杜813南塊興隆臺油層沉積微相與儲層特征研究

摘要：杜813南塊主要開發(fā)目的層為興隆臺油層興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。

關鍵詞：杜813南塊;興隆臺油層;沉積微相;儲層

1 概況

杜813南塊構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年歡采部分上報含油面積2.18km2，石油地質儲量1224×104t，油層埋深800～950m。

本次利用區(qū)塊內完鉆井的錄井、測井的巖性、電性資料，從建立沉積微相模式入手，對主要含油層段儲層的沉積微相特征和儲層宏觀分布規(guī)律開展研究。一是以油層組、砂巖組為單元的對比統層;二是在細分層對比統層的基礎上，針對興Ⅱ1、興Ⅱ2、興Ⅱ3、興Ⅲ1、興Ⅲ2五個砂巖組開展了沉積微相研究，并通過編制興Ⅱ、興Ⅲ兩個油層組的砂巖厚度等值線圖，總結本區(qū)儲層宏觀分布特征。

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，興隆臺油層的沉積受制于整個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，搬運水動力大小及強弱程度密切相關[1，2]。

2.2.1 巖、電相特征及類型

通過巖石相與電相關系分析及分類統計，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出齒化特點，用A′或A″表示，這種類型多發(fā)育于辮狀分流河道部位;

b、復合韻律組合：用“AB”表示，細分類型厚度標準同上。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，細分類型厚度標準同上。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、電相類型經相帶平面圖的編制及微相類型劃分構成了該塊興隆臺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～厚層砂礫巖儲層，即電相A1、A2或A1′、A2′（多韻律疊加的齒化形）及少量AB1、AB2復合韻律類型;

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”的非儲層沉積組合。

2.2.3 沉積微相展布特征

通過巖、電相單井分類及相帶平面圖的編制，該塊興隆臺油層主要由北西～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～南東向砂體構成，并且每個層的朵狀砂體都有再次前積的特點。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號層兩個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，西部的砂體內部有薄層砂相隔而且發(fā)育規(guī)模也較前兩個層小;

b、興Ⅲ1、興Ⅲ2沉積微相亦由具有再次前積特點的北西～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 儲層分布特征

為了認識該塊興隆臺油層儲層的宏觀分布特征，在上述建立沉積微相模式的基礎上，編制了興Ⅱ和興Ⅲ油層組砂巖厚度等值線圖，結合區(qū)塊鉆遇油井的儲層厚度參數統計，總結區(qū)塊儲層的宏觀分布特點。

a、儲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為由北西～南東展布的特點，且逐漸變薄;

c、經統計，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：

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