萬初發(fā) 李逸凡

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

1 地質(zhì)背景

風(fēng)城1號油砂礦地處準(zhǔn)噶爾盆地西北緣風(fēng)城油田北部，北以哈拉阿拉特山為界，東與夏子街油田接壤，西南緊鄰烏爾禾鎮(zhèn)，距克拉瑪依市東北約120 km。準(zhǔn)噶爾盆地形成始于晚石炭系，為地塊擠壓復(fù)合盆地，周邊被天山、阿爾泰山、西準(zhǔn)噶爾界山等褶皺山系環(huán)繞，經(jīng)歷了晚海西期的裂陷階段、印支-燕山期的凹陷階段、喜馬拉雅的收縮一整體上隆階段，形成了多旋回的生儲蓋組合[1]。研究區(qū)位于大型逆沖推覆構(gòu)造前端，地層呈北薄南厚的楔狀展布，白堊系地層向盆地邊緣老山石炭系超覆，北東走向的逆沖斷裂發(fā)育，對沉積相的發(fā)育起到一定控制作用，在古生界石炭系基底之上，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[2]。

侏羅紀(jì)晚期出現(xiàn)近東西向的伸展環(huán)境，侏羅紀(jì)末，伴隨著盆地一次區(qū)域性構(gòu)造活動，中、上侏羅統(tǒng)遭受不同程度剝蝕。侏羅紀(jì)沉積時期，依次發(fā)育了侏羅紀(jì)八道灣組、西山窯組煤系烴源巖和三工河組河湖相泥質(zhì)烴源巖，沉積充填經(jīng)歷了沖積扇-辮狀河-辮狀平原-三角洲-扇三角洲-湖相沉積的過程。白堊紀(jì)時期，構(gòu)造活動較弱，盆地邊緣緩慢隆升，遭受剝蝕，盆內(nèi)相對下降，構(gòu)造運(yùn)動主要表現(xiàn)為間歇性沉降活動，白堊系及后來的新生界地層平穩(wěn)充填，由東南向西北依次低角度超覆沉積在下伏古構(gòu)造背景上，地層南厚北薄并逐漸尖滅，至今仍保留著水平產(chǎn)狀。

2 油砂地質(zhì)

2.1 白堊系清水河組油砂層特征

K1q1層：該油砂層在地表沒有出露，重11井北斷裂將油砂層分為風(fēng)砂72井?dāng)鄩K和風(fēng)砂73井?dāng)鄩K。通過鉆孔、鉆井的施工，在風(fēng)砂72井?dāng)鄩K內(nèi)沒有發(fā)現(xiàn)油砂層，僅在風(fēng)砂73井?dāng)鄩K發(fā)育有油砂，共有11個鉆孔、鉆井控制。含油面積為0.75 km2，含油面積內(nèi)油砂厚度9.88～29.3 m，平均13.6 m；重量含油率9.71%～15.54%，平均12.6%；巖石密度1.85～2.28 g/cm3，平均2.13 g/cm3。

K1q21層：該油砂層在地表沒有出露，通過鉆孔、鉆井的施工，在風(fēng)砂72井?dāng)鄩K內(nèi)沒有發(fā)現(xiàn)油砂層。僅在風(fēng)砂73井?dāng)鄩K發(fā)育有油砂，共有13個鉆孔、鉆井控制。含油面積為1.51 km2，含油面積內(nèi)油砂厚度6～13.85 m，平均8.5 m；重量含油率8.42%～13.40%，平均11.1%，巖石密度2.06～2.34 g/cm3，平均2.21 g/cm3。

K1q22層：該油砂層在地表沒有出露，通過鉆孔、鉆井的施工，在風(fēng)砂72井?dāng)鄩K、風(fēng)砂73井?dāng)鄩K均發(fā)育，其中風(fēng)砂72井?dāng)鄩K內(nèi)共有4個鉆孔控制，含油面積為0.29 km2，油砂厚度5.6～8.9 m，平均7.5 m；重量含油率7.91%～12.58%，平均11.7%，巖石密度只做了1塊樣品為2.08 g/cm3；風(fēng)砂73井?dāng)鄩K內(nèi)共有34個鉆孔、鉆井控制，含油面積為2.21 km2，油砂厚度6.19～30.5 m，平均15.4 m，重量含油率7.51%～15.57%，平均11.2%，巖石密度1.62～2.26 g/cm3，平均1.99 g/cm3。

K1q23層：該油砂層在地表沒有出露，通過鉆孔、鉆井的施工，在風(fēng)砂72井?dāng)鄩K、風(fēng)砂73井?dāng)鄩K均發(fā)育，其中風(fēng)砂72井?dāng)鄩K內(nèi)共有6個鉆孔控制，含油面積為0.49 km2，油砂厚度6.6～17.31 m，平均9.0 m，重量含油率9.39%～10.46%，平均10.2%，巖石密度2.17～2.21 g/cm3，平均2.19 g/cm3；風(fēng)砂73井?dāng)鄩K內(nèi)共有31個鉆孔、鉆井控制，含油面積為2.62 km2，油層厚度5.24～33.2 m，平均 18.4 m，重 量 含油率 6.83% ～16.43%，平均10.3%，巖石密度1.76～2.30 g/cm3，平均2.09 g/cm3。

2.2 侏羅系齊古組油砂層特征

J3q22-1+J3q22-2層：該油砂層在地表沒有出露，通過鉆孔、鉆井的施工，在風(fēng)砂72井?dāng)鄩K、風(fēng)砂73井?dāng)鄩K均發(fā)育，其中風(fēng)砂72井?dāng)鄩K內(nèi)共有19個鉆孔控制，含油面積為1.96 km2，油砂層厚度5.11～32.92 m，平均14.8 m，重量含油率7.07%～11.42%，平均8.6%，巖石密度1.73～2.42 cm3，平均2.05 g/cm3；風(fēng)砂73井?dāng)鄩K內(nèi)共有31個鉆孔、鉆井控制，含油面積為3.24 km2，油砂層厚度5.75～43.25 m，平均18.2 m，重量含油率6.27%～13.83%，平均9.9%，該區(qū)未測巖石密度。

3 成藏條件

3.1 豐富的烴源巖

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣烴源巖主要源于瑪湖生烴凹陷的二疊系下統(tǒng)風(fēng)城組和二疊系上統(tǒng)下烏爾禾組，部分源于二疊系下統(tǒng)佳木河組[3-5]。風(fēng)城組為海陸過渡環(huán)境殘留的海-瀉湖相沉積，烴源巖為黑灰色泥巖、白云質(zhì)泥巖，有機(jī)質(zhì)類型好、豐度高、厚度大，處于成熟-高成熟階段，為一套發(fā)育較好的烴源巖[6]；下烏爾禾組分布于克-烏斷裂、夏紅北斷裂下盤，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[7]；準(zhǔn)噶爾盆地西北緣地區(qū)的石炭系地層也具備一定生烴能力[7]。較好的烴源巖為風(fēng)城地區(qū)稀油、稠油及淺部油砂成藏提供了物質(zhì)基礎(chǔ)[8]。

3.2 良好的儲集條件

西北緣斜坡區(qū)的侏羅系和白堊系中淺地層，處在盆地頻繁的振蕩沉積階段，發(fā)育了眾多的儲蓋組合。其中在受斷層遮擋的不整合面附近砂體為重油和油砂富集的有利區(qū)。以風(fēng)城淺部油砂為例，侏羅系齊古組中晚期地層為一套辮狀河流相河道-心灘-河漫灘微相沉積，區(qū)塊南東部沉積厚度大，綜合巖性、砂泥比、巖石粒度、分選和磨圓等各項指標(biāo)判斷其沉積微相為心灘，向北東和南西漸變?yōu)楹拥罍舫练e和河漫灘沉積。白堊系底礫巖為一套山麓環(huán)境下的近源沉積，從北往南底礫巖層漸厚，其總體沉積環(huán)境為河流湖泊環(huán)境，發(fā)育河道-心灘-河漫灘至濱湖-淺湖沉積微相。白堊系砂巖段沉積時期，水體加深，湖面增大，為河流-湖泊沉積環(huán)境，以辮狀河三角洲前緣亞相沉積為主，水下分流河道砂體發(fā)育，砂巖在區(qū)塊內(nèi)沉積較厚，相對保存完整，局部地區(qū)受到后期的強(qiáng)烈剝蝕。風(fēng)城1號礦區(qū)白堊系水下分流河道砂體發(fā)育，埋藏相對較淺，孔滲性好，再與封堵性較好的逆斷層及上覆蓋層相配合構(gòu)成了良好的儲集條件。

3.3 有效的運(yùn)移通道

準(zhǔn)噶爾盆地烏爾禾-夏子街地區(qū)多層的不整合面與斷層等運(yùn)移通道相互溝通，形成有效輸導(dǎo)體系，為油氣運(yùn)移提供通道。風(fēng)城地區(qū)油砂礦油氣主要運(yùn)移通道橫向上為白堊系與侏羅系或石炭系的不整合面，縱向上為斷裂體系。多次構(gòu)造活動，烴源巖多次生烴，油氣多期運(yùn)移相互混合，遠(yuǎn)距運(yùn)移，形成目前油砂礦。

3.4 降解稠化作用

風(fēng)城1號油砂礦油層埋藏淺，油砂儲集體超覆在基巖山麓邊緣，有的甚至直接暴露在地表。由于氧氣的介入，地表水的浸漬和大量細(xì)菌的活動導(dǎo)致了原油受到微生物降解、水洗和分子擴(kuò)散等物理化學(xué)蝕變，改變了原油的化學(xué)組成和物理性質(zhì)。油層越接近地表遭受氧化、水洗、生物降解蝕變作用的時間就越長，對原油的破壞程度也就越大。原油中的輕質(zhì)組分不斷消耗而變得越來越稠，所以從深層到淺層再到地表，原油一般呈現(xiàn)常規(guī)稀油-稠油-油砂的分布規(guī)律。

風(fēng)城地表有國內(nèi)出露最大的油砂山群和零星出露的各種形態(tài)的油砂殘丘，地下有國內(nèi)規(guī)模較大、品質(zhì)較好的油砂礦，再向南依次是已開發(fā)的風(fēng)城大型超稠油油藏和烏爾禾稀油油藏。油砂與稠油、常規(guī)油存在共生或過渡關(guān)系。

4 富集規(guī)律

4.1 出露地表或埋藏較淺的油砂，含油性較差

在風(fēng)城1號油砂礦體的北西10 km處，地表油砂出露規(guī)模最大，約7.97 km2，油砂為遭到嚴(yán)重剝蝕破壞的礦藏，經(jīng)長期的淋溶和風(fēng)蝕作用，形成了千姿百態(tài)的油砂山殘丘和風(fēng)蝕地貌，其獨(dú)特的造型和清晰的層理構(gòu)成了風(fēng)城雅丹地貌景觀。這些出露地表、埋藏較淺、靠近老山邊緣區(qū)的油砂，越接近地表遭受氧化、水洗、生物降解蝕變作用時間越長，原油的破壞程度也就越大，含油性越差。

4.2 油砂礦體沿斷裂和不整合面分布

在風(fēng)城1號油砂礦鉆孔取心過程中，發(fā)現(xiàn)白堊系清水河組清一砂層組（K1q1）與清二砂層組（K1q2）相比較，同樣發(fā)育三角洲砂體，但大部分砂體不含油或者重量含油率較低，主要是由于垂向上逆斷層只斷至清一砂層組（K1q1）底部，清一砂層組（K1q1）相對于清二砂層組（K1q2）距離不整合面較遠(yuǎn)，沒有有利的烴類運(yùn)移通道，并且白堊系清水河組本身埋藏較淺，淺部原油黏度高、能量低，運(yùn)移動力不足，影響了清一砂層組（K1q1）油砂的富集規(guī)模和范圍。因此，白堊系清一砂層組（K1q1）的油砂含油面積遠(yuǎn)小于清二砂層組（K1q2）。研究認(rèn)為，風(fēng)城地區(qū)發(fā)育的大量斷裂和不整合面是油氣運(yùn)移的主要通道，形成有效輸導(dǎo)體系，侏羅系和白堊系中良好的砂體是油砂成礦的有利區(qū)域。該地區(qū)油砂的分布與斷裂和不整合面緊密相關(guān)，油砂礦體沿斷裂和不整合面分布。

4.3 含油性好壞取決于儲層巖性、物性

根據(jù)鉆井巖心觀察和巖石薄片鑒定，風(fēng)城地區(qū)白堊系清水河組油砂儲層巖石類型包括砂巖、礫巖和砂礫巖，白堊系清水河組上部油砂巖性單一，為細(xì)砂巖、極細(xì)砂巖和中砂巖，白堊系清水河組底部巖性為礫巖和砂礫巖，礫巖中礫石大小不均，與砂巖相比含油率較低，個別層段達(dá)到工業(yè)品位，很分散，厚度很薄，故白堊系清水河組底部礫巖和砂礫巖沒有開發(fā)價值；侏羅系齊古組油砂儲層巖石類型主要為細(xì)砂巖和中砂巖。

根據(jù)物性分析資料，白堊系清水河組含油砂巖孔隙度較高，為26.3%～41.6%，平均34.2%，滲透率較高，為71.60～8 490.18 mD，平均1 089.65 mD，含油率較高（6.08%～17.20%）；含油礫巖和砂礫巖孔隙度相對偏低(6.67%～37.10%)，平均20.66%，滲透率5.40～1 264.58 mD，平均649.29 mD，含油率較低（2.0%～6.0%）。侏羅系齊古組含油砂巖孔隙度22.01%～38.08%，平均29.53%；滲透率51.89～8 468.87 mD，平均954.50 mD，含油率較高（6.03%～17.20%）。

總體來說，風(fēng)城油砂礦儲層具有較高的孔隙度和滲透率，儲層物性條件較好，有利于油砂的富集與儲存。

4.4 不同的沉積微相其含油性差異較大

沉積相對油砂的宏觀控制影響明顯。風(fēng)城地區(qū)白堊系主要發(fā)育砂巖和礫巖，砂體儲層分布主要受沉積微相控制，不同的沉積微相物性特征存在差異，其含油性也明顯不同。三角洲前緣水下分流河道和辮狀河流相心灘沉積含油性較好；水下分流河道間、前三角洲以及濱淺湖微相發(fā)育的部位含油性極差。綜合來看，心灘與河道微相的砂體沉積厚度較大，利于油砂富集，因此本區(qū)油砂分布的有利區(qū)域主要為水下分流河道及辮狀河流相心灘微相。

準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油砂礦富集于盆地受壓一側(cè)，區(qū)內(nèi)逆斷層發(fā)育，斷裂復(fù)雜，烴源巖位于前陸坳陷中。由于擠壓作用影響，擠壓區(qū)斜坡較陡，延伸距離也相對較短，發(fā)育辮狀河流相及辮狀河三角洲砂體，砂體規(guī)模與緩傾單斜成礦模式比較相對較小。由于受多期構(gòu)造活動影響，不整合面及逆斷層發(fā)育，烴類輸導(dǎo)體系完備，烴類沿不整合面和砂體橫向運(yùn)移，沿斷層縱向運(yùn)移，總體上從深部沿斜坡區(qū)向淺部運(yùn)移，運(yùn)移到淺部被逆斷層封堵形成油砂，儲層在盆地邊緣出露地表，蓋層很薄，原油中輕質(zhì)組分揮發(fā)。

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