大安北地区位于吉林省大安县境内,区域构造位置位于松辽盆地南部中央坳陷区红岗阶地大安北构造,西邻西部斜坡区,东为古龙凹陷,整体上是受大安逆断层控制而形成被断层复杂化的大型断鼻构造。平面上,油藏在中东部以构造控制为主,西北受构造及岩性双重因素控制。研究区层段为下白垩统泉头组四段(K1q4)扶余油层,区块面积为180km2,共有180口井。前人研究成果表明,大安北地区具有非常有利的油气成藏条件,但扶余油层储层为典型的特低孔、超低渗储层,且断层发育,油水分布受构造、断层、岩性、沉积特征等多重因素控制,呈现出非常复杂的态势：同时由于研究区钻遇扶余油层的探井和评价井相对较少,且分布不均,已有研究成果纵向上均以砂组为沉积单元,对于研究区沉积储层特征尚未进行深入研究,不能满足精细油藏描述的需要。因此,有必要建立研究区小层等时地层格架,并深化对沉积储层特征的认识,了解储层致密化的控制因素,进行储层综合评价,为油田进一步改善开发效果奠定重要的地质基础。在岩心观察和测井资料综合解释的基础上,以岩石地层学和高分辨率层序地层学指导,应用点、线、面三位一体的方法,对研究区180口井扶余油层进行精细的小层划分与对比,将扶余油层划分为4个砂组、12个小层,建立了小层等时地层格架。通过岩心观察及测井分析、粒度分析并结合区域沉积背景等资料,对研究区物源方向、沉积微相类型及沉积演化规律进行了研究。研究表明,大安北地区扶余油层沉积物源主要来源于西北方向英台-红岗体系,同时西南方向发育次物源。扶余油层为三角洲相沉积,发育三角洲平原相和三角洲前缘相两大亚相,沉积微相主要类型为水上分流河道、溢岸砂、决口扇、决口河道、废弃河道、水上分流间湾、水下分流河道、水下溢岸砂、河口坝、席状砂及水下分流间湾等,储层以分流河道沉积砂体为主。依据显微镜观察、电镜扫描、薄片鉴定等现代分析测试资料,对储层岩石学特征及成岩作用进行了深入细致的分析。研究表明,扶余油层储层砂岩的成分成熟度偏低,砂岩主要为长石质岩屑砂岩,有少量岩屑质长石砂岩。研究区扶余油层地层整体处于中成岩A阶段,主要经受压实、胶结和自生矿物沉淀、交代、溶解溶蚀等成岩作用。压实程度强-中等,致使碎屑颗粒多以点-线接触为主；胶结作用以碳酸盐胶结和粘土矿物胶结为主；交代作用主要为方解石交代岩屑、长石等不稳定矿物。长石等不稳定矿物的淋滤作用在研究区比较常见,但溶蚀程度较弱,形成的次生孔隙较小储层岩石孔隙类型主要以原生粒间孔为主,其次为粒间溶孔,喉道类型以微喉道和片状喉道为主,次为收缩喉道,孔隙之间连通性差,局部孔隙之间无喉道连通,喉道配位数很低。在沉积特征、储层特征及成岩作用研究的基础上,分析了影响储层物性的诸多因素,并探讨储层致密化的主控因素。研究表明,沉积微相和压实、胶结成岩作用是研究区储层物性的主控因素。碎屑颗粒中长石、岩屑等不稳定组分及杂基含量较高,压实成岩及胶结作用使原生孔隙大大降低,同时后期次生孔隙不发育,最终导致储层致密化。为了更真实的表征研究区致密砂岩,本文采用定性认识与定量判别相结合的方法,选取孔隙度、渗透率、泥质含量、孔隙喉道、砂岩厚度定量表征参数,结合成岩相类型,运用灰色系统理论及聚类分析方法对研究区储层进行综合评价,将研究区储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类。并在储层评价的基础上,在扶余油层成藏模式的指导下,充分考虑储层、断层、圈闭构造等因素,通过叠合储层类型分布图和微构造图,对研究区储层有利成藏区块进行预测。