四川江油青林口地区油砂矿地质及成藏特征

肖启才，凌强，邓红宾，阳志，刘德攀

（四川省第十地质大队，四川 绵阳 621000）

油砂矿既不同于固体矿产，又不同于常规油气，是一种重要的能源矿产，原油形成后由于地层压差等原因，通过断裂构造等向近地表的砂体储层运移，运移中轻质组分挥发，重质组分残留砂体中形成的沥青等重油资源（刘同庆，2020）。我国油砂资源丰富，具有良好的勘探前景，根据国家新一轮油气资源评价对全国24 个含油砂盆地106 个矿带的评价结果，全国油砂油地质资源量为59.7×108t （贾承造，2007）。2018 年，全国一次能源消费32×108t 油当量，缺口6×108t 油当量，综合对外依存度19%，主要缺油缺气（邹才能等，2020），随着常规油气资源的不断开发消耗，国际油价不断飙升，油砂矿作为重要的石油、天然气替代资源，是常规油气的一个重要补充（刘人和等，2009），当前各国从勘查常规油气资源逐渐转向勘查非常规油气资源（张晓明等，2020）。因此，油砂矿的勘查及开发利用可以提升我国的能源保障能力，展开新一轮油砂矿的地质及成藏特征研究是必要的。

江油青林口地区开展了地质填图、钻探工程、物探测井、采样测试等勘查手段，进一步分析该地区区域地质背景、矿体地质、油砂油储集体地质、油砂油质量等地质特征，探讨其油源、成矿、控矿、储矿、圈闭、盖层等成藏特征。为四川盆地及江油青林口地区油砂矿勘查、开发利用积累资料并提供参考。

1 区域地质背景

研究区地处龙门山前上寺-罗妙真-漆树槽逆冲断层南侧次一级庙子坝断层南东侏罗系地层组成的厚坝单斜构造带上，属下寺-金子山-厚坝油砂成矿带（孙晓猛等，2010），是四川盆地龙门山前重要的油砂储集地段（图1）。区域地层包含两个分区，北部三叠系地层属龙门山分区北段小区的一套海相及海陆交互相次稳定型沉积建造；南东部侏罗系地层系四川盆地分区成都小区的一套陆相红色沉积。受区域构造影响，研究区出露地层以三叠系、侏罗系地层为主。下寺-金子山-厚坝油砂成矿带地层主要为红色复陆屑建造组成，构造简单，其变特征以舒缓褶皱为主，表现为向南东倾斜的单斜构造，地层倾角40°～60°，倾角由北西向南东逐渐变缓，区域上为厚坝单斜构造带，构成梓潼向斜之北西翼。矿山梁-天井山-二郎庙油砂成矿带区域上呈北东展布于二郎庙-五花洞一带，后缘被马鞍塘冲断带逆掩，前缘断裂由于被侏罗系地层掩盖，内部变形较为强烈，主要发育北东向核部较宽平的箱状、似箱状褶皱及叠瓦式逆冲断层，这些具有逆冲挤压和多期活动性的断层，归属二郎庙断裂带，位于研究区北西部，构成深部油源与浅部沙溪庙组下段地层之间的连接通道。

图1 江油青林口地区区域构造-地层带和油砂成矿带分布简图（据孙晓猛等，2010 修编）

2 矿体地质

2.1 储集体地层

研究区油砂油储集体地层为侏罗系中统沙溪庙组下段（J2s1）（图2），上部为紫红色、青灰色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩不等厚互层，裂隙中偶见油斑、沥青质；中下部为褐黑色、深灰色细-中粒岩屑石英砂岩，为油砂矿储集层位，普遍被油砂油浸染，油味浓，粘手，由下至上随着砂岩粒度由粗变细，油砂油浸染由下至上大致分为饱含油砂岩、油浸砂岩、含油砂岩、油斑砂岩（莫裕科等，2020）；底部为紫红色、青灰色泥岩或泥质粉砂岩，局部见砾岩，裂隙中偶见油斑，局部岩心有明显的油气味。

图2 江油青林口研究区地质简图（据肖启才等，2010 修编）

油砂油储集体北北东向和北北西向两组脆性节理发育，近于直交，规模小，一般延伸不足1.0 m，频率5～6 条/m，节理平直、呈闭合-微张状，两组节理遇泥质岩常常消失，增加了储集体的渗透率，节理中充满了油砂油，储集体地层无明显的断裂出现。

2.2 矿体形态、规模、产状

研究区圈定油砂矿体1 条（图2），长约6.9 km，有效厚度3.41～44.63 m，平均有效厚度27.83 m，倾向130°～140°，倾角35°～50°，呈单斜层状产出，层位较稳定，偶夹泥岩透镜体，沿走向局部有变薄及分枝复合现象；斜深控制108～972 m，至最低标高海拔+34 m。采用容积法（含油饱和度法）求得矿体中油砂油控制资源量87.7×104t，推断资源量241.3×104t，潜在矿产资源730.6×104t（肖启才等，2010）。根据矿体走向及倾向特征，值得进一步勘查且有扩大资源储量的潜力。

2.3 矿体含油性

研究区已施工20 个浅-中深钻孔，油砂油矿体采集含油饱和度样品237 件，样品分析结果显示，原始含油饱和度介于37.7%～48.8%，平均43.3%，含油丰富（图3-6），质量含油率介于8.80%～10.29%，平均9.55%，含水饱和度介于3.89%～5.18%，平均4.54%有效孔隙度平均值介于11.4%～19.9%，平均值15.9%，质量含油率超现行国家工业指标。部分钻探工程封孔后长期有油砂油渗出井口，个别钻探工程施工过程局部有天然气涌出。

图3 饱和含油储集体岩心

图4 油浸储集体岩心

图5 含油储集体岩心

图6 油斑储集体岩心

3 油砂油储集体特征

3.1 地表露头

研究区侏罗系中统沙溪庙组下段中下部油砂油储集体大部分被第四系残坡积层掩盖，仅沿道路及河道两侧人工及天然露头断续出露，岩性为褐黑色细-中粒结构岩屑石英砂岩，地表风化强烈，结构疏松，孔隙较发育，具交错层理、平行层理（图7），属河-湖相沉积地层。岩屑石英砂岩被油砂油浸染，油气味浓，残余油饱和度较好，胶质和沥青含量高（图8）。

图7 浸染含油储集体具交错层理、平行层理图

图8 含油储集体露头

3.2 矿物组成

油砂油储集体为细-中粒岩屑石英砂岩，主要由石英颗粒和岩屑颗粒组成，含少量长石和云母，石英含量30%～50%，岩屑含量42%～52%，岩屑成分以沉积岩为主，其次为变质岩，长石含量2%，颗粒分选好，磨圆度中等，压实作用较强，溶蚀作用不发育；孔隙以粒间孔为主，溶孔不发育，偶见长石和岩屑溶孔，孔隙大多在0.1～0.2 mm，面孔率12%；孔隙连通性好，孔隙中可见重质沥青残余，局部可见大量方解石胶结物，局部孔隙中充填高岭石。

3.3 油砂油储集体力学性质及渗透率特征

研究区油砂油储集体4 组物理力学试验样检测结果显示，储集体岩石天然块体密度介于2.33～2.40 g/cm3，平均2.37 g/cm3，颗粒密度介于2.73～2.74 g/cm3，平均2.74 g/cm3；天然单轴抗压强度介于5.79～12.32 MPa，平均9.12 MPa；抗拉强度强度介于0.30～0.84 MPa，平均0.59 MPa；天然抗剪强度凝聚力介于1.27～2.15 MPa，平均1.87 MPa，内摩擦角介于34.02°～36.97°，平均35.58°。显示储集体岩石物理力学性质中等、完整。

研究区油砂油储集体水平方向采集渗透率分析样226 件，其分析结果介于3.78～58.34×103μm2，平均19.28×103μm2；垂直方向采集渗透率分析样品55 件，其分析结果介于1.33～10.31×103μm2，平均5.12×103μm2，结果显示该区储集体水平方向渗透率低，垂直方向渗透率特低，属低渗的储集体。表明该地区储集体物性条件良好，具有一定的油砂油储存空间。

3.4 油砂油赋存形态

研究区油砂油储集层孔隙以粒间孔为主，少量的粒内溶孔，孔隙连通性好，其充填物主要为方解石，少量高岭石、伊利石。单偏光显微镜下的普通透射光及荧光照片显示，孔隙中充满了褐-黑色的油砂油（图9、图10）。

图9 饱含油储体荧光显微镜下特征图

图10 油斑储体荧光显微镜下特征

4 油砂油质量

4.1 油砂油化学成分

油砂矿抽提物（油砂油）元素分析结果显示，其有机成分以碳（C）为主，平均为81.96%，其次为氢（H）、氧（O）、硫（S）、氮（N），具高碳高硫的特点（表1）。油砂矿无机成分主要为SiO2，约占75%，其次为三氧化二铝（Al2O3）约占11%，三氧化二铁（Fe2O3）约占3%、氧化钠（Na2O）约占2.5%，属于典型的沙砾组成。

表1 油砂矿抽提物（油砂油）元素分析结果表

4.2 油砂油密度

油砂矿抽提物（油砂油）8 件样品分析测试结果显示，其密度介于0.951 1～0.958 82 g/cm3，平均密度0.956 2 g/cm3（表2）。

表2 油砂矿抽提物（油砂油）密度测试结果表

4.3 油砂油粘度

常温下油砂矿抽提物（油砂油）基本不流动，无法测量25℃以下油砂油的粘度。以ZK12-1 钻孔为例，岩心中抽提的油砂油样品运动粘度、动力粘度检测结果表明，研究区油砂油粘度大，对温度十分敏感，温度每升高10℃，油砂油粘度一般会下降一半或近一半（表3、图11、图12）。

表3 油砂矿抽提物（油砂油）粘温曲线测试结果表（压力0.101MPa）

图11 油砂油运动粘度-温度曲线图

图12 油砂油动力粘度-温度曲线

4.4 油砂油特点

油砂矿抽提物（油砂油）与大庆油、胜利孤岛油、辽河稠油的基本性质相比较（表4），研究区油砂油具闪点高，密度大，粘度大的典型稠油特点，同时残碳、灰分、机械杂质及硫含量均较高。

表4 研究区油砂矿抽提物（油砂油）基本性质与其它地区油样对比结果表

5 油砂矿成藏特征

5.1 油源

厚坝单斜构造的构造位置处于龙门山北段推覆体构造带内，龙门山北段推覆体构造的发展和演化，为青林口地区侏罗系沙溪庙组油砂矿的形成奠定了基础，其油源来自于深部震旦系烃源岩（徐世琦等，2005）。

5.2 储集条件

研究区油砂油储集体为细-中粒岩屑石英砂岩，主要由石英颗粒和岩屑颗粒组成，含少量长石和云母，孔隙类型以粒间孔为主，偶见长石和岩屑溶孔，有效孔隙度算术平均值15.9%孔隙中充满了褐-黑色的油砂油；水平方向平均渗透率19.28×103μm2，垂直方向平均渗透率5.12×103μm2，属低孔、低渗的储集体。受区域构造影响，储集体节理、裂隙发育并改善了储集体的储集条件为油气在此聚集提供了较大的储存空间。

5.3 成藏机制

研究区油气聚集与厚坝单斜构造同步或稍晚，属古油藏多期破坏成藏（徐世琦等，2005；孙晓猛等，2010）（图13）。震旦系烃源岩在奥陶纪开始生油，志留纪末开始大量生油（周文等，2007），此时受加里东运动旋回的强烈影响，龙门山地区形成了天井山隆起带，震旦系的油气运移至此，形成天井山古油藏（戴鸿鸣等，2007）；喜山期重新活动的印支期出露前锋和晚期高角度断裂成为深部油源与浅部侏罗系之间的运移通道，原油运移至侏罗系中统沙溪庙组下段地层的中下部细-中粒岩屑石英砂岩储集体中形成油砂矿（徐世琦等，2005；杨雪飞等，2013）。

图13 研究区油砂矿成藏特征简图（据徐世琦等，2005 修编）

5.4 控矿因素及圈闭

油砂油储集体为侏罗系中统沙溪庙组下段中下部细-中粒岩屑石英砂岩，其上部紫红色、青灰色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩及底部紫红色、青灰色泥岩、泥质粉砂岩，仅在裂隙中偶见油气显示，表明研究区为岩屑石英砂岩岩性控油。

江油青林口地区开展的地质填图、钻孔岩心录井、物探测井解释、采样测试等勘查成果显示，油砂油储集体上部泥岩单层厚度大，分布稳定，为油砂矿体的直接盖层，其上覆沙溪庙组上段及遂宁组地层中的厚层泥岩，应为油砂矿层的间接盖层（区域盖层），表明油砂矿体为泥岩岩性圈闭。由于该区油砂油储集体产于厚坝单斜地层中，地表大部地段被第四系残坡积层掩盖，仅沿道路及河道两侧人工及天然露头断续出露，实际油砂矿层处于半圈闭状态，推断油砂油储集层中的轻质油在早期便从地表露头流失，只留下密度大，粘度高、流动性较差的稠油或沥青。

6 结论

（1）江油青林口地区油砂矿区域上属下寺-金子山-厚坝油砂成矿带，受上寺-罗妙真-漆树槽逆冲断层南侧次一级庙子坝断层南东单斜构造带控制，油砂矿储集体发育在侏罗系中统沙溪庙组下段中下部细-中粒岩屑石英砂岩中，圈定的1 条油砂矿体呈单斜层状产出，层位较稳定，偶夹泥岩透镜体，沿走向局部有变薄及分枝复合现象，平均有效厚度27.83 m，整体控制程度低。

（2）油砂油矿体质量含油率平均值9.55%，含油饱和度平均值43.3%，含水饱和度平均值4.54%，有效孔隙度平均值15.9%，且具闪点高，密度大，粘度大及残碳、灰分、机械杂质高、高硫含量的典型稠油特点。

（3）油砂油储集体物性条件良好，水平方向渗透率低，垂直方向渗透率特低，具有较好的油砂油储存空间，显示出该地区有扩大资源储量的潜力，是值得进一步勘查的远景区。