埕岛油田断层的发育情况及其对安全生产的影响

摘 要：分析评价的埕岛油田断裂分布特征、对断距、倾角、倾向、走向和延伸长度、断开层位一一进行了落实，并计算了断层的断面临界启动应力，得出埕岛油田目前的注水开发不会对沟通断层，不会发生和蓬莱19-3油田类似的安全事故。

关键词：埕岛油田 断层 建立解释模型

一、埕岛油田概况及现状

埕岛油田位于渤海湾南部水深3～20m的极浅海海域，处于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处的埕北低凸起的东南端，属前第三系潜山背景上发育起来的大型披覆构造。截至2010年底，埕岛油田已发现上第三系明化镇组及馆陶组、下第三系东营组及沙河街组、中生界、古生界、太古界等七套含油气层系，自营区探明含油面积156.54km2，探明储量37950.2万吨。已上报动用探明含油面积104.49km2，石油地质储量24638.28万吨，标定采收率20.3%。其中人工注水驱埕岛主体馆上段油藏为其主要的含油层系和开发层系，已探明储量和开发储量分别占埕岛探明储量和动用储量的54.8%和70.9%，年产油占采油厂年产油量的78%。

埕岛主体馆陶组油藏为典型的曲流河沉积，岩石类型为岩屑质长石细砂岩。储层全区分布广，纵向上油层层多，含油井段长250～300m，在含油井段内划分6个砂层组、31个小层；平面上变化大，连通性差。储层胶结疏松，渗透性好，平均孔隙度34.3%，空气渗透率2711×10-3μm2；属常规稠油油藏，平均地面原油密度0.9361g/c方，平均地面原油粘度287mPa.s；油藏具有高饱和特征，饱和压力11.22MPa，地饱压差2.68MPa；油水关系复杂，天然能量不足，需适时注水补充能量开发。

二、埕岛油田断裂分布特征

埕岛披覆背斜带分布着两组断裂系统：一组是北西——南东走向的的断裂，实质上属于埕北断裂的组成部分，如F21、F1、F2、F26、F3、F4等，多切割构造基底；另一组是北东——北东东向的断裂，如F5、F7等，有些有些切割潜山基底、有些断开东营组。按断层发育特征，分为二级、三级、四级断层。二级断层多切割盆地基底并断开平原组地层，二级断层多属于调节断层，可以不切割潜山基底，四级断层多有切开层位少，延伸距离小的特点。馆上段顶面（T0地震标志层等深度图）分布着26条断层。断层级别、断开层位、断层走向＼倾向、延伸长度、T0最大断距、平原组断距（表1）。17条断层处于主体边界或主体上，与馆上段注水开发有关。以下描述其断层要素、向上延伸到的最浅层位。（图1）

图1 埕岛油田断层发育情况平面图

三、埕岛主体馆陶区域断层特征分析

主体馆陶区域内断层发育特征如下：

F1断层为埕北大断裂的一分支，呈反“S”形，北西西方向延伸1270m以上，倾向为南南西，切割基底，T0断距有200m。平原组（500ms）断距100m。

F2断层为埕北大断裂的一分支，呈北西走向的反“S”形长度6850m，倾向西部洼陷，切割基底，T0断距有100m；平原组（500ms）断距50m。

F3 近东西方向延伸2530m，倾向为近正南，切割基底，T0断距有40m，平原组（500ms）断距20m。

F4 北西西向延伸4010m，倾向为南南西，切割基底，T0断距有70m，平原组（500ms）断距30m。

F5断层为埕岛主体的南部边界。近东西方向延伸3760m，倾向为近正南，切割基底，T0断距有100m，平原组（500ms）断距40m。

F6东西向延伸2330m，倾向为正北方向，切割馆下段，T0断距有12m，平原组（500ms）断距5m。

F7东西向延伸4060m，倾向为南，切割馆下段，T0断距有60m，平原组（500ms）断距25m。

F8东西向延伸1080m，倾向为北，切割馆下段，T0断距有7m，平原组（500ms）断距

F9东西向延伸2330m，倾向为南，切割馆下段，T0断距有10m，平原组（500ms）断距5m。

F10北东东方向延伸3330m，倾向为北北西，切割馆下段，T0断距有50m，平原组（500ms）断距15m。

F11北东方向延伸3450m，倾向为北西，切割馆下段，T0断距有60m，平原组（500ms）断距10m。

F12北东方向延伸2960m，倾向为南东方向，切割东营组，T0断距有40m，平原组（500ms）断距15m。

F13北东方向延伸2570m，倾向为北西，切割潜山，T0断距有40m，平原组（500ms）断距20m。

F14北东方向延伸1030m，倾向为南东，切割东营组，T0断距有20m，平原组（500ms）断距

F15北东东向延伸4070m，倾向为南南东，断开潜山基底，T0断距有70m，平原组（500ms）断距40m。

F16 近东西方向延伸2470m，倾向为近正南，切割基底，T0断距有60m，平原组（500ms）断距25m。

F17近东西方向延伸1880m，倾向为正北，断开东营组，T0断距有30m，平原组（500ms）断距10m。

F18近东西方向延伸1600m，倾向为正南，断开基底，T0断距有60m，平原组（500ms）断距25m。

四、油藏注水开发溢油风险分析结果

在埕岛新北油田的注水开发过程中，一是由于注水开发滞后，累积注采比仅0.55，导致目前地层压力低，地层压力系数一般为0.75～0.9之间。地层压降0.89～3.8Mpa，平均地层压降2.5Mpa，远低于原始地层压力13.5Mpa，原油没有自溢风险；二是在注水过程中井口的注入压力、注水流压低于地层破裂压力设计，根据历年水井流压监测结果看平均流压在16.5MPa左右，在注水过程中不会压裂地层和沟通断层；三是固井质量严格按照Q/SH1020 0005.3-2003标准执行，固井后试压压力油井15Mpa、水井15～20 Mpa、气井20 Mpa，稳压30min压降不大于0.5Mpa。固井水泥返高要求表层套管固井水泥必须返至井口，油层套管（或技术套管）固井水泥必须返入表层套管或上一层套管内200米，实现各层套管环空之间的完全封隔，并通过固井质量测井检查固井质量合格，杜绝了地层原油沿井眼附近管窜的可能性。

表1 埕岛油田好蓬莱19-3断层参数比较表