范廷恩,王海峰,張晶玉,湯 婧，高玉飛，于 斌

中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028

0 引言

隨著中國東部河流相油田進(jìn)入開發(fā)中后期，注采矛盾日益凸顯，剩余油分布日趨復(fù)雜，挖潛難度越來越大，地質(zhì)工作者逐漸認(rèn)識(shí)到，河流相地層的等時(shí)劃分對(duì)比和儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)解剖是解決問題的關(guān)鍵技術(shù)手段[1-5]。但河流相儲(chǔ)層相變快、非均質(zhì)性強(qiáng)，其地層等時(shí)劃分對(duì)比歷來是油田勘探開發(fā)中的難點(diǎn)。

目前國內(nèi)河流相地層對(duì)比主要利用大慶油田的儲(chǔ)集層精細(xì)描述技術(shù)，該技術(shù)依托密井網(wǎng)測(cè)井資料所反映的沉積特征和界面，以及河流和三角洲相儲(chǔ)層的沉積模式，以實(shí)現(xiàn)旋回對(duì)比、分級(jí)控制和逐級(jí)解剖[6-7]。該技術(shù)歷經(jīng)大慶油田幾代地質(zhì)工作者的不斷探索和完善，在油田開發(fā)調(diào)整階段得到了廣泛應(yīng)用并取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。但是，由于該技術(shù)依托密井網(wǎng)，在稀疏井網(wǎng)條件下對(duì)比效果難以保證；同時(shí)，由于河道的侵蝕下切作用，較小級(jí)次的沉積界面易被破壞，分布不穩(wěn)定且難以識(shí)別，導(dǎo)致該技術(shù)在河流相地層對(duì)比中存在穿時(shí)現(xiàn)象[8]。

近年來，隨著高分辨率層序地層學(xué)原理引入國內(nèi)，基于基準(zhǔn)面旋回和可容空間與沉積物補(bǔ)給通量比值(A/S)的層序劃分和地層等時(shí)對(duì)比技術(shù)逐漸得到應(yīng)用[9-15]，該技術(shù)重點(diǎn)強(qiáng)調(diào)中期旋回洪泛面和層序界面的等時(shí)性，及其對(duì)短期旋回中砂體類型、疊置樣式、沉積序列和幾何形態(tài)的控制作用[16]。中期旋回的洪泛泥巖界面等時(shí)性強(qiáng)、區(qū)域分布穩(wěn)定[17]，在測(cè)井和地震資料上均有明顯響應(yīng)，根據(jù)不同時(shí)期的河道砂體頂面距離該界面的高程差異劃分地層單元，是高分辨率層序地層學(xué)理論指導(dǎo)下的河流相等時(shí)地層劃分與對(duì)比的基本思路。本次以中期旋回的洪泛泥巖界面為基準(zhǔn)，通過分析砂體發(fā)育頻率特征及其與垂向高程的關(guān)系，構(gòu)建短期或超短期旋回的等時(shí)界面識(shí)別曲線，以期探索一套操作性強(qiáng)、多解性低的河流相地層等時(shí)劃分方法。

1 河流相砂體發(fā)育特點(diǎn)

高分辨率層序地層學(xué)理論的核心是，在基準(zhǔn)面旋回變化過程中，A/S的變化對(duì)沉積物體積劃分和相分異的控制作用導(dǎo)致砂體的幾何形態(tài)、疊置樣式、截切程度、砂體連續(xù)性、保存程度和沉積底形等發(fā)生變化[10, 17]。高分辨率層序地層學(xué)指導(dǎo)下的河流相地層對(duì)比是同時(shí)期旋回與界面的對(duì)比，而非巖性的對(duì)比。因此，準(zhǔn)確理解中期旋回中河流相砂體發(fā)育特點(diǎn)和等時(shí)界面的特點(diǎn)，是地層等時(shí)劃分的基礎(chǔ)。

在中期基準(zhǔn)面上升半旋回中，砂體發(fā)育可劃分為以下幾個(gè)階段(圖1)。

1)基準(zhǔn)面結(jié)束下降半旋回進(jìn)入上升半旋回階段。此前，基準(zhǔn)面持續(xù)下降并低于物理面，河流強(qiáng)烈侵蝕地表形成下切河谷，沉積物源得到大量補(bǔ)給；進(jìn)入上升半旋回初期，可容空間增長(zhǎng)緩慢，其增量遠(yuǎn)小于沉積物補(bǔ)給量，河流遷移受早期下切邊界限制，沉積物以強(qiáng)烈的進(jìn)積方式充填河道，形成下切孤立型砂體。該時(shí)期沉積序列以向盆地延伸、向河道兩岸和上游上超的砂體疊置而成，沿河道方向，同時(shí)期砂體非等高程[10]。

2)基準(zhǔn)面上升早期階段。可容空間增量仍小于沉積物補(bǔ)給量，早期下切河道在前一階段填滿，河道側(cè)向遷移解禁，頻繁擺動(dòng)，砂體垂向加積，在側(cè)向和垂向上相互切割疊置，形成堆疊型復(fù)合砂體，砂體厚度較大。測(cè)井曲線呈箱形或箱形-鐘形組合，地震響應(yīng)呈強(qiáng)振幅，同向軸連續(xù)性好，波形拉伸。

H.砂體頂面到中期旋回等時(shí)界面的高程。左圖中藍(lán)點(diǎn)為右圖中砂體頂面的高程位置；右圖據(jù)文獻(xiàn)[18]修編。圖1 河流相砂體發(fā)育特點(diǎn)及等時(shí)對(duì)比原理Fig.1 Development characteristics and the principle of equal time correlation of fluvial facies sand bodies

3)基準(zhǔn)面上升中期階段?？扇菘臻g增量與沉積物補(bǔ)給量趨于平衡，沉積時(shí)間和空間相對(duì)充裕，砂體側(cè)向遷移增生，分布于泛濫平原內(nèi)，形成側(cè)疊型連片砂體[19]。砂體側(cè)向連續(xù)性較好，相互搭接，垂向上保存河流的二元結(jié)構(gòu)。測(cè)井曲線多呈鐘形或箱形，地震同向軸連續(xù)性較好，波形有差異。

4)基準(zhǔn)面上升晚期階段。可容空間增量大于沉積物補(bǔ)給量，物源供應(yīng)明顯減少，河道規(guī)模變小，泛濫平原占優(yōu)，河道砂體呈孤立型分布于泛濫平原泥巖中。測(cè)井曲線呈低幅鐘形，地震響應(yīng)呈弱反射，同向軸連續(xù)性差。

5)基準(zhǔn)面達(dá)到最高后，進(jìn)入下降半旋回階段?？扇菘臻g增量遠(yuǎn)大于沉積物補(bǔ)給量，發(fā)育區(qū)域洪泛泥巖，夾少量小規(guī)模河道砂。該泥巖即中期旋回末期的洪泛泥巖，厚度大且分布穩(wěn)定，具有區(qū)域等時(shí)性，井震響應(yīng)明顯。

一個(gè)中期基準(zhǔn)面上升半旋回，河道砂體經(jīng)歷下切孤立型—堆疊型—側(cè)疊型—孤立型的沉積演化，最后沉積區(qū)域洪泛泥巖[20]。

2 河流相地層等時(shí)劃分思路

一個(gè)短期或超短期旋回形成一套成因地層單元，在中期旋回的時(shí)間-地層格架中，發(fā)育位置相近的成因地層單元基本是等時(shí)的[17]。河道砂體頂平底凸，在整個(gè)河流沉積過程中，河道內(nèi)垂向序列的厚度反映滿岸深度，其頂面是滿岸泛濫時(shí)的洪水面，所以同期河道砂體的頂面大致相當(dāng)，距中期旋回洪泛面的高程相近；而不同時(shí)期的河道砂體，其頂面高程存在較大差異，但各頂面近似平行。

根據(jù)中期旋回洪泛泥巖等時(shí)性強(qiáng)、分布穩(wěn)定、井震易識(shí)別的特點(diǎn)，以及河道砂體頂面高程與砂體期次的關(guān)系，將中期洪泛面拉平作為等時(shí)基準(zhǔn)，自上而下逐層平行下推，可實(shí)現(xiàn)短期或超短期旋回級(jí)別地層單元的等時(shí)劃分。

基于中期旋回洪泛面的河流相地層等時(shí)劃分主要有兩個(gè)技術(shù)難點(diǎn)：其一，中期洪泛泥巖會(huì)被后期河流侵蝕下切而破壞(圖1)，如何恢復(fù)原始的洪泛泥巖界面，成為等時(shí)劃分的基準(zhǔn)[16]；其二，如何根據(jù)砂體發(fā)育特點(diǎn)及高程差異，確定短期或超短期地層單元的數(shù)量以及界面的位置，并在此過程中降低人為因素導(dǎo)致的多解性。

由此，采用以下技術(shù)方法：1)恢復(fù)原始中期旋回洪泛面。根據(jù)地震相、測(cè)井相、砂巖發(fā)育特征等綜合分析，識(shí)別后期河道下切位置，“回填”被下切的部分，恢復(fù)中期旋回末期的原始洪泛泥巖界面，作為地層等時(shí)劃分的基準(zhǔn)。2)劃分等時(shí)地層單元。根據(jù)砂體發(fā)育的頻率特征及其與垂向高程的關(guān)系，構(gòu)建等時(shí)界面識(shí)別曲線，確定界面位置，實(shí)現(xiàn)地層的等時(shí)劃分。

3 原始中期旋回洪泛面恢復(fù)

3.1 識(shí)別后期河道下切位置

根據(jù)河流相砂體發(fā)育特點(diǎn)，以及測(cè)井相、地震相的響應(yīng)特征，可總結(jié)出中期旋回洪泛泥巖被后期河道下切破壞的識(shí)別標(biāo)志。

1)后期河道砂體厚度明顯增大。河道下切后，在下切位置形成一定的沉積物可容空間，隨著基準(zhǔn)面不斷上升，在此處充填下切孤立型河道砂體。下切空間充填結(jié)束后，河道在整個(gè)河谷范圍內(nèi)側(cè)向遷移擺動(dòng)，沉積連片砂體。下切位置充填的孤立砂體與隨后沉積的連片砂體疊置形成厚層的復(fù)合砂體，其厚度明顯大于周邊。

2)后期河道砂體對(duì)應(yīng)的測(cè)井曲線形態(tài)呈鐘形或箱形，底部為突變接觸。

3)后期河道砂體層位對(duì)應(yīng)的總正振幅或總負(fù)振幅地震屬性上有異常能量團(tuán)。后期河道砂體下切早期泥巖后，對(duì)應(yīng)砂巖厚度增大，地震同向軸波形拉伸，能量增強(qiáng)，對(duì)后期河道砂體對(duì)應(yīng)的地震層位提取總正振幅或總負(fù)振幅屬性，下切位置處有異常能量團(tuán)。

4)中期旋回末期泥巖地層對(duì)應(yīng)的地震同向軸被切斷，連續(xù)性差。

以渤海海域Q油田北區(qū)明化鎮(zhèn)組下段(以下稱“明下段”)河流相地層為例，其油組級(jí)別相當(dāng)于中期旋回的尺度，以N2m2油組(埋深為1 100～1 200 m)作為等時(shí)地層單元?jiǎng)澐值难芯繉?duì)象。N2m2油組頂部泥巖與N2m1油組底部砂巖的界面即保留下來的中期旋回洪泛界面。其中：A09、A10井處N2m1底部砂巖厚度分別是15.1 m和15.4 m，明顯大于本層的平均砂巖厚度7.8 m(圖2a)；測(cè)井曲線底部突變，沖刷特征明顯(圖2b)；對(duì)砂巖層位提取總負(fù)振幅屬性，A09、A10井處有異常能量團(tuán)(圖2c)；N2m2頂部泥巖對(duì)應(yīng)的地震同向軸被切斷(圖2d)。綜上分析，A09、A10井處為后期河道下切的位置。

3.2 恢復(fù)中期旋回的原始洪泛面

在確定后期河道下切位置的基礎(chǔ)上，將下切部分“回填”即可恢復(fù)原始洪泛面。

中期旋回基準(zhǔn)面上升初期，河道砂體充填早期下切位置，河道遷移受下切邊界限制；隨基準(zhǔn)面進(jìn)一步上升，下切位置被填滿，河道側(cè)向遷移“解禁”[16]。從被限制到解禁，一個(gè)完整的短期旋回便沉積結(jié)束，在地層中必然留下相應(yīng)記錄，該記錄處就是原始洪泛面的位置。

由于地震垂向分辨率的限制，該記錄的識(shí)別應(yīng)以測(cè)井資料為主，如A10井N2m1底部砂巖的下部A點(diǎn)處，測(cè)井曲線出現(xiàn)明顯回返(圖2b)，推測(cè)此處是下切充填結(jié)束的位置，即原始中期洪泛面的位置。

利用測(cè)井資料恢復(fù)中期旋回洪泛面后，通過井震聯(lián)合標(biāo)定，在空間解釋出該界面(圖3、圖4)。該界面是一套穩(wěn)定分布的泥巖與上覆砂巖的接觸界面，對(duì)應(yīng)地震強(qiáng)反射特征，易追蹤，整體解釋難度較小，且其關(guān)鍵在于后期河道下切處如何正確解釋，這也是后續(xù)地層等時(shí)劃分與表征的基礎(chǔ)。根據(jù)后期河道下切機(jī)理，總結(jié)出地震解釋原則：河道下切處是后期的河道砂體切入早期的洪泛泥巖，故等時(shí)界面應(yīng)“穿”層，而非貼近砂體底部解釋；在整個(gè)中期旋回沉積過程中，越早期的地層產(chǎn)狀越接近古地形，而越晚期的地層產(chǎn)狀越趨向于洪泛泥巖面，即越水平，故將解釋的洪泛面拉平后，界面下方緊鄰的同向軸應(yīng)近似水平(圖4)。

4 等時(shí)地層單元?jiǎng)澐?/h2>

在中期旋回的時(shí)間-地層格架中，一個(gè)短期或超短期旋回沉積一套砂體，泥巖集中發(fā)育的位置則作為不同時(shí)期地層間的界面。以中期旋回洪泛面為基準(zhǔn)，同期河道砂體頂面高程相近，而不同時(shí)期河道砂體的頂面高程存在較大差異。因此，砂體發(fā)育頻率及其高程差異是劃分等時(shí)地層單元的重要依據(jù)，據(jù)此構(gòu)建等時(shí)地層界面識(shí)別曲線，可實(shí)現(xiàn)地層等時(shí)劃分。

4.1 等時(shí)界面識(shí)別曲線構(gòu)建

根據(jù)井點(diǎn)處砂體發(fā)育特征，設(shè)置垂向采樣間隔，從中期旋回洪泛面向下，統(tǒng)計(jì)砂體頂面發(fā)育數(shù)量和砂體發(fā)育數(shù)量，再編制砂頂頻率曲線(frequency curve of sand top，fst)和砂體頻率曲線(frequency curve of sand body，fsb)，然后通過數(shù)學(xué)變換，構(gòu)建等時(shí)界面識(shí)別曲線(interface recognition curve，Irc)。

a.砂巖厚度平面分布；b.測(cè)井響應(yīng)；c.總負(fù)振幅地震屬性；d.地震同向軸變化。GR. 自然伽馬；VSP.自然電位。圖2 渤海Q油田明下段N2m1油組底部河道下切標(biāo)志Fig.2 Cutting position identification of N2m1 oil group bottom in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield

這樣可將砂體的發(fā)育頻率、空間位置通過曲線直觀反映出來，有效識(shí)別不同地層間的界面位置，提高地層劃分對(duì)比的可操作性，降低多解性。

4.1.1 砂頂頻率曲線

在中期旋回范圍內(nèi)設(shè)置垂向采樣間隔d，在油田范圍內(nèi)所有井上統(tǒng)計(jì)鉆遇的砂體頂面數(shù)，編制初始砂頂頻率曲線；然后通過負(fù)向變換和差異放大，編制砂頂頻率曲線。具體操作方法如下：

1)先繪制初始砂頂頻率曲線。根據(jù)采樣間隔，以中期旋回洪泛面為基準(zhǔn)，自上而下統(tǒng)計(jì)中期旋回內(nèi)井上鉆遇的砂體頂面數(shù)。在1個(gè)采樣間隔內(nèi)若有1口井鉆遇砂體頂面，則計(jì)為1；以此類推，有n口井鉆遇砂體，則計(jì)為n；若某口井在2個(gè)連續(xù)的采樣間隔內(nèi)都鉆遇砂體，則不重復(fù)計(jì)數(shù)。在此基礎(chǔ)上以砂體頂面距離中期旋回洪泛面的高程為縱坐標(biāo)，以砂體頂面數(shù)為橫坐標(biāo)編制連續(xù)曲線，即初始砂頂頻率曲線，如圖5所示。

2)繪制負(fù)向變換曲線。以d為單位，將初始砂頂頻率曲線0值點(diǎn)的數(shù)值設(shè)置為-1，在此基礎(chǔ)上對(duì)于連續(xù)-1值處，從第一個(gè)和最后一個(gè)-1值點(diǎn)開始向中間的-1值點(diǎn)，每單位增加-1進(jìn)行曲線的負(fù)向變換，得到負(fù)向變換曲線，如圖5所示。

3)進(jìn)行差異放大。將負(fù)向變換曲線乘以放大系數(shù)m進(jìn)行差異放大，得到fst，見圖5。

4.1.2 砂體頻率曲線

與砂頂頻率曲線相似，在油田范圍內(nèi)的所有井上統(tǒng)計(jì)鉆遇的砂體數(shù)。在1個(gè)采樣間隔內(nèi)若有1口井鉆遇砂體，則計(jì)為1；以此類推，有n口井鉆遇砂體，則計(jì)為n。在此基礎(chǔ)上以砂體距離中期旋回洪泛面的高程為縱坐標(biāo)，以砂體數(shù)為橫坐標(biāo)編制連續(xù)曲線，即fsb，如圖5所示。

4.1.3 等時(shí)界面識(shí)別曲線

由于采用同樣的d，因此在上述坐標(biāo)系下可對(duì)fsb與fst的數(shù)值做差，得到Irc。

圖4 河道下切處中期旋回洪泛面的地震解釋Fig.4 Seismic interpretation of medium cycle flood surfaces of cutting position

圖5 砂頂頻率曲線和砂體頻率曲線編制Fig.5 Drawing method of frequency curve of sand top and frequency curve of sand body

渤海Q油田北區(qū)面積約8.5 km2，共49口井，平均井距350 m，井資料相對(duì)豐富。根據(jù)以上曲線編制方法，對(duì)于明下段N2m2油組取垂向采樣間隔d=0.5 m、放大系數(shù)m=5，在所有井上統(tǒng)計(jì)Ⅱ油組鉆遇的砂體頂面數(shù)，編制初始砂頂頻率曲線；然后通過負(fù)向變換和差異放大，得到fst(圖6a)；再統(tǒng)計(jì)砂體數(shù)，得到fsb(圖6b)；在此基礎(chǔ)上以fsb與fst所代表的數(shù)據(jù)做差，得到Irc(圖6c)。

4.2 等時(shí)單元?jiǎng)澐?/h3>

根據(jù)上述曲線編制方法，fst和Irc均是中期旋回內(nèi)砂體發(fā)育程度和發(fā)育位置的反映，fst的負(fù)向高值和Irc的高值處均是泥巖相對(duì)發(fā)育的位置，因此將兩者置于同一坐標(biāo)系下進(jìn)行交會(huì)，如圖7所示。以兩條曲線構(gòu)成的菱形為標(biāo)志，確定等時(shí)地層界面的位置。圖7中的點(diǎn)A、B、C、D和E處，兩條曲線構(gòu)成明顯菱形，5個(gè)點(diǎn)距基準(zhǔn)界面的距離分別約為16、23、32、50和58 m，則該位置處的5個(gè)水平面大致即為中期旋回內(nèi)部的地層界面。據(jù)此劃分出6個(gè)等時(shí)地層單元，如圖8所示。

圖8中：?jiǎn)卧?高程約58 m，沉積時(shí)間最早，形成于中期基準(zhǔn)面上升初期，沉積物充填早前的下切河道空間形成的下切孤立型砂體，砂體數(shù)量較少，與單元2之間的界面特征明顯；單元2和3砂體頂部高程分別約為50 m和32 m，形成于基準(zhǔn)面上升早期，沉積物供給充足，砂體發(fā)育且彼此切割疊置，呈堆疊型和側(cè)疊型，單元之間高程差異較?。粏卧?和5砂體頂面高程分別約為23m和16m，形成于基準(zhǔn)面上升中期，砂體數(shù)量減少，呈側(cè)疊型和孤立型，單元之間高程差異明顯，期次關(guān)系易于區(qū)分；單元6發(fā)育最晚，形成于基準(zhǔn)面上升晚期，砂體數(shù)量較少且分散，是典型的孤立型。由于地形起伏、沉積速率差異等影響，河流相地層等時(shí)并不完全等厚，因此實(shí)際的地層界面位置應(yīng)在現(xiàn)有界面附近根據(jù)單井和連井的垂向韻律特征微調(diào)。

圖7 渤海Q油田明下段N2m2油組等時(shí)界面識(shí)別曲線Fig.7 Interface recognition curve of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield

需要注意的是，基準(zhǔn)面上升早期，砂體發(fā)育集中且彼此截切疊置，無明顯高程差異，等時(shí)界面識(shí)別的地層單元級(jí)別較粗略，應(yīng)根據(jù)其垂向韻律特征和厚度做進(jìn)一步劃分。如單元3，單元地層厚度達(dá)18 m，明顯大于其他單元，同時(shí)該單元內(nèi)B17井的GR和VSP曲線呈2個(gè)鐘形疊加的特征，表明該單元包括2個(gè)正韻律，其可進(jìn)一步劃分為3-1和3-2兩個(gè)單元，如圖9所示。同理，基準(zhǔn)面上升中晚期階段，砂體發(fā)育數(shù)量少且相對(duì)孤立，高程差異明顯，等時(shí)界面識(shí)別曲線能將不同地層單元有效區(qū)分，但該時(shí)期地層單元厚度較小，識(shí)別出的地層單元級(jí)別較細(xì)，可根據(jù)實(shí)際資料響應(yīng)和生產(chǎn)需求將其合并。如單元4和單元5，砂地比較低，厚度較小，可將其合并為單元4+5(圖9)。

4.3 等時(shí)地層格架搭建與表征

海上油田地震資料品質(zhì)較好，井震聯(lián)合是重要的地質(zhì)研究手段。在井上劃分等時(shí)地層單元后，搭建井震聯(lián)合的等時(shí)地層格架，通過地震屬性實(shí)現(xiàn)各地層單元的表征。

河流相砂體頂平底凸，砂體頂面能反映砂體期次和結(jié)構(gòu)關(guān)系。因此，本次以研究砂體頂面(Q油田地震響應(yīng)對(duì)應(yīng)波峰)的橫向分布為導(dǎo)向，以地震解釋的中期旋回洪泛面為基準(zhǔn)平行下推，通過井震標(biāo)定確定各單元的地震層位，沿“峰谷”零值點(diǎn)控制住砂體頂面(波峰)的分布(如圖10中B14、B15井處單元4+5、6)，搭建等時(shí)地層格架。

由于井、震資料垂向分辨率的差異，在中期旋回早期堆疊型砂體發(fā)育的位置，垂向上2個(gè)或多個(gè)單元為一套強(qiáng)反射特征，應(yīng)根據(jù)標(biāo)定的位置和地層的厚度關(guān)系，對(duì)波峰進(jìn)一步劈分(圖10中單元2、單元3-1、單元3-2)，得到6個(gè)時(shí)間單元，井震一致搭建等時(shí)地層格架。

渤海明下段地層的振幅類地震屬性能夠有效表征儲(chǔ)層巖性和厚度[21]。在搭建等時(shí)地層格架的基礎(chǔ)上，每個(gè)單元內(nèi)提取總正振幅屬性，即以河道砂體頂面分布為導(dǎo)向，分析砂體的期次、結(jié)構(gòu)和演化關(guān)系(圖11)。

單元1沉積時(shí)期，研究區(qū)中部發(fā)育一條下切孤立型河道，近北東—南西向展布(圖11a)；單元2和單元3-1沉積時(shí)期，河道砂體發(fā)育，河流側(cè)向遷移解禁，河道展布范圍最大，呈堆疊型和側(cè)疊型，砂體疊置，單條河道難辨(圖11b，c)；單元3-2沉積時(shí)期，主河道發(fā)育在東側(cè)，南北向展布，數(shù)條小規(guī)模河道在西側(cè)發(fā)育(圖11d)；單元4+5沉積時(shí)期，由于是兩期地層單元合并，河道砂體分布范圍較廣，全區(qū)均有分布，大致呈現(xiàn)北西—南東向展布，河道規(guī)模較小(圖11e)；單元6沉積時(shí)期，河道呈孤立型，規(guī)模小，發(fā)育在中間部分，整個(gè)中期沉積旋回趨于結(jié)束(圖11f)。

圖10 渤海Q油田明下段N2m2油組等時(shí)地層格架Fig.10 Isochronous stratigraphic framework of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield

圖11 Q油田明下段N2m2各地層單元表征Fig.11 Stratigraphic unit characterization of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield

5 結(jié)論及建議

1)一個(gè)中期基準(zhǔn)面上升半旋回，河道砂體經(jīng)歷下切孤立型—堆疊型—側(cè)疊型—孤立型的沉積演化，最后沉積區(qū)域洪泛泥巖，該泥巖界面等時(shí)性強(qiáng)，井震資料響應(yīng)明顯，可作為地層等時(shí)劃分的基準(zhǔn)。

2)以高分辨率層序地層學(xué)為指導(dǎo)，構(gòu)建一套河流相地層等時(shí)劃分方法。該方法操作步驟包括：根據(jù)地震相、測(cè)井相、砂巖發(fā)育特征等綜合分析，識(shí)別后期河道下切位置，將被下切的部分進(jìn)行“回填”，恢復(fù)中期旋回末期的原始洪泛泥巖界面；根據(jù)砂體發(fā)育的頻率特征及其與垂向高程的關(guān)系，構(gòu)建等時(shí)界面識(shí)別曲線，確定界面位置，實(shí)現(xiàn)地層的等時(shí)劃分。

3)基于中期旋回洪泛面的河流相地層等時(shí)劃分方法應(yīng)用于渤海Q油田明下段N2m2油組，在該油組內(nèi)部識(shí)別出5個(gè)等時(shí)界面位置，將N2m2油組劃分為6個(gè)等時(shí)地層單元，各時(shí)期河道的沉積特征與中期基準(zhǔn)面上升半旋回內(nèi)河道沉積演化規(guī)律一致。

需要注意的是，由于區(qū)域內(nèi)古地形和沉積速率的差異，以及砂巖和泥巖的差異壓實(shí)等影響，中期旋回內(nèi)等時(shí)地層單元并不完全等厚。本方法利用等時(shí)界面識(shí)別曲線刻畫短期或超短期旋回的泥巖界面，通過等厚平行下推的方式獲得某單元統(tǒng)一的界面位置，在實(shí)際工作過程中，等時(shí)地層界面的真實(shí)位置應(yīng)在統(tǒng)一的界面附近根據(jù)單井的垂向韻律特征進(jìn)行微調(diào)。

由于地震資料垂向分辨率的限制，在地震等時(shí)地層格架內(nèi)，不同單元的界面可能存在一定的穿時(shí)問題。在分析各地層單元的分布時(shí)，應(yīng)適當(dāng)參考相鄰單元。