老君廟油田古近系M油組沖積扇沉積特征

王旭影, 姜在興, 岳大力, 喻 宸, 徐 婷

( 1. 中國地質大學(北京) 能源學院，北京 100083； 2. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249； 3. 河南油田分公司 第二采油廠，河南 南陽 473400 )

老君廟油田古近系M油組沖積扇沉積特征

王旭影1,2, 姜在興1, 岳大力2, 喻 宸2, 徐 婷3

( 1. 中國地質大學(北京) 能源學院，北京 100083； 2. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249； 3. 河南油田分公司 第二采油廠，河南 南陽 473400 )

根據測井、巖心及分析化驗資料，在等時地層格架基礎上，結合老君廟油田古近系M油組區域沉積背景、巖石學、重礦物、粒度分析、沉積構造及砂體形態等，分析沖積扇識別標志，研究沉積相、沉積微相類型，刻畫沉積微相展布規律，建立老君廟油田M油組沖積扇沉積模式。結果表明：M油組具備干旱氣候條件下沖積扇沉積特征，主要發育沖積扇扇根外緣和扇中，扇根外緣發育片流帶和漫洪帶，扇中發育辮流帶和漫流帶。沉積微相平面分布樣式一種為扇根外緣連片的片流帶和離散的漫洪帶拼接樣式(M3砂組)，另一種為條帶狀辮流水道和透鏡狀漫流帶相間拼接樣式(M2和M1砂組)。整個M油組自下而上表現為沖積扇不斷退積。研究區沉積相主要受控于構造運動、氣候條件和古地形。

老君廟油田； M油組； 沖積扇； 沉積特征； 等時地層格架

0 引言

老君廟油田位于酒西盆地的老君廟構造帶，經過近70年勘探開發，油田進入后期低產開發階段，出現井況差、注采井網不適應和儲量動用程度差等問題。

人們研究老君廟油田M油組油氣成藏[1]、儲層特征[2-3]、剩余油分布規律[4-5]等，但在沉積方面研究薄弱。楊秀森等研究沉積相、成巖作用及儲層非均質性[6]，M1砂組以沖積扇為主，M2砂組為沖積扇相和辮狀河河床亞相并存，M3砂組為辮狀河泛濫平原亞相，但是受研究資料的限制，沒有對沉積特征進行描述。喻宸等對老君廟構造帶開展區域沉積體系研究[7]，認為M油組發育沖積扇沉積，但沒有對油區內部沖積扇沉積特征進行描述。目前，對于老君廟油田M油組沉積特征的研究精度不夠，制約老區開發方案的調整。

在等時地層格架的基礎上，筆者利用測井、巖心及分析化驗資料，從區域沉積背景、巖石學特征、重礦物、粒度、沉積構造和砂體形態等方面，分析沖積扇沉積的識別標志。根據沉積位置、巖相組合、電性、粒度特征、水動力條件及鏡下特征，劃分沉積微相類型，并刻畫沉積微相分布特征及垂向演化規律，建立研究區的沉積模式，為老油田開發后期剩余油挖潛提供地質基礎，同時加深對沖積扇沉積研究的認識。

1 研究區概況

老君廟油田位于甘肅省酒泉盆地酒西坳陷南部的老君廟逆沖推覆構造帶(見圖1)。該逆沖推覆構造帶覆蓋整個南部凸起和青南次凹，北以逆沖斷層為界，南達祁連山造山帶，西至鴨兒峽油田，東達青頭山；自西向東發育3個油田：鴨兒峽油田、老君廟油田和石油溝油田。老君廟油田為一個完整的不對稱穹隆背斜構造，背斜北陡南緩，局部倒轉，閉合高度為700 m，油藏平均埋深為810 m，面積約為13.3 km2。構造的北翼和東端分別受逆沖斷層和平移斷層遮擋，西部和南翼為邊水封閉，邊水不活躍。目前，油田有710口油水井，井網密(平均井距為100.0 m)，測錄井資料、巖心和分析化驗資料全。

古近系漸新統白楊河組包括間泉子段(M油組、L-M油組、L油組)、石油溝段(BC油組)和干油泉段(K油組、KCJ油組)。目的層M油組位于白楊河組間泉子段最底部，與白堊系不整合接觸，在層序上位于三級層序低位體系域的底部(見圖2(a))。M油組自下而上劃分為3個砂組(M3、M2、M1)，細分為8個小層(M32、M31、M23、M22、M21、M13、M12、M11)(見圖2(b))。

圖1 老君廟油田構造位置Fig.1 Tectonic location of Laojunmiao oilfield

圖2 老君廟油田古近系白楊河組層序地層及M油組Fig.2 Sequence stratigraphy of Paleogene Baiyanghe formation and comprehensive column of M oil group in the Laojunmiao oilfield

M油組發育一套棕紅色低滲透塊狀砂巖儲層，厚度介于60～70 m，滲透率低，基本小于50×10-3μm2，整體呈塊狀，粗細?；祀s堆積，分選差，雜基含量高，碳酸鹽膠結嚴重。物源來自于南部古祁連山。

2 沖積扇識別標志

2.1 區域沉積背景

古近系漸新世早期，受近南北向區域擠壓應力作用的影響，北祁連褶皺帶開始隆升，酒泉盆地整體下沉，在北祁連造山帶北緣形成狹長的擠壓坳陷沉降帶[8-9]。古氣候為北亞熱帶干旱氣候[10]，風化剝蝕強烈，北祁連造山帶隆升為白楊河組沉積提供充足的物源[11-12]，古流向由北祁連造山帶向北流入盆地。老君廟油田處于北祁連造山帶山前位置，靠近物源，M油組沉積時期處于北祁連造山帶隆升活動期，有利于沖積扇發育。

2.2 巖石學特征

巖心描述顯示，M油組整體呈塊狀，砂巖顏色為棕紅色，局部見鈣質團塊，粒級范圍大，表現為多種粒級混雜堆積，分選差。M3砂組以粗砂、中砂、細砂為主，含粉砂和小礫；M2砂組以中砂、細砂、粉砂為主，含粗砂；M1砂組以細砂、粉砂為主，其次為中砂，含少量粗砂。垂向上，從M3到M1粒度變細，分選逐漸變好。

圖3 老君廟油田M油組砂巖類型Fig.3 Sandstone types triangular diagram of M oil group in the Laojunmiao oilfield

M油組碎屑成分主要由陸源碎屑組成，包括石英、長石和巖屑。石英平均體積分數為33%。長石包括斜長石和鉀長石，平均體積分數為27%。巖屑包括沉積巖巖屑、變質巖巖屑、中性和酸性巖漿巖巖屑，平均體積分數為40%。主要的砂巖類型為巖屑質長石砂巖、長石質巖屑砂巖，含少量雜砂巖(見圖3)。成分成熟度低，主要分布在0.40～0.70之間，平均為0.54。

砂巖分選差至中等，磨圓以次圓、圓為主，雜基含量高，膠結作用以泥質膠結和碳酸鹽膠結為主。原生粒間孔最為發育，其次為粒間溶孔和粒內溶孔，顆粒接觸方式以點接觸和點—線接觸為主(見圖4)。結構成熟度較低。

圖4 老君廟油田M油組砂巖儲層典型鏡下特征Fig.4 Typical microscopic characteristics of M oil group in the Laojunmiao oilfield

總體上，砂巖顏色為棕紅色，且具有區域性特點，反映干旱沉積環境。整體呈塊狀，粗細?；祀s堆積，分選差，雜基含量高，成分成熟度和結構成熟度較低，反映近源、快速堆積的沉積特征。

2.3 重礦物

根據穩定性,可以將重礦物分為穩定重礦物和不穩定重礦物兩種[13-16]。M油組重礦物以陸源礦物為主，其中穩定重礦物包括金紅石(0～0.3%)、鋯石(0.3%～3.4%)、電氣石(0.2%～3.6%)、石榴石(1.5%～27.5%)、白鈦石(0.6%～3.6%)、赤褐鐵礦(0～3.4%)；不穩定重礦物包括鈦磁鐵礦(67.4%～90.5%)、黃鐵礦(0～2.7%)、硬綠泥石(0～0.4%)(見表1)。樣品中重礦物以不穩定礦物為主，約占重礦物總量的80%，穩定因數低，介于0.10～0.52，反映搬運距離短，靠近物源?？v向上，不同小層重礦物組成和體積分數差異不大，反映M油組沉積時期物源相對穩定。

表1 老君廟油田M油組重礦物體積分數(N4104井)

注：穩定因數為穩定重礦物與不穩定重礦物體積分數比

2.4 粒度分析

M油組粒度概率累積曲線以寬區間、低斜率為特征，粒度為-1～8Φ，體現粗細?；祀s的沉積特征，曲線斜率低，反映粒級分選差。M油組粒度概率累積曲線主要包括寬緩上拱式、三段式和四段式三種類型(見圖5)。寬緩上拱式概率累積曲線表現為上拱弧形各次總體間無明顯的轉折點，跳躍、滾動次總體不發育，懸浮次總體占絕對優勢，具有明顯的碎屑流沉積特征。三段式和四段式概率累積曲線滾動、跳躍次總體和懸浮次總體發育，斜率低，分選差，各次總體間轉折點較模糊，細粒的懸浮次總體含量較高，基本大于10%，有的甚至達到30%。三段式、四段式概率累積曲線具有牽引流沉積特征，但是與河流相斜率高、以跳躍次總體為主的三段式、四段式不同，M油組概率累積曲線斜率低，分選差，粒級區間寬，各次總體均發育，懸浮次總體含量較高。M3砂組主要發育寬緩上拱式和兩段式概率累積曲線(見圖5(a-b))，反映碎屑流向牽引流過渡的沉積環境；M1和M2砂組主要發育三段式、四段式概率累積曲線(見圖5(c-d))，反映牽引流的沉積環境。

粒度分析表明，M油組牽引流和碎屑流并存，符合沖積扇的沉積環境。M3砂組為碎屑流向牽引流過渡，發育扇中片流帶；M1和M2砂組為牽引流，發育扇中辮流帶。粒度總體較細，表明水動力能量減弱，攜帶的碎屑物質變細，原因是研究區不在扇根的主體位置，而是位于扇根外緣和扇中。

2.5 沉積構造

M油組以塊狀層理和粒序層理為主(見圖6(a-c))，層理界面不清楚，粒序層理可見模糊的粒序性正韻律，反映沉積物的快速堆積。此外，見少量小型平行層理和小型斜層理(見圖6(d-f))，規模很小，有些層理結構較模糊，厚度為10～20 cm，斜層理角度小于10°，反映淺水急流的沉積環境。M3砂組底部見沖刷面和泥礫(見圖6(g-h))，沖刷面的小礫和泥礫呈無序排列，為快速堆積時底部滯留沉積。

圖5 老君廟油田M油組典型粒度概率累積曲線Fig.5 Grain-size cumulative probability curves of M oil group in the Laojunmiao oilfield

2.6 砂體形態

根據老君廟構造帶的砂體發育狀況(見圖7)，M油組沉積時期，由南至北，砂體逐漸呈扇形展開，多個中間厚、邊緣薄的扇狀堆積體彼此連片，覆蓋整個構造帶。M3砂組時期，南部扇根內緣槽流帶發育，老君廟油田位于扇根外緣；M2和M1砂組時期，扇體后退，研究區位于沖積扇扇中。

3 沉積亞相、微相類型

結合區域沉積背景、巖石學、重礦物、粒度分析、沉積構造及砂體形態等特征，老君廟油田M油組發育干旱氣候條件下的沖積扇沉積。根據沉積位置、巖相組合、電性、粒度特征、水動力條件及鏡下特征，參考新疆克拉瑪依油田沖積扇沉積模式[17-20]，將研究區沉積亞相劃分為扇根外緣和扇中，扇根內緣和扇緣亞相不發育。扇根外緣主要發育于M3砂組，包括片流帶和漫洪帶，片流帶細分為片流砂壩和流溝兩種微相類型，漫洪帶細分為漫洪砂體和漫洪細粒兩種微相；扇中發育于M2和M1砂組，包括辮流帶和漫流帶，辮流帶主要為辮流水道微相，漫流帶細分為漫流砂體和漫流細粒兩種微相(見表2和圖8-9)。

3.1 片流帶

片流帶位于扇根外緣，攜帶粗碎屑物質的洪水在扇面上形成片狀水流，并伴隨粗碎屑物質的快速堆積。在剖面上，片流帶呈“底平頂凸”的形態。

3.1.1 片流砂壩

片流砂壩為洪水期快速堆積的席狀沉積體。粒度粗，以粗砂巖、中—粗砂巖為主，含小礫，磨圓差至中等，分選差，雜基含量高，以塊狀層理和模糊的粒序層理為主，略顯成層性，單一期次片流砂壩的厚度為0.3～2.0 m。流動機制介于牽引流與碎屑流，以碎屑流為主。自然電位回返幅度大，呈鐘型，由于片流砂壩底部分選很差，物性差，自然電位也常出現“假反旋回”的現象，電阻率表現為高阻(見圖8(a))。

圖6 老君廟油田M油組典型沉積構造Fig.6 Typical sedimentary structures of M oil group in the Laojunmiao oilfield

圖7 老君廟構造帶M油組砂地比平面分布Fig.7 The sandstone percent of M oil group in the Laojunmiao tectonic belt

3.1.2 流溝

流溝發育于單一期次片流砂壩的頂部，粒度比片流砂壩的細，以中—粗砂巖和中—細砂巖為主，分選中等到好，雜基含量較低，易被碳酸鹽膠結，見小型斜層理和平行層理。流溝厚度基本小于0.5 m，規模小，寬度小于平均井距(100.0 m)，井間預測困難，因此只在取心井上識別流溝。

3.2 漫洪帶

漫洪帶形成于扇根外緣片流帶中相對高的部位。由于沉積時古地形起伏，平面上沉積厚度存在差異，連片性不好，隨機、離散地夾雜在片流砂壩間。漫洪帶可以細分為漫洪砂體和漫洪細粒。

表2 老君廟油田M油組沉積微相劃分

圖8 老君廟油田M油組沉積微相巖性、電性特征及垂向序列

3.2.1 漫洪砂體

漫洪砂體以中—細砂巖為主，雜基含量高，以塊狀層理為主，單一期次厚度為0.3～2.0 m。自然電位曲線稍微偏離基線，電阻率為低阻(見圖8(b))。

3.2.2 漫洪細粒

漫洪細粒比漫洪砂體粒度更細，主要為粉—細砂巖，雜基含量更高，單一期次厚度為0.3～1.0 m。自然電位和電阻率接近基線(見圖8(b))。

3.3 辮流帶

辮流帶為發散水流在片流帶末端的重新匯聚，為漫流帶背景下下切形成的復合辮流水道帶。研究區辮流帶主要為辮流水道沉積。

辮流水道以中—粗砂巖、中—細砂巖為主，分選相對較好，雜基含量較低，易被碳酸鹽膠結，以粒序層理為主，厚度為2.0～6.0 m，具有牽引流沉積特征。辮流水道沉積若無碳酸鹽膠結，則物性較好，可以作為良好的儲層。自然電位曲線回返幅度較大，呈箱型、鐘型或指型，電阻率為中到高阻(見圖8(c))。

3.4 漫流帶

漫流帶位于辮流水道間的相對高部位，為洪水漫出水道形成的細粒沉積，包括漫流砂體和漫流細粒。

3.4.1 漫流砂體

漫流砂體巖石相類型主要為中—細砂巖相，粒度比辮流水道的細，分選相對較差，雜基含量相對較高，塊狀層理，單一期次厚度一般小于2.0 m。自然電位曲線稍微偏離基線，齒化非常嚴重，電阻率低(見圖8(d))。

3.4.2 漫流細粒

漫流細粒巖石相類型主要為粉—細砂巖相，粒度比漫流砂體細，分選相對較差，雜基含量高，塊狀層理，單一期次厚度為0.3～1.0 m。自然電位和電阻率接近基線，呈微齒化(見圖8(d))。

圖9 老君廟油田M油組沖積扇單井沉積特征(B228井)Fig.9 Sedimentary characteristics of alluvial fan of M oil group in the Laojunmiao oilfield(well B228)

4 分布特征及垂向演化

4.1 平面分布特征

老君廟油田M油組沉積微相平面分布樣式分為兩種：一種為扇根外緣連片的片流帶和離散的漫洪帶拼接樣式；另一種為扇中條帶狀辮流水道和透鏡狀漫流帶相間拼接樣式。

4.1.1 扇根外緣片流帶和漫洪帶拼接樣式

該拼接樣式發育于M油組底部M3砂組(M32和M31小層)。片流帶呈連片狀，由南向北均勻撒開，橫向寬度大于3.5 km，呈典型的泛連通體，覆蓋整個老君廟油田。漫洪帶局部發育，呈環帶狀，離散分布，橫向上展布規模小于200.0 m(見圖10(a))。

4.1.2 扇中辮流水道和漫流帶拼接樣式

該拼接樣式發育于M2和M1砂組，包括M23、M22、M21、M13、M12、M11等6個小層。辮流水道與漫流砂體、漫流細粒側向間隔，漫流帶呈環帶狀圍繞辮流水道分布。辮流水道自北向南呈發散狀，且側向擺動分叉頻率高，寬度為100.0～400.0 m，辮流水道間的漫流帶長軸方向平行于主水流線方向，平均寬度為300.0 m(見圖10(b-c))。

4.2 剖面分布特征

剖面上，M油組底部M3砂組(M32和M31小層)發育扇根外緣片流帶和漫洪帶。片流砂壩呈“底平頂凸”的形態，向兩側逐漸變薄。M油組底為不整合面，由于古地形起伏，片流砂壩局部存在填平補齊。片流砂壩之間的漫洪砂體和漫洪細粒沉積于相對較高部位，規模相對較小。M2和M1砂組(M23小層至M11小層)發育扇中辮流帶和漫流帶，辮流水道呈“頂平底凸”的砂體形態，向兩側逐漸變薄，水道局部下切。漫流帶與辮流水道側向拼接，位于較高的部位，規模較小(見圖10(d)。

4.3 垂向演化

M油組自下而上，由扇根外緣片流帶、漫洪帶過渡到扇中辮流帶、漫流帶，且辮流水道規模相對變小，漫流帶規模相對變大，整體表現為沖積扇退積的過程(見圖10)。

5 沉積模式

構造運動、氣候條件和古地形等因素決定老君廟油田M油組的沖積扇沉積模式(見圖11)。M油組沉積時期，北祁連山褶皺帶開始隆升，同時受干旱的氣候條件影響，加速風化剝蝕，為整個老君廟構造帶提供穩定而充足的物源。洪水期，受槽溝和山前平原地形的控制，大量碎屑物質從槽溝流出，在山前平原呈扇形快速堆積。扇根內緣主要發育槽流帶；扇根外緣發育片流帶和漫洪帶；扇中發育漫洪帶背景下的辮流帶，漫洪帶規模順物源方向逐漸增大，辮流帶規模隨之變??；扇緣發育廣泛漫流細粒背景下的徑流帶，扇緣的徑流水道延伸較短，規模也較小。

圖11 老君廟油田M油組沖積扇沉積模式Fig.11 Alluvial fan sedimentary model of M oil group in the Laojunmiao oilfield

M油組初期，研究區主要沉積沖積扇扇根外緣的片流帶，粗細?；祀s堆積，分選差，雜基含量很高，受搬運距離和洪水攜帶能力的影響，以粗砂巖為主，含少量小礫。M油組中后期，伴隨侵蝕基準面升高和湖平面上升，沖積扇扇體向北祁連山退覆，研究區主要接受扇中辮流帶和漫流帶沉積，由于辮流水道發育，分選變好，雜基含量降低，粒度較早期沉積變細，以中—細砂和粉—細砂為主。

6 結論

(1)老君廟油田M油組具備干旱氣候條件下的沖積扇沉積特征：位于北祁連造山帶山前，近物源；砂巖顏色為棕紅色，整體呈塊狀，粗細?；祀s堆積，分選差，雜基含量高，成分成熟度和結構成熟度較低；重礦物以不穩定礦物為主；牽引流和碎屑流并存；層理以塊狀層理和粒序層理為主；M油組沉積時期，由南至北，砂體逐漸呈扇形展開。

(2)M油組發育扇根外緣和扇中兩種亞相。扇根外緣發育片流帶和漫洪帶，片流帶細分為片流砂壩和流溝兩種微相類型，漫洪帶細分為漫洪砂體和漫洪細粒兩種微相；扇中發育辮流帶和漫流帶，辮流帶主要為辮流水道微相，漫流帶包括漫流砂體和漫流細粒兩種微相。

(3)M油組發育兩種沉積微相平面分布樣式：一種為扇根外緣連片的片流帶和離散的漫洪帶拼接樣式(M3砂組)；另一種為條帶狀辮流水道和透鏡狀漫流帶相間拼接樣式(M2和M1砂組)。整個M油組自下而上表現為沖積扇不斷退積。

(4)構造運動、氣候條件和古地形等因素決定老君廟油田M油組的沖積扇沉積模式。M油組沉積時期，北祁連山褶皺帶隆升，同時受干旱的氣候條件影響，大量風化剝蝕產物沿槽溝流出，并在山前平原呈扇形快速卸載、沉積。伴隨侵蝕基準面升高和湖平面上升，沖積扇扇體向北祁連山退覆，研究區沉積由沖積扇扇根外緣演變為扇中。

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2016-11-14；編輯：任志平

國家科技重大專項(2011ZX05009-002)

王旭影(1987-)，女，博士研究生，主要從事沉積學和油氣儲層方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2017)02-0001-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.02.001