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摘要：红河油田延长组由于遭受顶部剥蚀，地层厚度变化大，加之长6段河道砂岩多期叠置沉积，单砂体规模小，侧向相变快，且标志层不明显，小层对比难度大。本文充分利用研究区内各种基础资料，根据高分辨率层序地层学原理，采用层次分析方法 ，建立高分辨等时地层格架 ，随后按照其中不同级次沉积界面和结构单元的特征，逐级细分。将长6段储层，准确划分为三个亚段，7个砂层组和19个小层，为后期的勘探开发实践打好了基础。
关键词：米兰柯维奇理论 层序地层学 小层精细对比
鄂尔多斯盆地是我国大型致密砂岩含油气盆地，具有烃源岩发育、勘探领域广、潜力大的特点。根据第三次全国油气资源评价结果，盆地内石油总资源量85.88×108t[1]，目前盆地内累计探明石油储量超过40×108t，年产原油近3000×104t，具有巨大的勘探开发潜力。
红河油田位于鄂尔多斯盆地天环向斜南端，其东部和北部分别与西峰油田和镇北油田毗邻。地理上处于甘肃省镇原县和泾川县境内，该区延长期总体处于湖盆三角洲沉积体系的三角洲前缘亚相带，这一时期盆地抬升作用渐趋减缓，湖盆开始收缩，物源供给十分充足，其沉积作用强盛，储集砂体比较发育[2]。同时，红河油田与北东方向的半深湖、深湖区紧密毗邻，生油条件有利，油源比较充足，封盖条件良好，具备油气成藏的有利条件。
长6油藏具有纵向多层含油，储层物性较好，平面叠合连片的特点。近年来通过对钻遇长6层的部分探井及开发井进行试油试采，大部分井初期日产油在3t以上，最高产量达到10t以上，显示该区长6储层具有较大的勘探开发潜力。
但由于该区延长组（主要在长6段）顶部遭受剥蚀，长6地层厚度变化大，加之长6段为多期砂体叠置沉积，河道宽度小，侧向相变快，且标志层不明显，小层对比难度极大，直接影响到后续的勘探开发评价部署。
因此开展精细地层对比，准确划分各砂组及小层、单砂体，对今后的勘探开发具有重要意义。
一、地层层序
该区地层层序及岩性组合与鄂尔多斯盆地其它区块一致，均为陆相碎屑沉积的砂泥岩互层。钻井揭示自上而下发育有第四系、白垩系、侏罗系、三叠系地层。
本次研究的目的层段长6为一套砂岩相对发育的地层组合，由浅灰、灰褐色中、细砂岩与灰黑、深灰色泥质岩略等厚互层而成，岩电组合特征较为突出。长6期盆地内为三角洲建设时期，盆地下沉作用渐趋减缓，湖盆开始收缩，沉积作用大大加强，整个湖盆从此进入逐渐填实、收敛，直至最后消亡的历程。
二、地层对比
地层对比主要遵循“按照沉积旋回，从大到小，逐级对比，逐级控制对比精度”的原则进行，对比单元依次由段到砂层组、小层、单砂体。
1.测井曲线旋回性处理
研究区原始GR、SP曲线旋回特征不明显，应用测井地质学、层序地层学原理、米兰克维奇理论和多种先进的数学算法，对这类原始曲线进行频谱趋势属性处理后（INPEFA）可以有效提取旋回信息，从而直观、方便的进行曲线旋回特征分析。曲线正趋势代表水进过程，水体加深，负趋势代表水退过程，水体变浅（如图1）。通过进行频谱趋势属性分析，利用重构之后的INPEFA曲线进行地层对比。
图1 CycloLog划分旋回示意图
根据米兰柯维奇理论，连续沉积的地层中沉积旋回是渐变的，频谱图上与米兰柯维奇旋回相应的周期峰值高；在存在沉积间断的地层中，沉积物的旋回性被破坏。因此，根据地层中米兰柯维奇旋回发育的情况可以判断沉积间断存在与否。
针对红河油田川口地区长6的地层沉积特征，以沉积学、测井地质学、层序地层学为指导，综合应用地震、测井、钻井、录井等资料，全面考虑构造、沉积旋回、沉积相以及油水关系等多种因素，进行目的层段旋回对比分析，以划分大层界限，对砂层组→小层→单砂体进行逐级对比，分级完善。
2.地层划分
INPEFA曲线能够显示通常在原始测井曲线中显示不出来的趋势和模式。NPEFA曲线的关键特征是曲线趋势本身和其中的拐点，即分别代表海进（湖进）与海退（湖退）过程的正趋势和负趋势，并以此确定地层分界。
2.1组系划分
该区具有的两个明显标志层分别是延安组的底煤层和长7底的张家滩页岩，具有标志特征明显，全区稳定分布的特点。
通过对各井不同INPEFA曲线（旋回分析曲线）之间的对比分析，声波时差旋回分析曲线对该段的显示特征最为明显，且一致性强，其它曲线特征不明显，因此采用声波时差旋回曲线对长7至延安组底地层进行划分（如图2）。
图2 过红河105-37—镇泾5 井连井声波时差旋回分析曲线图
2.层段划分
长6至长7的分界在自然伽马旋回曲线上特征最明显，感应电阻和声波时差旋回曲线上具有一定的响应，补偿中子和自然电位旋回曲线上特征不明显。因此采用自然伽马曲线做为划分长6与长7的标准曲线，同时参考声波时差及感应电阻率等曲线（图3）。
图3 过红河1054-3—镇泾5 井连井自然伽马旋回分析曲线对比图
3.亚段、砂层组及小层划分
利用相同方法，通过自然伽马旋回曲线结合自然电位等曲线将长6划分为三个亚段，进一步细分为7个砂层组和19个小层。
通过INPEFA曲线分析，能够显示通常在原始测井曲线中显示不出来的趋势和模式。具体用声波时差旋回分析划分顶底界面，用自然伽马旋回分析曲线划分和标识砂层组和小层的位置，通过邻井对比，发散至全区的方法来完成对比工作，得到初步的对比结果，然后再结合标志层研究，完成局部井区小层乃至单砂体的划分对比。总结旋回对比模式如图4。
图4 组-段-亚段-小层旋回对比模式图
2.4对比标志层确定
对比标志遵循“同时性”、“稳定性”、“特殊性”、“综合性”的原则，经过反复对比，明确该区目的层段有4套岩性组合相对稳定，由此将这4套岩性组合作为对比标志和辅助标志层来控制对比精度，其中标志层2个，分别为延9底部煤层和长7底部张家滩页岩，具有特征明显，全区稳定分布特征。辅助标志层3个，分别为长61底部泥岩、长62底部泥岩和长63底部泥岩。 3.对比模式的建立
3.1标准层附近的等高程对比
对于河流相岩相和电性特征特别明显，分布稳定的标志层，把等距于同一标志层的砂体顶底面作为等时面，把处在两个等时面之间的砂体划分为同一单元。但应用这种对比原则时应充分考虑差异压实及河流冲刷作用等因素。
3.2主力相带河道叠置砂体对比
由于河流的冲刷作用，前期沉积物的顶部遭受冲刷，随后在河床内又沉积新的砂体，从而形成砂体叠置现象。两期或多期河道砂体叠置在一起，电测曲线呈箱形，往往无法从测井曲线上直接划分出时间单元，通常只能根据邻井资料进行劈层划分对比（图5）。
图5砂体叠置对比示意图
3.3河床下切砂体对比
由于河流主流线附近的强烈冲刷作用，砂体明显“下切”。在对比此类砂体时，不能盲目地应用等高程和岩性及厚度相近的对比方法“劈层”，应将冲刷面作为时间单元的底界（图6）。
3.4相变对比
粉砂岩与泥岩构成的薄互层，自然电位幅度较低，微电极通常呈锯齿特征。这种砂体类型多位于河道边缘和堤岸亚相。横向上往往存在由边滩微相到天然堤或决口扇微相的相变，但属于同一时间单元，对比时不能仅依据电测曲线相似的原则，而要结合相带分布特征进行（图7）。
图7 相变对比示意图
3.5非主力相带薄层砂体的对比
厚度小于2米的薄层砂体，横向上分布不稳定，分布范围小；垂向上位于冲刷界面的下方或河流上部单元的顶部。这些砂体在解释过程中往往容易被忽略，或者将它们与主力相带砂体合并。本次研究根据河流相储层沉积特点，对此类砂体进行了重新认识和合理对比（图8）。
图8 薄层砂体对比示意图
4.对比剖面建立-闭合对比
为了全面反映研究区在标志层控制下，目的层的地层厚度、砂层厚度及其电性特征的分布变化情况，本次研究过程中，从反映工区整体地层发育变化情况考虑，建立了近南北向对比剖面2条，东西向对比剖面2条，在此基础上，进一步划分小层及单砂体。
5.注意事项
应用“旋回对比，分级控制”的方法，对比工作中考虑以下几点。
5.1充分利用标志层和辅助标志层
即利用各标志层控制砂层组界限，标志层为周期性湖平面上升的起点，为稳定的深水或较深水泥岩沉积，随后湖平面逐渐下降，湖水逐渐变浅，有进积型滩坝砂沉积，末期以分流河道沉积告终，组成下细上粗的反旋回，即砂层组，为一旋回对比单元。
利用各砂层组内的辅助标志层（泥岩）控制单砂层（小层），即严格对准相邻井间编号相同的两层（或两层以上）辅助标志层，其间所夹单砂层的层位就可以准确确定。
5.2对下切砂岩和叠加砂岩的处理
在对比中，按照沉积时间单元划分小层，即考虑砂层的韵律性，凡只有一个韵律的砂层，即“一正到底”或“一反到顶”，均作为一个小层，某些分流河道砂岩，由于下切作用（先是河流冲刷，然后沉积），形成厚的正韵律，对此类厚层砂岩，按下切处理，不应劈层。如厚层砂岩系多个韵律层的叠加，应是多个单砂岩组成的复合韵律层，则应劈层。
5.3对层位相当，韵律相异砂层的对比
本区有较多层位相当，但韵律相异的砂层，层位可准确界定，在相同层位韵律性质有变化，在此情况下，认为是相带发生变化，韵律层可以对比。
5.4对某些薄层砂岩的处理
本区各砂层组内，特别在砂层组下部，分布有薄层砂岩，这些砂岩不稳定，分布零星，其间无辅助标志层，层位不易准确确定，考虑作适当合并。
6.划分结果
本次小层划分将高分辨率层序地层学原理和层次界面分析方法有机结合，首先应用高分辨率层序地层学旋回等时对比法则 ，建立高分辨等时地层格架 ，并研究其间泥质岩隔、夹层的分布。然后在等时地层单元内 ，按照其中不同级次沉积界面和结构单元的特征，划分小层。最终将长6段按照其沉积旋回划分为三个亚段，7个砂层组19个单砂体。
长61、长62、长63三个亚段，地层厚度35～44m不等。长62亚段是本次研究的主力层，埋深1700～1900m，沉积厚度36～42m，储层砂岩累积厚度11～33m不等，单层厚度一般3～9m，局部达14m左右。自上而下进一步细分为三个小层，底部小层砂体发育程度变好，横向变化比较迅速。岩性以浅灰、灰黄、棕褐、灰褐色中细砂岩为主，局部夹深灰、灰黑色泥岩及粉砂质泥岩。砂岩含油比较普遍，尤以中上部比较集中连续，产状以油斑～油浸级别为主，单井累计含油厚度变化在5～26m之间，具有较大的勘探开发潜力。
参考文献
[1]《鄂尔多斯盆地油气勘探开发的实践与可持续发展》胡文瑞，翟光明 《石油化工》2010年第12卷第5期 P64-72.
[2]《鄂尔多斯盆地南部延长组沉积体系和层序特征》杨友运 《地质通报》2005年第24卷第4期 P369-372.
关键词：米兰柯维奇理论 层序地层学 小层精细对比
鄂尔多斯盆地是我国大型致密砂岩含油气盆地，具有烃源岩发育、勘探领域广、潜力大的特点。根据第三次全国油气资源评价结果，盆地内石油总资源量85.88×108t[1]，目前盆地内累计探明石油储量超过40×108t，年产原油近3000×104t，具有巨大的勘探开发潜力。
红河油田位于鄂尔多斯盆地天环向斜南端，其东部和北部分别与西峰油田和镇北油田毗邻。地理上处于甘肃省镇原县和泾川县境内，该区延长期总体处于湖盆三角洲沉积体系的三角洲前缘亚相带，这一时期盆地抬升作用渐趋减缓，湖盆开始收缩，物源供给十分充足，其沉积作用强盛，储集砂体比较发育[2]。同时，红河油田与北东方向的半深湖、深湖区紧密毗邻，生油条件有利，油源比较充足，封盖条件良好，具备油气成藏的有利条件。
长6油藏具有纵向多层含油，储层物性较好，平面叠合连片的特点。近年来通过对钻遇长6层的部分探井及开发井进行试油试采，大部分井初期日产油在3t以上，最高产量达到10t以上，显示该区长6储层具有较大的勘探开发潜力。
但由于该区延长组（主要在长6段）顶部遭受剥蚀，长6地层厚度变化大，加之长6段为多期砂体叠置沉积，河道宽度小，侧向相变快，且标志层不明显，小层对比难度极大，直接影响到后续的勘探开发评价部署。
因此开展精细地层对比，准确划分各砂组及小层、单砂体，对今后的勘探开发具有重要意义。
一、地层层序
该区地层层序及岩性组合与鄂尔多斯盆地其它区块一致，均为陆相碎屑沉积的砂泥岩互层。钻井揭示自上而下发育有第四系、白垩系、侏罗系、三叠系地层。
本次研究的目的层段长6为一套砂岩相对发育的地层组合，由浅灰、灰褐色中、细砂岩与灰黑、深灰色泥质岩略等厚互层而成，岩电组合特征较为突出。长6期盆地内为三角洲建设时期，盆地下沉作用渐趋减缓，湖盆开始收缩，沉积作用大大加强，整个湖盆从此进入逐渐填实、收敛，直至最后消亡的历程。
二、地层对比
地层对比主要遵循“按照沉积旋回，从大到小，逐级对比，逐级控制对比精度”的原则进行，对比单元依次由段到砂层组、小层、单砂体。
1.测井曲线旋回性处理
研究区原始GR、SP曲线旋回特征不明显，应用测井地质学、层序地层学原理、米兰克维奇理论和多种先进的数学算法，对这类原始曲线进行频谱趋势属性处理后（INPEFA）可以有效提取旋回信息，从而直观、方便的进行曲线旋回特征分析。曲线正趋势代表水进过程，水体加深，负趋势代表水退过程，水体变浅（如图1）。通过进行频谱趋势属性分析，利用重构之后的INPEFA曲线进行地层对比。
图1 CycloLog划分旋回示意图
根据米兰柯维奇理论，连续沉积的地层中沉积旋回是渐变的，频谱图上与米兰柯维奇旋回相应的周期峰值高；在存在沉积间断的地层中，沉积物的旋回性被破坏。因此，根据地层中米兰柯维奇旋回发育的情况可以判断沉积间断存在与否。
针对红河油田川口地区长6的地层沉积特征，以沉积学、测井地质学、层序地层学为指导，综合应用地震、测井、钻井、录井等资料，全面考虑构造、沉积旋回、沉积相以及油水关系等多种因素，进行目的层段旋回对比分析，以划分大层界限，对砂层组→小层→单砂体进行逐级对比，分级完善。
2.地层划分
INPEFA曲线能够显示通常在原始测井曲线中显示不出来的趋势和模式。NPEFA曲线的关键特征是曲线趋势本身和其中的拐点，即分别代表海进（湖进）与海退（湖退）过程的正趋势和负趋势，并以此确定地层分界。
2.1组系划分
该区具有的两个明显标志层分别是延安组的底煤层和长7底的张家滩页岩，具有标志特征明显，全区稳定分布的特点。
通过对各井不同INPEFA曲线（旋回分析曲线）之间的对比分析，声波时差旋回分析曲线对该段的显示特征最为明显，且一致性强，其它曲线特征不明显，因此采用声波时差旋回曲线对长7至延安组底地层进行划分（如图2）。
图2 过红河105-37—镇泾5 井连井声波时差旋回分析曲线图
2.层段划分
长6至长7的分界在自然伽马旋回曲线上特征最明显，感应电阻和声波时差旋回曲线上具有一定的响应，补偿中子和自然电位旋回曲线上特征不明显。因此采用自然伽马曲线做为划分长6与长7的标准曲线，同时参考声波时差及感应电阻率等曲线（图3）。
图3 过红河1054-3—镇泾5 井连井自然伽马旋回分析曲线对比图
3.亚段、砂层组及小层划分
利用相同方法，通过自然伽马旋回曲线结合自然电位等曲线将长6划分为三个亚段，进一步细分为7个砂层组和19个小层。
通过INPEFA曲线分析，能够显示通常在原始测井曲线中显示不出来的趋势和模式。具体用声波时差旋回分析划分顶底界面，用自然伽马旋回分析曲线划分和标识砂层组和小层的位置，通过邻井对比，发散至全区的方法来完成对比工作，得到初步的对比结果，然后再结合标志层研究，完成局部井区小层乃至单砂体的划分对比。总结旋回对比模式如图4。
图4 组-段-亚段-小层旋回对比模式图
2.4对比标志层确定
对比标志遵循“同时性”、“稳定性”、“特殊性”、“综合性”的原则，经过反复对比，明确该区目的层段有4套岩性组合相对稳定，由此将这4套岩性组合作为对比标志和辅助标志层来控制对比精度，其中标志层2个，分别为延9底部煤层和长7底部张家滩页岩，具有特征明显，全区稳定分布特征。辅助标志层3个，分别为长61底部泥岩、长62底部泥岩和长63底部泥岩。 3.对比模式的建立
3.1标准层附近的等高程对比
对于河流相岩相和电性特征特别明显，分布稳定的标志层，把等距于同一标志层的砂体顶底面作为等时面，把处在两个等时面之间的砂体划分为同一单元。但应用这种对比原则时应充分考虑差异压实及河流冲刷作用等因素。
3.2主力相带河道叠置砂体对比
由于河流的冲刷作用，前期沉积物的顶部遭受冲刷，随后在河床内又沉积新的砂体，从而形成砂体叠置现象。两期或多期河道砂体叠置在一起，电测曲线呈箱形，往往无法从测井曲线上直接划分出时间单元，通常只能根据邻井资料进行劈层划分对比（图5）。
图5砂体叠置对比示意图
3.3河床下切砂体对比
由于河流主流线附近的强烈冲刷作用，砂体明显“下切”。在对比此类砂体时，不能盲目地应用等高程和岩性及厚度相近的对比方法“劈层”，应将冲刷面作为时间单元的底界（图6）。
3.4相变对比
粉砂岩与泥岩构成的薄互层，自然电位幅度较低，微电极通常呈锯齿特征。这种砂体类型多位于河道边缘和堤岸亚相。横向上往往存在由边滩微相到天然堤或决口扇微相的相变，但属于同一时间单元，对比时不能仅依据电测曲线相似的原则，而要结合相带分布特征进行（图7）。
图7 相变对比示意图
3.5非主力相带薄层砂体的对比
厚度小于2米的薄层砂体，横向上分布不稳定，分布范围小；垂向上位于冲刷界面的下方或河流上部单元的顶部。这些砂体在解释过程中往往容易被忽略，或者将它们与主力相带砂体合并。本次研究根据河流相储层沉积特点，对此类砂体进行了重新认识和合理对比（图8）。
图8 薄层砂体对比示意图
4.对比剖面建立-闭合对比
为了全面反映研究区在标志层控制下，目的层的地层厚度、砂层厚度及其电性特征的分布变化情况，本次研究过程中，从反映工区整体地层发育变化情况考虑，建立了近南北向对比剖面2条，东西向对比剖面2条，在此基础上，进一步划分小层及单砂体。
5.注意事项
应用“旋回对比，分级控制”的方法，对比工作中考虑以下几点。
5.1充分利用标志层和辅助标志层
即利用各标志层控制砂层组界限，标志层为周期性湖平面上升的起点，为稳定的深水或较深水泥岩沉积，随后湖平面逐渐下降，湖水逐渐变浅，有进积型滩坝砂沉积，末期以分流河道沉积告终，组成下细上粗的反旋回，即砂层组，为一旋回对比单元。
利用各砂层组内的辅助标志层（泥岩）控制单砂层（小层），即严格对准相邻井间编号相同的两层（或两层以上）辅助标志层，其间所夹单砂层的层位就可以准确确定。
5.2对下切砂岩和叠加砂岩的处理
在对比中，按照沉积时间单元划分小层，即考虑砂层的韵律性，凡只有一个韵律的砂层，即“一正到底”或“一反到顶”，均作为一个小层，某些分流河道砂岩，由于下切作用（先是河流冲刷，然后沉积），形成厚的正韵律，对此类厚层砂岩，按下切处理，不应劈层。如厚层砂岩系多个韵律层的叠加，应是多个单砂岩组成的复合韵律层，则应劈层。
5.3对层位相当，韵律相异砂层的对比
本区有较多层位相当，但韵律相异的砂层，层位可准确界定，在相同层位韵律性质有变化，在此情况下，认为是相带发生变化，韵律层可以对比。
5.4对某些薄层砂岩的处理
本区各砂层组内，特别在砂层组下部，分布有薄层砂岩，这些砂岩不稳定，分布零星，其间无辅助标志层，层位不易准确确定，考虑作适当合并。
6.划分结果
本次小层划分将高分辨率层序地层学原理和层次界面分析方法有机结合，首先应用高分辨率层序地层学旋回等时对比法则 ，建立高分辨等时地层格架 ，并研究其间泥质岩隔、夹层的分布。然后在等时地层单元内 ，按照其中不同级次沉积界面和结构单元的特征，划分小层。最终将长6段按照其沉积旋回划分为三个亚段，7个砂层组19个单砂体。
长61、长62、长63三个亚段，地层厚度35～44m不等。长62亚段是本次研究的主力层，埋深1700～1900m，沉积厚度36～42m，储层砂岩累积厚度11～33m不等，单层厚度一般3～9m，局部达14m左右。自上而下进一步细分为三个小层，底部小层砂体发育程度变好，横向变化比较迅速。岩性以浅灰、灰黄、棕褐、灰褐色中细砂岩为主，局部夹深灰、灰黑色泥岩及粉砂质泥岩。砂岩含油比较普遍，尤以中上部比较集中连续，产状以油斑～油浸级别为主，单井累计含油厚度变化在5～26m之间，具有较大的勘探开发潜力。
参考文献
[1]《鄂尔多斯盆地油气勘探开发的实践与可持续发展》胡文瑞，翟光明 《石油化工》2010年第12卷第5期 P64-72.
[2]《鄂尔多斯盆地南部延长组沉积体系和层序特征》杨友运 《地质通报》2005年第24卷第4期 P369-372.