高分辨率層序地層學在儲集層精細描述中的應用

閆海軍，賈愛林，郭建林，楊思玉，張云海，鄭雄杰（.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京00083；2.中國石油吉林油田分公司a.英臺采油廠，b.二氧化碳捕集埋存與提高采收率開發(fā)公司，吉林松原38000）

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高分辨率層序地層學在儲集層精細描述中的應用

閆海軍1，賈愛林1，郭建林1，楊思玉1，張云海2a，鄭雄杰2b
（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油吉林油田分公司a.英臺采油廠，b.二氧化碳捕集埋存與提高采收率開發(fā)公司，吉林松原138000）

摘要：儲集層精細描述是老區(qū)挖潛、提高采收率的基礎(chǔ)，也是已開發(fā)油田穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。由于缺乏資料和地質(zhì)解釋本身的多解性，儲集層精細描述中單砂體連通性及規(guī)模評價往往存在不確定性。針對這一問題，應用高分辨率層序地層學分析方法，通過綜合資料的分析對比，建立等時地層格架及砂體疊置模式，有效指導儲集層描述和單砂體精細解剖。以吉林油田黑59區(qū)塊注氣儲集層為例，進行儲集層精細描述和單砂體精細解剖，明確了儲集層縱、橫向分布規(guī)律，刻畫了單一成因砂體發(fā)育期次、規(guī)模等特征，實現(xiàn)了單砂體分布在三維空間的可視化。

關(guān)鍵詞：高分辨率層序地層學；基準面旋回；等時地層格架；儲集層精細描述；單砂體解剖

sand body anatomy

高分辨率層序地層學的時間-地層單元劃分方法，既可以應用于油氣田勘探階段長時間尺度的層序單元劃分和等時對比，也適合開發(fā)階段短時間尺度的砂層組、砂層、單砂體層序單元劃分和等時對比。特別是開發(fā)中后期提高采收率階段的儲集層精細描述，采用高分辨率層序地層學理論，可以有效降低儲集層精細描述以及單砂體精細解剖過程中存在的不確定性[1]。本文以吉林油田黑59區(qū)塊為例，以高分辨率層序地層學理論為指導，進行不同級次基準面旋回的識別和劃分，建立目的層段高分辨率等時地層格架，對儲集層進行精細描述，從而實現(xiàn)對單一成因砂體三維精細刻畫，為二氧化碳注氣提高油藏采收率奠定基礎(chǔ)。

1　研究區(qū)概況

吉林油田黑59區(qū)塊位于松遼盆地南部中央坳陷帶長嶺凹陷中部（圖1a），自下而上發(fā)育下白堊統(tǒng)登婁庫組、泉頭組、青山口組（由下而上劃分為青一段、青二段和青三段）、姚家組、嫩江組，上白堊統(tǒng)四方臺組、明水組，新近系大安組、泰康組和第四系。其中，青一段和青二段是黑59區(qū)塊的主要目的層段，目的層為典型的砂泥巖頻繁交互層。青一段的巖性主要為灰黑色泥巖，灰色、深灰色粉砂質(zhì)泥巖，灰色粉砂巖夾灰色含鈣、鈣質(zhì)粉砂巖，呈不等厚互層。地層厚度100～ 120 m，青一段底與泉頭組四段頂之間存在明顯臺階，可作為地層對比的輔助標志。青二段巖性主要為灰、深灰、灰黑色及灰綠色泥巖，深灰、淺灰、灰色泥質(zhì)粉砂巖，灰色、淺灰色粉砂巖夾含鈣、鈣質(zhì)粉砂巖，厚度為160～200 m.黑59區(qū)塊受控于首尾相接的兩條反向正斷層。在這兩條斷層的控制下，青一段頂面形成斷鼻構(gòu)造。青山口組沉積期是松遼盆地急劇拗陷、盆地擴張、水進體系發(fā)育的主要時期，古氣候已由泉頭組沉積期的炎熱干燥轉(zhuǎn)變?yōu)闇嘏睗?。青一段為三角洲前緣沉積，黑59區(qū)塊的主力層是青一段的7號砂體和12號砂體，儲集層分別為水下分流河道和河口砂壩沉積，物源主要來自于西南方向的保康水系。研究區(qū)內(nèi)青一段自上而下發(fā)育7號砂體（qn1-3-1小層）、12號砂體（qn1-2-1小層）、14號砂體（qn1-1-1小層）和15號砂體（qn1-1-2小層），7號和12號砂體為注氣層位。

圖1　吉林油田黑59區(qū)塊位置（a）及青一段地層厚度等值線（b）

研究區(qū)目的層為青一段，頂部埋深為2 400 m左右，總體表現(xiàn)為西南較厚，東北略?。▓D1b），厚100 m左右。儲集層為低孔低滲儲集層，有效孔隙度8.00% ～15.00%，平均有效孔隙度12.76%，滲透率0.26～ 9.87 mD，平均滲透率為3.57 mD.

2　等時地層格架的建立

2.1基準面旋回識別與對比

按照旋回等時對比法則，基準面旋回的轉(zhuǎn)折點，可作為時間地層對比的優(yōu)選位置。目前高分辨率層序框架內(nèi)小層對比方法有自旋回沉積對比、關(guān)鍵界面對比、河流切割充填對比和沉積微相相序?qū)Ρ?種[2]。

不同級別的基準面旋回對比所依據(jù)資料不同。長期基準面旋回對比主要依據(jù)地震和測井資料，中期基準面旋回對比主要依據(jù)測井資料，短期、超短期基準面旋回對比主要依據(jù)測井和巖心資料[3]。

2.2等時地層格架的建立

自然伽馬曲線能較好地反映研究區(qū)目的層段的砂體粒度特征，綜合反映目的層段可容納空間與沉積物供給量比值的變化。研究發(fā)現(xiàn)，青一段為一個長期基準面旋回，其本身又可以劃分出4個中期基準面旋回（圖2）。在第3個中期基準面旋回的下部存在一個厚度10 m左右的泥巖發(fā)育段，各井之間可以對比，為最大洪泛期沉積。

為了詳細研究砂體的非均質(zhì)性，又對qn1-3-1小層（7號砂體）、qn1-2-1小層（12號砂體）、qn1-1-1小層（14號砂體）及qn1-1-2小層（15號砂體）進行了超短期基準面旋回的劃分。超短期基準面旋回主要是依據(jù)測井曲線進行識別和對比。同時在不同等級基準面旋回劃分的基礎(chǔ)上，建立了目的層段的等時地層格架（圖2）。

3　基準面旋回對儲集層的控制

3.1基準面旋回對沉積相的控制

長期基準面旋回可容納空間與沉積物供給量比值變化控制沉積環(huán)境及沉積相類型，整個目的層段沉積，在平面上表現(xiàn)為先退積后進積的沉積序列。吉林油田黑59區(qū)塊青山口組為三角洲前緣沉積，青一段主要發(fā)育水下分流河道、河口砂壩、分流河道間灣和遠砂壩4種沉積微相。在長期基準面上升半旋回，可容納空間與沉積物供給量比值逐漸增大，湖水逐漸變深，可容納空間逐漸增加，儲集層主要發(fā)育深水分流河道為主的三角洲前緣沉積，整個沉積體為由湖向陸地的退積序列。在長期基準面下降半旋回，可容納空間與沉積物供給量比值逐漸減小，湖水逐漸變淺，可容納空間逐漸減小。儲集層在下降半旋回的早期，發(fā)育以河口砂壩沉積為主的三角洲前緣沉積；而下降半旋回的晚期發(fā)育以淺水分流河道為主的三角洲前緣沉積，整個基準面下降半旋回為由陸地向湖的進積序列。目的層段儲集層的這種深水分流河道—湖泛面—河口砂壩—淺水分流河道沉積，體現(xiàn)了長期基準面旋回對沉積的控制作用。

分劃層地時等段一青塊區(qū)95黑田油林吉2圖

短期基準面旋回控制次級沉積時期沉積微相的疊置及發(fā)育規(guī)模。以12號砂體為例，整個12號砂體位于短期基準面下降半旋回，由自下到上的3期沉積微相分布可以看出（圖3），分流河道從陸地向湖盆進積，同時分流河道規(guī)模變大。這種單一期次砂體內(nèi)部沉積微相的分布特征也體現(xiàn)了相分異原理，即反映了原始的沉積環(huán)境和沉積物的保存程度隨時間、空間的變化。

圖3　吉林油田黑59區(qū)塊12號砂體基準面下降半旋回沉積微相平面分布

3.2　基準面旋回對砂體的控制

整體上來說，砂體縱向發(fā)育程度及疊置模式受長期基準面旋回的變化控制，可容納空間與沉積物供給量比值增大，砂體鉆遇率及砂體厚度減小，砂體表現(xiàn)為由陸地向湖的進積特征；可容納空間與沉積物供給量比值減小，砂體鉆遇率及砂體厚度增加，砂體表現(xiàn)為由湖向陸地的退積特征（圖4）。這表明，長期基準面旋回上升及下降半旋回均不同程度發(fā)育砂體，隨著長期基準面旋回的上升，砂體發(fā)育程度逐漸變差，隨著長期基準面旋回的下降，砂體發(fā)育程度逐漸變好。另外，縱向上砂體發(fā)育程度還受中期基準面旋回變化的控制，在各個中期基準面旋回由下降到上升的轉(zhuǎn)換處砂體最發(fā)育，即隨著中期基準面的上升砂體發(fā)育程度變差，隨著中期基準面的下降砂體發(fā)育程度逐漸變好。

3.3　基準面旋回對物性的控制

測井資料表明，各砂組砂體平均孔隙度在11.5%左右，平均滲透率大于2.5 mD，物性在縱向上的分布規(guī)律明顯受長期基準面旋回可容納空間與沉積物供給量比值變化影響。當可容納空間與沉積物供給量比值增大時，砂體物性變差，非均質(zhì)性增強；當可容納空間與沉積物供給量比值減小時，砂體物性變好，非均質(zhì)性變?nèi)?。而在單一砂體內(nèi)部（如7號砂體以河道沉積為主），隨著基準面的下降，砂體物性自下而上（qn1-3-1-3小層—qn1-3-1-2小層—qn1-3-1-1小層）逐漸變好，平面非均質(zhì)性變?nèi)酰▓D5）。

圖4　吉林油田黑59區(qū)塊砂體鉆遇率隨基準面旋回變化

4　高分辨率等時地層格架下單砂體精細解剖

4.1單井層次界面分析

在高分辨率等時層序地層格架下，應用層次界面分析技術(shù)對單井進行對比，研究發(fā)現(xiàn)，12號砂體內(nèi)隔夾層可分為4級[4]：①Ⅰ級為主力層間的夾層，厚度在5 m左右，全區(qū)穩(wěn)定發(fā)育，可明顯識別；②Ⅱ級為河口砂壩復合體之間的相對較厚的泥，厚度一般大于1 m，在測井曲線上可明顯識別，全區(qū)所有井可進行追蹤對比；③Ⅲ級為單一河口砂壩之間的韻律層間夾層，對流體滲流起屏障作用，厚度一般小于1 m，井間可以對比；④Ⅳ級為單一河口砂壩增生體之間的夾層，厚度很小，一般不到0.5 m，不連續(xù)，井間不可對比。

圖5　吉林油田黑59區(qū)塊7號砂體孔隙度等值線

4.2　隔夾層分布模式

在層次界面分析基礎(chǔ)上認為，12號砂體隔夾層分布存在3種模式，不同類型模式對于注氣過程中非均質(zhì)性影響不同[5]。

（1）泥砂型泥包砂型中的隔層是主力層之間的泥，這種隔層厚度較厚，在注氣過程中封隔作用比較可靠，不會造成注氣過程中的氣竄。

（2）砂泥穩(wěn)定互層型砂泥穩(wěn)定互層型中的隔夾層是不同復合沉積體系之間的泥。這一類型的砂泥比高，隔層厚度較小，一般1 m左右，但在全區(qū)可以追蹤對比。該類隔層由于厚度較小，因此在注氣過程中的封隔作用不可靠，壓裂極易造成串層。

（3）砂包泥型砂包泥型中的隔夾層分布是同一沉積體系內(nèi)部的巖性或者是物性隔夾層，是單一沉積體內(nèi)部的隔夾層。厚度一般小于0.5 m，一般井間可以對比，但是全區(qū)不能夠追蹤。

研究表明，上述3種隔夾層分布模式在縱向上的分布不是無規(guī)律變化，而是受長期基準面旋回的控制。當可容納空間與沉積物供給量比值較小時，隔夾層表現(xiàn)為砂包泥的模式；隨著可容納空間與沉積物供給量比值的增大，隔夾層表現(xiàn)為砂泥穩(wěn)定互層型；當可容納空間與沉積物供給量比值繼續(xù)增大，由于可容納空間較大，三角洲前緣的分流河道砂鑲嵌在分流間灣的泥中，隔夾層表現(xiàn)為泥包砂型[6]。同時隔夾層的分布模式體現(xiàn)了儲集層發(fā)育的層次性。從泥包砂—砂泥穩(wěn)定互層型—砂包泥型，隔夾層厚度、規(guī)模逐漸減小，而儲集層表現(xiàn)為由復合沉積體系—沉積體系—單砂體的變化，體現(xiàn)了儲集層從層間非均質(zhì)性到層內(nèi)非均質(zhì)性的變化。

4.3　單砂體連通方式

在單井層次界面分析基礎(chǔ)上，通過鉆井之間砂體對比研究發(fā)現(xiàn)主要存在以下3種單砂體連通方式：孤立型、垂向疊置型和側(cè)向切割型。同樣，單砂體之間的連通方式受可容納空間與沉積物供給量比值、可容納空間的大小以及沉積物供給速率控制。當可容納空間與沉積物供給量比值、可容納空間較大時，由于沉積物供給有限，砂體呈孤立狀鑲嵌在周圍的泥巖中，這個時期河道穩(wěn)定性較強，較少發(fā)生側(cè)向遷移，縱向上呈現(xiàn)一個完整的河道砂體沉積序列。當可容納空間與沉積物供給量比值、可容納空間較小時，沉積物供給充沛，河道砂體頻繁發(fā)生側(cè)向遷移疊置，縱向上呈現(xiàn)多個河道砂體側(cè)向疊置的沉積序列。當可容納空間與沉積物供給量比值和可容納空間處于以上兩種情況過渡階段時，河道穩(wěn)定性中等，河道砂體偶爾發(fā)生側(cè)向遷移，由于沉積物供給也較為充沛，所以河道砂體呈現(xiàn)為多個河道縱向疊置型沉積序列。

4.4　單砂體疊置模式

單砂體疊置模式的研究對于層序地層格架下單砂體橫向?qū)Ρ戎陵P(guān)重要，利用單砂體疊置模式降低了單砂體橫向?qū)Ρ鹊牟淮_定性[7]。以12號砂體為例，12號砂體的主要沉積微相是三角洲前緣河口砂壩，主要發(fā)育在qn1-2-1小層。其可容納空間與沉積物供給量比值逐漸減小、湖平面下降、可容納空間減小、沉積物速率逐漸增加。12號砂體處在長期基準面旋回的中上部，第2個和第3個中期基準面旋回的轉(zhuǎn)換位置，通過層次界面分析以及單砂體連井對比研究發(fā)現(xiàn)12號砂體發(fā)育2套河口砂壩復合體。下部復合河口砂壩期次較多，但規(guī)模較?。簧喜亢涌谏皦纹诖屋^少，但是規(guī)模較大。由于12號砂體處于可容納空間與沉積物供給量比值逐漸減小、可容納空間變小、沉積速率增加的過程之中，所以形成水退進積型砂體，單一成因的河口砂壩砂體呈“S”形向湖中心方向進積（圖6）。

圖6　吉林油田黑59區(qū)塊12號砂體疊置模式

4.5　砂體縱向演化規(guī)律

高分辨率層序地層學分析以及砂體疊置模式的研究表明，單砂體在縱向上受長期基準面旋回變化及中期基準面旋回變化控制[8]。在長期基準面上升半旋回到下降半旋回，縱向上沉積由垂向疊置型河道沉積—孤立型河道沉積—最大洪泛面沉積—進積型河口砂壩沉積—垂向疊置型河道沉積—側(cè)向切割型河道沉積，是一個基本完整的旋回，體現(xiàn)了長期基準面旋回及可容納空間的變化對沉積及砂體發(fā)育特征的控制作用。另外，中期基準面旋回變化、中期基準面旋回所處長期基準面旋回中位置以及沉積物供給速率決定了砂體發(fā)育位置、規(guī)模等特征。砂體一般發(fā)育在中期基準面旋回轉(zhuǎn)換位置，同時砂體規(guī)模大小除了與基準面旋回變化有關(guān)外，還與當時的沉積物供給速率及基準面變化速率有關(guān)。沉積物越豐富，基準面變化速率越慢，相對應的沉積體越厚、規(guī)模越大[9]。

4.6　單砂體精細解剖

（1）基本原則單砂體精細解剖過程中，除了受高分辨率層序地層學等時地層格架、砂體疊置模式、單砂體連通方式等控制外，在具體的解剖過程中，還要遵循以下3條原則：①應反映出特定的幾何形態(tài)，即能夠反映出單砂體的延伸距離、展布范圍等；②具備一定的物理特性，即不同成因單元砂體之間物性有所差異；③代表一定的成因機理，既包括單一成因砂體，也包括單一成因砂體之間的泥質(zhì)夾層的成因機理。

除此之外，在具體分析砂體連續(xù)性時，要依據(jù)不同復合壩體之間絕對不連，同一復合壩體內(nèi)部不同河口砂壩體之間砂體也不連，同一河口砂壩內(nèi)部砂體相連（不同增體間也認為是連通的）的劃分原則[10]。遵循這些原則和具體劃分方法可以將各個成因單元砂體的幾何形態(tài)和側(cè)向延伸表現(xiàn)在三維空間中，能夠精細刻畫儲集層的非均質(zhì)性。

（2）精細解剖結(jié)果依據(jù)單砂體疊置模式及解剖過程中應遵循的基本原則和方法，在高分辨率等時地層格架內(nèi)，對吉林油田黑59區(qū)塊青一段12號砂體進行精細解剖。在砂體解剖時，在物源方向的控制下，主要考慮單砂體疊置模式，采用巖性相近、層位相當?shù)男貙Ρ确椒?，嚴格對比曲線形態(tài)組合等。同時應用動態(tài)資料對單砂體的劃分結(jié)果進行驗證，力求單砂體的解剖結(jié)果真實可靠。在此基礎(chǔ)上，在整個黑59區(qū)塊建立砂體解剖剖面格架，利用了黑59區(qū)塊所有井資料，進行單砂體精細解剖，最后繪制單砂體在平面上的展布特征（圖7），單砂體精細解剖結(jié)果同動態(tài)測壓及示蹤劑檢驗結(jié)果一致，驗證了該方法的有效性，同時表征了不同期次砂體的規(guī)模尺度等特征（表1）。

12號復合河口砂壩沉積體系單砂體解剖表現(xiàn)出如下特征：①12號復合河口砂壩沉積體系分為上下2套河口砂壩沉積體系，2套河口砂壩沉積體系均發(fā)育4期河口砂壩沉積；②2套河口砂壩沉積體系中單砂體均表現(xiàn)為順物源方向的條帶狀或者是近條帶狀展布；③上部河口砂壩沉積體系單砂體普遍較厚，物性較好，單一河口砂壩內(nèi)部韻律夾層較少，下部河口砂壩沉積體系單砂體普遍較薄，物性較差，單一河口砂壩內(nèi)部韻律夾層較多；④無論是上部還是下部河口砂壩沉積體系，第1期和第2期單砂體沉積規(guī)模普遍較大，后兩期單砂體沉積規(guī)模普遍較小。與上部河口砂壩沉積體系單砂體相比，下部河口砂壩沉積體系單砂體寬度窄，垂直物源方向上單砂體連通性差（圖7）。

5　結(jié)論

（1）根據(jù)高分辨率層序框架內(nèi)小層對比方法，建立了研究區(qū)目的層段高分辨率等時層序地層格架。青一段包括1個長期基準面旋回、4個中期基準面旋回、11個短期基準面旋回。

圖7　吉林油田黑59區(qū)塊12號復合沉積體系單砂體空間展布

表1　吉林油田黑59區(qū)塊12號復合沉積體系單砂體參數(shù)統(tǒng)計

（2）不同級次基準面旋回變化對沉積相、砂體、物性具不同的控制作用。長期基準面旋回控制沉積環(huán)境、沉積微相、縱向上的沉積序列、砂體規(guī)模及疊置模式，中期基準面旋回控制砂體發(fā)育位置及發(fā)育程度，短期基準面旋回控制砂體內(nèi)部的非均質(zhì)性。

（3）在高分辨率層序等時地層格架基礎(chǔ)之上，通過層次界面分析，建立3種隔夾層分布模式；通過單砂體對比，建立3種單砂體疊置模式，分析了目的層段砂體縱向演化規(guī)律。

（4）在隔夾層分布、單砂體連通及疊置模式研究基礎(chǔ)之上，在高分辨率層序地層框架內(nèi)，依據(jù)單砂體精細解剖的原則和劃分方法對12號單砂體進行精細解剖。12號復合河口砂壩沉積體系分為上下兩套河口砂壩沉積體系，上部分出13個單砂體，下部分出14個單砂體，這為成功注氣奠定了基礎(chǔ)。

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（編輯曹元婷）

Application of High?Resolution Sequence Stratigraphy to Fine Reservoir Description

YAN Haijun1, JIA Ailin1, GUO Jianlin1, YANG Siyu1, ZHANG Yunhai2a, ZHENG Xiongjie2b
(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China; 2.PetroChina Jilin Oilfield Company, a.Yingtai Oil Production Plant, b.Development Company of Carbon Dioxide Capture and Storage and Enhanced Oil Recovery, Songyuan, Jilin 138000, China)

Abstract:Fine reservoir description is the basis and key for later exploration and EOR as well as keeping stable production of an aged oil?field.However, there exist uncertainties in study of single sand body connectivity and scale during fine reservoir description, due to lack of data and multiple solutions of geological interpretation.This paper developed the isochronous stratigraphic frameworks and sands overlap model by using high?resolution sequence stratigrphy method and analysis and correlation of comprehensive data to effectively guide the res?ervoir description and the single sand body anatomy.Taking the gas injected reservoir in Hei?59 block in Jilin oilfield as an example, the fine reservoir description and single sand body detailed anatomy have determined the vertical and lateral distribution of the reservoir, de?scribed the development stages and scale of single sand body, and realized the 3D visualization distribution of the sand bodies in this area.Keywords: high?resolution sequence stratigraphy; base level cycle; isochronous stratigraphic framework; fine reservoir description; single

作者簡介：閆海軍（1983-），男，河南方城人，工程師，油氣田開發(fā)地質(zhì)，（Tel）010-83595236（E-mail）yhj010@petrochina.com.cn.

基金項目：中石油科技重大專項（2014B-1503）

收稿日期：2015-07-07

修訂日期：2015-10-23

文章編號：1001-3873（2016）01-0029-07

DOI：10.7657/XJPG20160106

中圖分類號：TE112.24

文獻標識碼：A