浅水三角洲是指形成于构造稳定、沉降缓慢、物源充足和地形平缓等地质背景下的一种特殊类型三角洲^[1-2]。目前，浅水三角洲已经成为国内外岩性油气藏勘探的重要领域之一^[3]。Fisk等^[4]研究密西西比河三角洲时首次根据水体深度提出“浅水三角洲”的概念。Donaldson^[5]进一步研究表明河控三角洲通常具有浅水三角洲的沉积特征。Postma^[6]又依据沉积过程和构造背景在低能盆地中识别出浅水三角洲的8种单元。Olariu等^[7]通过系统剖析古代三角洲和现代三角洲，指出浅水三角洲普遍发育末端分流河道，其宽度峰值为100~400 m，厚度峰值为1~3 m。油气勘探实践表明，浅水三角洲在我国中—新生代的松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等大型坳陷盆地广泛分布^[8-11]，其平面沉积相带具有“宽前缘和窄平原”的组合特征，三角洲前缘亚相砂体分布广泛、物性优越、储量丰富。因此，深入研究浅水三角洲前缘亚相沉积特征及模式，对完善浅水三角洲沉积体系新认识具有重要意义。以往针对浅水三角洲前缘亚相的研究主要集中在层序结构^[12-13]、气候条件^[14-15]和形成过程^[16-17]等方面，但因其不具备典型Gilbert三角洲的三层结构^[18-19]，骨架砂体主要为水下分流河道，河口坝微相不发育，席状砂分布受控于水下分流河道砂体改造程度^[20-21]，研究的方法有现代沉积-野外露头类比法、水槽物理模拟法、软件数值模拟法和地震沉积学预测法^[22-24]，这些研究对于明确浅水三角洲前缘亚相储层的沉积背景和形成过程具有重要指导作用，但对于认清单砂体级地层单元的储层砂体时空展布特征还不够深入。松辽盆地大庆长垣萨葡高油层广泛发育浅水三角洲前缘亚相沉积体系，其蕴含的地质储量约占萨葡高油层总地质储量的52.7%^[25]。随着盆地主力含油层系都已经进入高含水开发后期，浅水三角洲前缘亚相储层必将成为油田未来增储稳产的重点攻关领域，但多年来，关于浅水三角洲前缘亚相储层成因单砂体的精细描述及定量表征研究一直相对薄弱，严重制约了该地区的有效开发。

针对大庆长垣萨北油田北二区萨葡高油层，依托密井网井筒资料和精细地层划分结果，通过深入剖析时间单元储层砂体的成因类型、几何参数、平面展布和垂向演化，探究大型坳陷湖盆浅水三角洲前缘亚相储层砂体沉积模式新认识，以期为该地区增储稳产提供理论支撑，为类似岩性油气藏高效勘探与开发提供参考。

萨北油田北二区位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣萨尔图背斜北部，自上而下依次发育萨尔图、葡萄花和高台子等3套含油层系，称为萨葡高油层，该油层垂向上可细分为8个油层组、35个砂岩组和114个时间单元，地层厚度分布稳定（380~400 m），构造平缓（地层倾角为2°~3°）。萨北油田自1963年钻井投入规模开发以来，先后经历了一次加密、二次加密、三次加密和聚合物驱油，最终形成6套开发井网，目前已经处于特高含水阶段，平均井距约为75 m，井网密度高达122.4口/km²，储量丰度为780万t/km²，油层埋深为870~1 200 m。研究区萨葡高油层形成于盆地坳陷期，属于大庆长垣北部物源控制下的大型浅水三角洲沉积体系，本次研究目的层为萨Ⅰ组、葡Ⅱ组、高Ⅰ组和高Ⅱ组4个油组内部不连续发育的65个时间单元三角洲前缘亚相储层，其中萨Ⅰ组有5个时间单元（SⅠ1，SⅠ2，SⅠ3，SⅠ4 + 5 a，SⅠ4 + 5 b），葡Ⅱ组有12个（PⅡ3 a，PⅡ 3 b，PⅡ4+ 5 b，PⅡ6，PⅡ7等），高Ⅰ组有16个（GⅠ 2+3 b，GⅠ8，GⅠ9，GⅠ18等）、高Ⅱ组有32个（GⅡ 1 + 2 a，GⅡ7，GⅡ9，GⅡ16，GⅡ19，GⅡ20，GⅡ21 + 22 a，GⅡ28等）^[26]（图 1）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 大庆长垣萨北油田构造图（a，b）和地层柱状图（c） Fig. 1 Structural map(a, b)and stratigraphic column(c)of Sabei oilfield in Daqing placanticline

浅水三角洲的形成与较缓盆地沉降、较小底形坡度、较浅湖盆水深和较强物源供给等因素密切相关。松辽盆地白垩系青山口组、姚家组及嫩江组沉积时期盆地整体处于缓慢沉降期，大庆长垣萨北油田北二区底形坡度平缓，如姚家组姚一段沉积时期地层倾角只有0°4 ′ ~0°57 ′^[27]；青山口组青一段和嫩江组嫩一段最大湖侵期湖盆面积分别达到8.7万km²和15万km²，但同期最大水深仅为30~60 m^[28]；古气候经历了早期湿润（青一段、青二段）、中期半干旱（青三段、姚一段）和晚期再湿润（姚二+ 三段、嫩一段）的转换变化^[29-30]。上述古地形、古水深和古气候等条件均有利于大型浅水三角洲的形成发育。

岩心观察、测井响应和密井网解剖均反映研究区具有浅水三角洲前缘亚相的典型相标志：

（1）岩性细和砂泥互层。约300 m岩心观察表明萨Ⅰ组、葡Ⅱ组、高Ⅰ组和高Ⅱ组为灰棕色粉—细砂岩和灰绿色—深灰色泥岩组成的砂泥互层沉积序列，砂岩中泥砾颜色主要为灰色和灰绿色，指示水下还原环境；同时砂岩中发育多种沉积构造，包括反映强水流作用的冲刷面、泥砾定向排列、槽状交错层理、平行层理和反映浅水沉积特征的波状交错层理和波状层理（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 大庆长垣萨北油田北二区浅水三角洲前缘亚相典型相标志 （a）底部冲刷面，北2-322-检P43井，PⅡ2，1 122.3 m；（b）泥砾定向排列，北2-322-检P43井，GI8，1 168.8 m；（c）槽状交错层理，北2-322-检P43井，PⅡ8，1 143.8 m；（d）平行层理，北2-350-P25井，GⅡ18，1 193.4 m；（e）波状交错层理，北2-322-检P43井，PⅡ10，1 146.4 m；（f）波状层理，北2-350-P25井，GⅡ15，1 186.3 m；（g）灰绿色泥岩，北2-350-P25井，GⅡ14，1 181.6 m；（h）灰黑色泥岩，北2-350-P25井，GⅡ20，1 204.8 m Fig. 2 Typical facies marks of shallow water delta front in north-Ⅱ block of Sabei oilfield, Daqing placanticline

（2）间断正韵律和垂向相序不完整。浅水环境下三角洲前缘亚相水下分流河道具有多期叠置特征和较强冲刷作用，形成地层垂向上“泥岩成因”的间断正韵律，厚层砂岩之间通常发育2~8 cm的灰绿色泥岩夹层，部分沉积韵律之间存在河道底部泥砾；岩心显示垂向相序不完整也是浅水环境的重要证据，如水下分流河道直接叠置于席状砂或水下分流间湾之上^[31]（图 3）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 萨北油田北二区三角洲前缘亚相典型能量相岩电特征 Fig. 3 Lithologies and logging characteristics of typical energy facies of delta front subfacies in north-Ⅱ block of Sabei oilfield

（3）水下分流河道为骨架和河口坝不发育。研究区密井网沉积微相揭示其三角洲前缘亚相以密集且窄的水下分流河道为骨架砂体，储层砂体河控限定性强，水下分流河道延伸距离较远；波浪和沿岸流对三角洲前缘亚相沉积物的改造作用较弱，浅水缓坡背景下河口坝不易形成且保存较差，河道间砂体多以水下分流河道两侧及末端的席状砂形式存在（图 4）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 萨北油田北二区三角洲前缘亚相储层砂体平面展布特征 （a）近岸宽带型水下分流河道，GⅠ2+ 3 b；（b）中岸窄带型水下分流河道，PⅡ3 a；（c）远岸断枝型水下分流河道，PⅡ3 b；（d）厚而不稳定型席状砂，GⅡ16；（e）薄而稳定型席状砂，GⅡ21+ 22 a；（f）厚而稳定型席状砂，GⅡ9；（g）薄而不稳定型席状砂，GⅡ28；（h）厚而宽带型远砂坝，GⅡ19；（i）薄而窄带型远砂坝，GⅡ20 Fig. 4 Plane distribution characteristics of reservoir sand bodies of delta front subfacies in north-Ⅱ block of Sabei oilfield

浅水三角洲前缘亚相受河流和波浪双重作用通常发育多种成因砂体，基于岩心观察和测井分析，将研究区储层砂体类型细分为4种微相和8种能量相（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 萨北油田北二区储层砂体类型 Table 1 Sand body types of reservoirs in north-Ⅱ block of Sabei oilfield 类型 厚度/m 岩性特征 曲线形态 层理类型 沉积成因 水下分流河道 1~5 细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩 齿化箱形、齿化钟形 槽状交错层理、板状交错层理、平行层理等 水流连续冲刷 席状砂 主体席状砂 2~3 粉砂岩、泥质粉砂岩 高幅指状 沙纹交错层理、波状层理、包卷层理 水下分流河道的波浪改造作用 一类席状砂 1~2 泥质粉砂岩 中幅指状 二类席状砂 ＜1 泥质粉砂岩 低幅指状 远砂坝 远砂坝主体 2~4 粉砂岩 复合漏斗状 波状层理、小型交错层理、小型斜层理 沿岸浪改造作用 远砂坝内缘 1~2 泥质粉砂岩 中幅漏斗状 远砂坝外缘 0~1 粉砂质泥岩 低幅漏斗状 水下分流间湾 0 粉砂质泥岩、泥岩 平直状 块状-水平层理 无物源供给

下载CSV 表 1 萨北油田北二区储层砂体类型 Table 1 Sand body types of reservoirs in north-Ⅱ block of Sabei oilfield

水下分流河道微相：岩性主要为灰棕色或灰白色中—细砂岩，具有典型正韵律，部分存在底钙，生物扰动程度低，少见植物碎屑；单期河道厚度为1~5 m，底部具有冲刷面，向上发育槽状交错层理、板状交错层理、平行层理和波状层理等，河道顶部多受后期河道切割形成间断正韵律或渐变为块状层理泥岩。微电极曲线显示箱形或钟形特征，岩性以细砂岩为主；部分水下分流河道砂体厚度薄，岩性以粉砂岩为主，只发育小型槽状交错层理和波状交错层理，通常为水下分流河道的边部或末端[参见图 3（a）—（b）]。

席状砂微相：以泥质粉砂岩和粉砂岩为主，分选较好，通常与泥岩渐变接触形成砂泥薄互层沉积，泥岩颜色为还原环境的深灰色或灰绿色，垂向岩性变化具有细-粗-细的旋回结构，测井曲线呈指状特征。砂岩厚度普遍小于3 m，主要发育沙纹交错层理、波状层理和包卷层理，部分存在生物钻孔。根据岩性、厚度和测井曲线响应，其可分为主体席状砂、一类席状砂和二类席状砂等3种能量相单元[参见图 3（c）—（e）]。

远砂坝微相：具有垂直物源和反旋回结构特征，测井曲线表现为明显漏斗状。沉积厚度大且平面分布稳定，岩性以泥质粉砂岩和粉砂岩为主，取心井揭示砂岩底部渐变接触和顶部突变接触，砂体底部10 cm内含有灰色含泥屑的粉砂岩薄层，向上过渡为粒度渐粗的粉砂岩。远砂坝发育多种波浪成因层理及生物扰动构造，与之相接触的泥岩普遍为深灰色和灰黑色，反映出三角洲前缘亚相远岸环境。根据岩性、厚度和测井响应，其可分为远砂坝主体、远砂坝内缘和远砂坝外缘等3种能量相单元[参见图 3（f）]。

水下分流间湾微相：岩性以灰绿色—深灰色泥岩和灰绿色粉砂质泥岩为主，河流作用和波浪作用均较弱，常见植物碎片，测井曲线较平直。

综上所述，水下分流河道、主体席状砂、一类席状砂、远砂坝主体和远砂坝内缘等能量相单元厚度大、粒度粗和物性好，为油气富集的有利储层。

依据砂体类型、展布特征和动力学机制，将大庆长垣萨北油田北二区萨葡高油层划分为三角洲内前缘亚相和三角洲外前缘亚相^[32]，进而利用2 438口井对65个时间单元储层砂体沉积特征进行研究。

研究区水下分流河道受大庆长垣北部物源控制，以时间单元沉积微相精细解剖为依据，根据砂体的形态、规模和连续性，将三角洲内前缘亚相水下分流河道分为近岸宽带型、中岸窄带型和远岸断枝型3类（参见图 4）。

（1）近岸宽带型：三角洲内前缘亚相近岸河控区，水下分流河道曲率大、连续性好和规模大，易发生河道摆动的横切汇合。由PⅡ4+5 b，PⅡ6，PⅡ7，GⅠ2+3 b等时间单元水下分流河道几何参数统计可知，宽度峰值为120~240 m，厚度峰值为2~5 m，宽厚比峰值50~120，其中宽厚比大于100的位置均处于水下分流河道交汇处或分叉处；水下分流河道分叉角为9°~57°，偏转角为83°，水下分流河道分叉后宽度和厚度略减小（图 5—图 6）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 萨北油田北二区三角洲内前缘亚相水下分流河道特征 α. 偏转角中值；β. 偏转角；γ. 分叉角 Fig. 5 Characteristics of subaqueous distributary channel of delta inner front subfacies in north-Ⅱ block of Sabei oilfield

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 萨北油田北二区水下分流河道厚度与宽度的关系 Fig. 6 Relationship between thickness and width of subaqueous distributary channels in north-Ⅱ block of Sabei oilfield

（2）中岸窄带型：三角洲内前缘亚相中岸河浪共控区（河控为主），水下分流河道曲率变小、连续性变差和规模变小，河道砂体平面上呈树枝状顺源展布且相互独立，垂向上与席状砂互层叠置。由17个时间单元水下分流河道几何参数统计可知，宽度峰值为80~180 m，厚度峰值为1.5~3.5 m，宽厚比峰值为50~90；水下分流河道分叉角为21°~89°，偏转角为99°，主干水下分流河道贯穿全区，分支水下分流河道延伸较短，河道分叉后明显具有宽度变窄和厚度变薄特征（图 5—图 6）。

（3）远岸断枝型：三角洲内前缘亚相远岸河浪共控区（浪控为主），水下分流河道因波浪改造作用曲率小、连续性差和规模小，平面上呈断枝状和豆荚状分布，垂向上与席状砂、水下分流间湾形成砂泥薄互层。由5个时间单元水下分流河道几何参数统计可知，宽度峰值为30~120 m，厚度峰值为1.2~2.5 m，宽厚比峰值为30~75；水下分流河道分叉角为19°~73°，偏转角为114°（图 5—图 6）。该类河道发育于三角洲内前缘亚相的远端，波浪作用下推移质和悬移质沉积物出现分离，细粒组分以悬浮方式搬运至三角洲外前缘亚相区，仅保留少量连续的水下分流河道，大部分区域形成断续状。

席状砂为波浪改造作用形成的沉积物，通常发育在水下分流河道的两侧及末端，三角洲内前缘亚相近岸区湖盆水体浅和波浪改造弱，席状砂主要分布于水下分流河道两侧，以二类席状砂为主，具有顺源河控特征；三角洲内前缘亚相中岸—远岸区湖盆水体加深和波浪改造作用增强，当物源供给充足时在水下分流河道两侧和末端发育一类席状砂，而物源供给不充足时则发育二类席状砂（参见图 4）。

三角洲外前缘亚相区席状砂具有河浪共控特征，通常以主体席状砂为中心，向周缘依次渐变为一类席状砂和二类席状砂，根据物源供给强弱和砂体稳定程度细分为4类：厚而不稳定型、薄而不稳定型、厚而稳定型和薄而稳定型。厚而不稳定型反映物源供给充足和波浪改造作用较弱（16个时间单元），主体席状砂、一类席状砂和二类席状砂占比接近，主体席状砂条带状展布且方向性强，具有一定的河控特征，一类席状砂和二类席状砂条带相间分布，厚度峰值为0.5~1.5 m，砂地比峰值为20%~50%。薄而不稳定型反映物源供给不足和波浪改造作用较弱（4个时间单元），二类席状砂呈条带状展布，一类席状砂少量发育，水下分流间湾连片分布，厚度峰值为0.2~1.0 m，砂地比峰值为5%~30%。厚而稳定型反映物源供给充足和波浪改造作用较强（7个时间单元），主体席状砂占比超过65%，一类席状砂和二类席状砂以窄条状、坨状分布于主体席状砂中，水下分流间湾不发育，厚度峰值为0.8~2.0 m，砂地比峰值为30%~70%。薄而稳定型席状砂反映物源供给不足和波浪改造作用较强（10个时间单元），二类席状砂占比超过60%，主体席状砂和一类席状砂呈条带状、坨状分布，水下分流间湾零星分布于二类席状砂中，厚度峰值为0.4~1.2 m，砂地比峰值为10%~45%（图 4、图 7）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 萨北油田北二区三角洲外前缘亚相砂体测井响应特征（a）及发育特征参数统计（b） Fig. 7 Logging response characteristics(a)and development characteristic parameters(b)of delta outer front subfacies in north-Ⅱ block of Sabei oilfield

研究区密井网沉积微相解剖表明，GⅡ19和GⅡ20这2个时间单元发育三角洲外前缘亚相远砂坝沉积，砂体中心为远砂坝主体，向周缘依次过渡为远砂坝内缘和远砂坝外缘，砂体厚度变薄、粒度变细和物性变差，根据远砂坝的规模和形态进一步细分为厚而宽带型远砂坝和薄而窄带型远砂坝。厚而宽带型远砂坝是在波浪改造作用较强和物源供给充足的水系主体区发育，远砂坝主体呈宽带状连片分布，最大宽度约1 200 m，最大厚度约3.5 m，远砂坝外缘和水下分流间湾相对不发育；薄而窄带型远砂坝是在波浪改造作用较弱和物源供给较充足的水系侧翼区发育，平面展布类似于厚而不稳定型席状砂，远砂坝主体呈窄带状分布，最大宽度约500 m，最大厚度约2.5 m，远砂坝主体两侧发育条带状的远砂坝内缘，外侧为远砂坝外缘和水下分流间湾（图 4、图 7）。

湖平面高频升降形成的河浪作用转换控制三角洲前缘亚相砂体的类型、分布和规模，同样砂体构型特征也可反映出湖平面升降^[33]。利用65个时间单元的平均砂地比、微相类型组合和砂体几何参数对储层砂体垂向演化特征进行研究。结果表明：高Ⅱ组沉积时期，湖平面处于最大湖侵的下降早期，湖盆水体较深、物源供给较弱、波浪作用较强和湖平面高频振荡，沉积环境为三角洲外前缘亚相，砂体类型为远砂坝和席状砂，岩性为灰绿色粉砂岩和深灰色泥岩互层。高Ⅰ组沉积时期，湖平面持续下降并经历了2期短暂的水退和水进，三角洲总体向湖盆中心进积，沉积环境自下而上由三角洲外前缘亚相过渡为三角洲内前缘亚相，砂体类型由下部席状砂过渡为上部水下分流河道，岩性为灰绿色粉—细砂岩与灰绿色泥岩互层。葡Ⅱ组沉积时期，湖盆持续萎缩并经历了2期水退和1期水进，沉积环境为三角洲内前缘亚相，砂体类型为下部远岸断枝型水下分流河道过渡为上部近岸宽带型水下分流河道，岩石颗粒变粗和砂体规模变大。跨越葡Ⅰ组、萨Ⅱ组和萨Ⅲ组最大水退期之后，萨Ⅰ组沉积时期，湖平面快速上升，沉积环境由中下部三角洲内前缘亚相快速过渡为上部三角洲外前缘亚相及顶部前三角洲亚相，砂体类型从下部中岸窄带状水下分流河道快速转变为上部厚而稳定型席状砂，岩性为灰绿色粉—细砂岩与灰绿色泥岩互层。这些沉积微相特征揭示研究区三角洲前缘亚相为湖平面早期高频振荡、中期缓慢下降和晚期快速上升的沉积演化序列（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 萨北油田北二区浅水三角洲前缘亚相沉积演化序列 Fig. 8 Sedimentary evolution sequence of shallow water delta front subfacies in north-Ⅱ block of Sabei oilfield

浅水三角洲受河浪双重作用、构造底形平缓、物源供给充足和湖平面高频振荡，使得三角洲前缘亚相不同部位储层砂体的沉积模式具有差异性^[34]。河流作用控制三角洲内前缘亚相水下分流河道砂体从近源到远源的宽度、厚度和宽厚比变化；波浪作用控制三角洲内前缘亚相水下分流河道的连续性和改造程度，同时控制三角洲内外前缘亚相席状砂-远砂坝的砂体规模和稳定程度。根据三角洲前缘亚相储层砂体的类型规模，结合大庆长垣北部SⅡ8 a和SⅡ9时间单元密井网沉积微相精细解剖，分别建立了物源供给充足和物源供给不充足条件下浅水三角洲前缘亚相储层砂体沉积模式（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 萨北油田北二区浅水三角洲前缘亚相储层沉积模式 Fig. 9 Sedimentary models of shallow delta front subfacies reservoir in north-Ⅱ block of Sabei oilfield

物源供给充足时，水下分流河道延伸远、密度大、规模大；从三角洲内前缘亚相近岸到远岸河流作用不断减弱，波浪作用逐渐增强，水下分流河道逐级分叉、规模变小和连续性变差，偏转角和密度不断增加，分叉角先增大后减小，河道宽厚比逐渐减小；席状砂规模大，稳定性强，三角洲内前缘亚相区席状砂以主体、一类分布于水下分流河道两侧及末端，三角洲外前缘亚相区席状砂稳定性和规模顺源由弱变强再变弱；远砂坝形成于物源供给充足时，水系主体区发育厚而宽带型远砂坝，水系非主体区发育薄而窄带型远砂坝；储层沉积模式沿物源方向依次为：宽带型水下分流河道→窄带型水下分流河道→断枝型水下分流河道→厚而不稳定型席状砂→厚而稳定型席状砂→薄而稳定型席状砂→厚而宽带型远砂坝和薄而窄带型远砂坝。

物源供给不充足时，水下分流河道从近源到远源的规模、几何参数和连续性等变化规律与物源供给充足时相一致，但水下分流河道延伸更短、密度更低和规模更小，同样席状砂厚度变薄和远砂坝不发育；储层沉积模式沿物源方向依次为：窄带型水下分流河道→断枝型水下分流河道→薄而稳定型席状砂→薄而不稳定型席状砂。

（1）大庆长垣萨北油田萨葡高油层沉积时期构造稳定、地形平缓、湖平面振荡和物源充足，发育典型的大型浅水三角洲前缘亚相沉积体系，三角洲前缘亚相储层砂体具有9种类型：三角洲内前缘亚相近岸宽带型水下分流河道、中岸窄带型水下分流河道和远岸断枝型水下分流河道；三角洲外前缘亚相厚而不稳定型席状砂、薄而不稳定型席状砂、厚而稳定型席状砂、薄而稳定型席状砂、厚而宽带型远砂坝和薄而窄带型远砂坝。

（2）大庆长垣萨北油田高Ⅱ组沉积时期，沉积环境为湖平面下降早期且高频振荡的三角洲外前缘亚相；高Ⅰ组沉积时期，沉积环境为湖平面持续下降的三角洲外前缘亚相向三角洲内前缘亚相转换；葡Ⅱ组沉积时期，沉积环境为湖平面缓慢下降的三角洲内前缘亚相；萨Ⅰ组沉积时期，沉积环境为湖平面快速上升的三角洲内前缘亚相向三角洲外前缘亚相转换。

（3）大庆长垣萨北油田浅水三角洲前缘亚相发育2种沉积模式：物源供给充足时，顺源依次为宽带型水下分流河道→窄带型水下分流河道→断枝型水下分流河道→厚而不稳定型席状砂→厚而稳定型席状砂→薄而稳定型席状砂→厚而宽带型远砂坝和薄而窄带型远砂坝；物源供给不充足时，顺源依次为窄带型水下分流河道→断枝型水下分流河道→薄而稳定型席状砂→薄而不稳定型席状砂。