复杂断块油田高分辨率层序地层学及砂体几何学特征——以海塔盆地贝尔凹陷呼和诺仁油田贝301区块南屯组二段为例

姜洪福,张世广

大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部，黑龙江 大庆 163000

复杂断块油田高分辨率层序地层学及砂体几何学特征
——以海塔盆地贝尔凹陷呼和诺仁油田贝301区块南屯组二段为例

姜洪福,张世广

大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部，黑龙江 大庆 163000

准确刻画扇三角洲单期扇体几何形态是破解海塔油田开发的关键地质技术，以高分辨率层序地层学和现代沉积学理论为指导，在海塔盆地贝尔凹陷呼和诺仁油田贝301区块南屯组二段识别出3个长期(LSC)、4个中期(MSC)、6个短期(SSC)、53个超短期(相当于单砂体)基准面旋回，首次建立了海塔盆地已加密开发区块单砂体级高分辨率层序地层格架。沉积微相研究表明,优势砂体发育的水下分流河道、河口坝微相主要发育于可容纳空间较小的SSC3、SSC4及SSC5与SSC6的转换面附近。单期水下分流河道宽厚比为50∶1～200∶1，平均为85∶1；随着基准面的下降，水下分流河道的宽度增大、厚度增厚、宽厚比增大，随着基准面的上升，水下分流河道的宽度变窄、厚度减小、宽厚比减小。河口坝展布面积与其厚度有一定正相关性，一般半径与厚度的比值为60∶1～120∶1，平均为90∶1。本次研究首次实现海塔盆地单砂体级沉积微相工业化制图，精细刻画了主要砂体几何学特征，为综合挖潜提供了一定的地质依据。

高分辨率层序地层学；海塔盆地；扇三角洲；单砂体；几何学

0 前言

呼和诺仁油田贝301区块位于内蒙古自治区呼伦贝尔盟新巴尔虎右旗贝尔苏木(乡)境内，构造位置属于海拉尔盆地贝尔湖坳陷贝尔凹陷呼和诺仁构造带(图1)，是海塔油田最重要的开发区块之一，其主要开采层系南屯组二段(南二段)油层属于被断层复杂化的近物源、快速充填的沉积环境，砂体平面及纵向发育的稳定性差。以往对其研究多集中在勘探和评价阶段的油藏成藏机制及宏观潜力等[1-3]，利用开发井资料进行的沉积特征精细研究较少[4-5]。

2009年井位加密后，砂体连通关系经生产动态数据证实呈现异常复杂性，同时，准确落实剩余油分布及下步精细挖潜迫切需要进行单砂体的纵向成因单元识别及平面连通关系精细刻画。

本次研究以高分辨率层序地层学和现代沉积学理论为指导，综合应用钻、测、录、震及分析化验资料取得如下成果:在小层重新统层的基础上，进一步将原来的27个小层细分为53个超短期基准面旋回(单砂体);首次建立了贝301区块南二段152口开发井单砂体级高分辨率层序地层格架，精细刻画了研究区目的层砂体几何形态、井间单砂体连通关系;对单砂体级沉积微相演化规律进行了深入剖析，进一步夯实了贝301区块地质研究基础，为海塔盆地油田级开发区块综合调整提供了一定的地质依据;探索了海塔盆地精细油藏描述有效配套技术及方法。

1 建立单砂体级高分辨率层序地层格架

海塔盆地特殊的构造、沉积特点造成地层及油层对比极其困难[6-8]。本次研究以高分辨率层序地层学和现代沉积学理论[4,9-12]为指导，在小层统层基础上进行了单砂体细分，初步总结探索了适合海塔盆地地质特征的“井震结合建立中长期高分辨率层序格架、不同级别标志层逐级约束标定至短期基准面旋回、不同类型转换面成因识别确定超短期基准面旋回”等复杂断块扇三角洲储层开发井细分对比方法。

图1 研究区构造井位图Fig.1 Tectonic and well location diagram of study area

1.1 井震结合建立中长期高分辨率层序格架

图2 井震连合标定中长期基准面旋回剖面Fig.2 Well-seismic commissure calibration profile of long-term base-level cycle and middle-term base-level cycle

海塔盆地特殊的构造地质背景决定在地层及油层对比过程中必须进行有效的井震结合[13]。多期次构造运动对原始地貌改动大，造成贝301区块断块破碎、断层及角度不整合发育，纵向上地层分布不连续、不完整；埋藏较深、砂岩及砂砾岩储层交互等导致地震反射轴不明显，进而造成井震交互解释难。井震结合可以在构造复杂的地质条件下有效进行中长期基准面旋回的追踪对比(图2，剖面位置见图1中a--a′剖面)。合成记录是连接测井、地震、钻井的纽带，选取研究区地层全、产状较平缓、井旁地震资料特征清楚的井作为标准井，并应用Landmark工作站的Syntool模块制作了152口井的Ricker子波合成记录，子波的主频一般在35 Hz左右，子波的长度在100 ms左右。南二段I油组顶面，为一区域性不整合面，波阻特征在该反射层总体表现为一强振幅、高连续的反射，局部见上超、削截现象，t0值一般为900～1 250 ms；自然伽马(GR)曲线出现明显突变。南二段II油组(N2II)顶面地震反射特征为强振幅、高连续性反射，t0值一般为940～1 270 ms，该反射同相轴的下部为低能量、连续性较差的反射特征；GR曲线出现较明显的回返特征。目的层发育3个长期、4个中期基准面旋回(图2)。井震结合同时可以标定油层组内部钻遇断点的归属及井间断层的展布。研究表明,只有充分运用大量的开发井密井网资料，按断块单元逐井制作地震合成记录，才能真正建立起井震交互验证的复杂断块中长期高分辨率层序格架。

1.2 不同级别标志层逐级约束标定至短期基准面旋回

近物源、相变快、砂地比高导致除长期基准面转换面(油层组界限)外没有全区稳定的统一标志层，只能利用不同级别标志层逐级约束，结合相序规律进行短期基准面旋回综合分析。目的层共发育27个小层(表1)，标志层可以划分为三级(图3，剖面位置见图1中b--b′剖面)，其中一级标志层有南二段顶部(N2II)、南二段II油组顶部(N2III)及南二段底部(N2II25)。南二段顶部之上地层为大磨拐河组,自上而下由泥岩突变为砂砾岩，LLD曲线由低值突变为高值，SP曲线有明显的负偏移;南二段II油组顶部自上而下亦多为由泥岩突变为砂砾岩，LLD曲线由低值突变为高值，SP曲线有明显的负偏移;南二段底部地层为南一段或兴安岭组，自上而下多为由泥岩突变为砂砾岩或火山岩，LLD曲线由低值突变为高值，SP曲线有明显的负偏移，亦为较明显的识别标志，基本可以全工区范围内追踪。二级标志层有N2I6、N2II18的顶部，N2I10至N2I6地层总体呈进积叠加样式，N2I5至N2I1地层总体呈现先退积再进积的复合叠加样式，即N2I6顶界面为重要的沉积转换面；而N2II18顶部多为一较明显的湖泛面，二级标志层可以在较大范围内追踪；三级标志层有N2I8、N2II14、N2II21的顶部，三级标志层的识别难度加大，基本在井组范围内追踪。

1.3 不同类型转换面成因识别确定超短期基准面旋回

利用高分辨率层序地层学原理进行超短期基准面旋回(单砂体)级层序及砂体划分与对比是开发阶段精细地质研究的重要方法[10,12]。除SSC1外，各短期基准面旋回的平均砂地比均大于40%，砂体非常发育，砂体间自下而上多发育进积--进积、退积--进积、进积--退积、退积--退积[10-13]转换关系(图4)。进积--进积转换关系多发育于河口坝与河口坝的叠置，退积--进积转换关系多发育于水下分流河道与河口坝的叠置，进积--退积转换关系多发育于河口坝与水下分流河道的叠置，退积--退积转换关系多发育于水下分流河道与水下分流河道的叠置。根据这4种转换关系即可划分出目的层共发育53个超短期基准面旋回(单砂体)，见表1。

表1 基准面旋回列表

Table 1 Table of base-level cycles

图3 各级标志层逐级约束下的小层对比及高分辨率层序地层格架示意图Fig.3 Diagram of layer correlation of constraint by degrees of all levels and high-resolution sequence stratigraphic framework

图4 不同类型转换面识别标志Fig.4 Different types of turnaround surface recognition markers

1.4 层序划分可行性、合理性分析

各级基准面旋回划分时应注重扇三角洲前缘砂体构型成因规律研究，单个或多个旋回剖面组合、横向变化要与沉积微相演化及砂体类型一致(图3)。经过全区闭合对比，共识别出53个超短期基准面旋回(相当于单砂体)、6个短期基准面旋回(SSC1至SSC6)、4个中期基准面旋回(MSC1至MSC4)、3个长期基准面旋回(LSC1至LSC3)，见表1。N2II25至N2II20-1组合成SSC1，N2II19-3至N2II16-1组合成SSC2，N2II15-2至N2II13-1组合成SSC3，N2II122-2至N2II111-1组合成SSC4，N2I10至N2I6-1组合成SSC5，N2I5-2至N2I1-1组合成SSC6；SSC1和SSC5均为向上变浅型，SSC2、SSC3、SSC4、SSC6为对称型。SSC1至SSC2组合成MSC1，SSC3至SSC4组合成MSC2，SSC5和SSC6分别对应于MSC3和MSC4；MSC1和MSC2为向上变浅型，MSC2和MSC4为对称型。MSC1和MSC2组合成LSC1，MSC3和MSC4分别对应于LSC2和LSC3；LSC1和LSC2为向上变浅型，LSC3为对称型[10,12]。笔者首次建立了海塔盆地开发区块加密区单砂体级高分辨率层序地层格架模型(表1)，该格架不仅是在多井对比的过程中逐步建立和完善的，也有效指导了井间对比。

2 砂体几何学研究

储层地质知识库中砂体几何学研究是油田生产中最具有适用意义的内容之一，前人对扇三角洲储层砂体几何学进行了卓有成效的探索[14-19]。扇三角洲是海塔油田已开发区块中最主要的沉积环境，本次研究首次探索了利用开发井资料进行海塔盆地储层砂体几何学定量研究，试图为扇三角洲储层的科学有效开发提供更有力的地质支撑。

2.1 沉积微相

前人对本区的储层特征研究较少[3-5]，本次研究以扇三角洲露头[15-16]研究为参考，以贝47-J57(图5)、贝3-1等10口取心井岩心观察分析为基础，制作了152口开发井单井综合柱状图，综合应用测、录、震、分析化验资料及古构造、沉积体系发育规律等确定了本区目的层主要为扇三角洲前缘及前扇三角洲沉积环境，发育的主要沉积微相有水下分流河道、河道间砂、河道间泥、河口坝、席状砂、席间泥、前三角洲泥、浊积砂等。

在沉积微相图的具体编制过程中，单井、剖面与平面定相相结合，参考平均砂岩厚度、有效厚度、砂地比发育情况(图3)，建立了8种典型沉积微相的测井相模式(图6)，并对各沉积微相的主要特征进行了详细的描述(表2)。

水下分流河道由于其具有快速沉积的特点，造成同一河道内各井的厚度有一定的差别，其电性响应差异可能较大，虽然总体二元结构不明显，但曲线组合形态可从箱型变化至钟形。河口坝微相的曲线组合形态多为反旋回，多个河口坝可相互切叠成一个复合反旋回。浊积岩微相的曲线组合形态多为反旋回，曲线齿化不明显。河道间砂与席状砂特征均为薄层尖峰状，一般河道间砂电阻率值更大(相类型归属需结合邻井资料综合判别)。河道间泥与席间泥及前三角洲泥在测井曲线组合上大致类似，均为平直、无凸起(特别是电阻率曲线)，但河道间泥微相的电阻率曲线可能会有一些微小的“毛刺”，这3个微相要结合邻井资料综合判别。

本次研究共编制了53张单砂体级平面沉积微相图,笔者提供了部分图件(图7)，在单砂体级平面沉积微相中，水下分流河道的宽度明显较小层级别变窄，其边界也更加落实。另外，水下分流河道的弯曲程度普遍较小。河口坝发育的位置可在河道的侧翼，也可在河道的前方；其成因可能是工区内河道正常卸载、工区外靠近物源方向的河道卸载、决口扇和事件沉积体等的复合体所致。

2.2 砂体形态

从表3中可知：南二段Ⅱ油组水下分流河道和河口坝微相钻遇的层数最多，都钻遇33个，河道间泥及河道间砂次之，也达到了2/3以上的层数；水下分流河道和河道间砂微相的平均面积是大的，即水下分流河道和河道间砂是发育多的微相，说明研究区目的层整体处于扇三角洲前缘靠近物源一侧。

表2 各沉积微相特征统计表

图5 贝47-J57井岩心综合柱状图Fig.5 The core comprehensive histogram of Bei47-J57 well

图6 各沉积微相典型测井曲线Fig.6 All sedimentary microfacies typical logging curve morphology

图7 南二段Ⅱ油组单砂体级沉积微相随基准面旋回演化的规律Fig.7 The change law of sedimentary micro-facies following with base-level cycle of all single sand body of 2 oil group the Second Member of Nantun Formation

Table 3 Analysis on accounting status of all micro-facies wells drilling of 2 oil group the Second Member of Nantun Formation

微相类型发育层数发育层平均钻遇井数发育层平均钻遇面积/km2平均井数平均井数比率/%平均面积/km2平均面积比率/%水下分流河道3348.71.5444.629.31.4227.26河道间砂2460.62.6040.426.51.7333.43河道间泥2511.20.227.85.10.152.91河口坝3318.70.4517.211.30.417.93席状砂869.33.2415.410.10.7213.90席间泥863.41.4214.19.20.326.09前三角洲泥3150.35.1412.58.20.438.26浊积砂34.00.130.30.20.010.22

宽厚比研究是砂体形态研究的重要环节，特别是对各类河道的刻画更有重要意义。例如，在垂直河道流向方向上，单期河道的宽度应该有一个预测模型，而宽厚比模型是最有说服力的统计学证据。从图7各沉积微相图中可以统计出，水下分流河道微相宽厚比一般为50∶1～200∶1，平均为85∶1；其宽厚比不是简单的线性关系，同时受所处的基准面旋回位置及可容纳空间控制，在可容纳空间较小时，其宽厚比明显大于可容纳空间较大时，即同样的砂岩厚度，可容纳空间小时河道宽度更宽。随着基准面的下降，水下分流河道的宽度增大、厚度增厚；随着基准面的上升，水下分流河道的宽度变窄、厚度减小。规模较大的河口坝多呈条带状分布在水下分流河道的两侧(其南北向长度大多大于其东西向长度)，规模较小的河道多分布在水下分流河道的前方(其东西向长度大多大于其南北向长度)或分叉处(其南北向长度大多大于其东西向长度)。各河口坝的展布面积与其厚度有一定正相关性，一般半径与厚度的比值为60∶1～120∶1，平均为90∶1，这可能与其卸载原因有关；虽然河口坝微相的平均面积及比率较小，但其平均厚度较大(平均3.5 m左右)，且钻遇的层数较多(33层)，同样也是有利的储集体(表3)。

从图7中可知，由于研究区展布形态为垂直于物源方向的狭长条带状、且构造上位于相对较高部位，主力单砂体水下分流河道大多贯穿工区，因此，水下分流河道的长度难以测量，相应的长宽比难以准确统计。

结合图3及图7可知，在总体可容纳空间较大的LSC1早期发育的各单砂体多发育窄小河道，由沉积动力学分析可知这些窄小河道其实就是总体可容纳空间较小时发育的宽度相对较宽的水下分流河道逐渐分叉后形成的末梢河道，即在总体可容纳空间较小时水下分流河道更容易分叉，即宽厚比小时易分叉。

2.3 沉积模式

经过前述综合研究，特别是平面沉积微相图编制过程中的反复组合(图7)，并借鉴前人相关研究成果[13-18]，建立了贝301区块南二段扇三角洲沉积模式图(图8)。目的层主要处于扇三角洲前缘沉积环境，水下分流河道在靠近扇三角洲平原处两侧以河道间砂为主，在靠近前三角洲处两侧以席状砂为主，为其他类似区块沉积特征描述提供了有益参考。

3 应用

从图7统计数据可知，全区目的层有效厚度约60%发育于水下分流河道微相、约25%发育于河口坝微相、约15%发育于河道间砂微相，因此，水下分流河道和河口坝是最重要的沉积微相。通过历年产液剖面与吸水剖面数据统计，同属同一水下分流河道微相、且处于同一小断块内的油水井组之间注采匹配关系较好。由于平面及纵向相变快而产生的非均质性是层间及平面干扰的主要原因。

从图3可知：随着基准面的上升，各单砂体砂岩厚度、有效厚度、砂地比均有增大的趋势；随着基准面的下降，上述参数均有减小的趋势。有利砂体主要发育于可容纳空间较小的SSC3、SSC4及SSC5与SSC6的转换面附近。

结合上述分析及现有生产情况，积极进行开发调整，针对注采关系不完善井区，应用上述成果，“钻、转”结合，完善平面注采关系，贝301区块于2012年补钻5口油水井、转注5口井，调整后连通比率和水驱控制程度大幅度提高(表4)。

另外，通过常规注水调整71口井，共控制42层、加强59层，水井周围连通未措施油井产液由759.3 t/d升至792.3 t/d，产油由262.0 t/d升至274.1 t/d，流压由2.31 MPa升至2.39 MPa。通过对5口水井细分重组，平均单井注水层段由3.1个提高到4.2个，吸水层数比率由42.6%提高到53.0%；周围22口连通未措施油井产液由349.6 t/d降至340.9 t/d，产油由112.2 t/d升至116.8 t/d，产液层数比率由55.8%升至63.3%(表5,6)。

图8 贝301区块南二段沉积模式Fig.8 Sedimentary model of the Second Member of Nantun Formation in Bei 301 block

类型油井数水井数不连通比率/%连通比率/%一向两向三向多向水驱控制程度/%转注前321545.244.45.25.20.054.8转注后272018.22.615.128.635.581.8补钻前28932.811.526.319.210.267.2补钻后301219.97.224.927.120.980.1

表5 注水调整效果统计表

表6 注水井细分前后效果对比表

4 结论

1)在呼和诺仁油田贝301区块识别出53个超短期(单砂体)、6个短期、4个中期和3个长期基准面旋回，进而首次建立了海塔盆地开发区块加密区单砂体级高分辨率层序地层格架。有利砂体主要发育于可容纳空间较小的SSC3、SSC4及SSC5与SSC6的转换面附近。

2)贝301区块南二段主要发育于扇三角洲前缘沉积环境，水下分流河道和河口坝是主要的沉积微相。单期水下分流河道微相宽厚比一般为50∶1～200∶1，平均为85∶1。随着基准面的下降，水下分流河道的宽度增大、厚度增厚、宽厚比增大；随着基准面的上升呈相反的趋势。各河口坝的展布面积与其厚度有一定正相关性，一般半径与厚度的比值为60∶1～120∶1，平均为90∶1。

3)精细界定了单砂体规模、走向，搞清了单砂体(及含油单砂体)的平面展布及纵向演化规律，为砂体间精细连通关系确定及平面水窜、单层突进治理等精细注采关系调整及挖潜提供了可靠的地质依据。

于兴河老师在岩心观察中给予了指导，在此表示衷心感谢。

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下 期 要 目

华南北部湾盆地的形成机制

马 云, 李三忠, 刘 鑫，等

东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层天然气储层成岩作用

王淑萍，徐守余，林承焰

海拉尔--塔木察格盆地中部断陷带油气形成条件及富集规律

蒙启安,吴海波,李军辉,等

东太平洋克拉里昂-克里帕顿断裂带WPC1101沉积柱样磁性地层及沉积环境

王海峰，韩玉林，朱克超，等

壳幔混染成矿机制的稀有气体同位素及硅同位素证据——以滇西富碱斑岩型多金属矿区为例

邓碧平，刘显凡，朱建军，等

滑坡治理稳定状态的耦合权重综合评价方法

徐兴华，尚岳全，唐小明

分块区域三维地质建模方法

薛林福，李文庆，张 伟，等

路基下伏地质缺陷弹性波数值模拟

李庆春，吴 华，周学明

High-Resolution Sequence Stratigraphy and Sandbody Geometry Characteristics of Complicated Fault Oilfield: Take Second Segment of Nantun Group in Bei 301 Region of Huhenuoren Oilfield of Beier Depression in Haita Basin for Example

Jiang Hongfu,Zhang Shiguang

HailaerPetroleumExplorationandDevelopmentAdministration,DaqingOilfieldCompanyLtd.,Daqing163000,Heilongjiang,China

Description of the geometric model of the fan delta single stage fan is the key geological technology which solving the development of Haita oilfield. Regarding high-resolution sequence stratigraphy and modern sedimentary theory as the guidance, we identify 3 long terms, 4 middle terms, 6 short terms, and 53 super short terms (equivalent to single sand body) base-level cycles in N2of Nantun Group in Bei 301 region Huhenuoren oilfield. We also establish the monosandbody rank high-resolution sequence stratigraphic framework in encrypted development zones of Haita basin for the first time. The study of sendimentary micro-facies shows underwater distributary channel and microfacies for river mouth bar which are full of favorable sandbodies mainly develop in the little accommodate space that near the turnaround serface of SSC3,SSC4,SSC5 and SSC6. The width and thickness ratio for the single underwater distributary channel is generally between 50∶1 and 200∶1 ,the average value is about 85∶1. With the decreasing of the base level, the width of underwater distributary channel is increased,and the thickness is thickened, and the width and thickness ratio is increased. With the rising of the base level, the width of underwater distributary channel becomes narrower and the thickness is decreased,and the width and thickness ratio is decreased.The distribution area and thickness of river mouth bar has a certain positive correlation. The radius and thickness ratio is between 60∶1 and 120∶1, the average value is about 90∶1. This research established the industrial drawing of monosandbody rank sendimentary micro-facies in Haita basin for the first time, described geometry characteristic of the main monosandbody and provided the geological basis for comprehensive development.

high-resolution sequence stratigraphy; Haita basin; fan delta;monosandbody; geometry

10.13278/j.cnki.jjuese.201405103.

2013-11-19

国家自然科学基金项目(41172134)

姜洪福(1965--)，男，教授级高级工程师,博士，主要从事油藏工程研究及技术管理工作，E-mail:jianghongfu@petrochina.com.cn。

10.13278/j.cnki.jjuese.201405103

P618.13

A

姜洪福,张世广.复杂断块油田高分辨率层序地层学及砂体几何学特征——以海塔盆地贝尔凹陷呼和诺仁油田贝301区块南屯组二段为例.吉林大学学报:地球科学版,2014,44(5):1419-1431.

Jiang Hongfu,Zhang Shiguang.High-Resolution Sequence Stratigraphy and Sandbody Geometry Characteristics of Complicated Fault Oilfield:Take Second Segment of Nantun Group in Bei 301 Region of Huhenuoren Oilfield of Beier Depression in Haita Basin for Example.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2014,44(5):1419-1431.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201405103.