吴起胜利山油区注水开发效果分析
吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究
158吴起油田白河区块位于陕西省吴起县吴仓堡镇西部，油区中心距离吴起县城约19.2km，北、西、南、东分别与定边采油厂、长庆油田作业区、胜利山油区、吴仓堡油区相邻。
构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，油区东西宽约10km，南北距离约22km，主要含油层为延安组延10、延8，延长组长4+5、长6、长8油层，油藏埋深1330~2230m；303省道北连定边、南至吴起，交通较为便利；全区分周关、黄砭、榆树坪三个开发单元，工区面积180km 2，探明含油面积92.09km 2，探明石油地质储量5395.58×104t，见图1[1]。
1 榆树坪区注水开发现状榆树坪区水驱控制面积1.35km 2，水驱控制储量64.93×104t，注水层位为延9，有注水站2座（吴90注水站400m 3、吴92注水站200m 3），设计注水规模600m 3，共有注水井5口，开井5口，利用率100%，日注水平72.84m 3，单井日注量14.57m 3，累积注水量1.38×104m 3，累计地下亏空30.31×104m 3，受益井18口，注采对应率89%，当前注采比4.48，累积注采比0.15。
区域内主力油层未划分至小层，小层地质图件不完善，各小层吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究赵艳延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 717600摘要：随着油藏进入开发后期，含水逐渐上升，递减加大，有效增产措施不明确，油田稳产难度大。
为了改善吴起油田榆树坪区开发效果差的现状，在对研究区地质特征以及生产概况分析的基础上，评价油藏开发现状，并针对性提出了调整政策；并对主力油层地质基础研究、油藏特征研究、储量计算以及开发特征进行分析，优化延安组注水方式，调整注釆井网，实现延9、延10注水高效开发，查层补孔，提高注采对应率，挖潜未动用储层，制定综合调整方案，提高油井利用率，达到提高最终采收率的目的，为延长油田同类型油藏整体开发提供借鉴依据。
吴起油田低产井成因及治理对策
吴起油田低产井成因及治理对策吴起油田属于低渗、低压、低产的“三低”油藏，是由侏罗系延安组、三叠系及延长组构成的多油层复合连片。
所处地位的油层类型非常复杂，其中侏罗系和三叠系油层的物性差异比较大，各油层开采所需要的技术工艺以及措施规模都大相径庭。
吴起油田的侏罗纪延安组老区块地层压力低，开发潜力较低，油层含水量高、产量低、现阶段的增产措施实施起来难度较大。
本文针对吴起油田低产井的成因进行分析，并针对成因提出一些解决建议，对今后低产井的治理起到提供经验。
标签：吴起油田；低产井；成因；治理1 低产井成因分析1.1 低产井定义低产井全称是低产低效井，一般是指产量较低，没有经济效益或者经济效益低下的油井。
主要集中分布在开发时间比较长，开发处于中后期，注采井网不完善的区块。
特点是地层供液能力严重不足，石油产量低，抽油设备系统效率低，能耗损耗大。
1.2 低产井成因储层平面不均。
包括单油层渗透率不均，油层砂体平面分布形态不均，连续性差。
并且因为地形的不同，会导致不同部位的物性差异较大。
在开发过程中，物性差的区域更容易形成低产井。
在这种情况下，石油的存储量较低，油层比较薄，导致开采难度大，效率低。
另外由于沉积环境变化，会导致层间物性差异较大，每层的开采速度不一样，高渗透层和低渗透层开采强度和开发效果差异非常大。
而且低渗透油田储物层物性差，岩性变化大，孔隙多，结构复杂。
而部分油田断层多，注水的时候容易被遮挡，注水方向单一，难以连通，造成产能低下。
吴起油田所处地理位置地况较为复杂，最典型的是地下裂缝的变化。
在开发过程中，原本闭合的天然裂缝受注水开发的影响，导致裂缝扩大，注入水沿裂缝下渗，造成油井高压见水，加大开采难度。
另一方面，吴起油田部分开发单元开采时间较长，已经到了开发的中后期，油井含水量升高，水油比例增大，产油量急剧下降，形成低产井。
还有一部分情况是由于油层条件差，注入水质，钻井，射孔等施工过程中对油层造成污染，导致杂质堵塞了油层，造成油井低产。
胜利山采油大队推进精细注水工作
胜利山采油大队推进精细注水工作背景介绍胜利山采油大队是位于河北省卢龙县的一家油田企业，其主要业务为开采油气资源。
为了提高油井产量，减少资源浪费，大队一直在推进精细注水工作。
精细注水工作的意义精细注水是通过精准分析井底情况，采取合适的方法和措施，将水注入油层，从而提高油井产量的工作。
这项工作的意义非常重大。
通过精细注水工作，可以增加油井产量，提高采油效率，减少资源浪费，从而保证企业的稳定发展。
精细注水工作的具体方法为了推进精细注水工作，胜利山采油大队采取了以下具体措施：1. 提高注水精度通过更新井下注水设备，提高注水精度，避免水资源浪费，达到节约的目的。
同时，对于井下喷头也进行了优化调整，使得注水的效果更加理想。
2. 优化注水周期针对不同的井下情况，大队科学制定注水周期，避免注水周期过短或过长，对油井产量造成负面影响。
通过注水周期的优化，使得油田资源得到更加合理和高效的利用。
3. 有效控制井底压力针对不同的井下情况，大队科学制定合适的井底压力控制措施，避免因为高井底压力导致油井产量下降的情况发生。
通过井底压力的控制，油井的产量得到了有效地保障和提高。
项目效益推进精细注水工作，依靠科学的方法和措施，大队实现了以下效益：1. 产量提高通过精准注水，油田所有井的产量相应提高，平均提高幅度约为10%，给企业带来了较大的利润回报。
2. 成本降低优化注水周期、注水设备等设施的更新，使得注水成本得到了有效的降低。
未来计划在精细注水工作的基础上，大队将继续推进在以下方面的工作：1. 优化数据分析加强数据收集与分析，了解油井的实时情况，及时调整注水策略。
2. 推进新技术应用比如，正在积极推进数字化采油的工程，以数字化技术手段实现油田加密开采、井底智能化控制。
结论通过胜利山采油大队推进精细注水工作，企业实现了产量提高、成本降低等效益，为企业的长远发展奠定了坚实的基础。
各项措施在实施过程中，也取得了一定的成效，为未来工作指明了方向与契机。
吴起油田开发后期提高采收率的综合技术探析
吴起油田是我国开发较早的油田，但是因为长期的使用，并且没有关注实际的保养情况，造成油田在开发的过程中遇到一定的问题，出现使用过度造成的出油率下降，使得整个的开发出现严重的问题，影响整体的油田使用效率，对资源的合理开发带来不利影响。
因此需要在油田开放后对出现的问题进行分析，掌握更加全面的油田综合利用方法，进一步提升油田在使用中的科学性，提升油田的使用效率。
1 提升油藏开发的精细程度在进行油田矿产资源的开发中需要对矿藏资源的具体位置和分布情况进行更加细致的分析，掌握更加全面的油井发展动态和开发使用的具体情况，对藏井中的整体情况进行更加细化的测井解释，构建各个层级之间不同的电性标准，这样可以对矿井内部的采购现状、能量分布和含水分布等进行全面的分析，掌握其中的各项规律，然后制定出适合该油田实际情况的改革意见，保证油田的管理更加的科学化、规范化，全面的掌握油田的分布情况。
2 提升油田动态监测的科学性油田在进行监测的过程中需要关注监测的各项指标，将渗透率、综合含水量、油水的不同分部情况等各个方面的内容进行清晰的监测，这些指标对油田后期的使用中具有较为重要的意义。
首先在进行监控的过程中应该充分的掌握油管运行中的各种性能和状态，针对油管可能出现的损毁和破裂等情况进行细致明确的分析，掌握油管在运作中的各项指标。
其次，应该关注油田注水井的质量，对注水井实际吸水的情况进行处理，如果条件允许需要对不能正常运行的吸水井进行实验，选择性的进行增注或者是补孔调剖，进一步增加吸水的厚度，提升油井的工作效率。
3 提升油田注水科学性油田在开采的过程中需要注水，但是注水的科学性和周期性需要进行关注，注意调整周期性注水和转注等的技术掌握，进一步提升油田的开采效率。
首先为了继续平衡整个的水平驱面，需要结合油田内部矿藏资源的变动情况，不断的对注水情况进行调整，并探讨进行注水的周期情况，采用的注水方式，针对剖面吸水不均的情况，更加细致化的进行分层调整，采用不同的层级小规模注水的方式，提升注水这一步骤的效果。
吴起油田污水回注达标率提升措施探讨
吴起油田污水回注达标率提升措施探讨吴起油田是一个重要的石油开采企业，为国家每年的石油开采做出了重要的贡献。
随着开采规模的扩大，油田也存在一定的污染问题，污水回注问题尤为突出。
本文通过对吴起油田污水回注目前处理的工藝进行分析，及对未来污水处理的措施进行探讨，将吴起油田的污水回注达标率进一步提升，促进油田的安全、环保生产。
标签：吴起油田；污水；回注达标率污水回注是油田开采过程中一个重要的环节。
污水处理可以减少石油开采对环境的污染，达到资源的有效利用，维持生态平衡。
本文通过分析目前吴起油田在污水处理技术上的主要工艺，找出目前技术存在的欠缺，对如何提升污水回注达标率进行了探讨，促进吴起油田的良性发展。
1 吴起油田污水处理的现状吴起油田经过二十五年的滚动勘探开发，已建成联合站9座，日处理能力1.96万方，但在开采过程中伴随着一些问题，影响了油田正常的开采。
油田污水包括采出水和生产废水，其含有一定的有毒成分，对生态环境有较大影响，因此，对于污水回注处理中存在的问题亟待改善。
目前，由于建站规模、日处理能力、投资费用、成本、工艺水平等多方面因素的影响，污水处理指标未达到行业标准，为此，我们将探索新的工艺，节约成本及响应油田污水回注达100%的要求，2 吴起油田目前污水处理工艺流程为降低污水回收对水处理系统的冲击，在新建的污水站前端加设缓冲设施，降低后端设备的处理压力，以实现水量与水质的平稳运行，节约投资。
在污水处理除油段，推荐采用自然除油+气浮除油技术，污水处理主流程如下图：主要工艺流程描述如下：①考虑自然除油罐回收油品好，且对原水水质水量变化波动适应性强，所以来水首先进入自然除油罐除油，然后进入缓冲罐，并对来水实施均质均量。
因此在污水处理系统前端设置自然除油罐和污水缓冲罐各1座，并设液位检测；②经污水缓冲均质后，污水通过一级提升泵的提升，进密闭多级净化水装置，使出水含油和悬浮物达到20mg/L以下；③污水经除油后进入卧式缓冲罐，污水缓冲罐设液位检测；④污水再经污水二级提升泵提升后进入橇装式三级过滤器，滤后水质达到注入水水质标准；⑤在处理过程中，为确保污水水质达标，需分别投加杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂、混凝剂等相关水处理药剂。
注水动态分析
注水动态分析一、开发概况1、区域概况：图1 油沟区块地理位置油沟区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部，地处吴起油田南部，从构造上看，长4+5油藏的砂顶起伏形成了一个大的鼻状隆起。
主轴线呈北东西南走向，长轴5000米、鼻隆高度30米左右，它对油沟长4+51油田的形成起到了决定性作用。
同时在大的鼻状隆起上又发育一些小的局部构造。
该区块长4+5油藏是三角洲前缘水下分流河道砂体与鼻状隆起相匹配，属于河控型湖泊三角洲前缘沉积。
油区沉积受志靖三角洲影响较大，主要发育水下分流河道、分流间湾微相，河口坝不发育。
其中水下分流河道沉积作为其骨架相较发育。
图2 油沟长4+5油藏沉积微相图图3 油沟长4+5砂顶起伏图2、油藏特征：该区块于2003年投入开发，主力生产层为长4+51。
长4+5油藏平均埋深为1960m，原始压力为13.3MPa，地饱压差2MPa，属未饱和油藏。
油层平均有效厚度8.3m，长4+51砂岩孔隙度分布在12.3%～13.3%之间，平均值为12.8%，渗透率分布在0.35～1.328×10-3μm2之间, 平均值为0.784×10-3μm2。
原始油气比125.3m³/t，原始驱动类型为弹性溶解气驱动，油藏类型为岩性-构造油藏。
由于长4+5油藏无边底水存在，所以没有明显的油水界面。
整体开发采用菱形反九点井网，探明含油面积20.2km2，探明地质储量1236×104t，可采储量284×104t，累计采油81.8×104t，采出程度6.6%。
3、开发历程：图4 油沟区块长4+5注水井网部署图注水开发阶段2008.06至今产能建设阶段2003.12——2008.06图5 油沟区块2003-2010年综合开发曲线截止2010年底，油沟区块投入生产井247口，开井210口，日产液533吨，日产油358吨，综合含水33%；注水井34口，开井30口，平均日注水量400m³，月注采比1.4，平均地层压力5.8MPa，年采油速度1.1%。
油田注水开发效果评价——吴起油田薛岔区块贺沟开发单元
油田注水开发效果评价——吴起油田薛岔区块贺沟开发单元刘振国
【期刊名称】《当代化工研究》
【年(卷),期】2024()4
【摘要】吴起油田薛岔区块是典型的弹性溶解气驱岩性油藏,经长期注水驱替导致地下油水分布十分复杂,实施了大量注水改进措施之后,需要对该区块的水驱开发效果进行分析与评价。
通过筛选指标,采用递减率、含水上升率、存水率、油藏水驱储量控制及动用程度等作为主要指标,选择研究区的长4+5、长6区两个层位,进行水驱开发效果评价。
从评价结果表明:自然递减率、综合递减率、含水上升率得到了有效控制;存水率较高,地层能量充足,生产能力稳定;区块水驱控制程度较好,各小层仍有进一步优化的潜力;但同时也面临着面临综合含水率高、各层水驱挖潜难度增大等问题。
【总页数】3页(P127-129)
【作者】刘振国
【作者单位】延长油田股份有限公司吴起采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE
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胜利油田注水工艺技术现状与发展
胜利油田注水工艺技术现状与发展胜利油田注水工艺技术在近几十年来取得了显著的发展和进步。
注水工艺技术是指通过向油田注入一定的水来增加油层压力，从而促进原油的产出。
这种技术对于油田的开发和提高原油产量起着重要的作用。
当前胜利油田注水工艺技术主要包括水平井注水、垂直井注水和贯通井注水等几种方式。
水平井注水是指在水平井中注入水来提高油田压力，增加原油的开采率。
这种方式能够有效地改善注水效果，提高油层采集效率。
垂直井注水是指在垂直井中进行水的注入，通过增加油层压力来推动原油的产出。
贯通井注水则是指通过在注水井和油井之间钻通通道，使得水能够更加充分地渗透到油层中，提高注水效果。
胜利油田注水工艺技术的发展还面临着一些挑战。
首先，注水过程中水的透过性不理想，难以达到预期的注水效果。
其次，注水过程中的剧烈压力变化可能会导致地层塌陷和井壁失稳等问题。
此外，注水过程中的地下水污染和钻井环境的恶劣性也是需要解决的问题。
为了解决这些问题，胜利油田注水工艺技术的发展方向主要包括提高注水井的设计和建设质量、优化注水工艺流程、改进注水设备和注水液等。
其中，提高注水井的设计和建设质量可以保证注水井的完好性和稳定性，减少工程事故和漏水现象的发生。
优化注水工艺流程则可以提高注水的效果，增加油层的渗透率。
改进注水设备和注水液可以提高注水工艺的稳定性和可控性，减少水的透过性不良等问题。
总的来说，胜利油田注水工艺技术在近年来取得了显著的进展，能够有效地提高原油产量，促进油田的开发和利用。
然而，该领域仍然面临一些挑战，需要进一步研究和发展。
相信在不久的将来，通过持续的创新和努力，胜利油田注水工艺技术将会取得更加突破性的发展，为油田工业的可持续发展做出更大的贡献。
胜利油田注水工艺技术在过去几十年来取得了显著的发展和进步，对于油田的开发和提高原油产量起到了重要的作用。
然而，在该领域仍然存在一些问题和挑战，需要进一步的研究和发展。
首先，注水过程中水的透过性不理想是一个重要的问题。
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吴起胜利山油区注水开发效果分析延长油田股份有限公司吴起采油厂张信丽吴起胜利山油区注水开发效果分析摘要：胜利山油田是吴起采油厂主要的产油区之一。
经过几年的滚动式勘探开发，截止2009年12月，已钻井731口。
目前主力生产层为延长组长4+52、长61、长63油层，其它生产层位为长3、长4+51、长62、长9以及侏罗系延安组延10、延9油层。
该油区于2006年5月开始在长61层系选择1-5井组开始注水实验。
目前长61、长63、长4+52三套开发层系已经实施面积注水补充能量开发。
本文通过对油区多组油井注水动态分析，结合地质及开发现状，对胜利山油区注水开发效果做了客观的分析评价。
关键词：注水井；注采比；井组动态；注水效果Wuqi Shengli oil field water flooding Mountain Effect Absteact: Shengli oil field is Wuqi oil plant one of the major oil-producing region.After years of rolling exploration and development, closing in June 2009, has been drilling 731. Main production floor for the extension of the current head of C4 +52, C61,C63 oil, other productive C3, C4 +51, C62, C9 and Jurassic Yan'an Formation of Y10, Y9. The oil in the area in May 2006 began a long series of C61, started water injection well group select 1-5 experiments. Currently C61, C63, C4 +52three layer series of development have been implemented to add the energy development area of injection. Based on the oil dynamic analysis of multiple injection wells with geological and development status, to win mountain development effect of water injection in oil gave an objective analysis and evaluation.Key words: injection wells; injection ratio; well group dynamics; injection effect目录第1章绪论 (1)第2章油藏特征和开发概况 (2)2.1 油藏特征 (2)2.2 开发概况 (4)第3章注水开发现状及效果分析 (5)3.1注水开发现状 (5)3.2注水效果分析 (5)第4章长4+5油层组注水见效及存在问题 (7)第5章长6油层组注水见效及存在问题 (26)第6章未注水井组动态变化及存在问题 (37)第7章对目前注水开发现状的认识及下步建议 (40)结论 (49)参考文献 (50)致谢 (52)第1章绪论1.1国内注水开发发展现状20世纪20年代开始出现了采用人工注水开发油田的方法,多在油藏天然能量枯竭后注水,使油藏恢复压力，提高产量和采收率，称为二次采油法；把前期依靠油藏天然能量开采阶段称为一次采油。
由于注水方法的推广应用，油田注水时间提前了。
苏联在40年代末开发乌拉尔新油区时在油田开发的初期即大规模注水，称保持压力注水。
此法在50年代得到广泛应用。
中国于50年代在玉门老君庙油田首先采用注水方法开采，60年代初大庆油田的开发采用了早期、内部、分层注水保持油层压力的开采方法，取得了很好的开发效果，80年代初，中国90％以上的原油产自注水开发的油田。
1.2我厂注水开发现状胜利山油田是吴起采油厂最大的油区,储层为三角洲体系的三迭系延长统地层,主要产油层长4+52,长61和长63胶结致密、小孔细喉、渗透性差,基本无自然产能,需压裂后才能获得工业油流,属特低渗溶解气驱的岩性油藏,开发难度较大,弹性采收率只0.8%,预测自然能量的最终采收率为8%[1]。
胜利山区域按照国内同类油田开发经验,见到注水效果,确定采用注水补充地层能量的开发方式,来保持油田稳产,提高采收率[2]。
胜利山油田2006年进入大面积注水开发。
旗胜1-5井组就是在2006年转注的,至今已生产了3～4年。
下面将结合井组的静态资料及生产动态资料,对胜利山油田注水井组开发效果加以分析评价。
1.3注水开发需要注意的问题由于吴起采油厂所属的特殊地理位置,以及历史遗留问题,因此我们在注水开发中既有常规注水中遇到的问题，也有低渗透油田自己的问题。
开始注水的时间和保持压力的水平，这直接影响油田建设和经济效益。
确定油层压力保持水平时，要充分利用天然能量，以实现用最简便、最经济的方法开发油田。
同时要使油藏保持的压力足以满足一定采油速率的要求，还要使油、气、水在地下的运动状态有利于提高采收率。
一般认为，在能达到要求的采油速率时，以油层压力降至饱和压力附近开始注水，较为适宜。
注水方式和井网依据油藏的构造形态、面积大小、渗透率高低、油、气、水的分布关系和所要求达到的开发指标，选定注水井的分布位置和与生产井的相对关系，称注水方式，它确定了水驱油的方向和油井受效特点。
注水方式有：①对有边水活动、面积较小的油田，油水区间的传导性能较好时，往往沿油水边界附近布置注水井，形成环状注水，也叫边外注水；②对面积较大、储层连片较好、渗透率较高的油田,注水井排切割油藏,形成行列注水；③对面积较大、储层连片情况较差、渗透率较低的油藏，生产井和注水井按照一定几何图案，互相间隔地排列，称面积注水。
另外，还有注水井分布比较灵活的点状注水、选择性注水等，这些方式也叫边内注水（适用于胜利山油田）。
为使油井充分受到注水效果，达到所需要的采油速率和所要求的油层压力，还需确定井和井间的距离（井距）,确定井距时,以大多数油层都能受到注水作用为原则。
注水井和油井的井数比例和分布形态,称为井网,如面积注水井网有五点法 (注水井与生产井的比例为1:1)、四点法（比例为1:2）、反九点法（比例为1:3），胜利山油田目前应用的注采井网为菱形反九点。
通常，依据油井的产油能力、注水井的吸水能力和要求达到的采油速率、采收率、开采年限等，来对比、分析注水强度不同和布井方式不同的各种注水井网的开发效果，从中选用最佳的井网形式。
注水井的吸水能力主要取决于油层渗透率和注水泵压，为使油层正常吸水，注水泵压应低于油层破裂压力。
调整吸水剖面注水过程中要经常调整注水井的吸水剖面，改造吸水少的中、低渗透层，控制影响其他层吸水的特高吸水层，使更多的油层按照需要吸水，以提高注入水的体积波及系数，采油井也要定期监测产油剖面，了解各油层工作状况，以便采取措施减少井筒内的层间干扰，发挥中、低渗透率油层的作用。
提高注入水利用率随着对注水采油认识的加深，近年来又发展了各种提高注入水的体积波及系数的方法，并减少注入水的采出量，提高注入水的利用率。
如对非均质性严重或带有裂缝性的油层，将连续注水改为周期性注水；对高含水地区改变注水井的分布，从而改变水驱油的液流方向等，已取得很好的试验效果。
注入水的水质和污水回注注入油层中的水，如含有机械杂质，易使油层堵塞；含腐蚀物质，易使注水设备和注水管柱损坏，腐蚀物的堆积也易使井底油层堵塞；水中含有细菌和具有细菌生存的条件，会加剧腐蚀和结垢；这些都将妨碍注水工作的顺利进行。
必须依据油田的孔隙结构、矿物成分、地下水性质等，对注入水进行过滤、除铁、脱氧、杀菌以及加缓蚀剂等处理。
生产井中排出的含油污水，一般应回注油层以保护环境和节约用水。
注入污水的处理原则和上述相同，但需增加脱油装置。
注水设备和流程注水时要求注入压力高于油藏压力。
所用的高压泵有两类：①多级离心泵，排量大，但在高压下效率稍差,通常注水压力较平稳,维修量小；②多缸柱塞泵（三缸或五缸）,排量小，但调节范围大,整机效率高，但维修工作量较大。
泵型的选择要根据油田具体情况和技术经济综合效益考虑。
处理过的水经注水泵加压，再经配水间分到各个注水井，注入水的流量在配水间进行计量。
为防止设备和管线腐蚀，除在水中加入缓蚀剂外，还常在输水管线中加上水泥砂浆内衬或其他涂料的涂层，注水井中的油管也常增加涂料内涂层。
尽管注水工作近年来有很大的发展，但因受到注入水的体积波及系数和驱油效率的限制，许多油田的注水采收率，在目前的工艺技术条件下，难以超过50％（目前我们的最大采收率只有20%左右）。
因此，需要研究改进注水方法，并在注水后还需要采用的新的提高石油采收率的方法。
第2章油藏特征和开发概况2.1 油藏特征2.1.1储油层及物性分布特征我们按照小层的划分从储油层三维地质模型中提取了储层骨架厚度（净厚度）的数据和物性加权平均值数据探讨储层分布特征。
表2-1胜利山地区地层厚度及岩电特征表胜利山地区侏罗系油层集中在延10油层组和延9油层组。
延10油藏属于边底水驱动的构造油藏，延9为构造—岩性油藏。
延9、延10油层渗透率和孔隙度下限值分别为8.5×10-3μm2和12.8%。
延9油层组岩性为灰黑色泥岩夹煤层或炭质泥岩、灰白色细砂岩，厚30m～40m，煤层单层厚1m～2m，由1～2层煤组成，属平原沼泽相沉积。
延10油层组岩性为黄白色、灰白色厚层块状中至粗粒砂岩夹含砾粗砂岩，上部含透镜状泥岩，发育大型槽状层理、板状斜层理；向上岩性变细，为灰白色浅灰色细砂岩，横向相变为深灰色、灰色、灰绿色泥岩或页岩[3]。
柳沟油田为一套以河流相沉积为主的灰白色含砾中粗砂岩及灰黑色河漫滩泥岩。
胜利山地区三叠系系油层集中在长2、长4+5、长6油层组，岩性偏细，砂岩以灰绿色为主，泥质含量增多，长2油层底水发育，物性较好；长4+52储层孔隙度5.43～14. 8％，平均12.33％；渗透率为0.011～1.978×10-3μm2，平均0.68×10-3μm2，长61储层孔隙度9.1～18.0％，平均12.9％；渗透率为0.035～5.104×10-3μm2，平均0.54×10-3μm2，长63储层孔隙度5.5～12.0％，平均8.83％；渗透率为0.011～0.618×10-3μm2，平均0.183×10-3μm2。