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【摘要】陈家地区沙三段为深水环境下的湖底扇沉积，通过岩心分析、薄片观察、电镜扫描等资料，结合录测井及试油生产资料，对该区沉积相进行划分，再此基础上针对该区沙三段储层特征进行深入研究，认为沙三段储层储集性能主要受沉积条件控制，渗透性相对较好的低渗细喉及特低渗中喉砂岩都分布于分流水道砂体中，而特低渗微细喉大都分布于水道间及主水道砂体中，而且含油性好的储层分布于湖底扇中扇砂岩中。另外，由于本区机械压实作用强烈，溶蚀作用微弱，在相同沉积条件下，埋藏深度与储层性能密切相关。此次研究为今后在陈家地区沙三段滚动勘探、调整部署具有一定的指导意义。
【关键词】沉积环境 储层特征 低渗透 油气分布 沙三段 兴隆台油田
1 储层特征
1.1 储集层岩石学特征
根据岩芯观察和岩石薄片鉴定，本区沙三段砾岩、砂质砾岩中成分复杂，砾石成分为花岗岩质岩块占绝对优势，少量中酸性喷出岩、沉积岩块、长石、石英。滑塌带砾径一般10～20mm，大者可达84～50mm，次棱～次园状，分选差～极差，多为基质支撑，夹有内碎屑泥砾。分流水道砾径一般3～4mm，大者可达6～10mm，以中～细砾为主，磨园度中等～较好，多为颗粒支撑，局部砾石定向排列。泥、灰质含量变化大，分布不均。砂岩的碎屑组分中，长石、岩屑含量高，石英颗粒含量变化区间在20～40%，长石含量较高，多为30～40%，多数样品长石含量超过石英，而且钾长石略高于斜长石，反映岩石成熟性低，长石风化普遍，但不均匀。砂石中杂基以泥质为主，泥微晶碳酸岩次之，泥质高达4～6%，最高可达7%，显然，泥质含量较高，降低了砂岩储渗能力。自生胶结物不仅类型少而且数量也很少，其中方解石含量相对较高，石英次生加大普遍，并有极少量白云石胶结物，对于本区深埋藏条件下，自生粘土矿物含量很少。1.2 岩石结构特征
通过岩芯观察（岩芯图版），本区砂岩的粒级在纵向上变化迅速，横向上非均质程度强，分别见有不等粒砂岩、含粘土粉砂质细砂岩、含中砂含粉砂粗砂岩、含砂砾岩、砾岩等，磨园度次棱～次园，碎屑间以线接触为主，点及凹凸接触少见，表明本区砂岩的压实程度中等～偏强，岩石较致密。
1.3 储层孔隙特征
1.3.1 孔隙分布特征
本区孔隙度一般在14%～21%，属中孔储层。从本区孔隙分布状况分析，可见储层的孔隙变化很大，最高21%，最低8.3%，最高与最低为同层砂体的不同部位，可见本区孔隙分布是十分复杂的。
1.3.2 次生孔隙
本区砂岩埋深一般为2400～2900m，因此为次生孔隙形成提供了条件，从巖石薄片鉴定报告来看，本区次生孔隙以粒间溶蚀孔为主，其次是粒内溶孔，其它少见，反映本区次生孔隙发育不好，主要与非均质及泥质含量较高，造成溶蚀作用不强。
1.3.3 孔隙结构
本区储层孔隙结构属于较差的类型，砂岩粒间孔平均孔径为40～60μm，少部分样品孔径大于100μm，反映小孔隙的特征。
毛管压力资料表明，本区砂岩喉道十分细小，最大连通喉道半径为149.49μm，（冷169井2400.85m），最小仅0.65μm，（冷95井3012.55m），孔隙半径均值也相应呈低值，最大24.29μm（冷169井2400.85m），最小值0.09μm，（冷95井3012.55m），均质系数为中等偏低的特点，均匀型少见，多数为较均匀和不均匀型。
2 油气分布规律
研究区沙三段油层埋深在2520～2850m之间，埋藏较深。纵向上主要分布在沙三上亚段、和沙三中亚段。沙三上亚段油层分布主要分布在兴北构造带上，发育了三套含油砂体，其中以Ⅱ、Ⅲ套含油砂体最为发育，I油组最厚35.3m（冷168井）；Ⅱ油组最厚61.1m，如冷168井Ⅱ油组厚61.1m；Ⅲ油组最厚39.5m，如兴古7-15-19井Ⅲ油组厚39.5 m。沙三中亚段油层分布主要分布在冷东构造带上，发育了两套含油砂体，其中以Ⅱ套含油砂体最为发育，I油组最厚91m（兴古2井），有5口井钻遇；Ⅱ油组最厚70.2m，如兴201井Ⅱ油组厚70.2m，有9口井钻遇。
3 油层分布的控制因素
3.1 储层发育程度好坏是油层富集程度的首要条件
沙三段油源丰富，保存条件好，有砂体就有可能形成油藏，因此有无储层是成藏的根本条件。从沉积相研究、储层砂体分布研究及各砂岩组油层分布情况分析，中扇辫状沟道与沟间及侧缘微相区砂体发育，油层也发育。
3.2 储集性能好坏是油层发育的关键因素
沙三段储层岩性混杂，杂基含量高，分选差，储集空间不发育，造成含油性差，因此在储层发育的基础上，物性条件好坏是能否形成油藏的关键。如兴58井位于沟道间微相，储层很致密，试油出0.253t/d，为差油层（2542-2561m），微相带部位对储层物性好坏影响较大。中扇辫状沟道微相区储层储集性能好于其它微相带。如兴北1位于沟道微相上试油出9t/d（2515-2551m）。沟道上最好的油层，可以出到160.2 t/d（2821-2794m冷162井）。
3.3 储层与构造有利配置形成的圈闭是油气成藏的良好场所
兴隆台二级断裂背斜构造带是在北东向潜山带的背景上发育起来的继承性发育的构造带，呈披覆构造特点。研究区处于该构造带的北东向倾没部位，构造轴部位于兴93、冷170及兴58井一线，构造东翼与沙三段近源主体相带沉积的砂体形成良好的配置关系，加之向西上倾方向被近南北向断层遮挡形成良好的储油圈闭。
4 结论
（1）沙三段储层为深水环境下的湖底扇沉积模式，储层是以东部物源为主的湖底扇（斜坡湖底扇）、水下浊流水道等重力流沉积体系。
（2）沙三段浊积岩储层岩性混杂，杂基含量高，分选差，储集空间不发育，造成含油性差。中扇辫状沟道微相区储层储集性能好于其它微相带。
（3）沙三上亚段储层在冷168～兴古7-15-19井区附近物性条件较好，孔隙度大于15%。沙三中亚段孔隙度在冷162～冷169井区附近物性条件较好，孔隙度大于10%。
（4）沙三上亚段油层主要分布在兴北构造带上，沙三中亚段油层主要分布在冷东构造带上。
（5）油气分布主要是受储层的发育程度、储集层的储集性能和有利圈闭控制。
参考文献
[1] 王书礼，唐许平，李伯虎.低渗透油藏水平井开发设计研究[J].大庆石油地质与开发，2001，20（1）：23-24
[2] 李道品. 低渗透油田的开发方式[J]. 低渗透油气田，1997，2（1） ：38-44
【关键词】沉积环境 储层特征 低渗透 油气分布 沙三段 兴隆台油田
1 储层特征
1.1 储集层岩石学特征
根据岩芯观察和岩石薄片鉴定，本区沙三段砾岩、砂质砾岩中成分复杂，砾石成分为花岗岩质岩块占绝对优势，少量中酸性喷出岩、沉积岩块、长石、石英。滑塌带砾径一般10～20mm，大者可达84～50mm，次棱～次园状，分选差～极差，多为基质支撑，夹有内碎屑泥砾。分流水道砾径一般3～4mm，大者可达6～10mm，以中～细砾为主，磨园度中等～较好，多为颗粒支撑，局部砾石定向排列。泥、灰质含量变化大，分布不均。砂岩的碎屑组分中，长石、岩屑含量高，石英颗粒含量变化区间在20～40%，长石含量较高，多为30～40%，多数样品长石含量超过石英，而且钾长石略高于斜长石，反映岩石成熟性低，长石风化普遍，但不均匀。砂石中杂基以泥质为主，泥微晶碳酸岩次之，泥质高达4～6%，最高可达7%，显然，泥质含量较高，降低了砂岩储渗能力。自生胶结物不仅类型少而且数量也很少，其中方解石含量相对较高，石英次生加大普遍，并有极少量白云石胶结物，对于本区深埋藏条件下，自生粘土矿物含量很少。1.2 岩石结构特征
通过岩芯观察（岩芯图版），本区砂岩的粒级在纵向上变化迅速，横向上非均质程度强，分别见有不等粒砂岩、含粘土粉砂质细砂岩、含中砂含粉砂粗砂岩、含砂砾岩、砾岩等，磨园度次棱～次园，碎屑间以线接触为主，点及凹凸接触少见，表明本区砂岩的压实程度中等～偏强，岩石较致密。
1.3 储层孔隙特征
1.3.1 孔隙分布特征
本区孔隙度一般在14%～21%，属中孔储层。从本区孔隙分布状况分析，可见储层的孔隙变化很大，最高21%，最低8.3%，最高与最低为同层砂体的不同部位，可见本区孔隙分布是十分复杂的。
1.3.2 次生孔隙
本区砂岩埋深一般为2400～2900m，因此为次生孔隙形成提供了条件，从巖石薄片鉴定报告来看，本区次生孔隙以粒间溶蚀孔为主，其次是粒内溶孔，其它少见，反映本区次生孔隙发育不好，主要与非均质及泥质含量较高，造成溶蚀作用不强。
1.3.3 孔隙结构
本区储层孔隙结构属于较差的类型，砂岩粒间孔平均孔径为40～60μm，少部分样品孔径大于100μm，反映小孔隙的特征。
毛管压力资料表明，本区砂岩喉道十分细小，最大连通喉道半径为149.49μm，（冷169井2400.85m），最小仅0.65μm，（冷95井3012.55m），孔隙半径均值也相应呈低值，最大24.29μm（冷169井2400.85m），最小值0.09μm，（冷95井3012.55m），均质系数为中等偏低的特点，均匀型少见，多数为较均匀和不均匀型。
2 油气分布规律
研究区沙三段油层埋深在2520～2850m之间，埋藏较深。纵向上主要分布在沙三上亚段、和沙三中亚段。沙三上亚段油层分布主要分布在兴北构造带上，发育了三套含油砂体，其中以Ⅱ、Ⅲ套含油砂体最为发育，I油组最厚35.3m（冷168井）；Ⅱ油组最厚61.1m，如冷168井Ⅱ油组厚61.1m；Ⅲ油组最厚39.5m，如兴古7-15-19井Ⅲ油组厚39.5 m。沙三中亚段油层分布主要分布在冷东构造带上，发育了两套含油砂体，其中以Ⅱ套含油砂体最为发育，I油组最厚91m（兴古2井），有5口井钻遇；Ⅱ油组最厚70.2m，如兴201井Ⅱ油组厚70.2m，有9口井钻遇。
3 油层分布的控制因素
3.1 储层发育程度好坏是油层富集程度的首要条件
沙三段油源丰富，保存条件好，有砂体就有可能形成油藏，因此有无储层是成藏的根本条件。从沉积相研究、储层砂体分布研究及各砂岩组油层分布情况分析，中扇辫状沟道与沟间及侧缘微相区砂体发育，油层也发育。
3.2 储集性能好坏是油层发育的关键因素
沙三段储层岩性混杂，杂基含量高，分选差，储集空间不发育，造成含油性差，因此在储层发育的基础上，物性条件好坏是能否形成油藏的关键。如兴58井位于沟道间微相，储层很致密，试油出0.253t/d，为差油层（2542-2561m），微相带部位对储层物性好坏影响较大。中扇辫状沟道微相区储层储集性能好于其它微相带。如兴北1位于沟道微相上试油出9t/d（2515-2551m）。沟道上最好的油层，可以出到160.2 t/d（2821-2794m冷162井）。
3.3 储层与构造有利配置形成的圈闭是油气成藏的良好场所
兴隆台二级断裂背斜构造带是在北东向潜山带的背景上发育起来的继承性发育的构造带，呈披覆构造特点。研究区处于该构造带的北东向倾没部位，构造轴部位于兴93、冷170及兴58井一线，构造东翼与沙三段近源主体相带沉积的砂体形成良好的配置关系，加之向西上倾方向被近南北向断层遮挡形成良好的储油圈闭。
4 结论
（1）沙三段储层为深水环境下的湖底扇沉积模式，储层是以东部物源为主的湖底扇（斜坡湖底扇）、水下浊流水道等重力流沉积体系。
（2）沙三段浊积岩储层岩性混杂，杂基含量高，分选差，储集空间不发育，造成含油性差。中扇辫状沟道微相区储层储集性能好于其它微相带。
（3）沙三上亚段储层在冷168～兴古7-15-19井区附近物性条件较好，孔隙度大于15%。沙三中亚段孔隙度在冷162～冷169井区附近物性条件较好，孔隙度大于10%。
（4）沙三上亚段油层主要分布在兴北构造带上，沙三中亚段油层主要分布在冷东构造带上。
（5）油气分布主要是受储层的发育程度、储集层的储集性能和有利圈闭控制。
参考文献
[1] 王书礼，唐许平，李伯虎.低渗透油藏水平井开发设计研究[J].大庆石油地质与开发，2001，20（1）：23-24
[2] 李道品. 低渗透油田的开发方式[J]. 低渗透油气田，1997，2（1） ：38-44