风城地区白垩系沉积特征及油砂成矿富集规律

梁 峰,刘人和,拜文华,张银德,崔会英

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊 065007; 2.成都理工大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都 610059)

风城地区白垩系沉积特征及油砂成矿富集规律

梁 峰1,刘人和1,拜文华1,张银德2,崔会英1

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊 065007; 2.成都理工大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都 610059)

通过岩心观察、孔渗分析、含油率分析、薄片鉴定、组分分析等方法,分析风城地区白垩系沉积相及油砂成矿主控因素,得出风城地区油砂成矿的主控因素(砂体展布、断层和不整合面)和风城地区油砂的成矿模式.结果表明:砂体展布主要受沉积相控制;断层和不整合面是油气向上运移的主要通道;油气在近地表的地层中形成生物降解成因的油砂矿.该结果为准噶尔盆地西北缘的勘探提供了理论依据.

风城地区;油砂矿;沉积特征;富集规律;运移通道;主控因素

0 引言

油砂是非常规油气资源,可作为常规油气资源的重要补充.世界上油砂资源最为丰富的国家是加拿大,其油砂油的地质资源量为2593×108m3,剩余可采储量为276.6×108m3,已进入大规模的商业开发阶段.我国的油砂资源十分丰富,油砂油的地质资源量为59.7×108t,可采资源量为22.58×108t[1].风城地区油砂矿是近年来我国发现的最大油砂矿,它的开发对我国油砂事业的发展起到重要作用.通过分析风城地区砂体展布、沉积特征、油气运移路径等因素,得出风城地区油砂分布的主控因素和成矿模式,为风城地区油砂资源的开采提供依据,为准噶尔盆地西北缘地区油砂勘探开展提供理论支持.

1 地质概况

风城油砂矿位于新疆准噶尔盆地西北缘克拉玛依乌尔禾镇东北方向12km处,紧邻哈阿拉特山,地势北高南低,海拔高度为330～465m,油砂矿面积为7.97km2.

风城地区地层主要由石炭系基底、侏罗系、白垩系和第四系地层组成,油砂矿主要分布于侏罗系和白垩系的砂岩中.石炭系地层主要由褐红色、暗红色安山岩和凝灰质泥岩组成,岩性致密,裂缝发育;侏罗系主要由灰色、青灰色中细砂岩和灰绿色泥岩组成;白垩系地层主要由黄灰绿色、灰绿色、灰色砂泥岩组成,底部为灰色、灰绿色、褐灰色砂质砾岩;第四系地层以剥蚀作用为主,钻孔结果表明主要为松散未固结砂、砾等[2].

风城背斜位于准噶尔盆地西北缘车排子—红旗坝大逆掩断裂带的前缘.此断裂带在海西晚期随西准噶尔地槽形成已具雏形.二叠纪末期在强大的水平挤压作用下,由于槽区沉积物厚度大、塑性强、抗压性差,朝着台区方向即目前盆地内侧发生大规模的推覆,使槽相沉积物作为推覆体盖在槽台过渡相沉积物之上,这是断裂的主要活动期和发展期.三叠纪末期的印支运动再次发生较大规模的推覆,并使之定型,大断裂带的构造格局基本确立[3-6].风城地区白垩系地层总体为向南东倾斜的平缓单斜构造,地层倾角较小.白垩系向盆地边缘老山石炭系超覆.

2 沉积特征

2.1 物源

根据钻井资料,石炭系顶面和下白垩统底砾岩顶面的海拔高度由北向南递减,由于风城地区自早白垩世以来构造变动微弱,这一变化趋势反映古地形为北高南低.

北部油砂中夹较多的砾岩透镜体,油砂之上发育有砾岩层.该砾岩层向南尖灭,砾岩透镜体减少至无,代之出现泥砾岩透镜体,反映自北向南离物源区距离增大.

砂岩中稳定组分石英和长石的质量分数自北向南呈增大趋势,不稳定组分凝灰岩的体积分数减少.由此可见,该区物源来自北部哈拉阿拉特山,古水流方向为由北向南.风城区块含油砂岩多为长石岩屑砂岩,石英质量分数多小于20%;长石质量分数为12%～38%;岩屑质量分数为27%～73%,平均为40%.岩屑成分以火成岩、变质岩为主,磨圆度中—差,颗粒大小不均,表明搬运距离较短.

2.2 相类型及特征

在早白垩世(吐谷鲁期)时期,准噶尔盆地经历一次大规模水进,与晚三叠世末湖域相近,多以浅水湖为主,晚白垩世湖盆骤然减小,可能仅在南缘保持很小的浅水湖区[7-8].通过对风城油砂矿区钻孔取心观察,发现岩心上发育槽状交错层理、交错层理、平行层理等,并见冲刷面和泥砾,反映当时水体摆动频繁,与典型辫状河流相沉积极为相似.风城地区吐谷鲁期主要为辫状河三角洲、冲积扇及滨浅湖相沉积.

根据白垩系底砾岩和砂岩的展布特征及砂地比,对风城地区沉积相特征进行分析.白垩系底砾岩为一套山麓环境下的近源沉积.白垩系沉积时期,盆地总体呈周缘高内部低的湖盆沉积,西北缘的哈拉阿拉特山物源供应较为丰富,其总体沉积环境为河流—断崖扇环境,发育河道—片流等沉积微相,河流为比较短的山前河流,经过短途搬运的砾岩直接进入湖泊沉积.

白垩系砂岩沉积是风城地区油砂的主要储层,受砾岩顶面的构造控制,有较好的继承性.区块内沉积较厚,相对保存完整,但也有局部地区受到后期的强烈剥蚀.在白垩系砂岩段沉积时期,该地区水体加深,湖面增大,为河流—湖泊沉积环境(见图1).河流沉积微相分为河道、心滩、河漫滩;湖泊沉积微相分为滨湖、浅湖和半深湖.优质储层的分布主要受沉积相的控制,其中河道及心滩微相砂体的储层物性较好,厚度较大,油砂主要分布在心滩微相和河道微相的砂体中.白垩系砂岩累计厚度为4～137m,砂体呈北西向南东逐渐增厚的趋势,趋势明显,在沟谷区域砂体沉积较厚.

图1 风城地区白垩系砂岩段沉积相类型

2.3 相分布主控因素

底砾岩沉积之后,石炭系天窗与哈拉阿拉特山之间仍为一凹槽,是水流的必经之地,其上砂泥岩在河流环境下沉积,具有典型的河流沉积标志,自北向南具有不变的沉积标志.白垩系底部砂、砾段沉积模式见图2,在凹槽处沉积的砂岩储集物性较好,厚度较大,主要为河道和心滩微相的砂体.断层的发育对砂、砾岩沉积起到一定控制作用,在断层下盘区域砂体分布面积较广,储集物性较好,厚度较大.该区域沉积相分布主要受构造控制,构造控制古水流方向、凹槽位置及断层下盘扇体发育.

图2 风城地区白垩系底部砂岩、砾岩段沉积模式

3 油砂成矿富集规律

3.1 成藏模式

3.1.1 烃源岩条件

准噶尔盆地西北缘烃源岩主要有源于玛湖生烃凹陷的二叠系下统风城组和二叠系上统下乌尔禾组,部分源于二叠系下统佳木河组[9-10].风城组为海陆过渡环境残留的海—泻湖相沉积,烃源岩为黑灰色泥岩、白云质泥岩,有机质类型好、丰度高、厚度大,处于成熟—高成熟阶段,为一套发育较好的烃源岩[11];下乌尔禾组分布于克—乌断裂、夏红北断裂下盘,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[7];准噶尔盆地西北缘地区的石炭系地层也具备一定生烃能力[12].较好的烃源岩为风城地区稠油及浅部油砂成藏提供物质基础.

3.1.2 储层物性

根据钻井岩心观测和薄片鉴定统计,风城地区白垩系油砂储层岩石类型包括砂岩、砾岩和砂砾岩等,以砂岩、砂砾岩为主.砾岩中砾石大小不均,与砂岩相比含油率较低,部分层段达到油砂工业品位,与下倾方向油田的稠油产层有关.岩性分层统计及岩心描述表明,上部白垩系油砂岩性较单一,以砂岩和砂质砾岩为主,作为主力储层的主要岩石类型为中砂岩、细砂岩及较粗的砂质砾岩,其中砂质砾岩含油率普遍较低.

利用煤油法对上部白垩系地层93个油砂样品进行油砂孔隙度实测统计,82个含油砂岩样品的最小孔隙度为9.2%,最大的为43.0%,平均为36.0%,主要分布范围为20.0%～40.0%;11个含油砾岩样品的最小孔隙度为5.3%,最大的为36.7%,平均为20.3%.该区白垩系油砂渗透率变化范围较大,测试26个油砂样品的渗透率,最小的为14.0×10-3μm2,最大的为2200.0×10-3μm2,平均为873.2×10-3μm2.风城地区储层具有较大的孔隙度和渗透率,储层物性条件较好,利于油砂的富集与储存.

3.1.3 运移通道

准噶尔盆地乌尔禾—夏子街地区多层的不整合面与断层等运移通道相互沟通,形成有效输导体系,为油气运移提供运移通道.风城地区油砂矿油气主要运移通道横向上为白垩系与侏罗系或石炭系的不整合面,纵向上为断裂体系.

3.1.4 化学成因

分析风城稠油分布区油砂样品的饱和烃总离子流图,样品中的正构烷烃基本上被降解,基线出现“鼓包”现象,表明生物降解作用严重;三环萜烷、甾烷和藿烷广泛分布,伽马蜡烷丰度较高.因此,油砂矿中油气成因主要为生物降解.

分析风城地区油砂矿成藏要素,该区具有较好的烃源岩条件,为油气聚集奠定基础;有效的疏导体系(断层和不整合面)为油气运移提供有效通道;储层物性较好,为油砂富集提供储集空间.烃源岩生成的油气沿断层和不整合面向上运移到储层物性较好的砂体中,运移及保存过程中受生物降解作用,形成风城地区浅部油砂矿(见图3).

图3 风城地区成矿模式

3.2 分布规律

根据钻遇油砂的含油率分析结果,风城地区纵向上分布多层油砂层,含油率分布范围较广.东部地区按含油率3%确定的油砂净厚度为1.40～135.50m,平均为48.25m;西部地区油砂净厚度为1.10～28.50m,平均为10.38m.样品在深度、岩性及含油性方面等具代表性,样品的含油率为5%～20%,个别油砂样品较高.

风城地区白垩系地层油砂层厚度横向变化较大,东部为1～140m,西部为1～25m,2个区块内油砂层连续性较好.砂体展布是风城地区油砂分布的主控因素之一,砂体分布较厚,储层物性较好的区域,油砂的厚度大,品质好.

风城地区油砂的分布同时受侏罗系隐伏断层的影响,靠近下部油源相对充足,含油率较高的油砂主要分布在隐伏断层附近,说明该地区油气向上运移的主要通道为与烃源岩生烃期同期发育的断层[12].风城地区中心部位总油砂厚度大,向四周及远离断层的下倾部位尖灭,并随运移距离的增大,含油率有所下降(见图4).断层及不整合面是油砂分布的主控因素之一.

图4 风城地区东部油砂剖面

4 结论

(1)风城地区储层物性较好,具有较大的孔隙度及渗透率.心滩与河道微相的砂体沉积厚度较大,利于油砂富集.

(2)风城地区白垩系主要发育砂岩和砾岩沉积体系,砂体储层分布主要受沉积相控制,沉积相展布主要受构造控制.

(3)良好的烃源岩、有效的疏导体系、有利沉积相带优质储层的发育,为风城地区油砂富集提供有利条件.油气生成后,通过断层、不整合面和砂体向上运移至储集性能较好的砂体中(含油率随运移距离增加而降低),由生物降解形成油砂矿.

(4)风城地区油砂分布的主控因素为砂体展布、断层和不整合面.砂体的性质及厚度直接影响油砂的品质和厚度,心滩微相与河道微相沉积的砂岩含油率较高,厚度较大;断层对油砂含油率的分布起到重要的控制作用,断层附近的油砂含油率较高;不整合面为油气的横向运移提供有效通道.

[1] 贾承造.油砂资源状况与储量[M].北京:石油工业出版社,2007.

[2] 梁峰,刘人和,拜文华,等.风城地区油砂层分布规律及其控制因素[J].天然气工业,2008,28(12):121-123.

[3] 陈业全,王伟锋.准噶尔盆地构造演化与油气成藏特征[J].石油大学学报:自然科学版,2004,28(3):4-8.

[4] 鲁兵,徐可强.准噶尔盆地断裂活动与油气运聚的关系[J].新疆石油地质,2003,24(6):502-504.

[5] 雷振宇,鲁兵,蔚远江,等.准噶尔盆地西北缘构造演化与扇体形成和分布[J].石油与天然气地质,2005,26(1):86-91.

[6] 辛也,王伟锋,李宝刚,等.准噶尔盆地西北缘乌夏断裂带二叠系油气成藏组合[J].大庆石油学院学报,2009,33(4):13-18.

[7] 翟光明.中国石油地质志[M].北京:石油工业出版社,1987.

[8] 张越迁,张年富.准噶尔大型叠合盆地油气富集规律[J].中国石油勘探,2006,9(1):59-64.

[9] 王龙樟.准噶尔盆地中、新生代陆相层序地层学探讨及其应用[J].新疆石油地质,1995,16(4):14-21.

[10] 何登发,陈新发,张义杰,等.准噶尔盆地油气富集规律[J].石油学报,2004,25(3):1-10.

[11] 石昕,王绪龙,张霞,等.准噶尔盆地石炭系烃源岩分布及地球化学特征[J].中国石油勘探,2005,8(1):34-40.

[12] 冯建伟.准噶尔盆地乌夏断裂带构造演化及控油作用研究[D].东营:中国石油大学,2008.

Research into sedimentary characteristics and concentration patterns of oil sand in Fengcheng/2010,34(4): 35-39

LIANG Feng1,LIU Re-he1,BAI Wen-hua1,ZHANGYin-de2,CUIHui-ying1
(1.Langfang Branch,Institute ofPetroleum Exploration and Development ofPetroChina,Lang fang,Hebei065007,China;2.State Key L aboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Ex ploitation,Chengdu University ofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China)

The exploration and development of Fengcheng oil sand mine,the largest oil sand mine in China,is very important to development of oil sands industry in China.The main controlling factors of distribution of oil sands are analyzed by the methods of the core observation,porosity and permeability,oil content,thin section analysis,component analysis and so on.This paper summarizes the sedimentary characteristics of Fengcheng and clarifies that the distribution of sands are controlled by sedimentary facies.The fault and unconformity surface is the main hydrocarbon migration pathway.The oil sandswhich is biodegraded is formed near the surface.Lastly,the paper summarizes the main controlling factors(distribution of sands,fault and unconformity surface)and the metallogenic model of oil sands which provide the basis for the exploration and development of Northwest margin of Zhunggar Basin.

Fengcheng;oil sands;sedimentary facies;migration pathway;main controlling factors

book=4,ebook=372

TE122

A

1000-1891(2010)04-0035-05

2010-03-26;审稿人:马世忠;编辑:任志平,张兆虹

国家科技支撑计划重点“十一五”项目(2006BAB03B08);国家财政部、国土资源部全国新一轮油气资源评价项目(ZP-S-06)

梁 峰(1982-),男,工程师,主要从事非常规油气勘探与开发方面的研究.