0 引言
生物扰动是指动植物、微生物的生命活动造成沉积物和土壤的成分、结构与构造等变化[1]。生物扰动原属于传统遗迹学的研究范畴，广泛应用于古生物学、沉积学、层序地层学领域，可为恢复古环境、识别关键层序界面、探寻生物起源与生命的快速演化等提供理论依据[2,3]。近年来，石油地质学家相继提出生物扰动可对油气的勘探开发产生重要影响的观点。他们发现了多套储集与渗流性能因受到生物扰动而改变的储层，这些储层分布于北美、中东和挪威海域等地，时代多为中新生代，对应的沉积环境、岩性及物性特征差异较大[4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17]（表1）。造迹生物在沉积物中形成的管状痕迹称为潜穴，未受到扰动的围岩部分则为基质[18]。造迹生物的觅食、居住、休息、爬动、蠕动、逃逸等一系列生命活动，可产生破坏原生层理、建立渗流通道、改变孔隙水的化学性质、增加或减少有机质含量等影响，进而造成潜穴与基质区域的物理、化学性质差异。储层的储集与渗流性能得到改善或受到抑制，非均质性增强[19]。生物扰动相关的多个因素如潜穴的几何特征、生物扰动强度、潜穴与基质的渗透率比值、成分差异等均会影响储层的非均质性[6,7,9,11,20]。
表1 生物扰动储层研究实例统计Table 1 Research examples of bioturbated reservoirs |
| 地点/国家 | 地层/ 界面名称 | 地质年代 | 岩性 | 沉积环境 | 物性特征 | 参考文献 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 威拉帕湾，美国 | Glossifungites 固底界面 | 第四纪 | 基质为泥岩，潜穴被砂质充填 | 潮间带 | 潜穴的渗透率显著高于基质 | Gingras等[4] |
| 阿尔伯塔，加拿大 | Palliser组 | 泥盆纪 | 潜穴为白云岩，基质为灰岩 | 浅水碳酸盐岩缓坡 | 潜穴的渗透率高于基质 | Gingras等[5] |
| 挪威海 | Lysing组 | 白垩纪 | 细砂岩、粉砂岩、泥岩 | 大陆架—外陆架 | 潜穴的渗透率高达基质的2个数量级 | Gingras等[6] |
| 加瓦尔油田, 沙特阿拉伯 | Glossifungites 固底界面 | 侏罗纪 | 基质为泥晶灰岩，潜穴为砂糖状白云岩 | 滨岸 | 潜穴区域为高渗区 | Pemberton等[7] |
| 东爪哇海 | Paciran组 | 中新世 | 砂岩、灰岩 | 深海远洋 | 潜穴间的连通性好， 渗透率高于基质 | Pemberton等[7]；Noble等[8] |
| 挪威近海 | Ula组 | 侏罗纪 | 砂岩 | 滨岸 | 强烈的生物扰动提高潜穴的孔隙度5%~10% | Gingras等[6] |
| 纽芬兰，加拿大 | Ben Nevis组 | 白垩纪 | 砂岩 | 海湾 | 生物扰动使得潜穴的孔渗提高6倍或降低1/3 | Tonkin等[9] |
| 阿尔伯塔，加拿大 | Alderson组 | 白垩纪 | 含薄泥质夹层的细砂岩 | 三角洲海岸 | 潜穴的渗透率显著增高 | Hovikoski等[10] Lemiski等[11] |
| 阿尔伯塔，加拿大 | Bluesky组 | 白垩纪 | 隐蔽生物扰动砂岩 | 滨岸 | 孔隙度、渗透率略有改善且数值更为集中 | Gordon等[12] |
| 曼尼托巴，加拿大 | Red River组 | 奥陶纪 | 斑状白云化灰岩 | 陆缘碳酸盐岩台地 | 基质的平均渗透率为1.65×10-3μm2，潜穴为19.2×10-3μm2 | Gingras等[5] |
| 西北地区，加拿大 | Lonely Bay组 | 泥盆纪 | 潜穴发生钙质胶结 | 滨岸/远岸 | 潜穴部分晶内孔发育，孔隙度增加 | Corlett等[15] |
| 塔里木盆地，中国 | 东河塘组 | 泥盆纪 | 砂岩 | 潮汐砂坝 | 储层物性随生物扰动增强而变差 | 齐永安[16] |
| 东濮凹陷，中国 | 沙四段 | 古近纪 | 粉砂岩 | 滨浅湖—深湖 | 生物扰动部位的泥质含量低，胶结物含量高 | 纪友亮[17] |
AD油田位于伊拉克中南部，具有丰富的油气资源，晚白垩世土伦期沉积的Khasib组是其主要的含油层系之一。该油田于2010年投产，目前已处于注水开发阶段。强烈的储层非均质性导致采油井的含水率快速上升，油气产量大幅下降。先前研究认为沉积环境、成岩作用是控制Khasib组储层质量的主要因素[21,22,23,24]。Kh2段是Khasib组的主力产层，发育大量生物扰动构造，潜穴与基质部分的岩石组构、储集空间、含油性等差异显著，然而现有研究尚未明确生物扰动与Kh2段储层非均质性的相关性及成因联系[21,25,26]。本文基于岩心、显微薄片观察和阴极发光、点渗透率测试等，通过岩相学、遗迹学及储层地质学研究方法，分析Kh2段遗迹学与储层非均质性特征及二者的相关性，同时明确生物扰动层位的非均质性类型及成因模式，以期完善对非均质性主控因素的认识，进而为油田开发提供理论依据。
1 地质背景
AD油田位于伊拉克中南部，距西北方向的首都巴格达约180km，构造上位于波斯湾盆地美索不达米亚平原中部[27]（图1）。自寒武纪以来，波斯湾盆地长期位于古冈瓦那大陆的北缘，古生代经历了古特提斯洋的开启—扩张以及新特提斯洋的开启运动，中新生代主要受到阿尔卑斯构造旋回的影响。早阿尔卑斯旋回开始于二叠纪末期，美索不达米亚平原发生大幅度沉降。白垩纪研究区构造活动微弱，沉积大规模富含生屑的浅海碳酸盐岩及少量碎屑岩。白垩纪末期的拉拉米运动（Laramide Orogeny）标志晚阿尔卑斯构造旋回的开启，形成分布广泛的区域不整合界面。中新世扎格罗斯造山运动期间，强烈的挤压应力使得美索不达米亚地区发育包括AD背斜在内的、一系列雁列式北西—南东走向的背斜构造[21,22,27,28]。AD背斜长轴近50km，短轴为15~20km，闭合面积约为15km2；自东南向西北方向发育AD1、AD2、AD4共3个构造高部位，整体倾角小于2°，呈现出宽缓的形态。
AD油田白垩系自下而上共发育Mauddud组、Rumaila组、Mishrif组以及Khasib组4套主要的含油气地层。本文研究的Khasib组对应晚白垩世土伦期，隶属伊拉克地区晚土伦—达宁阶的AP9巨层序沉积[29]。Khasib组最早由Owen命名于伊拉克南部的Zubair-3井，广泛分布于伊拉克中部及南部的东巴格达（East Baghdad）、哈法亚(Halfaya)、马吉隆（Majnoon）等大型油气田[21]。Khasib组底部以抬升剥蚀运动造成的区域不整合界面区分于Mishrif组，顶部则以沉积间断面与Tanuma组为界。Khasib组自上而下分为4段（图2），研究目的层位Kh2段是主要的含油层系，横向连续性好，沉积厚度稳定[30]。Kh2段的主要岩石类型为颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩、泥灰岩，整体生屑含量较高，主要包括以仙掌藻为主的绿藻类、棘皮、有孔虫、双壳类、腹足类等。根据岩性与测井响应特征，将Kh2段进一步划分为5个小层，其中的Kh2-1小层又可细分为Kh2-1-1、Kh2-1-2U以及Kh2-1-2L共3个单层。
基于研究区Kh2段4口取心井的426张岩石薄片，以岩石类型[31]、组分及生屑含量等为划分依据，共识别出5种微相类型：浮游有孔虫灰岩微相（MFT1）、泥晶生屑灰岩微相（MFT2）、泥晶绿藻灰岩微相（MFT3）、泥晶生屑砂屑灰岩微相（MFT4）以及亮晶生屑砂屑灰岩微相（MFT5）。微相组合特征及垂向演化关系表明，Kh2段发育于中缓坡—外缓坡环境，主要沉积相带包括高能的颗粒滩、中—低能的绿藻滩与滩间及低能的外缓坡浅水陆棚。微相类型自下而上由MFT1过渡为MFT4/MFT5，灰泥的相对含量逐渐降低，内碎屑的相对含量升高，反映出沉积水体变浅，能量增强的演变过程。
2 样品与方法
本文研究的样品来源于AD油田取心井A1井、A2井、A3井及A4井的Kh2层段，主要方法包括岩心、显微薄片观察和阴极发光、点渗透率测试等。岩心照片实地拍摄于岩心库，用于遗迹特征识别与储层含油性划分工作。岩心观察长度总计172.3m，采用不含油、荧光、油迹、油斑、油浸、富含油、饱含油等术语描述岩心的含油性[32]。岩石薄片均为经茜素红染色的铸体薄片（铸体呈蓝色），通过Nikon ECLIPSE LV100N POL 光学显微镜采集典型现象，用于观察岩石的微观结构与储集空间特征以及识别主要的成岩作用。阴极发光测试采用CITL 公司生产的阴极发光仪和徕卡DM4500p显微镜，观察碳酸盐岩胶结物的发光性，帮助识别成岩作用的环境与期次。点渗透率测试则利用NER-II岩心自动扫描系统，分别测量潜穴与基质的渗透率，定量表征生物扰动对储层渗透率的影响[6,7,9,11,33]。点渗透率测试长度总计147.5m，单次扫描区域面积为1.36m×0.75m，定位精度1mm，驱动气压设定为620~1 000kPa，测试气体气压为415~1 000kPa，各测试点的渗透率数据均为3次测量后求取的平均值。薄片照片采集于北京大学石油与天然气研究中心，岩心观察、阴极发光及点渗透率测试则由油气藏地质及开发工程国家重点实验室完成。
3 Kh2段遗迹学与非均质性特征
3.1 遗迹学特征
图3 AD油田Kh2段典型遗迹学特征(a) Thalassinoides, A3井, 2 674.8m, MFT3, Kh2-3; (b) Thalassinoides, A3井, 2 673.6m, MFT3, Kh2-3; (c) Rhizocorallium, A2井, 2 662.0m, MFT1, Kh2-5; (d) Planolites, A4井, 2 629.30m, MFT1, Kh2-4; (e) Ophiomorpha, A1井, 2 649.5m, MFT4, Kh2-2；(f) Ophiomorpha, A2井, 2 666.8m, MFT4, Kh2-2; (g) Ophiomorpha, A3井, 2 662.78m, MFT4, Kh2-1-2U;(h) Ophiomorpha, A3井, 2 663.2m, MFT4, Kh2-1-2U; (i) Thalassinoides, A1井, 2 648.5m, MFT5, Kh2-1-2L;(j) Thalassinoides, A3井, 2 664.1m, MFT5, Kh2-1-2L; (k）、（l) Glossifungites, A4井, 2 609.2m, MFT5, Kh2-1-2L Fig.3 Diagram of typical ichnology characteristics of Kh2 member in AD Oilfield |
（1） Thalassinoides-Rhizocorallium：主要由Thalassinoides、Rhizocorallium及少量的Palaeophy-cus构成，分异度中等，丰度中—高，扰动指数BI= 3~5。Thalassinoides单个潜穴的直径为5~25mm，外壁光滑，不具有衬壁结构。一系列相互连通的Thalassinoides构成 “T” 型与“Y”型的三维管状通道，潜穴的空间连通性随生物扰动的增强而变好。二叠纪以来的Thalassinoides多为以美人虾科（callianassa）为代表的海蛄虾类建造（Thalassinidean shrimp）[36,37]。Rhizocorallium潜穴则呈U形管状，两翼管成对出现，近平行排列，翼管间具蹼状构造。该类遗迹组构主要发育于Kh2-1-2U及Kh2-1-2L层段的中缓坡颗粒滩固底形成的亮晶生屑砂屑灰岩微相，岩心尺度可见大量的致密钙质胶结及非组构选择性溶蚀孔洞，指示强烈、复杂的胶结与溶蚀作用。该遗迹组构具有典型的固底遗迹相Glossifungites特征[38]。所谓固底，是沉积物经压实、脱水等作用后形成的、坚硬但未完全固结成岩的界面[39]，通常形成于低位体系域结束后的海侵初期，与最大洪泛面之下的海侵冲刷面对应，因而常作为识别关键层序界面的标志[39,40,41]。
（2） Ophiomorpha：由单一的Ophiomorpha遗迹属组成，分异度低，丰度低—中等，扰动指数BI=1~3。Ophiomorpha潜穴为直径在5~15mm之间的“T”形管状，多呈水平形态分布。通常认为Ophiomorpha的造迹生物与Thalassinoides类似，同样为摄食泥质物、悬浮沉积物的海蛄虾类（Thalassinidean shrimp）[37,42]。部分Ophiomorpha潜穴具有明显的泥质衬壁结构，是造迹生物为增加潜穴的支撑性与完整性而建造，因而可作为高能沉积环境的良好指示标志。同时，部分Ophiomorpha潜穴周缘可见灰白色的碳酸盐岩矿物成岩晕，表明生物扰动一定程度上引起了沉积介质的物理及化学性质改变。该遗迹组构发育于Kh2-1-1、Kh2-1-2U、Kh2-1-2L和Kh2-2层段的泥晶生屑砂屑灰岩微相，是高能中缓坡颗粒滩环境的沉积产物。
（3） Thalassinoides-Palaeophycus：由大量的Thalassinoides以及少量的Palaeophycus组成，分异度中等，丰度中等，扰动指数BI=2~5。Palaeophycus潜穴为截面呈圆形—椭圆形的轻微弯曲—直管，直径介于2.5~10mm之间，主要呈水平形态分布于地层。Palaeophycus的分布较为孤立，潜穴间的连通性差。由于Palaeophycus与Thalassinoides截面的形态相近，加之二者常伴生出现，认为可能由同种造迹生物产生。Thalassinoides⁃Palaeophycus遗迹组构可见于Kh2-3、Kh2-4层段上部的泥晶生屑灰岩微相与泥晶绿藻灰岩微相，对应中—低能量的中缓坡绿藻滩及滩间环境。
（4） Thalassinoides-Rhizocorallium-Planolites：该遗迹组构类型由居住迹、觅食迹、进食迹等多种生态迹组成，包括Thalassinoides、Rhizocorallium及Planolites等。遗迹化石的分异度高，丰度中等，对应扰动指数BI=1~3。Planolites潜穴呈弯曲的管状形态，外壁光滑，直径为5~10mm，无分枝，不具有衬壁结构。该遗迹组构发育于Kh2-4层段下部与Kh2-5的浮游有孔虫生屑泥晶灰岩，指示相对低能的静水环境，对应碳酸盐岩外缓坡沉积。
3.2 储层非均质性特征
前人提出沉积环境、成岩作用是控制Kh2段储层非均质性的关键因素：不同相带的沉积环境不同，岩石组分存在差异；胶结、岩溶等成岩作用会影响储层孔隙的形成与保存，进而造成储集空间及物性差异[22,23,24,28]。Kh2-1-2U、Kh2-1-2L、Kh2-3层段的生物扰动最为强烈，扫描生物扰动发育的典型铸体薄片，可见潜穴与基质部分存在较明显的分界，二者的岩性、含油性、成岩作用改造强度、储集空间类型及发育程度不同（图5）。为进一步探究Kh2段储层非均质性特征及其与生物扰动的相关性，基于岩心、薄片、物性测试资料，将上述生物扰动强烈发育的层位按照沉积环境，分为固底底质颗粒滩、松散底质颗粒滩及绿藻滩3类，分别观察储层的微观结构、含油级别、物性分布特征。
（1）松散底质颗粒滩：岩石类型主要为泥晶生屑砂屑灰岩，显微镜下观察到潜穴与基质的组分与成岩作用差异，例如：基质为对应原始环境沉积的泥晶生屑砂屑灰岩，主要组分包括泥晶、生物碎屑（棘皮与藻类等）、内碎屑，泥质相对含量高，储集空间发育程度较低，孔隙连通性差；潜穴区域则为内碎屑相对含量高、泥晶含量低的泥晶生屑砂屑灰岩，储集空间较基质有明显改善，孔隙类型主要为粒间孔，孔隙间的连通性好[图6（a）—图6（c）]；或是潜穴与基质的组分相同（高含量的内碎屑及少量的生物碎屑），但基质受到致密亮晶方解石胶结，储集空间几乎不发育，潜穴区域则可见有溶蚀特征的残余粒间孔，储集性能优于基质，并可见灰黑色沥青充填的痕迹[图6（d）—图6（f）]。岩心含油性观察显示Ophiomorpha潜穴的含油性较好，达油浸级别；潜穴周缘区域的含油性更为饱满均匀，可至富含油级别；基质的含油性则较差，对应油迹[图6（g）]。点渗透率数据显示潜穴区域的渗透率得到一定程度的改善。以A3井的2 949~2 650m层段为例，Ophiomorpha潜穴部分的渗透率较高，为（21.85~27.83）×10-3μm2；潜穴与基质交界区域的渗透率数值中等，为（8.43~13.42）×10-3μm2；基质部分的渗透率最低，为（1.2~6.67）×10-3μm2 [图6（h）]。
图6 Kh2段松散底质颗粒滩储层的非均质性特征(a）—（f) 生物扰动及孔隙发育特征显微镜下照片；(a）—（c) A2井，2 636.7m, Kh2-1-2L；(a) 潜穴与基质交界，单偏光；(b) 基质，单偏光；(c) 潜穴，单偏光；(d）—（f) A3井, 2 665.4m, Kh2-1-2L；(d) 潜穴与基质交界，单偏光；(e) 基质，单偏光；(f) 潜穴，单偏光；(g) 不同含油性分布特征素描图，Ophiomorpha潜穴及其周缘的含油性较好，Kh2-1-2U中下部；(h) 点渗透率测试，Ophiomorpha遗迹组构，MFT4，A1井2 649~2 650m，Kh2-1-2L，红蓝色充填圆圈代表探针实测位置，红色对应渗透率高值，蓝色对应渗透率中—低值，渗透率单位为×10-3µm2 Fig.6 Heterogeneity characteristics of Kh2 bioturbated hardground grain beach reservoir |
（2）固底底质颗粒滩：薄片观察表明基质部分受到强烈的胶结作用改造转化为固底，岩石类型为亮晶生屑砂屑灰岩，可见棘皮、有孔虫等生屑与内碎屑被亮晶方解石完全胶结，储集性能差，孔隙几乎不发育；潜穴部分则为泥晶颗粒灰岩，几乎未受到胶结作用的改造，组分主要为粗粒的内碎屑与泥晶，粒间孔大量发育，孔隙间的连通性显著优于基质[图7（a）—图7（d）]。岩心含油性观察显示基质致密而不含油，大量发育的Thalassinoides潜穴区域的含油性则较好，对应油浸，部分潜穴周缘的含油性可达富含油级别[图7（e）]。点渗透率数据进一步表明生物扰动改善了储层的渗流性能。以A2井的2 638~2 639m井段为例，该井段中部对应Kh2-1-2L层段顶部的固底，Thalassinoides潜穴部分的渗透率数值高，介于（15.26~668.24）×10-3μm2之间；基质部分则因受到强烈胶结改造转化为固底，渗透率较差，对应（0.071~26.81）×10-3μm2 [图7（f）]。
图7 Kh2段固底底质颗粒滩储层的非均质性特征(a）—（d) 生物扰动及孔隙发育特征显微镜下照片，A3井, 2 664.1m, Kh2-1-2U； (a）、（b) 潜穴与基质交界，单偏光；(c) 潜穴，单偏光；(d) 基质，单偏光；(e) 不同含油区域分布特征素描图，Thalassinoides潜穴及周缘的含油性显著优于受强烈胶结改造的基质，Kh2-1-2U中下部；(f) 点渗透率测试，MFT5，A2井，2 638~2 639m，Kh2-1-2L，渗透率单位为×10-3µm2 Fig.7 Heterogeneity characteristics of Kh2 bioturbated looseground grain beach reservoir |
（3）绿藻滩：显微镜下可见仙掌藻与棘皮生屑的不均匀富集现象：潜穴部分发育大量的仙掌藻溶蚀铸模孔，孔隙的发育程度较高；基质部分则含有较高含量的棘皮生屑与灰泥，孔隙类型主要为基质微孔，储集空间的发育程度低，连通性能差[图8（a）— 图8（d）]。岩心含油性观察显示Thalassinoides潜穴呈褐色，对应油浸含油级别；潜穴周缘发育少量的深褐色富含油区域，甚至出现炭黑色有机质富集现象；基质部分则颜色较浅，呈浅棕褐色，对应不含油—荧光，局部可见溶孔发育[图8（e）]。点渗透率数据表明生物扰动改善了潜穴区域的渗透率，以A1井的2 657~2 658m井段为例，点渗透率高值介于（25.91~210.88）×10-3μm2，主要对应Thalassinoides潜穴区域；渗透率低值则介于（1.14~13.85）×10-3μm2，对应基质区域[图8（f）]。
图8 Kh2段绿藻滩储层的非均质性特征(a）—（d) 生物扰动及孔隙发育特征显微镜下照片，A1井, 2 657.5m, Kh2-3； (a）、（b) 潜穴与基质交界，单偏光；(c) 基质，单偏光；(d) 潜穴，单偏光；(e) 不同含油区域分布特征素描图，Thalassinoides潜穴周缘的含油性优于基质，Kh2-3；(f) 点渗透率测试，MFT3，A1井,2 657~2 658m，Kh2-3，渗透率单位为×10-3µm2 Fig.8 Heterogeneity characteristics of Kh2 bioturbated green algae reservoir |
综上所述，岩心、薄片、点渗透率测试均表明生物扰动增强了包括绿藻滩、颗粒滩等多种环境沉积储层的非均质性，潜穴区域的储集空间、含油性能、渗透率等较基质得到改善。
4 生物扰动导致的非均质性类型及成因
目前针对生物扰动导致的储层非均质性分类方案主要有渗流特征分类法、扰动活动分类法、综合分类法[6,7,9]。Gingras等[6]基于潜穴与基质部分的渗透率量级差异，将非均质性分为双重孔隙度型（相差2个数量级以下）与双重渗透率型（相差3个数量级及以上）；Tonkin等[9]根据造迹生物的生命活动方式，将非均质性分为沉积物混合型、沉积物清除型、沉积物充填型、沉积物清除与充填组合型、钻孔与沉积物充填组合型；Pemberton等[7]综合沉积学、遗迹学、储层物性特征，将非均质性分为界面约束结构非均质型、无界面约束结构非均质型、弱限定结构非均质型、隐蔽生物扰动非均质型、成岩结构非均质型[7]。上述分类方法各有侧重，但主要关注碎屑岩储层，而对碳酸盐岩非均质性的分类不够细致：渗流特征分类法与扰动活动分类法均是基于碎屑岩研究提出的；综合分类法虽将碳酸盐岩纳入研究范围，却将绝大部分碳酸盐岩储层非均质性都归为成岩结构非均质型。生物—化学成因的碳酸盐岩易受到多种成岩作用的改造，生物扰动可造成白云石、方解石、黄铁矿等矿物在潜穴内壁胶结、遗迹化石周缘发生碳酸盐岩矿物的胶结或溶解，形成成岩晕等，进而形成多种类型的储层非均质性[6]。上述非均质性的成因及特征差别较大，但现有分类方案未能系统地进行区分。
(a）、（b) 2 663.70m，Kh2-1-2U中部固底，A3井，生屑砂屑灰岩，单偏光与阴极发光照片。生屑类型主要为棘皮、藻类，发育2期胶结作用，一期不发光，主要分布于粒间孔，指示同生/准同生期胶结；另一期胶结物主要分布于生屑周缘，对应明亮的橙色荧光。(c)、(d) 2 609.23m，Kh2-1-2L顶部，A4井，亮晶生屑砂屑灰岩，单偏光与阴极发光照片。颗粒与生屑发暗色红色荧光。可见2期方解石胶结，一期规模较大，充填粒间孔隙，不具有发光性，指示同生/准同生成岩环境；另一期对应明亮的橙色荧光，位于生屑周缘。（e）、（f）2 676.02m，Kh2-3，A3井，泥晶生屑灰岩，单偏光与阴极发光照片。泥晶基质具有微弱的发光性，生屑类型主要为藻类、棘皮，发光性弱，棘皮生屑周缘存在发明亮橘色光的胶结物，指示其形成于埋藏环境。（g）2 648.46m，Kh2-3，A2井，准同生期不饱和淡水选择性溶蚀形成的藻类铸模孔、粒内孔。（h）2 621.35m，Kh2-3，A4井，埋藏期压溶作用形成缝合线构造。(i) 2 609.23m，Kh2-1-2L顶部，A4井，大尺度非选择性溶孔发育。（a）—（g）中的红色、黄色箭头指示不同期次的胶结作用
4.1 类型一：受差异胶结作用的固底底质颗粒滩亮晶生屑砂屑灰岩非均质性
原始环境沉积松散的内碎屑、生物碎屑、灰泥等物质。随着高频旋回的海退体系域逐步发展至高位晚期，出现沉积间断，发育停积面（omission surface）。Callianassa等造迹生物在停积面上活动，形成Thalassinoides生物潜穴。同生期由于饱和海水的持续作用，水下松散基质发育钙质结核，造迹生物在持续钻孔的过程中主动避开结核区域。沉积物经历压实、脱水、胶结等一系列成岩演化后，先前分散的钙质结核逐步发展为连续、致密的固底。待沉积间断结束，沉积过程恢复时，源自上覆高能颗粒滩的粗粒沉积物被动充填潜穴，进而形成了该类储层非均质性。生物扰动一定程度上抑制了潜穴部分发生胶结作用，基质则由原来的松散沉积转变为胶结强烈的固底。潜穴部分的储集性能与渗透率均显著优于基质。
4.2 类型二：受差异胶结—溶蚀作用的松散底质颗粒滩泥晶生屑砂屑灰岩非均质性
4.3 类型三：受差异胶结—溶蚀—压实作用的绿藻滩泥晶仙掌藻灰岩非均质性
原始绿藻滩环境富集仙掌藻与棘皮，二者含量相当。造迹生物Callianassa的扰动作用破坏了仙掌藻的正常生长，水流的搬运作用使得潜穴相对富集仙掌藻生物碎屑。准同生期大气淡水渗流带内，不饱和流体对组构进行选择性溶蚀。由于仙掌藻的矿物成分主要为文石，易受到溶蚀改造，因而潜穴内形成大量的藻类铸模孔隙[图9（g）]。随着时间与埋深的推进，储层进入埋藏期，部分烃类充注进入储层[24]，优先进入物性及渗透性能良好的潜穴，一定程度上帮助储层抵御压实作用；基质则受到较强的压实，发育缝合线构造[图9（h）]。同时，埋藏期棘皮生屑周缘发育亮晶方解石次生加大胶结，压实与胶结使得基质愈发致密[图9（e），图9（f）]。该类非均质性是以生物扰动导致的生屑差异分布为基础，叠加溶蚀、胶结、压实等成岩改造而形成的复杂类型。
整体来看，造迹生物的混合、清除、分选沉积物及建立潜穴等行为，破坏了原始沉积物的结构与构造，造成潜穴与基质的物理及化学性质差异，进而影响胶结、溶蚀、压实等成岩作用的先后顺序、持续时间、强度等，导致Kh2段发育3种类型的储层非均质性。各非均质性的成因模式受控于沉积环境、岩石类型、遗迹组构、成岩作用等，可为预测生物扰动导致的非均质性类型及展布提供依据。同时，结合前人研究，发现沉积、成岩、生物扰动对不同尺度的Kh2段储层非均质性起主控作用。沉积相变主导平面、层间等宏观尺度的储层非均质性特征与分布[22,23,24,28]，生物扰动与成岩作用则主要影响层内、薄片尺度等微观非均质性特征。生物扰动受控于沉积环境，后期又会为潜穴与基质经历的差异成岩作用提供物质基础。沉积、成岩与生物扰动并非相互独立，而是紧密联系、协同控制Kh2段储层复杂的非均质性特征。因此，今后研究中应将三者一并考虑，更为全面地理解Kh2段非均质性的成因、特征及发育分布规律，为油田开发提供理论依据。
5 结论
（1） AD油田Kh2段主要发育5种遗迹化石：Thalassinoides、Ophiomorpha、Palaeophycus、Rhizocorallium以及Helminihopsis。综合遗迹化石的分布规律、共生关系、丰度与分异度、扰动指数等，划分出4类遗迹组构：Thalassinoides-Rhizocorallium、Ophiomorpha、Thalassinoides-Palaeophycus以及Thalassinoides-Rhizocorallium-Planolites，分别对应中缓坡固底底质颗粒滩、松散底质颗粒滩、绿藻滩/滩间以及外缓坡沉积。
(2) 岩心、薄片、点渗透率数据表明，生物扰动增强了Kh2段绿藻滩、颗粒滩等多种环境储层的非均质性，潜穴部分的储集空间、含油性能、渗透率等较基质均得到改善。
(3) 生物扰动造成潜穴与基质的组构差异。以此为物质基础，叠加胶结、溶蚀、压实等差异成岩改造后，进而形成了Kh2段固底底质颗粒滩亮晶生屑砂屑灰岩、松散底质颗粒滩泥晶生屑砂屑灰岩及绿藻滩泥晶仙掌藻灰岩3种生物扰动成因的储层非均质性。非均质性的成因模式受控于沉积环境、岩石类型、遗迹组构、成岩作用等。生物扰动与沉积、成岩协同控制强烈、多尺度的Kh2段储层非均质性。
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