沙湾凹陷作为准噶尔盆地六大生烃凹陷之一，油气资源十分丰富，但勘探程度较低^[1]。近年来，在玛湖凹陷百口泉组发现了十亿吨级砾岩大油田。与玛湖凹陷区域上邻近，且成因和地质构造相似的沙湾凹陷百口泉组具有良好的油气勘探潜力。目前，已在沙湾凹陷及其边缘高部位发现了新光气田、永进油田、车排子油田等中小型油气田^[2-3]。学者们对准噶尔盆地西北缘三叠系百口泉组层序地层和沉积相展布特征做了大量的研究工作。宫清顺等^[4]对准噶尔盆地乌尔禾油田三叠系百口泉组地质特征进行了研究，认为该区百口泉组主要为典型的退积型冲积扇沉积，扇中辫状河道沉积物物性好且粒度适中，为有利的油气储集相带发育区；邹妞妞等^[5]在玛北地区百口泉组识别出3种亚相和11种微相；瞿建华等^[6]通过对玛北地区百口泉组沉积和构造的研究，发现百口泉组主要由沉积相、深大断裂和古构造坡折带等3个因素控制成藏；唐勇等^[7]认为玛湖凹陷及其周缘地区上乌尔禾组—百口泉组属于浅水扇三角洲退覆沉积，并根据岩心描述识别出7种沉积微相，有效指导了该区油气勘探。玛湖凹陷百口泉组属于受山前、山口控制的靠山缓坡型扇三角洲^[8-9]，且勘探成果已逐步证实三叠系百口泉组具有大面积成藏、多层段含油的地质特征^[10]。沙湾凹陷与玛湖凹陷沉积类型相似，主要发育陆相扇三角洲沉积。扇三角洲是非常重要的油气聚集场所，通常发育于活动大陆边缘或岛弧等构造活动较强烈的区域，具有物源近、坡降大、沉积物粒度大的特征^[11-12]。

沉积相展布特征是油气田勘探开发的主要研究内容之一，有利沉积相对储层的发育具有较大影响^[13-14]。以往的研究主要集中在勘探开发程度比较高的玛湖凹陷，对沙湾凹陷及其周缘地区百口泉组扇三角洲的研究较少，对其沉积相展布特征缺乏深入的认识，难以满足当前的勘探需求。在现有研究的基础上，结合当前油田测井、录井、地震剖面和岩心等资料，采用多属性分析地震解释技术对沙湾凹陷百口泉组沉积岩的分布特征进行系统研究。根据单井沉积相、连井沉积相剖面和沉积古地貌特征，刻画主要沉积相带，明确沙湾凹陷百口泉组沉积相平面分布，以期为该区的油气勘探潜力评价和储层预测提供依据。

沙湾凹陷属于准噶尔盆地的一个二级构造单元，地处盆地西北缘，在其形成过程中经历了不同期次的构造作用^[15-16]，基底为前寒武系“微”地块及周围的早古生界陆缘增生褶皱带，构造演化过程复杂^[17-18]。据准噶尔盆地第4次油气资源评价结果，沙湾凹陷西斜坡带石油总地质资源量为17 343×10⁴ t，天然气总地质资源量为1 040×10⁸m³，油气资源较为丰富，可作为玛湖凹陷油气勘探的主要接力区。沙湾凹陷南缘紧邻由北天山俯冲形成的霍玛吐背斜带，西侧为红车断裂带和车排子凸起，北面与中拐凸起和盆1井西凹陷相接，东面与莫索湾凸起和莫南凸起相邻（图 1a）。北部中央断裂、南部沙湾-阜康断裂及西部红车断裂等3个边界大断裂带控制着沙湾凹陷的发育^[19]。凹陷内部地层为南东向厚、北西向逐渐减薄的楔状体，发育规模较大的东西向断裂，是重要的油气运移通道^[20-21]。沙湾凹陷地层自下而上分别为石炭系（C），二叠系（P），三叠系百口泉组（T₁b）、克拉玛依组（T₂k）、白碱滩组（T₃b），侏罗系（J）及白垩系（K）（图 1b）。沙湾凹陷砂砾岩储层配套好，形成良好的储盖组合，不同期次构造作用下形成的深大断裂和不整合面为油气运移提供了疏导通道，具有大面积成藏地质条件和良好的油气勘探潜力。该区三叠系百口泉组继承了二叠系末期的地质特征，盆山结合处构造高差大，物源供给充足，发育大型冲积扇群^[22]。与传统意义上的扇三角洲不同，沙湾凹陷边缘百口泉组扇体规模大、延伸远且相互叠置，砂砾岩储集体分布广^[23]，是重要的油气勘探开发区域。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地沙湾凹陷构造分区（a）及岩性地层综合柱状图（b）（据文献[21]修改） Fig. 1 Structural division(a)and stratigraphic column(b)of Shawan Sag, Junggar Basin

20世纪70年代，准噶尔盆地进入深化勘探开发阶段，盆地内部地层格架的研究得到迅速发展。学者们对盆地内百口泉组层序地层的划分存在较大分歧。秦国省等^[24]将百口泉组识别为一个以低位域发育为主的三级层序；李全等^[25]通过建立高精度层序地层格架，将玛湖西斜坡百口泉组划分出6个四级层序；郑超等^[26]利用层序地层学的方法在百口泉组内部识别出3个湖泛区和3个三级层序。此次研究通过对高精度三维开发地震和丰富的钻、测井信息分析，认为盆地内三叠系为完整的二级层序，其内部的低位域扇三角洲百口泉组为一个三级层序。建立高精度层序地层格架的关键是对其内部四级层序和五级层序进行识别与对比^[27]。通过研究区大量测井、岩心和地震数据等资料，结合高分辨率层序地层学研究方法对百口泉组内部层序界面的特征进行探讨，将研究区百口泉组划分为3个四级层序和数个五级层序（图 2、图 3）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地沙湾凹陷ST1井三叠系百口泉组岩性地层综合柱状图 Fig. 2 Stratigraphic column of Triassic Baikouquan Formation of well ST1 in Shawan Sag, Junggar Basin

根据测井曲线及岩性在垂向上的差异，研究区百口泉组的3个四级层序分别对应百口泉组一段、二段和三段。该区的层序界面在岩心上主要表现为明显的沉积间断面，岩石类型变化较大，如在SP8井5 260 m处，岩性由褐色泥岩突变为褐灰色砂砾岩，表明当时的水动力增强；在SP2井4 944 m处，岩性由砂岩、粉砂岩突变为泥质岩，表明当时河流作用减弱，湖体扩大，水体加深，扇三角洲沉积转变为湖相沉积，因此形成砂岩和泥岩的岩性突变。层序界面在测井曲线上表现为不同类型曲线样式的异常突变，如在ST1井5 078 m处，岩性由沉积较细的褐色泥岩突变为粒度较大的灰色砂砾岩，代表此时水流作用增强，对岩性变化较为敏感的自然伽马（GR）曲线和声波（AC）曲线响应特征发生明显变化，自然电位由原来的钟形变为漏斗形，说明当时水流能量变强、物源供给增多。

五级层序是记录短期沉积旋回内，在古气候和天文周期的影响下，由于可容纳空间的增大或减小而引起地层层序结构类型、叠加样式等发生的规律性变化^[28]。五级层序受外界沉积环境的影响比较大，垂直剖面上反映出的地层旋回特征和测井曲线特征在不同井的表现并非与基准面的变化一一对应，因此五级层序的识别需要充分利用各类关键界面及标志层，并结合沉积微相研究和测井曲线的变化^[29]。根据岩性和沉积界面的变化可将研究区百口泉组划分为数个五级层序，区内最常见的是发育在扇三角洲平原的水上分流河道，其底部主要沉积砂砾岩，向上变为含砾砂岩及粉砂岩，表现为向上变细的沉积序列，岩性变化和钟形GR曲线特征相吻合，表明研究区在该阶段侵蚀基准面上升，沉积物可容纳空间增大。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地沙湾凹陷SP8井三叠系百口泉组岩性地层综合柱状图 Fig. 3 Stratigraphic column of Triassic Baikouquan Formation of well SP8 in Shawan Sag, Junggar Basin

地震属性分析是进行沉积相研究的关键技术之一，也是利用地震沉积学和地层切片技术进行沉积过程分析的一种常用手段，地层切片中的地震振幅差异可用来描述各沉积微相中的不同岩性及地貌特征^[30-31]。地层精细标定及敏感属性分析结果显示，均方根振幅属性体对岩性的变化较为敏感，因此使用中石油设计开发的Geoeast软件中的地震属性功能，对准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组各层序的地震均方根振幅属性进行地层切片提取。

从百口泉组一段的地震属性切片（图 4a）可以看出，研究区目的层段沿北西到南东方向振幅能量由强变弱，高能量的红色和黄色区域岩性粒度较大，主要岩性为砂砾岩，反映此处为距离物源剥蚀区比较近的水上分流河道沉积砂体；红色和黄色区域分布比较杂乱，可能对应不同时期的水上分流河道相互叠置而沉积的砂体。根据高能量区在平面上的展布特征，可将其划分为3个扇体，主体部位由于沉积物粒度大，磨圆和分选均较差，主要岩性为灰色砂砾岩，推测此处为扇三角洲平原亚相沉积区。沿扇体延伸方向展布的绿色和浅绿色区域能量较平原亚相略低，岩性粒度变小，分选和磨圆均较好，主要为含砾砂岩和砂岩，因此该区域为沉积物搬运距离较远的扇三角洲前缘亚相。扇体前缘蓝色和浅蓝色的低能量区域岩性粒度更小，可将其识别为滨浅湖亚相和浅湖亚相。百一段整体发育向上粒度逐渐变小的正旋回砂砾岩沉积，且水上分流河道互相叠置，分布广泛。扇三角洲前缘分布范围小于扇三角洲平原，说明该时期物源的供给速率较大，远超过沉积体可容纳空间的增长速率，扇三角洲快速沉积并发生强烈进积。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组均方根振幅属性切片 Fig. 4 Root mean square amplitude attribute slices of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

百二段的地震属性切片（图 4b）显示，红色和黄色的高能量区域较百一段面积有所增大，表明该沉积期粒度较大的砂砾岩分布更广，来自北部山区高部位的物源供给持续增多，水动力作用增强，携带较多的沉积物，使河道砂体分布更广、沉积地层厚度增大。更多的沉积物和更远的搬运距离使百二段扇三角洲平原亚相较百一段沉积时期的范围略微缩小，而扇三角洲前缘亚相的面积增大。研究区东南方向所展现的中—弱振幅特征（浅蓝色、蓝色）反映为滨浅湖泥质沉积，此时水域开始扩张。

百三段沉积期，研究区湖平面整体上升（图 4c），气候越来越湿润^{[22, 32]}，对应粒度较大沉积物分布的红色和黄色高能量区域大幅度缩小，指示扇三角洲平原亚相和前缘亚相向沉积盆地高部位收缩，湖泊入侵现象十分明显。研究区东部广泛发育湖泊相沉积，物源供给明显减少，河道沉积范围缩小，主要发育较细粒的粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩。在弱振幅的蓝色滨浅湖区域分布少量对应较强振幅能量的沉积岩，这些沉积岩体形态各异、数量不等，沿着湖岸线呈条带状分布，具有典型的滩坝砂体特征^[33]，是潜在的油气勘探目标区域。

不同粒度沉积岩的含油气性主要由扇体的各沉积相带控制^[2]，因此深刻认识准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组扇三角洲沉积相的展布特征对油气田的勘探开发具有重要意义。目前对沙湾凹陷百口泉组沉积相的研究相对匮乏，以往的研究由于缺少高分辨率三维地震数据，对扇体的沉积演化和有利储集相带的研究不够深入，只能利用钻、测井资料对沉积扇体的岩石类型和沉积相展布特征进行分析。本文基于井下岩心、薄片和测井等资料分析，建立单井相和连井相对比剖面，并结合最新的高分辨率三维地震数据，研究沙湾凹陷百口泉组各段沉积相的展布特征。

根据层序地层学可将百口泉组划分为百口泉组一段T₁b₁（百一段）、百口泉组二段T₁b₂（百二段）和百口泉组三段T₁b₃（百三段）。百一段厚度为20~100 m，地层厚度从斜坡区往沉积中心逐渐增大，主要发育灰色砂砾岩，中间夹有少量的灰褐色泥岩及泥质粉砂岩，整体粒度较大，为牵引流作用下的充填堆积，反映砂体沉积时水流能量逐渐减弱，具有向上变细的正粒序沉积特征；百二段厚度为30~120 m，受扇体分布影响，在靠近扇根的位置沉积较厚，扇体两侧及扇端位置沉积较薄，主要发育褐灰色砂砾岩，夹少量褐灰色泥质细砂岩、褐灰色泥质粉砂岩，岩性较为单一且自然伽马曲线呈齿化箱形，表明物源充足且整体沉积比较稳定；百三段厚度为20~60 m，盆地中心沉积较厚，边缘较薄，岩性主要为褐色泥岩、灰褐色泥质粉砂岩、灰褐色粉砂质泥岩，表明该沉积阶段水流动荡，研究区处于氧化环境。储层的储集性能主要受不同沉积微相的影响^[34-35]，因此准确识别各沉积微相的特征，建立沉积微相和岩性之间的对应关系对储层预测具有重要意义。沙湾凹陷百口泉组在区域构造运动及河流和湖泊水动力作用下，主要发育扇三角洲平原亚相、扇三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相，可进一步细分为水上分流河道、水上分流河道间、漫滩沼泽、水下分流河道、水下分流河道间、河口砂坝、滩坝砂、滨浅湖泥等沉积微相类型（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组主要沉积相带岩性及测井响应特征 Table 1 Lithologies and logging response characteristics of main sedimentary facies of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

下载CSV 表 1 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组主要沉积相带岩性及测井响应特征 Table 1 Lithologies and logging response characteristics of main sedimentary facies of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

扇三角洲平原亚相是扇三角洲沉积在湖平面以上的陆上部分，由于长期暴露于地表，一般为氧化沉积环境。研究区内扇三角洲平原亚相可进一步划分为水上分流河道、水上分流河道间以及漫滩沼泽3种微相。水上分流河道主要由颗粒较粗、分选性和磨圆度均较差的砂砾岩和含砾砂岩组成，呈搬运距离短、近物源的水下沉积特征。钻井取心中可以观察到交错层理和块状层理，且底部多发育冲刷面，垂向上呈向上变细的正粒序，代表水动力较强的高能环境。测井电阻率值较大，曲线形态上多呈钟形或齿形，自然伽马值较小，曲线形态上多表现为齿化箱形和钟形。水上分流河道间最常见的岩性为砂质泥岩、泥质粉砂岩，水平层理较发育。电阻率值一般较小，自然伽马曲线以锯齿形和指形为主。漫滩沼泽以泥岩沉积为主，由于常暴露于地表，常呈褐色氧化状，自然伽马曲线多呈中—低幅微齿化或平直状，电阻率曲线多表现为低幅齿化特征。

扇三角洲前缘亚相是扇体入湖后的水下沉积部分，发育面积一般比较大，为扇三角洲沉积的主要组成部分，一般淹没于湖水中，有时会由于水动力作用的强弱变化而暴露于地表，与扇三角洲平原的本质区别是牵引流构造较为发育，常见大中型交错层理。根据岩心和测井识别标志分析，认为研究区扇三角洲前缘主要发育水下分流河道、河道两侧的水下分流河道间及河口砂坝等3种微相。水下分流河道为水上分流河道入湖后在湖底的延伸部分，岩性主要为砂岩、含砾砂岩和细砂岩等，呈正旋回序列，砾石颗粒定向性比较好，具有明显的层理性。电阻率较高，曲线形态为钟形，自然伽马值较低，曲线形态为齿化箱形。水下分流河道间发育于水下分流河道两侧，主要由细砂岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩等岩性构成，具有低电阻率、曲线平直的特点，自然伽马值一般较高。由于扇三角洲暂时性水流作用和盆地波浪、潮汐的改造作用，与正常三角洲相比，扇三角洲河口砂坝的沉积范围和规模均较小，岩性为不等粒砂岩和砂砾岩，表现为向上略变粗的序列，自然伽马曲线呈中—低幅钟形或者箱形，电阻率曲线表现为中幅箱形或齿化平直形。

滨浅湖亚相在研究区广泛发育，岩性主要为含砾细砂岩、含砾泥岩、粉砂质泥岩和泥岩，具波状层理、斜层理、前积层理，自然伽马曲线呈中幅弱齿化，电阻率曲线呈低幅微齿化特征。研究区滨浅湖亚相主要由滩坝砂、滨浅湖泥等微相组成。滩坝砂岩性主要为灰色细砂岩、含砾细砂岩；滨浅湖泥岩性主要为黑灰色、深灰色泥岩和粉砂质泥岩。

地震相是地下地质体的地震综合响应，可以认为地震相是沉积相在地震剖面上表现的总和。由于岩相的变化会引起反射波的一些物理参数改变，地震相在一定程度上反映岩相特征，因此可将同一地震层序中具有相似地震地层参数的单元划为同一地震相。研究地震相的关键在于找准研究区地震反射特征，根据地震反射结构进行不同地震相区带的划分，再依据地震波组构型和反射终止特征细分地震相，这样就可以准确地划分地震相。

在单井沉积相分析基础上，结合典型地震相特征，优选连井剖面进行地震相分析。从过沙湾凹陷JT1井、S12井、S1井的地震相解释剖面（图 5）可以看出，JT1井百口泉组在地震剖面上表现为中高频、中等振幅、连续反射特征，对应扇三角洲平原亚相；S12井中下部则表现为中低频、中弱振幅、弱连续反射特征，解释为扇三角洲前缘亚相；S1井在地震剖面上表现为中高频、中弱振幅、连续反射的特征，对应滨浅湖沉积。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地沙湾凹陷J206—JT1—S1连井剖面AA'地震地质解释（剖面位置见图 1） Fig. 5 Seismic geological interpretation of well-tie profile AA' across wells J206-JT1-S1 in Shawan Sag, Junggar Basin

沉积相的纵向变化特征是油气田勘探开发必不可少的研究内容之一，其关键是层序地层格架的准确搭建和连井相对比分析^[36]。在高密度多方位单井精细划分的四、五级层序等时对比格架的基础上，结合钻、测井岩心特征，绘制了扇体从盆地边缘向沉积中心延伸的连井相对比剖面（图 6），以及从盆地南西向北东延伸的连井相对比剖面（图 7），剖析了沙湾凹陷百口泉组砂体在等时对比格架约束下的沉积演化特征。通过位于北西向斜坡上部CP5井到东部靠近盆地中心的ZJ1井可以看出研究区百一段在湖进体系域时期砂体厚度变化不大，主要为厚层的砂砾岩沉积，块状构造和水平层理构造发育。ST2井百一段地层沉积厚度较CP5井大，表明同时期该区域的河流水动力强且水流量大，沉积物可容纳空间大，剥蚀区物源供给充足。随着气候变得湿润，水量增大使河道水位高于河岸，百一段主要的沉积类型由扇三角洲平原水上分流河道沉积过渡为扇三角洲平原水上分流河道间和漫滩沼泽沉积微相。百二段湖进体系域时期，湖平面上升，整体水位略高于百一段沉积时期，百二段整体发育扇三角洲平原亚相，但其顶部发育厚度为10~30 m的含砾砂岩、细砂岩或粉砂岩，可识别为扇三角洲前缘水上分流河道和河口砂坝沉积砂体。百三段沉积时期，湖面范围增大，沉积砂体粒度整体向上变小，其下部为扇三角洲前缘水下分流河道和河口砂坝的含砾砂岩、细砂岩、粉砂质泥岩及泥质粉砂岩，上部为广泛分布的滨浅湖泥岩及滩坝砂岩。百口泉组下部为砂砾岩，上部为泥质岩，总体呈下粗上细的正旋回沉积特征，表明研究区百口泉组为一个湖侵的沉积过程。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地沙湾凹陷CP5—ZJ1—ST1连井对比剖面BB'（剖面位置见图 1） Fig. 6 Well-tie profile BB' across wells CP5-ZJ1-ST1 in Shawan Sag, Junggar Basin

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地沙湾凹陷ST2—SP2—ST1连井对比剖面CC'（剖面位置见图 1） Fig. 7 Well-tie profile CC' across wells ST2-SP2-ST1 in Shawan Sag, Junggar Basin

古地貌是指沉积物充填压实、风化剥蚀以及构造演化等多种因素共同作用形成的地表外貌或不整合界面的形态，重现古构造格局和古物源的供给系统^[37]。由于扇三角洲沉积体系及分布特征与沉积古地貌关系密切，因此，在地震相转换沉积相时必须结合沉积古地貌特征。此次研究利用声波时差法估算井点剥蚀量，根据测井和地震资料，使用地层厚度变化率及邻层厚度比值法计算地层剥蚀厚度。解释过程中使用数个控制点，结合地震解释数据得到剥蚀层和参考层的时间厚度，再进行时深转换，得到研究区的地层残余厚度，最后按照地层由老到新的顺序将地层残余厚度与剥蚀厚度相加，依次求取地层顶界面对应的空间形态，进而恢复沙湾凹陷百口泉组3套地层沉积古地貌。结合单井沉积相、连井沉积相对比剖面和地震相分布特征，绘制了研究区百口泉组古地貌及沉积相平面图（图 8—10）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组一段沉积古地貌（a）及沉积相平面分布（b） Fig. 8 Sedimentary paleotopography(a)and plane distribu‐ tion of sedimentary facies(b)of the first member of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组二段沉积古地貌（a）及沉积相平面分布（b） Fig. 9 Sedimentary paleotopography(a)and plane distri‐ bution of sedimentary facies(b)of the second member of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组三段沉积古地貌（a）及沉积相平面分布（b） Fig. 10 Sedimentary paleotopography(a)and plane dis‐ tribution of sedimentary facies(b)of the third member of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

利用声波时差法恢复了准噶尔盆地沙湾凹陷百口泉组沉积期的古构造。总体上，靠近山前发育低洼地带，向沉积中心表现为凹陷形态。山口控制了物源供给，地貌控制了扇体发育形态，整体地貌由山前高地向凹陷中部逐渐降低。沉积砂体从剥蚀区往凹陷中心运移的过程中经历了多期次的扇体叠加和分流改道，呈朵叶状分布。百一段沉积初期，受二叠系末期海西运动的影响，沙湾凹陷周边隆起，百口泉组下伏地层暴露地表并遭受强烈风化剥蚀，导致盆地高差比较大，此时湖盆面积小且水体较浅，仅在盆地中心发育小规模的湖盆。扇三角洲平原和前缘分布广，由于地势高差大，整体沉积厚度较小。相对于百一段沉积期古地貌，百二段沉积时期沙湾凹陷地表高差较小，且发生了水进沉积，整体水域面积稍微增大，但水体相较百一段沉积时浅，表明此时侵蚀基准面上升，可容纳空间增大，沉积扇体规模明显比百一段大，且沉积厚度增大，形成了上百米厚的砂砾岩。百三段沉积时湖盆面积明显增大，发生了水进沉积，侵蚀基准面的上升导致可容纳空间增大，扇三角洲规模减小，湖相沉积规模扩大，此时主要发育前缘相沉积和湖相沉积。

通过研究区百口泉组沉积相平面展布特征分析发现，湖盆自凹陷中心向构造高部位逐渐扩大，侵蚀基准面升高，总体呈现向剥蚀区退积的沉积特点。扇三角洲前缘有利储层逐渐向西北向移动，且面积也在逐渐减小，说明沉积相带控制了储层的发育。另外，被剥蚀地层沉积时的气候、地形对沉积体具有很强的控制作用。沙湾凹陷百口泉组最厚的沉积岩石为灰色砂砾岩，中间夹杂褐色泥岩、粉砂质泥岩和细砂岩。这些褐色的泥岩和砂岩不仅发育于百口泉组水上沉积环境，也大量发育于长期被覆盖的扇三角洲前缘，说明百口泉沉积时期的古气候比较炎热干燥，最大湖泛面变动较大，沉积地层处于暴露的氧化环境中。由于扇三角洲前缘亚相在湖进过程中向物源区退积，形成了多期次、大面积的水下分流河道，砂体分选和磨圆均较好，具有较高的孔隙度和渗透率，且砂体呈纵向叠置、横向连片的特征，这些物性较好的砂体为油气的富集成藏提供了优质的储存空间。同时，后期的湖相泥岩作为盖层超覆于河道砂体之上，与砂体形成了良好的储盖组合。

扇三角洲一般形成于坡度较大、水体较浅的环境，根据发育位置的差异可以分为靠山型和靠扇型2种^[38]。通过对准噶尔盆地沙湾凹陷目的层各亚段沉积相平面展布特征的深入研究，认为百口泉组沉积扇体受山前、山口控制，且沉积物粒度大小混杂，岩性主要为砂砾岩，分选和磨圆均较差，由于缺乏代表冲积扇沉积的砾岩、泥质砾岩，且形成的砂砾岩泥质含量低，据此提出了沙湾凹陷三叠系百口泉组缓坡浅水扇三角洲沉积模式（图 11）。缓坡浅水扇三角洲发育于稳定的构造环境，一般距离山地剥蚀区较近，形成坡度小、湖盆面积大、物源供给充足，沉积特点为分流河道砂体分布广、厚度大、粒度大，沉积水动力强，前扇三角洲不发育。砂体富集主要受古地貌起伏控制，靠近山前，水动力强，水道相对顺直、单一，往往形成呈条带状展布的砂体。向三角洲前缘亚相扩展，古地形坡度变小，水动力变弱，水下分流河道相互叠加、切割，易形成多期扇体叠置，在平面上形成连片发育的砂砾岩扇体。通过对比分析，沙湾凹陷扇体发育面积为500~2 600 km²，单砂体厚度为6~46 m，砂地比为0.23~0.94，总体上扇体规模大，勘探潜力大，垂向上通过断裂有效沟通二叠系佳木河组、风城组及下乌尔禾组烃源岩。源外油气跨层运聚，沿上乌尔禾组底部及百口泉组底部2套大型不整合面向上运移，在上倾方向受相带、断裂、岩性等遮挡，在扇三角洲前缘相带大面积成藏。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组沉积模式 Fig. 11 Sedimentary model of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

在玛湖凹陷夏子街组扇体部署的位于扇三角洲平原亚相的钻井油气显示较差，而在夏子街组扇体东翼扇三角洲前缘亚相部署的钻井获得了高压工业油气流，证实了夏子街组扇体扇三角洲前缘亚相勘探潜力巨大^[2]，这也为沙湾凹陷百口泉组油气勘探提供了思路。油气的储存与沉积相分布息息相关，岩石相类型决定了有利储层的发育程度。通过对沙湾凹陷百口泉组不同相带沉积体物性的对比可见，沿河流方向搬运距离越大，沉积物的磨圆度和分选性均越好，因此扇三角洲前缘亚相为最有利的油气沉积相带。研究区百口泉组有利储层主要分布于扇三角洲前缘亚相的水下分流河道微相中，沉积岩物性好，水流冲刷作用强，泥质含量低，河道砂砾岩多期叠置且沉积厚度较大。结合前文对百口泉组沉积相带展布特征的分析，研究区百一段和百二段下部目前钻遇的为扇三角洲平原亚相，百二段上部及百三段下部主要为扇三角洲前缘亚相，为潜在的有利勘探层段。

（1）准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组可识剥蚀区冲积平原扇三角洲平原扇三角洲前缘滨浅湖百三段百二段百一段水下分流河道水上分流河道漫滩沼泽水上分流河道间河口砂坝滩坝砂水下分流河道间山脉河流不整合面含砾细砂岩砂砾岩泥质粉砂岩泥质细砂岩泥岩细砂岩2024年王天海等：准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组沉积相展布特征及沉积模式109别出1个三级层序，并在其内部划分出3个四级层序和数个五级层序，3个四级层序分别对应百口泉组的3个亚段，五级层序受短期沉积旋回控制，分别对应不同的沉积微相。

（2）沙湾凹陷三叠系百口泉组由扇三角洲平原、扇三角洲前缘和滨浅湖亚相组成。百一段和百二段沉积时期，湖盆面积小，主要发育扇三角洲平原和前缘亚相；百三段沉积期湖盆面积增大，主要发育扇三角洲前缘和滨浅湖亚相，为典型的水进退积型扇三角洲。

（3）沙湾凹陷三叠系百一段沉积期地势高差较大，湖盆面积小且水体较浅，主要沉积类型为扇三角洲平原和前缘亚相，且平原亚相面积大于前缘亚相；百二段沉积期地势高差减小，水体范围扩大，此时扇三角洲前缘面积大于平原，且沉积厚度增大；百三段沉积期湖泛面达到最大，发育大量的泥质沉积，与下伏优质储层形成良好的储盖组合。该区域沉积扇体整体属于缓坡浅水扇三角洲，扇三角洲平原由于沉积物搬运距离小而物性较差，扇三角洲前缘物性好、面积大且埋深适中，物性整体优于平原相带，是潜在的油气勘探目标。