吐哈盆地火焰山-七克臺構造帶油砂成藏特征及主控因素分析

摘" 要：吐哈盆地常規油氣勘查在石炭—二疊系取得重要進展[1-2]，但對其次生的賦存于中—上侏羅統、下白堊統的油砂礦研究較為薄弱，對運移聚集成藏的油砂礦成礦條件、成礦機理、賦存狀態、成藏規律認識不清，找礦方向不明確，導致油砂勘探一直未取得重大突破。通過對火焰山-七克臺構造帶的油砂礦體特征、成藏條件、成藏過程和控制因素分析，總結提出吐哈盆地油砂集中分布于盆地中央的火焰山-七克臺構造帶，賦存地層為中侏羅統西山窯組、三間房組和七克臺組，巖性為中-粗砂巖和含礫砂巖組合，儲集巖以半充填、中-高孔隙度、高滲透率為主要特征，油跡主要充填于原生粒間孔、粒間溶蝕孔、殘余孔隙和構造微裂縫等4種孔縫中，控盆斷裂為深部油氣向淺部運移提供通道，先后經歷了晚侏羅世末—早白堊世、晚白堊世末—古近紀兩期成藏，其中晚白堊世末—古近紀為油砂主要成藏期，形成了侏羅系含油氣層系復式鼻狀隆起油氣儲集帶。成藏模式為推覆擠壓構造抬升型，潛伏復式鼻狀隆起為找礦主攻方向。

關鍵詞：吐哈盆地; 火焰山-七克臺構造帶; 成藏特征; 主控因素

吐哈盆地處于哈薩克斯坦、西伯利亞和塔里木板塊的拼貼交匯部位，以海西褶皺基底為基礎，經歷了晚二疊世—三疊紀擠壓型前陸盆地、侏羅紀伸展型斷超盆地和白堊—第四紀擠壓型再生前陸盆地3個演化階段，形成和發展起來的陸相斷陷疊合型復式內陸盆地[3-6]。受博格達山南向擠壓構造作用和七克臺-火焰山斷裂構造影響，在盆地中部形成一系列近平行于博格達山的寬緩背斜構造，發育了多套成藏組合[7-8]，形成了鄯善弧形帶、西部弧形帶、北部山前帶、紅臺構造帶、紅連構造帶、勝北構造帶6個油氣富集區帶，探明了丘陵、鄯善、鄯勒、紅臺、連木沁、恰勒坎、神泉、雁木西、吐魯番及勝北等20多個油氣田[1，，9-11]。近年來，隨著我國經濟持續高速發展，對石油資源的需求持續加大，國內原油供應嚴重不足。2020年，我國石油對外依存度超過74%，嚴重影響了國家能源資源安全，油砂作為石油資源的戰略儲備和重要補充，日益受到國家的高度重視。前人重點對吐哈盆地石炭—二疊系常規油氣賦存層位開展了涵蓋構造、沉積、烴源巖、有機地化及儲層物性的調查和研究[1-3，8-11]，新疆地礦局第一地質大隊發現火焰山、瓊坎兒孜、七克臺、黑水泉和紅山咀等眾多賦存于中—上侏羅統、下白堊統的油砂出露點，顯示較大資源潛力?。劉同慶，柳益群等在七克臺開展了油砂礦點研究工作[12-13]。截止目前，區域上尚未針對侏羅系、白堊系開展系統的油砂成藏研究。油砂作為一種非常規油氣資源，受沉積、構造、成藏等綜合因素影響，其成藏組合類型多樣，垂向上具較強的非均質性，淺地表隱伏油砂礦床識別難度大。因此，開展吐哈盆地火焰山-七克臺構造帶油砂成藏研究，對篩選和識別大型油砂礦床，指導該區油砂找礦勘查具重要指導意義。

1" 地質概況

吐哈盆地位于新疆維吾爾自治區東部，是新疆三大含油氣盆地之一。受多期構造運動影響，盆地內部被分隔成“三凸四凹”的空間格局，自西向東分別為布爾加凸起、魯西凸起、塔克泉凸起、科牙依凹陷、托克遜凹陷、臺北凹陷和臺南凹陷[14]。受博格達山向南擠壓構造作用和火焰山-七克臺斷裂構造影響，在盆地中部形成一系列近平行于博格達山的寬緩背斜構造，成為重要的油氣富集區，形成了丘陵、連木沁、吐魯番等系列油氣藏[1，11]。受構造斷裂和擠壓抬升作用影響，油氣沿斷裂、不整合面等運移通道向上運移，平面上沿盆地中部潛隆區形成了火焰山、瓊坎兒孜、黑水泉等油砂礦床，縱向上油砂主要集中分布于中—下侏羅統七克臺組、三間房組和西山窯組，次為古—新近系桃樹園組、新近系葡萄溝組等（圖1）。

2" 油砂特征

2.1" 烴源巖特征

吐哈盆地烴源巖具發育層位多、厚度大、有機質含量高的特點。臺北凹陷油源巖層主要為中—下侏羅統西山窯組七克臺組，次為中二疊統塔爾浪組。西山窯組為以湖沼沉積為主的一套煤系地層，暗色泥巖分布范圍廣，在臺北凹陷相對最發育，厚100～400 m，最厚超過600 m，源巖有機碳（TOC）含量平均為1.30%，氯仿瀝青“A”為0.032 6%，總烴為231×10-6，生烴潛量為1.80 mg/g，有機質類型為“Ⅲ”型。七克臺組源巖為半深湖相泥巖，主要分布于臺北凹陷，厚100～150 m，最厚達250 m，有機碳含量平均為1.10%，氯仿瀝青“A”為0.0356%，總烴含量平均391×10-6，巖石熱解生烴潛量平均為3.05 mg/g，有機質類型為“Ⅱ～Ⅲ”型，以“Ⅱ”型為主；塔爾浪組源巖為半深湖相泥巖，主要分布于臺北凹陷中的各斷陷中，玉探1井和連30井控制厚度為49～62 m，有機碳含量大于1.67%～8.54%，氯仿瀝青“A”為0.129 5%～0.709 5%，生烴潛量為1.62～11.11 mg/g，有機質類型為“Ⅱ”型；Ro為1.04%～1.27%，屬成熟烴源巖 [15] （圖2）。據統計，研究區內自火焰山至七克臺間共有油砂及瀝青出露150余處，在七克臺評價區經8個鉆井驗證，在淺地表侏羅系七克臺組、三間房組均控制厚大層狀油砂層。

2.2" 優質儲層特征

2.2.1" 儲層特征

油砂賦存巖性主要為中-粗粒石英砂巖，儲集類型以砂巖孔隙型為主，賦存層位為中侏羅統和下白堊統。分布受沉積相帶控制，侏羅系西山窯組、七克臺組及下白堊統沉積相類型主要為辮狀河三角洲、扇三角洲砂體及部分河流-沖積扇砂體和濱湖灘壩砂體，垂向上西山窯組上部至七克臺組砂體儲層最發育。其中，西山窯組儲層巖性為中細粒石英砂巖，厚215.34～313.89 m，有效孔隙度11.0%～18.1%，平均14.9%，滲透率8.9×10-3～181.0×10-3 μm2，平均為63.8×10-3 μm2，含油飽和度33.6%～54.7%，平均為48.3%。三間房組厚18.79～187.86 m，七克臺組油砂儲層以粗粒石英砂巖為主，中細粒石英砂巖次之，厚35.73～289.93 m，有效孔隙度18.0%～26.2%，平均21.9%，滲透率71.7×10-3～1 880×10-3μm2，平均623.5×10-3μm2，含油飽和度38.3%～59.4%，平均54.2%（表1）。下白堊統三十里大墩組、勝金口組發育扇三角洲天然堤、水下分流河道、水上分流河道及河口砂壩砂體，其中三十里大墩組砂體儲層厚171.79～581.31 m，勝金口組厚48.65～118.04 m。

2.2.2" 儲層孔隙類型

研究區油砂儲層包括7種類型：原生粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、顆粒溶孔、粒內縫、填隙物微孔隙和微裂縫。總體看，油跡充填主要為原生粒間孔、粒間溶蝕孔、殘余孔隙和微裂縫4類。其中，西山窯組油砂儲層以原生粒間孔和粒間溶蝕孔隙占主導地位，鈣質膠結半充填，孔隙連通性較好，油跡呈油暈狀于碎屑物顆粒間分布（圖3-a）；三間房組、七克臺組則以壓縮和再膠結后殘余的微孔隙和長石礦物重結晶交代殘余孔隙和粒間溶蝕孔為主，鈣質膠結半充填，孔隙連通性較好，油跡呈沿交代殘余礦物孔隙充填（圖3-c-d）。研究區處于喜馬拉雅構造活動應力的強烈部位，巖石形變大，“X”型節理及次級微裂隙較發育，連通性較好，有機質呈條帶狀沿裂隙充填（圖3-b，e）。

2.3" 油砂（礦體）特征

地表油砂礦體主要出露于七克臺組，礦體出露長260～380 m，巖性組合為為中-粗砂巖、含礫砂巖（圖3-f），單層油砂厚1.1～5.0 m，平均2.35 m，累計厚25.8 m，地表砂巖含油率3.00%～9.79%，平均6.87%，含油飽和度33.6%～57.8%，平均52.6%（表1）。

3" 構造活動對油砂成藏的控制

區域構造帶對研究區油砂礦聚集與展布的控制、不同構造樣式和構造-巖性組合對油砂礦聚集的控制及燕山期構造抬升和山前剝蝕對油砂礦體的形成和保存的控制：①臺北凹陷和艾丁湖斜坡帶二疊系和侏羅系烴源巖是構造帶油砂成藏的重要物質基礎。海西運動末期，吐哈盆地整體為弧后拉張沉積期，在盆地內部形成的斷陷區分布范圍有限，形成臺北、艾丁湖、托克遜等多個受斷裂控制的、相互隔離的洼陷，受差異性沉降影響，有利于暗色泥頁巖的形成，沉積形成了二疊系、三疊系烴源巖。從整個盆地尺度看，這些洼陷呈相互隔離的離散分布。這些控制性斷裂在區域上呈現出先正后逆的特點，在三疊紀末期出現明顯回返，南側艾丁湖斜坡帶受持續性抬升影響，造成烴源巖處于低成熟期；而北部臺北凹陷為古生界繼承性沉降區，回返尺度小，有利于二疊系烴源巖的持續沉積和保存。晚三疊世晚期到侏羅紀，盆地轉為坳陷型湖盆發育階段，從早侏羅世開始，吐哈盆地形成，進入廣盆式穩定沉積階段，形成了全區發育的中侏羅統西山窯組、三間房組、七克臺組等多套烴源巖，累計厚300～500 m。對吐哈盆地火山巖研究表明[16]，印支運動使中央隆起帶抬升形成向北傾伏的斜坡，早燕山運動（西山窯組末期）是研究區重要的構造熱事件，其提供的熱量對二疊系和中—下侏羅統暗色泥巖、煤系的有機質熱成熟有較大影響，地溫梯度自西向東依次升高，二疊系和侏羅系烴源巖依次進入生油門限而大量生烴[17-18]。臺北凹陷區石油鉆井玉探1井和30井驗證了臺北凹陷中二疊統、侏羅系烴源巖處于熱成熟大量生烴階段，為盆地中央構造帶油氣聚集的主要油源供給區。②復合鼻狀隆起為侏羅系油砂聚集提供了構造儲集空間。燕山期構造活動以NNE向強烈擠壓作用為主，造成博格達的快速隆升，受博格達山向南應力作用影響，在凹陷內部中央帶沿侏羅紀煤系地層發生滑脫沖斷作用，向南擠壓應力使地層沿前端釋放，造成北部向南逆沖的構造變形，形成盆地中央大型走滑前鋒帶[17]。在盆地中央形成NNW向的火焰山-七克臺大型復合鼻狀逆沖推覆構造帶，依附于構造帶的北部臺北凹陷，位于火焰山-七克臺構造帶的上盤方向，一直處于二疊—侏羅系有效生烴區生成油氣運移的有利方向，油氣長期在結構復雜的三疊系、侏羅系中輸導，調整，形成了侏羅系多含油氣層系的復式鼻狀凸起油氣儲集帶。③控制盆地區域格架格局的深大斷裂是深部油氣向淺部運移的主要通道，也是中部隆起帶油砂成藏的關鍵因素。受燕山構造運動中期持續擠壓影響，火焰山和七克臺深大斷裂持續活動，北部臺北凹陷和南部斜坡帶二疊系、中—下侏羅統烴源巖排出的油氣沿深大斷裂垂向運移至中—上侏羅統、白堊系，在盆地中央火焰山-七克臺構造帶形成了以鼻狀背斜為主的古油氣藏[17]。受喜馬拉雅晚期火焰山斷裂和七克臺逆沖斷作用影響，古油氣藏遭受破壞，油氣沿斷裂帶運移并滯留到至淺地表，形成火焰山-七克臺構造帶油砂礦。

4" 油砂成藏過程分析

吐哈盆地火焰山-七克臺構造帶油砂成藏過程與構造演化關系密切[18-19]，喜山期構造運動控制著油氣藏的形成、運移和破壞過程，整體上為層運移型、多期成藏模式。從構造上看，火焰山-七克臺構造帶南北緊臨臺北凹陷和艾丁湖斜坡帶，臺北凹陷中心部位的烴源巖生排烴史分析結果表明[19]，二疊系和侏羅系烴源巖生排烴高峰期為晚侏羅世末—早白堊世，即第一個生排烴高峰期。臺北凹陷生成的油氣進入火焰山-七克臺構造帶西山窯組、三間房組和七克臺組儲層中，由于煤系地層物性變化大，連通性差，臺北凹陷中心部位生成的油氣難以遠距離運移，進入七克臺構造的油量較少。晚白堊世是臺北凹陷烴源巖生、排烴第二個高峰期，這一時期生成的油氣進入七克臺構造帶大量注入西山窯組、三間房組和七克臺組巖性-構造圈閉儲存。喜馬拉雅運動導致七克臺構造帶進一步隆升并形成系列斷裂，原先聚集的油氣進一步重新分配，表現為西山窯組先期聚集的油氣通過活動斷裂通道部分向上運移至三間房組和七克臺組儲層。同時，晚白堊世末—古近紀火焰山-七克臺構造帶附近的烴源巖處于大量生排烴階段，通過斷裂以垂向運移的方式就近進入火焰山-七克臺構造帶中。喜山運動后期，受上升構造活動影響，火焰山-七克臺構造帶進一步隆升，侏羅系儲層被抬升至地表或近地表，其上覆蓋層被風化剝蝕，同時遭受大氣氧化、水洗和生物降解等作用影響，形成了火焰山-七克臺油砂礦藏（圖4）。

5" 結論

（1） 火焰山-七克臺構造帶油氣運移條件好，緊鄰北部臺北凹陷生烴中心，是油氣運移的有利指向區。圍繞構造擠壓活動形成的鼻狀隆起的地層掀斜、斷陷回返，控盆深大斷裂為臺北凹陷油氣向淺部運移提供主要通道，在淺部復式鼻狀凸起油氣儲集帶形成了多套侏羅系含油層系。

（2） 油砂礦主要賦存于中侏羅統西山窯組、三間房組和七克臺組中，賦礦巖性為中-粗砂巖和含礫砂巖，以半充填、中-高孔隙度、高滲透率為主要特征，油跡主要充填于砂巖粒間孔、溶蝕孔、殘余孔和微裂縫四類孔縫。

（3） 火焰山-七克臺構造帶主要經歷晚侏羅世末—早白堊世、晚白堊世末—古近紀兩期成藏。其中，晚白堊世末—古近紀是油砂主要成藏期。構造帶油砂為構造抬升成藏模式，具有斷層運移、多期成藏特征，潛伏復式鼻狀隆起為油砂找礦主攻方向。

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Characteristics and Main Controlling Factors of Oil Sands Accumulation in Huoyanshan-Qiketai structural Zone，

Turpan Hami Basin

Wan Jianling1，Lei Guoming2， Zhang Shiwei3

（1.NO.8 Geological Party， Xinjiang Bureau of Geology and Mineral Exploration and Development， Aksu，Xinjiang，843000，China;2. Xinjiang Bureau of Geology and Mineral Resources Exploration and Development，Urumqi，Xinjiang，830000，China; 3. NO.1 Geological Party， Xinjiang Bureau of Geology and Mineral Resources Exploration and Development，Changji，Xinjiang，831100，China）

Abstract：Important progress has been made in conventional oil and gas exploration of Carboniferous Permian system in Turpan Hami basin， However， the research on the secondary oil sands hosted in Middle Upper Jurassic and Lower Cretaceous is relatively weak.The study of the metallogenic conditions， metallogenic mechanism， and hydrocarbon accumulation feature are low，and prospecting direction is undefined， which resulted only sporadic oil sands breakthrough in Turpan Hami Basin. Based on the analysis of the oil sand characteristics， hydrocarbon accumulation， reservoir forming process and control factors of Huoyanshan Qiketai structural zone， the paper summarizes that the oil sand is concentrated in Huoyanshan Qiketai structural zone in the center of the basin. The occurrence strata are Xishanyao， Sanjianfang and Qiketai formation of Middle Jurassic. Which the lithology is the combination of medium coarse sandstone and pebbly sandstone， and the reservoir is remarked by semi filled， medium high porosity High permeability. Oil is mainly filled in the primary intergranular pores， intergranular dissolution pores， residual pores and structural microfractures. Deep Faults provide channels for the migration of deep oil and gas to shallow stratums hydrocarbon accumulation experienced two stages of reservoir formation： Late Jurassic early Cretaceous and late Cretaceous Paleogene， of which late Cretaceous Paleogene is the main reservoir formation stage of oil sand， where the Jurassic hydrocarbon reservoirs is formed in the zone of compound nose uplift. The reservoir mode is nappe compression structure uplift type， and the latent compound nose uplift is the main direction of hydrocarbon prospecting.

Key words：Turpan Hami basin; Huoyanshan-Qiketai structural zone; Accumulation characteristics; Main controlling factors