王　闖, 胡望水, 李相明, 呂恒宇, 葉爽清

(1.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室,武漢 434020; 2.長江大學地球科學學院，武漢 434020)

大牛地氣田太二段障壁砂壩砂體演化及物性特征

王闖1,2, 胡望水1,2, 李相明1,2, 呂恒宇1,2, 葉爽清1,2

(1.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室,武漢 434020; 2.長江大學地球科學學院，武漢 434020)

[摘要]利用高分辨率層序地層學的理論，結(jié)合測井、巖心、巖石薄片、沉積相及前人研究成果，重點研究鄂爾多斯盆地大牛地氣田石炭系太原組第二段層序格架下障壁砂壩砂體演化及其物性特征。結(jié)果表明：太二段整體處于基準面下降沉積時期，經(jīng)歷了多次短期基準面旋回變化。受短期基準面旋回變化的影響，太二段內(nèi)形成了進積、加積、退積3種類型的障壁砂壩。不同類型障壁砂壩的骨架顆粒及成巖強度具有一定的差異性，進積、加積型障壁砂壩較退積型障壁砂壩殘留原生孔隙多，所受破壞性成巖作用弱，建設性成巖作用強，儲層物性好；受控于中、長期基準面旋回下降的影響，太二段整體是一個“進積”的過程，水動力條件和建設性成巖作用增強，破壞性成巖作用減弱，物性由下至上逐漸變好。綜合多級基準面旋回變化的影響，太二段晚期進積型、加積型障壁砂壩為優(yōu)勢儲層分布區(qū)域。

[關鍵詞]障壁砂壩；層序格架；基準面旋回；進積；退積；加積；成巖作用；儲層物性

現(xiàn)代海岸線當中，有15%～30%發(fā)育障壁砂壩沉積體系，是世界上分布較廣泛的海岸類型[1]；同時沉積地層中的障壁砂壩相也是現(xiàn)在國內(nèi)油氣勘探的重點相帶之一。障壁砂壩的形成受特定的沉積環(huán)境控制，不同基準面旋回變化條件下形成的不同類型障壁砂壩的儲層物性具有一定的差異。因此，研究不同基準面旋回變化控制下的障壁砂壩儲層物性變化規(guī)律對于氣藏進一步高效勘探開發(fā)具有重要意義。

鄂爾多斯盆地發(fā)育大量的障壁型海岸相[2]，是油氣聚集的有利儲層。

鄂爾多斯盆地位于華北陸塊西部，是長期發(fā)育的大型多旋回疊合型沉積盆地，形成于太古代、早元古代形成的盆地基底之上，經(jīng)歷了中晚元古代拗拉谷、早古生代克拉通淺海臺地、晚古生代克拉通近海平原、中生代內(nèi)陸湖盆和新生代周邊斷陷五大構(gòu)造演化階段。根據(jù)現(xiàn)今構(gòu)造格局可將鄂爾多斯盆地劃分為伊盟隆起、西緣上沖、天環(huán)拗陷、伊陜斜坡、晉西撓摺、渭北隆起6個構(gòu)造單元。研究區(qū)石炭系太原組第二段主要位于鄂爾多斯盆地北東部，其構(gòu)造位置在伊陜斜坡北部，總體為北東高、南西低的構(gòu)造不發(fā)育的平緩單斜(圖1)[3,4]。

圖1　鄂爾多斯盆地大牛地氣田位置示意圖Fig.1　Sketch map of Daniudi gas area in Ordos Basin

太二段整體為障壁型海岸相，主要發(fā)育障壁砂壩、砂坪、泥坪、沼澤、潟湖等沉積微相(圖2)[5]，其中障壁砂壩為儲層主要分布區(qū)域。根據(jù)大牛地砂巖物性統(tǒng)計結(jié)果分析，太二段儲層砂巖主要為石英砂巖及巖屑石英砂巖，整體處于中成巖B階段，成巖作用較強?？紫抖?、滲透率總體呈正相關，孔隙度(q)主要為6%～10%，滲透率(K)主要為(0.1～1)×10-3μm2，屬于特低孔-超低孔、特低滲-超低滲砂巖儲層。

1層序劃分及砂壩演化類型

1.1層序地層劃分

根據(jù)研究區(qū)的區(qū)域地質(zhì)特征、電測曲線和標準層控制，結(jié)合前人研究資料，識別太二段頂?shù)追植枷鄬Ψ€(wěn)定的煤層作為基本地層界限[6,7](圖2)。在此基礎之上，利用T.A.Cross高分辨率層序地層學理論，在太二段內(nèi)劃分高頻層序(Ⅳ級層序)，詳細研究太二段短期基準面旋回疊加樣式，進而研究受基準面旋回控制的障壁砂壩類型及儲層物性特征。

1.2短期旋回下的砂壩類型及物性特征

短期基準面旋回疊加樣式是在相似的沉積背景之下形成的成因上有聯(lián)系的巖石組合。不同的短期基準面旋回疊加樣式控制下的障壁砂壩類型也不同。在研究區(qū)目的層段可以識別出3種類型的短期基準面旋回及受其控制的砂壩演化類型[8-11]。

圖2　太原組二段沉積相及層序地層劃分Fig.2　Sedimentary facies and sequence stratigraphy division of the Taiyuan Section 2

1.2.1進積型障壁砂壩

進積型障壁砂壩的形成主要受向上“變淺”的非對稱性旋回控制。此類型砂壩的形成與基準面下降引起的可容納空間遞減過程中沉積物補給通量逐漸的增加(A/S<1)有關。由基準面下降引起的可容納空間與沉積物補給通量之間的比值<1時出現(xiàn)的過補償沉積導致障壁砂壩向海進積，其測井響應特征為漏斗形。在高可容納空間短期基準面旋回結(jié)構(gòu)條件下，基準面大幅度下降，砂壩遷移速率較快，縱向上表現(xiàn)為由下向上由泥坪—砂坪—砂壩所組成的沉積序列(圖3-A)；平面上則表現(xiàn)為砂壩砂體向?？焖龠w移。在低可容納空間短期基準面旋回結(jié)構(gòu)下，基準面緩慢下降，砂壩砂體遷移速率較慢，小幅度向海進積，縱向上相序緩慢變化，表現(xiàn)為一系列砂壩砂體相互疊置(圖3-B)，砂壩主體主要形成于下降半旋回中。砂壩砂體粒度較粗，巖性以中、粗砂巖為主(圖4-G)；結(jié)構(gòu)成熟度較高，以圓狀—次圓狀顆粒為主；孔隙度為6.03%～11.2%，平均為7.3%；滲透率為(0.56～1.32)×10-3μm2，平均為0.81×10-3μm2。根據(jù)鏡下薄片觀察，儲層中孔隙以次生粒間溶蝕孔隙為主(圖4-B)，約占總孔隙的73%;同時還殘留少量的原生孔隙，約占總孔隙的21%;其他類型孔隙占6%。

1.2.2加積型障壁砂壩

向上“變淺”復“變深”的對稱性旋回主要控制加積型障壁砂壩的形成。其形成原因與基準面緩慢下降而后又緩慢上升的過程中，可容納空間與沉積物補給通量的比值接近1時砂壩砂體連續(xù)沉積有關，測井響應特征為箱型。由于砂壩形成于下降半旋回和上升半旋回轉(zhuǎn)換界面附近，基準面變化幅度相對較小，可容納空間與沉積物補給通量處于緩慢增大過程當中，障壁砂壩平面上遷移速率較低，剖面上垂向加積形成障壁砂壩。雖然不同沉積區(qū)會出現(xiàn)上升半旋回和下降半旋回完全對稱和不完全對稱的兩種情況，但是砂壩的疊置樣式基本一致(圖3-C、D)。巖性主要為中、粗砂巖(圖4-H)，結(jié)構(gòu)成熟度較高，以圓狀—次圓狀顆粒為主。孔隙度為6.01%～8.98%，平均值為7.2%；滲透率為(0.62～1.01)×10-3μm2，平均值為0.78×10-3μm2。儲層中次生粒間溶蝕孔隙為主要孔隙類型(圖4-C)，占總孔隙體積的78%；原生粒間孔隙約占18%，其他類型孔隙約占4%。

圖3　砂壩類型及測井響應Fig.3　Types of sandbar and logging response

圖4　障壁砂壩儲層物性特征Fig.4　Photographs showing characteristics of reservoir property of barrier bar (A)壓實作用強烈，顆粒間多為縫合接觸，D47井，深度2 433 m,正交偏光，10×5; (B)進積型砂壩發(fā)育粒間溶蝕孔隙及少量粒間原生孔隙，D47井，深度2 439.7 m,單偏光，10×2.5； (C)加積型砂壩發(fā)育粒間溶蝕孔隙及少量粒間原生孔隙，D47井，深度2 424.4 m,單偏光，10×5； (D)退積型砂壩發(fā)育少量溶蝕孔隙，深度2 433 m,單偏光，10×5； (E)砂壩儲層中可見長石溶解，D47井，深度2 424.4 m,掃描電鏡； (F)砂壩儲層中可見部分巖屑溶解，D47井，深度2 439.7 m,掃描電鏡； (G)中—粗砂巖,進積型砂壩，D47井，深度2 418.3～2 418.45 m； (H)中—粗砂巖，加積型砂壩,D47井， 深度2 426.72～2 427 m； (I)細—粉砂巖， 退積型砂壩, D47井， 深度2 432.65～2 432.77 m

1.2.3退積型障壁砂壩

退積型障壁砂壩的形成主要受向上“變深”的非對稱性旋回控制。此類型砂壩的形成與基準面上升引起的可容納空間遞增過程中沉積物補給通量逐漸減少(A/S>1)有關。受可容納空間和沉積物補給通量比值變大的影響，障壁砂壩在平面上向陸退積，沉積相及巖性也會隨之遷移，測井響應特征為鐘形。在高可容納空間短期基準面旋回結(jié)構(gòu)條件下，剖面上表現(xiàn)為由下向上依次發(fā)育障壁砂壩—砂坪—泥坪所組成的序列。這是由于基準面較大幅度上升過程中，沉積物補給通量逐漸減小，可容納空間與沉積物補給通量比值>1時而形成的一套退積型序列(圖3-E)。在低可容納空間短期基準面旋回結(jié)構(gòu)條件下，基準面緩慢上升，砂壩遷移速率較慢，剖面上表現(xiàn)為一系列砂壩砂體相互疊置(圖3-F)。砂壩主體主要形成于上升半旋回當中，且?guī)r性較細，以細砂巖為主(圖4-I)；結(jié)構(gòu)成熟度低，以次圓狀—次棱角狀顆粒為主。顆粒間多為縫合接觸，僅見少量次生溶蝕孔隙(圖4-D)，孔隙度為3.1%～6.2%，平均為5.17%；滲透率為(0.26～0.47)×10-3μm2，平均為0.42×10-3μm2。

2基準面旋回變化對儲層物性的控制作用

2.1基準面旋回控制下的砂壩儲層物性變化規(guī)律

短期基準面旋回主要控制單期砂壩的形成，不同基準面旋回變化下形成的不同類型砂壩儲層的物性具有明顯的差異性。根據(jù)巖石薄片觀察，太二段整體均遭受了較大程度的壓實(圖4-A)，儲層物性的差異主要受殘余原生孔隙大小以及膠結(jié)和溶蝕作用強弱的控制。形成于基準面向上“變淺”的非對稱性旋回中的進積型障壁砂壩，以及形成于基準面向上“變淺”復“變深”的對稱性旋回中的加積型障壁砂壩砂體粒度較粗，溶蝕作用較強，膠結(jié)作用較弱，保留的原生孔隙和溶蝕孔隙較多，儲層物性較好；且受控于基準面“變淺”導致的水動力條件變強的影響，進積型障壁砂壩儲層物性具有向上變好的趨勢。加積型障壁砂壩由于始終處于較強的水動力條件中，同期砂壩縱向上儲層物性變化不大。形成于基準面向上“變深”的非對稱旋回中的退積型障壁砂壩砂體粒度較細，溶蝕作用弱，膠結(jié)作用強，僅見少量的溶蝕孔隙，物性較差，且由于基準面向上“變深”引起的水動力條件減弱導致儲層物性由下向上逐漸變差?？傮w上來講，進積型、加積型障壁砂壩儲層物性相對較好[12-18]。

太二段處于海退的沉積環(huán)境當中，因此整體可以看作是一個“進積”的過程，水體逐漸變淺。太二段內(nèi)部不同期次相同類型的障壁砂壩其儲層物性也出現(xiàn)一定差異。綜合研究表明，太二段晚期進積型、加積型障壁砂壩儲層物性最好(圖5)，孔隙度主要為7.5%～11.95%，平均為8.18%，以次生粒間溶蝕孔隙為主，見部分原生孔隙。早期沉積的退積型障壁砂壩儲層物性最差，發(fā)育少量次生溶蝕粒間孔，孔隙度一般小于5.5%，滲透率一般小于0.39×10-3μm2，儲層品質(zhì)較差。太二段在中、長期旋回控制下整體呈現(xiàn)出由下至上儲層物性逐漸變好的趨勢(表1)。

2.2基準面旋回對儲層物性的控制作用

由于太二段儲層遭受了強烈的成巖作用的改造，其儲層物性好壞不僅與殘留原生孔隙有關，還與后生成巖作用關系密切。國外學者通過對海相地層的研究認為層序地層與成巖作用有很好的相關性。層序地層不僅對儲層所遭受的成巖作用的類型有一定的影響，而且還控制著成巖作用的強度。太二段整體處于高位體系域當中，經(jīng)歷的成巖作用包括早成巖作用階段的壓實作用以及早成巖至中成巖作用階段的膠結(jié)作用和溶蝕作用。通過鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，形成于基準面向上“變淺”的非對稱性旋回中的進積型障壁砂壩以及形成于基準面向上“變淺”復“變深”的對稱性旋回中的加積型障壁砂壩主體更加接近層序界面，沉積過程中砂體粒度更粗，溶蝕作用為優(yōu)勢成巖作用，從而儲層物性更好。研究表明，層序格架對儲層物性的控制作用主要表現(xiàn)在以下兩方面[19]。

圖5　D47井基準面旋回控制下的障壁砂壩類型及儲層物性特征Fig.5　The barrier bar stacking patterns and reservoir property under the sequence stratigraphic framework in Well D47

2.2.1骨架顆粒

骨架顆粒的粒度受沉積環(huán)境特別是水動力條件的控制，一般來說，骨架顆粒的粒度與孔隙度呈現(xiàn)較好的正相關關系。接近層序界面的砂壩砂體由于形成于更強的水動力條件當中，沉積物顆粒較粗，骨架顆粒大，結(jié)構(gòu)成熟度更高，殘留原生孔隙多。因此，進積型、加積型障壁砂壩原始儲層物性較好。

2.2.2成巖作用強度

后期成巖作用改造對儲層物性的影響明顯，骨架顆粒和結(jié)構(gòu)成熟度控制機械壓實和化學溶蝕作用的強度，進而影響次生孔隙的發(fā)育。進積型、加積型障壁砂壩儲層在壓實過程當中由于較大的骨架顆粒及較高的結(jié)構(gòu)成熟度使其壓實強度相對較弱，殘留原生孔隙更多；另外，砂壩主體更加接近層序界面，儲層遭受大氣水淋濾的作用更強，顆粒間的膠結(jié)物含量減少，膠結(jié)作用減弱，顆粒間良好的連通性也為晚期溶蝕性流體的進入提供了條件，溶蝕作用增強(圖4-E、F)，形成于層序界面附近的進積型、加積型障壁砂壩儲層物性更好[20-22]。

3結(jié) 論

a.大牛地氣田太二段沉積時期，受短期基準面旋回變化的控制，形成了進積型、加積型、退積型障壁砂壩。其中進積型、加積型障壁砂壩儲層物性相對較好，且由于太二段整體是一個“進積”的過程，其優(yōu)勢儲層主 要位于太二段晚期的進積型、加積型障壁砂壩中。

b.短期基準面旋回變化控制砂壩疊加樣式的同時，還影響著儲層遭受成巖作用的強度。加積型、進積型障壁砂壩經(jīng)歷壓實作用后殘留原生孔隙體積大，且受到的破壞性成巖作用較弱、建設性成巖作用較強，儲層物性相對較好。

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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

[文章編號]1671-9727(2016)03-0354-08

[收稿日期]2015-07-02。

[基金項目]國家自然科學基金項目(41340030)。

[通信作者]胡望水(1963-),男,教授,博士生導師,從事油氣勘探與開發(fā)的教學與科研, E-mail:948889775@qq.com。

[分類號]P512.2; TE121.3

[文獻標志碼]A

[第一作者] 王闖(1990-),男,碩士研究生,礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè), E-mail:448051331@qq.com。