萬初發(fā)，李逸凡

(1.新疆礦產(chǎn)資源儲量評審中心，新疆烏魯木齊830000；2.四川省博誠礦業(yè)有限公司，四川成都610000)

油砂是一種非常規(guī)油氣資源，可作為常規(guī)油氣資源的重要補充。隨著人類對油氣資源需求的不斷增加，油砂已越來越多地受到各國的關注[1]。我國油砂在各大盆地都有分布，2005年新一輪的資源評價油砂油的地質(zhì)資源量為59.7×108m3，可采資源量為22.58×108m3，資源十分豐富[2]。其中對新疆的準噶爾盆地的風城、紅山嘴、塔里木盆地的黑英山、楊葉、羌塘盆地的隆鄂尼、柴達木盆地的油砂山、干柴溝、鄂爾多斯盆地的東勝、松遼盆地的圖牧吉及四川盆地的厚壩、天井山等開展了油砂的評價工作。目前準噶爾盆地西北緣是規(guī)模最大的油砂分布區(qū)[2]，也是整個盆地主要評價的油砂區(qū)[3]，埋深在0～500m的資源量約2.3×108m3。其中，風城地區(qū)是我國近年來發(fā)現(xiàn)的最大油砂礦富集區(qū)，地質(zhì)儲量約為1.21×108m3，主要分布在侏羅系及白堊系砂巖中[4]，它的開發(fā)對我國油砂事業(yè)的發(fā)展起到重要作用。本文主要研究風城1號油砂礦白堊系沉積儲層特征。以白堊系油砂礦成礦地質(zhì)背景、儲集層特征等為基礎進行敘述。

1 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于準噶爾盆地西北緣，北邊是哈拉阿拉特山，地形起伏較大，殘丘斷崖四處可見，東邊以夏子街大斷裂為界，地形相對較緩，西南邊與烏爾禾鎮(zhèn)相鄰，距克拉瑪依市東北約120km。油砂礦位于準噶爾盆地邊部，盆地形成于晚石炭系，為地塊擠壓復合盆地，周邊被天山、阿爾泰山等褶皺山系環(huán)繞，經(jīng)歷了晚海西運動、印支運動、燕山運動，在燕山末期最終覆蓋定型，形成了多旋回的組合[5]。風城1號油砂礦區(qū)位于大型逆沖推覆構造前端，地層呈北薄南厚的楔狀展布，區(qū)域上自下而上依次沉積了二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系地層，各地層間均呈不整合接觸，油砂主要分布在白堊系和侏羅系地層中[4]。盆地的邊緣哈拉阿拉特山附近主要是石炭系覆蓋，區(qū)域內(nèi)北東走向的逆沖斷裂，對沉積相的發(fā)育起到一定控制作用。研究區(qū)內(nèi)在古生界石炭系基底之上自下而上發(fā)育了侏羅系齊古組（J3q）、白堊系清水河組（K1q）。其中石炭系（C）、侏羅系齊古組（J3q）、白堊系清水河組（K1q）之間均為不整合接觸。

早二疊世為伸展火山活動階段，盆地周圍已經(jīng)形成山脈，哈拉阿拉特山是當時最明顯的推覆構造，同時伴隨較廣泛的火山活動，南邊的瑪湖地區(qū)穩(wěn)定持續(xù)下沉，構造擠壓力方向仍為北西向。

早—中侏羅世早期，除了北部哈拉阿拉特山處于高地勢的部分外，其它地區(qū)已經(jīng)形成穩(wěn)定的沉積；到了侏羅紀末，伴隨著烏夏斷裂帶的活動，造成研究區(qū)南部的褶皺區(qū)相對上升，盆地中央遭受不同程度的剝蝕。侏羅紀沉積時期，盆地內(nèi)依次出現(xiàn)了八道灣組、西山窯組煤系烴源巖，此時沉積充填經(jīng)歷了沖積扇—辮狀平原—三角洲—湖相沉積的過程，沉積中心主要位于研究區(qū)的東部，邊緣由于氣候由潮濕向半干旱轉變。大部分地區(qū)均為粗碎屑物覆蓋，局部有大片礫巖發(fā)育。

白堊紀時期，構造活動較弱，盆地區(qū)相對下降，此時構造運動主要表現(xiàn)為間歇性沉降活動，尤其新生界地層平穩(wěn)充填，由東南向西北依次超覆沉積在古構上，地層南厚北薄并逐漸尖滅，此時盆地逐漸形成。

目前分析研究白堊系清水河組的油砂認為主要的烴源巖來源于下二疊統(tǒng)風城組和下烏爾禾組。其中風城組為海陸過渡環(huán)境的殘留?！獮a湖相沉積，巖性主要為黑灰色泥巖，有機質(zhì)比較發(fā)育，認為是一套發(fā)育完整的含烴源巖；下烏爾禾組為灰綠色、灰色礫巖和灰褐色泥巖交互層，含碳化植物碎屑和薄煤層，屬山麓河流洪積—湖沼沉積，具有一定生烴潛力。這2個組認為是較好的烴源巖，能夠為風城地區(qū)油砂成礦提供物質(zhì)基礎。

風城淺部油砂以白堊系底礫巖為主，從南往北底礫巖層逐漸變薄，資料分析研究認為白堊系砂巖沉積時期，湖泊面積逐漸增大，湖水也加深，主要為河流—湖泊沉積環(huán)境，河道內(nèi)砂體特別發(fā)育，砂巖的沉積厚度增大，沉積環(huán)境相對簡單，砂巖保存比較完整，只有局部地段受到后期的強烈剝蝕。

后期由于不整合面與斷層等運移通道相互溝通，形成有效的連通，為油氣的運移提供了良好的通道。其中白堊系清水河組的油砂油橫向上沿白堊系與侏羅系或石炭系的不整合面的通道進行運移，縱向上沿斷裂體系運移。經(jīng)過多次的構造活動，風城組和烏爾禾組的烴源巖經(jīng)過多次生烴，油氣多期運移并且相互混合。

綜合來看，風城地區(qū)白堊系河道砂體發(fā)育，埋藏較淺，孔隙度較大，滲透性較好，覆蓋層大多為泥巖，封堵條件比較好，逆斷層作為連通通道，白堊系清水河組時期，構成了良好的運移儲集條件。最終形成了目前西北緣油砂礦特征。

2 油砂礦地質(zhì)

2.1 油砂礦沉積特征

白堊系清水河組沉積厚度80～200m，頂部為灰色、灰綠色泥質(zhì)粉砂巖、泥巖與砂巖互層；中部為灰色、灰黑色含礫中—細砂巖夾泥巖、鈣質(zhì)砂巖；底部為一套灰綠色砂礫巖。將白堊系清水河組自上而下可劃分為K1q1、K1q2、K1q3三個砂層組，為清水河一段（K1q1）、清水河二段（K1q2）、清水河三段（K1q3）。其中清水河二段（K1q2）物性、含油性最好，沉積厚度大，為主要的含油層段，將其細分為K1q21、K1q22和K1q23三個亞段；其中K1q2砂層組可細分為K1q21、K1q22和K1q23三個砂層，為主要油砂層。構造上為一南東傾的單斜，傾角2°～3°。油砂分布相對集中，出露厚度很大，形成許多規(guī)模不等的油砂山丘。厚度變化較大，0.85～15m，有些地段甚至尖滅。地表出露油砂的地段，采集樣品分析，含油率變化也大，靠近地表有的樣品含油率為0，保存較好的地段，含油率相對較高，平均為7.94%。其中油砂層的厚度，含油率情況如下：

K1q21層：含油面積為1.51km2，含油面積內(nèi)油砂厚度6～13.85m，平均8.5m；重量含油率8.42%～13.40%，平均11.1%，巖石密度平均2.21g/cm3。

K1q22層：含油面積為2.21km2，油砂厚度6.19～30.5m，平均15.4m，重量含油率7.51%～15.57%，平均11.2%，巖石密度平均1.99g/cm3。

K1q23層：含油面積為2.62km2，油砂層厚度5.24～33.2m，平均18.4m，重量含油率6.83%～16.43%，平均10.3%，巖石密度平均2.09/cm3。

根據(jù)巖芯的分析資料，K1q3砂層組中沉積構造相對較單一，發(fā)育有沖刷充填構造，礫石呈定向排列，由多個下粗上細的正旋回構成；砂層組巖性主要為一套砂礫巖沉積，向東南方向漸變?yōu)槟噘|(zhì)粉砂巖和泥巖沉積，反映水動力條件較強，礫石成分主要為石英及長石；砂層組主要為砂礫巖，顏色主要為灰色、灰綠色，偶含黃褐色黃鐵礦，反映其主要形成于弱氧化—還原環(huán)境。

K1q2及K1q1砂層組中粉砂巖與泥巖薄互層，常發(fā)育水平層理、砂泥韻律層理、透鏡狀層理、變形構造等。砂層組巖性以中—細粒砂巖為主，其次為粉細砂巖和粉砂巖，反映其對應的水動力減弱。巖顏色包括灰色、灰綠色，砂巖顏色則包括淺灰色、深灰色等，具有水下還原—弱還原環(huán)境的特點。沉積構造反映該區(qū)K1q2砂層組具有牽引流和波浪共同作用的特征，環(huán)境為近岸地帶。

2.2 沉積相特征

白堊系清水河組沉積相特征：K1q1和K1q2通過巖芯觀察，泥巖顏色主要為灰色、灰綠色；而且砂巖顏色則包括淺灰色、深灰色等，表明當時為還原—弱還原環(huán)境。

K1q1巖性以中—細粒砂巖為主，其次為粉細砂巖和粉砂巖。通過平面上鉆孔中砂體的分布看，砂體底部發(fā)育各種規(guī)模的沖刷面，沖刷面上充填大量下伏地層形成的泥礫，粒徑一般為0.2～3cm。粉砂巖與泥巖薄互層，常發(fā)育水平層理、砂泥韻律層理、透鏡狀層理、變形構造等。以發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相，水下分流河道微相為主。

K1q21主要發(fā)育辮狀河三角洲扇體，延伸方向由北向南，在2條河道間發(fā)育水下分支河道間微相，沿著分流河道末端發(fā)育前緣席狀砂沉積，研究區(qū)西部發(fā)育一小型三角洲，末端為前緣席狀砂沉積；其它部位為濱淺湖。

K1q22主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞沉積相，展布方向由北向南，河道末端發(fā)育前緣席狀砂微相。

K1q23主要為辮狀河三角洲前緣沉積，發(fā)育2個三角洲朵體，在2個分支河道間為水下分流間灣沉積。發(fā)育水下分流河道沉積，河道末端為前緣席狀砂微相，其它部位為濱淺湖亞相沉積。

K1q3砂層組主要為砂礫巖，顏色以灰色、灰綠色為主，偶含黃褐色黃鐵礦，反映其主要形成于弱氧化—弱還原環(huán)境。

K1q3段當時沉積水平面較低，主要以沖積扇相沉積為主，由于沉積速度較快，導致礫石分選磨圓度差，形成了許多堆積的礫石，到K1q23沉積時期，沉積湖平面快速上升，淹沒了整個研究區(qū)，研究區(qū)的北部及西北部分別為最大的2處物質(zhì)來源地，當時的河流攜帶大量的泥砂經(jīng)過短距離的搬運直接進入盆地的中央，形成辮狀河三角洲前緣亞相沉積；至K1q22沉積時期，沉積速度變慢，湖水繼續(xù)加深，向北部及西北部物源方向推進，導致三角洲前緣亞相沉積范圍逐漸縮小，但依然以辮狀河三角洲前緣亞相為主，其次為辮狀河三角洲平原亞相；K1q21時期湖水略有下降，湖平面向研究區(qū)的南部逐漸縮減，辮狀河三角洲前緣沉積范圍在增大；至K1q1沉積時期呈進積式沉積，湖平面下降，三角洲前緣規(guī)?？s小，研究區(qū)西北部發(fā)育辮狀河流相沉積。砂層組巖性主要為一套砂礫巖沉積，向東南方向漸變?yōu)槟噘|(zhì)粉砂巖和泥巖沉積，反映當時的水動力條件強，礫石成分主要為石英及長石。

3 儲集層特征

3.1 儲集層巖石學特征

通過對巖芯觀察與描述和巖石薄片資料分析表明，清水河組為一套碎屑巖沉積，巖性以砂巖為主，次為礫巖、砂礫巖和泥巖。

利用鉆孔中的巖石薄片分析資料，從巖石的成份、粒度、填隙物、孔隙等微觀特征進行研究分析，清水河組（K1q）巖性主要為灰色、深灰色細粒巖屑砂巖、長石巖屑砂巖為主，其次為極細粒、細粒巖屑砂巖。其中砂巖碎屑成分中石英含量13.0%～43.0%，平均23.4%，長石含量11.0%～32.0%，平均24.2%；巖屑含量42.0%～83.0%，平均58.0%，巖屑以凝灰?guī)r為主（17.0%～57.0%，平均40.9%），其次為霏細巖、千枚巖、泥巖、石英巖巖屑；碎屑顆粒呈次棱角—次圓狀，分選以好—中等。以點接觸為主，次為線接觸。雜基主要為泥質(zhì)，含量微量0%～7.0%，平均4.35%。膠結物主要為方解石，其次為黃鐵礦、菱鐵礦，含量微量至6.0%，平均2.1%。膠結類型以孔隙型為主，次為壓嵌型。膠結程度中等—致密。礫巖中礫石成分62.4%，以泥礫巖為主，砂質(zhì)成分32.5%，以凝灰?guī)r為主，其次為石英、長石、霏細巖等，雜基主要為泥質(zhì)，含量3.8%。膠結物含量微量，主要為黃鐵礦。

3.2 儲集層碎屑粒度特征

白堊系清水河組采用篩析法對碎屑巖粒度進行分析，樣品個數(shù)110件。對分析結果進行統(tǒng)計，碎屑巖粒度主要分布在0.25～0.063mm之間，巖性為細砂（47.25%）和極細砂巖（25.20%），占72.45%。細粉砂級以下粘土含量為5.94%（表1）。

表1 白堊系碎屑巖粒度統(tǒng)計表

3.3 儲集空間類型

根據(jù)鉆孔中鑄體薄片的分析成果資料，以原生粒間孔為主（88.0%～100.0%，平均96.4%），其次為剩余粒間孔（1.0%～12.0%，平均3.6%）。粒間孔徑一般35～413.6μm，平均197.3μm，目估面孔率15.6%。

3.4 粘土礦物成分及敏感性

根據(jù)鉆孔中X衍射和掃描電鏡分析結果進行統(tǒng)計，粘土礦物成分以不規(guī)則狀伊/蒙混層礦物為主（含量46%～87%，平均73.3%）；其次為伊利石（含量8%～33%，平均10.7%）；綠泥石（含量6%～22%，平均9.8%），少量蠕蟲狀高嶺石（含量1.0%～11%，平均6.2%）；自生礦物有黃鐵礦與沸石類礦物，見有長石碎屑的溶蝕現(xiàn)象。伊利石及綠泥石各占10%左右，對儲層孔隙結構及儲集性能的影響較小。

3.5 儲集層物性

根據(jù)采集到的78口井中567塊樣品，進行巖芯孔隙度、滲透率等分析，經(jīng)統(tǒng)計油砂層孔隙度25.8%～44.7%，平均35.01%；滲透率78.5～9390.18mD，平均1120.45mD。具有較好的孔隙度和滲透率。

4 結論

風城1號油砂礦白堊系清水河組K1q1、K1q21、K1q22和K1q23油砂層中，清水河組儲層巖性以細砂巖、極細砂巖為主，儲集空間以原生粒間孔隙為主，粘土礦物以伊/蒙混層為主，平均含量均在70%以上。通過對油砂礦儲層沉積相、巖石學、粒度、儲集空間類型、粘土礦物成分及敏感性、儲集層物性等分析研究，油砂儲層的孔隙度及滲透率較好，白堊系沉積砂體厚度大，對油砂的富集比較有利。為特高孔隙度、高滲透率，孔隙連通性較好的儲集層。

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