泥巖標志層在海陸過渡沉積環(huán)境地層對比中的應(yīng)用
——以珠江口盆地陸豐凹陷A油田古近系為例

居字龍，唐輝，劉偉新，朱義東，田騰飛，毛園

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司研究院）

泥巖標志層在海陸過渡沉積環(huán)境地層對比中的應(yīng)用
——以珠江口盆地陸豐凹陷A油田古近系為例

居字龍，唐輝，劉偉新，朱義東，田騰飛，毛園

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司研究院）

珠江口盆地A油田區(qū)古近系海陸過渡沉積環(huán)境砂體變化快，由此帶來砂體追蹤對比的困難?；跍y井和地震資料，在恩平組和珠海組共識別出5套具有等時意義的泥巖標志層。在泥巖標志層約束下，建立了目的層段的高分辨率層序地層格架：3個長期旋回、8個中期旋回以及21個短期旋回。在等時地層格架內(nèi)，短期旋回的砂體平面分布特征研究表明，恩平組為北東向物源的辮狀河三角洲沉積，珠海組為北東—南西展布的濱岸沉積；單砂體沉積微相及含油性研究表明，恩平組的辮狀河三角洲分流河道和珠海組的濱岸砂壩為含油有利相帶，這一認識在后續(xù)開發(fā)中得到了驗證。

泥巖；標志層；層序；地層格架；古近紀；珠江口盆地

珠江口盆地陸豐凹陷A油田深層古近系的發(fā)現(xiàn)，有效接替了該區(qū)淺層新近系珠江組油藏高含水開發(fā)階段的儲量，這對于珠江口盆地東部實施“滾動勘探開發(fā)、三維擴儲、立體挖潛”的策略具有重要意義［1-2］。A油田的古近系屬海陸過渡相沉積，它經(jīng)歷了從陸相辮狀河三角洲到海相濱岸的變化［3-4］，砂體變化快，追蹤對比困難，這使得建立可靠的等時地層格架的難度增大。傳統(tǒng)地層對比的核心是砂體，而海陸過渡沉積背景下砂泥頻繁互層，導(dǎo)致在測井和地震上識別的砂體橫向?qū)Ρ刃圆?，砂體對比容易錯位，很難保證地層格架的等時性，進而影響后續(xù)的油藏描述。因此，建立可靠的等時地層格架對于A油田古近系儲層的高效開發(fā)至關(guān)重要。

穩(wěn)定發(fā)育的泥巖在沉積上多為水體能量弱的沉積相（如前三角洲泥、濱外泥和河漫沼澤等），在平面上能夠廣泛發(fā)育，另外在旋回上，泥巖反映老的沉積旋回的結(jié)束和新的沉積旋回的開始，因此泥巖標志層也成為了良好的地層等時劃分對比標志［5-10］。筆者綜合測井、地震資料，在A油田古近系海陸過渡帶共識別出5套具有等時劃分意義的泥巖標志層，并把它們作為層序劃分的約束面，用以輔助高分辨率層序格架的建立和進一步在此等時地層格架下開展砂體平面展布及含油有利沉積相帶的預(yù)測。

1 地質(zhì)概況

A油田位于珠江口盆地陸豐凹陷（圖1a），目前的10口開發(fā)井主要位于兩條斷層之間（圖1b），深層古近系的開發(fā)層位為珠海組和恩平組（圖1c），共13個含油小層（砂層）。目的層段沉積背景為海陸過渡帶（圖1c），其中：珠海組為濱岸沉積體系，巖性整體為砂泥巖互層，中部發(fā)育厚層砂巖，局部夾薄煤層；恩平組為辮狀河三角洲沉積體系，上部為砂巖夾中薄層泥巖，下部為厚層含礫粗砂巖夾泥巖，底部沖刷面明顯，局部夾薄煤層。

2 泥巖標志層的識別思路

目前文獻中泥巖標志層沒有較明確的定義，但普遍認為泥巖標志層具有區(qū)域內(nèi)穩(wěn)定分布的特點、較明顯的測井響應(yīng)特征以及顯著的沉積規(guī)律［5-10］，只有符合上述三個特征的泥巖才能作為泥巖標志層。泥巖標志層的識別，需綜合應(yīng)用巖心、測井及地震資料來仔細鑒別篩選。具體而言，區(qū)域穩(wěn)定分布的特征，是指泥巖標志層在地震剖面上具有較好的連續(xù)性，且在測井曲線上有區(qū)域穩(wěn)定分布的特征；明顯的測井響應(yīng)特征，是指泥巖標志層具有顯著的測井曲線變化規(guī)律，且容易被識別；顯著的沉積規(guī)律，是指泥巖標志層對揭示沉積變化規(guī)律有較好的輔助作用，從而能保證泥巖標志層的地質(zhì)意義。

識別出泥巖標志層后，即可在高分辨率層序地層學(xué)原理的指導(dǎo)下，將泥巖標志層作為地質(zhì)界面來輔助各級次旋回的劃分及等時地層格架的建立。

圖1 珠江口盆地陸豐凹陷A油田地質(zhì)背景

3 泥巖標志層在A油田等時地層格架建立中的應(yīng)用

3.1 A油田泥巖標志層的識別

由于目前取心井A10-2井的取心段主要集中在部分砂巖段（圖2），因此A油田泥巖標志層的識別主要依賴測井和地震資料。按照上文提到的泥巖標志層特征，在研究區(qū)目的層段識別出5套泥巖標志層：a、b、c、d、e（圖2）。下文將詳細羅列這5套泥巖標志層的特征。

具有區(qū)域分布的特征泥巖空間展布上的連續(xù)性差異在地震和測井資料上有較好的反映。研究區(qū)的地震資料品質(zhì)雖然相對較差，但這5套標志層在地震剖面上仍然有較好的連續(xù)性，而其他的非標志層泥巖的橫向連續(xù)性相對較差（圖3）。根據(jù)測井解釋泥巖的厚度統(tǒng)計（表1，8口井），這五套泥巖標志層的平均厚度分別為7.2、4.2、5.5、8.9、4.9m，較非標志層泥巖（平均厚度為2.7m）更厚。泥巖厚度越厚，其空間分布范圍一般越廣泛［11-12］。因此，這五套泥巖標志層具有分布更廣泛的特征。

圖2 珠江口盆地陸豐凹陷A油田區(qū)古近系泥巖標志層及層序旋回綜合剖面

圖3 珠江口盆地陸豐凹陷A油田區(qū)泥巖標志層地震剖面響應(yīng)特征Ⅰ—Ⅰ′剖面位置見圖1b

表1 珠江口盆地陸豐凹陷A油田區(qū)單井測井解釋泥巖厚度統(tǒng)計(m)

具有較明顯的測井響應(yīng)特征以A9井為例（圖2）：（1）標志層a，GR值較高，分布范圍為123～135API，對應(yīng)巨厚濱岸砂體下部厚度約5m的濱外泥巖；（2）標志層b，GR值較高，分布范圍為195～212API，對應(yīng)厚度約4.8m的分流間灣泥巖；（3）標志層c，GR值較高，分布范圍為120～175API，具有明顯的不整合面特征（上下的伽馬值突變），對應(yīng)厚度約12m的分流間灣泥巖；（4）標志層d，GR值較高，分布范圍為120～185API，具有明顯的頂部沖刷特征，對應(yīng)厚度約11m的分流間灣泥巖；（5）標志層e，GR值較高，分布范圍為112～132 API，具有明顯的頂部沖刷特征，對應(yīng)厚度約8m的分流間灣泥巖。

可較好地反映沉積演化規(guī)律從圖2的砂體樣式解析可見，標志層a上部為巨厚砂巖（大于100m），GR曲線呈箱狀；標志層a到標志層c之間濱岸砂體的厚度逐漸減薄；標志層c為珠海組與下伏恩平組的界線，具有明顯的不整合面特征；標志層c、d、e將恩平組的辮狀河沉積體系分為三個段，從下往上，河道砂體的厚度逐漸變薄，河道砂體樣式逐漸從疊置式過渡到孤立式（圖2）。

3.2 等時地層格架的建立

借鑒基準面旋回的劃分方案［13-14］，利用5套泥巖標志層輔助層序旋回的劃分，這5套泥巖標志層對應(yīng)著中期旋回的湖（海）泛面（圖2）。珠江口盆地陸豐凹陷A油田區(qū)恩平組劃分了1個長期旋回（LSC1），3個中期旋回（MSC1～MSC3）和11個短期旋回（SSC1～SSC11）；珠海組劃分了2個長期旋回（LSC2～LSC3），5個中期旋回（MSC4～MSC8）和10個短期旋回（SSC12～SSC21）（圖2）。

整體上層序旋回特征明顯：恩平組的短期、中期和長期旋回皆為向上“變深”的非對稱旋回，這表示可容納空間遠小于沉積物供給增長率（A/S＜＜1），沉積物快速堆積，易表現(xiàn)出明顯的河道下切作用，有明顯的不整合面；珠海組為具有完整的上升半旋回和下降半旋回的對稱型旋回，對稱型的旋回特征反映出在經(jīng)歷了恩平組沉積時期可容納空間逐步變大后，珠海組的沉積物供給量和可容納空間增長量接近平衡，其中，在珠海組沉積中期（LSC2下降半旋回和LSC3上升半旋回），由于洪泛面的下降，發(fā)育明顯的厚層砂巖。A油田的旋回特征表明，恩平組的低位水體高能沉積環(huán)境下發(fā)育快速堆積砂體，隨著海泛面的持續(xù)上升，沉積能量逐步變?nèi)?；到珠海組沉積中期，隨著海泛面局部下降，連續(xù)性地發(fā)育高位水體的相對低能砂體。

4 等時地層格架的應(yīng)用

砂體平面展布特征能夠反映沉積物源及儲層的發(fā)育規(guī)律［15-18］。筆者選取重點含油短期旋回期次（恩平組：SSC9、SSC10；珠海組：SSC13、SSC19）進行砂體平面展布分析（圖4）。需說明的是，認定砂體的標準按測井解釋孔隙度大于12%。由圖4可見：SSC9和SSC10代表的恩平組砂體為北東向物源的辮狀河三角洲沉積，且砂體平面展布的變化體現(xiàn)出該時期辮狀河河道頻繁遷移的特點；SSC13和SSC19代表的珠海組砂體為北東—南西向條帶狀展布的濱岸沉積。

圖4 珠江口盆地陸豐凹陷A油田區(qū)重點短期旋回期次砂體厚度分布

高分辨率地層格架下的沉積微相研究，是儲層非均質(zhì)性分析及儲層預(yù)測的重要方法［19-22］。建立測井相和沉積相的模板是相關(guān)研究的重要步驟，而單井的測井相通常是在單砂體的級次上進行的。筆者將恩平組SSC9短期旋回劃分兩期砂體（SSC9-1和SSC9-2），SSC10短期旋回劃分三期砂體（SSC10-1、SSC10-2和SSC10-3），將珠海組SSC19短期旋回劃分三期砂體（SSC19-1、SSC19-2和SSC19-3），在此基礎(chǔ)上，繪制相應(yīng)的沉積微相圖，圖5僅展示了儲量較大的恩平組SSC9-1、SSC9-2期的和珠海組SSC19-2、SSC19-3期的。對各類沉積微相的鉆井含油比例進行統(tǒng)計（表2），結(jié)果表明，恩平組的含油有利沉積微相為辮狀河三角洲分流河道，珠海組的則為條帶狀的濱岸砂壩。

圖5 珠江口盆地陸豐凹陷A油田區(qū)重點短旋回單砂體沉積微相展布

表2 珠江口盆地陸豐凹陷A油田區(qū)單砂體沉積微相類型和鉆井含油性統(tǒng)計

上述關(guān)于含油有利沉積相帶的認識，在后期的開發(fā)生產(chǎn)中得到了驗證。例如，SSC9-2期砂體中（圖5a），A2井鉆遇分流河道，應(yīng)屬含油優(yōu)勢沉積微相，雖然早期的測井含油性解釋為非儲層，但經(jīng)過測井的再解釋，現(xiàn)認為A2井該期砂體為薄油層；另外，A28井是后期鉆的新井，根據(jù)該地區(qū)砂體北東向展布的特點，鉆前預(yù)測該井處于分流河道含油優(yōu)勢沉積微相，鉆后的測井相和測井含油性解釋結(jié)論均驗證了前期的預(yù)測，A28井實際鉆遇18m厚的多期疊置河道砂體，油層厚度約4.3m。

5 結(jié)論

（1）珠江口盆地陸豐凹陷的A油田區(qū)，在古近系珠海組和恩平組內(nèi)共識別出5套泥巖標志層，它們區(qū)域上穩(wěn)定發(fā)育，平均厚4.2～8.9m，在測井和地震資料上有較好的響應(yīng)特征，且具有較強的地質(zhì)階段劃分意義。

（2）在5套泥巖標志層約束下，建立了目的層段的高分辨率層序地層格架：恩平組劃分為1個長期旋回，3個中期旋回和11個短期旋回；珠海組劃分為2個長期旋回，5個中期旋回和10個短期旋回。

（3）短期旋回砂體的平面展布特征表明，恩平組為北東向物源的辮狀河三角洲沉積，河道遷移特征明顯，珠海組的砂體為北東—南西向條帶狀展布的濱岸沉積。單砂體沉積微相與含油性研究表明，辮狀河三角洲分流河道和濱岸沉積的臨濱砂壩分別為恩平組和珠海組的含油有利沉積相帶。

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編輯：董庸

Identification of M udstone M arkers and Its App lication in Stratigraphic Correlation in Transitional Sediments: A Case of the Paleogene in Oilfield A,Lufeng Sag,Zhujiangkou Basin

Ju Zilong,Tang hui,Liu Weixin,Zhu Yidong,Tian Tengfei,Mao Yuan

The rapid change of sand body in the Paleogene transitional sedimentsmakes the sand body tracking and isochronal correlation difficult in the oilfield A,Lufeng sag,Zhujiangkou Basin.According to well log and seism ic data,five sets of mudstone markers w ith isochronal significance are identified in Zhuhai Formation and Enping Formation.Under the constraints of themudstonemarker layers,a high-resolution sequence stratigraphic framework of the target interval is established:3 long-term cycles,8 m id-term cycles,and 21 short-term cycles.The result of the distribution of sand bodies in short-term cycles shows that the braided river delta from northeastern source developed in Enping Formation,and the coastal deposition developed in a NE-SW derection in Zhuhai Formation.The study on them icrofacies and oil-bearing properties of the single sand body shows that the distributary channels of the braided river delta in Enping Formation and the coastal sand dams in Zhuhai Formation are the favorable phase of oil-bearing zone,which has been verified by follow-up development.

Mudstone;Marker bed;Sequence;Stratigraphic framework;Paleogene;Zhujiangkou Basin

TE121.3

A

10.3969/j.issn.1672-9854.2017.02.012

1672-9854(2017)-02-0089-06

2016-04-14；改回日期：2016-12-13

本文受中國海洋石油總公司重大專項“海相砂巖特高含水期挖潛技術(shù)”(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD)資助

居字龍：1988年生，2013年獲中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）石油工程碩士學(xué)位，現(xiàn)從事儲層地質(zhì)研究工作。通訊地址：518000廣東省深圳市南山區(qū)后海濱路（深圳灣段）3168號中海油大廈A1306；E-mail：juzl@cnooc.com.cn

Ju Zilong：MSc,Geological Engineer.Add:Research Institute of CNOOC Shenzhen Branch Company,3168 Houhaibin Rd.,Shenzhen,Guangdong,518000,China