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(zhì)大學(xué)(北京) 能源學(xué)院，北京 100083； 2. 中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)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(zhì)大學(xué)(北京) 能源學(xué)院，北京 100083； 2. 中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 3. 河南油田分公司 第二采油廠，河南 南陽 473400 )

根據(jù)測井、巖心及分析化驗(yàn)資料，在等時(shí)地層格架基礎(chǔ)上，結(jié)合老君廟油田古近系M油組區(qū)域沉積背景、巖石學(xué)、重礦物、粒度分析、沉積構(gòu)造及砂體形態(tài)等，分析沖積扇識(shí)別標(biāo)志，研究沉積相、沉積微相類型，刻畫沉積微相展布規(guī)律，建立老君廟油田M油組沖積扇沉積模式。結(jié)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(fā)育沖積扇扇根外緣和扇中，扇根外緣發(fā)育片流帶和漫洪帶，扇中發(fā)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(gè)M油組自下而上表現(xiàn)為沖積扇不斷退積。研究區(qū)沉積相主要受控于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、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(shí)地層格架

0 引言

老君廟油田位于酒西盆地的老君廟構(gòu)造帶，經(jīng)過近70年勘探開發(fā)，油田進(jìn)入后期低產(chǎn)開發(fā)階段，出現(xiàn)井況差、注采井網(wǎng)不適應(yīng)和儲(chǔ)量動(dòng)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(chǔ)層特征[2-3]、剩余油分布規(guī)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(chǔ)層非均質(zhì)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(jìn)行描述。喻宸等對老君廟構(gòu)造帶開展區(qū)域沉積體系研究[7]，認(rèn)為M油組發(fā)育沖積扇沉積，但沒有對油區(qū)內(nèi)部沖積扇沉積特征進(jìn)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(qū)開發(fā)方案的調(diào)整。

在等時(shí)地層格架的基礎(chǔ)上，筆者利用測井、巖心及分析化驗(yàn)資料，從區(qū)域沉積背景、巖石學(xué)特征、重礦物、粒度、沉積構(gòu)造和砂體形態(tài)等方面，分析沖積扇沉積的識(shí)別標(biāo)志。根據(jù)沉積位置、巖相組合、電性、粒度特征、水動(dòng)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(guī)律，建立研究區(qū)的沉積模式，為老油田開發(fā)后期剩余油挖潛提供地質(zhì)基礎(chǔ)，同時(shí)加深對沖積扇沉積研究的認(rèn)識(shí)。

1 研究區(qū)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(gòu)造帶(見圖1)。該逆沖推覆構(gòu)造帶覆蓋整個(gè)南部凸起和青南次凹，北以逆沖斷層為界，南達(dá)祁連山造山帶，西至鴨兒峽油田，東達(dá)青頭山；自西向東發(fā)育3個(gè)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(gè)完整的不對稱穹隆背斜構(gòu)造，背斜北陡南緩，局部倒轉(zhuǎn)，閉合高度為700 m，油藏平均埋深為810 m，面積約為13.3 km2。構(gòu)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(wǎng)密(平均井距為100.0 m)，測錄井資料、巖心和分析化驗(yàn)資料全。

古近系漸新統(tǒng)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(jí)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(gè)砂組(M3、M2、M1)，細(xì)分為8個(gè)小層(M32、M31、M23、M22、M21、M13、M12、M11)(見圖2(b))。

圖1 老君廟油田構(gòu)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(fā)育一套棕紅色低滲透塊狀砂巖儲(chǔ)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(xì)?；祀s堆積，分選差，雜基含量高，碳酸鹽膠結(jié)嚴(yán)重。物源來自于南部古祁連山。

2 沖積扇識(shí)別標(biāo)志

2.1 區(qū)域沉積背景

古近系漸新世早期，受近南北向區(qū)域擠壓應(yīng)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?yàn)楸眮啛釒Ц珊禋夂騕10]，風(fēng)化剝蝕強(qiáng)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(shí)期處于北祁連造山帶隆升活動(dòng)期，有利于沖積扇發(fā)育。

2.2 巖石學(xué)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(zhì)團(tuán)塊，粒級(jí)范圍大，表現(xiàn)為多種粒級(jí)混雜堆積，分選差。M3砂組以粗砂、中砂、細(xì)砂為主，含粉砂和小礫；M2砂組以中砂、細(xì)砂、粉砂為主，含粗砂；M1砂組以細(xì)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(xì)，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?jǐn)?shù)為33%。長石包括斜長石和鉀長石，平均體積分?jǐn)?shù)為27%。巖屑包括沉積巖巖屑、變質(zhì)巖巖屑、中性和酸性巖漿巖巖屑，平均體積分?jǐn)?shù)為40%。主要的砂巖類型為巖屑質(zhì)長石砂巖、長石質(zhì)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(jié)作用以泥質(zhì)膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)為主。原生粒間孔最為發(fā)育，其次為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，顆粒接觸方式以點(diǎn)接觸和點(diǎn)—線接觸為主(見圖4)。結(jié)構(gòu)成熟度較低。

圖4 老君廟油田M油組砂巖儲(chǔ)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(qū)域性特點(diǎn)，反映干旱沉積環(huán)境。整體呈塊狀，粗細(xì)粒混雜堆積，分選差，雜基含量高，成分成熟度和結(jié)構(gòu)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(jù)穩(wěn)定性,可以將重礦物分為穩(wěn)定重礦物和不穩(wěn)定重礦物兩種[13-16]。M油組重礦物以陸源礦物為主，其中穩(wěn)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(wěn)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(wěn)定礦物為主，約占重礦物總量的80%，穩(wěn)定因數(shù)低，介于0.10～0.52，反映搬運(yùn)距離短，靠近物源?？v向上，不同小層重礦物組成和體積分?jǐn)?shù)差異不大，反映M油組沉積時(shí)期物源相對穩(wěn)定。

表1 老君廟油田M油組重礦物體積分?jǐn)?shù)(N4104井)

注：穩(wěn)定因數(shù)為穩(wěn)定重礦物與不穩(wěn)定重礦物體積分?jǐn)?shù)比

2.4 粒度分析

M油組粒度概率累積曲線以寬區(qū)間、低斜率為特征，粒度為-1～8Φ，體現(xiàn)粗細(xì)粒混雜的沉積特征，曲線斜率低，反映粒級(jí)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(xiàn)為上拱弧形各次總體間無明顯的轉(zhuǎn)折點(diǎn)，跳躍、滾動(dòng)次總體不發(fā)育，懸浮次總體占絕對優(yōu)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(dòng)、跳躍次總體和懸浮次總體發(fā)育，斜率低，分選差，各次總體間轉(zhuǎn)折點(diǎn)較模糊，細(xì)粒的懸浮次總體含量較高，基本大于10%，有的甚至達(dá)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(jí)區(qū)間寬，各次總體均發(fā)育，懸浮次總體含量較高。M3砂組主要發(fā)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(huán)境；M1和M2砂組主要發(fā)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(huán)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(huán)境。M3砂組為碎屑流向牽引流過渡，發(fā)育扇中片流帶；M1和M2砂組為牽引流，發(fā)育扇中辮流帶。粒度總體較細(xì)，表明水動(dòng)力能量減弱，攜帶的碎屑物質(zhì)變細(xì)，原因是研究區(qū)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(gòu)造

M油組以塊狀層理和粒序?qū)永頌橹?見圖6(a-c))，層理界面不清楚，粒序?qū)永砜梢娔：牧Ｐ蛐哉嵚桑从吵练e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(guī)模很小，有些層理結(jié)構(gòu)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(huán)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(shí)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(tài)

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

3 沉積亞相、微相類型

結(jié)合區(qū)域沉積背景、巖石學(xué)、重礦物、粒度分析、沉積構(gòu)造及砂體形態(tài)等特征，老君廟油田M油組發(fā)育干旱氣候條件下的沖積扇沉積。根據(jù)沉積位置、巖相組合、電性、粒度特征、水動(dòng)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(qū)沉積亞相劃分為扇根外緣和扇中，扇根內(nèi)緣和扇緣亞相不發(fā)育。扇根外緣主要發(fā)育于M3砂組，包括片流帶和漫洪帶，片流帶細(xì)分為片流砂壩和流溝兩種微相類型，漫洪帶細(xì)分為漫洪砂體和漫洪細(xì)粒兩種微相；扇中發(fā)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(xì)分為漫流砂體和漫流細(xì)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(zhì)的洪水在扇面上形成片狀水流，并伴隨粗碎屑物質(zhì)的快速堆積。在剖面上，片流帶呈“底平頂凸”的形態(tài)。

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?qū)永頌橹?，略顯成層性，單一期次片流砂壩的厚度為0.3～2.0 m。流動(dòng)機(jī)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(xiàn)“假反旋回”的現(xiàn)象，電阻率表現(xiàn)為高阻(見圖8(a))。

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

圖7 老君廟構(gòu)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(fā)育于單一期次片流砂壩的頂部，粒度比片流砂壩的細(xì)，以中—粗砂巖和中—細(xì)砂巖為主，分選中等到好，雜基含量較低，易被碳酸鹽膠結(jié)，見小型斜層理和平行層理。流溝厚度基本小于0.5 m，規(guī)模小，寬度小于平均井距(100.0 m)，井間預(yù)測困難，因此只在取心井上識(shí)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(shí)古地形起伏，平面上沉積厚度存在差異，連片性不好，隨機(jī)、離散地夾雜在片流砂壩間。漫洪帶可以細(xì)分為漫洪砂體和漫洪細(xì)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(xì)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(xì)粒

漫洪細(xì)粒比漫洪砂體粒度更細(xì)，主要為粉—細(xì)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(fā)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(fù)合辮流水道帶。研究區(qū)辮流帶主要為辮流水道沉積。

辮流水道以中—粗砂巖、中—細(xì)砂巖為主，分選相對較好，雜基含量較低，易被碳酸鹽膠結(jié)，以粒序?qū)永頌橹?，厚度?.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(jié)，則物性較好，可以作為良好的儲(chǔ)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(xì)粒沉積，包括漫流砂體和漫流細(xì)粒。

3.4.1 漫流砂體

漫流砂體巖石相類型主要為中—細(xì)砂巖相，粒度比辮流水道的細(xì)，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(yán)重，電阻率低(見圖8(d))。

3.4.2 漫流細(xì)粒

漫流細(xì)粒巖石相類型主要為粉—細(xì)砂巖相，粒度比漫流砂體細(xì)，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(fā)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?qū)挾却笥?.5 km，呈典型的泛連通體，覆蓋整個(gè)老君廟油田。漫洪帶局部發(fā)育，呈環(huán)帶狀，離散分布，橫向上展布規(guī)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(fā)育于M2和M1砂組，包括M23、M22、M21、M13、M12、M11等6個(gè)小層。辮流水道與漫流砂體、漫流細(xì)粒側(cè)向間隔，漫流帶呈環(huán)帶狀圍繞辮流水道分布。辮流水道自北向南呈發(fā)散狀，且側(cè)向擺動(dòng)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(fā)育扇根外緣片流帶和漫洪帶。片流砂壩呈“底平頂凸”的形態(tài)，向兩側(cè)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(bǔ)齊。片流砂壩之間的漫洪砂體和漫洪細(xì)粒沉積于相對較高部位，規(guī)模相對較小。M2和M1砂組(M23小層至M11小層)發(fā)育扇中辮流帶和漫流帶，辮流水道呈“頂平底凸”的砂體形態(tài)，向兩側(cè)逐漸變薄，水道局部下切。漫流帶與辮流水道側(cè)向拼接，位于較高的部位，規(guī)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(guī)模相對變小，漫流帶規(guī)模相對變大，整體表現(xiàn)為沖積扇退積的過程(見圖10)。

5 沉積模式

構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、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(shí)期，北祁連山褶皺帶開始隆升，同時(shí)受干旱的氣候條件影響，加速風(fēng)化剝蝕，為整個(gè)老君廟構(gòu)造帶提供穩(wěn)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(zhì)從槽溝流出，在山前平原呈扇形快速堆積。扇根內(nèi)緣主要發(fā)育槽流帶；扇根外緣發(fā)育片流帶和漫洪帶；扇中發(fā)育漫洪帶背景下的辮流帶，漫洪帶規(guī)模順物源方向逐漸增大，辮流帶規(guī)模隨之變??；扇緣發(fā)育廣泛漫流細(xì)粒背景下的徑流帶，扇緣的徑流水道延伸較短，規(guī)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(qū)主要沉積沖積扇扇根外緣的片流帶，粗細(xì)?；祀s堆積，分選差，雜基含量很高，受搬運(yùn)距離和洪水?dāng)y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(zhǔn)面升高和湖平面上升，沖積扇扇體向北祁連山退覆，研究區(qū)主要接受扇中辮流帶和漫流帶沉積，由于辮流水道發(fā)育，分選變好，雜基含量降低，粒度較早期沉積變細(xì)，以中—細(xì)砂和粉—細(xì)砂為主。

6 結(jié)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(xì)?；祀s堆積，分選差，雜基含量高，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低；重礦物以不穩(wěn)定礦物為主；牽引流和碎屑流并存；層理以塊狀層理和粒序?qū)永頌橹?；M油組沉積時(shí)期，由南至北，砂體逐漸呈扇形展開。

(2)M油組發(fā)育扇根外緣和扇中兩種亞相。扇根外緣發(fā)育片流帶和漫洪帶，片流帶細(xì)分為片流砂壩和流溝兩種微相類型，漫洪帶細(xì)分為漫洪砂體和漫洪細(xì)粒兩種微相；扇中發(fā)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(xì)粒兩種微相。

(3)M油組發(fā)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(gè)M油組自下而上表現(xiàn)為沖積扇不斷退積。

(4)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、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(shí)期，北祁連山褶皺帶隆升，同時(shí)受干旱的氣候條件影響，大量風(fēng)化剝蝕產(chǎn)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(zhǔn)面升高和湖平面上升，沖積扇扇體向北祁連山退覆，研究區(qū)沉積由沖積扇扇根外緣演變?yōu)樯戎小?/p>

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2016-11-14；編輯：任志平

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05009-002)

王旭影(1987-)，女，博士研究生，主要從事沉積學(xué)和油氣儲(chǔ)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