鄂爾多斯盆地紅河油田HH12井區沉積相研究

劉小虎

（中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅平涼 744300）

鄂爾多斯盆地紅河油田HH12井區沉積相研究

劉小虎

（中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅平涼 744300）

紅河油田HH12井區長81油層組沉積微相變化快，儲層展布復雜，為油田后期進一步的注水開發帶來了較大的難度。在高精度層序地層學研究的基礎上，從巖心、測錄井、地震相標志入手，識別主要沉積相類型，劃分沉積亞相和微相，建立沉積模式，分析認為研究區長81段并非三角洲沉積體系，而是三角洲前方的淺湖至半深湖的風暴-重力流沉積體系。將研究區長81段劃分為四種巖相：風暴-風浪丘狀-波狀層理粉細砂巖相、滑塌-碎屑流近平行-變形層理砂巖相、顆粒流塊狀砂巖相、濁流-液化流鮑瑪序列粉細砂巖相，識別出與之對應的四種沉積微相類型：風暴沉積、滑塌-碎屑流沉積、顆粒流沉積、濁流-液化流沉積，重新繪制工區沉積微相圖。

長81油層組；層序地層學；沉積相；風暴-重力流；顆粒流沉積

紅河油田位于鄂爾多斯盆地天環坳陷南部，其南為渭北隆起，西鄰西緣沖斷帶，東接陜北斜坡。紅河12井區位于紅河油田東北方向，緊鄰西峰油田，主力開采層位為長81層。前人研究認為，紅河油田長81油層組沉積期處于湖盆坳陷期，屬三角洲前緣沉積[1]，主要發育水下分流河道、分流間灣微相、水下天然堤、河口砂壩等四種沉積微相，水下分流河道砂體是主要的儲集體。本文在高分辨層序地層分析的基礎上，進行成因分析、巖相分析、單井相分析[2]，認為研究區長81層為三角洲前方的淺湖至半深湖的風暴-重力流沉積體系。

1 層序地層識別與劃分

本次研究充分利用巖心資料、露頭資料、測錄井資料和三維地震資料，并參考前人對本區的層序地層劃分方案[3]，對長81段所在層序及其內部體系域界面進行了識別與劃分，然后依據測錄井資料和巖性旋回特征對長81段進行了準層序的識別與劃分。在湖泊當中的準層序一般為向上變粗的準層序，越過準層序的界面可以看到明顯的水體變深的特征。根據這一定義，依據巖心和測錄井資料，將研究區低位體系域（即長81段）劃分為三個準層序，每一個準層序向上砂巖含量變高。這三個準層序組合為一個準層序組，即低位體系域可以分為一個準層序組和三個準層序這三個準層序大致與傳統分層的長811、長812、長813小層相當，在界面位置的細節方面有所出入。

2 成因分析

根據前人的研究成果，形成沉積物重力流一般需具備如下條件：足夠的水深、足夠的坡度角和密度差、充沛的物源、一定的觸發機制。根據以上幾點形成重力流沉積的必要條件，結合紅河12井區長81段的實際情況，認為本研究區形成重力流沉積的條件包括以下幾點。

2.1 地質背景

晚三疊世，秦嶺洋關閉，華北板塊與楊子板塊拼接，秦嶺地區全面碰撞造山，鄂爾多斯盆地接受大范圍晚三疊世沉積。從時間上看，長8段至長6段正是湖盆擴張、強烈坳陷至穩定坳陷的時期，受秦嶺碰撞造山的影響，構造活動十分活躍，必然地質事件頻發，為大面積事件性沉積提供基礎。

2.2 水深

頁巖之中干酪根的類型與其沉積水深具有一定的對應關系。I型干酪根的生油氣潛能最大，一般存在于深水環境中，II型干酪根主要來自于海相和湖相浮游生物（以浮游植物為主）和微生物的混合物中，生油氣潛能中等，主要存在于較深水環境中。III型干酪根主要來自于陸地高等植物，生油氣潛能較差。對于干酪根類型的判斷主要方法有干酪根元素分析法、顯微組分分析法、巖石熱解方法等。本次研究利用干酪根元素分析法和巖石熱解方法。樣品采自于紅河12井區長81段的泥巖，在長811，長812和長813三個小層都有分布。干酪根熱解分析共42塊樣品，其中包括長7段一塊用來進行對比。干酪根元素分析共19塊樣品，同樣包括一塊長7樣品，結果（見圖1）。

2.3 觸發機制

圖1 干酪根類型分析

圖2 巖心識別標志

重力流沉積物的形成多屬于事件性沉積作用，其起因于一定的觸發機制，諸如在洪水、地震、海嘯巨浪、風暴潮和火山噴發等陣發性因素直接和間接誘導下，會導致塊體流和高密度流的形成。根據本次研究巖心觀察的結果，認為紅河12井區長81段重力流的主要觸發機制為地震。地震成因沉積體通常稱之為震積巖，其主要識別標志包括兩個方面：（1）砂體液化與層內褶皺現象；（2）層位微斷層。這兩種特征在紅河區塊多口井均見到（見圖2），因此認為研究區主要觸發機制為地震。

3 巖相分類

在總結全區長81約340 m巖心觀察結果的基礎上，依據巖性、厚度、巖性的組合關系、沉積構造等方面，按照砂體的成因將其劃分為四種巖相類型：

（1）風暴-風浪丘狀-波狀層理粉細砂巖相；

（2）滑塌-碎屑流近平行-變形層理砂巖相；

（3）顆粒流塊狀層理砂巖相；

（4）濁流-液化流鮑瑪序列粉細砂巖相。

3.1 風暴-風浪丘狀-波狀層理粉細砂巖相

這一巖相的巖性以粉砂巖、粉細砂巖為主，厚度為0.5 m～8 m，大部分厚度較薄，與底部泥巖層呈沖刷接觸或可見底模構造。識別這一巖相的標志為巖心中可見截切構造及波狀層理、波狀交錯層理、丘狀和洼狀交錯層理等[4]。在研究區也識別出了特征的風暴沉積構造，包括截切構造和丘狀交錯層理，并在紅河15井2 111.81 m處識別出一個風暴序列，自下而上依次為截切構造，塊狀細砂巖，平行層理，小型交錯層理，丘狀-洼狀層理，浪成沙紋層理，灰黑色泥巖，顯示了一個風暴沉積序列（見圖3a）。這一巖相主要分布于長811小層和部分井長812小層的頂部。

3.2 滑塌-碎屑流近平行-變形層理砂巖相

這一巖相的成因為三角洲前緣的砂體，在受到事件性作用下（如地震），沿其軟弱面（如泥層）發生滑動。在重力或持續的事件性作用下，滑動過程中受摩擦力的影響產生形變，轉變為滑塌體。因此在巖心中見到了多種變形構造，尤其是高角度的呈環狀的變形層理，表明其地層完全產生了翻轉。巖性為細砂和中砂，厚度普遍較大，4 m～10 m，與下部泥巖層呈滑塌面接觸或平整接觸。典型的沉積構造為平行或低角度的層理以及大量的變形層理（見圖3b）。變形層理通常位于砂層的中部，大部分呈環狀，為滑塌褶皺體受力作用最強、變形最嚴重的部位。

3.3 顆粒流塊狀層理砂巖相

紅河12井的長812段2 091 m～2 104 m共將近15 m巖性中基本無層理構造，僅在局部區域見到很少的高角度變形層（見圖3c）。巖性也一致，都為細砂巖。如此規模的塊狀砂巖層，說明其并非三角洲砂體一樣的牽引流沉積物，而是在重力作用下的整體性塊狀搬運與凍結式整體沉積的產物。本次研究中為了證明顆粒流塊狀砂巖相確實為塊狀砂巖，還進行了X射線照相和CT掃描分析（見圖3c）。

3.4 濁流-液化流鮑瑪序列粉細砂巖相

這種巖相主要為粉砂巖、粉細砂巖，厚度普遍較薄，為0.5 m～2 m，和底部泥巖層呈沖刷底模構造或者平整接觸。典型的沉積構造包括各種液化變形構造和濁流的鮑瑪序列[5]。液化變形構造包括泄水構造、碟狀構造、火焰狀構造和重荷模等（見圖3d）。

圖3 巖相識別沉積構造

4 單井相分析

紅河12井區長81段在傳統意義上認為是三角洲前緣沉積體系，其厚層砂體沉積于水下分流河道之中。通過本次研究，認為這一段屬于淺湖到半深湖重力流沉積體系。運用前述的巖相分析結果，結合經典的重力流類型劃分，建立了本區研究層位的沉積模式[6]。紅河12井區長81段共存在4種沉積微相，即風暴沉積、滑塌-碎屑流沉積、顆粒流沉積和濁流-液化流沉積。下面以紅河12井為例，進行單井沉積微相劃分。紅河12井長81段最下部為濁流-液化流沉積，形成薄層砂體，夾在半深湖相泥巖之中，呈現出一種薄互層的特征。下部為厚層的顆粒流塊狀砂巖沉積體，砂體連續性好，厚度約15 m。再向上為滑塌-碎屑流沉積砂巖層，厚度約5 m，巖性和下部砂巖接近，均為細砂巖和中砂巖，但是含油性比下段差，反映了沉積微相對儲層物性的控制作用。再向上為薄層的風暴-風浪沉積體，夾在淺湖泥巖之中。整口井由下至上反映了水體變淺的特征，與層序地層分析時長81段位于低位體系域、整體水深變淺的特征相吻合。

5 沉積展布

根據以上分析，做出了紅河12井區長812新的沉積微相圖（見圖4）。從圖中可以看出，主要分為兩種微相，一種為厚層砂巖，包括滑塌-碎屑流沉積和顆粒流沉積，由于兩種砂體僅能由巖心中識別區分出來，在測井曲線中難以區分，因此這里歸為一類；另一種為薄層的濁流-液化流沉積體。前一種砂體的分布面積較大，而后一種分布較局限。

6 結論

長8油層組時期，鄂爾多斯盆地紅河油田紅河12井區屬于深水沉積環境，發育了一套三角洲前方的淺湖至半深湖的風暴-重力流沉積體系，長81段劃分為四種巖相：風暴-風浪丘狀-波狀層理粉細砂巖相；滑塌-碎屑流近平行-變形層理砂巖相；顆粒流塊狀砂巖相；濁流-液化流鮑瑪序列粉細砂巖相。以巖相劃分為基礎，識別出與之對應的四種沉積微相類型：風暴沉積；滑塌-碎屑流沉積；顆粒流沉積；濁流-液化流沉積。并結合單井與地震資料分析結果，得到長812主力層沉積微相圖，砂體呈橢圓形或者長條狀展布，砂體之間是不連續的。

圖4 紅河12井區長812小層沉積相圖

［1］ 楊華.鄂爾多斯盆地三疊系延長組沉積體系及含油性研究［D］.成都：成都理工大學，2004.

［2］ 劉宗堡，馬世忠，孫雨.三肇凹陷葡萄花油層高分辨率層序地層劃分及沉積特征研究［J］.沉積學報，2008，26（3）：399-406.

［3］ 鄧宏文，等.高分辨層序地層學-原理及應用［M］.北京：地址出版社，2002.

［4］ 王力，等.鄂爾多斯盆地西峰油田長8沉積相研究［J］.西安石油學院學報（自然科學版），2003，18（6）∶26-30.

［5］ 馮增昭.沉積演示學（下）［M］.北京：石油工業出版社，1997.

［6］ 姜在興.沉積學（第2版）［M］.北京：石油工業出版社，2010.

Sedimentary facies of HH12 well in Honghe oilfield，Ordos basin

LIU Xiaohu
（Huabei Branch Oil and Gas Company，Sinopec，Pingliang Gansu 744300，China）

The sedimentary microfacies of Chang 81oil layer in HH12 well area of Honghe oilfield are fast and the reservoir is complicated,which brings great difficulty to the further development of oilfield.Based on the study of high-precision sequence stratigraphy,the main sedimentary facies types are identified from the core,logging and seismic facies signs,the sedimentary subfacies and microfacies are divided,the sedimentary model is established.It is concluded that the study area Chang 81is not a delta sedimentary system but a stormgravity flow deposition system in the shallow lake to the semi-deep lake in front of the delta.The study area Chang 81is divided into four lithofacies,storm wind storm wavy bedding sandstone facies,slump-debris flow near-parallel deformation stratified sandstone facies,particle flow block sandstone facies,turbidity-liquefied flow Baoma sequence silty sandstone facies.I－dentify the four types of sedimentary microfacies that correspond to,storm deposition,slumpdebris flow deposition,particle flow deposition,turbid-liquefied flow deposition,redraw the microstructure of the sedimentary facies.

Chang 81oil layer group；sequence stratigraphy；sedimentary facies；storm-gravity flow；particle flow deposition

TE122.22

A

1673-5285（2017）07-0108-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.024

2017－05-22

劉小虎，男（1986-），2013年畢業于中國地質大學（北京）油氣田開發工程專業，獲得碩士學位，主要從事油氣田開發地質工作，郵箱：114251031@qq.com。