非常规油气逐渐成为我国“稳油增气”的战略资源，是天然气产量的重要增长点^[1]。我国致密砂岩气资源量为265×10¹² m³，其中鄂尔多斯盆地上古生界资源量高达13.32×10¹² m³，具有广阔的勘探前景^[1-3]。虽然在鄂尔多斯盆地发现了苏里格气田、神木气田、大牛地气田等“大面积连续分布”的致密砂岩气田，在四川盆地也发现了“构造控制”型须家河致密气藏，但目前我国致密砂岩气探明率仅25%，储量动用率低于50%，如何有效提升探明率和可动用储量是致密砂岩气现阶段勘探开发面临的关键问题^[4]。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩为典型河流相陆源碎屑快速沉积^[5-7]，河道的频繁迁移及改道作用致使砂岩储层物性非均质性强^[7-9]，导致高精度砂体精细表征和预测非常困难、优质储层分布规律认识不清^[10]，严重阻碍了该地区目前产量突破。为了解决上述问题，众多学者相继开展了沉积构型^[11-13]、地震反演识别^[14]、野外剖面剖析^[15]、水槽实验^[16]等工作，有效丰富了陆相河道沉积模式和储层展布规律研究理论，促进了致密砂岩气勘探开发。然而鄂尔多斯盆地北缘山西组辫状河沉积砂体叠置关系复杂，砂体展布规律仍然不明确，有待进一步从沉积学角度精细刻画砂体空间展布规律，从而有效服务于优质储层预测和指导开发生产。

综合利用岩心、露头、测井、分析化验及生产资料，对鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组砂岩储层构型特征和砂体叠置模式进行分析，并恢复沉积演化过程，以期为该区下一步油气勘探开发提供理论依据和数据支撑。

鄂尔多斯盆地上古生代时期是一个典型的内陆湖盆，整体表现为北部隆升、向南倾斜的构造格局，古气候逐渐转变为半干旱—干旱环境^[17-19]。大牛地气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，为西倾单斜构造，发育少量低幅度构造，断层不发育（图 1a）。大12井区位于大牛地气田中部，勘探实践表明该地区发育多套生储盖组合^[20-21]，其中上二叠统山西组发育辫状河相（山2-2亚段）和辫状河三角洲平原亚相（山1段和山2-1亚段），山2-2亚段辫状河河道和山1-1、山1-2、山1-3及山2-1亚段分流河道砂体是有利的储层发育层段（图 1b），具有较大的开发潜力，也是目前大牛地气田致密砂岩气勘探开发的重点层位。大12井区山西组分布稳定，沉积厚度为90~140 m，砂体累计厚度为50~80 m，砂体展布受到河道（南北向）流向、摆动频繁和沉积微相的制约明显，岩性以粗粒岩屑砂岩为主，石英体积分数为60%~80%。含砾粗砂岩孔隙度平均值为9.76%，渗透率平均值为0.55 mD；粗砂岩孔隙度平均值为8.06%，渗透率平均值为0.31 mD，是典型的低孔-低渗储层。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地区域位置（a）及二叠系山西组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Regional location(a)and stratigraphic column of Permian Shanxi Formation(b)of Ordos Basin

通过野外露头和15口取心井岩心观察及测井相识别，综合岩石的颜色、粒度、岩性、沉积构造及测井曲线特征，结合以往研究成果^[22-23]，认为鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区山西组为典型的辫状河相和辫状河三角洲平原亚相沉积。其中，中下部（山1段和山2-1亚段）典型三角洲平原亚相，发育泛滥平原、分流河道和溢岸沉积3个微相，顶部（山2-2亚段）为辫状河相，发育河道、心滩、河漫滩和河漫湖泊（表 1）4个微相。

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组沉积相划分类型及依据 Table 1 Sedimentary facies classification type and basis of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin 亚段 沉积相 亚相 微相 颜色 粒度 沉积相特征 GR/API 0220 典型实例 岩性 岩相 沉积构造 山2-2 辫状河 河漫 河漫湖泊 黑色 泥 泥岩 块状层理泥岩相、煤线/炭质泥岩相 河漫滩 灰黑色 细砂、粉砂 细砂岩、粉砂岩 沙纹层理粉细砂岩相 河床 心滩 灰白色 粗砂、中—粗砂 粗砂岩、中—粗砂岩 槽状交错层理中—粗砂岩相 板状交错层理中—粗砂岩相 河道 灰色、灰白色 砾、含砾粗砂 砾岩、含砾粗砂岩 块状层理（含砾）粗砂岩相 山2-1   |   山1-1 辫状河三角洲 辫状河三角洲平原 泛滥平原 黑色、灰黑色 泥、粉砂质泥 泥岩、粉砂质泥岩 水平层理粉砂岩相 溢岸沉积 灰绿色 细砂、粉砂 细砂岩、粉砂岩 沙纹层理粉细砂岩相 分流河道 灰色、灰白色 砾、含砾粗砂、粗砂 砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩 块状层理（含砾）粗砂岩相 槽状交错层理中—粗砂岩相

下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组沉积相划分类型及依据 Table 1 Sedimentary facies classification type and basis of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin

大12井区山西组顶部（山2-2亚段）砂岩属于典型辫状河沉积^[18]，砾石分选差、磨圆度较差，具有明显的“砂包泥”特征。河道沉积以较粗的砾岩为主，发育明显的冲刷面（图 2a）和槽状交错层理构造（图 2b），偶见泥砾和滑塌角砾岩（图 2c），砾石具有定向排列，杂基含量较高，测井曲线通常呈大型钟形。与河道相比，心滩岩石粒度稳定，以灰白色粗颗粒为主，沉积构造多为小型槽状交错层理和板状交错层理（图 2d），发育明显的落淤层（图 2e），测井曲线为典型的箱形。由于辫状河自身沉积过程的原因，河漫部分保存不完整^[11]，研究区河漫沉积以粉砂岩为主，平行层理发育（图 2f），偶见沙纹层理构造，测井曲线呈小型指形和微齿线形，GR明显高于河床沉积砂岩，岩石颜色以暗色为主。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组岩心沉积构造特征 （a）冲刷构造，D11井，2 699.19 m；（b）冲刷面，槽状交错层理，D9井，2 567.05 m；（c）滑塌角砾岩，D18井，2 742.00 m；（d）板状交错层理，D21井，2 570.88 m；（e）落淤层，D13井，2 781.31 m；（f）平行层理，D21井，2 603.95 m；（g）槽状交错层理，D12井，2 596.20 m；（h）波纹层理，D39井，2 772.90 m；（i）炭质纹层，D87井，2 694.72 m；（j）植物碎片，D11井，2 784.04 m。 Fig. 2 Sedimentary structural characteristics of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin

相比辫状河沉积，研究区山西组三角洲平原沉积更加发育。由于远离沉积物源，岩石成熟度更高，能量更低，呈现出“泥包砂”的特征（表 1）。分流河道沉积以含砾粗砂岩和粗砂岩为主，发育小型槽状交错层理（图 2g），河道沉积内部发育多个韵律沉积，单个韵律内粒度自下而上逐渐变粗，测井曲线以钟形+ 箱形为主。溢岸沉积以细—粉砂岩为主，发育波纹层理（图 2h），伴有不同程度的炭质条带（图 2i），测井曲线多呈小型指形。相比之下，泛滥平原为辫状河三角洲平原中的低能沉积，发育大套的黑色泥岩，岩石中富含植物碎片（图 2j），煤层是泛滥平原的明显标志，也是与辫状河的主要差异之一。

国内外学者针对砂质辫状河储层构型单元划分方案和界面识别已经建立了较为系统、完整的方法（表 2），本次研究结合以往成果将研究区山西组辫状河道充填复合砂体定为六级构型单元，它是由若干个五级单一辫流带构型单元组成，每个五级单一辫流带包括河床（分流河道）和河漫（溢岸）2个部分。辫状河五级单一辫流带的河床构型主要包含水道和心滩2个四级构型单元，河漫构型整体作为一个四级构型单元，心滩由多个三级增生体构成；辫状河三角洲平原五级单一辫流带的分流河道构型同样包含水道和心滩2个四级构型单元，溢岸构型整体作为一个四级构型单元，分流河道心滩构型仍然包含多个三级增生体构型单元。

表 2(Table 2)

表 2 不同级次构型单元沉积识别标准[24-25] Table 2 Sedimentary recognition characteristics of configuration units at different levels 构型等级 构型单元 几何特征 典型沉积特征 层次界面 五级构型 辫流带 顶平底凸的板状，宽度为1 000~3 000 m，厚度为10~20 m 垂向加积、填积、侧向加积 河道顶部泛滥泥岩、底部大型冲刷面 泛滥平原 灰黑色粉砂质泥岩，水平层理、波纹层理 四级构型 辩状河道 顶平底凸的透镜状，宽度为40~100 m，厚度为5~15 m 多个增生体垂向或侧向加积，平行层理 砂体间界面倾斜 心滩 底平顶凸的透镜状，宽度为60~150 m，厚度为10~15 m 三级构型 增生体 宽度为50~200 m，厚度为1~10 m 板状交错层理砂岩 单期底界面可出现小型侵蚀面 落淤层 灰色泥质粉砂岩 GR小幅回返 边滩增生体 宽度为5~15 m，厚度为1~5 m 板状交错层理中—粗砂岩、夹倾斜薄层泥岩 小型侵蚀面、通常被切割 二级构型 层系组 宽度为10~100 m，厚度为0.5~2.0 m 单一岩相叠加 平行分布、无侵蚀 一级构型 层系 宽度为1~10 m，厚度为0.05~0.25 m 单一水动力下的岩相 平行分布、无侵蚀

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以大12井为例（图 3），山1段至山2-1亚段均为辫状河三角洲平原沉积，发育多个五级辫流带构型单元，厚度为6~8 m。大套的黑色页岩沉积与上覆砂砾岩的界面通常为五级构型单元的界面，水道和心滩均以粗粒岩石为主，水道GR曲线以钟形为主，水道中三级构型界面往往以上部砾岩冲刷面为界，其GR值为50~75 API；心滩则以箱形为主，GR值普遍低于水道，为30~50 API，同时发育多个三级增生体，增生体内发育泥质落淤层或炭质纹层带（图 2i）；四级溢岸构型单元则以细粒沉积为主，发育煤层，GR值为120~200 API。山2-2亚段则为辫状河沉积，五级辫流带内河道和心滩的叠置明显，河道的频繁改道使辫流带往往呈心滩+心滩与水道+心滩2种模式，顶部四级河漫的出现预示着该期辫流带的沉积结束，大型的底部冲刷构造发育在四级河漫构型之上；四级心滩构型单元中发育稳定的增生体，单个增生体被落淤层分开为多个三级构型单元，单个心滩厚度为6~8 m，GR曲线呈现明显的箱形，GR呈明显的低值；四级河漫构型以泥质沉积为主，测井相为微齿线形或指形。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井二叠系山西组沉积组合垂向序列征 Fig. 3 Vertical sequence of sedimentary of Permian Shanxi Formation of well Da 12 in Daniudi gas field, Ordos Basin

针对15口取心井、86口开发井，按照沉积构造、岩性旋回及测井相规律，划分出不同级次构型单元，对所有辫状河和辫状河三角洲平原分流河道中238个心滩和432个增生体进行厚度表征（图 4）。结果表明：辫状河心滩厚度主要为6.0~12.0 m，占总数的75.8%，增生体厚度主要为3.0~5.0 m；三角洲平原分流河道微相中心滩厚度与辫状河相当，主要为6.0~11.0 m，占总数的75%，增生体厚度主要为3.0~6.0 m。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组不同沉积微相心滩和增生体厚度规律统计 Fig. 4 Statistics of thickness of mid-channel bar and accretion bodies of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin

在河流相储层构型的研究过程中，井间砂体展布规律和平面展布特征研究需要选取能够代表研究区河流类型的储层构型单元表征参数，建立单砂体长度、宽度和厚度的关系，最终达到砂体空间展布规律研究的目的，这也是陆相储层构型的关键^[11]。在以往针对辫状河和辫状河三角洲平原砂体构型研究提出的经验公式基础^[26-28]上，采用“将今论古”方法在Google Earth软件上对西藏拉萨河、雅鲁藏布江、新西兰拉凯阿河，以及研究区北部府谷天生桥山西组实测剖面测取辫状河砂体参数，并对其进行辅助判别和修正，建立了适合大12井区河道砂体构型表征标准（表 3）。在单井单河道满岸深度、单一增生体厚度的基础上，根据上述经验公式分别确定单一辫流带、单砂体的侧向规模。计算和统计发现大12井区山西组辫状河五级单一辫流带长度为425~3 516 m，平均值为1 631 m；三角洲平原分流河道五级单一辫流带长度为1 890~3 678 m，平均值为2 267 m。

表 3(Table 3)

表 3 府谷天生桥剖面不同级次构型界面及表征参数 Table 3 Different configuration surfaces and characterization parameters of Tianshengqiao profile in the Fugu 沉积相 砂体构型参数 计算公式 辫状河 心滩长度（Ls）与宽度（Ws） $ {L_{\rm{s}}} = 4.951{\rm{ }}7{W_{\rm{s}}}^{0.967{\rm{ }}6} $ 心滩宽度（Ws）与满岸深度（Hd） $ {W_{\rm{s}}} = 11.413{H_{\rm{d}}}^{1.418{\rm{ }}2} $ 辫流带宽度（Wa）与满岸深度（Hd） $ {W_{\rm{a}}} = 0.55{H_{\rm{d}}} $ 辫状河三角洲平原 心滩长度（Ll）与宽度（Wb） $ {L_{\rm{l}}} = 10.335{W_{\rm{b}}}^{0.812} $ 心滩宽度（Wb）与厚度（Hb） $ {W_{\rm{b}}} = 44.494{e^{0.245{\rm{ }}3{H_{\rm{b}}}}} $ 分流河道宽度（Wr）与厚度（Hr） $ {W_{\rm{r}}} = 33.821{e^{0.287{\rm{ }}1{H_{\rm{r}}}}} $

下载CSV 表 3 府谷天生桥剖面不同级次构型界面及表征参数 Table 3 Different configuration surfaces and characterization parameters of Tianshengqiao profile in the Fugu

（1）河道边界识别。河道的展布受物源方向、古地貌、古环境的综合制约，如何清楚地划分古河道的边界和心滩位置是储层砂体构型的关键^[29-31]。河道侧向边界的确定主要是通过砂体之间的横向对比，同一河道在顺物源方向时常会发生砂体规模的差异，但在垂直物源方向则具有一定的相似性。因此，当出现砂体顶面高程差异、砂体规模差异、河道砂体韵律变化以及河道间泥4种情况时，往往是不同河道之间造成的砂体叠置效应（图 5）。大牛地气田河道边界以砂体规模差异和河道间泥最为典型，横向沉积微相突变是多期河道频繁改道的综合表现。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组河道砂体侧向边界划分标志 Fig. 5 Division mark of channel sand body lateral boundary of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin

（2）心滩规模和内部构型。在确定河道边界后，当单河道满岸深度（与心滩厚度相当）或心滩厚度确定时，可以通过表 1中计算公式进行心滩长宽规模的表征。计算结果显示：大12井区山2-2亚段辫状河沉积心滩宽度为97~864 m，平均为342 m，心滩长度为415~3 438 m，平均为1 401 m；山1段—山2-1亚段心滩宽度为121~1 190 m，平均为478 m，心滩长度为509~3 250 m，平均为1 514 m。每个心滩的规模通过构型表征的约束，为后期砂体叠置模式和平面展布奠定了基础。

以往研究表明，心滩的位置和内部增生体的规模具有一定的规律性，心滩内部构型的解剖需要进行心滩增生体（落淤层）构型界面的识别及其倾角和规模的确定，而心滩发育的位置则需要结合测井曲线形态、落淤层发育位置和沉积微相来综合判别^[11]。落淤层（参见图 2e）是增生体之间的分割线，心滩内单一增生体的厚度可以直接获取，按照经验公式$ {W_{{\rm{bi}}}} = 15.954 \times {h_{{\rm{bi}}}}^{1.372{\rm{ }}3} $ ^[24]，可以得出所有心滩内单一增生体的宽度，大12井区心滩增生体宽度为174~280 m。与此同时，心滩两翼的落淤层倾角可以通过心滩内增生体的高程差和水平距离进行计算，迎水面（头部）稍陡而背水面（尾部）相对平缓，大12井区迎水面倾角为1.6°~2.9°，背水面倾角为0.8°~2.2°（图 6）。通过上述步骤，心滩的规模和内部形态可以很好地实现约束和表征。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组心滩内部构型与位置确定 Fig. 6 Internal configuration and location determination of mid-channel bar of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin

（3）心滩位置的确定。心滩一般具有头部稍陡、尾部平缓、顶部近似水平的特征，且常与河道侧接，落淤层主要分布于心滩尾部，沉积过程中前积特征明显^[11]。对于一口单井钻遇心滩的位置判别需要结合单井测井曲线、落淤层发育情况和微相的叠置模式进行综合判定：①由于心滩迎水面水动力强，背水面水动力弱，造成了单一增生体沉积物粒度前粗后细，顺流加积作用会造成后期沉积的增生体不断向下游推移，因此心滩迎水面垂向粒度变化不大，GR曲线以箱形为主，而背水面则有向上变粗的趋势，GR曲线形态以漏斗形为主，据此可以判断单井所处在心滩的大致位置（图 6a）；②心滩头部能量强，以大型箱形GR曲线为特征，岩性稳定，厚度较大；心滩尾部能量弱，故尾部的落淤层相对更发育，此时GR曲线具有明显的回返特征^[32]，因此单井钻遇明显落淤层，则可判断该井位于心滩尾部（图 6b）；③心滩翼部上面叠置辫流水道，心滩主体部位上部往往叠置泛滥平原，根据这一沉积规律，可判断单井位于心滩的大致位置，如D25井下部为箱形GR曲线的心滩砂体，而上部为钟形GR曲线的辫状河道沉积，由此可判断该井位于心滩沉积的边部（图 6c）。

不同古地貌特征和沉积微相下，河道的频繁迁移均会形成不同类型的砂体叠置方式。大12井区山西组自下而上呈现出多种砂体叠置组合（图 7），主要包括以下5种类型：①孤立式，包括不同位和同位2种类型，不同位通常是同期次河道在不同位置上的砂体堆叠，储层岩性和物性类似，但连通性较差，主要发育在山1-2亚段三角洲平原分流河道中；不同期、同位的孤立河道叠置在一起，两砂体绝对地孤立，主要发育在东部地区的山1-1亚段。②侧接式，不同期砂体横向相接，具有一定的弱连通性，主要分布在D21和D22井区的山1-2-1小层。③侧拼式，主要以不同期次不同位置的河道砂体叠置在一起，砂体边缘相互交接，砂体连通性较好（优于侧接式），广泛发育于三角洲平原分流河道和D22和D86井区的山2-2-2小层。④叠加式，不同期次河道砂体在同一位置的纵向上叠加，并且对早期沉积的砂体有所侵蚀，纵向上连通性较好，测井曲线多呈不完整的箱形垂向叠置模式，广泛发育于山2-2亚段辫状河沉积砂体中。⑤复合式，相邻砂体在纵向和横向上相互切割、叠加，横向和纵向连通性均较好，此种接触方式一般反映高可容纳空间、持续充沛物源供给下泛连通的砂体沉积环境，主要出现在山2-2亚段辫状河砂体和山1-3亚段三角洲平原分流河道中。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组不同叠置样式砂体特征 Fig. 7 Characteristics of sand bodies with different superimposed patters of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin

在上述砂体叠置模式研究的基础上，建立了大12井区山西组砂体纵向演化规律（图 8）。山西组下部8个小层以三角洲平原亚相沉积为主，水下分流河道砂体相对稳定，河道中砂体以拼接式砂体叠置为主，尤其在山1-2-2、山1-3-1、山1-3-2小层中不同期次不同位置的砂体叠置在一起，砂体连片性较好；山2-2-1和山2-2-2小层以辫状河砂体为主，心滩和河道2种微相相互拼接，多以复合式叠置，显示了更加充沛的物源供给，且单一辫流带内连通性最好。整体上，大12井区山西组下部三角洲平原砂体横向稳定性较好，因此储层钻遇率高；顶部辫状河砂体纵向叠置明显，纵向连通性更好，但横向连通性仅限制于单个辫流带内部。此外，大12井区河道的砂体叠置模式除了受沉积微相的制约外，古地貌也是决定该地区东西部河道差异的关键，西部河道整体更加发育，连片性和连通性均更好，东部河道则以孤立式或侧接式叠置模式为主（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组砂体空间展布规律 Fig. 8 Sand body spatial distribution of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin

大牛地气田山西组河道频繁改道导致砂体错综复杂，目前地震精度下难以实现精确预测评价，致使储层精细表征和预测成为该地区致密砂岩气勘探开发过程中的难点。然而，从油气开发角度来讲，砂体叠置模式会制约油气开发过程中砂体钻遇率和油气的疏导能力，从而间接影响油气生产量。因此在一定井网密度下，从沉积角度进行储层构型和砂体叠置模式研究具有较强的生产指导意义^[11]。研究表明，大12井区山西组不同小层、不同沉积微相的砂体分布规模（东部和西部差异）和叠置模式与储层厚度、砂地比、单井产能具有一定的关系（图 9）。大12井区西部河道更加发育，东部河道相对孤立，西部砂体复合程度更高。纵向上山2-2亚段辫状河心滩比山1段和山2-1亚段分流河道心滩砂体更加发育，河道切割更深，泥质沉积不易保留，砂地比更高（图 9a），单一辫流带内纵向和横向连续性均较好；平面上大12井区西部河道砂体呈复合式和侧拼式，砂体连通性更好，单井储层更厚，储层钻遇率也更高（图 9b），尤其是D11井区、D39井区山1-3-1和山2-1-2小层的分流河道砂体复合程度高，储层连片性好，水平井产能平均值大于1 000 m³/d，产能效果好（图 9c）。同时，D11井区、D12井区山2-2-2小层的心滩砂体以心滩和河道连片侧拼式分布，储层钻遇率高，水平井产能平均值大于2 000 m³/d，产能效果好（图 9d）。整体来看，大12井区山西组山2-2亚段高能辫流带区域以及下部三角洲平原沉积中西部河道发育区域的砂体多为复合式、侧拼式叠置样式，砂体连通性良好，优质储层钻遇率高，是下一步油气勘探开发的有利区带。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组不同小层砂体叠置模式与储层厚度、砂地比及产能变化关系 Fig. 9 Relationships of sand body superimposed patters in different sub-layers with reservoir thickness, sand-formaiton ratio and productivity change of Permian Shanxi Formation in Da 12 well area of Daniudi gas field, Ordos Basin

（1）鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区山西组下部4个亚段（山1-1、山1-2、山1-3、山2-1）为辫状河三角洲平原亚相，顶部1个亚段（山2-2）过渡为辫状河沉积；单个辫流带内不同级次（四级和三级）构型界面明显，可以按照岩性旋回、测井曲线、沉积构造精确划分。

（2）研究区山西组沉积发育六级复合辫流带和五级单一辫流带，单一辫流带包括河床（分流河道）和河漫2种四级构型单元，河道内单个心滩沉积包含有三级增生体和落淤层；辫状河三角洲平原中五级单一辫流带发育四级泛滥平原沉积，辫状河中四级河漫沉积欠发育，辫状河心滩中落淤层不发育。

（3）纵向上，研究区山西组下部三角洲平原沉积河道连片性高，砂体连通性好，山2-2亚段辫状河河道切割更深，泥质沉积少，砂体叠置复合程度更高，但仅限于单一辫流带内；平面上，山西组西部河道发育规模更大，砂体以复合式和侧拼式为主，东部河道叠置程度低，砂体以孤立式和侧接式为主。因此，西部三角洲平原复合式砂体区域和山2-2亚段高能辫流带区域是大12井区山西组油气勘探开发的有利区带。