一种基于沉积微相导向的砂体对比方法

摘要

本发明公开了一种基于沉积微相导向的砂体对比方法，包括以下步骤：S1、以定量地质知识库为约束；S2、应用高分辨率层序进行短期、超短期的基准面旋回划分；S3、在单井上识别隔、夹层；S4、将垂向上不同成因不同期次或者相同成因不同期次的砂体进行区分；S5、进行横向上砂体叠置的组合关系对比。本发明在砂体对比过程中以定量地质知识库为约束，首先在单井上识别典型的隔、夹层，将垂向上不同成因或者相同成因不同期次的砂体区分开来，然后进行横向上砂体叠置的组合关系对比，充分反映沉积作用和微相的变迁，得以更好地为油气开发提供可靠的地质依据。

说明书

技术领域

本发明涉及地质勘探领域，尤其涉及一种基于沉积微相导向的砂体对比方法。

背景技术

传统的砂体对比是采用岩性对比的方法，砂对砂，泥对泥，这种对比的前提是井距较近，砂与砂对比性很强；但当井间砂体发生相变或井距较远时，这种对比法就存在问题，这种问题从在一些典型对比实例比较常见，例如在加密钻井前发现对比出的主力油层是一连续的砂层，钻井加密后发现主力油层在加密井处不是砂体，而是泥岩，其原因是没有考虑沉积微相的演变相变造成砂体规模与空间叠置形式的不同，以及隔、夹层的分布存在差异。

随着我国已开发油田进入高含水阶段，对沉积微相对比的要求则是能充分地再现或反映其形成过程与演化，这就更应考虑其沉积成因(规模大小及垂向叠置关系)而砂体的垂向叠置受控于沉积环境、水流能量、地形、物源供给量等多种因素，其垂向形式通常极其复杂，不同的沉积作用有不同的叠置响应关系。因此，砂体叠置关系的研究应充分反映沉积作用与沉积微相的变迁。小层对比过程中若忽略砂体叠置关系，就很容易导致对比结果违背地质规律，进而影响下步油田开发方案的制定。

发明内容

本发明目的是针对上述问题，提供一种提高砂体对比准确性的基于沉积微相导向的砂体对比方法。

为了实现上述目的，本发明的技术方案是：

一种基于沉积微相导向的砂体对比方法，包括以下步骤：

S1、以定量地质知识库为约束；

S2、应用高分辨率层序进行短期、超短期的基准面旋回划分；

S3、在单井上识别隔、夹层；

S4、将垂向上不同成因不同期次或者相同成因不同期次的砂体进行区分；

S5、进行横向上砂体叠置的组合关系对比。

进一步的，所述步骤S2中应用高分辨率层序进行划分时，首先对取芯井进行详细的岩芯界面识别，同时寻找与之对应的测井响应，从而进行测井曲线的基准面旋回划分。

进一步的，所述步骤S5中进行组合关系对比时采用斜向对比策略。

进一步的，所述步骤S5中进行组合关系对比时确定各砂体间是世代关系还是同代关系包括以下步骤：

S51、将层序的洪泛面或沉积旋回顶面的区域性泥岩拉平后判别其垂向位置与世代关系；

S52、用沉积相平面范围来界定砂体或微相的延伸；

S53、用成因砂体或微相的宽厚比来推测其侧向延伸范围。

与现有技术相比，本发明具有的优点和积极效果是：

本发明在砂体对比过程中以定量地质知识库为约束，首先在单井上识别典型的隔、夹层，将垂向上不同成因或者相同成因不同期次的砂体区分开来，然后进行横向上砂体叠置的组合关系对比，充分反映沉积作用和微相的变迁，得以更好地为油气开发提供可靠的地质依据。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为基准面旋回的叠加样式与三角洲进退过程模式图；

图2为两个相邻井之间岩石地层和年代地层的河口砂坝对比技术比较示意图；

图3为不同进积方式与类型的三角洲结构特征图；

图4为西江30-2油田中新统I油组HB油藏微相、砂体对比及高分辨率层序划分方法图；其中，A为常规岩性砂体对比模式；B为运用基准面旋回与相控理论的砂体对比模式；

图5为河流相横切流水方向砂体的不同对比方法示意图，其中，A为传统砂对砂的单砂体对比法；B为沉积微相导向的同相异体成因单元对比法；C为为岩性对比法；

图6为三角洲前缘砂体的等时同相异体成因单元对比示意图；

图7为涠11区三角洲前积对比的地震响应图；

图8为某气田小层的沉积微相对比剖面和平面变迁图a；

图9为某气田小层的沉积微相对比剖面和平面变迁图b；

图10为某气田小层的沉积微相对比剖面和平面变迁图c；

图11为珠江口盆地西江30-2油田I油组沉积微相连井对比图；

图12为杏56区块葡一油层组沉积微相连井对比图；

图13为北部湾盆地1N油田沉积微相连井对比图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

如图1至图13所示，成因砂体的确定与对比是在高分辨率层序地层学对比的基础上，应用沉积微相导向对比方法，对各油组的成因砂体进行确定，依据沉积微相的空间展布规律，拟定出以下对比的基本原则：(1)沉积微相的识别与确定；(2)遵循各类成因单元的几何形态特征不变；(3)相同成因单元可对比或叠置、不同成因单元相变；(4)以不同层次基准面旋回为分级控制的单元，并在分级控制中注意井间砂体的相对位置、深度及层序界面；(5)不同成因砂体依据沉积作用的变化，相同成因砂体的延伸依据所建立的定量地质知识库(即各微相的宽/厚比)或旋回的特点；在一定的开发井网下，当两口井中出现一口井见砂、而另一口不见时，砂体的延伸依据砂岩在韵律中所占比率为侧向延伸的井距；(6)不同井距对比和不同方向应区别对待；(7)砂体的连通与叠置应以基准面变化，即可容纳空间与沉积物供给速率的比值(A/S)关系和沉积相为指导；(8)在基准面旋回变化的基础上，充分考虑相控的等时性对比(图1)。以沉积作用为指导的具体对比方法主要体现在以下三种情况：①大砂体与小砂体的对比；②单个韵律砂体与多个韵律砂体间的对比；③正、反韵律砂体的对比。

小层通常由一个或几个单砂体(层)组成，为等时单元所形成的完整沉积成因单元；而单砂层是最小的储层单元，是沉积韵律中较粗的具有相似的岩性和属性的那部分单元，其内部在岩性上无明显的差异。随着油田开发的不断进行，尤其是进入高含水期后，开发井网控制的基本单元都是常规划分的小层，且小层对比的最终目的还是要进行单砂层对比。但由于碎屑岩沉积砂体的侧向相变剧烈，经常表现为频繁分叉合并，实际上很难绝对地按每个单砂体进行分层对比。小层与砂体对比已由原先的“砂对砂，泥对泥”转变为基于沉积成因的小层对比方法即以沉积相带为导向的对比方法，这一新理念应用较多的是曲流河沉积体系与三角洲沉积体系。

在(高分辨)层序地层格架内，采用沉积微相导向的小层对比方法能够更好的反映储层沉积的结构成因。而沉积微相导向的砂体对比首先应充分反映沉积微相(砂体粒序特征)的几何形态与沉积旋回所代表的地质意义。粒序特征主要反映的是储层微观层次的沉积作用(方式)和砂体的几何形态，即正粒序为顶平底凹的透镜体，主要为侧向或垂向加积；反之，为底平顶凸的透镜体，则主要是前积成因。不同沉积类型砂体对比的策略应有所不同，即便在较小井距的情况，由于三角洲前缘的前积作用，砂体倾斜叠置也是存在的。

因此，采用斜对比的策略往往更符合实际情况，典型如反映顺物源具前积特征的三角洲前缘砂体对比(图2)，在传统小层对比时更多考虑标志层拉平，相似对比，这导致砂体连续性很好，井间砂体变化也小，但却与实际情况不符，即忽视前积倾角的岩性地层对比不可能预测死油区；在结合三角洲前积结构特点后，通过加密钻井可确定前积的倾角，采用前积式(斜对比的一种)对比后，不仅使砂体对应关系更明确，更能体现井间差异，并可预测含(底)层的分布状况。这种前积式对比实际上更能体现地下地质体的沉积成因与叠加规律，这样的对比结果对实际生产的指导作用更为明显。

其核心问题是确定何种对比原则才能使所有人都能对出此种结果，本发明的观点有二：1)依据井上的粒序特征(若有岩心应考虑沉积构造的成因)确定其沉积作用，2)平面砂体的分布或定量地质知识库确定砂体的对比范围。如2009年Shepherd提出的新的单砂体对比理念(本发明将其称为沉积微相导向对比)，这种对比则可更好地体现砂体的沉积成因。即在(高分辨率)层序地层的约束下，充分考虑砂体的粒序特征、微相变化，尤其是砂体的几何形态 (如水道为正粒序呈顶平底凹的特点；河口砂坝为反粒序呈顶凸底平或顶凸底凹的特征)，进行砂体的前积式或叠瓦式斜对比。当然这种对比方法需要明确三角洲主要的前积方向，而对比的结果也能反映这个方向与砂体的垂向与侧向变化。

要特别指出的是：地层学与沉积学是两相互联系的独立学科门类，各自的侧重并不相同，层序地层学与储层(应用)沉积学不是替代关系。前者具有区域性或等时性的特点，故只谈局部地区或某一点的层序或地层特征而不进行区域上的对比是无意义的，也就无法实现地层等时性的概念与作用；但应从点入手做出标准的可对比的垂向剖面，这是因为它属地层学的范畴，其重点在就于地层的对比。然而，沉积学就不同了，可进行点、线、面的研究，其重点在于成因解释与砂体分布的预测；前者是基础，后者是目的，即沉积学的研究应放在层序地层格架下进行，砂体对比应体现层序旋回与沉积作用的影响，如典型三角洲的前积，在不同部位砂体发育样式与对比方式应有所不同(图3)。

这就说明层序地层的四大控制因素并不完全等同于控制沉积体系发育与沉积作用的因素。这也是传统的层序地层学中较少讨论地形坡降、粒度大小及物源远近变化对其控制的原因所在。

二、高分辨率层序对砂体对比的约束作用

在地层对比时，不能简单地泥对泥、砂对砂，或简单地进行旋回对比，而是根据在一个旋回中不同地理位置上的地层发育特点进行对比。砂体对比，尤其是对单个油藏进行解剖时，需要对油藏砂体进行详细研究，以岩芯和测井曲线为基础进行细化，把看似同一类型的砂体按其成因或微相类型进行超短期旋回划分，这样既可反映砂体的规模，又可反映砂体在纵向与空间的叠置。因而，在年代地层格架内结合砂体展布规律及大小、能够准确地对单砂层进行对比并预测其分布。

砂体对比结合考虑高分辨率层序地层与沉积微相对砂体的控制作用，综合进行相控砂体对比，以西江30-2油田某一油藏(图4)为例，这三口井距在 300m左右，属于开发井网，总体上砂体在三口井间连续性和连通性都较好。当采用岩性砂体对比方法时(图4-A)，很容易把三口井的厚砂体作为一套砂体，这种对比方法在一定程度上反映了砂体与夹层的变化，但不能反映沉积微相变化对砂体变化的影响；而高分辨率层序地层学的旋回对比时，可以油藏顶、底为界，把该油藏各井划分出短期与超短期旋回，并以短期为分级界面控制，超短期反映单一微相与砂体，这样对比的结果在总体上是等时的，也反映出的砂体受沉积微相相变而在纵、横向上的叠置与横向的延伸情况(图4-B)。

沉积微相直接影响成因砂体类型与展布，在油田开发中，不同的微相砂体展布不同，而不同微相对水淹与剩余油分布的影响也不尽相同。而层序地层学理论建立了一套地层划分、对比及分析的方法，从理论上讲建立的地层格架是等时的，因而这一理论和方法的最大特点是等时性。这一方法改进了以组或段的地层年代和年代地层划分方法的不等时性，从而为寻找地层圈闭及复杂圈闭提供了便利。正因为层序地层学理论提高了年代地层对比的精度和预测岩相的能力，人们又设想这一理论是否可能用于油气的开发阶段，高分辨率层序地层学的产生也就应运而生。把高分辨率层序地层学与沉积相微相划分相结合，进一步对地层进行细化对比，达到油田开发所需的小层对比精度，合理解释油田生产中的水淹与剩余油分布，从而指导开发阶段的工作制度和进一步挖潜提供指导依据。

岩芯和测井资料提供了较详细的地质信息，从理论上讲，可以把层序划分得很细，依据地层基准面旋回周期的长短变化可以划分出6级层序，并从成因上探讨了各级层序，并指出高分辨率层序可用于开发阶段。但必须明确的一点是不要无限制地把层序细化，因为并不能很容易确定所细化的地层单元是否真的等时。层序划分的层次取决于研究目的，在开发过程中，人们最关心的地质问题是砂体或储层的规模，因而开发阶段层序划分最根本目的是在进行砂体对比时实现分级控制，使砂体对比在等时地层格架内进行。

应用高分辨率层序进行短期、超短期、甚至更小级别的基准面旋回划分时，各级界面的识别是关键，因而需要对取芯井进行详细的岩芯界面识别，同时寻找与之对应的测井响应，从而进行测井曲线的基准面旋回划分。以最小级别的层序与成因砂体(沉积微相)相当是一个简单易行的办法，但厚层砂体如何分期需结合油藏数模要求及其模拟结果。在较小井距、较密井网情况下，砂对砂、泥对泥的情况是常见的，但并不是绝对的；但在较大井距甚至构造位置发生变化时，可能是同一时期内砂与泥相对应，这已被经典的层序地层模式所证明，但也不是绝对的。对大套砂体对比时，应考虑同一时期内沉积微相的相变及砂体的叠置关系。因而，高分辨率层序划分进行砂体对比时，应充分结合区块大小、构造位置、沉积相带及井距大小等。

三、沉积微相导向对比及其作用

沉积微相导向的小层对比首先应充分反映沉积微相、砂体粒序特征的几何形态与沉积旋回所代表的地质意义，关于粒序与旋回的概念在许多的沉积学文章与书中存在着或然性严格意义上讲两者是同一问题的两个层次，前者是同一砂体或微相内粒度在垂向上的变化特征，而后者通常描述的是多个砂体或微相在厚度岩性(沉积构造类型与大小以及颜色的变化特征即旋回是粒序韵律在垂向上的叠置与组合)，因此粒序特征主要反映的是储层微观层次的沉积作用(方式)和砂体的几何形态即正粒序为顶平底凹的透镜体主要为侧向或垂向加积，反之为底平顶凸的透镜体则主要是顺流加积或前积成因。然而沉积旋回则不同，沉积反旋回通常反映的是沉积物的进积(水退)过程(宏观沉积作用)；反之，则为退积水进过程)，需要明确指出的是沉积旋回不能反映砂体的几何形态而只反映沉积体系成因或砂体的垂向叠加型式。剖面结构在顺物源方向易于展现，而横切物源方向通常侧难于或无法表达。众所周知，同一沉积体系相中不同沉积微相常具有不同的沉积作用或方式如曲流河的点坝受控于侧向加积辫状河的心滩主要为垂向加积的产物而三角洲的河口坝则反映前积作用。另外，不同的沉积作用方式又具有相应的层内非均质性响应关系。因此在实际对比过程中应以沉积微相为导向充分反映沉积微相的几何形态与其内部构型以便于预测其隔夹层的分布特征与展布规律。

例如，某地区的区域沉积背景为无明显构造变动的连续河流相沉积，且主要发育河道微相若不考虑沉积微相类型，仅以砂、泥为标准，厚层砂对厚层砂，薄层砂对薄层砂，极易造成错误对比(图5-A)，其中存在以下几个方面的问题： (1)砂体的侧向延伸河道的宽度会无限远甚至会出现几十到上百公里，即不知道河道的宽度有多大或边缘在何处当然也就无法评价砂体的连续性而只能将砂体的连续性当做“很好”来处理；

(2)不能反映成因机制侧向上只能认为是一个或不同的砂体，也就无需评价或无法研究其侧向连通性；(3)垂向上就出现了某个时期全是砂，某个时期全是泥的现象。

然而，若采用沉积微相导向的对比法即依据河道微相或砂体垂向粒序(韵律)的成因单元对比法考虑砂体的几何形态，曲流河的不对称性顶平底凹形结合厚薄变化的基本地质规律，并以本区或相同类型沉积相(体系)的定量地质知识库同成因砂体或微相的宽厚比为约束，采用区域性标志层或高级层序洪泛面拉平后的等高程单河道砂体成因单元对比方法，可使对比结果更为逼近地质真实(图5-B)，再现了河道的侧向迁移过程提供了分析砂体连续性与连通性的地质依据进而为分析注采关系建立了相应的地质模型)。通俗而言，假设一个班级内有3位同学，切忌将3位同学视为一个整体，忽略其个体特征(自旋回) 而进行对比(岩性对比)，而应该考虑个体自身的规模与特点(自旋回)来开展成因对比，三者之间是同相异体的概念(图5-C)，表现的是同一种沉积相或微相但不同砂体在空间的变化，即同相关系示变迁。

通俗地讲假设一个家庭有爷爷、父亲、儿子三代人，每代人均为独立的体系(小家庭)，即组成一完整的“垂向序列”；在对比过程中若将垂向序列拆分，头对头，躯干对躯干，腿对腿，即所谓的岩性对比，就不能反映出世代关系；而应该采用等时异相异体的成因对比原则，确保垂向序列的完整性，突出其演化或演变关系(图6)。这种对比在前积作用比较明显的地区，典型北部湾盆地涠11区(图7)地震剖面表现得十分明显，因此得到了充分应用。

将河流与三角洲前缘砂体的成因对比结果进行比较可以发现，小层的对比一定要基于其沉积成因和剖面的方向，这就是说不同成因与方向的储集砂体内部构型存在着明显的差异。就地质学而言等时对比可反映它旋回的变化而同时概念中则体现的是自旋回特性，前者是层序或地层，后者是微相，其核心问题是在具体对比时如何判断各砂体间是世代关系还是同代关系。可靠而易于操作的方法是：(1)将层序的洪泛面或沉积旋回顶面的区域性泥岩拉平后来判别其垂向位置与世代关系；(2)用沉积相合理的平面范围来界定砂体或微相的延伸； (3)用成因砂体或微相的宽厚比来推测其侧向延伸范围。

人们最初进行砂体对比时，多简单采用砂对砂，泥对泥的方式，很少考虑沉积成因(图8)，后来人们逐渐开始应用沉积微相的理念来进行砂体约束对比 (图9)，在一定程度上解决厚薄砂体的对比问题，但由于没有考虑内部沉积作用或沉积构型的影响，砂体对比结果与实际地下砂体的分布仍存在差异。

随着我国已开发油田进入高含水阶段，对沉积微相对比的要求则是能充分地再现或反映其形成过程与演化，这就更应考虑其沉积成因(规模大小及垂向叠置关系)而砂体的垂向叠置受控于沉积环境、水流能量、地形、物源供给量等多种因素，其垂向形式通常极其复杂，不同的沉积作用有不同的叠置响应关系。因此，砂体叠置关系的研究应充分反映沉积作用与沉积微相的变迁。小层对比过程中若忽略砂体叠置关系，就很容易导致对比结果违背地质规律，进而影响下步油田开发方案的制定。由此说明，在进行小层对比时，不能只追求测井曲线的相似性或简单的岩性相似性特征，应充分考虑不同的沉积背景，不同成因砂体的空间规模大小，明确其范围，这样才能更好地逼近地质的真实。因此，砂体对比过程中应以定量地质知识库为约束，首先在单井上识别典型的隔、夹层，将垂向上不同成因或者相同成因不同期次的砂体区分开来，然后进行横向上砂体叠置的组合关系对比，充分反映沉积作用和微相的变迁(图10，图 11，图12，图13)以更好地为油气开发提供可靠的地质依据。