以河流相储层为主的海上油田进入了储量动用程度高、采出程度高和综合含水高的“三高”阶段，精细表征储层结构与分布特征，对控水稳油、挖掘老区产能至关重要。储层构型理论的提出为刻画砂体叠置关系和砂体间的渗流屏障提供了地质依据^[1-3]。Miall^[4-5]提出了河流相储层构型的概念；吴胜和等^[6]采用倒序分级体系将沉积盆地层次界面分为12级；胡光义等^[7]提出了复合砂体构型这一构型级次，将复合砂体定义为地震资料可识别、成因相联系、不同期次、不同微相的单砂体组合，将复合砂体构型定义为复合砂体空间沉积样式和叠置关系的总称。储层构型的研究方法包括野外露头分析、地震沉积学方法、多井定量分析等，随着遥感技术和网络信息技术的发展，通过现代航拍和卫星照片来定量测量曲流河的规模和形态，推进了现代曲流河储层构型的定量研究工作^[8-9]；多井预测法以“层次约束、模式拟合和多维互动”的研究思路，广泛应用于曲流河储层构型研究^[10-11]；地震沉积学的发展使地震正演、反演等技术在复合砂体储层构型界面的识别上得到了普遍应用。然而，这些研究多集中在沉积储层外部形态和宏观分布范围方面，对基于河流成因分析的储层构型研究较少。

综合利用秦皇岛32-6油田北区明化镇组下段NmⅡ油组的测井、地震等资料，分析其复合砂体储层构型的界面特征，引入砂体结构韵律作为识别标志，基于点坝砂体不同部位的内部结构差异性，精细解剖其结构特征，明确复合砂体储层的演化过程，分析长期-中期-短期基准面旋回对复合砂体的控制作用，以期为该油田的调整挖潜、提高采收率提供依据。

秦皇岛32-6油田北区位于渤海海域中部石臼坨凸起的堑垒相间，目前已探明含油面积为9.5 km²，主力产层新近系明化镇组下段（明下段）按地层特征可以划分为6个油组，自下而上依次为NmⅤ，NmⅣ，NmⅢ，NmⅡ，NmⅠ和Nm0，储量主要分布在Nm Ⅰ和Nm Ⅱ油组，分别占研究区总储量的31% 和40%，其中NmⅡ油组为本文的主要研究层段。该油组自下至上共划分出4个小层，依次为4小层，3小层、2小层和1小层。

明下段沉积时期，研究区处于整体下坳阶段，受近南北向区域应力场扭动作用，形成了一组近北东东向的断层。NmⅡ油组沉积时期，沉积基准面持续上升，主要发育曲流河沉积，成岩作用较弱，地层岩性主要为砂泥岩互层，总厚度为44.0~67.0 m，单砂层厚度为0.2~19.9 m，平均为5.1 m，储层整体表现出高孔、高渗的特征^[12-14]（图 1）。该区自2001年10月投产，但2002年1月就进入了弹性开发产量快速递减期，至2013年10月采出程度仅为12.58%，综合含水率已达87.5%。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤海海域秦皇岛32-6油田构造位置（a）及新近系明化镇组下段岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Regional structural location(a)and stratigraphic column of the lower Minghuazhen Formation of Neogene(b)in Qinhuangdao 32-6 oilfield, Bohai Sea

秦皇岛32-6油田明下段NmⅡ油组的复合砂体主要为点坝-决口扇沉积组合，复合砂体间的渗流屏障主要为河漫滩-废弃河道沉积组合。

传统沉积学认为点坝砂体具有正韵律特征，但是通过实际地质勘查发现，因河岸抗侵蚀能力、水动力强度以及沉积物粒度等均不相同，点坝头部（上游）至尾部（下游）的沉积物成分和结构均存在差异。依据测井曲线特征和砂体结构韵律，将该储层构型的内部结构分为（复合）箱形、（复合）钟形、漏斗形、尖峰形和低幅齿形5种（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 秦皇岛32-6油田北区A31井新近系明化镇组下段Ⅱ油组测井相识别图版 Fig. 2 Identification chart of log facies of NmⅡ of well A31 in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield

（1）点坝头部—中部砂体主要表现为（复合）箱形结构。此类砂体自然伽马（GR）和自然电位（SP）曲线均呈箱形，电阻率（R_t）曲线呈高幅箱形，深、浅侧向电阻率存在明显正幅度差。岩心观察显示，储层底部为块状砂砾岩、槽状交错层理砂砾岩或冲刷充填的砂砾岩，向上过渡为槽状交错层理砂岩，偶见平行层理砂岩，部分点坝的顶部沉积细砂岩与粉细砂岩。由于点坝头部经历了较强水体冲刷，难以保存细粒沉积物，整体沉积物粒度较大。

（2）点坝尾部砂体主要表现为（复合）钟形结构。此类砂体GR，SP和R_t曲线均呈钟形，深、浅侧向电阻率由下向上正幅度差逐渐减小。砂体底部为块状含砾砂岩和大型槽状交错层理砂砾岩，向上沉积平行层理砂岩，顶部可见沙纹层理泥质粉砂岩，沉积物粒度略小于点坝头部砂体。

（3）决口扇砂体主要表现为漏斗形结构。其GR、SP和R_t曲线均呈齿化漏斗形，在平面上呈朵叶状，厚度向远离河床方向变小，沉积物粒度也逐渐变小。

（4）河漫滩主要表现为尖峰形或低幅齿形结构。河漫滩为洪水期河水携粉砂溢出河床而形成的板状沉积，表现为GR曲线为中高幅指状，深、浅电阻率曲线有较小的正幅度差。

（5）废弃河道沉积主要表现为低幅齿形结构。研究区废弃河道包括突弃型废弃河道和渐弃型废弃河道2种^[15]，其中突弃型废弃河道主要为因洪水事件导致的古河道突然取直废弃，沉积物为以悬浮搬运为主，并发育水平层理的粉砂岩和泥岩。GR曲线底部呈薄层低幅齿形，上部表现为接近基线的平直特征。渐弃型废弃河道是河道逐渐取直的结果^[16]，河道残存部分砂岩沉积，GR和R曲线整体为低幅齿形，底部见薄层的中高幅指状，深、浅侧向电阻率曲线为平行双轨状。

砂体结构韵律既反映了复合砂体的沉积结构，也体现出优势砂体的发育情况。将研究区NmⅡ油组的4个小层分成若干的等厚地层，统计单层砂体的厚度并组合得到结构韵律，按结构韵律可分为5类：整体均质韵律、分散均质韵律、整体正韵律、叠置正韵律和反韵律（图 3）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组复合砂体储层的优势砂体和结构韵律图版 Fig. 3 Dominant sand bodies and structure rhythm of composite sand body reservoir of NmⅡ in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield

砂体结构韵律与沉积相类型及测井相均存在明显的相关性：①整体均质韵律的岩性以细—中砂岩为主，“均质”指示复合砂体内部多套单砂体厚度接近，单砂体厚度约为4.0 m，沉积构造主要为反映强水动力的交错层理和平行层理，GR曲线为箱形，反映了单一点坝头部—中部或多期点坝切割叠置沉积。②分散均质韵律指示单一点坝沉积，与整体均质韵律相比，其均质砂体的厚度更小，约为2.0 m，单砂体间存在泥质或物性隔夹层，测井响应在2个薄层箱形之间存在明显的曲线回返。③整体正韵律指示单一点坝尾部沉积或多期点坝切割叠置，底部厚层单砂体厚度为6.0~8.0 m，自下而上砂体的厚度逐渐减小，沉积物的粒度亦逐渐变小，GR和R_t曲线均为钟形。④叠置正韵律与整体正韵律相比，单砂体厚度更小，底部单砂体厚度一般小于4.0 m，反映了多期点坝尾部的叠置沉积。⑤反韵律结构主要指示决口扇或点坝头部-决口扇沉积，顶部厚层单砂体厚度约为4.0 m。

这5类结构韵律在优势砂体规模和发育部位上存在差异：①从优势砂体规模来看，整体均质韵律、整体正韵律和反韵律的单砂体层间夹层发育程度均较低，单层优势砂体厚度为4.0~8.0 m，在NmⅡ油组的3小层和4小层较常见，而叠置正韵律和分散均质韵律内部发育多套优势砂体，单层优势砂体厚度均小于4.0 m，受单砂体间隔夹层影响，垂向连通性较差，多见于NmⅡ油组的1小层和2小层。②从优势砂体发育情况来看，整体正韵律和叠置正韵律优势砂体主要发育在复合砂体中下段，自下而上含砂率逐渐降低，随着开发程度的加深，优势砂体易形成大孔道造成水淹，导致上部砂体注水波及系数降低，剩余油局部富集；反韵律的优势砂体则分布在复合砂体的上部，且规模小于整体均质韵律、分散均质韵律和正韵律，由于油水重力分异作用，水淹程度相对均衡，油气滞留相对较少。

结合研究区NmⅡ油组复合砂体构型内部结构特征、地震反射特征和地震属性可以识别出偏泥质的废弃河道与偏砂质的复合点坝-决口扇砂体，按复合砂体储层构型外部叠置样式可分为孤立型、疏散侧叠型、紧密侧叠型和堆叠型。

研究区NmⅡ油组渐弃型废弃河道主要发育砂泥岩互层，地震振幅能量较弱，地震同相轴表现出下切特征（图 4a）。突弃型废弃河道以泥岩为主，地震相表现出中低振幅、低连续性、高频率的特征，同相轴见明显的下切和分叉，甚至发生错断（图 4b）。废弃河道宽度为80~105 m，厚度为5.0~7.5 m，测井响应特征表现为GR值自下而上逐渐变大，深、浅侧向电阻率无明显幅度差（图 4c，4d）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组废弃河道井-震结合特征 Fig. 4 Characteristics of log-seismic response of abandoned channels of NmⅡ in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield

研究区NmⅡ油组复合砂体的外部叠置样式和内部结构有密切关系，依据单砂体的地震响应识别复合砂体的叠置特征，可分为孤立型、（疏散/紧密）侧叠型和堆叠型等叠置样式^[17]（图 5）：①孤立型可分为同期孤立型和多期孤立型，同期孤立型表现为不同孤立砂体的地震波反射时间基本一致，反射轴的振幅强度和砂体的厚度也较相似，反映了同期多条河道的孤立复合砂体沉积，沉积时期河道规模较小，沉积物供给较少；多期孤立型表现为不同孤立砂体的反射时间和反射轴的振幅强度均存在明显差异，指示不同时期复合砂体孤立分布。②侧叠型按照叠置程度可分为疏散侧叠型和紧密侧叠型，在地震响应剖面中，强振幅同相轴的叠置部分代表了侧叠型复合砂体；疏散侧叠型复合砂体具有振幅减弱、频率提高、同相轴轻微下凹的特征，而紧密侧叠型复合砂体则表现出振幅减弱或出现复波现象^[18]。③堆叠型复合砂体表现出多条低频强波峰和较高频波谷的组合，相对高频的强波峰受低频强波峰影响发生振幅衰减，在地震相应剖面上形成“强波峰+ 弱波峰”的特征。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组复合砂体叠置特征地震解释剖面 Fig. 5 Seismic interpretation sections of composite sand body stacking characteristics of NmⅡ in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield

为了突出研究区曲流河各沉积单元的外部形态特征，弱化单一地震属性的识别效果，运用神经网络算法计算NmⅡ油组各地震属性之间的相关系数。优先考虑对该区砂泥岩相较为敏感的振幅和频率类属性，即对中值滤波、均方根振幅、瞬时频率、瞬时相位、相对波阻抗、“甜点”属性、混沌体属性和主频等8个参数进行相关性分析。其中均方根振幅与瞬时频率、“甜点”属性、混沌体属性的相关系数都大于0.800，因此，选择均方根振幅、瞬时频率和“甜点”属性作为优势属性进行RGB颜色融合，以此突出反映砂体平面展布特征（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组优势地震属性相关性矩阵 Table 1 Correlation matrix of dominant seismic attributes of NmⅡ in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield 相关系数 中值滤波 均方根振幅 瞬时频率 瞬时相位 相对波阻抗 “甜点”属性 混沌体属性 主频 中值滤波 1.000 均方根振幅 0.103 1.000 瞬时频率 0.033 0.824 1.000 瞬时相位 0.004 0.013 0.037 1.000 相对波阻抗 0.247 0.267 0.137 0.514 1.000 “甜点”属性 0.154 0.899 0.678 0.062 0.263 1.000 混沌体属性 0.055 0.833 0.874 0.102 0.106 0.754 1.000 主频 0.008 0.251 0.313 0.044 0.007 0.198 0.293 1.000

下载CSV 表 1 秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组优势地震属性相关性矩阵 Table 1 Correlation matrix of dominant seismic attributes of NmⅡ in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield

均方根振幅是判断砂泥岩最常用的地震属性之一，对砂泥岩的展布范围较为敏感，当地层非均质性较强时，如砂泥岩互层或砂岩中充填油气等流体时，均方根振幅表现为高值。在NmⅡ油组2小层均方根振幅沿层切片中（图 6a），复合砂体均方根振幅高（绿-黄-红色区域），废弃河道泥岩均方根振幅低（蓝色区域）。瞬时频率主要是通过检测振幅吸收异常来追踪岩性或地层变化引起的相关频率吸收特征^[19-20]，与均方根振幅相比，瞬时频率更侧重于砂体间界限的刻画。“甜点”属性是瞬时振幅与瞬时频率平方根的比值，瞬时振幅反映地震波能量的瞬时变化，与地震相位无关。在NmⅡ油组2小层的“甜点”属性和瞬时频率属性沿层切片中，含油气砂岩体表现为较低的瞬时频率和较高的“甜点”属性，而废弃河道泥岩则与之相反，表现为高瞬时频率和低“甜点”属性（图 6b，6c）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组2小层地震响应与复合砂体展布特征 Fig. 6 Seismic response and distribution characteristics of composite sand bodies of NmⅡ-2 in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield

将NmⅡ油组2小层的均方根振幅岩层切片、瞬时频率和“甜点”属性岩层切片进行RGB颜色融合，融合切片不仅体现了复合砂体的展布规律，还可以反映复合砂体垂向规模上的差异。切片中亮色区域（白色、黄绿色和粉色等）指示复合砂体沉积，其中亮黄色代表厚层的点坝主体砂体，蓝紫色代表薄层的点坝尾部或决口扇砂体；暗色指示废弃河道或偏泥质的河漫滩沉积，蓝黑色代表低振幅、低“甜点”属性、高频率的偏泥质溢岸沉积（图 6d）。

将研究区地震响应特征和优势属性的研究结果相结合，雕刻复合砂体储层构型的平面展布特征（图 6e），复合点坝-决口扇砂体叠置样式主要为疏散侧叠型和孤立型，河道整体呈北东—南西向条带状分布，河漫滩沉积和废弃河道作为渗流屏障分割复合砂体，导致NmⅡ油组2小层储层的连通性较差。

新近纪以来，秦皇岛32-6油田所在的石臼坨凸起由裂陷发育阶段演化至裂后凹陷发展阶段，整体沉降，断裂活动减弱，地形逐渐趋于平坦，在渐新世末由持续高隆演化至低幅度披覆构造，研究区沉积物主要来自燕山—辽西物源，物源方向为北—北西方向^[21]。NmⅡ油组3小层和4小层沉积时期，单一河道主要沿近东西向以及北西—南东向2个方向展布，伴随着河流的频繁改道，活动河道和废弃河道呈交织带状分布。中北部发育2条北西—南东向展布的大型单一曲流河道，河谷长度分别为2 700 m和3 700 m，平均河道带宽分别为750 m和680 m，两者的横向距离较近，单一河道带内的复合点坝砂体与决口扇砂体、多期点坝砂体在平面上呈连片分布，垂向上叠置，堆叠型和紧密侧叠型复合砂体广泛发育。南部发育2条近东西向的废弃河道，河谷长度分别为2 100 m和2 350 m，平均河道带宽分别为600 m和700 m，弯曲度均较小，复合点坝砂体长宽比值较大，以紧密侧叠型和疏散侧叠型为主。这一时期复合砂体横向连片程度逐渐扩大，垂向叠置厚度亦逐渐增大，决口扇发育程度和规模呈减小趋势，反映这一时期研究区可容空间逐渐扩大，沉积物供给逐渐增多（图 7a，7b）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组沉积演化 ①单一曲流河道，河谷长度约2 700 m，平均河道带宽约750 m；②单一曲流河道，河谷长度约3 700 m，平均河道带宽约680 m；③废弃河道，河谷长度约2 100 m，平均河道带宽约600 m；④废弃河道，河谷长度约2 350 m，平均河道带宽约700 m。 Fig. 7 Sedimentary evolution of NmⅡ in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield

NmⅡ油组1小层和2小层沉积时期，研究区燕山—辽西物源体系继续提供沉积物，河道带的展布方向具有继承性，主要沿北西—南东向展布，但随着可容空间的持续增大，单一曲流河道由交织条带状演化为单一条带状，复合砂体规模明显变小，决口扇零星分布于河道凸岸，复合砂体叠置样式主要为疏散侧叠型和孤立型，同时储集性能较差的河漫滩沉积和泛滥平原发育规模逐渐增大，成为复合砂体间的渗流屏障，不同期次的复合砂体间多沉积渗透性较差的坝间泥，复合砂体储层非均质性增强（图 7c，7d）。

频谱属性趋势分析技术（INPEFA—integrated prediction error filter analysis）^[22-23]是运用最大熵分析法计算并处理可以反映地层沉积特征的测井曲线，得到误差滤波分析值，最终得到反映沉积旋回变化的INPEFA曲线。INPEFA曲线的趋势代表层序地层的演化过程，INPEFA值向上逐渐增大为一个正趋势，表示地层砂泥比减小的水进过程；INPEFA值向上逐渐减小则为一个负趋势，表示地层砂泥比增大的水退过程。从负趋势到正趋势的拐点为正转折点，反之为负转折点，转折点代表地层层序界面。基于对岩性变化较为敏感的GR曲线，运用INPEFA技术判断频谱曲线的趋势，结合R_t等测井信息，将秦皇岛32-6油田北区NmⅡ油组划分为2个中期上升半旋回和7个短期旋回，除了4小层沉积早期为下降半旋回，其余均为上升半旋回（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段短期基准面旋回对复合砂体构型样式的控制作用模式 Fig. 8 Control model of short-term based-level cycles on composite sand bodies architecture of the lower Minghuazhen Formation of Neogene in northern Qinhuangdao 32-6 oilfield

曲流河基准面旋回对复合砂体沉积与展布的控制作用包括自旋回和异旋回作用^[15]。构造作用是影响可容空间和沉积速率的重要异旋回因素。由于研究区新近世构造活动减弱，构造特征较简单且地形较平缓，在基底断裂作用下，形成了近东西向的“中部高、南北低”的地垒构造，随着盆地持续热沉降，构造沉降速率也不断变化，在NmⅡ油组沉积期基准面整体上升，可容空间不断增大，处于长期基准面旋回的上升半旋回。

中期基准面旋回通过影响可容空间和沉积物供给等因素，进一步控制河流相复合砂体的类型、外部形态和叠置样式^[24]。NmⅡ油组对应着2个中期上升半旋回，反映了在构造沉降速率相对平稳的条件下，可容空间整体为持续增大的特征，而沉积物供给速率频繁改变，导致可容空间与沉积物供给的比值（A/S）随之增减。

短期基准面旋回对单一河道的沉积、迁移以及对决口的控制主要表现为自旋回因素。河道坡度、沉积物类型以及水动力条件等自旋回作用对复合点坝、决口扇等砂体内部结构起着重要的控制作用。NmⅡ油组4小层沉积初期对应的短期旋回为下降半旋回，基准面的下降伴随着河道下切作用的加强，形成下切河道，当基准面升至高于沉积界面，此时A/S＜1，沉积物不断在河道凹岸堆积，且细粒沉积物难以保存，沉积物在河道内部加积形成堆叠型复合砂体，旋回结构表现为仅保存上升半旋回的短期旋回层序，砂体多为块状砂岩沉积且常见底部冲刷构造。下降半旋回多出现在河道凸岸，在强水动力条件下，充足的沉积物供给突破天然堤形成反韵律的决口扇沉积（图 8a，8b）。3小层沉积期对应着基准面上升期，随着水流侧切作用增强，河道不断拓宽，可容空间逐渐增大，在沉积物供给充足的条件下，A/S接近于1，形成了横向分布广的紧密侧叠型或堆叠型复合砂体（图 8c，8d）。2小层沉积时期，沉积物供给减少且研究区处于高可容空间，沉积物供给速率远低于可容空间的增长速率，形成疏散侧叠型复合砂体。1小层沉积时期，可容空间持续增大，沉积物供给量减小，复合砂体的叠置样式主要为小型孤立型（图 8e，8f）。

（1）秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组复合砂体储层构型内部结构按测井相和砂体结构韵律分为（复合）箱形、（复合）钟形、漏斗形、尖峰形和低幅齿形；外部叠置样式在地震响应上分为孤立型、紧密侧叠型、疏散侧叠型和堆叠型。

（2）秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组复合砂体沉积早期（4小层—3小层沉积期）河道呈交织条带状分布，复合点坝与决口扇沉积连片分布，堆叠式和紧密侧叠型复合砂体广泛发育；沉积晚期（2小层—1小层沉积期）河道演化为单一条带状，复合砂体为疏散侧叠型和孤立型，河漫滩和废弃河道成为复合砂体间的渗流屏障，垂向连通性变差。

（3）秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组的长期和中期旋回中，构造活动等异旋回因素通过调整可容空间和沉积物供给，影响河流相复合砂体外部形态和叠置样式；短期旋回主要通过沉积物类型和水动力等自旋回因素对复合砂体内部结构起着重要控制作用。