准噶尔盆地西北缘风城1号油砂矿白垩系沉积储层特征

万初发，李逸凡

(1.新疆矿产资源储量评审中心，新疆乌鲁木齐830000；2.四川省博诚矿业有限公司，四川成都610000)

油砂是一种非常规油气资源，可作为常规油气资源的重要补充。随着人类对油气资源需求的不断增加，油砂已越来越多地受到各国的关注[1]。我国油砂在各大盆地都有分布，2005年新一轮的资源评价油砂油的地质资源量为59.7×108m3，可采资源量为22.58×108m3，资源十分丰富[2]。其中对新疆的准噶尔盆地的风城、红山嘴、塔里木盆地的黑英山、杨叶、羌塘盆地的隆鄂尼、柴达木盆地的油砂山、干柴沟、鄂尔多斯盆地的东胜、松辽盆地的图牧吉及四川盆地的厚坝、天井山等开展了油砂的评价工作。目前准噶尔盆地西北缘是规模最大的油砂分布区[2]，也是整个盆地主要评价的油砂区[3]，埋深在0～500m的资源量约2.3×108m3。其中，风城地区是我国近年来发现的最大油砂矿富集区，地质储量约为1.21×108m3，主要分布在侏罗系及白垩系砂岩中[4]，它的开发对我国油砂事业的发展起到重要作用。本文主要研究风城1号油砂矿白垩系沉积储层特征。以白垩系油砂矿成矿地质背景、储集层特征等为基础进行叙述。

1 地质背景

研究区位于准噶尔盆地西北缘，北边是哈拉阿拉特山，地形起伏较大，残丘断崖四处可见，东边以夏子街大断裂为界，地形相对较缓，西南边与乌尔禾镇相邻，距克拉玛依市东北约120km。油砂矿位于准噶尔盆地边部，盆地形成于晚石炭系，为地块挤压复合盆地，周边被天山、阿尔泰山等褶皱山系环绕，经历了晚海西运动、印支运动、燕山运动，在燕山末期最终覆盖定型，形成了多旋回的组合[5]。风城1号油砂矿区位于大型逆冲推覆构造前端，地层呈北薄南厚的楔状展布，区域上自下而上依次沉积了二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系地层，各地层间均呈不整合接触，油砂主要分布在白垩系和侏罗系地层中[4]。盆地的边缘哈拉阿拉特山附近主要是石炭系覆盖，区域内北东走向的逆冲断裂，对沉积相的发育起到一定控制作用。研究区内在古生界石炭系基底之上自下而上发育了侏罗系齐古组（J3q）、白垩系清水河组（K1q）。其中石炭系（C）、侏罗系齐古组（J3q）、白垩系清水河组（K1q）之间均为不整合接触。

早二叠世为伸展火山活动阶段，盆地周围已经形成山脉，哈拉阿拉特山是当时最明显的推覆构造，同时伴随较广泛的火山活动，南边的玛湖地区稳定持续下沉，构造挤压力方向仍为北西向。

早—中侏罗世早期，除了北部哈拉阿拉特山处于高地势的部分外，其它地区已经形成稳定的沉积；到了侏罗纪末，伴随着乌夏断裂带的活动，造成研究区南部的褶皱区相对上升，盆地中央遭受不同程度的剥蚀。侏罗纪沉积时期，盆地内依次出现了八道湾组、西山窑组煤系烃源岩，此时沉积充填经历了冲积扇—辫状平原—三角洲—湖相沉积的过程，沉积中心主要位于研究区的东部，边缘由于气候由潮湿向半干旱转变。大部分地区均为粗碎屑物覆盖，局部有大片砾岩发育。

白垩纪时期，构造活动较弱，盆地区相对下降，此时构造运动主要表现为间歇性沉降活动，尤其新生界地层平稳充填，由东南向西北依次超覆沉积在古构上，地层南厚北薄并逐渐尖灭，此时盆地逐渐形成。

目前分析研究白垩系清水河组的油砂认为主要的烃源岩来源于下二叠统风城组和下乌尔禾组。其中风城组为海陆过渡环境的残留海—泻湖相沉积，岩性主要为黑灰色泥岩，有机质比较发育，认为是一套发育完整的含烃源岩；下乌尔禾组为灰绿色、灰色砾岩和灰褐色泥岩交互层，含碳化植物碎屑和薄煤层，属山麓河流洪积—湖沼沉积，具有一定生烃潜力。这2个组认为是较好的烃源岩，能够为风城地区油砂成矿提供物质基础。

风城浅部油砂以白垩系底砾岩为主，从南往北底砾岩层逐渐变薄，资料分析研究认为白垩系砂岩沉积时期，湖泊面积逐渐增大，湖水也加深，主要为河流—湖泊沉积环境，河道内砂体特别发育，砂岩的沉积厚度增大，沉积环境相对简单，砂岩保存比较完整，只有局部地段受到后期的强烈剥蚀。

后期由于不整合面与断层等运移通道相互沟通，形成有效的连通，为油气的运移提供了良好的通道。其中白垩系清水河组的油砂油横向上沿白垩系与侏罗系或石炭系的不整合面的通道进行运移，纵向上沿断裂体系运移。经过多次的构造活动，风城组和乌尔禾组的烃源岩经过多次生烃，油气多期运移并且相互混合。

综合来看，风城地区白垩系河道砂体发育，埋藏较浅，孔隙度较大，渗透性较好，覆盖层大多为泥岩，封堵条件比较好，逆断层作为连通通道，白垩系清水河组时期，构成了良好的运移储集条件。最终形成了目前西北缘油砂矿特征。

2 油砂矿地质

2.1 油砂矿沉积特征

白垩系清水河组沉积厚度80～200m，顶部为灰色、灰绿色泥质粉砂岩、泥岩与砂岩互层；中部为灰色、灰黑色含砾中—细砂岩夹泥岩、钙质砂岩；底部为一套灰绿色砂砾岩。将白垩系清水河组自上而下可划分为K1q1、K1q2、K1q3三个砂层组，为清水河一段（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，沉积厚度大，为主要的含油层段，将其细分为K1q21、K1q22和K1q23三个亚段；其中K1q2砂层组可细分为K1q21、K1q22和K1q23三个砂层，为主要油砂层。构造上为一南东倾的单斜，倾角2°～3°。油砂分布相对集中，出露厚度很大，形成许多规模不等的油砂山丘。厚度变化较大，0.85～15m，有些地段甚至尖灭。地表出露油砂的地段，采集样品分析，含油率变化也大，靠近地表有的样品含油率为0，保存较好的地段，含油率相对较高，平均为7.94%。其中油砂层的厚度，含油率情况如下：

K1q21层：含油面积为1.51km2，含油面积内油砂厚度6～13.85m，平均8.5m；重量含油率8.42%～13.40%，平均11.1%，岩石密度平均2.21g/cm3。

K1q22层：含油面积为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%，岩石密度平均1.99g/cm3。

K1q23层：含油面积为2.62km2，油砂层厚度5.24～33.2m，平均18.4m，重量含油率6.83%～16.43%，平均10.3%，岩石密度平均2.09/cm3。

根据岩芯的分析资料，K1q3砂层组中沉积构造相对较单一，发育有冲刷充填构造，砾石呈定向排列，由多个下粗上细的正旋回构成；砂层组岩性主要为一套砂砾岩沉积，向东南方向渐变为泥质粉砂岩和泥岩沉积，反映水动力条件较强，砾石成分主要为石英及长石；砂层组主要为砂砾岩，颜色主要为灰色、灰绿色，偶含黄褐色黄铁矿，反映其主要形成于弱氧化—还原环境。

K1q2及K1q1砂层组中粉砂岩与泥岩薄互层，常发育水平层理、砂泥韵律层理、透镜状层理、变形构造等。砂层组岩性以中—细粒砂岩为主，其次为粉细砂岩和粉砂岩，反映其对应的水动力减弱。岩颜色包括灰色、灰绿色，砂岩颜色则包括浅灰色、深灰色等，具有水下还原—弱还原环境的特点。沉积构造反映该区K1q2砂层组具有牵引流和波浪共同作用的特征，环境为近岸地带。

2.2 沉积相特征

白垩系清水河组沉积相特征：K1q1和K1q2通过岩芯观察，泥岩颜色主要为灰色、灰绿色；而且砂岩颜色则包括浅灰色、深灰色等，表明当时为还原—弱还原环境。

K1q1岩性以中—细粒砂岩为主，其次为粉细砂岩和粉砂岩。通过平面上钻孔中砂体的分布看，砂体底部发育各种规模的冲刷面，冲刷面上充填大量下伏地层形成的泥砾，粒径一般为0.2～3cm。粉砂岩与泥岩薄互层，常发育水平层理、砂泥韵律层理、透镜状层理、变形构造等。以发育辫状河三角洲前缘亚相，水下分流河道微相为主。

K1q21主要发育辫状河三角洲扇体，延伸方向由北向南，在2条河道间发育水下分支河道间微相，沿着分流河道末端发育前缘席状砂沉积，研究区西部发育一小型三角洲，末端为前缘席状砂沉积；其它部位为滨浅湖。

K1q22主要发育辫状河三角洲前缘亚沉积相，展布方向由北向南，河道末端发育前缘席状砂微相。

K1q23主要为辫状河三角洲前缘沉积，发育2个三角洲朵体，在2个分支河道间为水下分流间湾沉积。发育水下分流河道沉积，河道末端为前缘席状砂微相，其它部位为滨浅湖亚相沉积。

K1q3砂层组主要为砂砾岩，颜色以灰色、灰绿色为主，偶含黄褐色黄铁矿，反映其主要形成于弱氧化—弱还原环境。

K1q3段当时沉积水平面较低，主要以冲积扇相沉积为主，由于沉积速度较快，导致砾石分选磨圆度差，形成了许多堆积的砾石，到K1q23沉积时期，沉积湖平面快速上升，淹没了整个研究区，研究区的北部及西北部分别为最大的2处物质来源地，当时的河流携带大量的泥砂经过短距离的搬运直接进入盆地的中央，形成辫状河三角洲前缘亚相沉积；至K1q22沉积时期，沉积速度变慢，湖水继续加深，向北部及西北部物源方向推进，导致三角洲前缘亚相沉积范围逐渐缩小，但依然以辫状河三角洲前缘亚相为主，其次为辫状河三角洲平原亚相；K1q21时期湖水略有下降，湖平面向研究区的南部逐渐缩减，辫状河三角洲前缘沉积范围在增大；至K1q1沉积时期呈进积式沉积，湖平面下降，三角洲前缘规模缩小，研究区西北部发育辫状河流相沉积。砂层组岩性主要为一套砂砾岩沉积，向东南方向渐变为泥质粉砂岩和泥岩沉积，反映当时的水动力条件强，砾石成分主要为石英及长石。

3 储集层特征

3.1 储集层岩石学特征

通过对岩芯观察与描述和岩石薄片资料分析表明，清水河组为一套碎屑岩沉积，岩性以砂岩为主，次为砾岩、砂砾岩和泥岩。

利用钻孔中的岩石薄片分析资料，从岩石的成份、粒度、填隙物、孔隙等微观特征进行研究分析，清水河组（K1q）岩性主要为灰色、深灰色细粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，其次为极细粒、细粒岩屑砂岩。其中砂岩碎屑成分中石英含量13.0%～43.0%，平均23.4%，长石含量11.0%～32.0%，平均24.2%；岩屑含量42.0%～83.0%，平均58.0%，岩屑以凝灰岩为主（17.0%～57.0%，平均40.9%），其次为霏细岩、千枚岩、泥岩、石英岩岩屑；碎屑颗粒呈次棱角—次圆状，分选以好—中等。以点接触为主，次为线接触。杂基主要为泥质，含量微量0%～7.0%，平均4.35%。胶结物主要为方解石，其次为黄铁矿、菱铁矿，含量微量至6.0%，平均2.1%。胶结类型以孔隙型为主，次为压嵌型。胶结程度中等—致密。砾岩中砾石成分62.4%，以泥砾岩为主，砂质成分32.5%，以凝灰岩为主，其次为石英、长石、霏细岩等，杂基主要为泥质，含量3.8%。胶结物含量微量，主要为黄铁矿。

3.2 储集层碎屑粒度特征

白垩系清水河组采用筛析法对碎屑岩粒度进行分析，样品个数110件。对分析结果进行统计，碎屑岩粒度主要分布在0.25～0.063mm之间，岩性为细砂（47.25%）和极细砂岩（25.20%），占72.45%。细粉砂级以下粘土含量为5.94%（表1）。

表1 白垩系碎屑岩粒度统计表

3.3 储集空间类型

根据钻孔中铸体薄片的分析成果资料，以原生粒间孔为主（88.0%～100.0%，平均96.4%），其次为剩余粒间孔（1.0%～12.0%，平均3.6%）。粒间孔径一般35～413.6μm，平均197.3μm，目估面孔率15.6%。

3.4 粘土矿物成分及敏感性

根据钻孔中X衍射和扫描电镜分析结果进行统计，粘土矿物成分以不规则状伊/蒙混层矿物为主（含量46%～87%，平均73.3%）；其次为伊利石（含量8%～33%，平均10.7%）；绿泥石（含量6%～22%，平均9.8%），少量蠕虫状高岭石（含量1.0%～11%，平均6.2%）；自生矿物有黄铁矿与沸石类矿物，见有长石碎屑的溶蚀现象。伊利石及绿泥石各占10%左右，对储层孔隙结构及储集性能的影响较小。

3.5 储集层物性

根据采集到的78口井中567块样品，进行岩芯孔隙度、渗透率等分析，经统计油砂层孔隙度25.8%～44.7%，平均35.01%；渗透率78.5～9390.18mD，平均1120.45mD。具有较好的孔隙度和渗透率。

4 结论

风城1号油砂矿白垩系清水河组K1q1、K1q21、K1q22和K1q23油砂层中，清水河组储层岩性以细砂岩、极细砂岩为主，储集空间以原生粒间孔隙为主，粘土矿物以伊/蒙混层为主，平均含量均在70%以上。通过对油砂矿储层沉积相、岩石学、粒度、储集空间类型、粘土矿物成分及敏感性、储集层物性等分析研究，油砂储层的孔隙度及渗透率较好，白垩系沉积砂体厚度大，对油砂的富集比较有利。为特高孔隙度、高渗透率，孔隙连通性较好的储集层。

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