东营三角洲发育规律及其岩性油气藏勘探技术
东营三角洲及其相关的浊积砂体是东营凹陷沙三段最重要的储集岩。以地震地层学和层序地层学理论为指导，通过建立高分辨率等时地层格架，将沙三段中段三角洲发育过程划分为6个阶段，分析了各阶段三角洲前缘浊积砂体的沉积特征、推进范围和分布规律，指出浊积砂体的富集和聚集主要受高压流体封闭盒、砂体埋深、断层作用和砂层厚度等因素控制。在此基础上，总结了浊积岩岩性油藏勘探技术，并在实际应用中取得了显著效果。
东营三角洲浊积砂体岩性油气藏勘探技术
一.导言
东营三角洲砂体已发现油气地质储量近10×108t，占整个东营凹陷的75%。随着岩性油藏勘探技术的应用，东营三角洲前缘浊积岩岩性油藏已成为东辛、牛庄、现河庄、家好、石南、胜坨油田增储上产的主要勘探目标，年新增石油地质储量超过1，000×1，04t。因此，研究东营三角洲的发育规律，总结和完善其岩性油气藏勘探技术，对于正确认识岩性，预测岩性油气藏的分布具有重要意义。
二、三角洲发展的规律
在陆相沉积湖盆中，三角洲沉积物通常位于湖盆与陆地的过渡带，其形成条件是湖盆的沉降和河流注入的大量碎屑沉积物。此外，它的发育还受到气候、湖平面变化、河口水流特征、湖盆边缘坡度等多种因素的影响。由于湖泊的水动力能量远小于海洋，湖泊三角洲一般以河流作用为主，大多形成构造三角洲，平面上呈鸟足状或锯齿状，如东营三角洲、鄱阳湖赣江三角洲、青海湖布哈三角洲等。
东营三角洲的地震反射特征和沉积组合具有明显的三层结构，可分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲三种亚相类型。在三角洲形成过程中，受构造运动的强度、湖泊水位的波动、古地形和沉积时物源供给方向的控制，三角洲的沉积规模和特征是不断变化的。因此，等时地层单元的划分是寻找浊积砂体有利发育区和准确预测储层的关键。
1.三角洲主要沉积时期的划分
东营三角洲主要发育在沙三段-沙二段。其中沙三段特征明显，沙二段分布有限。本文主要研究沙河街组三段三角洲。
对于沙三段三角洲的三个主要发育阶段(分别对应沙三下亚段、沙三中亚段和沙三上亚段)，每个沉积旋回在地震剖面上对应一个等时地震反射序列，即沙三上亚段顶部对应T3反射层， 沙河街组中段小层顶部对应T4反射层，沙河街组下段顶部对应T6标准反射层，沙河街组下段底部对应下T6反射层(图65)
图1历史128 ——来34井三维地震剖面。
在T4到T6之间，根据三维地震剖面上顶超、底超和反射界面强度特征的变化，可以解释出5个连续性较好的同相轴。结合岩性、测井等资料分析，这些事件均对应各三角洲前三角洲环境下的泥岩沉积，横向可比性强，可作为三角洲期划分的等时界面。据此，将沙河街组三段中段的三角洲划分为6个等时地层单元，代表了三角洲发育的6个阶段。同样，沙河街组下段三角洲可分为两期，沙河街组上段三角洲可分为三期。* *将沙河街组三角洲划分为11个等时地层单位，即11个发育时期。
2.浊积砂体的三角洲发育演化及分布规律。
1)沙河街组三段下亚段
沙河街组三段下亚段沉积时期，东营凹陷构造运动相对稳定，气候由干热向湿润转变。而凹陷周边物源供给较少，泥岩夹油页岩主要发育在深湖-半深湖中，仅在凹陷东端的莱州湾地区发育有小型三角洲体系。这一时期，在来20井附近的东西向地震剖面上可以看到明显的楔形反射构造，即向盆地中心收敛，同相轴减小的缓慢楔形构造。根据地震反射特征，三角洲可分为两个小周期，夹在两套油页岩之间。
根据测井资料分析，该时期三角洲具有明显的海侵特征。平面上，三角洲前缘砂体在来59井和牛81井之间尖灭，沉积物粒度自东向西逐渐变小。垂向上，自下而上粒度变细，岩石颜色变深，构成正旋回层序，表明是粗粒三角洲至河口的分流河道沉积，顶部为粉砂质砂岩和灰色泥岩薄互层，顶部为湖相泥岩和油页岩，构成正层序三角洲沉积。
在三角洲的发展过程中，莱州湾水系分为南支和北支，南支的能量明显大于北支。由于稳定的构造运动、相对平坦的古地形和海侵沉积，三角洲前缘滑塌浊积砂体不发育。而盆地东南部水道入湖形成的深水浊积扇已延伸至凹陷区，自东向西发现东科1、牛21等富油深水浊积扇。
2)沙河街组三段中亚段
沙河街组三段中段沉积时期，地层厚度明显增厚，反映了强烈的构造运动和盆地沉降速率的增加。在凹陷东部沙三下段地层厚度最大的莱州湾，由于构造抬升和三角洲充填，沙三中段地层厚度明显减薄，盆地沉降中心西移至牛庄、民丰等地。在这一沉积时期，由于盆地周围山脉的隆升，碎屑物源丰富，河流注入频繁，特别是沿凹陷轴线(莱州湾水系)和东南方向(八面河和陈官庄水系)的物源供应充足，三角洲发育达到高峰，三角洲前缘向西推进至利津凹陷东斜坡。从地震反射特征分析，沙河街组三段中段底部(T6)是一个稳定的反射界面，在T6和T4之间，可以划分出五个相对清晰的等时线。在相邻的等时面之间，既有典型的前向积反射结构，也有楔形的会聚反射结构。其中前积反射层前积陡(顶部近10)，三角洲三层结构明显，即有底前积、前积和顶前积，三角洲前缘和前缘斜坡对应“S”型和切线斜型，“S”型对应斜复合前积反射；叠前顶部之上是具有可变振幅的近平行波地震相，其对应于三角洲平原亚相的响应。炭质泥岩的出现是岩性上各三角洲结束的标志。
大量钻井资料对比表明，沙河街组三段中段三角洲在纵向上具有许多典型的三角洲反旋回构造，平面上三角洲平原亚相、前缘亚相和前缘斜坡亚相发育良好，特别是前缘砂体在三角洲平原周围呈环状叠置分布，是典型的河控三角洲沉积。这样，根据地震剖面上划分的六个等时平面和钻井资料对比，沙河街组中段三角洲的发育过程自东向西可分为六个小阶段，从早到晚依次称为中6、中5、中4、中3、中2和中1的三角洲体(图2)。每个时期三角洲前缘的推进幅度、沉积特征和前滑塌浊积砂体的分布是不同的。
图2石128-来34井沙三中段三角洲发育剖面图。
(1)沙三段中部亚段中部-6三角洲体。
沙三中6沉积时期，东营三角洲的物源主要来自凹陷东部的莱州湾水系。
在此沉积时期，随着盆地周边断裂活动的加强和盆地沉降速率的增加，湖盆水域面积不断扩大，三角洲沉积过程仍以海侵为特征。在地震剖面上，前积反射的顶点东移，向西是深湖-半深湖背景下泥岩和油页岩形成的稳定的席状地震相。因此，该时期三角洲虽大，但其前缘斜坡浊积砂体不发育，钻井揭示厚度一般为1 ~ 2m，且多为钙质胶结，储层物性差，勘探意义不大。
这一时期广泛发育的低位扇夹在最有利的烃源岩之间，具有优越的成藏条件。沙河街组三段中段沉积早期，除盆地周边断裂活动强烈外，陈官庄-王家岗断裂带活动明显加强。该断层是发育在盆地斜坡带上的一条逆调整断裂带。它不仅是从凹陷带到斜坡带的边界断层，更重要的是形成了盆地缓坡的构造坡折带，控制了沙河街组三段中段低水位期的湖盆。
(2)沙河街组三段中段的中五三角洲体。
沙三中坞沉积时期，湖盆水域不断扩大，三角洲前缘向牛庄凹陷中心推进。该时期三角洲的地震反射特征表现为前堆积层顶部超反射点向东退缩，向西尖灭，整个三角洲为向东增厚的楔形反射，水侵特征明显。结合钻井资料分析，该时期三角洲前缘滑塌浊积砂体不发育。
(3)沙三段中段的中四段三角洲体。
在这一沉积时期，湖盆水体范围缩小，沿坳陷轴线的水流能量增大，物源供给充足，形成西北、西、西南三个方向的分支水道，三角洲前缘推进至新122-王65-王78井一线，分布范围明显扩大(图3)。该时期三角洲地震反射特征明显，具有典型的叠瓦状前积反射特征，前积顶部超反射点向西推进，反映了快速推进的沉积特征。
图3东营凹陷中部带沙三中亚段中部4个三角洲的分布范围。
由于这一时期三角洲的快速推进和前缘砂体的发育，形成了陡峭的前缘斜坡(坡度可达10左右)，在围绕三角洲平原相呈环状分布的多个前缘砂体的前方形成了大量的滑塌浊积砂体。这些砂体在平面上纵向叠置、大面积分布，是牛庄等地区重要的油砂体类型。
此外，由于湖面的后退，在三角洲大规模发育的同时，东南水道伸入盆地，在三角洲推进时水能达不到的地区形成深水浊积扇沉积。与同期形成的滑塌浊积岩相比，该类砂体数量少，但单砂体分布面积和厚度大，储层物性好，也具有较大的勘探价值。
(4)沙三段中三段三角洲体。
沙河街组三段沉积时期，东营湖盆地水域面积再次扩大，导致盆地周边物源供给减少，三角洲推进缓慢，其前缘砂体仅推进到新10-河123-牛23井一线。在地震反射特征上，与中-5三角洲体一样，以水侵为特征。三角洲前堆积层顶部超反射向西指向，向东退缩，呈纺锤形夹在中四和中二之间，三角洲前滑塌浊积砂体不发育。
(5)沙三段中部的中二段三角洲体。
前三角洲充填后，该沉积时期湖盆水域面积明显缩小，三角洲平原相推进至牛庄凹陷。这一时期，除东部莱州湾水系发育外，盆地东南部的陈家庄水系也向利津凹陷推进，在牛庄凹陷的牛25-牛10井区交汇，三角洲发育达到高峰，其前缘砂体推进至英8-河145-河48-牛103-牛8井。
在这一时期，三角洲以前积地震反射为特征，前积的顶点向西推进，前积呈叠瓦状。钻井资料显示，三角洲前缘发育滑塌浊积砂体，是石南等地区重要的油砂体。牛庄凹陷西部新钻的石128井在沙三中2段钻遇一套大型滑塌浊积油层，证实了三角洲前缘发育的滑塌浊积砂体呈带状分布。
(6)沙河街组三段中段1三角洲
沙河街组三段1沉积时期，东部和东南部水系继续向西推进，三角洲前缘推进至利津凹陷东斜坡。这一时期三角洲前积的反射特征不明显，中北部沉积物粒度明显粗化，表现出低水扇混合的沉积特征。
三角洲沉积后，梁家楼水下扇由南向北推进，从石南地区南部的梁64井到北部东集凹陷的青1井，分布面积超过120km2。该时期白云岩的形成是高水位体系域晚期发展阶段的产物，标志着沙河街组三段中段三角洲沉积时期的结束。
3)沙河街组3上亚段
随着盆地沉积中心的西移，沙河街组三段中段的三角洲也随之西移。到沙河街组三段上段沉积时期，盆地的沉积中心转移到利津-梁家楼地区。在此沉积时期，随着湖盆水的进一步后退，盆地东部以河流三角洲平原相沉积为主。同时，由于南北两侧物源供给的增加，三角洲前缘相最为发育，前缘砂体推进至东集-利津凹陷。根据地震反射特征，沙河街组三段上亚段三角洲的发育过程可分为三个小阶段，总体上表现出清晰的前积反射结构。根据钻探，该沉积时期滑塌浊积砂体数量较少。
三、与三角洲有关的岩性油气藏勘探技术
在三角洲推进过程中，由于受构造运动、湖泊水位波动和地震活动的影响，各个时期在三角洲前缘都不同程度地发育了与三角洲有关的滑塌浊积砂体。这些砂体大小不一，被大套泥岩所包围，是东营凹陷中部最重要的油砂体类型之一。但这种砂体埋藏深(一般在3000m以下)，分布随机，多以砂泥岩互层形式出现，给砂体预测和储层描述带来困难。因此，在当前市场经济条件下，建立和完善一套浊积岩油藏勘探技术，对提高钻井成功率、节约钻井投资具有重要意义。
岩性油气藏勘探技术包括地质和地球物理方法预测油气藏技术和油气聚集条件分析技术。目前其核心技术是储层预测技术，包括勘探目的层的确定、有利砂体发育区的预测、储层的精确标定和追踪等。在研究和应用过程中，应遵循以下程序。
1.通过综合地质研究确定勘探目标区
(1)浊积岩发育带的确定
以等时地层单元为研究对象，通过沉积亚相和微相的研究，确定了各三角洲的发育规律，特别是准确描述了三角洲前缘亚相和前三角洲亚相的分布区域。三角洲前缘最大推进方向对应的前三角洲地区是浊积岩最有利的发育区。
(2)确定浊积岩发育区
在小层段精确对比的基础上，编制小层段等厚图，利用地层厚度法，根据沉积时确定的深浅水层分布，判断浊积岩发育区。当浅水区地层厚度较大时，说明是三角洲沉积的主要方向，浊积岩的有利发育区在其前方。当地层厚度较大时，浊积岩发育区位于深水区。深水区地层明显增厚，为发育浊积岩，是后期成岩作用与周围泥岩发育区差异压实形成的。
2.地球物理方法用于预测砂体的空间分布。
地球物理方法是石油勘探中最有效的直接预测方法。目前预测方法很多，但都有局限性，必须根据不同的地质条件采取相应的预测方法。根据钻井资料分析，在东营凹陷沙三段浊积岩发育区，泥岩主要混有浊积岩，其中泥岩的速度一般为2900～3300m/s，砂岩的速度一般为3400～4000m/s..多年的勘探实践证明，利用速度信息研究和预测砂体是可行和有效的。该方法包括地震剖面极性分析技术、层位标定技术和测井约束反演技术。
1)地震剖面极性分析技术
图4石110—1井合成记录反演速度与综合速度对比图。
在构造油气藏勘探阶段，人们首先迫切解决的问题是构造形态和断点位置等。无论剖面极性如何，构造高点的偏移只是峰谷之间的半相位偏移，对油气藏的勘探开发没有太大影响，解释人员无需研究地震剖面上峰谷所代表的地质意义。近年来，特别是胜利油田，已进入大规模隐蔽岩性油气藏勘探阶段。为了识别和描述砂体，有必要清楚地了解地震剖面中每个反射界面所包含的不同地层含义。以牛庄地区为例，根据目前的地震记录(25 ~ 30 Hz)，一个反射界面在3000 m (2.4s)深度的相邻峰谷时差为15 ~ 20 ms，深度误差可达25 ~ 35 m..如此大的垂直标定误差以及由此导致的储层横向解释结果的差异对于油藏勘探和开发来说是不可接受的。由于地震资料处理过程漫长而复杂，其极性往往不确定，影响了岩性地层解释的准确性。因此，首先要搞清楚地震剖面的极性。
(1)使用合成记录确定极性
笙笙地震记录的极性是已知的，所以根据笙笙地震记录与地震剖面的匹配关系来确定极性。步骤如下:首先，认真做好合成地震记录(要求工区内所有井)；其次，将每口井与地震剖面进行对比，将每口井的分析结果分为三类:正极性对比好、负极性对比好、正负极性好与否。第三，列表统计，剔除不确定的无效井，根据有效井占多数确定剖面极性。
(2)合成地震记录的逆平均速度法。
将合成地震记录与剖面匹配后，可以分别读出多个时间和深度数据对，与本区平均速度拟合，确定与剖面相关性好的合成记录的极性，这就是剖面极性(图4)。
(3)模型判别法
在正剖面上，透镜状砂岩体顶部以单轨凸反射为特征；在负极性剖面上，砂岩底部表现为一个单道凹反射(图5)。
(4)利用VSP测井速度数据确定极性。
获取准确的VSP速度数据，完成炮孔深度、低速带、补心等各种校正。在反射系数界面的极性确定后，从响应测井和录井数据中读取的已知井的典型反射界面深度可以通过VSPLOG中地震剖面对应界面的反射波形来确定。如果正反射系数界面对应峰值，则为正极性剖面；否则，它是负极性曲线。
2)利用测井约束反演技术预测和描述砂体。
图5模型法地震剖面极性图的判别
在常规的地震资料砂体追踪工作中，一是由于地震分辨率的限制和砂泥岩薄互层的组合，在标定和追踪时只能以砂组为单位，而不能追踪单个砂体；二是由于追踪到的同相轴是砂组的反映，砂组中某一砂层的消失或出现，都可能引起同相轴的畸变和能量变化，使确定的砂体边界出现误差甚至错误；再次，由于薄互层的层间干扰，砂组中纯砂岩的厚度和振幅并不是严格的线性关系，因此在计算砂体厚度时存在一定的误差。
测井约束地震反演技术突破了地震频带的限制，用高频信息丰富、低频成分完整的测井资料补充地震有限的带宽。以已知的地震信息和测井数据为约束，计算出高分辨率的地层波阻抗数据，并结合多学科知识，为储层深度、厚度和物性的详细描述提供了可靠的依据。
近年来，测井约束反演技术在油田勘探开发中得到了广泛应用，特别是在浊积岩岩性体的预测描述和储量报告方面，取得了显著的效果。然而，由于东营凹陷中部带沙河街组三段浊积岩均处于半深湖-深湖沉积环境，且泥岩普遍为钙质，在常规三维地震剖面上难以识别砂岩与钙质泥岩之间的相变点，甚至合并成一条强-中-强振幅的连续同相轴，简单的测井约束反演难以解决这一问题。
3.油气成藏条件研究及砂体优化。
多年的勘探实践证明，并不是所有夹在暗色泥岩中的砂体都含油。需要研究成藏特征和富集高产的控制因素，对描述的砂体进行选择性钻探。
1)油气成藏特征
目前，评价岩性油气藏的形成已有成熟的方法，尤其是流体压力封闭箱理论提出以后。许多学者对东营凹陷进行了研究，认为东营凹陷的高压流体封存箱按构造单元可分为若干个小封存箱，每个小封存箱的顶部封存层有波动，明显与东营三角洲的发育有关。三角洲前缘相砂岩下约50 ~ 100 m厚的前三角洲泥岩为密封盒。通过三角洲发育阶段的划分和对比，高压流体储箱的封闭层深度约为2900 ~ 2950 m，应选择该深度以下的砂体进行预测和描述。
2)油气藏富集和高产的控制因素
研究成果和勘探实践表明，沙三段岩性油藏的富集和高产与砂体埋深、断层和砂层厚度密切相关。
(1)断层对油气富集和高产的控制
断层从三个方面控制油气聚集、富集和高产:一是同生沉积断层控制储层的发育和分布，从而控制油气的分布和富集，如位于梁65438下降趋势的历史深度为1100的井区和位于郝2断层下降趋势的历史深度为115的井区，不仅砂体最发育，特别是石115井，石115-1、石115-2井日产油量在150t以上；其次，断层可以改善低渗透储层的物性，尤其是渗透率，表现为同一沉积相带内断层发育部位物性好，产能高；第三，断层可以形成良好的构造-岩性圈闭或构造圈闭，导致油气的富集和高产。如郝2断层上盘的盒4鼻状构造带，从东营组到沙河街组均有高产层。
(2)砂层厚度是油气富集和高产的基础。
砂岩的存在决定油气富集，砂层厚度在一定程度上决定油气产能。该区的勘探、开发和生产实践表明，不同沉积微相或同一微相带内的砂层厚度控制着油气产量，即随着砂层厚度的增加，油气产量也增加。即使在单一岩性油藏中，砂层厚度也对油井产能起着重要的控制作用，即砂层厚度大的部分就是油气高产区。这是探井部署的另一个重要原则。
(3)砂体含油边界的确定
目前预测含油边界的地球物理方法很多，但实践证明没有一种方法适合于预测埋深小于3000m m的砂岩储层的含油边界，根据地质统计分析，沙河街组三段浊积砂体的充填系数一般在60% ~ 80%左右，可以作为探井的重要部署原则。
四。结论
东营凹陷沙三段高分辨率等时地层格架的建立应以地震资料为基础，结合测井、录井资料。据此，沙河街组中段三角洲的发育过程可划分为六个等时地层单元。
浊积砂体的发育和分布与三角洲的推进密切相关，与三角洲最大主推进方向相对应的低洼古地形和同生沉积断层下降盘是浊积砂体发育和分布的有利区域。
浊积岩岩性油藏的储层预测应以综合地质研究为基础，通过地震剖面极性的确定、储层识别与标定、测井约束反演等逐步实施。对于不同类型的砂体，应采用相应的解释和描述方法。
浊积砂体的聚集和富集主要受高压流体封存箱上盖层的分布、砂体埋深、断层和砂层厚度的影响，这些都是探井部署必须遵循的重要原则。
在地质科学研究院副院长张善文、总地质师宋、小和东昌高级工程师王、王宁、邱桂强等的帮助下，张善文副院长对全稿进行了审阅，东营南坡组和北带组全体人员参与了研究工作。在此表示衷心的感谢。
主要参考文献
郑和荣，王宁等。层序地层学在东营凹陷隐蔽油气藏勘探开发中的应用。北京:石油工业出版社，1997，87 ~ 93。
赵，张善文，等。胜利油田沉积储层与油气。北京:石油工业出版社，1999。
[3]C.E .佩顿，牛玉泉、徐怀达等译。地震地层学(石油和天然气勘探中的应用)。北京:石油工业出版社，1980，70 ~ 83。
季友良，张诗琪。大陆裂谷盆地的层序地层学。北京:石油工业出版社，1996，6 ~ 11。
胜利油田石油地质课题组。中国石油地质(第6卷)。胜利油田。北京:石油工业出版社，1993，32 ~ 47。