熱德拜油田地質(zhì)建模研究-中文

1、熱德拜油田地質(zhì)建模研究 吐哈油田 MMG 技術(shù)支持項(xiàng)目部二一一年八月 熱德拜油田地質(zhì)建模研究吐哈油田 MMG 技術(shù)支持項(xiàng)目部二一一年八月= 要熱德拜油田地質(zhì)建模研究是是由技術(shù)開發(fā)公司承擔(dān)的 MMG 公司的技術(shù)服務(wù)項(xiàng)目，研究對(duì)象主要為熱德拜油田 13 個(gè)油層組 1588 口井。通過對(duì)油藏的構(gòu)造、儲(chǔ)層、沉積等地質(zhì)特征研究的基礎(chǔ)上、開展儲(chǔ)層建模，建立巖相、孔隙度、飽和度、滲透率模型。項(xiàng)目研究目的：熱德拜油田整體進(jìn)入中高含水開發(fā)階段，各層系間開采差異較大，油水分布關(guān)系復(fù)雜，采油速度低，亟需進(jìn)一步認(rèn)識(shí)區(qū)塊構(gòu)造地質(zhì)特征、儲(chǔ)層發(fā)育狀況及分布特征，深入研究油水分布規(guī)律，建立精細(xì)三維地質(zhì)模型，從而為優(yōu)選優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)

2、新井井位和油田合理開發(fā)提供技術(shù)保障。完成了 1367 口井的測(cè)井解釋，完成了 13 個(gè)油組 32 個(gè)小層的構(gòu)造、儲(chǔ)層、沉積、油氣水特征研究，完成了個(gè)各小層的構(gòu)造圖、沉積微相圖、砂巖等厚圖、油氣層厚度圖、孔隙度平面圖、滲透率圖的等基礎(chǔ)圖件。認(rèn)為該油藏為淺水辮狀河三角洲沉積，識(shí)別出了沼澤相、河道間微相、心灘微相、分流河道微相。其中分流河道為主要儲(chǔ)集層。 1367 , 13 32 , , , . , , 在地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上建立了巖相、孔隙度、飽和度、滲透率模型，模型直觀的再現(xiàn)了該油藏儲(chǔ)層、流體的分布特征。所建模型基本符合已有的地質(zhì)認(rèn)識(shí)，反映出了儲(chǔ)層的非均質(zhì)性 ，建立完善了儲(chǔ)層地質(zhì)知識(shí)庫，為油藏的挖潛

3、提供了堅(jiān)實(shí)的地質(zhì)基礎(chǔ)。 , . . , , 報(bào)告包含正文 98 頁，表格 30 張，圖片 89 張。 98 , 30 , 89：熱德拜油田、淺水辮狀河三角洲，構(gòu)造，儲(chǔ)層，非均質(zhì)性；開發(fā)效果 , 1 收集數(shù)據(jù)資料簡(jiǎn)介 收集了 1588 口井的基礎(chǔ)資料，所有工作是在 1588 口井資料基礎(chǔ)上進(jìn)行研究； 1588 , 1588 加載 1540 口井測(cè)井資料和油田相關(guān)圖表； 1540 建立熱德拜 petrel 工區(qū)，加載了收集的資料、解釋結(jié)果、射孔數(shù)據(jù)； , 收集了所有動(dòng)態(tài)和靜態(tài)信息、有效厚度圖、目前的生產(chǎn)狀態(tài)，加載到 DISCOVERY 中， , , , 以便為新井位置的選擇和優(yōu)先開采的動(dòng)態(tài)分析提供

4、基礎(chǔ)； 收集了儲(chǔ)量報(bào)告、開發(fā)方案報(bào)告，并翻譯其部分內(nèi)容； , 收集了 120 口井巖心描述資料； , 120 進(jìn)行巖心資料整理分析，迄今為止，共搜集到 65 口井巖心數(shù)據(jù)、5169 個(gè)樣本點(diǎn)數(shù)據(jù)。從收集的巖心數(shù)據(jù)內(nèi)容來看，收集到的巖心數(shù)據(jù)不夠全面，至今，只收集到常規(guī)巖心分析數(shù)據(jù)（包括孔隙度、滲透率、碳酸鹽含量和飽和度分析數(shù)據(jù)），以及粒度分析數(shù)據(jù)。 , , 65 , 5169 . , , 2 巖心和測(cè)井資料解釋方法及結(jié)果 2.1 巖心資料研究 2.1.1 資料收集與整理 對(duì)巖心資料進(jìn)行了收集整理，共收集到 65 口井，5169 個(gè)數(shù)據(jù)樣品點(diǎn)的巖心數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)具有以下兩大缺點(diǎn)：1、所有數(shù)據(jù)只有取心對(duì)

5、應(yīng)井段，但樣品點(diǎn)無對(duì)應(yīng)采樣深度點(diǎn)；2、多數(shù)取心井段內(nèi)樣品點(diǎn)太少，不具有代表性，不能應(yīng)用于實(shí)際研究(其中 Z2900 和 Z2898 兩口井樣品多，層位全，本次儲(chǔ)層參數(shù)研究采用兩口新井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行)。 , 65, 5159 , 2 , , 2 , , ( )從收集的巖心數(shù)據(jù)內(nèi)容來看，收集到的巖心數(shù)據(jù)不夠全面，目前只收集到常規(guī)巖心分析數(shù)據(jù)（包括孔隙度、滲透率、碳酸鹽含量和飽和度分析數(shù)據(jù)），以及粒度分析數(shù)據(jù)，其中孔隙度數(shù)據(jù)包括了 4295 個(gè)數(shù)據(jù)樣品點(diǎn)，滲透率數(shù)據(jù)包括了 2918 個(gè)數(shù)據(jù)樣品點(diǎn)，碳酸鹽巖數(shù)據(jù)一共有 2936 個(gè)數(shù)據(jù)樣品點(diǎn)。 , , ( ) 4295 , 2918 , 本次的巖心資料分析依

6、據(jù)以上收集到的數(shù)據(jù)樣品點(diǎn)進(jìn)行。 2.1.2 巖心資料分析 1 粒度分析 各油組粒度分布特征直方圖（見圖 2.1、圖 2.2），由圖中可以看出，各油組粒度分布變化明顯，從粒度變化特征分析，熱德拜油田侏羅系 I-XIV 油組表現(xiàn)出兩個(gè)向上變細(xì)的粒度變化特征，分別是 I-VII 油組（I-III 油組粒度相對(duì)較細(xì)，IV-VII 油組粒度相對(duì)變粗），VIII-XIV 油組（VIII-XI 油組粒度較細(xì)，XII-XIV 油組粒度相對(duì)變粗）。 , , , ( )II、III、VIII、IX、 X、XI 油組粒度分布特征相似，均為單峰遞減型特征，巖性較細(xì)， 粒度<0.1 的占到了總數(shù)的 70%以上，儲(chǔ)

7、層巖性以粉砂巖為主，細(xì)砂巖次之。 , IV-VII 粒度相對(duì)變大，粒度<0.1 的占總數(shù)的 60%左右，巖性相對(duì)變粗，儲(chǔ)層巖性中細(xì)砂巖含量增加，粉砂巖含量相對(duì)降低。XII-XIV 油組儲(chǔ)層粒度分布特征與 I-XI 油組變化明顯，粒度明顯增大，表明與上覆地層巖性上有變化，其中 XIII 粒度最大，粒度<0.1 的占總數(shù)的 29.1%。XII、 XIV 粒度次之， 粒度<0.1 的占總數(shù)的 40%左右。大于上覆地層，小于 XIII 油組儲(chǔ)層。表明儲(chǔ)層巖性有以粉砂巖為主轉(zhuǎn)變?yōu)橐约?xì)中砂巖為主，儲(chǔ)層巖性由細(xì)變粗。, , 29.1%圖 2.1熱德拜油田 I-X 油組粒度分布特征圖圖 2.

8、2熱德拜油田 XI-XIV 油組粒度分布特征圖2 孔隙度分析 , ,13, 19. , , , 通過對(duì)熱德拜油田侏羅系各油組孔隙度分布統(tǒng)計(jì)（見圖 2.3）：熱德拜油田侏羅系 I-XIV油組平均孔隙度分布在 13%-19.7%之間，其中 III 油組平均孔隙度最大，為 19.7%；II、VII、VI、VII 油組次之，平均孔隙度分布在 17-18%之間；而 IV、X 、XIII 油組平均孔隙度進(jìn)一步減小，分布在 16-17%之間；I、VII 油組值再度減小，值分布在 15-16%之間；IX、X、XI、XIV 油組平均孔隙度最小，均在 15%以下。圖 2.3熱德拜油田 I-XIV 油組平均孔隙度分

9、布直方圖 對(duì)各油組孔隙度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)（見圖 2.4、圖 2.5）：熱德拜油田侏羅系各油組孔隙度分布主要以單峰型和雙峰型態(tài)分布特征為主，孔隙度分布各油組變化較大，孔隙度的主要分布分區(qū)間在 10-30%之間，儲(chǔ)層類型屬于中低孔隙度儲(chǔ)層，具體分布特征如下： , III 油組孔隙度最好，分布形態(tài)特征為單峰型，孔隙度大于 20%占了總量的 56.8%，主要以中高孔儲(chǔ)層為主。 , , 20 5 , VI-VII 油組孔隙度分布區(qū)間較好，孔隙度分布區(qū)間相似，均為遞增型單峰分布特征， 孔隙度主要分布區(qū)間均在 15-30%之間，其中 VI、V 油組孔隙度相對(duì)較好，單峰分布區(qū)間為 20-30%，而 VI、VI

10、I 油組孔隙度相對(duì)變差，單峰分布區(qū)間為 15-20%；儲(chǔ)層類型均以中高孔儲(chǔ)層為主。 , , , , , ,II、VIII-XII 油組孔隙度分布形態(tài)相似，均為雙峰型，但孔隙度值分布區(qū)間進(jìn)一步減小，主要分布區(qū)間在 10-20%之間儲(chǔ)層類型以中低孔儲(chǔ)層為主。XIII 和 XIV 油組孔隙度分布形態(tài)相似，均為單峰型分布，但孔隙度值分布區(qū)間小，主要分布區(qū)間在 10-20%之間，其中 XIII 孔隙度相對(duì)較好，主要分布區(qū)間為 15-20%，儲(chǔ)層類型以中孔儲(chǔ)層為主，而 XI 主要分布在 10-15%，屬于低孔隙度儲(chǔ)層。I 油組孔隙度分布區(qū)間范圍廣而平均，分布形態(tài)為多峰型，主要分布區(qū)間在 5-30%之間，儲(chǔ)

11、層類型兼而有之。 , 圖 2.4 熱德拜油田 I-IV 油組孔隙度分布特征 圖 2.5熱德拜油田 V-XIV 油組孔隙度分布特征圖3 滲透率分析 通過對(duì)熱德拜油田侏羅系各油組滲透率分布統(tǒng)計(jì)（見圖 2.6）：熱德拜油田侏羅系 I-XIV油組平均滲透率分布差異相對(duì)較大，I-VI 油組、XI-XIII 油組平均滲透率均在 100-1000 之間（其中 XIII 油組平均滲透率值最大，為 312）；而 VII-X 油組以及 XIV 油組平均滲透率最?。ň植荚?10-100 之間，其中 IX、X 油組平均滲透率最小，均在 50 左右）。 , ,圖 2.6熱德拜油田侏羅系 I-XIV 油組平均滲透率分布

12、直方圖 對(duì)熱德拜油田侏羅系各油組滲透率進(jìn)行單獨(dú)統(tǒng)計(jì)分析（見圖 2.7、圖 2.8）：熱德拜油田侏羅系各油組滲透率分布主要以單峰型和雙峰型分布特征為主，滲透率分布各層變化較大，其分區(qū)間主要在 10-1000 之間，從分布形態(tài)進(jìn)行分析。 ,其中 I 油組滲透率分布范圍較廣，其分布形態(tài)特征為多峰型，滲透率主要分布區(qū)間在小于 1000 區(qū)間內(nèi)，主峰值分布區(qū)間為 10-100（占了總數(shù)的 34.6%），滲透率小于 1 的特低滲儲(chǔ)層也占到了總數(shù)的 23.5%，其儲(chǔ)層類型從特低滲-高滲層基本呈等量分布，與孔隙度分布特征相對(duì)應(yīng)。其中 II、IV、V、XIII 油組滲透率最好，其分布形態(tài)特征為雙峰型，滲透率主要

13、分布區(qū)間在 100-1000（占了 30%以上），滲透率在 10-100 之間的中滲層占了總數(shù)的 20% ；儲(chǔ)層類型以中高滲儲(chǔ)層為主。 , , ,II、III、VI、VII 油組次之，其分布形態(tài)特征也為雙峰型，滲透率值減小，其主要分布區(qū)在 10-100 之間（占了 40%以上），而 100-1000 高滲層占了總數(shù)的 20%；儲(chǔ)層類型以中滲層為主。XI 和 XII 油組滲透率繼續(xù)降低，其滲透率主要分布區(qū)間在 1-100 之間，而大于 100 的中高滲層僅占總數(shù)的 20%以下。VIII-X、XIV 油組滲透率較差，其分布形態(tài)為遞減的單峰型，滲透率主要分布區(qū)間在<10（占到了總數(shù)的 68%左

14、右），儲(chǔ)層類型以低滲和特低滲儲(chǔ)層為主，只有少量的中高滲儲(chǔ)層分布。圖 2.7熱德拜油田 I-VIII 油組滲透率分布圖圖 2.8熱德拜油田 IX-XIV 油組滲透率分布圖4 碳酸鹽含量分析 1)、平均碳酸鹽含量特征分析 通過對(duì)熱德拜油田侏羅系各油組碳酸鹽含量分布統(tǒng)計(jì)（見圖 2.9）：熱德拜油田侏羅系 I-XIV 油組平均碳酸鹽含量分布差異相對(duì)較小，除 I 油組平均碳酸鹽含量最大，為11.24%，高于 10%之外，II-XIV 油組平均碳酸鹽含量均小于 10%，碳酸鹽含量較低（其中IV 油組平均碳酸鹽含量為 8.7%，僅次于 I 油組），綜上分析，侏羅系儲(chǔ)層屬于低碳酸鹽含量?jī)?chǔ)層。 , , , 11

15、.24 10%, 10, , , 圖 2.9熱德拜油田 I-XIV 油組碳酸鹽含量分布圖2)、 油組碳酸鹽含量特征分析 對(duì)熱德拜油田侏羅系各油組滲透率進(jìn)行單獨(dú)統(tǒng)計(jì)分析（見圖 2.10、圖 2.11）： 各油組儲(chǔ)層碳酸鹽含量整體偏低，基本均分布在<10 的區(qū)間內(nèi)，其分布形態(tài)以多峰和雙峰形態(tài)為主；其中 I 和 IV 碳酸鹽含量較高，碳酸鹽含量>10%占總數(shù)的 35%左右，分布特征為遞增的多峰形態(tài)，而 V、VI 油組碳酸鹽也相對(duì)較高，碳酸鹽含量>10%的占總數(shù)的 20%左右。 , , , , ,圖 2.10熱德拜油田 I-IV 油組碳酸鹽含量分布圖圖 2.11熱德拜油田 V-XIV

16、 油組碳酸鹽含量分布圖2.2 測(cè)井解釋模型建立 2.2.1 測(cè)井資料整理與標(biāo)準(zhǔn)化 資料預(yù)處理包括測(cè)井曲線的編輯、整理及校深、巖心樣品的歸位，測(cè)井曲線的歸一化等工作。 2.2.2 測(cè)井解釋模型首先分析了哈方現(xiàn)有各種解釋模型，并與巖心資料和測(cè)井資料進(jìn)行對(duì)比研究，在哈方解釋模型的基礎(chǔ)上編制了較為完善的儲(chǔ)層參數(shù)測(cè)井解釋模型。 , , （1） 泥質(zhì)含量 主要選用自然電位和自然伽瑪測(cè)井曲線結(jié)合哈方的自然電位經(jīng)驗(yàn)公式進(jìn)行計(jì)算。 1）自然電位（SP）計(jì)算公式為： SP -SPminVsh =2.2-1-SPmaxSPmin2）自然伽瑪（GR）計(jì)算公式為：GR - GRminDGR =GRmax - GRmin

17、2DGR´C-1=Vsh2C-12.2-2C：常數(shù)，本區(qū)為老地層等于 23）哈方采用自然電位經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算泥質(zhì)含量，公式如下：DSPnca=2.2-3DSPmaxVSH = -0.3857a 3 +1.078a 2 -1.3085a+ 0.6162.2-4ncncnc其中：a為目的層自然電位幅度差與最大靜自然電位幅度之比。（2） 有效孔隙度1）中子伽瑪孔隙度模型 由于老井很多，所以大多數(shù)井只有中子伽瑪測(cè)井，中子伽瑪測(cè)井能夠反應(yīng)地層的物性，但是精度不高，且受氣層及泥質(zhì)的影響較大，哈方在巖心分析的基礎(chǔ)上，做了大量的工作，建立了用中子伽瑪測(cè)井曲線計(jì)算有效孔隙度的模型，我們分析后認(rèn)為，該模型理

18、論基礎(chǔ)合理，與巖心資料吻合較好，所以本次沿用該模型計(jì)算儲(chǔ)層有效孔隙度。 , , , , , , , PHIE=W-SH*0.32式中：2.2-5PHIE-有效孔隙度；W-地層含氫量sh-泥質(zhì)含量，式中認(rèn)為泥質(zhì)的含氫量等于 0.32。W 的計(jì)算方法：W=(0.40*(NGR2-NGR1)-0.15*(NRAT-NGR1)/(NGR2-NGR1)式中：2.2-6NRAT 為目的層中子伽瑪值。 NGR1 和 NGR2 分別為兩個(gè)標(biāo)志層的中子伽瑪值。標(biāo)志層 1：牛津組擴(kuò)徑泥巖段中子伽瑪值 NGR1，含氫量 W1=0.40 1 標(biāo)志層 2：J-a、J- 之間的泥巖層中子伽瑪值 NGR2：含氫量 W2=0

19、.25 2）新井有效孔隙度模型 聲波時(shí)差測(cè)井：DT - DTmaDTsh - DTmaPHIE =-* V2.2-7DT - DTshDT DTf -mafma式中：DTma：骨架聲波時(shí)差值=185us/mDTf ：流體聲波時(shí)差值=610us/mDTsh ：泥巖聲波時(shí)差值=330us/m密度測(cè)井：r ma- rr marsh-PHIE =- V´2.2-8r- rshr- rmafmaf式中：ma ：為骨架密度值=2.66g/cm3 f ：為流體密度值=1.1g/cm3sh ：為泥巖密度值=2.35g/cm3中子-密度測(cè)井：用于新井氣層有效孔隙度計(jì)算：對(duì)于氣層，采用中子-密度交會(huì)的方

20、法求取有效孔隙度，具體方法如下：氣層有效孔隙度為：( fN ) + (fD )22PHIE =2.2-92式中：fN：為中子孔隙度，fD ：為密度測(cè)井孔隙度。（3） 含水飽和度用 Archie 方程計(jì)算地層的含水飽和度 Sw：abRwSw =n2.2-10Rtf m式中：a=0.8=1m=2.0n=2.0（無巖電實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，用哈方結(jié)果）RW 取值：J-I-X 層：0.025 歐米；J-XI-XIII 層：0.020 歐米（4） 滲透率本次利用這兩口井 1300 多塊樣品，分孔隙度區(qū)間統(tǒng)計(jì)平均孔隙度和滲透率值，建立孔隙度與滲透率交會(huì)圖，得出滲透率的相關(guān)關(guān)系式，作為滲透率計(jì)算模型。 1300 , ,

21、 , 滲透率計(jì)算公式如下： J-I-X 滲透率計(jì)算模型：Perm = 0.0081e0.4693*PorJ-XI-XIII 滲透率計(jì)算模型：Perm = 0.0202e0.5059*Por2.2-112.2-12式中：Perm 為滲透率，md，Por 為孔隙度，%。2.3 儲(chǔ)層 Cutoff 值確定熱德拜油田有 140 口取心井，大多數(shù)取心井都有試油資料，結(jié)合巖心分析進(jìn)行儲(chǔ)層物性下限值及流體識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)的研究。由泥質(zhì)含量與孔隙度交會(huì)圖、孔隙度和滲透率、含水飽和度和地層電阻率交會(huì)圖等方法，得出不同層位泥質(zhì)含量、孔隙度和滲透率的 Cutoff 值及儲(chǔ)層流體識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)（表 2.1）。 140 , , ,

22、- , 表 2.1熱德拜油田儲(chǔ)層 Cutoff 值及流體解釋標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比項(xiàng)目J-I-XJ-XI-XIII2.4 儲(chǔ)層流體識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)確定 熱德拜油田 Cutoff 值及流體識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)具體數(shù)據(jù)見表 2.1。2.5 解釋結(jié)果與結(jié)果評(píng)價(jià) 圖 2.12 和圖 2.13 分別是 Z36 井和 Z2900 井巖電關(guān)系圖，從圖中可以看出，測(cè)井解釋結(jié)果與巖心分析結(jié)果吻合較好。 2.12 2.13 , 圖 2.12 Z36 井測(cè)井與巖心資料對(duì)比圖 36 圖 2.13 Z2900 井測(cè)井與巖心資料對(duì)比圖共完成了 1367 口井的測(cè)井解釋，解釋油層 97824.9 米 36558 層，平均單井鉆遇油層71.6 米 26.7

23、層，解釋氣層 40902.2 米 17264 層，平均單井鉆遇氣層 29.9 米 12.6 層。1367, , CtuoffCtuoff本次sh%4040哈方sh%4028本次Por%129哈方Por%129本次Permmd22哈方Permmd77本次RTohmm3.43.4哈方RTohmm3.43.4本次Sw%5555哈方Sw%55553 建立地質(zhì)模型 儲(chǔ)層三維建模是以地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)為基礎(chǔ)、以計(jì)算機(jī)為的石油儲(chǔ)層表征建模技術(shù)，其是對(duì)井間儲(chǔ)層進(jìn)行多學(xué)科綜合、三維定量化及可視化的。儲(chǔ)層地質(zhì)建模技術(shù)是油田開發(fā)生產(chǎn)和研究工作的基礎(chǔ)，儲(chǔ)層地質(zhì)模型是儲(chǔ)層地質(zhì)研究的和重點(diǎn)，是油藏描述的最終成果。它綜合了儲(chǔ)層地質(zhì)

24、研究的各個(gè)方面和各項(xiàng)內(nèi)容，是連接、測(cè)井、地質(zhì)、油藏各學(xué)科的橋梁和紐帶。因此，地質(zhì)模型的建立成功與否對(duì)開發(fā)戰(zhàn)略的制定、開發(fā)指標(biāo)的、開發(fā)方案的成敗起著重要的作用。 3 , , , ,本次研究中，主要應(yīng)用現(xiàn)有的井資料(測(cè)井解釋結(jié)果、巖心化驗(yàn)、試井及采油資料)，模擬井間和無井區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)參數(shù)的變化。 , ( ) 在精細(xì)對(duì)比的基礎(chǔ)上，建立地層構(gòu)造模型，采用確定性建模和隨機(jī)建模相接合的方法，建立儲(chǔ)層物性性(孔隙度模型、滲透率模型) 模型和流體分布模型。 , , ,3.1 地層精細(xì)對(duì)比 3.1.1 油層組劃分與對(duì)比 在前人工作的基礎(chǔ)上按照儲(chǔ)層細(xì)分和對(duì)比的原則及方法，劃分出合理的細(xì)分和對(duì)比單元。開展了熱德拜油

25、田地層劃分和對(duì)比工作，地層劃分與對(duì)比在原有分層數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，首先進(jìn)行了油層組的對(duì)比，在對(duì)比的過程中將前人僅對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行分層的方案改善成將連續(xù)的地層作為劃分對(duì)象的連續(xù)地層劃分方法。在前人油層組劃分的基礎(chǔ)上將侏羅系油藏劃分為 13 個(gè)油層組，從總體上看劃分對(duì)比方案基本上是合理的。 , , , 1、標(biāo)志層的選取, 在深入認(rèn)識(shí)地層旋回性的基礎(chǔ)上，結(jié)合旋回特征模式，結(jié)合研究區(qū)的地層特征，將碎屑巖剖面中的穩(wěn)定泥巖段做為標(biāo)志層，考慮標(biāo)志層對(duì)整體油藏的控制情況，確定了 3 個(gè)一級(jí)標(biāo)志層、6 個(gè)二級(jí)標(biāo)志層。 , , , , 3 1 (1) 一級(jí)標(biāo)志層：-1 油層組頂部的高阻泥巖或泥質(zhì)粉砂巖，厚 510m，巖性為泥巖、泥質(zhì)粉砂巖。電阻值較高，自然電位幅度小，底部為 -1 油層組砂巖，該標(biāo)志層全區(qū)穩(wěn)定分布，穩(wěn)定程度 90%以上，是劃分 -1 油層組頂部的標(biāo)志）。-6 油層組底部的低阻泥巖，厚 310m，巖性為灰色泥巖。電阻值幅度較低平直狀，自然電位幅度小平直狀，下部為