构造_岩性油藏油水微观分布规律与主控因素探讨
特低渗水驱砂岩油藏中高含水期剩余油分布规律探讨
特低渗水驱砂岩油藏中高含水期剩余油分布规律探讨作者：刘杰来源：《石油知识》 2017年第1期刘杰（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院油田研究所吉林松原 138000）摘要：油田开发经验表明，打加密调整井是开采剩余油、保持油田稳产、改善水驱效果最有效的方法。
本文以特低渗水驱砂岩油藏中高含水期G46区块为例，应用PNN测井、沉积微相及数值模拟等方法分析了青一高台子油层剩余油分布规律，并以此开辟加密调整试验区。
研究结果表明非主力油层剩余油饱和度整体高于主力油层，前缘沙坝物性稍差（2-4mD）剩余油饱和度较高，是下步动用的主力相带，加密新井初产和累产高于河口沙坝主体，进一步验证了剩余油认识结果；非主力油层加密井目前平均日产油为2.4t，见到较好效果，实现了非主力油层的有效动用。
关键词：剩余油；PNN测井；沉积微相；数值模拟；非主力油层1 前言油田开发经验表明，打加密调整井是开采剩余油、保持油田稳产、改善水驱效果最有效的方法。
剩余油富集区主要存在于油层中断层附近、岩性变化剧烈的地区、现有井网未控制住的边角地区、注采井网不完善地区、非主流线的滞留区和构造较高部位或构造局部高点]。
DQ油田G46区块砂岩油藏水驱已开发15年，目前已进入中高含水期，剩余油分布特点如何？为此，本文利用目前较为丰富的动静态资料，结合精细油藏描述技术，围绕研究区对青一段高台子油层剩余油进行了分析，找到剩余油富集区，开辟加密调整试验区，实现了非主力油层的有效动用。
2 区域地质与开发概况2.1 地质概况该区东部为近南北向两条正断层切割的西倾单斜构造，东侧发育的大型反向正断层对油气富集起到了良好的控制作用。
其主要含油层段集中在青一段Ⅱ、Ⅲ砂组。
青一12号层平面砂体分布较为稳定，但物性变化较大。
尤其是在平面上两个区带存在明显的岩性变化，为此套储层油气富集提供了良好的岩性变化区带。
因此青一段12号层在断层和岩性控制下，形成了断层岩性油藏。
研究区青一11、12号层为主力油层，有效厚度大，分布范围广。
大安油田主力区块微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律研究
大安油田主力区块微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律研究大安油田位于中国河北省大名县，是中国重要的油气田之一。
主力区块是大安油田的核心开发区域，其微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律对于油田的有效开发具有重要意义。
本文将对大安油田主力区块的微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律进行研究，以期为油田的开发提供科学依据。
一、大安油田主力区块的地质背景大安油田主力区块位于大名县，地处华北沉积盆地西北缘的辽河凹陷南缘，受干热时期和燕山运动的影响，地质构造复杂，油气聚集条件好。
区块内沉积岩系主要包括燕山系和沙河街组，燕山系寒武纪地层发育，岩性以页岩和砂岩为主，含油气页岩广泛分布；沙河街组为下石炭统-上志留统地层，主要为含油气泥页岩和泥质岩。
二、大安油田主力区块微观孔喉结构特征1. 岩石孔隙结构大安油田主力区块的岩石孔隙结构主要包括裂缝孔、溶蚀孔和分散孔。
裂缝孔是岩石中最主要的孔隙类型，其发育程度与裂缝方向、长度和宽度有关；溶蚀孔主要由岩石中的溶蚀作用形成，多见于碳酸盐岩中；分散孔则是孔隙发育相对较差的孔隙类型，通常被石英等颗粒填充。
2. 孔喉结构特征大安油田主力区块的孔喉结构主要表现为孔径大小不均匀、孔隙连通性差等特点。
具体而言，岩石中的孔隙大小范围较大，且分布不均匀；孔隙之间的连通性受到裂缝孔的制约，导致有效孔隙率较低。
三、大安油田主力区块油水赋存状态规律研究1. 油气赋存状态大安油田主力区块的油气赋存状态主要表现为页岩气富集和滞留油富集。
页岩气富集主要来源于岩石中的有机质热解释，形成了大量的气体；滞留油富集则是由于岩石孔隙结构的特点，使得部分油气困留在岩石中无法有效流出。
2. 油水赋存状态大安油田主力区块的油水赋存状态主要表现为油水分布不均匀，且存在大量的残余油和水。
具体而言，岩石中的残余油主要富集在孔隙较小的地方，而水则主要富集在大孔隙和孔洞中，这种油水分布不均匀的状态造成了油田的有效开发受到影响。
结论通过对大安油田主力区块的微观孔喉结构特征及油水赋存状态规律进行研究，可以得出如下结论：1. 大安油田主力区块的岩石孔隙结构具有不均匀性和孔隙连通性差的特点，造成了岩石中的孔隙率较低；2. 油田内部的油水赋存状态不均匀，存在大量的残余油和水，对油田的有效开发造成了一定的影响。
金家-乐安地区地层油藏油气成藏主控因素研究
金家 -乐安地区地层油藏油气成藏主控因素研究摘要：金家油田位于东营凹陷南斜坡的金家鼻状构造带西部，乐安油田位于柳桥鼻状构造带上，根据金家-乐安油田地层油藏的特征，结合油气成藏要素的研究，主要从构造脊、盖层岩性及质量、砂体厚度和断层活动性对金家-乐安地区地层油藏成藏的主控因素进行了分析。
关键词：金家地区；乐安地区；成藏主控因素金家油田位于东营凹陷南斜坡的金家鼻状构造带西部，馆陶组覆盖在下伏地层之上，呈不整合接触。
主要发现的地层油藏为沙一段、沙二段不整合遮挡油气藏。
乐安油田位于柳桥鼻状构造带上，是一个以馆陶组底部超覆油藏为主的亿吨级油田，乐安油田可分为三个区，石村断层的上升盘东南为东区，下降盘为南区，乐安油田西部的草13井区及周边为西区。
金家-乐安地区地层油藏油气成藏主控因素主要为构造脊、砂体厚度、盖层岩性及质量、断层活动性。
1 构造脊古流体势的大小主要受控于古构造面的起伏形态，流体势的高势区一般在构造低部位；流体势的低势区一般在构造高部。
在以输导体系格架为宏观控制背景下，石油天然气的运聚与成藏主要受控于构造脊。
石油与天然气在输导层中的运移一般是汇聚流，一般可以划分为以下三个步骤：第一阶段是油气在浮力的作用下垂直向输导层的顶部进行运移；第二阶段是油气沿着输导层的顶界面向临近的构造高部位进行侧向运移；第三阶段为油气沿着输导层由构造低部位向构造高部位进行脊运移。
东营凹陷南部斜坡带鼻状构造发育，采用盆地模拟技术，根据研究区现今鼻状构造的分布，对古构造脊进行了恢复，揭示了鼻状构造的演化特征。
共完成了沙二段、沙三上亚段、沙三中亚段顶面在“24.4Ma～14Ma～6Ma～2Ma-现今”等不同历史时期的古埋深图，在此基础上进行研究区古构造面的演变分析，追踪古构造脊线。
（1）沙三中亚段顶面演化沙三中亚段发育三角洲砂体，分布广泛，连通性好，是研究区重要的油气输导层。
24.4Ma时期，研究区已形成三条古构造脊：分别位于南坡的西部樊4～通47一线，中部纯95～博9一线，东部通4西南部一线；14Ma～6.0Ma时期，古构造脊继续向南延伸；2.0Ma明化镇组沉积中后期，来自洼陷的油气沿着古构造脊向金家、乐安地区运移，在有利圈闭中聚集成藏；现今的构造脊与古构造脊相比位置变化不大，东、西部构造脊向南延伸，樊4～通47一线构造脊发生了明显地向西偏移。
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素与提高采收率途径
摘要：综合岩心、测井、地震、生产动态等多方面资料，对缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间多尺度特征、储集体类型、 缝洞体空间形态及分布模式、与生产井的配置关系等进行了系统研究，分析了各因素对剩余油分布的影响，建立了 水驱后剩余油分布的主控因素模式；结合塔河油田的开发实践，系统研究了提高原油采收率的方法与途径。研究表 明，缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素可归结为局部高点、井控不足、连通通道屏蔽和弱水动力 4 大 类。缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率是一个系统工程：天然能量开发阶段，做好生产调控，防止底水窜进；注水早 期，依据储集体类型、连通性、空间位置构建注采关系，提高水驱控制及动用程度，尽量减少剩余油；注水开发中 后期，依据剩余油分布主控因素及分布特征，通过加强井控、利用重力分异和毛细管的渗吸作用、扰动（改造）流 场等措施，实施精准挖潜。同时做好技术储备，开展储集层改造、新型注入介质、智能优化开发等技术的研发，做 好注水、注气技术的接替，最大限度地提高采收率。图 5 表 1 参 32 关键词：碳酸盐岩；缝洞型油藏；多尺度性；剩余油分布；主控因素；提高采收率
郑松青 1，杨敏 2，康志江 1，刘中春 1，龙喜彬 2，刘坤岩 1，李小波 2，张世亮 2
（1. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011）
基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05014）；国家科技重大专项示范工程（2016ZX05053）
ZHENG Songqing1, YANG Min2, KANG Zhijiang1, LIU Zhongchun1, LONG Xibin2, LIU Kunyan1, LI Xiaobo2, ZHANG Shiliang2
(1. Petroleum Exploration & Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China; 2. Northwest Oilfield Branch, SINOPEC, Urumuqi 830011, China)
断块构造特征与油气分布规律研究
断块构造特征与油气分布规律研究本文对某断块构造特征进行研究。
标签：断块;辽河油田;油气分布1 成藏要素1.1 储层概述本区沉积物源为北东向古双台河和南部潜山，岩性为太古界混合花岗岩及中酸性火山岩，发育扇三角洲沉积体系和局部沿潜山超覆的湖泊体系。
扇三角洲相带发育较为完整，主要以三角洲前缘亚相为主，北部以水下分流河道、分流间为主，向南河口坝、前缘薄层砂较发育，砂体厚度在工区内变化不大。
水下分流河道砂和河口砂坝在纵向上叠加，横向上连片，形成了分布广泛的储集体，有利于油气聚集成藏（图1、2）。
平面上多条河道平行发育，但总体上平面可分海南1、海南3两大主流砂体。
两大砂体不同时期继承性强，且不同时期能量的演化与砂体发育程度有差异;纵向上多期发育、叠加连片。
不同期由于受河流能量大小的影响，三角洲前缘砂体在工区内发育程度、影响范围有所不同（图3、4）。
总体有从东三早期向东二段有由强变弱的趋势，表现为沉积物粒度较细、粒级变化较小，以粉砂岩、细砂岩为主。
东二段：海南地区发育三角洲前缘分流河道砂，以细砂岩为主，单层厚1m～10m，岩石弱固结—半固结，以原生孔隙为主，含少量次生孔隙，为高—特高孔中—高渗储层。
东三段：海南地区为三角洲前缘分流河道砂，单层厚度较小，一般为1m～5m，岩石半固结—固结，次生孔隙增多，与原生孔隙一起组成混生孔隙带，为中高孔中—低渗储层，因发生早期碳酸盐胶结，局部砂体物性变差（图5、6）。
1.2 烃源岩油源条件是油气成藏的根本，研究区主要位于辽海中央低凸起带上，古近系地层不发育，地层沉积厚度小，埋藏浅，不利于生油。
但本区邻近东部凹陷和西部凹陷这两大沉积洼陷，古近系的断陷期沉积了巨厚的古近系地层，其生油岩的质量可直接影响本区的油气富集[13]。
因此，研究本区的油源条件，必须从研究辽河滩海东、西部凹陷的生油岩出发。
受构造和沉积演化控制，该区发育沙三段、沙一二段和东营组3套烃源岩，均呈北东向展布，其中东营组烃源岩分布范围最广、厚度最大[14]。
油藏开发高含水阶段剩余油分布模式探讨
280油藏开发后期，油田通常处于高含水阶段，此时剩余油分布比较分散，常常认为剩余油分布规律性不强，而实际上是存在一定规律的。
A油田已处于高含水阶段，剩余油表现出总体分散，局部集中的特征，开展剩余油研究，对油田下步挖潜有重要作用。
1 A油田地质特征A油田主要为滨浅湖滩坝和三角洲前缘沉积。
总体表现为下部沉积时水体较深，物源充沛，呈现“砂包泥”的特征，为三角洲前缘沉积。
主要微相类型为水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂和水下分流间湾，其中水下分流河道砂和河口坝砂构成了最主要的储集体，砂层厚，储层物性好，砂体呈NW-SE向展布。
油层呈“油帽子”发育在顶部，油藏模式表现为块状底水油藏。
油藏储层物性主要受沉积微相控制，物性的空间展布规律与沉积相带的分布具有较好的相关性。
2 剩余油分布模式2.1 平面剩余油由于平面剩余油的分布主要受微构造、储层隔夹层、沉积相带以及开发方式、特征等影响，导致平面上呈现分布较分散、局部较集中的特征，一般在平面上主要分布在沉积相边缘相带区域、构造的上倾方向、砂体的尖灭线周围、井网较稀、控制较弱等区域。
2.1.1 边缘相带储层物性差砂体的展布规律对水侵方向有决定作用，储层物性对注水水线推进速度有重大影响。
一般情况下，水驱油时水线往物性好的区域优先推进（沿坝砂、水下分流河道砂等），而后往物性相对较差的其他部位扩展（滩砂、坝砂侧缘、水下分流河道砂边部等），因此，容易产生在低渗带边缘水驱程度偏低，剩余油集中分布。
2.1.2 平面相变导致死油区构造-岩性油藏在相变区容易形成剩余油富集。
但受渗流屏障和渗流差异的影响，该区域水线波及不到，为死油区，同时储层零散，物性较差，该区域的剩余油为“滞留型”剩余油，无法被动用。
2.1.3 构造上倾方向水淹程度低构造特征对油藏的控制作用明显，除控制油气生、运、聚、保等，也会对剩余油的分布、油藏水淹等产生影响。
剩余油主要分布在构造较高部位，特别是在水淹初期和中期更是如此。
剩余油形成与分布的控制因素
剩余油形成与分布的控制因素摘要：剩余油研究是高含水油田面临的重大课题，是实现“稳油控水”目标的重要手段。
剩余油形成与分布的控制因素极其复杂，可分宏观因素和微观因素进行研究，宏观因素总的可归结为两类：地质因素和开发因素。
其中地质因素是客观的、内在的主要矛盾；开发因素是主观的、外在的次要矛盾，二者相互作用导致剩余油分布的复杂化和多样化。
地质因素的构造条件、沉积微相类型及储层非均质差异，开发因素方面的注采系统的完善程度注采关系和井网布井、生产动态等在剩余油形成与分布中起了主要作用。
通过对剩余油控制因素的详尽分析，指出其宏观和微观分布特征和区域，对进一步提高剩余油研究水平有较强的借鉴意义。
关键字：剩余油微构造非均质井网前言：剩余油一般是指油藏开发中后期任何时刻未采出的石油。
即二次采油末油田处于高含水期时剩余在储层中的原油。
油藏一经投入开发，影响剩余油产生的因素便应运而生。
目前世界石油采收率平均为33%左右，67%的石油储量仍然剩余在地下油藏中，也就是说，能够采出的石油只占总储量的极小部分。
这种现状客观上是由油藏本身的地质条件决定的，它是影响剩余油形成的最主要因素；而影响剩余油产生的另外一个重要因素——开发条件，除受当时的技术、经济条件等客观因素制约外，带有较强的主观性质。
这种主观性表现在对地质情况的认识程度上。
油田开发中后期可供勘探的领域已非常有限，因此剩余油研究是高含水油田面临的重大课题。
对剩余油的研究，应从地质和开发两方面人手，从宏观和微观两个层面进行研究。
1宏观控制因素1.1地质条件所谓地质条件，是指储层本身表现出的物理、化学特征。
从沉积物开始沉积到油气运移、聚集成藏，以及成藏后期的改造、破坏作用的全过程。
1.1.1构造条件构造条件分为油层微构造和封闭断层条件。
油层微构造和封闭断层对剩余油形成天然屏障。
(1)所谓油层微构造是指在总的油田构造背景上，油层本身的微细起伏变化所显示的构造特征，其幅度和范围均很小。
松辽盆地太东斜坡区葡萄花油层油水分布规律及主控因素
松辽盆地太东斜坡区葡萄花油层油水分布规律及主控因素刘宗堡;闫力;俞静;刘云燕【摘要】Taidong slope area is the single slope where Daqing placanticline plunge to Sanzhao sag in Songliao basin. Using data as core, logging, and seism, we study reservoir types and hydrocarbon distribution rule in Putaohua reservoir and get the following conclusions: The slope area oil layers are divided by four nearly north-south trending fault zone in plane and have the feature of east-west zoning. Because the oil source outside the source area is insufficient and the east-to-west migration trending, oil-bearing in single fault terrace zone became worse gradually from east to west. Controlled by sedimentary evolution and advantage conducting channel, the vertical distribution of oil presents the feature of double peaks' and mainly distributed in central Putaohua reservoir. Under the background of SE tilt slope, the oil reservoir type is mainly fault-lithologic reservoir matched by nearly north-south trending fault and north-west trending channel sand body. According to the matching type of fault and channel sand body in single trap and the study of oil and water distribution rule, we think the accumulation mechanism is controlled by structural parts, high quality reservoir, fault seal ability and fault-sand matching style. That is to say, oil and gas accumulation parts are controlled by single 'fault terrace zone' high point, shallow water delta distributary channel and the river control sheet are high quality reservoirs, the lateral sealing ability of the fault affect hydrocarbon vertical enrichment heightand plane 'complementary' characteristic, fault and single sand body matching style determine oil and gas enrichment position.%太东斜坡区为松辽盆地大庆长垣向三肇凹陷倾没的单倾斜坡.利用岩心、测井和地震等资料,研究葡萄花油层油藏类型和油水分布规律.结果表明:斜坡区油平面受4条近南北向“断层带”分割,具有东西分带特征,且受源外油源供给不足和油东西向运移影响,自东向西单一“断阶带”含油性逐级变差；油垂向分布受沉积演化和优势输导通道控制表现为“双峰”特征,主要分布在葡萄花油层中部；油藏类型主要为东南倾斜坡背景下的近南北向断层与北西向河道砂体匹配形成的断层—岩性油藏.在油水分布规律研究的基础上,结合单一圈闭内断层与单砂体匹配样式,提出源外斜坡区油聚集机制受构造部位、优质储层、断层封闭性和断层与砂体匹配样式控制,即单一“断阶带”高点控制油气聚集部位；浅水三角洲水下分流河道和河控席状砂构成油气优质储层；断层侧向封闭性影响油气垂向富集高度和平面“互补”特征；断层与单砂体匹配样式决定油气富集层位.【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2012(036)006【总页数】8页(P14-21)【关键词】松辽盆地;太东斜坡;葡萄花油层;油水分布规律;聚集机制;主控因素【作者】刘宗堡;闫力;俞静;刘云燕【作者单位】东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318;东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318;大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712;大庆油田有限责任公司第八采油厂,黑龙江大庆163514【正文语种】中文【中图分类】TE122.10 引言大型凹陷源外斜坡区油气聚集机制与油水分布规律是石油地质学领域研究的热点，人们基于地球化学特征、构造演化作用、层序地层学、断裂系统和输导体系，对不同类型斜坡油气“宏观”运聚成藏规律进行研究.付晓飞等［1］从油气分布、成藏规律及成藏模式分析松辽盆地西部斜坡北段油气富集规律，认为位于油气运移路径上的圈闭才是有效圈闭.李水福等［2］运用生物降解油方法，进行油源对比分析，采用C29藿烷替代C30藿烷计算伽马蜡烷指数，认为使用新伽马蜡烷指数（伽马蜡烷／2xC29藿烷）更能反映生物降解原油的母源水体环境.刘志宏等［3］利用区域地质资料、钻井资料和地震解释成果等，确定构造特征及变形时间，认为阿尔金断裂两侧发育的向断裂逐渐收敛的近东西向背斜具有挤压构造特征，是阿尔金断裂左行走滑作用派生的近南北向挤压应力场和递进变形作用的产物，与阿尔金走滑断裂同时形成.刘宗堡等［4］应用高分辨率层序地层学理论，研究10口井岩心和1 256口井测井资料，得出葡萄花油层主要储层水下河道砂体比原认识更连续，并且延伸较远，分流平原、内前缘相带南移36km，对深入认识该区油藏类型、聚油规律，特别是高含水期剩余油挖潜具有重要意义.王有功等［5］将尚家地区断裂在源岩的大量生排烃期划分继承性活动断裂和未发生活动的遮挡断裂，建立活动性断裂控制断裂两盘储层砂岩对接侧向输导油的运移模式，并研究松辽盆地尚家油田扶余、杨大城子油层，尚家油田扶余、杨大城子油层油水分布关系复杂，在油成藏运移过程中主要受活动性断层控制.赵健等［6］从油气运移角度分析砂体在地质历史时期的连通、物性条件，研究塔中地区志留系柯坪塔格组砂岩，得出早期原油运聚的沥青砂岩和后期油气运聚的轻质油砂岩的分布特征，确定二叠纪末期以来柯坪塔格组上亚段和下亚段为2个相对独立的输导层.刘宗堡等［7］运用岩心、测井和地震等资料，分析松辽盆地长10扶余油层油气来源、砂体展布、构造特征和油水分布等成藏因素，认为油空间分布主要受控于优势输导通道.许怀智等［8］综合利用地震、测井、岩心、岩屑分析化验资料及古生物资料等，研究琼东南盆地中央峡谷形态、沉积充填特征及其油气地质意义，认为峡谷不仅是碎屑物质的通道，也是碎屑物质卸载堆积和油气运移、富集的重要场所，发育隐蔽岩性和构造—岩性复合油气藏.刘豪等［9］应用严格的地震—钻井结合，采用强调客观物理关系的方法，研究南海珠江口盆地HZ地区珠江组沉积时期，得出强制性水退所形成的进积砂体能够形成较好的形态圈闭.黄劲松等［10］运用地震解释成果、测井解释资料、试油试采动态开发数据等，研究贝尔凹陷贝中油田，得出断层断失作用、受晚期反转断层调整作用和开发过程中油动态运聚过程是造成贝中含油性差区或水区形成的主要控制因素.吴海瑞等［11］在沉积微相精细研究的基础上，提出由小层级平面单支砂体在不同的成藏条件下控制形成的岩性、断层—岩性圈闭为最小控油、聚油单元，并揭示垂向多个小层、平面多个单支砂体形成的圈闭，以及非圈闭在空间上复杂叠合是导致本区油水分布复杂的根本原因.李连生等［12］认为对于同一构造背景上发育的多个沉积砂体，虽然作为油气运移通道或储集体，但是砂体与烃源岩的配置关系不同，其油气充注量存在较大差异.黄桂雄等研究［13］表明，三肇凹陷是松北探区萨尔图、葡萄花、高台子油层油气源区，其生成的油气可从哈尔滨东和呼兰处运移到达松北探区，哈尔滨东和呼兰油气保存条件相对较好，其余地区较差.宫帅汝等［14］认为在分支河道和水下分支河道砂体控制的区域，砂岩单层厚度大，平面上连片，最有利于油气富集.对斜坡区不同类型断层与成因单砂体匹配样式及对油聚集和分布控制作用的“微观”研究还未见报道.太东斜坡区葡萄花油层自2008年投入开发以来，由于油水分布复杂及成藏主控因素不清，多口井投产初期即呈现高含水率，严重制约开发区外扩和评价区优选.根据“单一圈闭”内断层与单砂体匹配样式，笔者分析油水空间分布特征，明确斜坡区油气成藏的主控因素，为类似大型凹陷源外斜坡区有效动用提供指导.1 区域地质概况太东斜坡区构造上位于松辽盆地中央拗陷区内的三肇凹陷西部，东接宋芳屯鼻状构造、南临永乐向斜、西接大庆长垣、北部与卫星油田接壤，整体表现为西北高、东南低的单倾斜坡，面积约为1 000km2（见图1）.中新生代地层自下而上沉积火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组、依安组、大安组、泰康组和第四系地层，其中上白垩统姚家组一段葡萄花油层为区内主要产油层位.油源对比表明，太东地区油气主要来自三肇凹陷徐家围子向斜的青一段源岩，少量来自永乐向斜的青一段源岩，为典型的凹陷斜坡区有效烃源岩外成藏［15］.葡萄花油层沉积时期受盆地北部物源供给和湖平面频繁波动影响，研究区主要发育砂地厚度比较低的三角洲前缘亚相沉积体系.2 油藏解剖及油水分布规律2.1 油藏解剖及控油特征不同类型油藏的形成具有特殊的聚集机制，是构造背景、断层特征和砂体展布规律等控藏要素有效的时空匹配.太东地区葡萄花油层为向东南方向倾没的简单斜坡，断层特征主要发育近南北向的正断层分割斜坡区“堑—垒”相间，同时浅水三角洲的储层沉积特征控制葡萄花油层，发育低砂地厚度比和北北西向分流河道，即在北西—南东向倾没的斜坡背景下，近南北向断层与北西向分流河道砂体小角度相交匹配，形成多种组合样式的断层—岩性油藏.分析斜坡区51个单一控油圈闭断层与单砂体匹配样式，认为斜坡区圈闭类型主要划分为2大类4亚类，由于斜坡区主要微相类型为平面连续且延伸较远的分流河道，断层—岩性圈闭占92%，而局部断层与河道砂体平常，造成驼状的席状砂或河口坝聚油，形成少量岩性圈闭油藏.圈闭要素和动态产能分析表明：由于反向断层圈闭幅度高、面积大和上倾方向下降盘泥岩遮挡，断层—岩性圈闭内聚油效果最好（见表1）.表1 斜坡区圈闭类型及控油特征?2.2 油水分布特征太东斜坡区油平面分布具有东西分带特征，受4条近南北向“断层带”分割控制，斜坡区自东向西依次可以划分为5个断阶带.由于油气东西向侧向运移、源外斜坡区油气供给整体不足和断层带侧向遮挡影响，5个断阶带含油面积比率自东向西逐级减少，含油性逐渐变差，且油平面上多位于断层带的邻近生油凹陷一侧（单一断阶带西侧的高部位），受断层侧向封闭性差异影响，各断阶带不同部位油气聚集高度和分布范围差异较大，但整体表现为上油下水特征（见图2）.油气垂向分布特征整体与储层砂岩发育特征一致，如各单元砂岩有效累计厚度与砂岩累计厚度变化规律相同，受葡萄花油层垂向上先水退后水进沉积演化序列影响，各单元砂岩厚度和有效厚度发育“双峰”特征，油气主要分布在葡萄花油层中部的低水位期，特别是葡萄花油层上部PⅠ22单元沉积时期，物源供给和波浪改造作用较强，席状砂大面积稳定发育，导致储层砂体最发育（见图3）.统计各时间单元含油砂体占全部砂体的比率，发现葡萄花油层中部PⅠ22—PⅠ7单元含油砂体比率最大，其同样位于葡萄花油层中部的低水位期，即平面连续性较好的分流河道微相砂体广泛发育，同时这些单元沉积时期湖水浅、水下分流河道发育、砂体侧向连通性好，构成葡萄花油层油气侧向远距离优势输导层位.3 斜坡区油气聚集与分布主控因素油气运聚过程是成藏期构造背景、储层展布、输导特征和遮挡条件等多元成藏要素综合匹配的过程，现今油气分布特征主要受不同构造背景和遮挡条件下的断层与单砂体配置关系影响.太东斜坡区葡萄花油层受单斜坡构造背景、分流河道微相为主的浅水三角洲前缘储层、低砂地厚度比为主的砂体匹配断层输导体系、源外油源供给不足和断层侧向封闭性差异等影响，油气藏形成具有特殊的机制和分布规律.3.1 油气聚集部位构造对油气聚集与分布具有重要的控制作用，不同级别构造单元控制油气聚集规模，如三级构造控“势”，控制成藏期油气运聚场；四级构造控“圈”，控制圈闭类型及边界范围，影响圈闭内油气聚集样式；五级构造控“油”，控制单一圈闭内油水分布特征.太东斜坡区为三肇凹陷西部的一个三级构造单元，从油气成藏期（嫩江组末期）开始即为凹陷中心生成油气向大庆长垣远距离侧向运移的继承性构造斜坡，受斜坡区地层倾向、断层带分割遮挡和油气东西向运移影响，可以划分为5个四级构造“断阶带”，每个断阶带为一个独立的四级构造单元，同时单一断阶带内部受构造部位、断层组合、岩性边界、断层侧向封闭性和运移方向等影响，油气主要聚集在每个断阶带的构造高部位，其认识与目前发现的探明储量区分布范围一致（见图2）.3.2 储层沉积特征及砂体展布松辽盆地葡萄花油层沉积时期，古地形平缓，气候干旱［16］，太东地区主要发育浅水三角洲前缘亚相沉积，微相类型主要为低水位期向湖盆中心延伸较远的水下分流河道和高水位期波浪改造作用形成的河控席状砂，其他类型微相不发育（见图4和图5）.由于斜坡区油气成藏期地形坡度小，且不发育东西向的晚期输导断层，导致平面连续、发育且延伸较远的水下分流河道成为斜坡区油气输导主要通道，油沿着分流河道进入斜坡区后逐渐向两侧河控席状砂中侧向运移和聚集，即斜坡区水下分流河道和河控席状砂为葡萄花油层油气储集优质储层.3.3 断层侧向封闭性及油气富集高度断层封闭性对油气运移和聚集具有重要的控制作用，主要体现在成藏期输导和晚期遮挡2个方面［17］.太东斜坡区葡萄花油层顶底发育大套厚层泥岩，断层垂向封闭性较好，影响斜坡区油气垂向聚集高度和平面分布特征主要为断层侧向封闭性.通过对研究区典型断层控制圈闭的解剖认为：葡萄花油层单砂层厚度较小，一般为2～3m；断层断距一般为15～45m，远大于单砂层厚度；葡萄花油层三角洲前缘储层泥质含量高，砂地厚度比一般小于30%，因此决定斜坡区葡萄花油层断层侧向封闭性的主要参数为“shale gouge ratio简称SGR”，利用Traptester软件对斜坡区断层侧向封闭性进行定量评价，得出断层侧向封闭的平均烃柱高度为50m，且受源外斜坡区油源整体供给不足和断层面局部渗漏影响，油平面分布具有“互补”特征（见图6），如果下一个断阶带断层局部侧向封闭性也较差，油气就会沿着渗漏点向下一个断阶带继续运移（见图6（b））；第一条断阶带断层侧向封闭性较好，下一个断阶带圈闭含油性较差（见图6（c））；第一条断阶带断层下部侧向封闭性较差，油气沿渗漏点向下一个断阶带运移，第一条断阶带断层下部侧向封闭性差，油气向下一个断阶带运移，如果下一个断层封闭性较好，油气就会较好聚集成藏（见图6（d））.3.4 油气富集层位不同构造部位断层与砂体的合理匹配对油气聚集和分布具有重要的控制作用，断层主要表现为封闭性和走向，砂体主要表现为微相类型及与断层是否相交，构造主要表现为单一圈闭内高低.统计斜坡区断层走向对油气分布的控制作用：南北向和北东向断层控油最好，有效控油断层比率达到96.7%；北北向和北西西向断层控油最差，有效控油断层比率为14.2%，其中4条控油断层还与北西向断层交叉组合控油；研究区近东西向断层不发育，均为控油断层.斜坡区葡萄花油层各时间单元所有钻遇水层的失利井原因：断层与砂体平行、断层侧向封闭性差、无河道砂体和圈闭构造低部位，其中后两者是造成斜坡区失利井的主要因素（见图7）.因此，斜坡区单一断阶带高部位，并且与断层交叉匹配和断层侧向封闭有效范围内的河道砂体为油气聚集单元.4 结论（1）太东斜坡区葡萄花油层油平面分布受“断层带”分割具有东西分带特征，垂向分布受沉积演化和优势输导通道影响主要分布在葡萄花油层中部，油藏类型主要为单倾斜坡背景下的近南北向断层与北西向河道砂体匹配形成的断层—岩性油藏. （2）大型凹陷源外斜坡区油聚集与分布主控因素为单一“断阶带”高点控制油气聚集部位；浅水三角洲水下分流河道和河控席状砂构成油气优质储层；断层侧向封闭性影响油气垂向富集高度和平面“互补”特征；断层与砂体匹配样式决定油气富集层位.参考文献：［1］付晓飞，王朋岩，申家年，等.简单斜坡油气富集规律——以松辽盆地西部斜坡北段为例［J］.地质论评，2006，52（4）：522-531.［2］李水福，胡守志，何生，等.泌阳凹陷北部斜坡带生物降解油的油源对比［J］.石油学报，2010，31（6）：946-951.［3］刘志宏，王芃，沙茜，等.柴达木盆地阿尔金斜坡带构造特征与阿尔金断裂形成时间讨论——以月牙山地区为例［J］.地质学报，2010，84（9）：1275-1282.［4］刘宗堡，马世忠，孙雨，等.三肇凹陷葡萄花油层高分辨率层序地层划分及沉积特征研究［J］.沉积学报，2008，26（3）：399-406.［5］王有功，付广，刘阿男，等.源外斜坡区断裂对油气聚集与分布的控制作用研究——以松辽盆地尚家油田扶余、杨大城子油层为例［J］.地质论评，2011，57（1）：101-108.［6］赵健，罗晓容，张宝收，等.塔中地区志留系柯坪塔格组砂岩输导层量化表征及有效性评价［J］.石油学报，2011，32（6）：949-958.［7］刘宗堡，贾钧捷，赵淼，等.大型凹陷源外斜坡区油运聚成藏模式——以松辽盆地长10地区扶余油层为例［J］.岩性油气藏，2012，24（1）：64-68. 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