准噶尔盆地西北缘风城1号油砂矿富集规律

万初发 李逸凡

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

1 地质背景

风城1号油砂矿地处准噶尔盆地西北缘风城油田北部，北以哈拉阿拉特山为界，东与夏子街油田接壤，西南紧邻乌尔禾镇，距克拉玛依市东北约120 km。准噶尔盆地形成始于晚石炭系，为地块挤压复合盆地，周边被天山、阿尔泰山、西准噶尔界山等褶皱山系环绕，经历了晚海西期的裂陷阶段、印支-燕山期的凹陷阶段、喜马拉雅的收缩一整体上隆阶段，形成了多旋回的生储盖组合[1]。研究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，白垩系地层向盆地边缘老山石炭系超覆，北东走向的逆冲断裂发育，对沉积相的发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[2]。

侏罗纪晚期出现近东西向的伸展环境，侏罗纪末，伴随着盆地一次区域性构造活动，中、上侏罗统遭受不同程度剥蚀。侏罗纪沉积时期，依次发育了侏罗纪八道湾组、西山窑组煤系烃源岩和三工河组河湖相泥质烃源岩，沉积充填经历了冲积扇-辫状河-辫状平原-三角洲-扇三角洲-湖相沉积的过程。白垩纪时期，构造活动较弱，盆地边缘缓慢隆升，遭受剥蚀，盆内相对下降，构造运动主要表现为间歇性沉降活动，白垩系及后来的新生界地层平稳充填，由东南向西北依次低角度超覆沉积在下伏古构造背景上，地层南厚北薄并逐渐尖灭，至今仍保留着水平产状。

2 油砂地质

2.1 白垩系清水河组油砂层特征

K1q1层：该油砂层在地表没有出露，重11井北断裂将油砂层分为风砂72井断块和风砂73井断块。通过钻孔、钻井的施工，在风砂72井断块内没有发现油砂层，仅在风砂73井断块发育有油砂，共有11个钻孔、钻井控制。含油面积为0.75 km2，含油面积内油砂厚度9.88～29.3 m，平均13.6 m；重量含油率9.71%～15.54%，平均12.6%；岩石密度1.85～2.28 g/cm3，平均2.13 g/cm3。

K1q21层：该油砂层在地表没有出露，通过钻孔、钻井的施工，在风砂72井断块内没有发现油砂层。仅在风砂73井断块发育有油砂，共有13个钻孔、钻井控制。含油面积为1.51 km2，含油面积内油砂厚度6～13.85 m，平均8.5 m；重量含油率8.42%～13.40%，平均11.1%，岩石密度2.06～2.34 g/cm3，平均2.21 g/cm3。

K1q22层：该油砂层在地表没有出露，通过钻孔、钻井的施工，在风砂72井断块、风砂73井断块均发育，其中风砂72井断块内共有4个钻孔控制，含油面积为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%，岩石密度只做了1块样品为2.08 g/cm3；风砂73井断块内共有34个钻孔、钻井控制，含油面积为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%，岩石密度1.62～2.26 g/cm3，平均1.99 g/cm3。

K1q23层：该油砂层在地表没有出露，通过钻孔、钻井的施工，在风砂72井断块、风砂73井断块均发育，其中风砂72井断块内共有6个钻孔控制，含油面积为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%，岩石密度2.17～2.21 g/cm3，平均2.19 g/cm3；风砂73井断块内共有31个钻孔、钻井控制，含油面积为2.62 km2，油层厚度5.24～33.2 m，平均 18.4 m，重 量 含油率 6.83% ～16.43%，平均10.3%，岩石密度1.76～2.30 g/cm3，平均2.09 g/cm3。

2.2 侏罗系齐古组油砂层特征

J3q22-1+J3q22-2层：该油砂层在地表没有出露，通过钻孔、钻井的施工，在风砂72井断块、风砂73井断块均发育，其中风砂72井断块内共有19个钻孔控制，含油面积为1.96 km2，油砂层厚度5.11～32.92 m，平均14.8 m，重量含油率7.07%～11.42%，平均8.6%，岩石密度1.73～2.42 cm3，平均2.05 g/cm3；风砂73井断块内共有31个钻孔、钻井控制，含油面积为3.24 km2，油砂层厚度5.75～43.25 m，平均18.2 m，重量含油率6.27%～13.83%，平均9.9%，该区未测岩石密度。

3 成藏条件

3.1 丰富的烃源岩

准噶尔盆地西北缘烃源岩主要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[3-5]。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[6]；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[7]。较好的烃源岩为风城地区稀油、稠油及浅部油砂成藏提供了物质基础[8]。

3.2 良好的储集条件

西北缘斜坡区的侏罗系和白垩系中浅地层，处在盆地频繁的振荡沉积阶段，发育了众多的储盖组合。其中在受断层遮挡的不整合面附近砂体为重油和油砂富集的有利区。以风城浅部油砂为例，侏罗系齐古组中晚期地层为一套辫状河流相河道-心滩-河漫滩微相沉积，区块南东部沉积厚度大，综合岩性、砂泥比、岩石粒度、分选和磨圆等各项指标判断其沉积微相为心滩，向北东和南西渐变为河道滞留沉积和河漫滩沉积。白垩系底砾岩为一套山麓环境下的近源沉积，从北往南底砾岩层渐厚，其总体沉积环境为河流湖泊环境，发育河道-心滩-河漫滩至滨湖-浅湖沉积微相。白垩系砂岩段沉积时期，水体加深，湖面增大，为河流-湖泊沉积环境，以辫状河三角洲前缘亚相沉积为主，水下分流河道砂体发育，砂岩在区块内沉积较厚，相对保存完整，局部地区受到后期的强烈剥蚀。风城1号矿区白垩系水下分流河道砂体发育，埋藏相对较浅，孔渗性好，再与封堵性较好的逆断层及上覆盖层相配合构成了良好的储集条件。

3.3 有效的运移通道

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。多次构造活动，烃源岩多次生烃，油气多期运移相互混合，远距运移，形成目前油砂矿。

3.4 降解稠化作用

风城1号油砂矿油层埋藏浅，油砂储集体超覆在基岩山麓边缘，有的甚至直接暴露在地表。由于氧气的介入，地表水的浸渍和大量细菌的活动导致了原油受到微生物降解、水洗和分子扩散等物理化学蚀变，改变了原油的化学组成和物理性质。油层越接近地表遭受氧化、水洗、生物降解蚀变作用的时间就越长，对原油的破坏程度也就越大。原油中的轻质组分不断消耗而变得越来越稠，所以从深层到浅层再到地表，原油一般呈现常规稀油-稠油-油砂的分布规律。

风城地表有国内出露最大的油砂山群和零星出露的各种形态的油砂残丘，地下有国内规模较大、品质较好的油砂矿，再向南依次是已开发的风城大型超稠油油藏和乌尔禾稀油油藏。油砂与稠油、常规油存在共生或过渡关系。

4 富集规律

4.1 出露地表或埋藏较浅的油砂，含油性较差

在风城1号油砂矿体的北西10 km处，地表油砂出露规模最大，约7.97 km2，油砂为遭到严重剥蚀破坏的矿藏，经长期的淋溶和风蚀作用，形成了千姿百态的油砂山残丘和风蚀地貌，其独特的造型和清晰的层理构成了风城雅丹地貌景观。这些出露地表、埋藏较浅、靠近老山边缘区的油砂，越接近地表遭受氧化、水洗、生物降解蚀变作用时间越长，原油的破坏程度也就越大，含油性越差。

4.2 油砂矿体沿断裂和不整合面分布

在风城1号油砂矿钻孔取心过程中，发现白垩系清水河组清一砂层组（K1q1）与清二砂层组（K1q2）相比较，同样发育三角洲砂体，但大部分砂体不含油或者重量含油率较低，主要是由于垂向上逆断层只断至清一砂层组（K1q1）底部，清一砂层组（K1q1）相对于清二砂层组（K1q2）距离不整合面较远，没有有利的烃类运移通道，并且白垩系清水河组本身埋藏较浅，浅部原油黏度高、能量低，运移动力不足，影响了清一砂层组（K1q1）油砂的富集规模和范围。因此，白垩系清一砂层组（K1q1）的油砂含油面积远小于清二砂层组（K1q2）。研究认为，风城地区发育的大量断裂和不整合面是油气运移的主要通道，形成有效输导体系，侏罗系和白垩系中良好的砂体是油砂成矿的有利区域。该地区油砂的分布与断裂和不整合面紧密相关，油砂矿体沿断裂和不整合面分布。

4.3 含油性好坏取决于储层岩性、物性

根据钻井岩心观察和岩石薄片鉴定，风城地区白垩系清水河组油砂储层岩石类型包括砂岩、砾岩和砂砾岩，白垩系清水河组上部油砂岩性单一，为细砂岩、极细砂岩和中砂岩，白垩系清水河组底部岩性为砾岩和砂砾岩，砾岩中砾石大小不均，与砂岩相比含油率较低，个别层段达到工业品位，很分散，厚度很薄，故白垩系清水河组底部砾岩和砂砾岩没有开发价值；侏罗系齐古组油砂储层岩石类型主要为细砂岩和中砂岩。

根据物性分析资料，白垩系清水河组含油砂岩孔隙度较高，为26.3%～41.6%，平均34.2%，渗透率较高，为71.60～8 490.18 mD，平均1 089.65 mD，含油率较高（6.08%～17.20%）；含油砾岩和砂砾岩孔隙度相对偏低(6.67%～37.10%)，平均20.66%，渗透率5.40～1 264.58 mD，平均649.29 mD，含油率较低（2.0%～6.0%）。侏罗系齐古组含油砂岩孔隙度22.01%～38.08%，平均29.53%；渗透率51.89～8 468.87 mD，平均954.50 mD，含油率较高（6.03%～17.20%）。

总体来说，风城油砂矿储层具有较高的孔隙度和渗透率，储层物性条件较好，有利于油砂的富集与储存。

4.4 不同的沉积微相其含油性差异较大

沉积相对油砂的宏观控制影响明显。风城地区白垩系主要发育砂岩和砾岩，砂体储层分布主要受沉积微相控制，不同的沉积微相物性特征存在差异，其含油性也明显不同。三角洲前缘水下分流河道和辫状河流相心滩沉积含油性较好；水下分流河道间、前三角洲以及滨浅湖微相发育的部位含油性极差。综合来看，心滩与河道微相的砂体沉积厚度较大，利于油砂富集，因此本区油砂分布的有利区域主要为水下分流河道及辫状河流相心滩微相。

准噶尔盆地风城油砂矿富集于盆地受压一侧，区内逆断层发育，断裂复杂，烃源岩位于前陆坳陷中。由于挤压作用影响，挤压区斜坡较陡，延伸距离也相对较短，发育辫状河流相及辫状河三角洲砂体，砂体规模与缓倾单斜成矿模式比较相对较小。由于受多期构造活动影响，不整合面及逆断层发育，烃类输导体系完备，烃类沿不整合面和砂体横向运移，沿断层纵向运移，总体上从深部沿斜坡区向浅部运移，运移到浅部被逆断层封堵形成油砂，储层在盆地边缘出露地表，盖层很薄，原油中轻质组分挥发。

[1]刘虹强,孙燕,王祝彬,等.准噶尔盆地风城油砂矿床储层特征及成因分析[J].中国地质,2008,35(6)：1307-1314.

[2]周伯玉,刘太勋,黄文华,等.准噶尔盆地西北缘风城地区白垩系油砂矿沉积特征及演化模式[J].沉积与特提斯地质,2016,36(2)：11-19.

[3]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,l6(4)：14-21.

[4]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.

[5]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.

[6]翟光明.中国石油地质志[M].北京：石油工业出版社,1987.

[7]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.

[8]梁峰,刘人和,拜文华,等.风城地区白垩系沉积特征及油砂成矿富集规律[J].大庆石油学院学报,2010,34(4)：35-39.