準噶爾盆地西北緣風城1號油砂礦富集規(guī)律

萬初發(fā) 李逸凡

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

1 地質背景

風城1號油砂礦地處準噶爾盆地西北緣風城油田北部，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。準噶爾盆地形成始于晚石炭系，為地塊擠壓復合盆地，周邊被天山、阿爾泰山、西準噶爾界山等褶皺山系環(huán)繞，經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]。

侏羅紀晚期出現(xiàn)近東西向的伸展環(huán)境，侏羅紀末，伴隨著盆地一次區(qū)域性構造活動，中、上侏羅統(tǒng)遭受不同程度剝蝕。侏羅紀沉積時期，依次發(fā)育了侏羅紀八道灣組、西山窯組煤系烴源巖和三工河組河湖相泥質烴源巖，沉積充填經歷了沖積扇-辮狀河-辮狀平原-三角洲-扇三角洲-湖相沉積的過程。白堊紀時期，構造活動較弱，盆地邊緣緩慢隆升，遭受剝蝕，盆內相對下降，構造運動主要表現(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造背景上，地層南厚北薄并逐漸尖滅，至今仍保留著水平產狀。

2 油砂地質

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砂72井斷塊和風砂73井斷塊。通過鉆孔、鉆井的施工，在風砂72井斷塊內沒有發(fā)現(xiàn)油砂層，僅在風砂73井斷塊發(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，在風砂72井斷塊內沒有發(fā)現(xiàn)油砂層。僅在風砂73井斷塊發(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，在風砂72井斷塊、風砂73井斷塊均發(fā)育，其中風砂72井斷塊內共有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；風砂73井斷塊內共有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，在風砂72井斷塊、風砂73井斷塊均發(fā)育，其中風砂72井斷塊內共有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；風砂73井斷塊內共有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，在風砂72井斷塊、風砂73井斷塊均發(fā)育，其中風砂72井斷塊內共有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；風砂73井斷塊內共有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、白云質泥巖，有機質類型好、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]。較好的烴源巖為風城地區(qū)稀油、稠油及淺部油砂成藏提供了物質基礎[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)塊內沉積較厚，相對保存完整，局部地區(qū)受到后期的強烈剝蝕。風城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成了良好的儲集條件。

3.3 有效的運移通道

準噶爾盆地烏爾禾-夏子街地區(qū)多層的不整合面與斷層等運移通道相互溝通，形成有效輸導體系，為油氣運移提供通道。風城地區(qū)油砂礦油氣主要運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。多次構造活動，烴源巖多次生烴，油氣多期運移相互混合，遠距運移，形成目前油砂礦。

3.4 降解稠化作用

風城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菌的活動導致了原油受到微生物降解、水洗和分子擴散等物理化學蝕變，改變了原油的化學組成和物理性質。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。

風城地表有國內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，地下有國內規(guī)模較大、品質較好的油砂礦，再向南依次是已開發(fā)的風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，油砂為遭到嚴重剝蝕破壞的礦藏，經長期的淋溶和風蝕作用，形成了千姿百態(tài)的油砂山殘丘和風蝕地貌，其獨特的造型和清晰的層理構成了風城雅丹地貌景觀。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，沒有有利的烴類運移通道，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）的油砂含油面積遠小于清二砂層組（K1q2）。研究認為，風城地區(qū)發(fā)育的大量斷裂和不整合面是油氣運移的主要通道，形成有效輸導體系，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，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，為細砂巖、極細砂巖和中砂巖，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。

準噶爾盆地風城油砂礦富集于盆地受壓一側，區(qū)內逆斷層發(fā)育，斷裂復雜，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。由于受多期構造活動影響，不整合面及逆斷層發(fā)育，烴類輸導體系完備，烴類沿不整合面和砂體橫向運移，沿斷層縱向運移，總體上從深部沿斜坡區(qū)向淺部運移，運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，原油中輕質組分揮發(fā)。

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