（一）关键井测井沉积亚、微相模型的建立
以常规测井处理解释的岩性剖面、倾角测井沉积学处理成果和FMI成像成果解释沉积构造序列为主，结合地质岩心描述和分析化验资料，综合建立关键井层段的测井沉积亚、微相模型。如图7-35，轮南地区Ⅱ油组辫状河三角洲沉积的垂向亚、微相划分和图7-36塔中Ⅳ油田曲流河三角洲沉积和垂向亚、微相划分。
图7-35 轮南地区三叠系第二油组垂向层序综合图
（二）测井沉积相剖面对比
1.测井对比标志层
为了实现测井沉积相的等时对比，在轮南地区选择了Ⅰ油组砂岩顶部异常高伽马特征标志层为等时界面。该层全区分布稳定，以异常高伽马值为特征；火山喷发放射性物质含量高，分布厚度基本一致，区域上为等时界线。因此在全区对比中以这个测井标志层对齐，上下地层依次等时对比（图7-36）。
图7-36 轮南地区三叠系砂岩对比图
2.骨架砂体顶底界的确定
考虑到测井曲线形态的变岩性组合特征及地层倾角识别的沉积构造垂向序列，以砂岩层底冲刷面或再作用面为底界，以砂岩之上与泥岩接触面、砂岩层间明显间断或侵蚀面为顶界，横向连接砂体形态变化。
3.成因地层单元划分
根据区内不同测井曲线垂向变化规律和横向等时对比性，依据成因地层学（W.E.Galloway，1993）的对比原则，将剖面上地层按沉积成因单元不同的电性特征可以在轮南地区划分为五个成因地层单位。
1）泥岩段，即TⅢ油组以下泥岩段。
2）TⅢ油组砂岩段，为中统上部至上统下部，是泥岩背景下夹砂岩段。
3）泥岩夹砂岩段，为中统上部至上统下部，是泥岩背景下夹砂岩段。
4）TⅠ油组砂岩段，为上统中下部。
5）泥岩夹薄层砂岩段，为上统中下部。
按照砂岩骨架体垂向叠置特征，可以分出TⅢ、TⅢ下、TⅢ上、TⅠ四个沉积骨架体沉积单元。由于该剖面切过不同沉积砂体并与古水流方向不一致，横向连续性及形态具有明显的差别。每一种测井沉积相与相邻相之间的连续性很清楚。
（三）平面展布及古水流系统
在关键井主要测井沉积相类型及特征分析、垂向序列分析、基于栅状剖面对比的基础上，将各类反映沉积相体的特征总结出来，标注在目的层平面位置图上，可以清楚地表明沉积成因地层单位的测井沉积相平面分布特征及古水流系统。
当然，测井沉积相的平面分布主要是针对沉积框架体内砂岩体的测井相而作的，每个成因地层单位骨架体测井沉积相平面变化规律搞清楚了，整个地层的沉积面貌也就一目了然。
在轮南地区测井沉积学研究重点选取了TⅢ、TⅢ下、TⅢ上、TⅠ砂岩骨架相层段，综合选取了以下六大类反映相特征的平面相标志。
1.纯砂岩厚度
将目的层段每一口井的纯砂岩厚度读数标注在平面图上，并连接砂岩厚度等值线，可以明显地区分各测井沉积相带的厚度变化规律。在轮南共用了67口井的厚度资料。
2.电测曲线形态相
将研究层段反映垂向变化规律的自然伽马和自然电位曲线组合起来，左为自然电位（SP）、右为自然伽马（GR），构成测井曲线形态相顶底界线为各自的层段砂岩骨架所在的上、下深度界线，把全区的形态相参数按均匀分布选取井位，可以从图中看出它可以划分不同相带；而且不同相带间形态相变化有序。
3.沉积构造
从地层倾角测井解释的沉积构造序列中选取目的层段的典型沉积构造序列，标注在不同形态区带上，可以直观地反映不同相带的成因特征。
4.粒度分析
从区内关键井和周边选取不同形态相带的粒度众数分布图，用于全区粒度平面变化分析。
5.古水流方向
将区内由地层倾角测井资料（经过沉积学特殊处理）的古水流方向（主次）标注在平面位置上。选井应全区均匀分布，可以控制各个相带的古水流系统方向。每口井在选取方向时，一定要是目的层段砂体的精细处理矢量图的蓝模式方向，或者用沉积施密特图的主峰方向控制每口井的局部古水流方向。在轮南地区三叠系沉积学编图中，均匀分布选取了32口井的局部古水流方向，这样基本上可以把轮南地区TⅢ、TⅢ下、TⅢ上、TⅠ砂岩骨架体古水流系统恢复出来。
将上述六大类相标志综合配套研究，就可以把每个砂岩层的平面相带划分出来，以下以TⅡ下、TⅢ上砂体为例。
TⅡ下砂岩（图7-37）：TⅡ下砂岩测井沉积相分布在桑塔木以南，以由北东向南西推进和由北西向南东推进的两个完整的辫状河三角洲沉积朵体为特征，两朵体间夹中区的三角洲间湾沉积，两朵体向南侧显示出浅、深湖的前缘决口重力流沉积。东部朵体顺古水流方向自北东向南依次发育辫状河道三角洲前缘中的分流河道、河口砂坝、前缘席状砂等沉积，相态完整有序变化。西部由北西向东南也是这样的变化特征，沉积厚度以前缘为中心，最厚达40 m以上。测井曲线形态呈古水流方向有序变化，由箱型到钟型、漏斗型、卵型、齿型逐渐变化的特征。图中所示的局部水流方向，符合总体的古水流系统，说明地层倾角微细层理处理的蓝模式方向是判断古水流方向的重要依据。
图7-37 轮南地区三叠系TⅡ下砂岩沉积相分布图
内容全部来源于网络收集，如有侵权，请联系网站删除：QQ：24596024