NNW油田长3储层沉积微相研究

佘 刚，张狄杰

(1.中国石油集团测井有限公司青海事业部，甘肃 敦煌 736202；2.中国石油青海油田勘探事业部，甘肃 敦煌 736202)

NNW油田长3储层沉积微相研究

佘 刚1，张狄杰2

(1.中国石油集团测井有限公司青海事业部，甘肃 敦煌 736202；2.中国石油青海油田勘探事业部，甘肃 敦煌 736202)

NNW油田油藏主要受沉积微相控制，合理的划分微相类型及给定微相边界值是该区沉积微相研究的关键。在分析传统沉积微相研究方法基础之上，利用优势相分析及离散图方法来划分微相类型及确定微相边界，结果认为长3储层可以划分为分流河道与河道间两种沉积微相，0.5作为长31、长32与长33三个沉积单元的沉积微相边界值较为合理，最后编制了研究区沉积微相平面图。与实际生产对比，微相划分结果较好地印证了研究区生产状况，也验证了研究方法的可行性。

沉积微相 长3储层 三角洲平原 优势相

NNW油田(以下简称研究区)位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的东南部，鄂尔多斯盆地在晚三叠纪早期，盆地周缘抬升，形成了面积广大的湖泊沉积体系，其中长10-长8时期盆地处于沉降状态接受沉积，至长7时期形成最大湖泊沉积相，长6时期以后湖泊水体逐渐减少，研究区所在的盆地东南方向三角洲异常发育[1]。结合研究区49口井的岩石相及测井相分析认为，长3储层为三角洲平原亚相沉积，其物源主要来自北东方向，为典型的岩性油藏，其形成与分布主要受沉积微相控制[2]。因此，正确合理地划分沉积微相，并绘制沉积微相图是油田勘探开发的关键因素[3]。然而，技术人员往往据经验进行微相划分及微相图绘制，对于微相类型及不同微相间边界值的界定没有统一的方法或规律可循。针对其难点进行分析，提出对研究区长3储层进行沉积微相研究。

1 研究难点

沉积微相研究是在区域背景基础之上，进行岩石相与测井相研究，划分沉积相类型，进行连井剖面相及平面沉积模式分析，确定沉积微相边界值，绘制沉积微相平面展布图，研究过程中主要存有以下两方面难点。

1.1 沉积微相的选择与划分

研究区为三角洲平原沉积，其分流河道沉积是主要的微相类型[4]。沉积微相分析本质就是在寻找河道有利砂体，即把河道与非河道部分区分出来。河道一般是砂体较厚的部位，容易确定，而非河道部分砂体较薄，常可以划分成多种微相类型，如天然堤、沼泽等，具体微相的选择与划分上常较难确定。在微相划分中特别是“河道侧翼或分流侧翼”作为一种微相时争议较多，一般认为侧翼的砂地比比河道低，又比河道间高，是分流河道两侧的砂脊[5-6]。因其河道可能是不固定的，有改道等情况；此外，砂地比最高的部分是多期河道砂体叠置，而侧翼可能叠置的期次较少一些，造成它紧邻河道且砂地比较河道偏低。在沉积微相划分中，侧翼的出现也使沉积微相划分上因人而异，表现为：

(1)河道与侧翼同属河道沉积，但河道侧翼位于主河道两侧，其形态受主河道控制。除河道与河道侧翼外，其他都为非河道沉积，包括间湾、沼泽等(表1方案2)；

(2)非河道沉积不划分“侧翼”这一微相或认为侧翼与天然堤为同一微相；

(3)河道在微相上就是指河道沉积，而河道侧翼、天然堤等同属非河道沉积(表1方案1与方案3)。

表1 三角洲平原沉积微相常用划分方法

注：方案1与方案2都以河道间作为非河道沉积，包括沼泽、天然堤等多种微相；方案2认为河道侧翼属于河道沉积；方案3中非河道沉积包括一个或多个微相。

1．2 沉积微相边界值的确定

沉积微相剖面图的绘制通常是参考测井响应特征进行[7]。可以按照“半幅点”法卡取微相及确定沉积微相边界；而平面相中不同微相的边界难以确定，通常按照经验与研究区沉积特征给出经验性的边界参数来区分不同微相，其边界通常是砂地比值。总结鄂尔多斯盆地三叠系时期多个地区油层组的沉积相研究结果，研究区所在的三角洲平原沉积其微相边界参数有多种经验取值(表2)。

表2 三角洲平原沉积微相常用边界经验参数

2 微相类型的确定

要判别沉积微相，首先就要合理地划分出该区的各种测井相，即研究沉积相的剖面相特征。其划分原则是：①各微相之间在曲线形态上有明显的不同，容易根据各特征划分各相；②各测井相必须有完备性，即包括了该区可能出现所有测井沉积相[8-9]。研究区长3储层为三角洲平原亚相沉积，以测井相特征按照传统方法可以划分为分流河道、河道侧翼、分流间湾、天然堤、决口扇、(泥炭)沼泽6种主要微相[10]。其中分流河道是砂体沉积最厚的地区及沉积相的主要微相类型，特征明显，容易识别，但除分流河道以外的其他5种微相并非在全区都存在或一种测井相往往可能对应多种微相，在曲线特征上近似，难以区分(表3)，在传统的剖面相研究中有以下两种处理方法。

①统一把非河道沉积所有的微相划分到河道间，即非河道统称为河道间，不再细分具体微相，一般勘探初期阶段及大型区域性研究中应用较多(表1方案1与方案2)。

②以非河道沉积所有微相中较明显、所占比例较大的微相类型作为其主要微相类型，如分流间湾微相与其他微相比较所占比例较大或非河道沉积以分流间湾为主，则直接定名为分流间湾微相，其他微相不再划分或归并到该微相之中；若有两个或以上的微相所占比例相当或特征明显则可以定出多个非河道沉积微相(表1方案3)。

表3 长3油层组岩性与测井相特征

由于沉积微相的划分方法及沉积相边界的经验取值较多，这里采用了优势相分析方法。优势相是指在一定的编图单元内该沉积相发育的时间最长或沉积物厚度最大。而优势相编图法，就是在沉积模式的指导下，应用统计学方法，依照各级沉积相带发育时期的长短、主次关系等，选取主要相带进行不同级别单元的沉积微相平面编图的方法[11]。在进行剖面相作图时，鉴于所选用的时间具有较大的跨度，在此时间跨度内同一位置，可能有多个不同微相的沉积单元在垂向上迭置演化，编图时难以将各个微相均反映在同一位置上，所以选用所占地层厚度比例最大的沉积微相单元，代表该点所处位置的优势相进行编图[12]。

研究区选择了49口井，据优势相分析法对所有井进行沉积相分析，长3储层除分流河道微相明显外，由于分流侧翼，沼泽等微相沉积范围较大，分流间湾微相的规模较小或不发育，岩性都是以泥质为主，具有同样的油气分隔作用，可以统一为河道间微相制图单元。对于天然堤和决口扇，因其和沼泽、分流间湾一起共同充填于河道间，且其分布范围、规模较局限，厚度也小，在同一沉积单元内不易识别，故在长3沉积微相划分中，统一将其归入河道间微相制图单元内，即研究区长3储层总体可以划分为分流河道与河道间两个沉积微相(图1)，以此两个微相作为制图单元。为了提高沉积相研究的精度，对研究区长3储层按照沉积旋回划分为长31、长32与长33共3个小型沉积单元，对每个沉积单元进行沉积微相图的编制。经过对所有井的沉积相优势相划分，长31分流河道优势相共37口井，占到76%；长32分流河道优势相共26口井，占到53%；长33分流河道优势相共29口井，占到59%。总体长3储层以分流河道为主，河道间所占比例较小。

3 微相边界值的确定

经过单井沉积相分析，井点上每个沉积单元的的沉积微相可以看作是已知的，因此可以进行沉积相平面相研究，原则上测井沉积相的命名应尽量与平面沉积微相划分及命名一致，但由于沉积相图只是说明优势相出现的频率，即通过砂体类型、累计厚度、砂地比值和产状的变化来识别砂体连续或较连续叠置发育的程度与河道主体位置、河道与河道间沉积交替发育的过渡区[13-14]。实际中一种测井相往往可以对应若干种沉积相，即测井相常不能与平面沉积相完全对应[15]。为了方便研究，研究区沉积相划分与测井相一致，统一划分为分流河道与河道间两个微相，不划分河道侧翼微相。

图1 长3储层单井沉积相划分(据P184井)

优势相确定后，则要确定最合理的微相边界位置以提高沉积微相编图的精度。沉积微相的边界是根据井点的沉积微相来推断的。常用方法是编绘砂岩等厚图和砂地比等值线图，统计优势相与砂层厚度、砂地比值关系，绘制砂层厚度与砂地比离散图，求得各层优势相合理边界参数，标出各沉积微相之间最合理的分界线[11]。具体划分方法为：

①在确定时间单位的平面图中，标明各钻井在该时间单位地层的优势相及砂层累积厚度和砂地比值，不同微相类型的砂体均进行统计，并作出砂层厚度和砂地比值等值线图；

②将所统计钻井中优势相一致的该时间单元地层用同一符号表示，并将其投入渗砂层累积厚度与砂地比值关系离散图中，确定出不同优势相在离散图中的主要分布范围；

③将离散图中两优势相分布区之间重叠部分的钻井取出，求其砂层厚度和砂地比值平均值，取其相邻数字变化范围及规则数字作为划分此两优势相边界的地层参数；

④在已标示出各钻井优势相分布范围和砂层厚度及砂地比值等值线平面图中，标定出各沉积微相单元之间最合理的分界线。

图2 长31储层砂地比与砂岩厚度离散图

研究区分别以长31、长32与长33作为时间单位，对每个时间单位的分流河道微相与河道间微相的砂体进行了统计，作出了砂层累积厚度与砂地比值关系离散图(图2～4)及各优势相砂层厚度与砂地比值参数对比表(表4)。在离散图中，长33各点分布最好，长31除最右边有一个点异常外，其余各点分布较好，分流河道与河道间两个优势相区之间没有重叠井，而长32有4口重叠井存在，取出求其砂岩厚度与砂地比平均值分别为0.49与25.5，取相邻数字变化范围与规则数字后分别为0.5与25，依据表2长32优势相砂岩厚度与砂地比的变化范围应为分流河道微相。

图3 长32储层砂地比与砂岩厚度离散图

图4 长33储层砂地比与砂岩厚度离散图

在各层段不同优势相砂层累积厚度、砂地比值等地层参数变化范围和均值基础之上，结合砂地比与砂岩厚度离散图划定与求取出各优势微相沉积单元边界参数，最终认为长31，长32与长33三个沉积单元在平面上分流河道与河道间微相的边界参数为0.5较合理，该值以上的砂地比等值线区域优势相为河道微相，该值以下的砂地比等值线区域优势相则为河道间微相，这与表2方案2中所述经验边界参数也相符，而所对应的砂岩累积厚度边界参数分别为20，25与20。

4 沉积微相平面展布

在沉积背景、地层特征的基础上，通过对长31，长32与长33砂体厚度、砂地比值的统计，采用优势相研究结果绘制各沉积单元沉积相平面图。在绘制时，以有利储集相带分流河道砂体为主，砂体厚度、河道的位置及延伸方向、宽度及面积特点为描述的重要内容。研究区砂体自北东方向向南西方向展布，与东北部物源方向保持一致。区内长31、长32与长33沉积格局分布大体相似，其中长31与长32分流河道比较发育，主要有两条分流河道沉积，具有一定的继承性(图5、图6)。但由于河道的侧向迁移及充填叠加，几条分流河道分布的位置、沉积的范围以及分流河道沉积的发育程度等都有所变化，使得各沉积单元沉积相存在一定差异。

图5 长31储层沉积微相平面

图6 长32储层沉积微相平面

5 应用及效果分析

研究发现，区内分流河道微相平面连通性较好，砂体较厚，单砂体厚度大，物性较好，为最有利的储集相带，而河道间连通性及储集能力较差。研究区初期钻井大多数井未见到油砂显示，P184井在长31与长32均见到了油迹与荧光显示(图1)，据试油试采情况，P184井获得了1.8 m3/d工业油流，之后所钻的N82与P155井也见到了工业油流，而这些井均位于分流河道之上(图5、图6)；P97井钻井见到了荧光显示，但试油后仅见油花与少量水，该井处于分流河道与河道间边界附近，复查后发现试油层位于长32，横向上储层较薄，物性变差；N110井与P184、P155为近南北向一线分布，对其相同层位试油后为干层，究其原因是处于河道间缺乏有利砂体。后期油田依照沉积微相展布情况钻探了处于河道中央的N132井，钻井见到油迹与油斑显示，试油见2.3 m3/d工业油流。可见，沉积微相是控制区域油藏分布的主要因素，研究区的沉积微相研究结果与实际生产相符合，所绘制的沉积微相图有利于区域开发方案的调整。

6 结论

(1)根据优势相分析法对研究区进行沉积相分析，认为研究区长3储层总体可以划分为分流河道与河道间两个沉积微相，以此两个微相作为制图单元。

(2)在各层段不同优势相砂层累积厚度、砂地比值等地层参数变化范围和均值基础之上，结合砂地比与砂岩厚度离散图划定与求取出各优势微相沉积单元边界参数，认为长31，长32与长33三个沉积单元在平面上分流河道与河道间微相的边界参数为0.5比较合理。

(3)长3储层沉积格局分布大体相似，31与长32分流河道比较发育，主要有两条分流河道沉积，具有一定的继承性；研究结果与实际生产情况相符合，研究方法具有可行性。

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(编辑 曹征远)

Study on sedimentary microfacies of Chang 3 reservoir in NNW Oilfield

She Gang1，Zhang Dijie2

(1.QinghaiDivisionofChinaPetroleumLoggingCO.LTD.,Dunhuang736202,China; 2.PetroleumExplorationDivision,PetroChinaQinghaiOilfield，Dunhuang736202,China)

NNW oilfield reservoir is mainly controlled by sedimentary microfacies，so reasonable microfacies types and microfacies boundary values are the key to study sedimentary microfacies of the area.Based on the traditional methods for sedimentary microfacies，the methods of dominant sedimentary facies and cross plots are introduced to divide sedimentary microfacies and determine sedimentary microfacies boundary.The results show that the Chang3 reservoir can be divided into two sedimentary microfacies of distributary channel and distributary bay,and 0.5 is the more reasonable sedimentary microfacies boundary parameters of three sedimentary units of Chang31,Chang32and Chang33.Finally sedimentary microfacies maps are drawn.Compared with the actual production，this study explained the production status of the area and verified the feasibility of the methods well.

sedimentary microfacies；Chang3 reservoir；delta plain；dominant sedimentary facies

2015-07-19；改回日期：2015-12-23。

佘刚(1982—)，硕士，工程师，从要从事测井资料处理与解释工作。电话：18997375378，E-mail：443724572@qq.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.02.005

TE122.2

A