湖泊相濁積水道儲(chǔ)層構(gòu)型特征及其對(duì)開(kāi)發(fā)生產(chǎn)的影響
——以東營(yíng)凹陷現(xiàn)河油區(qū)河146井區(qū)沙三中亞段為例

焦紅巖

( 中國(guó)石化勝利油田分公司 現(xiàn)河采油廠，山東 東營(yíng) 257068 )

0 引言

隨著油田開(kāi)發(fā)的不斷深入，開(kāi)發(fā)單元逐步細(xì)化，儲(chǔ)層構(gòu)型導(dǎo)致的儲(chǔ)層內(nèi)部滲流屏障和滲流差異對(duì)地下儲(chǔ)層剩余油的控制作用越來(lái)越明顯。自Allen J R L等[1]和Miall A D[2]等提出儲(chǔ)層構(gòu)型概念以來(lái)，人們基于露頭資料、現(xiàn)代沉積結(jié)構(gòu)單元的沉積特征及幾何形態(tài)特征等，研究河流、三角洲沉積構(gòu)型特征[3-7]；根據(jù)鉆井資料的密井網(wǎng)信息及地震信息，結(jié)合生產(chǎn)資料研究?jī)?chǔ)層構(gòu)型。在研究曲流河點(diǎn)壩、三角洲河口壩和濱岸相儲(chǔ)層的構(gòu)型單元空間幾何特征[8-9]，以及淺水三角洲、辮狀河等沉積體的構(gòu)型特征[10-14]、內(nèi)部具有成因聯(lián)系的滲流遮擋層等方面取得成果。

研究早期，主要利用巖心、測(cè)井等資料研究濁積體的沉積特征及沉積類型[15-20]，根據(jù)地震數(shù)據(jù)預(yù)測(cè)濁積體儲(chǔ)層[21-22]；研究后期，綜合利用巖心、鉆井、地震和分析測(cè)試等資料，以及地形地貌、氣候等數(shù)據(jù)，分析濁積體分布的控制因素[23]、濁積水道疊加樣式[24]等。根據(jù)野外露頭資料，人們劃分深水濁積儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)單元的組成，描述各結(jié)構(gòu)單元的形態(tài)結(jié)構(gòu)特征，推測(cè)濁積水道的遷移特征[25]。林煜等[26]、張文彪等[27]、趙曉明等[28]利用巖心、鉆井資料及較高分辨率的地震數(shù)據(jù)，研究海相深水厚層濁積水道構(gòu)型層次、特征及分布；萬(wàn)瓊?cè)A等[29]在濁積水道構(gòu)型劃分的基礎(chǔ)上，研究單一濁積水道控制下的流動(dòng)單元特征。

在有關(guān)濁積體的構(gòu)型研究中，關(guān)于湖泊相厚度較小(單一成因砂體厚度小于8.0 m)的濁積水道構(gòu)型研究相對(duì)較少，而湖泊相濁積體儲(chǔ)層構(gòu)型研究能夠豐富深水儲(chǔ)層構(gòu)型、指導(dǎo)儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)調(diào)整。以東營(yíng)凹陷現(xiàn)河油區(qū)河146開(kāi)發(fā)單元濁積水道儲(chǔ)層為例，利用巖心、鉆井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，探討濁積水道構(gòu)型半定量—定量表征方法，開(kāi)展?jié)岱e體系構(gòu)型研究，為提高湖泊相巖性油藏采收率提供指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

現(xiàn)河油區(qū)河146井區(qū)位于濟(jì)陽(yáng)坳陷東營(yíng)凹陷中央隆起背斜帶西翼西北部、梁家樓—現(xiàn)河構(gòu)造帶中部(見(jiàn)圖1)，整體上表現(xiàn)為“東高西低、南高北低”的構(gòu)造特征。沙河街組三段中亞段(沙三中亞段)沉積時(shí)期，中央隆起帶物源主要來(lái)自東南部的魯西隆起，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)劇烈，盆地沉降速率大，物源供給充足，東營(yíng)三角洲向盆地的沉積中心(向西)快速推進(jìn)。由于東營(yíng)三角洲迅速發(fā)育，形成陡傾的前緣砂體，液化的沉積物在重力作用下發(fā)生滑塌，不同期次形成的大量滑塌濁積巖在區(qū)內(nèi)集中[30]。沙三中亞段為東營(yíng)三角洲自東向西推進(jìn)過(guò)程中、在湖盆前緣部分滑塌形成的濁積扇體，平面上呈朵葉狀，剖面上呈透鏡狀，以薄層、低孔、低滲砂巖為主，單一成因砂體厚度為2.0～8.0 m，疊合砂體厚度小于16.0 m。在現(xiàn)河油區(qū)，沙三中亞段為一套以暗色泥巖為主，并夾粉、細(xì)砂巖的沉積，主要為開(kāi)闊的半深湖—深湖相沉積環(huán)境，埋藏深度為2 800.0～3 260.0 m，地層厚度約為400.0 m[31-32](見(jiàn)表1)。人們將沙三中亞段劃分為5個(gè)砂層組，其中第4砂層組在現(xiàn)河油區(qū)發(fā)育自南向北推進(jìn)的扇體，扇體由單一水道分汊形成兩個(gè)水道，分別向北西和北東方向延伸[33-34]。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 Tectonic location of the study area

河146井區(qū)沙三中亞段儲(chǔ)層埋藏深度為2 850.0～3 200.0 m，目的層砂體厚度為3.0～12.0 m，孔隙度為16.9%～22.3%，空氣滲透率為(1～64)×10-3μm2，原始地層壓力為45.26 MPa，飽和壓力為10.58 MPa，屬于低滲透、低飽和、稀油、深埋藏、異常高壓的巖性油藏。研究區(qū)共有56口井，平均井距為280.0 m，局部井距為35.0～72.0 m，局部密井網(wǎng)區(qū)域的鉆井和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料有助于研究?jī)?chǔ)層構(gòu)型特征。研究區(qū)油藏開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量為1.2×108t，綜合含水率為76.2%，采出程度為20.4%，已進(jìn)入中高含水開(kāi)發(fā)期。

2 濁積水道構(gòu)型單元

有關(guān)濁積水道構(gòu)型劃分方案及不同級(jí)次構(gòu)型單元定義還沒(méi)有統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)。目前，比較有代表性的是Mutti E等[35]的五級(jí)劃分方案。Zhang Xuewei等[36]研究新近系基伍湖濁積水道沉積特征及古氣候特征，認(rèn)為濁積水道的發(fā)育主要與古洪水事件相關(guān)。

Faruk O A等[25]、Lisa S等[37]、Jonathan E F等[38]研究海相濁積水道體系內(nèi)部結(jié)構(gòu)級(jí)次，提出研究區(qū)濁積水道構(gòu)型七級(jí)劃分方案(見(jiàn)表2)。其中，一級(jí)構(gòu)型單元為紋層組、層理；二級(jí)構(gòu)型單元為沉積單元內(nèi)部的某一韻律段，即層理組合；三級(jí)構(gòu)型單元為單一濁積水道內(nèi)部側(cè)積單元(類型A)或加積單元(類型B)；四級(jí)構(gòu)型單元為單一濁積水道，是由洪水、地震等事件引起的一期單一水道沉積，其頂界面代表一期沉積事件的終止，水體環(huán)境處于相對(duì)平靜期；五級(jí)構(gòu)型單元為濁積水道帶，是由斜坡水道底形的填平與遷移形成的，其頂界面記錄水道底形的填平和廢棄；六級(jí)構(gòu)型單元為濁積水道復(fù)合體，由多個(gè)濁積水道帶在同一地層層位中側(cè)向遷移、垂向疊加而成，其界面記錄斜坡上大的負(fù)向底形的填平與廢棄；七級(jí)構(gòu)型單元為濁積水道復(fù)合體組合，為多個(gè)濁積水道復(fù)合體疊置而成的成因單元，記錄斜坡帶上大的負(fù)向底形的遷移變化史。一級(jí)和二級(jí)構(gòu)型單元主要為巖心級(jí)別，不做贅述。

表1東營(yíng)凹陷地層簡(jiǎn)況

Table1FormationsituationofDongyingdepression

表2 研究區(qū)濁積體系構(gòu)型單元?jiǎng)澐址桨?/p>

3 濁積水道構(gòu)型特征

3.1 構(gòu)型要素

根據(jù)取心井和鉆井資料，研究區(qū)發(fā)育深湖—半深湖濁積水道特征；采用層次界面分析法，將研究區(qū)濁積水道構(gòu)型要素劃分為濁積水道、濁積水道堤岸(或溢岸)(見(jiàn)表2)。在一定的外界觸發(fā)條件或自身重力作用下，三角洲前緣砂體沿斜坡低洼處的溝槽向湖盆中心移動(dòng)，形成由斜坡到湖盆深處的條帶狀濁積水道沉積。濁積水道附近泥巖發(fā)育變形構(gòu)造(見(jiàn)圖2(a、e))；濁積水道砂體C—M圖平行于基線(見(jiàn)表3)。

濁積水道主體位置的碎屑顆粒磨圓較差，多呈次棱角—次圓狀：底部發(fā)育沖刷構(gòu)造和泥巖撕裂屑(見(jiàn)圖2(b))，以粗砂巖為主，含泥礫；中下部為塊狀砂巖；下部偶見(jiàn)泥礫(見(jiàn)圖2(c))。向上粒度逐漸變細(xì)，上部多為粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖，變形構(gòu)造發(fā)育(見(jiàn)圖2(d))；沉積物粒度概率累積曲線由兩段式變?yōu)椴幻黠@的三段式(見(jiàn)表3)。

圖2 研究區(qū)濁積水道構(gòu)型要素巖性特征Fig.2 The lithologic characteristics of the configuration elements of turbidite channel in the study area

濁積水道堤岸(或溢岸)類似于濁積水道中上部，屬于低密度濁流沉積，波狀層理和變形層理發(fā)育，與下部泥巖呈突變接觸，變形構(gòu)造較為發(fā)育；巖性為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，粒度概率累積曲線呈一段式(見(jiàn)表3)。濁積水道中、下部孔隙度為18.0%～22.3%，空氣滲透率為(10～30)×10-3μm2。濁積水道上部及濁積水道兩側(cè)邊部巖性變細(xì)、物性變差，孔隙度為16.0%～20.0%，空氣滲透率小于10×10-3μm2。

研究區(qū)濁積水道、濁積水道堤岸(或溢岸)等濁積體儲(chǔ)層上下泥巖顏色以灰色、深灰色為主，反映沉積時(shí)水體環(huán)境由淺湖到半深湖—深湖的變化；灰色泥巖中偶見(jiàn)透鏡狀層理，發(fā)育變形構(gòu)造。

3.2 構(gòu)型界面

七級(jí)構(gòu)型界面為沉積體系頂界面，為中期旋回控制形成的大套泥巖；六級(jí)構(gòu)型界面為短期洪泛面，為短期洪泛厚層泥巖[25,38]。對(duì)油田開(kāi)發(fā)起重要影響的是五級(jí)、四級(jí)和三級(jí)構(gòu)型界面，其特征在鉆井資料上更易識(shí)別(見(jiàn)圖3)。五級(jí)構(gòu)型界面是在相同物源、相似水動(dòng)力和水下環(huán)境等條件下，由一系列時(shí)間上相互關(guān)聯(lián)的事件形成的成因單元間的界面，多發(fā)育泥巖；自然電位和自然伽馬曲線為基線。四級(jí)構(gòu)型界面是由一期成因相同、時(shí)間上相互連續(xù)的誘發(fā)事件形成的重力流成因單元間界面，泥質(zhì)含量相對(duì)較低；自然電位和自然伽馬曲線為基線到微弱回返，微電極曲線無(wú)幅度差或幅度差較小，物性較差，深淺電阻率曲線較明顯回返；自然電位和電導(dǎo)率隨砂質(zhì)含量和粒度的增加而降低。三級(jí)構(gòu)型界面多為單一成因砂體[39]內(nèi)部界面，以粉砂質(zhì)巖類為主；自然電位和自然伽馬曲線微弱回返，微電極曲線、深淺電阻率曲線弱回返，三級(jí)構(gòu)型單元主體疊加位置界面不易識(shí)別。

表3研究區(qū)濁積體構(gòu)型要素特征

Table3Characteristicsofluxoturbiditearchitectureelementsinthestudyarea

圖3 研究區(qū)濁積體構(gòu)型界面特征Fig.3 The electrical characteristics of luxoturbidite configuration interface of the study area

3.3 構(gòu)型單元

選取研究區(qū)分布范圍廣、井網(wǎng)控制程度好、生產(chǎn)資料豐富的濁積水道井組，作為構(gòu)型單元分析的試驗(yàn)井組(見(jiàn)圖4(a))。做試驗(yàn)井組連井剖面，其中標(biāo)準(zhǔn)層拉平的濁積水道發(fā)育特征，可近似反映濁積水道沉積時(shí)剖面方向上的古地貌特征。

3.3.1 單一濁積水道構(gòu)型特征

單一濁積水道是構(gòu)成單砂體的主要構(gòu)型單元，也是濁積水道構(gòu)型研究的四級(jí)構(gòu)型單元。研究區(qū)湖泊相單一濁積水道厚度較小，為2.0～8.0 m，沉積時(shí)的溝槽底形幅度較小，濁積水道側(cè)向遷移明顯。根據(jù)野外露頭資料，同期濁積水道頂面構(gòu)造幅度相近，濁積水道側(cè)緣比濁積水道主體頂面構(gòu)造形態(tài)略低[10]，后期水道主體下切部位的頂面構(gòu)造幅度表現(xiàn)為較明顯差異。

圖4 研究區(qū)局部密井網(wǎng)試驗(yàn)井組單一濁積水道構(gòu)型特征Fig.4 Architecture characterization of single luxoturbidite channel using dense spacing well date of the study area

將垂直于水道延伸方向的H146-XN64—H146-X74井剖面(見(jiàn)圖4(b))上部標(biāo)準(zhǔn)層拉平并進(jìn)行壓實(shí)校正，可近似反映濁積水道間的高程差異。結(jié)合濁積水道橫向形態(tài)變化特征，研究濁積水道構(gòu)型特征。濁積水道由主體(H146-63井)向一側(cè)(H146-N63井)延伸減薄，直至尖滅，后期濁積水道(H146-64井)在上部疊加；濁積水道主體向另一側(cè)延伸，與H146-X74井中部的濁積水道側(cè)緣連通。同時(shí)，根據(jù)連井剖面可近似得到每期濁積水道底界面傾角，濁積水道底部?jī)A角為0.9°～2.4°。

井間生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料驗(yàn)證剖面中單一濁積水道間的連通關(guān)系(見(jiàn)圖5)。其中水井(H146-63井)注水量高，油井(H146-64井)產(chǎn)液量低且總壓降超過(guò)30.00 MPa，表現(xiàn)為不受效特征(見(jiàn)圖5(a-b))，說(shuō)明兩井間濁積水道不連通；H146-N63井注水后，H146-X74井動(dòng)液面緩慢下降且產(chǎn)液量較高，表現(xiàn)為較明顯的受效特征(見(jiàn)圖5(c-d))。

根據(jù)研究區(qū)多個(gè)垂直濁積水道延伸方向上的剖面分析(見(jiàn)圖4)，得到多組單一濁積水道構(gòu)型解析數(shù)據(jù)；根據(jù)井間同一單一濁積水道厚度變化與其對(duì)應(yīng)的延伸距離的關(guān)系，得到單一濁積水道構(gòu)型定量特征(見(jiàn)圖6)。

試驗(yàn)井組濁積水道底部?jī)A角為0.9°～2.4°，平均為1.5°。單一濁積水道橫剖面構(gòu)型幾何參數(shù)線性擬合函數(shù)斜率對(duì)應(yīng)的傾角為1.2°(見(jiàn)圖6(a))，與試驗(yàn)井組濁積水道底部?jī)A角均值差別較小，表明直線型函數(shù)斜率與單一濁積水道底部?jī)A角大體一致。單一濁積水道橫剖面構(gòu)型幾何參數(shù)指數(shù)模型(見(jiàn)圖6(b))，與大于70.0 m井距的數(shù)據(jù)點(diǎn)的變化趨勢(shì)更為吻合。將濁積水道帶底部規(guī)模小的單一水道特征值(圖4(b)的第1期濁積水道)去掉后，新模型相關(guān)因數(shù)大于0.800 0，即濁積水道帶中、上部的單一濁積水道用指數(shù)模型擬合和預(yù)測(cè)效果更好。

3.3.2 單一濁積水道構(gòu)型模式

結(jié)合局部密井網(wǎng)和小井距剖面分析，以及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)驗(yàn)證資料，確定研究區(qū)濁積水道砂體規(guī)模及結(jié)構(gòu)形態(tài)參數(shù)，得到濁積水道的定量構(gòu)型模式(見(jiàn)圖7)。研究區(qū)濁積水道發(fā)育在弱限制型的沉積底形上，單一濁積水道厚度為2.0～8.0 m，沉積時(shí)的溝槽底形幅度較小，濁積水道下切能力較弱，單一濁積水道底部?jī)A角為0.9°～2.4°，水道寬度為120.0～450.0 m，側(cè)向遷移明顯。早期濁積水道充填古溝槽中的低洼地形，受地形限制，早期濁積水道的規(guī)模有限。第1期濁積水道沉積形成的次洼地形由第2期濁積水道充填，第2期濁積水道頂界面明顯高于第1期的。第2期濁積水道沉積后，古溝槽中新的低洼地帶被第3期濁積水道充填。第2、3期濁積水道沉積時(shí)的古地形對(duì)沉積物限制較小，加之水體能量較強(qiáng)，第2、3期濁積水道形成規(guī)模較大，第3期濁積水道的邊緣略高于第2期的，且兩期濁積水道邊緣疊加處保留部分深水泥巖。第4期濁積水道沉積時(shí)為古溝槽填充末期，水體能量弱，濁積水道規(guī)模小，沉積在新的相對(duì)低洼地形處。

圖5 河146-63井組注采動(dòng)態(tài)曲線Fig.5 Injection and production performance curves of He146-63 well group

圖6 研究區(qū)單一濁積水道橫剖面構(gòu)型幾何參數(shù)擬合關(guān)系Fig.6 The quantitative model of single luxoturbidite channel of the study area

圖7 研究區(qū)單一濁積水道構(gòu)型模式Fig.7 The mode of single luxoturbidite channel architecture of the study area

3.3.3 單一濁積水道構(gòu)型分布

根據(jù)單一濁積水道構(gòu)型定量關(guān)系及橫剖面單一濁積水道構(gòu)型分析，對(duì)河146-63試驗(yàn)井組單一濁積水道空間形態(tài)進(jìn)行細(xì)致刻畫(見(jiàn)圖8)。單一濁積水道空間演化特征為：研究區(qū)事件性濁積水道沉積遷移頻繁；早期濁積水道充填低洼地形，濁積水道規(guī)模較小，水道寬度為120.0～300.0 m(見(jiàn)圖8(a))；早期濁積水道沉積后形成的次洼地形由中期1濁積水道充填，中期1濁積水道邊緣位于早期濁積水道上部(見(jiàn)圖8(b))；中期1濁積水道沉積后，古溝槽中新的低洼地帶被中期2濁積水道充填(見(jiàn)圖8(c))；中期1、2濁積水道規(guī)模較大，中期2濁積水道的頂界面略高，且兩期濁積水道邊緣側(cè)向疊加；晚期濁積水道沉積時(shí)為古溝槽填充末期，水體能量弱，濁積水道規(guī)模小，沉積在新的相對(duì)低洼地形處(見(jiàn)圖8(d))。中期1、2濁積水道規(guī)模較大，水道寬度為300.0～450.0 m；晚期濁積水道規(guī)模小，水道寬度為120.0～280.0 m。晚期沉積的濁積水道沖刷充填新形成的次級(jí)低洼地形，沉積持續(xù)時(shí)間較短，表現(xiàn)為不連續(xù)的側(cè)向遷移。

4 對(duì)開(kāi)發(fā)生產(chǎn)的影響

深水濁積體儲(chǔ)層具有低滲透特征，多埋藏較深；注采井網(wǎng)與濁積水道空間構(gòu)型的匹配關(guān)系，影響低滲透巖性油藏的生產(chǎn)開(kāi)發(fā)效果及剩余油分布。

研究區(qū)濁積水道寬度為120.0～450.0 m。由單一濁積水道構(gòu)型定量關(guān)系推算，濁積水道中心向邊界延伸距離小于280.0 m。河146井區(qū)開(kāi)發(fā)單元采用反九點(diǎn)式井網(wǎng)，生產(chǎn)井距較大(280.0 m左右)，在垂直、斜交水道延伸方向上，注水井與采油井多位于不同濁積水道。在近平行水道延伸方向上，注采井多位于同一水道，生產(chǎn)效果整體較好(見(jiàn)表4、圖9)。水道橫剖面投影距離越小，注采井在同一濁積水道內(nèi)概率越大，油井生產(chǎn)效果越好，理想投影距離在120.0 m內(nèi)；在濁積水道主體疊加區(qū)域，投影距離可以超過(guò)120.0 m(見(jiàn)圖10)。

研究區(qū)早期和晚期單一濁積水道分布范圍有限(見(jiàn)圖8)，內(nèi)部可采儲(chǔ)量和剩余油少。單一濁積水道中期1內(nèi)有較完善井網(wǎng)，注水波及范圍大，剩余油較少；單一濁積水道中期2內(nèi)注水井位于水道側(cè)緣，物性較差，H146-N63井注入水主要進(jìn)入物性較好的濁積水道中期1內(nèi)(對(duì)應(yīng)圖4(b)第2期濁積水道)。單一濁積水道中期2內(nèi)注水有效波及范圍小，剩余油豐富，剩余可采儲(chǔ)量占總剩余可采儲(chǔ)量的54%(見(jiàn)表5)。

圖8 河146-63試驗(yàn)井組濁積水道空間展布及演化Fig.8 Spatial distribution and evolution of turbidity channel of He146-63 well group

Table4CharacteristicsofproductionwellsinthedevelopmentunitofHe146anditsrelationtotheconfigurationofthechannel

油井最大產(chǎn)液量/(t·d-1)穩(wěn)定期平均產(chǎn)液量/(t·d-1)累計(jì)產(chǎn)油量/104t注采井水道橫剖面投影距離/m注采井方向與水道延伸方向的關(guān)系H2-X632.10(合采)2.101.80240.0斜交H146-XN6412.84(合采)9.160.7576.0垂直H146-X7422.26(合采)12.890.89150.0斜交H146-X2315.51(合采)8.532.0270.0小角度斜交H14643.4713.652.4920.0平行H146-137.10(合采)13.242.20100.0小角度斜交H146-2860.002.001.00200.0斜交H146-4624.42(合采)6.000.77150.0小角度斜交H146-5321.35(合采)4.901.37160.0小角度斜交H146-X2735.5410.432.8630.0平行H146-X3534.6612.467.02140.0斜交H146-4532.3613.422.77100.0小角度斜交H146-7315.728.620.65180.0斜交H146-5518.0011.321.63120.0斜交H146-6428.721.000.15222.0垂直H146-7226.9714.672.7540.0平行H146-4725.4010.003.38180.0斜交

圖9 研究區(qū)注采井方向與油井生產(chǎn)情況關(guān)系Fig.9 Relationship between the direction of injection production well and the production of oil well of the study area

期次面積/km2有效厚度/m儲(chǔ)量 /104t采出量/104t極限可采儲(chǔ)量/104t剩余可采儲(chǔ)量/104t早期中期晚期10.111.71.730.480.730.2520.10 1.71.550.510.650.14 10.283.07.642.613.210.6020.352.78.431.803.541.74 10.102.22.040.600.860.2620.151.11.490.400.620.22

5 結(jié)論

(1)以東營(yíng)凹陷現(xiàn)河油區(qū)河146井區(qū)沙三中亞段為研究對(duì)象，建立濁積水道七級(jí)構(gòu)型單元?jiǎng)澐址桨?，從小到大為沉積層理、單元內(nèi)部的某一韻律段(層理組)、單一水道內(nèi)側(cè)積或加積單元、單一濁積水道、濁積水道帶、濁積水道復(fù)合體及其組合。

(2)利用巖心、測(cè)井及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，識(shí)別研究區(qū)濁積水道主要構(gòu)型要素(濁積水道、濁積水道堤岸(或溢岸))。濁積水道主體自下而上發(fā)育礫巖、遞變層理粗—細(xì)砂巖、波狀—變形層理粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖；濁積水道側(cè)緣自下而上發(fā)育塊狀—平行層理細(xì)砂巖，以及波狀—變形層理粉砂巖—粉砂質(zhì)泥巖。

(3)單一濁積水道底部?jī)A角為0.9°～2.4°，濁積水道寬度為120.0～450.0 m，濁積水道厚度變化與延伸距離具有較明顯的指數(shù)關(guān)系。

(4)研究區(qū)濁積水道沉積發(fā)育在弱限制型沉積底形上，下切能力較弱，平面上表現(xiàn)為不連續(xù)的側(cè)向遷移，沉積充填樣式以不連續(xù)地充填新的低洼底形為主要特征，時(shí)間上相鄰發(fā)育的兩期水道間的地層泥質(zhì)含量較高。注采井在水道延伸方向投影的距離對(duì)單井生產(chǎn)效果具有明顯影響，吸水性較差的單一濁積水道內(nèi)剩余油相對(duì)富集。