准噶尔盆地哈山南缘白垩系清水河组油砂基本地质特征

代振龙, 范旭东, 马小平, 张晓明

(新疆维吾尔自治区地质矿产勘查开发局第九地质大队, 乌鲁木齐830011)

随着常规油气勘探难度越来越大，油砂矿藏作为非常规油气资源之一，其经济有效勘探开发利用日趋重要，新疆准噶尔盆地油砂资源规模和品位全国条件最优[1]。2015年新疆地矿局第九地质大队在哈山南缘东段调查中，在井下发现了白垩系下统清水河组厚达47.12 m的含油性良好的油砂层，表明哈山南缘风城油砂山以外的广大区域也具有很大的油砂勘探价值。但前人研究主要集中在风城油砂山露头区[2-5]，而对油砂露头区以外的广大哈山南缘地区，由于油砂井资料较少，白垩系清水河组的油砂基本地质特征还不够清楚，制约了外围的油砂勘探进程。针对以上问题，该研究在收集前人研究成果的基础上，通过地表地质路线调查、剖面测量、探槽揭露、钻井、测井、物化实验及镜下微观观察，运用对比分析、重点解剖和综合研究相结合的方法，对区内清水河组油砂岩石特征、沉积相、储层物性、含油性等进行分析，明确了区内清水河组油砂沉积和储层特征及成矿因素，指出了研究区及准噶尔盆地西北缘油砂下一步勘探的主要方向。

1 研究区概况

1.1 地质概况

研究区位于准噶尔盆地西北缘，哈山冲断推覆构造东南侧的乌夏断裂带内[6]，西北以哈山为界，东南邻玛湖生油凹陷单斜带，西至黄羊泉，东到夏子街，其构造分区及井位分布如图1所示。

图1 研究区构造分区及井位分布图Fig.1 The structure division and well location distribution in the study area

该区晚二叠世及三叠纪沉积的巨厚烃源岩为研究区提供了丰富的油气供给[7]。印支至燕山期复杂的构造运动，使得准噶尔盆地西北缘地层抬升、剥蚀，古油藏遭受不同程度的破坏，油气逸散并运移到盆地边缘的浅层，同时原油低分子烃类发生扩散、氧化、水解和微生物对烃类的选择利用，形成了大量规模不同的油砂山群或油砂露头残丘[1, 7-10]。哈山南缘主要发育的地层自下而上为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及第四系，油砂主要赋存于下白垩统统清水河组及上侏罗统齐古组，由于清水河组全区分布，且露头、岩芯、分析化验资料较齐全，故该文针对白垩系清水河组油砂展开论述。白垩系清水河组由东南向西北低角度超覆沉积在地层之上，东南厚西北薄并逐渐尖灭，整体为一东南倾的单斜构造，地层倾角为2 °～3 °。

1.2 钻井见油砂概况

目前在哈山南缘有4口井钻遇油砂(如图1所示)，其中YS1井、YS4井、YS9井钻遇白垩系清水河组油砂，YS3井钻遇侏罗系齐古组油砂。钻遇油砂的概况如下：YS1井钻遇清水河组油砂厚28.67 m，重量含油率为3.75%～6.39%，平均为5.27%。岩石密度1.74 g/cm3；YS4井钻遇清水河组油砂厚72.72 m，重量含油率为3.95%～35.12%，平均为10.82%，孔隙度为38.0%～39.1%，渗透率为809～4 580 mD，含油饱和度为53.9%～66.8%，含油性良好，主要为饱含油、富含油的河道砂岩。岩石密度为1.59～1.67 g/cm3，平均为1.63 g/cm3；YS9井钻遇清水河组油砂厚度15.10 m，重量含油率为3.46%～12.10%，平均为8.85%，含油性良好，主要为富含油、油浸砂岩；岩石密度为1.83～1.87 g/cm3，平均为1.85 g/cm3；YS3井钻遇齐古组油砂厚度52.5 m，重量含油率为2.03%～10.06%，平均为6.14%；岩石密度为1.87～1.91 g/cm3，平均为1.89 g/cm3。

2 沉积特征

研究区清水河组出露良好，本次主要以地表露头剖面控制为基础，结合岩芯观察编录、测井及分析化验资料对清水河组含油砂的层位进行沉积特征研究。清水河组与下伏侏罗系齐古组、石炭系老地层呈不整合接触，地层由东南向西北超覆沉积，古水流方向由北西向南东，属近物源沉积，发育3套正粒序沉积，由下至上分为清一段、清二段、清三段(K1q1，K1q2和K1q3)。

2.1 岩石特征

通过对目的层段露头及岩芯油砂岩的70件样品进行岩石薄片鉴定、粒度分析及矿物组分三角图来分析清水河组油砂岩石特征，由图2、图3的鉴定分析可知清水河组油砂岩主要粒径为0.063～0.250 mm，岩性以细砂岩和极细砂岩为主，砂岩中长石含量占比为12.6%～37.3%(平均22.4%)；石英含量占比为15.1%～48.2%(平均34.8%)；岩屑含量总体较高，为30.0%～74.0%(平均52.5%)，岩屑主要为凝灰岩，次为石英岩、安山岩、千枚岩、泥岩、云母和硅质岩岩屑，少数薄片中见云母、绿泥石；碎屑颗粒以分选好为主，次为中等，磨圆为次棱角-次圆状；接触方式以点接触为主，次为线接触，少量不接触；杂基含量高，以泥质为主，含量最大达7.0%(平均3.75%)。胶结物平均含量为7.37%，以方解石胶结为主，次为菱铁矿和黄铁矿胶结；胶结类型以孔隙型为主，次为压嵌型少量基底式；胶结程度中等-致密。分析结果表明研究区清水河组油砂岩主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩，储集空间以原生孔隙为主，储层质量较好，反映其成分成熟度较低，结构成熟度较好，砂岩稳定性较差，碎屑搬运距离较短，堆积迅速，近源区的特征[11]。

2.2 沉积相特征

研究表明，沉积相对油砂的宏观控制影响明显[4]，其控制着砂体分布，从而影响油砂矿体的分布。通过野外露头剖面、探槽垂直断面、岩芯观察、测井及分析化验资料综合分析清水河组沉积相特征，其由多个下粗上细的正旋回构成，发育牵引流形成的多种类型的沉积构造，砂体底部发育不同规模的冲刷面，部分冲刷面上充填有泥砾。根据野外露头、岩芯观察描述及测井、分析化验资料，清水河组共识别出冲积扇、辫状河三角洲、辫状河3种沉积相[4-5, 12-13]，如图4所示。

2.2.1 冲积扇沉积

通过图4分析可知，冲积扇发育于清水河组底部清一段(K1q1)底砾岩层上，可识别出扇中亚相及辫流水道、漫流沉积2种微相。清一段主要岩性为灰、灰黑、灰绿色棱角状基质支撑的块状砾岩、砂砾岩夹砂岩透镜体，如图5a和图5b所示。其中砾岩厚度为2.5～25.0 m不等，夹有砂岩、砂质泥岩，主要为扇中辫流水道微相沉积。自下而上每个砾岩-砂质泥岩的韵律中，砾岩含量及粒径均变小，呈正粒序特征，且向盆地方向粒径也逐渐变小，反映向源区退积的特征。砾石成分主要为凝灰岩、玄武岩、安山岩、凝灰质粉砂岩，含少量石英岩和花岗岩，偶见泥砾，砾径一般为5～40 mm，最大可达90 mm，分选性差，磨圆呈棱角状与次棱角状为主。如YS1井底部见褐红色砾岩、砂砾岩夹褐红色砂质泥岩，为扇中辫流水道-漫流微相沉积。

图2 清水河组油砂岩薄片观察照片Fig.2 Photographs of oil sandstone thin section of Qingshuihe Formation

图3 清水河组岩石矿物组分三角图Fig.3 Triangulation of rock and mineral composition of Qingshuihe Formation

图4 YS1和YS4井清水河组沉积微相图Fig.4 Sedimentary microfacies diagram of Qingshuihe Formation in Wells YS1 and YS4

2.2.2 辫状河三角洲沉积

对图4进行综合分析，可以判定辫状河三角洲主要发育于清二段、清三段(K1q2和K1q3)，识别出辫状河三角洲平原、三角洲前缘2种亚相及分流河道、分流河道间、水下分流河道、水下分流间湾等4种微相。辫状河三角洲平原分流河道及前缘水下分流河道沉积为主，岩性主要为灰、灰绿色含砾砂岩、中砂岩、细砂岩、极细砂岩夹粉砂岩；分流河道间、水下分流间湾微相，以灰、浅灰绿色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和泥岩为主。

清水河组沉积构造特征如图5所示。清二段和清一段的下部-中部主要发育分流河道、水下分流河道砂岩，分选以好为主，次为中等，磨圆为次棱角状、次圆状为主，发育大量的槽状、板状及楔状交错层理，地表常见球状、串珠状铁质和钙质砂枕、砂岩结核(图5c和图5e)；探槽中见属原生沉积构造的泥裂印模，表明原生沉积环境属陆上部分或水陆交互处(图5f)；见灰、灰黄色砂岩夹薄层灰绿色泥砾层产出(图5g)，泥砾大小不均，分选较差，磨圆中等-较好，而泥岩碎屑为内碎屑，其是湖相的产物；清二段、清三段的上部主要为薄层粉砂质泥岩、泥岩，常发育水平层理、砂泥韵律层理及透镜状层理。探槽TC19和TC20断面位于风城油砂山南部，灰色、灰棕色油浸细砂岩中发育大量交错层理、变形层理和滑塌构造(图5h～图5k)，其顶部均为一套发育水平层理的浅灰色油迹粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩薄互层，普遍含次生石膏薄层(图5l～图5m)，反映其为三角洲前缘-滨浅湖沉积；大套厚层泥岩较少见，说明沉积时水位较浅，前三角洲亚相不发育。多种类型的沉积构造综合反映为河流入湖形成的辫状河三角洲沉积特征[13]。

图5 清水河组沉积构造特征Fig.5 Sedimentary structural characteristics of Qingshuihe Formation

2.2.3 辫状河沉积

辫状河相发育研究区西北部的清三段(K1q3)，地表出露在风城油砂山西北部，其上部风化剥蚀严重，露头可识别出辫状河河道、河漫2种亚相及河道滞留、心滩、河漫滩3种微相。见厚层含油砂体，岩性主要为灰色油浸、油斑细砂岩、中砂岩夹浅灰色粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩，油浸砂岩中见灰色的钙质砂岩差连续或不连续夹层，地表出露油砂岩厚度最大可达18 m，单夹层厚度一般为0.2～0.3 m(如图5n所示)，钙质砂岩结核为坝内夹层或道坝转换夹层[5]，其结构致密，孔渗性极差，不含油。砂岩中见大量板状、槽状、楔状交错层理及平行层理(如图5o～图5s所示)，为辫状河河道心滩微相沉积；顶部细粒的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩中多发育水平层理，为河漫滩微相沉积。总体上由下至上沉积碎屑颗粒粒径减小，反映沉积时水动力逐渐减弱。

3 油砂岩物性特征

储集层的物性主要包括孔隙度、渗透率，孔隙结构等，它们分别是反映岩石空间储存油气和油气渗流能力的重要参数，是储层研究的重要参数。该研究通过铸体薄片、孔隙度、渗透率及岩石密度测试定量分析了研究区清水河组油砂岩的储集性能。据大量的铸体薄片观察结果，清水河组油砂岩以原生粒间孔为主(一般为85.0%～100.0%，平均95.4%)，其次为剩余粒间孔(一般为1.0%～15.0%，平均4.6%)，见少量粒内溶孔(如图6所示)；据孔、渗特征实验表明，清水河组孔隙度为25.3%～39.1%，平均为33.7%；渗透率为124～4 580 mD，平均为1 466 mD；岩石密度为1.59～1.85 g/cm3，平均为1.70 g/cm3(见表1)。综合分析可知，清水河组油砂岩具有高-特高孔隙度、中-特高渗透率和特低密度，储层物性条件好。

图6 清水河组油砂岩铸体薄片观察照片Fig.6 Photographs of oil sandstone casting thin section of Qingshuihe Formation

表1 清水河组油砂岩储层物性特征Table 1 Physical properties of oil sandstone reservoir of Qingshuihe Formation

4 油砂成矿因素分析

4.1 丰富的烃源岩

研究区东南部紧邻玛湖生油凹陷(如图1所示)，玛湖凹陷为整个准噶尔盆地西北缘油气藏的最主要烃源灶，具有丰富的物质基础，玛湖凹陷烃源岩主要来源于下二叠统风城组、上二叠统下乌尔禾组，部分来源于下二叠统佳木河组[14-16]。风城组为半深湖-深湖沉积，烃源岩厚度大、有机质类型好、丰度高, 处于成熟-高成熟阶段, 为一套发育最好的主力烃源岩层；下乌尔禾组浅-半深湖沉积, 为较好的烃源岩[15]。丰富的烃源岩为哈山南缘地区常规油、稠油及浅部油砂成藏提供了充足的物质基础，由东南向西北呈稀油-稠油-油砂的分布，如图7所示。

图7 研究区油气沿断裂、不整合面运移成藏模式图Fig.7 The model diagram of hydrocarbon migration and accumulation along faults and unconformity surfaces in the study area

4.2 良好的运移通道

印支、燕山期的构造运动对准噶尔盆地西北缘进行了较强烈的改造, 形成了一系列冲断、褶皱、不整合面及超覆等构造组合，同时古油藏遭受破坏[7-8]。研究区内褶皱很不发育，总体为向东南倾的单斜，仅发育有乌尔禾鼻状构造，但有发育多条北东、北西向断裂及多套不整合面，这些断裂和不整合面成为油气运、聚、散的输导体系, 控制油气的聚集与分布，成为油气运移的优势通道(如图7所示)，断裂沟通深部的烃源岩和被破坏的古油藏，把原油运移到浅层侏罗系及白垩系清水河组地层中[3，7，10]，并控制着油砂矿藏的分布，影响着油砂物性变化。野外调查发现位于不整合面、断层附近砂体的油砂岩含油性明显较好，如图8所示。

图8 研究区断层、不整合面处发育厚层油浸、富含油砂岩Fig.8 Thickly oil-immersed and oil-rich sandstones are developed on the outcrop faults and unconformities

4.3 优质的储集层

优质储集层主要受沉积相控制，研究区砂体较厚、储集层物性较好的区域，油砂岩的厚度大、重量含油率高。区内白垩系清水河组辫状河河道滞留、心滩及辫状河三角洲河道砂体厚度大、连续性好、面积分布广、孔渗性好，其中孔隙度平均为33.7%，渗透率平均为1 466 mD，为优质的储集层，利于油砂的富集与存储。研究区油砂岩主要发育于中段-上段(K1q2-K1q3)辫状河三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道、辫状河河道滞留及心滩中，广泛发育厚层砂岩，含油性好、厚度大，为油砂主要赋存层位；冲积扇辫流水道砾岩、砂砾岩含油性较差。

表2 研究区钻孔控制油砂厚度与沉积微相关系Table 2 Relationship between of oil sand controlled by drilling and sedimentary microfacies

通过对露头及岩芯313件油砂岩样品进行重量含油率分析，经氯仿沥青“A”分析化验结果得出，清水河组油砂岩重量含油率为0.32%～35.12%，主要分布在4.00%～6.00%和8.00%～10.00%，平均为8.06%，含油率较高。地表主要为油浸砂岩，次为富含油、油斑砂岩；油砂岩芯含油级别主要为饱含油、富含油、油浸，次为油斑，整体上岩芯油砂含油性优于露头油砂岩，钻井油砂岩芯重量含油率亦明显高于露头区。对比分析得出高含油率的砂岩样品均分布在辫状河河道滞留、心滩、三角洲平原分流河道及水下分流河道砂体中。总体，以上4种微相砂体纵向厚度大，连续性好，平面分布广，储层物性好，可作为下一步勘探开发的主要方向。

4.4 降解稠化作用

准噶尔盆地西北缘油气聚集成藏后，燕山—喜山运动破坏了原始油藏，使油气运移到盆地边缘的浅层中，在地表水、氧气、活跃的细菌共同作用下，发生原油低分子烃类扩散、水解、氧化和微生物对烃类的选择利用，芳香烃、饱和烃的相对含量减少，而沥青质、非烃质、硫和金属元素的相对含量增加，使原油变稠、变重，最终形成了油砂矿[2-3，7]。研究区油砂矿油层埋藏浅，油砂储集体超覆在基岩山麓边缘，有的甚至直接暴露在地表。通过对30多件油砂样品进行族组分分析，结果显示沥青质和非烃类平均含量52.25%，饱和烃平均含量20.53%，芳烃平均含量6.72%，主要以沥青质和非烃为主(如图9所示)，反应研究区油砂油遭受了严重降解[17]。

图9 研究区油砂族组分三角图Fig.9 Triangular diagram of group compositions of oil sand in the study area

哈山南缘白垩系清水河组沉积时向哈山南麓超覆，且紧邻玛湖富生烃凹陷，断裂及不整合面发育，可沟通烃源岩层，且处于构造的高部位，为油气运移的有利指向区[7]，具备形成大型油砂矿的地质条件。在该区域油砂勘查中取得了良好的找矿效果，可把该区域油砂勘查的成功经验推广到具有相似沉积构造演化背景的整个准噶尔盆地西北缘，其勘探前景广阔。目前在准噶尔盆地西北缘克拉玛依—白碱滩地区的山前断裂带附近也取得了较好的勘查成果。

5 结论

1)清水河组油砂岩以岩屑砂岩和长石砂岩为主；清三段主要发育冲积扇相，清二段、清一段主要发育辫状河三角洲相，辫状河相主要发育于清一段。

2)清水河组油砂主要发育于辫状河河道滞留、心滩、辫状河三角洲平原分流河道及前缘水下分流河道微相砂体中，含油率最高为35.12%，孔隙度25.3%～39.1%，渗透率124～4 580 mD，具有高-特高孔隙度、中-特高渗透率特征，有利于油砂的富集与存储。其可作为下一步勘探开发的主要方向。

3)哈山南缘东段YS4井附近区域可作为下一步勘查的主要目标区域；已钻见矿油砂孔揭示，油砂分布有利区往往是砂体厚度大、分布稳定的河道砂体，同时位于断裂或不整合面发育的叠合部位，建议下一步在三者叠合区进行油砂井布置，扩大找矿成果。

4)丰富的油源、优质的储集层、良好的运移通道及降解稠化作用为研究区油砂成矿的主要因素，具备形成大型油砂矿的地质条件。可把该区域油砂调查的成功经验推广到整个准噶尔盆地西北缘，勘探前景广阔。