沉积相讲义2.docx

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沉积相讲义2

沉积相带图在油田开发中的应用

一、储层地质研究发展的几个阶段

大庆油田开发初期，一直认为萨葡高油层都是湖相沉积的。

随着开发时间的延长和研究工作的深入，发现了越来越多与湖相沉积相矛盾的情况。

如：

注入水不是向生产井排均匀推进，而是沿着某些“条带”迅速突进，具有明显的方向性；在注水井排上排液，试图使注入水形成一个连续的水线，再向生产井排齐头并进，但结果很不理想，许多排液井虽距注水井很近，却迟迟不见水，而有些距注水井排很远的生产井很早就见水了，而且含水上升很快；相距很近的两口生产井之间出油、见水情况都有很大差异；厚油层初见水时总是底部小段首先水淹；不同小层之间常常互相窜通。

这些现象与侧向上均匀渐变、稳定成层沉积的湖相砂体是十分矛盾的，引起人们对这些砂体的成因发生怀疑。

通过运用沉积相理论对萨葡高油层的成因类型进行了深入的探讨，确认大庆油田萨、葡、高油层是松辽湖盆北部的一套大型河流---三角洲沉积物。

河流--三角洲沉积物虽然具有一定的成层性，但比起单存的湖相沉积要复杂得多。

它既具有河流、分流形成的不稳定条带状砂体，又具有湖浪作用下形成的稳定成层的席状砂，它们在形成环境、旋回性质、加积方式、分布特征、几何形态以及砂体间接触关系上都有很大的差异，不能一概而论、简单地采用同一种研究方法，只能具体问题具体分析，对不同环境形成的油层采取不同的对比方法和适当的表现形式，才能正确地描述油层，加强对油层的认识。

萨中地区储层地质研究工作，从最初基于湖相理论的油砂体图到目前基于河流-三角洲沉积理论的细分沉积相带图，不论是理论研究还是实际应用都有较大飞跃，经历了三个阶段：

第一阶段：

（1962-1971）

主要采用“机械劈分”的方法来划分油砂体，即将每口井的萨葡油层都划分为五个油层组、15个砂岩组、44个小层，对于纵跨几个小层层位的厚油层，则按厚度比例机械地进行劈分，其平面的表示方法则是作包括有效渗透率、有效厚度等值线的“小层平面图”。

第二阶段：

（1971-1973）

提出了纵向上少分和考虑自然组合形态的原则，将几个单元合并为一个单元，即所谓“笼统合并”阶段。

其平面的表示方法则是作包括有效渗透率等值线和油层剖面的“油砂体图”。

第三阶段：

（1974以后）

七十-八十年代是按“时间单元”作的“砂体形态剖面图”和“沉积相带图”。

是以横向测井解释资料为依据，以砂岩组为单位描绘三条曲线（微电极、2.5米视电阻率、自然电位），绘制砂体剖面图。

根据砂体图确定各井点沉积单元相别标在沉积相带图上，并勾绘出相带线。

九十年代采用平面细分沉积微相，纵向细分沉积单元，预测性勾绘沉积相带图。

九十年代后期在成因单元细分基础上，对PI组主力油层采用平面上细分流动单元，绘制流动单元分布图。

单元沉积相带图中，原处在主河道砂体，水下分流河道砂体上的一种微相，在流动单元分布图上可划分出三种流动单元A，B，C。

流动单元的划分保留了油藏结构和油藏参数变化的复杂性，使油藏描述更为详细。

二、河流-三角洲沉积油层对比方法与湖相对比方法的区别

河流-三角洲沉积油层对比方法是采用“旋回对比，分级控制，不同相带，区别对待”的单油层对比方法。

原则是：

以标准层控制下的“旋回对比，分级控制”的方法为前提，划分对比油层组和砂岩组。

在砂岩组内部，根据河流--三角洲不同相带砂体发育的不同模式，分别采取相应的方法划分对比沉积单元。

1、三角洲外前缘相、稳定的湖湾沉积和滨外坝沉积，仍然采用湖相对比方法。

即在标准层的控制下，按照岩性相近，电测曲线形态相似，厚度大致相等的原则进行对比。

2、泛滥--分流平原相采用河流相不等厚对比方法。

3、三角洲内前缘相采用过渡相对比方法。

对大面积分布的席状砂，采用湖相对比方法；对散乱分布的不稳定水下分流河道砂，采用河流相不等厚对比方法。

在实际工作中，要详细掌握各砂岩组的沉积环境，以便选择相应的对比方法。

湖相对比方法：

即在标准层的控制下，按照岩性相近，电测曲线形态相似，厚度大致相等的原则进行对比。

它只适用于三角洲外前缘相和三角洲内前缘相大面积分布的席状砂体，因此河流-三角洲沉积油层对比方法对油层的沉积成因，旋回特征，砂体分布组合模式与连通状况的描述更确切更近于本质，能够有效地指导油水运动规律和剩余油分布特征的认识，为油田开发提供更可靠的依据,与湖相对比具有以下优点：

（一）更符合河流-三角洲的沉积特点

河流-三角洲沉积是一套比较复杂的沉积物，以河流作用为主的相带与以波浪作用为主的相带在一系列沉积特征上都有很大区别。

原湖相对比方法把适用于稳定成层沉积的对比方法笼统用于整个河流-三角洲沉积物中，显然是不合适的，也必然要出现一系列的问题。

“旋回对比，分级控制，不同相带，区别对待”的油层对比方法，正是采用相应的具体对比方法，解决了湖相对比中所出现的一系列矛盾，使油层对比工作更加符合河流-三角洲的沉积特点。

（二）对厚油层的劈分比较合理

原湖相对比方法是以侧向上均匀、稳定成层的湖相沉积模式为理论依据的，它对于典型湖相沉积是适用的。

在这一方法中，对于不稳定厚层河道砂岩则是以小层在砂岩组中的厚度比例为主要依据来划分对比的，实际上是厚度比或近于等厚对比，必然出现许多不合理的硬性劈分、合层现象。

如：

把小层界线划在一个独立完整的一次河流旋回层间，或划于迭加砂岩中无任何界线显示处，把一个完整的沉积层划归两个沉积单元，或把两个沉积单元的不同部分和为一个小层，这实际上已不是旋回对比了。

在河流-三角洲沉积“旋回对比，分级控制，不同相带，区别对待”的油层对比方法中，按照河流的切割充填或沉积特点，把厚油层划分为四种基本类型（独立型河道砂岩、深切独立型河道砂岩、迭加型厚砂岩、切迭型厚砂岩），并按照它们的各自特点，采用不等厚对比方法，充分利用曲线上各种自然可分性显示，参考厚度演化趋势、层位对应、相组合的合理性，把单元界线划在曲线上显示最明显处，尽量保持河流沉积原始旋回层的完整性，从而使单元划分得更加自然、合理，对厚油层的划分更加得当。

（三）对厚油层可分性认识显著增加

两种对比方法在原则上都要求把沉积单元划分到单砂层。

湖相对比方法以稳定泥岩的存在为小层划分的标准，采用水平等厚对比的方法去追朔夹层，使小层划分过粗，对厚油层的认识和层内挖潜工作是十分不利的。

采用河流相对比方法，考虑到注水开发中的相对封隔性和测井曲线上的实际可分性，以及对厚油层细分挖潜工作的需要，把厚油层内部细分为I、II、III类夹层。

I类夹层：

上部单元迭加于下部单元的顶层亚相之上,两单元之间有稳定的泥质薄夹层（图1）。

II类夹层：

上部单元切割下部单元的顶层亚相，两个单元之间没有泥质夹层，但尚存岩性变差段（图2）。

III类夹层：

上部单元切入下部单元的底层亚相，两个单元串通为

一个单元（图3）。

图1图2

图3

对比中又是按照河流切割的自然起伏界线去追朔夹层的分布状况，有利于厚油层内部调整挖潜。

（四）沉积单元划分更加灵活

依据河流或分流的沉积特点，各开发区块不一定要统一划分沉积单元，可按照开发区块的河流体系的特点分区划分沉积单元。

河流-三角洲沉积油层对比方法中，把原萨葡油层44个小层按各开发区块细分为55-58个小层，有利于细分挖潜工作。

（五）砂体间连通关系的确定更加确切

在小层对比中砂体间连通关系的确定比较简单，即层位对应就连通，刚刚搭边的层也算连通，层位对应不上就不连通，不同小层的砂体不能连通。

在河流-三角洲沉积的对比方法中，根据砂体的类型，沉积环境和沉积模式不同，分别采用不同的方法来确定砂体的连通状况。

Ⅰ类连通：

层位相互对应的同单元、同亚相砂体的连通

Ⅱ类连通：

层位相互对应、不同河道砂体间的连通。

Ⅲ类连通：

层位相互对应、同单元或不同单元、不同亚相间的连通。

由于河流的强烈切割作用，砂体间的连通状况打破了单元界线，不同单元的砂体可以直接相连。

（六）沉积亚相（微相）易于识别

判断沉积亚相的关键是确定古湖岸线。

湖岸线确定后，其上方即为泛滥平原相、三角洲分流平原相；其下方即为三角洲内、外前缘相及前三角洲相。

在各大相内,可依据测井曲线形态区分各种微相（见附图1-5）。

湖岸线上方：

河道砂：

辫状河砂体、曲流点坝砂体、高弯曲分流砂体、低弯曲分流砂体。

非河道砂体（河间薄层砂）:

天然堤、决口扇、河漫滩、河道充填等砂体。

湖岸线下方：

河道砂：

河口砂坝、水下分流砂体等。

非河道砂体：

内、外前缘席状砂、滨外坝等。

由于各地质历史时期，湖岸线频繁变化，造成各时期沉积单元砂体展布形态不一。

在各沉积单元中确定了湖岸线位置，也就确定了各单元沉积类型，平面上易于识别各种沉积微相。

（七）图幅表示方法直观准确

按照河流-三角洲沉积油层对比方法编绘的沉积相带图，能够勾绘出各种亚相的几何形态、分布规律、延伸方向和相变关系等，使图幅的表现形式具有立体感。

同时相带图中各种亚相的确定即考虑了砂层的旋回性、砂岩发育程度，又考虑了砂层的物性特征，因此具有综合的表现能力。

三、萨中地区萨葡高油层沉积模型

（一）主力油层精细地质模型：

1、砂质辫状河道砂体模型

以萨中地区西部PI3（PI23）单元为典型，代表大型低弯曲砂质辨状河道沉积，砂体规模大，河道砂井点占钻遇井点的90%以上，曲线形态以块状均质比例较大顶界较平，底界凹凸不平可见明显的下切PI4单元现象，使PI4单元水淹较重。

平面上可见明显的南北向条带状深切带，显示出原始河流的基本特征和水流方向。

辫状河沉积的主要砂体是心滩，沉积方式以垂向加积为主，由于河道宽而浅，侧向迁移十分快，其内部不易沉积和保存泥质夹层，又由于辫状河变化快，冲刷与河道废弃十分频繁，所以，在河道废弃时也可充填一些悬移质，废弃充填的泥质夹层侧向分布不会超出一个河道宽度。

辫状河砂体一是以大面积、连片分布的高渗透厚油层沉积为主，下切深，水流易沿深切带推进，使河道边部形成剩余油富集区，二是厚油层以多段多韵律

沉积为主，内部夹层可起到控制分段水淹及扩大水洗厚度的作用，使每个韵律的顶部存在剩余油。

应采取层内挖潜方法，射开厚油层顶部。

萨中西区PI3单元沉积相带图

2、曲流河砂体模型

以北一区断东PI22单元及北一区断西PI21单元为典型，分别代表大型曲流河沉积。

砂体规模及复合曲流带宽度同样比较宽大，河道砂钻遇的井点数为80.%以上，内部有许多向内弯曲的废弃河道沉积，废弃河道数量占总井数的20%左右，规模相当可观。

由于河道的废弃，在点坝层序上半部形成侧积夹层，在局部可起到侧向渗透遮挡作用，使整个曲流带上部连通变差，呈现出“半连通状态”。

曲流河沉积的主要砂体是点砂坝，沉积方式以侧向加积为主，由于曲流河有两个沉积过程：

即河道的迁移和废弃，所以形成的侧积薄泥质夹层可分为两类：

一是洪泛期悬移质的泛溢充填沉积，一般出现在砂体的上部。

另一类是洪泛衰落期和两次洪泛沉积事件间沉积的侧积泥岩，可从上点坝向下点坝延伸，这类泥质夹层只在点坝垂向剖面的中上部出现，使点坝砂体内非均质性更为复杂。

曲流河砂体一是河道的迁移和废弃，使得不同曲流带间连通不好，存在一定数量的牛轭湖遮挡，形成剩余油。

二是曲流河道的顶部、边部也存在一定数量的剩余油，应采取层内和层间相结合的方法挖掘剩余油。

北一区断东中块PI22单元沉积相带图

3、低弯曲分流砂体模型

以北一区断东葡I1单元为典型，代表单一的低弯曲分流及其复合曲流带等低曲率中、小型分流河道砂体。

砂体规模较窄，剖面为豆荚状，平面为弯曲条带状，分流河道砂体沉积方式以填积为主，碎屑物的沉积充填是河道断流废弃转移的主要原因,形成的砂体具有粗糙的正韵律粒序，非均质程度比侧积砂体要小得多。

由于受大型河流砂体的层间干扰，并常因断层遮挡或钻遇废弃河道与河间沉积造成局部注采系统不完善，形成一定数量的剩余油，应采取层间调整方法，挖掘含油饱和度较高的油层。

北一区断东东块PI1单元沉积相带图

4、顺直分流河砂体模型

以北一区断西（对比试验区）PI1单元为典型，代表分流平原上的少量小型顺直分流、决口水道及水下分流河道沉积。

河道砂体规模十分窄小，平面形态为顺直—微弯的鞋带状或断续的豆荚状，河道砂体的组合形态不一，层内薄夹层多以水平产状为主，沿整个河道相对连续分布。

由于砂体规模较小，井网不易控制，注采不易完善，易形成剩余油。

应采取层间调整方法，挖掘含油饱和度较高的油层。

（二）薄差油层精细地质模型

内前缘相储层单砂体地质模型：

1、枝状三角洲砂体模型

以北一区断东SII15+161单元为典型，这类砂体形成于湖盆边缘水体极浅的时期，短暂洪水期被覆盖，漫长枯水期变为洼地，湖浪没有足够的能量将砂体改造成广布的席状砂，此外由于水下河道强烈不均匀冲刷也是形成这类砂体的主要原因。

砂体呈不规则条带状相互交织，其间由大面积分布的席状砂微相连接（一是缢岸沉积物，其沉积位置一般相对较高，规模较小；二是冲出水道和缢岸沉积物的限制，形成决口沉积物）。

北一区断东SII15+161单元沉积相带图

2、过渡状三角洲砂体模型

以北一区断东PII2单元为典型，形成时期，水体仍然很浅，但河流作用相对减弱，而湖泊波浪改造作用增强。

水下分流河道砂体规模、形态仅次于枝状三角洲砂体类型。

砂体呈更窄的条带状或豆荚状，其间分布大面积的物性较差的薄层席状砂，水下河道具有更明显的南北方向性，被同样条带性分布的主体席状砂所包围或相互连接，共同组成更为明显的条带状砂体。

北一区断东PII2单元沉积相带图

3、坨状三角洲砂体模型

以北一区断东SIII32单元为典型，形成时期，湖浪的作用很强，河流供给了丰富的碎屑物质。

席状砂成为主体，水下河道连续性较差，以豆荚状、厚坨状形式分布在席状砂中间。

北一区断东SIII32单元沉积相带图

4、坨状三角洲河口区砂体模型

这类砂体主要发育在湖岸线附近，代表河流能量较强的极浅水三角洲河口坝砂体，代之以发育的水下河道沉积。

由于湖泊没有足够的能量对沉积物加以改造，狭窄的水下河道沉积物相对连续，在一定部位汇合，接受沉积并继续向前推进。

外前缘相储层单砂体地质模型：

1、主体带发育的稳定外前缘席状砂

以稳定分布的主体席状砂为主，砂体钻遇率在85-95%以上，其中主体席状砂钻遇率40-80%，非主体席状砂和表外席状砂只局部充填于主体席状砂之间，是外前缘相中储层物性最好的砂体。

平面为完整的席状，层位极稳定，在每个小韵律段都可连续追朔，易于单砂层的精细对比研究。

北一区断东（东）SI4+52单元沉积相带图

2、过渡状发育的稳定外前缘席状砂

砂体介于稳定与不稳定外前缘席状砂体之间，钻遇率在85%以上，主体席状砂、非主体席状砂和表外储层各占三分之一，仅局部地区存在尖灭区。

北一区断东（西）SI22单元沉积相带图

3、不稳定分布的外前缘席状砂

主要分布在外前缘的外缘或者是三角洲废弃阶段形成的薄层砂。

主体带零星分布，由一些储层物性极差，岩性以泥质粉砂岩和粉砂质为主的表外储层组成，席状砂在侧向上不稳定，连通状况差，剩余油少且挖潜难度大。

南一区丙块SI3单元沉积相带图

（三）高台子油层精细地质模型：

高I1-9、高Ⅲ1-12砂岩组属三角洲内前缘相沉积。

高I9-20、高11组、高Ⅲ13-23、高Ⅳ组为三角洲外前缘相沉积，按湖相（岩石物理相）进行对比，精细地质模型为：

1、厚而稳定的外前缘席状砂

此类砂体连通性好，砂体规模较大，垂向上薄砂层、表外储层与泥岩层交错分布，偶尔在稳定的外前缘席状砂中镶嵌着单层有效厚度大于2米的厚砂体，占钻遇井点的10%以上，平面上砂体的连通性好，分布稳定。

南一区丙块GII12单元沉积相带图

2、薄而稳定的外前缘席状砂

此类砂体薄而稳定，连通性好，夹层分布均匀，砂岩平均厚度1.15-1.68米,有效平均厚度0.75-0.80米。

表内席状砂大片连续分布，分布面积约占全区总面积的55％－80％，表外席状砂以坨状、短条带状分布。

南一区丙块GII14单元沉积相带图

3、薄而不稳定的外前缘席状砂

席状砂薄，被尖灭区分隔，呈现破席状，连通状况差。

表内席状砂成小片状或条带状分布，分布面积约占全区总面积的40％以下，表外席状砂以垛状或短条带状分布。

有些单元表内、表外砂大体相当，呈条带状相间分布或网状分布，岩性由表内向表外过渡，遂渐变为尖灭，砂体自北向南由厚变薄，最后发育为泥岩。

相对薄而稳定席状砂而言，尖灭区明显增加，占钻遇总井数的30%以上，连片或成南北向条带分布。

南一区丙块GII13单元沉积相带图

4、表外席状砂

以表外储层沉积为主，面积约占全区面积60％－70％，表外席状砂所占比率明显大于表内席状砂所占比例。

是外前缘相储层物性最差的砂体。

南一区丙块GII30单元沉积相带图

四、沉积相带图在油田开发中的应用实例

萨中地区面积161.25km2，油水井数9000余口，属松辽盆地大型河流-三角洲沉积。

六十年代投入开发，分五套井网（基础井网、一次加密井网、二次加密井网、聚合物驱井网、高台子井网），三套油层（萨尔图油层、葡萄花油层、高台子油层），九个油层组（萨一组、萨二组萨三组、葡一组、葡二组、高一组、高二组、高三组、高四组），41个砂岩组（萨尔图油层9个、葡萄花油层6个、高台子油层26个），136个小层（萨尔图油层27个、葡萄花油层17个、高台子油层92个），萨葡高油层共有21个一级标准层，19个二级标准层，77条正断层，16个动态开发区块（纯油区12个即：

北一、二排西、北一、二排东、北一区断西、北一区断东、西区、中区西部、中区东部、东区、南一区甲块、南一区乙块、南一区丙西块、南一区丙东块。

过渡带6个即：

北西过、西过、南西过、北东过、东过、南东过）。

98年绘制出版了注聚区块PI组油层沉积相带图，99年在纯油区开展了萨葡高油层细分沉积相研究，并在各种地质方案编制、完善注采系统，改善二次加密井开发效果，三次加密研究等方面得到应用，取得了较好的经济效益。

（一）射孔方案

一）聚合物驱剩余油分布及挖潜效果实例

萨中地区主力油层以进入高含水后期，综合含水90%以上，由于油层非均质性严重，仍有大量剩余油，但受多种因素控制而呈现更加零散和复杂的状态分布在各种微相的有利部位。

利用聚合物驱主力油层钻井的有利时机寻找适合厚油层内部挖潜的地质条件，以达到在水驱期间提高油井产能，控制油井初含水，提高主力油层水驱采收率的目的。

通过三年来的反复实践和总结，研究制定了厚油层内挖潜的有利地质条件，实施后取得较好的开发效果。

具体做法有以下五个方面：

1、对大型复合曲流带砂体中零散、边角型剩余油；低弯曲分流砂体中局部垛状--条带状剩余油；点坝侧积体边部因侧积夹层遮挡剩余油：

均采取厚油层内部挖潜方法，只射开厚油层的顶部。

如北1-丁6-P135井射开PI22单元顶部，射开砂岩5.8米，有效4.1米，投产后日产油17吨，综合含水78.8%。

北1-丁6-P135

2、对岩性变差部位、废弃河道遮挡部位、断层遮挡、构造高点部位、单砂体微构造上翘位置，采取厚油层内部挖潜方法。

如北1-丁2-P19井,利用单砂体微构造上翘部位射开了PI22单元，投产初期日产油48吨，含水12.7%。

北1-丁2-P19

12.7%

如北1-4-P32井，利用废弃河道遮挡射开PI1、PI1-21层（砂岩9.1米，有效8.0米，层内有5个三类夹层）的顶部，投产后日产油24吨，综合含水70.4%。

3、对同一沉积微相中的正韵律厚油层顶部剩余油,利用上部韵律段中的稳定夹层作隔层进行厚油层内部挖潜。

如东2-P5井PI22单元，砂岩6.4米，有效5.4米，层内有2个二类夹层，利用有效厚度之间的二类夹层射开了厚油层顶部，砂岩2.4米，有效1.2米，投产后日

东2-P5

产油55吨，综合含水40.9%。

中丁3-P24

4、对多期河道叠置形成互层沉积，在注水开发中、造成水淹差别较大，晚期河道剩余油较多的层，采取层间调整，首先挖掘含油饱和度较高的单元。

中丁3-P24井PI22单元，砂岩7.8米，有效6.8米，层内有4个三类夹层，射开厚油层顶部砂岩3.0米，有效2.2米，为低和未水淹段，投产后日产油14吨，综合含水36.4%。

5、对前缘席状砂及漫滩沉积的河间薄层砂，因在原井网中与主力油层同时开采，层间干扰严重，且井距较大，形成大量剩余油。

对该类剩余油采取提高水驱控制程度的办法，在单井厚度较大情况下，首先进行单独开采，并且对薄、差及表外层进行压裂强化挖潜。

如中2-P26井，投产后日产油21吨，综合含水22.2%。

中2-P26

二）二次加密调整效果分析及应用实例

萨中地区九三年开始二次加密调整以来，先后采用了井间对比法编制方案、小层平面图方法编制方案和精细地质研究法编制方案，每一次方法的改变对油层认识都是一次质的飞跃，方案编制效果均有明显提高，九七年以后在过渡带、北一区断西等区块进行二次加密调整，产量和含水指标均好于前几年。

通过对二次加密调整对象进行精细地质研究，刻画出单一砂体的发育形态、不同微相油层发育特点、水淹状况、井间连通状况及纵向非均质程度，结合油田开发动态，综合分析编制二次加密调整井射孔方案，努力挖潜各类砂体剩余油，具体做法有以下六个方面：

1、挖潜厚层顶部剩余油

在河流—三角洲沉积体系中，水上、水下分流河道沉积有正韵律、多段多韵律油层，单一井点显示油层发育厚度大，多为底部见水，油层中上部存在一定量剩余油。

厚油层顶部挖潜方法在二次加密初期已应用于方案编制，但实施精细地质研究以后，这种方法应用范围有所拓宽，挖潜成功率明显提高，采用精细地质研究的过渡带地区，断西挖潜比例及成功率均较未实施精细地质研究的北一区断东要高，有效地改善了河道砂开发效果。

如北一区断西北１－51-528井萨Ⅱ1-2层砂岩厚度5.2m，有效厚度4.4m。

精细地质研究该层纵向上分为萨Ⅱ12和萨Ⅱ21两个沉积单元，以萨Ⅱ12沉积单元为主，砂岩厚度4.2m,有效厚度4.0m,萨Ⅱ21沉积单

元砂岩厚度1.0m,有效厚度0.4m。

该层测井曲线反映水淹不重。

微电极测井曲线呈箱状，深浅三侧向曲线幅值较高、幅差较大，2.5m视电阻峰值达115Ωm，反映该层含油饱和度较高。

水淹层解释为怀疑水淹，在平面上萨Ⅱ12单元处在窄条带河道砂体中间，砂体自北向南发育，为典型的水上分流河道沉积砂体。

由于砂体呈窄条带状，原井网控制程度低，而该层下部沉积单元则发育为较大面积的河道沉积砂体，水淹较严重。

全层挖潜容易造成高含水或投产后含水率快速上升，实施顶部挖潜比较有利。

由于两沉积单元间夹层在井点周围为一类夹层，而在井点附近发育为三类夹层，作为挖潜隔层不够理想。

萨Ⅱ12单元内发育有两段0.1m厚泥质夹层，为确保挖潜效果，决定在两段泥质夹层以上实施单元内顶部挖潜，射开上部1.9m油层段开采。

该井99年4月7日投产，初期日产液32t，日产油21t，含水率34.4%。

北一区断西SII12单元沉积相带图北一区断西SII12与SII21单元夹层分布图

2、挖潜决口河道砂岩剩余油

三角洲前缘相沉积的河道砂体，一般规模不大，曲率较高，并且在分流河道的凹岸常半生一些窄而短小的决口河道砂体。

部分地区前缘相河道砂体被湖水改造后，保存下来的砂体在平面上呈坨状，这类砂体由于分布面积窄小，井网难以控制，常存在剩余油富集区，但在多期叠加的河道中，河道砂互相叠合，使得河道砂总面积变宽，许多河岸边被互相遮挡，窄小的决口河道砂和坨状河道砂体不做精细地质研究难以识别。

通过细分沉积单元研究后，单体河道砂从复合河道砂中分离出来，河道边部形态、决口河道砂及坨状砂体有利于调整挖潜。

如西