油田基础地质培训

地质根底培训目录前言喇嘛甸油田构造地质特点油田开发调整历程各开发阶段层系划分和井网部署油田静态工作简介及应用储层精细地质描述简介名词解释前言

喇嘛甸油田位于松辽盆地北部的大庆长垣北端，东经124°53′～125°5′，北纬46°40′～46°

50′；地势平坦，地面海拔145-152m；是受背斜构造控制的层状砂岩气顶油田，最大含油面积100Km2,石油地质储量8.1472×108t；气顶最大面积32.3Km2,天然气地质储量为99×108m3；1960年喇72井获得工业性油流。73年投入开发，目前经历6个阶段：自喷开采、注采系统调整、层系调整(一次加密)、全面转抽、二次加密、聚合物驱。喇嘛甸油田地理位置喇嘛甸油田喇嘛甸油田是一个两翼不对称的短轴背斜构造；西翼倾角12°～20°，东翼倾角4°～6°，以3°～4°向北倾没，南与萨尔图构造呈鞍状相连。构造长轴11.8Km，短轴2.86Km，长短轴之比4.12，葡一组构造闭和等高线为－875m，闭和高度92m，闭和面积27.1Km2。构造被二组大断层〔37号、51号〕分割成面积不等的南、中、北三块。一、喇嘛甸油田构造地质特点1、构造特点大庆长垣喇嘛甸油田2、喇嘛甸油田断层特征：1〕均为正断层。2〕走向相似，方向性强；北西、北北西方向。3〕断层倾角差距不大，一般为45°--60°。4〕构造西部断层多，东部少；南多北少；分区明显。5〕孤浅断点分布集中，北块多，南块少。6〕同一条断层的断距，平面上看，中间大，两边小；剖面上看，上部大，下部小。正断层的特点断层面上盘下盘断距井-1井-2井-3力力喇嘛甸油田断层分布图葡一组共发育大小断层69条4.6/SIII1+2-892.84.0/n4下380.9断距断失层位海拔深度断层资料图的数据格式2511.6/SIII3--8-785.811.5/n2上-530.45.5/n2--n1-658.918.5/n3中-475.014.0/n4上-87.55.5/So下-794.824断层编号喇嘛甸油田一般以葡Ⅰ顶面为例进行断层描述

喇嘛甸油田储层性质岩石成分：砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩主要矿物：石英、长石、碎屑颗粒胶结物：泥质为主胶结类型：接触式孔隙度：25%-27%束缚水饱和度：23.5%原始含油饱和度：73%-76%

喇嘛甸油田流体性质原油类型：石蜡基型；

地面原油粘度：21.6mPAs地下原油粘度：21.6mPAs

原油相对密度：0.864原油体积系数：1.118

压缩系数：8.2×10-4MPA凝固点：26.2°C原始油气比：48.5m3/t含蜡量23%-25%含胶质：14.35原始地层压力：11.27MPA油层饱和压力：10.7MPA气顶气甲烷含量：98.0%溶解气甲烷含量：94.6%氯离子含量：2270mg/L地层水矿化度：7150mg/L油层水类型：重碳酸钠型喇嘛甸油田目前钻遇的地层

储集层主要由细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩构成，在纵向上与泥岩呈层状交互分布。储层岩性砂岩类型为长石砂岩；砂岩胶结物以泥质为主，胶结类型以接触式胶结为主，储层孔隙类型主要为原生粒间孔隙；岩性以细砂为主。高一组高二组高三组姚家组主要油层组嫩江组一段青山口组萨一组萨二组萨三组葡一组葡二组97个小层37个砂岩组油田发育萨尔图、葡萄花和高台子三套含油层系，均为陆相砂泥岩沉积，总厚度达390m。储集层发育特征油田属于河流-三角洲相沉积，砂体分为三种不同类型，层间差异较大。

一类油层是大面积稳定分布的高渗透油层即葡Ⅰ1-2砂岩组，平均空渗1.3～1.7μm2，有效渗透率0.4～0.5μm2,孔隙度为26.7%，有效厚度大于2m的钻遇率在90%以上。喇嘛甸油田北西块葡Ⅰ21沉积相带图二类油层是大面积分布的中、低渗透性油层，包括萨Ⅱ1-3、萨Ⅲ1-3、萨Ⅲ4-7砂岩组，其空气渗透率500～900×10-3μm2，有效渗透率200～300×10-3μm2，孔隙度为26.4%，有效厚度大于2m的钻遇率在60%以上。喇嘛甸油田北东块萨Ⅲ4+5沉积相带图三类油层是条带状、透镜状分布的低渗透油层。除了上述四个砂岩组以外的33个砂岩组属于这种类型。空气渗透率一般小于500×10-3μm2，有效渗透率小于200×10-3μm2，孔隙度为25.4%,砂体零散分布。喇嘛甸油田北东块萨Ⅱ9沉积相带图

喇嘛甸油田具有统一的水动力系统，油气水纵向分布受重力分异作用制约，具有统一的油气界面和油水界面。油气界面在海拔-770m左右，油水界面在海拔-1050m左右。油气水分布状况含油高度280m气顶高度90m盖层基岩油气藏高度813m920m1208m1190m1100m稠油段油水同层二油田开发调整历程喇嘛甸油田自1973年投入开发以来，不断加深对地下油层的认识，及时准确地掌握油田动态和开展趋向，按照各个阶段的特点和存在问题，适时采取了行之有效的调整方法，使开发效果不断改善,年产1000×104t以上高产稳产14年。油田30年的开发历程，可划分为六个阶段。1.自喷开采阶段〔1973年—1980年〕开采初期千方百计搞好分层注水，不断恢复油层压力，放大压差生产，同时针对油田厚油层发育，油层多等特点，采取了选择性压裂、油井堵水等工艺措施，充分挖掘主力油层的潜力，使年产油量从1976年起始终保持在1200×104t以上，比原设计年产油800×104t的能力高出50%以上。阶段末累积产油8214.9×104t，采出程度10.08%，油田综合含水60.7%。2.层系调整阶段〔1981年—1985年〕通过调整，把原两套层系划分为三～五套,五年内共钻层系调整井1237口。调整期间，年产油量一直保持在1140×104t左右，含水上升率下降至2.1%左右。水驱动用储量增加2×108t，可采储量增加近6500×104t。阶段末累积产油13928.6×104t，采出程度17.1%，全油田综合含水为76.8%。3.全面转抽阶段〔1986年—1988年〕油田自喷井转抽油机井287口，转为电泵井267口，同时加强了葡Ⅰ4及以下差油层油井压裂改造措施工作量，平均每年压裂200口以上。这一阶段平均年产油1065×104t，阶段末油田综合含水已达84.36%,进入高含水后期开采阶段。4.注采系统调整阶段〔1989年—1992年〕在两个注采系统调整矿场试验和多项数值模拟研究成果指导下，全油田油井转注216口，使油水井数比由调前的3.23降至2.07，注水能力提高40%～50%。同时，开展了“稳油控水〞矿场试验,实施了以调整注水、产液、储采比三个结构为主要内容的“稳油控水〞系统工程。增加可采储量1600×104t提高采收率2.0个百分点左右油田自然递减率控制在8%～10%含水上升率控制在1.0%左右通过注采系统调整这一阶段平均年产油1065×104t，阶段末油田综合含水已达84.36%，进入高含水后期开采阶段。⒌二次井网加密阶段〔1992年—1995年〕首先开展了萨葡油层、高台子油层和过渡带三个二次加密调整矿场试验，1991年对全油田2400多口油水井进行了表外厚度划分，在利用大量动静态资料对各类油层动用状况和调整潜力进行深入研究的根底上，编制了二次加密调整方案。喇嘛甸油田可调砂岩厚度分布图葡二组内油水边界线葡一组内油水边界线萨三组内油水边界线萨二组内油水边界线萨二组外油水边界线断层<11.5m11.5～23m23～34.5m≥34.5m图例6-3217-287-231拉134根据可调厚度发育情况，将各地区分别划分组合为1～2套层系，采用300m行列布井，与原井网形成150×300m线状注水井网，共设计二次加密井1161口，其中油井673口，注水井488口。二次加密调整效果二次加密井投产初期单井日产油10.5t，初期综合含水41.4%。从分层动用状况看，二次加密井吸水厚度达70%以上，出油厚度接近80%。加密调整后，差油层的动用程度明显得到改善,使油田采收率提高3.2个百分点，对减缓油田产量递减，控制含水上升速度起到了重要作用。为挖掘葡I1-2厚油层剩余油潜力，从1994年在油田南块开展了聚合物驱油矿场试验的根底上，编制了喇嘛甸油田聚驱总体规划，共分为5个区块。其中北东块、南中块东部、北北块和北西块自1996年开始先后投入聚驱开发，面积50.36km2，地质储量9900×104t。聚驱产油占油田总产量的三分之一以上，在油田产量接替中起到了不可取代的重要作用。⒍主力油层聚合物驱开发阶段〔1996—〕根底井网开发一次加密调整二次加密调整注采系统调整聚合物驱开发年注水〔104m3〕年产液〔104t〕年产油〔104t〕综合含水〔%〕地质储量采出程度〔%〕3402558980332263735565405199120660.7010.08112580471879.1287.8690.3318.4924.1929.7035.43908043293.8470161326总井数〔口〕10614153244224024684喇嘛甸历年综合开采曲线104561256411099132613101263124012061143114111371138115411251070100191985880477177175774273571871168665862257451147510200400600800100012001400197319761979198219851988199119941997200020032006一次加密根底井网二次加密聚合物驱油喇嘛甸油田历年产油量构成曲线年产油(104t)油田从层系划分和井网部署上可相应划分为五个阶段基础井网层系调整注采系统调整二次加密调整葡Ⅰ1-2油层聚驱1981年1989年1997年1994年截止2007年3月，共有各类油、水、气井5378口。〔采油井2732口，注入井1952口〕三、各开发阶段的层系划分和井网部署三矿四矿二矿一矿根底井网开发层系示意图SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4PⅠ5-7PⅡGⅠ1-5GⅠ6-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢ根底井网一套井油井根底井网二套井×一套井水井二套井81年之前二套井在层系划分上，根据油层性质划分为葡I1-2油层和萨尔图+葡I4及以下油层两套开发层系。一套半井网，分别采用600m和300m井距反九点法面积注水井网。㈠开发初期〔根底井网〕一套井网为排号后只有两位数二套井网为排号后有三位数，注水井排号后第三位数为2，采油井排号后第三位数分别为1、3或0层系井网开发层系示意图“7〞SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4PⅠ5-7PⅡGⅠ1-5GⅠ6-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢ“8〞“4〞“5〞三四层系调整后各套区㈡层系调整阶段“8〞“6〞“5〞五葡Ⅰ1-2油层调整井布在原井网边井和角井的中间。葡Ⅰ4及以下层系划分为1～2套层系，都采用300m井距反九点法面积注水井网。层系调整井合计1237口。北块构造轴部划分为5套层系中块构造轴部划分为4套层系南块纯油区划分为3套层系方案设计共174口井，其中采油井169口，注水井5口。到1982年底全部投产。井号命名：排号后四位数，第四位为5三套区，南块纯油区，北中块靠近过渡带地区82～85年投产了方案设计的415口井，其中采油井311口，注水井104口。井号命名：排号后四位数，第四位为6。四套区，中块构造轴部和北块大局部地区82～85年投产了方案设计的238口井，其中采油井177口，注水井61口。井号命名：排号后四位数，第四位为7四套区或五套区，中块构造轴部和北块大局部地区82～85年投产了方案设计的319口井，其中采油井241口，注水井78口。井号命名：排号后四位数，第四位为8五套区，在北块构造轴部地区，因高I6+7及以下油层厚度大，原油性质差异也较大82～85年投产了方案设计的98口井，其中采油井70口，注水井28口。井号命名：排号后四位数，第四位为4㈢注采系统调整阶段为解决注采失衡矛盾，恢复和保持地层压力，采用了两排注水井中夹三排采油井的调整方式。1988～1992年全油田共转注油井216口，把反九点法面积注水改为局部五点法或行列注水，使全油田油水井数比由调前的3.23降至2.07。600m300m300m7-1928-1938-1929-1939-1929-2019-208-2018-207-2017-2028-2038-2029-2039-2027-2118-218-2119-2109-2119-2129-2138-2128-2137-212SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4－7PⅡGⅠ1-5GⅠ14-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢ“2”字号“1”字号油田南块“2”字号“1”字号纯油区边部及过渡带北块中块“1,3”字号五套区斜错区GⅠ6-13SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4－7PⅡGⅠ1-5GⅠ14-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢGⅠ6-13“2”字号层系井网开发层系示意图㈣二次加密调整阶段布署了1～2套井网，均采用300m行列。开采薄差层即表外储层。采油井排布油井，间注间采井排布水井。设计二次加密井1161口，其中油井673口，注水井488口。

在过渡带一、二条带部署了一套萨葡差油层加密井；纯油区边部部署了一套萨葡高差油层加密井；油田北块构造东翼萨一组和萨二组气顶边界之间以及油田中块部署了两套差油层加密井，上部油层萨尔图～高I4+5为一套；油田南块构造轴部高台子油层较发育，部署了两套差油层加密井，上部油层萨尔图～高I13为一套采取在二套井网井排上井间布井，采油井排上井间布采油井，注水井排或间注间采井排上井间布注水井，新老井构成150×300m行列注水井网。井号命名：排号后四位数，第四位数为2五点法地区在北块构造轴部气顶发育地区部署了一套高I6+7及以下差油层加密井。其中改五点法井区采用了斜行列布井方式，两排注水井夹一排采油井，注水井排井间布注水井，采油井排井间布采油井，新老井构成105×210m斜行列注水井网。北块构造东翼和中块二次加密调整两套布井区，下部高I6+7及以下差油层为一套，在4、8字号层系调整井排上井间布井，采油井排上井间布采油井，注水井排或间注间采井排上井间布注水井，新老井构成150×300m行列注水井网。南块构造轴部二次加密调整两套布井区，下部高I14及以下差油层为一套，布在6字号层系调整注水井与角井连线中点210m处，新井构成300×300m行列注水井网。井号命名：排号后四位数，第四位数为1和3喇南聚合物驱工业性矿场试验试验一区试验二区㈤主力油层三次采油阶段各注聚区块井网部署状况区块井网总井数（口）加密井完钻层位代用合采井（口）采油井注入井合计北东块212m五点法197171368葡一组71南中块东部212m五点法121100221葡一组29北北块240×300m行列13892230高Ⅰ4+572北西块212m斜行列167155322高Ⅰ4+516南中块西部212m斜行列111100211高Ⅰ4+511合计7346181352199北东块南中块东部葡I1-2油层聚合物驱300×240m行列井网萨.葡.高合采井葡Ⅰ1-2注水井葡Ⅰ1-2单采井图例设计加密采油井设计加密注入井300m384m306m240m葡Ⅰ1-2油层北东方向212m斜行列井网示意图葡Ⅰ1-2单采井图例设计加密采油井设计加密注入井212m237m237m萨.葡.高合采井葡Ⅰ1-2注水212m212m237m7-217-2028-207-206-206-216-227-228-228-217-2126-2126-2026-20217-20218-20358-21357-22156-22156-21356-20356-P20885-P20285-P21286-P21886-P2116-P20287-P2037-P20887-P20056-P20216-P20256-P21006-P2105北西块聚驱斜行列井网示意图聚合物驱开采层位示意图萨Ⅰ萨Ⅱ萨Ⅲ高Ⅰ1-5葡Ⅰ4，5-7葡Ⅱ

葡Ⅰ1-2高Ⅰ6---已投入聚驱首返萨Ⅲ4-104次上返聚驱完成两次上返后，可能下返的层系二类油层三次采油井网注聚层段划分北北块注聚层系组合结果项目层位面积(Km2)厚度（m）平均渗透率(μm2)上隔层下隔层地质储量(104t)备注砂岩有效≥1.0厚度(m)钻遇率(％)厚度(m)钻遇率(％)≥1.0合计萨Ⅲ4～1016.9612.78.37.90.2612.160.34.5678.42012.52143.5上返萨Ⅱ13～Ⅲ316.9612.88.27.70.2625.271.92.1160.31967.72119.5萨Ⅱ4～1219.4411.87.16.40.2370.951.65.1871.91872.42097.4萨Ⅱ1～319.449.086.86.40.29314.393.40.9451.61757.41859.0葡Ⅱ7～高Ⅰ58.1013.88.07.40.1663.369.02.4655.91206.11314.6下返葡Ⅰ4～葡Ⅱ612.0412.67.37.00.2224.678.43.2969.01354.41482.7二类油层剖面示意图SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4PⅠ5-7PⅡGⅠ1-5二类油层注聚层段划分结果一类油层已全面投入聚驱×二类油层组合为6套开发层系上返4套，下返2套萨Ⅲ4-10首返层段萨Ⅱ13-萨Ⅲ32(上返)萨Ⅱ4-123(上返)萨Ⅱ1-34(上返)葡Ⅱ7-高Ⅰ51(下返)葡Ⅰ4–葡Ⅱ62(下返)二类油层聚驱提高采收率按8%测算，预计增加可采储量3807.1×104t。喇嘛甸油田首返层分区块上返规划表时间（年）区块面积（km2）钻井数（口）钻井时间（年）投产时间（年）2005北北块一区8.6361200520062006北东块一区9.3432200620072008南中块东部一区5.1227200820092010北西块一区7.1315201020112011南中块西部一区7.3324201120122013北北块二区8.4355201320142014北东块二区9.04182014200152016南中块东部二区5.0222200820092018北西块二区6.9307201820192019南中块西部二区7.131520192020合计73.83276按照地面注入设备状况，逐区块进行首次上返和再次上下返。这样有效解决了年度工作量过于集中、地面设备负荷波动大、注入设备闲置时间长等问题，并能有效实现产量的平稳接替。井网部署及井号命名二是为保证二类油层聚驱效果、兼顾再次上下返，注采井全部新钻，形成一套独立五点法面积井网。三是为适应地下油水分布规律和协调与原井网的注采关系，新井均匀部署在根底井四个斜对角106m处。106m150m根底井新钻井150m五点法面积井网〔推荐方案〕一是采用150m的五点法面积井网1243

四、油田静态工作简介资料来源钻井实际井位坐标录井岩心及其描述测井数字化系列测井曲线试井试油、试气成果井位坐标：生成井位图岩心资料：油藏描述、流体分析、制定参数标准〔图版〕、开发方案编制、资源潜力规划等。测井曲线：储层参数解释、地层、油层界线划分、落实断层、含油饱和度计算、水淹层解释、储层精细地质描述等。试油试气成果：油田开发方案编制、资源潜力挖潜规划等。资料解释及其成果

测井系列演变1、60年代：13条曲线R0.25、R0.45、R2.5、R1、R4、R8底部梯度电阻率曲线，0.5m电位、声波时差、井径、人工电位、三侧向、微电极、自然电位曲线。2、80年代：12-13条曲线R0.25、R0.45、R2.5底部梯度电阻率曲线，声波时差、井径、人工电位、三侧向、微电极、自然电位、自然电流、自然伽玛曲线，有时补测介电曲线。3、90年代针对薄层：11条曲线R0.25、R0.45、R2.5底部梯度电阻率曲线，井径、微电极、自然电位、自然伽玛曲线。微球、高分辨三侧向、高分辨声波时差、补偿密度。

电测曲线在地质工作中的应用1、确定岩性及其厚度、埋藏深度；2、确定油、气、水层；3、油层界限划分、比照，砂体追溯与描述；4、构造、断层研究；5、计算油、水饱和度，进行水淹层解释。油层厚度解释利用有关测井曲线定性判断油层水淹状况1、电阻率曲线：油层水淹后，电阻率值降低，梯度电阻率曲线极大值上抬。深浅三侧向幅度差降低。2、高分辨率声波曲线：油层水淹后，储层的孔隙度及渗透率增大，曲线值增大。3、自然电位曲线：未淹储层矿化度比水淹储层的矿化度小，产生一定的电位差，引起自然电位曲线的基线偏移。一段储层局部水淹时会产生上述情况；假设层段全部淹掉后，基线不偏移，而是幅度值下降。4、自然伽玛曲线：曲线为高值时，可由放射性引起，也可以疑心由于注入水将放射性元素冲刷到砂岩中引起的，可与其它曲线综合判断水淹层。5、微电极曲线：油层水淹后，曲线幅度值降低。油层水淹层段解释结果用符号G、Z、D、W表示。DZGDD横向测井图中水淹层解释结果表示方法姚家组主要油层组

嫩江组一段青山口组萨一组萨二组萨三组葡一组葡二组高一组高二组高三组喇嘛甸油田油层层组划分

油层组砂岩组数(个)小层数(个)总厚度(m)萨一组1420～22萨二组61052～60萨三组3530～34葡一组3532～36葡二组4533～36高一组51545～50高二组93282～85高三组62164～69

合计3797358～392

喇嘛甸油田油层共划分为8个油层、37个砂岩组、97个小层喇嘛甸油田油层标准层及比照方法1、标准层〔标志层〕：指沉积稳定、分布面积广、具有特殊岩性的或特殊矿物、古生物标志的地层层段或层段组合；电测曲线具有一定的明显形态特征，易于识别。2、标准层分级：一级标准层：90%以上的井都有明显特征。二级标准层：50%以上的井都有明显特征。3、喇嘛甸油田一级标准层及其特征一级标准层：12个

萨零—萨I夹厚度：16-18m岩性：黑色泥岩，含介形虫叶肢介化石，保存不完整。电性：三个平缓突起小包。地层油层分界

萨I—萨Ⅱ夹厚度：8-10m岩性：黑色泥岩，含介形虫、叶肢介化石，下部为两薄层介形虫，泥岩或泥灰岩。电性：泥岩段低凹，下部为一锥状尖峰。最稳定的隔层4、油层比照方法：

标准层控制下的岩性相近、曲线形态相似、厚度大致相等，旋回比照，分级控制的比照方法。123456786、砂体小层号的编写油层组界线：砂岩组界线：。小层界线：.5、油层界线表现形式1〕、首先确定出砂体是否跨层2〕、自上而下依次编写3〕、“＋〞也表示本层层号4〕、“－〞表示跨层层号5〕、跨层层号自上层顶号编到下层底号。4+534+52135...1+2347810.。.特殊砂岩组界线也有与大界线〔油层组界线〕表示相同的。12注意跨层与各种界线的划法46喇嘛甸油田小层层号

五、储层精细地质描述简介1、根本内容：研究地质历史时期一定沉积环境下储层的沉积特征。主要包括砂体的岩性、物性、走向，发育的规模、厚度、分布状况，砂体的连通状况、隔层分布状况、水淹特征，为分析油田开发过程中各类储层的剩余油分布特点提供可靠的地质依据。所涉及的学科范围较广。普通地质学、沉积岩石学、地层地貌学、古生物学、构造学、测井知识、流体力学等。砂体解剖可以说是一项繁琐复杂的综合工程。2、研究方法：利用密井网条件下的系列测井曲线、岩芯资料、野外地质构造考察经验，参考现代储层描述的有关理论，对区块储层进行整体解剖；从而建立各类储层的分布模型及各种辅助模型，从宏观到微观对砂体进行逐级描述。3、总体原那么：按照旋回比照、分级控制、不同相带区别对待油层比照方法，进行砂体追踪比照，划分出沉积单元，利用模式绘图法进行勾绘沉积相带图，到达各种模型的匹配一致。4、地质模型分类：主体模型：沉积相带图辅助模型：砂岩厚度等值图、有效厚度等值图、渗透率等值图、微幅度构造等值图、油层剖面图、隔层分布图、水淹状况分布图。5、储层分级：由高到低分级：含油组合、油层组、砂岩组、小层、沉积单元、单砂层。6、沉积环境划分山区河流发源地、冲击扇区、泛滥平原、分流平原、三角洲内前缘、三角洲外前缘、湖心。山区河流发源地冲击扇区泛滥平原分流平原三角洲内前缘三角洲外前缘湖心三、油层分类及标准的制定1、沉积特征喇嘛甸油田沉积环境的划分断续河道或砂坝水下分流河道湖岸线废弃河道决口扇点坝砂心滩天然堤决口水道泛滥平原分流平原三角洲内前缘三角洲外前缘过渡状三角洲席状砂前三角洲葡Ⅰ2油层喇嘛甸油田河流--三角洲沉积体系示意图萨Ⅱ组、萨Ⅲ组、葡Ⅰ1、葡Ⅰ4-7、葡Ⅱ组萨Ⅰ组、高台子油层8、沉积相带图操作根本步骤1〕、选定研究区块2〕、建立井号库3〕、建立骨架井排剖面井号库4〕、沉积单元的划分5〕、建立区块井排剖面井号库6〕、完成沉积单元比照，界线库其中包括隔夹层数据的自动判断7〕、砂体相别库8〕、替换砂岩组界线库9〕、生成连通关系库10〕、生成井位底图，断层线11〕、合理移动剖面上的井号12〕、生成砂体有关参数数据13〕、自动绘制连通关系14〕、生成网格线15〕、自动绘制砂体相带线16〕、人机连作修改连通关系及砂体相带线17〕、充填颜色夹层分级示意图770.01210.04类夹层1类夹层3类夹层2类夹层油层沉积单元划分骨架剖面图河流--三角洲沉积的砂体微相判断方法曲线韵律的根本形态划分9、砂体连通关系类型

有三种类型。一类连通：同单元同相别砂体二类连通：不同相别砂体三类连通：不同时期河道砂体同单元同相别砂体之间的连通关系砂体一类连通不同相别砂体之间连通关系砂体二类连通砂体三类连通不同时期河道砂体之间的连通关系砂体纵向接触关系示意图处于泛滥分流平原，大面积的河道砂体，内部有零星的小型河间沉积物，心滩，顶部的废弃河道充填沉积少而薄，规模小，呈土豆状，豆荚状零散分布，砂体厚度大，渗透率高。辫状河砂体喇嘛甸油田北西块葡Ⅰ21沉积相带图处于上分流平原，砂体规模比较大，复合曲流河带宽5-10Km，单一曲流河宽度在1000-2500m，砂体为带状，厚度在4-7m，渗透率很高。曲流河砂体喇嘛甸油田北东块葡Ⅰ21沉积相带图处于上分流平原，河流规模略小于曲流河，砂体规模也相对小些，单一曲流带砂体宽度在1000-1500m左右，其它特征与曲流河相似。

高弯曲分流河道砂体喇嘛甸油田北东块萨Ⅱ2+32沉积相带图处于下分流平原，发育为较窄的条带状河道砂体，宽度在500-1000m，常呈离散条带状分布，厚度分布的变化较小，但能见到厚坨状砂体交错分布的现象，该类砂体的渗透率降低，但具有方向性。低弯曲分流河道砂体喇嘛甸油田北西块高Ⅰ4+5沉积相带图主要包括三角洲分流平原下游湖岸线附近窄小的顺直型分流河道砂体，以及三角洲内前缘断续分布的水下分流河道砂体。这类砂体全部为窄条状或断续的豆荚状，砂体宽度小于300-500m，宽厚比小于60-100，渗透率的方向性明显。顺直型分流河道砂体喇嘛甸油田北东块萨Ⅱ7+8沉积相带图枝状三角洲内前缘砂体主要由树枝状水下分流河道砂组成，其形态呈豆荚状或条带状断续分布，之间由条带状薄层砂连接，广阔的分流间地区为泥质岩所充填。

枝状三角洲内前缘砂体三角洲内前缘砂体在其刚进入内前缘亚相就出现了大面积发育良好的席状砂，其中散布着许多形态不规那么的厚砂坨，这些砂体占据了内前缘的绝大局部面积〔>70%〕，其余为少量零散分布的表外砂所充填，尖灭区较少。坨状三角洲内前缘砂体喇嘛甸油田北东块高I18沉积相带图这类三角洲的特点介于枝状和坨状三角洲之间，在内前缘水下分流河道砂体间大面积分布着表外储层，由泥质所充填的面积显著变小，此外，表内席状砂的面积