准噶尔盆地腹部地区白垩系呼图壁河组沉积特征

杨有星，金振奎，王 濮

(1.中国石油大学地球科学学院，北京 102249;2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249; 3.中国石油天然气股份有限公司煤层气有限责任公司，北京 100028)

准噶尔盆地腹部地区白垩系呼图壁河组沉积特征

杨有星1，2，金振奎1，2，王 濮3

(1.中国石油大学地球科学学院，北京 102249;2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249; 3.中国石油天然气股份有限公司煤层气有限责任公司，北京 100028)

以沉积学的方法和原理为指导，综合运用录井、测井、岩心、区域地质背景等资料，对准噶尔盆地腹部地区滴西12井区白垩系呼图壁河组沉积特征进行研究。结果表明:滴西12井区白垩系呼图壁河组岩性主要为灰色细砂岩、粉砂岩和棕红色泥岩的频繁互层，沉积相类型主要为干旱型砂质辫状河，微相类型主要有高能河道、低能河道、心滩、溢岸、河漫滩等，物源方向主要来自西北和东南方向;呼一段和呼二段共划分为14个小层;小层沉积初期发育西北向的辫状水道，沉积时期辫状水道规模进一步扩宽沉积时期水流能量开始减弱，河道发育不明显沉积时期河道水动力条件又逐渐增强，河道不断分叉、合并和摆动，多期河道叠置，形成丰富的水道心滩储油砂体;沉积作用及不同类型沉积微相相带分布是研究区储层物性的主控因素。

石油勘探;石油地质;沉积学;储层;岩性;准噶尔盆地;呼图壁河组;辫状河

准噶尔盆地腹部地区是新疆油田公司近年来重点勘探的区带之一，滴西12井区为准噶尔盆地腹部地区典型区块。该井区的滴西9井呼图壁河组初次试油日产油0.58 t，日产气40 992 m3，日产水4.25 m3。滴西12井区呼图壁河组取心井6口，取心进尺56.77 m，收获率93.06%，含油心长11.70 m。截至目前，研究区20余口井在白垩系呼图壁河组储层均见油气显示，具有良好的油气勘探前景。前人对研究区沉积相类型进行过初步的研究，但是论证较粗略，并未对沉积微相类型和砂体展布规律做进一步研究。笔者在前人研究的基础上，以沉积学的方法和原理为指导，综合运用录井、测井、岩心、区域地质背景等资料，对准噶尔盆地腹部地区滴西12井区白垩系呼图壁河组沉积特征进行研究。

1 区域地质概况

滴西12井区在构造上位于准噶尔盆地陆梁隆起东段滴南凸起上，行政隶属新疆维吾尔自治区福海县管辖［1-2］，毗邻东道海子凹陷和石南凹陷，长期处于构造高部位，是油气聚集的有利地区［3］。研究区位于石西油田东南方向48 km、彩南油田西北方向46 km，研究区面积约100 km2(图1)。

图1 滴西12井区构造位置Fig.1 Structural map of well DX12 block in Junggar Basin

滴西12井区所在的滴南凸起构造形成于石炭纪末期，石炭系基底为一向西倾没的大型复式鼻状构造，南北两翼分别被两个基底逆冲断裂滴水泉断裂和滴水泉北断裂所切割。研究区自下而上发育的地层有石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系和第四系［4-5］。滴西12井区整体构造平缓，局部发育小型低幅度背斜，背斜高点位于滴西12井至滴202井附近，整个井区构造形态为受滴西12井东断裂和滴西2井北断裂夹持的一个断鼻构造。其发育的4条主要断层为同生断层，造成的显著地势高差是研究区发育辫状河相的主要原因之一。同时，下降盘的不断下降导致可容纳空间不断增加，可以形成厚度较大的辫状河沉积。

2 地层划分和对比

在滴西12井区的地层划分与对比中，主要应用了岩性、沉积旋回、测井曲线特征及地震剖面标志层法进行了地层的划分和对比［6-8］。呼图壁河组整体为一个向上变细的沉积序列。自下而上划分为呼一段和呼二段。总体沉积特征为棕红色泥岩与灰色粉砂岩频繁互层。棕红色泥岩一般厚2～16 m，灰色泥质粉砂岩或细砂岩一般厚2～8 m，单砂层厚度薄，延伸范围小，测井曲线呈现出变化幅度较小的锯齿形特征。

呼一段和呼二段的界线划分主要参考地震标定和测井曲线特征。电阻率曲线在呼一段顶部30～40 m深度时呈现出正旋回特征，自然伽马和自然电位值增大。根据以上原则将呼一段划分为8个小层(自下而上为～)，将上部呼二段划分为6个小层(自下而上为～)。14个小层组自下而上均表现为岩性序列和测井曲线正旋回变化，主要划分依据如表1所示。

表1 滴西12井区呼图壁河组小层划分方案Table 1 Substrata division of Hutubihe formation of well DX12 block

3 沉积相标志

3.1 颜 色

沉积物的颜色主要有以灰色、黑色等暗色为主的还原色和以棕红色、黄色等浅色为主的氧化色两种［9］。研究区的砾岩主要为灰绿色，含砾粗砂岩主要为棕红色，灰绿色;中砂岩颜色主要为灰绿色，褐灰色，细砂岩颜色主要为褐灰色和灰绿色;粉砂岩以灰色为主，总体上砂砾岩以还原色和氧化色交替出现为主;泥岩颜色主要为灰绿、棕红色或红色，主要表现为氧化色，是干旱型辫状河发育的主要特征之一，本时期主要以干旱型气候为主，并且洪泛河流发育，河流频繁改道，沉积物长期暴露在空气之中。

3.2 岩石类型

白垩系呼图壁河组沉积物岩石类型主要为砾岩、砂岩、粉砂岩和泥岩。

3.2.1 砾 岩

砾岩为中砾岩和细砾岩，主要分布在白垩系底部。砾岩通常呈灰色，有的砾岩呈紫红色，砾岩单层厚度多为几米，砾石直径多为0.5～5 cm，含量为60%～70%，填隙物主要为泥质。砾岩中砾石磨圆较好，为次圆状至次棱角状，反映搬运距离较长，距离物源较远。砾石平行层面排列，局部呈叠瓦状，说明砾岩是牵引流沉积，水流速度较稳定［10］。

3.2.2 砂 岩

砂岩分布普遍，从细砂岩到粗砂岩都有，以中、细砂岩为主(图2(a))。中、细砂岩中常含泥砾，含量为10%～35%。砂岩多呈灰色、棕红色，单层厚度多为几十厘米至几米。从砂岩成分看，研究区砂岩为岩屑砂岩，其成分成熟度很低，这与母岩区岩石类型相关。砂岩以火山岩类岩屑砂岩为主，成分反映的母岩类型与砾岩基本一致。砂岩颗粒磨圆差，呈次棱角状和次圆状，以次棱角状为主，说明距离物源比较近。颗粒之间的填隙物以泥质为主，其含量为2%～15%。

图2 研究区岩石类型及沉积构造Fig.2 Main rock types and sedimentary structure of well DX12 block

3.2.3 粉砂岩

研究区粉砂岩呈灰色，多为薄层状，磨圆差，呈棱角状，成分仍以岩屑为主，还有长石和石英，填隙物主要为泥质，泥质含量通常大于15%，最高约为40%(图2(b))。

3.2.4 泥 岩

研究区泥岩主要为红色泥岩和少量的灰色泥岩，即氧化色泥岩。氧化色包括棕红色、紫红色、红色，还原色包括灰绿色、灰色、深灰色，氧化色泥岩(图2(c)、(d))成分不纯，常含砂和粉砂。氧化色反映强氧化环境，代表长期暴露于大气的干旱陆地沉积环境。

3.3 沉积构造

根据典型取心井的岩心观察，呼图壁河组砂砾岩中发育多种沉积构造，其中有槽状交错层理，板状交错层理，楔状交错层理及平行层理(图2(e)、(f)、(g)、(h))，部分砂岩底部有具河道特征的冲刷-充填构造，都是强水动力条件下形成的特征;泥岩中主要发育水平层理，透镜状和脉状交错层理，是弱水动力条件下形成的。部分泥岩中还可见明显的滑塌构造，可能是地震等微型断层活动的结果。

3.4 测井相标志

主要应用自然电位、自然伽马和电阻率曲线的组合形态来划分测井相。由于黏土矿物中含有钾放射性同位素(K40)，泥岩层具有较强的天然放射性，砂岩放射性要小得多，因此自然伽马测井曲线能较好地反映出垂向上沉积序列中泥岩的相对含量。反映测井曲线形态的要素通常包括曲线的幅度、形态、顶底接触关系、曲线的光滑度及齿中线等。测井曲线的形态要素与地层的沉积特征结合可以确定地层的沉积环境，进行沉积微相划分。

3.4.1 幅度变化

高能环境下，物源丰富，颗粒较粗，泥质含量少，呈现高的自然电位负异常、低自然伽马和高的电阻率等曲线特征，如辫状河高能河道(图3);当水流能量减弱，自然电位曲线仍呈现负异常，但幅度相对减小，电阻率也相对减小，如辫状河低能河道;当水流能量较弱，物源少，颗粒细，泥质含量较高，则呈现低的自然电位负异常、低电阻率和高自然伽马等曲线特征，如河漫滩等沉积环境(图3)。

图3 电测曲线幅度变化Fig.3 Amplitude variation of electric logging curve

3.4.2 形态特征

研究区测井曲线组合形态主要有5种类型。钟型曲线组合特点为底部突变、顶部渐变，即为向上变细的韵律，反映河道侧向迁移的正粒序结构，在本区代表逐渐废弃的河道沉积;漏斗型曲线组合为向上变粗的反粒序结构，说明水动力逐渐加强和物源供应充足;箱型曲线组合反映沉积过程中物源充足、水动力稳定条件下的快速堆积或环境稳定的沉积，顶底界面均为突变接触，反映河道突然废弃，导致与上覆地层突变接触，典型的代表为辫状河道心滩沉积;线型曲线组合垂向上的幅度变化不大，在本区代表典型的河漫滩沉积;锯齿型曲线组合反映地层为泥岩与粉砂岩薄互层，单层厚度通常在20 cm以下，这种沉积通常形成于溢岸沉积环境。

3.4.3 平滑程度

曲线平滑反映了沉积环境较为稳定和水动力条件相对平静，因而体现出岩性的稳定变化，无砂泥间互现象;齿化反映沉积过程中能量的快速变化或水动力环境的不稳定;微齿化型介于两者之间(图4)。

图4 滴201井电测曲线响应特征Fig.4 Morphologic characteristics of electric logging curve of well D201

4 沉积相类型

辫状河类型有干旱气候辫状河和潮湿气候辫状河。两者的不同在于:干旱气候下的辫状河由于降雨少，蒸发强，河漫滩十分发育，缺乏沼泽以及河漫湖泊，且低能河道中通常只有洪水期有水，为间歇型;潮湿气候的辫状河降雨多，湿地、河漫湖泊发育，且河道中常年有流水。综合以上各种成因分析可知，呼图壁河组主要发育干旱气候型辫状河沉积相，主要有河道和泛滥平原两种亚相，包括高能河道、低能河道、溢岸和河漫滩4种微相(表2)。

4.1 高能河道沉积

通常根据杂基的含量多少可将河道分为高能河道和低能河道两类。高能河道是指常年有水流的河道，通常也是主河道［12］。由于常年有流水，沉积的砂、砾岩中杂基泥质含量很低(一般小于5%)，其自然伽马曲线幅度很低，远低于泥岩基线，电阻率比较高，自然电位曲线异常幅度高。高能河道沉积由于泥质含量低，孔隙度和渗透率较高。孔隙度一般大于15%，最高可达30%～35%;渗透率一般大于10 ×10-3μm2。根据对滴12井区辫状河沉积的解剖，通过开发井(井间距约300 m)精细井间对比和地震测井约束反演和波阻抗层切片分析，高能河道宽度一般为700～1 200 m。当洪水在河道内逐渐衰退、流速逐渐降低时，可形成向上逐渐变细的沉积序列，即递变层理。这种牵引流形成的递变层理与重力流形成的递变层理不同，前者颗粒是以滚动或跳跃方式搬运沉积的，颗粒普遍定向排列，后者颗粒是以递变悬浮方式搬运的，颗粒杂乱排列［10-11］。

表2 呼图壁河组沉积微相类型及特征Table 2 Characteristics and types of sedimentary microfacies of Hutubihe formation

4.2 低能河道沉积

低能河道是指在洪水期有水流、贫水期干涸的河道，是间歇性河道，通常是支流河道，因此这类河道中主要发育洪水沉积。泛滥期洪水中悬浮的泥质较多，在洪水消退阶段流速降低，使悬浮的泥质沉积下来，充填于砂、砾沉积中。因此，低能河道沉积的砂、砾岩中泥质含量较高，一般大于5%，常可达10%～20%。自然伽马曲线幅度高，介于泥岩基线和纯净砂、砾岩之间，电阻率比较低，自然电位曲线异常幅度低，接近泥岩基线。低能河道沉积由于泥质含量高，孔隙度和渗透率较低，孔隙度一般小于15%，渗透率一般小于10×10-3μm2。

高能河道与低能河道在粒度方面也有一定差别。一般情况下，高能河道沉积相对低能河道岩石粒度较粗，但低能河道也可沉积砾岩、砂砾岩。高能河道与低能河道可相互转化，高能河道逐渐废弃时可转化为低能河道，低能河道后期可发展成高能河道。高能河道与低能河道的频繁相互转化可导致同一层砂、砾岩在纵向上粒度粗细不均、泥质含量高低不均、孔隙度和渗透率高低不同。研究区及其他地区古代辫状河沉积中常见宽几公里甚至十几公里的砂、砾岩体，这实际上是多条河道沉积拼合叠加而形成的复合河道砂砾岩体。在沉积基准面下降或缓慢上升时期，河道拼合、叠加作用强，形成横向稳定的席状砂砾岩体;在沉积基准面快速上升时期，河道以垂向加积为主，拼合、叠加作用弱，形成的砂砾岩体多呈条带状，宽度小。

4.3 溢岸沉积

溢岸沉积的岩性为粉砂岩、砂岩夹于泥岩中，或与泥岩互层，其单层厚度不大，多为十几厘米至几十厘米，很少超过1 m，常见小型交错层理。其底面平整，与下伏地层呈突变接触，但通常不发育凹凸不平的冲刷面。由于为洪水沉积，其泥质含量较高，储集物性较差。在自然伽马、自然电位和电阻率曲线上的响应幅度介于较纯的砂、砾岩和泥岩之间。

4.4 河漫滩沉积

河漫滩通常发育在干旱、半干旱气候、植被不甚发育、地形平坦的环境，位于河道之间，主要在洪水期间沉积。岩性为泥岩与泥质粉砂岩薄互层，颜色为棕红色、紫红色等氧化色，少见植物化石，具有水平层理或呈块状。

河漫滩发育区，潜水面在地表之下几米甚至更深，属于氧化环境，因此其沉积物颜色呈氧化色。虽然也可有植物生长，但由于是氧化环境不容易被保存下来。有植物生长时，由于根系的扰动导致层理不发育。

5 沉积相展布特征

图5 滴西12井区呼图壁河组沉积微相平面图Fig.5 Planar distribution of sedimentary microfacies of Hutubihe formation of well DX12 block

在进行沉积相平面展布研究的过程中，自下而上共编制了白垩系呼图壁河组呼一段(K1h1)8个小层和呼二段(K1h2)6个小层沉积相平面图。从早到晚演化特征(图5)为:初期的小层沉积期主要表现为来源于西北向的辫状水道在研究区中部发生分叉，同时还有来自东南方向的辫状水道，但水体能量较弱;、小层沉积时期辫状水道进一步发育扩宽;、小层沉积时期水流能量开始减弱，河道发育不明显;、、K1h2

6、小层沉积时期河道水动力条件又开始变强，河道不断地分叉合并，多期河道叠置摆动，形成丰富的心滩砂体;小层沉积时期，来自东南向的辫状水道彻底减弱至消失，这主要是由该时期滴西12东断裂活动加剧导致东南地势抬升造成的。

6 沉积相模式

滴西12井区白垩系呼图壁河组沉积时期总体上由河道水动力条件很强开始逐渐变弱，又逐渐变强的完整旋回变化组成。各个小层沉积期均以干旱气候下的辫状河河道沉积为主，表现为河道的不断改道和变迁。总体上，呼二段比呼一段河道发育。根据沉积相及砂体展布特征总结的研究区干旱气候型辫状河沉积模式见图6。

图6 滴西12井区呼图壁河组干旱型辫状河沉积模式Fig.6 Sedimentary modes of arid braided river of Hutubihe formation of well DX12 block

7 沉积作用对储层物性的影响

影响储层物性的因素有多种，其中成岩作用是最主要的决定因素之一［13］。但是，在研究区内沉积作用及沉积微相相带分布也对储层物性的好坏起关键作用。沉积水动力条件决定沉积物的结构成熟度，直接决定了原始孔隙度。

沉积相对储层发育的控制作用表现在对储层空间分布特征的控制，沉积相类型直接控制了砂体的分布。不同的沉积相类型具有不同的水动力特征，所形成的砂体在岩相组成、厚度、内部非均质性以及砂岩成分组成、泥质含量、颗粒的粒度、分选等方面各不相同，造成不同沉积相所形成的砂体间具有不同的原始孔隙度和渗透率。分析孔隙度和渗透率数据可知(表3):由于高能河道水动力最强，分选较好，泥质含量低，所以它的原始孔隙度和渗透率比较高;低能河道由于是间歇型河道，泥质含量高，孔隙度和渗透率较高能河道低;溢岸沉积中泥质粉砂岩和粉砂质泥岩互层，结构成熟度低;河漫滩主要为泥岩沉积，物性相对较差。

表3 不同沉积微相带孔渗对比Table 3 Comparison of porosity and permeability of different sedimentary microfacies belt

8 结论

(1)白垩系呼图壁河组沉积物岩石类型主要为灰色砾岩、中-细砂岩、粉砂岩和大量氧化色泥岩，发育高频的砂泥岩薄互层，且该沉积期气候为干旱型气候。

(2)呼图壁河组沉积相为干旱型辫状河沉积，微相有高能水道、低能水道、心滩、河漫滩、溢岸，其物源方向主要来自西北和东南方向。

(4)沉积作用及不同类型沉积微相相带分布对研究区储层物性起关键作用，不同的沉积微相其物性差别较大。

［1］张国俊.准噶尔盆地油气勘探回顾与展望［J］.新疆石油地质，1995，16(3):196-199.

ZHANG Guo-jun.Review and outlook on petroleum exploration in Junggar Basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，1995，16(3):196-199.

［2］张跃迁，张年富，姚新玉.准噶尔盆地腹部油气勘探回顾与展望［J］.新疆石油地质，2000，21(2):105-109.

ZHANG Yue-qian，ZHANG Nian-fu，YAO Xin-yu.Review and prospect for petroleum exploration in hinteriand of Junggar Basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2000，21(2):105-109.

［3］蔡忠贤，陈发景，贾振远.准噶尔盆地的类型和构造演化［J］.地学前缘，2000，7(4):431-440.

CAI Zhong-xian，CHENFa-jing，JIA Zhen-yuan.Types and tectonic evolution of Junggar Basin［J］.Science Frontiers，2000，7(4):431-440.

［4］陈业全，王伟峰.准噶尔盆地构造演化与油气成藏特征［J］.石油大学学报:自然科学版，2004，28(3):4-8.

CHENYe-quan，WANG Wei-feng.Structural evolution and pool-forming in Junggar Basin［J］.Journal of University of Petroleum，China(Edition of Natural Science)，2004，28(3):4-8.

［5］谷云飞，马明福，苏世龙，等.准噶尔盆地白垩系岩相古地理［J］.石油实验地质，2003，25(4):386-390.

GU Yun-fei，MA Ming-fu，SU Shi-long，et al.Lithofacies paleogeography of the cretaceous in the Junggar Basin［J］.Experimental Petroleum Geology，2003，25(4):386-390.

［6］王贵文，郭荣坤.测井地质学［M］.北京:石油工业出版社，2000.

［7］金振奎，张响响，邹元荣，等.青海砂西油田古近系下干柴沟组下部沉积相定量研究［J］.古地理学报，2002，4(4):99-108.

JINZhen-kui，ZHANG Xiang-xiang，ZOU Yuan-rong，et al.Quantitative study on sedimentary facies of the lower part of Xiaganchaigou formation of Paleogene of shaxi oilfield in Qinghai province［J］.Journal of Palaeogeography，2002，4(4):99-108.

［8］王西文，苏明军，王大兴，等.相控-等时小层对比方法及应用［J］.石油勘探与开发，2003，30(6):78-83.

WANG Xi-wen，SU Ming-jun，WANG Da-xing，et al. Method and application of facies controlling isochrone oillayer［J］.Petroleum Exploration＆Development，2003，30 (6):78-83.

［9］赵澄林，朱筱敏.沉积岩石学［M］.第2版.北京:石油工业出版社，2000.

［10］于兴河.碎屑岩系油气储层沉积学［M］.第2版.北京:石油工业出版社，2008.

［11］高建，焦巧平，侯加根，等.洪积相成因大型复合砂砾岩体的单期水道识别及其意义［J］.中国石油大学学报:自然科学版，2009，33(6):12-13.

GAO Jian，JIAO Qiao-ping，HOU Jia-gen，et al.Single channel identification in large-scale complex glutenite of alluvial fan and its significance［J］.Journal of China U-niversity of Petroleum(Edition of Natural Science)，2009，33(6):12-13.

［12］杨有星，金振奎，时晓章.准噶尔盆地西北缘检188井区下侏罗统八道湾组沉积特征及主控因素分析［J］.沉积与特提斯地质，2010，30(4):38-49.

YANG You-xing，JINZhen-kui，SHI Xiao-zhang.Sedimentary facies and controlling factors of the lower Jurassic Badaowan formation in the Junggar Basin［J］.Sedimentary Geology and Tethyan Geology，2010，30(4):38-49.

［13］杨有星，金振奎.准噶尔盆地腹部呼图壁河组优质储层特征和主控因素［J］.科技导报，2011，29(11):21-26.

YANG You-xing，JINZhen-kui.Characteristics and control factors of high quality reservoirs in Hutubihe formation in hinterland of Junggar Basin［J］.Science＆Technology Review，2011，29(11):21-26.

Sedimentary characteristics of Cretaceous Hutubihe formation in hinterland of Junggar Basin

YANG You-xing1，2，JINZhen-kui1，2，WANG Pu3

(1.College of Geosciences in China University of Petroleum，Beijing102249，China; 2.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting in China University of Petroleum，Beijing102249，China; 3.PetroChina Coalbed Methane Company Limited，Beijing100028，China)

Based on the principle and methods of sedimentology，the sedimentary characteristics of Cretaceous Hutubihe formation of Dixi 12 well block in Junggar Basin were analyzed by using well-logging，core data and the setting of this area.The results show that Hutubihe formation's lithologic character is fine sandstone，gray siltstone，argillaceous siltstone，brown mudstone alternate layers.Dixi 12 well block is arid braided river.And the microfacies are river channel，channel bar，embankment and flood plain. The source of the deposits comes from the northwest and southeast orientation.Hutubihe formation is divided into 14 substratas. The braided channels are mainly developed insubstrata.The braided channel becomes more and more wider insubstratas.In，the braided channel becomes weak.The braided channel becomes wider and separates insubstrata，then forms a lot of sandstone bodies filled with oil.The sedimentation and facies belt distribution range of different sedimentary microfacies are main factors influencing reservoir performance of the study area.

petroleum prospecting;petroleum geology;sedimentology;reservoirs;lithology;Junggar Basin;Hutubi formation;braided river

TE 121.3

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.01.007

1673-5005(2012)01-0040-07

2011-05-16

国家“973”计划项目(2006C13202300)

杨有星(1985-)，男(汉族)，新疆昌吉人，博士研究生，主要从事沉积学、储层地质学与油气勘探方面的研究。

(编辑 徐会永)