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国内外整体沉积演化特征研究主要集中在勘探阶段利用探井和地震资料开展,在研究方法上主要有两种方法：第一种多因素分析法,其理论基础是沉积动力学,主要强调搬运和沉积过程相互作用,采取由点到面,从局部到整体,从量变到质变的研究思路,该方法较适用于冲积平原及湖盆沉积演化的规律研究[1⁃3]。第二种沉积体制研究方法,主要基于地貌学、现代沉积和基准面升降,采取从面到点,由整体到局部,逐渐深入的研究思路,该方法较适用于断陷盆地中沉积演化的整体分布规律研究[4⁃6]。大庆油田在20世纪60—90年代开发早—中期相继开展了松辽盆地沉积演化特征研究,对萨尔图、葡萄花油层的沉积演化特征认识由最初湖相沉积体系逐步发展到河流—三角洲相沉积体系[7⁃11]。赵翰卿等[12⁃15]利用探井、基础井网的岩心和测井资料对萨、葡油层的沉积环境和沉积模式进行了系统研究,大大提高了对储层认识程度。阮壮等[16⁃17]对长垣葡Ⅰ组从北到南、从下到上不同层序的叠加演化关系进行了系统研究,对沉积界限进行了重新认识,对不同环境的沉积模式展开了进一步的细化。然而油田在开发中—后期对大庆长垣高台子油层沉积演化分布特征研究较少,尚缺乏详细的宏观整体认识,各单元湖岸线、内、外前缘分界线、外前缘尖灭线仍不明确[18⁃19],此外储层非均质性特征尚未清晰,因此亟需应用油田密井网资料开展高台子油层整体层序演化及沉积特征研究。在运用多因素分析法基础上,通过“岩心定区、微相定位”的研究思路开展高台子油层沉积演化特征研究,进一步深化高台子油层宏观整体认识,揭示不同砂体非均质性分布特征,指导高台子油层分区块储层精细地质研究,对整体开发规划部署和化学驱层系组合及次序开发具有重要指导意义。
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大庆长垣是松辽盆地中央坳陷北部的一个大型二级背斜带,轴向北东15°左右,南北长145 km,东西宽10~30 km,闭合面积约2 800 km2。大庆长垣高台子油层属于青山口组—姚家组复合旋回的中下部,地处北部沉积体系的滨湖带,与葡Ⅱ组呈连续沉积。是一套陆源碎屑岩沉积,粒度较细,以粉细砂岩、粉砂岩为主,沉积旋回性比较明显,成层性较好,总厚度300 m左右（图1）。高台子油层沉积时期总的变化趋势是从北往南地层逐渐增厚,但变化不大,沉积砂体从喇嘛甸油田,萨尔图油田,到杏树岗油田杏六区以北分布,杏六区以南为前三角洲泥质岩代替。纵向上划分高Ⅰ—高Ⅳ共4个油层组,高Ⅰ组延伸最远,至杏56井以南尖灭；高Ⅲ组较高Ⅰ组砂岩分布面积略小,至杏24井附近尖灭；高Ⅱ组、高Ⅳ组砂岩分布面积更小,分别于杏5井与萨167井尖灭。高台子油层在各开发区所处的沉积环境不同,各油层组反映的旋回特征各有差异[20⁃21]。
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高台子油层层序演化特征研究主要采用点（取心井）—线（对比剖面）—面（平面相带）多维度立体研究思路。“点”方面,通过取心井岩心描述,明确岩相环境标志特征,单井确定亚相类型；“线”方面,通过骨架对比剖面,进行单元对比与亚相边界分析,剖面上确定分层亚相位置；“面”方面,通过微相组合与平面亚相边界确定,平面确定亚相边界,最终搞清储层沉积演化分布规律特征。
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三角洲沉积体系从陆上分流平原亚相到深水的前三角洲亚相,岩性特征、泥岩颜色、沉积构造及砂体分布等特征均呈规律性变化,根据这些沉积特征的变化建立高台子油层不同沉积亚相沉积特征识别标准（表1）。依据这套标准在长垣自北向南重点选取了11口密闭取心井、合计2 100余米岩心,开展详细的储层观察描述工作,逐井逐层确定其沉积环境,建立取心井沉积环境柱状图（图2）。从水上平原到水下前缘环境砂岩层理由强水动力的板状交错层理逐渐过渡为弱水动力的水平层理,同时泥岩颜色由代表水上氧化环境的紫红色、杂色泥岩逐渐过渡到代表水下还原环境的灰绿色、深灰色泥岩。从11口取心井不同油层组的层理类型及泥岩颜色进行统计结果分析,表明高台子油层岩相以水下还原环境沉积特征为主,比例较高,但在长垣北部高Ⅰ、高Ⅲ组仍发育强水动力下的各类交错层理,伴随氧化环境下的杂色—紫红色泥岩,比例接近20%,代表存在近岸水上沉积环境（图3）。根据11口取心井详细观察,落实不同沉积单元沉积环境类型,明确了高台子油层垂向沉积演化序列。
亚相 泥岩颜色 沉积构造 垂向序列 三角洲分流平原 以紫红色泥岩及紫红杂灰绿色泥岩交互出现为特征 自下而上依次为槽状—板状—波状交错层理,规模相对小,砂岩多为细砂级别,河道底部多泥砾 正韵律或复合韵律 三角洲内前缘 泥岩以灰色为主,常见灰绿色泥岩 层理规模较三角洲平原小,河道冲刷面不明显 正韵律及反韵律均可见 三角洲外前缘 灰色泥岩占绝对主导,灰绿色少见 多见波状层理、交错层理、水平层理等水动力条件 较弱的层理类型 反韵律 前三角洲 深灰色或黑色 常见水平层理 — 
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在单井沉积环境分析基础上,开展剖面沉积环境分析,首先基于长垣的南北和东西方向纵—横骨架剖面依据河道旋回、砂体韵律、曲线形态等差异进行统一的沉积单元精细对比,根据河道砂、前缘席状砂砂体沉积类型变化,在骨架剖面上分单元大致确定亚相类型,初步确定沉积环境变化界限位置。以高Ⅰ组为例,在南北向骨架砂体剖面上,可根据上、下四段砂岩组大致细分出三角洲分流平原亚相、内、外前缘亚相及前三角洲亚相等分布界限（图4）。
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在点（取心井）、线（对比剖面）研究基础上,按照“岩心定区、微相定位”的思路确定沉积环境分界线位置,首先依据泥岩颜色、沉积构造、砂体特征等,绘制了典型层位泥岩颜色和层理构造的平面分布图,来判断各亚相带的分布区范围。以高Ⅰ6+7单元为例,该单元湖岸线分布区位于喇嘛甸油田中部到萨北油田,该地区泥岩颜色为杂色到灰色过渡,砂岩层理由槽状交错层理、板状交错层理向互层波状层理过渡；内外前缘边界线分布区位于萨南油田北部,该地区泥岩颜色由灰色向灰黑色过渡,砂岩层理由不规则波状层理向透镜波状层理过渡（图5）。
在岩心确定沉积环境分布区域基础上,通过砂体沉积微相刻画确定沉积环境变化的准确位置,地震属性的平面分布趋势可以反映古水流方向,通过提取长垣喇嘛甸—萨中油田不同类型地震属性与井点资料对比,发现道积分反演波阻抗属性的吻合程度较高,其对砂岩厚度大于2 m的河道砂等厚层规模砂体趋势形态响应明显,可以刻画河道走向及砂坝的边界,因此优选道积分反演波阻抗属性来辅助确定长垣分流河道砂体走向及河道平面组合关系,按照“砂岩轮廓定边界、属性趋势判走向”方法井震结合确定骨架砂体宏观展布,绘制高台子油层典型层位长垣整体沉积相带图,并在岩心资料确定的亚相带分布区内,结合河道砂体规模及河间砂体变化特征,最终在平面上确定了沉积亚相边界线位置（图6）。
综上,按照以上思路和方法完成了大庆长垣4个油层组、26个砂岩组、118个小层的沉积环境分析,确定了高台子油层各单元湖岸线、内外前缘分界线和外前缘分界线位置,为高台子油层垂向和平面沉积环境变化规律奠定了基础。
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通过确定高台子油层各单元沉积亚相边界线分布位置,首先建立长垣北部高台子油层地层层序地层格架,其次在层序格架内开展沉积演化过程分析,认为高台子油层属于总体湖退背景下砂泥频繁交互的三角洲沉积体系,多种亚相环境并存,具有明显的多级旋回性,总体上是一个长期旋回,包括高Ⅰ—高Ⅱ组和高Ⅲ—高Ⅳ组两个中期旋回,每个中期旋回又包括若干短期旋回,多个短期旋回由于湖进、湖退规模大小不同,例如高Ⅰ组包括3个湖进湖退沉积演化序列,造成沉积相带的组合不同。湖岸线大都在喇嘛甸以北,只有在高Ⅰ组时期在萨北和喇嘛甸地区发育一定比例的水上分流平原亚相沉积。其中高Ⅰ、高Ⅲ组由外前缘、内前缘,分流平原组合而成,高Ⅱ、高Ⅳ组由外前缘和前三角洲组合而成（图7）。这样的湖泊三角洲不仅在平面相带展布和垂向沉积层序上与海洋三角洲有所不同,而且各类砂体在沉积物中所占的比例也有差别。
2.1. 沉积层序演化特征分析方法
2.1.1. 点（取心井）
2.1.2. 线（对比剖面）
2.1.3. 面（平面相带）
2.2. 沉积层序与沉积环境演化规律
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在沉积环境分析基础上,根据高台子油层在三角洲前缘相中不同砂体分布特征差异,综合考虑河流能量、波浪作用、气候变化及水体深浅等因素来进一步划分三角洲类型,建立了高台子油层三大类、六亚类三角洲沉积模式,明确了各三角洲沉积模式分布特点。
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形成时期湖泊水体浅,河流能量占主导地位为特征,碎屑物质供给较充足,分流河道砂体发育,自北向南河道宽度、席状砂展布等呈规律性变化（图8a）。该类型三角洲可细分为两种模式,其中枝状贫砂模式受气候影响,湖岸线频繁波动,内前缘亚相长时间的周期性干涸,湖浪作用弱,没有充足的能量把河流带的泥砂改造成广布的席状砂,因而分流间为泥质岩或表外砂岩所充填（图8d）；枝状富砂模式沉积时水深明显增加,处于常年水域的覆盖之下,湖浪及沿岸流的改造作用显著增强,而河流的作用却明显减弱,但仍能供给丰富的碎屑物质,因而分流间形成大面积的厚层席状砂（图8e）。总体上枝状三角洲平面非均质较强,易形成注采不完善区域,剩余油潜力较大。
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形成时期前缘亚相波浪作用较强,河流所携带的砂体受波浪簸选,发生再分配,导致水下河道不发育,使之呈席状或带状广泛分布于三角洲前缘。席状三角洲在垂向上具有层段性集中分布的特点,厚层席状砂具有方向性（图8b）。席状三角洲受物源供给分配影响,致前缘相席状砂沉积厚度不同,该类型三角洲可细分为两种模式。厚层席状模式物源供给较充分,呈厚层席状或带状广泛分布于三角洲前缘（图8f）；薄层席状模式物源供给不充分,呈薄层席状或片状广泛分布于三角洲前缘（图8g）。
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形成时期受湖泊沿岸流搬运,沉积有一定规模的厚层坨状砂坝砂体,砂坝内部依据曲线形态、厚度和岩性差异细分为坝核、坝中、坝缘、坝间,它们依次嵌套呈不规则环带状分布,储层评价依次为“最好”—“好”—“中”—“差”。砂坝内部夹层整体稳定分布,易形成层内剩余油,后期可优先应用化学驱采油（图8c）。坨状三角洲根据砂坝的成因及规模差异可细分为滨外坝模式和前缘砂坝模式。滨外坝模式沉积时远离湖岸线,物源供给弱,湖滨地区沿岸流增强作用影响,将相邻三角洲的砂体搬运到外前缘亚相远端的深水区沉积,平行于湖岸线呈条带分布,形成大面积的砂岩连通体,规模较大（图8h）；前缘砂坝模式沉积时受湖浪及沿岸流共同作用,将北部物源搬运到前缘亚相低洼地带沉积,砂体较相邻席状砂厚,呈坨状分布,形成规模较滨外坝砂体小（图8i）。
通过对长垣高台子油层15个典型层位整体储层砂体精细地质解剖及平面与层内非均质特征分析,不同类型沉积模式平面分布特征参数表明,受河流、波浪、沿岸流等作用影响,整体上河控枝状—浪控席状—流控坨状三角洲模式,平面非均质性依次减弱（表2）。
模式类型 河控枝状三角洲 浪控席状三角洲 流控坨状三角洲 枝状贫砂模式 枝状富砂模式 厚层席状模式 薄层席状模式 滨外坝模式 前缘砂坝模式 优势相接触关系 泥质岩、河间薄层砂 泥质岩、河间厚层砂 厚层席状砂 泥质岩、表外席状砂 席状砂 席状砂 相变率/(次/km) 10.43 10.86 3.23 3.18 0.34 0.51 碾平厚度/m 砂岩 1.47 2.19 0.46 0.11 2.66 1.13 有效 0.66 0.83 0.28 0.01 1.75 0.12 钻遇率/% 河道 10.40 12.50 — — 3.25 — 主体 27.50 36.53 20.39 5.99 60.33 14.45 非主体 13.61 27.41 42.18 12.60 20.95 17.17 表外 35.44 22.25 15.36 47.75 10.39 42.39 孔隙度/% 28.26 28.88 26.25 25.53 29.03 26.32 渗透率变异系数 0.41 0.46 0.33 0.20 0.27 0.17 各类型沉积模式层内分布特征参数表明,受层内砂体韵律、分选系数、渗透率级差等参数影响,流控坨状三角洲沉积模式层内非均质弱,驱油效率高,因此受其平面及层内沉积非均质性差异较弱的特点,总体上流控坨状沉积模式开发效果好于其他沉积模式类型（表3）。
模式类型 河控枝状三角洲 浪控席状三角洲 流控坨状三角洲 枝状贫砂模式 枝状富砂模式 厚层席状模式 薄层席状模式 滨外坝模式 前缘砂坝模式 韵律特征 正韵律 正韵律 反韵律、复合韵律 反韵律 反韵律、复合韵律 粒度中值 0.120~0.130 0.110~0.170 0.108 0.060~0.100 0.086 0.080 分选系数 2.0~2.6 2.5~3.0 2.5 2.0~2.5 2.0 2.1 上部渗透率/µm2 250~350 300~500 150~350 130~150 150~750 150~750 下部渗透率/µm2 500~700 790~1 100 渗透率级差 2.8 3.7 2.3 1.2 2.1 2.1 高低渗透段占砂岩厚度比例/% 比较均匀 高：12~20低：13 高：55低：45 高：40低：60 高：25~35低：35 高：25~35低：35 碳酸盐含量/% 0.3~0.9 0.012~0.270 1~2 2~8 6.8~7.1 7.0~7.4 驱油效率 46.3 46.9 48.6 43.7 53.9 51.2 -
按照以上模式特征对高台子油层不同沉积单元进行了沉积模式划分,深化了高台子油层砂体沉积特征认识。
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通过对高台子油层所有单元沉积模式归类统计表明,整体上高台子油层以浪控席状沉积模式为主,层数比例近50%,同时存在层数近1/3比例的河控枝状沉积模式,其中枝状富砂模式发育层数是枝状贫砂模式发育层数的2倍。不同油层组沉积模式差异大,高Ⅰ组沉积时期湖水浅,沉积环境以三角洲内前缘为主,水下河道发育,砂体沉积模式以河控枝状沉积模式为主,层数比例近88%；高Ⅱ组沉积时期,水体加深,湖水频繁震荡为主,多为三角洲外前缘沉积环境,前缘席状砂发育,局部前缘砂坝发育,因此以浪控席状模式为主,层数比例近59%,同时也存在一定比例的流控坨状沉积模式；高Ⅲ组沉积时期,与高Ⅱ组相比水体稍浅,前缘席状砂发育,局部水下河道发育,因此以浪控席状沉积模式为主,层数比例近61%,同时存在一定比例的河控枝状沉积模式（图9）。
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松辽盆地属于浅水坳陷湖盆沉积,盆地坡度较小,一般为1°~2°,不发育吉尔伯特三角洲三层结构,呈现出明显河控特征。一是河口坝不发育,以席状砂和水下河道砂沉积为主,水下河道延伸较远,且席状砂具有一定的方向性。研究表明三角洲前缘亚相没有明显的坡度转折,以宽阔平缓的浅水区为主,河流入湖后,切割能力减弱,而以沉积作用为主,在前缘亚相中发育厚度较大的水下分流河道砂体,但在平面上分布往往不连续,从而形成席状砂与水下河道砂体相组合的砂体分布特征。随着离湖岸线距离的增远,水下河道逐渐消失,形成广布的席状砂体,并向湖中延伸较远。如喇嘛甸油田高Ⅰ13~16小层,以及萨北油田高Ⅰ4+5、6+7小层,高Ⅲ1~3小层等。二是属于叠叶状三角洲沉积,随着地壳的沉降湖岸线不断往复进退,在垂向上形成了多个三角洲沉积叶体,垂向层序发育不完整。但由于湖水的进退速度较快,垂向上的相序演变往往不连续,湖浸时形成以泥质为主的稳定沉积。湖退时,不是因沉积物的向前加积而逐步湖退,而是湖水快速收缩到某一位置稳定下来,然后河流延伸进来,从而形成分流河道沉积直接覆盖在湖浸层之上,中间缺失前缘亚相沉积,如喇嘛甸油田高Ⅰ2+3、4+5、6+7小层在喇19排以北均属分流河道沉积,但它们之间是以三角洲外前缘席状砂或前三角洲泥为界线。每个时期的三角洲沉积,相带展布在平面上虽然连续,但地层相序上不都连续。
3.1. 沉积模式划分
3.1.1. 河控枝状三角洲
3.1.2. 浪控席状三角洲
3.1.3. 流控坨状三角洲
3.2. 沉积特征分析
3.2.1. 高台子油层砂体沉积模式类型主要受沉积环境控制,不同油组沉积类型差异大
3.2.2. 高台子油层受浅水湖盆河控作用明显,多期砂体呈叠叶状沉积、河口坝不发育
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目前,大庆长垣油田综合含水95%以上,已进入特高含水后期开发阶段,储采失衡矛盾加剧。为了弥补产量不足,三类油层从“十四五”时期将陆续从水驱转向三次采油开发,高台子油层则是三类油层重点层位,如何进行化学驱开发对象优选和层系组合整体部署是油田开发迫切需要解决的问题。为此,通过对高台子油层演化分布和砂体沉积模式的系统研究,深化了对高台子油层整体沉积认识,为高台子油层三次采油整体规划部署提供地质依据。
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根据取心资料统计,不同类型储层岩性、物性差异较大,因此油层分类过程应该考虑沉积储层构成差异,先进行储层分类、再进行油层分类,增加了各类储层类型钻遇率；并针对砂体发育特点,依据沉积单元内单砂体的岩性、物性等属性特征差异对储层质量进行分类评价,确定分类界限标准,将油层类型划分为三种类型（表4）。
油层类型 主要判定参数 辅助判定参数 沉积环境 主要砂体类型 主要砂体钻遇率/% 次要砂体钻遇率/% 单层碾平有效厚度/m 油层总钻遇率 平均有效渗透率/μm2 一类油层 ⅠA 泛滥平原 辫状河、曲流河砂 河道砂≥60 — ≥3 ≥95 ≥0.8 ⅠB 分流平原 高弯曲分流河道砂 河道砂≥60 — ≥2 ≥90 二类油层 ⅡA 分流平原 低弯曲分流河道砂体 分流河道砂≥30 厚层河间砂≥50 ≥1.5 ≥80 ≥0.5 内前缘近岸 水下河道砂体 水下河道砂≥50 厚层席状砂≥30 ⅡB 分流平原 低弯曲分流河道砂 分流河道砂≥20 厚层河间砂≥40 ≥1 ≥60 ≥0.3 内前缘近岸 水下河道砂 水下河道砂≥20 厚层席状砂≥50 ≥80 三类油层 ⅢA 内前缘中远岸—外前缘近岸 厚层席状砂砂坝 厚层砂、砂坝>35薄层砂>10 河道砂<10表外砂>20 0.5~1 ≥60 <0.1 ⅢB 外前缘中岸 薄层席状砂 薄层砂>35厚层砂>10 表外砂<20 0.2~0.5 ≥60 0.02~0.10 ⅢC 外前缘远岸—前三角洲 表外砂 表外砂>45 厚层和薄层砂<20 <0.2 <60 <0.02 利用以上标准对高台子油层进行系统油层类型划分,以往认为高台子油层发育均是三类油层储层,通过深化高台子油层整体沉积演化分布及明确各单元砂体沉积模式,结果表明高台子油层二类、三类油层均有发育,二类油层以河控枝状三角洲模式内的分流平原亚相及内前缘亚相的分流河道沉积特征为主；三类油层以浪控席状三角洲模式内的席状砂沉积及流控坨状三角洲模式内的砂坝沉积为主。长垣北部二类、三类油层相间发育,南部以三类油层集中发育为主,呈现出北分散、南集中的类型格局。不同区块三类油层类型差异明显,萨中油田以北三类油层发育厚度大,以ⅢA类型为主；萨中油田以南三类油层发育厚度小,以ⅢC类型为主。
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首先根据开发和地质特征确定了三类油层化学驱层系组合划分原则,主要包括三个方面：（1）优先考虑ⅢA、ⅢB相对集中发育层段；（2）以砂岩组为单元进行层系组合,尽可能保持组合层段内油层性质相近,且具有稳定的隔层；（3）考虑有效厚度满足技术经济界限要求,具有一定储量规模,尽量利用水驱加密井网（表5）。例如油价分别为50美元、70美元、90美元条件时,利用水驱加密井网进行层系组合有效厚度界限分别为5.9 m、4.6 m、4.2 m。
水驱现井网 层系组合有效厚度界限（50美元）/m 层系组合有效厚度界限（70美元）/m 层系组合有效厚度界限（90美元）/m 完全新钻井 利用水驱现井网 完全新钻井 利用水驱现井网 完全新钻井 利用水驱现井网 一套 两套 三套 一套 两套 三套 一套 两套 三套 高台子油层井网 16.9 10.1 7.3 5.9 8.5 6.2 5.5 4.6 6.6 5.2 4.5 4.2 按照以上原则以油价为70美元条件时对高台子油层进行化学驱层系组合优化设计,喇嘛甸和萨中油田多数区块可以组合为3~4套层系,萨北和萨南油田可以组合1~3套层系,杏北油田高台子油层仅在高Ⅰ组上部发育,砂体厚度较薄,不具有层序组合潜力（表6）。根据层系组合成果开展喇嘛甸182区块高Ⅱ1-25油层段注聚现场试验,方案设计提高采收率11.64%,截至目前实现油层均匀动用,全井动用比例90%以上,阶段提高采收率10.4%,达到了方案阶段设计指标,取得了较好的开发效果。
开发区 区块个数 层系 地层跨度/m 每段厚度/m 主要层段划分 组合段数 砂岩 有效 喇嘛甸 10 高Ⅰ6+7—高Ⅰ20 10 37~41 14.7 7.2 高Ⅱ1—高Ⅱ25 10 75~82 16.4 7.5 高Ⅱ19—高Ⅱ30 4 35~39 20.1 8.4 高Ⅲ1—高Ⅲ13+14 3 32~37 11.0 8.0 小计/平均 27 15.6 7.8 萨北 5 高Ⅰ10—高Ⅰ20 5 27~30 10.6 5.3 高Ⅱ1—高Ⅱ25 2 55~60 14.3 6.9 高Ⅱ29—高Ⅲ13+14 1 53~57 10.8 5.6 小计/平均 8 11.9 5.9 萨中 12 高Ⅰ1—高Ⅰ20 12 50~55 22.4 8.1 高Ⅱ1—高Ⅱ34 11 75~85 30.6 12.3 高Ⅲ1—高Ⅲ23 10 60~65 32.6 11.8 高Ⅳ组 4 75~85 32.9 10.4 小计/平均 37 29.6 10.7 萨南 16 高Ⅰ1—高Ⅰ9 14 74~82 20.8 7.2 高Ⅰ10—高Ⅱ22 3 82~92 16.6 7.4 高Ⅲ1—高Ⅲ23 4 60~70 20.3 6.8 小计/平均 37 19.2 7.1
4.1. 油层类型划分标准
4.2. 高台子油层化学驱层系组合设计
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（1） 明确了长垣高台子油层属于湖退—湖积—湖退沉积的三角洲沉积演化序列,建立了三大类、六亚类三角洲沉积模式,不同模式类型受沉积环境控制影响,不同油层组间沉积模式类型差异大。整体上以浪控席状三角洲沉积模式为主,层数比例近50%,其次为河控枝状三角洲模式,层数比例33.3%,河控枝状—浪控席状—流控坨状三角洲模式非均质性依次减弱。
（2） 长垣高台子油层受浅水湖盆河控作用明显,三角洲前缘亚相延伸较远,河口坝不发育,以席状砂和水下分流河道砂沉积为主,水下河道延伸较远,且席状砂具有一定的方向性；垂向上多期砂体呈叠叶状沉积特征,湖水进退速度较快致分流河道沉积可直接覆盖在湖浸层之上,中间缺失前缘亚相沉积,导致垂向层序发育不完整,构成了独特的湖泊—三角洲沉积特点。
（3） 高台子油层在长垣北部二类、三类油层相间发育,南部三类油层集中发育,呈现北分散、南集中的类型格局；依据油层类型对不同区块进行化学驱层系优化组合,油价为70美元条件时利用水驱加密井网进行层系组合有效厚度界限为4.6 m,喇嘛甸和萨中油田可以组合为3~4套层系,萨北和萨南油田可以组合为1~3套层系,为高台子油层三次采油整体规划部署提供了地质依据。
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