随着非常规油气勘探开发的不断深入，世界各国已逐步将非常规油气视为现今能源利用的主要目标之一。砂砾岩体是非常规致密油气储层中相对常见的一种类型，在全球各含油气盆地中均有发现，且油气资源丰富。如加拿大西部盆地^[1]、美国洛杉矶盆地^[2]和阿根廷库约盆地^[3]等均发育有大规模的优质砂砾岩储层。我国砂砾岩体油气藏在渤海湾、准噶尔、松辽等多个含油气盆地中也均有发现^[4-5]。砂砾岩体特指在凹陷断裂带陡坡边界附近快速卸载沉积的粗粒扇体群，一般由不同沉积类型的扇体叠置、交织而成，较之常规砂岩岩性油气藏有其特殊的复杂性^[6]。通常，砂砾岩体储层具有地层压力系数高、原油性质好（产轻质油）和储量丰度较高的特点^[7]。此外，由于砂砾岩体普遍形成于快速堆积的沉积背景，使得地层岩性复杂、砂体厚度变化大、成岩作用类型多样、结构成熟度和成分成熟度均较低，且储层非均质性较强^[8-11]。东营凹陷构造位置处于渤海湾盆地济阳坳陷的东南部，是渤海湾裂谷盆地中的一个次级构造单元^[12]，其北部陡坡是由陈南断层所控制的东西走向构造带，具有沟梁相间的古地貌特征，此外沿陈家庄古基岩断剥面发育了一系列退积式的砂砾岩近岸水下扇体^[13]。复杂沉积环境导致东营凹陷北带沉积期次划分困难，严重制约着油气的精细勘探与开发。目前，对砂砾岩体的研究大多集中在沉积特征^{[6, 14-15]}、储层特征^[8]、储层评价^{[11, 16]}以及油气成藏机理^[17-19]等方面，对砂砾岩体沉积期次的相关研究也有一定的进展，但划分方法多样，如基于地震数据的时频分析^[20-21]、测井曲线小波变换技术等^[22-23]，又都各有不足。相比于常规储层，在复杂致密砂砾岩体地层中，地震信号本身的分辨率较低，时频分析对分辨率又较为依赖，不同区域的实际应用效果具有差异性，而小波变换技术是较为纯粹的数学分析方法，但该方法不能单独用来进行沉积期次划分，需要结合岩心、测井、地震等不同尺度的资料加以研究。

笔者以东营凹陷北部陡坡带Y920区块沙四上亚段砂砾岩体为例，利用岩心、FMI（全井眼微电阻率扫描成像测井）图像和常规测井曲线，结合测井小波变换及功率谱方法，在三维地震资料的约束下开展砂砾岩扇体沉积期次的划分研究，并分析其与物性展布的关系，以期为研究区砂砾岩体油藏后续井位部署及高效开发奠定基础。

沉积期次划分是利用已知信息（地震、测井、岩心、成像和分析化验等资料），在地质原理的约束下进行合理的井间推断，即利用相关沉积期次研究方法再现地下地质体沉积的过程^[21-23]。传统层序地层学方法划分复杂砂砾岩体沉积期次具有一定的难度，且存在着很强的主观性和不确定性。笔者利用岩心、测井、FMI图像、地震等资料，结合测井曲线小波变换的方法系统地开展砂砾岩体期次划分。

不同级别沉积界面的识别是划分沉积期次和建立层序格架的基础，砂砾岩体沉积期次划分困难，需要综合各类资料和方法对沉积界面进行识别。通常，由于地震的分辨率相对较低，若直接用之仅可识别亚段界面，此处称之为一级界面；二级界面（期次界面）和三级界面（短期旋回界面），主要通过岩心、FMI图像、常规测井资料，结合测井曲线小波变换技术和井震标定的方法来识别。

岩心作为最直观的地质资料，可用来识别岩性、构造等特殊的地质现象，对沉积期次界面反映也较为直观，如典型的岩性突变界面、冲刷面等，这是砂砾岩期次划分的基础，但受限于取心成本较高，不可能完全通过岩心去研究沉积期次，可通过岩心刻度FMI图像和常规测井曲线来进一步加以研究。FMI成像测井具有高分辨率、大信息量以及更精确、更直观的图像表示方式，可反映多种地质现象，一定程度上可替代岩心观察，实现“图像”与“岩相”的转换^[14]。图 1为东营凹陷北部陡坡带Y920井3 239.5~3 243.0 m的一段FMI图像，其底部为一个明显的冲刷界面，可作为一个旋回界面，向上粒度逐渐变细，直至过渡到顶部水平层理的泥岩层段，是一个基本的沉积旋回单元。垂向上，多个这样有序组合的基本沉积单元叠覆构成一个尺度更大的沉积期次，这是沉积期次划分的基础。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 东营凹陷北部陡坡带Y920井3 239.5~3 243.0 m沉积期次界面 Fig. 1 Sedimentary cycle interface at 3 239.5-3 243.0 m of well Y920 in the northern steep slope zone of Dongying Sag

基于岩心、FMI成像测井等基础资料和对Y920区块砂砾岩沉积特征的认识，总结其短期和中期旋回（沉积期次）界面识别及划分准则如下：①短期旋回界面识别。岩心显示旋回底部的砂砾岩沉积体粒度较粗，向上粒度逐渐变细，表现为正旋回特征。旋回界面往往形成于小规模湖进或冲刷侵蚀，垂向上，相邻2个短期旋回主要岩性组合差异不大，而旋回界面上下岩性具有较大差异，但因沉积间断时间相对较短，岩性界限在FMI图像中显示得相对模糊。从扇根依次过渡至扇中、扇端相带，旋回界面往往由厚层砾岩与下伏砾状砂岩接触面过渡为砾状砂岩（或含砾砂岩）与下伏厚层泥岩接触面，或显示为沉积微相的突变。②中期旋回（沉积期次）界面识别。研究区单个沉积期次的发育主要是一个完整的湖进序列，垂向上，多个有序组合的短期旋回叠覆构成一个尺度更大的沉积期次，从沉积期次底部向上，FMI图像显示出的粗粒沉积体厚度逐渐变薄，细粒沉积体厚度及出现频率均逐渐增加。同时，期次与期次间表现出一定时期的沉积间断，相邻2个沉积期次间的主要岩性组合有所差异，其沉积期次界面往往表现为粗粒沉积体与下伏细粒沉积体的突变接触，旋回界面为岩性突变界面，或为岩性组合转化面，抑或为冲刷面。

基于FMI “图像”与“岩相”的相互转换，结合常规测井曲线变化趋势，依据上述划分准则，可对研究区的沉积期次界面进行初步识别。图 2为东营凹陷北部陡坡带Y920井3 300~3 600 m沉积期次和短期旋回的划分结果。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 东营凹陷北部陡坡带Y920井3 300~3 600 m沉积期次划分结果 Fig. 2 Sedimentary cycle division results at 3 300-3 600 m of well Y920 in the northern steep slope zone of Dongying Sag

6期次：该沉积期次岩性主要为厚层砾岩夹相对薄层的砾状砂岩，垂向上，期次内的短期旋回自下而上岩性由厚层砾岩向相对薄层的砾状砂岩过渡，旋回界面为岩性变化的界面，但岩性界限相对模糊。多个这样短期旋回的有序组合作为一个沉积期次，自下而上整体砂砾岩厚度逐渐变薄，而砾状砂岩厚度相对增加，底部沉积期次界面主要为厚层砾岩与下伏薄层砾状砂岩接触界面，岩性界限相对清晰。

5期次：该沉积期次岩性主要为厚层砾状砂岩夹相对薄层的砾岩，与6期次的岩性组合差异明显。垂向上，沉积期次内部的短期旋回自下而上岩性整体由相对薄层的砾岩向厚层的砾状砂岩过渡，旋回界面为岩性变化的界面，自下而上砾岩厚度逐渐变薄，而砾状砂岩厚度相对增加，底部沉积期次界面主要为砾岩与下伏砾状砂岩接触的岩性突变界面，顶部沉积期次界面为砾岩与下伏泥岩突变接触面。在FMI成像图中，沉积期次自下而上表现为明显的高亮块状模式（砾岩）→亮条带状模式（砾状砂岩、含砾砂岩）→暗纹层状模式（砂泥岩）的转变。

此外，测井曲线中也蕴藏着丰富的地质信息（岩性等），可利用FMI图像标定常规测井资料来识别沉积界面特征。图 3对比了不同岩性的测井曲线特征，可以发现不同岩性的测井响应具有一定的差异，其中，砾岩、泥岩的自然伽马值（GR）相对于砂岩均偏高；泥岩的声波时差值（AC）和补偿中子值（CNL）均最大，而砾岩的这2个值均最小；自然电位（SP）曲线在砂砾岩地层局部变化幅度不明显，总体上泥岩偏向右侧基线，砂砾岩有一定负异常。因此，测井曲线的突变位置也反映了沉积界面。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 东营凹陷北部陡坡带Y920井3 233~3 246 m沉积期次界面的识别 Fig. 3 Identification of sedimentary cycle interface at 3 233-3 246 m of well Y920 in the northern steep slope of Dongying Sag

测井沉积学研究表明，岩性突变、沉积韵律是影响测井响应及测井曲线形态的2个重要因素，而测井曲线载有的地层沉积旋回信息的信号对岩性突变、沉积韵律产生的测井响应，是利用测井信息划分沉积单元界面及进行层序地层对比的基础^[24]。利用测井曲线识别沉积期次界面，关键是如何提取其中不同频率（周期）的特征，而测井数据经小波变换后所得到的小波系数周期性振荡的位置代表了各级的突变点和突变区域，是一种沉积界面的响应特征^[25]。通过考察多种伸缩尺度下表现出的小波系数的明显周期性振荡特征，可与各级层序界面建立一定的对应关系^[22]，作为测井层序地层分析的依据，因此，该特征可用于不同级别的沉积旋回（对应沉积期次）分析。

小波变换需要对小波基函数进行选择，采用不同的小波基对同一信号处理的结果会有一定的差别。测井响应作为一种包含有多种连续变换的周期信息，在不同类型的沉积旋回体内部存在着小的时频差异，故宜采用连续小波进行分析。Morlet小波基不但克服了离散小波在时间域上对信号离散化所造成的特征信息遗漏现象（离散小波无正交性，各个分量的信息相互掺杂），还克服了二进制小波变换在尺度空间上二进分割过于粗糙的情况^[23]，故选择Morlet小波作为测井曲线处理的小波基函数，并引入功率谱法对尺度因子（s）进行筛选^[26]。

不同的尺度因子对应着不同级别的沉积旋回界面。通过数值实验模拟研究区2个退积的叠合沉积单元，在每个沉积单元中又各有3个小的沉积单元，自相似信号曲线即模拟的自然电位曲线。根据模拟的自然电位曲线多尺度小波系数频谱（图 4），可粗略地对尺度因子进行估计，进而对沉积期次进行划分，但频谱图对沉积期次界面进行划分所用尺度估计值不够精确，进而经小波变换后计算不同尺度下小波系数的功率谱^[26]，再依据功率谱的变化特征提取不同尺度旋回级别的尺度因子进行小波系数分解，可以发现功率谱的突变点很好地对应着不同级别沉积单元的尺度值。因此，通过小波变换结合功率谱的方法可将沉积期次界面的定性识别转化为定量识别。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 模拟曲线小波变换及功率谱识别沉积期次界面 Fig. 4 Wavelet transform of simulated curve and power spectrum for identifying sedimentary cycle interface

在东营凹陷北部陡坡带砂砾岩沉积体中，各种测井序列对沉积特征响应的敏感性存在差异，从而直接影响着小波变换划分沉积期次的效果，因此，需要对小波变换中的测井曲线进行筛选。通常，混杂堆积的砾岩其整体泥质杂基含量较高，受近源沉积和母岩性质（放射性等）的影响，研究区自然伽马测井对岩性响应较为模糊，而自然电位曲线的整体变化幅度又偏小（参见图 3），表明这2种测井曲线在小波变换中均不太适用。声波时差曲线和补偿中子曲线受岩石骨架成分影响均较小，同时砂泥岩孔隙度差异，也能反映出储层沉积特征的差异，且二者整体变化幅值均较大。这2种测井曲线均适用于小波变换，且二者的形态、幅度变化特征均极为相似，因此，在此处选择声波时差曲线来进行小波变换，并对研究区砂砾岩体沉积期次进行划分。

地震反射具有了年代地层学的意义，这是利用地震研究层序地层的关键理论依据之一^[27]。对于层面，由于层与层之间的时代、沉积环境的差异，层与层的界面之间往往会出现波阻抗值的突变，即使有时上下层的岩性相似，或为同一岩石地层单元，但实际上其波阻抗仍然具有很大的差异，同样会在层界面上发生反射，并形成反射界面。地震上记录的各道振动相位相同的极值点连线（波峰或者波谷的连线）被称为同相轴，其反映的就是层与层之间的反射界面。通常砂砾岩体地层的顶、底界面表现为振幅较强同相轴^[28]，因此，通过砂砾岩体反射界面的识别可对沉积期次界面进行表征。

图 5为东营凹陷北部陡坡带Y920区块沙四上亚段东西向的地震切片，可通过识别同相轴来找到反射界面，但由于砂砾岩体地层地震资料分辨率较低，及砂砾岩体本身岩性变化不明显及强非均质性特征，导致沉积体内部结构反射性杂乱，反射界面不明显，同相轴连续性很差，给沉积期次界面的识别带来了较大的困难，可见，单独采用地震资料进行沉积期次界面的识别具有一定的难度。通常，在单井沉积期划分的基础上，以三维地震为约束，采用井-震结合的方式识别期次界面。以研究区Y920井为例，将单井期次划分结果通过合成地震记录将其标定在地震剖面上（图 5），并寻找与之对应的同相轴界面，在地震剖面中追踪沉积期次界面。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 东营凹陷北部陡坡带Y920区块沙四上亚段井-震结合识别沉积期次界面 Fig. 5 Identification of sedimentary cycle interface by well-seismic combination of the upper submenber of the fourth member of Shahejie Formation in Y920 block in the northern steep slope zone of Dongying Sag

利用岩心、FMI图像、常规测井曲线寻找不同尺度沉积期次界面处的响应特征，再结合声波测井曲线小波变换和功率谱的沉积界面定量识别方法完成单井沉积期次的划分，在此基础上利用合成地震记录以井-震结合的方式进行区域内沉积期次界面追踪，最终将研究区砂砾岩扇体划分为8个沉积期次。以Y920井为例，其底部未钻穿沙四上亚段，单井上可识别出7个沉积期次（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 东营凹陷北部陡坡带Y920井沙四上亚段沉积期次划分结果 Fig. 6 Sedimentary cycle division of the upper submember of the fourth member of Shahejie Formation of well Y920 in the northern steep slope zone of Dongying Sag

通常，物性主要受控于沉积过程和成岩作用^[29]，东营凹陷北部陡坡带沉积期次的发育又控制着沉积相和岩性的分布规律，而砂砾岩体中不同相带、不同岩性的储层物性差异较大^[30]，沉积期次与物性分布有着密切的关系。以东营凹陷北部陡坡带Y920井为例，在4，5，6期次的不同位置有3个取心段（图 7）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 东营凹陷北部陡坡带Y920井沉积期次与物性的关系 Fig. 7 Relationship between sedimentary cycle and physical properties of well Y920 in the northern steep slope zone of Dongying Sag

统计各取心段样品物性分布、X射线衍射矿物组分含量和结构参数特征（图 8）表明：4期次的取心段主要分布在沉积期次的上部，岩性以含砾砂岩和砾状砂岩为主，含油性显示以油浸、油斑为主，孔隙度主要为10.0%~15.0%，渗透率主要为1.0~10.0 mD[图 8（a）]，岩矿组分中石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物质量分数分别约为42.60%，41.40%，7.20%和8.00%[图 8（b）]，颗粒的分选系数约为1.64，粒度中值约为0.24 mm[图 8（c）]；5期次取心段主要分布在沉积期次的中上部，岩性以砾状砂岩和细砾岩为主，细砾岩含油性以油斑为主，砾状砂岩以油浸为主，孔隙度主要为5.0%~10.0%，渗透率主要为1.0~10.0 mD[图 8（d）]，岩矿组分中石英和长石质量分数都约为40.50%，碳酸盐矿物和黏土矿物质量分数分别约为8.33%和7.92%[图 8（e）]，颗粒的分选系数约为1.65，粒度中值约为0.51 mm[图 8（f）]；6期次取心段分布在沉积期次的下部，岩性以砾岩为主，无油气显示，孔隙度主要为0~5.0%，渗透率主要为0~1.0 mD[图 8（g）]，岩矿组分中石英质量分数约为42.33%，长石质量分数略高，约为44.67%，碳酸盐矿物和黏土矿物质量分数分别约为6.33%和6.00%[图 8（h）]，颗粒的分选系数约为1.78，粒度中值约为0.62 mm[图 8（i）]。可以看出，不同沉积期次不同位置地层的物性特征具有较大差异。4，5期次的中上部，岩性以含砾砂岩和砾状砂岩为主，颗粒分选较好、粒度相对较细，物性相对较好，而6期次底部以砾岩为主，颗粒分选差、粒度粗，物性较差。对于4，5期次的含砾砂和砾状砂岩来说，石英和长石含量差异较小，4期次上部取心段碳酸盐含量相对5期次来说较低，会使其物性相对好一些。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 东营凹陷北部陡坡带Y920井不同沉积期次不同位置取心段的物性、矿物和结构特征 Fig. 8 Physical properties, minerals and structural characteristics of the coring section at different positions in different sedimentary cycles of well Y920 in the northern steep slope zone of Dongying Sag

沙四上亚段沉积期为裂陷初期，湖盆扩张，水体整体呈上升趋势，砂砾岩体主要为多期退积所沉积的扇体^[31]。通常，砂砾岩体沉积期次底部的粒度较粗，随着沉积的进行，垂向上其粒度向上逐渐变细，自下而上依次呈现出扇根—扇中—扇端的沉积亚相展布特征。在研究区的砂砾岩体中，一般含砾砂岩和砾状砂岩的物性均较好，砾岩的物性较差。因此，砂砾岩体垂向上的物性特征及展布与其沉积期次内的发育位置具有明显的相关性。结合测井物性解释结论，在垂向上分析沉积期次与物性展布的关系。在退积沉积的初始阶段（5，6，7期次）为扇根亚相向扇中亚相过渡段（图 7），粒度较细、分选较好的含砾砂岩和砾状砂岩一般位于沉积期次的中上部，而粒度粗、分选差的砾岩、砾状砂岩则主要位于沉积期次的底部，沉积期次底部物性差，而中上部物性较好；沉积中间阶段（4期次），沉积期次顶、底岩性差异较小，沉积主要为扇中砂砾岩体，使得整个沉积期次的物性较好，且变化不大；沉积末期阶段（2，3期次）为扇中亚相向扇端亚相过渡段，沉积期次底部岩性已过渡为含砾砂岩和砾状砂岩，向上粒度继续变细，沉积期次顶部出现较多的泥岩层段，因此，物性向上开始逐渐变差。

受沉积作用影响，不同沉积期次的物性展布具有明显的差异，而物性的好坏关系着储层的有效性，并控制着有效储层的展布，因此，可进一步分沉积期次对有效储层展布进行详细的描述与表征，为后期的井位布署及开发方案实施提供指导。

储层的储集性能主要受控于其物性条件，当储层物性能满足油气充注和开发条件时才能够成为有效储层，因此，判别储层是否有效一般要分析其物性特征，并确定其物性下限。根据研究区含油级别测试结果，当样品孔隙度和渗透率分别约小于2%和0.07 mD时，一般不含油，这个物性界限可作为储层的物性下限；当样品孔隙度和渗透率分别大于5%和0.3 mD时，测试的含油级别一般为油浸，而通常油浸为研究区有效储层的含油级别。在当前技术条件下，试油法认为单层产液量大于1 t/d的储集层为有效储层，反之则为无效储层^[32]。经统计研究区16口井的试油结果与物性的对应关系，单层产液量大于1 t/d的储集层平均孔隙度和平均渗透率分别约大于5.2%和0.32 mD，这与油浸级别的物性下限极为接近。分布函数曲线法从统计学角度出发，通过有效储层与无效储层的分布函数曲线之间的关系，确定储集层物性参数下限值^[33]。基于精确的测井物性解释，分别统计有效储层（油层、油水同层、含油水层、水层）与无效储层（干层）物性的分布曲线，得到孔隙度和渗透率的下限值分别约为5.3%和0.34 mD。最后，根据上述方法综合将研究区沙四上亚段砂砾岩体有效储层的孔隙度和渗透率的下限值分别定为5.2%和0.32 mD。

将沉积期次划分结果与三维地震资料相结合，对各沉积期次边界进行约束、刻画，在此基础上结合测井解释结论，统计单井各沉积期次的有效储层厚度，并分沉积期次表征研究区砂砾岩体有效储层的展布特征。需要说明的是，6，7，8期次因岩性主要为厚层的块状砂砾岩，地震上对沉积期次界面的反映较弱，难以追踪沉积期次边界，因此合为一个单元进行研究。图 9为各沉积期次有效储层展布等值线图，可以看出有效储层厚度中心主要位于西北部，以3，4，5期次的有效厚度较大，厚度中心相对集中，5期次的分布范围最大。由8至1期次，有效储层厚度中心由南向北迁移，由中心向四周变薄。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 东营凹陷北部陡坡带Y920区块沙四上亚段各沉积期次有效储层展布 Fig. 9 Effective reservoir distribution in each sedimentary cycle of the upper submember of the fourth member of Shahejie Formation in Y920 block of the northern steep slope zone in Dongying Sag

（1）利用岩心刻度FMI图像，总结了不同尺度旋回界面的划分准则，结合测井曲线小波变换及功率谱方法，可定量提取划分不同尺度沉积期次（旋回）界面的尺度因子，进而划分单井沉积期次，在三维地震约束下将东营凹陷北部陡坡带Y920区块沙四上亚段砂砾岩扇体统一为8个沉积期次的划分方案。

（2）沉积期次的发育与物性展布密切相关，砂砾岩体地层自下而上（8期次至1期次）表现出：退积沉积初始阶段（扇根—扇中），沉积期次中上部物性较好；沉积中期过渡阶段（扇中），沉积期次整段物性均较好；沉积末期阶段（扇中—扇端），沉积期次中下部物性较好。

（3）根据各类方法综合得到砂砾岩体有效储层物性下限，进而统计单井各期次有效储层厚度，得到各期次有效储层厚度平面展布图，明确了东营凹陷北部陡坡带Y920区块沙四上亚段3，4，5期次的西北部为有利储层发育带。