高分辨率层序地层学在储集层精细描述中的应用

闫海军，贾爱林，郭建林，杨思玉，张云海，郑雄杰（.中国石油勘探开发研究院，北京00083；2.中国石油吉林油田分公司a.英台采油厂，b.二氧化碳捕集埋存与提高采收率开发公司，吉林松原38000）



高分辨率层序地层学在储集层精细描述中的应用

闫海军1，贾爱林1，郭建林1，杨思玉1，张云海2a，郑雄杰2b
（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油吉林油田分公司a.英台采油厂，b.二氧化碳捕集埋存与提高采收率开发公司，吉林松原138000）

摘要：储集层精细描述是老区挖潜、提高采收率的基础，也是已开发油田稳产的关键。由于缺乏资料和地质解释本身的多解性，储集层精细描述中单砂体连通性及规模评价往往存在不确定性。针对这一问题，应用高分辨率层序地层学分析方法，通过综合资料的分析对比，建立等时地层格架及砂体叠置模式，有效指导储集层描述和单砂体精细解剖。以吉林油田黑59区块注气储集层为例，进行储集层精细描述和单砂体精细解剖，明确了储集层纵、横向分布规律，刻画了单一成因砂体发育期次、规模等特征，实现了单砂体分布在三维空间的可视化。

关键词：高分辨率层序地层学；基准面旋回；等时地层格架；储集层精细描述；单砂体解剖

sand body anatomy

高分辨率层序地层学的时间-地层单元划分方法，既可以应用于油气田勘探阶段长时间尺度的层序单元划分和等时对比，也适合开发阶段短时间尺度的砂层组、砂层、单砂体层序单元划分和等时对比。特别是开发中后期提高采收率阶段的储集层精细描述，采用高分辨率层序地层学理论，可以有效降低储集层精细描述以及单砂体精细解剖过程中存在的不确定性[1]。本文以吉林油田黑59区块为例，以高分辨率层序地层学理论为指导，进行不同级次基准面旋回的识别和划分，建立目的层段高分辨率等时地层格架，对储集层进行精细描述，从而实现对单一成因砂体三维精细刻画，为二氧化碳注气提高油藏采收率奠定基础。

1　研究区概况

吉林油田黑59区块位于松辽盆地南部中央坳陷带长岭凹陷中部（图1a），自下而上发育下白垩统登娄库组、泉头组、青山口组（由下而上划分为青一段、青二段和青三段）、姚家组、嫩江组，上白垩统四方台组、明水组，新近系大安组、泰康组和第四系。其中，青一段和青二段是黑59区块的主要目的层段，目的层为典型的砂泥岩频繁交互层。青一段的岩性主要为灰黑色泥岩，灰色、深灰色粉砂质泥岩，灰色粉砂岩夹灰色含钙、钙质粉砂岩，呈不等厚互层。地层厚度100～ 120 m，青一段底与泉头组四段顶之间存在明显台阶，可作为地层对比的辅助标志。青二段岩性主要为灰、深灰、灰黑色及灰绿色泥岩，深灰、浅灰、灰色泥质粉砂岩，灰色、浅灰色粉砂岩夹含钙、钙质粉砂岩，厚度为160～200 m.黑59区块受控于首尾相接的两条反向正断层。在这两条断层的控制下，青一段顶面形成断鼻构造。青山口组沉积期是松辽盆地急剧拗陷、盆地扩张、水进体系发育的主要时期，古气候已由泉头组沉积期的炎热干燥转变为温暖潮湿。青一段为三角洲前缘沉积，黑59区块的主力层是青一段的7号砂体和12号砂体，储集层分别为水下分流河道和河口砂坝沉积，物源主要来自于西南方向的保康水系。研究区内青一段自上而下发育7号砂体（qn1-3-1小层）、12号砂体（qn1-2-1小层）、14号砂体（qn1-1-1小层）和15号砂体（qn1-1-2小层），7号和12号砂体为注气层位。

图1　吉林油田黑59区块位置（a）及青一段地层厚度等值线（b）

研究区目的层为青一段，顶部埋深为2 400 m左右，总体表现为西南较厚，东北略薄（图1b），厚100 m左右。储集层为低孔低渗储集层，有效孔隙度8.00% ～15.00%，平均有效孔隙度12.76%，渗透率0.26～ 9.87 mD，平均渗透率为3.57 mD.

2　等时地层格架的建立

2.1基准面旋回识别与对比

按照旋回等时对比法则，基准面旋回的转折点，可作为时间地层对比的优选位置。目前高分辨率层序框架内小层对比方法有自旋回沉积对比、关键界面对比、河流切割充填对比和沉积微相相序对比4种[2]。

不同级别的基准面旋回对比所依据资料不同。长期基准面旋回对比主要依据地震和测井资料，中期基准面旋回对比主要依据测井资料，短期、超短期基准面旋回对比主要依据测井和岩心资料[3]。

2.2等时地层格架的建立

自然伽马曲线能较好地反映研究区目的层段的砂体粒度特征，综合反映目的层段可容纳空间与沉积物供给量比值的变化。研究发现，青一段为一个长期基准面旋回，其本身又可以划分出4个中期基准面旋回（图2）。在第3个中期基准面旋回的下部存在一个厚度10 m左右的泥岩发育段，各井之间可以对比，为最大洪泛期沉积。

为了详细研究砂体的非均质性，又对qn1-3-1小层（7号砂体）、qn1-2-1小层（12号砂体）、qn1-1-1小层（14号砂体）及qn1-1-2小层（15号砂体）进行了超短期基准面旋回的划分。超短期基准面旋回主要是依据测井曲线进行识别和对比。同时在不同等级基准面旋回划分的基础上，建立了目的层段的等时地层格架（图2）。

3　基准面旋回对储集层的控制

3.1基准面旋回对沉积相的控制

长期基准面旋回可容纳空间与沉积物供给量比值变化控制沉积环境及沉积相类型，整个目的层段沉积，在平面上表现为先退积后进积的沉积序列。吉林油田黑59区块青山口组为三角洲前缘沉积，青一段主要发育水下分流河道、河口砂坝、分流河道间湾和远砂坝4种沉积微相。在长期基准面上升半旋回，可容纳空间与沉积物供给量比值逐渐增大，湖水逐渐变深，可容纳空间逐渐增加，储集层主要发育深水分流河道为主的三角洲前缘沉积，整个沉积体为由湖向陆地的退积序列。在长期基准面下降半旋回，可容纳空间与沉积物供给量比值逐渐减小，湖水逐渐变浅，可容纳空间逐渐减小。储集层在下降半旋回的早期，发育以河口砂坝沉积为主的三角洲前缘沉积；而下降半旋回的晚期发育以浅水分流河道为主的三角洲前缘沉积，整个基准面下降半旋回为由陆地向湖的进积序列。目的层段储集层的这种深水分流河道—湖泛面—河口砂坝—浅水分流河道沉积，体现了长期基准面旋回对沉积的控制作用。

分划层地时等段一青块区95黑田油林吉2图

短期基准面旋回控制次级沉积时期沉积微相的叠置及发育规模。以12号砂体为例，整个12号砂体位于短期基准面下降半旋回，由自下到上的3期沉积微相分布可以看出（图3），分流河道从陆地向湖盆进积，同时分流河道规模变大。这种单一期次砂体内部沉积微相的分布特征也体现了相分异原理，即反映了原始的沉积环境和沉积物的保存程度随时间、空间的变化。

图3　吉林油田黑59区块12号砂体基准面下降半旋回沉积微相平面分布

3.2　基准面旋回对砂体的控制

整体上来说，砂体纵向发育程度及叠置模式受长期基准面旋回的变化控制，可容纳空间与沉积物供给量比值增大，砂体钻遇率及砂体厚度减小，砂体表现为由陆地向湖的进积特征；可容纳空间与沉积物供给量比值减小，砂体钻遇率及砂体厚度增加，砂体表现为由湖向陆地的退积特征（图4）。这表明，长期基准面旋回上升及下降半旋回均不同程度发育砂体，随着长期基准面旋回的上升，砂体发育程度逐渐变差，随着长期基准面旋回的下降，砂体发育程度逐渐变好。另外，纵向上砂体发育程度还受中期基准面旋回变化的控制，在各个中期基准面旋回由下降到上升的转换处砂体最发育，即随着中期基准面的上升砂体发育程度变差，随着中期基准面的下降砂体发育程度逐渐变好。

3.3　基准面旋回对物性的控制

测井资料表明，各砂组砂体平均孔隙度在11.5%左右，平均渗透率大于2.5 mD，物性在纵向上的分布规律明显受长期基准面旋回可容纳空间与沉积物供给量比值变化影响。当可容纳空间与沉积物供给量比值增大时，砂体物性变差，非均质性增强；当可容纳空间与沉积物供给量比值减小时，砂体物性变好，非均质性变弱。而在单一砂体内部（如7号砂体以河道沉积为主），随着基准面的下降，砂体物性自下而上（qn1-3-1-3小层—qn1-3-1-2小层—qn1-3-1-1小层）逐渐变好，平面非均质性变弱（图5）。

图4　吉林油田黑59区块砂体钻遇率随基准面旋回变化

4　高分辨率等时地层格架下单砂体精细解剖

4.1单井层次界面分析

在高分辨率等时层序地层格架下，应用层次界面分析技术对单井进行对比，研究发现，12号砂体内隔夹层可分为4级[4]：①Ⅰ级为主力层间的夹层，厚度在5 m左右，全区稳定发育，可明显识别；②Ⅱ级为河口砂坝复合体之间的相对较厚的泥，厚度一般大于1 m，在测井曲线上可明显识别，全区所有井可进行追踪对比；③Ⅲ级为单一河口砂坝之间的韵律层间夹层，对流体渗流起屏障作用，厚度一般小于1 m，井间可以对比；④Ⅳ级为单一河口砂坝增生体之间的夹层，厚度很小，一般不到0.5 m，不连续，井间不可对比。

图5　吉林油田黑59区块7号砂体孔隙度等值线

4.2　隔夹层分布模式

在层次界面分析基础上认为，12号砂体隔夹层分布存在3种模式，不同类型模式对于注气过程中非均质性影响不同[5]。

（1）泥砂型泥包砂型中的隔层是主力层之间的泥，这种隔层厚度较厚，在注气过程中封隔作用比较可靠，不会造成注气过程中的气窜。

（2）砂泥稳定互层型砂泥稳定互层型中的隔夹层是不同复合沉积体系之间的泥。这一类型的砂泥比高，隔层厚度较小，一般1 m左右，但在全区可以追踪对比。该类隔层由于厚度较小，因此在注气过程中的封隔作用不可靠，压裂极易造成串层。

（3）砂包泥型砂包泥型中的隔夹层分布是同一沉积体系内部的岩性或者是物性隔夹层，是单一沉积体内部的隔夹层。厚度一般小于0.5 m，一般井间可以对比，但是全区不能够追踪。

研究表明，上述3种隔夹层分布模式在纵向上的分布不是无规律变化，而是受长期基准面旋回的控制。当可容纳空间与沉积物供给量比值较小时，隔夹层表现为砂包泥的模式；随着可容纳空间与沉积物供给量比值的增大，隔夹层表现为砂泥稳定互层型；当可容纳空间与沉积物供给量比值继续增大，由于可容纳空间较大，三角洲前缘的分流河道砂镶嵌在分流间湾的泥中，隔夹层表现为泥包砂型[6]。同时隔夹层的分布模式体现了储集层发育的层次性。从泥包砂—砂泥稳定互层型—砂包泥型，隔夹层厚度、规模逐渐减小，而储集层表现为由复合沉积体系—沉积体系—单砂体的变化，体现了储集层从层间非均质性到层内非均质性的变化。

4.3　单砂体连通方式

在单井层次界面分析基础上，通过钻井之间砂体对比研究发现主要存在以下3种单砂体连通方式：孤立型、垂向叠置型和侧向切割型。同样，单砂体之间的连通方式受可容纳空间与沉积物供给量比值、可容纳空间的大小以及沉积物供给速率控制。当可容纳空间与沉积物供给量比值、可容纳空间较大时，由于沉积物供给有限，砂体呈孤立状镶嵌在周围的泥岩中，这个时期河道稳定性较强，较少发生侧向迁移，纵向上呈现一个完整的河道砂体沉积序列。当可容纳空间与沉积物供给量比值、可容纳空间较小时，沉积物供给充沛，河道砂体频繁发生侧向迁移叠置，纵向上呈现多个河道砂体侧向叠置的沉积序列。当可容纳空间与沉积物供给量比值和可容纳空间处于以上两种情况过渡阶段时，河道稳定性中等，河道砂体偶尔发生侧向迁移，由于沉积物供给也较为充沛，所以河道砂体呈现为多个河道纵向叠置型沉积序列。

4.4　单砂体叠置模式

单砂体叠置模式的研究对于层序地层格架下单砂体横向对比至关重要，利用单砂体叠置模式降低了单砂体横向对比的不确定性[7]。以12号砂体为例，12号砂体的主要沉积微相是三角洲前缘河口砂坝，主要发育在qn1-2-1小层。其可容纳空间与沉积物供给量比值逐渐减小、湖平面下降、可容纳空间减小、沉积物速率逐渐增加。12号砂体处在长期基准面旋回的中上部，第2个和第3个中期基准面旋回的转换位置，通过层次界面分析以及单砂体连井对比研究发现12号砂体发育2套河口砂坝复合体。下部复合河口砂坝期次较多，但规模较小；上部河口砂坝期次较少，但是规模较大。由于12号砂体处于可容纳空间与沉积物供给量比值逐渐减小、可容纳空间变小、沉积速率增加的过程之中，所以形成水退进积型砂体，单一成因的河口砂坝砂体呈“S”形向湖中心方向进积（图6）。

图6　吉林油田黑59区块12号砂体叠置模式

4.5　砂体纵向演化规律

高分辨率层序地层学分析以及砂体叠置模式的研究表明，单砂体在纵向上受长期基准面旋回变化及中期基准面旋回变化控制[8]。在长期基准面上升半旋回到下降半旋回，纵向上沉积由垂向叠置型河道沉积—孤立型河道沉积—最大洪泛面沉积—进积型河口砂坝沉积—垂向叠置型河道沉积—侧向切割型河道沉积，是一个基本完整的旋回，体现了长期基准面旋回及可容纳空间的变化对沉积及砂体发育特征的控制作用。另外，中期基准面旋回变化、中期基准面旋回所处长期基准面旋回中位置以及沉积物供给速率决定了砂体发育位置、规模等特征。砂体一般发育在中期基准面旋回转换位置，同时砂体规模大小除了与基准面旋回变化有关外，还与当时的沉积物供给速率及基准面变化速率有关。沉积物越丰富，基准面变化速率越慢，相对应的沉积体越厚、规模越大[9]。

4.6　单砂体精细解剖

（1）基本原则单砂体精细解剖过程中，除了受高分辨率层序地层学等时地层格架、砂体叠置模式、单砂体连通方式等控制外，在具体的解剖过程中，还要遵循以下3条原则：①应反映出特定的几何形态，即能够反映出单砂体的延伸距离、展布范围等；②具备一定的物理特性，即不同成因单元砂体之间物性有所差异；③代表一定的成因机理，既包括单一成因砂体，也包括单一成因砂体之间的泥质夹层的成因机理。

除此之外，在具体分析砂体连续性时，要依据不同复合坝体之间绝对不连，同一复合坝体内部不同河口砂坝体之间砂体也不连，同一河口砂坝内部砂体相连（不同增体间也认为是连通的）的划分原则[10]。遵循这些原则和具体划分方法可以将各个成因单元砂体的几何形态和侧向延伸表现在三维空间中，能够精细刻画储集层的非均质性。

（2）精细解剖结果依据单砂体叠置模式及解剖过程中应遵循的基本原则和方法，在高分辨率等时地层格架内，对吉林油田黑59区块青一段12号砂体进行精细解剖。在砂体解剖时，在物源方向的控制下，主要考虑单砂体叠置模式，采用岩性相近、层位相当的旋回对比方法，严格对比曲线形态组合等。同时应用动态资料对单砂体的划分结果进行验证，力求单砂体的解剖结果真实可靠。在此基础上，在整个黑59区块建立砂体解剖剖面格架，利用了黑59区块所有井资料，进行单砂体精细解剖，最后绘制单砂体在平面上的展布特征（图7），单砂体精细解剖结果同动态测压及示踪剂检验结果一致，验证了该方法的有效性，同时表征了不同期次砂体的规模尺度等特征（表1）。

12号复合河口砂坝沉积体系单砂体解剖表现出如下特征：①12号复合河口砂坝沉积体系分为上下2套河口砂坝沉积体系，2套河口砂坝沉积体系均发育4期河口砂坝沉积；②2套河口砂坝沉积体系中单砂体均表现为顺物源方向的条带状或者是近条带状展布；③上部河口砂坝沉积体系单砂体普遍较厚，物性较好，单一河口砂坝内部韵律夹层较少，下部河口砂坝沉积体系单砂体普遍较薄，物性较差，单一河口砂坝内部韵律夹层较多；④无论是上部还是下部河口砂坝沉积体系，第1期和第2期单砂体沉积规模普遍较大，后两期单砂体沉积规模普遍较小。与上部河口砂坝沉积体系单砂体相比，下部河口砂坝沉积体系单砂体宽度窄，垂直物源方向上单砂体连通性差（图7）。

5　结论

（1）根据高分辨率层序框架内小层对比方法，建立了研究区目的层段高分辨率等时层序地层格架。青一段包括1个长期基准面旋回、4个中期基准面旋回、11个短期基准面旋回。

图7　吉林油田黑59区块12号复合沉积体系单砂体空间展布

表1　吉林油田黑59区块12号复合沉积体系单砂体参数统计

（2）不同级次基准面旋回变化对沉积相、砂体、物性具不同的控制作用。长期基准面旋回控制沉积环境、沉积微相、纵向上的沉积序列、砂体规模及叠置模式，中期基准面旋回控制砂体发育位置及发育程度，短期基准面旋回控制砂体内部的非均质性。

（3）在高分辨率层序等时地层格架基础之上，通过层次界面分析，建立3种隔夹层分布模式；通过单砂体对比，建立3种单砂体叠置模式，分析了目的层段砂体纵向演化规律。

（4）在隔夹层分布、单砂体连通及叠置模式研究基础之上，在高分辨率层序地层框架内，依据单砂体精细解剖的原则和划分方法对12号单砂体进行精细解剖。12号复合河口砂坝沉积体系分为上下两套河口砂坝沉积体系，上部分出13个单砂体，下部分出14个单砂体，这为成功注气奠定了基础。

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（编辑曹元婷）

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

作者简介：闫海军（1983-），男，河南方城人，工程师，油气田开发地质，（Tel）010-83595236（E-mail）yhj010@petrochina.com.cn.

基金项目：中石油科技重大专项（2014B-1503）

收稿日期：2015-07-07

修订日期：2015-10-23

文章编号：1001-3873（2016）01-0029-07

DOI：10.7657/XJPG20160106

中图分类号：TE112.24

文献标识码：A