馮旭東， 林春明， 張　霞， 張　東， 劉　威， 于　進(jìn)， 鄧程文

(1.內(nèi)生金屬礦床成礦機(jī)制研究國家重點實驗室，江蘇南京210046； 2.南京大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，江蘇南京210046； 3.大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠，黑龍江大慶163511)

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GPTMap軟件在大慶杏樹崗油田杏三區(qū)東部葡Ⅰ1—3小層沉積微相研究中的應(yīng)用

馮旭東1,2， 林春明1,2， 張霞1,2， 張東3， 劉威3， 于進(jìn)1,2， 鄧程文1,2

(1.內(nèi)生金屬礦床成礦機(jī)制研究國家重點實驗室，江蘇南京210046； 2.南京大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，江蘇南京210046； 3.大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠，黑龍江大慶163511)

油田開發(fā)中后期剩余油分布異常復(fù)雜，GPTMap軟件幫助構(gòu)建一體化數(shù)據(jù)庫，在識別沉積微相類型、錄入沉積微相代碼、繪制平面圖層等工作基礎(chǔ)上，以松遼盆地大慶杏樹崗油田杏三區(qū)東部白堊系姚家組一段葡萄花Ⅰ組油層1—3小層 (葡Ⅰ1—3小層)為例，進(jìn)行了沉積微相類型、特征、組合模式和不同地質(zhì)時期沉積微相平面展布特征的精細(xì)研究。結(jié)果表明，葡Ⅰ1—3小層為淺水湖泊三角洲沉積，主要發(fā)育三角洲分流平原和三角洲內(nèi)前緣2種沉積亞相，含11種沉積微相類型；建立了測井微相模式，總結(jié)了7種沉積微相組合模式，繪制了平面底圖、砂厚等值線圖、沉積微相平面圖等基礎(chǔ)圖件，豐富了地質(zhì)數(shù)據(jù)庫，提高了工作效率，對油田進(jìn)一步開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

GPTMap軟件；沉積微相；葡Ⅰ1—3小層；杏樹崗油田；松遼盆地；黑龍江大慶

0　引　言

松遼盆地大慶杏樹崗油田主力油層均已進(jìn)入高含水期，剩余油挖潛難度大，分布異常復(fù)雜，而沉積微相是控制剩余油分布的主要地質(zhì)因素之一 (李興國, 1994; 韓大匡, 1995; 俞啟泰, 1997; 徐安娜等, 1998; 魏紀(jì)德等, 2001; 劉寶珺等, 2004; 郭平等, 2004; 劉宗堡等, 2013)。杏三區(qū)東部早期將白堊系姚家組一段葡萄花Ⅰ組油層1—3小層 (葡Ⅰ1—3小層) 沉積微相劃分為河道砂、表內(nèi)砂巖、表外砂巖和尖滅區(qū)4種類型 (張東等, 2002)，這種劃分和描述已不能滿足精細(xì)沉積微相識別、剩余油分布探索和后期開發(fā)方案調(diào)整的需要。因取芯井?dāng)?shù)量有限，測井資料仍是開發(fā)中后期沉積微相分析的主要依據(jù)。密井網(wǎng)沉積微相研究具有特殊性，主要表現(xiàn)為測井資料信息量大、識別精度要求高。傳統(tǒng)方法是人工識別出沉積微相類型并標(biāo)注到平面圖上，再依據(jù)沉積微相模式進(jìn)一步確定各沉積微相的邊界，工作量大且不利于動態(tài)開發(fā)中的信息數(shù)字化。應(yīng)用GPTMap軟件，針對測井資料構(gòu)建一體化數(shù)據(jù)庫，在識別單井沉積微相類型、錄入沉積微相代碼、繪制沉積微相平面圖等工作基礎(chǔ)上，高效完成大慶杏樹崗油田杏三區(qū)東部2 200余口井葡Ⅰ1—3小層沉積微相識別及平面圖編制工作，為后續(xù)研究剩余油分布提供地質(zhì)依據(jù)。

1　GPTMap軟件

GPTMap軟件(加拿大 GPT公司)是基于微軟Windows操作系統(tǒng)研發(fā)的一套地質(zhì)繪圖軟件，它提供了先進(jìn)高效的油藏二維和三維研究技術(shù)和工具，實現(xiàn)了沉積微相的精細(xì)研究。軟件主要繪制的圖件包括井位圖、剖面圖、等值線圖、沉積相平面圖、構(gòu)造圖、柱狀圖等內(nèi)容，具有數(shù)據(jù)提取、底圖生成、沉積相帶勾繪、相帶顏色充填、圖形疊合顯示、矢量符號填充、圖層管理、圖形編輯、數(shù)據(jù)導(dǎo)入導(dǎo)出等功能。軟件的核心是數(shù)據(jù)成圖，實現(xiàn)數(shù)據(jù)就是圖形、圖形就是數(shù)據(jù)的繪圖理念，解決了圖形的重復(fù)利用問題，改變了傳統(tǒng)繪圖的工作模式，提高了工作效率。該軟件適用于油田開發(fā)中后期階段的研究對象，是目前眾多油藏描述軟件中易于學(xué)習(xí)掌握、功能較為齊全、適用性較強(qiáng)、全中文界面的一款軟件，已被國內(nèi)大慶油田、勝利油田、長慶油田、大港油田、江蘇油田等多個油田公司及石油院校廣泛使用。

2　區(qū)域地質(zhì)背景

圖1　松遼盆地北部晚白堊紀(jì)地層綜合柱狀圖及杏樹崗油田A7井葡Ⅰ1—3小層7個沉積時間單元劃分(綜合柱狀圖據(jù)單敬福等, 2011修改)Fig.1　Stratigraphic column of the Late Cretaceous in northern Songliao Basin and seven sedimentary time units of PuⅠ1-3 sublayers of Well A7 in Xingshugang Oilfield(modified from Shan et al., 2011)

3　GPTMap軟件應(yīng)用

3.1工區(qū)及數(shù)據(jù)庫建立

GPTMap軟件支持6種數(shù)據(jù)庫類型，包括Excel、FoxPro、Access、Oracle、SQL Server和文本文件。按大慶油田及杏三區(qū)東部的Excel數(shù)據(jù)格式要求定義數(shù)據(jù)表、分層體系，創(chuàng)建工區(qū)；加載工區(qū)2 200余口井的井號、井位、井斜、夾層、分層界限數(shù)據(jù)、分層數(shù)據(jù)、測井曲線等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，建立數(shù)據(jù)庫；根據(jù)后續(xù)加密井資料豐富沉積微相類型、含水飽和度、含油飽和度等數(shù)據(jù)，進(jìn)一步完善數(shù)據(jù)庫；實現(xiàn)圖形數(shù)據(jù)化、數(shù)據(jù)共享化，為地層劃分與對比、沉積微相分析、剩余油分布預(yù)測等奠定基礎(chǔ)。

3.2沉積微相識別及代碼錄入

從取芯井單井綜合劃相入手，在對不同時期、不同類型測井曲線進(jìn)行校正處理的基礎(chǔ)上，選取自然電位SP、微電極系(包括微電位RMN和微梯度RMG)、2.5 m電阻率等測井曲線系列進(jìn)行巖電分析，提取各曲線的形態(tài)、幅度、頂?shù)捉佑|關(guān)系等要素，并結(jié)合鉆遇率、砂體厚度等參數(shù)建立與沉積微相對應(yīng)的測井微相模式 (表1)。

在11種測井微相模式建立的基礎(chǔ)上，沿垂直于水流流向的方向逐單元進(jìn)行聯(lián)井相識別。GPTMap軟件中提供的聯(lián)井剖面圖包括砂體連通圖、地層對比圖、油藏剖面圖和水淹剖面圖等類型。采用砂體連通圖進(jìn)行剖面沉積微相的識別及數(shù)據(jù)庫的建立，這樣既可以向數(shù)據(jù)庫錄入沉積微相類型代碼，也可顯示不同砂體厚度變化、層位關(guān)系及不同河道之間的聯(lián)通性。但局限性在于它僅針對沉積微相中有效砂體厚度>0的部分，對于以泥質(zhì)沉積為主的沉積微相則暫時無法錄入相應(yīng)代碼，需在后續(xù)沉積微相平面圖的繪制過程中進(jìn)一步完善。

根據(jù)工區(qū)制圖規(guī)范，設(shè)置沉積微相對應(yīng)的數(shù)據(jù)庫代碼符號和顏色，并進(jìn)行符號庫更新操作。在圖形管理器中，擬定杏三區(qū)東部29條剖面線，頂端拉平后創(chuàng)建葡Ⅰ1—3小層砂體連通圖。在界面右下方“砂體設(shè)置”一欄中選擇充填類型為沉積相模式，依據(jù)測井微相模式逐單元判斷沉積微相類型。選定所識別砂體，右擊鼠標(biāo)顯示單井?dāng)?shù)據(jù)，錄入砂體所對應(yīng)的3級分層數(shù)據(jù)下的沉積微相代碼，根據(jù)3級分層數(shù)據(jù)自動計算3級分層界限數(shù)據(jù)。

全工區(qū)沉積微相數(shù)據(jù)庫的建立將有效減少后續(xù)沉積微相平面圖繪制過程中的工作量，可將逐單元剖面沉積微相識別結(jié)果直接呈現(xiàn)在平面圖上，代替?zhèn)鹘y(tǒng)手工標(biāo)注，實現(xiàn)剖面-平面數(shù)據(jù)關(guān)聯(lián)。

3.3沉積微相平面成圖

3.3.1平面底圖創(chuàng)建平面底圖應(yīng)包括工區(qū)井位、井名、井排、斷層、邊界等基本地質(zhì)信息，是為進(jìn)一步繪制各種平面等值線圖、沉積相圖而準(zhǔn)備的基礎(chǔ)性圖件。建議在繪制平面底圖過程中將小層剖面測井曲線和3級分層界限對應(yīng)的沉積微相類型代碼顯示出來 (圖2a)，用以后續(xù)判斷平面沉積微相的邊界位置。

在GPTMap軟件中，單擊視圖窗口上方工具欄上的“生成底圖”按鈕，進(jìn)行井位、井名、井排等的載入和設(shè)置。選中井排剖面及層段剖面選項，在右側(cè)彈出的對話框中，確定小層剖面模板，設(shè)置縱向比例1∶15 000，整體縮放比例系數(shù)為0.5，縱向?qū)R方式為靠近井排基線，橫向?qū)R方式為靠近井位。勾選“其他”選項，選擇程序選項下拉菜單中的“微相類型顯示”欄，存放顯示內(nèi)容到相應(yīng)圖層，并清除原圖層內(nèi)容。

表1　杏樹崗油田杏三區(qū)東部白堊系淺水湖泊三角洲11種測井微相模式

微相類型顯示是一個比較簡單實用的小程序，可將剖面沉積微相識別后的類型代碼呈現(xiàn)在平面底圖中，并可以通過自行編程來實現(xiàn)這一功能，具體操作方法是：在菜單欄工具選項下的“程序接口”中進(jìn)行程序設(shè)計，生成文本節(jié)點，給定節(jié)點名相類型；單擊“數(shù)據(jù)引用”圖標(biāo)，選擇井位數(shù)據(jù)，將X：NULL分支修改為“井位數(shù)據(jù)·橫坐標(biāo)”；將Y：NULL分支修改為“井位數(shù)據(jù)·縱坐標(biāo)-10”；選擇單元界限數(shù)據(jù)，將文本：NULL分支修改為“單元界限數(shù)據(jù)·沉積相”。創(chuàng)建的底圖如圖2a所示。3.3.2砂厚等值線圖創(chuàng)建與軟件CorelDRAW、Photoshop等一樣，GPTMap也重視圖層的概念，可以分層繪制，便于后期修改和圖層導(dǎo)出。平面底圖創(chuàng)建之后，建立砂巖厚度等值線圖圖層 (圖2b)。單擊視圖窗口上方“工具”欄生成等值線圖按鈕，在彈出的對話框中，選擇表名項為“三級分層界限數(shù)據(jù)”，設(shè)置屬性項為總純有效測厚，調(diào)整層號項為相應(yīng)沉積時間單元。在新彈出的對話框中，設(shè)置控制圖層為邊界，網(wǎng)格步長為50；選擇插值算法為隨機(jī)差值法，平滑次數(shù)3次。進(jìn)入等值線間距及色標(biāo)設(shè)定界面，設(shè)置等值線起始值為0，最大值為取整后的最大砂巖厚度，間隔值根據(jù)工區(qū)常用規(guī)范設(shè)定為0.2 (圖2b)。色標(biāo)模板一般設(shè)置為藍(lán)-綠-黃-紅，色調(diào)由冷至暖，代表厚度逐漸增大。在圖層屬性窗口的“等值線”一欄中，將屬性名、控點均設(shè)為“不顯示”，即生成砂厚等值線圖 (圖2b)。同理，還可創(chuàng)建層厚等值線圖、砂巖質(zhì)量分?jǐn)?shù)等值線圖、泥巖厚度等值線圖、孔隙度分布圖、剩余油飽和度等值線圖等單因素等值線圖層。

圖2　沉積微相平面圖繪制過程中的基礎(chǔ)圖層(a) 平面底圖；(b) 砂厚等值線圖；(c) 沉積微相平面圖1-油井；2-水井；3-井名；4-沉積微相代碼；5-自然電位曲線；6-2.5 m電阻率曲線；7-水上分流河道；8-廢棄河道；9-水上決口沉積；10-溢岸薄層砂；11-水上分流間灣Fig.2　Base maps in drawing the plane distribution of sedimentary microfacies(a) plane base map; (b) contours of sand thickness; (c) sedimentary microfacies plane map

3.3.3平面沉積微相刻畫在創(chuàng)建平面底圖、等值線圖等圖層的基礎(chǔ)上，單擊視圖窗口上方工具欄上的“生成沉積相圖”按鈕，軟件可根據(jù)每口井相應(yīng)單元的3級分層界限數(shù)據(jù)自動勾畫平面沉積微相，繪制出的沉積微相平面圖比較機(jī)械,相帶邊界不符合沉積微相組合關(guān)系，因此必須進(jìn)行手工繪制及修改。根據(jù)平面底圖中的小層剖面測井曲線信息、沉積微相類型代碼和砂體厚度趨勢，編輯平面沉積微相相帶線及相帶區(qū)域 (圖2c)。在刻畫平面沉積微相時，應(yīng)注意以下原則。

(1) 研究區(qū)物源方向為北、北北西向，與大慶長垣地區(qū)白堊紀(jì)葡萄花油層沉積時期整體物源方向具有一致性和繼承性，砂質(zhì)條帶順物源方向自地勢高處向低處展布。

(2) 三角洲分流平原與內(nèi)前緣之區(qū)分，除巖性、構(gòu)造、古生物學(xué)以及分析測試結(jié)果的判斷標(biāo)志之外，在地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)上也可大致以分流河道砂體鉆遇率40%為界，前者砂體鉆遇率一般大于40%，后者則相反(表1)。

(3) 沉積微相邊界的確定是沉積微相平面圖刻畫的關(guān)鍵，原則上定在不同微相類型井距的1/2處，但可根據(jù)砂巖厚度等值線的趨勢做相應(yīng)調(diào)整，但決口沉積不能出現(xiàn)逆流現(xiàn)象。

(4) 測井曲線判相具有一定的多解性，應(yīng)綜合其他相關(guān)因素，組合平面沉積微相，進(jìn)一步識別各個井點微相類型。根據(jù)沉積模式及相序定律，確保沉積成因合理性，分析測井曲線形態(tài)和沉積作用的變化規(guī)律，總結(jié)出杏三區(qū)東部7種淺水湖泊三角洲沉積微相組合模式(圖3)。在三角洲分流平原亞相中，一般發(fā)育沉積微相類型有水上分流河道、廢棄河道、天然堤、水上決口沉積、溢岸薄層砂和水上分流間灣等，其中位于水上分流河道砂頂部的薄層砂體(平均厚度1.0 m)為天然堤沉積，層位偏中下部者為溢岸薄層砂沉積；而三角洲內(nèi)前緣亞相中則發(fā)育水下分流河道、水下決口沉積、分流河口砂壩、席狀砂和水下分流間灣等微相，其薄層砂體(平均厚度0.6 m)多呈條帶狀或連片展布的席狀砂微相。

圖3　杏樹崗油田杏三區(qū)東部淺水湖泊三角洲沉積微相7種組合模式(平面水流分布和剖面沉積方式據(jù)于興河等, 2004修改)1-水上分流河道；2-廢棄河道；3-天然堤；4-水上決口沉積；5-溢岸薄層砂；6-水上分流間灣；7-水下分流河道；8-分流河口砂壩；9-席狀砂；10-水下分流間灣；11-主水流方向；12-流水方向；13-侵蝕方向；14-沉積物的堆積方向；15-沉積物的加積方向Fig.3　Seven combination patterns of sedimentary microfacies in shallow-water lake delta from eastern Xing-3 area in Xingshugang Oilfield (the flow distribution in plane and deposition pattern in section were modified from Yu et al., 2004)

(5) 杏三區(qū)東部平均井距較短，如果兩口井沉積微相類型相同，且小層剖面測井曲線形態(tài)相似，則井間按該微相類型處理；若兩口井沉積微相類型相同，而測井曲線形態(tài)差異較大，應(yīng)優(yōu)先考慮沉積過程中水流能量漸變關(guān)系，并參考鄰井微相類型及小層剖面測井曲線形態(tài)，依據(jù)沉積微相組合模式進(jìn)行合理預(yù)測；若大范圍均出現(xiàn)一種沉積微相類型，而區(qū)域內(nèi)零星發(fā)育不同類型的沉積微相，則根據(jù)占優(yōu)勢的微相類型進(jìn)行同化處理，或核查該井的原始分層數(shù)據(jù)，判斷是否由于垂向沉積時間單元界限劃分錯誤造成了平面沉積微相組合的不合理，且保證重新劃分后垂向上沉積旋回的完整性。

GPTMap軟件中提供了微相數(shù)據(jù)檢查功能，在生成、編輯、調(diào)整和繪制沉積微相平面圖后，可通過單擊鼠標(biāo)右鍵更新分層界限和分層數(shù)據(jù)中的沉積微相數(shù)據(jù)，確保沉積微相剖面識別與平面判定結(jié)果的統(tǒng)一。軟件可以統(tǒng)計不同沉積相類型所對應(yīng)的填充面積和井?dāng)?shù)，掌握各個微相所占的面積百分比，深化對沉積微相組合和沉積演化過程的認(rèn)識。在圖層管理中新建通用圖層，加入圖名、比例尺、圖例等信息，至此沉積微相平面圖繪制完畢。

大慶杏樹崗油田杏三區(qū)東部2 200余口井葡Ⅰ1—3小層7個沉積時間單元的沉積微相平面圖如圖4所示。

4　結(jié)　論

(1) 應(yīng)用GPTMap軟件，完成了松遼盆地大慶杏樹崗油田杏三區(qū)東部2 200余口井葡Ⅰ1—3小層7個沉積時間單元沉積微相的研究，劃分為2種沉積亞相，含11種沉積微相類型，建立了測井微相模式并總結(jié)7種沉積微相組合模式，繪制了基礎(chǔ)圖件，建立地質(zhì)數(shù)據(jù)庫。

(2) GPTMap軟件剖面圖類型中應(yīng)增加剖面沉積相圖，直接完成聯(lián)井相識別和代碼錄入。

(3) 通過約束邊界條件實現(xiàn)軟件自動識別沉積微相類型，或者輔以少量人工判斷，為開發(fā)調(diào)整爭取更多時間。

(4) 地質(zhì)數(shù)據(jù)庫的概念應(yīng)予以普及，在相同規(guī)范和要求的前提下，各工區(qū)之間可以第一時間共享成果、發(fā)現(xiàn)規(guī)律、總結(jié)經(jīng)驗，為進(jìn)一步的剩余油預(yù)測、油藏描述和數(shù)值模擬奠定基礎(chǔ)。

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Application of GPTMap software in the research of sedimentary microfaciesof PuⅠ1-3 sublayers of eastern Xing-3 area in Xingshugang Oilfield， Daqing

FENG Xudong1,2, LIN Chunming1,2, ZHANG Xia1,2, ZHANG Dong2, LIU Wei3, YU Jin1,2, DENG Chengwen1,2

(1. National Key Laboratory of Mineralization Mechanism Research on Endogenous Metal Deposits, Nanjing 210046, Jiangsu, China; 2. School of Earth Sciences and Engineering， Nanjing University， Nanjing 210046， Jiangsu, China； 3. No.4 Oil Production Plant， Daqing Oilfield Corp. Ltd.， Daqing 163511， Heilongjiang, China)

The distribution of residual oil has been increasingly complex in the middle-late oilfield development stage. This work used the GPTMap software to build an integrated geological database for the Putaohua Ⅰ group oil layer 1-3 sublayers (PuⅠ1-3 sublayers) of the Cretacous Yaojia Formation in the eastern Xing-3 area in Xingshugang Oilfield of Daqing, Songliao Basin. On the basis of identifying the types of sedimentary facies, sedimentary facies′ codes input and drawing geological map, we conducted fine study on the types, characteristics, combination patterns and distribution of the sedimentary microfacies in different geologic periods. The results show that the PuⅠ1-3 sublayers were shallow-water lake delta sedimentation, mainly developed distributary plain facies and inner front facies. They contained 11 types of sedimentary microfacies. The logging microfacies patterns can be summarized to seven types of combination patterns. In addition, base maps, contour maps of thickness of sand bodies and the plane distribution maps of sedimentary microfacies were drawn. This work has enriched the geological database and improved the work efficiency, which has practical significance for further development.

GPTMap software； sedimentary microfacies； PuⅠ1-3 sublayers； Xingshugang Oilfield； Songliao Basin; Daqing in Heilongjiang Province

10.3969/j.issn.1674-3636.2016.03.493

2016-05-21；

2016-06-16；編輯：陳露

國家自然科學(xué)基金項目(41572112)，江蘇省自然科學(xué)基金項目(BK20140604)，南京大學(xué)內(nèi)生金屬礦床成礦機(jī)制研究國家重點實驗室自主研究基金項目(ZZKT-201321)

馮旭東(1991—)，男，碩士研究生，沉積學(xué)和石油地質(zhì)學(xué)專業(yè)，E-mail： dongdongcumt@163.com

P618.130.2； P208

A

1674-3636(2016)03-0493-08