李 鋒，仝立華，單玄龍，徐銀波(.中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 00083；.吉林大學(xué)，吉林 長春 300)

準(zhǔn)噶爾盆地南部喀拉扎油砂成藏模式淺析

李 鋒1，仝立華1，單玄龍2，徐銀波1
(1.中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 100083；2.吉林大學(xué)，吉林 長春 130012)

準(zhǔn)噶爾南部有喀拉扎、安集海等油砂礦點和露頭，前人沒有做系統(tǒng)研究，本次通過地表和鉆井情況對喀拉扎地區(qū)油砂地質(zhì)特征進(jìn)行了詳細(xì)描述。油砂儲層的巖石類型以砂巖、砂礫巖為主，儲集層物性特征良好，孔隙度一般在15.74%～22.69%，滲透率高達(dá)277.07 mD。通過研究，探討了油砂成藏模式主要為抬升改造型，喀拉扎油砂厚度和分布面積較大，含油率較高，一般可達(dá)4.4%?？τ蜕?井的成功鉆探，證實了準(zhǔn)噶爾盆地南緣天山山前構(gòu)造帶油砂具有較大的資源潛力和勘探價值，有力推動了該區(qū)的油砂資源基礎(chǔ)地質(zhì)調(diào)查工作，指導(dǎo)該區(qū)下一步油砂資源勘查和評價。

準(zhǔn)噶爾盆地；喀拉扎；油砂；成藏模式

油砂是一種重要的能源礦產(chǎn)，是原油形成后向近地表的砂體運(yùn)移，在運(yùn)移中輕組分揮發(fā)重組分殘留下來形成的瀝青等重油資源。油砂作為非常規(guī)石油資源的一種，分布廣泛，是石油、天然氣替代能源，同時也是中國未來能源安全的重要保障之一。中國的油砂資源十分豐富，最新調(diào)查數(shù)據(jù)顯示，我國油砂地質(zhì)資源量約為59.7×108t，主要分布于準(zhǔn)噶爾、塔里木、柴達(dá)木、四川、鄂爾多斯及松遼等盆地，具有點多、面廣、層多、含油率中等、油質(zhì)較好等特點。但對于油砂的開發(fā)利用，目前世界上還僅限于加拿大、美國等少數(shù)國家，中國目前尚處于研究階段[1]。

準(zhǔn)噶爾盆地具有豐富的油砂資源，多個研究單位已在該地區(qū)進(jìn)行過相關(guān)的地質(zhì)調(diào)查和研究工作。筆者主要根據(jù)2015年中國地質(zhì)調(diào)查局在我國北部重點地區(qū)油砂調(diào)查中部署的工作和掌握的資料，對準(zhǔn)噶爾盆地南緣喀拉扎地區(qū)油砂的基本特征進(jìn)行分析研究，并對其成藏模式進(jìn)行了初步探討，為該區(qū)油砂資源勘探潛力研究提供參考依據(jù)。

1 油砂成藏地質(zhì)背景

新疆準(zhǔn)噶爾盆地位于中國西北邊陲，面積約13×104km2，是中國大型含油氣盆地之一。該盆地為地塊擠壓復(fù)合盆地，盆地形成始于晚石炭系，經(jīng)歷了晚海西期的裂陷階段、印支-燕山期的凹陷階段、喜馬拉雅的收縮整體上隆階段，形成了多旋回的生儲蓋組合。多次的構(gòu)造運(yùn)動帶來了多種類型油氣藏的形成，同時也伴隨著油氣藏的破壞，油氣再次發(fā)生運(yùn)移，甚至使儲層裸露出地表，因而盆地周邊可見到大量各式各樣的油氣顯示。如油氣苗、稠油、固體瀝青、瀝青砂和地蠟等都是已形成的油氣藏遭受破壞的證據(jù)[1-2]。準(zhǔn)噶爾盆地具有豐富的油砂資源，主要分布在盆地西北邊緣的扎依爾山-哈拉阿拉特山山前、南緣的天山東緣的克拉美麗山山前[2-3]，而在盆地南緣喀拉扎地區(qū)油砂勘探目前尚屬首次。

1.1 區(qū)域構(gòu)造背景

由出露地表構(gòu)造形態(tài)看，喀拉扎地區(qū)處于一個比較典型的扭動構(gòu)造環(huán)境之中，受新生代喜馬拉雅構(gòu)造運(yùn)動影響，喀拉扎背斜屬于準(zhǔn)噶爾盆地南緣山前構(gòu)造帶第一排，發(fā)育斷面南傾，整個背斜位于頭屯河與昌吉河之間，西南以北西向小向斜與阿克屯背斜分開，長軸14 km，短軸4 km，兩翼北陡南緩，反映來自由南向北的擠壓作用。研究區(qū)內(nèi)構(gòu)造閉合良好，未遭遇大的破壞，僅構(gòu)造東西側(cè)有些小斷層，走向東西，斷距10～50 m，斷面近于直立。同時由于擠壓劇烈，使得軸部核心部分地層形成小褶曲現(xiàn)象。研究區(qū)構(gòu)造圈內(nèi)地形極為復(fù)雜，均為高差50 m到數(shù)百米的高山夾溝谷組成。東部頭屯河南北向切割，軸部和延長軸方向被剝蝕成數(shù)條大溝。

整個喀拉扎背斜主要出露地層皆屬于侏羅系(圖1)，背斜核部出露最老地層為侏羅系下統(tǒng)的三工河組，下部與八道灣組整合接觸，上覆地層依次為侏羅系中上統(tǒng)的西山窯組、頭屯河組、齊古組、喀拉扎組，這是準(zhǔn)噶爾盆地最發(fā)育的地層單元之一，一般均以明顯的角度不整合覆于下伏地層，直至古生代基巖之上，中下統(tǒng)為含煤巖系，上統(tǒng)為紅色建造。

圖1 喀拉扎背斜核部全景、實測圖

1.2 地層分布

喀拉扎背斜核部出露最老地層為侏羅系下統(tǒng)的三工河組，下部與八道灣組整合接觸，上覆地層依次為侏羅系中上統(tǒng)的西山窯組、頭屯組、齊古組、喀拉扎組。

整個喀拉扎背斜主要出露地層皆屬于侏羅系，這是準(zhǔn)噶爾盆地最發(fā)育的地層單元之一，不僅遍布全盆地，相同的沉積還充填了毗鄰的各個山間盆地，一般均以明顯的角度不整合覆于下伏地層，直至古生代基巖之上，中下統(tǒng)為含煤巖系，上統(tǒng)為紅色建造。

1.2.1 中下侏羅統(tǒng)

這是一套以河沼相、湖沼相沉積交替出現(xiàn)的含煤建造，最大厚度近3 000 m，包括兩個統(tǒng)、3個亞旋回、4個巖組，是新疆煤炭資源的主要賦存巖系。除頂部第三旋回的巖組為紅、綠相間的雜色層外，其余均為灰綠色。此侏羅系統(tǒng)稱水西溝群。

研究表明，在準(zhǔn)噶爾盆地的南部，侏羅紀(jì)煤系地層具有相當(dāng)大的生烴潛力。

八道灣組為河流、沼澤相沉積，巖性主要為碳質(zhì)泥巖，黃灰綠色砂巖，砂巖與泥巖互層，中間夾菱鐵礦，鐵質(zhì)砂巖及少量煤層，盆地南緣山前區(qū)厚度最大，通常為800 m左右，其上與三工河組分界為一煤層，煤層厚度不一。

三工河組與八道灣組連續(xù)過渡沉積，絕大多數(shù)為穩(wěn)定的湖湘沉積。巖性為灰黑色、灰綠色泥巖夾砂巖及疊錐狀灰?guī)r，砂泥巖呈韻律狀互層，頂部變粗，發(fā)育煤線。在距頂部275 m處有一灰色中粗粒砂巖層，為良好標(biāo)準(zhǔn)層，厚約30～42 m(局部為沙泥巖互層)。含介形蟲化石及植物化石，厚217～703 m。喀拉扎頂部出露197 m。

西山窯組、三工河組連續(xù)沉積，為河沼相沉積，橫向上變化主要為沼澤化的程度和色澤變化。巖性為灰綠色、灰白色砂巖、砂礫巖，礫巖與灰色泥巖、黑色碳質(zhì)泥巖的韻律狀互層。含多層可采煤層。艾維爾溝群馬納斯河在準(zhǔn)噶爾盆地南緣分布較厚，以瑪納雁羹彗斯紅溝剖面為代表。從中侏羅統(tǒng)頭屯河組到上侏羅統(tǒng)喀拉扎組整體表現(xiàn)為一下細(xì)上粗的正旋回。

頭屯河組的相環(huán)境跨越度較大，由下部的山麓洪積扇辮狀水流堆積、低彎度河道和河漫堆積到曲流河泛平原、沼澤和淺水湖湘沉積。同時，也由初期的溫濕氣候轉(zhuǎn)變?yōu)橥砥诘母珊挡菰瓪夂?。中下部巖性為黃灰色夾紫紅色塊狀石英長石砂巖，鈣質(zhì)硬砂巖，夾碳質(zhì)泥巖和薄煤層，底部礫巖集中，上部巖性為綠色薄層泥巖與灰綠色塊狀細(xì)粒硬砂巖互層。本組砂層儲集性能較好，在南緣的齊古油田、古牧地構(gòu)造均為含正常原油的油層。

1.2.2 上侏羅統(tǒng)

齊古組在盆地南部基本整合于下伏頭屯河組之上。下部巖性為暗紫紅色夾粉紫色的條帶狀泥巖，上部巖性呈磚紅色，砂巖含量增多，與泥巖呈交互層。

喀拉扎組主要為山麓辮狀水系的扇形洪積層和扇三角洲堆積，整合于齊古組之上。主體巖性為棕紅色巨厚的塊狀交互層泥砂質(zhì)礫巖，頭屯河地區(qū)厚度最厚，達(dá)800 m。

2 油砂露頭地質(zhì)特征

喀拉扎油砂位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣喀拉扎背斜構(gòu)造核部及兩翼，油砂主要發(fā)育在構(gòu)造核部的侏羅系三工河組與兩翼的侏羅系頭屯河組地層中，三工河組巖性主要為灰綠色，黃褐色砂泥巖的韻律性互層夾大量炭質(zhì)泥巖層，頭屯河組巖性主要為黃褐色中粗砂巖、灰綠色泥巖、粉砂巖，夾黑色炭質(zhì)泥巖，含大量植物碎屑，含油層段具有濃重的油氣味。

本次踏勘過程中測量并記錄剖面兩組，剖面一位于背斜核部，長度80 m，其中油砂巖層一套，剖面二位于背斜南翼，長度380 m，其中油砂層兩套，其中最大厚度為14.17 m。

2.1 背斜核部

整個喀拉扎背斜出露地層主要為侏羅系頭屯河組地層，但由于研究區(qū)位于煤廠內(nèi)部，地層被破壞嚴(yán)重，大量頭屯河組地層被挖空，出露下部的三工河組地層，尤其是背斜核部區(qū)域(圖1)。

根據(jù)區(qū)域地質(zhì)資料可知，該區(qū)曾鉆井4口，均鉆遇三工河組中下部，并見有良好的含油顯示，但地表出露的三工河組地層多為該組上部；野外踏勘發(fā)現(xiàn)該組地層僅發(fā)育一套油砂層，巖性為黃褐色中粗粒砂巖，顯示良好，單層厚度較大，可達(dá)4.98 m。

2.2 背斜南翼

背斜構(gòu)造南翼野外實測剖面顯示巖性為黃褐色中砂巖、土黃色砂泥巖及灰綠色砂礫巖。發(fā)育兩套油砂(中砂巖和細(xì)礫巖)，單層厚度較大，單層最厚14.17 m，油砂累計厚度可達(dá)21.63 m。

2.3 背斜北翼

背斜北翼野外踏勘發(fā)現(xiàn)油砂露頭點4個，單層油砂層厚度不小于0.2 m，并且油砂層的分布層位和巖性大體與背斜南翼類似，初步推斷兩翼油砂層位一致，巖性多以黃褐色中細(xì)砂巖為主，但背斜北翼的油砂層產(chǎn)狀較為陡峭，傾角皆保持在60～70°。

3 油砂鉆井地質(zhì)特征

2015年8月21日，中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心在準(zhǔn)噶爾盆地南緣部署的喀油砂1井，完鉆井深301.46 m，鉆遇地層為中侏羅統(tǒng)的頭屯河組，喀油砂1井鉆取的巖芯中，共獲得油砂巖芯18.73 m，油味濃，含油飽和度高，該組巖性主要為灰綠色砂泥巖，含大量植物碎屑，在0～20.83 m段出現(xiàn)一套巖芯厚達(dá)20 m的有刺鼻油味的油砂巖體，部分裂隙瀝青充填，巖性主要為黃褐色中粗砂巖(圖2)。

另在130.28～180.58 m范圍內(nèi)巖芯裂隙內(nèi)可見有大量黑褐色粘稠油跡，無刺鼻氣味，該段巖芯巖性主要為灰綠色細(xì)砂巖與泥質(zhì)粉砂巖，主要成分為長石、石英及植物碎屑，部分層位炭化，局部夾有薄層泥巖。

3.1 儲層特征

3.1.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)巖芯、薄片觀測和統(tǒng)計，喀拉扎地區(qū)油砂儲層的主要巖石類型為砂巖、砂礫巖、礫巖，其中以砂巖、砂礫巖兩種類型為主。其中Ⅰ層儲層巖性主要以中砂巖為主，夾有少量細(xì)砂巖層段；Ⅱ?qū)咏詾榉凵皫r，巖芯觀察可見斷層角礫巖和斷層錯斷層理，反應(yīng)該層段構(gòu)造活動強(qiáng)烈[3]，斷層和節(jié)理大量存在；Ⅲ層儲層存在一正一負(fù)兩個粒度旋回，但主要儲集層巖性還是以粗砂巖和細(xì)礫巖為主。

3.1.2 儲層物性特征

3.1.2.1 孔隙度

根據(jù)室內(nèi)實測油砂孔隙度表明，頭屯河組上部Ⅰ層4個油砂樣品，主要為砂巖類儲集體，以細(xì)砂巖、中砂巖為主。

圖2 喀油砂1井侏羅系油砂錄井柱狀圖

孔隙度最小值為20.81%，最大值為26.66%，平均孔隙度為22.69%。中部Ⅱ?qū)雍蜆悠?，孔隙度?.46%，但由于裂隙發(fā)育，滲透率高達(dá)277.07 mD。下部Ⅲ層3個油砂樣品，孔隙度最小值為11.09%，最大值為19.84%，平均孔隙度為15.74%。

3.1.2.2 含油率

室內(nèi)干餾實驗實測含油率，表明頭屯河組上部Ⅰ層4個油砂樣品，含油率最小值為0.6%，最大值為2.3%，主要分布在1.5%～2.5%。Ⅲ層3個油砂樣品，含油率最小值為3.82%，最大值為4.98%。

3.2 地球化學(xué)特征

通過對研究區(qū)Ⅰ層油砂樣品的族組分進(jìn)行測試，特征顯示油砂族組分主要以瀝青質(zhì)和飽和烴為主，平均含量分別為35.96%和32.00%，而芳香烴的平均含量卻相對極低，僅為5.02%。由此反映出生物降解作用對原油芳香烴的破壞性較為嚴(yán)重，使得研究區(qū)內(nèi)油砂遭受了嚴(yán)重降解[4-5]。

另外，對研究區(qū)Ⅱ?qū)雍廷髮佑蜆舆M(jìn)行族組分測試顯示，樣品的飽和烴含量分別為49.35%和46.75%，芳香烴含量分別為14.99%和15.98%，相對Ⅰ層樣品而言，含量較高，而瀝青質(zhì)的含量卻僅為6.98%和3.25%，就埋藏深度而言(KZ-62-D埋藏深度126 m，KP2-37-D埋藏深度278.1 m)，Ⅱ?qū)雍廷髮訕悠肪嗟乇磔^遠(yuǎn)，相對Ⅰ層油樣生物降解作用相對較弱。

但結(jié)合兩層樣品色質(zhì)譜圖來說(圖3)，兩者正構(gòu)烷烴含量較低，而萜烷和藿烷類有機(jī)質(zhì)含量相對較高，另外，抗降解能力極強(qiáng)的伽馬蠟烷峰值突出，由此反映出Ⅱ?qū)雍廷髮訕悠肥艿降纳锝到庾饔靡廊缓軓?qiáng)烈。

表1 油砂樣品族組分分析報告

圖3 定量離子191色質(zhì)譜圖

4 成藏模式探討

4.1 烴源巖特征

準(zhǔn)噶爾盆地南緣發(fā)育有二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系和古近系五套可能的烴源巖，是準(zhǔn)噶爾盆地中烴源巖層系最多的地區(qū)。其中研究區(qū)的油氣主要源于侏羅系烴源巖，侏羅系烴源巖廣泛分布于南緣地區(qū)，縱向上厚度也很大，主要是一套黑色泥巖夾碳質(zhì)泥巖與灰綠色砂巖互層，屬于辨狀河-三角洲-湖沼相含煤沉積烴源巖主要發(fā)育于中侏羅統(tǒng)西山窯組和下侏羅統(tǒng)三工河組與八道灣組。

4.2 儲層條件

喀拉扎地區(qū)的儲層主要有兩套，第一套位于侏羅系中下統(tǒng)。由于該區(qū)域內(nèi)研究程度過低，暫無儲層物性數(shù)據(jù)信息，但據(jù)前人研究資料，與該研究區(qū)位于同一構(gòu)造帶的齊古背斜區(qū)內(nèi)相同儲層巖性主要為灰色細(xì)砂巖，室內(nèi)鑒定為石英長石巖屑砂巖及混合砂巖，油砂碎屑儲層巖石孔隙度為9.27%～14.38%，平均值為11.5%，滲透率為0.16×10-3～17.68×10-3μm2，孔隙類型為粒間溶孔-粒間孔-粒內(nèi)溶孔-微裂縫型，具中等孔隙、低滲透的儲集特征。此外，該儲集層裂縫較發(fā)育，大大改善了孔滲性能。

喀拉扎地區(qū)的第二套儲層為三疊系小泉溝群，巖性主要為巖屑砂巖，齊古組相同儲層的物性數(shù)據(jù)如下：孔隙度平均值為8.26%，滲透值均小于0.1×10-3μm2，孔隙類型以粒間溶孔為主，為差儲集層，經(jīng)壓裂改造后可大量出油。該層為濱湖相砂體，延展較廣。

4.3 構(gòu)造活動

喀拉扎背斜在印支運(yùn)動晚期初步形成，在燕山運(yùn)動晚期，侏羅系開始生油生氣。此時該區(qū)以抬升為主，形成背斜帶雛形，在侏羅系內(nèi)部形成自生自儲型油氣藏，至喜山運(yùn)動期，構(gòu)造帶急劇沖斷抬升，致使所有原生油氣藏遭受破壞，油氣再次運(yùn)移和重新分配，主要聚集于構(gòu)造的高部位，形成次生油氣藏[5]。這時侏羅系煤系地層已演化至干氣-濕氣階段，高成熟的裂解氣通過齊古北斷裂運(yùn)移至該構(gòu)造帶，不同成熟階段的油氣混雜，形成上盤的背斜、背斜-巖性油氣藏和斷裂下盤的斷層遮擋地層油氣藏[6-7]。

4.4 油砂成藏模式分析

喀拉扎背斜的油砂成藏模式可以總結(jié)為抬升改造型(圖4)，在燕山運(yùn)動晚期，研究區(qū)以抬升為主，形成背斜帶雛形，侏羅系地層烴源巖已進(jìn)入生油氣高峰期，與上部儲層形成較好的時空配置關(guān)系，在侏羅系內(nèi)部形成了自生自儲型油氣藏[8]。之后受喜馬拉雅構(gòu)造活動影響，構(gòu)造帶急劇抬升，導(dǎo)致原生油氣藏上覆蓋層缺失和嚴(yán)重剝蝕[9]，原油運(yùn)移至地表的儲集體中，加劇了生物降解作用和水洗作用影響，最終形成油砂礦藏[10]。

5 結(jié) 論

準(zhǔn)噶爾南部有喀拉扎、安集海、清水河、安集海等油砂礦點和露頭，前人資料中沒有對這些油砂礦做系統(tǒng)踏勘和研究，本次研究將喀拉扎列為油砂成礦有利區(qū)，通過地表和鉆井油砂揭示情況對喀拉扎地區(qū)油砂進(jìn)行了詳細(xì)研究。研究表明，喀拉扎地區(qū)油砂儲層的主要巖石類型以砂巖、砂礫巖兩種類型為主；儲集層物性特征良好，孔隙度一般在15.74%～22.69%，由于裂隙發(fā)育，滲透率高達(dá)277.07 mD；地化特征表明，生物降解作用對原油芳香烴的破壞性較為嚴(yán)重，使得研究區(qū)內(nèi)油砂遭受了嚴(yán)重降解，油砂成藏模式可以總結(jié)為抬升改造型；雖然準(zhǔn)南背斜產(chǎn)狀較陡，但油砂厚度相對較大，含油率可達(dá)4.4%，分布面積較大，礦點位于烏魯木齊昌吉附近的硫磺溝煤礦內(nèi)，勘探開發(fā)條件較好，可作為下步油砂勘查開發(fā)的重要依據(jù)。

圖4 準(zhǔn)噶爾南緣喀拉扎背斜成藏模式圖

[1] 劉虹強(qiáng)，孫燕，王祝彬，等.準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油砂礦床儲層特征及成因分析[J].中國地質(zhì)，2006，35(6)：1308-1313.

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Kara oil sands accumulation model analysis in southern Junggar basin

LI Feng1，TONG Lihua1，SHAN Xuanlong2，XU Yinbo1
(1.Oil & Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China；2.Jilin University，Changchun 130012，China)

The predecessors don’t do research Southern junggar，kara，Ann sea etc.Through the surface and the drilling situation，The kara regional geological features of oil sands has carried on the detailed description，the oil sands reservoir rock type to sandstone and glutenite is given priority to；Reservoir physical characteristics，good porosity is in commonly 15.74%～22.69%，permeability is as high as 277.07 mD；Patterns through research，probes into the oil sands are mainly for elevating the transformation type，kara sand thickness and distribution area is larger，the oil content is higher，generally can amount to 4.4%，Because of the oil sands 1 well drilling success，The large resource potential and exploration value have been confirmed of the tianshan piedmont tectonic belt in the south edge of junggar basin，Oil sands has vigorously promote in basic geological work，to guide the oil sands resource exploration and evaluation next step.

Junggar basin；Kara Mr；the oil sand；reservoiring pattern

2017-01-12 責(zé)任編輯：宋菲

國土資源部全國油氣資源戰(zhàn)略選區(qū)調(diào)查與評價項目資助(編號：1211302108025)

李鋒(1969-)，女，高級工程師，石油地質(zhì)專業(yè)，主要從事常規(guī)油氣、油砂基礎(chǔ)地質(zhì)調(diào)查研究，E-mail：913638170@qq.com。

P618.13

A

1004-4051(2017)08-0169-06