987年）
二区七断块初期采用滚动开发、逐步扩边的开发模式，运用三角形井网、300米井距进行开发。

随着滚动扩边的进行，逐步进入二区七主体，采油井数不断增加，断块产量稳步上升。

至1987年底，断块共有油井47口，开井42口，单井平均日产油
18.4t/d，日产水平达到773t/d，综合含水60.53%，累计采油46.5199×104t，累计产水74.5895×104m3，采油速度11.66%，采出程度19.22%；注水井8口，开井8口，日注水平1094m3，累计注水158×104m3。

累计注采比1.06，地层累计亏空9×104m3。

⑵、产量递减阶段（1988-1990年）
1987年下半年对断块主力砂体NmⅢ4-1、NmⅢ4-2的11口井实施了一系列强化采油、提液措施，采油速度过快，造成NmⅢ4-2边水迅速推进，再加上出砂等问题，导致含水上升速度快，产液量、产油量大幅度下降。

至1990年底，断块共有油井29口，开井24口，单井平均日产油
13.9t/d，日产水平334.1/d，综合含水77.48%，累计产油75.022×104t，累计产水148.63×104m3，采油速度2.83%，采出程度17.4%，可采出程度38.47%；注水井13口，开井11口，日注水平817m3，累计注水151×104m3，累计注采比0.55。

⑶、控水稳油综合治理稳产阶段（1991-目前）
由于受到强化采油、采液等不利因素的影响，造成断块的NmⅢ4-1、NmⅢ4-2两主力砂体层间、层内非均质的日益严重，主力油层平面和层间矛盾加剧，致使油层水窜问题严重，油井含水上升。

通过对两主力砂体的剩余油比较富集的部位部署新井和油井转注等综合措施，主力砂体的注采井网得到进一步完善。

截止目前二区七断块共有油井28口，开井24口，日产水平114.23t/d，综合含水95.96%，累积产油168.02×104t，采油速度1.72%，采出程度
69.43%；注水井24口，开井16口，日注水平2180m3，累计注水1201.84×104m3。

断块已进入特高含水后期。

2、工艺适应性分析
（1）、调剖
产量递减阶段，断块实施水井调剖4口井合计5井次，其中NmⅢ4-1调2口3井次，NmⅢ4-2调2口2井次，实施效果不理想。

实施后只有3井次注入压力有不同程度的提高，而另2井次压力没有明显变化，周边受益井有一口井见效明显。

1989—1990年阶段调剖效果统计表
控水稳油阶段再次对NmⅢ4-1、4-2两主力砂体的注水井进行9口井合计18井次调剖，其中单调NmⅢ4-1共8井次，单调NmⅢ4-2共3井次，两层笼统调7井次，调后注水井显示压力上升11井次，无变化7井次；有资料显示吸水剖面调剖前后对比改善的1井次，没有改善的3井次；受益井稳（降）水增油2井次。

总体效果不明显。

（2）、防砂
1991年针对油井出砂严重及高含水的状况，应用了cmc、cs-1及压防三种防砂工艺对12口油井进行有效的防砂治理，使油井保持稳产，效果比较显著。

港东二区七断块防砂效果统计表
（3）、微生物驱油
1997年5月在该断块主力油层NmⅢ4-1和NmⅢ4-2优选了4注8采的试验井组，开展了微生物驱油技术矿场试验，实施后有4口油井见到了降水增油的效果，有效期2～3年，总累计增油1.0589×104t，井组提高采收率1.43%。

三、断块存在问题
1、地层压力低于局部井区能量补充不完善
该断块自1988年大规模油井投产以来，累积注采比一直小于1.0，地层压力也低于原始地层压力，由于该断块油井采取强化采油的开发方式，而注水井位于油层的低部位或边部位，实施边部注水的注水方式，造成了在没有注水井控制的地区，由于没有注入水的供给，地层亏空较大，形成在没有注水井的地区的地层压力远低于原始地层压力。

2003年区块的平均地层压力仅10.87MPa，低于原始地层压力3.69MPa。

2、主力砂体水淹程度高，剩余可采储量分散
截止2004年12月，NmⅢ4-1砂体的综合含水已达94.12%，NmⅢ4-2砂体的综合含水95.2%。

砂体的剩余油目前仅集中在油层的边部、一些井况有问题的井区、断层附近以及构造的高部位。

3、主力砂体层层内、层间非均质严重
主力砂体NmⅢ4-1、4-2为典型的河道砂体，油层厚度3-10米，由于不同时期河流强弱不一，沉积的砂粒粗细不一，纵向上高低渗透交错迭合，层间、层内的吸水差异严重。

另外，由于受到强化采油、采液等不利因素影响，断块的两主力砂体层间、层内非均质性日益严重，主力油层平面和层间矛盾加剧，使油层水窜问题严重，油井含水上升较快。

4、主力油层平面非均质性严重
主力油层NmⅢ4-1为典型网状河道砂体，油层厚度3～10米，砂体在东西方向上变化较大，在南北方向上连续性较好。

从南到北网状河道砂体宽窄不一，东部宽砂体条带属河床内部，位置稳定，而南部属垂直狭窄河道方向，砂岩变化大。

由于渗透率变化较大，注入水在平面上沿高渗透带推进快，低渗带注水推进速度慢，体现出注水平面矛盾严重。

主力油层NmⅢ4-2是由几个变化较大的砂体组成，油层连同性好，有效厚度8～15米，整体呈席状分布，注入水在平面上推进速度差异较大。

从示踪剂动态监测中，可以看到注入水沿高渗层快速推进，而在低渗带不见示踪剂或注入水推进较慢。

二区七断块在2003年12月期间，对NmⅢ4-1、4-2两砂体的10口注水井组进行示踪剂动态监测，结果显示，该断块主力油层NmⅢ4-1与NmⅢ4-2砂体平均水驱速度为2.97m/d，较前次监测结果有大幅度改善。

但本次监测解释结果又发现，个别井区注水井间渗透率较以前渗透率发生了较大变化：由原来的1500-5000×10-3μm2，增大到3813-16830×10-3μm2，特别是港深57井间渗透率达到了16830×10-3μm2。

说明NmⅢ4-1、4-2砂体平面非均质性相当严重，注水效果急待改善。

二区七断块井间高渗层参数表
四、断块潜力分析
1、油砂体剩余潜力研究
二区七断块地质储量431.9×104t，可采储量210×104t，采收率45.3%；截止目前断块已累积采油168×104t（实产），目前断块的剩余可采储量为42×104t。

为了了解二区七断块剩余可采储量的平面及纵向分布，利用地层流动系数和时间动态监测资料，进行了单砂体控制剩余可采储量研究，量化每个单砂体的剩余油。

对港东二区七断块单井每个单砂层的产油量、注水量进行劈分，结果表明：二区七断块纵向上共有30个含油单砂层，其剩余可采储量较大的为NmⅢ4-1、NmⅢ4-2两个主力单砂层，其中NmⅢ4-1砂体剩余可采储量10.46×104t，NmⅢ4-2砂体剩余可采储量6.81×104t，两砂体总剩余可采储量17.27×104t，占整个断块总剩余可采储量的63%。

二区七断块主力砂体剩余可采储量计算表
2、剩余油饱和度分布特点
二区七断块的动用程度较高，注水开发效果较好，通过对近三十年开发状况进行水驱数值模拟研究，发现断块主力砂体NmⅢ4-1、4-2水驱效果好，剩余油饱和度较低，大多数值模拟网格的剩余油饱和度值在25%-40%之间。

从另一方面说明目前两主力砂体水淹严重，剩余油高度分散，目前含油饱和度较高的区域主要集中在主力油层靠近断层处、岩性边部、构造高部、注采井网不完善区以及注采非主流线之间的地区。

二区七断块NmⅢ4-1、Ⅲ4-2剩余油饱和度分布图（2005年12月）
五、调整方案部署
1、基本概况
明三4-1砂体地质储量110.5×104t，较原控制储量增加17万吨，含油面积1.33km2，平均有效厚度4.8m。

明三4-1砂体目前正常生产油水井19口，注采井网为9注10采，由于历史原因平面上注水井集中分布，存在注入井无效注水或重复注水的现象。

通过前期水驱见效分析，该砂体主体连通情况较好，但联浅7-8与联浅6-8之间存在注水不见效，储层不连通情况。

另外由于联浅4-10井、联浅5-9井、港深57井，联浅6-8井之间区域，注水井聚集现象严重，导致此范围内剩余油高度分散，潜力较小。

二区七断块明三4-1目前注采井网
明三4-2砂体砂体地质储量95.4×104t，较原储量增加16.8×104t，含油面积0.81km2，平均有效厚度6.8m。

经研究发现，该油藏存在一定边水能量，通过目前已知断块边界计算得出该水体面积6.94km2，砂层厚度7.7m，水体储量为1656.6×104m3，水体积与原油体积比为17：1，说明该水体体积并不大，但随着断块内部开采过程的不断延续，边水在起到驱油作用的同时，前缘也逐步向断块内部推进，形成了一定程度的次生底水，油水界面较原始状况有所上升。

根据最新完钻井资料分析，确定目前状态下油水界面为-1315m。

明三4-2砂体目前正常生产油水井13口，注采井网为6注7采，由于该油砂体是一简单背斜，历史上注水开发主要依据构造形态进行单向的低部位边部注水、高部位采油的单边注水开发方式，单向受益井4口，双向受益井1口，多向受益井2口。

二区七断块明三4-2目前注采井网
二区七断块NmⅢ4-1、4-2砂体剩余可采储量计算表
2、调整技术对策
二区七断块油层连通程度高，水驱开发效果好，目前已进入高含水开发阶段，常规水驱调整已不能大幅度提高采收率，因此有必要及时开展CDG驱试验，以进一步改善该断块的开发效果，提高油藏最终采收率。

根据注入层系筛选原则，确定港东二区七断块的注入目的层为NmⅢ4-1、NmⅢ4-2。

两个主力单砂层目前有注水井19口，开井13口，日注水量
1650m3，涉及受益油井13口，注采对应率达到100%，受益井控制的日产油量115t，占断块总产量的70%，目前含水95%以上。

3、调整方案部署
港东二区七断块NmⅢ4-1、Ⅲ4-2两层合计CDG驱含油面积1.2km2，动用地质储量141.68×104t，共设计注入井7口、受益油井11口。

对各注入砂体调整前后的注采井网进行对比（表7），可以看出调整后注采井网更加完善，多向受益油井从2口井上升到4口井，注采对应率由90%上升到100%，改变了历史上油、水井扎堆现象，调整后的注采井网为确保CDG驱油的实施效果奠定了坚实的地质基础。

港东二区七断块注聚井网设计表
备注: "( )"指重复井号
为实现CDG驱层系和注采井网，需要结合目前油水井现状，对部分油水井实施综合配套措施。

配套方案设计油水井措施28井次，其中水井措施16井次，配套油井措施12井次，以油井降液堵水为主。

大港油田综合治理控水稳油项目之三
港东二区六断块立体治理地质方案
一、治理区块地质特征
1、构造特征
港东开发区位于港东主断层的下降盘，是一个被断层复杂化的逆牵引背斜构造。

港东二区六断块位于开发区的西端，马棚口断层上升盘，是一个被断层切割的半背斜，其范围北以马棚口断层为界，南临歧口凹陷，东与二区二断块相邻，西与二区七断块相连，构造面积约2.4 Km2。

二区六断块构造比较完整，属复杂断块中构造较较简单的区块。

港东二区六断块断层不发育，只在北部发育马棚口断层，马棚口断层为三级断层，延伸约10km，明化镇-东营组断距30-130m，走向为北东向，倾向为北西向，断面形态上陡下缓，断距上下大小基本一致，该断层中部活动较强，两端活动较弱，对港东油田及二区六断块构造起着控制作用，为供油断层，对油气的分布起控制作用。

2、储层特征
港东开发区二区六断块第三系地层发育完整，沉积厚度较大。

钻遇地层自下而上为东营组、馆陶组、明化镇组及第四系平原组，其中馆陶油组、明化镇油组为该区主要含油目的层。

明化镇组、馆陶组地层是一套浅水氧化环境下的河流相碎屑沉积，剖面上呈不等厚砂泥岩互层。

在特定的沉积环境和沉积方式控制下，本区油气分布集中的馆陶组、明下段在沉积上呈现各级正旋回的特点，自下而上由馆陶组和明下段组成一个大旋回，在此内部又可细分为六个次一级正旋回，既馆Ⅳ组-馆Ⅲ组、馆Ⅱ组、馆Ⅰ组-明Ⅳ组、明Ⅲ组、明Ⅱ组、明Ⅰ组。

不同级别的旋回性成为划分层系、油组、小层及单砂体的基本原则，明下段和馆陶组共划分为8个油组；共计47个小层；112个单砂层；明Ⅰ、馆Ⅳ未分小层。

其中明二10-1、明三4-2、明三。