层序地层学研究的对象是等时地层格架内的1套有成因联系的地层(姜在兴, 2012; 李峰峰等, 2019)。不同级别的层序持续时间不同, 在各层序级别的规模划分上, 不同的划分方案存在明显的差别, 这也是导致目前层序地层划分比较混乱的原因(赵中平等, 2009; 胡源等, 2013; 苗钱友等, 2013; 伊硕等, 2017)。目前在国内外的碳酸盐岩层序地层学研究中常采用Vail(1977)的划 mitchum et al., 1977; Chen et al., 2011; 周瑞琦等, 2018), 故作者以该方案对研究区层序进行相关划分。

碳酸盐岩层序界面可以利用地震资料、野外露头资料、钻测井资料, 通过地震反射特征、岩性岩相转换面、特殊的成岩变化(如大气淡水的淋滤和胶结作用、古土壤化、白云岩化等)和地层叠加样式(进积/退积样式)的改变 melezhik et al., 2004; Brett et al., 2009; Kohl et al., 2014)。大尺度的层序识别最有效的方式是通过地震反射特征来进行(Weber et al., 2003; Kenter et al., 2010; Collins et al., 2013), 小尺度的层序识别主要借助于野外露头和钻测 mcLaughlin et al., 2004; 王媛等, 2017; Beavington-Penney et al., 2019)。已有的研究表明, 在层序界面附近会出现古生物化石的明显断带、成岩作用的变化以及地球化学异常, 如Zr、Cr、Co、Pb、Mn、Cu、V、Pb、Ti等示踪元素的异常(吴峰等, 2016; 李峰峰等, 2019)。

滨里海盆地东缘的石炭系纵向上由下到上依次为Visean阶碎屑岩段、KT-Ⅱ 碳酸 mKT砂泥岩段和KT-Ⅰ 碳酸盐岩段, 这4个岩性段局部存在穿时现象。通过选取区域构造演化、海平面升降、地层岩性变化等要素进行分析, 对滨里海盆地东缘石炭系进行层序划分。石炭系沉积时间为297~332 ma(约35 ma)(王向东等, 2019), 其中, KT-Ⅰ 油层组沉积时间约13 ma, KT-Ⅱ 油层组沉积时间约19 ma。在层序时间规模的控制下, 结合层序的岩性特征和叠置样式特征可将KT-Ⅰ 油层组划分为3个半三级层序和9个四级层序, KT-Ⅱ 油层组可划分出3个三级层序和8个四级层序( 图 2)。

图 2

Fig.2

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图 2 滨里海盆地北特鲁瓦油田石炭系层序地层、界面特征、构造演化示意图Fig.2 Schematic diagram showing the Carboniferous sequence stratigraphy, interface characteristics and structural evolution in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

2.2.1 地震层序界面识别

根据地震地层学原理, 以削蚀、顶超、上超、下超等地震反射的终端模式为依据, 划分出不整合面并连接到相应的整合面以后, 主要识别出7个地震层序界面T1、T2、T3、T4、T5、T6和T7( 图3)。

图 3

Fig.3

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	图 3 滨里海盆地北特鲁瓦油田石炭系地震层序界面特征Fig.3 Seismic sequence boundary characteristics of the Carboniferous in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

通过区内连井地震地层标定剖面分析, 区内三级层序界面SB7标定为强振幅波峰, 全区连续可追踪, 局部为中弱振幅特征, 对应地震层序界面T7; 三级层序界面SB6以中— 强振幅波谷为主, 对应地震层序界面T6; 三级层序界面SB5为中振幅波峰的上过零点, 局部为弱振幅的波峰反射, 对应地震层序界面T5; 三级层序界面SB4为强振幅波谷反射的上过零点, 全区连续可追踪, 对应地震层序界面T4; 三级层序界面SB3标定为强振幅波峰反射, 全区可连续追踪, 对应地震层序界面T3; 三级层序界面SB2标定为波峰反射, 全区连续可追踪, 局部为弱振幅特征, 对应地震层序界面T2; 三级层序界面SB1为中— 强波谷的上过零点, 对应地震层序界面T1( 图 3)。

2.2.2 钻井层序界面识别

本次对滨里海盆地东缘石炭系进行层序划分时, 主要利用了以下4种标志识别钻井层序界面: (1)岩性岩相突变面; (2)沉积间断暴露剥蚀面; (3)旋回叠加样式转换面; (4)GR值的正向漂移特征。在明确划分方案及原则的基础上, 结合前人区域研究成果、岩心岩性特征、测井曲线中伽马、声波、电阻率等变化的幅度及形状等特征, 开展滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系KT-Ⅱ 到KT-Ⅰ 的层序界面识别, 共识别出7个三级层序界面, 从下向上依次为SB1, SB2, SB3, SB4, SB5, SB6, SB7( 图 3; 图4)。

图 4

Fig.4

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	图 4 滨里海盆地北特鲁瓦油田石炭系钻井层序界面特征 A— CT-53井三级层序SB1界面特征; B— CT-62井三级层序SB2界面特征; C— CT-55井三级层序SB3界面特征; D— CT-67井三级层序SB4界面特征; E— CT-53井三级层序SB5界面特征; F— L-6井三级层序SB6、SB7界面特征Fig.4 Characteristics of sequence boundary of the Carboniferous drilling sequence in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

1)SB1层序界面。为石炭系莫斯科阶和巴什基尔阶地层的分界面, 界面之上为KT-Ⅱ 油层组中的Г 层, 界面之下为KT-Ⅱ 油层组中的Д 层。岩性主要为亮晶颗粒灰岩、泥晶颗粒灰岩和浅灰色泥晶灰岩; 在测井曲线上, 二者之间界面处可见GR值变大, AC变化相对不明显( 图 4-A)。

2)SB2层序界面。为Г ₄小层与Г ₃小层分界面, 以泥岩出现及暴露面确定SB3界面(取心井均未取到界面处, 但临近界面处的取心可见大量暴露特征, 如CT-4井)。在测井曲线上, 二者之间界面处可见GR值变大, AC减小, 泥质含量增加, 电阻率升高( 图 4-B)。

3)SB3层序界面。为KT-Ⅱ 油层 mKT层的分界面, 该界面为区域性抬升形成的不整合面, 具明显的岩性突变。界面之下为KT-Ⅱ 油层组的浅灰色泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩, 界面之上为灰黑色泥岩、泥灰岩、泥质粉砂岩。在测井曲线上可见界面之上曲线发生明显突变, GR值、AC值、中子测井孔隙度急剧增加, 为大幅度变化齿状曲线, 电阻率值降低, 泥质含量增加, 可推断为海平面迅速上升使得大段泥岩发育, 沉积环境发生改变( 图 4-C)。

4)SB4层序界面。以碳酸盐岩逐渐变纯且少量泥岩出现确定SB4界面。MKT碎屑岩沉积后期基准面升高的速率逐渐变慢, 进入高位体系域, 由于碎屑物源注入的减少, 在局部地区形成间歇性的碳酸盐沉积环境。因此, 在界面之下岩性呈现泥晶灰岩、颗粒灰岩和泥岩的互层, 而界面之上则为稳定的大套碳酸盐岩沉积。测井曲线上总体表现为GR和AC曲线的响应逐渐减小、电阻率逐渐升高, 且曲线严重锯齿化( 图 4-D)。

5)SB5层序界面。界面之上为上石炭统卡西莫夫阶, 界面之下为中石炭统莫斯科阶, 莫斯科阶与上覆卡西莫夫阶呈不整合接触关系。根据区域地质资料, KT-Ⅰ 油层组上部的卡西莫夫阶Б 油层组和KT-Ⅰ 油层组下部的上莫斯科亚阶穆雅奇科夫层В 油层组是不整合接触关系; 钻井资料显示, 该界面为岩— 电突变界面。界面下部发育岩性相对较单一的灰岩, 测井曲线值相对较小; 界面之上发育白云岩、灰岩、泥灰岩等, 曲线为中幅微齿, 呈漏斗状形态( 图 4-E)。

6)SB6层序界面。为A₃与A₂小层分界面, 以泥岩出现及暴露面确定SB6界面(取心井均未取到界面处, 但临近界面处的取心可见大量暴露特征, 如CT-4井)。测井曲线上表现为低GR、低AC和高电阻特征, 此外, 当上覆膏岩较发育时, 电阻率曲线会呈现异常高值( 图 4-F)。

7)SB7层序界面。为石炭系顶界与二叠系之间的区域性不整合面, 该界面处岩性发生突变, 层序界面下为石炭系的碳酸盐沉积, 层序界面之上为二叠系的碎屑岩沉积。测井曲线界面之下GR、AC曲线为幅度变化小的低值, 为平稳持续沉积的碳酸盐岩; 界面之上GR曲线发生突变, GR值变大, 呈正向齿状, 密度降低, AC值明显增加, 为海平面持续上升的深水泥岩沉积( 图 4-F)。

本次研究以资料较为详实的CT-4井为例, 对目的层段内钻测井资料相对较全的7个三级层序进行详细分析( 图 5)。

图 5

Fig.5

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	图 5 滨里海盆地北特鲁瓦油田CT-4井石炭系层序地层综合柱状图Fig.5 Comprehensive column chart showing the Carboniferous sequence stratigraphy of CT-4 Well in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

1)三级层序SQ1。SQ1层序包括KT-Ⅱ 油层组Д ₃、Д ₂和Д ₁小层, 由于钻井深度差异, 大部分井未钻遇Д ₃小层。据现有的资料, 该层序未发现海侵体系域(TST)沉积, 主要为高位体系域(HST)沉积, 发育亮晶颗粒灰岩、亮晶鲕粒灰岩和泥晶颗粒灰岩等, 指示水体逐渐变浅, 且处于水体动荡的环境。GR和AC为低幅低值, 电阻率曲线变化剧烈。

2)三级层序SQ2。SQ2层序包括KT-Ⅱ 油层组Г ₆、Г ₅、Г ₄小层, 沉积类型为碳酸盐岩开阔台地颗粒滩与滩间海交互沉积, 其海侵体系域(TST)发育规模较小, 岩性为亮晶颗粒灰岩、溶孔灰岩和泥质灰岩, GR呈高值, 电阻率曲线显示为钟型— 指状复合状, 海平面逐渐上升, 偶见有薄层泥岩发育, 测井曲线为突变特征; SQ2高位体系域(HST)为Г ₆层中段到Г ₄小层的顶界面, 岩性为亮晶颗粒灰岩, 基本无泥质, GR、AC曲线变化幅度较小, 电阻率为高值。

3)三级层序SQ3。SQ3层序包括KT-Ⅱ 油层组Г ₃、Г ₂、Г ₁小层, 主要发育低能滩、滩间海等微相。高位体系域(HST)和海侵体系域(TST)的主要岩性为亮晶生屑灰岩、藻团块灰岩夹泥岩、含泥质泥晶灰岩, 仅在最大海泛面处发育泥质细晶灰岩。测井曲线在SQ3层序顶界面处有明显的突变现象, 界面之上相变为混积陆棚相沉积。

4)三级层序SQ4。SQ4层序由莫 mKT油层组和KT-Ⅰ 油层组B₅小层组成, 底界面为KT-Ⅱ 油层组Г ₁小层顶, 顶界面为B₅小层的颗粒滩沉积。海侵体系域(TST)由陆棚相沉积组成, 主要发育褐灰色灰质泥岩、岩屑砂岩等, 厚约350 m, 在最大海泛面处发育约30 m的褐灰色灰质泥岩层。高位体系域(HST)陆源碎屑逐渐减少, 碳酸盐沉积逐渐增多, 并发育颗粒滩沉积, 反映海平面变化逐渐趋于稳定。

5)三级层序SQ5。SQ5层序由莫斯科阶KT-Ⅰ 油层组B₄、B₃、B₂、B₁这4个小层组成, 主要发育颗粒滩及滩间海亚相, 发育较为对称的上下半旋回沉积。海侵体系域(TST)以低能颗粒滩沉积及滩间海沉积为主, 在最大海泛面处发育泥岩沉积, 高位体系域(HST)发育于B₁、B₂小层, 岩性变化不大, 以高能颗粒滩沉积为主, 声波曲线较平直, GR曲线上呈多个钟型叠加反射。

6)三级层序SQ6。SQ6层序由KT-Ⅰ 油层组Б ₂、Б ₁、A₃小层组成, 主要发育台坪、潟湖、颗粒滩及滩间海亚相, 海侵体系域(TST)以潟湖、低能颗粒滩及滩间海沉积为主, 岩性为生屑泥晶灰岩、粉晶云岩夹少量泥岩, 局部发育微孔粉晶云岩。GR曲线值增加, 泥质含量较高, 声波曲线较为平直, 电阻率曲线呈漏斗状, 水体能量较低。在最大海泛面处发育泥岩沉积; 高位体系域(HST)主要发育于A₃小层, 以云坪、颗粒滩相沉积为主, 孔隙度、渗透率明显增加, CNL曲线值逐渐增加, 呈漏斗型, 电阻值逐渐降低, 为海平面上升的水退过程, 水体明显变浅。其中A₃内部的颗粒滩由于回流渗透白云岩化作用(王向东等, 2019), 云化为大量颗粒云岩沉积及残余颗粒云岩沉积。

7)三级层序SQ7。SQ7层序包括KT-Ⅰ 油层组A₂小层, 原始划分的A₁小层由于在研究区普遍存在相变和缺失, 难以从二叠系初始海侵沉积中区别出来, 因此将A₁归属于二叠系。SQ7层序岩性相对于SQ6发生变化, 除颗粒灰岩外, 还沉积硬石膏岩、泥质膏岩和泥岩(CT-4井以低能颗粒岩沉积为主)。其海侵体系域(TST)以高GR的泥晶灰岩、泥岩沉积为主, 高位体系域(HST)则以颗粒灰岩、膏岩、云岩沉积为主, 测井曲线上表现出低伽马、高密度、高电阻的膏岩层与高伽马、低电阻泥岩互层, 泥质含量逐渐减少。

通过对CT-4井等典型井层序地层发育特征进行研究( 图 5), 认为本区石炭系在纵向上经历了以下沉积演化过程: 三级层序SQ1、SQ2、SQ3沉积期, 研究区以开阔台地的颗粒滩与滩间海交互沉积为主, 生屑颗粒多为藻类、有孔虫、棘皮等, 水体循环通畅、能量相对较高。到了三级层序SQ5沉积期 mKT期的混积陆棚沉积期后, 研究区海平面逐渐趋于稳定并开始下降, 在三级层序SQ5的高位体系域中泥质含量逐渐减少并发育较纯的碳酸盐岩, 沉积环境以开阔台地相为主。三级层序SQ6与三级层序SQ7则主要以发育局限台地相及蒸发台地相沉积为特征, 发育大套的云岩、膏盐岩沉积, 反映水体逐渐趋于蒸发环境, 三级层序SQ7厚度较三级层序SQ6明显有所减薄, 云岩含量少于三级层序SQ6, 但膏岩含量较三级层序SQ6明显增多。

3.3.1 东西向等时地层格架

以东西向连井剖面KUN-4井— CT-62井— CT-4井— CT-52井为例( 图 6), 在KT-Ⅰ 油层组内三级层序厚度SQ5> SQ6> SQ7, 三级层序SQ7、SQ6、SQ5地层厚度向西逐渐减薄, 在研究区西南方向存在明显的古地貌低地。三级层序SQ6以灰岩沉积为主, 旋回顶部发育大量云岩沉积(主要见于四级层序SQ62和SQ63中), 包括晶粒云岩、颗粒云岩等, 云岩厚值区主要位于研究区NW方向, 且厚度自西向东逐渐减薄。在KT-Ⅱ 油层组内, 各层序厚度差异不大, 但有部分井未钻穿目的层位(三级层序SQ1不完整)。剖面内三级层序厚度表现为SQ1> SQ2> SQ3, 以较单一的台地相碳酸盐颗粒滩沉积为主。研究区西北方向SQ1层序存在明显地层超覆不整合特征, KT-Ⅰ 地层缺失实为继承性沉积充填所致, 其在西北方向存在相变。

图 6

Fig.6

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	图 6 北特鲁瓦油田东西向石炭系等时地层格架Fig.6 Isochronous stratigraphic framework of the Carboniferous in east-west direction in North Troyes Oilfield

3.3.2 南北向等时地层格架

以A-7井— CT-4井— CT-25井— CT-54井对比剖面为例( 图 7), 在KT-Ⅰ 油层组内三级层序厚度SQ5> SQ6> SQ7。研究区层序地层厚度分布较为平稳, 三级层序SQ7厚度呈中间厚、南北薄的特征, 向南北两侧三级层序SQ5相对增厚。研究区外侧以北三级层序SQ5逐渐变厚, 研究区外侧以南三级层序SQ5、SQ6、SQ7地层逐渐减薄。KT-Ⅱ 油层组包括三级层序SQ1、SQ2、SQ3, 其中SQ2与SQ3厚度差别不大, 而SQ1相对较薄。三级层序SQ1主要在GAB-1井和B-1井钻遇, 2口井GR曲线以漏斗型、指状为主, 整体泥质含量较高, 孔渗较差, 储集层不发育。三级层序SQ2基本均钻遇, 部分井(W-1井、AL-2井)仅钻遇四级层序SQ22, 缺少四级层序SQ21。

图 7

Fig.7

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	图 7 北特鲁瓦油田南北向石炭系等时地层格架Fig.7 Isochronous stratigraphic framework of the Carboniferous in north-south direction in North Troyes Oilfield

本次研究结合地震、钻井、层序、取心井等研究资料, 利用层序时间厚度图、地层厚度等值线图及沉积相单因素图等, 对研究区古地貌— 沉积演化特征进行了研究, 其古地理格局总体具有“ 东台西槽、北高南低” 特征, 进一步可将研究区古地貌— 沉积演化划分为3个阶段: 台地初始隆坳分异期、差异抬升与沉积分异定型期以及台地隆坳格局继承发育期( 图 8)。

图 8

Fig.8

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	图 8 北特鲁瓦油田石炭纪台地隆坳初始分异阶段层序厚度等值线图和古地貌恢复图 A— 三级层序SQ2地层厚度等值线图和古地貌恢复图; B— 三级层序SQ3地层厚度等值线图和古地貌恢复图Fig.8 Isopach and restored palaeogeomorphological maps of different sequences at stage of initial differentiation by uplift and depression of the Carboniferous carbonate platform in North Troyes Oilfield

4.1.1 台地初始隆坳分异期

三级层序SQ2、SQ3是北特鲁瓦油田重要的台地初始隆坳分异期( 图 8), 该时期盆地处于宾夕法尼亚亚系巴什基尔阶— 莫斯科阶早期, 研究区地处乌拉尔海槽西侧, 伴随着乌拉尔洋的消减及乌拉尔海槽的形成, 研究区所处的滨里海盆地东缘隆起带的初始隆坳分异格局开始形成。SQ2层序整体呈现出西北部和东南部较厚而中间较薄的厚度分异趋势, 厚值区沿研究区中心呈发散状向四周增厚, 呈带状展布, 反映当时的古地貌开始出现高低起伏和隆坳相间的格局。沉积环境整体以开阔台地相为主, 水体流通性较好, 进一步可划分为高能滩、高能滩— 低能滩、滩间海沉积, 整体颗粒岩含量高, 暗示沉积时水体能量较强。颗粒岩含量与地层厚度呈正相关, 基本继承正地貌发育颗粒滩、负地貌发育滩间海沉积, 颗粒滩大致沿南北向似带状断续展布( 图 9-A)。至SQ3层序沉积期, 层序厚度自东部和西部向中间减薄, 继续呈现出隆坳分异的古地貌格局, 但仍以开阔台地沉积为主, 水体并未局限, 受海平面相对升降的影响, 高能滩规模相对SQ2层序有所增加, 整体呈片状分布, 仅在西北部和东南部发育部分滩间海沉积( 图 9-B)。

图 9

Fig.9

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	图 9 北特鲁瓦油田石炭系三级层序格架下沉积相平面分布图Fig.9 Planar distribution of sedimentary facies under the Carboniferous third sequence framework in North Troyes Oilfield

4.1.2 差异抬升与沉积分异定型期

三级层序SQ4为研究区差异抬升与沉积分异的定型期, 处于宾夕法尼亚亚系莫斯科阶中期 mKT沉积阶段)。该时期研究区仍处于海侵沉积背景, 大量海水倒灌使得盆地水位变深, 并沉积了大量混积陆棚相的陆源碎屑砂岩、泥岩及少量碳酸盐岩薄层, 但沉积格局并未发生明显改变。

4.1.3 台地隆坳格局继承发育期

根据研究区古地貌— 沉积演化特征, 认为三级层序SQ5、SQ6、SQ7是隆坳格局分异的继承发育期( 图 10), 该时期处于宾夕法尼亚系莫斯科阶晚期— 二叠纪早期, 盆地东缘遭受强烈的造山运动影响, 研究区自北向南开始发生明显海退作用。SQ5层序主要形成于海退背景, 但海退程度相对较弱, 仍以开阔台地沉积为主。研究区北部、东南部以及东部为古地貌高地, 研究区西部及西南方向存在相变, 地层厚度急剧减薄, 发育斜坡— 盆地相沉积, 滩体沿斜坡呈近似弧状展布( 图 9-C)。随着乌拉尔洋的逐渐关闭, 海盆不断受限, 研究区发育了局限台地和蒸发台地相的沉积。SQ6层序古地貌整体呈现出东高西低的变化趋势, 滩体继承性呈带状沿斜坡相展布。研究区西北侧、西侧为半局限— 蒸发环境, 东侧受东部岛链所提供的陆源碎屑影响以及自身障壁体系发育泥灰质潟湖沉积, 地层厚度相对较大。高产区则主要位于研究区东缘隆坳分异所形成的“ 两滩夹一坪” 体系中( 图 9-D)。三级层序SQ7层序古地貌高地主要分布在东南部一带, 东侧仍继承性发育泥灰质潟湖沉积, 高能滩主要分布在中部, 呈片状分布, 西北部仍以局限环境为主, 发育膏(云)质潟湖沉积( 图 9-E)。

图 10

Fig.10

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图 10 北特鲁瓦油田石炭纪台地隆坳格局继承发育阶段层序厚度等值线图和古地貌恢复图Fig.10 Isopach and restored palaeogeomorphological maps of different sequences at stage of inherited development of uplift and depression pattern of the Carboniferous carbonate platform in North Troyes Oilfield

A₂、A₃、Г ₃及Г ₄油层是北特鲁瓦油田的主力储集层, 其中A₃储集层的孔渗物性最好, 单层储集层厚度大, 分布较为集中(胡源等, 2013; 王向东等, 2019)。对比研究区不同储集岩类物性数据发现, 白云岩类储集层的物性明显优于颗粒灰岩类储集层( 表 1), 而在白云岩类储集层中, 残余颗粒泥晶白云岩具有更好的物性特征, 是研究区最主要的储集岩。A₃油层位于三级层序SQ6的高位体系域, 是研究区白云岩发育的主要层位。根据绘制的SQ6层序地层厚度等值线图显示( 图 10-B), 地层整体呈东厚西薄特征, 高颗粒岩含量区域呈带状展布, 形成围限式的隆坳格局分异, 其中中部发育带状的颗粒滩沉积, 滩体之间发育云坪、灰云质潟湖及膏云质潟湖沉积( 图 9-D)。受隆坳格局控制, 研究区内发育3种白云岩组合, 即晶粒白云岩— 颗粒白云岩组合、灰岩— 白云岩组合及膏岩— 白云岩组合。

表 1

Table 1

表 1(Table 1)

表 1 北特鲁瓦油田不同储集岩物性统计 Table 1 Statistics of physical properties of different reservoir rocks in Norte Troyes Oilfield 岩性 孔隙度/% 样品数 渗透率/10-3 µ m2 发育层位 平均值 最大值 最小值 平均值 最大值 最小值 白云岩 粉晶白云岩 13.8 21.8 3.62 31 20.2 400 0.001 KT-Ⅰ 残余颗粒泥晶白云岩 15.11 26.54 5 89 57.4 811 0.0004 颗粒灰岩 灰岩 7.4 17.8 3.5 36 0.95 85 0.0012 鲕粒灰岩 9.54 18.57 5.47 25 1.55 27 0.0017 灰岩 10.64 19.32 3.05 132 24.94 524 0.001 KT-Ⅱ 钙藻灰岩 12.18 22.95 3.38 275 45.74 616 0.001

表 1 北特鲁瓦油田不同储集岩物性统计 Table 1 Statistics of physical properties of different reservoir rocks in Norte Troyes Oilfield

研究表明, 云坪相以粉晶白云岩为主, 孔隙度平均13.80%, 渗透率平均20.20× 10^-3 µ m²; 与云坪相相邻处发育大量云化颗粒滩沉积, 通过岩心观察, 发现部分残余颗粒泥晶白云岩储集层平均孔隙度高达15.11%, 平均渗透率为57.40× 10^-3 µ m², 镜下可见晶间溶孔、体腔(溶)孔, 孔径较大, 储集性能极佳。灰云质潟湖沉积以灰岩与白云岩的薄互层产状为特征, 岩性较为致密, 以泥晶白云岩为主, 储集层物性较差。膏云质潟湖沉积则以膏岩、白云岩互层或二者共生的形式产出, 平面上主要分布于研究区西北侧, 随着蒸发作用愈加强烈, 海水盐度增大, 膏质沉积陆续出现, 往往会封堵云岩的原始孔隙, 储集层物性受膏岩发育程度影响较大。