加拿大麦凯河油砂含油性差异的形成机理

任俊豪，李美俊*，阳孝法，杨程宇，马国庆，黄继新，钟宁宁

1 中国石油大学( 北京)油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249

2 中国石油勘探开发研究院，北京 100083

0 引言

油砂又被称为“沥青砂”或者“焦油砂”，是指由沥青(4%～18%)、 无机矿物(55%～80%)和水(2%～15%)构成的混合物，其中沥青是指粘稠或半固体的烃类和非烃类有机物，也是油砂储层中最主要的碳氢能源[1-3]。国际上对沥青的物理性质有统一的判识标准：15.6 ℃条件下，API小于10 且粘度大于10 000 mPa·s[1-3]。沥青在储层条件下不具备流动性，且分布具有极强的非均质性[4-5]，所以油砂中沥青的含量与控制因素一直是研究的热点问题。

加拿大作为全球油砂资源最丰富的国家，其地质资源量为2592×108m3，占全球总量的84%[6]。其中油砂资源几乎全都分布在阿尔伯达(Alberta)省的阿萨巴斯卡(Athabasca)、皮斯河(Peace River)和冷湖(Cold Lake)3个区域(图1)，总资源量可达3825×108t[7-8]。由于油砂中的沥青普遍具有高粘度和低流动性的特征，所以大部分采用原位开采(蒸汽辅助泄油技术SAGD)，其原理是在注汽井中注入蒸汽，蒸汽与储层中的沥青发生热交换，加热后的沥青和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生产井中产出[9-10]。然而，油砂储层的非均质性和沥青差异分布等问题，导致目前的沥青采收率不足20%[5,11]。精确预测油砂储层中的沥青含量，为注汽井和生产井提供可靠的信息是提高采收率的关键。

图1 加拿大阿尔伯达盆地阿萨巴斯卡地区油砂分布及取样位置[17]Fig. 1 The geographic map and location of oil sands samples in Athabasca, Alberta Basin, Canada[17]

油砂中的沥青含量，即油砂的含油性，是判断油砂储层开采价值的重要指标。已有诸多学者对油砂的含油性特征及其控制因素进行了相关报道。Carrigy[12]通过筛分法和共沸蒸馏法对142 件油砂样品进行分析，统计结果显示沉积物的结构是影响油砂含油性的重要因素，含油性与粘土矿物的含量呈负相关。Takamura[13]通过计算水膜在砂粒表面的分离压力，确定了粘土矿物是导致油砂孔喉中水团簇形成的主要原因，水团簇的形成降低了原油充注的可能性。Mossop[14]认为油砂储层的含油性主要受控于沉积环境，泥砂搬运较缓或停滞的沉积微相(如洪泛平原、沼泽等)储层的孔隙度和渗透率条件较差，无法充注大量原油。Fustic[4]通过对比沥青中饱和烃、芳烃的分子组成特征认为，沥青的非均质性主要受控于以生物降解为主的次生改造作用，而降解的程度主要与储层本身的物理性质(泥质夹层、孔隙度和渗透率)有关。

综合前人的研究成果可知，油砂含油性的差异是多种因素共同耦合的结果，其中储层特征是最重要的影响因素之一。油砂储层的岩性、物性及微观结构等对其含油性的影响和相关机理尚不明确。本文采用铸体薄片和扫描电镜等分析油砂储层的微观结构，通过储层岩石热解和色谱质谱(GC-MS)技术确定了油砂的含油性及分子组成特征，从沉积岩石学和油气地球化学的角度讨论油砂含油性的主控因素。

1 地质概况

西加拿大盆地主要分为阿尔伯达和威利斯顿两个次盆，其中阿尔伯达盆地是油砂资源的主要富集区[15]。盆地的构造演化主要分为从寒武纪至侏罗纪的克拉通时期和侏罗纪至古近纪(渐新世)的前陆时期两个阶段。晚侏罗世时期西太平洋板块向北美大陆之下俯冲(拉拉米造山运动)，强烈的东—西向挤压作用导致落基山脉不断隆起，形成了目前阿尔伯达盆地西高东低的构造特征[16]。盆地西部为山前沉降区，地层较厚，埋深较大，是烃源岩生烃的主力区域，大部分含过成熟的天然气资源。盆地东部为地盾剥蚀区，地层较薄，埋深较浅，生物降解作用普遍存在，通常含大量低成熟的重质油或油砂资源。盆地油气整体运移方向为西南向东北，由此形成一系列连续的天然气到重油、过成熟到低成熟的油气资源[17-18]。

位于阿尔伯达盆地东北部的阿萨巴斯卡地区拥有占整个阿尔伯达盆地79%的油砂资源，是目前已知世界上最大的油砂矿区，也是唯一露出地表的油砂矿床[3]。阿萨巴斯卡的油砂资源超过68%集中在下白垩系曼维尔(Mannville)群麦克默里组(McMurray Formation)的砂岩储层中，如图2 所示，麦克默里组不均匀的覆盖在泥盆系碳酸盐岩之上，海相页岩组成的清水组(ClearWater)和含海绿石砂岩组成的瓦比斯考组(Wabiskaw)覆盖在麦克默里组之上[16]。通常麦克默里组被划分为3 个单元，即由河流沉积为主的下段，河口湾沉积为主的中段和海相沉积为主的上段，也有部分学者认为麦克默里组的上、中段界限并不明显，所以只划分为上下两个单元进行研究[7,14]。由于河流和潮汐频繁作用导致沉积水动力不断发生变化，麦克默里组储层中发育大量砂泥斜互层岩石(Inclined heterolithic stratification，IHS)，这些无规则出现的泥质夹层多为水平产状，厚度范围在毫米至厘米，连续性较差，对储层砂体的渗透率有极强的限制作用[11,19-20]。

图2 阿萨巴斯卡地区的地层分布图(b)和麦凯河区块麦克默里组油砂的层位(a)Fig. 2 Stratigraphic distribution of Athabasca (b) and McMurray Formation oil sands in Mackay River area (a).

麦凯河(Mackay River)区块位于阿萨巴斯卡油砂矿区东部，距离麦克默里堡(Fort McMurray)西北方向约35 km，面积为760 km2，预计产能为200×104t/a[21]。主要的油砂产层为麦克默里组的上段，储层顶部的平均深度为160～180 m，储层平均厚度约18 m，有效孔隙度约32%，渗透率范围在1～5 μm2[22]。

2 样品与实验

2.1 样品

本研究共采油砂样品54 件，所有样品均来自于阿萨巴斯卡矿区麦凯河区块的上麦克默里组。本研究的所有样品均来自于同一口井，取样深度范围在171～198 m，深度差异不超过27 m，因此可以忽略区域构造、地层温度和埋藏史等因素对研究内容造成的干扰。切割和封装样品的工具、锡纸和样品袋用二氯甲烷提前处理，防止样品相互污染。

2.2 实验

2.2.1 岩石学分析

为了观察油砂原本的结构和沥青的分布，制薄片的前处理未去油。截取油砂样品相对平整的一面进行切片、打磨和抛光，在真空环境中用蓝色的环氧树脂浸渍油砂制备铸体薄片，用盖玻片防止意外接触或落入灰尘。采用了莱卡显微镜进行薄片观测，通过正交—单偏光识别矿物种类，计点法(每个薄片不少于350 个点)和ImageJ软件处理碎屑成分、粒度、分选和填隙物等相关数据。切取3～5 g油砂样品在50 ℃温度下烘干并在真空环境镀金，采用FEI-Quanta 650F 扫描电镜观测孔隙结构和沥青分布。

2.2.2 储集岩热解

为了准确评价油砂的含油性，切取内部新鲜的油砂20～30 mg，采用OGE-Ⅵ型岩石评价分析仪进行储集岩热解分析。根据不同碳数的烃类从液态热蒸发为气态的温度不同，采用五峰升温分析程序，定量评价油砂中天然气S0、汽油S11、煤油和柴油S21、蜡和重油S22、胶质和沥青质S235 个组分含量[23]。具体流程如下：油砂称重后置于热解坩埚中，加热至90 ℃后用氦气吹2 min，将样品内的轻烃吹入氢焰检测器，测得天然气含量S0；升温至200 ℃测得汽油含量S11；升温到350 ℃测出煤油和柴油含量S21；升温至450 ℃测得蜡和重油含量S22；升温至600 ℃测得胶质和沥青质含量S23。最后，热解完毕的样品被转入氧化炉内并通入空气，在600 ℃温度下恒温7 min，把样品中的残余碳烧成CO2，由热导检测器检测出残余有机碳RC值。具体升温程序如(表1)所示。

表1 储集岩热解各参数意义及升温分析程序Table 1 The meaning of reservoir pyrolysis parameters and conditions of temperature rise program

2.2.3 饱和烃色谱质谱分析(GC-MS)

为了对比油砂沥青中饱和烃和芳烃分子组成的差异，采用二氯甲烷在索氏抽提装置中对3～5 g油砂进行72 h抽提。通过石油醚(戊烷与乙烷的混合物)对获取的油砂抽提物(沥青)进行沥青质沉淀，静置12 h以上，之后采用活化硅胶和氧化铝构成的层析柱进行饱和烃、芳烃和非烃馏分的分离，采用的溶剂依次为石油醚、二氯甲烷和石油醚溶液(体积比2:1)、二氯甲烷和甲醇溶液(体积比93:7)。最后采用安捷伦5975i气相色谱—质谱仪对饱和烃和芳烃馏分进行色谱质谱分析。加入定量的氘代蒽作为内标，根据相应的峰面积计算化合物的绝对含量。

3 结果与讨论

3.1 岩石学特征

根据麦凯河区块上麦克默里组典型的油砂样品观察，可以将岩心大致分为4 类。如图3a和图3b所示，灰绿或浅灰色为主的含丘状交错层理的块状细砂岩，含明显裂纹，密度相对较高，存在厘米至毫米尺度的生物扰动痕迹，基本不含油。如图3c和图3d所示，褐色或深棕色含平行至低角度纹层的交错层理细砂岩，基本不含遗迹化石，粒度相对较大，含油性较低。如图3e和图3f所示，黑色含波纹状小型槽状交错层理细砂岩，多呈沥青粘连的松散状，偶见厚度为1～2 cm灰白色泥质夹层，含油性较高。图3 g和图3 h所示，含连续砂泥互层的非均质砂，灰白色泥质夹层多呈不规则的层状结构，其中砂岩部分含油性相对较高。麦凯河上麦克默里组油砂储层岩性纵向分布的非均质性较强，油砂的粒度、岩石结构、泥质夹层和含油性等特征存在明显差异。

图3 麦凯河区块上麦克默里组典型油砂岩心照片Fig. 3 Typical photo of oil sands core of the Upper McMurray Formation in the Mackay River area.

通过显微观察可以进一步了解油砂的岩石结构及差异。碎屑颗粒是组成碎屑岩的骨架，其特征主要包括大小、形状和成分等。薄片计点和软件识别的结果表明，麦克默里组油砂的粒径范围为0.08～0.23 mm，平均为0.15 mm，属于极细砂岩(0.0625～0.125 mm)至细砂岩(0.125～0.25 mm)，粒径变化较频繁。碎屑成分差异不大，均以石英为主(平均占比80%以上)，石英颗粒大多为单晶石英，无明显自生加大结构，长石以钾长石为主，次生蚀变作用罕见，岩屑主要为沉积和变质岩屑，火山岩屑较少。通过粒度累积曲线和直方图分析油砂碎屑颗粒的特征(粒径转化为Ф值)，并计算分选系数[24]，平均为0.56，分选性好—中等，磨圆度主要为次圆—次棱角，颗粒的接触方式以漂浮—点接触为主。油砂没有明显的机械压实痕迹，成岩作用较弱。

碎屑岩中的填隙物主要包括胶结物和杂基，是影响岩石结构的重要因素之一[24]。如图4a所示，除了麦克默里组储层顶部少部分样品存在轻微海绿石胶结外，基本不存在胶结物。如图4c，4 d所示，油砂的杂基含量存在明显差异(2%～42%，平均为18.35%)，杂基主要由细粒沉积物构成，填充在碎屑颗粒之间呈深棕或黑色，可能是与沥青混合引起的。杂基含量差异可能导致油砂的支撑方式发生变化，杂基含量较低且分布较均匀时(＜25%)，油砂以刚性矿物颗粒支撑为主，储集空间以原生粒间孔和粘土矿物的晶间微孔为主；杂基含量较高(＞25%)导致刚性矿物被杂基包裹，油砂内部以杂基支撑为主，杂基受到压实形成较致密的泥质层，渗流通道仅由泥质层中的微裂缝提供[24](图4d)。

图4 麦克河区块上麦克默里组的典型油砂显微图(a. 极细砂岩；b. 细砂岩；c. 杂砂岩；d. 粉砂岩；图中B：沥青；Qz：石英；M：杂基；RF：岩屑；FD：长石；F：微裂缝)Fig. 4 Micrograph of the representative oil sands of the Upper McMurray Formation in the Mackay area(a: extremely fine sandstone; b: fine sandstone; c: wacke; d: siltstone; B: bitumen; Qz: Quartz; M: matrix; RF: rock fragments; FD: feldspar; F:Microfracture)

通过粒径，分选和杂基含量3 个影响因素将上麦克默里组油砂分为极细砂岩、细砂岩、杂砂岩和粉砂岩4 种[24]，粒度累计曲线和直方图特征如图5 所示。极细砂岩的平均粒径小于0.125 mm，平均杂基含量低于15%，分选系数范围在0.53～0.81。细砂岩粒径范围在0.125～0.25 mm之间，平均杂基含量低于15%，分选系数小于0.64。杂砂岩的平均杂基含量在15%～25%，分选系数在0.64～0.79，分选性略低于极细砂岩和细砂岩。粉砂岩的平均杂基含量含量大于25%，分选系数大于0.74。

图5 麦凯河区块上麦克默里组4 种不同结构油砂的粒度累计曲线和直方图Fig. 5 Grain size accumulation curves and histograms of four different oil sands of Upper McMurray Formation in MacKay River area.

通过扫描电镜进一步观测碎屑颗粒间杂基的成分和沥青的分布。如图6a所示，碎屑颗粒间的杂基是由小于30 μm的细粒沉积物组成，包含细粉砂，粘土矿物和碳酸盐灰泥等，其中粘土矿物包括层状的高岭石和叠片状的伊蒙混层(图6b，6d)等[25]。沥青在油砂中的赋存方式主要有颗粒吸附和杂基吸附两种，其中杂基吸附的沥青量明显高于颗粒吸附(图6d)，这可能是杂基中粘土矿物拥有更高的比表面积和更频繁的阳离子交换导致[26]。

图6 麦克河区块上麦克默里组代表性油砂的扫描电镜图(a为油砂的全貌，部分存在黑色沥青；b为杂基中分布的高岭石矿物；c为杂基中分布的伊蒙混层；d为杂基中粘土矿物吸附了大量沥青；图中B：沥青；Qz：石英；M：杂基；Kl：高岭石；P：孔隙；I/S：伊蒙混层)Fig. 6 SEM micrograph of the representative oil sands of the Upper McMurray Formation in the Mackay area(a: the overall image of the oil sands, some of the presence of black bitumen; b: the kaolinite minerals distributed in the matrix; c: the illite and smectite mixed layer distributed in the matrix; d: the clay minerals in the matrix adsorbed a large amount of bitumen; B:bitumen; Qz: Quartz; M: matrix; KI: Kaolinite; P: pore; I/S: illite and smectite mixed layer)

3.2 含油性特征

通过热解获取岩石中各烃类组分的相关信息，可以便捷、有效的进行含油性评价。热解结果显示，麦克默里组油砂含油性差异较大，总烃含量范围在12.18～163.81 mg/g，平均为74.99 mg/g。如图7 所示，其中只有部分样品检测出S0，平均含量0.3 mg，由于油砂中的烃类以沥青为主，所以基本不含天然气。S1组分含量范围在0.97～33.91 mg/g，平均为18.25 mg/g。煤油、S21组分含量范围在3.66～90.78 mg/g，平均为36.79 mg/g。S22组分含量范围在1.45～34.53 mg/g，平均为16.40 mg/g。S23组分含量范围在0～7.02 mg/g，平均为3.07 mg/g。其中S22组分含量最高，大约是S11和S22组分的两倍，S23含量最低。

图7 麦凯河区块上麦克默里组油砂热解组分含量特征Fig. 7 Pyrolysis component content characteristics of oil sands of McMurray Formation in MacKay River area

上麦克默里组油砂的含油性存在较强的非均质性，含油性的强弱明显受控于岩性特征，如图8 所示，砂体相对连续的部分(深度174～182 m，192～196 m)含油性相对较高，泥质夹层频繁发育的部分(深度183～190 m，196～197 m)，含油性相对较低。虽然可以通过岩性特征和泥质夹层来判识含油性高低，但整体精度不高，无法准确预测含油性的强弱。

图8 麦凯河区块上麦克默里组油砂热解组分含量垂向分布特征Fig. 8 Vertical distribution characteristics of pyrolysis components in the oil sands of McMurray Formation in the Mackay River area

3.3 油、气、水层划分及评价

在实际开发过程中，油水层的分布是影响储层内流体性质和产能的关键因素，研究表明有水层分布的位置微生物活动更频繁，导致原油遭受更强烈的生物降解作用[4]，因此了解油水层分布有助于油砂储层含油性差异的成因。

利用自然伽马、深电阻率和中子测井结合岩心的含水饱和度可以有效的划分研究区的油水层[27]。如图9 所示，自然伽马值整体变化不大(18.9～30.5 API)，深电阻率值变化范围在18.6～309 Ωm，中子值变化范围在13.8%～36.5%，含水饱和度从20.9%～65.5%都有分布(测井和岩心数据由加拿大BRION能源公司提供)。结合前人对该研究区的测井的相关研究，可以将该井油砂划分为气、水、油和差油4 类储层。

图9 麦凯河区块上麦克默里组油砂储层评价及油水层划分Fig. 9 Vertical distribution characteristics of pyrolysis components in the oil sands of McMurray Formation in the Mackay River area

油层的自然伽马值(＜20 API)和含水饱和度较低(＜30%)，深电阻率值较高，平均值为201.15 Ωm，主要由不含有泥质夹层的杂砂岩构成；差油层的自然伽马值略高于油层，范围在20～25 API，深电阻率值相对较低，平均小于90 Ωm，含水饱和度平均为35%，由粉砂岩与泥质夹层频繁互层构成；水层最明显的特点是岩心的含水饱和度超过50%，自然伽马(＜20 API)和深电阻率值(＜30 Ωm)较低，主要由杂基含量较低的细砂岩构成；气层的识别特征为中子测井值较低，平均为13.8%，而水、油和差油层的中子测井值平均在30%以上，自然伽马值和深电阻率值平均为25.5 API和61.7 Ωm，含水饱和度平均在39.7%，主要由杂基含量较低的极细砂岩构成。

如图9 所示，一共可划为6 个层段，172～174 m为顶部气层，174～176 m和196.6～197.45 m为两个水层，176～183.87 m和189.25～196.3 m为两个油层，183.87～189.25 m为差油层。

3.4 含油性差异的形成机理

3.4.1 主控因素

通常含油性差异的影响因素很多，包括但不限于烃源岩特征、储层特征、油气充注与成藏史和油藏次生改造等。本研究所有的样品均来自于同一地层、同一口井中，深度差异在27 m以内，因此可以忽略区域性的构造、地层温度和埋藏史等造成的影响。

前文中对油砂的岩石学特征进行分析，由于油砂本身成岩作用较弱，基本不存在胶结物，岩石结构由碎屑颗粒和填隙物决定。碎屑岩的粒径，分选和杂基含量有潜在的相关性，如图10a所示，杂基含量与分选系数呈正相关，碎屑颗粒与填隙物之间存在潜在的联系，沉积环境可能是造成这一现象的主要因素[24]。麦克默里组沉积环境位于海陆过渡相，受潮汐作用的影响水动力条件频繁变化。水动力条件较强且稳定时，沉积物以分选好、粒度大的碎屑颗粒为主，杂基含量较低，形成极细砂岩或细砂岩。水动力较弱且不稳定时，粗粒和细粒共同沉积，沉积物以分选中等的碎屑颗粒和泥质杂基为主，通常形成杂砂岩或粉砂岩[25]。

图10 麦凯河区块上麦克默里组油砂含油性与粒径、分选和杂基含量的相关性Fig. 10 Correlation between oil content and grain size, sorting and matrix content of the Upper McMurray Formation oil sands in the MacKay River area

众多前人的研究表明，储层的岩石学特征对物性和含油性有重要影响[4,12-13,26]。本研究中油砂储层的岩石学差异主要体现在粒径、分选和杂基含量3 个方面(表2)。采用储集岩热解参数分别与油砂的粒径、分选和杂基含量3 个参数进行相关性分析。如图10 中b，c，d所示，油砂的结构与含油性并不是简单的线性关系，每一种参数都有高含油性的区间。粒度在0.13～0.18 mm，分选系数在0.5～0.65，杂基含量在15%～25%，油砂的热解总烃量较高。因此，储层岩石学特征对含油性有明显的控制作用，粒径、分选和杂基含量过高或过低的油砂含油性都不高。

表2 麦凯河区块上麦克默里组典型油砂的岩性特征和储集岩热解数据Table 2 Lithology and reservoir rock pyrolysis data of typical oil sands of Upper McMurray Formation in Mackay River area

利用粒径、分选和杂基含量3 种影响因素与油砂的含油性做权重分析[12]，偏相关性分析和归一化处理后的结果显示，对含油性影响的权重分别为粒径34%、分选22%和杂基44%，对含油性影响的大小依次为杂基含量＞粒径＞分选。根据粒径、分选和杂基含量的变化范围设为边界条件，分别以3 个参数为三角图的3 个端元，如图11 所示，用不同颜色表示气、油、差油和水层的油砂样品，初步建立了麦凯河油砂含油性的识别图版。极细砂岩有粒径小、分选好和杂基含量低的特点，为气层的主要岩石类型。细砂岩平均粒径大，分选好且杂基含量低，为水层的主要岩石类型。粉砂岩粒度较小，分选差且杂基含量高，大多位于泥质夹层附近，主要构成了差油层。杂砂岩粒度偏大，分选一般且有一定杂基含量，是油层的主要岩石类型。

图11 依据粒径、分选和杂基含量划分麦凯河区块上麦克默里组油砂的含油性图版Fig. 11 Oil content identification of plates based on oil sand grain size, sorting and matrix content of the Upper McMurray Formation in the McKay River area.

3.4.2 形成机理

上麦克默里被认为是在初期原油充注达到饱和的储层，生物降解和油水层分布是导致储层含油性差异的重要原因[28-32]，本研究中水层在油柱上下都有分布，因此需要进一步厘定其形成机理。生物降解是原油发生次生变化过程中最重要的一环，主要特征是按照一定顺序对原油中的烃类进行消耗，造成原油的含量和成分发生改变[33-34]。前人依据不同化合物对降解耐受的差异，建立了降解程度的判识标准PM 0(最低)～10(最高)[33]。阿萨巴斯卡油砂整体的降解程度大致在PM 5～9，属于严重生物降解[36]，需要筛选合适的生物标志物表征降解程度。

通过油砂沥青中饱和烃和芳烃的相关参数可以有效表征不同储层与降解程度之间的关系[33-34]。饱和烃m/z191 和m/z217 质量色谱图(图12)显示，三环萜烷、三降藿烷和孕甾烷等抗降解能力强的化合物的相对丰度随深度无明显变化，而C29H/C30H(C29藿烷/C30藿烷)比值从油层向水层逐渐增大(0.73～6.81)。芳烃化合物也有类似的情况，m/z192 和m/z198 质量色谱图显示(图13)，甲基菲和甲基二苯并噻吩系列化合物含量受控于油水层分布，9-MP/1-MP(9-甲基菲/1-甲基菲)比值从油层向水层逐渐降低(1.51～1.11)。因此，降解程度的差异可能是导致沥青含量和性质差异的主要原因。

图12 麦凯河区块上麦克默里组油砂储层饱和烃m/z 191 和m/z 217 质量色谱图随油水界面变化Fig. 12 Mass chromatograms of oil sands bitumen saturated hydrocarbon m/z 191 and m/z 217 charges with oil-water transition of the Upper McMurray Formation in Mackay River area

图13 麦凯河区块上麦克默里组油砂沥青饱和烃m/z 192 和m/z 198 质量色谱图随油水界面变化Fig. 13 Mass chromatograms of oil sands bitumen aromatics hydrocarbon m/z 192 and m/z 198 charges with oil-water transition of the Upper McMurray Formation in Mackay River area

在纵向上综合表征岩性、油水层和降解程度的变化，如图14 所示，三降藿烷参数Ts/(Ts+Tm)、三环萜烷参数(C19TT+C20TT)/C23TT、孕甾烷/升孕甾烷和三芳甾烷参数(C27TAS/C28R TAS)/(C26TAS/C28S TAS)等随深度增加无明显变化，说明沥青的来源和成熟度无明显差异[37]。C30藿烷、5-升藿烷和9-甲基菲的绝对含量在水层较低，重排甾烷系列化合物的绝对含量升高，证明水层沥青的降解程度较高，常规生物标志物被消耗，重排类生物标志物增加。甲基二苯并噻吩系列化合物的含量在差油层中异常高，在其他层内无明显变化，说明泥质夹层频繁发育的差油层内降解程度相对较低。

图14 麦凯河区块上麦克默里组岩石类型与含烃量、降解程度和油水层分布的关系Fig. 14 Relationship between rock type and hydrocarbon content, degradation degree and oil-water interval distribution of McMurray Formation in MacKay River area

储层的物性条件(孔隙度和渗透率)受控于岩石粒度，分选和填隙物含量等岩性特征[20]，而生物降解的相关研究结果表明，随着储层物性增加，储层中流体的流动性增强，微生物的营养供给增加，造成更严重的水洗、氧化和微生物活动[4,33-35]，因此从岩性、物性和降解程度可以综合分析油砂含油性差异的形成机理。原油充注时期，粒径大、分选好且杂基含量低的细砂岩储层，内部没有细粒填隙物(杂基)的阻碍，孔渗条件好，受到降解严重，储层中的烃类由于受到严重的降解无法保存，最终形成水层。杂砂岩构成的储层含有细粒填隙物(杂基)，导致孔渗条件相对中等，储层中流体的流动性相对较弱，烃类受到降解程度相对较低，因此形成油层。粉砂岩中细粒填隙物(杂基)含量过高，泥质夹层频繁发育，导致储层孔渗条件较差。虽然降解程度低，但原油无法完全充注泥质夹层，导致含油性低，最终形成差油层。综上所述，岩性特征决定了储层岩石类型和孔渗条件，孔渗条件影响了油气的充注量和降解程度，最终形成了气、水、油和差油层非均质分布和含油性的差异。

4 结论

不同于传统储层，油砂是在严重生物降解的背景下形成的特殊油藏，因此储层对烃类的保存效果应该被优先考虑。孔渗条件较好的砂岩，内部充注的烃类会遭受相对较强的降解作用，导致烃类无法有效保存，含油性较低；孔渗条件相对较差的杂砂岩，受到降解作用的影响相对较小，内部的烃类得到有效保存，含油性较高。

(1) 麦凯河油砂成岩作用弱，基本不含胶结物。碎屑颗粒和填隙物决定岩石特征。根据粒径、分选和杂基含量划分为4 种岩石类型：极细砂岩、细砂岩、杂砂岩和粉砂岩；

(2) 麦凯河油砂含油性差异明显，热解总烃由大到小依次为杂砂岩＞粉砂岩＞极细砂岩＞细砂岩；

(3) 根据测井和含水饱和度数据可以将麦凯河油砂划分为气、水、油和差油4 类储层。构成这4 类储层的主要岩石种类依次为极细砂岩、细砂岩、杂砂岩和粉砂岩；

(4) 麦凯河油砂含油性差异是由原油的降解程度和充注量决定。细砂岩孔渗条件好，原油降解程度高，形成水层。杂砂岩孔渗条件相对较中等，原油降解程度低，形成油层。粉砂岩中频繁形成泥质夹层，原油难以完全充注，形成差油层。

致谢

本研究得到了中国石油勘探开发研究院的支持。由衷的感谢中国石油大学(北京)油气资源与工程全国重点实验室的师生宝和朱雷在样品的实验和分析过程中给予的协助。感谢编辑及匿名审稿人对本文提出的建设性意见。