英东萨尔图沉积微相探究及应用

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1、英东萨尔图沉积微相探究及应用摘要：通过对英东萨尔图沉积微相研究，解决了姚二加三组三角洲前缘亚相小层对比的技术难题，为下步流动单元和地质建模工作打下了坚实基础。通过沉积微相在注水政策制定与注水方案调整及补孔、压裂上应用，改善了英东萨尔图注水开发效果。关键词：精细对比沉积微相开发应用英东萨尔图2001年全面投入开发，由于注水工作相对滞后，初期地层压力下降较快，2003年油田存在含水上升速度加快，无效液量上升，平面、层间、层内注采矛盾较突出。因此为了做好控水稳油，2004年开展了油藏地质再认识，以单砂体为单元进行沉积微相研究，进一步指导注水开发，

2、提升油藏开发水平。1开发地质概况英东萨尔图位于松辽盆地南部，中央凹陷区红岗阶地北端，东为古龙凹陷，西邻西部斜坡区•圈闭为低幅度穹隆背斜，其上发育短轴背斜、鼻状构造，油气藏类型为一构造-岩性油藏。开发区块包括101区、110-148区•开发层系为姚家组2+3段萨尔图油层；油层埋深1350-1400米；含油面积26.8km2；地质储量1319X104t；可采储量395.7X104t；原始地层压力14.5MPa；饱和压力11.5MPa；地下原油粘度3.5mPa.s；地下油水粘度比5.94；原油体积系数1.183；原油密度0.876g/cm.o萨尔

3、图地层处于西部英台三角洲前缘亚相带，沉积时一次大规模区域性湖进正拉开序幕，具有水进沉积特点，骨架砂岩以河口坝和远砂坝沉积为主。其为该区油气聚集提供了有效的储集空间。储层岩性为细砂岩、粉砂岩为主，物性在平面上和纵向上变化大，非均质性强，平均有效孔隙度为20.1%，平均渗透率为55X10-3um2,泥质含量为1.6-8.3%0研究区截止2005年3月油水井总数268口，其中油井202口，水井66口，累计产油65.385万吨，采出程度4.96%,采油速度0.92%,井口日产液1780吨，井口日产油330吨，综合含水80.7%,核实日产油336吨，

4、月注采比1.67,累积注采比0.86O2沉积微相2.1沉积背景松辽盆地在早白垩系的中晚期，是近海坳陷发展阶段也就是（湖盆沉陷扩张阶段）为盆地的西舟坡创造了超复沉积条件；盆地的古钗坡为超复层创造了垮塌滚动的条件；由上述古构造的演变，萨尔图油藏是一个较完整的由西北向东南倾没的鼻状多隆起的“构造岩性油藏”。通过英102井和101井岩心资料的岩性、古生物化石、粒度分析认为：萨尔图油层属水下沉积环境。经前人研究的成果，被众多地质工作人员公认-英台地区白垩系下统姚家组萨尔图地层属“三角洲前缘”沉积亚相（图1-1、图1-2）。2.2、地层细分对比2.2.

5、1地层细分对比原则地层细分对比原则：在前人二、三级旋回划分的基础上,由大到小、由粗到细分级控制，划分四级旋回及单砂体。采用区域的岩性、电性标志层，结合标准层和高时高程划分的原则。2.2.2地层细分对比方法依据岩石学和地球物理测井学，通过取心井的第一性资料，建立标准对比层序剖面模型，确定标志层及标准电性（曲线）特征。2.2.3建立对比基干剖面先建立对比基干剖面，后进行平面上连井对比，如图2-1o2.2.4小层划分对比成果本次主要对比共划分六个四级旋回单元（小层）和十七个时间单元（单砂体）。砂体分布特征：以水下分流河道砂和席状砂为特征；砂体厚度

6、变划较稳定，如图2-2所示。2.3沉积微相类型划分通过英102井和101井的岩心观察描述及室内分析化验资料整理，结合测井曲线特征，将萨尔图油层划分为七个微相:(1)河道砂微相；⑵河口砂坝微相；⑶指状砂微相；⑷席状砂微相；⑸水下天然堤微相；⑹远砂坝微相；⑺水下间湾微相。3应用取得成果3.1总体效果通过对沉积微相精细油藏描述成果应用，即进行了注水方案调整35井次，实施细分层注水6口，调整注采井网4井次，水驱可采储量04年较03年增加22万吨，注水开发效果得到了改善和提高。2004年充分利用精细油藏描述成果，在措施挖潜上也取得了阶段性成果，其中补

7、孔7井次，压裂5井次，堵水11井次，累积增油0.1175万吨。按照吨油价格0.1790万元，预测投入产出比为1：2.lo3.2具体成果3.2.1在井网调整上的应用05年2月通过注采井网的调整，尤其提高了2(1)层单砂体的储量动用程度，增加油井受效方向，改变了S6-18周围有三口油井与水井不在同一相带内受水井影响差的瓶径问题(图3-1、图3-2)o3.2.2在注水方案调整上的应用在S9-8井一段04年10月由40方调整到50方，周围油井S9-6井见到了明显效果，日产液、日产油呈上升趋势;由开采现状图可见，S7-8井日产液、日产油、含水稳定，该

8、井在2（2）层处在有利指状砂坝微相内（图4-1、图4-2）。2.2.3在措施挖潜上的应用结合二次解释结果，在水下分流诃道微相有利相带，在S9-18井05年1月进行补孔动用6小层，