渤海油田的主要特点 渤海油田的介绍
1.2.1.1 地质特征
（1）构造特征
S油田整体构造形态（图1.1）是一个受辽西1号断层控制，呈北东向展布的半背斜构造。构造主体 上次级断层不发育，除油田边界断层外，油田内只有一条次级断层，该断层没有破坏构造的完整性，仅 在局部控制Ⅱ油组的油水分布，断距约10～30m，延伸较长，约6km。
图1.1 S油田构造图
（2）储层特征
S油田东下段储层沉积相为陆相三角洲沉积。纵向上Ⅲ，Ⅱ，Ⅰ油组分别形成一个单独的沉积旋回。平面上，在油田范围内，沿构造轴向形成了两个相互连接的三角洲朵叶。
Ⅰ，Ⅱ油组两个沉积朵叶砂体在垂向上和平面上的分布和成因规律如下：
1）小层砂体的沉积微相主要由河口坝及水下分流河道组成，水下分流河道占23.7％，河口坝占 33.1％，天然堤占5％，远砂坝占18.2％，分流间湾占8％，浅湖相占12％。
2）东下段储层由南北两朵叶组成（图1.2），各小层南北两朵叶界线清晰，但是受河道摆动的影响，南北两朵叶在各小层之间的界线也左右摆动。南北两朵叶各小层沉积微相分布规律、储层特征存在一定 的差异：
两朵叶局部水流方向有所不同。南朵叶水流方向近东西向，而北朵叶水流方向近北西向。
两朵叶各微相空间分布规律不同。南朵叶以河口坝为主，伴随少量水下分流河道，并且水下分流河 道多为河道末梢。北朵叶以水下分流河道为主，伴随少量河口坝砂体。
图1.2 S油田朵叶体模式图
3）储集物性：S油田储层疏松，胶结性差，物性较好。常规岩心分析结果表明，大部分样品孔 隙度主要分布在25％～35％之间，油组井点平均孔隙度为32％（图1.3），渗透率主要分布在100～ 1000mD之间（图1.4），平均渗透率为300mD，平均含油饱和度为72％，各油组的储层物性略有差别。孔隙类型以粒间孔为主，其次为溶蚀孔。
图1.3 孔隙度分布图
图1.4 渗透率分布图
（3）油组划分
纵向上分为4个油组（零油组和Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ油组）和14个小层（图1.5）。根据小层精细对比、沉 积微相研究，结合流体性质以及油田生产动态资料，认为S油田受岩性及构造的影响，存在多个流体系统。
零油组：受岩性控制的薄层油气层，平面分布不稳定。
Ⅰ油组：地层厚度108～160m，主要岩性为中－细砂岩和泥岩不等厚互层，砂层总厚度10.6～ 89.7m。Ⅰ油组又分为Ⅰ上、Ⅰ下油组，Ⅰ上油组纵向上分为3个小层（1～3小层）；Ⅰ下油组纵向上分为 5个小层（4～8小层）。
Ⅰ上油组：与Ⅰ下油组之间发育一套稳定的泥岩隔层，油组内部泥质夹层分布不稳定，在部分井区各 小层砂体纵向上叠置在一起，因此，Ⅰ上油组为一个独立的流体系统。评价井、开发井均未钻遇水层。
Ⅰ下油组第4小层：全油田稳定分布，为一个流体系统。位于构造低部位的C4井钻遇油底－1566.9m，G30井钻遇水顶－1 566.8m。
Ⅰ下油组第5小层：受岩性影响分为南区和北区。5小层南区与4小层、6小层之间发育稳定的泥岩隔层，为独立的流体系统。南区C7井钻遇油水界面，5小层北区与4小层之间泥质夹层发育不稳定，与4小层 为同一个流体系统。G28井钻遇油底。
Ⅰ下油组第6小层：受岩性影响分为南区和北区。6小层南区与7小层之间发育稳定的泥岩隔层，为 独立的流体系统。C6井钻遇油底，G11井钻遇油底，同样6小层北区具有独立的流体系统，H14井钻遇油底。
图1.5 S油田油藏剖面图
Ⅰ下油组第7小层：7小层仅在油田南部发育，与8小层之间发育稳定的泥岩隔层，具有独立的流 体系统。C10井钻遇油水界面。
Ⅰ下油组第8小层：8小层砂体仅在油田南部发育，与Ⅱ油组之间发育稳定的泥岩隔层，位于低部位 的E8井钻遇油底－1573.8m，E13井钻遇水顶－1572.7m，油水界面－1572m。
Ⅱ油组第9小层：受岩性和油田南部次级断层的影响分为西南区和东南区。西南区没有钻遇水层。东南区位于低部位的A5井钻遇油底，A11井钻遇水顶，A10井钻遇油底。另外，在油田中部的B8，F22 井区以及北部的H22，H16井区还发育薄层油气层，储层连通性差，属岩性油气藏。
Ⅱ油组第10小层：受岩性和油田南部次级断层的影响分为北区、西南区、东南区。10小层与9小层、11小层之间发育稳定的泥岩隔层，10小层北区、东南区和西南区各自具有独立的流体系统。
Ⅱ油组11～14小层：11～14小层之间泥质夹层发育不稳定，具有统一的流体系统。
另外，在Ⅰ上油组、Ⅰ下油组第4小层、Ⅱ油组第9小层、Ⅱ油组第11小层、Ⅲ油组分别钻遇气顶。
1.2.1.2 渤海油田地震资料的特点
（1）原有地震数据类型复杂
渤海地区20世纪80年代以来持续开展地震勘探，原始数据的复杂性具体表现在二维地震数据和三 维地震数据的叠合、三维和三维数据的拼接。这些造成构成时移地震基础观测的数据在采集方式、采集 设备和参数、施工条件以及采集时间间隔等方面都存在巨大差异。
（2）采集导航定位精度低
海上采集的地震数据，其导航定位系统是成像、数据比较以及时移地震应用的基础。然而，早期导 航定位系统不够精确，存在10m左右的误差，且不同时期的导航定位系统精度相差较大。
（3）地震资料品质相对较差
由于采集技术本身的限制和渤海地震地质条件的限制，渤海地区的常规地震资料分辨率低，目的层 主频大多在35Hz以下，只能分辨20m以上的储层，且在断层、尖灭点处成像精度更低。
（4）环境和气候条件等直接影响地震采集施工效率和资料品质
渤海水深相对较浅，是我国主要的渔业基地，渔船较多；渤海又是我国海上运输的重要通道；它处 于我国北部，每年11月到次年4月风浪较大，且有冰冻，在一年的时间里大约只有6个月的时间可以进 行地震采集作业。这样的环境和气候条件也给时移地震数据采集提出了挑战。
1.2.1.3 渤海油田开发状况
S油田分两期开发，其中Ⅰ期包括A，B，J三个平台，于1993～1997年陆续投产；Ⅱ期包括C，D，E，F，G，H六个平台，于2000年至2001年陆续投产（图1.6）。到2004年6月份，全油田共有开发井256口（包 括5口水平分支井，1口调整井），其中油井207口，注水井40口。另外水源井9口（有2口为出砂井 转为水源井）。全油田采用反九点法规则井网进行注水开发。
（1）流体性质
地面原油性质：S油田原油具有密度大、粘度高、胶质沥青含量高、含硫量低、含蜡量低、凝固点低 等特点，Ⅰ油组地面原油密度为0.975g/cm3，Ⅱ油组为0.951g/cm3，属重质稠油（图1.7）。
综合地面及地下原油性质分析结果，S油田原油性质分布具有以下规律：在平面上，构造高部位原油 性质明显好于构造低部位。原油粘度在平面上变化较大，同一油组构造高部位的原油粘度明显小于低部位。在纵向上，同一口井Ⅱ油组原油性质要好于Ⅰ油组。
溶解气油比：根据PVT分析结果，Ⅰ油组溶解气油比为26m3/m3，Ⅱ油组为32m3/m3，Ⅲ油组借用Ⅱ 油组值32m3/m3。
（2）油气藏类型和油气水系统
S油田储层分布比较稳定，油层呈层状分布。根据小层精细对比、沉积微相研究，结合流体性质以及 油田生产动态资料，认为S油田受岩性及构造的影响。油藏类型属受岩性影响的在纵向上、横向上存在多个油气水系统的构造层状油气藏，存在多个流体系统。
图1.6 S油田两期开发示意图
图1.7 S油田稠油粘度平面分布图
根据油藏构造形态、油层分布特点以及油气水关系，S油田的油气藏可分为四种类型。
1）馆陶组的底水块状油藏，储层分布稳定，油层分布在构造高处。具有统一的油水界面，海拔 －975m。
2）东营组下段的零油组的层状气藏，其砂层薄，分布不稳定。具有统一的油气界面，海拔－1227m。
3）东营组下段的Ⅰ和Ⅱ油组的多个小气顶的构造层状油藏，其油层厚，分布稳定，是油田的主力 生产层位。Ⅰ和Ⅱ油组各自具有独立的油气水系统，同时受断层、构造和储层的影响，各油组内部又具 有多个油气水系统。油水界面由南向北油水界面抬高，从C区到G区再到H区，Ⅰ油组油水界面海拔 由－1576m到－1565m再到－1543m。
4）东营组下段的Ⅲ油组的构造层状油藏，储层分布主要受潜山古地貌控制，具有一个油水界面（海 拔－1607m）和两个油气界面。
（3）采出程度
全油田叠合含油面积42.5km2。到2006年6月份的采出程度为8.2％。其中A1采出程度10.7％，A2 采出程度17.6％，B采出程度16.2％，C采出程度2.9％，J采出程度9.3％。
1.2.1.4 油田开发面临的问题
作为中国海上最大的自营油田，S油田自1993年投产至今，大部分已进入高含水期，储层物性及流 体性质等均发生了明显变化，油水运动、油水动态分布日趋复杂；受层间、层内、平面三大矛盾制约，注入水沿高渗透层突进，形成严重的无效水驱或低效水驱，造成油田含水高，采出程度低，开发过程中 许多问题凸现，剩余油分布认识不明确，开发调整方案的制订非常困难，已经开始影响到生产：
现象之一：综合含水大幅上升，采油指数降低，进入产量递减阶段，近两年自然递减率为13％。
现象之二：个别井组注入水突进明显，含水较高，纵向上单层突进，平面上单向突破。
现象之三：合采合注的弊端显现，动态数据难以判断单个小层的动用情况与含水状况，注入水的主 要驱油方向认识不清。
现象之四：反九点法规则井网注水开发，Ⅰ期地层压力仍在下降，亏空严重，注水井欠注。
现象之五：部分井组生产动态与原来的小层对比方案存在矛盾。层间非均质及平面非均质严重，部 分砂体连通性差。
究其原因，总结归纳为：
1）油田地质条件太复杂，尽管是三角洲相，但砂岩疏松，砂泥岩互层薄且横向变化快；
2）地震资料的分辨率和信噪比太低，无法真正从地震数据中获得小层信息；
3）稠油水驱；
4）反九点法规则井网；
5）合注合采的开发方案导致层间干扰严重；
6）在依托工程S油田开发阶段的基础研究中，没有真正体现垂向靠井横向靠地震的总体工作思路；
7）不同采集参数、方向、方式等因素的影响尽管已在处理过程中充分考虑，但是条件太复杂，地震 响应特征仍是多因素的综合反映，如何从中提取有关储层和含油气性的信息仍比较困难。
针对S油田的实际状况和上述问题，显然需要认真分析和应用开发动态数据，建立精细油藏地质模 型（第二次静态建模），应用前期研发的大批关键技术，开展时移地震资料的三高处理、匹配处理、地 震差异求取、地震差异综合解释等工作，以求得剩余油分布，提出优化的开发调整方案。
渤海油田的主要油田~
截至2010年底，渤海油田累计发现三级石油地质储量近50亿方，发现了蓬莱19-3、绥中36-1、秦皇岛32-6、渤中25-1、金县1-1、锦州25-1/南等数个亿吨级大油田，形成四大生产油区和八个生产作业单元，在生产油田超过50个，拥有各类采油平台100余座。至2010年底，渤海油田已经累计向国家贡献了1.75亿方原油。渤海油田的储层描述技术、地质数模和建模技术、优快钻完井技术、工程建造技术以及在生产油田综合调整技术等均处于世界先进或国内领先水平，得到了业界同行的高度评价和广泛认可。
渤海油田是目前中国海上最大的油田，也是全国第二大原油生产基地，由中海石油（中国）有限公司天津分公司负责渤海油田勘探开发生产业务。渤海海域面积7.3万平方公里，其中可勘探矿区面积约4.3万平方公里。渤海油田与辽河油田、大港油田、胜利油田、华北油田、中原油田属于同一个盆地构造，有辽东、石臼坨、渤西、渤南、蓬莱5个构造带，总资源量在120亿方左右。其地质油藏特点是构造破碎、断裂发育、油藏复杂，储层以河流相、三角洲、古潜山为主，油质较稠，稠油储量占65%以上。
中国海洋石油总公司的业务与产品
答：2010年油田油气产量突破3000万吨,成为我国北方重要的能源生产基地。 2 中海石油(中国)有限公司湛江分公司中海石油(中国)有限公司湛江分公司(以下简称“湛江分公司”)是由中国海洋石油总公司控股的中国海洋石油有限公司(以下简称“中海油”)下属的一家境内分公司,主要负责东经113°10′以西的中国南海海域石油天然气的...
海上油田的简介
答：目前，我国海洋石油工业已经取得了令人瞩目的成果，渤海、东海 、南海西部、南海东部等四大海洋石油基地，2001年生产的石油和天然气，折合油气当量2329万吨，约占全国石油产量1.5亿吨的1/6左右。
三个海上油田是哪三个
答：平均水深约23.2米。发现井渤中13-2-2井共钻遇约346米厚的油层，完钻井深5223米。经测试，该井平均日产原油约300吨、天然气约15万立方米，油藏具有轻质、优质的特点。以上内容参考：百度百科-渤海油田 以上内容参考：百度百科-内蒙古东海油田 以上内容参考：百度百科-中海油南海东部油田 ...
中海油和中石油的采油方式是否一样?如果一样,那采油方式是什么?如果不...
答：产水百分比逐渐增大，使流体的比重增加，这两种情况都使油井自喷能力逐步减弱。为提高产量，需采取人工举升法采油（又称机械采油），是油田开采的主要方 式，特别在油田开发后期，有泵抽采油法和气举采油法两种。气举采油法： 将天然气从套管环隙或油管中注入井内，降低井中流体的比重，使井内流体柱...
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答：因此,现有模式不是适应海上油田开发生产特点的最佳模式,应对其进行实际改革,建立起海上油田开发生产的新模式。 (三)新模式的基本思路 受海洋油田开发环境、特点以及自然条件等因素的限制,海洋石油开发更应该以提高原油采收率和经济效益为中心,即在相对较短(平台使用期)的时间内,在同时考虑最大经济效益和最高原油采收...
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答：我国的海上石油，现在主要由中国海洋石油总公司负责进行勘探和开发，目前在渤海、南海和东海海域进行作业，并建有一大批海上合作和自营油气田。1999年原油产量1616万吨，天然气44万方，企业具有良好的经济效益。
