0 引言
随着中国东部河流相油田进入开发中后期，注采矛盾日益凸显，剩余油分布日趋复杂，挖潜难度越来越大，地质工作者逐渐认识到，河流相地层的等时划分对比和储层构型精细解剖是解决问题的关键技术手段[1-5]。但河流相储层相变快、非均质性强，其地层等时划分对比历来是油田勘探开发中的难点。
目前国内河流相地层对比主要利用大庆油田的储集层精细描述技术，该技术依托密井网测井资料所反映的沉积特征和界面，以及河流和三角洲相储层的沉积模式，以实现旋回对比、分级控制和逐级解剖[6-7]。该技术历经大庆油田几代地质工作者的不断探索和完善，在油田开发调整阶段得到了广泛应用并取得了较好的经济效益。但是，由于该技术依托密井网，在稀疏井网条件下对比效果难以保证；同时，由于河道的侵蚀下切作用，较小级次的沉积界面易被破坏，分布不稳定且难以识别，导致该技术在河流相地层对比中存在穿时现象[8]。
近年来，随着高分辨率层序地层学原理引入国内，基于基准面旋回和可容空间与沉积物补给通量比值(A/S)的层序划分和地层等时对比技术逐渐得到应用[9-15]，该技术重点强调中期旋回洪泛面和层序界面的等时性，及其对短期旋回中砂体类型、叠置样式、沉积序列和几何形态的控制作用[16]。中期旋回的洪泛泥岩界面等时性强、区域分布稳定[17]，在测井和地震资料上均有明显响应，根据不同时期的河道砂体顶面距离该界面的高程差异划分地层单元，是高分辨率层序地层学理论指导下的河流相等时地层划分与对比的基本思路。本次以中期旋回的洪泛泥岩界面为基准，通过分析砂体发育频率特征及其与垂向高程的关系，构建短期或超短期旋回的等时界面识别曲线，以期探索一套操作性强、多解性低的河流相地层等时划分方法。
1 河流相砂体发育特点高分辨率层序地层学理论的核心是，在基准面旋回变化过程中，A/S的变化对沉积物体积划分和相分异的控制作用导致砂体的几何形态、叠置样式、截切程度、砂体连续性、保存程度和沉积底形等发生变化[10, 17]。高分辨率层序地层学指导下的河流相地层对比是同时期旋回与界面的对比，而非岩性的对比。因此，准确理解中期旋回中河流相砂体发育特点和等时界面的特点，是地层等时划分的基础。
在中期基准面上升半旋回中，砂体发育可划分为以下几个阶段(图 1)。
1) 基准面结束下降半旋回进入上升半旋回阶段。此前，基准面持续下降并低于物理面，河流强烈侵蚀地表形成下切河谷，沉积物源得到大量补给；进入上升半旋回初期，可容空间增长缓慢，其增量远小于沉积物补给量，河流迁移受早期下切边界限制，沉积物以强烈的进积方式充填河道，形成下切孤立型砂体。该时期沉积序列以向盆地延伸、向河道两岸和上游上超的砂体叠置而成，沿河道方向，同时期砂体非等高程[10]。
2) 基准面上升早期阶段。可容空间增量仍小于沉积物补给量，早期下切河道在前一阶段填满，河道侧向迁移解禁，频繁摆动，砂体垂向加积，在侧向和垂向上相互切割叠置，形成堆叠型复合砂体，砂体厚度较大。测井曲线呈箱形或箱形-钟形组合，地震响应呈强振幅，同向轴连续性好，波形拉伸。
3) 基准面上升中期阶段。可容空间增量与沉积物补给量趋于平衡，沉积时间和空间相对充裕，砂体侧向迁移增生，分布于泛滥平原内，形成侧叠型连片砂体[19]。砂体侧向连续性较好，相互搭接，垂向上保存河流的二元结构。测井曲线多呈钟形或箱形，地震同向轴连续性较好，波形有差异。
4) 基准面上升晚期阶段。可容空间增量大于沉积物补给量，物源供应明显减少，河道规模变小，泛滥平原占优，河道砂体呈孤立型分布于泛滥平原泥岩中。测井曲线呈低幅钟形，地震响应呈弱反射，同向轴连续性差。
5) 基准面达到最高后，进入下降半旋回阶段。可容空间增量远大于沉积物补给量，发育区域洪泛泥岩，夹少量小规模河道砂。该泥岩即中期旋回末期的洪泛泥岩，厚度大且分布稳定，具有区域等时性，井震响应明显。
一个中期基准面上升半旋回，河道砂体经历下切孤立型—堆叠型—侧叠型—孤立型的沉积演化，最后沉积区域洪泛泥岩[20]。
2 河流相地层等时划分思路一个短期或超短期旋回形成一套成因地层单元，在中期旋回的时间-地层格架中，发育位置相近的成因地层单元基本是等时的[17]。河道砂体顶平底凸，在整个河流沉积过程中，河道内垂向序列的厚度反映满岸深度，其顶面是满岸泛滥时的洪水面，所以同期河道砂体的顶面大致相当，距中期旋回洪泛面的高程相近；而不同时期的河道砂体，其顶面高程存在较大差异，但各顶面近似平行。
根据中期旋回洪泛泥岩等时性强、分布稳定、井震易识别的特点，以及河道砂体顶面高程与砂体期次的关系，将中期洪泛面拉平作为等时基准，自上而下逐层平行下推，可实现短期或超短期旋回级别地层单元的等时划分。
基于中期旋回洪泛面的河流相地层等时划分主要有两个技术难点：其一，中期洪泛泥岩会被后期河流侵蚀下切而破坏(图 1)，如何恢复原始的洪泛泥岩界面，成为等时划分的基准[16]；其二，如何根据砂体发育特点及高程差异，确定短期或超短期地层单元的数量以及界面的位置，并在此过程中降低人为因素导致的多解性。
由此，采用以下技术方法：1)恢复原始中期旋回洪泛面。根据地震相、测井相、砂岩发育特征等综合分析，识别后期河道下切位置，“回填”被下切的部分，恢复中期旋回末期的原始洪泛泥岩界面，作为地层等时划分的基准。2)划分等时地层单元。根据砂体发育的频率特征及其与垂向高程的关系，构建等时界面识别曲线，确定界面位置，实现地层的等时划分。
3 原始中期旋回洪泛面恢复 3.1 识别后期河道下切位置根据河流相砂体发育特点，以及测井相、地震相的响应特征，可总结出中期旋回洪泛泥岩被后期河道下切破坏的识别标志。
1) 后期河道砂体厚度明显增大。河道下切后，在下切位置形成一定的沉积物可容空间，随着基准面不断上升，在此处充填下切孤立型河道砂体。下切空间充填结束后，河道在整个河谷范围内侧向迁移摆动，沉积连片砂体。下切位置充填的孤立砂体与随后沉积的连片砂体叠置形成厚层的复合砂体，其厚度明显大于周边。
2) 后期河道砂体对应的测井曲线形态呈钟形或箱形，底部为突变接触。
3) 后期河道砂体层位对应的总正振幅或总负振幅地震属性上有异常能量团。后期河道砂体下切早期泥岩后，对应砂岩厚度增大，地震同向轴波形拉伸，能量增强，对后期河道砂体对应的地震层位提取总正振幅或总负振幅属性，下切位置处有异常能量团。
4) 中期旋回末期泥岩地层对应的地震同向轴被切断，连续性差。
以渤海海域Q油田北区明化镇组下段(以下称“明下段”)河流相地层为例，其油组级别相当于中期旋回的尺度，以N2m2油组(埋深为1 100~1 200 m)作为等时地层单元划分的研究对象。N2m2油组顶部泥岩与N2m1油组底部砂岩的界面即保留下来的中期旋回洪泛界面。其中：A09、A10井处N2m1底部砂岩厚度分别是15.1 m和15.4 m，明显大于本层的平均砂岩厚度7.8 m(图 2a)；测井曲线底部突变，冲刷特征明显(图 2b)；对砂岩层位提取总负振幅属性，A09、A10井处有异常能量团(图 2c)；N2m2顶部泥岩对应的地震同向轴被切断(图 2d)。综上分析，A09、A10井处为后期河道下切的位置。
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| a.砂岩厚度平面分布；b.测井响应；c.总负振幅地震属性；d.地震同向轴变化。GR.自然伽马；VSP.自然电位。 图 2 渤海Q油田明下段N2m1油组底部河道下切标志 Figure 2 Cutting position identification of N2m1 oil group bottom in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield |
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在确定后期河道下切位置的基础上，将下切部分“回填”即可恢复原始洪泛面。
中期旋回基准面上升初期，河道砂体充填早期下切位置，河道迁移受下切边界限制；随基准面进一步上升，下切位置被填满，河道侧向迁移“解禁”[16]。从被限制到解禁，一个完整的短期旋回便沉积结束，在地层中必然留下相应记录，该记录处就是原始洪泛面的位置。
由于地震垂向分辨率的限制，该记录的识别应以测井资料为主，如A10井N2m1底部砂岩的下部A点处，测井曲线出现明显回返(图 2b)，推测此处是下切充填结束的位置，即原始中期洪泛面的位置。
利用测井资料恢复中期旋回洪泛面后，通过井震联合标定，在空间解释出该界面(图 3、图 4)。该界面是一套稳定分布的泥岩与上覆砂岩的接触界面，对应地震强反射特征，易追踪，整体解释难度较小，且其关键在于后期河道下切处如何正确解释，这也是后续地层等时划分与表征的基础。根据后期河道下切机理，总结出地震解释原则：河道下切处是后期的河道砂体切入早期的洪泛泥岩，故等时界面应“穿”层，而非贴近砂体底部解释；在整个中期旋回沉积过程中，越早期的地层产状越接近古地形，而越晚期的地层产状越趋向于洪泛泥岩面，即越水平，故将解释的洪泛面拉平后，界面下方紧邻的同向轴应近似水平(图 4)。
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| 图 3 渤海Q油田明下端N2m2 Figure 3 Primary medium cycle flood surface of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield |
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| 图 4 河道下切处中期旋回洪泛面的地震解释 Figure 4 Seismic interpretation of medium cycle flood surfaces of cutting position |
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在中期旋回的时间-地层格架中，一个短期或超短期旋回沉积一套砂体，泥岩集中发育的位置则作为不同时期地层间的界面。以中期旋回洪泛面为基准，同期河道砂体顶面高程相近，而不同时期河道砂体的顶面高程存在较大差异。因此，砂体发育频率及其高程差异是划分等时地层单元的重要依据，据此构建等时地层界面识别曲线，可实现地层等时划分。
4.1 等时界面识别曲线构建根据井点处砂体发育特征，设置垂向采样间隔，从中期旋回洪泛面向下，统计砂体顶面发育数量和砂体发育数量，再编制砂顶频率曲线(frequency curve of sand top，fst)和砂体频率曲线(frequency curve of sand body，fsb)，然后通过数学变换，构建等时界面识别曲线(interface recognition curve，Irc)。这样可将砂体的发育频率、空间位置通过曲线直观反映出来，有效识别不同地层间的界面位置，提高地层划分对比的可操作性，降低多解性。
4.1.1 砂顶频率曲线在中期旋回范围内设置垂向采样间隔d，在油田范围内所有井上统计钻遇的砂体顶面数，编制初始砂顶频率曲线；然后通过负向变换和差异放大，编制砂顶频率曲线。具体操作方法如下：
1) 先绘制初始砂顶频率曲线。根据采样间隔，以中期旋回洪泛面为基准，自上而下统计中期旋回内井上钻遇的砂体顶面数。在1个采样间隔内若有1口井钻遇砂体顶面，则计为1；以此类推，有n口井钻遇砂体，则计为n；若某口井在2个连续的采样间隔内都钻遇砂体，则不重复计数。在此基础上以砂体顶面距离中期旋回洪泛面的高程为纵坐标，以砂体顶面数为横坐标编制连续曲线，即初始砂顶频率曲线，如图 5所示。
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| 图 5 砂顶频率曲线和砂体频率曲线编制 Figure 5 Drawing method of frequency curve of sand top and frequency curve of sand body |
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2) 绘制负向变换曲线。以d为单位，将初始砂顶频率曲线0值点的数值设置为-1，在此基础上对于连续-1值处，从第一个和最后一个-1值点开始向中间的-1值点，每单位增加-1进行曲线的负向变换，得到负向变换曲线，如图 5所示。
3) 进行差异放大。将负向变换曲线乘以放大系数m进行差异放大，得到fst，见图 5。
4.1.2 砂体频率曲线与砂顶频率曲线相似，在油田范围内的所有井上统计钻遇的砂体数。在1个采样间隔内若有1口井钻遇砂体，则计为1；以此类推，有n口井钻遇砂体，则计为n。在此基础上以砂体距离中期旋回洪泛面的高程为纵坐标，以砂体数为横坐标编制连续曲线，即fsb，如图 5所示。
4.1.3 等时界面识别曲线由于采用同样的d，因此在上述坐标系下可对fsb与fst的数值做差，得到Irc。
渤海Q油田北区面积约8.5 km2，共49口井，平均井距350 m，井资料相对丰富。根据以上曲线编制方法，对于明下段N2m2油组取垂向采样间隔d=0.5 m、放大系数m=5，在所有井上统计Ⅱ油组钻遇的砂体顶面数，编制初始砂顶频率曲线；然后通过负向变换和差异放大，得到fst(图 6a)；再统计砂体数，得到fsb(图 6b)；在此基础上以fsb与fst所代表的数据做差，得到Irc(图 6c)。
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| a.fst及相关曲线；b.fsb曲线；c.Irc曲线 图 6 渤海Q油田明下段N2m2 Figure 6 Interface recogniyion curve of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfirld |
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根据上述曲线编制方法，fst和Irc均是中期旋回内砂体发育程度和发育位置的反映，fst的负向高值和Irc的高值处均是泥岩相对发育的位置，因此将两者置于同一坐标系下进行交会，如图 7所示。以两条曲线构成的菱形为标志，确定等时地层界面的位置。图 7中的点A、B、C、D和E处，两条曲线构成明显菱形，5个点距基准界面的距离分别约为16、23、32、50和58 m，则该位置处的5个水平面大致即为中期旋回内部的地层界面。据此划分出6个等时地层单元，如图 8所示。
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| 图 7 渤海Q油田明下段N2m2油组等时界面识别曲线 Figure 7 Interface recognition curve of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield |
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| 图 8 渤海Q油田明下段N2m2油组地层等时划分 Figure 8 Stratigraphic isochronous classification of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield |
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图 8中：单元1高程约58 m，沉积时间最早，形成于中期基准面上升初期，沉积物充填早前的下切河道空间形成的下切孤立型砂体，砂体数量较少，与单元2之间的界面特征明显；单元2和3砂体顶部高程分别约为50 m和32 m，形成于基准面上升早期，沉积物供给充足，砂体发育且彼此切割叠置，呈堆叠型和侧叠型，单元之间高程差异较小；单元4和5砂体顶面高程分别约为23 m和16 m，形成于基准面上升中期，砂体数量减少，呈侧叠型和孤立型，单元之间高程差异明显，期次关系易于区分；单元6发育最晚，形成于基准面上升晚期，砂体数量较少且分散，是典型的孤立型。由于地形起伏、沉积速率差异等影响，河流相地层等时并不完全等厚，因此实际的地层界面位置应在现有界面附近根据单井和连井的垂向韵律特征微调。
需要注意的是，基准面上升早期，砂体发育集中且彼此截切叠置，无明显高程差异，等时界面识别的地层单元级别较粗略，应根据其垂向韵律特征和厚度做进一步划分。如单元3，单元地层厚度达18 m，明显大于其他单元，同时该单元内B17井的GR和VSP曲线呈2个钟形叠加的特征，表明该单元包括2个正韵律，其可进一步划分为3-1和3-2两个单元，如图 9所示。同理，基准面上升中晚期阶段，砂体发育数量少且相对孤立，高程差异明显，等时界面识别曲线能将不同地层单元有效区分，但该时期地层单元厚度较小，识别出的地层单元级别较细，可根据实际资料响应和生产需求将其合并。如单元4和单元5，砂地比较低，厚度较小，可将其合并为单元4+5(图 9)。
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| 图 9 渤海Q油田明下段N2m2油组地层等时划分调整 Figure 9 Adjustment of stratigraphic isochronous classification of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield |
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海上油田地震资料品质较好，井震联合是重要的地质研究手段。在井上划分等时地层单元后，搭建井震联合的等时地层格架，通过地震属性实现各地层单元的表征。
河流相砂体顶平底凸，砂体顶面能反映砂体期次和结构关系。因此，本次以研究砂体顶面(Q油田地震响应对应波峰)的横向分布为导向，以地震解释的中期旋回洪泛面为基准平行下推，通过井震标定确定各单元的地震层位，沿“峰谷”零值点控制住砂体顶面(波峰)的分布(如图 10中B14、B15井处单元4+5、6)，搭建等时地层格架。
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| 图 10 渤海Q油田明下段N2m2油组等时地层格架 Figure 10 Isochronous stratigraphic framework of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield |
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由于井、震资料垂向分辨率的差异，在中期旋回早期堆叠型砂体发育的位置，垂向上2个或多个单元为一套强反射特征，应根据标定的位置和地层的厚度关系，对波峰进一步劈分(图 10中单元2、单元3-1、单元3-2)，得到6个时间单元，井震一致搭建等时地层格架。
渤海明下段地层的振幅类地震属性能够有效表征储层岩性和厚度[21]。在搭建等时地层格架的基础上，每个单元内提取总正振幅属性，即以河道砂体顶面分布为导向，分析砂体的期次、结构和演化关系(图 11)。
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| 图 11 Q油田明下段N2m2各地层单元表征 Figure 11 Stratigraphic unit characterization of N2m2 oil group in lower part of the Minghuazhen Group, Q oilfield |
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单元1沉积时期，研究区中部发育一条下切孤立型河道，近北东—南西向展布(图 11a)；单元2和单元3-1沉积时期，河道砂体发育，河流侧向迁移解禁，河道展布范围最大，呈堆叠型和侧叠型，砂体叠置，单条河道难辨(图 11b，c)；单元3-2沉积时期，主河道发育在东侧，南北向展布，数条小规模河道在西侧发育(图 11d)；单元4+5沉积时期，由于是两期地层单元合并，河道砂体分布范围较广，全区均有分布，大致呈现北西—南东向展布，河道规模较小(图 11e)；单元6沉积时期，河道呈孤立型，规模小，发育在中间部分，整个中期沉积旋回趋于结束(图 11f)。
5 结论及建议1) 一个中期基准面上升半旋回，河道砂体经历下切孤立型—堆叠型—侧叠型—孤立型的沉积演化，最后沉积区域洪泛泥岩，该泥岩界面等时性强，井震资料响应明显，可作为地层等时划分的基准。
2) 以高分辨率层序地层学为指导，构建一套河流相地层等时划分方法。该方法操作步骤包括：根据地震相、测井相、砂岩发育特征等综合分析，识别后期河道下切位置，将被下切的部分进行“回填”，恢复中期旋回末期的原始洪泛泥岩界面；根据砂体发育的频率特征及其与垂向高程的关系，构建等时界面识别曲线，确定界面位置，实现地层的等时划分。
3) 基于中期旋回洪泛面的河流相地层等时划分方法应用于渤海Q油田明下段N2m2油组，在该油组内部识别出5个等时界面位置，将N2m2油组划分为6个等时地层单元，各时期河道的沉积特征与中期基准面上升半旋回内河道沉积演化规律一致。
需要注意的是，由于区域内古地形和沉积速率的差异，以及砂岩和泥岩的差异压实等影响，中期旋回内等时地层单元并不完全等厚。本方法利用等时界面识别曲线刻画短期或超短期旋回的泥岩界面，通过等厚平行下推的方式获得某单元统一的界面位置，在实际工作过程中，等时地层界面的真实位置应在统一的界面附近根据单井的垂向韵律特征进行微调。
由于地震资料垂向分辨率的限制，在地震等时地层格架内，不同单元的界面可能存在一定的穿时问题。在分析各地层单元的分布时，应适当参考相邻单元。
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