鄂尔多斯盆地红河油田HH12井区沉积相研究

刘小虎

（中国石化华北油气分公司采油一厂，甘肃平凉 744300）

鄂尔多斯盆地红河油田HH12井区沉积相研究

刘小虎

（中国石化华北油气分公司采油一厂，甘肃平凉 744300）

红河油田HH12井区长81油层组沉积微相变化快，储层展布复杂，为油田后期进一步的注水开发带来了较大的难度。在高精度层序地层学研究的基础上，从岩心、测录井、地震相标志入手，识别主要沉积相类型，划分沉积亚相和微相，建立沉积模式，分析认为研究区长81段并非三角洲沉积体系，而是三角洲前方的浅湖至半深湖的风暴-重力流沉积体系。将研究区长81段划分为四种岩相：风暴-风浪丘状-波状层理粉细砂岩相、滑塌-碎屑流近平行-变形层理砂岩相、颗粒流块状砂岩相、浊流-液化流鲍玛序列粉细砂岩相，识别出与之对应的四种沉积微相类型：风暴沉积、滑塌-碎屑流沉积、颗粒流沉积、浊流-液化流沉积，重新绘制工区沉积微相图。

长81油层组；层序地层学；沉积相；风暴-重力流；颗粒流沉积

红河油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部，其南为渭北隆起，西邻西缘冲断带，东接陕北斜坡。红河12井区位于红河油田东北方向，紧邻西峰油田，主力开采层位为长81层。前人研究认为，红河油田长81油层组沉积期处于湖盆坳陷期，属三角洲前缘沉积[1]，主要发育水下分流河道、分流间湾微相、水下天然堤、河口砂坝等四种沉积微相，水下分流河道砂体是主要的储集体。本文在高分辨层序地层分析的基础上，进行成因分析、岩相分析、单井相分析[2]，认为研究区长81层为三角洲前方的浅湖至半深湖的风暴-重力流沉积体系。

1 层序地层识别与划分

本次研究充分利用岩心资料、露头资料、测录井资料和三维地震资料，并参考前人对本区的层序地层划分方案[3]，对长81段所在层序及其内部体系域界面进行了识别与划分，然后依据测录井资料和岩性旋回特征对长81段进行了准层序的识别与划分。在湖泊当中的准层序一般为向上变粗的准层序，越过准层序的界面可以看到明显的水体变深的特征。根据这一定义，依据岩心和测录井资料，将研究区低位体系域（即长81段）划分为三个准层序，每一个准层序向上砂岩含量变高。这三个准层序组合为一个准层序组，即低位体系域可以分为一个准层序组和三个准层序这三个准层序大致与传统分层的长811、长812、长813小层相当，在界面位置的细节方面有所出入。

2 成因分析

根据前人的研究成果，形成沉积物重力流一般需具备如下条件：足够的水深、足够的坡度角和密度差、充沛的物源、一定的触发机制。根据以上几点形成重力流沉积的必要条件，结合红河12井区长81段的实际情况，认为本研究区形成重力流沉积的条件包括以下几点。

2.1 地质背景

晚三叠世，秦岭洋关闭，华北板块与杨子板块拼接，秦岭地区全面碰撞造山，鄂尔多斯盆地接受大范围晚三叠世沉积。从时间上看，长8段至长6段正是湖盆扩张、强烈坳陷至稳定坳陷的时期，受秦岭碰撞造山的影响，构造活动十分活跃，必然地质事件频发，为大面积事件性沉积提供基础。

2.2 水深

页岩之中干酪根的类型与其沉积水深具有一定的对应关系。I型干酪根的生油气潜能最大，一般存在于深水环境中，II型干酪根主要来自于海相和湖相浮游生物（以浮游植物为主）和微生物的混合物中，生油气潜能中等，主要存在于较深水环境中。III型干酪根主要来自于陆地高等植物，生油气潜能较差。对于干酪根类型的判断主要方法有干酪根元素分析法、显微组分分析法、岩石热解方法等。本次研究利用干酪根元素分析法和岩石热解方法。样品采自于红河12井区长81段的泥岩，在长811，长812和长813三个小层都有分布。干酪根热解分析共42块样品，其中包括长7段一块用来进行对比。干酪根元素分析共19块样品，同样包括一块长7样品，结果（见图1）。

2.3 触发机制

图1 干酪根类型分析

图2 岩心识别标志

重力流沉积物的形成多属于事件性沉积作用，其起因于一定的触发机制，诸如在洪水、地震、海啸巨浪、风暴潮和火山喷发等阵发性因素直接和间接诱导下，会导致块体流和高密度流的形成。根据本次研究岩心观察的结果，认为红河12井区长81段重力流的主要触发机制为地震。地震成因沉积体通常称之为震积岩，其主要识别标志包括两个方面：（1）砂体液化与层内褶皱现象；（2）层位微断层。这两种特征在红河区块多口井均见到（见图2），因此认为研究区主要触发机制为地震。

3 岩相分类

在总结全区长81约340 m岩心观察结果的基础上，依据岩性、厚度、岩性的组合关系、沉积构造等方面，按照砂体的成因将其划分为四种岩相类型：

（1）风暴-风浪丘状-波状层理粉细砂岩相；

（2）滑塌-碎屑流近平行-变形层理砂岩相；

（3）颗粒流块状层理砂岩相；

（4）浊流-液化流鲍玛序列粉细砂岩相。

3.1 风暴-风浪丘状-波状层理粉细砂岩相

这一岩相的岩性以粉砂岩、粉细砂岩为主，厚度为0.5 m～8 m，大部分厚度较薄，与底部泥岩层呈冲刷接触或可见底模构造。识别这一岩相的标志为岩心中可见截切构造及波状层理、波状交错层理、丘状和洼状交错层理等[4]。在研究区也识别出了特征的风暴沉积构造，包括截切构造和丘状交错层理，并在红河15井2 111.81 m处识别出一个风暴序列，自下而上依次为截切构造，块状细砂岩，平行层理，小型交错层理，丘状-洼状层理，浪成沙纹层理，灰黑色泥岩，显示了一个风暴沉积序列（见图3a）。这一岩相主要分布于长811小层和部分井长812小层的顶部。

3.2 滑塌-碎屑流近平行-变形层理砂岩相

这一岩相的成因为三角洲前缘的砂体，在受到事件性作用下（如地震），沿其软弱面（如泥层）发生滑动。在重力或持续的事件性作用下，滑动过程中受摩擦力的影响产生形变，转变为滑塌体。因此在岩心中见到了多种变形构造，尤其是高角度的呈环状的变形层理，表明其地层完全产生了翻转。岩性为细砂和中砂，厚度普遍较大，4 m～10 m，与下部泥岩层呈滑塌面接触或平整接触。典型的沉积构造为平行或低角度的层理以及大量的变形层理（见图3b）。变形层理通常位于砂层的中部，大部分呈环状，为滑塌褶皱体受力作用最强、变形最严重的部位。

3.3 颗粒流块状层理砂岩相

红河12井的长812段2 091 m～2 104 m共将近15 m岩性中基本无层理构造，仅在局部区域见到很少的高角度变形层（见图3c）。岩性也一致，都为细砂岩。如此规模的块状砂岩层，说明其并非三角洲砂体一样的牵引流沉积物，而是在重力作用下的整体性块状搬运与冻结式整体沉积的产物。本次研究中为了证明颗粒流块状砂岩相确实为块状砂岩，还进行了X射线照相和CT扫描分析（见图3c）。

3.4 浊流-液化流鲍玛序列粉细砂岩相

这种岩相主要为粉砂岩、粉细砂岩，厚度普遍较薄，为0.5 m～2 m，和底部泥岩层呈冲刷底模构造或者平整接触。典型的沉积构造包括各种液化变形构造和浊流的鲍玛序列[5]。液化变形构造包括泄水构造、碟状构造、火焰状构造和重荷模等（见图3d）。

图3 岩相识别沉积构造

4 单井相分析

红河12井区长81段在传统意义上认为是三角洲前缘沉积体系，其厚层砂体沉积于水下分流河道之中。通过本次研究，认为这一段属于浅湖到半深湖重力流沉积体系。运用前述的岩相分析结果，结合经典的重力流类型划分，建立了本区研究层位的沉积模式[6]。红河12井区长81段共存在4种沉积微相，即风暴沉积、滑塌-碎屑流沉积、颗粒流沉积和浊流-液化流沉积。下面以红河12井为例，进行单井沉积微相划分。红河12井长81段最下部为浊流-液化流沉积，形成薄层砂体，夹在半深湖相泥岩之中，呈现出一种薄互层的特征。下部为厚层的颗粒流块状砂岩沉积体，砂体连续性好，厚度约15 m。再向上为滑塌-碎屑流沉积砂岩层，厚度约5 m，岩性和下部砂岩接近，均为细砂岩和中砂岩，但是含油性比下段差，反映了沉积微相对储层物性的控制作用。再向上为薄层的风暴-风浪沉积体，夹在浅湖泥岩之中。整口井由下至上反映了水体变浅的特征，与层序地层分析时长81段位于低位体系域、整体水深变浅的特征相吻合。

5 沉积展布

根据以上分析，做出了红河12井区长812新的沉积微相图（见图4）。从图中可以看出，主要分为两种微相，一种为厚层砂岩，包括滑塌-碎屑流沉积和颗粒流沉积，由于两种砂体仅能由岩心中识别区分出来，在测井曲线中难以区分，因此这里归为一类；另一种为薄层的浊流-液化流沉积体。前一种砂体的分布面积较大，而后一种分布较局限。

6 结论

长8油层组时期，鄂尔多斯盆地红河油田红河12井区属于深水沉积环境，发育了一套三角洲前方的浅湖至半深湖的风暴-重力流沉积体系，长81段划分为四种岩相：风暴-风浪丘状-波状层理粉细砂岩相；滑塌-碎屑流近平行-变形层理砂岩相；颗粒流块状砂岩相；浊流-液化流鲍玛序列粉细砂岩相。以岩相划分为基础，识别出与之对应的四种沉积微相类型：风暴沉积；滑塌-碎屑流沉积；颗粒流沉积；浊流-液化流沉积。并结合单井与地震资料分析结果，得到长812主力层沉积微相图，砂体呈椭圆形或者长条状展布，砂体之间是不连续的。

图4 红河12井区长812小层沉积相图

［1］ 杨华.鄂尔多斯盆地三叠系延长组沉积体系及含油性研究［D］.成都：成都理工大学，2004.

［2］ 刘宗堡，马世忠，孙雨.三肇凹陷葡萄花油层高分辨率层序地层划分及沉积特征研究［J］.沉积学报，2008，26（3）：399-406.

［3］ 邓宏文，等.高分辨层序地层学-原理及应用［M］.北京：地址出版社，2002.

［4］ 王力，等.鄂尔多斯盆地西峰油田长8沉积相研究［J］.西安石油学院学报（自然科学版），2003，18（6）∶26-30.

［5］ 冯增昭.沉积演示学（下）［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［6］ 姜在兴.沉积学（第2版）［M］.北京：石油工业出版社，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

刘小虎，男（1986-），2013年毕业于中国地质大学（北京）油气田开发工程专业，获得硕士学位，主要从事油气田开发地质工作，邮箱：114251031@qq.com。