大牛地气田太二段障壁砂坝砂体演化及物性特征

王　闯, 胡望水, 李相明, 吕恒宇, 叶爽清

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉 434020; 2.长江大学地球科学学院，武汉 434020)

大牛地气田太二段障壁砂坝砂体演化及物性特征

王闯1,2, 胡望水1,2, 李相明1,2, 吕恒宇1,2, 叶爽清1,2

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉 434020; 2.长江大学地球科学学院，武汉 434020)

[摘要]利用高分辨率层序地层学的理论，结合测井、岩心、岩石薄片、沉积相及前人研究成果，重点研究鄂尔多斯盆地大牛地气田石炭系太原组第二段层序格架下障壁砂坝砂体演化及其物性特征。结果表明：太二段整体处于基准面下降沉积时期，经历了多次短期基准面旋回变化。受短期基准面旋回变化的影响，太二段内形成了进积、加积、退积3种类型的障壁砂坝。不同类型障壁砂坝的骨架颗粒及成岩强度具有一定的差异性，进积、加积型障壁砂坝较退积型障壁砂坝残留原生孔隙多，所受破坏性成岩作用弱，建设性成岩作用强，储层物性好；受控于中、长期基准面旋回下降的影响，太二段整体是一个“进积”的过程，水动力条件和建设性成岩作用增强，破坏性成岩作用减弱，物性由下至上逐渐变好。综合多级基准面旋回变化的影响，太二段晚期进积型、加积型障壁砂坝为优势储层分布区域。

[关键词]障壁砂坝；层序格架；基准面旋回；进积；退积；加积；成岩作用；储层物性

现代海岸线当中，有15%～30%发育障壁砂坝沉积体系，是世界上分布较广泛的海岸类型[1]；同时沉积地层中的障壁砂坝相也是现在国内油气勘探的重点相带之一。障壁砂坝的形成受特定的沉积环境控制，不同基准面旋回变化条件下形成的不同类型障壁砂坝的储层物性具有一定的差异。因此，研究不同基准面旋回变化控制下的障壁砂坝储层物性变化规律对于气藏进一步高效勘探开发具有重要意义。

鄂尔多斯盆地发育大量的障壁型海岸相[2]，是油气聚集的有利储层。

鄂尔多斯盆地位于华北陆块西部，是长期发育的大型多旋回叠合型沉积盆地，形成于太古代、早元古代形成的盆地基底之上，经历了中晚元古代拗拉谷、早古生代克拉通浅海台地、晚古生代克拉通近海平原、中生代内陆湖盆和新生代周边断陷五大构造演化阶段。根据现今构造格局可将鄂尔多斯盆地划分为伊盟隆起、西缘上冲、天环拗陷、伊陕斜坡、晋西挠摺、渭北隆起6个构造单元。研究区石炭系太原组第二段主要位于鄂尔多斯盆地北东部，其构造位置在伊陕斜坡北部，总体为北东高、南西低的构造不发育的平缓单斜(图1)[3,4]。

图1　鄂尔多斯盆地大牛地气田位置示意图Fig.1　Sketch map of Daniudi gas area in Ordos Basin

太二段整体为障壁型海岸相，主要发育障壁砂坝、砂坪、泥坪、沼泽、潟湖等沉积微相(图2)[5]，其中障壁砂坝为储层主要分布区域。根据大牛地砂岩物性统计结果分析，太二段储层砂岩主要为石英砂岩及岩屑石英砂岩，整体处于中成岩B阶段，成岩作用较强。孔隙度、渗透率总体呈正相关，孔隙度(q)主要为6%～10%，渗透率(K)主要为(0.1～1)×10-3μm2，属于特低孔-超低孔、特低渗-超低渗砂岩储层。

1层序划分及砂坝演化类型

1.1层序地层划分

根据研究区的区域地质特征、电测曲线和标准层控制，结合前人研究资料，识别太二段顶底分布相对稳定的煤层作为基本地层界限[6,7](图2)。在此基础之上，利用T.A.Cross高分辨率层序地层学理论，在太二段内划分高频层序(Ⅳ级层序)，详细研究太二段短期基准面旋回叠加样式，进而研究受基准面旋回控制的障壁砂坝类型及储层物性特征。

1.2短期旋回下的砂坝类型及物性特征

短期基准面旋回叠加样式是在相似的沉积背景之下形成的成因上有联系的岩石组合。不同的短期基准面旋回叠加样式控制下的障壁砂坝类型也不同。在研究区目的层段可以识别出3种类型的短期基准面旋回及受其控制的砂坝演化类型[8-11]。

图2　太原组二段沉积相及层序地层划分Fig.2　Sedimentary facies and sequence stratigraphy division of the Taiyuan Section 2

1.2.1进积型障壁砂坝

进积型障壁砂坝的形成主要受向上“变浅”的非对称性旋回控制。此类型砂坝的形成与基准面下降引起的可容纳空间递减过程中沉积物补给通量逐渐的增加(A/S<1)有关。由基准面下降引起的可容纳空间与沉积物补给通量之间的比值<1时出现的过补偿沉积导致障壁砂坝向海进积，其测井响应特征为漏斗形。在高可容纳空间短期基准面旋回结构条件下，基准面大幅度下降，砂坝迁移速率较快，纵向上表现为由下向上由泥坪—砂坪—砂坝所组成的沉积序列(图3-A)；平面上则表现为砂坝砂体向海快速迁移。在低可容纳空间短期基准面旋回结构下，基准面缓慢下降，砂坝砂体迁移速率较慢，小幅度向海进积，纵向上相序缓慢变化，表现为一系列砂坝砂体相互叠置(图3-B)，砂坝主体主要形成于下降半旋回中。砂坝砂体粒度较粗，岩性以中、粗砂岩为主(图4-G)；结构成熟度较高，以圆状—次圆状颗粒为主；孔隙度为6.03%～11.2%，平均为7.3%；渗透率为(0.56～1.32)×10-3μm2，平均为0.81×10-3μm2。根据镜下薄片观察，储层中孔隙以次生粒间溶蚀孔隙为主(图4-B)，约占总孔隙的73%;同时还残留少量的原生孔隙，约占总孔隙的21%;其他类型孔隙占6%。

1.2.2加积型障壁砂坝

向上“变浅”复“变深”的对称性旋回主要控制加积型障壁砂坝的形成。其形成原因与基准面缓慢下降而后又缓慢上升的过程中，可容纳空间与沉积物补给通量的比值接近1时砂坝砂体连续沉积有关，测井响应特征为箱型。由于砂坝形成于下降半旋回和上升半旋回转换界面附近，基准面变化幅度相对较小，可容纳空间与沉积物补给通量处于缓慢增大过程当中，障壁砂坝平面上迁移速率较低，剖面上垂向加积形成障壁砂坝。虽然不同沉积区会出现上升半旋回和下降半旋回完全对称和不完全对称的两种情况，但是砂坝的叠置样式基本一致(图3-C、D)。岩性主要为中、粗砂岩(图4-H)，结构成熟度较高，以圆状—次圆状颗粒为主。孔隙度为6.01%～8.98%，平均值为7.2%；渗透率为(0.62～1.01)×10-3μm2，平均值为0.78×10-3μm2。储层中次生粒间溶蚀孔隙为主要孔隙类型(图4-C)，占总孔隙体积的78%；原生粒间孔隙约占18%，其他类型孔隙约占4%。

图3　砂坝类型及测井响应Fig.3　Types of sandbar and logging response

图4　障壁砂坝储层物性特征Fig.4　Photographs showing characteristics of reservoir property of barrier bar (A)压实作用强烈，颗粒间多为缝合接触，D47井，深度2 433 m,正交偏光，10×5; (B)进积型砂坝发育粒间溶蚀孔隙及少量粒间原生孔隙，D47井，深度2 439.7 m,单偏光，10×2.5； (C)加积型砂坝发育粒间溶蚀孔隙及少量粒间原生孔隙，D47井，深度2 424.4 m,单偏光，10×5； (D)退积型砂坝发育少量溶蚀孔隙，深度2 433 m,单偏光，10×5； (E)砂坝储层中可见长石溶解，D47井，深度2 424.4 m,扫描电镜； (F)砂坝储层中可见部分岩屑溶解，D47井，深度2 439.7 m,扫描电镜； (G)中—粗砂岩,进积型砂坝，D47井，深度2 418.3～2 418.45 m； (H)中—粗砂岩，加积型砂坝,D47井， 深度2 426.72～2 427 m； (I)细—粉砂岩， 退积型砂坝, D47井， 深度2 432.65～2 432.77 m

1.2.3退积型障壁砂坝

退积型障壁砂坝的形成主要受向上“变深”的非对称性旋回控制。此类型砂坝的形成与基准面上升引起的可容纳空间递增过程中沉积物补给通量逐渐减少(A/S>1)有关。受可容纳空间和沉积物补给通量比值变大的影响，障壁砂坝在平面上向陆退积，沉积相及岩性也会随之迁移，测井响应特征为钟形。在高可容纳空间短期基准面旋回结构条件下，剖面上表现为由下向上依次发育障壁砂坝—砂坪—泥坪所组成的序列。这是由于基准面较大幅度上升过程中，沉积物补给通量逐渐减小，可容纳空间与沉积物补给通量比值>1时而形成的一套退积型序列(图3-E)。在低可容纳空间短期基准面旋回结构条件下，基准面缓慢上升，砂坝迁移速率较慢，剖面上表现为一系列砂坝砂体相互叠置(图3-F)。砂坝主体主要形成于上升半旋回当中，且岩性较细，以细砂岩为主(图4-I)；结构成熟度低，以次圆状—次棱角状颗粒为主。颗粒间多为缝合接触，仅见少量次生溶蚀孔隙(图4-D)，孔隙度为3.1%～6.2%，平均为5.17%；渗透率为(0.26～0.47)×10-3μm2，平均为0.42×10-3μm2。

2基准面旋回变化对储层物性的控制作用

2.1基准面旋回控制下的砂坝储层物性变化规律

短期基准面旋回主要控制单期砂坝的形成，不同基准面旋回变化下形成的不同类型砂坝储层的物性具有明显的差异性。根据岩石薄片观察，太二段整体均遭受了较大程度的压实(图4-A)，储层物性的差异主要受残余原生孔隙大小以及胶结和溶蚀作用强弱的控制。形成于基准面向上“变浅”的非对称性旋回中的进积型障壁砂坝，以及形成于基准面向上“变浅”复“变深”的对称性旋回中的加积型障壁砂坝砂体粒度较粗，溶蚀作用较强，胶结作用较弱，保留的原生孔隙和溶蚀孔隙较多，储层物性较好；且受控于基准面“变浅”导致的水动力条件变强的影响，进积型障壁砂坝储层物性具有向上变好的趋势。加积型障壁砂坝由于始终处于较强的水动力条件中，同期砂坝纵向上储层物性变化不大。形成于基准面向上“变深”的非对称旋回中的退积型障壁砂坝砂体粒度较细，溶蚀作用弱，胶结作用强，仅见少量的溶蚀孔隙，物性较差，且由于基准面向上“变深”引起的水动力条件减弱导致储层物性由下向上逐渐变差。总体上来讲，进积型、加积型障壁砂坝储层物性相对较好[12-18]。

太二段处于海退的沉积环境当中，因此整体可以看作是一个“进积”的过程，水体逐渐变浅。太二段内部不同期次相同类型的障壁砂坝其储层物性也出现一定差异。综合研究表明，太二段晚期进积型、加积型障壁砂坝储层物性最好(图5)，孔隙度主要为7.5%～11.95%，平均为8.18%，以次生粒间溶蚀孔隙为主，见部分原生孔隙。早期沉积的退积型障壁砂坝储层物性最差，发育少量次生溶蚀粒间孔，孔隙度一般小于5.5%，渗透率一般小于0.39×10-3μm2，储层品质较差。太二段在中、长期旋回控制下整体呈现出由下至上储层物性逐渐变好的趋势(表1)。

2.2基准面旋回对储层物性的控制作用

由于太二段储层遭受了强烈的成岩作用的改造，其储层物性好坏不仅与残留原生孔隙有关，还与后生成岩作用关系密切。国外学者通过对海相地层的研究认为层序地层与成岩作用有很好的相关性。层序地层不仅对储层所遭受的成岩作用的类型有一定的影响，而且还控制着成岩作用的强度。太二段整体处于高位体系域当中，经历的成岩作用包括早成岩作用阶段的压实作用以及早成岩至中成岩作用阶段的胶结作用和溶蚀作用。通过镜下观察发现，形成于基准面向上“变浅”的非对称性旋回中的进积型障壁砂坝以及形成于基准面向上“变浅”复“变深”的对称性旋回中的加积型障壁砂坝主体更加接近层序界面，沉积过程中砂体粒度更粗，溶蚀作用为优势成岩作用，从而储层物性更好。研究表明，层序格架对储层物性的控制作用主要表现在以下两方面[19]。

图5　D47井基准面旋回控制下的障壁砂坝类型及储层物性特征Fig.5　The barrier bar stacking patterns and reservoir property under the sequence stratigraphic framework in Well D47

2.2.1骨架颗粒

骨架颗粒的粒度受沉积环境特别是水动力条件的控制，一般来说，骨架颗粒的粒度与孔隙度呈现较好的正相关关系。接近层序界面的砂坝砂体由于形成于更强的水动力条件当中，沉积物颗粒较粗，骨架颗粒大，结构成熟度更高，残留原生孔隙多。因此，进积型、加积型障壁砂坝原始储层物性较好。

2.2.2成岩作用强度

后期成岩作用改造对储层物性的影响明显，骨架颗粒和结构成熟度控制机械压实和化学溶蚀作用的强度，进而影响次生孔隙的发育。进积型、加积型障壁砂坝储层在压实过程当中由于较大的骨架颗粒及较高的结构成熟度使其压实强度相对较弱，残留原生孔隙更多；另外，砂坝主体更加接近层序界面，储层遭受大气水淋滤的作用更强，颗粒间的胶结物含量减少，胶结作用减弱，颗粒间良好的连通性也为晚期溶蚀性流体的进入提供了条件，溶蚀作用增强(图4-E、F)，形成于层序界面附近的进积型、加积型障壁砂坝储层物性更好[20-22]。

3结 论

a.大牛地气田太二段沉积时期，受短期基准面旋回变化的控制，形成了进积型、加积型、退积型障壁砂坝。其中进积型、加积型障壁砂坝储层物性相对较好，且由于太二段整体是一个“进积”的过程，其优势储层主 要位于太二段晚期的进积型、加积型障壁砂坝中。

b.短期基准面旋回变化控制砂坝叠加样式的同时，还影响着储层遭受成岩作用的强度。加积型、进积型障壁砂坝经历压实作用后残留原生孔隙体积大，且受到的破坏性成岩作用较弱、建设性成岩作用较强，储层物性相对较好。

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The evolution of barrier bar sand body and reservoir property under the sequence stratigraphic framework in Taiyuan Group 2 Formation in Daniudi gas field,Ordos Basin,China

WANG Chuang1,2, HU Wang-shui1,2, LI Xiang-ming1,2,LYU Heng-yu1,2, YE Shuang-qing1,2

1.ChinaMinistryofEducationKeyLaboratoryofOil&GasResourcesandExplorationTechnology,Wuhan434020,China；2.CollegeofEarthScience,YangtzeUniversity,Wuhan434020,China

Abstract:Based on the theory of high resolution sequence stratigraphy, combined with logging, drilling core data, thin section, sedimentary facies, the evolution of barrier bar sand body and reservoir property under the sequence stratigraphic framework in the area of Carboniferous Taiyuan Group 2 Formation in Daniudi gas field, Ordos Basin is studied. It shows that the Member 2 of Taiyuan Formation formed under the condition of datum level descending and experienced a number of short-term base level cycle changes during this period. Affected by the short-term base level cycle changes, the Member 2 of Taiyuan Formation formed three kinds of barrier bars of progradation, aggradation and retrograding. Different types of barrier bars possess different particle size and diagenesis intensity. Progradation and aggradation barrier bars have more primary pore, and its reservoir property is better with a strong constructive diagenesis and a weak destructive diagenesis than the reservoir property of retrograding barrier bar. Influenced by medium, long-term base-level decline, the reservoir of barrier bars in the Member 2 of Taiyuan Formation as a whole show a trend of progradation process with enhanced hydrodynamic conditions, constructive diagenesis, weak destructive diagenesis. Analysis of multistage base level cycle changes shows that progradation and aggradation barrier bars in the Member 2 of Taiyuan Formation is the favorable reservoir distribution area.

Key words:barrier bar; sequence stratigraphic framework; base level cycle; progradation; aggradation; retrograding; diagenesis; reservoir property

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.03.12

[文章编号]1671-9727(2016)03-0354-08

[收稿日期]2015-07-02。

[基金项目]国家自然科学基金项目(41340030)。

[通信作者]胡望水(1963-),男,教授,博士生导师,从事油气勘探与开发的教学与科研, E-mail:948889775@qq.com。

[分类号]P512.2; TE121.3

[文献标志码]A

[第一作者] 王闯(1990-),男,硕士研究生,矿产普查与勘探专业, E-mail:448051331@qq.com。