准噶尔盆地南部喀拉扎油砂成藏模式浅析

李 锋，仝立华，单玄龙，徐银波(.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 00083；.吉林大学，吉林 长春 300)

准噶尔盆地南部喀拉扎油砂成藏模式浅析

李 锋1，仝立华1，单玄龙2，徐银波1
(1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083；2.吉林大学，吉林 长春 130012)

准噶尔南部有喀拉扎、安集海等油砂矿点和露头，前人没有做系统研究，本次通过地表和钻井情况对喀拉扎地区油砂地质特征进行了详细描述。油砂储层的岩石类型以砂岩、砂砾岩为主，储集层物性特征良好，孔隙度一般在15.74%～22.69%，渗透率高达277.07 mD。通过研究，探讨了油砂成藏模式主要为抬升改造型，喀拉扎油砂厚度和分布面积较大，含油率较高，一般可达4.4%。喀油砂1井的成功钻探，证实了准噶尔盆地南缘天山山前构造带油砂具有较大的资源潜力和勘探价值，有力推动了该区的油砂资源基础地质调查工作，指导该区下一步油砂资源勘查和评价。

准噶尔盆地；喀拉扎；油砂；成藏模式

油砂是一种重要的能源矿产，是原油形成后向近地表的砂体运移，在运移中轻组分挥发重组分残留下来形成的沥青等重油资源。油砂作为非常规石油资源的一种，分布广泛，是石油、天然气替代能源，同时也是中国未来能源安全的重要保障之一。中国的油砂资源十分丰富，最新调查数据显示，我国油砂地质资源量约为59.7×108t，主要分布于准噶尔、塔里木、柴达木、四川、鄂尔多斯及松辽等盆地，具有点多、面广、层多、含油率中等、油质较好等特点。但对于油砂的开发利用，目前世界上还仅限于加拿大、美国等少数国家，中国目前尚处于研究阶段[1]。

准噶尔盆地具有丰富的油砂资源，多个研究单位已在该地区进行过相关的地质调查和研究工作。笔者主要根据2015年中国地质调查局在我国北部重点地区油砂调查中部署的工作和掌握的资料，对准噶尔盆地南缘喀拉扎地区油砂的基本特征进行分析研究，并对其成藏模式进行了初步探讨，为该区油砂资源勘探潜力研究提供参考依据。

1 油砂成藏地质背景

新疆准噶尔盆地位于中国西北边陲，面积约13×104km2，是中国大型含油气盆地之一。该盆地为地块挤压复合盆地，盆地形成始于晚石炭系，经历了晚海西期的裂陷阶段、印支-燕山期的凹陷阶段、喜马拉雅的收缩整体上隆阶段，形成了多旋回的生储盖组合。多次的构造运动带来了多种类型油气藏的形成，同时也伴随着油气藏的破坏，油气再次发生运移，甚至使储层裸露出地表，因而盆地周边可见到大量各式各样的油气显示。如油气苗、稠油、固体沥青、沥青砂和地蜡等都是已形成的油气藏遭受破坏的证据[1-2]。准噶尔盆地具有丰富的油砂资源，主要分布在盆地西北边缘的扎依尔山-哈拉阿拉特山山前、南缘的天山东缘的克拉美丽山山前[2-3]，而在盆地南缘喀拉扎地区油砂勘探目前尚属首次。

1.1 区域构造背景

由出露地表构造形态看，喀拉扎地区处于一个比较典型的扭动构造环境之中，受新生代喜马拉雅构造运动影响，喀拉扎背斜属于准噶尔盆地南缘山前构造带第一排，发育断面南倾，整个背斜位于头屯河与昌吉河之间，西南以北西向小向斜与阿克屯背斜分开，长轴14 km，短轴4 km，两翼北陡南缓，反映来自由南向北的挤压作用。研究区内构造闭合良好，未遭遇大的破坏，仅构造东西侧有些小断层，走向东西，断距10～50 m，断面近于直立。同时由于挤压剧烈，使得轴部核心部分地层形成小褶曲现象。研究区构造圈内地形极为复杂，均为高差50 m到数百米的高山夹沟谷组成。东部头屯河南北向切割，轴部和延长轴方向被剥蚀成数条大沟。

整个喀拉扎背斜主要出露地层皆属于侏罗系(图1)，背斜核部出露最老地层为侏罗系下统的三工河组，下部与八道湾组整合接触，上覆地层依次为侏罗系中上统的西山窑组、头屯河组、齐古组、喀拉扎组，这是准噶尔盆地最发育的地层单元之一，一般均以明显的角度不整合覆于下伏地层，直至古生代基岩之上，中下统为含煤岩系，上统为红色建造。

图1 喀拉扎背斜核部全景、实测图

1.2 地层分布

喀拉扎背斜核部出露最老地层为侏罗系下统的三工河组，下部与八道湾组整合接触，上覆地层依次为侏罗系中上统的西山窑组、头屯组、齐古组、喀拉扎组。

整个喀拉扎背斜主要出露地层皆属于侏罗系，这是准噶尔盆地最发育的地层单元之一，不仅遍布全盆地，相同的沉积还充填了毗邻的各个山间盆地，一般均以明显的角度不整合覆于下伏地层，直至古生代基岩之上，中下统为含煤岩系，上统为红色建造。

1.2.1 中下侏罗统

这是一套以河沼相、湖沼相沉积交替出现的含煤建造，最大厚度近3 000 m，包括两个统、3个亚旋回、4个岩组，是新疆煤炭资源的主要赋存岩系。除顶部第三旋回的岩组为红、绿相间的杂色层外，其余均为灰绿色。此侏罗系统称水西沟群。

研究表明，在准噶尔盆地的南部，侏罗纪煤系地层具有相当大的生烃潜力。

八道湾组为河流、沼泽相沉积，岩性主要为碳质泥岩，黄灰绿色砂岩，砂岩与泥岩互层，中间夹菱铁矿，铁质砂岩及少量煤层，盆地南缘山前区厚度最大，通常为800 m左右，其上与三工河组分界为一煤层，煤层厚度不一。

三工河组与八道湾组连续过渡沉积，绝大多数为稳定的湖湘沉积。岩性为灰黑色、灰绿色泥岩夹砂岩及叠锥状灰岩，砂泥岩呈韵律状互层，顶部变粗，发育煤线。在距顶部275 m处有一灰色中粗粒砂岩层，为良好标准层，厚约30～42 m(局部为沙泥岩互层)。含介形虫化石及植物化石，厚217～703 m。喀拉扎顶部出露197 m。

西山窑组、三工河组连续沉积，为河沼相沉积，横向上变化主要为沼泽化的程度和色泽变化。岩性为灰绿色、灰白色砂岩、砂砾岩，砾岩与灰色泥岩、黑色碳质泥岩的韵律状互层。含多层可采煤层。艾维尔沟群马纳斯河在准噶尔盆地南缘分布较厚，以玛纳雁羹彗斯红沟剖面为代表。从中侏罗统头屯河组到上侏罗统喀拉扎组整体表现为一下细上粗的正旋回。

头屯河组的相环境跨越度较大，由下部的山麓洪积扇辫状水流堆积、低弯度河道和河漫堆积到曲流河泛平原、沼泽和浅水湖湘沉积。同时，也由初期的温湿气候转变为晚期的干旱草原气候。中下部岩性为黄灰色夹紫红色块状石英长石砂岩，钙质硬砂岩，夹碳质泥岩和薄煤层，底部砾岩集中，上部岩性为绿色薄层泥岩与灰绿色块状细粒硬砂岩互层。本组砂层储集性能较好，在南缘的齐古油田、古牧地构造均为含正常原油的油层。

1.2.2 上侏罗统

齐古组在盆地南部基本整合于下伏头屯河组之上。下部岩性为暗紫红色夹粉紫色的条带状泥岩，上部岩性呈砖红色，砂岩含量增多，与泥岩呈交互层。

喀拉扎组主要为山麓辫状水系的扇形洪积层和扇三角洲堆积，整合于齐古组之上。主体岩性为棕红色巨厚的块状交互层泥砂质砾岩，头屯河地区厚度最厚，达800 m。

2 油砂露头地质特征

喀拉扎油砂位于准噶尔盆地南缘喀拉扎背斜构造核部及两翼，油砂主要发育在构造核部的侏罗系三工河组与两翼的侏罗系头屯河组地层中，三工河组岩性主要为灰绿色，黄褐色砂泥岩的韵律性互层夹大量炭质泥岩层，头屯河组岩性主要为黄褐色中粗砂岩、灰绿色泥岩、粉砂岩，夹黑色炭质泥岩，含大量植物碎屑，含油层段具有浓重的油气味。

本次踏勘过程中测量并记录剖面两组，剖面一位于背斜核部，长度80 m，其中油砂岩层一套，剖面二位于背斜南翼，长度380 m，其中油砂层两套，其中最大厚度为14.17 m。

2.1 背斜核部

整个喀拉扎背斜出露地层主要为侏罗系头屯河组地层，但由于研究区位于煤厂内部，地层被破坏严重，大量头屯河组地层被挖空，出露下部的三工河组地层，尤其是背斜核部区域(图1)。

根据区域地质资料可知，该区曾钻井4口，均钻遇三工河组中下部，并见有良好的含油显示，但地表出露的三工河组地层多为该组上部；野外踏勘发现该组地层仅发育一套油砂层，岩性为黄褐色中粗粒砂岩，显示良好，单层厚度较大，可达4.98 m。

2.2 背斜南翼

背斜构造南翼野外实测剖面显示岩性为黄褐色中砂岩、土黄色砂泥岩及灰绿色砂砾岩。发育两套油砂(中砂岩和细砾岩)，单层厚度较大，单层最厚14.17 m，油砂累计厚度可达21.63 m。

2.3 背斜北翼

背斜北翼野外踏勘发现油砂露头点4个，单层油砂层厚度不小于0.2 m，并且油砂层的分布层位和岩性大体与背斜南翼类似，初步推断两翼油砂层位一致，岩性多以黄褐色中细砂岩为主，但背斜北翼的油砂层产状较为陡峭，倾角皆保持在60～70°。

3 油砂钻井地质特征

2015年8月21日，中国地质调查局油气资源调查中心在准噶尔盆地南缘部署的喀油砂1井，完钻井深301.46 m，钻遇地层为中侏罗统的头屯河组，喀油砂1井钻取的岩芯中，共获得油砂岩芯18.73 m，油味浓，含油饱和度高，该组岩性主要为灰绿色砂泥岩，含大量植物碎屑，在0～20.83 m段出现一套岩芯厚达20 m的有刺鼻油味的油砂岩体，部分裂隙沥青充填，岩性主要为黄褐色中粗砂岩(图2)。

另在130.28～180.58 m范围内岩芯裂隙内可见有大量黑褐色粘稠油迹，无刺鼻气味，该段岩芯岩性主要为灰绿色细砂岩与泥质粉砂岩，主要成分为长石、石英及植物碎屑，部分层位炭化，局部夹有薄层泥岩。

3.1 储层特征

3.1.1 岩石学特征

根据岩芯、薄片观测和统计，喀拉扎地区油砂储层的主要岩石类型为砂岩、砂砾岩、砾岩，其中以砂岩、砂砾岩两种类型为主。其中Ⅰ层储层岩性主要以中砂岩为主，夹有少量细砂岩层段；Ⅱ层皆为粉砂岩，岩芯观察可见断层角砾岩和断层错断层理，反应该层段构造活动强烈[3]，断层和节理大量存在；Ⅲ层储层存在一正一负两个粒度旋回，但主要储集层岩性还是以粗砂岩和细砾岩为主。

3.1.2 储层物性特征

3.1.2.1 孔隙度

根据室内实测油砂孔隙度表明，头屯河组上部Ⅰ层4个油砂样品，主要为砂岩类储集体，以细砂岩、中砂岩为主。

图2 喀油砂1井侏罗系油砂录井柱状图

孔隙度最小值为20.81%，最大值为26.66%，平均孔隙度为22.69%。中部Ⅱ层含油样品，孔隙度为8.46%，但由于裂隙发育，渗透率高达277.07 mD。下部Ⅲ层3个油砂样品，孔隙度最小值为11.09%，最大值为19.84%，平均孔隙度为15.74%。

3.1.2.2 含油率

室内干馏实验实测含油率，表明头屯河组上部Ⅰ层4个油砂样品，含油率最小值为0.6%，最大值为2.3%，主要分布在1.5%～2.5%。Ⅲ层3个油砂样品，含油率最小值为3.82%，最大值为4.98%。

3.2 地球化学特征

通过对研究区Ⅰ层油砂样品的族组分进行测试，特征显示油砂族组分主要以沥青质和饱和烃为主，平均含量分别为35.96%和32.00%，而芳香烃的平均含量却相对极低，仅为5.02%。由此反映出生物降解作用对原油芳香烃的破坏性较为严重，使得研究区内油砂遭受了严重降解[4-5]。

另外，对研究区Ⅱ层和Ⅲ层油样进行族组分测试显示，样品的饱和烃含量分别为49.35%和46.75%，芳香烃含量分别为14.99%和15.98%，相对Ⅰ层样品而言，含量较高，而沥青质的含量却仅为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层和Ⅲ层样品距地表较远，相对Ⅰ层油样生物降解作用相对较弱。

但结合两层样品色质谱图来说(图3)，两者正构烷烃含量较低，而萜烷和藿烷类有机质含量相对较高，另外，抗降解能力极强的伽马蜡烷峰值突出，由此反映出Ⅱ层和Ⅲ层样品受到的生物降解作用依然很强烈。

表1 油砂样品族组分分析报告

图3 定量离子191色质谱图

4 成藏模式探讨

4.1 烃源岩特征

准噶尔盆地南缘发育有二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系五套可能的烃源岩，是准噶尔盆地中烃源岩层系最多的地区。其中研究区的油气主要源于侏罗系烃源岩，侏罗系烃源岩广泛分布于南缘地区，纵向上厚度也很大，主要是一套黑色泥岩夹碳质泥岩与灰绿色砂岩互层，属于辨状河-三角洲-湖沼相含煤沉积烃源岩主要发育于中侏罗统西山窑组和下侏罗统三工河组与八道湾组。

4.2 储层条件

喀拉扎地区的储层主要有两套，第一套位于侏罗系中下统。由于该区域内研究程度过低，暂无储层物性数据信息，但据前人研究资料，与该研究区位于同一构造带的齐古背斜区内相同储层岩性主要为灰色细砂岩，室内鉴定为石英长石岩屑砂岩及混合砂岩，油砂碎屑储层岩石孔隙度为9.27%～14.38%，平均值为11.5%，渗透率为0.16×10-3～17.68×10-3μm2，孔隙类型为粒间溶孔-粒间孔-粒内溶孔-微裂缝型，具中等孔隙、低渗透的储集特征。此外，该储集层裂缝较发育，大大改善了孔渗性能。

喀拉扎地区的第二套储层为三叠系小泉沟群，岩性主要为岩屑砂岩，齐古组相同储层的物性数据如下：孔隙度平均值为8.26%，渗透值均小于0.1×10-3μm2，孔隙类型以粒间溶孔为主，为差储集层，经压裂改造后可大量出油。该层为滨湖相砂体，延展较广。

4.3 构造活动

喀拉扎背斜在印支运动晚期初步形成，在燕山运动晚期，侏罗系开始生油生气。此时该区以抬升为主，形成背斜带雏形，在侏罗系内部形成自生自储型油气藏，至喜山运动期，构造带急剧冲断抬升，致使所有原生油气藏遭受破坏，油气再次运移和重新分配，主要聚集于构造的高部位，形成次生油气藏[5]。这时侏罗系煤系地层已演化至干气-湿气阶段，高成熟的裂解气通过齐古北断裂运移至该构造带，不同成熟阶段的油气混杂，形成上盘的背斜、背斜-岩性油气藏和断裂下盘的断层遮挡地层油气藏[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总结为抬升改造型(图4)，在燕山运动晚期，研究区以抬升为主，形成背斜带雏形，侏罗系地层烃源岩已进入生油气高峰期，与上部储层形成较好的时空配置关系，在侏罗系内部形成了自生自储型油气藏[8]。之后受喜马拉雅构造活动影响，构造带急剧抬升，导致原生油气藏上覆盖层缺失和严重剥蚀[9]，原油运移至地表的储集体中，加剧了生物降解作用和水洗作用影响，最终形成油砂矿藏[10]。

5 结 论

准噶尔南部有喀拉扎、安集海、清水河、安集海等油砂矿点和露头，前人资料中没有对这些油砂矿做系统踏勘和研究，本次研究将喀拉扎列为油砂成矿有利区，通过地表和钻井油砂揭示情况对喀拉扎地区油砂进行了详细研究。研究表明，喀拉扎地区油砂储层的主要岩石类型以砂岩、砂砾岩两种类型为主；储集层物性特征良好，孔隙度一般在15.74%～22.69%，由于裂隙发育，渗透率高达277.07 mD；地化特征表明，生物降解作用对原油芳香烃的破坏性较为严重，使得研究区内油砂遭受了严重降解，油砂成藏模式可以总结为抬升改造型；虽然准南背斜产状较陡，但油砂厚度相对较大，含油率可达4.4%，分布面积较大，矿点位于乌鲁木齐昌吉附近的硫磺沟煤矿内，勘探开发条件较好，可作为下步油砂勘查开发的重要依据。

图4 准噶尔南缘喀拉扎背斜成藏模式图

[1] 刘虹强，孙燕，王祝彬，等.准噶尔盆地风城油砂矿床储层特征及成因分析[J].中国地质，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 责任编辑：宋菲

国土资源部全国油气资源战略选区调查与评价项目资助(编号：1211302108025)

李锋(1969-)，女，高级工程师，石油地质专业，主要从事常规油气、油砂基础地质调查研究，E-mail：913638170@qq.com。

P618.13

A

1004-4051(2017)08-0169-06