近年来，鄂尔多斯盆地三叠系油气勘探不断向延长组中下组合（长7—长10油层组）拓展，长7油层组的油气勘探工作也因此取得了一系列重要成果，不仅发现了典型的深水浊积层序和规模化发育的砂岩储层，而且试获了较高产能的工业油流^[1]，从而掀起了深水浊积岩勘探研究的热潮。

鄂尔多斯盆地内浊积岩的研究始于20世纪70年代，但限于当时的研究条件，并未建立起完整的浊积体系。自90年代末起，在盆地北东和南西两大水系之间的半深湖—深湖相区发现了大规模的厚层及块状含油砂体，发育层位包括长8—长1油层组^[2-4]，其中尤以长7油层组的发育最为典型。对此不同学者具有不同地质认识：① 将这种富砂的深水沉积解释为浊流沉积，并依据发育形态将其分为上扇、中扇及下扇共3个相带^{[1-3, 5-6]}；② 根据有无固定水道的供给, 把此类浊积扇划分为坡移型浊积扇和滑塌型浊积扇^{[4, 7-8]}；③ 从成因机制的角度把此类深水沉积划分为滑塌岩、砂质碎屑流及浊积岩等3种类型，并认为三者在时空上相互依存和转化，砂质碎屑流主要发育于斜坡带，浊流主要发育于深水平原^[9-11]；④ 依据成因机制认为此类深水沉积主要为砂质碎屑流^[12-13]。虽认识不同，但大多学者有2点共识：① 区内深水盆地发育重力流沉积；② 区内深水浊积中鲍马序列及其沉积构造确实客观存在^[14]。

LM井区位于甘肃省环县与庆阳之间、西峰油田西侧（图 1）。井区面积300余km²，完钻井50余口，评价取心井10口，在长7油层组累计获取岩心230余m，取得了关于长7油层组的浊积地层、储层发育特征、岩心实验分析、油气显示及试油试采等方面的研究成果。通过对沉积微相、沉积层序及相带演化等特征的剖析，揭示了内陆湖盆深水浊积沉积对长7砂岩储层发育的控制和影响，深化了对盆地深水相区油气勘探潜力及勘探开发意义的认识。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 鄂尔多斯盆地三叠系延长组沉积期沉积体系展布（据文献[15]修改） Fig. 1 Depositional system of Yanchang Formation in Ordos Basin

三叠系延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地为一北翼相对宽缓、南翼较为窄陡、向东南开口的大型箕状坳陷。具有多物源、多水系注入的特征，发育完整的陆相河流—三角洲—湖泊沉积体系，尤以北东和西南方向的两大物源和水系影响较大^[15-18]，从而奠定了湖盆两翼曲流河三角洲（北翼）和辫状河三角洲（南翼）两大沉积体系的发育基础。处于两大三角洲前缘前端斜坡处的沉积物，在一定的触发机制作用下即可向深水区加速滑动，从而形成大面积复合发育的浊积扇体^{[3, 7, 9]}。盆地西南翼因地形坡度较陡，深水浊积扇的发育更具优势。处于盆地西南部辫状河三角洲前缘前端的半深湖—深湖相区，即LM井区，浊积层序的发育及浊积扇体的展布主要受西南部物源的控制^{[5, 16]}。

三叠系延长组是鄂尔多斯盆地南部中生界的主力含油层系，自上而下可划分为长1—长10油层组^[19]。长6油层组是延长世湖盆建设型三角洲发育最为强盛时期的沉积，砂岩储层非常发育^[20]；长7油层组是延长世湖盆最大湖泛期沉积，因广泛发育深水油页岩而被视为鄂尔多斯盆地中生界烃源岩的主要发育层系^[21]。

长7油层组沉积时期，湖盆快速沉降，水体加深，湖盆周缘碎屑供应能力减弱，滨浅湖及三角洲体系萎缩后退，湖面扩张至最大，半深湖—深湖相区分布广泛^{[9, 16]}，为深水浊积及其砂岩储层的发育提供了条件和空间。根据地层层序、沉积旋回组合及标志层特征等，可将长7油层组自上而下划分为长7₁、长7₂及长7₃共3个亚油层组。下部长7₃亚油层组发育大套油页岩，岩电特征明显，易于识别和对比；中上部的长7₁和长7₂亚油层组则发育砂岩组合，可进一步细分为长7₁¹、长7₁²、长7₂¹及长7₂²共4个小层^{[1, 16]}。LM井区长7段地层厚度稳定，岩电组合特征与区域地层特征基本一致，长7₁、长7₂及长7₃等3个亚油层组地层厚度均为35~53 m，长7₁、长7₂亚油层组储层岩石类型主要为粉、细砂岩，平均孔隙度为8.25%，平均渗透率为0.105 mD，具超低渗特征，油气显示及产能良好，试油产量为4.0~13.0 t/d，L89井则高达56.5 t/d。

深水浊积岩最突出的特征是岩层内部的鲍马序列和准同生变形构造^{[14, 22]}，但岩性、颜色、结构及构造等也能够揭示深水环境的特征及其沉积成因。

（1）岩性及颜色标志

LM井区长7油层组暗色泥页岩较为发育，尤以下部集中发育的灰黑色及黑色大套油页岩最具代表性；中上部主要发育灰色及褐灰色的厚层或块状砂岩。岩性组合表明，长7油层组沉积时期的沉积环境具有可容空间大、沉积速率小且局部间夹快速堆积的深水环境特点。

（2）粒度结构特征

根据岩心粒度分析结果，LM井区长7砂岩储层的粒度概率曲线呈连续的弧线型[图 2（a）]，C—M图中的粒度点群趋势线不仅平行于C=M基线[图 2（b）]，而且与C=M基线的水平距离较小，表明长7砂质碎屑不仅属于递变悬浮为主的沉积，而且源区（三角洲前缘斜坡）物源供应单一。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 LM井区长7砂岩储层粒度概率曲线及C-M图 Fig. 2 Characteristics of grain size curve and C-M diagram of Chang 7 sandstone reservoir in LM well field

（3）沉积构造特征

根据岩心观察结果，LM井区长7油层组的沉积构造类型多样，层理构造主要有页理、水平纹理、波状纹理、递变层理及块状层理等；层面构造主要包括波痕、底冲刷及沟模等；另外，液化变形层理、包卷层理、滑塌构造及同生断层等变形构造也广泛发育。这些沉积构造及组合特征都显著地指向一个深水浊积岩的基本序列——鲍马序列。

水平纹理。通常发育在递变层理或块状层理之上，或与波状纹理及泥页岩薄层交替或间互出现，层序组合与鲍马序列中的B段和D段具有良好的对应关系。岩性主要为粉、细砂岩，泥质粉砂岩及粉砂质泥岩等，单层厚度通常为几cm到30 cm [图 3（a）~（d）]，层理面上可见植物碎屑和较多的云母片。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 LM井区长7油层组沉积成因标志 （a）递变层理粉细砂岩和上水平纹理粉砂岩，L188井，2 221.12 m；（b）下部为上水平纹理泥质岩夹薄递变层理，上覆递变层理与水平纹理细砂岩，中间为冲刷面，L188井，2 174.39 m；（c）下水平纹理细砂岩与波状纹理，粉—细砂岩及泥质粉砂岩，L89井，2 278.30 m；（d）下水平纹理与递变层理相间发育，粉砂岩及细砂岩，L192井，2 088.50 m；（e）递变层理，粉—细砂岩，H69井，2 384.50 m；（f）块状层理，细砂岩，L188井，2 227.04 m；（g）块状层理，细砂岩，具重荷底劈成因的火焰状构造，似砂球及泥砾，底部富集泥砾，L192井，2 088.90 m；（h）块状细砂岩，具重荷底劈，中上部见一悬浮型长条泥砾，顶部具水平纹理，L148井，2 194.61 m；（i）泥砾状细砂岩，L148井，2 220.15 m；（j）沟模，粉砂岩，L89井，2 316.20 m，（岩心横断面直径为9 cm）；（k）包卷层理，下部球枕状构造，粉—细砂岩及粉砂质泥岩，L148井，2 235.50 m；（l）滑塌构造，岩层滑动变形明显，岩性混杂，L89井，2 348.90 m Fig. 3 Sedimentary genetic marks of Chang 7 oil layers in LM well field

波状纹理。通常发育在水平纹理之上或之间，或局部独立出现，更多的是以液化变形的形式与包卷层理、球枕状构造等形成共生过渡，底部与下伏层多呈突变，界面可显示微弱的起伏或冲刷，层序组合与鲍马序列中的C段明显呼应。岩性主要为粉、细砂岩及泥质粉砂岩，单层厚度一般为几cm到十几cm，局部厚度可达几十cm，层系界面呈微波状[图 3（a）~（c）]。

递变层理。较常见，但厚度通常较小，顶部常与水平纹理形成过渡，底界面一般呈平整突变，亦可与块状层理的砂岩形成渐变，层序组合与鲍马序列中的A段上部相当。岩性主要为细砂岩及粉—细砂岩，正粒序，韵律厚度为几cm到几十cm，内部不具任何纹层[图 3（a）~（b）、3（d）~（e）]。

块状层理。较为常见，顶部往往与递变层理形成薄层过渡，底部与下伏层呈突变接触，底冲刷明显，形成泥砾富集，或者显示砂质重荷对下伏泥岩层形成底劈构造甚至火焰状构造[图 3（f）~（h）]，层序组合与鲍马序列中A段中下部形成良好的对应关系，层系可达中—厚层。岩性主要为细砂岩，局部可见含泥砾砂岩或泥砾状砂岩。

冲刷面。主要见于块状层理的底部，起伏程度不一，可见大量撕裂变形泥砾与砂质碎屑混杂堆积[图 3（g）~（i）]。

沟模。小型，由一系列平行排列的连续低脊组成，且低脊缓圆细长，特征清晰，方向明确[图 3（j）]。

包卷层理及球枕状构造。常与波状纹理形成共生过渡，构成深水浊积层序的C，D段。岩性主要为泥质粉砂岩及粉—细砂岩，內部纹层清晰，球枕状构造边缘可见撕裂痕迹[图 3（k）]。

滑动及滑塌构造。偶见于局部粉砂质泥岩夹粉细砂岩层段以及砂泥岩互层，内部层理被严重扭曲变形[图 3（l）]，层段厚度由几十cm到百余cm。

同生断层。偶见于局部，断面视倾角约20°，视断距为1~3 cm，断面被砂泥质充填胶结。

单井相分析结果表明，LM井区长7₃亚油层组发育大套远岸深水油页岩，至沉积期末开始出现浊积层序，长7₂和长7₁亚油层组则普遍发育浊积层序，可见完整的鲍马序列（图 4）。根据长7油层组岩电组合特征及相序演化，可将其划分出浊积中扇、浊积下扇及深水盆地等3个亚相，以及浊积水道、水道间漫流、水道前缘漫流、浊积末梢、泥页岩及油页岩等6个微相类型（表 1、图 5）。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 LM井区长7深水浊积层序中的鲍马序列（L89井） Fig. 4 Bouma sequence of deep-water turbidite sedimentary sequence of Chang 7 oil layers in LM well field

表 1(Table 1)

表 1 LM井区长7油层组沉积类型 Table 1 Sedimentary types of Chang 7 oil layers in LM well field 相 亚相 微相 发育层位及分布 湖泊 浊积中扇 浊积水道、水道间漫流及水道前缘漫流等 长71、长72；研究区大部 浊积下扇 浊积末梢 长72、长73；研究区东部、西部及北部边缘 深水盆地 泥页岩、油页岩 长73；研究区以北及区内局部

下载CSV 表 1 LM井区长7油层组沉积类型 Table 1 Sedimentary types of Chang 7 oil layers in LM well field

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 LM井区长7油层组单井相分析 Fig. 5 Single well facies analysis of Chang 7 oil layers in LM well field

该亚相总体发育于深水浊积层序的中上部，为浊积扇体的主体，微相类型包括浊积水道、水道间漫流以及水道前缘漫流等沉积，砂体叠合程度大，是长7砂岩储层发育的主体相带。SP与GR曲线呈钟—箱型及漏斗—箱型组合（图 5）。

（1）浊积水道。通常由鲍马序列中的A段及A—B段多期次叠加构成AAA或ABABAB型叠覆序列，岩性通常为褐灰色及浅褐灰色细砂岩，单砂层厚度一般为1~7 m，局部叠合厚度可达20 m左右，砂层内部多呈均匀的块状，局部具递变层理，或见滑塌变形构造，具底冲刷，面上多含泥砾，SP与GR曲线呈明显的齿状箱型。

（2）水道间漫流。为辫状水道之间的溢流沉积，通常构成鲍马序列中的B—E段或C—E段，D—E段厚度较薄且经常遭受侵蚀。岩性主要为褐灰色粉细砂岩，顶部逐渐过渡至暗色粉砂质泥岩及泥岩。层序厚度一般为几十cm到几m。发育水平层理、波状层理、包卷层理及液化变形层理等，可见小型冲刷面，发育槽模、沟模等底模构造，SP与GR曲线呈齿状钟型或漏斗型。

（3）水道前缘漫流。为分支水道消失端前缘地带的漫溢沉积，通常由鲍马序列中的C—E段或B—E段复合叠加组成。岩性主要为深灰色粉细砂岩及粉砂岩，向上过渡为粉砂质泥岩，比水道间漫流更为细薄，砂岩厚度一般小于1 m，发育水平纹理、波状纹理及包卷层理等。SP与GR曲线呈小漏斗型。

处于深水浊积层序的下部，与浊积中扇水道前缘漫流沉积过渡，构成浊积扇体系中宽阔的前缘沉积，地形平坦，无水道。沉积微相类型主要为浊积末梢（参见图 5），SP与GR曲线组合呈齿形异常。浊积末梢主要由鲍马序列中的C—E段的低密度底流远积而成。岩性主要为粉砂质泥岩及泥岩间夹薄层粉砂岩，局部与深水盆地沉积的灰黑色泥质岩穿插过渡，构成鲍马序列中的C—F段，发育水平纹理、波状纹理及页理等。

为远岸的深水平原沉积，上覆深水浊积层序（参见图 5）。岩性主要为灰黑色及黑色页岩或油页岩，富含有机质，含动物化石，以长7₃亚油层组发育的大段油页岩最为典型。局部可与浊积下扇的末梢沉积穿插过渡，构成鲍马序列中的E—F段。测井曲线表现为高伽马、高时差及高电阻特征，SP曲线近基线或具丘状负异常。

根据联井相剖面分析结果，LM井区长7₃—长7₁亚油层组的岩性组合自下而上逐渐增粗、变厚，局部间夹深水盆地沉积，构成一个总体上多期叠置又不断前积的反旋回序列（图 6），体现了一种深水盆地不断被远岸浊积加积充填的演化历程。长7₃亚油层组为延长世最大湖泛期沉积，发育大套生油母岩，至沉积期末，才在局部井点出现少量浊积层序；长7₂—长7₁亚油层组沉积时期，浊积层序自下而上不断前积，形成浊积水道及漫流砂体在纵向上集中发育的浊积中扇组合，长7₂²—长7₁¹小层单井累积砂岩厚度平均为10.0~12.7 m，分层系数平均为2.4~3.1。浊积水道及漫流砂体剖面形态或宽厚或扁平，顶平底凸，单层厚度平均为3.2~4.7 m，叠合厚度局部可达20余m，规模大小不等，复合连通性好，除少数砂体呈孤立的小型透镜体外，多数砂体通过多边及多层等连通方式，连续性及连通性都得到明显改善，从而形成更大规模的连通体，部分连通体横向可连续追踪5~10 km，甚至更远的距离。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 LM井区长7油层组沉积相剖面浊积层序发育演化 Fig. 6 Development and evolution characteristics of the turbidite sequence in sedimentary facies section of Chang 7 oil layers in LM well field

根据油组沉积展布趋势，并结合延长组沉积期地质背景（参见图 1），在长7₂²—长7₁¹小层沉积时期，LM井区深水浊积扇的发育明显受到盆地西南物源的控制，浊积水道呈树枝状自西南向北东方向延伸，构成浊积扇体的骨架，并与充填于骨干水道之间的漫流及水道前缘漫流沉积在一起，形成大范围分布、复合面积达250~300 km²的浊积中扇（图 7），成为深水盆地内砂岩储层发育的主体相带，油组砂地比较高，单井平均砂地比为0.48~0.63，在水道发育部位，砂地比一般大于0.6，局部甚至可达0.96。浊积下扇主要分布于LM井区的西北和东南两侧以及东北部的局部，油组砂地比明显偏低，单井平均砂地比为0.1~0.3，有效砂岩储层不太发育，沉积类型主要为浊积末梢。随着浊积层序自下而上不断前积，油组浊积中扇的平面分化也逐渐加剧，由最初的大型复合宽扇体逐渐分化为单水道作用突出的窄长扇体组合。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 LM井区长7油层组沉积相带展布及演化 Fig. 7 Sedimentary facies belt distribution and evolution of Chang 7 oil layers in LM well field

（1）LM井区长7油层组发育深水浊积层序，具典型鲍马序列。长7₃亚油层组主要发育大套油页岩，长7₂和长7₁亚油层组则主要发育浊积砂岩。浊积体的发育明显受盆地西南部单一物源的控制，向北东方向呈扇形展布，分支水道呈树枝状延伸。沉积类型可划分为浊积中扇、浊积下扇及深水盆地等3个亚相，以及浊积水道、水道间漫流、水道前缘漫流、浊积末梢、泥页岩及油页岩等6个微相类型。

（2）湖盆深水浊积特征及演化控制了深水相区砂岩储层的发育，为油气富集成藏创造了条件。LM井区浊积中扇复合叠加程度高，展布规模大，成为长7深水浊积体系及有效砂岩储层发育的相带主体。浊积水道及漫流沉积砂体或宽厚或扁平，复合连片，分布广泛，成为长7砂岩储层发育的主要沉积类型，油气显示及储产性能良好，勘探开发潜力较大，是盆地内广大深水相区油气勘探开发的有效目标。