高分辨率层序地层学的核心理论为基准面的旋回变化，即在基准面上升或下降过程中，因可容纳空间和沉积物补给量的相对变化，导致相同沉积体系域或相域中沉积物的体积分配发生变化，从而引起相类型、相序、沉积物的保存程度、地层堆积样式及岩石结构等发生变化，影响不同类型砂体的形成^[1]。基准面旋回按级次划分，从大到小依次为巨旋回基准面、超长期基准面、长期基准面、中期基准面、短期基准面和超短期基准面^[2]。其中，超短期基准面旋回是基准面旋回中的最低级次^[3-6]，为代表最小成因地层单元的单一岩性或相关岩性的叠置样式，为水进-水退韵律层组成的具有成因意义的岩性组合^[2]。在开发阶段，超短期基准面层序分析可帮助进一步认识储层的结构特征、展布规律及叠置模式，服务于地质油藏开发。

P油田位于渤海东南部，构造形态为一发育在渤南凸起带基底隆起背景上、受两组走滑断层控制、内部被NE或EW向次生断层复杂化的断裂背斜，构造走向近南北，北邻渤中、渤东凹陷，西南-东南为黄河口、庙西凹陷环绕，具有优越的油气聚集成藏的地质条件，是渤海有利的油气富集区之一。

P油田钻井主要揭示了新生界地层，自上而下可划分为新近系平原组、明化镇组、馆陶组及古近系东营组，其主力含油层系发育于新近系明化镇组下段及馆陶组。新近纪开始，本地区已进入准平原化时期，形成了一套以河流相为主的沉积体系。馆陶组为辫状河沉积，明化镇组下段属于曲流河沉积，储层岩性为河流相沉积的陆源碎屑岩（图 1）。

图 1(Fig. 1)

图 1 蓬莱19-3油田地层综合柱状图

研究区目的层为核心区（1区）的馆陶组，投入开发已有10余年，主要生产层位为L50~L100油组。钻井资料较为丰富，钻井密度达到约29口/km²，井距150~300 m，目前综合含水约80%，但采出程度仅为19%，剩余油挖潜仍有很大潜力。笔者通过对超短期基准面旋回及对储层控制的研究，以P油田1区馆陶组L60油组为例，识别了超短期基准面旋回结构类型，划分了河道期次，建立了河道堆叠样式，并探讨了不同A/S比值下的夹层发育规律及对剩余油的控制作用，以进一步加深研究区地质油藏认识，改善油田开发效果。

根据研究区取心井和开发井资料对目的层段进行了沉积相研究，认为其主要为辫状河沉积^[7]。通过对研究区百余口开发井L60油组砂岩粒度、厚度的变化及沉积微相的组合，认为该油组主要发育水体向上变深的非对称型超短期旋回，即层序中仅保存基准面上升半旋回的沉积记录^[8]。该类型旋回可进一步细分为低可容纳空间和高可容纳空间两种类型。

低可容纳空间类型旋回主要见于研究区L62小层辫状河心滩坝砂体中。此时基准面较低，沉积物补给量的速度远大于可容纳空间的增长速度，纵向上各砂体之间相互切割叠置，泥质沉积较少或基本无保存，单个砂体的自然伽马曲线基本呈上部大、下部稍小的漏斗形，多个叠置砂体的自然伽马曲线呈现多个漏斗形叠加。之后基准面逐渐上升，沉积物补给量的速度大于可容纳空间的增长速度，由于局部的水动力条件减弱，部分叠置砂体间的泥质沉积得以保存，但厚度较薄，横向展布局限（图 2a）。岩性多由灰色河道细砂岩组成，底部可见冲刷侵蚀面，内部交错层理发育。

图 2(Fig. 2)

图 2 P油田NgUL60油组超短期基准面旋回结构类型示意图

高可容纳空间类型旋回主要见于研究区L60小层，随着基准面继续上升，可容纳空间的增长速度加快，低可容纳空间逐步转变为高可容纳空间，此时砂体间不再争夺沉积空间，由叠置型逐渐转变为单一河道型，顶部的泥质沉积保存较为完好，且有一定的展布范围，砂体的自然伽马曲线主要表现为钟形以及锯齿状钟形（图 2b）。岩性由灰色河道细砂岩逐渐过渡为溢岸沉积的深灰色粉砂岩、泥质粉砂岩至泛滥平原泥岩，纵向上相邻砂体间的泥岩隔夹层可在多井中追踪对比。

P油田1区馆陶组L60油组L60－L62小层可划分出4个超短期旋回，分别代表L62-1、L62-2、L62-3、L60-1共4个时期河道沉积。在超短期层序地层对比的基础上，可研究对比不同期次河道砂体的分布特征与差异，其沉积的规模及砂体的分布形态受可容纳空间（A）、沉积物供给（S）的相对关系所控制。L62-1和L62-2超短期旋回沉积时期，处于短期旋回早期，此时沉积物的补给速度远大于可容纳空间的增长，河道砂体不断争夺沉积空间，由于强水动力条件导致坝体顶部的泥质不断被冲刷侵蚀，单期河道砂体的形态多无法识别，纵向上形成厚度较大的叠置心滩坝体，平面上连片分布。由于细粒沉积物基本已被冲刷，多保留粗、中粒沉积物，心滩坝体中并没有明显的韵律变化。L62-3超短期旋回沉积时期，短期旋回迅速上升，此时可容纳空间的增长速度加快，水动力条件较之前减弱，下部的粗、中粒沉积和上部的细粒沉积均得以保存，形成下粗上细的完整正韵律。L60-1超短期旋回沉积时期，短期旋回上升至高点，此时沉积物的补给速度处于从大于可容纳空间到小于可容纳空间的转变之间，由于水动力条件较弱，砂体间基本已无切割叠置作用，主要沉积厚度较薄的单一河道砂体（图 3）。

图 3(Fig. 3)

图 3 P油田NgUL60油组河道砂体期次划分与对比

在超短期基准面地层格架对比的基础上，可进一步细分单井砂体的堆叠样式。在前人研究成果的基础上^[9]，依据可容纳空间与沉积物补给量的变化，研究区的河道砂体可划分出三种叠置关系（图 4）。

图 4(Fig. 4)

图 4 P油田NgUL60油组河道砂体叠置类型示意图

该类型砂体一般形成于短期基准面缓慢上升早期，此时可容纳空间的增加远小于沉积物的补给量，其超短期基准面旋回为低可容纳空间下的向上变深类型。纵向上，砂体因可容纳空间不足表现为彼此切割和叠置，上部的细粒沉积通常难以保存，因各期次砂体间的泥岩夹层多被冲刷侵蚀，多期河道砂体的区分并不十分明显。通过不断切叠，复合砂体厚度可达20 m以上。岩性主要见浅灰色、灰色细砂岩，测井响应上，可见箱形、钟形和漏斗形等韵律特征，砂体内部多发育交错层理。该类型在研究区L62-1和L62-2沉积时期发育较为普遍，反映出辫状河在洪水期水体能量高、河道频繁摆动和冲刷作用强的特点。

该类型砂体形成于短期基准面加速上升时期，此时可容纳空间的增加略大于或等于沉积物补给量，其超短期基准面旋回为较低可容纳空间下的向上变深类型。纵向上，砂体因有一定的可容纳空间，形态保存相对完好，形成下部粗粒沉积、向上逐渐变细、相对完整的上升半旋回组合。此时，由于局部水动力动荡的弱化，多期河道间的泥岩及粉砂质泥岩夹层一般均可保存，可根据该类型夹层划分出河道间的期次。岩性见灰色细砂岩、粉砂岩，测井响应上多以钟形、锯齿状钟形为主。该类型砂体主要见于研究区L62-3沉积时期。

此类型砂体形成于短期基准面持续上升的晚期，此时可容纳空间的增加大于沉积物补给量，其超短期基准面旋回为高可容纳空间下的向上变深类型。因有足够的沉积空间，多期河道之间发育横向延伸较远的泥岩夹层，厚度约2~3 m，主要表现出单一河道砂体的沉积特征。该类型砂体沉积的厚度较上述两种类型明显减薄、规模减小，河道间的泥岩可成为各期单河道间较为稳定的渗流屏障。该类型砂体主要见于研究区L60-1沉积时期，岩性可见细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩，测井响应上以指状为主。当短期基准面继续上升，可容纳空间持续增大时，则会出现溢岸砂、泛滥平原等与河道沉积相伴生的低能沉积特征。

P油田L60油组主要受东北方向沉积物源的控制^[10]，发育辫状河道和心滩坝微相为主的砂体，呈北东－南西方向展布。经过对研究区多井的统计，绘制出了P油田L60油组各超短期基准面旋回控制下的沉积微相图。在L62-1和L62-2超短期旋回沉积时期，短期基准面处于缓慢上升过程，全区广泛发育心滩坝，砂体呈“土豆状”展布于辫状河道中。在L62-3超短期旋回沉积时期，短期基准面加速上升，此时心滩坝规模和展布范围较前两个时期减小，主要见于A13－C22－C32一线、C11－C01一线以及C17－C23一线，由于局部的水动力条件减弱，C12－C29一线和C13－C19一线见溢岸沉积。在L60-1超短期旋回沉积时期，短期基准面已上升至较高点，此时研究区以低能细粒沉积为主，大部分井区为泛滥平原泥岩，仅在A13－C22和C29－C55一线见心滩坝体（图 5）。

图 5(Fig. 5)

图 5 P油田NgUL60油组超短期基准面旋回特征各期次沉积微相演化

宏观上，基准面旋回的变化控制着沉积演化和储层分布特征^[11]，对于不同期次的超短期旋回下的叠置砂体，砂体之间的岩性隔夹层分布规律和发育程度也有所区别。

超短期基准面上升早期，砂体展布广、厚度大、物性好，砂体叠置间由于强烈的冲刷侵蚀作用仅发育较薄的泥质夹层。这些泥质夹层横向分布局限、渗流遮挡作用较弱，主要见于研究区L62-1和L62-2超短期旋回沉积时期。以C50井组为例，生产井C30井侧钻后砂体下部见明显水淹，且产液量较大，说明两期砂体之间的泥质夹层不能形成稳定的渗透屏障，注入水已沿砂体下部形成了优势渗流通道，剩余油多连片分布在动用程度较低的砂体上部。

同时，局部井区可见超短期基准面上升早期的区域不均衡现象，即因砂体间的冲刷侵蚀作用相对减弱，砂体的形态则保存相对完好，局部发育的泥质夹层也得以保存，厚度一般为1 m左右，平面展布约1~2个井距。如C17ST03井的L62-1和L62-2砂体出现分段水淹，表明C15井的注入水在两期砂体中不同程度的推进，砂体间的泥质夹层具有一定的遮挡作用，但横向分布不稳定。

超短期基准面上升晚期，砂体展布面积局限、厚度变薄，泥质隔夹层的厚度较之前明显变厚，多为2~3 m，注采井组间分布较为稳定，可进行横向追踪对比，主要见于研究区L62-3和L60-1超短期旋回沉积时期。如C50井组中，C30ST03井L62-3时期砂体见水淹、L62-2时期砂体未见水淹，说明超短期基准面上升晚期背景下行成的泥质隔夹层渗流遮挡作用较强，且横向分布较为稳定，发育此类隔夹层的井区水洗程度相对较高（图 6）。

图 6(Fig. 6)

图 6 不同超短期基准面旋回下的隔夹层分布和发育规律

（1）渤海P油田研究区Ng^UL60油组主要发育低可容纳空间下和高可容纳空间下的向上变深非对称型超短期基准面旋回两种类型，可细分为L62-1、L62-2、L62-3和L60-1四个期次，代表四期河道沉积。其中低可容纳空间下的向上变深非对称型旋回主要见于L62-1和L62-2期次，此时基准面较低，各砂体之间表现为相互切割叠置；高可容纳空间下的向上变深非对称型旋回主要见于L62-3和L60-1期次，此时基准面逐步升高，砂体二元结构明显。

（2）以超短期旋回为基础，依据可容纳空间与沉积物补给量的相对关系，将研究区的河道砂体划分出三种叠置关系：叠切型、叠加型、单一型。在此基础上，细致刻画了各超短期旋回的沉积微相特征。在L62-1和L62-2期次，研究区广泛发育心滩坝，砂体呈“土豆状”展布于辫状河道中；在L62-3和L60-1期次，随着短期基准面逐步上升，研究区由高能粗粒沉积过渡为低能细粒沉积。

（3）砂体水淹特征证实，超短期基准面上升早期，泥质隔夹层分布局限，渗流遮挡作用较弱，剩余油多连片分布在动用程度较低的砂体上部；随着超短期基准面逐渐上升，局部的泥质隔夹层逐步变厚，至超短期基准面上升晚期时，发育更为广泛，可进行横向对比，并有较强的渗流遮挡作用，剩余油呈分段式分布在砂体内。