0 前言

高分辨率层序地层学是以地层基准面升降旋回为沉积的主控因素的成因地层学，对于沉积物供应速率和可容纳空间变化大的陆相地层，追踪储层砂体的发展轨迹，开辟了新的研究思路^{[1, 2, 3, 4]}。这一理论不仅考虑了基准面旋回与储层结构层次性，而且强调了基准面旋回对砂体结构成因及沉积序列的控制作用，同时也明确了较短周期旋回对较长周期旋回的影响及逐级对比的方法^{[5, 6]}。该理论以基准面为标志，将地层划分为基准面上升半旋回和下降半旋回，进行地层层序成因分析，建立地层对比框架^[7]，预测储层的分布，在很大程度上改善储层砂体追踪预测的精度。

升平油田位于三肇凹陷区域内，上白垩统姚家组一段葡萄花油层是本区主要开发目的层。近年来，随着油田的开发，在三肇凹陷沉积储层研究方面已积累了大量的资料^{[8, 9, 10, 11, 12]}。但由于升平油田葡萄花油层储层砂体规模较小，开发过程中层间矛盾十分突出，对单砂体分布认识仍然不很明确，给油田开发带来困难，制约了该油田的发展。本文运用高分辨率层序地层分析方法，以基准面旋回变化为基础，利用地震、岩心及测井资料，进行了升平油田葡萄花油层高分辨率层序地层划分对比，对超短期基准面旋回内的储层各类砂体重新追踪、对比，揭示单砂体分布规律，以期为油田开发调整提供理论依据。

1 地质概况

升平油田位于松辽盆地三肇凹陷北部，为一北东——南西方向倾没的鼻状构造，白垩系是本区主要含油气层位，地层划分为下白垩统和上白垩统(图 1)。葡萄花油层是开发目的层，属于上白垩统姚家组姚一段，下伏青山口组青三段，上覆姚家组姚二段;储层为一套河流-三角洲沉积形成的砂体，区内分布广泛，油层埋藏深度1 500 m左右。升平油田青山口组沉积期，松辽盆地为一个大型坳陷，分布面积大，盆地处于构造稳定的均衡沉降阶段。到姚一段沉积期，沉积物供给比较充足，盆地沉降速度减缓，处于充填时期，此时地形坡度平缓，水深较浅，湖水波浪能量较弱，但河流作用较强，波及范围大，对三角洲的建设起着控制作用^[13]，是一个典型的浅水三角洲沉积，此阶段形成的砂体是升平油田葡萄花油层主要储层。

图 1 升平油田白垩系地层系统及区域位置 Fig. 1 Cretaceous stratigraphic column and regional location of Shengping Oilfield

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高分辨率层序地层对比是以等时界面为依据，转换面如构造不整合面、不同规模侵蚀面、岩相转换面及不同规模级别的湖泛面是其基准面旋回对比的标志^[14]，旋回级次由基准面周期长短所决定^[15]。根据地震、岩心与测井资料综合分析，升平油田葡萄花油层可识别的基准面为葡萄花油层底部发育的区域构造不整合面和旋回内具不同规模的冲刷面与岩性转换面。根据对15口取心井1 130 m岩心的观察分析和对356口井岩性与测井曲线的对比，在三维高分辨率地震资料井震标定的基础上，识别了各类层序界面，由此划分出了升平油田葡萄花油层旋回层序：长期1个、中期2个、短期6个和超短期13个(图 2)。

图 2 升平油田葡萄花油层高分辨率层序地层划分(SP58井) Fig. 2 Classification of high resolution sequence stratigraphy in Putaohua reservoir of Shengping oilfield (SP Well 58)

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长期基准面旋回在升平油田葡萄花油层为一上升半旋回，层序的顶、底界面均为前三角洲沉积的厚层暗色泥岩，在全区易于追踪对比且分布稳定。

顶界面的岩性标志特征为，下部灰色块状泥岩与上部灰黑色富含介形虫水平层理泥岩的接触面，该界面是一最大湖泛面；测井曲线上表现为上部地层低电阻，下部地层高电阻(图 2)，突变转换面为其标志。底界面为暗色富含介形虫层的水平层理泥岩，测井曲线以高伽马低电阻为标志层(图 2)。顶、底界面在地震面上特征明显。底界面，葡萄花油层与下伏青2+3段地层存在明显削截地震反射现象(图 3)，反映区域性不整合特征，地震波为负相位，界面由下至上波阻从低阻到高阻变化，表明上升旋回基准面特征。顶界面整合接触，地震反射特征为连续性较好的中频强反射，地震反射特征在界面上下有明显差异:界面之上为中连续及空白反射，反映水体能量较弱条件下形成的成层性较好岩性均一的沉积地层；界面之下为强连续反射(图 3)。该界面反映由退积向进积的转换面，具明显最大湖泛面特征。升平油田葡萄花油层底(P9)的削截面和葡萄花油层顶(P1)的最大湖泛面(图 3)具有良好的追踪可比性，据上述2个界面，研究区划分为1个长期旋回层序(图 2)。

图 3 升平油田葡萄花油层地震反射特征(SP235线) Fig. 3 Seismic reflection section of Putaohua reservoir in Shengping oilfield(SP Line 235)

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升平油田葡萄花油层中期旋回是在长期基准面旋回框架下，由水退——水进组成的进积到退积沉积序列，转换面位于葡萄花油层中部P51到P42的三角洲平原沉积，为最大水退期，反映基准面下降到上升过程，由此将葡萄花油层划分为2个中期旋回。界面之下表现为进积地层样式，界面之上表现为退积地层样式，越过该界面水体由浅变深。下部为基准面下降半旋回，相当于P9 ——P51地层，由前三角洲——三角洲前缘——三角洲平原组成的一个反旋回沉积序列，反映中期基准面下降期水退过程；上部为基准面上升半旋回，相当P42——P1地层，由三角洲平原——三角洲前缘——前三角洲组成的1个正旋回沉积序列，反映中期基准面上升期水进过程(图 2)。

短期基准面旋回层序其沉积充填序列是由气候变化所形成的具有成因联系的一套地层^[16]，界面在岩心及测井资料上具有很好的识别标志，沉积微相中具有较好的等时对比性和开发地质意义。升平油田葡萄花油层沉积时期，由于频繁出露水面，形成的小规模侵蚀面、古土壤层、微体生物化石及泥岩颜色的变化等，均可作为识别短期旋回层序界面的标志，进行区域识别追踪对比。如：P52顶部沉积的一层稳定的泥岩，反映沉积时发生一次较大的水进过程，成为很好的对比界面(图 2)；P72河道底部冲刷面，为基准面旋回开始的标志，可识别追踪对比(图 2)；在葡萄花油层内部广范分布的古土壤层及由水深变化引起的泥岩颜色变化，可区域对比。根据基准面升降变化及沉积微相演化，本区短期基准面旋回可划分出对称和非对称两种类型。非对称型又可分为向上变浅和向上变深两种，向上变浅沉积微相由席状砂-水下分流间湾组成，反映进积湖退过程，向上变深由分流河道-分流间组成，反映退积湖侵过程(图 2)。

2.4 超短期旋回

超短期旋回由单一沉积微相构成的最小成因地层单元，为水进——水退韵律层组成的具有成因意义的岩性组合^[16]。升平油田葡萄花油层超短期旋回层序可识别出对称和非对称2种类型，非对称型又可分为下降和上升半旋回2种。

升平油田葡萄花油层非对称的下降半旋回发育在短期基准面下降期，沉积物补给不足，可容纳空间较大，A/S＞1，上升半旋回沉积缺失，沉积序列由向上变粗的砂泥岩互层组成，据成因特征可分为2种：低可容纳空间和高可容纳空间。低可容纳空间(图 4a)发育在A/S 值由大于1向小于1转化的沉积背景中，沉积微相由席状砂间——席状砂组成，为一向上变粗的加积——进积的沉积过程，该类型在P8超短期旋回层序中发育(图 2)；高可容纳空间(图 4b)发育在沉积物供给量有限的基准面上升时期，盆地处于欠补偿——弱补偿的状态，由薄层席状砂间和薄层席状砂组成，形成于水体向上变浅沉积环境中，该类型在P22超短期旋回层序中发育(图 2)。

图 4 升平油田葡萄花油层超短期基准面旋回类型 Fig. 4 Types of super short term base level cycle Putaohua

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升平油田葡萄花油层非对称上升半旋回，在近物源的三角洲分流河道沉积环境中发育，基准面下降，可容纳空间较低，A/S＜1，河道不断下切侵蚀形成底冲刷，在层序中仅保存基准面上升半旋回沉积，根据可容纳空间的变化可分为低可容纳空间和高可容纳空间2种类型。低可容纳空间非对称上升半旋回(图 4c)，形成于可以容纳空间远低于沉积物供给的三角洲前缘及平原的分流河道沉积环境中，砂体向上变细的正粒序，底、顶冲刷现象普遍；高可容纳空间非对称上升半旋回(图 4d)，形成于可容纳空间近于沉积物供给的三角洲前缘侵蚀较弱的沉积环境中，由砂岩与粉砂岩夹泥岩组成向上变细序列，在三角洲前缘水下分流河道沉积区序列为底冲刷面——水下分流河道——水下分流河道间，在三角洲前缘席状砂沉积区序列为席状砂——前三角洲。

2.4.3 对称型超短期基准面旋回

升平油田葡萄花油层对称型超短期基准面旋回具有较完整的由上升和下降旋回组成的水进——水退沉积记录，形成于可容纳空间与沉积物供给接近或略高的补偿或弱欠补偿三角洲各个相带的沉积环境中，韵律由粗——细——粗，岩性为砂岩——泥岩——粉砂岩。层序内以湖泛面为界：界面之下基准面上升半旋回由分流河道——分流间湾向上变细序列组成，反映短期湖侵过程；界面之上基准面下降半旋回为向上变粗的反韵律，沉积微相在不同沉积环境中表现不同，三角洲平原由分流间湾——决口扇组成，三角洲前缘由水下分流间湾——席状砂组成，反映加积——进积沉积序列。根据成因可分为完全对称和不完全对称2种类型：前者在三角洲前缘水下分流河道与河口坝沉积区发育(图 4e)；后者根据上升半旋回和下降半旋回主导情况又可分为2种，上升半旋回为主导的分布在三角洲前缘和平原分流河道沉积区(图 4f)，下降半旋回为主导的分布在三角洲前缘席状砂及河口坝沉积区(图 4g)。

2.5 层序地层格架及地层模式

根据地震、岩心和测井资料，以上述不同级次基准面旋回为对比原则，在长期基准面旋回对比控制下，中短期基准面旋回为对比框架，超短期基准面旋回为等时对比单元，建立升平油田葡萄花油层高分辨率层序地层对比格架(图 5)，自下至上由水退——水进的进积——退积的沉积序列组成，转换面位于中部P51——P42，为最大水退期(图 2):下部P9——P51为基准面下降半旋回的进积沉积序列，可划分3个短期和7个超短期基准面旋回;上部P42——P1为基准面上升半旋回的退积沉积序列，可划分3个短期和6个超短期基准面旋回(图 2)。

在层序地层格架控制下，对升平油田葡萄花油层南北剖面分析表明，本区地层由北——南表现为地层逐渐减薄、砂岩尖灭的样式(图 5)。升平油田葡萄花油层沉积期，地势处于低洼沉积区，物源来自北部，葡萄花油层底部由北——南，泥岩的颜色由灰黑色逐渐变为杂色、紫红色，反映水体由深逐渐变浅的沉积环境。砂体由北——南减薄的同时，逐层尖灭，P9、P8、P7砂体依次向南逐渐上超尖灭，尖灭位置分布在升平油田南部(图 5)，地震剖面上由北——南地层明显减薄(图 6)，说明葡萄花油层沉积期由北——南并不是水体逐渐加深，而是水体逐渐变浅，是由于同沉积构造抬升所导致。短期和超短期旋回对比表明，南部泥岩与北部砂岩有较好对应性，地层由南——北各层逐渐增厚，北厚南薄，底部砂岩由北——南逐层尖灭，因此，该地层样式对单砂体的追踪对比具有重要的指导作用。

图 5 升平油田葡萄花油层南——北向地层层序剖面 Fig. 5 South to north stratigraphic sequence profile of Putaohua reservoir in Shengping oilfield

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图 6 升平油田葡萄花油层南——北向地震剖面 Fig. 6 South to north seismic profile of Putaohua reservoir in Shengping oilfield

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根据基准面升降运动所导致的沉积响应，升平油田葡萄花油层是在水退——水进的背景下，由进积——退积形成的三角洲前缘——三角洲平原——三角洲前缘沉积，基准面的变化明显控制了沉积演化及储层形成。

P9——P51中期基准面下降半旋回，为一进积沉积序列，包含3个短期和7个超短期基准面旋回(图 7)。该期沉积时，区内处于基准面持续下降、可容纳空间降低、A/S<1的状态，北部近物源，沉积物供给充足，三角洲沉积向湖盆方向不断推进，较深水沉积之上被浅水沉积所覆盖，沉积微相和砂体规模发生有规律的变化(图 7)。在P9——P6超短期旋回沉积期，广泛发育三角洲前缘水下分流河道及水下分流河道间砂泥沉积，水下分流河道砂体延伸较远，砂体厚度和分布范围逐渐增大(图 5)，而水下分流河道间砂体较薄，分布不规则。P5超短期旋回沉积期，水体变浅基准面下降，沉积微相以三角洲平原分流河道和道间砂泥为主，局部发育决口扇，分流河道砂体延伸较远。呈条带状分布，分流道间砂体分布在分流河道边部，呈薄层不规则状(图 7)。P9——P5超短期旋回由前三角洲——三角洲前缘——三角洲平原组成沉积序列，反映基准面下降，水体变浅向湖进积的过程(图 7)。

图 7 升平油田葡萄花油层超短期旋回层序单砂体时空演化 Fig. 7 Time-space evolution of single sandbody for super short scale cycle in Putaohua reservoir of Shengping oilfield

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P42——P1中期基准面上升半旋回，为一退积沉积序列，包含3个短期和6个超短期基准面旋回(图 7)。该期沉积时，区内基准面持续上升,水体向上变深，可容纳空间增大,A/S>1，沉积相带向陆地方向迁移，沉积微相和砂体规模发生有规律的变化(图 7)。P42超短期旋回沉积期，沉积微相以三角洲平原分流河道和道间砂泥为主，局部发育决口扇沉积(图 5)；分流河道砂体厚度较大，呈条带状延伸较远；分流河道间砂体呈薄层、不规则状分布。P41——P22超短期旋回沉积期，广泛分布三角洲前缘沉积，水体明显加深，水下分流河道砂体呈交织的网状、细条带状分布，砂体厚度减薄(图 7)，水下分流河道间砂体呈不规则状分布。P21超短期旋回沉积期，三角洲前缘席状砂分布广泛，连片面积较大(图 7)。P1超短期旋回沉积期，全区广泛分布前三角洲暗色泥岩沉积(图 7)。P4——P1超短期旋回为三角洲平原——三角洲前缘——前三角洲沉积序列(图 5)，反映基准面上升，水体变深，沉积向陆退积的过程。

升平油田葡萄花油层超短期旋回层序中，三角洲平原分流河道和前缘水下分流河道砂体，呈北南向展布(图 7)。基准面上升期，三角洲前缘沉积范围扩大，水下分流河道砂体相互叠置，厚度大，砂体之间常被底冲刷分割，泥岩夹层少，如P71超短期旋回层序(图 7)，分流河道侧向频繁迁移，面积不断扩大。湖泛期以细粒沉积物为主，如P9及P1超短期旋回层序(图 7)，储层砂体不发育。基准面下降期，三角洲平原沉积范围扩大，河道侧向迁移减弱以下切作用为主，单砂体厚度变薄，砂岩与泥岩互层产出，砂体规模减小，如P51超短期旋回层序(图 7)。

3.2 基准面旋回控制的储层分布

升平油田葡萄花油层的储层为一套三角洲沉积形成的砂体(图 7)，短期和超短期基准面变化明显控制储层砂体分布。

向上变深非对称型短期和超短期基准面旋回，在三角洲分流河道沉积区发育广泛，上升半旋回在层序中得以保存，下降半旋回被侵蚀面取代，但上升半旋回在不同时期形成的沉积砂体及储层物性变化较大。上升半旋回早期，物源供给充足情况下，可容纳空间减小，以分流河道沉积为主，形成砂体厚度大，侧向迁移频繁，分布范围广，连通性好，储层物性好，是区内主要储集砂体；上升半旋回晚期，沉积物供给减少情况下，可容纳空间增大，形成分流河道、天然堤、决口扇、分流河道间沉积组合，储集砂体以孤立河道砂体及道间薄层砂体为主，连通性较差，储层物性较差。向上变深非对称型短期和超短期基准面旋回，在三角洲不同相带中，由于可容纳空间变化不同，形成的储层砂体类型不同。如P42超短期旋回三角洲平原沉积(图 7)，以决口扇砂体为主，决口扇与河道间交替沉积，呈向上加深变细的沉积序列，储层物性较好，底冲刷面较发育；再如P3超短期旋回三角洲前缘沉积(图 7)，层序下部河道沉积和上部堤岸沉积保存较完整，底部呈底冲刷关系，岩性突变，形成较完整的向上变细加深的沉积序列，水下分流河道沉积以粉细砂岩为主，储层物性好，分流河道间为泥岩夹粉砂岩沉积，储层发育较差，储层物性较差。

向上变深再变浅的对称型短期和超短期基准面旋回，在沉积记录中上升半旋回和下降半旋回都有保存，上升半旋回沉积类同于非对称型上升半旋回沉积，下降半旋回在不同时期形成的沉积砂体及储层物性变化较大。下降半旋回早期，可容纳空间较大、A/S>1，水下分流河道砂体不发育，水下分流河道间薄层砂体呈孤立状分布，连通性较差，泥质沉积发育，储层物性较差，如P51超短期旋回层序(图 7)；下降半旋回晚期，基准面小幅度微降，A/S 值减小，席状砂沉积发育，砂体储层物性较好，如P21超短期旋回层序(图 7)。

综上所述，升平油田葡萄花油层短期和超短期基准面控制下的有利储层发育区分布在基准面上升早期和下降晚期，向上变深的非对称型基准面旋回形成的水道砂体和向上变浅非对称型基准面旋回形成的前缘席状砂体及对称型旋回在基准面上升晚期至下降早期不利于储层形成(图 7)。

储层小层单砂体等时对比是油气田开发地质研究的重点，也是难点^[14]。对本区研究过程中，以不同级别的旋回层序等时对比为基础，在超短期基准面旋回控制下，时间单元分界线作为同级次旋回层序等时对比标志，确定单砂体沉积微相类型，编制超短期旋回级别的大比例尺等时沉积微相图(图 7)，分析同期相邻层序沉积微相特征变化，明确单砂体的分布特征和演化规律，从而实现超短期旋回单砂体逐层等时追踪对比(图 7)。

向上变深非对称型超短期旋回层序，砂体叠置厚度大，砂体间被冲刷面分割，泥岩夹层少，储层厚度大，连通性好，物性好，最有利储层分布层位；对称型超短期旋回层序，砂泥互层，泥岩夹层多，储层厚度薄，分割性强，连通性差，物性差(图 7)。从超短期旋回层序整体来看，储集砂体在基准面上升半旋回下部和上部，都是有利发育层位(图 7)。

1)应用高分辨率层序地层学分析方法，以单砂体为等时对比单元，确定储层单砂体分布规律，解决了目前油田开发面临的困境，为油田进一步开发调整提供了理论基础。

2)以超短期旋回级别的单砂体为目标，超短期基准面约束下的沉积微相形成单砂体，在三角洲平原和前缘分流河道形成的砂体，厚度大，连通性好，储层物性好，是升平油田开发中的主要储层。

3)基准面上升期是厚层砂体形成的最有利时期，三角洲水上及水下分流河道广泛发育；湖泛期细粒沉积物分布广泛，储集层不发育，隔层发育；基准面下降期河道砂体不发育，侵蚀作用较弱，细粒沉积物增多。

4)精细高分辨率层序地层对比和岩心资料分析，确定了升平油田葡萄花油层南部砂体尖灭的原因是由于同沉积构造抬升造成，其中下部砂体不稳定，P9、P8和P7超短期旋回层序砂体向南逐渐尖灭，对单砂体的追踪对比具有重要的指导作用。