近岸水下扇砂砾岩沉积特征及扇体分布规律

板桥-北大港地区沙河街组沙三段近岸水下扇沉积微相特征Ξ王亚辉,侯中健,张　娣,王　莹,吴　萌(成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,成都理工大学沉积地质研究院,四川成都　610059) 摘　要:根据岩芯、录井、测井资料,将板桥北-大港地区沙三段近岸水下扇划分为3个亚相和6个微相:扇根亚相(包括主水道、主水道侧缘),扇中亚相(包括辫状水道、水道间和前缘)以及扇端亚相(扇端泥)。

探讨了其砂体平面形态展布特征、并且恢复了本地区近岸水下扇的沉积模式。

关键词:板桥-北大港地区;沙三段;近岸水下扇;沉积微相;沉积模式 近岸水下扇是我国东部中新生代陆相断陷湖盆所特有的沉积类型,对于其命名众说纷纭[1,4],也有不少学者进行了总结[5],为区别扇三角洲、冲积扇及海(湖)底扇等,更多学者趋向于采用“近岸水下扇”这一命名。

近岸水下扇,系近源洪水携带大量陆源碎屑直接入湖,并在湖盆边缘形成的水下扇形体,为盆缘陡、水体深、物源丰富的沉积体系类型[6]。

随大断裂展布,主要为碎屑流产物,夹于湖相中两套泥岩之间。

通过本次详细研究,在板桥-北大港地区沙三段地层中也发现了近岸水下扇沉积体,沿沧东断裂,受沧县隆起物源的控制。

1　区域地质背景骅坳陷位于渤海湾之滨,构造位置北接燕山褶皱带,西至沧县隆起,南与济阳坳陷毗邻,东达埕宁隆起,具“西断东超”、“北断南超”的特点(图1)[7]。

黄骅坳陷经历了初始断陷、扩张断陷、稳定发展、衰减和坳陷五个发展阶段。

渐新世沙三段沉积主要是扩张断陷时期,在这一时期,黄骅坳陷从南到北水平拉张明显,沉降幅度大,在中部出现大幅度沉降,板桥、岐口等形成一系列单断箕状凹陷,沉积最大厚度可达2000、3000m 。

由于燕山褶皱和沧县隆起为主要物源区,地形高差大,水流速度快,发育各种重力流沉积。

板桥-北大港地区处于海河断层以南,至沈青庄、岐口一线的黄骅坳陷的中部区域。

沉积体系的发育明显受黄骅坳陷沙三段的扩张断陷构造背景的影响。

溱潼凹陷西部戴一段近岸水下扇砂体分布特征及勘探潜力花彩霞【摘要】以地震、钻井、岩心及测井资料为基础,综合岩相、粒度、矿物成熟度、地震相分析,明确了泰州凸起是溱潼凹陷戴一段的主要物源供给区,戴一段具有形成环凹扇体的物源、地形及动力条件.依托岩相、地震相分析及储层波阻抗反演结果,首次明确了溱潼凹陷西部环凹带发育2个近岸水下扇.西部环凹带勘探程度低,剩余资源量较大,戴一段环凹扇体的发现不仅改变了以往西部储层不发育的认识,而且明确了陡坡带、深凹带及内坡带三个有利勘探区带及构造-岩性、岩性油藏两种类型的勘探目标,指明了下一步勘探方向.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2019(033)002【总页数】5页(P15-19)【关键词】溱潼凹陷;戴南组一段;环凹扇体;勘探潜力【作者】花彩霞【作者单位】中国石化华东油气分公司勘探开发研究院,江苏南京210011【正文语种】中文断陷盆地的环凹沉积砂体包括扇三角洲、近岸水下扇、湖底扇等多种沉积类型，其位置近源环凹，油气成藏条件较为有利 [1–5]。

对于砂体的发育背景及控制因素，前人进行了大量研究，认为环凹砂体的形成需要具备物源、地形、动力等三方面条件[6]，以近岸水下扇砂体为储层的油藏围绕深凹带有规律分布，形成了构造、构造–岩性和岩性油藏。

溱潼凹陷构造上属于苏北–南黄海盆地东台坳陷的一个三级构造单元，南、东侧以泰州凸起及梁垛低凸起为界，北侧以吴堡低凸起为界，为一个南断北超的箕状断陷。

由南向北可划分为：断阶带、深凹带、斜坡带3个构造单元[7]（图1），自下而上发育泰州组、阜宁组、戴南组、三垛组及盐城组地层。

其中戴一段是吴堡运动之后形成的断陷沉积，岩性为灰色砂砾岩、含砾砂岩、砂岩、泥岩[8–9]。

早期认为有利储层主要分布于凹陷中东部，并相继发现了断阶带的草舍、储家楼、角墩子构造油藏以及西斜坡的帅垛–陈家舍戴南组地层超覆油藏[10]，油藏品质整体较好，但勘探程度较高，剩余资源规模不大，急需寻找勘探接替区带。

近岸水下扇多级次储层构型特征及剩余油分布——以Bongor盆地X油田下白垩统油层为例冯烁;刘倩;彭子霄;付超;李苏磊;刘明慷【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2022(46)2【摘要】陆相断陷湖盆近岸水下扇沉积体内部厚层砂体结构复杂,剩余油分布规律认识不清。

以Bongor盆地X油田下白垩统油层为例,根据岩心观察、密井网测录井、生产动态等资料,分析研究区下白垩统典型厚层近岸水下扇沉积序列,研究不同级次下的储层构型及其对沉积体内剩余油分布的控制作用。

结果表明:研究区可识别泥质沉积面、冲刷/侵蚀面两类界面,近岸水下扇构型单元划分为7个级次(一级~七级),识别分支水道、席状砂、分支水道间和末端水道4种四级构型单元,复合分支水道为五级构型单元。

储层内剩余油分布受四级、五级构型单元平面展布特征控制,具有构型界面夹层垂向控油和分支水道砂体横向控油两类模式,构型单元平面连通性及界面阻隔是控制油水连通的主要因素。

该结果为近岸水下扇砂砾岩储层开采后期剩余油挖潜提供指导。

【总页数】16页(P58-71)【作者】冯烁;刘倩;彭子霄;付超;李苏磊;刘明慷【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院【正文语种】中文【中图分类】TE112.21【相关文献】1.近岸水下扇储层构型及剩余油分布模式——以柴达木盆地七个泉油田E31油藏为例2.近岸水下扇扇中厚砂体储层构型及对剩余油控制——以南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组三段四砂组2小层为例3.基于储层构型的三角洲前缘剩余油分布规律——以渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段Ⅰ油组为例4.扇三角洲厚储层构型解剖及在高含水期剩余油挖潜中的应用——以珠江口盆地文昌B油田为例5.致密砂岩储层微观水驱油实验及剩余油分布特征——以鄂尔多斯盆地吴起油田L1区长7储层为例因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

近岸水下扇的重力流砂岩特征及其分布规律——以鲁克沁油田东区梧桐沟组3油组为例吴昊;宋爽;杨少春;宋维琪【摘要】通过岩性、岩石颜色、搬运机制等典型特征明确了研究区目的层近岸水下扇沉积体系,并总结出粗粒沉积物会\"瀑布状\"平铺散开使水道微相具有垂物源方向宽的特点以及水道间微相、扇中前缘微相的主要水动力搬运机制分别为重力流和牵引流的主要不同.充分利用岩心、测井、粒度、薄片分析等方法明确目的层砂岩主要属水道、水道间微相,为重力流成因,砂岩均在鲍马序列内部,并分析了重力流砂岩的宏观和微观特征,认为影响砂岩厚度的主要因素为沉积物的总量和其中砾石颗粒的含量.结合重力流砂岩成因的分析结论和研究区沉积体系特点,认为平面上单层砂岩难以大面积发育,但多层砂岩平面上可较大面积\"筛状\"分布.以井资料标定,利用地震属性聚类平面图识别出砂岩、砾岩的平面分布范围.【期刊名称】《河南科学》【年(卷),期】2018(036)010【总页数】8页(P1599-1606)【关键词】近岸水下扇;宽水道;重力流;砂岩【作者】吴昊;宋爽;杨少春;宋维琪【作者单位】青岛海洋科学与技术试点国家实验室,山东青岛 266237;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580;中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580;中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580【正文语种】中文【中图分类】P586近岸水下扇是洪水浊流快速堆积的扇形砂砾岩体，近几十年的研究发现在我国东部断陷湖盆中常见此沉积体系.断陷湖盆具有分割性强、凹隆相间、各凹陷都有自己沉积中心的构造格架及“山高湖深”的古地貌［1-2］.然而，断陷湖盆也并不是我国东部盆地所特有，西部吐哈盆地在二叠系许多凹陷也处于陆相湖盆的断陷期，因西部后期构造活动频繁剧烈对湖盆改造较大，现今构造格局很难找到断陷湖盆的样式.这类盆地的陡翼较陡的地形坡度，加上主物源方向的凸起本身也起伏不平，容易形成近岸水下扇沉积，已经成为陆相断陷湖盆的标志［3］.近岸水下扇沉积形成的重力流砂岩特点明确，发育广泛，多储存丰富的油气资源，对其展开研究具有深远的意义.本文通过对鲁克沁油田东区梧桐沟组3油组的近岸水下扇沉积研究，分析了该沉积体系的水道特征和重力流砂岩特征，总结出近岸水下扇的重力流砂岩特征及其分布规律.1 研究区概况鲁克沁油田东区位于整个吐哈盆地中部，鲁克沁油田的东南部，北以英也尔断裂为界，东南部边界北东走向，临近库木凸起，研究区东西平均长约15 km，南北平均宽约10 km，面积150 km2左右（图1）.凹陷在二叠系梧桐沟组沉积时期为一断陷湖盆，与东部陆相盆地相似，断裂以正断层为主.海西运动Ⅳ—印支运动Ⅰ时期后的构造活动，对凹陷构造形态改造较大使多数断层发生逆转，现今多以逆断层形式呈现，如今无法看到沉积时的构造形态［4］.图1 鲁克沁东区构造单元平面图Fig.1 The plan of east area of Lukeqin tectonic unit二叠系梧桐沟组3油层组（P2w3）根据岩性及旋回特征可分为3个小层，自下而上分别为3-3、3-2、3-1小层.油田东区二叠系梧桐沟组油藏目前还处于勘探阶段［5］，因此从沉积方面入手，对储集和开发油气有利的砂岩层展开研究有重要的实际应用意义.2 研究区近岸水下扇沉积特征国内外学者对近岸水下扇的亚相的划分方案较为一致，可分为扇根（内扇）、扇中（中扇）、扇端（外扇）三种亚相［6-11］.扇根亚相通常发育范围较局限，加之研究区物源东南边界后期抬升剥蚀，故鲜见扇根亚相.近源沉积物供给对湖盆的不断充填配合缓慢隆升的构造活动，会使湖盆水体发生周期性的深度变化，直接导致近岸水下扇和扇三角洲两种沉积体系会平面上间互出现，剖面上相互叠置［12-13］.近岸水下扇全部为水下沉积，岩石颜色多为灰色为主的还原色，尤其表现在泥岩夹层的颜色，扇三角洲则常见氧化色［14-15］.根据这一典型识别特征，研究区主体（3-3小层、3-2小层）为近岸水下扇沉积.2.1 扇中宽水道特征近岸水下扇扇中亚相的水道微相是整个近岸水下扇沉积体系中最主要的主体微相［16］，在研究区目的层也是最为常见.研究区水道微相岩性上最为直观的表现为相对厚的粗质的砾岩（图2a），连续砾岩厚度可达100 m以上，砾岩分选很差，砾径大者可达10 cm，小到几毫米的细砾石并混杂砂质，磨圆不好，颜色为深灰色、灰色或者杂色.具备如此厚度的砾岩证明了近岸水下扇扇中依然保持着很高的能量，归因于陡岸较大坡度带来的重力流动力，区别于扇三角洲体系以牵引流为主，砾岩厚度不会很厚.图2 鲁克沁东区梧桐沟组3油组典型岩心照片Fig.2 The typical core photos of the 3 Oilbearing Horizon of Wutonggou Formation in east area of Lukeqin oilfield（a）取芯中连续较厚的灰色砾岩段，YING503井，3-3；（b）灰绿色泥岩夹层，YING502井，1 957.32 m，3-2；（c）重力流泥砾，搅动构造，YING503井，1 911.6 m，3-3；（d）鲍马AAA序列，块状正韵律，YING11井，3 583.95 m，3-2；（e）鲍马ABAB序列，可见递变层理、平行层理，YING401井，2 102.6 m，3-2；（f）鲍马ABC序列的BC段，B段可见平行层理，C段见波状层理构造，YING6井，2 373.65 m，3-2.不仅仅是砾岩厚度，研究过程中发现，这种厚的砾岩在垂直物源方向的区域上具备较大的宽度.该区物源来自东南方向，从最西南边的YING503井到东北的YING11井陆上直线距离接近6000 m.沿垂物源方向的连井剖面（图3）可以看出，除YING503井外，其他井的3-2小层的下部和3-3小层，测井曲线特征表现为箱形，岩性为厚层的粗质砾岩沉积，符合水道微相.扇中水道微相具有如此的宽度，主要是因为主水道（扇根）中沉积物顺着很陡的地势下冲，携带巨大能量难以在较窄沟道集中，水动力有瞬时极强的特点，会很快散开（过渡为扇中），水道不会像扇三角洲沉积体系一样成辫状散开，随着能量较迅速的释放，较粗的沉积物会如“瀑布状”平铺散开.图3 鲁克沁东区梧桐沟组3油组垂物源方向连井剖面相及沉积模式（据严科沉积模式改［13］）Fig.3 The profile facies in vertical source direction and the sedimentation model of the 3 Oilbearing Horizon of Wutonggou Formation in east area of Lukeqin Oilfield2.2 水动力区分扇中水道间和扇中前缘微相扇中水道间和扇中前缘微相为近岸水下扇扇中的另外两种微相，部分学者将两者加以区分［17］，也有部分不区分［11］.这两种微相在岩性组成上的确非常相似，都以砂岩、泥岩为主，但在砾岩较厚的水道旁，水道间有可能出现细砾岩.从微相位置上看，水道间是水道下冲时的高部位，平面上距物源距离与旁边水道一样，故能量是继承水道，同样是以重力流为主；而扇中前缘为水道前方能量大量卸载的部位，距离物源相对较远，动力方向开始转为向前推进，水动力开始向牵引流转换.2.3 近岸水下扇扇端近岸水下扇为近源快速堆积，扇端不会像前扇三角洲一样有较广的范围，是水下扇沉积细粒沉积物入湖的部分［13，18］.岩性以泥岩、细砂岩为主，近岸水下扇能量减弱后较为细粒的砂岩冲入湖中表现为湖泥中的隔层，很少见重力流特征［19］.根据以上分析，总结近岸水下扇沉积模式（图3）.3 近岸水下扇扇中重力流沉积砂岩3.1 扇中重力流砂岩分析选取目的层扇中水道和水道间微相的砂岩（包括粗砂岩、细砂岩、含砾砂岩等）样品32块进行C-M图分析可以看出，样点组成图形是以平行于C=M基线为特征的，证明目的层这两种主要微相为重力流搬运机制（图4）.拟合线与C=M基线的水平距离较大，证明沉积物分选差［20］.图4 鲁克沁东区梧桐沟组3油组重力流砂岩C-M图Fig.4 The gravity flow sandstone C-M figure of the 3 Oilbearing Horizon of Wutonggou Formation in east area of Lukeqin Oilfield观察研究区3-2、3-3小层近岸水下扇沉积岩性，发现极少发育较厚层的连续砂岩（包括粗砂岩、细砂岩等），但是每口井上都会有一定量的砂岩出现，岩心照片中可见到部分因重力流动力产生搅动形成的泥砾（图2c）.鲍马序列总结出了典型重力流岩石完整层序共分为5段，可从数厘米到数米不等，但极少见完整序列［20］.在研究区目的层发现大量的不同组合鲍马序列，尤其在扇中水道和水道间微相，岩心观察中常见几种鲍马序列组合形式，特征如下：（1）AAA序列，在研究区较为常见，如YING11井3 583.95 m处（图2d），该类鲍马序列模式表现为多期次的砂砾岩叠置，每一期次砂砾岩具向上变细的块状递变层理（图5a）；（2）ABAB序列，如YING401井2 012.6 m处（图2e），该类鲍马序列在A序列上部出现了厚度不大的砂岩层，B段与A段岩性区别较明显，B段砂岩常常有平行层理，A段底部有冲刷充填构造（图5b）；（3）ABC序列，如YING6井2 373.65 m处（图2f），B、C序列虽都以砂岩为主，但C段中见流水构造，可含波状层理，厚度一般较B段大（图5c）.另外岩屑录井资料中砾岩上方也见到E段泥岩，但取芯中很难看到从A～E的连续序列，录井又很难识别标志性的沉积构造，故对含E段的鲍马序列不详细分析.岩心观察结合岩屑录井资料分析证明了，研究区的砂岩虽少有较厚发育，但是砂岩种类多样，粉砂岩、细砂岩、中粗砂岩、粗砂岩均有，并且都存在于鲍马序列内部，与重力流成因直接相关.图5 鲁克沁东区梧桐沟组3油组典型鲍马序列模式Fig.5 The typical Bouma sequence model of the 3 Oilbearing Horizon of Wutonggou Formation in east area of Lukeqin oilfield对研究区鲍马序列内部A、B段中砂岩样品进行薄片观察，发现多数样品共有特点是具有含斑性（图6a，b，c）.余素玉（1984）认为，镜下薄片的含斑性特征可作为识别重力流沉积的标志.所谓含斑性，是指砂岩碎屑部分具有粗细悬殊的两群：一群是细屑部分，含量很高，一般占80%～85%构成背景；另一群含量低，约15%～20%，其粒度与细屑比，粒级明显大一级以上.但含斑性与差的分选性是不同的，后者碎屑的粗细变化是连续的［21］.样品中许多含斑性的现象印证该区大部分砂岩为重力流成因，也说明此类砂岩往往比普通的分选差砂岩多发育空隙，有较好的物性.3.2 砂岩与砾岩的关系总结所有出现的鲍马序列特征发现，所有出现的鲍马序列均含A段，该区A段特点鲜明，底部均为粒度较厚的砾岩，向上正递变层理，过渡为较粗质的砂岩，并常出现A段很厚.一段鲍马序列结束往往紧接着另一段序列，对应于沉积时的多期次沉积物冲刷，每一期次的开始都是以砾岩为起点，常常出现冲刷充填构造.每个期次的厚度不一，几十厘米到几十米不等，但每期次的上部，或者上部泥岩于砾岩之间，无论厚薄或岩性粗细都发育砂岩.该砂岩可能属于A段顶部，也可能属于B、C、D段，但都与底部砾岩相伴生.基于这样在同一期次，砾岩上部一定会发育砂岩的特点，试图找出砂岩与砾岩的对应关系.图6 鲁克沁东区梧桐沟组3油组重力流砂岩镜下特征Fig.6 The gravity flow sandstone microscopic characteristic of the 3 Oilbearing Horizon of Wutonggou Formation in East area of Lukeqin Oilfield（a）岩屑中粗砂岩，含油，碎屑颗粒0.5 mm左右，分选中等，棱角状-次棱角状，碎屑颗粒点接触，颗粒支撑，粒间空隙发育，YING6井，2 373.1 m，3-2；（b）岩屑粗砂岩，斜长石含量高，多被高岭石化，碎屑颗粒点接触，颗粒支撑，粒间孔隙基本被有机质充填，局部见油斑，YING1井，2 770.9 m，3-2；（c）岩屑粗砂岩，碎屑颗粒0.5 mm左右，分选中等，棱角状-次棱角状，碎屑颗粒点接触，颗粒支撑，孔隙含量少，局部发育微裂缝，钙质胶结，YING2井，2362 m，3-2.考虑到岩屑录井资料并不能十分细致地描述岩性和沉积构造，于是充分利用目的层的连续取芯段（只有连续曲线才能识别完整期次），将连续取芯中自下而上的一个正旋回即一个期次中的砾岩厚度、砂岩厚度做成散点图（图7）.由图中可以看出，当砾岩厚度小于2 m的时候，反而在砾岩上方容易出现厚度较大的砂岩，较小的厚度的砾岩上方砂岩甚至可达到6 m以上；砾岩厚度在2～6 m时，上方砂岩往往不成规模，厚度1 m之内；随着砾岩厚度的增大，达到10 m以上，上方形成的砂岩也可达数米.岩心中难以发现，但从录井资料看研究区存在更加厚的砾岩，达数十米，上方也会出现10 m以上的砂岩.分析如此规律的原因：重力流砂岩厚度的大小取决于一期次冲刷沉积物的总量和其中砾石颗粒（＞2 mm）所占比重.首先，沉积物总量大，随着上部沉积能量减弱，分选渐好，形成砂岩厚度往往较大；另外，砾石颗粒含量如果较大，那么底部沉积重力流搅动，必然会需要较多的细粒砂质来填补砾与砾之间的空隙，从而上部能够沉积的砂质反而变少，砂与砾混杂在一起；如果砾石颗粒含量较小，即使一期次沉积物总量不大，砾与砾之间的空隙只需要较少量的砂质充填，上部往往剩下较多的细粒砂质沉积成砂岩，且砂岩厚度常常大于砾岩厚度.图7 鲁克沁东区梧桐沟组3油组同期次重力流砂岩、砾岩厚度关系图Fig.7 The sandstone and conglomerate thickness relationship diagram in the same time of the 3 Oilbearing Horizon of Wutonggou Formation in east area of Lukeqin Oilfield4 砂岩发育规律和分布范围虽然近岸水下扇扇中水道、水道间中砾岩上方一定会出现砂岩，砂岩与砾岩伴生，但是这种重力流成因砂岩不仅仅单层厚度一般不大，平面上也很难连续分布.这是因为重力流机制不像牵引流是向远方推进不断搬运沉积，重力流可形象理解为一次沉积物在重力和水体密度差共同作用下的“筛选”沉积.这样一期次的沉积就不会形成平面上舌形的推进样式，单层砂体自然不会有很好的连续性和广度，但上文论证扇中水道有广阔的宽度，结合砾岩上方一定有砂岩的认识，那么多层的砂岩也会在较大的范围成“筛状”分布.这样的砂岩在好的油源供给条件下，也会较容易形成好的含油气性［22］.近岸水下扇砂岩成藏常以“自生自储”或“古生新储”两种形式体现［14］.研究区油源来自台北凹陷梧桐沟组下部桃东沟群塔尔朗组的湖相泥岩，梧桐沟组湖泥不具备生烃条件，故主要形成“古生新储”油藏.梧桐沟组沉积后经历海西、印支、燕山期构造活动剧烈，全区在火深大断裂、鲁克沁南部大断裂、玉北大断裂等大的逆冲断裂影响下形成多条逆冲断层（图1），使台北凹陷塔尔朗组生成油气有向上运移通道.油气向上运移冲注在目的层砂岩中形成岩性油气藏，使研究区大部分井在砾岩中砂质、砂岩中见到好的含油性（图2c，e，f）.根据砾岩上方必含砂岩的特点，砂岩分布范围可以转换为砾岩范围的寻找.因近岸水下扇砾岩往往厚度大、大面积分布，无论从井资料或是地震资料都有寻找的可能性.本文以均方根振幅地震属性分析为基础（图8a），通过已有井资料标定，选取对砂岩、砾岩反应较为敏感的均方根振幅、平均瞬时频率、平均瞬时相位、弧长、半能量时间5种属性，将数据归一化后进行聚类分析，把参数分成4类，识别砾岩、砂岩发育区［23-25］.属性聚类平面图（图8b）将主要岩性的不同以不同类的形式区分开，西南部砂岩、砾岩发育区包括了YING503井、YING2井以及YING1井，北部因为本身地震资料品质很差的缘故，显示类别乱，没有清晰边界，只能保守圈定范围.图8 鲁克沁东区梧桐沟组3油组地震属性分析图Fig.8 The seismic attribution analysis diagram of the 3 Oilbearing Horizon of Wutonggou Formation in east area of Lukeqin Oilfield（a）鲁克沁东区梧桐沟组3-2、3-3小层均方根振幅属性（b）鲁克沁东区梧桐沟组3-2、3-3砂岩、砾岩分布平面图（图中红色线内部为砂岩、砾岩识别区）5 结论1）鲁克沁东区梧桐沟组下段以近岸水下扇沉积为主，扇中水道为最重要的沉积微相.水道在平面上具有宽的特点，与水道间共属重力流沉积，从扇中前缘开始有牵引流特征直到扇端沉积，沉积物逐渐以湖相泥岩为主.2）研究区近岸水下扇扇中砂岩为重力流成因机制，有砾必有砂，与底部沉积砾岩相伴生.重力流砂岩存在于多种鲍马序列组合样式中，主要有AAA、ABAB、ABC等组合形式，形成的砂岩厚度受一期次沉积物总量和砾石颗粒含量两种因素控制. 3）研究区重力流砂岩往往单层难以连续分布，呈现平面上多层砂岩“筛状”分布的特点，油气主要靠后期断层通道运移冲注，形成“古生新储”岩性油气藏.平面上砾岩发育区均有重力流砂岩出现，分布较广.【相关文献】［1］周书欣，赖特V P，普拉特N H，等.湖泊沉积体系与油气［M］.北京：科学出版社，1991：202-203.［2］张萌，田景春.“近岸水下扇”的命名、特征及其储集性［J］.岩相古地理，1999，19（4）：43-53.［3］王涛，符超峰.浅水型三角洲前缘钙质夹层的地质意义［J］.西安科技大学学报，2017，37（2）：226-233.［4］张恺.吐哈盆地板块构造条件及其对油气的控制作用［J］.新疆石油地质，2000（4）：261-265，344.［5］李思辰，刘俊田，卿忠，等.鲁克沁构造带二叠系稠油油藏特征与主控因素［J］.石油地质与工程，2015，29（4）：19-22，26，154.［6］ RICHARD M，BOWMANM.Submarine fans and related deposi tionalⅡ：variability in reservoir architecture and wireline log character［J］.Marine and Petroleum Geology，1998，15：821-839.［7］ CATUNEANU O，HANCOX P J，CAIRNCROSS B，et al.Foredeep submarine fansand forebulge deltas：orogenic off-loading in the underfilled 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胜坨地区坨A块沙四段砂砾岩体沉积特征摘要：砂砾岩扇体是胜坨地区沙四段最重要的沉积体系，形成于坡度陡、物源近、构造活动强烈的深湖环境。

根据岩心观察并结合地震、测井等资料，识别出了近岸水下扇沉积。

近岸水下扇多夹于暗色泥岩之中，垂向上具有向上变细的正旋回特征，平面上主要分布于陈南断层东段下降盘，根部紧贴基岩断面。

沉积体系的形成受构造特征、古地貌和物源区性质等因素的影响，断裂活动十分活跃，是该区沉积体系形成的决定性因素。

关键词：胜坨地区；近岸水下扇；沉积模式1 区域地质背景坨A块砂沙四段砾岩扇体位于东营凹陷北部陡坡带胜北断层上升盘中段，陈家庄凸起南斜坡的二台阶构造带上。

北靠陈南大断裂，南由胜北大断层遮挡，西临坨121砂砾岩扇体，东向民丰洼陷倾末。

东营凹陷北带是由陈南铲式扇形边界断层所控制的陡斜坡构造带。

受古地貌沟谷控制，下第三系时期，发育了大量来自北部陈家庄凸起的，沿胜北断层上、下盘呈裙带状分布的多期冲积扇和水下扇。

这些扇体具有发育规模大，砂体纵向叠置，横向交叉连片，“多层楼”式含油特点。

坨A块沙四段油藏位于坨C古冲沟前缘，该区沙四段时期，因具有坡度陡、近物源、古地形起伏较大和构造活动强烈等特点，地层中各种成因的砂砾岩扇体极为发育。

以坨A-1块为例说明。

2沉积特征2.1 岩性特征坨A东扩续工区内无取心井资料，借鉴邻近取心井坨a-斜b资料，沙四段储层岩性多以细砂岩、中砂岩、含砾砂岩和砾状砂岩为主，夹砾岩。

砾石成分复杂，砾径多在3～8mm，杂乱堆积，表明近距离搬运，快速沉积的特点。

镜下观察表明，坨A块储层岩石中不稳定成分的含量较大，岩石成份以石英、长石为主，岩屑含量较高。

石英含量36％、长石含量35.9％、岩屑含量28.1％。

填隙物以碳酸盐矿物胶结物（白云石和黄铁矿）和少量粘土杂基为主，反映其成份成熟度较低。

2.2 粒度分析据坨a-1井、坨a-斜c及坨a-斜b井的岩石铸体薄片鉴定资料表明，该块主要是不等粒砂岩，分选系数在1.424-2.87之间，粒度中值为0.137-0.627mm，反映出近源，短距离搬运，快速沉积的特征。