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[摘 要]本文探讨了埕北81井油源条件，储层条件，储盖组合，对成藏条件进行了分析，分析认为埕北81井处于胜海8沟谷内，东营组Ⅳ砂组应发育有沟道浊积扇砂体，储层条件较好，埕北81井东营组Ⅳ砂组油气藏类型为岩性油气藏。
[关键词]埕北81井；烃源岩；热解地化录井；成藏条件分析
中图分类号：TE122 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）32-0373-01
一、油源条件
我们通过埕北81井地化录井从3240.00～4318.20m对钻遇的烃源岩进行了热解分析（见表1），根据分析结果，沙一段烃源岩为Ⅰ型成熟极好烃源岩，东营组Ⅴ+Ⅵ砂组、沙二段、沙三段烃源岩为Ⅱ1型成熟好烃源岩，沙四段烃源岩为Ⅱ2型成熟中等烃源岩。有机质较丰富，具有较好的生烃能力
；渤中凹陷发育了大套暗色泥岩， 即沙三段中下部为主的烃源岩和沙一段至东营组下部烃源岩，有机质丰富，可以为本井区提供充足油源，因此本井区油源条件优越。
二、储层条件
东营组Ⅳ砂组：储集层厚161.0m，占钻遇地层厚度的45.2%，测井孔隙度1.38～15.26%，一般10.68%，渗透率0.10～26.35×10-3？m2，一般9.74×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗-中孔低渗储集层。储集能力好，有利于油气聚集、保存。
沙三段：储集层厚4.00m，占钻遇地层厚度的6.7%，测井孔隙度0.10～1.615%，一般0.222%，渗透率0.10×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗储集层。储集能力差，不利于油气聚集、保存。
沙四段：储集层厚30.0m，占钻遇地层厚度的43.9%，测井孔隙度1.1～10.55%，一般5.79%，渗透率0.10～5.32×10-3？m2，一般1.16×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗-特低孔特低渗储集层。储集能力一般，较有利于油气聚集、保存。
三、储盖组合
本井钻遇下来，自上而下形成多套储盖组合。
（1） 东营组Ⅲ2砂组的厚层泥质岩可作为Ⅳ砂组储层的良好盖层。储层间所夹泥岩可作为直接盖层或隔层，形成一套储盖组合。
（2） 东营组Ⅴ+Ⅵ砂组―沙一段的厚层泥质岩，区域分布稳定，厚度大，可作为下部沙三段―沙四段储层良好的区域性盖层。储层间所夹泥岩可作为直接盖层或隔层。形成一套储盖组合。
四、成藏条件分析
1、东营组Ⅳ砂组成藏条件分析：
分析认为埕北81井处于胜海8沟谷内，东营组Ⅳ砂组应发育有沟道浊积扇砂体，储层条件较好。另外，该区域内沙三段烃源岩生烃潜力大，东营组烃源岩在3400m左右也已进入生烃高峰，因此，东营组Ⅳ砂组的沟道浊积扇砂体处于烃源岩包围之中，具备形成自生自储岩性油藏的有利条件。埕北81井东营组砂体构造图表明，东营组Ⅳ砂组沿上倾方向尖灭，易形成岩性圈闭，实钻证实，东营组钻遇良好油气显示，东营组Ⅳ砂组储层测井孔隙度1.38～15.26%，一般10.68%，渗透率0.10～26.35×10-3？m2，一般9.74×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗-中孔低渗储集层。储集能力好，有利于油气聚集、保存。中途测试井段3730.91～3849.50m，起钻828.76m见油面，反洗井出口油0.30m3，水25.66m3，泥浆4.04m3，测试结论：含油水层。试油井段：3768.00～3779.00m，层位：东营组，测试类型：测试联作，流压21.77MPa，静压40.29MPa，产油15.0t；酸化后采用螺杆泵80r/min排液，产油18.2t，原油密度0.8546g/cm3；试油解释结论为低产油层。油气藏类型为岩性油气藏。
2、沙一段未成藏条件分析：
本井沙一段未钻遇储层，从埕北81井区沙一段储层等厚图、储层含量等值线图可以看出，沙一段储层主要集中在西部的埕北802井区、东部的埕北32井区，沙一段储层主要受物源和古地形控制，物源主要来自西部。本井处于空白带上储层不发育，埕北81井沙一段未成藏的主要原因是储层不发育。
3、沙三段未成藏条件分析：
本井沙三段钻遇薄层灰色泥灰岩、灰质粉砂岩，储集层厚4.00m，占钻遇地层厚度的6.7%，测井孔隙度0.10～1.615%，一般0.222%，渗透率0.10×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗储集层。储集能力差，不利于油气聚集、保存。埕北81井沙三段未成藏的主要原因是储层不发育、物性差。
4、沙四段成藏条件分析：
埕北81井南北向、东西向地震剖面表明，沙四段沿上倾方向尖灭，易形成岩性圈闭，沙四段砂体处于烃源岩包围之中，具备形成自生自储岩性油藏的有利条件。本井沙四段钻遇储集层厚30.0m，占钻遇地层厚度的43.9%，测井孔隙度1.1～10.55%，一般5.79%，渗透率0.10～5.32×10-3？m2，一般1.16×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗-特低孔特低渗储集层。储集能力一般，较有利于油气聚集、保存，本井钻遇下來，在沙四段见油斑4.2m/1层，综合解释油层，油气藏类型为岩性油气藏。
五、勘探方向
我们对埕北81井区东营组Ⅳ砂组储层的平面展布进行了评价，从埕北81井区东营组Ⅳ砂组地层等厚图来看，东营组Ⅳ砂组沉积时期，整体古地形为西部、南部较高，东部、北部较低，从埕北81井区东营组Ⅳ砂组储层等厚图来看，东营组Ⅳ砂组储层主要集中在东北部的埕北81井区，东营组Ⅳ砂组储层主要受古地形控制，物源主要来自西部。为探索埕岛东部斜坡低部位孤立砂体的含油气情况，部署了预探井—埕北81。钻探之后，取得两点认识：一是斜坡低部位发育岩性油藏，二是储层发育程度及油气显示情况非常好，解释含油水层以上砂岩累计厚度可达上百米，如果这些砂体的高部位均能够成藏的话，整个埕岛东坡将呈现巨大的勘探潜力。埕北81井南部，埕北32井和埕北327和埕北81之间部署一口井，部署依据：1、该井处储层发育，且位于储层较高部位；2、处于近北东走向的鼻状构造背景之上。
六、结论
1、本井钻遇地层较齐全，井底层位中生界，沙三段地层与设计出入较大。
2、本井东营组Ⅳ砂组储集层发育，储层物性较好，评价为超低孔超低渗-中孔低渗储集层，物源来自西部埕岛潜山剥蚀作用，沉积相为浊积扇沉积。
3、埕北81井沙一段储层不发育是未成藏的主要原因，沙三段储集层不发育、物性差是未成藏的主要原因。
4、埕北81井东营组Ⅳ砂组油气藏类型为岩性油气藏。
[关键词]埕北81井；烃源岩；热解地化录井；成藏条件分析
中图分类号：TE122 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）32-0373-01
一、油源条件
我们通过埕北81井地化录井从3240.00～4318.20m对钻遇的烃源岩进行了热解分析（见表1），根据分析结果，沙一段烃源岩为Ⅰ型成熟极好烃源岩，东营组Ⅴ+Ⅵ砂组、沙二段、沙三段烃源岩为Ⅱ1型成熟好烃源岩，沙四段烃源岩为Ⅱ2型成熟中等烃源岩。有机质较丰富，具有较好的生烃能力
；渤中凹陷发育了大套暗色泥岩， 即沙三段中下部为主的烃源岩和沙一段至东营组下部烃源岩，有机质丰富，可以为本井区提供充足油源，因此本井区油源条件优越。
二、储层条件
东营组Ⅳ砂组：储集层厚161.0m，占钻遇地层厚度的45.2%，测井孔隙度1.38～15.26%，一般10.68%，渗透率0.10～26.35×10-3？m2，一般9.74×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗-中孔低渗储集层。储集能力好，有利于油气聚集、保存。
沙三段：储集层厚4.00m，占钻遇地层厚度的6.7%，测井孔隙度0.10～1.615%，一般0.222%，渗透率0.10×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗储集层。储集能力差，不利于油气聚集、保存。
沙四段：储集层厚30.0m，占钻遇地层厚度的43.9%，测井孔隙度1.1～10.55%，一般5.79%，渗透率0.10～5.32×10-3？m2，一般1.16×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗-特低孔特低渗储集层。储集能力一般，较有利于油气聚集、保存。
三、储盖组合
本井钻遇下来，自上而下形成多套储盖组合。
（1） 东营组Ⅲ2砂组的厚层泥质岩可作为Ⅳ砂组储层的良好盖层。储层间所夹泥岩可作为直接盖层或隔层，形成一套储盖组合。
（2） 东营组Ⅴ+Ⅵ砂组―沙一段的厚层泥质岩，区域分布稳定，厚度大，可作为下部沙三段―沙四段储层良好的区域性盖层。储层间所夹泥岩可作为直接盖层或隔层。形成一套储盖组合。
四、成藏条件分析
1、东营组Ⅳ砂组成藏条件分析：
分析认为埕北81井处于胜海8沟谷内，东营组Ⅳ砂组应发育有沟道浊积扇砂体，储层条件较好。另外，该区域内沙三段烃源岩生烃潜力大，东营组烃源岩在3400m左右也已进入生烃高峰，因此，东营组Ⅳ砂组的沟道浊积扇砂体处于烃源岩包围之中，具备形成自生自储岩性油藏的有利条件。埕北81井东营组砂体构造图表明，东营组Ⅳ砂组沿上倾方向尖灭，易形成岩性圈闭，实钻证实，东营组钻遇良好油气显示，东营组Ⅳ砂组储层测井孔隙度1.38～15.26%，一般10.68%，渗透率0.10～26.35×10-3？m2，一般9.74×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗-中孔低渗储集层。储集能力好，有利于油气聚集、保存。中途测试井段3730.91～3849.50m，起钻828.76m见油面，反洗井出口油0.30m3，水25.66m3，泥浆4.04m3，测试结论：含油水层。试油井段：3768.00～3779.00m，层位：东营组，测试类型：测试联作，流压21.77MPa，静压40.29MPa，产油15.0t；酸化后采用螺杆泵80r/min排液，产油18.2t，原油密度0.8546g/cm3；试油解释结论为低产油层。油气藏类型为岩性油气藏。
2、沙一段未成藏条件分析：
本井沙一段未钻遇储层，从埕北81井区沙一段储层等厚图、储层含量等值线图可以看出，沙一段储层主要集中在西部的埕北802井区、东部的埕北32井区，沙一段储层主要受物源和古地形控制，物源主要来自西部。本井处于空白带上储层不发育，埕北81井沙一段未成藏的主要原因是储层不发育。
3、沙三段未成藏条件分析：
本井沙三段钻遇薄层灰色泥灰岩、灰质粉砂岩，储集层厚4.00m，占钻遇地层厚度的6.7%，测井孔隙度0.10～1.615%，一般0.222%，渗透率0.10×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗储集层。储集能力差，不利于油气聚集、保存。埕北81井沙三段未成藏的主要原因是储层不发育、物性差。
4、沙四段成藏条件分析：
埕北81井南北向、东西向地震剖面表明，沙四段沿上倾方向尖灭，易形成岩性圈闭，沙四段砂体处于烃源岩包围之中，具备形成自生自储岩性油藏的有利条件。本井沙四段钻遇储集层厚30.0m，占钻遇地层厚度的43.9%，测井孔隙度1.1～10.55%，一般5.79%，渗透率0.10～5.32×10-3？m2，一般1.16×10-3？m2，综合评价为超低孔超低渗-特低孔特低渗储集层。储集能力一般，较有利于油气聚集、保存，本井钻遇下來，在沙四段见油斑4.2m/1层，综合解释油层，油气藏类型为岩性油气藏。
五、勘探方向
我们对埕北81井区东营组Ⅳ砂组储层的平面展布进行了评价，从埕北81井区东营组Ⅳ砂组地层等厚图来看，东营组Ⅳ砂组沉积时期，整体古地形为西部、南部较高，东部、北部较低，从埕北81井区东营组Ⅳ砂组储层等厚图来看，东营组Ⅳ砂组储层主要集中在东北部的埕北81井区，东营组Ⅳ砂组储层主要受古地形控制，物源主要来自西部。为探索埕岛东部斜坡低部位孤立砂体的含油气情况，部署了预探井—埕北81。钻探之后，取得两点认识：一是斜坡低部位发育岩性油藏，二是储层发育程度及油气显示情况非常好，解释含油水层以上砂岩累计厚度可达上百米，如果这些砂体的高部位均能够成藏的话，整个埕岛东坡将呈现巨大的勘探潜力。埕北81井南部，埕北32井和埕北327和埕北81之间部署一口井，部署依据：1、该井处储层发育，且位于储层较高部位；2、处于近北东走向的鼻状构造背景之上。
六、结论
1、本井钻遇地层较齐全，井底层位中生界，沙三段地层与设计出入较大。
2、本井东营组Ⅳ砂组储集层发育，储层物性较好，评价为超低孔超低渗-中孔低渗储集层，物源来自西部埕岛潜山剥蚀作用，沉积相为浊积扇沉积。
3、埕北81井沙一段储层不发育是未成藏的主要原因，沙三段储集层不发育、物性差是未成藏的主要原因。
4、埕北81井东营组Ⅳ砂组油气藏类型为岩性油气藏。