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摘 要：本文针对黑油山油田埋藏浅、地层压力低、开发难度大等特点，根据地质、地震、测井解释、岩心分析等资料，应用地质统计学方法，分析和研究了黑油山油田的构造特点、岩石学特征、沉积特征，为黑油山油田油藏开发方案的编制提供可靠依据。
关键词：黑油山 储层 地质特征
一、储层构造特征研究
1.构造特征
克拉玛依油田黑油山西区三叠系克拉玛依组地层埋深范围为19.1m～430m，跨度410.9m。其中，克下组（T2k1）超覆沉积在石炭系基底上，底部构造形态为一向东倾的单斜构造，倾角3～50，在西区DY1148井区域发育一小的穹隆构造，向东变为鼻状隆起；克上组（T2k2）底部基本为一东倾的单斜构造，但较克下组复杂，除DY108井区域继承性穹隆构造仍然存在，在黑157井区域还发育一小的凹陷，由西向东在黑101井附近变得较为平坦，倾角仅1～30，向东陡峭，继承性的鼻状隆起仍然存在。
2.断裂特征
研究区内断层较少，主要发育北黑油山断裂，该断裂形成于印支期，断开了整个克拉玛依组地层。根据D060、D062、D064实钻资料表明，三口井均钻遇北黑油山断裂下盘，断层属于逆断层，断层落差大概50～170m，倾角为45～800，断层走向为由NW折向W-E折向EN。
3.岩石学特征
二、泥岩颜色
颜色是沉积岩的重要宏观特征之一，它与自身的成分和形成环境密切相关，特别是泥岩的原生色，可以作为直接判断该岩层沉积时的气候状况、水介质氧化-还原条件和烃源岩品质的识别标志。由取心资料可知，黑油山克拉玛依组泥岩的颜色主要为灰色、灰褐色、其次为褐色、绿灰色、灰绿色，以氧化-弱氧化沉积环境为主，间杂强氧化或弱还原环境，表明沉积古环境以陆相为主。
三、岩石特征
1.岩石类型
岩石类型是分析岩石生成环境和水动力条件的重要标志。据DY1160和黑检020两口井的岩心薄片资料分析表明，克上组主要岩石类型为不等粒长石岩屑粗砂岩，克下组为小砾岩、砂砾岩。碎屑中砾石含量在0%～70%之间，砂质含量在30%～93%之间，杂基含量较少在0%～5%，胶结物含量在0%～4%之间。
2.砾石组分
据DY1160和黑检020两口井岩心资料统计表明，本区岩石含丰富的砾石，砾石组分包括沉积岩、岩浆岩和变质岩，其中克下组的砾石含量多于克上组。砾径1mm～50mm不等，磨圆度以棱角、次棱角状为主，分选差。反映本区岩石为近源、快速堆积的产物。另由黑检020砾石组分中含有较多易风化、抗搬运、抗冲蚀能力较弱的砾石组分来看，研究区西北和北方应为物源方向。
3.砂质组分
据岩心资料统计表明，本区岩石含有较多的岩屑，岩屑组分主要为岩浆岩和变质岩。砂质颗粒磨圆度以棱角、次棱角状为主，分选差。反映本区岩石为近源、快速堆积的产物。另由黑检020岩屑组分中含有较多易风化、抗搬运、抗冲蚀能力较弱的泥岩组分）来看，研究区西北和北方应为物源方向。
4.杂基和胶结物组分
研究区岩石杂基主要以泥质和高岭石为主，胶结物以菱铁矿为主，含量较少，岩石颗粒以点到线接触为主，胶结类型为孔隙型和孔隙型～压嵌型。
四、岩石结构特征
依据应用筛析法粒度测试所得的结果，本区颗粒分选差-较差，极正偏度-正偏度，正态峰度，利用1964年萨胡判别河流与浊流的判别式得出的结果，判别研究区克上组具有牵引流与密度流过渡性质、克下组具有较典型的密度流特征。
克上组粒度概率曲线主要有两段式和三段式，滚动总体不发育，跳跃和悬浮总体较发育，且多具有两个次总体。粗截点-2φ～-2φ，细截点0.5φ～1.5φ；克下组粒度概率曲线的三总体斜率差别不大，近似于一段式，反映密度流的特征。
五、沉积微相类型识别
以上述沉积特征的综合判断为依据，从区域地质背景出发，在收集与消化前人研究资料的基础上，识别出黑油山为冲积扇沉积体系，它的亚相主要有扇根、扇中、扇缘等。
1.扇根
扇根分布在邻近冲积扇顶部地带的断崖处，其特点是沉积坡角最大，并发育有单一的或2～3个直而深的主河道。其沉积物主要是由分选极差的、无组构的混杂砾岩或具有叠瓦状的砾岩、砂砾岩组成。一般呈块状构造，其砾石之间为粘土、粉砂和砂的杂基所充填。但有时也可见到不明显的平行层理、大型单组板状交错层理以及流速衰减而形成的递变层理。也就是说，扇根的沉积物主要为泥石流沉积和河道充填沉积。
2.扇中
扇中位于冲积扇的中部，并为其主要组成部分。它以具有中到较低的沉积坡角和发育的辫状河道为特征。因此，沉积物主要由砂岩、砾状砂岩和砾岩组成。与扇根沉积相比较，砂与砾比率增加，砾石碎屑多呈叠瓦状排列；在交错层中，它们的扁平面则顺倾斜的前积纹层分布。在砂和砾状砂岩中则出现主要由辫状河流作用形成的不明显的平行层理和交错层理，甚至局部可见逆行沙丘交错层理。河道冲刷——充填构造较发育，也是扇中沉积的特征之一。沉积物的分选性相对于扇根来说，有所变好，但仍然较差。
3.扇缘
出现在冲积扇的趾部，其地貌特征是具有最低的沉积坡角和地形较平缓。沉积物通常由砂岩和含砾砂岩组成，中夹粉砂岩和粘土岩；但有时细粒沉积物较发育，局部也可见有膏盐层。其砂岩粒级变细，分选性变好。除在砂岩和含砾砂岩中仍可见到不明显的平行层理、交错层理和冲刷——充填构造外，粉砂岩和泥岩则可显示块状层理、水平纹理以及变形构造和暴露构造（如干裂、雨痕）。
在冲积扇形成和发育过程中，由于沉积物堆积速度和盆地沉降速度不同，可使冲积扇砂体发生进积和退积或侧向转移过程，这种过程明显地反映在冲积扇的沉積层序中。当沉积物的堆积速度大于盆地的沉降速度时，冲积扇砂体逐渐不断地向盆地方向推进，使扇根沉积置于扇中沉积之上，而扇中沉积又置于扇端沉积之上，形成自下而上由细变粗的进积型反旋回层序。相反，当沉积物的堆积速度小于盆地的沉降速度时，冲积扇砂体则向源区方向退积，或者向侧向转移，其结果便形成下粗上细的退积型的正旋回沉积层序。
六、结论
1.克下组（T2k1）超覆沉积在石炭系基底上，底部构造形态为一向东倾的单斜构造，倾角3～50，断层属于逆断层，断层落差大概50～170m，倾角为45～800，断层走向为由NW折向W-E折向EN。
2.克上组主要岩石类型为不等粒长石岩屑粗砂岩，克下组为小砾岩、砂砾岩。碎屑中砾石含量在0%～70%之间，砂质含量在30%～93%之间，杂基含量较少在0%～5%，胶结物含量在0%～4%之间，砂质颗粒磨圆度以棱角、次棱角状为主，分选差，西北和北方应为物源方向。
3.黑油山为冲积扇沉积体系，亚相主要有扇根、扇中、扇缘。
参考文献
[1]韩雨桥.铁山南气田长兴生物礁气藏的储层地质特征研究[J].天然气勘探与开发，2005，28（4）：1-4.
[2]王军，陈焕杰，柳红春.卫81块低渗透油藏储层地质特征研究[J].断块油气田，2000，7（4）：20-23.
关键词：黑油山 储层 地质特征
一、储层构造特征研究
1.构造特征
克拉玛依油田黑油山西区三叠系克拉玛依组地层埋深范围为19.1m～430m，跨度410.9m。其中，克下组（T2k1）超覆沉积在石炭系基底上，底部构造形态为一向东倾的单斜构造，倾角3～50，在西区DY1148井区域发育一小的穹隆构造，向东变为鼻状隆起；克上组（T2k2）底部基本为一东倾的单斜构造，但较克下组复杂，除DY108井区域继承性穹隆构造仍然存在，在黑157井区域还发育一小的凹陷，由西向东在黑101井附近变得较为平坦，倾角仅1～30，向东陡峭，继承性的鼻状隆起仍然存在。
2.断裂特征
研究区内断层较少，主要发育北黑油山断裂，该断裂形成于印支期，断开了整个克拉玛依组地层。根据D060、D062、D064实钻资料表明，三口井均钻遇北黑油山断裂下盘，断层属于逆断层，断层落差大概50～170m，倾角为45～800，断层走向为由NW折向W-E折向EN。
3.岩石学特征
二、泥岩颜色
颜色是沉积岩的重要宏观特征之一，它与自身的成分和形成环境密切相关，特别是泥岩的原生色，可以作为直接判断该岩层沉积时的气候状况、水介质氧化-还原条件和烃源岩品质的识别标志。由取心资料可知，黑油山克拉玛依组泥岩的颜色主要为灰色、灰褐色、其次为褐色、绿灰色、灰绿色，以氧化-弱氧化沉积环境为主，间杂强氧化或弱还原环境，表明沉积古环境以陆相为主。
三、岩石特征
1.岩石类型
岩石类型是分析岩石生成环境和水动力条件的重要标志。据DY1160和黑检020两口井的岩心薄片资料分析表明，克上组主要岩石类型为不等粒长石岩屑粗砂岩，克下组为小砾岩、砂砾岩。碎屑中砾石含量在0%～70%之间，砂质含量在30%～93%之间，杂基含量较少在0%～5%，胶结物含量在0%～4%之间。
2.砾石组分
据DY1160和黑检020两口井岩心资料统计表明，本区岩石含丰富的砾石，砾石组分包括沉积岩、岩浆岩和变质岩，其中克下组的砾石含量多于克上组。砾径1mm～50mm不等，磨圆度以棱角、次棱角状为主，分选差。反映本区岩石为近源、快速堆积的产物。另由黑检020砾石组分中含有较多易风化、抗搬运、抗冲蚀能力较弱的砾石组分来看，研究区西北和北方应为物源方向。
3.砂质组分
据岩心资料统计表明，本区岩石含有较多的岩屑，岩屑组分主要为岩浆岩和变质岩。砂质颗粒磨圆度以棱角、次棱角状为主，分选差。反映本区岩石为近源、快速堆积的产物。另由黑检020岩屑组分中含有较多易风化、抗搬运、抗冲蚀能力较弱的泥岩组分）来看，研究区西北和北方应为物源方向。
4.杂基和胶结物组分
研究区岩石杂基主要以泥质和高岭石为主，胶结物以菱铁矿为主，含量较少，岩石颗粒以点到线接触为主，胶结类型为孔隙型和孔隙型～压嵌型。
四、岩石结构特征
依据应用筛析法粒度测试所得的结果，本区颗粒分选差-较差，极正偏度-正偏度，正态峰度，利用1964年萨胡判别河流与浊流的判别式得出的结果，判别研究区克上组具有牵引流与密度流过渡性质、克下组具有较典型的密度流特征。
克上组粒度概率曲线主要有两段式和三段式，滚动总体不发育，跳跃和悬浮总体较发育，且多具有两个次总体。粗截点-2φ～-2φ，细截点0.5φ～1.5φ；克下组粒度概率曲线的三总体斜率差别不大，近似于一段式，反映密度流的特征。
五、沉积微相类型识别
以上述沉积特征的综合判断为依据，从区域地质背景出发，在收集与消化前人研究资料的基础上，识别出黑油山为冲积扇沉积体系，它的亚相主要有扇根、扇中、扇缘等。
1.扇根
扇根分布在邻近冲积扇顶部地带的断崖处，其特点是沉积坡角最大，并发育有单一的或2～3个直而深的主河道。其沉积物主要是由分选极差的、无组构的混杂砾岩或具有叠瓦状的砾岩、砂砾岩组成。一般呈块状构造，其砾石之间为粘土、粉砂和砂的杂基所充填。但有时也可见到不明显的平行层理、大型单组板状交错层理以及流速衰减而形成的递变层理。也就是说，扇根的沉积物主要为泥石流沉积和河道充填沉积。
2.扇中
扇中位于冲积扇的中部，并为其主要组成部分。它以具有中到较低的沉积坡角和发育的辫状河道为特征。因此，沉积物主要由砂岩、砾状砂岩和砾岩组成。与扇根沉积相比较，砂与砾比率增加，砾石碎屑多呈叠瓦状排列；在交错层中，它们的扁平面则顺倾斜的前积纹层分布。在砂和砾状砂岩中则出现主要由辫状河流作用形成的不明显的平行层理和交错层理，甚至局部可见逆行沙丘交错层理。河道冲刷——充填构造较发育，也是扇中沉积的特征之一。沉积物的分选性相对于扇根来说，有所变好，但仍然较差。
3.扇缘
出现在冲积扇的趾部，其地貌特征是具有最低的沉积坡角和地形较平缓。沉积物通常由砂岩和含砾砂岩组成，中夹粉砂岩和粘土岩；但有时细粒沉积物较发育，局部也可见有膏盐层。其砂岩粒级变细，分选性变好。除在砂岩和含砾砂岩中仍可见到不明显的平行层理、交错层理和冲刷——充填构造外，粉砂岩和泥岩则可显示块状层理、水平纹理以及变形构造和暴露构造（如干裂、雨痕）。
在冲积扇形成和发育过程中，由于沉积物堆积速度和盆地沉降速度不同，可使冲积扇砂体发生进积和退积或侧向转移过程，这种过程明显地反映在冲积扇的沉積层序中。当沉积物的堆积速度大于盆地的沉降速度时，冲积扇砂体逐渐不断地向盆地方向推进，使扇根沉积置于扇中沉积之上，而扇中沉积又置于扇端沉积之上，形成自下而上由细变粗的进积型反旋回层序。相反，当沉积物的堆积速度小于盆地的沉降速度时，冲积扇砂体则向源区方向退积，或者向侧向转移，其结果便形成下粗上细的退积型的正旋回沉积层序。
六、结论
1.克下组（T2k1）超覆沉积在石炭系基底上，底部构造形态为一向东倾的单斜构造，倾角3～50，断层属于逆断层，断层落差大概50～170m，倾角为45～800，断层走向为由NW折向W-E折向EN。
2.克上组主要岩石类型为不等粒长石岩屑粗砂岩，克下组为小砾岩、砂砾岩。碎屑中砾石含量在0%～70%之间，砂质含量在30%～93%之间，杂基含量较少在0%～5%，胶结物含量在0%～4%之间，砂质颗粒磨圆度以棱角、次棱角状为主，分选差，西北和北方应为物源方向。
3.黑油山为冲积扇沉积体系，亚相主要有扇根、扇中、扇缘。
参考文献
[1]韩雨桥.铁山南气田长兴生物礁气藏的储层地质特征研究[J].天然气勘探与开发，2005，28（4）：1-4.
[2]王军，陈焕杰，柳红春.卫81块低渗透油藏储层地质特征研究[J].断块油气田，2000，7（4）：20-23.