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滨岸砂坝是海相沉积盆地开阔海岸地带广泛分布的储集砂体，处于海洋作用影响海底的高能带附近，常年受到海洋多重改造作用，多形成与海岸线大致平行或斜交的砂坝复合体，平面上为较窄的条带状，延伸距离远，分布规模大[1-6]。一般认为，滨岸砂坝因其“岩性分选好、横向连通性好和高孔高渗”的特点，并且紧邻陆棚相泥岩，是海岸沉积相带岩性油气藏有利的勘探目标[7-10]。然而随着油气田评价开发的深入，复杂的油水关系表明砂坝内部储层物性变化快，储层连通性也不具有均质储层的贯通特征，储层内部具有较强的非均质性。事实上，滨岸砂坝沉积过程中，其沉积特征、分布规模和砂体空间分布主要受海岸带地貌坡度变化、海水能量、海平面变化和物源条件等因素的制约，滨岸砂坝内部经常发育影响流体渗流的泥质成分，导致砂体之间的连通关系变得复杂[10-13]。
位于南亚地区印度河盆地的塔尔斜坡S区块，是目前南亚地区重要的产油气区。该地区下白垩统发育厚层海相滨岸砂坝沉积，为最有利的储集砂体[14-16]。然而在砂坝型油气藏评价开发过程中，由于对砂坝储层变化规律认识不清，经常面临着砂坝储层横向连通性差、沉积微相变化快，甚至油水关系矛盾的难题[17-22]，制约了砂坝型油气藏的快速开发进程。随着S区块三维地震的全区覆盖及大批评价井的完钻，亟需人们借助多种技术手段，从整体上对S区块砂坝型储层空间分布特征，尤其是砂坝储层的砂泥分布特征、微相划分及储层内幕差异性等方面有更加深入的认识。因此，本文综合利用30多口井取心资料以及钻井、测井、分析测试和地震数据，在砂坝沉积相标志分析的基础上，开展砂坝沉积微相划分，对砂坝型储层进行精细描述，阐明砂坝储层内部的差异性，为砂坝型储层精细开发提供技术支撑。
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印度河盆地构造位置处于喜马拉雅山南部，面积约38×104 km2，盆地主体由向西北倾斜的大陆架组成，形成于古生界花岗岩基底之上的中、新生代盆地，构造演化主要经历了三大阶段，包括三叠—侏罗纪裂谷阶段、白垩纪被动大陆边缘演化阶段和古近纪以来前陆阶段[14-16]。盆地构造单元划分上，自西到东依次为：西部褶皱造山带（苏来曼和萨哈尔褶皱带），中部前渊带（苏来曼前渊和萨哈尔前渊带）和东部隆后盆地（北部盼遮普台地、中部玛里—坎科塔高地和南部德信台地、塔尔斜坡）（图1a）。沉积地层主要由碎屑岩和碳酸盐岩组成，含少量火山岩，最大地层沉积厚度约6 000 m[16-18]（图1b，c）。
图 1 盆地构造单元划分（a）、地层综合柱状（b）和南部L1地质大剖面（c）（剖面位置见图1a）
Figure 1. (a) Basin tectonic element division; (b) generalized stratigraphic column; and (c) L1 geological structure section of southern part. Section location shown in Fig.1a
盆地油气资源十分丰富，以塔尔斜坡S地区为例，目前发现了近十个油气田，油气藏类型以构造油气藏为主，含少量岩性地层或复合油气藏[14,19-21]。主要目标层系为下白垩统，发育四套砂岩组（A、B、C和D砂岩组），沉积环境为海相三角洲—滨浅海相沉积，其中顶部A砂岩组为开阔海岸相滨岸砂坝沉积，发育优质储层，油气充满度高，油气产量占四套砂岩组的90%以上[22-24]，是油气评价开发的主要目标。本文以顶部A砂岩组滨岸砂坝储层为研究对象，开展储层精细描述及含油气性研究。
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钻井取心揭示A砂岩段岩性以细、粉砂岩和泥质粉砂岩为主，含少量中砂岩，平均粒径为0.09~1.32 mm。岩性成分中石英颗粒含量高（含量范围为81%~96%），而长石和岩屑含量较低，分别为1%~9%和3%~18%。铸体薄片分析发现，砂岩颗粒分选中等—好，磨圆度为次棱状—次圆状，颗粒间接触方式以点、线型为主，原生孔隙十分发育，黏土杂基含量低，见硅质胶结作用。这些反映沉积物处于滨浅海环境，水体能量较强，沉积物受到海水往返筛选和改造作用，砂质较纯、成熟度较高（图2a~c）。
图 2 滨岸砂坝铸体薄片分析
Figure 2. Casting thin sections of sandbar sediments
另外，镜下可见一定数量的海相双壳类生物碎片，常见磨损和圆化现象，生物碎屑淋滤后发生溶蚀形成铸模孔（图2d~f）。自生矿物类型多样，除了白云石、方解石、高岭石和石英自生加大边外，还见铁硅酸盐类矿物和一些磷酸盐类矿物，如（鲕）海绿石等。部分钻井可见少量黄铁矿颗粒，呈现出分散状分布特征（图2b，c）。（鲕）海绿石的发现，揭示了砂坝沉积处于水下还原、缓慢沉积的滨浅海环境[25]。
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A砂层组沉积构造特征丰富，这有助于恢复滨岸砂坝沉积岩相古地理条件。在中—细砂岩较粗岩性段，发育块状层理、平行层理和低角度交错层理，部分含生物介壳薄夹层（图3a~c），反映高能的滨浅海沉积环境。风暴交错层理揭示正常浪基面以下存在风暴流作用，岩心底部岩性成分粗，含泥砾、粗颗粒砂岩与生物介壳碎片互层，粒度向上变细，逐渐递变为透镜状砂岩或泥岩等细粒沉积，局部含生物介壳（图3d）。
图 3 滨岸砂坝沉积构造分析
Figure 3. Depositional structures of sandbar sediments
细—粉砂岩段主要发育波状纹层和波状交错层理，局部出现了薄的泥质条带夹层；薄互层段则出现了压扁层理、水平层理等典型沉积构造，这些均反映了滨海环境浅水区水流频繁动荡的作用[26-27]（图3e~h）。粉砂质泥岩和泥岩较细粒沉积物常处于（弱）还原和弱沉积水动力环境，非常有利于海洋生物的生长和活动，因此细粒沉积物中软体类、介壳类化石丰富。此外，生物活动往往会改造或破坏其原生沉积构造，见垂向生物潜穴，或者沉积物呈现团块状、部分纹层变形的特点（图3i~l）。
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A砂层组测井相组合特征多样。在中—细砂岩较粗岩性段，测井相类型为中高幅、光滑或微齿化箱型，顶、底部多为突变接触关系，反映水动力条件强、砂岩纯净的特点。在细—粉砂岩段，测井相以中高幅、齿化漏斗形或小型钟型为主，沉积序列多为下粗上细的反旋回。在薄的砂泥互层段，常见指状或齿化漏斗型，反映较弱的水动力条件。在泥岩较细粒沉积中，测井相为高幅、平直线型，反映还原的水动力环境（图4）。
图 4 A砂层测井解释图
Figure 4. Well log interpretation of A sand
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白垩系A砂层组沉积时期，S区块由南向北发育向海洋进积的沉积层序。以顺物源方向地震剖面为例，在A砂层顶底界面限定的地震相单元内，发育斜交型前积反射结构，前积规模较小，地震波组时窗小于0.5 s，相当于1~2个同相轴间距。前积层倾角为较低角度倾斜，不同的前积反射层大致平行，部分重复叠置。该特征反映了水体宽浅、坡度平缓的沉积环境，砂坝为垂向叠置或者向海进积的特点（图5）。
图 5 A砂层地震相特征
Figure 5. Seismic facies of A sand
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随着评价开发程度的深入，越来越多的学者发现砂坝内部仍旧存在较强的非均质性[28-30]，这导致油气分布复杂。以研究区滨岸砂坝为例，目前已钻井5口（W4~W8井），不同钻井分析测试结果差异较大，主要表现为以下3点：1）W6~W8井的岩心储层物性变化快，孔隙度范围大约8%~34%，渗透率为(10~1 100）×10-3 μm2。2）测井含水饱和度与压力交汇拟合分析显示，W6~W8井的孔喉结构及排替压力相差较大。3）W4~W8井的距离处于2 km之内，然而在同样的开采工艺条件下，不同油井的开采压力变化大、产油量及递减曲线相差悬殊（图6）。
图 6 滨岸砂坝体单井分析测试结果
Figure 6. Well test results of sandbar
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根据沉积相标志和钻井分析测试分析结果，将滨岸砂坝划分为坝中、坝缘、坝间和浅海或局限海湾泥岩等4种微相类型，以达到储层精细刻画的目的（表1）。
表 1 砂坝沉积微相标志、类型及识别特征
Table 1.
Sandbar microfacies marker, type and depositional features 坝中 坝缘 坝间 浅海或海湾泥岩 所处位置 砂坝中部 砂坝侧翼 不同叠置砂坝间 砂坝之间 岩性组成 单砂体厚度大（3~8 m）， 以石英砂岩为主，质纯 单砂体厚度变薄（小于3 m），细、粉砂岩 泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩 泥岩夹薄层泥质粉砂岩 结构组分 颗粒以中—细砂岩为主， 分选较好，成熟度高 粒度变细，分选中等， 含生物碎片或有机质 高泥质含量，分选差， 少量生物碎片 泥岩，有机质含量高 沉积构造 平行层理、交错层理和块状层理， 含生物碎片 波状交错层理、小型交错层理、压扁层理， 含泥质薄夹层，存在生物扰动现象 平行层理、透镜状层理，生物扰动强烈，部分团块状、纹层变形 块状层理，小型平行层理和透镜状纹层 成岩作用 砂岩压实程度中等，自生矿物见石英次生 加大和少量泥晶方解石胶结物 压实程度中等，钙质团块，胶结物含泥晶或白云石胶结物、高岭石 压实作用，见钙质结核 压实作用 孔隙类型 原生孔隙十分发育，同时次生孔隙和 后期的铸模孔进一步改善储层物性 原生孔隙和次生孔隙，部分孔隙被充填 微孔隙 孔隙极低 储层物性 孔喉结构粗歪度，排驱压力低， 孔喉分选好。 孔隙度14%~34%， 渗透率：>120×10-3 μm2 孔喉结构中—细歪度，排驱压力中等， 孔喉分选中等。 孔隙度：8%~19%， 渗透率：（20~120）×10-3 μm2 孔喉结构细歪度，排驱压力高， 孔喉分选差。 孔隙度：2%~8%， 渗透率<10×10-3 μm2 致密层 储层评价 优质 中等 较差 — 测井响应 （微齿化）箱型或钟型，GR值极低 （齿化）漏斗型或小型箱型，GR值中等 指状或齿化漏斗型，GR值高 高幅、平直型， GR值高 地震响应 低频强振幅反射，高纵波阻抗值 中等振幅、中等连续性、 中—高纵波阻抗值 较弱振幅，同相轴断续分布， 较低纵波阻抗值 弱振幅， 低纵波阻抗值 油气产量 单井产量高， 稳产时间长 单井产量一般， 稳产时间长 单井产量低， 开采时间短 — 代表井 W5，W8 W4，W7 W6 — -
处于砂坝中部，单砂体厚度大（3~8 m），以中—细砂岩为主，且多为石英砂岩，分选较好，成熟度高（图2a）。主要发育平行层理、交错层理和块状层理，部分含生物碎片（图3a~c）。砂岩压实程度中等，自生矿物见石英次生加大和少量泥晶方解石胶结物。坝中微相储集砂体受海水淘洗改造作用影响，原生孔隙十分发育，同时次生孔隙和后期的铸模孔进一步改善了储层物性（图2a~c），储层孔隙度变化范围为15%~34%，平均24.6%，渗透率一般大于120×10-3 μm2，最高可达2 050×10-3 μm2。此外，W8井坝中微相测试曲线拟合分析显示，孔喉结构为粗歪度，排驱压力较低，孔喉分选好（图6a，b）。测井相表现为（微齿化）箱型，GR值极低，普遍小于18 API，说明泥质含量低，构成优质储层（图4）。同时，W8井单井产量高，稳产时间长，证实坝中微相具有良好的储油物性（图6c，d）。
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处于坝主体边缘或侧翼部位，单砂体厚度小（小于3 m），多为粉砂岩，粒度变细，分选中等，含一定数量的生物碎片或少量有机质（图2e）。主要发育波状纹层、小型交错层理和压扁层理等，含有泥质夹层和生物扰动现象（图3f~i）。砂岩压实程度中等，见钙质团块，胶结物含石英次生加大、泥晶方解石或白云岩胶结物、黄铁矿和高岭石等（图2d~f）。孔隙类型包括原生孔隙和次生孔隙，然而由于泥质含量增加，孔隙往往部分被钙质胶结物、泥质或少量黄铁矿等充填，一定程度上降低了储集性能，坝缘微相储层孔隙度变化范围为8%~19%，平均12.7%，渗透率变化范围为（20~120）×10-3 μm2。此外，W7井坝缘微相分析显示，孔喉结构为中—细歪度，排驱压力中等，孔喉分选中等（图6a，b）。测井相以（齿化）漏斗型或小型箱型为主，GR值中等，测量值范围为18~45 API（图4）。W7井（坝缘微相）毗邻W8井（坝中微相），虽同处于滨岸砂坝相带，但其储集物性、原油产能及稳产时间均不及W8井（图6c，d），这表明沉积微相通过控制其储集性能的变化，进而控制了砂坝内油气分布。
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发育位置处于不同叠置砂坝之间，以偏细粒沉积夹薄层砂质为主，泥质含量偏高。主要发育平行层理和小型透镜状层理，生物扰动现象强烈，使沉积物呈现团块状、部分纹层变形的特点（图3j，k）。砂岩以压实作用为主，含钙质胶结。砂坝间的孔隙类型以微小孔隙为主，孔隙度变化范围为2%~8%，一般小于6%，渗透率小于20×10-3 μm2，储集物性较差。W6井坝间微相孔隙结构分析表明，该孔喉结构成细歪度、排驱压力高、孔喉分选差（图6a，b）。测井相为指状或齿化漏斗型，GR值高，大于45 API（图4）。W6井钻遇坝间微相，钻井揭示岩性为泥岩夹（泥质）粉砂岩，油气产量低，且生产时间短（图6c，d），目前W6井已经停产，说明坝间微相不仅自身储集性能差，又可降低砂坝储层之间连通性。
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由于海平面频繁变化，浅海泥岩常常与滨岸砂坝伴生，且往返穿插于滨岸砂坝内部，增强了砂坝储层的非均质性，故单独列出。岩性普遍致密，以黑色和深灰色泥岩为主，局部夹薄层泥质粉砂岩，有机质含量高。岩心沉积构造以块状层理为主，少量小型平行层理和透镜状纹层（图3l）。测井相为高幅、平直线型，GR值大于60 API（图4）。该类泥岩孔渗极低，不是有效储层，常以隔夹层的方式出现。
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该砂坝油藏受构造和岩性双重因素控制，为构造—岩性复合油气藏。不同钻井（W4~W8井）揭示砂坝内部沉积微相变化快，其中W5和W8井钻遇了坝中微相，W4和W7井钻遇了坝缘微相，W6井钻遇了坝间微相。
在已钻井约束下，借助岩性目标处理后三维地震资料横向分辨率高的技术优势，可以较好的识别砂坝内幕变化细节。从高精度地震解释剖面和储层反演剖面可以看出（图7a，b），坝中微相的地震响应（W5和W8井附近）为低频强振幅反射，纵波阻抗值高于围岩，形成明显的阻抗异常。坝缘的地震反射特征（W4和W7井附近）表现为中等振幅、中等连续性、中高的纵波阻抗值。坝间（W6井附近）的地震反射振幅较弱，同相轴出现弱扭动、断续分布，纵波阻抗值也明显变低。这些地震响应和储层反演结果与钻井吻合度高（表1）。
图 7 滨岸砂坝微相分析图
Figure 7. Sandbar sedimentary facies analysis
从连井油藏剖面可以看出（图7c），W4~W8井均处于滨岸砂坝有利的岩性相带，然而由于砂坝内部微相变化快，不同微相类型岩性相互叠置，导致储层物性变化快，横向连通性变差。此外，浅海或海湾泥岩也常常与滨岸砂坝伴生，加剧了砂坝储层内部的非均质性。滨岸砂坝储集相带因低渗或非渗层的存在使得本身完整的构造—岩性油藏被分隔成不同块体，实际的开发数据也揭示了砂坝内部形成分割的、多个油藏系统，油水关系分布十分复杂。
根据取心标定测井，测井标定地震，特别是结合地震相和地震属性分析手段，预测研究区滨岸砂坝沉积微相的平面展布特征（图7d，e）。高亮体属性与砂坝微相变化有较好的对应关系，该属性的计算原理是首先选取有效频带范围内的地震数据体，之后计算目的层段的峰值振幅，峰值振幅与平均振幅之差即是高亮体属性[31]，更能突显砂坝内部岩性变化细节。整体上，黑色虚线内部为红黄暖色调异常区域（图7d），平面上呈近北东向、平坦席状展布，与海岸线方向近平行分布，沉积相解释为滨岸砂坝岩性区带。此外，滨岸砂坝内部仍可划分三个显著的属性异常区（图7d）。红黄暖色调、高能量异常区，在平面上呈点状或条带状分布，钻井揭示单砂岩厚度大于3 m，对应为坝中微相。绿色调、中等能量异常区，在平面上分布在红黄暖色调周围，呈平坦席状、条带状分布，钻井揭示为砂泥互层，单砂厚度多小于2 m。浅蓝色的中低值异常区，钻井揭示以泥岩夹薄砂沉积为主，对应是滨岸砂坝内部低能区的坝间微相（图7d，e）。根据钻井和地震相互验证分析的手段，可以实现对滨岸砂坝储层精细描述，分析砂坝复合体内部不同沉积微相与储集性能变化和油气分布规律的对应关系，同时也为油气开发调整和产能分析提供地质依据。
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滨岸砂坝沉积受物源供给、海底坡度、海平面变化和后期改造作用等影响[30,32]，砂坝复合体经常往返穿插于滨浅海相泥岩内部，此外，砂坝内部岩性并不均一，不同微相类型岩性相互叠置、切割，导致砂坝储层分布复杂。坝中为最有利的微相类型，呈点状或条带状分布，砂岩厚度大、分布范围小、个数多，彼此不连通；坝缘微相紧邻坝中周围，呈平坦席状分布，砂岩厚度小、分布规模广，彼此连通性好；而坝间微相经常发育在不同砂坝之间低部位，以泥质沉积为主，分布范围小（图8）。此次研究，采用井、震紧密结合的研究方法，利用地震资料横向分辨率高的优势，较好地揭示了滨岸砂坝储层内部结构，分层次建立了S区块滨岸砂坝“坝中、坝缘和坝间”的微相地质框架及其砂、泥岩空间配置关系，探讨了砂坝储层内幕差异性“灰箱”，该模式将有利于指导砂坝型油气藏的精细评价开发。
图 8 滨岸砂坝微相沉积模式
Figure 8. Sandbar sedimentary microfacies model
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（1） 南亚S区块A砂层组沉积时期处于相对高能的海岸沉积环境，发育滨岸砂坝有利储集层，进一步将滨岸砂坝复合体划分为坝中、坝缘、坝间和泥岩等微相类型。
（2） 砂坝内幕存在明显的差异性，沉积微相控制其储集性能的变化，进而控制油气分布，其中坝中微相储集性能最好，坝缘次之，坝间较差。
（3） 滨岸砂坝内部由于不同微相类型岩性相互叠置、切割，使得砂坝内砂体厚度差异大、横向不连通和物性变化快，进而导致砂坝内油藏被切割成若干相对独立的油藏。
Study on Detailed Reservoir Description and Internal Differences, Shoreland Sandbar, S Block, South Asia
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摘要:
滨岸砂坝是南亚地区S区块主要的油气储层类型和勘探目标，一般认为滨岸砂坝储层具有“连通性好、高孔高渗”的特点，然而随着油气田评价开发的深入，发现该类型砂岩内部储层物性变化快、非均质性强，油气分布复杂。利用岩心、测井、地震和生产测试资料，开展滨岸砂坝储层精细描述，阐明砂坝储层内部差异性。结果表明：1）滨岸砂坝体处于相对高能的海岸沉积环境，长期受到波浪的淘洗改造作用，构成有利的岩性储层发育区带。2）滨岸砂坝细分为坝中、坝缘、坝间及泥岩隔层四种微相类型，沉积微相控制储集性能变化。坝中微相为纯砂岩，厚度大、地震相表现为低频强振幅反射，岩性以中—细砂岩为主，原生孔隙和次生孔隙均发育，储集性能最佳。坝缘微相处于砂坝侧翼，岩性变细，部分孔隙被充填，储层物性中等。坝间微相处于不同叠置砂坝之间，以微孔隙为主，储集性能较差。浅海或者局限海湾相泥岩隔层穿插于砂坝内部，加剧了储层的非均质性。3）砂坝储集性能的变化导致油气分布复杂。滨岸砂坝内部因不同微相类型岩性相互叠置，表现为砂坝内井间砂体厚度变化块、横向不连通且物性变化快，砂坝油藏被切割成若干相对独立的油藏。 Abstract:Shoreland sandbars are the main hydrocarbon reservoir type and exploration target in S Block， South Asia area. Sandbar reservoirs usually feature high porosity and high permeability. However， further evaluation of the oil and gas field has found that the internal physical properties of sandbar reservoirs change rapidly. They are strongly heterogeneous with complex distribution of oil and gas. Core logging， seismic and production test data， detailed reservoir description and microfacies prediction of a sandbar were carried out in this study of sandbar， and internal differences in the reservoir were analyzed， with the following results： （1） The shoreland sandbar is located in a relatively high-energy coastal sedimentary environment and has experienced long-term wave washing， forming a favorable reservoir zone. （2） The sandbar complex is subdivided into four microfacies types： center bar， bar edge， interbar and mudstone interbeds. The sedimentary microfacies influence the reservoir properties. The center bar comprises a thick， pure， mainly medium-fine sandstone in which the facies seismicity is seen as low-frequency， high-amplitude reflections. Both primary and secondary pores are relatively well developed， giving the best reservoir performance. The bar edge microfacies are located on the flank of the sandbar. The lithology is fine-grained with some filled pores， giving a medium reservoir performance. Interbar facies， located between sandbars， contain mainly micropores with poor storage performance. The mudstone facies are shallow sea or confined bay deposits， and are interspersed throughout the sandbar， intensifying the reservoir heterogeneity. （3） The changes in the physical properties of sandbar reservoirs directly increases the complexity of the reservoir characteristics. Because the lithologies of the different microfacies overlap and intersect within the sandbar， it is not connected horizontally and the physical properties change rapidly. To summarize， the sandbar reservoir is cut into several relatively independent oil reservoirs. -
图 1 盆地构造单元划分（a）、地层综合柱状（b）和南部L1地质大剖面（c）（剖面位置见图1a）
Figure 1. (a) Basin tectonic element division; (b) generalized stratigraphic column; and (c) L1 geological structure section of southern part. Section location shown in Fig.1a
图 2 滨岸砂坝铸体薄片分析
P：孔隙，Q：石英，F：生物碎屑，G：海绿石颗粒，M：生物碎片淋滤后的铸模孔，K：高岭石，FeS2：黄铁矿颗粒
Figure 2. Casting thin sections of sandbar sediments
图 3 滨岸砂坝沉积构造分析
（a）中砂岩，平行层理，夹薄层介壳碎片（坝中）；（b）细砂岩，交错层理（坝中）；（c）中砂岩，底部含细砾，块状层理（坝中）；（d）细砂岩，底部块状层理（含泥砾），上部风暴交错层理；（e）粉砂岩，波状交错层理（坝缘）；（f）粉砂岩，透镜状层理（坝缘）；（g）泥质粉砂岩，压扁层理（坝缘）；（h）泥质粉砂岩，水平层理（坝缘）（i）泥质粉砂岩，垂向洞穴（坝缘）；（j）粉砂质泥岩，生物扰动现象：团块状、部分纹层变形（坝间）；（k）粉砂质泥岩，钙质胶结严重，丰富生物介壳（坝间）；（l）深黑色、块状泥岩（浅海泥岩）
Figure 3. Depositional structures of sandbar sediments
图 6 滨岸砂坝体单井分析测试结果
（a）孔渗关系；（b）毛管压力曲线；（c）产量曲线；（d）开采压力曲线
Figure 6. Well test results of sandbar
图 7 滨岸砂坝微相分析图
（a）L2测线地震剖面；（b）L2测线反演剖面；（c）连井油藏剖面；（d）高亮体属性；（e）沉积微相图
Figure 7. Sandbar sedimentary facies analysis
表 1 砂坝沉积微相标志、类型及识别特征
Table 1.
Sandbar microfacies marker, type and depositional features 坝中 坝缘 坝间 浅海或海湾泥岩 所处位置 砂坝中部 砂坝侧翼 不同叠置砂坝间 砂坝之间 岩性组成 单砂体厚度大（3~8 m）， 以石英砂岩为主，质纯 单砂体厚度变薄（小于3 m），细、粉砂岩 泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩 泥岩夹薄层泥质粉砂岩 结构组分 颗粒以中—细砂岩为主， 分选较好，成熟度高 粒度变细，分选中等， 含生物碎片或有机质 高泥质含量，分选差， 少量生物碎片 泥岩，有机质含量高 沉积构造 平行层理、交错层理和块状层理， 含生物碎片 波状交错层理、小型交错层理、压扁层理， 含泥质薄夹层，存在生物扰动现象 平行层理、透镜状层理，生物扰动强烈，部分团块状、纹层变形 块状层理，小型平行层理和透镜状纹层 成岩作用 砂岩压实程度中等，自生矿物见石英次生 加大和少量泥晶方解石胶结物 压实程度中等，钙质团块，胶结物含泥晶或白云石胶结物、高岭石 压实作用，见钙质结核 压实作用 孔隙类型 原生孔隙十分发育，同时次生孔隙和 后期的铸模孔进一步改善储层物性 原生孔隙和次生孔隙，部分孔隙被充填 微孔隙 孔隙极低 储层物性 孔喉结构粗歪度，排驱压力低， 孔喉分选好。 孔隙度14%~34%， 渗透率：>120×10-3 μm2 孔喉结构中—细歪度，排驱压力中等， 孔喉分选中等。 孔隙度：8%~19%， 渗透率：（20~120）×10-3 μm2 孔喉结构细歪度，排驱压力高， 孔喉分选差。 孔隙度：2%~8%， 渗透率<10×10-3 μm2 致密层 储层评价 优质 中等 较差 — 测井响应 （微齿化）箱型或钟型，GR值极低 （齿化）漏斗型或小型箱型，GR值中等 指状或齿化漏斗型，GR值高 高幅、平直型， GR值高 地震响应 低频强振幅反射，高纵波阻抗值 中等振幅、中等连续性、 中—高纵波阻抗值 较弱振幅，同相轴断续分布， 较低纵波阻抗值 弱振幅， 低纵波阻抗值 油气产量 单井产量高， 稳产时间长 单井产量一般， 稳产时间长 单井产量低， 开采时间短 — 代表井 W5，W8 W4，W7 W6 — 
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图(8) / 表 (1)
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