最新2地层特征及储层精细对比汇总
多种地层精细对比方法在梨树断陷的应用—以营城组地层精细对比为例
多种地层精细对比方法在梨树断陷的应用—以营城组地层精细对比为例朱世海;李海彬;刘小红;田军【摘要】梨树断陷为一半地堑式断陷盆地,盆地中心向四周地层横向变化大;营城组地层沉积时期扇三角洲、辫状河三角洲、滨浅湖及半深湖相沉积发育;另外该区经历多期构造运动,盆地内断层十分发育;这些都对地层精细对比带来困难.本文根据\"旋回对比、分级控制\"、\"标志层对比法\"、\"相控对比法\"、\"趋势对比法\"等在营城组地层精细对比中的应用,比较它们应用效果的优劣,总结出\"旋回对比、分级控制\"和\"标志层\"对比方法在梨树断陷地层精细对比中运用效果最好,其次为\"相控对比法\"和\"厚度趋势法\".【期刊名称】《吉林地质》【年(卷),期】2019(038)001【总页数】6页(P37-42)【关键词】梨树断陷;地层精细对比;对比方法应用;营城组【作者】朱世海;李海彬;刘小红;田军【作者单位】中石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司,河南濮阳 457000;中石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司,河南濮阳 457000;中石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司,河南濮阳 457000;中石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司,河南濮阳 457000【正文语种】中文【中图分类】P5350 引言梨树断陷（原名十屋断陷）位于松辽盆地东南隆起区，是松辽盆地断陷期持续最长、地层发育最为齐全、沉积最厚、埋深最大、有机质演化程度最高的断陷盆地[1]。
自1984年以来，梨树断陷已经过30多年的油气勘探历程，常规的油气勘探手段已经满足不了勘探的需求，目前已进入精细勘探阶段，精细勘探必须以地层精细对比做为基础[2-3]，从一种新的角度来打开勘探的新局面。
前人对梨树断陷地层特征已经进行了多次研究，主要是根据层序地层的对比方法对大组段的划分[4-5]，而小层精细对比只在个别油田内部进行过[6-7]，也仅是以砂层的横向追踪为主，对个别标志层局部进行标注，没有建立区域性的标志层。
2-1地层划分与对比
最大厚度1255m。
冲击扇
灰绿、灰紫色安山岩、安山质熔角砾
集块岩，夹紫红色泥岩、砂岩薄层。 最大厚度500m。
紫红色泥岩，黑色页岩、砂岩、粉砂岩，
浅水湖泊 河流体系
底部为凝灰质砂砾岩。最大厚度500m。 冲击扇
第 二 裂 陷 阶 段
第一裂 陷阶段
黑云角闪斜长片麻岩
盆地基底
滦平盆地充填序列及构造阶段演化图
• 等时面还可以在地震反射剖面上确定。反 射界面具有等时性，同一反射界面的反射 波有相同或相似的特征，沿横向对比追踪 出同一反射界面的反射，就是实现了等时 面的对比
2、沉积旋回的确定
沉积旋回是指在地层剖面上，相似的岩性在纵 向上有规律地重复出现的现象。
规律地重复指标:岩石的颜色、岩性、结构、构 造等
发生、发展到结束全过程的沉积。
CⅧ
CⅨ
3、三级旋回是形成油层组的基础。 CⅩ 园 部 CⅪ
CⅫ
CⅩⅢ
下
组 部 CⅩⅣ
沉积特征
层 序 样 式
沉
沉积组合
积 体
系
构 造 活 动
湖 平面 高频变化曲线 上升 下降
进总 积体 型
扇三角 洲平原
粗陡 粒坡 型
抬强 升烈
扇三角洲平原
扇三角洲
进端前缘
总 体 进 积 远端前缘 型
嫩江组五段(Kln5)：本段 上部为泥岩，中、下部为 砂泥岩互层，在大庆油田 上出露不完整。其底界定 在泥岩低电阻值处。
• 地层对比首先是标准层的对比。在剖面上 标准(志)层越多，分布越普遍，对比就越 容易进行。有的标准(志)层分布范围小， 岩性或电性不太稳定时，可以选作辅助标 准层，或作为小范围标准层。
手段：利用岩石的颜色、成分、结构、沉积构造和旋回 性等特征进行岩性分层，进而作井间地层的对比。
东营凹陷现河庄油田沙二段储层精细划分与对比
储层划分 和对 比是将研 究区 内的储油层 系剖 面根据地层 接 触关系 ， 沉积层序或旋 回和岩性 组合 等特 征 细分成 不 同级次 的 层组 ， 如含油层系 、 砂层组和小层 等 ， 并建立全 区各井 问各级层组 的等时对 比关系 ， 在研究 区范 围内实现统一分层 。 储层划分和对 比是油气储层描述最基础的工作之一。只有合 理的划分储层单元 ， 才能正确地揭示多油层储 油层系的层间关系 ， 正确地实施分层开采 的各种 措施 。只有建立正确的等时 对 比， 才 能在油 田范围内统 一层组 的划分， 搞清各级层组储层的空间变化 规律。对储层认识的精细程度 ， 首先取决于层组划分的精 细程度 。
重要 的是它的深 度比较准确 ， 并能从 不 同侧面 反映岩石 的属性 。
近几年来在 油田地层对 比 中得到 了广 泛 的应 用 和发展 ， 特别 是
各样 的测井 曲线 的综合应用 ， 结合岩 芯岩 屑资料 ， 地层对 比中 在
起着重 要作 用。
１ ３ 沉 积 旋 回 对 比法 ．
岩性特征是指 岩层的颜 色、 成分 、 构、 结 构造 等 ， 这些 都是沉 积 环 境 的 物 质 反 应 。 岩性 特 征 用 以 进 行 地 层 对 比 的 基 本 原 则 是 统一沉积环境下所 形成 的沉 积 物， 其岩 性特 征亦应 相同 ； 而不 同 沉积环境 中形成的沉积物 ， 岩性特 征不同 。 其
中图分类号 ： １ ２ ２ ２ 文献标 识 码 ： ＴＥ ２ ． ＋ Ｂ
东营 凹 陷现 河 庄 油 田沙 二 段储 层 精 细 划 分 与对 比
孙 杰ｈ ， 张世 奇 魏垂 高 孙耀庭 刘金华 ， ， ，
（． １ 中国 石油 大学 ＜ 华 东＞ ， 山东 东 营 ２７ ６ ；２ 中 国石 化 胜 利 油 田地 质录 井公 司 ， ５０１ ． 山东 东 营 ２７ １ ） ５ ０ ５
211261542_基于测井解释的延安组地层精细划分与对比＊
科技与创新┃Science and Technology&Innovation ·58·2023年第10期文章编号：2095-6835（2023）10-0058-03基于测井解释的延安组地层精细划分与对比＊杨泽1，张奔2，白雪松1（1.陕西铁路工程职业技术学院城轨工程学院，陕西渭南714000；2.中国石油集团测井有限公司地质研究院，陕西西安710000）摘要：随着国内各大油气田步入开发中后期阶段，初期的地层划分精度已然不能满足生产需求，而在含油气地层的详细描述与对比中，测井技术是最为实用且高效的一种方法。
基于层序地层学与旋回地层学理论，以鄂尔多斯盆地西缘L 区延安组为例，运用对比标志层法、沉积旋回对比法、地层等厚法、邻井追踪法等方法，结合自然电位、自然伽马、声波时差、电阻率等测井曲线特征，对该区块300多口井进行分析研究，完成了L区延安组地层精细划分与对比，阐述了测井曲线应用于地层精细划分与对比的基本原理与方法。
关键词：鄂尔多斯盆地；延安组；测井曲线；地层划分与对比中图分类号：P536文献标志码：A DOI：10.15913/ki.kjycx.2023.10.016地层划分与对比是沉积层序旋回性与储层非均质性相结合的体现，其直接影响到油田勘探开发过程中对油藏分布规律的认识。
目前，随着国内大多数油气田开发进程步入中后期阶段，地层压力下降、含水率上升、层间和层内矛盾突出、小层变化复杂、储层非均质性变强，建立油水井间有效的驱替系统并摸清储层注水见效规律已然成为开发过程中最为突出的问题之一[1-3]，而对含油层系进行细致的地层划分是油气田开发地质研究中最基础的工作。
在鄂尔多斯盆地石油勘探早期，勘探长庆油田以及延长油田时均对三叠系及侏罗系含油地层展开详细研究，并且将侏罗系下统延安组地层自下而上大致划分成延10—延1的10个油层组[4-5]。
现今这种粗略的划分已然不能满足油藏工程设计的需要，必须在原有的地层划分基础上进行精细划分。
精细油层划分对比与沉积相研究
小层划分
合理性检验
修定小层划分对比方案
单层划分模式
单层对比、编号
单砂体图
微相平面图
地层油层分层数据表 小层单层数据表
精细地层对比流程图〔新区〕
2〕已确定油组和小层划分方案的老区块
冀中已开发的老油田属于这种类型，为使研讨任务 有延续性和有利于现场消费管理，原那么上沿用前人制 定的油组、小层划分方案，包括油层、小层划分个数以 及正确的分层界限。在这种情况下，精细地层对比主要 有两项任务：一是结合新资料、新技术，在全区一致划 分对比根底上，调整不合理的层界和断点；二是运用单 层对比方法，开展单层划分对比。至于采用的任务方法 和流程。在前面已有较详细论述，在此不再反复。
a.具备一定储量规模；
b.分层系数不宜过大，减少层间干扰；
c.油组之间要有一定厚度，分布稳定的隔层，使之构成 独立的压力、油水系统，进而成为独立的开发单元；
d.顶层旋回界限清楚，内部具较类似的岩电组合特征， 有较高的划分对比精度，为小层、单层划分奠定根底。
②小层：油组单元内进一步细分，划分小层是提高单层划分 对比精度的一种手段，划分原那么有以下几点
这种类型的任务重点，是如何合理制定各级层组划分方案。 顶、底界应是旋回界限，因此具明显可分性； 小层规模要顺应单层厚度分布概率，目的有两个：一是使小层内所含砂层数最少，二是减少对厚层砂岩的劈分。
a0.m，占分布概一率的是60％利以上用，所综以小合层划录分厚井度在的10m左岩右为性宜。剖面予以判别；
③钻井分层与地质建模 对厚层砂岩需合理劈分，以坚持单砂层完好性。
单层是一独立的流体运动单元，并以其为边境条件，彼此 分隔的单层之间不会产生相互之间的串流，因此一个单层 在注采井对应时，所表现出的动态特征，是检验单层对比 能否正确的重要信息。 但应留意到有些动态分析资料的不确定性，因此需反复 “动静结合〞，综合判别，才有能够得到正确的结论。 层内RFT测压资料与周围邻井压力系数的对比，也可以较 直观判别单层之间的对应连通关系。
储层物性特征
地区层位 砂体类型 砂岩累厚 孔隙度 渗透率 伊 盟地 区西部 东 部西缘逆冲带天环北段陕北中段陕北南段渭北晋西4.3 储层物性特征争论区石炭～二叠系砂岩储层属于一套低渗、特低渗透致密型、非均质性格外强的储集层。
孔隙度一般＜1%～21%，渗透率＜0.01×10-3μm 2～561×10-3μm 2 之间，争论区南北，东西都具有很明显的差异。
不同的区块，不同的沉积相带， 储集物性差异较大(表5〕。
鄂尔多斯盆地上古生界各地区、不同沉积相带物性统计表 表5(m) 〔％〕 〔×10-3μm 2〕 下石盒子组 河道砂体 60～150 7～13 0.3～1.3 山西组 冲积扇砂体 20～80 5.5～8.0 0.1～0.6 太原组 扇三角洲砂体 40～90 6～11 0.1～0.4下石盒子组 河道砂体40～1008～20>0.6 山西组 冲积扇砂体 25～55 6～10 0.3～2.5 太原组 扇三角洲砂体 10～30 5～10 0.1～1.0 上石盒子组 湖泊三角洲砂体50～80 12～16 6.9 下石盒子组 河道砂体50～70 6～16 6.6 山西组 河道、分流河道砂体20～80 4～12 5.0 太原组 扇三角洲砂体 60～90 7～12 15.0 下石盒子组 扇三角洲砂体 50～60 5～8 0.3～2.8 山西组 近海三角洲砂体20～30 2～4 0.1～0.8 太原组 潮坪砂坝10～20 2～3 0.1～3.0 下石盒子组 河道砂体、分流河道砂体 40～80 6～11 0.3～2.0 山西组 分流河道砂体、河口砂坝 30～50 4.5～8.0 0.15～1.3 太原组 潮夕砂坪、障壁砂坝 10～20 5～10 0.25～2.0 下石盒子组 分流河道砂体、河口坝砂体 40～70 5～10 0.4～2.0 山西组 湖泊三角洲分流河道砂体25～50 4～8 0.15～0.12 太原组 三角洲前缘砂体 5～25 5～90.2～1.5 本溪组 河口坝砂体 0～10上石盒子组 浅湖三角洲砂体 30～50 4～6 0.1～0.6 下石盒子组 浅湖三角洲砂体 15～35 5～7 0.1～0.35 山西组 浅湖三角洲砂体 10～25 3～7 0.1～0.15 太原组 宾浅海障壁砂体 10～30 1.24 <0.01 下石盒子组 河道、三角洲砂体 30～70 / / 山西组 河道、三角洲砂体 30～50 //太原组 三角洲浅海砂体 10～15/ /本溪组海相三角洲、潮坪砂体4～8 6～1013.09〔据杨俊杰，2023年〕4.3.1 佳县—米脂地区：盒7孔隙度分布区间主要在6%～12%，平均8.9%， 渗透率分布区间〔0.1～0.5〕×10-3μm 2,平均0.18×10-3μm 2；盒8上部储层孔隙度分布区间4%～8%，平均6.21%，渗透率主要分布区间〔 0.1～0.2〕×10-3μm 2, 平均0.17×10-3μm 2；盒8下部砂岩储层孔隙度主要分布于 6%～10%之间，平均7.2%，渗透率主要分布区间〔0.2～0.5〕×10-3μm 2,平均0.3×10-3μm 2；山1孔隙度主要分布区间<4%～6%之间，平均4.97%，渗透率〔0.1～0.2〕×10-3μm 2,平均0.15×10-3μm 2；山2砂岩储层孔隙度主要介于4%～6%至8%～12%之间，平均6.41%，渗透率主要分布区间〔 0.2～0.5〕×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2，盒8下、山2 砂体物性好于其它层位。
储层精细地质研究进展
第28卷第2期地球科学与环境学报Vol .28No .22006年6月J ournal of Earth Scienc es an d Environ mentJun .2006[收稿日期] 2005-05-08[基金项目] 中国科学院边缘地质重点实验室基金项目(MSGL 04-3)[作者简介] 吴诗勇(1971-),男,安徽太湖人,博士研究生,从事油田开发地质学研究。
精细地质研究现状及发展趋势吴诗勇1,2,李自安1(1.中国科学院广州地球化学研究所,广东广州510640;2.中国科学院研究生院,北京100039)[摘要] 水驱采油后期,油层的含水率越来越高,然而大量的可动剩余油却滞留于地下。
要提高这部分油层的采收率,必须加强对储层微观非均质性的认识。
精细地质研究作为一种方法,在这种背景下,便得到了快速的发展和应用。
旨在对其做一个阶段性的小结,从储集层砂体几何形态、内部结构以及孔、渗空间变化特征出发,概述了精细地质研究的内容为细化开发单元、成因单元砂体的连续性和连通性描述、砂体内部建筑结构单元的划分、流动单元的研究、表外储层研究、地质建模等。
并提出了今后研究发展的主要方向。
为油田的可持续发展提供技术支持。
[关键词] 精细地质;成因单元;结构单元;流动单元;表外储层;综述[中图分类号] TE 122.2;P 618.130.2 [文献标识码] A [文章编号] 1672-6561(2006)02-0058-07Actuality and Dev elopment of Fine Ge ologyWU Shi -yo ng1,2,LI Z i -an1(1.Guangzho u Institute of G eochemistry ,Chinese Acade my of Scienc es ,Guangzhou 510640,Guangdo ng ,C hina ;2.S ch o ol Graduate ,C hine se A cademy of Science s ,Beij ing 100039,C hina )Ab s tra ct :At the later stage of w ater -driven ex ploitatio n ,so me proble ms appe ared ,o ne is the hig h w ater co ntent in the oil strata ,and the other is a gre at de al of surplus oil detained in the strata .To enhance rec overy ratio ,it is nec essary to have a better u nderstan d on the micro -hetero geneity of reserv oir .As a m easure to res olve these pro b -lem s ,the stu dy of fine geolo g y gets alo ng very well .B ased on the ge om etric fe atures of reserv oir ,structure an d the spatial variatio n of bore -se epage ,this paper carries o ut the followin g six aspects :①ac curate divisi on of ex -ploitation u nits ;②descripti on of continuity of genetic u nit ;③division of internal structure u nit of sand -b od y ;④investigatio n of flow unit of reservo ir ;⑤rese arch of outside -deli mited reserv oir ;⑥geolo gic m odelin g .At last ,thre e develo ping tren ds of fin ge olog y are put forward to afford so m e i de as for the future rese arches .S o it will of -fer so me effe ctive techn olo gies for the sustainable develop ment of oilfield .Ke y w ord s :f ine geolo gy ;genetic u nit ;structure unit ;flow unit ;o utside -delimited reserv oir ;review0 引言精细地质是储层表征的重要内容,其研究得力于石油生产的需要及相应的理论和技术的发展。
第六章储层特征与评价
㈡ 构造裂缝发育控制因素
1. 岩性因素（脆性） ⑴岩石成分：脆性由大到小：
白云岩、泥质白云岩→石灰岩、白云质灰岩→泥灰岩→盐岩 →石膏
随着泥质含量增加，岩石脆性减弱，塑性增加； 硅质含量增加，岩石脆性增加，塑性减弱。 ⑵岩石结构 质纯粒粗的碳酸盐岩脆性大，易产生裂缝。 ⑶厚度及组合
A.粗而杂, 由砂岩、砾岩、泥岩混杂堆积. B.粒度粗, 分选差, 磨园差. C.成分复杂, 物性变化大。扇中最好，扇缘泥为主，扇顶 砾为主，分选差。
5.规模大小：最大的可达几百公里，厚度几千米 6.油田实例：克拉玛依 T（三叠） 克拉玛依组油层
洪积扇 砂砾岩体
㈡ 河流砂岩体（Fluvial sandstone）
㈡ 孔隙发育控制因素
1．原生孔隙发育的控制因素 浅水、高能沉积环境，结构较粗，原生孔发育。相反
则差 2．溶蚀孔隙发育的控制因素 ⑴ 岩石溶解度
影响因素较多，岩石矿物成分不同；岩石结构构造 一般情况：石灰岩>白云岩>泥灰岩 ⑵ 地下水的溶解能力
CO2含量高者溶解能力强 ⑶地貌、气候、构造因素的影响
三、碳酸盐岩的裂缝
分选好：1—2.5； 分选中：2.5—4， 分选差： ＞4.0。
㈢ 碎屑颗粒的排列方式和磨园度 1. 排列方式
最紧密排列： Ф理＝25.9%； 中等排列： Ф理：25.9%～47.6％； 最不紧密的排列： Ф理＝47.6。 说明：排列越疏松，孔隙半径越大，连通性越好，渗 透率越大。
2. 磨园度 概念：碎屑颗粒的原始棱角被磨园的程度。 等级：圆状、次圆状、次棱角状、棱角状 一般地：磨园度越好，岩石储集物性越好。
储层地质与构造地质第一章储层基本特征
1、孔隙性：孔隙度
（4）衡量孔隙性大小→孔隙度：反映岩石中孔隙的发育程度
总孔隙度：岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样总体积之比：
t
VP Vr
100 %
Фt：总孔隙度，% Ｖp：总孔隙空间体积，cm3 Ｖr：岩样总体积，cm3
有效孔隙度：岩样中互相连通的，且在一定压差下允许流体在其
中流动的孔隙总体积(即有效孔隙体积)与岩石总体积的比值。
支撑结构
•接触胶结：颗粒间呈点接触或线接触，填隙物含量很少，分
布于颗粒相互接触的地方。可由溶液沿颗粒间细缝流动并沉淀 而成，或由原来的孔隙式胶结经地下水淋滤改造而成。颗粒支
撑结构
•镶嵌胶结：在成岩期的压固作用下，特别是压溶作用明显时，
颗粒由点接触发展为线接触、凹凸接触、缝合接触。较难将颗
粒和胶结物区分。颗粒支撑结构
•经典孔、渗关系：渗透率几何模型(毛管模型，Dullien,1973)
Ｋ：岩石渗透率，um2 Φe：岩石孔隙度，%
k
e
r2
8Fs
2
r：孔隙喉道半径平均值，um
Fs：孔隙喉道形状因子，圆筒形为2
τ2：孔隙喉道迂曲度
11
Fsτ2反映孔喉形状的复杂程度，是孔喉几何形态的函数。
三、储层的流体属性
流体饱和度：指单位孔隙体积内，油、气、水所占的体积百分数
第一章 油气储层基本特征
•第一节 储层基本特征 •第二节 储层类型 •第三节 低渗透储层
1
第一节 储层特性
一、概念
储集岩(reservoir rock)：自然界中，具有一定储集空间并能使储存
在其中的流体在一定压差下可流动的岩石。
储集层（简称储层）：由储集岩所构成的地层
水平井地质导向精细地层对比方法探讨
水平井地质导向精细地层对比方法探讨摘要：在水平井地质导向过程中，根据邻井或导眼井确定好目标靶盒的相对位置，实钻中根据随钻测量的伽马曲线或电阻率曲线与邻井、导眼井进行精细地层对比，跟踪正钻井轨迹在地层中的位置：水平井着陆前计算井底地层视倾角，预测A靶点垂深，及时优化待钻轨迹，确保轨迹顺利着陆、中靶；中靶后水平段根据随钻测井曲线与邻井、导眼井进行井间对比，与本井水平段已钻地层进行井内对比，确定轨迹在靶盒中的相对位置，并判断轨迹上、下切关系，计算井底地层视倾角，及时调整轨迹，确保轨迹在靶盒内穿行。
因此，本文论述了实钻过程中水平井地质导向精细地层对比方法，并采用曲线镜像翻转的模式对水平段钻遇地层情况进行井内对比、分析和探讨，确保轨迹在靶盒内穿行，提高水平井靶盒钻遇率。
关键词：地质导向；井间地层对比；井内地层对比；镜像翻转引言众所周知，地层对比在油气田勘探开发过程中具有非常基础、非常重要的作用。
井间地层对比是正钻井与邻井在横向对比时，确立正钻井目前所钻地层所处位置的重要手段之一。
而水平井地质导向时，因水平段过长，加之受地层倾角及断层、微幅构造的影响，导致井间地层对比的精度明显下降。
因此，本文引入了井内地层对比的方法，与地震剖面结合，来实现水平段未钻地层的提前预测，进而为井身轨迹的提前调整留出余地，减少水平段的损失。
1 水平井地质导向精细地层对比进行地层对比可应用多种方法，如在野外沿地层走向直接追索的横向追索对比法，利用岩性特征进行的岩性对比法，利用地层中所含的生物化石进行对比的生物化石对比法，利用由于古地理变化而形成的特殊沉积(如冰碛层)进行地层对比的古气候对比法，利用同位素年龄进行对比的绝对年龄对比法，利用古地磁正向和反向图像进行对比的古地磁对比法，利用井眼的测井曲线进行对比的测井曲线对比法等。
本文针对水平井地质导向过程中，采用定向随钻仪器所测的曲线进行地层对比，但因水平段过长，导致地层对比时曲线形态和精度明显下降。
2 地层特征及储层精细对比
2 地层特征及储层精细对比2.1 地层划分及对比2.1.1 地层划分依据根据收集到研究区及其邻区100口井地质录井、测井、井位和海拔资料，在对前人的岩芯观察、描述成果进行分析后，参考前人的地层对比成果，以层序地层学、沉积旋回及测井岩电关系为指导，确立以区域性标志层控制为主，利用沉积旋回，适当地考虑厚度及水下河道砂体的空间切割叠置关系的对比原则，对研究区内地层进行了划分和对比。
在地层、油层组的划分对比过程中，本文借鉴了原地矿系统及长庆油田对陕北地区三叠系地层及油层组的划分标准，并力求与延长油矿管理局其它勘探开发单位的划分标准统一。
甘谷驿油田延长组油层的划分与对比经过多次修改，现已建立了特征明显，区域上易识别对比的良好标志层，在本次工作中，重点沿用前人建立的标志层，同时建立部分辅助标志层，对唐157井区长4+5、长6油层进行了标志层厘定及油层划分对比（图2-1、表2-1、附图2-1～2-11）。
甘谷驿油田唐157井区钻遇地层自上而下依次为第四系和三叠系延长组，缺失侏罗系、白垩系地层。
其中第四系主要为浅黄色粉砂质黄土及黄土状亚砂土，与下伏地层呈不整合接触，厚度0~200m。
长1油层组及部分长2油层组剥蚀，绝大部分井完钻于长64砂岩组，唐86井井钻至长7油层组。
本次地层划分对比研究以长4+5、6油层组为重点。
2.1.1.1标志层及其特征１）张家滩页岩鄂尔多斯盆地三叠系地层对比的传统标志层为延长组第二段（T3y2）上部（长72）的黑色油页岩，即张家滩页岩。
地表剖面将其定为KT标志层，该层段在盆地南部分布稳定，厚度10~30m，电性特征具有高伽玛、高时差、自然电位平直的特点（图2-2）。
本区仅少数油井钻穿该层，厚10-15m。
表2-1 甘谷驿油田唐157井区三叠系地层及油组划分表760２）细脖子（或高阻泥岩）段鄂尔多斯盆地延长组第三段上部长（长4+5）为一套深灰、灰黑色泥岩、粉砂岩和碳质泥岩沉积，夹煤线。
底部为砂泥岩互层沉积，区域分布较为稳定。
中古生界潜山地震资料处理及解释技术
通过精细地层和储层对比分析，寻找地层展布及储层发育规律。
2、层位标定
沾北3 义古56
识特征
义古44
J3
通过层位标定确定目的层解释层位，识别地震反射和参数特征，为 构造解释和储层预测打下基础。
3、精细解释
描构造
①沾北--义东11井近东西向地震剖面
沾北3 义东111 义东11
在以上工作的基础上，开展潜山内幕的精细解释，准确落实潜山的 构造形态。
（二）分类解释模式及技术—断块型 1、精细对比 2、层位标定
断块型解释 “6步法”
找规律 识特征
3、精细解释 4、相干分析
5、分层作图 6、地震预测
描构造
查断层
寻圈闭
辨储层
1、精细对比
A
找规律
沾北2-沾北3-义东11-1-义东11地质剖面
J3
J2
J1 J3 J2 J1
义东地区沾北3-沾北9井近南北向地层对比剖面
沾北3
40
义东14
义东11
义东11
主频35Hz的三台组平均能量分布
主频15Hz的三台组平均能量分布
一、潜山潜力与难点
二、潜山针对性处理技术 三、潜山分类模式及解释技术
四、应用效果及方向
四、应用效果及方向
（一）义和庄潜山应用效果
义东高精度三维Tg构造图
义古72-斜1
济阳坳陷中生界-上古生界 油气分布图
高96井
东营西部三维-pstm2007过高96井东西向剖面
2、潜山内幕针对性处理技术
（6）潜山针对性处理效果
花古1潜山逆时深度偏移处理
滨古17 高古3
探明面积10.1km2 ，探明 含油储量455万吨，含气储 量6.95亿方。
山2储层孔隙结构特征
4.4.4 山2储层孔隙结构特征（图版501－631）山2储层岩性以岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩、石英砂岩等三类基本岩性为主，粒度以中粗粒、粗粒、巨粒及含砾粗～巨粒为主，石英砂岩具有较高的磨圆度，呈次圆状，岩屑质石英砂岩、岩屑砂岩磨圆度较低（以石英岩为主的岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩除外）。
纵向上碎屑组分差异较大，因而造成了岩性组合的巨大差别。
山2-1以岩屑砂岩为主，局部夹有薄层的石英砂岩及岩屑质石英砂岩砂岩；山2-2以石英砂岩、岩屑质石英砂岩、岩屑砂岩互层，局部层段则以岩屑质石英砂岩为主；山2-3则以石英砂岩为主，岩屑质石英砂岩次之，局部夹有岩屑砂岩（以石英岩为主的岩屑砂岩除外），在北部岩屑质石英砂岩发育（如陕203井2816～2827m）。
山2碎屑组分以石英、石英岩、燧石、片岩、千枚岩、变质砂岩、粉砂岩、云母等为主，见少量的长石，尤其是在岩屑砂岩中，最高含量可达5～7％。
根据碎屑组分对储层的影响，将碎屑颗粒分为刚性组份（包括石英、燧石、石英岩）、过渡性组份（包括长石、火成岩、高变岩、变质砂岩等）及软组分（包括千枚岩、泥板岩、云母等）。
刚性组份含量较高，储层可保存大量的粒间孔，软组分含量高，在压实作用下呈假杂基充填孔隙，减少了储层的大孔隙。
山2-1储层刚性组份相对含量一般在70％左右，一般不超过75％，而软组分含量普遍大于15％，长石含量平均最高可达4％。
山2-2储层刚性组份相对含量一般可达80～90％，在北部陕198井长石含量平均可高达6.3％，软组分含量一般在10～15％之间，局部可见软组分为主的高岩屑砂岩，软组分含量可达30～40％，如榆42-7井2806～2812m、榆22井2505～2507m等。
山2-3储层刚性组份一般在90％以上，大部分在95％以上，软组分大部分小于5％，仅有少部分在7～8％之间，岩性以石英砂岩、高石英岩屑的岩屑质石英砂岩为主。
山2-1储层填隙物以伊利石为主，次为高岭石、菱铁矿等，总含量在15％以上，陆源杂基含量高，一般可达5～10％，最高可达26％；山2-2储层以伊利石、高岭石、碳酸盐类矿物、硅质等为主，总量可达15～28％，高岭石属岩屑、杂基蚀变而成，结晶细小，陆源杂基含量变化较大，从1.1～16.9％；山2-3储层填隙物以自生的高岭石、硅质等为主，次为伊利石、碳酸盐类矿物等。
地层对比及储层课件
的资料；然后进行详尽地分析综合，在此基础上划分和对比地层。
一般的步骤为： ① 建立标准剖面；
② 选择水平对比基线；
③ 确定标准层，以标准层为基础进行地层对比； ④ 连接对比线；
⑤ 最后编制出相应的地层对比图件或表格。
6、小层（油层）划分对比 小层（油层）划分对比是关于油层的精细划分对比，分单层研究油层的岩性、 物性、含油性以及分布状况，是揭露油层形态特征的基本手段。对油层的认识程 度取决于油层对比的精度。 小层划分对比精度是划分单砂体，将每层单砂体解剖出来，并进行对比。 在现有技术条件下，开展小层（油层）划分对比中普遍应用的资料是岩芯和测 井曲线资料。这时因为岩芯和测井资料具有厘米到分米级别的分辨率，能够满 足小层划分对比的需要。
基准面上升半旋回
（3）地震、测井、地质相结合的地层对比方法
以测井曲线为主的地层划分对比在大多数情况应用于 加积地层中，效果较好。其时间地层单元与岩性地层单元相
一致。这时，反映岩性特征的测井曲线形态在横向上变化不
大，岩电特征稳定，因此，利用标准层和沉积旋回进行对比， 效果较好。 但是在区域地层对比中，由于在大范围内，沉积方式经 常发生变化，当在侧向加积形成的地层中，这种利用标准层 的平行相似对比的方法就不能使用，这时因为，侧向加积的 地层在同一时期可以形成不同的岩性，反映岩电特性的测井 曲线在横向上有很大的变化。这种情况导致地层划分对比工 作出现困难。
四川盆地寒武系龙王庙组岩相古地理特征及储层成因与分布
第25卷第期2020年6月成果专栏中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室成果海相油气地质2020年第25卷第2期表1四川盆地寒武系龙王庙组沉积相特征碎屑的填平补齐后,盆地内古地貌趋于平缓,地势总体呈西高东低,开始了清水碳酸盐沉积。
四川盆地龙王庙组以大套白云岩为主,下部石灰岩较多,中部常夹膏盐岩,上部夹少许砂泥岩,厚0~727m 。
区域上在川西广元—资阳—乐山一带地层缺失,川东、黔东地层增厚,向两侧厚度减薄,具有2种特征不同的岩性组合:①单一的碳酸盐岩组合。
主要分布在川中及其邻区,多为白云岩与石灰岩沉积。
②含膏碳酸盐岩组合。
分布在川南南部及川东地区,多为碳酸盐岩与膏岩、盐岩或膏质白云岩互层。
龙王庙组纵向上可进一步细分为上、下2段,代表2次海平面升降旋回:下旋回以通江—开江—重庆—赤水为界,东侧石灰岩发育,西侧白云岩发育,膏盐岩仅见于宁2井一带;上旋回在全盆地均发育较厚,以白云岩为主,颗粒滩发育,局部可见膏盐岩层。
川中磨溪地区发育颗粒滩和滩间泥晶白云岩岩相组合。
颗粒滩普遍白云石化,孔隙发育;旋回中部多为深灰色—黑色泥质泥晶白云岩、深灰色泥岩夹层,反映水体为较深的缺氧环境。
川东北地区下旋回以泥晶灰岩为主,上旋回主要为泥—粉晶白云岩夹颗粒白云岩,颗粒白云岩位于旋回的上部,孔隙发育。
川东南地区下旋回以泥晶灰岩、泥质泥晶灰岩为主,含有陆源物质,向上逐渐减少;上旋回以膏盐岩发育为特征,潟湖周缘发育膏云坪白云岩,夹少量颗粒白云岩,孔隙发育。
1.2龙王庙组双滩沉积相模式在露头地质调查、分区单井相分析和特征对比的基础上,建立了龙王庙组远端变陡的缓坡沉积模式,自西向东(自陆向海)依次为古陆—近岸潮坪—浅水内缓坡—开阔内缓坡/局限内缓坡—中缓坡—外缓坡及盆地沉积,各相带沉积特征见表1。
陈娅娜等:四川盆地寒武系龙王庙组岩相古地理特征及储层成因与分布龙王庙组记录了从潮湿到干旱气候的完整沉积序列,由于在万州—赤水潟湖的两侧均发育颗粒滩相带,此模式亦为龙王庙组双颗粒滩缓坡沉积模式。
第二章地层层序及特征
第二章地层层序及特征第二章地层层序及特征实习区柳江盆地地层属于华北型，除普遍缺失上奥陶统、志留系、泥盆系、下石炭统、中下三叠统、白垩系及第三系之外，其它时代地层发育较好，出露较全，各地层单位划分标志清楚，化石较丰富，地层特征具有一定的代表性。
全区范围内出露的地层有上元古界青白口系，下古生界寒武系和中下奥陶统，上古生界中上石炭统和二叠系，中生界上三叠统和侏罗系，以及新生界第四系(表1-1)。
各时代沉积地层分布占本区总面积的2/3左右，其中第四系分布最广，中生界次之，其它时代地层零星分布。
现自老而新分述如下。
第一节元古界青白口系(Qb)青白口系(Qb)在实习区包括长龙山组和景儿峪组。
形成于至今800 Ma,1000 Ma。
层型命名于北京西北约50km之青白口。
1.长龙山组Qbc该组是本区内最老的沉积地层，沉积不整合覆于上太古界绥中花岗岩之上，主要分布在盆地的东部张岩子—东部落和南部鸡冠山等地，以张岩子村西剖面最好，厚度91m。
下部为灰白色厚层状粗粒长石石英砂岩，底部含砾石，海成波痕和交错层理发育，含海绿石。
上部为紫红色、褐黑色、黄绿色页岩夹蛋青色、紫红色泥岩。
由两个砂岩—页岩韵律构成。
属典型滨海相至浅海相沉积。
2.景儿峪组Qbj景儿峪组最初命名地点在河北省蓟县城北景儿峪村，分布与长龙山组基本一致，在李庄村北出露较全，厚度38m。
本组岩性由碎屑岩、粘土岩过渡到碳酸盐沉积，具有海侵沉积特点，与长龙山组整合接触。
其分界标志层是以其底部黄褐色或带铁锈色的中细粒铁质(含海绿石)石英砂岩。
底部为黄绿色、黄褐色中—细粒含海绿石石英砂岩。
中部为紫红色、黄绿色薄层状泥岩夹钙质泥岩，水平层理发育。
上部为蛋青色中—薄层泥灰岩夹薄层紫红色泥岩，泥灰岩细腻性脆，易于辨认，是本组与上覆府君山组分界的标志。
其底部中细粒长石石英砂岩具大型浪成波痕，海相特征明显，因此本组属滨海相至浅海相沉积。
第二节下古生界Pz1本区古生界地层发育良好，与华北广大地区极为相似。
储层精细刻画与预测技术研究
储层精细刻画与预测技术研究作者：张凌达来源：《中小企业管理与科技·下旬刊》2013年第12期摘要：辽河油田是一个具有多种油品性质、多种储集类型、多套含油层系的复杂断块油田，是一个典型的“石油地质大观园”。
针对辽河地质结构复杂、破碎等特点，决定了对储层的研究技术也注定不会以一种技术包打天下，本文研究的储层精细刻画技术即以地质理论为指导，综合运用岩心、录测井、和三维地震等资料，从单砂体以及裂缝这两种储层类型出发，对其不同的表征参数进行精细刻画研究，成功指导了多个区块薄层水平井部署、岩性油气藏及兴古巨厚潜山油藏高效开发，在油田开发部署方面具有一定的借鉴及推广价值。
关键词：储层精细刻画储层预测开发部署0 引言辽河油田主体位于下辽河地区，地跨辽宁、内蒙古两省区。
辽河盆地属于华北陆台东北部的一个中、新生代盆地，按照不同构造级别可划分为35个二级构造带，83个三级构造单元，1000多个断块，油藏类型复杂多样、含油层系多、井段长，沉积体系类型多、储层岩性、储集类型多样，自上世纪六十年代投入开发，已经历了四十余年的勘探开发历程，油田开发主力区块均已进入快速递减阶段，剩余油分布零散，需要开展精细油藏描述工作，实现老油区长期稳产，储层精细刻画与预测技术的发展，将为油田开发持续注入新的活力。
1 储层精细刻画技术思路储层精细刻画技术即以地质理论为指导，综合运用岩心、录测井、和三维地震等资料，从单砂体以及裂缝这两种储层类型出发，对其不同的表征参数进行精细刻画研究，单砂体的刻画内容包括空间展布、空间形态、内部构型、大孔道识别、三维模型以及动态变化；裂缝储层刻画内容主要包括岩性特征、裂缝特征、裂缝预测以及裂缝储层综合评价（见图1）。
2 储层精细刻画与预测技术研究2.1 单砂体精细刻画技术2.1.1 井震结合，等时对比由于大多数砂岩储层目的层比较薄，地震只能追踪砂层组的顶底，内部小层无法在地震上追踪。
因此应用Landmark一致性技术，可充分实现井震联合优势，利用地震层位控制井点以外趋势，进行小层延拓，从而合理而高效获得全区的小层构造，在研究中，还应充分考虑目标区域沉积特征，结合地层厚度，以沉积旋回为基础，砂体为单元，标志层作控制，以古生物资料确定时代，结合油水分布，在原来分层认识的基础上，综合岩性、电性特征由点到线再到面逐级对比划分，利用井震结合，开展相控等时对比，建立单砂体相控等时对比模式，研究各单砂层之间的接触关系，为井网层系适应性评价，生产动态分析及剩余油细化研究提供了基础。
二叠纪地层特征
二叠纪地层特征
嘿，朋友们！今天咱来聊聊那神秘又有趣的二叠纪地层呀！
二叠纪地层，那可真是地质历史中的一个奇妙世界。
你想想看，它就像是一本超级厚的古老书籍，每一页都写满了地球的故事。
这地层里的岩石啊，那可是五花八门。
有的坚硬得像石头爷爷，稳稳地待在那里，见证着岁月的变迁；有的呢，却有着奇特的纹理和色彩，
仿佛是大自然这位艺术家随手涂鸦的杰作。
再看看那些化石，哇哦，那可都是曾经生活在二叠纪的生物留下的痕迹呀！就好像是时间老人特意给我们留下的线索，让我们去追寻那些远
古的秘密。
说不定你能找到一块有着奇怪形状的化石，然后就开始幻想
它曾经的主人有着怎样的生活呢。
二叠纪地层还隐藏着各种矿产资源呢！这就像是一个巨大的宝藏库，等待着人们去发掘。
煤炭、石油，这些可都是我们现代生活离不开的宝
贝呀！
而且，二叠纪地层的分布也很有意思哦。
它有时候会出现在高山之巅，让你在攀登的时候突然有了新的发现；有时候又会隐藏在深深的山谷之中，像是在和你玩捉迷藏。
你说，这二叠纪地层是不是特别神奇？它就像是一个充满惊喜的大礼盒，每打开一层都有不一样的收获。
我们通过研究它，能更好地了解地
球的过去，也能为我们的未来指引方向。
难道不是吗？所以呀，我们可
一定要好好珍惜和研究这神奇的二叠纪地层呀，让它为我们带来更多的
知识和惊喜！。
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2地层特征及储层精细对比2 地层特征及储层精细对比2.1 地层划分及对比2.1.1 地层划分依据根据收集到研究区及其邻区100口井地质录井、测井、井位和海拔资料，在对前人的岩芯观察、描述成果进行分析后，参考前人的地层对比成果，以层序地层学、沉积旋回及测井岩电关系为指导，确立以区域性标志层控制为主，利用沉积旋回，适当地考虑厚度及水下河道砂体的空间切割叠置关系的对比原则，对研究区内地层进行了划分和对比。
在地层、油层组的划分对比过程中，本文借鉴了原地矿系统及长庆油田对陕北地区三叠系地层及油层组的划分标准，并力求与延长油矿管理局其它勘探开发单位的划分标准统一。
甘谷驿油田延长组油层的划分与对比经过多次修改，现已建立了特征明显，区域上易识别对比的良好标志层，在本次工作中，重点沿用前人建立的标志层，同时建立部分辅助标志层，对唐157井区长4+5、长6油层进行了标志层厘定及油层划分对比（图2-1、表2-1、附图2-1～2-11）。
甘谷驿油田唐157井区钻遇地层自上而下依次为第四系和三叠系延长组，缺失侏罗系、白垩系地层。
其中第四系主要为浅黄色粉砂质黄土及黄土状亚砂土，与下伏地层呈不整合接触，厚度0~200m。
长1油层组及部分长2油层组剥蚀，绝大部分井完钻于长64砂岩组，唐86井井钻至长7油层组。
本次地层划分对比研究以长4+5、6油层组为重点。
2.1.1.1标志层及其特征１）张家滩页岩鄂尔多斯盆地三叠系地层对比的传统标志层为延长组第二段（T3y2）上部（长72）的黑色油页岩，即张家滩页岩。
地表剖面将其定为KT标志层，该层段在盆地南部分布稳定，厚度10~30m，电性特征具有高伽玛、高时差、自然电位平直的特点（图2-2）。
本区仅少数油井钻穿该层，厚10-15m。
图2-1甘谷驿油田唐157井区延长组地层综合柱状图表2-1 甘谷驿油田唐157井区三叠系地层及油组划分表仅供学习与交流，如有侵权请联系网站删除谢谢4仅供学习与交流，如有侵权请联系网站删除谢谢5２）细脖子（或高阻泥岩）段760鄂尔多斯盆地延长组第三段上部长（长4+5）为一套深灰、灰黑色泥岩、粉砂岩和碳质泥岩沉积，夹煤线。
底部为砂泥岩互层沉积，区域分布较为稳定。
电性特征为自然电位呈微小波状，自然伽玛曲线和2.5m视电阻率曲线具指状高值，俗称细脖子（或高阻泥岩）段，为三叠系延长组地层对比的区域性辅助标志层，研究区长4+5砂岩较发育，上述细脖子特征不明显。
３）薄层凝灰质泥岩（斑脱岩）延长组第三段下部（相当于长71、长64、长63）发育多层凝灰质泥岩薄层，在研究区内分布稳定，电性特征为高伽玛、高时差、低电阻（图2-3、2-740750（1）S1标志层是本区长6与长7的界线。
据张家滩黑页岩50m 左右。
由炭质页岩、砂质泥岩及斑脱岩组成，厚2～3m 。
电性特征一般是尖锋状的高自然伽玛、高声波时差，自然伽玛是全井段的最高值，一般可达1.4～1.9万脉冲/分。
（2）S2标志层由2～4层斑脱岩组成，均匀地、近等间距的分布在长64油层中。
最上面一层斑脱岩即为长64的顶界，电性特征一般是尖锋状的高自然伽玛、高声波时差，自然伽玛是全井段的最高值。
（3）S3标志层由1-2层斑脱岩组成，二者相距约4~6 m。
如果长63中上部砂岩发育，则下面一层斑脱岩不存在或电性不明显。
上面一层作为长63的顶界。
电性特征为：高伽马值，声波时差呈高的尖峰状，电阻率中-高值，自然电位接近泥岩基线，在大多数井区，上层斑脱岩自然伽马与声波时差较下层斑脱岩要高，电阻率曲线尖锋状更明显。
（4）S4标志层岩性为炭质泥岩或含碳泥岩，电性特征：由两个相伴而生的高阻尖子组成，两者相距20m，4米视电阻率达280Ω.M以上，将下部高阻尖子作为长61的顶界。
（5）S5标志层位于长4+5地层中部，岩性为薄层黑色泥岩，是长4+51与长4+52分界标志，常表现为厚度1 m左右的2-4各尖刀状声波时差、视电阻率曲线特征。
电性特征为高声波时差、高伽马值，中高电阻（图2-4）。
4202.1.1.2油层组划分对比１）长3与长4＋5分界及长4＋5内部的分界长3与长4＋5油层组的划分主要以岩性特征及厚度为依据。
长3油层组岩性为灰色泥岩与灰白色细砂岩不等厚互层，砂岩较发育，连续性较好，自然电位主要表现为箱状负异常，个别为钟状负异常，自然伽玛曲线基本与自然电位曲线同形，视电阻率曲线齿状低值夹尖峰中高阻，厚度一般在70－90 m 。
长4＋5油层组俗称“细脖子”。
该段地层厚度80－100m ，岩性主要为泥质岩、粉砂岩、和中厚层细砂岩为主。
电性上自然电位曲线大段偏正，自然伽玛相对抬高，电阻率偏低，故称之为“细脖子段”。
特别是三角洲前缘主体部位上，长2、长3、长6地层砂岩发育，长4＋5地层砂岩不发育时，长4＋5油层组的“细脖子”特点尤为突出。
当长3底砂岩不发育时，在长3的底部形成一套较厚的砂泥岩互层，其电性表现为3—5个高阻尖子组合，每两个高尖之间的距离大约5m，其最下部的高阻泥岩尖子即为长3与长4＋5的分界线，当长3底砂岩发育时，高阻尖子组390在长4＋5中部，往往存在一套高阻泥岩，其岩性为黑色泥岩、页岩、碳400质泥岩，电性特征表现为高声速、高伽玛、高电阻，电阻率整体较高，易于识别。
可以作为辅助标志层应用，编号：S5。
该辅助标志层将长4＋5分为长4＋51、长4＋52两个砂层组（图2-6）。
2）长4+5/长61界线（S４标志层）长4+5下部电测曲线可见数个相距约20－32m 的高阻尖峰，其中最下部尖峰为长4+5与长61的分界线，岩性为碳质泥岩。
电测曲线为自然电位曲线接近泥岩基线，伽马曲线呈高值，电阻率呈剑状高值。
界限之上长4+5层自然电位曲线整体相对右偏，电阻率整体左偏，呈明显的“细脖子状”。
3) 长61/长62界线长61与的长62分界是以长62顶部一层不太稳定的斑脱岩组成，横向过渡为500泥岩或粉砂质泥岩分界。
对应的电性特征为高伽马值，自然电位为泥岩基线，4) 长62/长63界线（S3标志层）700长62与长63的界线标志层为长63顶部一薄层斑脱岩（S３标志层），横向上有时过渡为泥岩与粉砂质泥岩，厚度约1~2m。
该层分布稳定，钻遇率约98%，测井曲线表现为明显的高自然伽马值，自然电位为泥岩基线，电阻率中-高值，声波时差增大（图2-3）。
5) 长63/长64界线（S2标志层）长64上部有2层薄的斑脱岩（S2标志层），二者相距约4~6m。
上层斑脱岩是长63与长64的分界线（图2-4）。
电性特征为：高伽马值，声波时差呈高的尖峰状，电阻率中-高值，自然电位接近泥岩基线，在大多数井区，上层斑脱岩自然伽马与声波时差较下层斑脱岩要高，电阻率曲线尖锋状更明显。
6) 长6/长7界线（S1标志层）由1~2层薄层斑脱岩组合而成（S1标志层），厚约2~5m，对应的电性特征为高伽马值，声波时差呈高的尖峰状，电阻率中-高值，自然电位接近泥岩基线（图2-4）。
长64内部发育数层斑脱岩，且分布稳定，钻遇率接近97%。
2.1.2主要油层组的岩性和电性特征１)长4+5油层组长4+5油层组厚度一般在80m左右。
总体岩性组合为浅灰色、灰绿色中厚层细粒长石砂岩、粉砂岩与深灰色泥岩、粉砂质泥岩及泥质粉砂岩不等厚互层。
在粉砂质泥岩和泥岩中含有较多的植物化石碎片。
与长3、长6油层组相比较，长4＋5油层组电性上自然电位曲线大段偏正，自然伽玛相对抬高，电阻率偏低，故称之为“细脖子段”。
以S5标志层将长4＋5油层组分为上下两个砂层组，各为一个由粗到细的沉积旋回。
长4＋51砂岩组厚约40m，岩性为灰黑色、灰绿色泥岩、含炭泥岩、粉砂岩与中层状细砂岩不等厚互层，总体以泥岩、粉砂岩为主。
自然电位、自然伽马为锯齿状正异常，视电阻率曲线为齿状低阻，夹有3~5个高阻尖子。
长4＋52为浅灰色、灰绿色中厚层细粒长石砂岩与深灰色、灰黑色泥岩、粉砂岩不等厚互层，该段在电性上表现为自然电位曲线齿状、指状负异常，局部箱状负异常，自然伽马曲线呈指状、箱状，视电阻率曲线齿状低值，局部中高阻。
在研究区长4＋52砂层组具有较好的油气显示。
2)长6油层组长6油层组是本区的主要含油层系，主体为一套三角洲平原—三角洲前缘沉积，地层厚度通常在130m左右。
上部岩性以灰绿色细粒长石砂岩、粉细砂岩为主，夹有灰色泥质粉砂岩及粉砂质泥岩、灰黑色泥岩。
下部由灰色长石砂岩、灰色泥质砂岩及粉砂岩不等厚互层组成，夹有多层凝灰质泥岩、泥岩，砂体变薄，泥岩中含有较多的植物化石碎片。
该层在电性上表现为自然电位曲线呈钟状高幅度负异常和指状负异常，自然伽马曲线与自然电位基本同形，视电阻率曲线齿状或尖峰状，中低阻，局部峰状高阻。
该油层组按沉积旋回和标志层可进一步划分为分为长61、长62、长63、长64四个砂岩组，其特征简述如下：（1）长61砂岩组长61为区内最主要的含油层段。
由灰白色块状中-细粒长石、灰色粉砂岩与灰色、深灰色粉砂质泥岩不等厚互层构成。
沉积厚度总体变化不大，一般在40~54m之间，平均47m。
常发育2～3套砂体，单砂层厚度4~20m，其中长61下部的厚层细砂岩，在全区大部分区域分布稳定、沉积较厚，是研究区最主要的含油层段。
长61中、上部砂体厚度变化较大。
该套砂层自然电位多表现为箱状、钟形、指状负异常，视电阻率为块状、指状中高阻。
（2）长62砂岩组长62为本区的主要含油层段之一。
主要由浅灰色、灰色、灰白色细粒长石砂岩、粉砂岩、砂质泥岩、泥岩不等厚互层构成。
沉积分布极其稳定，厚度28~38m，由2个沉积旋回组成，单砂体厚度3~10m。
长62上沉积旋回以细砂岩夹泥岩、粉砂质泥岩为主，砂体发育；是本区长62的主要含油层段。
该套砂层自然电位多表现为箱状、视电阻率曲线峰状或块状高阻，阻值大。
（3）长63砂岩组长63砂岩组岩性为灰色、深灰色、黑色泥岩、砂质泥岩与灰色长石细砂岩、粉细砂岩、粉砂岩，夹薄层斑脱岩，地层厚度26~33m，平均30m左右。
形成2个次级沉积旋回，各旋回发育差异较大。
砂层单层厚度和长61、长62比较相对较薄。
该套地层自然电位为中低幅度齿状夹指状负异常，视电阻率曲线以低阻为主，上部为峰状中高阻。
长63为区内含油层段之一，含油砂体主要为63上部砂层。
（4）长64砂岩组长64砂岩组岩性由灰色细砂岩、深灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩组成，夹数层薄层斑脱岩。
该亚组沉积厚度较稳定，为18~22 m。
该套地层自然伽马总体为较高值，自然电位均为泥岩基线，局部为低幅度齿状夹指状负异常，视电阻率曲线以低阻为主，偶见峰状高阻，在研究部分井区长64中下部发育5~10m砂层，具有油气显示。