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关于大凌河油层地质特征研究与分析 　　摘　要：辽河油田区域的大凌河油层，位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南端，形成于裂谷深陷期，是深水环境条件下形成的一套浊流沉积物；油层埋深1150~1540m，含油面积3.2平方公里，石油地质储量654万吨。本油层大致可分为3个砂岩组，自下而上厚度、面积均变小，代表了由强到弱的周期性浊积发育期，具有一定的研究意义。 　　关键词：大凌河　地质　研究　油层 　　一、对大凌河油层地质特征的基本认识 　　大凌河油层一般在砂质岩中含油较饱满，在砂砾岩中含油性较差，层理类型以粒度递交层理为主，砂体形态呈透镜状，砂层厚度变化大，岩性组合为厚层砂砾岩和厚层暗色泥岩相间。它是在深水条件下形成的浊积岩。富含泥质条带或团块，储集层的岩性为灰白、浅灰色厚层层块状砂岩、砂砾岩、砾岩、砂质岩以硬砂质石英，长石为主。磨圆中等，分选差，泥质~钙质胶结，胶结方式以孔隙式为主。 　　二、对大凌河油层地质特征研究必要性 　　大凌河区块油水关系复杂且矛盾重重、水淹规律复杂、采出程度低；构造特征、储层的展布特征、油水分布特征都没有得到清楚地认识，为提高该井区大凌河油层动用程度，有必要对该井区大凌河油层地质特征重新认识。 　　三、地质特征研究的主要步骤和方法 　　1.精细地层对比重新确定层位 　　对比基础是1∶300比例尺组合测井图、校正井的补心海拔高度、岩心和试油、试采资料。以标准井为中心,结合邻井进行追踪和对比,由点到线建立骨架对比剖面及其网络,最后闭合标志层。同时以标志层作控制,采用沉积旋回法和切片法对比油层组。 　　依据浊积岩形成于深水湖盆的特定条件，寻找沉积稳定的湖相泥岩时间岩性标准层；又依据浊积岩形成的周期性来划分沉积旋回；同时考虑到砂泥岩差异压实而引起的厚度变化，采取以沉积旋回为基础，标准层控制大段统一划分油层组。斜坡泥岩段为深灰色泥岩，上部质纯。下部含粉砂，感应曲线上部出现3~5米齿状高值，向下齿状逐渐减低，视电阻率曲线上部低平，向下齿状逐渐抬起，形似“斜坡”。 　　对比标志层以井作为岩性、电性、含油性和地层层序标准井,建???岩性和电性标志层和辅助标志层。标志层的原则是同时性(标志层是同时期的沉积)、稳定性(分布稳定而广泛)和特殊性(岩性和电性特殊)。按此原则,根据多条测井曲线组合(自然电位、感应、声波时差、自然伽马和中子伽马、电阻率和微电极等)的测井响应和岩性组合,综合确定单井标志层。然后,通过全区连井对比,确定了主力含油层段的标志层和辅助标志层。 　　2.精细构造研究与精细地层对比结合 　　大凌河区块研究遵循层次性原则,精细构造表征遵循从大到小的描述原则,进行逐级细致研究,逐级重新落实,得到可靠的结论。研究思路如下:首先是在地震资料重新解释的基础上,利用多井资料的重新标定,确定主控断层和大断裂的位置、产状以及落差等一系列断层要素;其次,落实新解释资料中可分辨的,原资料中没有或多余的断层;最后在井资料及综合分析动态资料的研究中,确定地震资料不可识别的小断层。对于断块油田,由于断点组合关系复杂,部分区域的地质构造认识尚不完全清楚,需要进一步落实地层层序和断点组合,以恢复构造真实面目,寻找有利的油气聚集区块。储层的类型属内陆湖盆近源扇三角洲沉积,由于砂体沉积的多样性和构造的复杂性,使得老油区一些沉积厚度较薄、分布面积较小和构造复杂区域的含油气层未被发现利用。随着开发后期井网密度的加大、电测解释水平的提高以及对构造复杂区域认识程度的加深,具备了识别这些油层的条件。 　　3.研究油气藏成因确定油藏类型 　　大凌河油层属于岩性—构造油藏。南块油水界面-1350m左右，北块油水界面-1330m左右；16~304块油层分布受构造和岩性控制，构造位置高且砂体发育的部位油层发育，且各砂岩组由各自油水界面：砂岩组原始油水界面-1425m，油藏类型为层状边底水油藏。 　　4.重新研究沉积相及砂体展布特征 　　大凌河区块大凌河油层为此斜坡地带中一套粗碎屑沉积物。从古生态、粒度、岩性、沉积物造标志表明，这套沉积物为斜坡带具供给水道的水下扇沉积体系。砂体的内部结构及相带划分可以分为两种类型。 　　一种是砂体基本分布在沟道内，向湖方向伸展短，不形成扇体。其内部结构可分为水道主体亚相、水道前端亚相和外水道亚相。 　　一种是碎屑物供给充足，砂体在斜坡带中部分散成扇体，这类砂体即属具供给水道的水下扇沉积，其扇体内部可分为内扇、中扇和外扇，扇体部分的含油性最佳。内扇可分内扇水道和天然堤，内扇水道由颗粒支撑砾岩、砂砾岩夹块状杂砂岩组成，正旋回，正粒序，砂砾混杂，分选差，代表砾质高密度浊流沉积。中扇博爱阔网状水道区和无水道区。网状水道是内扇水道致坡度变缓而散开，形成较浅的无天然堤网状，以砂质高密度浊流沉积为主。由多个砾岩——砂砾岩——砂岩或砂砾岩——砂岩正旋