0 引言
准噶尔盆地玛湖凹陷10亿吨级砂砾岩大油气区的发现，揭示了砂砾岩储层巨大勘探潜力。自20世纪90年代初，塔里木盆地上泥盆统—下石炭统东河砂岩开始勘探［1］，相继探明TZ4、东河塘、吉拉克、哈得逊、和田河等油气田，探明原油储量数亿吨，东河砂岩在塔里木油田原油上产中具有重要意义。由于不同区块“东河砂岩”所包括的岩性组合及划分方案尚不统一［2-5］。本文考虑到含砾砂岩段的成因，将块状均质砂岩单独划分为东河砂岩段，顶部含砾砂岩划分为含砾砂岩段。TZ2井区位于塔里木盆地中央隆起塔中凸起中央垒带（图1），井区内共有7口钻井，仅在TZ2井含砾砂岩段见低产稠油，其他井均失利，分析认为储层的有效性是制约TZ2井区含砾砂岩段油气成藏的关键。多年来，很多专家学者针对上泥盆统—下石炭统开展层序地层、沉积储层、油气成藏研究，取得了许多重要进展，但仍存在很多问题，如层序地层划分不统一［6-8］、层序格架控制下的储层划分精细程度不一致［9-11］、含砾砂岩段成因分歧等［12-13］。对于含灰质砾砂岩段的层序格架内的成因、储层特征研究几乎处于空白带，不利于石炭系海相碎屑岩系统研究与评价认识。
本文借助TZ2井区新三维地震数据及老井复查的资料增量，沿用层序格架剖析沉积环境、沉积控相、相控储层的思路，建立高精度等时地层格架，开展含砾砂岩储层精细研究，为海相碎屑岩油气藏预测提供有力的地质基础。
1 含砾砂岩高精度层序地层格架
虽然关于塔里木盆地上泥盆统—下石炭统层序地层的研究前人已经做了大量工作，层序划分方案中Ⅲ级层序的划分方案却各不相同［12，14］。本文考虑到研究区含砾砂岩里的砾石成分是灰质砾，这与TZ4、TZ1等井区含砾砂岩里的石英质砾有本质区别，因而进行层序划分时方案求同存异，将东河砂岩至生屑灰岩顶作为一个Ⅲ级Ⅰ型层序，在研究范围内由海侵体系域和高位体系域组成，自下而上包括4个Ⅳ级层序，东河砂岩段和下泥岩段属海侵体系域，含砾砂岩段和生屑灰岩段为高位体系域，并首次提出将含砾砂岩单独划分为一个Ⅳ级层序。从TZ37井含砾砂岩单井层序地层划分柱状图（图2）以及过井的地震剖面（图3）可以看出，东河砂岩段底是一个明显的区域不整合面，代表了一次强烈的区域构造运动。东河砂岩与其下伏地层呈明显的区域不整合关系，依次与奥陶系、志留系及泥盆系不同时代地层接触。该界面表现为一强振幅且连续性好的波峰反射，界面之上具有明显的上超反射结构，而奥陶系、志留系和泥盆系则以一定的角度与该界面呈现明显的削截关系，代表遭受不同程度的剥蚀。在该不整合面上、下测井曲线也有明显的变化，由不整合面之下的高自然伽马、高自然电位特征突变到不整合面之上的低自然伽马、低自然电位特征。因此将此不整合面作为Ⅲ级层序的底界面，顶界面为生屑灰岩段顶，全区普遍发育向上变浅序列，序列顶部大气淡水淋滤作用明显。该界面在地震剖面上表现为一强振幅连续性好且稳定的波峰反射，岩性由生屑灰岩向上突变为纯净的泥岩，自然伽马测井曲线也出现大的拐点，向上数值变大，指示泥质含量的剧增。根据这2个清楚的界面将东河砂岩段底至生屑灰岩段顶划分为一个Ⅲ级层序。
在该Ⅲ级层序内部，依据地层的垂向叠置样式、沉积演化和岩性组合进一步划分Ⅳ级层序体系域。东河砂岩沉积期是相对海平面快速上升的海侵期，沉积可容纳空间增长速率大于沉积物供给速率，形成单砂层厚度减薄、泥质含量增加、砂泥比值降低的退积式准层序组，构成了海侵体系域。在该退积式准层序组内部单个准层序自然伽马、自然电位测井曲线幅值自下而上不断减小，表明水体向上逐渐加深，海洋作用增强。含砾砂岩段沉积物粒度与东河砂岩段相比明显变粗，底部冲刷侵蚀界面清晰，自然伽马测井曲线锯齿状增加，在地震剖面上由于厚度范围仅为0~30 m，垂向识别精度不够，地震剖面上地层叠置样式难以识别，但含砾砂岩段顶在地震剖面中的响应关系清晰明确，将含砾砂岩段顶标注在波谷处。含砾砂岩段沉积期沉积可容纳空间增长速率小于沉积物供给速率，相对海平面下降，构成Ⅳ级层序高位体系域。此后，海平面快速上升，可容纳空间大量增加，以发育一套深水泥岩为特征，地层上定义为下泥岩段，将下泥岩段里对应的自然伽马峰值处作为最大海泛面，随后相对海平面下降，沉积巴楚组生屑灰岩段，以发育碳酸盐岩台地—滨岸沉积体系组合为特征，构成Ⅳ级层序高位体系域，至此结束了该层序的沉积旋回。
2 含砾砂岩成因分析
图4 TZ2井、TZ4井石炭系含砾砂岩岩石学特征（a）TZ2井，3 878.3 m，浅灰色油迹粉砂岩，岩心裂缝局部发育，局部见灰质团块；（b）TZ2井，3 877.94 m，灰质细中粒石英砂岩，大量的方解石胶结物呈基底式分布于粒间；（c）TZ4井，3 726.2 m，灰色砂砾岩，砾石磨圆度好，成分主要为石英岩块，呈层状富集分布粒间，砾石含量约为40%；（d）TZ4井，3 730.1 m，灰色中砂质岩屑石英砂岩，砾石成分为石英，偶见方解石，孔隙以粒间溶孔为主 Fig.4 Petrological characteristics of the pebbled sandstone section of Carboniferous in Wells Tazhong2 and Tazhong4 |
第一阶段：东河砂岩沉积前，受挤压构造运动影响，塔中地区整体抬升遭受剥蚀，呈现出高低相间的构造格局，TZ2、TZ9井区位于高部位，上奥陶统缺失，低洼部位残留巨厚奥陶系与志留系。
第二阶段：东河砂岩沉积时期，先存断层复活，早期构造高部位继续抬升，同时海平面上升，塔中地区整体位于水下，低部位形成大量可容纳空间，剥蚀停止，整体进入沉积阶段，且不受近物源影响，东河砂岩逐层超覆于隆起之上，此时期沉积物无近源碎屑供给，无砾石成分。
第三阶段：砂砾岩段沉积时期，TZ19地区断层复活，局部继续抬升并出露地表，奥陶系灰岩地层遭受剥蚀，为低部位沉积提供物源，形成一套独特的含灰岩砾沉积物，TZ37井、TZ17井、TZ2井、TZ19井均钻遇含灰岩砾地层。
3 含砾砂岩段储层沉积亚相及其基本特征
塔里木盆地东河砂岩—含砾砂岩为晚泥盆世—早石炭世早期相对海平面上升背景下穿时沉积的一套海侵砂（砾）岩［16-17］。其沉积相决定于海侵速度、沉积物供给和沉积前古地貌［18］。TZ2井区中央部位被抬升隆起，南北呈斜坡，在海侵背景下东河砂岩—含砾砂岩以填平补齐的充填形式沉积于井区的滨岸带，砂体的分布范围受奥陶系古潜山控制。东河砂岩、含砾砂岩自下而上披覆沉积在古潜山上，古地貌相对较低的位置砂体沉积厚度大，古地貌高部位减薄尖灭，在低部位砂岩沉积厚度增大。海侵速度差异控制沉积分异，海侵早期，在古隆起斜坡处海水有较长时间的停留，沉积物遭受不停冲刷、分选，形成较厚、分选性较好的滨岸沉积。海侵晚期，海水上升速度加快，水体加深，主要沉积细粒物质。
综合取心、录井、测井资料，结合砂质滨岸沉积模式［19］，确定含砾砂岩总体为一套浪控滨岸沉积。研究区内发育前滨、临滨亚相，其中前滨为含砾砂岩最主要的沉积环境。
3.1 前滨亚相
该亚相位于平均高潮线与平均低潮线之间的潮间地带，能量较高，沉积砂质、砾质为主的沉积物，颗粒分选好，结构和成分成熟度高。井区西部TZ37井、TZ17井、TZ2井岩性以含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩为主，砂地比在80%以上，岩石类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主。TZ37井粒度曲线主要以跳跃次总体构成，斜率较陡，分选性非常好，缺少滚动组分，悬浮组分含量很少（图6）。沉积构造普遍发育块状层理、冲刷面，冲刷面见泥砾［图4（b）］，反映沉积时期的沉积环境水体能量较强。测井曲线上，东河砂岩段自然伽马值较低，多为齿化箱型，电阻率曲线值也较低，呈微齿形，沉积物多为细砂岩、粉砂岩。含砾砂岩段测井曲线形态与东河砂岩段相似，但沉积物多为含砾细砂岩、含砾粉砂岩，灰质砾对测井曲线值的影响明显，与不含砾砂岩相比其自然伽马、电阻率值均偏高。含砾砂岩段、东河砂岩段垂向沉积序列均为反韵律，常与具中—高自然伽马值的临滨亚相交互沉积（图7中TZ37井、TZ2井、TZ17井、TZ9井）。
图6 TZ2井区东河砂岩段—含砾砂岩段砂岩成分分类（a）和粒度曲线(b)Fig.6 The sandstone classification(a) and grain size curves(b) of the Donghe sandstone to pebbled sandstone sections in Tazhong2 well area |
3.2 临滨亚相
该亚相位于平均低潮线至浪基面之间的潮下带，常年浸没于海水之下，能量与前滨亚相相比较弱，岩性以泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩为主，偶夹薄层粉砂岩，发育波状层理、水平层理。东部TZ91井岩性以泥岩、粉砂岩为主，有少量的细砂岩，砂地比仅为18%，反映沉积时期的沉积环境水体能量较弱。测井曲线自然伽马为中—低值，曲线形态为指状，上下可与陆棚泥岩相互沉积过渡（图7中TZ91井）。
综合已钻井含砾砂岩沉积相分析成果不难看出，由于受古地貌和海侵的影响，研究区含砾砂岩段岩相及沉积亚相发生了分异。以TZ91井区为代表的北东方向为临滨亚相，以TZ37井区为代表的西南方向为前滨亚相。TZ2井区构造带的形成受到了多期构造运动的影响。至志留纪，由于受加里东运动的影响，该区抬升，形成了背斜构造的雏形，并剥蚀了部分志留纪地层。至泥盆纪末期，受强烈的早海西运动的影响，该区急剧抬升，泥盆系遭受剥蚀，志留系及奥陶系（部分）缺失。石炭纪，在此前基础上接受沉积，在TZ2井区中部形成一个披覆背斜，石炭系东河砂岩—含砾砂岩沉积便是在该古构造背景下逐期超覆形成。
4 含砾砂岩段优质储层分布预测
4.1 储层基本特征
通过对已钻井含砾砂岩段岩心物性分析，其特征如下：位于奥陶系古潜山隆起的TZ2井岩心孔隙度分布范围为1.1%~7.4%，平均孔隙度为4.1%，渗透率分布范围为（30~700）×10-3 μm2，平均渗透率为119×10-3 μm2，TZ9井岩心孔隙度分布范围为1.6%~12.7%，平均孔隙度为6.4%，渗透率分布范围为（30~116 000）×10-3 μm2，平均渗透率为11 070×10-3 μm2。位于斜坡底部较平坦部位的TZ37井岩心孔隙度分布范围为2.0%~18.5%，平均孔隙度为9.6%，渗透率分布范围为（50~700 000）×10-3 μm2，平均渗透率为96 000×10-3 μm2。位于斜坡部位的TZ17井岩心孔隙度分布范围为3.3%~14.5%，平均孔隙度为8.7%，渗透率分布范围为（111~200 000）×10-3 μm2，平均渗透率为32 000×10-3 μm2，这些岩心物性分析数据可在一定程度上反映储层的储集性能。从孔隙度、渗透率值平面分布上来看，从斜坡底部平坦区域至中央继承性古隆起方向储层物性逐渐变差，靠近含砾砂岩段尖灭方向储层物性最差，横向上具有非均质性强的特点。
依据对研究区岩石薄片、铸体薄片等资料的分析，TZ2井区石炭系含砾砂岩段储集空间以原生粒间孔为主，发育少量粒间溶孔、粒内溶孔，见少量构造缝、溶蚀缝及收缩缝。孔隙在薄片中呈不均匀分布，面孔缝率为0.1%~9%，主要孔径区间为0.05~0.1 mm，孔喉配位数为0~1。储层分选性较好，但连通性较差，表现为细孔喉储层特征（图10）。
图10 TZ2井区含砾砂岩段储层特征（a）TZ2井，3 877.94 m，灰质细中粒石英砂岩，岩石中见部分原生粒间孔，少量粒间溶孔（方解石具弱溶蚀）、粒内溶孔；孔隙分布欠均匀，连通性差；（b）TZ9井，3 923.48 m，细中粒石英砂岩，岩石中见部分原生粒间孔，少量粒间溶孔、粒内溶孔；孔隙分布较均匀，连通性差；（c）TZ17井，3 935.62 m，含灰细中粒岩屑石英砂岩，岩石中见少量原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、高岭石晶间孔；（d）TZ37井，4 215.15 m，含灰细中粒岩屑石英砂岩，岩石中见部分原生粒间孔，少量粒间溶孔、粒内溶孔 Fig.10 Characteristics of the pebbled sandstone section in Tazhong2 well area |
4.2 有效储层展布
层序、沉积与储层三者之间密切相关，层序的不同体系域类型控制着可容纳空间的大小及变化，进而控制着沉积体系和相的空间配置，从而控制着沉积体系三维空间上的结构与展布样式，最终控制储层发育的有利岩性，而岩性垂向变化所体现的旋回性是层序叠加样式的具体表现形式［20］。影响砂岩储层物性的因素有沉积相、沉积环境、成岩作用及古地貌等，但具体到某个地区时往往是其中某一个或几个因素起主导作用。
TZ2井区含砾砂岩段有效储层分布具有以下特点：①沉积于海侵早期，海平面上升速度适宜，使沉积物在水底接受长时间冲刷分选；②中部继承性古隆起对含砾砂岩的重要控制作用；③灰质砾的影响，距离奥陶系潜山越远，储层物性越好；④相带对储层物性的控制作用，前滨亚相物性优于临滨亚相。
TZ2井区含砾砂岩段是在持续海侵同时受到奥陶系古潜山灰质砾影响的背景下沉积的滨岸灰质砾砂体，其厚度分布规律受继承性古隆起控制，遇坡超覆，遇孤岛减薄或尖灭，遇到大的平台区也会减薄或尖灭。根据测井解释结果，TZ37井测井解释水层13 m/2层，平均孔隙度为11.9%，干层7.5 m/3层，平均孔隙度为8.8%；TZ17井测井解释干层18 m/3层，平均孔隙度为2.6%；TZ2井测井解释6 m/3层，平均孔隙度为1.9%；TZ91井测井解释干层1 m/1层，平均孔隙度为7.7%，储层整体上前滨亚相物性优于临滨亚相，更有利于优质储层的发育（图11）。
综上所述，含砾砂岩是Ⅲ级层序海侵早期的产物，地层相对稳定，具有分选好、成熟度高、储层非均质性强的特点，且TZ2井见低产稠油，表明油气成藏条件十分有利。由此预测，围绕研究区中部继承性古隆起周缘，着眼于前滨亚相分布范围，且避开灰质砾含量高的区域，可以作为勘探有利目标区。
5 结论
（1）塔里木盆地TZ2井区东河砂岩底至生屑灰岩段顶可构成一个具海侵体系域—高位体系域的Ⅲ级层序，进一步划分为4个Ⅳ级层序和若干个准层序，含砾砂岩段在Ⅳ级层序划分里单独划分为高位体系域，东河砂岩段Ⅳ级层序包含若干个准层序，代表多期海侵旋回。
（2）研究区含砾砂岩砾石成分为灰质砾，灰质砾受控于古隆起继承性发育，奥陶系灰岩抬升遭受剥蚀，具有距离古潜山越近灰质砾含量越高的规律。
（3）研究区含砾砂岩段主要属于滨岸相沉积，包括前滨亚相和临滨亚相，前滨亚相是储层发育有利亚相。
（4）受层序沉积及灰质砾含量共同控制，围绕中央古隆起前滨亚相，距离灰岩潜山越远储层物性越好，可以作为勘探有利目标区。
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