0 引言

沉积微相研究有利于储层的精细解释，并且也是发掘油藏中剩余油和预测小层有利分布的重要依据[1-3]。刘宝珺院士于2004年对我国各类碎屑岩储集层中不同亚相的剩余油量做了统计分析，截至目前，各大油田已经逐步重视对沉积微相的精细研究。

义北油田大43块位于东营市胜利油田义和镇境内义和庄凸起东北部斜坡带，工区处于义东大断裂上升盘，东起义东断裂，南至义和庄油田，西至大43-6井，北至大41井，总勘探面积约为180 km2。研究区地层条件复杂，发育断层较多，属于岩性断块及构造岩性油藏[4-6]。随着油田勘探开发进入了隐蔽油气藏勘探阶段，对储层沉积环境的精细描述、预测和识别有利砂体成为油田亟待解决的问题[7-8]。

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义北油田被断层复杂化，由于地层的缺失严重造成了地层对比解释难度大。在充分调研和参考前人对目的区块研究成果的基础上[9-12]，笔者通过对该区沙二段20余口井进行了单井微相分析，并结合40余口井完井报告和岩心数据理清了该区的沉积微相类型及其测井曲线特征，在前人研究基础上进一步完善了该区沙二段沉积微相模式。现对该区沙二段沉积微相发育特征及其储层物性的精细研究，既有利于对该区储集砂体的识别及优质储层分布的预测，又对该区及邻域的隐蔽油气藏勘探有一定的指导意义。

1 砂层组划分对比

对沉积相的研究首先是综合研究分析工区所在斜坡带区域的沉积环境和沉积过程，熟悉大43区块内各种沉积相的特点及不同相之间的差异；其次，结合区块内代表井的岩心资料、测井数据和完井报告来选取能够反映该区地层特征的测井曲线，提取测井曲线的基本要素[15]；再次，运用数学逻辑法来完成相和线的对应[16]，建立大43地区单井沉积相划分示例模型；最后以单井和连井结合的方式来研究空间展布。

  

图1 D43-19单井解释Fig.1 The single well analysis of D43-19

蕲州城中有一小河，初为小溪，碧流如玉，两岸杨柳依依，故名小柳河。流至荆王府水面渐宽，名为二郎河，注入长江成一道绿，如青龙戏水，直入云天。相传吴承恩在荆王府中创作不朽名著《西游记》，每至疲惫困惑之时，便到河边漫步，河风一吹，顿觉神清气爽，灵感天降，有如二郎神君相助，故赐名二郎河。明亡清兴，二郎河悄然易道，渐次消失，仅存上游小柳河溪水叮咚，清澈如故。

2 沉积微相识别及展布特征

地层划分对比对油气勘探开发有重要意义，在同一地质历史时期内，由于同一地区的沉积物和沉积环境的相似性，其测井曲线组合特征也就具有一定的相似性，可作为邻井地层对比的依据[13-14]。在此次研究中，笔者采用曲线特征和标志层结合法来进行砂组划分(图1)。

通过对现场岩心和录井完井资料得知沙二段储层主要以灰色、浅灰、灰绿色、灰白色、紫红色为主，颜色浅，碎屑物沉积时处于较动荡的水下环境；主要由陆源碎屑岩组成，以细砂岩、粉砂岩、泥岩为主，储层粒度适中，同时也含有少量碳酸盐岩。根据测井资料及单井、连井沉积微相分析结果，统计各沉积微相单层砂体的厚度、孔隙度、渗透率等参数值，建立了该区的相控平面综合模型(图4)。

通过井间砂组连井对比，可以看出该区沙二段二砂组整体厚度变化幅度较大，二砂组仅出现于中部D43-7、D43-19井，整体的水体环境较为稳定，水动力条件较差，岩性主要以细砂岩为主，同时可见薄层泥岩沉积。亚相有滩亚相、坝亚相、滨浅湖亚相，主要发育滩席微相、滨浅湖泥微相、坝主体微相，地势较低(图3)。

  

图2 研究区沙二段测井相—沉积相模式Fig.2 The logging facies and sedimentary facies model of Sha2 Member in the study area

  

图3 西南—东北向沉积微相剖面Fig.3 The WS-NE sedimentary microfacies profile comparison chart of the wells in the study area

研究表明，该区沙二段砂岩储层的展布、厚度、孔隙度和渗透率均受到其所属的沉积微相的控制，而砂体厚度、孔隙度和渗透率又是该区隐蔽油气藏的主要影响因素。因此可以通过对该区砂岩储层所处沉积微相的研究，预测砂体的展布范围及其物性，进而深度预测该区砂岩油气藏的有利区。该区优质砂体发育在坝主体、坝侧缘和碳酸盐岩滩沉积微相中，根据沉积微相展布图并结合含油砂体厚度等值线图和孔隙度等值线图，优选出3个油藏有利区，分别是D43-324至D43-332井区域、D43-393区域、D43-357井区域。

大43区块自然伽马曲线常见的测井相类型有：钟形、齿状钟形、箱形、齿状箱形、漏斗形、指形、尖峰形和齿形测井相(图2)。通过对测井曲线幅度、幅度差、形态和光滑程度的研究，识别区块地层的岩性、粒度以及水动力和能量变化[17-18]。西南—东北向沉积微相剖面如图3所示。

3 沉积微相对储层物性的控制

我们赶到郊区哥们儿朝洛蒙的家。哥们儿朝洛蒙正苦丧着脸，坐在床沿上一筹莫展。他媳妇抱着孩子屋里屋外地走。孩子已经哭得没有力气，脸色黢青，气息奄奄。开裆裤里的鸡鸡肿得像灯泡。

  

图4 沙二段储层综合图Fig.4 Comprehensive map of reservoir of the 2nd member of the Shejie Formation

该区沙二段的砂体主要发育在坝主体和滩席沉积微相中(图4)。坝主体中发育的砂岩厚5.5～23.0 m，平均厚度10.6 m，孔隙度平均23.6%，渗透率平均31.7 mD；碳酸盐岩滩厚度在2.4～18.2 m，平均厚度8.8 m，孔隙度平均20.1%，渗透率平均60.3 mD。可以看出，这2种沉积微相中发育的储层厚度大，孔隙度和渗透率均相对较好，是该区油气勘探的优势沉积微相(表1)。而坝边缘和滩席中发育的砂体，由于其厚度很薄且孔隙度和渗透率相对较低，对该区油气勘探来讲不甚有利。

义北油田大43区块钻井揭露的地层有太古界泰山群、下古生界寒武系和下中奥陶统、上古生界上石炭统和二叠系、中生界下、中侏罗统组成了基底地层，盖层地层则包括新生界古近(系沙河街组、东营组)与新近系(馆陶组、明化镇)组及第四系(平原组)。钻井平均揭露地层厚度约2 200 m。此次研究的沙二段是该区油气勘探的重点层位，由于工区构造位置处于凸起斜坡带，所以选取处于较低位地层全的大43-19井为标准井。依据该区钻遇标志层[11]及单井测井曲线特征，将大43块沙二段划分为2个砂层组(图1)。

 

表1 沙二段不同沉积微相砂体物性参数统计Tab.1 The physical property parameter statistics of sand body of different sedimentary microfacies of the 2nd member of the Shahejie Formation

  

沉积微相厚度/m孔隙度/%渗透率/mD坝主体5.5～23.010.610.1～29.823.61.0～138.231.7坝侧缘3.8～9.86.48.0～21.017.41.9～62.022滩席3.6～7.85.67.7～19.014.80.5～32.93.2碳酸岩滩2.4～18.28.87.1～27.420.12.0～397.060.3

根据测井数据组合关系确定研究区滨浅湖滩坝测井相[19-20]，由沉积微相连井剖面得知沙二段一砂组整体水体环境较为不稳定，水动力条件较差，岩性主要以泥岩、粉砂岩为主。沉积相以滩亚相、滨浅湖亚相为主，仅中部发育坝亚相，滩亚相与坝亚相相比水动力更为弱些[21]；滩砂发育，厚度薄且相变明显，围绕潜山发育[22]。滩亚相又划分为滩席微相、滩脊微相；滨浅湖亚相又划分为滨浅湖泥微相、碳酸盐岩滩微相、灰泥坪微相；坝亚相又划分为坝主体微相、坝侧缘微相。该连井剖面南部以滩亚相为主，主要是滩席微相，地势低，湖盆发育；中部以滨浅湖亚相为主，主要发育滨浅湖泥微相(图3)。

4 结论

(1)通过研究大43区块岩心和测井曲线资料，运用标志层法与测井曲线综合解释相结合的方法，将沙二段划分为2个砂层组；通过岩心对测井相进行标定，完成了测井相到沉积相的转换，建立了大43区块的单井沉积相模式。

(2)经研究确定，大43区块沙二段主要发育滨浅湖滩坝沉积体系，其中滩亚相和坝亚相是该区发育的2种沉积亚相，进一步又可识别出坝主体、坝侧缘、滩席、碳酸盐岩滩和滨浅湖泥5种重要的沉积微相。

(3)研究发现，坝主体和碳酸盐2种沉积微相中发育的砂体平均厚度大，孔隙度和渗透率均相对较好，是该区油气勘探的优势微相；结合砂体厚度和孔隙度，优选出3个砂岩气藏有利区：D43-324至D43-332井区域、D43-393区域、D43-357井区域。

参考文献(References)：

主要分布于宝清县至大架山一带和尖山乡至八五三农场六分场一带，顶板埋深36.08～127.37m，含水层岩性为泥质粉细砂岩等，地下水具有承压性，承压水头在18.36～125.08 m之间。在宝清县至大架山一带，单井涌水量为140～950 m3/d，在尖山乡至八五三农场六分场一带，岩性为细砂岩、泥质砂岩，单井涌水量仅为3.17～52.89 m3/d，水质良好。

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