沾化凹陷孤北洼陷东三段沉积体系类型及差异分布

沾化凹陷孤北洼陷东营组油气资源十分丰富,但沉积类型及其分布制约了油气勘探方向和精细勘探。文中综合孤北洼陷钻测井、岩心和三维地震资料,详细研究了东营组东三段沉积类型及其时空分布特征。结果表明:1)孤北洼陷东三段(Ed3)发育近岸水下扇、辫状河三角洲、滑塌浊积扇、滨浅湖和半深湖—深湖沉积。2)东三段沉积类型时空分布差异性特征明显。西缘陡坡带发育近源砂砾岩与暗色泥岩组合的近岸水下扇;南侧和东侧缓坡带发育辫状河三角洲;洼陷内发育湖相泥岩,断裂带附近多为滑塌浊积扇。3)沉积相带影响了储层质量。距源区越远,结构成熟度越高,则有利储层越发育;滑塌浊积扇相带储层质量优于辫状河三角洲相带,近岸水下扇相带相对较差。

陆东凹陷交力格洼陷九佛堂组页岩油赋存状态及孔径下限表征

以陆东凹陷交力格洼陷九佛堂组为例,利用激光共聚焦显微镜、氩离子抛光和场发射扫描电镜、低温氮气吸附、岩石热解、高压压汞及一维核磁共振等实验,根据轻重质组分赋存状态、微孔孔径和全尺度孔径分布等,研究页岩油的微观赋存状态及赋存孔径下限。结果表明:陆东凹陷交力格洼陷九佛堂组泥页岩各种类型孔隙见页岩油的赋存。轻质组分主要赋存空间为页理缝和大孔,形态多呈蜂窝状、丝缕状和扁豆状;重质组分主要赋存空间为页理缝、晶间孔、有机孔和微溶孔等。页岩油赋存孔径下限为3 nm,游离烃赋存孔径下限为15 nm,可动烃赋存孔径下限为40 nm;页岩孔径大于15 nm的孔隙占比较高,平均为62.1%,研究区页岩油具有较高可动比例。该结果为交力格洼陷九佛堂组页岩油后期开发提供支持。

辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征及油气成藏模式

通过有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”、饱和烃色谱-质谱和流体包裹体等的分析,对辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征和油气成藏模式进行了详细研究。研究结果表明:(1)辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩主要发育在E2s32亚段、E2s33亚段和E2s4段,其中E2s32亚段Ⅱ小层泥岩最为发育,主要为深灰色厚层泥岩,整体厚度约170 m。(2)研究区深层烃源岩总有机碳质量分数平均可达1.60%,生烃潜量平均值为2.82 mg/g;有机质类型以Ⅱ1—Ⅲ型为主,主要为浮游植物与高等植物混合贡献,为弱氧化—弱还原的湖相咸水沉积环境;烃源岩有机质丰度为0.5%~1.5%,普遍达到大量生烃阶段,部分已达到高成熟演化阶段。(3)研究区深层烃源岩在距今38 Ma时进入生油窗,距今20 Ma时开始生成天然气;流体包裹体显示研究区存在2期油气充注,分别为38~26 Ma和20 Ma~现今,与生烃演化史匹配。

渤南洼陷沙四段膏泥岩中高丰度孕甾烷成因及其指示意义

渤南洼陷沙四段膏泥岩样品中检出了高丰度孕甾烷(相对于规则甾烷),孕甾烷/规则甾烷值为0.52~7.88,平均值为3.12。这些膏泥岩样品具有指示性较强的盐湖相生物标志化合物分布特征,如较低的姥鲛烷/植烷值(Pr/Ph=0.12~0.76)、高伽马蜡烷指数(GI=0.04~1.45)、高升藿烷指数(HHI=0.03~0.22)和较高的二苯并噻吩/菲值(DBT/P多大于1),均指示了高盐度水体、强还原性和富硫沉积环境,生源输入主要为嗜盐菌和藻类等低等水生生物。根据渤南洼陷沙四段原油中检出丰富的含硫甾烷,推测渤南洼陷高丰度孕甾烷可能与含硫甾烷形成过程中的不完全硫化作用有关。通过剖面上各生物标志化合物参数随埋深的纵向变化特征发现,孕甾烷与Pr/Ph、HHI和GI值等呈现良好的相关性,它们均指示还原、高盐度以及富硫贫铁的沉积环境。

吐哈盆地深层、超深层致密砂岩成岩作用及成岩相——以丘东洼陷J7井区三工河组二段为例

三工河组二段致密砂岩储层作为吐哈盆地重要的油气勘探目标,缺乏成岩作用及成岩相的定量评价。文中利用岩石薄片、物性分析、粒度分析、X射线衍射和扫描电镜等资料,并通过对视压实率、视胶结率、溶蚀增加孔隙度、破裂增加孔隙度以及成岩综合系数的计算,开展成岩相划分,同时运用灰色关联分析法,建立成岩综合系数的测井计算模型,实现对成岩作用及成岩相的定量评价。研究结果表明:吐哈盆地丘东洼陷J7井区三工河组二段岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,结构成熟度与成分成熟度差,孔隙度多小于6%,渗透率多小于1×10^(-3)μm^(2),为典型的特低孔-特低渗储层,在地质历史时期主要经历了压实、溶蚀、胶结和破裂等成岩作用改造;三工河组二段致密砂岩储层共发育6种成岩相,其中强压实-溶蚀相和强压实-溶蚀微裂缝相为研究区重要的建设性成岩作用相带;研究区目的层不同砂层组的成岩相分布有一定差异,但总体规律基本一致,在一定条件下受到了沉积作用的影响。该研究不仅明确了研究区三工河组二段成岩相纵横向展布特征,同时为成岩作用的定量评价及预测提供了方法和技术支持。

低演化陆相页岩孔缝特征及对页岩油赋存的意义:以济阳坳陷外围青南洼陷沙河街组为例

济阳坳陷低演化页岩油资源潜力巨大,是继中高成熟页岩油成功突破后的重要领域之一。为了明确低演化陆相页岩孔缝特征及对页岩油赋存的意义,以济阳坳陷外围青南洼陷沙河街组沙三下-沙四上纯上亚段为例,综合运用薄片观察、有机碳测试、X射线衍射(XRD)分析、溶剂抽提、低温N 2吸附、高压压汞、扫描电镜、能谱元素等多种技术,在划分页岩岩相基础上,探讨了低演化页岩孔隙类型、大小、分形特征及影响因素,明确了裂缝发育特征,阐明了页岩孔缝对页岩油赋存的重要意义。结果表明:研究区页岩总有机碳质量分数w(TOC)多在1.0%~4.0%,矿物组分以长英质矿物为主,其次为黏土矿物和碳酸盐矿物。孔隙类型以墨水瓶孔、平板狭缝孔为主,包括石英粒间孔、黏土矿物片间孔、白云石晶间孔等,孔径多小于200 nm,呈多峰分布,主要集中在2~50,50~80,100~200 nm。页岩储层发育较多的水平层理缝、高角度缝和网状缝,多被沥青充填或浸染,裂缝有利于页岩油的赋存和运移。富长英质矿物岩相通常比富黏土矿物岩相具有更高的孔体积和比表面积,长英质矿物对孔隙有积极贡献,且随热演化程度的增加,孔体积和比表面积呈先降低后增加的趋势。当镜质体反射率R_(o)>0.6%时,页岩油含量显著增加,主要与有机质开始大量生烃有关。水平层理缝、石英颗粒粒间孔、白云石和方解石晶间孔是页岩油有利的储集和赋存空间。

渤海湾盆地临南洼陷沙三段辉绿岩地球化学特征及其构造意义

辉绿岩作为一种重要的非常规油气储集单元,其形成和分布通常受控于大地构造背景。笔者以渤海湾盆地临南洼陷沙三段辉绿岩为研究对象,采用岩石学、地球化学和Sr-Nd同位素地球化学等方法,探讨辉绿岩地球化学特征及其地球动力学背景。研究结果表明,辉绿岩属于富钠碱性玄武岩系列,高铝低钛,大离子亲石元素(Rb、Ba、Pb、Sr)和轻稀土元素富集,高场强元素(Th、U)相对亏损,显示Eu正异常。研究区辉绿岩源于不同壳幔端元相互混合的软流圈地幔。辉绿岩的形成与板内岩浆活动有关,且岩浆侵位过程中发生与地壳物质的混染,是大陆伸展构造背景下的产物。渤海湾盆地新生代伸展属于主动裂谷环境,软流圈地幔上涌与太平洋板块向欧亚板块俯冲和板内地幔柱的形成密切相关。

东濮凹陷前梨园洼陷南部深盆气有利目标评价

依据烃源岩品质、盐岩分布以及烃源岩热演化程度的分析,认为东濮凹陷沙三下亚段是深盆气有利勘探区面积最大的区域,为深盆气风险勘探的首选层系。根据储集条件、盖层与保存条件优选勘探区带。前梨园洼陷南部沙三下亚段可细分为两套储盖组合,其特点在于断层较少、封堵性良好,被选定为深盆气的勘探区带。针对前梨园洼陷南部沙三下亚段的3砂组、5砂组、6砂组和7砂组这四套湖底扇储层,采用井控拓频技术以提高砂体纵向分辨能力。在优选勘探目标时,优选杜寨断层下降盘靠近物源区、储层厚度最大的构造-岩性圈闭进行风险勘探。这一策略为东濮老区天然气增储建产接替阵地指明了明确的方向。

新构造运动对渤海凸起区、斜坡—洼陷区浅层油气最终成藏的控制作用

浅层新近系馆陶组—明化镇组为渤海的主力含油气层系。新构造运动是渤海新生代晚期发生的对油气成藏影响最为深刻的构造事件,对浅层油气成藏的影响远大于深层,控制了渤海浅层油气最终成藏。研究表明,新构造运动导致的凹陷晚期快速生排烃、多种类型圈闭发育、油气运移活跃等,整体上调整、控制了浅层油气藏的定型和分布,但对不同构造带浅层油气成藏的控制作用存在差异。根据构造位置和油气成藏特点,可将渤海浅层油气藏归为两大类:凸起区浅层油气藏、斜坡—洼陷区浅层油气藏。通过系统分析两类构造带浅层油气的成藏特点,明确新构造运动对两类构造带油气最终成藏的控制作用与富集模式差异,并构建了相应成藏模式。凸起区的浅层具有“晚期油源断层+浅层稳定储盖组合”的“台阶”型油气成藏模式;斜坡—洼陷区的浅层具有“洼中隆+晚期断层”“深层运移脊+晚期断层”两种“倒漏斗”型油气成藏模式。渤海浅层已进入了以岩性油气藏为主的勘探阶段,应加强新构造运动控制下的“晚期运移断层+岩性圈闭”组合勘探。

车西洼陷沙一下亚段碳酸盐岩储层特征及成藏规律

车西洼陷沙一下亚段的湖相碳酸盐岩是一种重要的油气储层类型。综合利用录井、测井、分析化验等资料,系统描述其储层特征,并对已发现的油气藏进行解剖,分析试油试采特点,总结油气富集规律。研究表明:车西洼陷沙一下亚段碳酸盐岩储层以生物灰岩和白云岩为主,储层物性变化大,非均质性极强;储层分布受古地形控制作用明显,白云岩储层全区分布普遍,生物碎屑灰岩仅在缓坡带南部的鼻状构造主体发育;油藏圈闭幅度小,含油条带窄,储层厚度薄,但是累油高,具有“小而肥”“薄层高产”的特点;油气分布主要受构造和岩性因素的双重控制,在区带上受反向断层和鼻状构造的控制,局部碳酸盐岩储层的发育程度则更进一步控制油气的分布以及油井产能的高低。

富林洼陷馆陶组地层对比和储层反演研究

富林洼陷位于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷,第三系地层发育丰富的储层砂体,是勘探研究重要的先决条件。本次研究是基于测录井、地震等资料,进行富林洼陷馆陶组地层对比,并根据地层对比结果开展反演研究和详细工作,针对反演各个流程进行精细研究分析,最终建立反演模型。结果显示,馆上段划分6个砂组,馆下段划分5个砂组、28个小层;在地层基础上,建立反演模型,可以更好地识别储层对应关系。

渤海湾盆地富林洼陷油气成藏模式研究

富林洼陷是渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷的一个重要次级洼馅。该洼陷因背景地质不同而呈现出不同的地质特征,是一个复杂的构造体系。富林洼陷是油气富集区之一,在该区域,油气地质勘探已经取得了一定的成果,但还有很大的探明储量有待发现。本文通过研究该区域的油气成藏模式,综合分析该地区的地质特征、地球物理数据和勘探成果,探讨了沉积相类型、构造特征对油气成藏的影响及其分布规律。分析研究表明,富林洼陷油气成藏的主要控制因素是构造、岩性和圈闭类型等方面,为下步勘探开发方案的制定打下了基础。

湖相页岩油地层岩相组合类型划分及其油气勘探意义——以博兴洼陷沙河街组为例

为实现陆相富有机质页岩油储层高效开发,以东营凹陷博兴洼陷沙三下—沙四上纯上亚段湖相页岩为研究对象,利用岩石薄片、全岩衍射以及主微量元素等多种地质资料,在厘清岩相类型和沉积古环境演化阶段及二者耦合关系的基础上,划分出8种岩相组合类型,并基于不同组合类型页岩油甜点评价参数对比分析,确定了优势组合类型及其平面分布特征。结果表明:(1)博兴洼陷沙三下—沙四上纯上亚段主要发育富有机质纹层状泥质灰岩和灰质泥岩、富有机质层状泥质灰岩和灰质泥岩以及含有机质块状泥质灰岩和灰质泥岩6种岩相类型;(2)沙四上纯上至沙三下地层,沉积古环境整体上呈现出古气候由干旱到湿润、古氧化还原性变化不大、古盐度由高到低、古物源由少到多的变化特征,显示出8个演化阶段,对应8种岩相组合类型;(3)岩相组合F和D分别为沙三下和沙四上纯上亚段有利岩相组合类型,整体产能高且与当前生产实践吻合性较好;平面上,前者主要分布在F159-F156-F160井区,后者主要FYP1-F116-F119和F156-F159-F161井区,为博兴洼陷页岩油富集高产区域。

渤海湾盆地沾化凹陷渤南洼陷古近系深层优质储层形成机制

随着勘探程度的提高,渤海湾盆地渤南洼陷油气勘探的主要对象逐渐由中浅层转向中深层。深层勘探的关键问题是优质储层,其发育取决于沉积充填和地层流体的相互作用。古近系沙河街组四段沉积时期,该区发育了咸化环境湖相碎屑岩与膏盐层沉积。利用钻井、实验等基础资料,分析储层沉积环境、地层水特征、岩石学特征及成岩作用类型,探讨深层优质储层发育演化机制。研究结果表明:(1)在分布面积广、沉积厚度大的膏盐层的封闭下,咸化湖泊环境的沙四段碎屑岩,早成岩期经历了碱性成岩环境,形成的碳酸盐胶结物充填原生孔隙,并有效阻滞压实作用的发生;(2)随着烃源岩中的有机质趋于成熟,中成岩期有机酸在异常高压的驱动下向地层中运移,早期碳酸盐胶结物以及长石、岩屑普遍被溶蚀,形成次生孔隙,酸碱交替作用是深层优质储层发育的主要机制;(3)优质储层的发育受到膏盐层分布、烃源岩发育、断裂体系与碎屑沉积体展布的控制,受酸碱流体影响强烈的缓坡扇三角洲和陡坡近岸水下扇中前端砂体,是渤南洼陷沙四段优质储层发育区。

岩浆底辟改造型洼陷复杂结构特征及演化规律——以珠江口盆地陆丰22洼为例

珠江口盆地东沙隆起上的陆丰22洼为岩浆底辟改造型洼陷。为了明确这种洼陷的结构变形特征与构造演化过程,本文通过地震资料构造解释和残余地层厚度分析,利用平衡剖面技术还原了洼陷演化过程。研究结果表明,陆丰22洼西斜坡和东次洼在古近纪受到3期强烈的岩浆底辟作用,其中以文昌组四段活动最活跃。岩浆底辟对洼陷结构的改造作用主要表现为3个方面:一是岩浆底辟破坏了洼陷原始构造样式,引起边界断裂弯曲变形甚至错断,在平面上分带展布;二是岩浆隆升导致地层强烈翘倾,缓坡地层大幅抬升遭受强烈剥蚀;三是岩浆底辟产生次级凸起,影响了沉积中心的位置、规模和演化,致使陆丰22洼表现出复杂的结构特征与构造演化过程。岩浆底辟强烈的西斜坡和东次洼经历了断陷和坳断演化阶段,岩浆底辟较弱的西次洼、洼中隆和东斜坡则经历了完整的断陷、坳断和坳陷3个演化阶段,各构造单元具有平面分带特征。

渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素

含油气盆地深层-超深层是全球油气勘探的新领域之一,而对深层-超深层优质储层发育主控因素认识不清制约了其油气勘探。以渤海湾盆地民丰洼陷陡坡带古近系沙河街组四段下亚段(沙四下亚段)近岸水下扇砂砾岩储层为研究对象,综合利用铸体薄片观察、扫描电镜观察、阴极发光薄片鉴定、流体包裹体测温及古压力恢复等方法,结合埋藏史-热史分析,对储层基本特征、油气充注史、压力演化史和优质储层控制因素进行综合研究。结果表明:民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层岩石类型多样,以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主;压实作用中等-强,胶结作用以铁白云石胶结为主,其次为石英自生加大;溶解作用整体较弱,主要为长石溶蚀;储集空间以原生孔隙为主,发育少量的长石溶孔。储层中发生过2期石油充注和1期天然气充注:早期石油充注为成熟油充注,发生时间为37.2~25.8 Ma;晚期石油充注为高熟油充注,发生时间为12.0 Ma至今;天然气充注时间为3.6 Ma至今。储层中发育2个增压旋回,第一个增压旋回为45.0~24.6 Ma,第二个增压旋回为24.6 Ma至今,分别对应于2期油气充注期。有利的岩相是民丰洼陷陡坡带沙四下亚段原生孔隙主导型优质储层发育的基础,超压油气充注抑制压实和胶结作用是优质储层发育的关键,深层封闭体系中长石和碳酸盐矿物溶解作用弱、增孔量少;3 750 m以深的储层孔隙度随埋深加大而减少的速率明显下降,深层原生孔隙主导型优质储层的发育大大拓展了勘探的深度下限。

胜北洼陷三间房组致密储集层成岩作用及孔隙演化

吐哈盆地台北凹陷胜北洼陷中侏罗统三间房组油气资源丰富,但该组储集砂体致密,非均质性较强,制约了油气的勘探开发。以胜北洼陷中侏统三间房组砂岩储集层为研究对象,在岩心观察的基础上,结合薄片观察、电镜扫描、高压压汞测试等,研究致密砂岩储集层成岩作用和孔隙演化规律。结果表明,胜北洼陷三间房组储集层以长石岩屑砂岩为主,其次为岩屑砂岩,孔隙类型以次生孔隙为主,平均孔隙度为6.44%,平均渗透率为0.18 mD,属于低孔低渗储集层;成岩演化过程为压实—自生黏土矿物胶结、绿泥石环边胶结—石英Ⅰ期次生加大、长石溶解—钠长石化—绿泥石环边胶结—碳酸盐岩胶结—长石溶解—高岭石伊利石化,目前处于中成岩阶段B期。胜北洼陷三间房组储集砂岩平均初始孔隙度为34.66%,早成岩阶段A期压实作用平均减孔14.05%,胶结作用平均减孔0.50%;早成岩阶段B期压实作用平均减孔3.21%,胶结作用平均减孔0.75%;中成岩阶段A期压实作用平均减孔7.02%,胶结作用平均减孔4.26%;中成岩阶段B期压实作用平均减孔1.08%,胶结作用平均减孔0.75%。中成岩阶段A期溶蚀作用是研究区增孔的关键,平均增孔量为3.38%。

基于灰色关联分析的页岩油甜点综合评价方法--以渤海湾盆地渤南洼陷为例

国内页岩油以中国陆相沉积为主,地质条件复杂多变,且地质工程甜点评价要素多元,为页岩油甜点综合评价带来了困难。以渤海盆地渤南洼陷为例,基于灰色关联理论,筛选出了页岩厚度、总有机碳含量、镜质体反射率、孔隙度、热解游离烃含量、原油密度、原油黏度、地层压力和脆性指数等9个评价指标,分析了评价指标间的相关性,优化了各评价指标的权重,计算了综合评价指数,实现了页岩油甜点的综合性、定量化精准评价。分析结果显示:渤南洼陷页岩油综合评价指数高值主要分布于XYS9—Y182—Y187井区、Y283井区南部及L42井区周围,整体向南、向北综合评价指数逐渐降低,综合评价指数与单井产量具有较好的相关性,能够较好地匹配渤南洼陷页岩油单井产量;BYP5井综合评价指数自上而下整体减小,与示踪剂监测的产量贡献率趋势一致,两者具有较好的相关性。研究结果表明,页岩油水平井完井后,通过计算综合评价指数,可以及时、准确地评价水平段的甜点段,指导页岩油水平井压裂施工。

吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙发育特征及控制因素

吐哈盆地中侏罗统致密砂岩储层是非常规致密油气勘探开发的主要目的层。以胜北洼陷8口井中侏罗统致密砂岩样品为主要研究对象,从储层岩石学特征、成岩作用、物性、孔隙结构等方面系统刻画了研究区中侏罗统致密砂岩储层特征,探讨了影响储层孔隙发育的主要因素。研究结果表明胜北洼陷中侏罗统低孔-特低渗致密砂岩储层以长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩次之;该储层遭受了强烈的压实作用,矿物胶结、交代和溶蚀现象明显,孔隙类型以次生长石溶蚀孔为主,同时发育矿物残余粒间孔、石英粒内溶蚀孔、黏土矿物层间孔和微裂缝等;储层内5~50 nm孔喉最为发育,然而储层物性则主要受50 nm~1μm和100~800μm孔喉发育程度控制,主要体现在两者孔喉体积与孔隙度和渗透率呈良好的正相关关系。储层物性与石英和长石含量呈正相关关系,与黏土矿物和碳酸盐矿物含量呈负相关关系,其原因一方面是该储层遭受了强烈压实,石英颗粒破裂导致其内微裂缝较发育,刚性石英含量增加有利于保存部分原始粒间孔,其内溶蚀孔也较发育,含有机酸的烃类流体运移至中侏罗统地层内促使长石发生了大规模溶蚀,形成大量次生长石溶蚀孔,孔径50 nm~1μm和100~800μm孔喉相对发育,储层物性因此得以改善;另一方面黏土矿物和碳酸盐矿物多以胶结物形式充填在原始粒间孔和次生微裂缝内,方解石交代长石降低了长石溶蚀的增孔效应,不利于孔径50 nm~1μm和100~800μm孔喉发育和储层物性改善。因此,研究区储层孔隙发育与早期原始沉积环境和后期成岩作用关系密切,压实作用、长石溶蚀和自生矿物胶结对储层孔隙发育及物性具有关键控制效应。该研究对吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩油气有利勘探区分布预测具有指导意义。

断陷湖盆坡折带-古沟谷对沉积的控制作用——以珠江口盆地海丰33洼陷古近系文昌组为例

断陷湖盆的沉积充填受构造活动强度、海平面升降及物源供给通量的控制,而其内部砂体展布特征还受坡折带-古沟谷体系配置的调控,深入探索坡折带-古沟谷的配置关系对断陷湖盆油气勘探具有重要意义。珠江口盆地是南海重要的含油气盆地,盆地北部海丰33洼陷勘探程度较低,需要开展沉积体系发育控制因素分析,为储层的分布预测和油气勘探部署提供支撑。根据海丰33洼陷3D地震资料和测井资料,在区域构造解释基础上,深入剖析海丰33洼陷古近系文昌组发育的坡折带和古沟谷类型及其特征,阐明坡折带-古沟谷对沉积充填的控制作用。研究表明:①研究区文昌组发育断裂坡折、挠曲坡折和沉积坡折3种坡折带类型,自盆地边缘至沉积中心,坡折带具有多级分带的特征;②古沟谷类型以V型、U型、W型和单断槽型等4类为主,其中V型和U型沟谷数量较多且平面分布较为集中。坡折带控制了剥蚀区与物源区的边界,为沉积物输送提供了动力,控制了沉积物走向、搬运距离和沉积可容空间等。受坡折带组合的影响,研究区在不同阶段发育了不同的沉积体系类型。古沟谷作为沉积物搬运通道控制了沉积物的输送方向及卸载位置,且其大小控制了沉积体系的规模。因此,坡折带-古沟谷共同控制了沉积体系的类型、规模及其发育和演化。