瑪湖凹陷斜坡區KE89—MAh9古鼻凸的發現及油氣勘探意義

孟祥超 王小軍 陳 揚 齊洪巖 竇 洋 王愛霞

(①中國石油杭州地質研究院，浙江杭州 310023；②新疆油田公司勘探開發研究院，新疆克拉瑪依 834000)

0 引言

近五年來，在“跳出斷裂帶，走向斜坡區”思路指導下，準噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷繼高部位發現構造油藏群之后，在斜坡區發現了西部、東部兩個百里油區，迎來第二次儲量突破(環瑪湖凹陷斜坡區累計提交三級儲量油近6億噸)。上述突破得益于源外扇控大面積成藏模式的指導，該模式的主要內涵是： ①瑪湖凹陷斜坡區三疊系百口泉組(T1b)為典型的湖侵沉積。平面上，環凹陷東—北—西方向分別發育達巴松、夏鹽、瑪東、夏子街、黃羊泉、克拉瑪依和中拐扇七個扇體；縱向上，自下而上，百口泉組一、二、三段，即T1b1、T1b2、T1b3尖滅線向老山方向依次后退，且大致平行[1-4]；②在油源斷層(溝通二疊系風城組烴源巖與三疊系百口泉組儲層)、頂板封蓋層(T1b3泥質巖、T2k泥包砂沉積層)、底板封擋層(P2-3w頂部泥巖)等條件下，通過扇三角洲平原相富泥砂礫巖致密層、扇間泥質巖分別在上傾部位、側翼部位形成的封擋，油氣在扇三角洲前緣亞相水下分流河道砂體內聚集成藏[1]，發育巖性油藏。

隨著油氣勘探的進一步深入，發現上述成藏模式之外，還可能存在兩個有利的成藏領域: ①T1b1沉積受晚二疊世凹凸相間古地貌影響，有可能在斜坡趨勢下存在局部古地貌高，其周邊可為有利的油氣富集區；②目前，斜坡區發現的油氣主要集中于凹陷周緣七大主扇所限定的扇三角洲前緣相帶，但主扇之間的低勘探程度區亦存在較多的出油氣井點，該區帶的油氣勘探潛力及相應的成藏模式有待進一步探索。

為了探索上述兩個方面的成藏領域，本文選擇在黃羊泉扇、克拉瑪依扇兩大主扇之間的低勘探程度區，利用鉆井、測井和地震資料新發現KE89—MAh9二疊紀古鼻凸(下文簡稱“古鼻凸”)；參考露頭剖面，利用斷層生長指數、地震時間切片、AE法聲發射最大古應力值測定和FMI測井最大古應力方向測定等多種地球物理手段，綜合分析古鼻凸的成因及演化過程；明確古鼻凸對T1b1沉積及成藏的控制作用；以期在古鼻凸下傾部位發現“超覆線—迎烴面—通油源斷層”配置條件良好的潛在油氣富集區，揭示瑪湖凹陷斜坡區地層超覆圈閉勘探新領域。

1 區域概況

準噶爾盆地是在海西運動后期開始形成的多期次疊合盆地，周緣為古生代褶皺縫合帶[5]。自石炭紀至今，盆地依次經歷了海西晚期、印支期、燕山期和喜山期等構造運動。石炭紀末期，準噶爾南緣的北天山—準噶爾洋開始閉合，并在局部發生陸塊碰撞(即天山中期運動)。受其影響，西北緣早期褶皺造山帶強烈隆升，并向盆地逆沖，形成疊瓦式前陸推覆構造。二疊紀早期，準噶爾地塊在西北緣持續逆沖推覆作用下，受垂直載荷影響，巖石圈發生撓曲變形，西北緣周緣前陸盆地開始形成。三疊紀中—晚期，準噶爾地塊和西準噶爾地塊相對于成吉斯弧發生逆時針旋轉，導致陸內變形顯著[6-7]，在準噶爾盆地西北緣形成克百—烏夏右旋走滑逆沖帶(圖1)。

研究區位于克百斷層下盤，地層發育有石炭、二疊、三疊、侏羅及白堊系，各層系之間呈區域性平行不整合或角度不整合接觸關系[8-9]。目的層百口泉組為一套近物源的粗碎屑(砂礫巖)沉積[10-11]。

圖1 區域構造位置(粉紅色框為研究區范圍)

2 古鼻凸特征

古鼻凸位于瑪湖凹陷西斜坡克百斷層下盤，屬于斜坡背景上的低幅度鼻狀凸起，面積約為55km2。古鼻凸頂面為T/P(三疊系/二疊系)區域不整合面，上覆地層為T1b2，下伏地層為P3w。T1b1地層厚度自南翼、東翼、北翼向古鼻凸周緣逐漸減薄，在BAI53—MA14—BAI65—AIc1—MAh9井一線附近超覆尖滅于古鼻凸側翼，古鼻凸部位缺失T1b1地層(圖2、圖3)。地震剖面上可見下(P3w)削上(T1b1)超反射特征(圖3a、圖3c)。

古鼻凸邊界為T1b1尖滅線，T1b1從南、東、北超覆其上。百口泉組為湖侵沉積，自下而上，T1b1、T1b2、T1b3尖滅線向西部古地貌高方向逐層推進。T1b2、 T1b3尖滅線走向與近南北走向的克百斷裂帶大致平行，而T1b1尖滅線走向在KE89—MAh9—BAI65井一線向東凹進，使古鼻凸產狀呈向東(凹陷中心)收斂、向西部古地貌高方向敞開的“類喇叭口”狀(圖 2)。

古鼻凸主要控制T1b1沉積。T1b2沉積于古鼻凸、填平補齊之后，T1b3沉積厚度穩定(圖3c、圖3d)。據古鼻凸邊界和T1b1厚度，推算KE89—MAh9古鼻凸高度約為55m，寬度約為6.5km,古鼻凸周緣的T1b1以砂礫巖夾泥巖沉積為主，泥巖夾層厚度(2～5m)穩定。測井曲線(圖3b、圖3d)以漏斗形、底漸變接觸的反旋回為主。地震反射特征為低頻—弱振幅—較弱連續(圖3a、圖3c)。

圖2 T1b1殘余地層厚度圖

圖3 古鼻凸邊界地震反射、巖性及測井特征(地震剖面位置見圖2)

古鼻凸上覆的T1b2發育穩定的砂礫巖夾少量泥巖沉積。T1b2覆蓋古鼻凸及其周緣，與古鼻凸沒有成因聯系。

古鼻凸下伏的上烏爾禾組(P3w)在MAh9井、BAI65井區以厚層塊狀砂礫巖沉積為主，中上部發育厚度不等的泥巖隔層，頂部發育約8～15m致密古風化殼層。測井曲線以鐘形、底突變接觸的正旋回為主(圖3b、圖3d)。地震反射特征為中低頻—中強振幅—較高連續(圖3a、圖3c)。其巖性、測井及地震反射特征與南部MAh1井區大致相同。

3 古鼻凸成因

KE89—MAh9古鼻凸的成因與同沉積逆沖斷層密切相關[7-8]。

二疊紀—三疊紀期間，研究區處于晚海西運動—印支運動擠壓構造背景下，氣候干旱少雨，風化作用(尤其是物理風化破碎作用)強烈。擠壓推覆作用和風化作用的雙重效應導致逆沖斷層上升盤地層抬升的同時，亦遭受較強烈的風化破碎、剝離作用。

該時期逆沖斷層具同沉積性質，與同沉積正斷層相比，二者差異主要在兩個方面： ①沉積物處于沉積期或準同生期，尚未固結成巖，塑性較強，斷層上、下盤相對運動形成的拖曳效應常在近斷裂帶處形成拖曳涂抹帶。其中，同沉積正斷層拖曳涂抹帶傾向與斷層傾向相同，同沉積逆沖斷層則相反；②對于同沉積正斷層而言，下降盤的引張下落導致上升盤的相對上升，上升盤不會形成對下降盤的垂向負荷；而同沉積逆沖斷層的上升盤多垂直或傾斜上覆于下降盤之上，形成了對下降盤的垂向負荷(圖4)。同沉積逆沖斷層多發育于強烈擠壓構造應力背景下，上升盤地層抬升，遭受強烈剝蝕，剝蝕下來的物質堆積于斷崖底部的下降盤，導致下降盤近斷裂帶區因上覆壓力增大而發生撓曲沉降。而上升盤地層在區域構造擠壓應力作用下，直接逆沖推覆至下降盤之上，進一步增加了下降盤的上覆地層壓力，進而導致下降盤相對于上升盤的撓曲沉降程度進一步加大。由此推知，在區域母巖類型、地層巖性及厚度、構造應力等背景條件大致相同條件下，同沉積逆沖斷層上盤及下盤的相對構造高差要明顯大于同沉積正斷層(圖4)。

圖4 同沉積逆沖斷層及同沉積正斷層野外露頭剖面對比

晚海西期，塔里木板塊與西伯利亞板塊碰撞擠壓，克百地區靠近擠壓中心區，以近東西向逆沖推覆作用為主，逆沖楔狀體沿二疊系地層內部的塑性滑脫面自西向東逆沖推覆。受F1、F2兩條同沉積逆沖斷層夾持控制，近東西向逆沖推覆作用在斷層上、下盤產生相對構造高差，形成古鼻凸；早印支期轉變為近南北向擠壓應力，發生右行走滑，對古鼻凸進行改造，最終定型(圖5)。

利用砂礫巖樣品點AE法聲發射古應力值測試[12-13]得出的最大古應力值變化曲線可知，古鼻凸經歷了三個由強漸弱的幕式構造旋回，分別對應古鼻凸的形成、發展、定型三個演化時期(圖5)。

圖5 古鼻凸演化綜合分析圖(剖面位置見圖6b)

3.1 古鼻凸形成期(構造旋回Ⅰ)

此時期形成古鼻凸的雛形，古鼻凸主要靠近F2斷層一側。進一步可細分為活動期Ⅰ、間歇期Ⅰ兩個階段。

活動期Ⅰ(變形代表層位為層1、層2)：構造擠壓作用最為強烈(測算區域最大古應力達237.3MPa)，F1斷層由于距克百—烏夏逆沖帶較近，在擠壓逆沖推覆的主構造背景下，疊加了造山后的伸展松弛作用，存在逆沖擠壓(逆沖斷層，層1)—伸展(正斷層，層2)的構造反轉。F1斷層在斷層傾向(上、下盤相對位置)保持不變的前提下，早期的同沉積逆沖作用(層1: 下盤厚度大于上盤厚度)及后期的同沉積伸展作用(層2: 下盤厚度小于上盤厚度)的疊合效應，弱化了F1斷層的整體逆沖效應。此外，f1斷層釋放了作用于F1斷層的部分應力。上述作用的綜合效應，導致 F1、F2斷層夾持區在靠近F1斷層一側抬升幅度較小。F2斷層因距離克百—烏夏逆沖帶稍遠，造山后的伸展松弛作用影響甚微，整體以逆沖推覆作用為主。由于沖斷作用持續發生，上、下盤地形相差懸殊，自沖斷席上剝蝕下來的碎屑物堆積于斷崖根部，斷層的同沉積作用非常明顯(F2斷層在層1處的生長指數為1.40，層2處的生長指數為2.73)。此外，與F2斷層呈“Y”字形交叉的f3斷層(調節斷層)的逆沖作用，進一步強化了F2斷層上下盤的高差。因而在F1、F2斷層夾持區靠近F2斷層一側形成古鼻凸的雛形。

間歇期Ⅰ(變形代表層位為層3)：主控斷層F1、F2及上、下盤斷距、厚度、產狀均無明顯差異(F1、F2斷層生長指數分別為1.13、1.02)，次級斷層f1及f2(F1斷層上盤的調節斷層)等小斷層局部調節，釋放部分應力/形變(f1、f2斷層上、下盤地層厚度及產狀變化較明顯)，并以強烈逆沖擠壓后的輕微伸展松弛(F1斷層上盤開始發育傾向相反的調節正斷層f2，且F1、f2斷層夾持部位的構造形態平直，分析認為該斷層應為強烈逆沖擠壓后的輕微伸展松弛所致)為構造旋回I結束標志。

3.2 古鼻凸發展期(構造旋回Ⅱ)

此時期，古鼻凸范圍已擴展至F1、F2斷層夾持區域。該時期也可細分為活動期Ⅱ、間歇期Ⅱ兩個階段。

活動期Ⅱ(變形代表層位為層4、層5)：主控斷層F1、F2斷距及上、下盤厚度差異較之于活動期Ⅰ明顯減小，F2斷層的逆沖推覆強度仍然大于F1 斷層(以層4變形為代表，對應的F1、F2斷層的生長指數分別為1.06、1.10)。斷層在地震剖面上主要表現為同相軸的輕微撓曲。該時期的應力/形變主要通過次級斷層f1及調節斷層f2來實現(以f2斷層為代表，f2斷層在層4的生長指數為1.19)。

間歇期Ⅱ(變形代表層位為層6、層7)：可分解為早期、晚期兩個階段。早期(層6變形為代表)F1、F2、f1斷層不存在明顯的斷距，上、下盤厚度均無明顯差異(F1、F2斷層在層6處的生長指數分別為1.04、1.08)，說明F1斷層活動基本停止，F2斷層繼續同沉積逆沖活動，但強度明顯減弱。f1等小斷層局部調節、釋放部分應力/形變。晚期(層7變形為代表) 除了F2斷層繼續同沉積逆沖活動并略有增強(F2斷層生長指數為1.14)外，其他部位地層厚度均無明顯差異。

需要指出的是，古鼻凸發展期的晚期(層6末期—層7變形期)，各斷層傾角明顯變大，斷層上、下盤地層的產狀出現明顯差異。該變化源于早印支期南北向擠壓作用疊加到原海西期北北東走向斷層上，進而在原海西期斷層上產生的右旋走滑作用所致。

3.3 古鼻凸定型期(構造旋回Ⅲ—構造旋回Ⅳ)

該時期海西期近北北東向古鼻凸經早印支期右行走滑改造，最終定型為現今的近東西走向。

構造旋回Ⅲ早—中期(變形代表層位為層8)：繼承了前期古應力格局，斷層傾角進一步加大至近90°，斷層上、下盤地層的產狀差異自F2、f1、F1方向逐漸增強的趨勢得以保持。除F2斷層繼續保持較強的同沉積逆沖擠壓態勢(F2斷層生長指數為1.16)外，F1、f1斷層的同沉積逆沖擠壓效應進一步減弱(F1斷層生長指數為1.03)。盡管各斷層的擠壓趨勢整體減弱，但該時期最大古應力值(128.1MPa)仍然較大。綜合分析認為，上述剩余應力/形變主要由F2斷層的長期繼承性逆沖抬升以及由F1、f1斷層上盤伴生的調節性正斷層f4(生長指數為1.23)、f5(生長指數為1.14)消弭釋放。

構造旋回Ⅲ晚期(變形代表層位為層9，即P3w)：海西運動末期褶皺回返，盆緣區中—下二疊統抬升，遭受強烈的剝蝕，形成了上二疊統(P3)/中—下二疊統(P1-2)之間的角度不整合接觸，上覆上烏爾禾組厚層塊狀砂礫巖。該期構造運動對研究區的影響主要體現在使長期繼承性活動的F2斷層繼續同沉積逆沖(生長指數為1.18)，次級及調整斷層f1、f4、f5等已陸續停止活動，F1斷層同沉積逆沖作用停止(生長指數為1.0)。

后期改造—定型期(構造旋回Ⅳ)：三疊紀中—晚期，研究區處于印度板塊和歐亞板塊南北向擠壓碰撞(印支運動)引發的遠程效應影響下，因處于構造運動的遠程端，逆沖擠壓推覆作用強度較之于海西期明顯減弱，以近南北向擠壓應力為主。該期在三疊系內部產生新的具同沉積性質的逆沖斷層，斷層發育部位與原海西期逆沖斷層發育部位繼承性較強。同時，原海西期近北北東向的F1、F2逆沖斷層疊加了本次近南北向擠壓應力下右行走滑作用，影響范圍向下波及至層6末期—層7(自該位置向上，斷層傾角明顯變大，斷層上、下盤地層產狀出現明顯差異)。F1、F2兩條斷層夾持的古鼻凸由原海西期近北北東向最終定型為現今的近東西走向。

縱向上，地震時間切片對比可以更清晰地反映F1、F2斷層的“晚海西期逆沖擠壓推覆—早印支期走滑改造”演變特征及其對古鼻凸的控制作用(圖6)。F1、F2斷層位置與T1b1尖滅線(代表古鼻凸邊界)在各時間切片的投影位置大致吻合，且吻合程度由深至淺，即2900→2600→2300ms逐漸增強(2300ms時間切片對應海西運動末期，此時期F1斷層同沉積逆沖作用停止)，說明古鼻凸的形成與F1、F2兩條斷層自下而上的逆沖推覆作用關系密切。大侏羅溝斷裂(圖6)為達爾布特走滑斷裂伴生的分支斷裂，斷裂兩側產狀差異(同相軸走滑扭曲)主要表現在近斷裂附近，而距離斷裂帶稍遠的兩側地層產狀基本一致。F1、F2斷層附近地層產狀與大侏羅溝斷裂明顯不同，除了近斷裂帶處發生同相軸錯斷外，兩側地層產狀差異在遠離斷裂帶處表現的尤為明顯，分析認為是逆沖推覆作用導致的斷裂兩側不同時代地層對接所致。

古鼻凸的現今走向與大侏羅溝走滑斷裂的走向大致平行，說明古鼻凸的形成經歷了晚海西期近東西向擠壓逆沖推覆及早印支期右行走滑改造作用，最終定型為目前的近東西向。

圖6 古鼻凸演化時間切片

上述古鼻凸成因分析中，最關鍵的環節是晚海西期和早印支期的最大主應力方向發生了變化(前者為近東西向，后者為近南北向)。最大主應力方向的變化可通過FMI測井所反映的誘導縫走向及定向橢圓井眼長軸走向進一步佐證。依據誘導縫走向與井壁崩落形成的定向橢圓井眼長軸走向識別古應力方向[14-16]是目前常用的手段。從成因上講，誘導縫與井壁崩落形成的定向橢圓井眼均與古應力場有關。誘導縫是地應力作用下即時產生的裂縫，走向平行于最大古應力(壓應力)方向，以排列整齊、規律性強、縫面規則、開度較小為典型特征而區別于天然裂縫(成儲裂縫，與構造運動和地層脆/塑性密切相關，發育過程中又遭受地下水溶蝕和沉淀作用改造，分布不規律，縫面不規則，裂縫開度變化大)。井壁崩落形成的定向橢圓井眼的成因與地下最大古應力(壓應力)方向有關。最大古應力(壓應力)作用方向上，井壁巖石徑向受力方向指向井筒，巖石向井筒內垮塌，井壁沿該方向擴徑，形成定向橢圓井眼。定向橢圓井眼的長軸方向指示最大古應力方向。

研究區FMI成像測井(圖7)揭示的誘導縫走向清晰揭示出上述應力變化特征，即中—下二疊統P1f、P2x、P2w受晚海西期近東西向(82.5°，262.5°)最大主應力(壓應力)控制，以近東西向擠壓作用為主(圖7a)；上二疊統P3w地層則在晚海西期近東西向(97.5°，277.5°)主壓應力背景上，疊加了早印支期近南北向(172.5°，352.5°)主壓應力(圖7b)。井壁崩落形成的定向橢圓井眼所揭示的主壓應力方向(175.5°，355.5°)與印支期近南北向(172.5°，352.5°)主壓應力方向高度吻合，表明定向橢圓井眼主要形成于印支期(圖7c)。而定向橢圓井眼垂向發育程度的差異及產狀特征進一步印證了上述印支期發生的走滑作用。定向橢圓井眼僅在海西末期P3w發育，呈北北西(162.5°，342.5°)、北北東(188.5°，8.5°)走向兩組共軛縫的方式出現。共軛縫夾角(26.0°)較小。裂縫開度較前述誘導縫開度明顯增大，綜合分析認為，上述窄夾角共軛橢圓井眼的成因與早印支期近南北向擠壓兼右行走滑反轉形成的壓剪作用有關，裂縫開度較大并最終形成井壁崩落則是壓剪作用長期疊加的結果。

圖7 FMI測井(誘導縫—定向橢圓井眼)反映的最大主應力方向分析圖

4 油氣勘探意義

4.1 古鼻凸下傾部位T1b1段儲層質量較優

由前述分析可知,F1、F2兩條邊界斷層活動性的差異導致古鼻凸南、北兩側的沉積及地層存在明顯的不同。

古鼻凸南側的MAh1井P3w頂部的泥巖地層保存較完整，而古鼻凸部位的MAh9井P3w上部的泥巖地層被剝蝕殆盡，為下傾部位的MAh6—MA9井區T1b1段沉積提供物源。母巖物質經歷了多次的再搬運、再沉積過程，沉積物的重力分異程度及水動力對粒間細粒填隙物的淘洗程度進一步加強，進而確保古鼻凸下傾部位T1b1段儲層具較高的成分成熟度及結構成熟度，長石等易溶碎屑含量及石英、石英質巖、花崗巖等剛性顆粒含量明顯增高，抗壓保孔性增強，剩余粒間孔及長石粒內溶孔發育，儲層質量較優(圖8)。

4.2 發育上傾封堵致密層

在油源斷層、垂向儲—蓋組合等成藏條件具備的情況下，古鼻凸能否對下傾方向的地層超覆圈閉形成上傾封堵是油氣成藏的關鍵。

古鼻凸處于構造高部位，長時期暴露地表，并且不整合面之下的P3w地層屬較易風化的沉積巖地層，因而在近不整合面部位風化、形成一套厚度穩定的古風化殼層。

以靠近古鼻凸邊界的AIc1井(圖9)為例,T1b2底礫巖層與不整合面之下古風化殼層直接接觸。古風化殼層以泥壤層為主，含少量砂壤層、礫壤層及淋濾層(泥質/砂質)。表現為致密層特征(泥壤層密度均值為2.64g/cm3；砂/礫壤層密度均值為2.62g/cm3；淋濾層密度均值為2.57g/cm3；古風化殼層密度均值為2.61g/cm3)，可以為下傾方向T1b1地層超覆圈閉提供有效的上傾封堵條件。

圖8 古鼻凸下傾部位儲層質量

圖9 古風化殼結構圖(AIc1井，井點位置見圖11)

4.3 發育地層超覆圈閉

瑪湖凹陷斜坡區百口泉組近五年的油氣勘探遵循“扇控大面積成藏”勘探理念，油氣在扇三角洲前緣相帶(圖10中A區)中成藏。古鼻凸的發現，揭示了地層超覆圈閉勘探新領域(圖10中B區)。

較之于扇控大面積成藏模式，本次發現的地層超覆圈閉除了具有與前者大致相同的頂板、底板封堵條件及油源斷層條件外，還具有更優越的成藏條件配置(表1)，如更靠近烴源灶中心，油源充足；儲層條件優越；圈閉側向封堵條件好等。

更重要的是，圍繞古鼻凸發現了一系列的地層超覆或巖性圈閉。T1b1累計厚度大于6m的砂體富集帶主要分布在被三條坡折帶所分隔的四個寬緩平臺內(與T1b1尖滅線大致平行，圖11)，每個平臺內的砂體富集區呈土豆狀展布，與扇三角洲前緣水下分流主河道位置匹配良好[17-19]，為高效儲層發育帶。

地層超覆圈閉主要發育于古鼻凸的南翼，致密古風化殼層與南翼的扇間泥質巖帶(圖11，深藍色、淺藍色、綠色區域為扇間泥質巖區)共同構成T1b1段地層超覆圈閉的上傾封堵帶。其中，緊鄰古鼻凸的一平臺的A、B、C、H圈閉上傾方向主要為致密古風化殼層封堵；一平臺的I圈閉及二平臺、三平臺、四平臺(各平臺大致以坡折1、2、3為界限，圖11)的圈閉超覆于T1b1/P3w不整合面之上，上傾方向則以各坡折帶處的扇間泥質巖帶封堵為主。

本次研究發現砂體累計厚度大于6m、單塊面積大于2km2、“超覆線—迎烴面—油源斷層[20-22]”配置條件較優的潛在油氣富集區共63.4km2/12塊(圖11中的A～L塊)，揭示了瑪湖凹陷斜坡區存在地層超覆或巖性圈閉勘探新領域。

圖10 古鼻凸及兩種類型圈閉分布模式圖(剖面位置見圖11)

油藏類型烴源巖輸導—運移主成藏期構造背景儲 層圈閉—封擋母巖類型剛性顆粒含量/ 抗壓保孔性成分/結構成熟度上傾方向其他方向扇控大面積巖性油藏(AIh2油藏)KE89—MAh9古鼻凸地層超覆油藏風城組泥巖、云質泥巖、沉凝灰巖 通油源斷層—不整合面—砂體 均位于AIh2-MA9鼻凸,構造背景優中基性火山巖較低/較低較低/較低扇三角洲平原富泥砂礫巖沉積巖較高/較高較高/較高古鼻凸/致密古土壤;扇間泥質巖扇間泥質巖、 前三角洲/濱淺湖泥質巖

圖11 T1b1段地層超覆圈閉分布圖

6 結論

(1)古鼻凸位于克百斷層下盤，面積約為55km2，頂面為T/P區域不整合面，上覆T1b2，下伏P3w。古鼻凸邊界為T1b1尖滅線，屬于斜坡背景上的低幅度鼻狀凸起，呈向東部凹陷中心收斂、向西部古高方向敞開的“類喇叭口”狀。

(2)古鼻凸由F1、F2兩條同沉積逆沖斷層夾持控制，晚海西期近東西向逆沖推覆作用在斷層上、下盤產生相對構造高差，古鼻凸形成；早印支期近南北向擠壓應力導致右行走滑改造，古鼻凸最終定型。

(3)在古鼻凸南翼下傾部位T1b1段新發現“超覆線—迎烴面—油源斷層”配置條件較優的潛在油氣富集區63.4km2/12塊，揭示瑪湖凹陷斜坡存在地層超覆圈閉勘探新領域。