老君庙油田古近系M油组冲积扇沉积特征

王旭影, 姜在兴, 岳大力, 喻 宸, 徐 婷

( 1. 中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083； 2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 3. 河南油田分公司 第二采油厂，河南 南阳 473400 )

老君庙油田古近系M油组冲积扇沉积特征

王旭影1,2, 姜在兴1, 岳大力2, 喻 宸2, 徐 婷3

( 1. 中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083； 2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 3. 河南油田分公司 第二采油厂，河南 南阳 473400 )

根据测井、岩心及分析化验资料，在等时地层格架基础上，结合老君庙油田古近系M油组区域沉积背景、岩石学、重矿物、粒度分析、沉积构造及砂体形态等，分析冲积扇识别标志，研究沉积相、沉积微相类型，刻画沉积微相展布规律，建立老君庙油田M油组冲积扇沉积模式。结果表明：M油组具备干旱气候条件下冲积扇沉积特征，主要发育冲积扇扇根外缘和扇中，扇根外缘发育片流带和漫洪带，扇中发育辫流带和漫流带。沉积微相平面分布样式一种为扇根外缘连片的片流带和离散的漫洪带拼接样式(M3砂组)，另一种为条带状辫流水道和透镜状漫流带相间拼接样式(M2和M1砂组)。整个M油组自下而上表现为冲积扇不断退积。研究区沉积相主要受控于构造运动、气候条件和古地形。

老君庙油田； M油组； 冲积扇； 沉积特征； 等时地层格架

0 引言

老君庙油田位于酒西盆地的老君庙构造带，经过近70年勘探开发，油田进入后期低产开发阶段，出现井况差、注采井网不适应和储量动用程度差等问题。

人们研究老君庙油田M油组油气成藏[1]、储层特征[2-3]、剩余油分布规律[4-5]等，但在沉积方面研究薄弱。杨秀森等研究沉积相、成岩作用及储层非均质性[6]，M1砂组以冲积扇为主，M2砂组为冲积扇相和辫状河河床亚相并存，M3砂组为辫状河泛滥平原亚相，但是受研究资料的限制，没有对沉积特征进行描述。喻宸等对老君庙构造带开展区域沉积体系研究[7]，认为M油组发育冲积扇沉积，但没有对油区内部冲积扇沉积特征进行描述。目前，对于老君庙油田M油组沉积特征的研究精度不够，制约老区开发方案的调整。

在等时地层格架的基础上，笔者利用测井、岩心及分析化验资料，从区域沉积背景、岩石学特征、重矿物、粒度、沉积构造和砂体形态等方面，分析冲积扇沉积的识别标志。根据沉积位置、岩相组合、电性、粒度特征、水动力条件及镜下特征，划分沉积微相类型，并刻画沉积微相分布特征及垂向演化规律，建立研究区的沉积模式，为老油田开发后期剩余油挖潜提供地质基础，同时加深对冲积扇沉积研究的认识。

1 研究区概况

老君庙油田位于甘肃省酒泉盆地酒西坳陷南部的老君庙逆冲推覆构造带(见图1)。该逆冲推覆构造带覆盖整个南部凸起和青南次凹，北以逆冲断层为界，南达祁连山造山带，西至鸭儿峡油田，东达青头山；自西向东发育3个油田：鸭儿峡油田、老君庙油田和石油沟油田。老君庙油田为一个完整的不对称穹隆背斜构造，背斜北陡南缓，局部倒转，闭合高度为700 m，油藏平均埋深为810 m，面积约为13.3 km2。构造的北翼和东端分别受逆冲断层和平移断层遮挡，西部和南翼为边水封闭，边水不活跃。目前，油田有710口油水井，井网密(平均井距为100.0 m)，测录井资料、岩心和分析化验资料全。

古近系渐新统白杨河组包括间泉子段(M油组、L-M油组、L油组)、石油沟段(BC油组)和干油泉段(K油组、KCJ油组)。目的层M油组位于白杨河组间泉子段最底部，与白垩系不整合接触，在层序上位于三级层序低位体系域的底部(见图2(a))。M油组自下而上划分为3个砂组(M3、M2、M1)，细分为8个小层(M32、M31、M23、M22、M21、M13、M12、M11)(见图2(b))。

图1 老君庙油田构造位置Fig.1 Tectonic location of Laojunmiao oilfield

图2 老君庙油田古近系白杨河组层序地层及M油组Fig.2 Sequence stratigraphy of Paleogene Baiyanghe formation and comprehensive column of M oil group in the Laojunmiao oilfield

M油组发育一套棕红色低渗透块状砂岩储层，厚度介于60～70 m，渗透率低，基本小于50×10-3μm2，整体呈块状，粗细粒混杂堆积，分选差，杂基含量高，碳酸盐胶结严重。物源来自于南部古祁连山。

2 冲积扇识别标志

2.1 区域沉积背景

古近系渐新世早期，受近南北向区域挤压应力作用的影响，北祁连褶皱带开始隆升，酒泉盆地整体下沉，在北祁连造山带北缘形成狭长的挤压坳陷沉降带[8-9]。古气候为北亚热带干旱气候[10]，风化剥蚀强烈，北祁连造山带隆升为白杨河组沉积提供充足的物源[11-12]，古流向由北祁连造山带向北流入盆地。老君庙油田处于北祁连造山带山前位置，靠近物源，M油组沉积时期处于北祁连造山带隆升活动期，有利于冲积扇发育。

2.2 岩石学特征

岩心描述显示，M油组整体呈块状，砂岩颜色为棕红色，局部见钙质团块，粒级范围大，表现为多种粒级混杂堆积，分选差。M3砂组以粗砂、中砂、细砂为主，含粉砂和小砾；M2砂组以中砂、细砂、粉砂为主，含粗砂；M1砂组以细砂、粉砂为主，其次为中砂，含少量粗砂。垂向上，从M3到M1粒度变细，分选逐渐变好。

图3 老君庙油田M油组砂岩类型Fig.3 Sandstone types triangular diagram of M oil group in the Laojunmiao oilfield

M油组碎屑成分主要由陆源碎屑组成，包括石英、长石和岩屑。石英平均体积分数为33%。长石包括斜长石和钾长石，平均体积分数为27%。岩屑包括沉积岩岩屑、变质岩岩屑、中性和酸性岩浆岩岩屑，平均体积分数为40%。主要的砂岩类型为岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩，含少量杂砂岩(见图3)。成分成熟度低，主要分布在0.40～0.70之间，平均为0.54。

砂岩分选差至中等，磨圆以次圆、圆为主，杂基含量高，胶结作用以泥质胶结和碳酸盐胶结为主。原生粒间孔最为发育，其次为粒间溶孔和粒内溶孔，颗粒接触方式以点接触和点—线接触为主(见图4)。结构成熟度较低。

图4 老君庙油田M油组砂岩储层典型镜下特征Fig.4 Typical microscopic characteristics of M oil group in the Laojunmiao oilfield

总体上，砂岩颜色为棕红色，且具有区域性特点，反映干旱沉积环境。整体呈块状，粗细粒混杂堆积，分选差，杂基含量高，成分成熟度和结构成熟度较低，反映近源、快速堆积的沉积特征。

2.3 重矿物

根据稳定性,可以将重矿物分为稳定重矿物和不稳定重矿物两种[13-16]。M油组重矿物以陆源矿物为主，其中稳定重矿物包括金红石(0～0.3%)、锆石(0.3%～3.4%)、电气石(0.2%～3.6%)、石榴石(1.5%～27.5%)、白钛石(0.6%～3.6%)、赤褐铁矿(0～3.4%)；不稳定重矿物包括钛磁铁矿(67.4%～90.5%)、黄铁矿(0～2.7%)、硬绿泥石(0～0.4%)(见表1)。样品中重矿物以不稳定矿物为主，约占重矿物总量的80%，稳定因数低，介于0.10～0.52，反映搬运距离短，靠近物源。纵向上，不同小层重矿物组成和体积分数差异不大，反映M油组沉积时期物源相对稳定。

表1 老君庙油田M油组重矿物体积分数(N4104井)

注：稳定因数为稳定重矿物与不稳定重矿物体积分数比

2.4 粒度分析

M油组粒度概率累积曲线以宽区间、低斜率为特征，粒度为-1～8Φ，体现粗细粒混杂的沉积特征，曲线斜率低，反映粒级分选差。M油组粒度概率累积曲线主要包括宽缓上拱式、三段式和四段式三种类型(见图5)。宽缓上拱式概率累积曲线表现为上拱弧形各次总体间无明显的转折点，跳跃、滚动次总体不发育，悬浮次总体占绝对优势，具有明显的碎屑流沉积特征。三段式和四段式概率累积曲线滚动、跳跃次总体和悬浮次总体发育，斜率低，分选差，各次总体间转折点较模糊，细粒的悬浮次总体含量较高，基本大于10%，有的甚至达到30%。三段式、四段式概率累积曲线具有牵引流沉积特征，但是与河流相斜率高、以跳跃次总体为主的三段式、四段式不同，M油组概率累积曲线斜率低，分选差，粒级区间宽，各次总体均发育，悬浮次总体含量较高。M3砂组主要发育宽缓上拱式和两段式概率累积曲线(见图5(a-b))，反映碎屑流向牵引流过渡的沉积环境；M1和M2砂组主要发育三段式、四段式概率累积曲线(见图5(c-d))，反映牵引流的沉积环境。

粒度分析表明，M油组牵引流和碎屑流并存，符合冲积扇的沉积环境。M3砂组为碎屑流向牵引流过渡，发育扇中片流带；M1和M2砂组为牵引流，发育扇中辫流带。粒度总体较细，表明水动力能量减弱，携带的碎屑物质变细，原因是研究区不在扇根的主体位置，而是位于扇根外缘和扇中。

2.5 沉积构造

M油组以块状层理和粒序层理为主(见图6(a-c))，层理界面不清楚，粒序层理可见模糊的粒序性正韵律，反映沉积物的快速堆积。此外，见少量小型平行层理和小型斜层理(见图6(d-f))，规模很小，有些层理结构较模糊，厚度为10～20 cm，斜层理角度小于10°，反映浅水急流的沉积环境。M3砂组底部见冲刷面和泥砾(见图6(g-h))，冲刷面的小砾和泥砾呈无序排列，为快速堆积时底部滞留沉积。

图5 老君庙油田M油组典型粒度概率累积曲线Fig.5 Grain-size cumulative probability curves of M oil group in the Laojunmiao oilfield

2.6 砂体形态

根据老君庙构造带的砂体发育状况(见图7)，M油组沉积时期，由南至北，砂体逐渐呈扇形展开，多个中间厚、边缘薄的扇状堆积体彼此连片，覆盖整个构造带。M3砂组时期，南部扇根内缘槽流带发育，老君庙油田位于扇根外缘；M2和M1砂组时期，扇体后退，研究区位于冲积扇扇中。

3 沉积亚相、微相类型

结合区域沉积背景、岩石学、重矿物、粒度分析、沉积构造及砂体形态等特征，老君庙油田M油组发育干旱气候条件下的冲积扇沉积。根据沉积位置、岩相组合、电性、粒度特征、水动力条件及镜下特征，参考新疆克拉玛依油田冲积扇沉积模式[17-20]，将研究区沉积亚相划分为扇根外缘和扇中，扇根内缘和扇缘亚相不发育。扇根外缘主要发育于M3砂组，包括片流带和漫洪带，片流带细分为片流砂坝和流沟两种微相类型，漫洪带细分为漫洪砂体和漫洪细粒两种微相；扇中发育于M2和M1砂组，包括辫流带和漫流带，辫流带主要为辫流水道微相，漫流带细分为漫流砂体和漫流细粒两种微相(见表2和图8-9)。

3.1 片流带

片流带位于扇根外缘，携带粗碎屑物质的洪水在扇面上形成片状水流，并伴随粗碎屑物质的快速堆积。在剖面上，片流带呈“底平顶凸”的形态。

3.1.1 片流砂坝

片流砂坝为洪水期快速堆积的席状沉积体。粒度粗，以粗砂岩、中—粗砂岩为主，含小砾，磨圆差至中等，分选差，杂基含量高，以块状层理和模糊的粒序层理为主，略显成层性，单一期次片流砂坝的厚度为0.3～2.0 m。流动机制介于牵引流与碎屑流，以碎屑流为主。自然电位回返幅度大，呈钟型，由于片流砂坝底部分选很差，物性差，自然电位也常出现“假反旋回”的现象，电阻率表现为高阻(见图8(a))。

图6 老君庙油田M油组典型沉积构造Fig.6 Typical sedimentary structures of M oil group in the Laojunmiao oilfield

图7 老君庙构造带M油组砂地比平面分布Fig.7 The sandstone percent of M oil group in the Laojunmiao tectonic belt

3.1.2 流沟

流沟发育于单一期次片流砂坝的顶部，粒度比片流砂坝的细，以中—粗砂岩和中—细砂岩为主，分选中等到好，杂基含量较低，易被碳酸盐胶结，见小型斜层理和平行层理。流沟厚度基本小于0.5 m，规模小，宽度小于平均井距(100.0 m)，井间预测困难，因此只在取心井上识别流沟。

3.2 漫洪带

漫洪带形成于扇根外缘片流带中相对高的部位。由于沉积时古地形起伏，平面上沉积厚度存在差异，连片性不好，随机、离散地夹杂在片流砂坝间。漫洪带可以细分为漫洪砂体和漫洪细粒。

表2 老君庙油田M油组沉积微相划分

图8 老君庙油田M油组沉积微相岩性、电性特征及垂向序列

3.2.1 漫洪砂体

漫洪砂体以中—细砂岩为主，杂基含量高，以块状层理为主，单一期次厚度为0.3～2.0 m。自然电位曲线稍微偏离基线，电阻率为低阻(见图8(b))。

3.2.2 漫洪细粒

漫洪细粒比漫洪砂体粒度更细，主要为粉—细砂岩，杂基含量更高，单一期次厚度为0.3～1.0 m。自然电位和电阻率接近基线(见图8(b))。

3.3 辫流带

辫流带为发散水流在片流带末端的重新汇聚，为漫流带背景下下切形成的复合辫流水道带。研究区辫流带主要为辫流水道沉积。

辫流水道以中—粗砂岩、中—细砂岩为主，分选相对较好，杂基含量较低，易被碳酸盐胶结，以粒序层理为主，厚度为2.0～6.0 m，具有牵引流沉积特征。辫流水道沉积若无碳酸盐胶结，则物性较好，可以作为良好的储层。自然电位曲线回返幅度较大，呈箱型、钟型或指型，电阻率为中到高阻(见图8(c))。

3.4 漫流带

漫流带位于辫流水道间的相对高部位，为洪水漫出水道形成的细粒沉积，包括漫流砂体和漫流细粒。

3.4.1 漫流砂体

漫流砂体岩石相类型主要为中—细砂岩相，粒度比辫流水道的细，分选相对较差，杂基含量相对较高，块状层理，单一期次厚度一般小于2.0 m。自然电位曲线稍微偏离基线，齿化非常严重，电阻率低(见图8(d))。

3.4.2 漫流细粒

漫流细粒岩石相类型主要为粉—细砂岩相，粒度比漫流砂体细，分选相对较差，杂基含量高，块状层理，单一期次厚度为0.3～1.0 m。自然电位和电阻率接近基线，呈微齿化(见图8(d))。

图9 老君庙油田M油组冲积扇单井沉积特征(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

老君庙油田M油组沉积微相平面分布样式分为两种：一种为扇根外缘连片的片流带和离散的漫洪带拼接样式；另一种为扇中条带状辫流水道和透镜状漫流带相间拼接样式。

4.1.1 扇根外缘片流带和漫洪带拼接样式

该拼接样式发育于M油组底部M3砂组(M32和M31小层)。片流带呈连片状，由南向北均匀撒开，横向宽度大于3.5 km，呈典型的泛连通体，覆盖整个老君庙油田。漫洪带局部发育，呈环带状，离散分布，横向上展布规模小于200.0 m(见图10(a))。

4.1.2 扇中辫流水道和漫流带拼接样式

该拼接样式发育于M2和M1砂组，包括M23、M22、M21、M13、M12、M11等6个小层。辫流水道与漫流砂体、漫流细粒侧向间隔，漫流带呈环带状围绕辫流水道分布。辫流水道自北向南呈发散状，且侧向摆动分叉频率高，宽度为100.0～400.0 m，辫流水道间的漫流带长轴方向平行于主水流线方向，平均宽度为300.0 m(见图10(b-c))。

4.2 剖面分布特征

剖面上，M油组底部M3砂组(M32和M31小层)发育扇根外缘片流带和漫洪带。片流砂坝呈“底平顶凸”的形态，向两侧逐渐变薄。M油组底为不整合面，由于古地形起伏，片流砂坝局部存在填平补齐。片流砂坝之间的漫洪砂体和漫洪细粒沉积于相对较高部位，规模相对较小。M2和M1砂组(M23小层至M11小层)发育扇中辫流带和漫流带，辫流水道呈“顶平底凸”的砂体形态，向两侧逐渐变薄，水道局部下切。漫流带与辫流水道侧向拼接，位于较高的部位，规模较小(见图10(d)。

4.3 垂向演化

M油组自下而上，由扇根外缘片流带、漫洪带过渡到扇中辫流带、漫流带，且辫流水道规模相对变小，漫流带规模相对变大，整体表现为冲积扇退积的过程(见图10)。

5 沉积模式

构造运动、气候条件和古地形等因素决定老君庙油田M油组的冲积扇沉积模式(见图11)。M油组沉积时期，北祁连山褶皱带开始隆升，同时受干旱的气候条件影响，加速风化剥蚀，为整个老君庙构造带提供稳定而充足的物源。洪水期，受槽沟和山前平原地形的控制，大量碎屑物质从槽沟流出，在山前平原呈扇形快速堆积。扇根内缘主要发育槽流带；扇根外缘发育片流带和漫洪带；扇中发育漫洪带背景下的辫流带，漫洪带规模顺物源方向逐渐增大，辫流带规模随之变小；扇缘发育广泛漫流细粒背景下的径流带，扇缘的径流水道延伸较短，规模也较小。

图11 老君庙油田M油组冲积扇沉积模式Fig.11 Alluvial fan sedimentary model of M oil group in the Laojunmiao oilfield

M油组初期，研究区主要沉积冲积扇扇根外缘的片流带，粗细粒混杂堆积，分选差，杂基含量很高，受搬运距离和洪水携带能力的影响，以粗砂岩为主，含少量小砾。M油组中后期，伴随侵蚀基准面升高和湖平面上升，冲积扇扇体向北祁连山退覆，研究区主要接受扇中辫流带和漫流带沉积，由于辫流水道发育，分选变好，杂基含量降低，粒度较早期沉积变细，以中—细砂和粉—细砂为主。

6 结论

(1)老君庙油田M油组具备干旱气候条件下的冲积扇沉积特征：位于北祁连造山带山前，近物源；砂岩颜色为棕红色，整体呈块状，粗细粒混杂堆积，分选差，杂基含量高，成分成熟度和结构成熟度较低；重矿物以不稳定矿物为主；牵引流和碎屑流并存；层理以块状层理和粒序层理为主；M油组沉积时期，由南至北，砂体逐渐呈扇形展开。

(2)M油组发育扇根外缘和扇中两种亚相。扇根外缘发育片流带和漫洪带，片流带细分为片流砂坝和流沟两种微相类型，漫洪带细分为漫洪砂体和漫洪细粒两种微相；扇中发育辫流带和漫流带，辫流带主要为辫流水道微相，漫流带包括漫流砂体和漫流细粒两种微相。

(3)M油组发育两种沉积微相平面分布样式：一种为扇根外缘连片的片流带和离散的漫洪带拼接样式(M3砂组)；另一种为条带状辫流水道和透镜状漫流带相间拼接样式(M2和M1砂组)。整个M油组自下而上表现为冲积扇不断退积。

(4)构造运动、气候条件和古地形等因素决定老君庙油田M油组的冲积扇沉积模式。M油组沉积时期，北祁连山褶皱带隆升，同时受干旱的气候条件影响，大量风化剥蚀产物沿槽沟流出，并在山前平原呈扇形快速卸载、沉积。伴随侵蚀基准面升高和湖平面上升，冲积扇扇体向北祁连山退覆，研究区沉积由冲积扇扇根外缘演变为扇中。

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2016-11-14；编辑：任志平

国家科技重大专项(2011ZX05009-002)

王旭影(1987-)，女，博士研究生，主要从事沉积学和油气储层方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2017)02-0001-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.02.001