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中国石油大学胜利学院本科毕业设计（论文）中国石油大学胜利学院本科生毕业设计( 论文 )孤东二区ng沉积相研究学生姓名 崔新颖 学 号 200610012102 专业班级 资源勘查工程06级1班 指导教师： 常兵民 2010年 6 月 6 日摘要本文主要通过岩心和薄片观察、粒度分析、测井资料解释等手段，对孤东油田二区馆陶组沉积相进行了研究。通过进行单井和连井剖面相分析以及综合相关地质资料，建立了孤东油田二区馆上段沉积微相模型，阐明了该区域内沉积微相的展布与演化规律，揭示了沉积微相对储层物性、剩余油分布规律的重要控制作用。研究表明：该区发育馆上段上部曲流河与下部辫状河两种沉积相模式，具备河床亚相、堤岸亚相、河漫亚相和废弃河道亚相四种亚相类型，具有边滩、河道充填沉积、心滩微相、谷底滞留沉积、河道边缘、决口扇、道间洼地和漫滩沉积等8种沉积微相。平面上沉积微相中以边滩、河道边缘、河漫沉积为主，砂体呈席状、条带状、豆荚状等，分叉、交叉频繁，厚度变化较快。沉积微相对储层物性和剩余油分布具有控制作用，该区沉积微相模型的建立对储层非均质性研究及控水稳油和寻找剩余油气具有重要意义。关键词：沉积特征；相模式；微相类型；馆上段；孤东油田二区abstractin this paper, core and slice through observation, particle size analysis, logging data interpretation and other means, guantao gudong oilfield as sedimentary facies were studied. well connected through to the single well and integrated facies analysis and geological data related to the establishment of the isolated east oilfield as in the upper sedimentary facies model, illustrates the region microfacies distribution and evolution, revealing the sedimentary microfacies reservoir properties, the remaining oil distribution of the important control function. the results show that: the area-steps developed in the upper river and the lower part of the braided river facies model of two, with river facies, subfacies embankment, river man subfacies and abandoned channel facies of four sub-facies, with beach side , channel deposits, the heart beach facies, bottom sediment retention, river edge, crevasse splay, floodplain deposits located between depression and 8 kinds of sedimentary facies. micro-phase deposition plane to side beach, river edge, river diffuse deposits in the sand takes the shape of sheet, strip, pod-like, etc., bifurcation, cross-frequent changes in the thickness of fast. sedimentary microfacies reservoir and the remaining oil distribution is controlled, the district sedimentary facies model of the reservoir heterogeneity and control oil and water stability is important to find the remaining oil and gas. key words: sedimentary characteristics； facies models； facies type； in the upper； gudong oilfield 目录前言1第一章开发情况及区域概况21. 开发情况21.1 开发历程21.2 开发现状及问题22. 区域概况2第二章区域地层特征31. 砂层组特征42. 砂体类型43. 储集物性54. 标志层特征5第三章 沉积微相划分依据61 孤东二区馆上段的沉积特征611 岩石的颜色特征61.2 岩石的结构和成分特征61.3 粒度分析61.4.沉积构造和测井响应71.5 古生物标志81.6 沉积层序82. 沉积微相类型及特征92.1 河床亚相92.2 堤岸亚相92.3 河漫亚相102.4 废弃河道103. 砂体微相平面分布特征123.1 ng上1+2砂组微相平面展布特征123.2 ng上3砂组微相平面展布特征123.3 ng上4砂组微相平面展布特征123.4 ng上5砂组微相平面展布特征123.5 ng上6砂组微相平面展布特征124. 沉积环境演化124.1 ng上68ng上541时期124.2 ng上532-ng上1+2时期135. 砂体微相模式135.1 孤东油田二区馆上段1+2砂组5砂组上部曲河流相模式135.2 孤东油田二区馆上段541-68砂组辫状河相模式13第四章结论15（研究表明沉积微相对储集参数及剩余油分布具有十分重要的控制作用）致谢16参考文献17附录 a19附录 b24前言孤东油田二区位于孤东构造的西翼北端，以孤东13断层与以东的六区及以南的三区为界，含油面积9.2平方千米，有效厚度19.3米，地质储量2754万吨，复算储量1967万吨，可采储量576万吨，预测采收率20.9%。该区现有油水井216口，其中油井143口，水井73口，自下而上发育有沙河街组、东营组和馆陶组三大套含油层系，主要含油层系为馆上段。孤东油田二区为河流相正韵律沉积层状构造油藏，储层压实差，胶结疏松，岩石表面亲水，具有多个相对独立的油水界面和正常的压力、温度系统。孤东油田二区包括ng3，ng4，ng5，ng6四个砂层组23个小层130个油砂体，其中主力层7个（42、45、53、54、55、61、62），储量1279万吨，占二区的46.4%，储量品位在孤东油田属中等。目前分ng4，ng5，ng6三套层系开发，除ng6具有活跃的边水外，均以注水开发为主。本文运用沉积学基本理论与原理对孤东油田二区馆陶组沉积相进行了广泛而深入的研究，尤其针对该区域的主要沉积模式河流相沉积做了大量工作，以便能够充分展示该区域的沉积特点，揭示沉积相分布规律与油气分布的内在联系以及沉积微相对油气分布的控制作用。该项研究将有利于孤东二区馆陶组进一步精细砂体预测和细分层系注水开发，优化整体开发方案，对更远期的油气勘探开发提供指导。第一章 开发情况及区域概况1. 开发情况1.1 开发历程孤东二区于1986年2月投入开发，87年7月开始注水，目前ng4，ng6采用边部注水辅以点状注水，ng5采用250*125米南北向行列注水。截止98年8月，孤东二区共有油井143口，开井117口，油井利用率82%，单元日产液水平10073吨，平均单井日产液86.1吨，单元日产油水平711吨，平均单井日产油6.1吨，综合含水92.9%；注水井总口数73口，开井65口，水井利用率89%，单元日注水10150立方米，平均单井日注水56立方米，月注采比1.0，动液面176米，总压降0.79兆帕，累产油412.2万吨，累产水2189万立方米，累注水2439.2万立方米，采油速度0.94%，采出程度20.9%，累计注采比0.92，自然递减18.5%，综合递减8.0%。1.2 开发现状及问题由于油稠、水窜等问题的存在，使二区开发效果比较差；综合含水达到93，采出程度低，采油速度小于1。2. 区域概况孤东油田二区位于孤东披覆构造西翼北端，以孤东13断层与以东的六区及以南的三区为界（见图1-1）。含油面积9.2平方千米，有效厚度19.3米，地质储量2754万吨，复算储量1967万吨，可采储量576万吨，预测采收率20.9%。现有油水井216口，其中油井143口，水井73口。孤东油田二区为河流相正韵律沉积层状构造油藏，储层压实差，胶结疏松，岩石表面亲水，具有多个相对独立的油水界面和正常的压力、温度系统，压力系数1.0，地温梯度3.4c/100m。平均孔隙度33%，空气渗透率1300*10-3平方微米，原始含油饱和度65% ，泥质含量6.5%，地下原油粘度70毫帕 秒。图1-1 孤东油区区域构造位置图孤东油田二区包括ng3，ng4，ng5，ng6四个砂层组23个小层130个油砂体，其中主力层7个（42、45、53、54、55、61、62），储量1279万吨，占二区的46.4%，储量品位在孤东油田属中等。目前分ng4，ng5，ng6三套层系开发，除ng6具有活跃的边水外，均以注水开发为主。第二章 区域地层特征依据精细地层对比取得的主要成果和认识，孤东二区主要地层特征如下：1.沙层组特征ng3:共分为5个小层，深度1285-1325米，岩性为浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩与灰色、暗紫色、紫红色泥岩、沙质泥岩呈不等厚互层。ng4：共分为5个小层，深度1325-1375米，岩性上部为绿灰色、灰色、暗紫色、灰绿色、紫红色、棕红色泥岩、沙质泥岩及棕褐色油浸粗砂岩，下部为棕褐色含油、油浸粉砂岩、泥质粉砂岩及浅灰色油斑泥质粉砂岩夹薄层灰绿色泥岩、浅灰色泥质粉砂岩。ng5:共分为5个小层，深度1375-1425米，岩性上部为棕褐色含油、油浸粉砂岩、粉细砂岩及灰色、绿灰色泥岩、浅灰色泥质粉砂岩；中部为绿灰色、灰色、暗紫色泥岩、沙质泥岩及浅灰色泥质粉砂岩；下部为浅灰色泥质粉砂岩、油斑泥质粉砂岩与灰色沙质泥岩不等厚互层及厚层棕褐色含油粉砂岩。ng6：共分为8个小层，深度1425-1555米，岩性上部为浅灰色油斑粉砂岩、泥质粉砂岩及灰色泥岩、沙质泥岩、浅灰色泥质粉砂岩；中部为绿灰色、灰色、紫红色、暗紫色泥岩、沙质泥岩及浅灰色泥质粉砂岩；下部为棕褐色、棕黄色油浸粉砂岩、浅灰色油斑粉砂岩、泥质粉砂岩、沙质泥岩及绿灰色、灰色、暗紫色、紫红色泥岩、沙质泥岩夹薄层浅灰色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩。2 砂体类型通过地层精细对比和砂体细分，得出孤东油田馆上段储集层存在的主要形式及砂体接触关系主要有下列四种类型：单一型、两分型、下切型、叠加型。单一型砂体：一个沉积时间单元内发育一个砂体，为最常见的一种砂体类型。两分型砂体：一个沉积时间单元内，出现两个砂体，以泥岩相隔，该类砂体厚度一般较小。下切型：是指砂体沉积过程中，由于河道砂体的垂直下切作用和侧蚀作用，后一期河道砂体切削前一期河道砂体，占据了两个沉积时间单元。河道下切有两种类型：边缘型和中心型。叠加型砂体：是指两期或两期以上的河道砂体以明显或不明显的冲刷相互叠加在一起，形成了一个连通砂体。3. 储集物性孤东二区是在新近纪早期河流相沉积的背景上发育起来的碎屑岩沉积，区内馆上段砂体由于埋藏浅，成岩作用弱，胶结疏松，储层物性总体较好，但也明显受沉积作用的影响，不同的沉积相带其储集参数不同。总体来看一般边滩及心滩砂体物性较好，堤岸亚相砂体物性相对较差。4. 标志层特征孤东油田馆上段第四砂层组底部普遍发育一层厚约20-30cm的灰绿色生物泥岩，富含腹足类黄河田螺化石，它在测井曲线上表现为高电阻率的钙质响应，感应曲线有异常显示。该层分布广泛且稳定，是控制全区地层划分对比的良好标准层。1） 选择的六个标志层a 明化镇组底部感应曲线出现的似“免耳状”的组合，底部出现高电阻率钙质响应。b 第三砂层组顶部分布比较稳定的一对似“眼睛状”的小砂包。c 第三砂层组底部和第四砂层组顶部十分稳定的泥岩段。d 第五砂层组底部较稳定的厚层砂岩段。e 第六砂层组第三、第四小层比较稳定的砂泥组合。f 第六砂层组第六、第七小层之间稳定的“泥脖子”。g 第六砂层组第三、第四小层比较稳定的砂泥组合。 孤东油田二区馆上段地层综合柱状剖面图比例尺 1：500绘图单位：胜利石油学校地质所绘图日期：1999年7月20日地 层段组砂层组小层自然电位 深 度(米)岩性剖面2.5 米底部梯度 视电阻率曲线岩性描述沉积旋回备注图 例砾状砂岩含砾砂岩含砾泥质砂岩粗砂岩细砂岩粉细砂岩粉砂岩泥质粉砂岩灰质粉砂岩泥质砂岩灰质砂岩粉砂质泥岩砂质泥岩泥 岩馆陶组1+23456馆上段欧姆 米上部为灰色、灰绿色、紫红色泥岩、砂质泥岩夹薄层浅灰色灰质粉砂岩。下部为黑褐色、棕褐色饱含油、含油、油浸粉细砂岩及浅灰色油斑、油迹粉砂岩、泥质粉砂岩夹薄层来黄色、棕黄色油浸粉细砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩、浅灰色灰质砂岩、泥质粉砂岩、灰岩。 为浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩与灰色、暗紫色、紫红色泥岩、砂质泥岩呈不等厚互层。 上部为绿灰色、灰色、暗紫色、灰绿色、紫红色、棕红色泥岩、砂质泥岩及棕褐色油浸粗砂岩。下部为棕褐色含油、油浸粉砂岩、泥质粉砂岩及浅灰色油斑泥质粉砂岩夹薄层灰绿色泥岩、浅灰色泥质粉砂岩。 上部为棕褐色含油、油浸粉砂岩、粉细砂岩及灰色、绿灰色泥岩、浅灰色泥质粉砂岩。中部为绿灰色、灰色、暗紫色泥岩、砂质泥岩及浅灰色泥质粉砂岩。下部为浅灰色泥质粉砂岩、油斑泥质粉砂岩与灰色砂质泥岩不等厚互层及厚层棕褐色含油粉砂岩。 上部为浅灰色油斑粉砂岩、泥质粉砂岩及灰色泥岩、砂质泥岩、浅灰色泥质粉砂岩。中部为绿灰色、灰色、紫红色、暗紫色泥岩、砂质泥岩及浅灰色泥质粉砂岩。下部为棕褐色、棕黄色油浸粉砂岩、浅灰色油斑粉砂岩、泥质粉砂岩、砂质泥岩及绿灰色、灰色、暗紫色、紫红色泥岩、砂质泥岩夹薄层浅灰色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩。12345654321123455432112345678h 第六砂层组第六、第七小层之间稳定的“泥脖子”。4. 油砂体划分根据对比原则，按严格的对比程序，对孤东油田二区馆上段所有井进行了精细对比划分，在原来5个砂层组29个小层的基础上，又进一步将其细分为51个油砂体（表2-1）。表2-1 孤东油田二区馆上段各砂层组油砂体划分结果层位油砂体号油砂体个数馆上1+2(1+2)1 (1+2)21 (1+2)22 (1+2)31 (1+2)32 (1+2)41 (1+2)42 (1+2)51 (1+2) 52(1+2)610馆上331 32 33 34 355馆上4411 412 421 422 431 432 441 442 451 45210馆上5511 512 521 522 531 532 541 542 551 55210馆上6611 612 621 622 631 632 641 642 651 652 661 662 671 672681 68216合计51第三章 沉积微相划分依据第三章 沉积微相划分依据在沉积微相研究中，根据岩心资料、地质录井资料、古生物资料、测井资料，粒度分析及物性等资料，从单井剖面相分析研究入手，到连井剖面相分析，最后根据相关资料，作出平面沉积微相图。在此基础上，通过综合分析研究，进一步阐明砂体和沉积微相在横向和纵向的分布与演化规律。1 孤东二区馆上段的沉积特征11 岩石的颜色特征通过岩心观察和录井资料表明，孤东二区馆上段的泥岩颜色以紫红色、灰绿色、灰黄色为主，还见有灰黑、灰白及杂色等。砂质岩的颜色以灰白和紫红色为主。1.2 岩石的结构和成分特征孤东二区馆上段各砂组其岩性由下至上由粗变细，54以下至68各沉积旋回主要由细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩和泥岩组成，且底部一般含有少量泥砾；53以上至（1+2）1各旋回岩性较下部偏细,其分布和厚度较小。根据岩心和镜下观察,碎屑组分中石英含量为40-45%,长石30-35%， 岩屑5-20%,属长石砂岩类,胶结物以泥为主,局部层位为钙、泥质胶结。1.3 粒度分析根据粒度分析资料所做出的粒度概率图（图3-1），以河流相类型的二段式为主，悬浮总量较大，同时还有一些含少量滚动组分，斜率较平缓的三段式，反映了河流洪水期的沉积特征。图3-1 粒度分析图1.4.沉积构造和测井响应根据岩心观察，其沉积构造层序自下而上依次发育有平行层理、槽状交错层理、斜层理、水平层理等，其中以小型交错层理相对较发育。不同类型的岩性在垂向上构成了河流相沉积层序，不同类型的沉积层序，其测井响应也具明显差异。边滩和天然堤等微相以向上变细层序为主，自然电位曲线以钟形为主要特征，而心滩发育部位的自然电位曲线以箱形为主；决口扇微相则发育有向上变粗的层序，sp曲线呈漏斗形。a. 边滩(a)钟形；(b)齿化钟形；(c)钟形叠加；(d)齿化钟形叠加b 心滩(a)箱形；(b)齿化箱形；(c)箱形叠加；(d)齿化箱形叠加；(e)齿化箱形、钟形叠加；(f)巨大钟形；(g)齿化钟形叠加；(h)漏斗形图 3-21.5 古生物标志在岩心观察中未发现特征的古生物标志，仅在部分层位中见到植物碎屑等。1.6 沉积层序本区在垂向上表现以正粒序为主，由下而上其整体特征是变细变薄层序，底部见冲刷面，局部具有泥砾。在同一层序中，下部单元为河床亚相，以侧向加积为主。6砂组至541具有心滩沉积；上部单元为堤岸与河漫滩亚相，以垂向加积为主，表现为明显的二元结构。工区内1-6砂层沉积韵律既有差异又有规律性，馆6-5砂层组在二元结构中下部单元较发育，且粒度偏粗，馆4-1砂组则上部单元较发育，粒度相对更细。工区内馆上段砂体平面上呈席状、条带状、豆荚状等，分叉、交叉频繁，厚度变化快。在剖面上呈板状、透镜状，有的相互叠置、平行或分枝等。2. 沉积微相类型及特征沉积微相的研究是通过取心井的单井相分析确定沉积相、亚相、微相类型及测井响应特征，进而根据单井相分析和测井响应特征进行连井剖面相分析，以确定各种微相的横向变化及相组合关系，然后结合砂岩等厚图和砂、泥比百分含量图、孔隙度和渗透率等值线图等基础图件进行平面相分析，划分出沉积微相及空间展布特征。根据单井相分析，连井剖面相分析及平面相分析的研究成果，孤东油田二区馆上段储层有两种沉积相模式，馆上段51以下和ng上6砂组为辫状河沉积，ng 11+2 -ng 532 砂组的上部为曲流河沉积，共有四种亚相，8种沉积微相。四种亚相分别为河床亚相（a）、堤岸亚相（b）、河漫亚相（c）和废弃河道亚相（d）。6种微相类型为边滩（a1）、心滩微相（a2）、谷底滞留沉积（a0）、河道边缘（b0）、决口扇（b1）、道间洼地（c1）和漫滩沉积（c2）等。2.1 河床亚相河床亚相是孤东油田二区油藏的主要储集砂体，该亚相又可分为边滩、心滩、谷底滞流沉积三种微相。）谷底滞流沉积（a0）主要发育层位为6砂组的主河道底部冲 刷面之上。岩性以灰白、浅灰色泥砾岩为主，自然电位起伏较小，微电极曲线上幅度差不大。工区内该微相相对比较少见。2)边滩（a1）主要发育于ng上 1+2、ng上3、ng上4及ng上5砂组的上部。岩心以棕褐色、灰色含油细砂岩及粉砂岩为主，sp曲线以钟形和箱形复合形为主，微电极曲线上幅度差较大。3).心滩（a2）岩性以棕褐色、灰色粗砂岩、中细砂岩为主，偶见砾石，sp曲线以箱形为主。工区内主要分布于6砂组和5砂组底部。2.2 堤岸亚相1)河道边缘（b 0）工区内由于地形平缓，天然堤广泛发育，为仅次于边滩的主要砂体类型。天然堤主要发育于凹岸一侧。其沉积物粒度比边滩细，以粉砂、细粉砂、泥质粉砂沉积为主，单个纹层厚度很小，往往只有数毫米，发育小型波状交错层理、爬升波纹层理和水平层理。其在自然电位曲线上呈指形或齿化矮钟形，微电极曲线表现为幅度较小。天然堤自河床向河漫滩过度，剖面呈楔形，由厚变薄，粒度也是由粗变细。2）决口扇微相（b1）洪水冲决天然堤而形成的扇状沉积物，常与天然堤相伴生，决口扇沉积在剖面上呈透镜状，与天然堤和漫滩沉积成互层产生。其岩石粒度较相邻的天然堤、河漫滩粗，但比河道沉积要细，由细砂、粉砂级物质组成。厚度一般不大，由几十厘米至几米。尤其值得注意的是，其具有下细上粗的反粒序特征，在自然电位曲线上表现为漏斗形或齿化漏斗形，微电极曲线上幅度差较小。这种砂体在本工区内比较发育，是不可忽视的剩余油潜力区。2.3 河漫亚相河漫滩亚相在河流沉积中粒度最细，位于天然堤外侧，构成工区内主要的隔层和夹层，对地下油水运动起遮挡作用。它为洪水泛滥期间，水流漫溢天然堤，流速降低，使河流悬浮物质大量堆积而成，该亚相在本区也大量分布。将其划分为漫滩沉积与道间洼地沉积。1）道间洼地（c2）以泥质粉砂岩沉积为主，泥岩颜色呈暗紫色、红色或杂色，垂向上向上变细，发育波状层理、斜波状层理及水平层理。本区内该微相较为发育，厚度小，往往仅有几十厘米，自然电为起伏较小，微电极曲线呈小尖凸起。2）漫滩沉积（c1）主要为粉砂质泥岩沉积，泥岩颜色呈灰绿色。在本区内粒度最细，层理不发育，偶尔可见发育不好的水平层理。电侧曲线上位于基线附近。2.4 废弃河道该亚相平面上呈豆荚或土豆状，被漫滩沉积或道间洼地沉积所包围。纵向上二元结构明显且上部单元发育。下部单元为细砂岩，储集物性相对较好，也是一类储集砂体。电性上常呈锯齿状钟形。与河道内沉积相比厚度较小，分布局限。表3-1 孤东油田馆上段沉积相类型及特征相类型岩相特征古生物含油性电性特征相亚相微相颜色结构沉积构造沉积层序河流相河床亚相边滩滩脊棕黑色、浅灰色、灰黑色、原油污染细砂粉砂偶见中砂分选中等槽状交错平行层理向上变细化 石少，植物炭屑含油自然电位曲线钟形，微电极曲线幅度差大凹槽灰色棕黑色原油污染细砂粉砂分选差小型交错爬升砂纹上攀层理向上变细植物炭屑含油自然电位曲线齿化钟形心滩灰白灰黄原油污染中砂细砂偶见砾石分选中等大型槽壮板状交错平行层理向上变细或均质化石少，可见植物炭屑含油自然电位箱形、齿化箱形、齿化钟形谷底滞留沉积灰色灰黑色原油污染含泥砾中细砂分选很差正粒序底冲刷向上变细化石少含油自然电位小型钟形、箱形、微电极幅度差不大堤岸亚相河道边缘灰绿灰黄泥质细砂粉砂分选差上攀层理小型砂纹层理向上变细化石少油浸油迹油斑自然电位指形或齿化矮钟形，微电极幅度差较小决口扇灰绿灰黄综红细砂粉砂泥质细砂分选差小型交错层理斜层理冲刷构造向上变粗植物碎屑油浸油迹油斑自然电位漏斗形或齿化漏斗形，微电极幅度差较小河漫亚相道间洼地灰色灰绿色灰色质纯泥岩水平层理页理上部单元植物化石丰富，蚌，螺隔层夹层自然电位起伏较小，微电极曲线呈小尖凸起漫滩沉积浅灰色紫红暗紫红粉砂细粉砂泥质块状波状层理水平层理上部单元化石少隔层夹层自然电位曲线位于基线附近废弃河道亚相浅灰灰绿色原油污染细砂粉砂细粉砂水平、波状层理小型交错层理向上变粗植物碎屑含油自然电位曲线常呈锯齿状、钟形3. 砂体微相平面分布特征3.1 ng上1+2砂组微相平面展布特征砂体形态以条带状、土豆状为主。区内沉积微相以边滩、河道边缘、河漫沉积、道间洼地沉积微相类型为主，同时发育有决口扇、废弃河道等。3.2 ng上3砂组微相平面展布特征砂体形态呈土豆状、宽条带状、条带状、豆荚状等，发育有边滩、河道边缘、漫滩沉积，同时有决口扇、道间洼地、废弃河道等微相类型。3.3 ng上4砂组微相平面展布特征砂体形态呈条带状、宽条带状、土豆状、豆荚状及其复合体。区内沉积微相以边滩、河道边缘、河漫、道间洼地为主，同时发育有少量废弃河道间、决口扇等。3.4 ng上5砂组微相平面展布特征 ng上51- ng上532砂体形态以条带状为主及少量土豆状、豆荚状及其集合体。区内沉积微相以边滩、河道边缘、漫滩、道间洼地为主，同时发育有少量废弃河道、决口扇等。 ng上541- ng上552砂体形态主要呈连片和少量的土豆状。区内沉积微相以心滩、河道边缘、漫滩沉积为主，另外还发育有少量的决口扇、道间洼地等微相类型。3.5 ng上6砂组微相平面展布特征砂体形态以连片席状和多条砂体交汇为主及少量的土豆状、豆荚状。区内微相以心滩和漫滩沉积为主，同时发育有道间洼地、决口扇等微相类型。4. 沉积环境演化通过以上研究我们可以看出ng上68ng上541砂组属于辫状河沉积，而 ng上532-ng上1+2砂组为曲流河沉积。在曲流河中，由早到晚其河道由东向西迁移。4.1 ng上68ng上541时期在这个时期，由于受地形高差、气候、构造运动的影响和物源区物源供应的影响，砂体厚度较薄，仅在东部相对较发育，说明物源区偏向于东南方向。从沉积相平面图中可以看出在靠近物源区的河流的多河道较为发育，以辫状河沉积为主，到河流的中、下游、河道砂坝、河道充填与河道间滩地频繁交替，已经具有从辫状河到曲流河的过渡特征。4.2 ng上532-ng上1+2时期从地层剖面上看，该时期主要发育为大套紫红色泥岩夹中、薄层粉砂岩、粉砂质岩，说明河流性质已经发生了改变。从沉积相平面图中可以看出,该时期的 沉积发育特征与ng上68 ng上541时期相比，具有较大的差别，具体表现在砂体分布规模和范围缩小，泥质岩类分布面积广泛，漫滩沉积亚相发育。砂体多呈狭长的弯曲带状，反映河道变窄，为曲流河沉积 。5. 砂体微相模式在砂体微相研究的基础上，我们建立了孤东油田二区馆上段砂体的微相模式。5.1 孤东油田二区馆上段1+2砂组5砂组上部曲河流相模式孤东 油田二区馆上段上部主要为曲流河沉积模式（图3-1）。在垂向剖 面上，ng上1+2ng上532砂组上部均具有明显的曲流河二元 结构，层序的最低部具有明显的低冲刷面，下部具有河流沉积的各种交错层理，二元结构的顶层沉积保存完整，由紫红或灰绿色块状泥岩组成，沉积厚度约占层序的百分之三十以上。另外，由于曲流河的侧向迁移和侵蚀，使河道砂体两侧不对称，垂向上砂体叠加少，下切多，在平面上呈现出带状。图 3-2 曲流河相模式图5.2 孤东油田二区馆上段541-68砂组辫状河相模式孤东油田二区ng上541-ng上68砂层沉积期沉积微相的平面展示情况不难看出这几期河流具有辫状河的相模式特点（图3-4）。河流在平面上连席状，并且分叉，汇聚频繁，河网化程度介于曲流河和网状河之间，具有稳定的多条河道沉积。河道砂体沉积速率高，河道弯曲度低，垂向上二元结构层序明显不如曲流河发育，从馆541至馆68砂祖每个河流沉积层序中，下部河道砂体较为发育，依次为河床底部滞流沉积、河道心滩沉积、向上明显变细，逐渐由中砂岩、细砂岩，最后过度为灰绿色粉砂岩、粉砂质泥岩、漫滩沉积亚相中干旱气候条件下形成的紫红色泥岩相对不甚发育。图3-4 辨状河相模式图第四章 结论以上研究表明沉积微相对储集参数及剩余油分布具有十分重要的控制作用1沉积微相控制储集参数分布二区馆上段砂体由于埋藏浅，成岩作用弱，胶结疏松，其储集物性参数主要受控于沉积作用，不同的沉积相带其储集参数不同。一般边滩及心滩砂体物性较差。2沉积微相对剩余油分布的控制作用不同沉积微相的砂体在注水开发过程中含水率、累积产量及累积水油比具有不同的变化规律。研究表面，沉积微相对剩余油的控制作用主要包括以下几个方面。1）砂体的外部几何形态，主要指砂体顶底界面的起伏形态、幅度控制剩余油的分布和影响注水井和油井生产。2）砂体的延伸方向和展布规律对地下油水运动的影响。沿边滩长轴方向砂体连通性好，孔渗性高，易水淹，而在边滩的短轴方向上，孔渗性变化快，水淹程度相对较弱。这一点在井网相对较稀的情况下，砂体的延伸方向和展布规律对地下油水运动的控制作用更加明显。3)沉积单元的上部成为剩余油富集部位。然而由于河流的冲刷作用，侧向加积作用，迁移和改道作用导致垂向岩相的组合。4)总体上呈向上变薄的沉积层序内部，由于夹层的分布形成复杂正韵，甚至在决口扇微相形成反韵律，对剩余油分布和油井生产有很重要的影响。这种控制作用我们将在油藏数字模拟的有关章节中予以详细介绍。致谢在论文即将完成之际，看到自己多日以来的劳动成果，内心感到无比的喜悦，在此特别对在论文完成过程中曾给予我亲切指导与无私帮助的老师和同学表示最真挚的感谢！首先，特别要感激我的指导老师常兵民老师，常老师在我做论文期间提供了最有效的指导，从课题的选取，资料的筛选，到论文的具体写作，修改直至完成，每一个环节都倾注了常老师的心血。其次，非常感谢同课题组的周海东同学对我的帮助。总之，正是得益于你们的帮助，我的论文才得以顺利完成，在此不胜感激。最后，向大学四年里关心和帮助过我的老师和同学致以最良好的祝愿，祝愿你们事业有成，学习进步！参考文献1 岳大力,吴胜和,谭河清,等. 曲流河古河道储层构型精细解剖以孤东油田七区西馆陶组为例. 地学前缘，2008，15（1）：101-109.2 陈德坡,王延忠,柳世成,等. 孤东油田七区西馆陶组上段储层非均质性及剩余油分布. 石油与天然气地质，2004，25（5）：539-543.3 戴启德，狄明信，白光勇，等. 孤东油田上第三系馆陶组上段储层非均质模式研究. 石油大学学报（自然科学版），1996，20（5）：1-7.4 袁静,鹿洪友,高喜龙,等.胜利油区新北油田馆上段沉积特征及沉积相模式.沉积学报，2009，27（1）：18-25.5 鹿洪友,袁静,陈小宏,等.渤海湾盆地垦东凸起北坡新近系馆陶组上段沉积相模式探讨. 古地理学报, 2008，10（5）：511-520.6 张金亮，张鑫. 胜坨地区沙河街组沙四上亚段砂砾岩体沉积相与油气分布.沉积学报，2008，26（3）：361-368.7 胡学智,鲍志东,那未红，等. 松辽盆地南部扶余油田泉头组四段沉积相研究. 石油与天然气地质，2008，29（3）：334-341.附录 a孤东油田二区馆上段32沉积微相图图a1孤东油田二区馆上段41沉积微相图图a2孤东油田二区馆上段42沉积微相图图a3孤东油田二区馆上段45沉积微相图图a4孤东油田二区馆上段51沉积微相图图a5附录 b孤东2143井馆上段油砂体数据表 解释序号砂层组小层时间单元井段砂层厚度有效厚度1类有效厚度2类渗透率备注11+2111210.61217.06.4598水21+2311238.51248.09.5234水21+2321248.01251.03.0234水31+2511274.91279.04.1364水1+252127901290.411364水4311306.41308.01.6141干5321315.91317.01.124干6331321.11322.00.972干7351341.81343.82.0221含84121353.013820淹94211360.11361.00.90.9437淹4221361.013437淹104311364.8131251淹114411374.91375.60.791干124411377.81379.01.2143干134511386.91389.02.1469含14521140211404.32.2127含155221407.81408.60.8323含165311411.11416.85.71454含175511434.51437.22.7928同175521437.21442.04.8928同176111442.01448.36.3928同表 b1孤东2943井馆上段油砂体数据表解释序号砂层组小层时间单元井段(m)砂层厚度有效厚度1类有效厚度2类渗透率备注21+211207.61209.51.938含31+211210.41211.41.094含41+211215.41217.11.7122干51+2211225.41227.42.0201干61+2221233.51234.40.921干71+2221236.01237.11.111油81+2321250.81253.52.76含91+2411254.51260.56.032含101+2421263.11268.04.92.6108同11321307.1131604气1114111150.01150.80.8干124211355.81332油124221357.41360.02.632同134321366.61369.63.01.494油134411369.61394油144421377.91343油154511383.61386.02.42.448154521386.01387.41.448165321417.81418.20.481165411418.21481175421424.31477185511430.41437.06.63.449195521438.01442.24.283196111442.21448.46.283196121448.41451.32.9831916221458.014水1926511482.01486.84.8水表 b2孤东21139井馆上段油砂体数据表解释序号砂层组小层时间单元井段（m）砂层厚度有效厚度1类有效厚度2类渗透率备注111+211210.01217.07.0水111+2211217.01222.05.0水12331320.41321.61.2含14221358.21360.01.81785干14311360.01364.04