涠西南凹陷是南海北部湾盆地已被钻探证实的富生烃凹陷，是典型的陆相盆地复式油气区，具有“断裂沟源、断脊运移、纵向叠置、横向连片、满凹含油”的油气聚集特征^{[1, 2]}，勘探程度较高。其中古近系始新统流沙港组三段是主要含油层系之一，资源潜力丰富，近年来涠西南凹陷实施滚动勘探策略，流三段陆续发现了涠洲10-3、11-1、11-7、11-2、6-3等多个中小油田，探明储量持续增长。流三段储层以近源粗碎屑扇三角洲沉积为主，少量辫状河三角洲，多有碎屑流伴生，储层非均质性强；流三段总体上以特低孔～低孔、特低渗储层为主，局部也有中孔高渗储层，不同的构造带或构造部位储层物性差异明显。由于流三段储层类型复杂、储层非均质性强，产能差异大，使得涠西南凹陷流三段已发现的储量动用效果差或难以有效动用。随着勘探、开发程度的不断加深，流三段在探明储量和动用储量中所占比例将越来越高，如何有效开发流三段油藏面临严峻的挑战。因此有必要加深对流三段储层分布特征的认识，结合不同储层特征提出相应的开发策略。

前人针对涠西南凹陷流三段开展了区域层序地层、沉积相方面的研究，但油区沉积相研究不够精细，难以指导具体油区的滚动勘探开发。本文以高分辨率层序地层学、现代沉积学理论为指导，根据岩芯、录井、测井、地震等资料，对涠西南凹陷陡坡带涠洲10-3油田^{[3, 4]}及围区流三段开展精细的层序地层和沉积相研究，建立中期基准面旋回为等时地层单元的高分辨率层序地层格架，并在此格架内分析沉积微相展布特征及演化规律，预测有利砂体分布，为该油区下一步的滚动勘探开发提供地质依据。

1 油区地质概况

涠洲10-3油田^{[3, 4]}位于涠西南凹陷北部陡坡带1号断层下降盘，是一个被断层复杂化的断鼻构造油藏(图 1)，其中①、②、③号断层将油田分为北、中、南三个断块区，各断块区内又被许多中、小断层分割成大致15个小断块。流三段是涠洲10-3油田的主要含油层系，流三段沉积于盆地初始断陷期，主要为湖盆边缘的近源粗碎屑沉积，自下而上为一套洪积扇—冲积平原、潮湿冲积扇^[21]、扇三角洲、滨浅湖滩坝等沉积体。流三段下部发育厚层块状砂砾岩、砂岩，是良好的储集层，上部为泥页岩与粉砂岩、细砂岩薄互层。流三段储层自上而下划分为L₃Ⅰ、 L₃Ⅱ、L₃Ⅲ、L₃Ⅳ油组四个油组，纵、横向非均质性强。油田东区自1986年开发至今已生产28年，采出程度仅20％，西区有近千万方左右的探明未动用储量，周边还有多个潜力目标。因此，油田内部和周边进行滚动勘探开发的潜力巨大。

图 1 涠西南凹陷WZ10-3油田构造位置图 a. WZ10-3油田位置图；b. WZ10-3油田及围区井位图；A-A’为图 3中的剖面线 Fig. 1 Structural framework and location of WZ10-3 Oilfield

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本文综合应用岩芯、录井、测井和三维地震资料，对研究区流三段进行了高分辨率层序地层学研究，识别出3个级别的层序界面和湖泛面，将流三段划分为2个长期基准面旋回和8个中期基准面旋回。

层序界面和最大湖泛面的识别是基准面旋回层序识别与划分的基础^{[5, 6, 7, 8]}。不同级别的层序界面具有不同的成因特征和识别标志。Ⅱ类层序界面为北部湾盆地初始裂陷阶段所形成的不整合面—地震波组T90，相当于流三段底部反射，在地震剖面上反射较弱，下部地层与其斜交，局部可以看到明显的削截，界面之上表现为上超(图 2a)。Ⅲ类层序界面是限于盆地范围内的次级构造不整合面和相关整合面，对应地震波组T88和T86(图 2a)。以上述两类层序界面为顶底将流三段划分为2个长期基准面旋回，即LSC1(L₃Ⅲ、L₃Ⅳ油组)、LSC2(L₃Ⅰ、 L₃Ⅱ油组)。Ⅳ类层序界面在岩性剖面上常表现为岩性突变，尤其是以中—大型冲刷面为显著特征；测井剖面中一般位于突变的钟形、箱形底部或侧积式曲线的底界^{[9, 10, 11, 12]}(图 2b)。在长期基准面旋回控制下，以Ⅳ类层序界面为顶底，将流三段进一步划分为8个中期基准面旋回。

图 2 涠洲10-3油田及围区流三段层序划分及界面特征 Fig. 2 Sequence division and boundary feature of the Member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas

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最大湖泛面绝大多数位于泥岩、粉砂质泥岩段中，普遍具有高自然伽马、低感应电阻率、高声波时差等电性特征(图 2b)。

在单井基准面旋回划分的基础上，对涠洲10-3油田及围区流三段进行了高分辨率层序地层等时对比，建立中期旋回尺度的等时层序地层格架(图 3)。

图 3 涠洲10-3油田及围区流三段高分辨率层序地层格架 Fig. 3 High resolution sequence stratigraphic framework of the member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas

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通过岩芯观察、单井沉积相和联井沉积相分析，认为涠洲10-3油田及围区流三段沉积时期主要发育冲积扇—洪泛平原(MSC1~MSC2旋回)和扇三角洲—湖泊两种沉积体系(MSC3~MSC8旋回)，即冲积扇、扇三角洲和湖泊3种沉积相类型，进一步可划分为7种沉积亚相和若干沉积微相(图 4)。

图 4 涠洲10-3油田及围区流三段沉积相综合柱状图 Fig. 4 Comprehensive column of sedimentary facies of the Member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas

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冲积扇相主要在L₃Ⅳ油组沉积时期发育，划分为扇根、扇中、扇端3个亚相^{[13, 14, 15, 16]}，其中以扇中亚相最为发育，包括河道沉积、扇间漫流沉积和水上非河道化碎屑流沉积3个微相。

(1) 河道沉积

河道沉积粒度最粗，主要由浅灰色、灰绿色砂砾岩、含泥砂砾岩、砾状砂岩、砂岩组成。沉积构造类型丰富，可见不明显的平行层理、交错层理、叠覆冲刷构造，底部冲刷—充填构造发育，偶见块状构造、粗尾递变层理等。垂向上整体以牵引流成因砂砾岩体占优势，局部层段发育薄层重力流成因砂砾岩体(碎屑流沉积为主)。自然伽马曲线表现为高幅钟形、箱形及其二者的组合形态，中深感应电阻率曲线幅度偏低，两者分开，但分开幅度较小(图 5)。

图 5 涠洲10-3油田及围区流三段主要储集微相沉积特征 Fig. 5 Depositional feature of main reservoir microfacies of the Member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas

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(2) 扇间漫流沉积

主要为红棕色、红褐色、杂色泥岩、粉砂质泥岩和砂质泥岩，局部含砾，发育水平层理和少量块状层理。表明为干旱—半干旱氧化环境下的沉积。自然伽马曲线表现为低幅微齿平直状。

(3) 水上非河道化碎屑流沉积

涠洲10-3油田流三段碎屑流沉积较发育，且以砂质碎屑流沉积为主，泥质碎屑流沉积次之。碎屑流沉积可为河道的充填体，垂向上与河道砂体相叠置(图 5)，局部受牵引流改造，它是水流携带的砾、砂、泥沉积物，在重力作用下，呈块体沿斜坡滑动进入到河道内沉积形成的，是河道沉积的一部分甚至全部；或者，沿斜坡继续向前滑动，随流速逐渐降低，冻结式沉积，呈不规则状单独产出^{[24, 25, 26, 27, 28]}，垂向上与相对 细粒的沉积相伴生(图 5)。据此将发育在明显河道中的碎屑流沉积划分为河道型碎屑流沉积，将单独产出的碎屑流沉积根据其沉积环境划分为水上非河道化碎屑流沉积和水下非河道化碎屑流沉积。

水上非河道化碎屑流沉积是非河道化沉积物重力流的典型产物，岩性以灰白色、浅灰色、灰绿色砾状砂岩、含砾砂岩和砂岩为主，泥质含量高，发育漂砾构造、块状层理、粗尾递变层理、反递变层理等，单层厚度较大，垂向上常与细粒沉积相伴生。自然伽马曲线呈中—低幅齿化近箱形、指形，中深感应电阻率曲线幅度相对较低，两者交会(图 6)。

图 6 涠洲10-3油田及围区流三段碎屑流沉积特征 注：①是河道充填碎屑流沉积体，②是不规则碎屑流沉积体 Fig. 6 Sedimentary characteristics of debris flow of the Member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas

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扇三角洲沉积包括扇三角洲平原、扇三角洲前缘和前扇三角洲3个亚相^{[17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24]}，研究区主要发育扇三角洲前缘亚相，其中主要发育水下分流河道、水下分流河道间和水下非河道化碎屑流等沉积微相类型，前扇三角洲亚相由前扇三角洲泥沉积微相组成。L₃Ⅰ、 L₃Ⅱ、L₃Ⅲ油组中“块状砂岩”主要为扇三角洲沉积。

(1) 分流河道

主要以浅灰色、灰白色、灰绿色砂砾岩、含砾砂岩、砂岩为主，成熟度较低，分选较差—中等。垂向上，自下而上组成由粗变细的粒度正韵律，底部常与冲刷面伴生。沉积构造类型丰富，既有平行层理、交错层理等牵引流成因的沉积构造，亦有少量漂砾构造、块状层理、递变层理等重力流成因的沉积构造。自然伽马曲线为高幅钟形、箱形及其二者的组合形态，中深感应电阻率曲线幅度相对较高，两者分开幅度较大。

(2) 沼泽

岩性为杂色、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩等，可见水平层理、块状层理，自然伽马曲线呈低幅微齿化平直状。

(3) 水下分流河道

水下分流河道是扇三角洲前缘沉积的主体，岩性较粗，砂岩成熟度和分选性较好，垂向层序结构多为下粗上细的正旋回，底部为冲刷充填构造(图 7)。沉积构造以平行层理、交错层理、波状层理等牵引流成因为主，有时出现少量漂砾构造、块状层理、递变层理等重力流成因沉积构造。特征与分流河道沉积相似，但岩石粒度略变细，单层厚度变大，发育在水下分流河道沉积中的碎屑流沉积粒度亦变细，单层厚度变薄。自然伽马曲线显示高幅钟形、箱形及其二者的组 合形态，中深感应电阻率曲线表现为高幅，两者分开幅度亦较大(图 6)。

图 7 涠洲10-3油田及围区流三段扇三角洲前缘亚相沉积特征(A7井) Fig. 7 Sedimentary characteristics of fan delta front sub-facies of the Member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas(Well A7)

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(4) 水下分流河道间

水下分流河道间以灰色、灰绿色粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主，发育水平层理、透镜状层理、微波状层理等，局部见生物扰动和生物遗迹构造。自然伽马曲线表现为低幅微齿化平直状。

(5) 水下非河道化碎屑流

水下非河道化碎屑流沉积岩石颜色偏暗，粒度较细，单层厚度较薄，呈透镜状分布在前扇三角洲泥沉积中，泥质含量较高。沉积构造主要有粗尾递变层理、反递变层理、块状构造和漂砾构造等。自然伽马曲线幅度相对较低，呈齿化箱形、指形，中深感应电阻率曲线幅度偏低。

(6) 前扇三角洲泥

前扇三角洲泥主要由灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩等组成，水平层理发育，自然伽马曲线呈低幅微齿化平直状。

湖泊相在L₃Ⅰ、 L₃Ⅱ油组沉积时期发育，以滨浅湖亚相为主。滨浅湖亚相可进一步细分为滨浅湖泥和滨浅湖滩坝两个沉积微相。

(1) 滨浅湖泥

研究区为弱还原—还原环境发育的滨浅湖泥沉积，岩石颜色为灰色、灰绿色、深灰色，局部见灰黑色。水平层理和生物扰动构造发育，生物化石常见，自生矿物可见。自然伽马曲线一般为平直状泥岩基线。

(2) 滨浅湖滩坝

滨浅湖滩坝沉积是由于湖浪、湖流对扇三角洲砂体的改造使碎屑物质再分配形成的，主要出现于扇三角洲的两侧及其前端。岩性为灰色、灰绿色泥质粉砂岩、粉砂岩和细砂岩等，沉积构造常见脉状层理、波状层理、爬升交错层理、弱冲刷面等。垂向上，粒度常呈现为下细上粗的反旋回，自然伽马曲线以钟形为主(图 6)。

4 沉积相展布及演化

在单井、联井沉积相分析的基础上，综合地层厚度等值线图、砂砾岩厚度等值线图、砂砾岩百分含量等值线图和波形分析地震相平面分布图(图 8)，依据“单因素分析多因素综合作图法”的编图原则，以中期基准面旋回相域为等时编图单元，绘制了研究区流三段各中期基准面旋回的沉积相平面分布图(图 9)。

图 8 涠洲10-3油田及围区流三段地震相平面分布图 a.冲积扇—洪泛平原沉积体系地震相(MSC1~MSC2)；b.扇三角洲—湖泊沉积体系地震相(MSC3~MSC8) Fig. 8 Seismic facies distribution of the Member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas

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图 9 涠洲10-3油田及围区流三段各中期基准面旋回时期沉积相展布图 a.MSC1沉积相展布图；b. MSC3沉积相展布图；c. MSC4沉积相展布图；d. MSC6沉积相展布图；e. MSC8沉积相展布图 Fig. 9 Sedimentary facies distribution of middle-term base level cycle of the member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas

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MSC1沉积时期冲积扇沉积最为发育，占研究区总面积的一半多，在研究区西北部和南部均有分布。在研究区西北部1号断层下降盘发育5个以北西—南东向向湖盆推进的冲积扇，并以扇中亚相最发育；在研究区南部发育2个冲积扇扇体，其中D9井井区发育的冲积扇扇体以西南—东北向向湖盆推进，规模较小，D7井井区和D6井井区附近发育的冲积扇砂体以近南—北向向湖盆推进，规模最大。扇间漫流沉积微相在研究区中部和扇体间广泛分布。此外，在扇体前端还零星分布一些不规则状的水上非河道化碎屑流沉积(图 9a)。

MSC3沉积时期扇三角洲沉积在研究区西北部和南部广泛发育，并以扇三角洲前缘沉积最为发育， 扇三角洲平原仅在A4—B2—W2井井区以北分布，前扇三角洲沉积呈条带状环绕扇三角洲前缘分布。研究区西北部扇三角洲砂体连片发育，以北西—南东向向湖盆推进，朵体间被水下分流间湾沉积所隔开；研究区南部发育3个扇三角洲朵体，规模较北部扇体 略小，其中D9井井区附近朵体以西南—东北向向湖盆推进，D7井井区和D6井井区附近朵体以近南—北向向湖盆推进。研究区中部主要发育滨浅湖亚相沉积。X1井井区见小规模水下非河道化碎屑流沉积，其周围环绕前扇三角洲泥—滨浅湖泥(图 9b)。

MSC4沉积时期扇三角洲沉积最为发育，占研究区总面积的60%以上，仍以扇三角洲前缘沉积为主，扇三角洲平原在A4—W1—B7以北发育。研究区西北部1号断层下降盘的扇三角洲仍连片发育，砂体向东南推进更远，且A4井井区和A10b井井区附近的漫滩沼泽沉积演变为扇三角洲平原砂体，A5d井井区、A1井井区和W2井井区附近的水下分流河道间沉积演变为扇三角洲前缘砂体，而W2井井区附近的扇三角洲砂体演变为滨浅湖泥沉积，但砂体规模明显变大。在前扇三角洲泥—滨浅湖泥沉积背景上零星分布少量土豆状滨浅湖滩坝沉积或水下非河道化碎屑流沉积(图 9c)。

MSC6沉积时期滨浅湖沉积最为发育，占研究区总面积的近一半，在研究区中部、东部和南部均有分布。扇三角洲沉积仍在研究区西北部和南部发育，并以扇三角洲前缘沉积最为发育，扇三角洲平原沉积退缩到B3井井区以北，分布局限。研究区西北部扇三角洲沉积整体上连成片，但X4a井井区等7个井区附近的扇三角洲砂体演变为水下分流河道间沉积和前三角洲泥沉积，砂体规模相对减小。研究区中部和东部发育数十个大小不等的滨浅湖滩坝沉积或水下非河道化碎屑流沉积(图 9d)。

MSC8沉积时期滨浅湖亚相仍最为发育，且分布范围更广。扇三角洲沉积在研究区西北部和南部分布，扇三角洲前缘亚相是其沉积主体，扇三角洲平原不发育。研究区西北部3个扇三角洲朵体孤立分布，扇间被前扇三角洲泥和滨浅湖泥所隔开，砂体规模明显减小。滨浅湖滩坝沉积或水下非河道化碎屑流沉积在扇体间、扇体前端和研究区中部广泛分布，其规模与MSC6沉积时期相当(图 9e)。

MSC1~MSC2沉积时期研究区发育冲积扇—洪泛平原沉积体系，冲积扇体主要在西北部和南部发育，研究区中部和扇体间广泛发育漫流沉积，扇体前端零星分布水上非河道化碎屑流沉积。MSC3~MSC8沉积时期研究区发育扇三角洲—湖泊沉积体系，扇三角洲在研究区西北部和南部发育，且以扇三角洲前缘沉积最为发育，滨浅湖沉积在研究区中部广泛分布，滨浅湖滩坝或水下非河道化碎屑流沉积呈大小不等的土豆状分布在扇体间和扇体前端；其沉积相展布格局与MSC1~MSC2沉积时期基本相似。MSC3~MSC8沉积时期，扇三角洲规模先逐渐增大，在MSC4沉积时期连片发育，达到鼎盛，接着扇三角洲由合并逐渐分开，规模逐渐减小，滨浅湖沉积范围逐渐扩大，到流三段沉积末期(MSC7~MSC8)滨浅湖面积达到最大。这与流三段为湖盆扩张期，伴随断陷湖盆的缓慢沉降与快速上升，流三段整体处于湖平面上升过程，局部存在水退过程相一致。

根据以上特征，结合区域地质背景，以现代沉积学原理为指导，可建立涠洲10-3油田及围区流三段沉积时期的相模式。MSC1~MSC2沉积时期，北部湾盆地处于初始断陷期，盆地周缘开始供给近源粗碎屑物质，加之气候气候半干旱—干旱，在研究区发育冲积扇—洪泛平原沉积体系(图 10a)。MSC3~MSC8沉积时期，伴随着北部湾盆地的进一步扩张断陷，湖水侵入，气候转变为半潮湿—潮湿，来自西北方和南方物源区的碎屑物经多条河流携带注入，在研究区西北部和南部形成大规模扇三角洲群，滨浅湖在研究区中部发育(图 10b)。

图 10 涠洲10-3油田及围区流三段沉积模式 a.冲积扇—洪泛平原沉积体系模式图(MSC1~MSC2沉积时期)；b.扇三角洲—湖泊沉积体系模式图(MSC3~MSC8沉积时期) Fig. 10 Sedimentary model of the member 3 of Liushagang Formation in WZ10-3 Oilfield and surrounding areas

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(1) 应用高分辨率层序地层学理论，将涠洲10-3油田及围区流三段划分为2个长期基准面旋回和8个中期基准面旋回，并在此基础上建立了高分辨率层序地层格架。

(2) 以现代沉积学理论为指导，在层序格架内开展沉积相划分和沉积体系研究。MSC1~MSC2沉积时期发育冲积扇—洪泛平原沉积体系，伴随基准面上升，MSC3~MSC8沉积时期发育扇三角洲—湖泊沉积体系。研究区流三段沉积时期扇三角洲前缘砂体最为发育，在MSC3~MSC8沉积时期广泛分布，是研究区最为有利的储集相带。

(3) 根据研究区流三段发育的沉积环境和沉积特征的差异，划分为与河道伴生的河道型碎屑流沉积、以及单独产出的水上或水下非河道化碎屑流沉积微相。由于碎屑流沉积往往分选差、泥质含量高，严重影响了储集砂体物性的有效性，增强了流三段储层的非均质性。