利用沉积微相分析王官屯油田官-断块枣-Ⅱ油组的剩余油分布 剩余油分布模式
李华林 王家树
【摘要】 通过对高含水的官-80断块枣-Ⅱ油组沉积微相的精细研究，结合其油田动态资料（产液剖面、吸水剖面）分析，对控制剩余油分布的因素进行了研究，从而对剩余油分布作预测，这一研究成果已得到钻井证实。
【关键词】 微相精细研究 动态分析 剩余油分布
王官屯油田地处河北省沧县王官屯乡境内，区域构造上属于黄骅坳陷孔店构造带的西南端，处于孔东断裂带两侧，北与枣园油田相接，南与小集油田相邻，总面积约70km2。自1971年3月在官-1井发现油气层以来，相继发现了官-1、官-80等十几个高产断块，形成了具一定产能的油田。
官-80断块位于距官-29井断块以西1km处，是孔东大断层上升盘发育起来的局部垒块，为北东—南西轴向。其构造特点是北东高、南西低，构造倾角10°左右，为一个四周被断层封闭的单斜构造。据枣-Ⅲ底构造图观察，构造等高线最高为—1900m，最低为—2200m，闭合高度为300m，构造面积2.5km2。由于其独特的储盖组合（断层封闭、泥岩封盖），加之处于有效生油岩范围内，形成了官-80断块富集高产区。
官-80断块自1984年9月投入开采至今，大致经历了天然能量采油、注水开发、含水上升产量下降三个阶段。由于油层纵向非均质性程度高，注水单层突进现象严重，导致部分可动油滞留地下。如何寻找剩余油、提高采收率已成为当前迫切需要解决的问题，以往的研究工作已不能满足油田开发工作中对沉积微相、非均质性研究的要求。本次工作应用岩心、测井等资料，对官-80断块进行了精细沉积相分析，结合储层成岩作用、孔隙结构及非均质性研究，对控制剩余油分布的因素进行了分析，从方法上探索出一条研究剩余油分布的新途径，为进一步提高官-80断块的开发水平提供了有效的挖潜措施，并为我国油田的稳定发展储备技术。
一、官-80断块沉积相分析
沉积相是在一定特定环境中形成的三维岩石体，其成因可由相的外部几何形态、内部几何形态、沉积构造或微相组合等来判断。通过对沉积相的分析研究，可以恢复地质时期沉积环境及其演变规律，搞清储集体的几何形态与时空分布规律。
通过对官-80断块两口取心井（官-6-8-1井、官-6-9井）的详细观察和描述，结合其岩石的颜色、成分及沉积构造等特征，认为在这一地区孔一段地层中主要存在有9种岩石相，即基质支撑砾岩相（Gms）、块状颗粒支撑砾岩相（Gm）、槽状交错层理砂岩相（St）、块状层理砂岩相（Sm）、平行层理砂岩相（Sh）、波状交错层理砂岩相（Sr）、块状层理粉砂岩相（Fm）7种砂岩相和红色泥岩相（Mr）、灰色泥岩相（Mg）2种泥岩相。上述9种岩石相在垂向上有7种组合层序，不同的组合反映了不同的沉积环境。
由于取心井数量有限，这就必须借助对测井信息的研究，分析沉积相的平面展布，再结合地质、地震等资料预测储层的位置、几何形态和延伸方向，解释沙体储层的成因和沉积环境。根据对官-80断块30余口井测井曲线的形态、幅度、接触关系等特征的综合分析，认为在这一地区枣-Ⅰ及枣-Ⅱ油组中主要存在8类测井曲线组合，各种测井曲线组合分别代表了不同的沉积环境（表1）。
表1 官-80断块测井曲线组合及其地质意义
综合岩心相、测井相分析成果，认为在官-80断块孔一段地层中主要为冲积扇-滨浅湖（膏盐湖）环境。其中冲积扇环境中包括扇中辫状河道、泥石流、河道间及扇端漫流等沉积；滨浅湖环境中包括滨岸沙坝、膏盐湖等沉积；还见有（砂）泥坪沉积，属二者过渡带沉积。
1.扇中辫状河道
底部为砾岩、砂砾岩，具有冲刷面，向上渐变为粗砂岩及中、细砂岩，砾石磨圆度中等到好。泥岩为紫红色（图1-A,1-B），层理以块状层理、平行层理及少量槽状交错层理为主，层内泥质夹层少。电测曲线特征多为齿化箱形或钟形的叠置（图2-A,2-B），声波时差为低值，反映近物源多次洪水冲刷改道的特点。主河道砂层较厚，次河道砂层较薄。由于多个河道叠加，在平面上多呈席状展布。
2.扇中泥石流
仅在局部地区见有，主要为混杂堆积的基质支撑砾岩组成，向上迅速变为粉砂质含砾泥岩。砾石分选差、磨圆差，无层理。泥岩多为紫红色、棕红色（图1-C），平面上展布不规则，电测井曲线特征多为漏斗形-钟形组合（图2-C）。
3.河道间沉积
岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂质泥岩（图1-D）；具块状层理、水平层理；岩石颜色混杂；电测曲线特征表现为低平、幅度低，声波时差呈高值。
图1 岩石相的组合层序
（各图左下角数字单位为m）
图2 岩石相组合层序的测井曲线特征
4.漫流沉积
以粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主（图1-E），沉积方式以垂向加积为主，多为河道向前漫出的产物，粒度较细，偶见含砾粉砂岩，块状层理为主，电测曲线特征为齿状、低幅值（图2-D）。
5.膏盐湖沉积
灰色泥膏盐、钙质泥岩为主，部分见有介形虫化石，泥岩段可见有页理发育，电测曲线上多表现为自然电位低平，电阻率曲线呈尖锋（图2-E），主要发育于枣-Ⅰ油组中。
6.滨岸沙坝（席）
块状层理粉、细砂岩为主，具反韵律特点（图1-F），电测曲线多呈漏斗形（图2-F）或指状（图2-G），声波时差值稳定，物性较好。由于滨岸波浪冲洗作用，有时反韵律不明显，呈席状、串珠状沿岸分布。
7.（沙）泥坪沉积
主要为灰绿色泥岩及棕红色泥岩（图1-G），多位于扇端与滨湖过渡地带，电测曲线组合呈低平齿形（图2-H）。
二、官-80断块剩余油分布分析及预测
1.沉积微相对剩余油分布的影响
（1）纵向上各相带特征差异对储层物性的影响
各种岩性垂向上不同的组合关系代表了不同的沉积结构单元，不同沉积方式的沉积物具有不同的储集性能。由于沙体内部粒度的韵律性的不同，导致渗透率在垂向上的差异，从而决定了各类微相的层内非均质性。官-80断块中主要存在有扇中辫状河道、泥石流、沙坝等沉积沙体，根据其孔渗变化的资料可对其层内非均质性进行分析。
A.扇中砂质辫状河道沉积（图1-A，图3-A）
剖面上以粗中细砂岩为主，向上变为红色泥岩，以垂向加积方式为主。由于各次沉积事件的洪泛能量强弱不同，而且变化无一定规律性，因而其携带沉积的碎屑物不仅纵向上粗细不同，而且没有一定规律的粒序可寻，使得这种垂向加积形成的沙体内部粒序组成虽有明显的成层性，却无粒序规律性，表现在渗透率非均质性上，就成为纵向上高低交互变化的特征。孔隙度在15%～22%左右，渗透率介于（50～900）×10-3μm2之间，高渗透率值一般位于沙体中下部，向上变小，为有利储层。
B.扇中砾质辫状河道沉积（图1-B，图3-B）
岩性特征基本同于A，只是剖面砾石成分增多，反映近物源的沉积特点。由于多次冲刷，上部泥岩一般不易保存，其物性较砂质河道稍差。孔隙度在18%～25%左右，但渗透率值较低，可能是由于分选差，含泥质较多的缘故。
C.滨岸沙坝沉积（图1-F，图3-C）
具反韵律特点，以选积作用为主，波浪的反复簸选，从坝顶把细粒碎屑物簸选到坝缘，使坝顶砂变得较粗而又洁净，加剧了沙坝粒序的反韵律性，其层内渗透率向上明显增高，最高渗透率处于顶部。孔隙度在18%～25%左右，渗透率介于（300～900）×10-3μm2之间，为较有利储层。
D.漫流沉积（图1-E，图3-D）
岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主，多为扇中河道向前漫出的产物，粒度较细，小正韵律。孔隙度在18%～22%之间，渗透率值较低，储集性能较差。
E.泥石流沉积（图1-C，图3-E）
主要由泥杂堆积的基质支撑砾岩组成，砾岩分选差，磨圆差，物性较差，层内非均质性较严重。孔隙度在8%～12%之间，渗透率值很小，为不利储层。
综上所述，官-80断块储集层由砂质河道→沙坝→砾质河道→漫流→泥石流，物性由好变差。
层内非均质性对剩余油分布的影响机理主要是注水效果不同。正韵律储层由于底部储油物性好，注水效果好，水淹程度高；而顶部储层渗透率低，注水波及程度低，同时加上水的重力分异作用，使得注水波及程度更低。官-80断块储层以正韵律和复合韵律为主，油层中处于低渗部位的层段水驱波及程度低，剩余油饱和度高。
纵向上，由于渗透率级差因素，在一定的注采压差下，高渗主力油层优先得到动用，从而抑制了低渗油层的生产能力，使低渗油层动用程度低。官-80断块枣-Ⅱ1、枣-Ⅱ2油组由于渗透率低、级差大，因而动用程度低，剩余油饱和度高。
（2）微相平面展布对剩余油分布的影响
据区域构造资料分析，孔店组时期盆地处于断陷初始阶段。在此时期，盆地开始断陷，地形高差大，沉积物分布局限，属充填型沉积，沉积物以红色粗碎屑为主，伴有火山岩及蒸发岩，反映了断陷初期分隔小湖盆发育的沉积特点。孔一段处于构造收敛期（裂谷短暂的间歇），裂陷速度减小，这一时期气候干燥、蒸发量大，湖盆范围明显缩小变浅，局部地区出现沉积间断或局部不整合，粗碎屑沉积比较发育。
综合岩心相、测井相研究成果，结合砂岩等厚图及砂岩百分比图，对孔一段沉积时期官-80断块各亚组的沉积环境及平面沙体展布状况可作进一步分析。
A.枣-Ⅱ5、枣Ⅱ4亚油组沉积时期
扇中辫状河道发育，单沙体厚度增大，心滩沙体发育（官-7-7-2井、官-6-9-1井处砂岩较厚），电测曲线组合主要为叠加钟形，反映多次洪水由强到弱的变化特点，砂泥比普遍较大，沙体平面连通性好。
B.枣-Ⅱ3亚油组沉积时期
水体略为加深，仍然以辫状河道为主要沉积，单沙体厚度相对变薄，泥质夹层增多，官-5-10-1井、官-7-8-4井处砂岩相对较厚，上部沙体连通性好于下部。
C.枣-Ⅱ2亚油组沉积时期
水体逐渐变深，河道范围变窄，泥岩含量增高，中上部沙体较为发育（官-5-9-2井、官-7-8-3井等处砂岩较厚），含油性较好，电测曲线组合主要为钟形，见有少量漏斗形、低平形。
D.枣-Ⅱ1亚油组沉积时期
水体进一步变深，仅在上部有少量河道沙体发育（官-3-7井处砂岩较厚），漫流沉积占主导地位，砂层多呈夹层出现，含油性变差，平面非均质性较严重。
E.枣-Ⅰ油组沉积时期
水体继续变深，剖面上表现为泥岩明显增厚，在平面上沙体集中于两个部位，即靠近物源的断块上部（官-4-8-1井处）和断块中下部（官-7-8-4井、官-7-8-3井处），特别是在断块中下部，沙体的数量和厚度显示有占优势之倾向，可能存在有两个物源，即东北、东南。电测曲线组合主要为一些低平或尖锋高电阻率值，分别代表泥坪和膏盐湖沉积。此时冲积作用减退，已向膏盐湖阶段发展。
图3 沉积层内非均质性分析
从不同时期河道流向的分析，官-80断块河道主要以北东向分布为主。由于辫状河道沉积主要在垂向上是多期叠加，如果沙泥比大于50%，则各期河流相互叠置，平面上大面积分布沙体，且连通性能较好，从横向上看，其腰部整体油沙体连通性强，砂层厚度在枣Ⅱ：，枣-Ⅱ3，枣-Ⅱ4，枣-Ⅱ5均较大，主要为河道沙体，整个油层基本上都是在断块中间位置的官6-8-1井和官-80井之间砂层最厚，向两边逐渐变薄或者尖灭，横向上连通性较好。
从纵向上看，官4-13井接近物源，而且在官-4-13井、官-4-11井这一段地带地势倾角较大，因此沙体在近物源处堆积并不太厚；向下地势渐缓，到了官-5-10-1、官-6-9-1、官-80、官-6-9等井处，沙体厚度相对较厚；然后到官-7-8-1、官-8-3、官-9-8等井处，沙体又趋变薄，泥质增多、沙体尖灭。总体来说，上部连通性好于下部，较有利的储层为Ⅱ2、Ⅱ3、Ⅱ4和Ⅱ5，其次为Ⅱ1。
沉积微相在平面上的变化表现为沙体平面连通性的变化。由于储集相带的不同，造成各井之间吸水能力的差异。主河道由于渗透率高，吸水能力较大，因而水淹严重，次河道吸水能力介于主河道与滨岸沉积之间。滨岸沉积由于层薄，储集性较差，因而油层动用程度较差，是下部挖潜的主要方向。
2.注水方向不均匀性对剩余油分布的影响
注水的方向受多种因素的影响，如地应力场、沉积物源方向、平面非均质性等。根据矿场资料，官-80断块注水方向明显呈北东向，与沉积相、储层平面宏观非均质性一致，因而在构造中部沿北东方向水淹严重，其他方向油层水淹程度方向相对较弱。
3.油层动用状况分析及剩余油分布预测
通过对该断块5口井产液剖面资料的综合分析（表2），北部的3口井（官-3-8井、官-4-8-1井和官-6-8井）动用程度差，平均动用程度为32.4%，主要产液层或吞吐层为Ⅱ3、Ⅱ5，部分产液层或吞吐层为Ⅱ4、Ⅱ2。南部的两口井（官-7-8-3井和官-7-8-4井）动用程度较高，达65.1%，主要产液层或吞吐层为Ⅱ4、Ⅱ5、Ⅱ3，部分产液层或吞吐层为Ⅱ2。
表2 5口井油井动态井温测绘结果表
通过对该断块10口注水井吸水剖面资料的综合分析（表3），北部的7口井，平均吸水程度为64.2%，主要吸水层为Ⅱ3、Ⅱ4、Ⅱ5。南部的三口井平均吸水程度为64.6%，主要吸水层为Ⅱ3、Ⅱ4。
表3 10口井吸水剖面资料分析表
图4 官80断块枣-Ⅱ2亚油组沉积相平面分布图
图5 官80断块枣-Ⅱ2亚油组剩余油饱和度等值图
（据油田资料）
结合动态及静态资料综合研究，可对官-80断块的剩余油分布分析如下：
a.纵向上剩余油含油饱和度比较高，其层位主要是枣Ⅱ1、枣-Ⅱ2亚油组。
b.平面上剩余油含油饱和度也比较高，连片分布的层位主要是枣-Ⅱ1、枣-Ⅱ2亚油组。
c.在非注水主流线上，剩余油饱和度较高，如官-80井区的枣-Ⅱ3亚油组。
在研究工作进行当中，在这一地区完钻了一口评价井（官-8-2-2井），并获得了C/O测井资料（表4），将预测结果与油田所开展的油藏数值模拟成果（图4，图5）进行了比较，发现三者基本符合，证明此方法是可行的。也就是说，在没有开展油藏数值模拟的地区，通过对储层沉积微相的精细解剖，结合其物性资料分析，对其垂向非均质性、平面非均质性进行研究，结合动态资料分析，为进一步寻找剩余油指明工作方向，为油气勘探开发的深入提供理论基础。
表4 C/O测井资料解释含油饱和度数据表
参考文献
（1）大港油田石油地质志编辑委员会.中国石油地质志（卷四）.北京：石油工业出版社，1991.
（2）武汉地质学院北京研究生院石油地质研究室岩相组.黄骅坳陷第三系沉积相及沉积环境.北京：地质出版社.1987.
（3）于洪文.大庆油田北部地区剩余油研究.石油学报，1993,14（1）.
（4）赵永胜，赵学珍.剩余油分布研究的系统分析方法.新疆石油地质，1987.8（1）.
王官屯油田官-断块枣-Ⅱ油组储层沉积特征分析~
王德明 陈景萍
【摘要】 通过对取心井的详细观察和描述，结合测井资料，对官-63断块枣-Ⅱ油组储层进行了沉积相精细描述。研究结果表明，本区以冲积扇—滨浅湖沉积体系为主，其中辫状河道为有利含油气沙体。
【关键词】 沉积相精细描述 沉积体系 有利含油气沙体
王官屯油田地处河北省沧县王官屯乡境内，区域构造上属于黄骅坳陷孔店构造带的西南端（图1），处于孔东断裂带两侧，北与枣园油田相接，南与小集油田相邻，总面积约70km2。自1971年3月在官-1井发现油气层以来，相继发现了官-1、官-3、官-997、官-63等十几个高产断块，形成了具一定产能的油田。
图1 官-63断块井位构造图（枣-Ⅱ油组顶界）
官-63断块处于孔东断层下降盘、孔店构造带东侧，西以官-17-37井断层与官-3断块分界，北起官-61井，南至王官屯南断层，是一断轴背斜，包括官-905井、官-63井、官-995井、官-34-53井等小断块，含油面积2.4km2，主要目的层为枣-Ⅰ至枣-Ⅱ油组。
由于断块中油层非均质性程度较高，导致部分可动油滞留地下。如何寻找剩余油、提高采收率已成为当前迫切需要解决的问题。以往的研究工作已不能满足油田开发工作对沉积微相、非均质性研究的要求。本次工作以岩心、测井等资料为基础，对官-63断块进行了精细沉积相分析，结合物性资料分析对其储层的沉积特征进行了描述，为进一步寻找开发油气提供了理论依据。
一、官-63断块单井相分析
1.岩心（石）相分析
岩石相是以岩石结构、构造特征为主要依据来反映各沉积成因单元沙体形成过程中的水动力条件的。通过对官-63断块取心井（官-111井、官-940井等）的详细观察和描述（图2），结合其岩石的颜色、成分及沉积构造等特征，我们认为在这一地区孔一段地层中主要包括有11种岩石相。
（1）块状砾岩相（Gm）
该岩相以灰绿色、灰褐色细砾岩为主，基质主要为粉砂岩和细砂岩，具有块状层理，分选差，磨圆程度为次圆至次棱角状，砾径一般为1～3cm。一般出现于沙体的底部或中下部，与下伏地层呈突变接触；其上覆岩相多为砂岩相或含砾砂岩相，解释为砾石河道沉积。
（2）槽状交错层理砂岩相（St）
由灰色、灰绿色细、中砂岩组成，分选及磨圆中等，具槽状交错层理，各层组间有冲刷面，底部有滞留沉积，粒度较粗，有时见有细砾，常发育于冲刷面上，通常是单向水流所造成的砂垄迁移产生，解释为河道沉积的产物。
（3）板状交错层理砂岩相（Sp）
由灰绿色、灰白色细砂岩和含砾砂岩组成，具有板状交错层理，属河道或沙坝沉积。
（4）块状层理砂岩相（Sm）
以灰色、灰绿色含砾中—粗砂岩为主，砾石多在岩层底部富集，具块状层理，形成于强水动力条件下，一般位于河流沙体下部，属冲刷-充填滞留沉积。
（5）平行层理砂岩相（Sh）
岩性以褐色中一粗砂岩为主，局部可见有含砾砂岩，为水浅流急（上部流动体制）沉积环境中的产物。主要见于强水动力条件的滨浅湖地带和河道相中。
（6）波纹层理砂岩相（Sr）
以灰色、灰绿色粉砂岩、细砂岩为主，砂岩分选较好，以波纹层理为主，为水动力条件强弱变化下形成的产物，多见于河流沙体上部、滩坝边缘沉积中。
（7）块状层理粉砂岩相（Fm）
岩性以灰色、灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩为主，其中泥质常呈破碎的泥片，层理遭受生物扰动破坏，呈块状。虫孔发育，以垂直和斜交虫孔为主，解释为滨岸沙或河流沙体上部沉积。
（8）红色泥岩相（Mr）
以紫红色、棕红色泥岩为主，具块状层理，局部地区含粉砂，偶见含砾泥岩，为弱氧化-氧化条件下的产物，多形成于漫流、冲积平原或滨浅湖环境。
图2 官-940井岩心沉积相综合柱状图
（9）灰色泥岩相（Mg）
以深灰、灰绿、灰色钙质泥岩为主，具块状层理及水平层理，见有黄铁矿晶体，虫孔发育，解释为弱水动力条件下的产物。
（10）砂泥互层层理相（Sds）
岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩，常呈互层产出，解释为水动力交互变化的产物，多见于滨湖地带。
（11）膏泥岩相（Mm）
岩性为灰色、灰白色膏泥岩。属膏盐湖环境的产物。
2.相类型分析
根据对以上11种岩石相的综合分析，归纳出5种组合层序（图3），每种层序类型分别代表了不同的沉积环境。
图3 层序组合类型
类型一：Gm→Sr→Fm
如图3（A）所示，层序下部为块状砾岩，其上沉积了一套灰白色波状层理粉－细砂岩，再向上是灰绿色块状层理含泥粉砂岩，见有黄铁矿晶体，整个剖面中砾岩所占比例较大，底部见有冲刷面，解释为砾石河道沉积。
类型二：Sp→Sh→Sr→Fm→Mg，St→Sm→Sr→Mr
见图3（B）和3（C），层序剖面上以砂质为主，底部为板状交错层理和平行层理的中、细砂岩或槽状交错层理、块状层理含砾中粗砂岩，向上逐渐过渡为波纹层理细-粉砂岩、块状层理泥质粉砂岩和灰绿色泥岩，解释为辫状河道沉积。
类型三：Mg→Sr→Mg
见图3（D），层序剖面以灰绿色块状泥岩为主，夹有细砂岩；该组合上下为河道砂岩，解释为河道间沉积。
类型四：Mg→Fm→Mr
见图3（E），层序剖面上以大套泥岩为主，见有水平层理，中夹薄层粉砂岩和粉砂质泥岩，下部泥岩为灰绿色，往上变为紫红色；虫孔和生物扰动构造较为发育，解释为泥坪沉积。
类型五：Mg→Mm
见图3（F），层序下部为一套灰色、灰绿色泥岩，上部为一套灰白色膏泥岩，主要发育于孔一段顶部，解释为膏盐湖沉积。
3.测井相分析
在覆盖区，岩心资料是研究沉积相分析的最好资料来源，但由于取心井数量有限，这就必须借助对测井信息的研究，分析沉积相的平面展布，再通过结合地质、地震等资料预测储层的位置、几何形态和延伸方向，解释沙体储层的成因和沉积环境。
利用测井曲线形态分析沉积环境主要包括幅度（主要反映沉积物的粒度、分选性及泥质含量高低）、曲线形态（主要有钟形、漏斗形、箱形等）、曲线的光滑度（反映水动力的稳定性）、接触关系（反映砂岩沉积初期、末期水动力能量及物源供应的变化速度）四方面内容。
根据对官-63断块20余口井测井曲线的综合分析，认为在这一地区枣-Ⅰ和枣-Ⅱ油组中主要存在4类测井曲线组合，各种测井曲线组合分别代表了不同的沉积环境（表1）。
表1 官-63断块测井曲线组合及其地质意义
二、综合沉积相分析
综合岩心相、测井相分析成果，认为在官-63地区孔一段地层中主要为冲积扇-滨浅湖（膏盐湖）环境。其中冲积扇环境中包括辫状河道、砾石河道及河道间等沉积；滨浅湖环境中主要包括膏盐湖等沉积；还见有（砂）泥坪沉积，属二者过渡带沉积。上述各环境在空间上的展布关系如图4所示。
图4 冲积扇-滨浅湖沉积模式图
1.砾石河道
底部为砾岩、砂砾岩，向上渐变为一套灰白色波状层理粉-细砂岩，再向上是灰绿色块状层理含泥粉砂岩、灰绿色泥岩，整个剖面中砾岩所占比例较大，底部见有冲刷面，电测曲线特征多为齿化箱形，声波时差低值。
2.辫状河道
底部为含砾中粗砂岩、细砂岩，具板状交错层理和平行层理或槽状交错层理及块状层理，具有冲刷面，向上渐变为波状层理细-粉砂岩、块状层理泥质粉砂岩和灰绿色泥岩。电测曲线多为钟形，声波时差为低值。
3.河道间沉积
岩性主要为粉砂质泥岩、泥岩，中夹泥质粉砂岩，具水平层理，颜色以灰绿色为主，电测曲线特征表现为低平、幅度低。
4.（砂）泥坪沉积
主要为灰绿色泥岩、棕红色泥岩，夹有灰色、灰白色泥质粉砂岩，多位于河道末端与滨浅湖过渡地带，电测曲线组合呈低平齿形。
5.膏盐湖沉积
灰色泥膏盐、钙质泥岩为主，下部泥岩呈黑灰色，电测曲线上多表现为自然电位低平，电阻率曲线呈尖锋指状，主要发育于孔一段顶部。
三、微相平面展布分析
综合岩心相、测井相研究成果，结合砂岩等厚图（图5）及砂岩百分比图，对官-63地区枣-Ⅱ油组各亚组的沉积环境及平面沙体展布状况分析如下：
枣-Ⅱ5亚油组沉积时期，官-63井处砂岩较厚（20m），官-32～59处砂岩百分比达60%，电测曲线特征多为钟形，少量指形，泥岩多为红色调，以河道沉积为主。
枣-Ⅱ4亚油组沉积时期，官-33-47井、官-940井处砂岩较厚（18m,20m），砂岩百分比分别达75%和60%，电测曲线特征多为指形，少量钟形；泥岩为红色调，以河道沉积为主。
图5 官-63断块枣-Ⅱ4亚油组砂岩等厚图
图6 官-63断块枣-Ⅱ4亚油组渗透率等值线图
枣-Ⅱ3亚油组沉积时期，官-33-47井处砂岩较厚（19m），砂岩百分比达75%，电测曲线特征多为钟形、齿形，泥岩多为红色调，以河道沉积为主。
枣-Ⅱ2亚油组沉积时期，官-33-47井处砂岩较厚（17m），砂岩百分比达60%，电测曲线特征多为钟形、齿形，泥岩为红色调，以河道积为主。
枣-Ⅱ1亚油组沉积时期，官-940井处砂岩较厚（12m），砂岩百分比达50%，电测曲线特征多为齿形，少量指形，泥岩多为红色调，水体相对变浅，以砂泥坪沉积为主。
枣-Ⅰ亚油组沉积时期，官-34-53井处砂岩较厚（16m），砂岩百分比达30%，电测曲线特征多为齿形，少量指形，泥岩多为灰色，以砂泥坪沉积为主。
四、有利含油气沙体分析
综合沉积相平面展布，结合测井资料解释的孔渗及含油性分析（图6和图7），可以看出官-63断块中以辫状河道的砂岩厚度较大、砂岩百分比较高；孔渗性好，含油性也较高，是含油气的有利沙体，其在平面上的分布区即为有利勘探区。
图7 官-63断块枣-Ⅱ4亚油组含油饱和度等值线图
参考文献
（1）《沉积构造与环境解释》编译组.沉积构造与环境解释.北京：科学出版社，1984.
（2）高锡兴.黄骅坳陷风化店构造复式油气藏形成条件.无锡：石油实验地质，1990.
（3）裘亦楠.碎屑岩储层沉积基础.北京：石油工业出版社，1987.
（4）余素玉，何镜宇.沉积岩石学.武汉：中国地质大学出版社，1989.
目前没有一种方法能独立搞清剩余油分布，要落实剩余油分布，必须开展多学科综合分析。首先将油层在纵向上由油田开发初期划分的小层进一步细分到单砂层，通过井间对比，建立静态数据库，绘制出每个单砂体的几何形态及其相互连通关系；其次是开展精细沉积相研究和储层微型构造描述；第三步是多学科储层建模技术，实现油藏和储层参数预测的计算机化，建立油藏三维地质模型；第四步是从储层成因机制四维空间概念上开展岩石物理相研究和储层非均质描述，最终建立流动单元模型；第五步是将地质研究与井网紧密结合起来，充分利用岩心观察、实验分析、各种监测资料、测井水淹层解释等资料综合分析判断。最后确定出油田开发中后期不同类型油层剩余油宏观分布类型和分布形式。从而为提高可采储量和油田调整挖潜及开发规划部署提供地质依据。
1. 冲积扇沉积砂体剩余油分布模式
由于辫状水道砂体在平面上呈网状、交织的条带状分布，并且辫状水道砂体厚度较大，渗透率的方向性也较明显，因此，注入水主要沿冲积扇辫状水道主流线方向快速舌进。而主水道砂体两侧边缘厚度较薄，泥质夹层增多，渗透率变差，水淹程度低，剩余油相对富集。纵向上，砂体呈正韵律的特点，下部水洗强烈，中、上部水淹程度相对较低，是剩余油富集部位。水道间砂体厚度小，渗透率低，所以吸水差，大部分储量动用程度低，剩余油相对富集 （图8-31）。
图8-31 冲积扇沉积砂体剩余油分布模式
2. 河流沉积砂体剩余油分布模式
河流沉积砂体中，曲流河道砂体展布呈蜿蜒的条带状，辫状河道砂体呈交织的网状，渗透率同样具有明显的方向性，因此，注入水也是沿主河道厚砂体主流线方向快速突进，水淹程度高。而河道边缘薄层砂体渗透率相对低，水洗程度差，因此，平面上河道边缘砂体中剩余油相对富集。纵向上，河道砂体粒径具有下粗上细，渗透率下高上低的特点，砂体上部或顶部水淹程度低，但辫状河道砂体的水淹程度明显好于曲流河道砂体，因此，剩余油主要分布于辫状河道砂体的上部和曲流河道砂体的上、中部。河道边缘砂体和决口扇沉积砂体厚度薄，粒径细，渗透率多为中到低，因此，这部分砂体中的储量动用程度低或根本没有动用，因而成为剩余油富集区 （图8-32）。
图8-32 河流沉积砂体剩余油分布模式
3. 三角洲沉积砂体剩余油分布模式
三角洲前缘砂体，岩石的成熟度较高，垂向上砂体多呈现反韵律。平面上，注入水首先沿砂体轴部突进，随后逐渐向两侧扩展，注入水波及程度较高，层内水淹厚度大。但砂坝两侧的侧翼及道间浅滩砂体岩性变差，泥质条带或夹层增多，剩余油相对富集。席状砂和远砂坝砂体，尽管砂体厚度较薄，由于平面上砂体连片程度高，层内渗透率非均质性相对弱，垂向上多呈反韵律，注采井网易于控制，因此，层内水淹程度高，平面上注入水推进缓慢且相对均匀。纵向上反韵律和反复合韵律的砂体在水洗过程中，注入水沿中上部的高渗透段突进，随后由于油水密度差的影响，在重力作用下，注入水向砂体下部缓慢推进，所以远砂坝水淹程度和水淹厚度较大，但在底部仍有部分低渗带未能水洗或注入水波及程度低，因而可以成为剩余油相对富集区。水下河道砂体呈正韵律，上部水洗程度低，水下河道边缘泥质含量增多，渗透率相对低，其上部和边缘微相带仍有部分原油尚未驱替，因而成为剩余油相对富集区。三角洲平原沉积砂体的剩余油分布与曲流河沉积砂体剩余油分布形式类似，剩余油主要富集于主河道砂体的中、上部以及河道边缘相带的砂体中（图8-33）。
图8-33 三角洲沉积砂体剩余油分布模式
4. 封闭性断层遮挡与正向微型构造造成的剩余油分布模式
断块内开启性断层往往使油水沿断层流动至浅层储层中，但封闭性断层却起到了遮挡油水向上继续流动而滞留于局部相对高部位形成剩余油富集区。尤其是在断层附近缺少注水井的情况下，油井仅单一方向受效，此现象更为突出。此外，在油藏边界断层附近由于缺少注水井而使其断层附近的采油井单一方向受效，因此在边界断层附近即使构造相对低也可造成剩余油富集。图8-34总结了胜坨油田坨30断块由于封闭性断层遮挡造成的剩余油分布模式。
图8-34A表明在1、2号边界断层附近的采油井仅受来自东南一个方向注水井的影响，单一方向受效，因此在边界断层夹持的地区剩余油相对富集。图8-34B和图8-34D表明断块内部两条断层夹持的地区，表面上采油井受多个方向注水井的影响，但是由于封闭性断层的影响，实际上采油井仍处于单一方向受效，因此在断层夹持的构造相对高部位剩余油相对富集。图8-34C表明在北部边界断层的构造相对低部位，由于注采井网的不匹配，加之西北方向边水的影响对图中的采油井的作用较小，因此处于断层附近的来自采油井受西南方向注水井的影响，而东南方向砂体尖灭，采油井仍为单一方向受效，故而断层附近采油井剩余油相对富集。此外，正向微型构造往往有利于剩余油富集。在封闭性断层与正向微型构造相匹配的微断鼻发育部位仍然是剩余油的相对富集区。
图8-34 断层遮挡剩余油分布模式
5. 注采井网不完善造成的剩余油分布模式
对注水开发油层而言，每个油层都必须处于有效的水驱条件下开发，任何一个油砂体若注采系统不完善，都不能很好地动用起来。经主力油层数模和测井解释及其砂体展布和沉积微相综合分析，研究区由于注采井网不完善造成的剩余油分布模式见图8-35。
油砂体上既没有注水井，也没有采油井，这种匹配方式必然造成该油层的油采不出来，而成为保持原始状况的未动用油层。如胜坨油田坨30断块的21小层4-728井与4-61井之间的河道砂体上既无采油井也无注水井，这种匹配方式造成油层处于憋高压状态，平均压力高于该小层平均压力的30％左右，油砂体剩余油饱和度大于60％ （图8-35A）；油砂体分布范围内只有注水井，而无采油井，随着注入水进入油层，往往使地层压力不断增大成为憋高压的未动用油层；油砂体分布范围内只有采油井而无注水井，该油层往往成为低压的动用程度低或基本未动用油层，如23小层在4-728井、3-65井及4-75井等井区的油砂体中，仅4-75井为采油井而油层内无注水井，4-75井附近压力偏低，而油砂体的其他部位剩余油饱和度一般大于66％，油层处于基本未动用状态 （图8-35B）。此外，对于已动用的油层，由于平面和层间矛盾的存在，加之断块内封闭性断层影响以及注采井网不够完善，往往造成一部分油层动用充分或比较充分，而另一部分油层却动用不好或基本未动用，因而造成这部分油层成为剩余油的滞留区，如83小层在2-89，3-839，3-701等井区，油砂体厚度12～20m左右，砂体连片程度高，但是由于断块内6号断层和5号断层中部的封闭作用以及在此井区内多数井处于没有射开本层位，因此造成该井区剩余油饱和度偏高，由于油层厚度相对大所以剩余油富集 （图8-35C）。特别值得提出的是，注水井处油砂体不十分发育，注水效果差，而采油井处却发育又分布较广的油层，这些井区的油层多数动用不好，是比较高品位的滞留区，即剩余油富集区，如21小层在2-3井区，2-3井 （注水井） 处于河道边缘，而2-33井处于主河道部位。由于2-3井和3-51井注水效果较差，因此在主河道部位剩余油相对富集，剩余油饱和度大于60％ （图8-35D）。
图8-35 注采井网不完善造成的剩余油分布模式
储层物性演化的主控因素分析
答：沉积微相决定砂岩的结构和成分,这对于次生孔隙的发育起着控制作用。泥质含量较少的砂岩往往对于次生孔隙的形成是有利的,泥质是导致储层低孔低渗的重要原因。 3.埋藏史和热演化史 埋藏史和热演化史是对构造活动控制下的地层温度、压力...
高含水油田剩余油分布综合分析流程
答：在上述研究的基础上，进行流体流动单元的划分和评价。（5）剩余油测井响应分析 通过岩电－相驱实验和测井综合分析，研究用测井资料计算剩余油饱和度的方法，建立剩余油饱和度计算模型。（6）储层地质建模 根据沉积微相分析，...
平面非均质性
答：文13东块沙三中油藏平面非均质性受沉积微相、成岩作用和构造运动的综合控制。由平面上沉积微相展布、物性分布特征，储层物性变化趋势与沉积微相展布具有较好的一致性（然而也有不一致的地方），反映了沉积、成岩对物性的...
高分辨率层序地层学储层描述方法
答：3.4.4.1 单井地层旋回及沉积微相综合分析 在进行单井高分辨率层序地层划分时，最基本的依据是岩心描述的资料。详细的岩心描述应包括岩石的粒度、层理、厚度、颜色及其中所含的生物等，用这些记录A/S（可容纳空间/沉积物...
测井、地震资料定相
答：1.岩心观察识别沉积微相 钻井岩心是研究覆盖区沉积及储层特征的第一手实物资料。可利用岩心观察和测试，进行岩性鉴定、古生物化石鉴定和沉积结构、构造分析，对重点井进行单井相分析，识别各类沉积亚相及微相，并与周缘露头...
延长组油气勘探进展
答：特别是近年来，随着钻探程度的提高和新资料的不断丰富，应用以岩心、露头、测井为基础的沉积微相分析技术对盆地西南部边缘和东南部边缘地区延长组沉积相类型、特征及沉积体系展布有了新的认识。张哨楠等（2000）利用最新的钻...
大井LSC2旋回沉积微相分析
答：MSC3为一套曲流河流相沉积，剖面上总体呈现“泥包砂”特征，但总体上表现为向上变细的正韵律特征，构成A型中期旋回。主要沉积亚相为辫状河道与泛滥平原亚相，沉积微相包括河床滞留沉积、决口河道、决口扇及河漫滩微相。SSC...
碎屑岩测井沉积微相建模与划分
答：如图7-35，轮南地区Ⅱ油组辫状河三角洲沉积的垂向亚、微相划分和图7-36塔中Ⅳ油田曲流河三角洲沉积和垂向亚、微相划分。图7-35 轮南地区三叠系第二油组垂向层序综合图 （二）测井沉积相剖面对比 1.测井对比标志层 ...
单井沉积相
答：综合分析推测为三角洲前缘分流河口砂坝微相,分流河口砂坝是三角洲前缘亚相中最具特色的沉积,也是组成三角洲前缘相带厚度最大的骨架砂体。 图5 -21 官 114 井单井相分析图 2323. 5 ～ 2326. 95m: 岩性为灰绿色砂质泥岩,夹有...
大井LSC2旋回沉积微相分析
答：SSC24为由河床滞留沉积与河漫滩沉积形成的A1型短期旋回；SSC25中部的泛滥平原泥岩段，剖面上构成C2型中期旋回特征。主要沉积亚相为曲流河道与泛滥平原亚相，沉积微相包括河床滞留沉积、决口河道、天然堤及河漫滩微相。SSC24...
