孤东油田是指位于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷东北部，东北面临渤海，南靠黄河，西与孤岛油田相邻的油田，是一个大型整装披覆背斜构造油田。

孤东油田位于济阳坳陷的沾化凹陷的东北部, 桩西-孤东潜山披覆构造带的南端, 东南为孤南洼陷, 西北为桩西洼陷, 东北与桩东洼陷相邻。

是一个大型整装披覆背斜构造油田，也是胜利油区第一个围海建造开发的滩海油田。1984年7月发现，1986年5月全面投入开发，至今已开发30多年。

孤东油田位于济阳坳陷的沾化凹陷的东北部, 桩西-孤东潜山披覆构造带的南端, 东南为孤南洼陷, 西北为桩西洼陷, 东北与桩东洼陷相邻。孤东油田是一个在中、古生界潜山背景上发育起来的、以第三系沉积为主形成的、并被断层复杂化的潜山披覆背斜构造油气藏。该构造走向近南北, 两翼不对称, 东翼平缓而简单, 西翼陡而较复杂。浅层断层少, 断块大、且地层倾角平缓, 构造完整; 深层则断层增多, 断块小, 地层倾角增大, 构造相对复杂。

孤东背斜构造上大致发育三组约30 条断层, 即北东向、北西向及东西向, 这三组断层将孤东构造切割成7 个断块。

孤东油田自下而上钻遇的地层有: 中生界凝灰质砂岩、沙河街组砂泥岩及生物灰岩、东营组砂泥岩、馆下段砂砾岩、馆上段砂泥岩、明化镇组砂泥岩及平原组砂质粘土层。该区共发现六套含油层系, 自下而上有中生界、沙河街组、东营组、馆下段、馆上段及明化镇组, 其中明化镇组主要含气, 馆上段为主力含油层系, 地质储量占全油田的86.1%。

孤东油田馆上段油层埋深一般在1200～1350 m, 油层以细砂岩为主, 其次为粉砂岩和含砾砂岩, 顶部泥岩发育, 与上覆明化镇组泥岩构成良好的盖层, 地层厚度250～320 m,从上而下划分为5 个砂层组29 个小层 。总体上看, 1 + 2、3、4 砂层组砂体发育较差, 5、6 砂层组砂体较发育。馆上段含油面积55 . 3 km2 , 地质储量22018×104 t , 储量丰度398×104 t/ km2 , 为高丰度储量。在馆上段储量构成中, 小砂体储量和油水过渡带储量占有较大比重。

孤东油田馆陶组上段属于河流相沉积环境。河道的不断移动和水流强度的变化使沉积物岩性复杂多变, 而且成熟度低, 砂体横向连通差, 平面及纵向渗透率变化大, 储层非均质比较严重。平面上砂体面积小, 分布零散, 除个别主力层砂体大面积分布连通外, 大部分砂体面积小, 厚度薄、连通差。

层内夹层主要分为两类: 岩性夹层和物性夹层, 其中岩性夹层占32 . 4% , 物性夹层占67 . 6%。平均单井岩性夹层1 . 2～1 . 4 个, 物性夹层2 . 1～2 . 5 个, 每米夹层数0 . 21～0 . 51 个, 反映出河流相沉积夹层比较发育, 但其分布没有规律性, 一般延伸200～400 m,无法确定主要夹层。夹层的多变反映河流相砂体的非均质严重性。孤东油田馆陶组上段河流相砂体以正韵律为主, 占64 . 9% , 正韵律油层各均质段渗透率变化大, 层内非均质严重。

馆上段储集层由于埋藏浅, 压实差, 胶结物含量低, 以接触式及孔隙—接触式胶结为主, 胶结疏松, 储油物性好, 孔隙度大, 渗透率高。平均孔隙度为33. 3% , 平均渗透率为1568×10-3μm2 , 平均泥质含量8. 66% , 碳酸盐含量1 . 22% , 粒度中值0.15 mm, 分选系数1 . 61。馆上段岩石属亲水型, 少数属强亲水和中性。馆上段原油具有高粘度、低含蜡、低凝固点的特点, 地面原油密度0.9548 g/ cm3 , 地面原油粘度150～2594 mPa·s。

油层属正常压力系统, 压力系数1 . 0 , 原始地层压力12 . 4～13 . 7 MPa, 饱和压力高(9 . 9～13 . 21 MPa ) , 溶解油气比低(27～40 m3/ t) , 体积系数低( 1 . 0776～1 . 1311)。油层温度为常温系统, 地温梯度3 . 4 ℃/ 100 m, 地层温度一般60 ℃。馆陶组油藏为高孔隙度、高渗透率、高饱和度、中高粘度、储层结构疏松的构造层状油气藏。

1986 年初, 在详探评价及试验区的地质解剖、试采等取得大量第一手资料的基础上,完成了开发地质综合研究, 进行了储量计算, 并开展了油层物理、数值模拟、油藏工程、钻井工程、采油工程、地面建设、经济分析等方面的专题研究和论证, 为正式编制油田开发方案做了充分准备。1986 年3～4 月, 由胜利石油管理局地质科学研究院和石油工业部勘探开发科学研究院开发所共同完成了方案的优选工作, 提出了孤东油田总体开发方案。

1 . 开发原则

(1) 三年配套建成500×104 t 生产能力, 稳产6～8 年。

(2) 油田开发建设必须执行总体开发方案部署, 本着先高产、后低产, 先易后难的原则, 分批实施, 两年初步建成500×104 t 生产能力。

(3) 地质储量一次动用。实行合理细分层系开发, 每套层系注采井网必须一次完善,控制水驱储量在75%以上。稳产期内, 层系、井网不做重大调整。

(4) 馆陶组油水井必须先期防砂。

(5) 馆陶组油藏实行早期注水开发, 保持地层压力在饱和压力以上。

(6) 立足于机械采油。

(7) 建立完善的油田动态监测系统, 确保均匀分布的三分之一油井定点定期测压, 取全取准各项动态资料。

2 . 层系划分

根据开发实验区的地质特点, 制定开发层系划分的技术界限, 即:

(1) 同一套开发层系主力层不宜超过3～4 层, 小层数不宜超过10 层, 有效厚度不宜超过15 m。每套独立的开发层系必须有良好的隔层。

(2) 高粘度、高渗透层必须与低粘度、低渗透层分开。

(3) 每套层系井段不宜超过30 m。

(4) 同一套层系中油层渗透率相差不超过2 倍, 层间非均质系数不超过1 . 9。

(5) 同一套层系的油层产率(采油指数) 相差不能大于2 倍。

(6) 同一层系中油层压力相近, 具同一驱动类型。

根据以上技术界限, 各区块划分为2～3 套开发层系, 一般馆上3～4 砂层组为一套,馆上5～6 砂层组为一套, 七区西为主力区块, 划分为三套, 即馆上31 —52 + 3 , 馆上54 —61 、馆上62-8 。

3 . 井网密度确定

通过数值模拟、不同井距水驱控制储量统计、理论推导、室内试验、同类油田类比等方法, 分析论证井网密度对采收率的影响, 各种结果表明, 井距大于400 m, 采收率都比较低, 只能达到24 . 5%～29% , 井距小于300 m 采收率明显增高, 可达到32% ～34 . 5% ,根据当时油价计算经济极限井距为200～275 m, 考虑各区块层系油层发育状况, 确定初期井距为212～300 m。

为了便于以后井网调整, 采用反九点面积注水井网, 一般馆上3～4 层系为300 m×300 m 井网, 馆上5～6 为212 m×212 m 井网。