敖包塔油田位于大庆长垣南端,北接葡萄花油田,东西两侧分别与三肇凹陷、古龙凹陷相邻,整体呈现南北向长条状鼻状构造。西翼处于敖包塔构造向古龙凹陷倾没的斜坡上,构造倾向北东向。扶余油层上部与青山口组的泥岩接触,底部与泉头组四段的泥岩突变接触。敖包塔油田扶余油层属浅水河流——三角洲沉积,条带、断续条带状及网状水下分流河道砂体是主要的储集层。扶余油层有效孔隙度一般分布在8%~15%之间;渗透率一般分布在0.1~10×10-3μm2,属低孔、特低渗透性储层。敖包塔油田经过多年的滚动勘探开发工作,油田规模不断扩大。但随着开发的不断深入,生产矛盾开始变得突出。为了改善目前的生产现状,挖潜剩余油潜力,提高油藏采收率,需要对该区块地质特征有一个整体和深入认识。建立三维可视化地质模型,可以为制定正确的开发方案和技术政策提供地质依据,实现经济高效开发的目的。对该地区的扶余油层进行油藏地质建模能够清楚地展现敖包塔油田扶余油层的构造特征,并加深对砂体展布特征的认识,定量地反映井眼及其周围一定范围内的实际砂体分布及油藏物性参数的分布情况,并对井间砂体及各种油藏参数的分布规律进行一定的预测。建成后的油藏地质模型的孔隙度、渗透率和饱和度等数据可以直接输出到油藏模拟软件,为油藏历史拟合提供依据。帮助厘清剩余油的分布,为后期的剩余油开采提供技术支持。本文根据扶余油层的岩性特征和电性特征,把扶余油层划分为六个小层,这六个小层分别为F11、F12、F13、F21、F22和F3。F11地层厚度35~50m左右,顶底部以灰色、紫红色褐色泥岩为主,夹少量灰色薄砂岩。F12地层厚度25~45m左右,岩性以绿色泥岩,褐色砂岩为主。F13地层厚度30~45m左右,岩性主要为绿色泥岩和灰色砂岩。F21地层厚度30~50m左右。F21小层主要岩性为灰色砂岩和绿色泥岩。F22地层厚度30~45m左右,F22小层主要岩性为紫色砂岩、粉砂和绿色泥岩。F3小层地层厚度50~80m,。F3油组以紫色、紫红色泥岩为主,夹有2~3个紫红色砂岩层。在进行沉积相划分时,本文依据研究区的岩性及测井曲线特征等相指标,先在纵向上对本区的沉积相进行划分。本区目的层位所处的沉积环境为湖相三角洲环境。本区目的层的亚相分为三角洲平原和三角洲前缘。三角洲平原的沉积微相分为泛滥平原、水上天然堤和水上分流河道。三角洲前缘的沉积微相分为水下分流河道、水下天然堤和水下分流河间。在完成了纵向上沉积微相划分之后,结合油藏地质建模的实际需要,在平面上将沉积微相分为分流河道、河间砂和河间泥。分流河道对应水上分流河道和水下分流河道,河间砂对应水上天然堤和水下天然堤,河间泥对应泛滥平原和水下分流河间。扶余油层河道砂层厚度一般大于2.0m,分流河间砂岩厚度1.2m左右。综合定性、定量标准确定了相区分界线,并编制了研究区6个小层的优势相带平面图。本次研究测井资料对扶余油层各个小层进行了测井解释,先利用自然伽马曲线计算了泥质含量,划分出砂泥岩地层;然后通过建立岩石体积物理模型,结合声波曲线、地层电阻率曲线,得到各个小层的储层孔隙度、渗透率和饱和度数据。敖包塔地区扶余油层的孔隙度平均值为10.71%,渗透率平均值为3.18×10-3μm2,含油饱和度平均值为24.46%。敖包塔地区的扶余油层储层属于低孔隙度,特低渗透率储层。扶余油层含油饱和度低,含油的储层基本上属于油水同层。也有部分砂体含油饱和度更低,属于含油水层。建立油藏地质模型时,首先利用小层数据和断层数据建立了敖包塔扶余油层的构造模型,然后在沉积微相的控制下建立了砂体模型,最后利用测井数据在沉积微相的控制下建立了属性模型。从模型上看,F11小层的孔隙度、渗透率和含油饱和度最高;F13小层的孔隙度、渗透率和含油饱和度最低。