摘要：杜813南塊主要開發(fā)目的層為興隆臺(tái)油層興Ⅱ、興Ⅲ油層組，為薄～厚層狀砂礫巖與灰色泥巖互層組合的小型扇三角洲前緣亞相沉積;主要發(fā)育水下分流河道、分流河口壩和前緣薄層砂微相;興Ⅱ、興Ⅲ油層組儲(chǔ)層宏觀分布受沉積相控制，呈北西～南東向展布的朵狀砂體。

關(guān)鍵詞：杜813南塊;興隆臺(tái)油層;沉積微相;儲(chǔ)層

1 概況

杜813南塊構(gòu)造上位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡中段，北起杜813-41-38井，南至齊2-7-7井，西起杜813-42-31井，東至杜813-26-49井，開發(fā)目的層為新生界古近系沙河街組沙一+二段興隆油層興Ⅱ、興Ⅲ油層組，2000年歡采部分上報(bào)含油面積2.18km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量1224×104t，油層埋深800～950m。

本次利用區(qū)塊內(nèi)完鉆井的錄井、測(cè)井的巖性、電性資料，從建立沉積微相模式入手，對(duì)主要含油層段儲(chǔ)層的沉積微相特征和儲(chǔ)層宏觀分布規(guī)律開展研究。一是以油層組、砂巖組為單元的對(duì)比統(tǒng)層;二是在細(xì)分層對(duì)比統(tǒng)層的基礎(chǔ)上，針對(duì)興Ⅱ1、興Ⅱ2、興Ⅱ3、興Ⅲ1、興Ⅲ2五個(gè)砂巖組開展了沉積微相研究，并通過(guò)編制興Ⅱ、興Ⅲ兩個(gè)油層組的砂巖厚度等值線圖，總結(jié)本區(qū)儲(chǔ)層宏觀分布特征。

2 沉積相模式分析

2.1 沉積背景分析

該塊區(qū)域上位于西部凹陷西斜坡中段，興隆臺(tái)油層的沉積受制于整個(gè)西部凹陷新生界古近系沙河街組沙四段初陷、沙三段深陷、沙二段收斂等發(fā)育期沉積背景的制約，興隆臺(tái)油層為一套淺水環(huán)境下的灰綠色、綠灰色、灰色泥巖與薄～厚層塊狀砂礫巖組合的淺水湖相扇三角洲前緣亞相沉積。

2.2 沉積微相模式分析

碎屑巖沉積儲(chǔ)層的宏觀規(guī)模及分布特征受微相模式控制，它與陸源粗碎物供給的充足程度，搬運(yùn)水動(dòng)力大小及強(qiáng)弱程度密切相關(guān)[1，2]。

2.2.1 巖、電相特征及類型

通過(guò)巖石相與電相關(guān)系分析及分類統(tǒng)計(jì)，主要有以下韻律組合：

a、正韻律組合：用“A”表示，按單層厚度再細(xì)分類型，A1≥10.0m，A2≥5.0～10.0m，A3≥3.0～5.0m。電相多見箱形，鐘形等，因多韻律疊加常表現(xiàn)出齒化特點(diǎn)，用A′或A″表示，這種類型多發(fā)育于辮狀分流河道部位;

b、復(fù)合韻律組合：用“AB”表示，細(xì)分類型厚度標(biāo)準(zhǔn)同上。電相多呈不同厚度組合規(guī)模的弧形、厚指形等，這種電相類型多見于辮狀分流河道～分流河口壩部位;

c、反韻律組合：用“B”表示，細(xì)分類型厚度標(biāo)準(zhǔn)同上。電相多見不同厚度組合的倒鐘形、漏斗形等，多發(fā)育在分流河口壩、河口壩朵葉邊部;

d、薄互層組合：用“C”表示，單層厚度<3.0m，出現(xiàn)在扇緣薄層砂微相區(qū)或少量河口壩間部位;

e：泥巖：用“E”表示，一般為前扇三角洲～湖相泥巖。

2.2.2 微相類型劃分

上述五種巖、電相類型經(jīng)相帶平面圖的編制及微相類型劃分構(gòu)成了該塊興隆臺(tái)油層扇三角洲前緣亞相沉積相模式，其微相類型概括如下：

a、分流河道微相：興Ⅱ、Ⅲ組為中～厚層砂礫巖儲(chǔ)層，即電相A1、A2或A1′、A2′（多韻律疊加的齒化形）及少量AB1、AB2復(fù)合韻律類型;

b、邊灘微相：興Ⅱ組為薄～中厚層狀砂礫巖，即電相A3、B3等，往往位于分流河道間及邊部;

c、分流河口壩微相：興Ⅱ、興Ⅲ組為中～厚層狀砂礫巖，電相AB1、AB2（核部）或AB1′、AB2′及B1、B2或B1′、B2′等類型組成;

d、薄層砂微相：分流間薄層砂和前緣薄層砂兩種微相類型，以前緣薄層砂微相較普遍，是電相“C”的砂泥巖互層組合;

e、前扇三角洲微相：是電相“E”的非儲(chǔ)層沉積組合。

2.2.3 沉積微相展布特征

通過(guò)巖、電相單井分類及相帶平面圖的編制，該塊興隆臺(tái)油層主要由北西～南東向的前緣亞相朵狀砂體組成，它們之間往往由扇緣薄層砂或邊灘微相連接，構(gòu)成該塊沉積微相模式。

a、興Ⅱ油層組的扇三角洲由北西～南東向砂體構(gòu)成，并且每個(gè)層的朵狀砂體都有再次前積的特點(diǎn)。其中興Ⅱ1、興Ⅱ2砂體發(fā)育規(guī)模較大，各砂體之間緊密相連，發(fā)育連片。而興Ⅱ3號(hào)層兩個(gè)扇三角洲砂體之間由薄層砂隔開，并且在該塊中，北部的砂體只剩前緣部分，西部的砂體內(nèi)部有薄層砂相隔而且發(fā)育規(guī)模也較前兩個(gè)層小;

b、興Ⅲ1、興Ⅲ2沉積微相亦由具有再次前積特點(diǎn)的北西～南東方向的砂體組成，且平面上砂體之間均由薄層砂微相相連。

3 儲(chǔ)層分布特征

為了認(rèn)識(shí)該塊興隆臺(tái)油層儲(chǔ)層的宏觀分布特征，在上述建立沉積微相模式的基礎(chǔ)上，編制了興Ⅱ和興Ⅲ油層組砂巖厚度等值線圖，結(jié)合區(qū)塊鉆遇油井的儲(chǔ)層厚度參數(shù)統(tǒng)計(jì)，總結(jié)區(qū)塊儲(chǔ)層的宏觀分布特點(diǎn)。

a、儲(chǔ)層的宏觀分布受沉積微相控制。興Ⅱ油層發(fā)育有2～3條北西～南東向展布的小型扇三角洲砂體，從興Ⅱ砂巖厚度等值線圖也可以可看出有類似特征，并且儲(chǔ)層厚度有由厚變薄的規(guī)律。興Ⅱ油層組砂巖厚條帶區(qū)厚25～40m;

b、興Ⅲ油層組砂巖厚度等值線圖亦表現(xiàn)為由北西～南東展布的特點(diǎn)，且逐漸變薄;

c、經(jīng)統(tǒng)計(jì)，該塊興Ⅱ油層組單井平均厚27.5m，單層平均厚3.1m，單井平均層8.9層。興Ⅲ油層組單井平均厚20.5m，單層平均厚3.1m，單井平均層6.7層（見表1）。

4 結(jié)論

杜813南塊興Ⅱ、興Ⅲ油層組為薄～厚層狀砂礫巖與灰色泥巖互層組合的小型扇三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育水下分流河道、分流河口壩和前緣薄層砂微相。興Ⅱ、興Ⅲ油層組儲(chǔ)層的宏觀分布為北西～南東向展布，興Ⅱ油層組單井平均厚27.5m，單層平均厚3.1m，單井平均層9.0層。興Ⅲ油層組單井平均厚20.5m，單層平均厚3.1m，單井平均層6.7層。

參考文獻(xiàn)：

[1] 陳曉東.雙臺(tái)子油田雙43-22井區(qū)興隆臺(tái)油層沉積特征研究[J].工程技術(shù)，2016，22（10）：199.