北部灣盆地潿西南凹陷WH油田沉積相研究及甜點預(yù)測

曾曉華，陳 建，孟 迪，駱逸婷，陳之賀，彭文豐

中海石油(中國)有限公司海南分公司，海南 海口 570312

0 引言

國內(nèi)近年來新報導(dǎo)的大型巖性油氣藏主要發(fā)現(xiàn)在近岸水下扇、湖底扇、滑塌濁積扇等深水重力流砂礫巖扇體中，砂礫巖扇體油氣藏已成為中國斷陷盆地巖性油氣藏勘探的重點類型[1，2]，沉積相尤其是沉積微相研究在巖性油氣藏勘探與開發(fā)過程中發(fā)揮的作用越來越重要[1-4]。通過開展沉積相劃分，結(jié)合地震相分析和儲層反演等新技術(shù)方法，進(jìn)行儲層精細(xì)刻畫，指導(dǎo)油氣藏的開發(fā)。

WH油田為潿西南凹陷位最近幾年新勘探發(fā)現(xiàn)的油田，位于潿西南凹陷2號和3號斷層之間，僅有6口探井，主力含油層段為流沙港組一段(流一段)。流一段砂體尤其是下部油組緊臨流二段烴源巖，具有非常有利的下生上儲的油氣成藏條件，是巖性油氣藏或構(gòu)造—巖性油氣藏的有利發(fā)育區(qū)[11-13]。潿西南凹陷的沉積學(xué)研究目前還限于大區(qū)域勘探方向的沉積體系研究或針對單個油田某個層組的初步研究；自探井發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流后，尚缺乏深入的沉積微相劃分和儲層砂體精細(xì)刻畫等綜合研究工作。前期探井鉆井顯示流一段砂體厚度變化大，砂體尖滅變薄快，分布復(fù)雜，非均質(zhì)性強，砂體展布范圍不清，油田滾動勘探和后續(xù)開發(fā)工作受限。為弄清流一段沉積相特征，厘清砂體分布規(guī)律，為油田開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)，通過6口探井測井資料和2口取芯井巖相與構(gòu)造、單井相、剖面相和測井相分析，對油田流一段沉積微相進(jìn)行了研究，提出了流一段有利儲層目標(biāo)區(qū)域并指導(dǎo)了實施開發(fā)，驗證了主力油層砂體展布情況。

1 地質(zhì)概況

北部灣盆地呈北東東向展布，是在下古近系基巖基礎(chǔ)上發(fā)育起來并接受古近紀(jì)及新近紀(jì)沉積的斷陷盆地。盆地可以劃分為北部拗陷、企西隆起和南部拗陷3個次級構(gòu)造單元[14-16](圖1)。潿西南凹陷呈北東東—南西西向展布，經(jīng)歷了三次張裂和裂后沉降，古近系沉積地層主要有長流組、流沙港組和潿洲組[17，18]，研究區(qū)的主力儲層主要位于流沙港組。流沙港組自下而上為流三段、流二段和流一段。流一段為本次研究的目的層段，屬濱淺湖—半深湖環(huán)境下的緩坡型扇三角洲沉積[18，19]；流二段為大套的泥頁巖為主，為主要的烴源巖發(fā)育層段；流三段上部為厚層泥巖和薄層砂巖，下部砂體發(fā)育，是良好的儲集層[10]。WH油田位于潿西南凹陷的中南部斜坡區(qū)，處于2號和3號斷裂帶中間，含油層段主要為流沙港組一段(L1)。

圖1 北部灣潿西南凹陷WH油田位置與構(gòu)造樣式圖Fig.1 Location and tectonic style diagram of the WH oilfield in the Southwest Depression of the Beibu Gulf

流一段具有相對清晰的沉積旋回和穩(wěn)定的泥巖標(biāo)志層，從長期旋回總體來看屬于水進(jìn)體系。根據(jù)中短期旋回、巖性組合關(guān)系、油水分布、電性對比特征等將流一段劃分為L1Ⅰ—L1Ⅴ 5個油組，其中L1Ⅰ、L1Ⅲ、L1Ⅴ油組儲層最為發(fā)育，含油性好，本次重點對這3個主力油層進(jìn)行沉積微相分析和儲層預(yù)測研究。

2 沉積微相研究

對流一段鉆井巖心的巖性及組合、沉積構(gòu)造、剖面結(jié)構(gòu)以及單井測井相和巖相特征研究表明，流一段巖性粗細(xì)混雜，分選較差，主要為含礫粗砂巖、砂礫巖、含礫細(xì)砂巖、細(xì)砂巖等，反映出近物源的重力流—牽引流過渡的較快沉積特征；垂向上自下而上顯示為正韻律，見底部沖刷、頂部突變現(xiàn)象，呈現(xiàn)出突發(fā)性強水流沉積環(huán)境。研究區(qū)6井取芯段見有流水成因的交錯層理、平行層理和沙紋層理以及各種沖刷面等豐富的沉積構(gòu)造，反映了牽引流沉積物質(zhì)搬運作用方式；同時，又多發(fā)育遞變層理、塊狀層理等，說明沉積物質(zhì)經(jīng)歷了快速沉積過程；另外，滑塌變形、揉皺等構(gòu)造發(fā)育，以及與深色泥巖、頁巖的互層關(guān)系，說明流一段沉積處于較深水三角洲前緣環(huán)境。分析表明，流一段為陡傾型扇三角洲沉積，主要發(fā)育扇三角洲前緣亞相，由于斷層的活動，在局部形成陡傾，重力流沉積發(fā)育，主要包括前緣滑塌和水下碎屑流兩種重力流沉積。結(jié)合巖心記錄、測井相資料和力度概率等測試化驗數(shù)據(jù)綜合分析，進(jìn)一步識別出扇三角洲前緣水下分流河道、河口壩、席狀砂、前緣滑塌、水下碎屑流、分流間灣6種沉積微相。

2.1 水下分流河道沉積微相

巖性主要由黃褐色和淺褐色，較粗粒度的砂礫巖和中粗砂巖、不等粒砂巖組成，局部夾有團塊狀、透鏡狀褐灰色粉砂質(zhì)泥礫，縱向上多個砂體疊加切割呈正粒序型，且向上泥礫數(shù)目增多，個體變小。砂礫巖中遞變層理較發(fā)育，中粗砂巖中可見“漂浮”狀的細(xì)礫；發(fā)育平行和槽狀交錯層理，塊狀構(gòu)造，底部發(fā)育沖刷面。粒度概率曲線呈為三段式特征，包含滾動、跳躍和少量懸浮組分，分選差，反映水動力強，具牽引流和重力流特征；自然伽馬曲線(GR)形態(tài)呈箱形、鐘形或復(fù)合形(圖2a)。

(a)水下分流河道 (b)河口壩 (c)前緣席狀砂 (d)前緣滑塌 (e)近端水下碎屑流 (f)遠(yuǎn)端水下碎屑流圖2 WH油田流一段各類微相儲層特征綜合圖Fig.3 Reservoir characteristics of various sedimentary microfacies of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

2.2 河口壩沉積微相

巖性為灰褐色細(xì)砂巖，夾灰色泥巖和灰白色粉砂巖薄層，粒度呈明顯的反粒序、逆粒序或復(fù)合粒序型。發(fā)育波狀層理、板狀交錯層理、平行層理或塊狀層理，局部夾有碳質(zhì)紋層。粒度概率曲線為二段式特征，包含跳躍組分、懸浮組分，反映中等強度水流條件，同時受一定程度波浪作用影響。GR曲線形態(tài)呈漏斗形(圖2b)。

2.3 席狀砂沉積微相

席狀砂為水下分流河道末端的細(xì)粒物質(zhì)受到波浪作用改造而形成的薄層沉積物[12]。流一段席狀砂為薄層灰色粉—細(xì)砂巖與泥巖的薄互層沉積，砂巖成分成熟度高。垂向上呈現(xiàn)下粗上細(xì)的正韻律層，正韻律層底部見弱沖刷和突變接觸構(gòu)造。粒度概率曲線呈細(xì)二段式特征，跳躍組分為主。沉積物被波浪沖刷改造，粒度分選好，主要發(fā)育浪成交錯層理和波狀層理，反映較強水流與波浪作用動力環(huán)境。GR曲線形態(tài)呈漏斗形(圖2c)。

2.4 前緣滑塌沉積微相

前緣滑塌是由盆緣斷裂、沉積物負(fù)載或地形等因素而形成水下滑塌沉積[20-25]，屬重力流沉積。本區(qū)前緣滑塌沉積發(fā)育于湖相泥巖中，呈夾層出現(xiàn)，主要由灰色泥質(zhì)粉砂巖組成，局部夾有煤層和灰白色塊狀泥質(zhì)砂礫巖。薄層粉細(xì)砂巖見變形構(gòu)造，而泥巖中見水平層理，部分層段可見粗砂巖與下伏層段泥巖交叉接觸。粒度混雜，泥質(zhì)含量高，見粗砂、細(xì)礫和不規(guī)則狀泥礫，發(fā)育滑塌變形構(gòu)造(圖2d)。

2.5 水下碎屑流沉積流微相

碎屑流沉積為重力流沉積中的一種，以發(fā)育混雜塊狀構(gòu)造，為礫石、基質(zhì)的無序混雜堆積[10，20]。研究區(qū)水下碎屑流包括發(fā)育于水下分流河道的近端和遠(yuǎn)端的兩種形式，分別形成近端和遠(yuǎn)端水下碎屑流沉積。

(1)近端水下碎屑流

近端水下碎屑流于洪水期，由陸上碎屑流直接入湖形成[15]。研究區(qū)近端水下碎屑流巖性主要由泥質(zhì)含礫不等粒砂巖組成，粒度較粗，雜基支撐。多呈塊狀構(gòu)造，幾乎無粒序，有時縱向上具有由粗變細(xì)的正韻律特征，有截然的頂?shù)捉佑|面(底部沖刷面)；粒度概率曲線與濁流類似，主要呈一段式弧型特征，各類組分都有，分選和圓度很差，反映很強的水流條件，具重力流沉積特征。GR曲線形態(tài)呈齒狀箱形(圖2e)。

(2)遠(yuǎn)端水下碎屑流

由泥質(zhì)含礫砂巖和砂質(zhì)泥巖組成，處于水下分流河道末端，整體粒度細(xì)，泥質(zhì)含量高，富泥基質(zhì)支撐，大小不均的礫石、細(xì)礫、泥礫等“漂浮”在泥質(zhì)不等粒砂巖中，單層厚度一般較小，發(fā)育遞變層理和塊狀構(gòu)造，頂部見波狀層理，頂?shù)壮释蛔兘佑|。粒度概率曲線同樣與濁流類似，呈現(xiàn)弧型特征，各類組分分選較差，反映較強的水流條件，具重力流沉積特征。GR曲線形態(tài)呈齒狀箱形(圖2f)。

2.6 分流間灣沉積微相

分流間灣沉積在縱向剖面上一般位于水下分流河道之間，因水下分流河道頻繁改道和強沖刷力，河道間沉積物很容易受沖刷而變薄，或全被沖刷掉。水下分流河道之間泥巖沉積發(fā)育不穩(wěn)定，主要為水平層理或塊狀的粉砂質(zhì)泥巖，夾薄層或透鏡狀砂巖；其巖性組合的一個最重要特點是由粉砂質(zhì)巖層與泥質(zhì)巖層組成的薄互層狀，單層厚度約數(shù)厘米至數(shù)十厘米。層理中等發(fā)育，常見各種沙紋層理、不規(guī)則的水平層理。GR曲線形態(tài)多為指狀、齒狀和齒化鐘形。

3 沉積相展布及沉積模式

3.1 沉積物源方向

由砂巖巖相分布和地層對比分析認(rèn)為，研究區(qū)WH油田5井為厚層的砂礫巖分布區(qū)，1井和3井為含礫砂巖和砂巖分布區(qū)，6井主要為砂巖、含礫砂巖分布區(qū)，而2井主要為細(xì)砂、粉砂巖分布區(qū)，顯示自南而北砂巖粒級變細(xì)的特征。通過各井砂層對比及砂巖厚度和砂地比平面統(tǒng)計也顯示，流一段砂巖厚度自南部的5井、1井向北部的2井、6井、3井有減薄的特征，最厚區(qū)分布于5井區(qū)。各油組的砂巖厚度分布趨勢基本上類似，即自南而北厚度逐漸減薄。根據(jù)油組厚度變化、砂巖粒級等特征，結(jié)合神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)多屬性預(yù)測、常規(guī)反演等地震分析技術(shù)相結(jié)合的儲反演反演結(jié)果(圖3)，得出砂體自南部5井附近向北呈扇狀展布的形態(tài)可判斷流一段的沉積物源方向為自南而北。

圖3 WH油田流一段井約束波阻抗反演綜合圖Fig.3 Well constrained wave impedance inversion of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

3.2 單井相分析

根據(jù)取心段巖性、沉積構(gòu)造、沉積類型、礦物及生物構(gòu)造等特征，并結(jié)合測井相和巖性組合剖面，識別出了扇三角洲河口壩、前緣水下分流河道、前緣滑塌、水下碎屑流、前緣席狀砂、分流間灣6種沉積微相。根據(jù)各沉積微相特征，對非取心段的6口井進(jìn)行了單井相劃分，為連井剖面相劃分提供了依據(jù)。

3.3 沉積相展布及演化規(guī)律

在巖心相、測井相、地震砂體追蹤刻畫和儲層預(yù)測等研究基礎(chǔ)上，進(jìn)行單井相分析、剖面連井相和平面相分析，明確了流一段沉積相的縱向、橫向變化規(guī)律。

3.3.1 沉積相剖面展布特征

結(jié)合區(qū)域沉積背景，分別在順物源方向和垂直物源方向進(jìn)行了連井沉積微相對比，通過沉積旋回、單井沉積微相劃分、連井砂體對比、井震結(jié)合砂體追蹤和儲層反演結(jié)果對砂體展布進(jìn)行精細(xì)刻畫，厘清了WH油田各油組井間砂體連通性。

根據(jù)儲層平面和剖面預(yù)測結(jié)果以及單井微相劃分結(jié)果，進(jìn)行了連井微相剖面相分析(圖4)，分析認(rèn)為流一段早期，總體表現(xiàn)為強物源供應(yīng)時期，湖泊開始萎縮，湖水由深到淺逐漸演化。L1Ⅴ、L1Ⅲ油組儲層砂體發(fā)育，5井區(qū)發(fā)育扇三角洲平原沉積，巖性為粗礫砂巖和礫巖，砂體厚度大；遠(yuǎn)端發(fā)育緩坡陡傾的扇三角洲前緣沉積，以3井和6井區(qū)為沉積中心，分流河道砂體向北部延伸，巖性為粗砂巖、中粗砂巖和細(xì)砂巖為主，厚度較大，砂體呈條帶狀向北延伸范圍大，向東西向變薄。2井區(qū)已處于前緣邊部，發(fā)育席狀砂和前扇三角洲泥沉積。流一段晚期，至L1Ⅰ油組時，物源供給不足，發(fā)育遠(yuǎn)砂壩和席狀砂微相沉積，并伴有大量的前緣滑塌和碎屑流沉積。僅1井區(qū)發(fā)育分流河道沉積，儲層砂體發(fā)育。

圖4 WH油田流一段各井間連井微相對比圖Fig.4 Sedimentary microfacies comparison diagrams of connecting Wells of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

在縱向剖面上，L1Ⅴ到L1Ⅲ油組沉積相逐漸由扇三角洲平原、前緣亞相演化為濱淺湖亞相；到L1Ⅰ油組，沉積相演化為以河口壩、席狀砂為主的扇三角洲亞前緣—前扇三角洲前緣亞相。

3.2.2 沉積相平面展布及演化規(guī)律

受海上作業(yè)平臺空間和成本控制的制約，油田探井評價井較少，致使砂體范圍內(nèi)井點分布不均，大部分砂體無井控。本次結(jié)合屬性分析、地震相分析、儲層反演及神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)多屬性預(yù)測等分析成果結(jié)果[26-32](圖3)，采用井震結(jié)合的方法對砂體進(jìn)行精細(xì)刻畫與追蹤，刻畫沉積體邊界及連通性，明確了油田流一段3個主力含油層位L1Ⅴ、L1Ⅲ和L1Ⅰ油組沉積微平面展布特征和演化規(guī)律(圖5)。總體上，流一段早期湖盆開始萎縮，湖水逐漸變淺。在邊緣斷層控制下的流一段底部由于強物源供應(yīng)發(fā)育扇三角洲相沉積；到流一段晚期，湖盆的斷陷活動暫時停止，湖盆處于平靜期，物源供應(yīng)匱乏，以穩(wěn)定的濱淺湖沉積環(huán)境為主。位于斷層下降盤近源區(qū)的5井區(qū)，主要發(fā)育三角洲平原和前緣沉積，向北水體逐漸變深。

圖5 WH油田古近系流一段各主力油層沉積相平面圖Fig.5 Sedimentary microfacies plane graphs of main oil reservoirs of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

由巖心剖面、連井相、儲層巖性預(yù)測和沉積相平面圖(圖5)可以看出，L1Ⅴ油組砂體發(fā)育，由南向北呈扇狀展布，巖性以粗、中、細(xì)砂巖為主。扇三角洲前緣發(fā)育3個水道砂體，分別簡稱為A、B、C砂體，A砂體沿5井—3井方向延伸，巖性偏細(xì)，由南向北呈朵葉狀展布，延伸遠(yuǎn)、規(guī)模中等，為水下分流河道沉積；B砂體位于3井和6井之間，巖性偏粗，由南向北呈條帶狀展布，延伸短和規(guī)模小，為另外的一支分流河道沉積；C砂體沿1井—4井—6井方向延伸，巖性偏粗，由南向北呈朵葉狀展布，延伸最遠(yuǎn)、規(guī)模最大，為油組的主水下分流河道沉積區(qū)。而2井區(qū)的砂體欠發(fā)育，為河道間沉積(圖5a)。

L1Ⅲ油組與L1Ⅴ油組類似，除2井區(qū)砂體欠發(fā)育外，同樣發(fā)育3條分流河道砂體，呈朵扇狀由南向北展布。A砂體為5井—3井方向砂體為水下分流河道沉積，砂體呈朵葉狀展布，規(guī)模較小；B砂體3井和6井之間的砂體延伸距離遠(yuǎn)、規(guī)模大，為主河道沉積；C砂體為1井—4井—6井方向延伸的砂體呈條帶狀展布，中等規(guī)模，為另外的分流河道沉積(圖5b)。

L1Ⅰ油組砂體巖性普遍偏細(xì)，以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，1井之南和6井區(qū)為巖性略好的區(qū)域，砂體規(guī)模相對L1Ⅲ和L1Ⅴ油組小，僅發(fā)育B和C兩支砂體，砂體延伸距離短，屬扇三角洲前緣萎縮期沉積(圖5c)。

從沉積相平面圖(圖5)上看，5井區(qū)主要發(fā)育扇三角洲平原亞相，分流河道發(fā)育；3井、3井與6井之間和6井區(qū)主要發(fā)育扇三角洲前緣亞相的水下分流河道和河口壩沉積；2井區(qū)主要為扇三角洲前緣亞相的遠(yuǎn)砂壩—席狀砂和前扇三角洲泥質(zhì)粉砂沉積。

3.4 沉積模式

依據(jù)沉積微相研究結(jié)果，建立了油田流沙港組流一段緩坡陡傾條件下的扇三角洲沉積模式，流一段沉積時期，來自南面物源的扇三角洲沉積注入湖盆，但坡度緩，因斷層活動，局部形成陡傾，發(fā)育重力流沉積，在3井區(qū)和6井區(qū)所在的扇三角洲前緣及前扇三角洲至淺湖、半深湖環(huán)境發(fā)育各類前緣滑塌和水下碎屑流沉積。從半深湖至淺湖形成水下碎屑流、前緣滑塌、席狀砂、河口壩、水下分流河道的扇三角洲前緣沉積體系。底負(fù)載為泥巖和細(xì)粒沉積，上部沉積物逐漸變粗，因水體深，遠(yuǎn)端易形成以滑塌體和碎屑流為主的重力流沉積。

4 沉積相結(jié)果的應(yīng)用

4.1 甜點區(qū)域預(yù)測

通過對WH油田流一段砂體沉積微相研究，認(rèn)為流一段儲層的發(fā)育程度和物性的非均質(zhì)性是制約砂體有效成藏的關(guān)鍵。沉積微相研究結(jié)果表明，L1Ⅴ油組發(fā)育3個有利區(qū)域(圖5a)，分別位于西部3井區(qū)(A砂體)、中部3井和6井之間無井控區(qū)(B砂體)和東部6井區(qū)(C砂體)，以粗—中砂巖的水下分流河道沉積為主，為物性好的中高孔、中高滲儲層，且3井和6井測試已獲高產(chǎn)油氣流；綜合分析A和B砂體為滾動開發(fā)有利區(qū)域，無井控的中部砂體為挖潛增儲有利區(qū)域。L1Ⅲ油組也發(fā)育A、B和C砂體3個有利目標(biāo)(圖5b)，以中—細(xì)砂巖的水下分流河道沉積為主，為物性較好的中孔、中滲儲層，砂體內(nèi)物性非均質(zhì)性強，具有不同程度含油氣響應(yīng)特征，綜合分析西部3井區(qū)A砂體為L1Ⅲ油組有利目標(biāo)，中部無井控B砂體和東部C砂體次之。L1Ⅰ油組僅發(fā)育兩個小砂體(圖5c)，以低孔、低滲儲層特征的粉細(xì)砂巖為主，砂體多為5米以下的薄層，儲層預(yù)測難度大，在6井區(qū)C砂體較發(fā)育，但測井資料反映含油氣性不佳，綜合評價為較差區(qū)域。

4.2 開發(fā)實施效果

由于3井和6井測試已獲工業(yè)油流，結(jié)合沉積相研究結(jié)果，在西部3井區(qū)和東部6井區(qū)以北的下傾方向，流一段砂體發(fā)育，儲層物性好，具有較大的開發(fā)潛力。總體開發(fā)方案實施時，優(yōu)先開發(fā)儲層規(guī)模大，物性好的L1V油組。依據(jù)沉積相和目標(biāo)評價結(jié)果，首先設(shè)計A6H水平采油井，水平段從中部無井控B砂體高部位進(jìn)入后再穿至西部3井區(qū)A砂體(圖6)。實施后，A6H井水平段在中部B砂體鉆遇156 m油層，在3井區(qū)A砂體鉆遇560 m油層，中間鉆遇54 m泥巖段，證實了本次沉積相砂體刻畫和儲層預(yù)測結(jié)果可靠；根據(jù)A6H井成功實施經(jīng)驗，在3井的低部位部署A7H注水井同樣穿過東部3井區(qū)A砂體和中部B兩砂體，鉆遇水層，落實了兩砂體儲量規(guī)模；在東部6井區(qū)C砂體和中部B砂體高部位部署A8H水平采油井，水平段同樣鉆遇46 m泥巖段，證實了砂體不連通性；在低部位部署A9注水井，A9井鉆遇水層，落實了該砂體儲量規(guī)模(圖6)。開發(fā)井位的成功實施證實了L1V油組存在3個條帶狀水下分流河道砂體，高部位不連通，低部位連通，油水界面一致，儲量規(guī)模得到落實，鉆遇情況與沉積相研究結(jié)果吻合。依據(jù)L1V油組開發(fā)成功經(jīng)驗和沉積相研究結(jié)果，陸續(xù)成功實施L1Ⅲ和L1Ⅰ油組開發(fā)，整個油田經(jīng)濟效益良好。

圖6 WH油田L(fēng)1V油組砂體展布與井位開發(fā)部署圖Fig.6 Sandbody distribution of L1V oil reservoir and deployment well location diagram in WH oilfield

5 結(jié)論

(1)分析得出，流一段為濱淺湖—半深湖的緩坡陡傾型的扇三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育為水下分流河道、河口壩、席狀砂、前緣滑塌、水下碎屑流和分流間灣微相。儲層沉積特征分析認(rèn)為，早期L1Ⅴ到L1Ⅲ油組沉積相演化由分流河道為主扇三角洲平原和三角洲前緣亞相逐漸演化為三角洲前緣—淺湖、半深湖亞相；晚期L1Ⅰ油組，以遠(yuǎn)砂壩—席狀砂為主的扇三角洲前緣—前扇三角洲前緣相。

(2)沉積相砂體精細(xì)刻畫得出，在L1Ⅴ和L1Ⅲ油組分別識別出3條水下分流河道砂體，在L1Ⅰ油組識別出2條水下分流河道砂體。5井區(qū)主要發(fā)育扇三角洲平原亞相的分流河道沉積；3井區(qū)、6井區(qū)發(fā)育扇三角洲前緣亞相的水下分流河道和河口壩微相沉積；2井區(qū)為扇三角洲前緣亞相遠(yuǎn)砂壩—席狀砂和前三角洲泥質(zhì)粉砂沉積。

(3)根據(jù)沉積相研究成果，預(yù)測L1Ⅴ油組3井區(qū)、6井區(qū)砂體和L1Ⅲ油組3井區(qū)砂體為滾動開發(fā)有利區(qū)域；L1Ⅴ油組無井控的中部砂體為挖潛增儲有利區(qū)域；L1Ⅲ油組中部和東部6井區(qū)砂體次之。部署的開發(fā)井實施情況與沉積相研究結(jié)果吻合，為油田現(xiàn)階段增儲上產(chǎn)和未來滾動勘探與開發(fā)提供了指導(dǎo)依據(jù)。