论文部分内容阅读
[摘 要]单12块位于山东省利津县北宋乡境内，构造位置位于单家寺油田东区单10断块内，处于东营凹陷西北部，滨县凸起南坡上。沙三段主要受水下冲积扇砂岩体的控制，本文从地层特征、构造特征、储层特征及油层特征等方面，对该区地质特征进行了系统研究。
[关键词]单家寺油田，单12块，沉积相、构造
中图分类号：P534.62 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）21-0257-01’
1.地层特征
单12块钻井资料表明，地层自下而上依次发育古近系的沙三段、沙一段、东营组、新近系的馆陶组、明化镇组和第四系的平原组，孔店组、沙二段缺失。其中，平原组与明化镇组、馆陶组与东营组、沙一段与沙三段呈角度不整合接触。本块主力含油层系为沙三段，该块沙三段主要受水下冲积扇砂岩体的控制，地层埋深-1350m—-1650m，地层厚度250m-300m。
1.1 地层对比标志
根据“等时性”、“稳定性”、“综合性”的原则，选取对比标志层。经过综合对比，明确方案区目的层段沙三段采用3套泥岩段（或泥质砂岩）作为对比标志层。
1.2 对比方法
通过对区域地质背景和方案区的沉积特征分析，选取出方案区的对比标准井，确定对比标志层和辅助标志层。在标志层和辅助标志层控制下，根据岩电组合、沉积旋回等特征，结合地震资料，重构旋回曲线，利用测井曲线，进行砂层组、层段和小层的统层对比划分。
2.构造特征
单12块位于滨县凸起南坡，沙三段地层披覆在前震旦系基岩之上，单12块构造相对简单，总体呈西高东低的单斜构造，倾角18°。南、西、北三个方向受砂体尖灭线控制。
E3s332：2砂组顶面构造形态与1砂组基本一致，南、北、西三个方向受砂体尖灭控制，构造高点位于单12-4井附近，自西北向东南逐渐下降。
E3s333：3砂组顶面构造与上部地层构造基本一致，呈现西北高东南低的单斜形态。
3.储层特征
3.1 沉积相研究
单家寺油田单12块位于滨县凸起南坡，沙三段地层披覆在前震旦系基岩之上，前震旦系基岩呈现西北高东南低的形态，物源来自滨县凸起，沿基岩下降方向下滑，形成冲积扇沉积。
3.2 粒度分析
根据取心井单12-5井样品分析化验资料研究，分选差，分选系数平均为2.3，平均粒度中值为0.66mm。岩石类型为砾状不等粒砂岩和砾状碎屑岩，岩性为灰质砾状不等粒岩屑长石砂岩，砾石略少于砂，砂以粗粒较多，中细砂较少。岩屑成分为石英岩屑。铁方解石以微晶结构为主，泥质为星点状自生高岭石，多充填粒间溶孔。以微孔储油为主。
根据粒度概率曲线分析：样品粒径分布范围较广，分选性差，峰值出现在粒径为2mm的位置处，体现了单12块沙三下沉积过程中靠近物源区，具有较强水动力的沉积环境。结合单12块沙三下砂体展布情况，分析認为单12块沙三下为冲积扇沉积扇根亚相。
3.3 储层展布特征
单12块沙三下储层受冲积扇扇根亚相砂岩体控制，向西超覆，南北两侧尖灭，向东逐渐倾没，砂厚中心在单12-17井附近，厚度达130m。
E3s331：砂体向南、北、西3个方向尖灭，向东倾没，砂体厚度中心在单12-14井附近，厚度为50m。
E3s3321：砂体向南、北、西3个方向尖灭，砂体内受冲积扇砂岩体控制，砂体呈“U”型環带状分布，厚度中心在单12-5井和单12-4井附近，厚度为10m。
E3s3322：砂体受冲积扇砂岩体控制，由厚度中心单12-17井附近向四周减薄，直至尖灭，厚度中心值为7m。
E3s3323：砂体向南、北、西3个方向尖灭，向东倾没，厚度中心在单12-5井和单12-7井附近，厚度为8m。
E3s3324：受冲积扇砂岩体控制，砂体呈环带状分布，向四周逐渐减薄，直至尖灭。厚度中心在单12-17井和单12-16井附近，厚度为8m。
E3s333：砂体向南、北、西3个方向尖灭，向东倾没，厚度中心在单12-10井附近，厚度为60m。
3.4 储层物性特征
单12块沙三段储层以砾状砂岩为主，渗透率在69.4-317.6×10-3um2，孔隙度为16-27.68%。含油砂岩的粒度中值为0.48-0.84mm。
根据测井解释储层物性参数统计，其中，沙三下1砂组孔隙度范围为17.8-25.7%，平均21.9%；渗透率范围为30.5-1000×10-3um2，平均300×10-3um2；
沙三下2砂组1砂体孔隙度16.9-24.6%，渗透率范围13.7-138× 10-3μm2。沙三下2砂组4砂体孔隙度15.1-23.3%，渗透率5-254.5×10-3μm2。沙三下3砂组孔隙度范围在14.1-26.4%，渗透率范围40-563×10-3μm2。
主力小层特征表现为：
E3s331：由于东部构造低部 位为水层，所以孔渗参数较大。在西部含油面积范围内孔隙度范围17.8-25.7%，渗透率较大区域分布在单12-15井附近，储层区渗透率范围161-487×10-3μm2 。
E3s3321：储层区孔隙度范围16.9-24.6%，含油面积内渗透率较大区域分布在单12-13井附近，含油面积区渗透率范围13.7-138×10-3μm2 。
E3s3324：孔隙度范围15.1-23.3%，渗透率较大区域分布在单12-10井-单12-17井附近，储层区渗透率范围5-254.5×10-3μm2。
E3s333：孔隙度范围14.1-26.4%，含油面积内渗透率较大区域分布在12-17井附近，储层区渗透率范围40-563×10-3μm2。 4.泥岩隔层展布特征
E3s331～E3s332泥岩隔层：全区分布，呈中间薄，四周厚的特征，井区泥岩隔层厚度0-6m。在单12-10井附近隔层未发育。
E3s332～E3s333泥岩隔层：全区分布，呈中间薄，四周厚的特征。泥岩隔层厚度0-8m，在单12-16井附近隔层未发育。
5.油层分布
单12块沙三段物源来至于西部滨县凸起，沿滨县凸起斜坡下滑，披覆在前震旦系基岩上。冲积扇砂岩体控制该块砂体的展布，该块砂体向西、南、北3个方向尖灭，向东倾没，砂体内部有两个厚度中心，分别在单12-13井和单12-6井附近。油层展布受砂体岩性边界和构造控制，向南、北、西3个方向逐渐减薄，向东低部位见油水界面，油层厚度中心在单12-13井和单12-6井附近，单12-13井附近油层厚度为60m。沙三下本次分为4套主力含油层系，分别为E3s331、E3s3321、E3s3324、E3s333，各套含油层系分布表现为：
E3s331：南、北、西3个方向受砂体岩性边界控制，逐渐减薄，向东见油水界面，厚度中心在单12-13井附近，厚度为27m，油水界面在单12-17井附近。
E3s3321：南北受砂体岩性边界控制，西南部单12-4井、单12-6和单12-16井钻遇显示，储层物性偏差，试采为干层，东部构造位置降低，见油水界面，油层厚度中心在单12-5井附近，厚度为7m。
E3s3324：南北受砂体岩性边界控制，西部单12-4井和单12-16井钻遇储层物性偏差，根据试采情况分析为干层，东侧构造低部位见油水界面，厚度中心在单12-17井附近，厚度为7m。
E3s333：南北受砂体岩性边界控制，西部单12-4井和单12-16井钻遇该层物性偏差，试采证明为干层，东部油水界面在单12-9井和单12-17井构造位置处，厚度中心在单12-13井和单12-6井附近，厚度为32m。
6.流体性质和温压系统
单12块地面原油密度0.892g/m3，原油粘度40.8mPa.s，凝固点21℃；地层水总矿化度21213-21736mg/l，氯离子437-821mg/l，水型为CaCl2。天然气相对密度0.5649，甲烷含量80.04-94.02%，乙烷1.52-3.44%，丙烷1.18-3.21%，丁烷0.22-2.40%，二氧化碳和硫化氫含量0.80-1.03%。
单12块原始地层压力14.92MPa，压力系数1.03，饱和压力10.2MPa，地层温度66℃左右，地温梯度3.2℃，屬常温常压油藏。
7.油水关系及油藏类型
单12块沙三段是受砂体分布和构造高度控制，属常温、常压、中低渗透、低粘度岩性-构造油藏。
8.储量计算
单12块南部砂体1984年上报探明含油面积0.3km2，地质储量35×104t。北部砂体1989年上报探明含油面积为0.5km2，地质储量143×104t。此次调整对象为单12块北部砂体。
此次计算单12块总体含油面积为0.5km2，有效厚度18.22m，地质储量101×104t，储量丰度202.26×104t/km2，属于中浅层中丰度油藏。从各小层储量分布来看，1砂组、2砂组1砂体、2砂组4砂体和3砂组四个主力含油层系储量占总储量的88.5%。
结论
（1）根据单12块沙三下砂体展布情况，分析认为单12块沙三下为冲积扇沉积扇根亚相；
（2）根据粒度概率曲线分析，体现了单12块沙三下沉积过程中靠近物源区，具有较强水动力的沉积环境；
（3）单12块总体含油面积为0.5km2，有效厚度18.22m，地质储量101×104t，储量丰度202.26×104t/km2，属于中浅层中丰度油藏。
[关键词]单家寺油田，单12块，沉积相、构造
中图分类号：P534.62 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）21-0257-01’
1.地层特征
单12块钻井资料表明，地层自下而上依次发育古近系的沙三段、沙一段、东营组、新近系的馆陶组、明化镇组和第四系的平原组，孔店组、沙二段缺失。其中，平原组与明化镇组、馆陶组与东营组、沙一段与沙三段呈角度不整合接触。本块主力含油层系为沙三段，该块沙三段主要受水下冲积扇砂岩体的控制，地层埋深-1350m—-1650m，地层厚度250m-300m。
1.1 地层对比标志
根据“等时性”、“稳定性”、“综合性”的原则，选取对比标志层。经过综合对比，明确方案区目的层段沙三段采用3套泥岩段（或泥质砂岩）作为对比标志层。
1.2 对比方法
通过对区域地质背景和方案区的沉积特征分析，选取出方案区的对比标准井，确定对比标志层和辅助标志层。在标志层和辅助标志层控制下，根据岩电组合、沉积旋回等特征，结合地震资料，重构旋回曲线，利用测井曲线，进行砂层组、层段和小层的统层对比划分。
2.构造特征
单12块位于滨县凸起南坡，沙三段地层披覆在前震旦系基岩之上，单12块构造相对简单，总体呈西高东低的单斜构造，倾角18°。南、西、北三个方向受砂体尖灭线控制。
E3s332：2砂组顶面构造形态与1砂组基本一致，南、北、西三个方向受砂体尖灭控制，构造高点位于单12-4井附近，自西北向东南逐渐下降。
E3s333：3砂组顶面构造与上部地层构造基本一致，呈现西北高东南低的单斜形态。
3.储层特征
3.1 沉积相研究
单家寺油田单12块位于滨县凸起南坡，沙三段地层披覆在前震旦系基岩之上，前震旦系基岩呈现西北高东南低的形态，物源来自滨县凸起，沿基岩下降方向下滑，形成冲积扇沉积。
3.2 粒度分析
根据取心井单12-5井样品分析化验资料研究，分选差，分选系数平均为2.3，平均粒度中值为0.66mm。岩石类型为砾状不等粒砂岩和砾状碎屑岩，岩性为灰质砾状不等粒岩屑长石砂岩，砾石略少于砂，砂以粗粒较多，中细砂较少。岩屑成分为石英岩屑。铁方解石以微晶结构为主，泥质为星点状自生高岭石，多充填粒间溶孔。以微孔储油为主。
根据粒度概率曲线分析：样品粒径分布范围较广，分选性差，峰值出现在粒径为2mm的位置处，体现了单12块沙三下沉积过程中靠近物源区，具有较强水动力的沉积环境。结合单12块沙三下砂体展布情况，分析認为单12块沙三下为冲积扇沉积扇根亚相。
3.3 储层展布特征
单12块沙三下储层受冲积扇扇根亚相砂岩体控制，向西超覆，南北两侧尖灭，向东逐渐倾没，砂厚中心在单12-17井附近，厚度达130m。
E3s331：砂体向南、北、西3个方向尖灭，向东倾没，砂体厚度中心在单12-14井附近，厚度为50m。
E3s3321：砂体向南、北、西3个方向尖灭，砂体内受冲积扇砂岩体控制，砂体呈“U”型環带状分布，厚度中心在单12-5井和单12-4井附近，厚度为10m。
E3s3322：砂体受冲积扇砂岩体控制，由厚度中心单12-17井附近向四周减薄，直至尖灭，厚度中心值为7m。
E3s3323：砂体向南、北、西3个方向尖灭，向东倾没，厚度中心在单12-5井和单12-7井附近，厚度为8m。
E3s3324：受冲积扇砂岩体控制，砂体呈环带状分布，向四周逐渐减薄，直至尖灭。厚度中心在单12-17井和单12-16井附近，厚度为8m。
E3s333：砂体向南、北、西3个方向尖灭，向东倾没，厚度中心在单12-10井附近，厚度为60m。
3.4 储层物性特征
单12块沙三段储层以砾状砂岩为主，渗透率在69.4-317.6×10-3um2，孔隙度为16-27.68%。含油砂岩的粒度中值为0.48-0.84mm。
根据测井解释储层物性参数统计，其中，沙三下1砂组孔隙度范围为17.8-25.7%，平均21.9%；渗透率范围为30.5-1000×10-3um2，平均300×10-3um2；
沙三下2砂组1砂体孔隙度16.9-24.6%，渗透率范围13.7-138× 10-3μm2。沙三下2砂组4砂体孔隙度15.1-23.3%，渗透率5-254.5×10-3μm2。沙三下3砂组孔隙度范围在14.1-26.4%，渗透率范围40-563×10-3μm2。
主力小层特征表现为：
E3s331：由于东部构造低部 位为水层，所以孔渗参数较大。在西部含油面积范围内孔隙度范围17.8-25.7%，渗透率较大区域分布在单12-15井附近，储层区渗透率范围161-487×10-3μm2 。
E3s3321：储层区孔隙度范围16.9-24.6%，含油面积内渗透率较大区域分布在单12-13井附近，含油面积区渗透率范围13.7-138×10-3μm2 。
E3s3324：孔隙度范围15.1-23.3%，渗透率较大区域分布在单12-10井-单12-17井附近，储层区渗透率范围5-254.5×10-3μm2。
E3s333：孔隙度范围14.1-26.4%，含油面积内渗透率较大区域分布在12-17井附近，储层区渗透率范围40-563×10-3μm2。 4.泥岩隔层展布特征
E3s331～E3s332泥岩隔层：全区分布，呈中间薄，四周厚的特征，井区泥岩隔层厚度0-6m。在单12-10井附近隔层未发育。
E3s332～E3s333泥岩隔层：全区分布，呈中间薄，四周厚的特征。泥岩隔层厚度0-8m，在单12-16井附近隔层未发育。
5.油层分布
单12块沙三段物源来至于西部滨县凸起，沿滨县凸起斜坡下滑，披覆在前震旦系基岩上。冲积扇砂岩体控制该块砂体的展布，该块砂体向西、南、北3个方向尖灭，向东倾没，砂体内部有两个厚度中心，分别在单12-13井和单12-6井附近。油层展布受砂体岩性边界和构造控制，向南、北、西3个方向逐渐减薄，向东低部位见油水界面，油层厚度中心在单12-13井和单12-6井附近，单12-13井附近油层厚度为60m。沙三下本次分为4套主力含油层系，分别为E3s331、E3s3321、E3s3324、E3s333，各套含油层系分布表现为：
E3s331：南、北、西3个方向受砂体岩性边界控制，逐渐减薄，向东见油水界面，厚度中心在单12-13井附近，厚度为27m，油水界面在单12-17井附近。
E3s3321：南北受砂体岩性边界控制，西南部单12-4井、单12-6和单12-16井钻遇显示，储层物性偏差，试采为干层，东部构造位置降低，见油水界面，油层厚度中心在单12-5井附近，厚度为7m。
E3s3324：南北受砂体岩性边界控制，西部单12-4井和单12-16井钻遇储层物性偏差，根据试采情况分析为干层，东侧构造低部位见油水界面，厚度中心在单12-17井附近，厚度为7m。
E3s333：南北受砂体岩性边界控制，西部单12-4井和单12-16井钻遇该层物性偏差，试采证明为干层，东部油水界面在单12-9井和单12-17井构造位置处，厚度中心在单12-13井和单12-6井附近，厚度为32m。
6.流体性质和温压系统
单12块地面原油密度0.892g/m3，原油粘度40.8mPa.s，凝固点21℃；地层水总矿化度21213-21736mg/l，氯离子437-821mg/l，水型为CaCl2。天然气相对密度0.5649，甲烷含量80.04-94.02%，乙烷1.52-3.44%，丙烷1.18-3.21%，丁烷0.22-2.40%，二氧化碳和硫化氫含量0.80-1.03%。
单12块原始地层压力14.92MPa，压力系数1.03，饱和压力10.2MPa，地层温度66℃左右，地温梯度3.2℃，屬常温常压油藏。
7.油水关系及油藏类型
单12块沙三段是受砂体分布和构造高度控制，属常温、常压、中低渗透、低粘度岩性-构造油藏。
8.储量计算
单12块南部砂体1984年上报探明含油面积0.3km2，地质储量35×104t。北部砂体1989年上报探明含油面积为0.5km2，地质储量143×104t。此次调整对象为单12块北部砂体。
此次计算单12块总体含油面积为0.5km2，有效厚度18.22m，地质储量101×104t，储量丰度202.26×104t/km2，属于中浅层中丰度油藏。从各小层储量分布来看，1砂组、2砂组1砂体、2砂组4砂体和3砂组四个主力含油层系储量占总储量的88.5%。
结论
（1）根据单12块沙三下砂体展布情况，分析认为单12块沙三下为冲积扇沉积扇根亚相；
（2）根据粒度概率曲线分析，体现了单12块沙三下沉积过程中靠近物源区，具有较强水动力的沉积环境；
（3）单12块总体含油面积为0.5km2，有效厚度18.22m，地质储量101×104t，储量丰度202.26×104t/km2，属于中浅层中丰度油藏。