柴达木盆地油砂山油田下油砂山组高分辨率层序地层分析

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(1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100； 2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202； 3.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北武汉430100)

柴达木盆地油砂山油田下油砂山组高分辨率层序地层分析

曾力1,3，汤军1,3，廖春2，刘青文2，林益康2，史玉成2，张煜2

(1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100； 2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202； 3.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北武汉430100)

以高分辨率层序地层学理论为指导，通过岩芯、钻井、测井资料的综合研究，进行了柴达木盆地油砂山油田下油砂山组地层划分与对比。以测井曲线上识别出的区域稳定的标准层建立单井层序框架，在单井层序划分的基础上，在研究区选择大致平行和垂直物源2个方向，进行密集井网的连井剖面对比，建立了研究区高分辨率层序地层格架。以短期和超短期旋回层序为等时地层格架内的对比单元，在地层格架内研究砂体的展布、沉积相的发育演化过程，预测储层，指导油田后期的开发。

油砂山油田；下油砂山组；高分辨率层序地层学；等时地层格架；对比单元；柴达木盆地；青海

0 引 言

地层划分与对比是揭露其层间非均质性及认识单个含油砂岩体宏观、微观非均质性的基础，是油藏描述中由单井评价到多井评价的重要程序。通过地层对比，掌握地层及油气层的岩性、厚度、分布特征及其变化规律，对于油气田的勘探开发具有重要意义。为此，需要综合应用地质、测井等对研究层段进行精细地层划分和对比，建立精细的等时地层格架。柴达木盆地油砂山油田经过57年的勘探开发，前期虽然取得了非常丰硕的油气地质成果，然而后期的注水开发效果不太理想，究其原因，多怀疑是地层对比方面的问题。因此，开展柴达木盆地下油砂山组高分辨率层序地层学研究，不仅具有重要的理论意义，更具实践意义。

1 区域地质概况

柴达木盆地油砂山油田位于青海柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟—油砂山二级构造带，油砂山Ⅱ号大逆断层上盘，油砂山构造油砂沟高点上(图1)。

油砂山构造位于柴达木盆地英雄岭冲断隆起带南缘、油狮大断裂东端的上盘，是柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟—油砂山二级构造带东段的一个三级构造，重叠在尕斯库勒油田之上。油砂山油田的构造是一个被多条断层切割的、西陡东缓、南陡北缓的不对称长轴背斜。构造被一系列正断层及少数逆断层复杂化，形成局部的断垒、断堑及阶梯式下滑形态。

图1 研究区构造纲要图

2 高分辨率层序地层划分与对比

2.1 地层对比原则

地层对比采用宏观控制、微观调整的原则，首先寻找区域性标准层，明确层段分层界限。依据组合特征，按照“旋回对比，分级控制”的原则，由大到小，由粗到细，逐级进行划分对比。这种方法以取芯井资料为基础，建立标志层和辅助标志层的岩性和电性标准。

具体而言，首先寻找区域稳定的标准层，明确地层层段的对比，确保地层格架的等时性；然后在这一框架内，按照曲线组合特征，依据旋回对比法则进行小层对比(蒲仁海等，1998)。根据岩性及电性特征，在对比过程中所采用的测井曲线主要为自然伽马、自然电位，其次是声波时差。对比同时考虑了地层的沉积旋回特征、韵律特征及物源方向，在油层段还参考了油水关系等资料。在自然电位曲线上确定分层界线，在细层划分上则主要依据测井处理解释结果着重考虑电性特征、沉积小旋回及油水关系。

2.2 层序界面及识别

根据自然伽马、自然电位曲线和声波时差曲线特征,确定出油层组顶底界标志层,其标志层在各区块之间的对比基本上是可靠的。

油层组顶底界标志层取在自然伽马值由河道砂平均较低值向三角洲泥高值过渡变化的半幅点上, 在上、下两标志层控制下进行砂体的基准面旋回对比。对比选定K0、K1、K2共3个主要标准层，这3个主要标准层界面选在比较稳定的泥岩段内，沉积稳定，2个标准层之间的沉积旋回性明显，并且电性特征也明显。另外，根据标准层内的沉积旋回特征又可识别出K01、K11、K12、K13这4个辅助标准层。最终以上述7个标准层将下油砂山组主产层段分成7个油层组，标准层作为油层组的顶、底界线(表1)。其中的中期旋回层序与油组划分方案相当。

表1 地层划分方案表

2.3 单井基准面旋回识别划分

前人将陆相盆地基准面旋回分为巨旋回、超长期旋回、长期旋回、中期旋回、短期旋回和超短期旋回6级。本次研究主要参考这一分级方案，将下油砂山组基准面旋回划分为长期、中期、短期、超短期4个级别。

2.3.1 超短期旋回识别划分 超短期旋回层序是根据地表露头、钻井岩芯和测井曲线等实际资料划分的最小成因地层单元，厚度为米级(郑荣才等，2001)。虽然测井曲线在纵向上分辨率较高，但是超短期基准面旋回在测井曲线上难以准确识别出来。一般来说，超短期基准面旋回的识别是在对取芯井段分析的基础上进行的，在露头和岩芯中主要表现为小型底冲刷面、整合面。而在非取芯井段，则根据取芯井段建立超短期旋回与界面的测井响应模型，从而用于指导区域非取芯井测井曲线的旋回划分。

(1) 向上变深非对称型超短期旋回层序(A型)。此类型广泛发育于三角洲平原和三角洲前缘沉积区，仅保存上升半旋回沉积记录，下降半旋回表现为冲刷间断面；按岩性组成特征和保存状况，可细分为高可容纳空间(A1)和低可容纳空间(A2)2个亚类型。A1型可由多个相类型组成，如水下分流河道、决口扇、水下分流河道间，且岩性变化较复杂，单层砂体厚度较薄(图2中的A1)；A2型一般由2期以上分流河道相互切割叠置构成(淡卫东等，2007)，相类型简单，岩性单一，砂岩相对较纯，厚度大(图2中的A2)。

(2) 向上变浅非对称型超短期旋回层序(B型)。此类型较为少见，主要发育于三角洲前缘沉积区，仅保留下降半旋回沉积记录。该类型超短期基准面旋回一般由河口坝砂岩，远砂坝细砂岩，分流河道间泥岩或泥质粉砂岩组成一个完整的反韵律旋回，随着基准面的下降，岩性由细变粗，泥质含量慢慢减少，储层物性也逐渐变好(图2B)。

(3) 对称型超短期旋回层序(C型)。此类型主要发育于近盆地中心位置，基准面上升和下降2个半旋回都有较完整的沉积记录，顶底都发育较细粒物质，可以作为很好的层序界面，中间的粗粒物质可以作为很好的储层，两端的细粒物质可以作为很好的生油层和盖层。因此，由下至上形成有利的生、储、盖组合。按半旋回中保存的地层状况，可进一步细分为上升半旋回与下降半旋回近似相等(图2中的C1)，或下降半旋回大于上升半旋回的2种不完全对称型(图2中的C2)，以及上升半旋回大于上升半旋回(图2中的C3)这3种亚类型(淡卫东等，2007)。

图2 超短期基准面旋回结构类型

2.3.2 短期旋回识别划分 短期旋回层序大多由2个超短期旋回层序叠加组成，厚度一般为数米级。短期旋回的界面在露头上表现为小规模的冲刷面和间歇暴露面，在测井剖面上表现为曲线单一幅度的下降—上升或上升—下降的转换位置。本次研究对短期旋回的划分根据超短期旋回的叠加模式和沉积微相等综合分析进行(杨勇等，2013)。

油砂山地区下油砂山组最常见的相序有：水下分流河道—水下分流河道间的正韵律沉积，为一短期基准面上升，反映了发生退积的湖进过程。

前三角洲泥—河口坝(或远砂坝、三角洲前缘席状砂)的叠加，为一短期基准面下降过程，反映了发生进积的湖退过程(图3)。

图3 油砂2井(取芯井)基准面旋回综合柱状图

2.3.3 中期旋回识别划分 中期基准面旋回界面成因类型受构造和气候双重因素控制的沉积间断面或与之可对比的整合界面，主要识别标志为露头和岩芯中较大规模的底冲刷面,测井曲线为进积组合→退积组合的转换面。识别划分中期旋回的相序主要是指亚相相序组成的垂相叠加模式。如三角洲前缘—前三角洲的相序，沉积物由粗变细，反映了中期基准面的上升为一定规模的湖侵过程；前三角洲—三角洲前缘的相序，沉积物由细变粗，反映中期基准面的下降，为一定规模的湖退过程(图3)。

油砂山油田下油砂山组发育7个中期基准面旋回，由上至下进行命名为MSC1—MSC7(图3)。中期基准面上升半旋回主要由呈退积型的短期旋回构成，随着水体变深，沉积物粒度变细，物性逐渐变差；中期基准面下降半旋回主要由呈进积型的短期旋回构成，随着水体变浅，沉积物粒度变粗，物性逐渐变好。

2.3.4 长期旋回识别划分 长期基准面旋回界面成因类型受同一构造旋回中构造活动强度控制的侵蚀不整合面或与之可对比的整合界面。主要识别标志为露头和岩芯中的大型侵蚀不整合面，假整合面，在测井剖面上表现为突变面(袁新涛等，2007)。识别长期旋回的相序主要是较大规模的相序变化。油砂山油田下油砂山组为辫状河三角洲沉积，因此，研究区目的层段只划分出1个长期旋回，总体反映了比中期基准面旋回更大规模的湖退过程(图3)。

2.4 基准面旋回对比及地层格架的建立

以单井沉积相和层序地层分析为基础，在工区内选择资料相对齐全、并能控制整个研究区纵、横向变化特征的单井编制地层对比剖面，对各井的沉积旋回从岩性、电性和沉积微相等特征进行详细对比。选取1条南北向层序地层对比剖面(图4)。由中期旋回对比剖面可以看出，在研究区南部三角洲前缘部分，中期地层旋回发育完全，多以对称旋回为主(邓宏文，2009)；而在研究区北部三角洲平原位置，中期地层旋回发育较为不全，表现为缺失上升半旋回或下降半旋回。

在中期基准面上升半旋回，伴随着水体加深，有效可容纳空间向陆方向迁移，陆上和三角洲平原地区可容纳空间增大，对物源沉积物的截拦作用增强，而进人盆地的沉积物逐渐减少和变细，因此出现三角洲前缘—三角洲平原的退积序列，形成由块状砂体相互叠置-砂泥互层-泥岩沉积演化序列，因而有利于储层发育的砂体主要出现在上升半旋回的早中期(尹太举等，2003)。

在中期基准面下降半旋回，伴随着水体变浅，有效可容纳空间向盆地方向迁移，从物源带来的砂质沉积物在盆地的沉积逐渐增多，出现三角洲平原—三角洲前缘进积序列(图4)，因此有利于储层发育的砂体主要出现在下降半旋回的中晚期；发育于层序中部的中期湖泛面具有最重要的区域等时对比意义。

图4 中285井—中25-3井—中25-2井—中120-2井—中1003-3井—中227井南北向对比剖面图

3 高分辨率层序地层格架内沉积相展布

在各级次旋回层序的等时对比基础上，以相当超短期旋回级别的小层砂体为等时地层单元，在一个完整的中期旋回内所编制的含油层段Ⅲ-20，Ⅲ-21，Ⅳ-1，Ⅳ-2砂体沉积相图(图5—图8)。以较高的分辨率揭示了研究区内各小层砂体的几何形态、平面展布特征和时空演化规律。

图5 下油砂山组Ⅲ-20小层沉积相示意图(中期基准面上升时期)

图6 下油砂山组III-21小层沉积相示意图(中期基准面上升时期)

图7 下油砂山组IV-1小层沉积相示意图(中期基准面下降时期)

图8 下油砂山组IV-2小层沉积相图(中期基准面下降时期)

由图可以看出：Ⅳ-2小层主要为辫状河三角洲发育期，其中西北部为三角洲平原，发育4条平行于物源方向的分流河道；在中部发育三角洲前缘沉积，其中包括水下分流河道，河口坝和水下分流河道间，研究区东南部发育浅湖席状砂和滨浅湖泥坪、砂滩、砂坝沉积(图8)。Ⅳ-1小层的格局与Ⅳ-2小层基本一致，不同之处是西北部辫状河三角洲平原亚相向湖盆有所推进；辫状河三角洲前缘河口坝，水下分流河道沉积微相沉积范围也有所扩展，而滨湖沉积区域萎缩(图7)。Ⅲ-21层序沉积期的沉积相分布格局与Ⅳ-1层序相比有较大变化：西北部辫状河三角洲平原亚相分布范围明显减小，水上分流河道由原来的4条缩减到2条。浅湖泥坪范围明显扩大，说明浅湖范围向三角洲沉积范围推进(图6)。Ⅲ-20小层格局基本与Ⅲ-21一致，不同的是浅湖泥坪范围明显扩大，河口坝的范围明显缩小，表明有进一步的湖侵过程(图5)。

由中期基准面的变化，引起各小层沉积相的演化。伴随着基准面的上升，A/S比值逐渐增大，三角洲沉积体系发生明显的向陆退积(路琳琳等，2008)，发育规模逐渐减小，泥坪分布范围明显增多，砂滩和砂坝分布范围明显减小；伴随着基准面的下降，A/S比值减小，三角洲沉积体系发生明显的向湖进积，发育规模逐渐增大，泥质沉积减少，砂岩分布范围增大。相当于超短期旋回的Ⅲ-20—IV-2小层构成一个中期基准面下降至最大，然后转而上升至最大的旋回，Ⅲ-20、Ⅲ-21为中期基准面上升时期，Ⅳ-1、Ⅳ-2为中期基准面下降时期，小层IV-1对应下降最大位置。

4 结 论

(1) 对油砂山油田下油砂山组地层进行高分辨率层序分析，将下油砂山组划分为超短期旋回、短期旋回、中期旋回和长期旋回4个级别的旋回，7个中期旋回MSC1—MSC7分别对应于I—VII油组。

(2) 地层对比遵循宏观控制、微观调整的原则。具体而言，首先寻找区域稳定的标准层，明确地层层段的对比，确保地层格架的等时性。然后在这一框架内，按照曲线组合特征，依据旋回对比法则，进行小层对比。

(3) 建立了油田范围内油砂山油田下油砂山组高分辨率层序地层格架，在格架内研究有利砂体的展布，沉积相的发育演化过程，从而有效地指导油田后期的开发。从基准面旋回分析中可以得出中期基准面旋回上升早期、下降晚期及三角洲水上分流河道，河口坝等沉积微相为砂体发育的最有利部位。

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High resolution sequence stratigraphy analysis of lower Youshashan Formation in Youshashan oil field in Qaidam Basin

ZENGLi1,3,TANGJun1,3,LIAOChun2,LIUQing-wen2,LINYi-kang2,SHIYu-cheng2,ZHANGYu2

(1. Faculty of Earth Sciences, Yangtze University, Wuhan 430100, China; 2. Research Institute of Exploration and Development of Qinhai Oilfield Branch, PetroChina, Dunhuang 736202,Gansu, China;3. Key Laboratory of Exploration Technology for Oil and Gas Resources of Ministry of Education,Yangtze University, Wuhan 430100, China)

Based on high resolution sequence stratigraphy theory, and through the comprehensive study of outcrops, cores, drilling and logging data, the authors studied in details the strata division and contrast for lower Youshashan Formation in Youshashan oil field in Qaidam Basin. Single well sequence stratigraphic framework was established in accordance with the regional stable beds identified by logging curves, and based on the single well sequence stratigraphic framework, two directions were chosen approximately parallel and perpendicular to the provenance in the study area, so as to make connecting-well contrast of dense well network and establish high resolution sequence stratigraphic framework in the study area. Taking short-term and ultra short term cyclic sequences as contrasting units in the isochronous stratigraphic framework, the authors studied the distribution of sand bodies, the development and evolution of sedimentary facies in the stratigraphic framework, thereby that will be beneficial to the reservoir prediction and the late exploration of the oilfield.

Youshashan oil field; Lower Youshashan Formation; High resolution sequence stratigraphy; Isochronous stratigraphic frame work; Contrast unit; Qaidam Basin; Qinghai

10.3969/j.issn.1674-3636.2014.04.542

2014-03-26；

：2014-04-02；编辑：侯鹏飞

中国石油重大科技专项“柴达木盆地老区稳产提高采收率技术研究”(2011E-03-06)

曾力(1989— )，女，硕士研究生，矿产普查与勘探专业，主要从事层序地层学和油藏描述等方面的研究，E-mail：1066534530@qq.com

P539.2；TE121

：A

：1674-3636(2014)04-0542-08