風城地區白堊系沉積特征及油砂成礦富集規律

梁 峰,劉人和,拜文華,張銀德,崔會英

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院,河北廊坊 065007; 2.成都理工大學油氣藏地質與開發工程國家重點實驗室,四川成都 610059)

風城地區白堊系沉積特征及油砂成礦富集規律

梁 峰1,劉人和1,拜文華1,張銀德2,崔會英1

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院,河北廊坊 065007; 2.成都理工大學油氣藏地質與開發工程國家重點實驗室,四川成都 610059)

通過巖心觀察、孔滲分析、含油率分析、薄片鑒定、組分分析等方法,分析風城地區白堊系沉積相及油砂成礦主控因素,得出風城地區油砂成礦的主控因素(砂體展布、斷層和不整合面)和風城地區油砂的成礦模式.結果表明:砂體展布主要受沉積相控制;斷層和不整合面是油氣向上運移的主要通道;油氣在近地表的地層中形成生物降解成因的油砂礦.該結果為準噶爾盆地西北緣的勘探提供了理論依據.

風城地區;油砂礦;沉積特征;富集規律;運移通道;主控因素

0 引言

油砂是非常規油氣資源,可作為常規油氣資源的重要補充.世界上油砂資源最為豐富的國家是加拿大,其油砂油的地質資源量為2593×108m3,剩余可采儲量為276.6×108m3,已進入大規模的商業開發階段.我國的油砂資源十分豐富,油砂油的地質資源量為59.7×108t,可采資源量為22.58×108t[1].風城地區油砂礦是近年來我國發現的最大油砂礦,它的開發對我國油砂事業的發展起到重要作用.通過分析風城地區砂體展布、沉積特征、油氣運移路徑等因素,得出風城地區油砂分布的主控因素和成礦模式,為風城地區油砂資源的開采提供依據,為準噶爾盆地西北緣地區油砂勘探開展提供理論支持.

1 地質概況

風城油砂礦位于新疆準噶爾盆地西北緣克拉瑪依烏爾禾鎮東北方向12km處,緊鄰哈阿拉特山,地勢北高南低,海拔高度為330～465m,油砂礦面積為7.97km2.

風城地區地層主要由石炭系基底、侏羅系、白堊系和第四系地層組成,油砂礦主要分布于侏羅系和白堊系的砂巖中.石炭系地層主要由褐紅色、暗紅色安山巖和凝灰質泥巖組成,巖性致密,裂縫發育;侏羅系主要由灰色、青灰色中細砂巖和灰綠色泥巖組成;白堊系地層主要由黃灰綠色、灰綠色、灰色砂泥巖組成,底部為灰色、灰綠色、褐灰色砂質礫巖;第四系地層以剝蝕作用為主,鉆孔結果表明主要為松散未固結砂、礫等[2].

風城背斜位于準噶爾盆地西北緣車排子—紅旗壩大逆掩斷裂帶的前緣.此斷裂帶在海西晚期隨西準噶爾地槽形成已具雛形.二疊紀末期在強大的水平擠壓作用下,由于槽區沉積物厚度大、塑性強、抗壓性差,朝著臺區方向即目前盆地內側發生大規模的推覆,使槽相沉積物作為推覆體蓋在槽臺過渡相沉積物之上,這是斷裂的主要活動期和發展期.三疊紀末期的印支運動再次發生較大規模的推覆,并使之定型,大斷裂帶的構造格局基本確立[3-6].風城地區白堊系地層總體為向南東傾斜的平緩單斜構造,地層傾角較小.白堊系向盆地邊緣老山石炭系超覆.

2 沉積特征

2.1 物源

根據鉆井資料,石炭系頂面和下白堊統底礫巖頂面的海拔高度由北向南遞減,由于風城地區自早白堊世以來構造變動微弱,這一變化趨勢反映古地形為北高南低.

北部油砂中夾較多的礫巖透鏡體,油砂之上發育有礫巖層.該礫巖層向南尖滅,礫巖透鏡體減少至無,代之出現泥礫巖透鏡體,反映自北向南離物源區距離增大.

砂巖中穩定組分石英和長石的質量分數自北向南呈增大趨勢,不穩定組分凝灰巖的體積分數減少.由此可見,該區物源來自北部哈拉阿拉特山,古水流方向為由北向南.風城區塊含油砂巖多為長石巖屑砂巖,石英質量分數多小于20%;長石質量分數為12%～38%;巖屑質量分數為27%～73%,平均為40%.巖屑成分以火成巖、變質巖為主,磨圓度中—差,顆粒大小不均,表明搬運距離較短.

2.2 相類型及特征

在早白堊世(吐谷魯期)時期,準噶爾盆地經歷一次大規模水進,與晚三疊世末湖域相近,多以淺水湖為主,晚白堊世湖盆驟然減小,可能僅在南緣保持很小的淺水湖區[7-8].通過對風城油砂礦區鉆孔取心觀察,發現巖心上發育槽狀交錯層理、交錯層理、平行層理等,并見沖刷面和泥礫,反映當時水體擺動頻繁,與典型辮狀河流相沉積極為相似.風城地區吐谷魯期主要為辮狀河三角洲、沖積扇及濱淺湖相沉積.

根據白堊系底礫巖和砂巖的展布特征及砂地比,對風城地區沉積相特征進行分析.白堊系底礫巖為一套山麓環境下的近源沉積.白堊系沉積時期,盆地總體呈周緣高內部低的湖盆沉積,西北緣的哈拉阿拉特山物源供應較為豐富,其總體沉積環境為河流—斷崖扇環境,發育河道—片流等沉積微相,河流為比較短的山前河流,經過短途搬運的礫巖直接進入湖泊沉積.

白堊系砂巖沉積是風城地區油砂的主要儲層,受礫巖頂面的構造控制,有較好的繼承性.區塊內沉積較厚,相對保存完整,但也有局部地區受到后期的強烈剝蝕.在白堊系砂巖段沉積時期,該地區水體加深,湖面增大,為河流—湖泊沉積環境(見圖1).河流沉積微相分為河道、心灘、河漫灘;湖泊沉積微相分為濱湖、淺湖和半深湖.優質儲層的分布主要受沉積相的控制,其中河道及心灘微相砂體的儲層物性較好,厚度較大,油砂主要分布在心灘微相和河道微相的砂體中.白堊系砂巖累計厚度為4～137m,砂體呈北西向南東逐漸增厚的趨勢,趨勢明顯,在溝谷區域砂體沉積較厚.

圖1 風城地區白堊系砂巖段沉積相類型

2.3 相分布主控因素

底礫巖沉積之后,石炭系天窗與哈拉阿拉特山之間仍為一凹槽,是水流的必經之地,其上砂泥巖在河流環境下沉積,具有典型的河流沉積標志,自北向南具有不變的沉積標志.白堊系底部砂、礫段沉積模式見圖2,在凹槽處沉積的砂巖儲集物性較好,厚度較大,主要為河道和心灘微相的砂體.斷層的發育對砂、礫巖沉積起到一定控制作用,在斷層下盤區域砂體分布面積較廣,儲集物性較好,厚度較大.該區域沉積相分布主要受構造控制,構造控制古水流方向、凹槽位置及斷層下盤扇體發育.

圖2 風城地區白堊系底部砂巖、礫巖段沉積模式

3 油砂成礦富集規律

3.1 成藏模式

3.1.1 烴源巖條件

準噶爾盆地西北緣烴源巖主要有源于瑪湖生烴凹陷的二疊系下統風城組和二疊系上統下烏爾禾組,部分源于二疊系下統佳木河組[9-10].風城組為海陸過渡環境殘留的海—瀉湖相沉積,烴源巖為黑灰色泥巖、白云質泥巖,有機質類型好、豐度高、厚度大,處于成熟—高成熟階段,為一套發育較好的烴源巖[11];下烏爾禾組分布于克—烏斷裂、夏紅北斷裂下盤,為灰綠色、灰色礫巖和灰褐色泥巖交互層,含碳化植物碎屑和薄煤層,屬山麓河流洪積—湖沼沉積,具有一定生烴潛力[7];準噶爾盆地西北緣地區的石炭系地層也具備一定生烴能力[12].較好的烴源巖為風城地區稠油及淺部油砂成藏提供物質基礎.

3.1.2 儲層物性

根據鉆井巖心觀測和薄片鑒定統計,風城地區白堊系油砂儲層巖石類型包括砂巖、礫巖和砂礫巖等,以砂巖、砂礫巖為主.礫巖中礫石大小不均,與砂巖相比含油率較低,部分層段達到油砂工業品位,與下傾方向油田的稠油產層有關.巖性分層統計及巖心描述表明,上部白堊系油砂巖性較單一,以砂巖和砂質礫巖為主,作為主力儲層的主要巖石類型為中砂巖、細砂巖及較粗的砂質礫巖,其中砂質礫巖含油率普遍較低.

利用煤油法對上部白堊系地層93個油砂樣品進行油砂孔隙度實測統計,82個含油砂巖樣品的最小孔隙度為9.2%,最大的為43.0%,平均為36.0%,主要分布范圍為20.0%～40.0%;11個含油礫巖樣品的最小孔隙度為5.3%,最大的為36.7%,平均為20.3%.該區白堊系油砂滲透率變化范圍較大,測試26個油砂樣品的滲透率,最小的為14.0×10-3μm2,最大的為2200.0×10-3μm2,平均為873.2×10-3μm2.風城地區儲層具有較大的孔隙度和滲透率,儲層物性條件較好,利于油砂的富集與儲存.

3.1.3 運移通道

準噶爾盆地烏爾禾—夏子街地區多層的不整合面與斷層等運移通道相互溝通,形成有效輸導體系,為油氣運移提供運移通道.風城地區油砂礦油氣主要運移通道橫向上為白堊系與侏羅系或石炭系的不整合面,縱向上為斷裂體系.

3.1.4 化學成因

分析風城稠油分布區油砂樣品的飽和烴總離子流圖,樣品中的正構烷烴基本上被降解,基線出現“鼓包”現象,表明生物降解作用嚴重;三環萜烷、甾烷和藿烷廣泛分布,伽馬蠟烷豐度較高.因此,油砂礦中油氣成因主要為生物降解.

分析風城地區油砂礦成藏要素,該區具有較好的烴源巖條件,為油氣聚集奠定基礎;有效的疏導體系(斷層和不整合面)為油氣運移提供有效通道;儲層物性較好,為油砂富集提供儲集空間.烴源巖生成的油氣沿斷層和不整合面向上運移到儲層物性較好的砂體中,運移及保存過程中受生物降解作用,形成風城地區淺部油砂礦(見圖3).

圖3 風城地區成礦模式

3.2 分布規律

根據鉆遇油砂的含油率分析結果,風城地區縱向上分布多層油砂層,含油率分布范圍較廣.東部地區按含油率3%確定的油砂凈厚度為1.40～135.50m,平均為48.25m;西部地區油砂凈厚度為1.10～28.50m,平均為10.38m.樣品在深度、巖性及含油性方面等具代表性,樣品的含油率為5%～20%,個別油砂樣品較高.

風城地區白堊系地層油砂層厚度橫向變化較大,東部為1～140m,西部為1～25m,2個區塊內油砂層連續性較好.砂體展布是風城地區油砂分布的主控因素之一,砂體分布較厚,儲層物性較好的區域,油砂的厚度大,品質好.

風城地區油砂的分布同時受侏羅系隱伏斷層的影響,靠近下部油源相對充足,含油率較高的油砂主要分布在隱伏斷層附近,說明該地區油氣向上運移的主要通道為與烴源巖生烴期同期發育的斷層[12].風城地區中心部位總油砂厚度大,向四周及遠離斷層的下傾部位尖滅,并隨運移距離的增大,含油率有所下降(見圖4).斷層及不整合面是油砂分布的主控因素之一.

圖4 風城地區東部油砂剖面

4 結論

(1)風城地區儲層物性較好,具有較大的孔隙度及滲透率.心灘與河道微相的砂體沉積厚度較大,利于油砂富集.

(2)風城地區白堊系主要發育砂巖和礫巖沉積體系,砂體儲層分布主要受沉積相控制,沉積相展布主要受構造控制.

(3)良好的烴源巖、有效的疏導體系、有利沉積相帶優質儲層的發育,為風城地區油砂富集提供有利條件.油氣生成后,通過斷層、不整合面和砂體向上運移至儲集性能較好的砂體中(含油率隨運移距離增加而降低),由生物降解形成油砂礦.

(4)風城地區油砂分布的主控因素為砂體展布、斷層和不整合面.砂體的性質及厚度直接影響油砂的品質和厚度,心灘微相與河道微相沉積的砂巖含油率較高,厚度較大;斷層對油砂含油率的分布起到重要的控制作用,斷層附近的油砂含油率較高;不整合面為油氣的橫向運移提供有效通道.

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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;審稿人:馬世忠;編輯:任志平,張兆虹

國家科技支撐計劃重點“十一五”項目(2006BAB03B08);國家財政部、國土資源部全國新一輪油氣資源評價項目(ZP-S-06)

梁 峰(1982-),男,工程師,主要從事非常規油氣勘探與開發方面的研究.