代振龍, 范旭東, 馬小平, 張曉明

(新疆維吾爾自治區(qū)地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開發(fā)局第九地質(zhì)大隊(duì), 烏魯木齊830011)

隨著常規(guī)油氣勘探難度越來越大，油砂礦藏作為非常規(guī)油氣資源之一，其經(jīng)濟(jì)有效勘探開發(fā)利用日趨重要，新疆準(zhǔn)噶爾盆地油砂資源規(guī)模和品位全國(guó)條件最優(yōu)[1]。2015年新疆地礦局第九地質(zhì)大隊(duì)在哈山南緣東段調(diào)查中，在井下發(fā)現(xiàn)了白堊系下統(tǒng)清水河組厚達(dá)47.12 m的含油性良好的油砂層，表明哈山南緣風(fēng)城油砂山以外的廣大區(qū)域也具有很大的油砂勘探價(jià)值。但前人研究主要集中在風(fēng)城油砂山露頭區(qū)[2-5]，而對(duì)油砂露頭區(qū)以外的廣大哈山南緣地區(qū)，由于油砂井資料較少，白堊系清水河組的油砂基本地質(zhì)特征還不夠清楚，制約了外圍的油砂勘探進(jìn)程。針對(duì)以上問題，該研究在收集前人研究成果的基礎(chǔ)上，通過地表地質(zhì)路線調(diào)查、剖面測(cè)量、探槽揭露、鉆井、測(cè)井、物化實(shí)驗(yàn)及鏡下微觀觀察，運(yùn)用對(duì)比分析、重點(diǎn)解剖和綜合研究相結(jié)合的方法，對(duì)區(qū)內(nèi)清水河組油砂巖石特征、沉積相、儲(chǔ)層物性、含油性等進(jìn)行分析，明確了區(qū)內(nèi)清水河組油砂沉積和儲(chǔ)層特征及成礦因素，指出了研究區(qū)及準(zhǔn)噶爾盆地西北緣油砂下一步勘探的主要方向。

1 研究區(qū)概況

1.1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，哈山?jīng)_斷推覆構(gòu)造東南側(cè)的烏夏斷裂帶內(nèi)[6]，西北以哈山為界，東南鄰瑪湖生油凹陷單斜帶，西至黃羊泉，東到夏子街，其構(gòu)造分區(qū)及井位分布如圖1所示。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造分區(qū)及井位分布圖Fig.1 The structure division and well location distribution in the study area

該區(qū)晚二疊世及三疊紀(jì)沉積的巨厚烴源巖為研究區(qū)提供了豐富的油氣供給[7]。印支至燕山期復(fù)雜的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，使得準(zhǔn)噶爾盆地西北緣地層抬升、剝蝕，古油藏遭受不同程度的破壞，油氣逸散并運(yùn)移到盆地邊緣的淺層，同時(shí)原油低分子烴類發(fā)生擴(kuò)散、氧化、水解和微生物對(duì)烴類的選擇利用，形成了大量規(guī)模不同的油砂山群或油砂露頭殘丘[1, 7-10]。哈山南緣主要發(fā)育的地層自下而上為石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系及第四系，油砂主要賦存于下白堊統(tǒng)統(tǒng)清水河組及上侏羅統(tǒng)齊古組，由于清水河組全區(qū)分布，且露頭、巖芯、分析化驗(yàn)資料較齊全，故該文針對(duì)白堊系清水河組油砂展開論述。白堊系清水河組由東南向西北低角度超覆沉積在地層之上，東南厚西北薄并逐漸尖滅，整體為一東南傾的單斜構(gòu)造，地層傾角為2 °～3 °。

1.2 鉆井見油砂概況

目前在哈山南緣有4口井鉆遇油砂(如圖1所示)，其中YS1井、YS4井、YS9井鉆遇白堊系清水河組油砂，YS3井鉆遇侏羅系齊古組油砂。鉆遇油砂的概況如下：YS1井鉆遇清水河組油砂厚28.67 m，重量含油率為3.75%～6.39%，平均為5.27%。巖石密度1.74 g/cm3；YS4井鉆遇清水河組油砂厚72.72 m，重量含油率為3.95%～35.12%，平均為10.82%，孔隙度為38.0%～39.1%，滲透率為809～4 580 mD，含油飽和度為53.9%～66.8%，含油性良好，主要為飽含油、富含油的河道砂巖。巖石密度為1.59～1.67 g/cm3，平均為1.63 g/cm3；YS9井鉆遇清水河組油砂厚度15.10 m，重量含油率為3.46%～12.10%，平均為8.85%，含油性良好，主要為富含油、油浸砂巖；巖石密度為1.83～1.87 g/cm3，平均為1.85 g/cm3；YS3井鉆遇齊古組油砂厚度52.5 m，重量含油率為2.03%～10.06%，平均為6.14%；巖石密度為1.87～1.91 g/cm3，平均為1.89 g/cm3。

2 沉積特征

研究區(qū)清水河組出露良好，本次主要以地表露頭剖面控制為基礎(chǔ)，結(jié)合巖芯觀察編錄、測(cè)井及分析化驗(yàn)資料對(duì)清水河組含油砂的層位進(jìn)行沉積特征研究。清水河組與下伏侏羅系齊古組、石炭系老地層呈不整合接觸，地層由東南向西北超覆沉積，古水流方向由北西向南東，屬近物源沉積，發(fā)育3套正粒序沉積，由下至上分為清一段、清二段、清三段(K1q1，K1q2和K1q3)。

2.1 巖石特征

通過對(duì)目的層段露頭及巖芯油砂巖的70件樣品進(jìn)行巖石薄片鑒定、粒度分析及礦物組分三角圖來分析清水河組油砂巖石特征，由圖2、圖3的鑒定分析可知清水河組油砂巖主要粒徑為0.063～0.250 mm，巖性以細(xì)砂巖和極細(xì)砂巖為主，砂巖中長(zhǎng)石含量占比為12.6%～37.3%(平均22.4%)；石英含量占比為15.1%～48.2%(平均34.8%)；巖屑含量總體較高，為30.0%～74.0%(平均52.5%)，巖屑主要為凝灰?guī)r，次為石英巖、安山巖、千枚巖、泥巖、云母和硅質(zhì)巖巖屑，少數(shù)薄片中見云母、綠泥石；碎屑顆粒以分選好為主，次為中等，磨圓為次棱角-次圓狀；接觸方式以點(diǎn)接觸為主，次為線接觸，少量不接觸；雜基含量高，以泥質(zhì)為主，含量最大達(dá)7.0%(平均3.75%)。膠結(jié)物平均含量為7.37%，以方解石膠結(jié)為主，次為菱鐵礦和黃鐵礦膠結(jié)；膠結(jié)類型以孔隙型為主，次為壓嵌型少量基底式；膠結(jié)程度中等-致密。分析結(jié)果表明研究區(qū)清水河組油砂巖主要為巖屑砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖，儲(chǔ)集空間以原生孔隙為主，儲(chǔ)層質(zhì)量較好，反映其成分成熟度較低，結(jié)構(gòu)成熟度較好，砂巖穩(wěn)定性較差，碎屑搬運(yùn)距離較短，堆積迅速，近源區(qū)的特征[11]。

2.2 沉積相特征

研究表明，沉積相對(duì)油砂的宏觀控制影響明顯[4]，其控制著砂體分布，從而影響油砂礦體的分布。通過野外露頭剖面、探槽垂直斷面、巖芯觀察、測(cè)井及分析化驗(yàn)資料綜合分析清水河組沉積相特征，其由多個(gè)下粗上細(xì)的正旋回構(gòu)成，發(fā)育牽引流形成的多種類型的沉積構(gòu)造，砂體底部發(fā)育不同規(guī)模的沖刷面，部分沖刷面上充填有泥礫。根據(jù)野外露頭、巖芯觀察描述及測(cè)井、分析化驗(yàn)資料，清水河組共識(shí)別出沖積扇、辮狀河三角洲、辮狀河3種沉積相[4-5, 12-13]，如圖4所示。

2.2.1 沖積扇沉積

通過圖4分析可知，沖積扇發(fā)育于清水河組底部清一段(K1q1)底礫巖層上，可識(shí)別出扇中亞相及辮流水道、漫流沉積2種微相。清一段主要巖性為灰、灰黑、灰綠色棱角狀基質(zhì)支撐的塊狀礫巖、砂礫巖夾砂巖透鏡體，如圖5a和圖5b所示。其中礫巖厚度為2.5～25.0 m不等，夾有砂巖、砂質(zhì)泥巖，主要為扇中辮流水道微相沉積。自下而上每個(gè)礫巖-砂質(zhì)泥巖的韻律中，礫巖含量及粒徑均變小，呈正粒序特征，且向盆地方向粒徑也逐漸變小，反映向源區(qū)退積的特征。礫石成分主要為凝灰?guī)r、玄武巖、安山巖、凝灰質(zhì)粉砂巖，含少量石英巖和花崗巖，偶見泥礫，礫徑一般為5～40 mm，最大可達(dá)90 mm，分選性差，磨圓呈棱角狀與次棱角狀為主。如YS1井底部見褐紅色礫巖、砂礫巖夾褐紅色砂質(zhì)泥巖，為扇中辮流水道-漫流微相沉積。

圖2 清水河組油砂巖薄片觀察照片F(xiàn)ig.2 Photographs of oil sandstone thin section of Qingshuihe Formation

圖3 清水河組巖石礦物組分三角圖Fig.3 Triangulation of rock and mineral composition of Qingshuihe Formation

圖4 YS1和YS4井清水河組沉積微相圖Fig.4 Sedimentary microfacies diagram of Qingshuihe Formation in Wells YS1 and YS4

2.2.2 辮狀河三角洲沉積

對(duì)圖4進(jìn)行綜合分析，可以判定辮狀河三角洲主要發(fā)育于清二段、清三段(K1q2和K1q3)，識(shí)別出辮狀河三角洲平原、三角洲前緣2種亞相及分流河道、分流河道間、水下分流河道、水下分流間灣等4種微相。辮狀河三角洲平原分流河道及前緣水下分流河道沉積為主，巖性主要為灰、灰綠色含礫砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖、極細(xì)砂巖夾粉砂巖；分流河道間、水下分流間灣微相，以灰、淺灰綠色粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和泥巖為主。

清水河組沉積構(gòu)造特征如圖5所示。清二段和清一段的下部-中部主要發(fā)育分流河道、水下分流河道砂巖，分選以好為主，次為中等，磨圓為次棱角狀、次圓狀為主，發(fā)育大量的槽狀、板狀及楔狀交錯(cuò)層理，地表常見球狀、串珠狀鐵質(zhì)和鈣質(zhì)砂枕、砂巖結(jié)核(圖5c和圖5e)；探槽中見屬原生沉積構(gòu)造的泥裂印模，表明原生沉積環(huán)境屬陸上部分或水陸交互處(圖5f)；見灰、灰黃色砂巖夾薄層灰綠色泥礫層產(chǎn)出(圖5g)，泥礫大小不均，分選較差，磨圓中等-較好，而泥巖碎屑為內(nèi)碎屑，其是湖相的產(chǎn)物；清二段、清三段的上部主要為薄層粉砂質(zhì)泥巖、泥巖，常發(fā)育水平層理、砂泥韻律層理及透鏡狀層理。探槽TC19和TC20斷面位于風(fēng)城油砂山南部，灰色、灰棕色油浸細(xì)砂巖中發(fā)育大量交錯(cuò)層理、變形層理和滑塌構(gòu)造(圖5h～圖5k)，其頂部均為一套發(fā)育水平層理的淺灰色油跡粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖及泥巖薄互層，普遍含次生石膏薄層(圖5l～圖5m)，反映其為三角洲前緣-濱淺湖沉積；大套厚層泥巖較少見，說明沉積時(shí)水位較淺，前三角洲亞相不發(fā)育。多種類型的沉積構(gòu)造綜合反映為河流入湖形成的辮狀河三角洲沉積特征[13]。

圖5 清水河組沉積構(gòu)造特征Fig.5 Sedimentary structural characteristics of Qingshuihe Formation

2.2.3 辮狀河沉積

辮狀河相發(fā)育研究區(qū)西北部的清三段(K1q3)，地表出露在風(fēng)城油砂山西北部，其上部風(fēng)化剝蝕嚴(yán)重，露頭可識(shí)別出辮狀河河道、河漫2種亞相及河道滯留、心灘、河漫灘3種微相。見厚層含油砂體，巖性主要為灰色油浸、油斑細(xì)砂巖、中砂巖夾淺灰色粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥巖，油浸砂巖中見灰色的鈣質(zhì)砂巖差連續(xù)或不連續(xù)夾層，地表出露油砂巖厚度最大可達(dá)18 m，單夾層厚度一般為0.2～0.3 m(如圖5n所示)，鈣質(zhì)砂巖結(jié)核為壩內(nèi)夾層或道壩轉(zhuǎn)換夾層[5]，其結(jié)構(gòu)致密，孔滲性極差，不含油。砂巖中見大量板狀、槽狀、楔狀交錯(cuò)層理及平行層理(如圖5o～圖5s所示)，為辮狀河河道心灘微相沉積；頂部細(xì)粒的粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥巖中多發(fā)育水平層理，為河漫灘微相沉積。總體上由下至上沉積碎屑顆粒粒徑減小，反映沉積時(shí)水動(dòng)力逐漸減弱。

3 油砂巖物性特征

儲(chǔ)集層的物性主要包括孔隙度、滲透率，孔隙結(jié)構(gòu)等，它們分別是反映巖石空間儲(chǔ)存油氣和油氣滲流能力的重要參數(shù)，是儲(chǔ)層研究的重要參數(shù)。該研究通過鑄體薄片、孔隙度、滲透率及巖石密度測(cè)試定量分析了研究區(qū)清水河組油砂巖的儲(chǔ)集性能。據(jù)大量的鑄體薄片觀察結(jié)果，清水河組油砂巖以原生粒間孔為主(一般為85.0%～100.0%，平均95.4%)，其次為剩余粒間孔(一般為1.0%～15.0%，平均4.6%)，見少量粒內(nèi)溶孔(如圖6所示)；據(jù)孔、滲特征實(shí)驗(yàn)表明，清水河組孔隙度為25.3%～39.1%，平均為33.7%；滲透率為124～4 580 mD，平均為1 466 mD；巖石密度為1.59～1.85 g/cm3，平均為1.70 g/cm3(見表1)。綜合分析可知，清水河組油砂巖具有高-特高孔隙度、中-特高滲透率和特低密度，儲(chǔ)層物性條件好。

圖6 清水河組油砂巖鑄體薄片觀察照片F(xiàn)ig.6 Photographs of oil sandstone casting thin section of Qingshuihe Formation

表1 清水河組油砂巖儲(chǔ)層物性特征Table 1 Physical properties of oil sandstone reservoir of Qingshuihe Formation

4 油砂成礦因素分析

4.1 豐富的烴源巖

研究區(qū)東南部緊鄰瑪湖生油凹陷(如圖1所示)，瑪湖凹陷為整個(gè)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣油氣藏的最主要烴源灶，具有豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)，瑪湖凹陷烴源巖主要來源于下二疊統(tǒng)風(fēng)城組、上二疊統(tǒng)下烏爾禾組，部分來源于下二疊統(tǒng)佳木河組[14-16]。風(fēng)城組為半深湖-深湖沉積，烴源巖厚度大、有機(jī)質(zhì)類型好、豐度高, 處于成熟-高成熟階段, 為一套發(fā)育最好的主力烴源巖層；下烏爾禾組淺-半深湖沉積, 為較好的烴源巖[15]。豐富的烴源巖為哈山南緣地區(qū)常規(guī)油、稠油及淺部油砂成藏提供了充足的物質(zhì)基礎(chǔ)，由東南向西北呈稀油-稠油-油砂的分布，如圖7所示。

圖7 研究區(qū)油氣沿?cái)嗔?、不整合面運(yùn)移成藏模式圖Fig.7 The model diagram of hydrocarbon migration and accumulation along faults and unconformity surfaces in the study area

4.2 良好的運(yùn)移通道

印支、燕山期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣進(jìn)行了較強(qiáng)烈的改造, 形成了一系列沖斷、褶皺、不整合面及超覆等構(gòu)造組合，同時(shí)古油藏遭受破壞[7-8]。研究區(qū)內(nèi)褶皺很不發(fā)育，總體為向東南傾的單斜，僅發(fā)育有烏爾禾鼻狀構(gòu)造，但有發(fā)育多條北東、北西向斷裂及多套不整合面，這些斷裂和不整合面成為油氣運(yùn)、聚、散的輸導(dǎo)體系, 控制油氣的聚集與分布，成為油氣運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道(如圖7所示)，斷裂溝通深部的烴源巖和被破壞的古油藏，把原油運(yùn)移到淺層侏羅系及白堊系清水河組地層中[3，7，10]，并控制著油砂礦藏的分布，影響著油砂物性變化。野外調(diào)查發(fā)現(xiàn)位于不整合面、斷層附近砂體的油砂巖含油性明顯較好，如圖8所示。

圖8 研究區(qū)斷層、不整合面處發(fā)育厚層油浸、富含油砂巖Fig.8 Thickly oil-immersed and oil-rich sandstones are developed on the outcrop faults and unconformities

4.3 優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集層

優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層主要受沉積相控制，研究區(qū)砂體較厚、儲(chǔ)集層物性較好的區(qū)域，油砂巖的厚度大、重量含油率高。區(qū)內(nèi)白堊系清水河組辮狀河河道滯留、心灘及辮狀河三角洲河道砂體厚度大、連續(xù)性好、面積分布廣、孔滲性好，其中孔隙度平均為33.7%，滲透率平均為1 466 mD，為優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集層，利于油砂的富集與存儲(chǔ)。研究區(qū)油砂巖主要發(fā)育于中段-上段(K1q2-K1q3)辮狀河三角洲平原分流河道、三角洲前緣水下分流河道、辮狀河河道滯留及心灘中，廣泛發(fā)育厚層砂巖，含油性好、厚度大，為油砂主要賦存層位；沖積扇辮流水道礫巖、砂礫巖含油性較差。

表2 研究區(qū)鉆孔控制油砂厚度與沉積微相關(guān)系Table 2 Relationship between of oil sand controlled by drilling and sedimentary microfacies

通過對(duì)露頭及巖芯313件油砂巖樣品進(jìn)行重量含油率分析，經(jīng)氯仿瀝青“A”分析化驗(yàn)結(jié)果得出，清水河組油砂巖重量含油率為0.32%～35.12%，主要分布在4.00%～6.00%和8.00%～10.00%，平均為8.06%，含油率較高。地表主要為油浸砂巖，次為富含油、油斑砂巖；油砂巖芯含油級(jí)別主要為飽含油、富含油、油浸，次為油斑，整體上巖芯油砂含油性優(yōu)于露頭油砂巖，鉆井油砂巖芯重量含油率亦明顯高于露頭區(qū)。對(duì)比分析得出高含油率的砂巖樣品均分布在辮狀河河道滯留、心灘、三角洲平原分流河道及水下分流河道砂體中?？傮w，以上4種微相砂體縱向厚度大，連續(xù)性好，平面分布廣，儲(chǔ)層物性好，可作為下一步勘探開發(fā)的主要方向。

4.4 降解稠化作用

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣油氣聚集成藏后，燕山—喜山運(yùn)動(dòng)破壞了原始油藏，使油氣運(yùn)移到盆地邊緣的淺層中，在地表水、氧氣、活躍的細(xì)菌共同作用下，發(fā)生原油低分子烴類擴(kuò)散、水解、氧化和微生物對(duì)烴類的選擇利用，芳香烴、飽和烴的相對(duì)含量減少，而瀝青質(zhì)、非烴質(zhì)、硫和金屬元素的相對(duì)含量增加，使原油變稠、變重，最終形成了油砂礦[2-3，7]。研究區(qū)油砂礦油層埋藏淺，油砂儲(chǔ)集體超覆在基巖山麓邊緣，有的甚至直接暴露在地表。通過對(duì)30多件油砂樣品進(jìn)行族組分分析，結(jié)果顯示瀝青質(zhì)和非烴類平均含量52.25%，飽和烴平均含量20.53%，芳烴平均含量6.72%，主要以瀝青質(zhì)和非烴為主(如圖9所示)，反應(yīng)研究區(qū)油砂油遭受了嚴(yán)重降解[17]。

圖9 研究區(qū)油砂族組分三角圖Fig.9 Triangular diagram of group compositions of oil sand in the study area

哈山南緣白堊系清水河組沉積時(shí)向哈山南麓超覆，且緊鄰瑪湖富生烴凹陷，斷裂及不整合面發(fā)育，可溝通烴源巖層，且處于構(gòu)造的高部位，為油氣運(yùn)移的有利指向區(qū)[7]，具備形成大型油砂礦的地質(zhì)條件。在該區(qū)域油砂勘查中取得了良好的找礦效果，可把該區(qū)域油砂勘查的成功經(jīng)驗(yàn)推廣到具有相似沉積構(gòu)造演化背景的整個(gè)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，其勘探前景廣闊。目前在準(zhǔn)噶爾盆地西北緣克拉瑪依—白堿灘地區(qū)的山前斷裂帶附近也取得了較好的勘查成果。

5 結(jié)論

1)清水河組油砂巖以巖屑砂巖和長(zhǎng)石砂巖為主；清三段主要發(fā)育沖積扇相，清二段、清一段主要發(fā)育辮狀河三角洲相，辮狀河相主要發(fā)育于清一段。

2)清水河組油砂主要發(fā)育于辮狀河河道滯留、心灘、辮狀河三角洲平原分流河道及前緣水下分流河道微相砂體中，含油率最高為35.12%，孔隙度25.3%～39.1%，滲透率124～4 580 mD，具有高-特高孔隙度、中-特高滲透率特征，有利于油砂的富集與存儲(chǔ)。其可作為下一步勘探開發(fā)的主要方向。

3)哈山南緣東段YS4井附近區(qū)域可作為下一步勘查的主要目標(biāo)區(qū)域；已鉆見礦油砂孔揭示，油砂分布有利區(qū)往往是砂體厚度大、分布穩(wěn)定的河道砂體，同時(shí)位于斷裂或不整合面發(fā)育的疊合部位，建議下一步在三者疊合區(qū)進(jìn)行油砂井布置，擴(kuò)大找礦成果。

4)豐富的油源、優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集層、良好的運(yùn)移通道及降解稠化作用為研究區(qū)油砂成礦的主要因素，具備形成大型油砂礦的地質(zhì)條件?？砂言搮^(qū)域油砂調(diào)查的成功經(jīng)驗(yàn)推廣到整個(gè)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，勘探前景廣闊。