柴西咸水泉地區下油砂山組湖相沉積特征

摘 要 【目的】勘探實踐表明，柴達木盆地剩余油主要集中于西部地區，但受復雜地表及低滲儲層的影響，勘探程度相對較低。為提高柴西咸水泉地區地質認識，可進一步加快油氣勘探。【方法】基于巖心沉積構造，結合巖石薄片、X衍射全巖分析化驗和地震反射等資料，對咸東1井上新統下油砂山組取心段的沉積相進行綜合研究。【結果與結論】（1）深灰—灰黑色灰質泥頁巖中夾有灰色薄—中層塊狀層理細雜砂巖，砂體頂、底部與泥巖突變接觸，底界面為明顯凸凹不平的侵蝕面，侵蝕面之下的泥頁巖中變形層理發育，砂體為沉積物再搬運的砂質碎屑流沉積；（2）深灰—灰黑色灰質泥頁巖中夾有含介殼—陸源碎屑的礫屑灰巖和具明顯變形層理的粉砂巖及粉砂質團塊，其變形紋層清晰且具明顯的變形方向，為滑塌碎屑沉積；（3）深灰—灰黑色灰質泥頁巖主要夾有薄層灰色含云灰黏土質粉砂巖，泥頁巖中發育水平層理及韻律層理等，粉砂巖中發育較多泥質紋層的小型單斜層理、上攀波痕紋理及厚互層層理，為半深—深湖沉積夾由沉積物重力流末期演變的較弱底流沉積。此外，盆地發育的不同時期在阿爾金山前較深水區可能具備發育類似咸東1井滑塌—沉積物重力流沉積儲層的條件，尚需進一步研究。

關鍵詞 柴達木盆地；咸水泉地區；上新統；下油砂山組；巖心；沉積相

第一作者簡介 陳琰，女，1972年出生，博士，教授級高級工程師，油氣地質勘探，E-mail： licqh@petrochina.com.cn

通信作者 高紅燦，男，副教授，沉積學與石油地質學，E-mail： gaohongcan@126.com

中圖分類號 P618.13 文獻標志碼 A

0 引言

柴達木盆地是中國西部唯一以新生界為主的大型含油氣盆地[1]，與中國其他含油氣盆地相比，高原持續性隆升和成盆多期性改造使之具有復雜的地理環境和獨特的石油地質條件[2]。據柴達木盆地第4次油氣資源評價[2]，柴達木盆地常規石油地質資源量為29.59×108 t，可采資源量為5.54×108 t；致密油地質資源量為8.58×108 t，可采資源量為0.697×108 t。剩余常規石油資源最豐富和豐度最大的地區為柴達木盆地西南地區，其剩余常規石油地質資源量達17.96×108 t，致密油資源也主要集中于柴達木盆地西部地區。勘探實踐及柴達木盆地剩余常規石油和致密油資源潛力表明，包括咸水泉地區在內的柴達木盆地西部地區仍為柴達木盆地石油勘探的重點區域，咸水泉地區（咸東1井）下油砂山組沉積特征的研究可為柴達木盆地西部地區新近系的油氣勘探提供基礎地質資料。

包括咸水泉地區的柴達木盆地西部地區地表條件復雜，且新生界儲集層巖性復雜、孔隙類型多樣、儲層物性較差，屬于典型的非常規低滲儲集層[3]，勘探程度相對較低。前人主要從構造[4?5]、儲層[6?7]、成藏[8?9]等方面對咸水泉地區新生界進行了初步研究，其上新統下油砂山組沉積相的研究相對較薄弱，且前人對咸東1井區下油砂山組沉積相的認識分歧較大，有“較深湖”[10]、“濱湖—淺湖”[11]或“濱淺湖夾半深—深湖”[12]等觀點。

在勘探程度較低的地區，特別是由于地質資料的限制，沉積相的平面展布，甚至單井的沉積相分析都比較困難。巖心是最直觀的第一手地質資料，通過其沉積特征和測試化驗等資料的綜合分析可較準確地確定取心段的沉積環境。在此基礎上，可進一步拓展至單井沉積相乃至平面上沉積相的研究。因此，以咸水泉地區下油砂山組唯一有取心且測試化驗資料較豐富的咸東1井的取心段為研究對象，通過巖心、巖石薄片、X衍射全巖分析、地震反射等資料的綜合分析，對其沉積相進行較深入的研究，以期為咸水泉地區乃至柴達木盆地西部地區沉積相的進一步研究提供基礎地質資料。

1 區域地質概況

柴達木盆地位于青藏高原北部，盆地西部以阿爾金走滑斷裂、北部以南祁連山沖斷帶、南部以東昆侖山走滑沖斷帶為界，咸水泉地區位于柴達木盆地西緣的阿爾金山脈前緣，構造上屬于柴達木盆地西部坳陷的茫崖凹陷（圖1）。柴達木盆地西部地區新生代湖盆的演化經歷了發生—發展、穩定沉降和收縮—衰亡三個階段[13?14]，形成了一套干燥氣候條件下的高鈣多鹽內陸湖盆沉積。（1）古近紀古新世和始新世（E1+2）—古近紀漸新世早期（E13）為湖盆演化的初始發生—發展階段。阿爾金山開始隆升，盆地開始逐漸下沉，接受了一套洪積、河流相紅色碎屑巖和泥質巖沉積。（2）古近系漸新統下干柴溝組上段（E23）—新近系中新統上干柴溝組（N1）沉積時期為湖盆演化的穩定沉降階段。阿爾金山持續隆升，昆侖山開始隆升，該時期湖盆整體下沉，湖盆水域擴大，在盆地中心沉積了一套千余米厚的深灰、灰色生油灰質泥頁巖，為盆地最好的生油巖系。（3）上新統下油砂山組（N12）沉積期—上新世晚期（N32）為湖盆演化的收縮—衰亡階段。昆侖山迅速抬升，湖盆面積逐漸縮小，直至湖盆衰亡，在上新世晚期（N32）氣候逐漸干旱，湖水濃縮，鹽巖和石膏普遍發育，局部出現光鹵石等鉀鹽礦物沉積。

2 巖石類型及沉積機制

咸東1井共有6次取心，均在下油砂山組（圖2）。第1～3 次為連續取心，取心深度分別為2 018.00～2 022.05 m（心長2.87 m，收獲率70.86%）、2 022.05～2 031.25 m（心長9.58 m，收獲率104.13%）和2 031.25～2 048.75 m（心長17.50 m，收獲率100%）；第4次取心深度為2 367.00～2 370.76 m（心長3.20 m，收獲率85.11%）；第5～6 次為連續取心，取心深度分別為2 528.35～2 531.46 m（心長2.80 m，收獲率90.03%）和2 531.46～2 535.20 m（心長3.74 m，收獲率100%）。

咸東1井下油砂山組取心段主要為深灰—灰黑色灰質泥頁巖夾灰色含云灰黏土質粉砂巖（表1、圖2、圖3a～d）—暗褐色含粉砂黏土白云巖（表1、圖2、圖3e～h），局部夾細雜砂巖（表1、圖2），其灰質含量較高是由于柴達木盆地新生代為鹽湖盆地[15?16]，而白云巖主要是準同生期通過回流滲透交代方解石發生白云石化[17]，對沉積環境的分析影響不大。

通過對咸東1井下油砂山組取心段沉積相的綜合研究，認為其為半深湖相夾砂質碎屑流及少量滑塌沉積。

2.1 泥頁巖及沉積機制

灰質泥頁巖顏色為深灰—灰黑色（圖4），發育水平層理、透鏡狀層理以及由灰黑色泥巖與暗褐色含粉砂黏土白云巖紋層（圖4a，b），或灰色粉砂巖紋層（圖4c，d）相間發育的韻律層理（圖4a～d），指示其為沉積水動力較弱且無底棲生物擾動的還原—強還原沉積環境。結合區域地質背景分析，下油砂山組（N12）沉積期為湖盆收縮的早期階段[13?14]，西部坳陷仍是柴達木盆地的沉積中心之一，咸東1井區為水體較深的半深湖沉積環境。

另外，由于半深湖泥巖含水率高且透水性差，致使其中包裹的飽水粉—細砂沉積物在地震等振動影響下易于形成局部高液壓區，并產生泄水沉積構造、液化砂巖脈（圖4e）以及球—枕構造（圖4f）等沉積構造，也可間接反映其半深湖沉積環境。

2.2 細砂巖及沉積機制

咸東1井第5次取心的2.80 m巖心中有6層共計1.40 m厚的塊狀細砂巖，每層砂巖厚0.08～0.40 m，與黑色泥頁巖相間分布（圖2），與咸東1井下油砂山組以深灰—灰黑色灰質泥頁巖夾灰色含云灰黏土質粉砂巖—暗褐色含粉砂黏土白云巖的細粒沉積相比極不協調（圖2），指示其為事件沉積[18]。

咸東1井第5次取心中的細砂巖均發育塊狀層理（圖5a～d）。通過X衍射全巖礦物含量及巖石薄片分析為細粒長石雜砂巖（表1、圖5e），成分成熟度和結構成熟度均較低，其泥質含量高但分布較均一而未顯示出紋層狀層理構造。同時，與砂巖上下相鄰發育的灰黑色泥頁巖指示其沉積環境為強還原環境，不利于底棲生物生長，即該細粒長石雜砂巖的塊狀構造不是由生物擾動造成的。同時，砂體頂、底部與泥巖呈突變接觸，特別是砂體底界面為明顯凸凹不平的侵蝕面，侵蝕面之下灰黑色泥頁巖中發育變形層理（圖5a，b，d）。分析該砂體沉積時水動力較強而使下伏沉積遭受侵蝕與拖拽而成。綜合分析認為，第5次取心中的塊狀層理砂巖是砂質碎屑流沉積[19?20]，為阿爾金山前緣扇三角洲沉積[21]經再搬運雜亂堆積而成。

2.3 粉砂巖及沉積機制

粉砂巖主要呈薄層—紋層狀夾于深灰—灰黑色灰質泥頁巖中，粉砂巖中發育的層理均不具有浪成層理典型的前積紋層呈束狀排列和紋層具人字形構造的特征，以及因波浪波痕不規則遷移習性造成的相當不規則或鏈曲拱形的層系下界面特征[22]，而與單向流水形成的層理特征相似，呈現出小水流波痕層理具有的規則，直或彎曲的層系界面（圖6a～e）。咸東1井下油砂山組粉砂巖中主要發育三種層理。

第一種層理為由單向傾斜紋層組成的小型單斜層理（圖6a，b）。單個層系厚度較小，大部分小于1 cm。在該小型單斜層理中，其泥質紋層由下向上逐漸尖滅，至層系頂部基本沒有泥質紋層（圖6a，b），所以，該小型單斜層理的識別主要依據各層系中下部的泥質紋層，但各層系界面較清晰，特別是部分層系之間發育平行于層系界面呈波狀的泥質紋層使得層系分界明顯（圖6a，b），反映該類型小型斜層理的發育與較弱的單向水流和較充分的細粒沉積物供應有關。分析在以深灰—灰黑色灰質泥頁巖沉積為主的較深水沉積環境中，該小型單斜層理的發育是在碎屑流或濁流等高密度流體發展至末期逐漸轉變為較弱的深水底流的條件下，由該較弱的單向底流（牽引流）搬運黏土質粉砂（高密度流體含有較充足的細粒沉積物），并在較安靜的半深湖深灰—灰黑色灰質泥頁巖中沉積而成（圖6a，b）。

第二種層理為上攀波痕紋理（climbing-ripplelamination）[22]，通常稱為爬升沙紋層理[23]。不同于具單向傾斜紋層的斜層理，上攀波痕紋理的紋層是連續且相互平行的，并呈波狀與層面大致平行而不是斜交（圖6d，e）。當有大量沉積物，特別是以懸浮態沉積物供應時，砂質沉積會被快速埋藏并全部或部分地保存了原始波痕，在波痕遷移的同時可進一步向上生長，其向流面紋層（后積層）與背流面紋層（前積層）同時得以保存，上疊的波痕系列最終產生了上攀波痕紋理。當各波痕紋層相位相同時，形成同相位波痕紋層（ripple laminae in-phase）[22]（圖6d），也常稱為波狀層理[23]；當各波痕紋層相位不同時，形成遷移波痕紋層（ripple laminae in-drift）[22]（圖6d，e），但當砂質沉積持續時間短時，其可表現為透鏡狀外形，但以內部紋層結構（圖6e）區別于透鏡狀層理（其紋層呈單向傾斜）。該類型上攀波痕紋理與上述第一種類型的由單向傾斜紋層組成的小型單斜層理的沉積環境相似，區別在于前者的沉積環境中懸浮細粒沉積物更豐富且水動力較弱，同為水體較深的半深湖事件沉積流體進一步演變為末期較弱的底流沉積。

第三種層理為厚互層層理（coarsely interlayeredbedding）[22]。由交互的粗粒層和細粒層組成，層的厚度為幾毫米至幾厘米，粗粒層可以是細砂或粉砂，細粒層可以是粉砂或泥或黏土。區別于單個紋層厚度一般小于3～4 mm的薄互層組成的韻律層理（薄互層層理）。一般情況下，厚互層層理粗粒層的紋層呈水平紋層狀，但有時在砂層中能看到波痕的前積紋層。根據砂層與泥層的相對厚度可分出三種類型的厚互層層理類型：砂層與泥層差不多等厚的、較厚的砂層被較薄的黏土層或細粒層分開的、較厚的泥層與相對較薄的砂層交互的[22]。咸東1井第2次取心中發育厚互層層理，表現為較厚的粗粒層（粉—細砂層）被較薄的細粒層（黏土層）分開（圖6c），砂層中的細層呈水平狀，分隔砂層的泥質紋層很薄且部分不清晰，即以砂質紋層中頻繁夾有泥質紋層而區別于全部由平行砂質紋層組成且剝離面發育的平行層理。該厚互層層理是在有較充足砂質碎屑供應和高流態條件下以水平紋層狀的形式形成的，流速的波動和脈動導致極薄泥質層的沉積[22]。分析其與上述兩類層理沉積同為半深湖中的事件沉積演變為末期較弱的底流沉積或與正常半深湖的交替沉積。

另外，巖心中發育具明顯變形層理的粉砂巖（表1、圖7）或灰黑色泥巖中發育具明顯變形層理的粉砂質團塊（圖7c，e），其變形紋層較清晰且具明顯的變形方向（圖7a，7c～e），指示其為具一定強度的塑性流體滑動而成[24]，為滑塌沉積最顯著的內部特征[20，25?26]。

2.4 礫屑灰巖及沉積機制

咸東1井第1～3次取心中，在深灰色泥頁巖中夾有含介殼—陸源碎屑的礫屑灰巖（表1、圖8a～d），局部為介殼富集的介殼灰巖（圖8e）或為含介殼黏土質粉砂巖（圖8f）。其中礫屑灰巖中的礫屑主要為深褐色—深灰色含陸源碎屑灰巖的礫屑或含陸源碎屑泥巖的礫屑，礫屑以長條形為主，其長軸可達9 mm，平均約3 mm（圖8a～d），部分礫屑邊緣呈塑性變形的彎曲枝狀凸出（圖8d）或呈港灣狀凹進（圖8b，d），礫屑磨圓較好但分選差，局部具定向性（圖8a，b）但整體為與介殼碎屑及粉砂呈混雜堆積（圖8a～d）；同樣，在介殼灰巖（圖8e）及含介殼黏土質粉砂巖（圖8f）中，介殼亦不具定向性。介殼碎屑主要為半個未破碎的介殼或一個完整的介殼，介殼長軸長0.10～0.40 mm，以0.15 mm為主（圖8d～f）。介殼未破碎或指示其生活在水動力相對較弱的較深水環境，且被突發事件（如滑塌事件）以高密度的碎屑流體（如碎屑流）形式裹挾至水體較深的半深湖中沉積下來，因在以基質強度支撐的高密度流體中搬運使得介殼受到保護而未被破碎[18]。

3 討論

3.1 咸水泉主體構造與油泉子構造的沉積體系

咸東1井位于咸水泉主體構造與油泉子構造的結合部位，其沉積環境分析可判斷兩構造單元是否為同一沉積體系。咸東1井區地震反射資料表明，其下油砂山組頂（T2’）底（T2）界地震反射層明顯，由7～8個同相軸組成，具有強振幅、高連續和高頻率的反射特征，波形為平行狀（圖9），表明咸東1井區下油砂山組為相對穩定的沉積環境；而下伏的上干柴溝組底（其頂、底界面地震反射層分別為T2和T3）地震反射層則發生明顯變化，其上部主要為強振幅、高連續和高頻率的反射特征，下部逐漸過渡為弱—中反射振幅、低—中連續和低—中頻率，波形為亞平行及雜亂狀（圖9），為湖底扇沉積環境[14]，與上述通過對咸東1井取心段各巖石類型沉積特征及沉積機制分析得出的咸東1井下油砂山組取心段主要為半深—深湖沉積環境明顯不同。

與咸東1井區下油砂山組較穩定的反射特征相比，咸水泉主體構造區（咸10井—咸9井區）與油泉子構造（油8井區）下油砂山組地震反射波形雜亂、同相軸連續性差、振幅變化大，表明咸東1井區與咸水泉主體構造和油泉子構造區下油砂山組分屬不同的沉積體系。地層對比與巖屑錄井剖面（圖10）也表明，咸水泉主體構造與油泉子構造下油砂山組厚度比咸東1井區薄，咸水泉主體構造咸10井砂礫巖發育，為扇三角洲沉積[21]；油泉子構造油8井發育泥灰巖及灰質泥巖，且藻灰巖發育，為淺湖沉積[27]，與咸東1井深灰—灰黑色灰質泥頁巖夾灰色含云灰黏土質粉砂巖為主的巖性有很大的差異，反映咸東1井區為半深湖沉積，分割了咸水泉主體構造與油泉子構造的沉積，使咸水泉主體構造與油泉子構造分屬兩類沉積體系，油氣勘探開發不能一體化進行。

3.2 滑塌—碎屑流沉積的啟示

通過前述分析得知咸東1井區在下油砂山組沉積期發育半深—深湖，而阿爾金山邊緣以沖積扇—扇三角洲沉積為主[21]，山前較陡地形及構造活動等誘因使得扇三角洲沉積砂體易于通過二次搬運在其前緣深水區形成滑塌—沉積物重力流沉積。

由于沉積物重力流沉積與半深—深湖烴源巖直接接觸，油氣更易運移到其形成的儲層中而有利于形成以自生、自儲、自蓋為特色的地層—巖性油氣藏[28?29]。我國鄂爾多斯盆地[29]和珠江口盆地[30?31]等的深水重力流油氣勘探已獲重大突破，特別是通過借鑒砂質碎屑流的沉積模式在鄂爾多斯盆地延長組長7油層組發現了儲量規模為10億噸級的慶城油田，將盆地深水油氣勘探推入一個新階段[32]。

咸東1井下油砂山組取心段主要為半深—深湖沉積夾有源于盆地邊緣扇三角洲[21]的滑塌—碎屑流沉積，即該井下油砂山組半深—深湖沉積中發育沉積物重力流沉積儲層。綜上分析認為，柴達木盆地發育的不同時期，在阿爾金山前較深水區可能具備發育類似咸東1井滑塌—沉積物重力流沉積儲層的條件，尚需進一步研究。

4 結論

（1） 咸東1井下油砂山組取心段深灰—灰黑色灰質泥頁巖中夾薄—中層塊狀層理細粒雜砂巖（第5次取心），砂體頂、底部與泥巖突變接觸，底界面為明顯凸凹不平的侵蝕面，侵蝕面之下的泥頁巖中變形層理發育，為沉積物再搬運的砂質碎屑流沉積。

（2） 咸東1井下油砂山組取心段深灰—灰黑色灰質泥頁巖中夾含介殼—陸源碎屑的礫屑灰巖和具明顯變形層理的粉砂巖及具明顯變形層理的粉砂質團塊（第1～3次取心），其變形紋層清晰且具明顯的變形方向，為滑塌碎屑沉積。

（3） 咸東1井下油砂山組取心段主要為深灰—灰黑色灰質泥頁巖夾灰色含云灰黏土質粉砂巖，泥頁巖中發育水平層理及韻律層理等，粉砂巖中發育較多泥質紋層的小型單斜層理、上攀波痕紋理及厚互層層理等，為半深—深湖沉積夾由沉積物重力流演變為末期較弱的底流沉積。

（4） 盆地發育的不同時期，在阿爾金山前較深水區可能具備發育類似咸東1井滑塌—沉積物重力流沉積儲層的條件，尚需進一步研究。

參考文獻（References）

［1］ 付鎖堂，馬達德，陳琰，等. 柴達木盆地油氣勘探新進展[J]. 石

油學報，2016，37（增刊1）：1-10.［Fu Suotang， Ma Dade， Chen

Yan， et al. New advance of petroleum and gas exploration in

Qaidam Basin[J]. Acta Petrolei Sinica， 2016， 37（Suppl. 1）： 1-10.］

［2］ 陳琰，雷濤，張國卿，等. 柴達木盆地石油地質條件、資源潛力

及勘探方向[J]. 海相油氣地質，2019，24（2）：64-74.［Chen Yan，

Lei Tao， Zhang Guoqing， et al. The geological conditions， resource

potential and exploration direction of oil in Qaidam Basin

[J]. Marine Origin Petroleum Geology， 2019， 24（2）： 64-74.］

［3］ 臧士賓，趙為永，陳登錢，等. 柴達木盆地西部北區新近系非常

規低滲儲集層特征及控制因素分析[J]. 沉積學報，2013，31（1）：

157-166.［Zang Shibin， Zhao Weiyong， Chen Dengqian， et al.

Characteristics and controlling factors of the unconventional low

permeability reservoir of Neogene in the northwest of Qaidam Basin[

J]. Acta Sedimentologica Sinica， 2013， 31（1）： 157-166.］

［4］ 施澤進. 阿爾金南緣咸水泉推覆構造[J]. 成都理工大學學報（自

然科學版），2004，31（6）：592-595.［Shi Zejin. Nappe tectonic of

Xianshuiquan on southern edge of Altun， Qinghai， China[J]. Journal

of Chengdu University of Technology （Science amp; Technology

Edition）， 2004， 31（6）： 592-595.］

［5］ 黃凱，陳力琦，肖安成，等. 柴達木盆地西北緣咸水泉背斜新生

代變形特征及意義[J]. 高校地質學報，2018，24（5）：761-768.

［Huang Kai， Chen Liqi， Xiao Ancheng， et al. Cenozoic deformation

characteristics of the Xianshuiquan anticline in the northwestern

Qaidam Basin and its significance[J]. Geological Journal

of China Universities， 2018， 24（5）： 761-768.］

［6］ 歐成華，蔣書虹，梁成鋼，等. 柴達木盆地干柴溝—咸水泉地區

中深層儲集層分布規律[J]. 特種油氣藏，2011，18（4）：11-13.

［Ou Chenghua， Jiang Shuhong， Liang Chenggang， et al. Reservoir

distribution in the mid-deep formation of the Ganchaigou-

Xianshuiquan region， Qaidam Basin[J]. Special Oil amp; Gas Reservoirs，

2011， 18（4）： 11-13.］

［7］ 歐成華，董兆雄，魏學斌. 柴達木盆地干柴溝—咸水泉地區中

—深層成巖演化及其對儲集體性能的影響[J]. 古地理學報，

2011，13（1）：85-95.［Ou Chenghua， Dong Zhaoxiong， Wei Xuebin.

Diagenetic evolution and its influence on reservoir properties

of the middle-deep strata in Ganchaigou-Xianshuiquan region of

Qaidam Basin[J]. Journal of Palaeogeography， 2011， 13（1）：

85-95.］

［8］ 路俊剛，陳世加，歐成華，等. 柴西北區咸水泉構造深層勘探潛

力分析[J]. 石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2010，32（4）：

54-57，70.［Lu Jungang， Chen Shijia， Ou Chenghua， et al. The

deep analysis on exploration potential of Xianshuiquan deep structure

in the north of western Qaidam Basin[J]. Journal of Oil and

Gas Technology （Journal of Jianghan Petroleum Institute）， 2010，

32（4）： 54-57， 70.］

［9］ 施洋，包建平，朱翠山，等. 柴達木盆地西部七個泉與咸水泉油

田原油地球化學特征對比研究[J]. 天然氣地球科學，2010，21

（1）：132-138.［Shi Yang， Bao Jianping， Zhu Cuishan， et al. Comparative

study on geochemistry between crude oils from Qigequan

and Xianshuiquan oilfields in western Qaidam Basin[J]. Natural

Gas Geoscience， 2010， 21（1）： 132-138.］

［10］ 黨玉琪，尹成明，趙東升. 柴達木盆地西部地區古近紀與新近

紀沉積相[J]. 古地理學報，2004，6（3）：297-306.［Dang Yuqi，

Yin Chengming， Zhao Dongsheng. Sedimentary facies of the

Paleogene and Neogene in western Qaidam Basin[J]. Journal of

Palaeogeography， 2004， 6（3）： 297-306.］

［11］ 陳峰，馮喬，徐明璞，等. 柴西地區上下油砂山組沉積相及有

利儲層[J]. 山東國土資源，2014，30（5）：9-13.［Chen Feng，

Feng Qiao， Xu Mingpu， et al. Analysis on depositional facies

and favorable reservoir of upper and lower part of Youshashan

Formation in western Chaixi area[J]. Shandong Land and Resources，

2014， 30（5）： 9-13.］

［12］ 王馨冉. 柴達木盆地西北地區下油砂山組儲層特征及控制因

素分析[D]. 北京：中國石油大學（北京），2019.［Wang Xinran.

Reservoir characteristics and controlling factors of Xiayoushashan

Formation in the northwestern Qaidam Basin[D]. Beijing：

China University of Petroleum （Beijing）， 2019.］

［13］ 趙賢正，陳子炓，陳洪德，等. 柴達木盆地西部地區第三系湖

相藻（藍細菌）灰巖儲層成因類型[J]. 沉積學報，2004，22（2）：

216-224.［Zhao Xianzheng， Chen Ziliao， Chen Hongde， et al.

Genetic types of Tertiary lacustrine algal（cyanobacteria） limestones

reservoirs in western Qaidam Basin[J]. Acta Sedimentologica

Sinica， 2004， 22（2）： 216-224.］

［14］ 歐成華，董兆雄. 柴達木盆地干柴溝—咸水泉地區漸新統—

中新統沉積相分布特征[J]. 地質論評，2010，56（5）：653-663.

［Ou Chenghua， Dong Zhaoxiong. Sedimentary facies distribution

characteristics of Oligocene-Miocene in Ganchaigou-

Xianshuiquan area， Qaidam Basin[J]. Geological Review， 2010，

56（5）： 653-663.］

［15］ 金強，查明，趙磊. 柴達木盆地西部第三系鹽湖相有效生油巖

的識別[J]. 沉積學報，2001，19（1）：125-129.［Jin Qiang， Zha

Ming， Zhao Lei. Identification of effective source rocks in the

Tertiary evaporate facies in the western Qaidam Basin[J]. Acta

Sedimentologica Sinica， 2001， 19（1）： 125-129.］

［16］ 王建功，張道偉，石亞軍，等. 柴達木盆地西部地區漸新世下

干柴溝組上段鹽湖沉積特征[J]. 吉林大學學報（地球科學版），

2020，50（2）：442-453.［Wang Jiangong， Zhang Daowei， Shi Yajun，

et al. Salt lake depositional characteristics of Upper

member of Lower Ganchaigou Formation， western Qaidam Basin

[J]. Journal of Jilin University （Earth Science Edition）， 2020， 50

（2）： 442-453.］

［17］ 張小軍，張世銘，茍迎春，等. 柴西下干柴溝組湖相白云巖特

征及成因分析[J]. 沉積學報，2019，37（4）：785-797.［Zhang

Xiaojun， Zhang Shiming， Gou Yingchun， et al. Characteristics

and origin analysis of lacustrine dolomites in the Lower Ganchaigou

Formation， western Qaidam Basin[J]. Acta Sedimentologica

Sinica， 2019， 37（4）： 785-797.］

［18］ 高紅燦，鄭榮才，魏欽廉，等. 碎屑流與濁流的流體性質及沉

積特征研究進展[J]. 地球科學進展，2012，27（8）：815-827.

［Gao Hongcan， Zheng Rongcai， Wei Qinlian， et al. Reviews on

fluid properties and sedimentary characteristics of debris flows

and turbidity currents[J]. Advances in Earth Science， 2012， 27

（8）： 815-827.］

［19］ Shanmugam G. Deep-water processes and facies models： Implications

for sandstone petroleum reservoirs[M]. New York： Elsevier，

2006.

［20］ Shanmugam G. 深水砂體成因研究新進展[J]. 石油勘探與開

發，2013，40（3）：294-301.［Shanmugam G. New perspectives

on deep-water sandstones： Implications[J]. Petroleum Exploration

and Development， 2013， 40（3）： 294-301.］

［21］ 蘇妮娜，金振奎，宋璠，等. 柴達木盆地新近系沉積特征及演

化[J]. 中南大學學報（自然科學版），2015，46（11）：4155-4164.

［Su Nina， Jin Zhenkui， Song Fan， et al. Sedimentary characteristics

and evolution of Neogene in Qaidam Basin[J]. Journal of

Central South University （Science and Technology）， 2015， 46

（11）： 4155-4164.］

［22］ Reineck H E， Singh I B. Depositional sedimentary environments：

With reference to terrigenous clastics[M]. 2nd ed. Berlin：

Springer， 1980.

［23］ 朱筱敏. 沉積巖石學[M]. 4 版. 北京：石油工業出版社，2008.

［Zhu Xiaomin. Sedimentary petrology[M]. 4th ed. Beijing：

Petroleum Industry Press， 2008.］

［24］ 高紅燦，鄭榮才，肖斌，等. 二連盆地白音查干凹陷下白堊統

騰格爾組滑塌—濁流沉積特征：以達49 井為例[J]. 石油學報，

2017，38（7）：777-792.［Gao Hongcan， Zheng Rongcai， Xiao

Bin， et al. Slump-turbidite sedimentary characteristics of the

Lower Cretaceous Tenggeer Formation in Baiyinchagan Sag of

Erlian Basin： A case study of well Da 49[J]. Acta Petrolei Sinica，

2017， 38（7）： 777-792.］

［25］ Moscardelli L， Wood L， Mann P. Mass-transport complexes and

associated processes in the offshore area of Trinidad and

Venezuela[J]. AAPG Bulletin， 2006， 90（7）： 1059-1088.

［26］ Posamentier H W， Martinsen O J. The character and genesis of

submarine mass-transport deposits： Insights from outcrop and

3D seismic data[C]//Shipp R C， Weimer P， Posamentier H W.

Mass-transport deposits in deepwater settings. Tulsa， Pklahoma：

SEPM Special Publication， 2011： 7-38.

［27］ 陳琰，夏曉敏，趙健，等. 柴達木盆地西部地區新近系藻灰巖

沉積特征及形成機制[J]. 沉積學報，2022，40（5）：1323-1334.

［Chen Yan， Xia Xiaomin， Zhao Jian， et al. Sedimentary characteristics

and formation mechanisms of Neogene algal limestone

in western Qaidam Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica， 2022，

40（5）：1323-1334.］

［28］ 李文厚，周立發，符俊輝，等. 庫車坳陷上三疊統的濁流沉積

及石油地質意義[J]. 沉積學報，1997，15（1）：20-24.［Li Wenhou，

Zhou Lifa， Fu Junhui， et al. Turbidity current deposits and

their significance for petroleum geology of Upper Triassic in the

Kuqa Depression[J]. Acta Sedimentologica Sinica， 1997， 15（1）：

20-24.］

［29］ 鄭榮才，文華國，韓永林，等. 鄂爾多斯盆地白豹地區長６油

層組湖底滑塌濁積扇沉積特征及其研究意義[J]. 成都理工大

學學報（自然科學版），2006，33（6）：566-575.［Zheng Rongcai，

Wen Huaguo， Han Yonglin， et al. Discovery and significance of

sublacustrine slump turbidite fans in Chang 6 oil-bearing formation

of Baibao region in Ordos Basin， China[J]. Journal of

Chengdu University of Technology （Science amp; Technology Edition），

2006， 33（6）： 566-575.］

［30］ 彭大鈞，陳長民，龐雄，等. 南海珠江口盆地深水扇系統的發

現[J]. 石油學報，2004，25（5）：17-23.［Peng Dajun， Chen

Changmin， Pang Xiong， et al. Discovery of deep-water fan system

in South China Sea[J]. Acta Petrolei Sinica， 2004， 25（5）：

17-23.］

［31］ 鄭榮才，鄭哲，高博禹，等. 珠江口盆地白云凹陷珠江組海底

扇深水重力流沉積特征[J]. 巖性油氣藏，2013，25（2）：1-8.

［Zheng Rongcai， Zheng Zhe， Gao Boyu， et al. Sedimentary features

of the gravity flows in submarine fan of Zhujiang Formation

in Baiyun Sag， Pearl River Mouth Basin[J]. Lithologic

Reservoirs， 2013， 25（2）： 1-8.］

［32］ 付鎖堂，付金華，牛小兵，等. 慶城油田成藏條件及勘探開發

關鍵技術[J]. 石油學報，2020，41（7）：777-795.［Fu Suotang，

Fu Jinhua， Niu Xiaobing， et al. Accumulation conditions and

key exploration and development technologies in Qingcheng oilfield[

J]. Acta Petrolei Sinica， 2020， 41（7）： 777-795.］