準噶爾盆地紅山嘴油砂成藏控制因素及儲量計算

王盛鵬,張金華,鐘太賢

(1.中國礦業大學(北京)地球科學與測繪工程學院，北京100083；2.中國石油勘探開發研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中國石油科技管理部，北京 100011)

油砂是指含有天然瀝青的砂子或其他巖石。加拿大擁有全世界儲量最大的油砂，其地質資源量達1.631萬億桶，剩余可采儲量為1740億桶，使其成為全球第二大儲油國，僅次于沙特阿拉伯。我國也有比較豐富的油砂資源，據“新一輪全國油氣資源評價”結果，我國油砂油資源量為59.7億t[1]，資源前景十分廣闊。

準噶爾盆地西北緣是準噶爾盆地油氣的主要富集區，西北緣在盆地的構造演化過程中，經歷了較強烈的構造活動，許多深部油氣藏遭受了嚴重的破壞，油氣沿斷裂和不整合面運移到地表淺層，甚至出露地表，形成油砂。紅山嘴油砂礦區位于準噶爾盆地西北緣、克拉瑪依市東南方向15～30km處， 區域構造位于烏-克斷裂西北盤(上盤)，總體為一向南東傾斜的單斜構造，地層傾角1°～3°。油砂呈帶狀分布于盆地邊緣[2]，長約18 km，寬2～4km，面積約50km2(圖1)。

1 沉積相及含油砂體展布

紅山嘴地區出露地層有白堊系、侏羅系、石炭系，油砂主要分布于白堊系吐谷魯組下部砂巖及底部礫巖段，占油砂總儲量的74%，其下伏的侏羅系齊古組也具有稠油層，但埋深也較大。白堊系含油砂地層為一傾向南東，并向盆地邊緣老山超覆的平緩單斜。

本區白堊系主要為三角洲及濱淺湖沉積[3]。下部底礫巖為三角洲沖積扇沉積，中上部為三角洲平原沉積，含油砂體主要為三角洲平原分流河道沉積。發育有三個分流河道，由北東至南西依次為：大油泉溝分流河道(紅砂6)；石蘑菇溝分流河道(紅砂3)；紅山梁溝分流河道(紅砂13)。

受沉積相控制，紅山嘴白堊系砂體呈北東-南西向在盆地邊緣分布，屬三角洲平原沉積，砂體累計厚度3～28m，砂地比10%～80%，砂體相對較厚的部位與三個分流河道對應。大油泉溝分流河道分布于紅砂6-紅砂25井，主體走向為南偏西，砂體總厚度可達2～22m，單層厚度0.4～5.2m，總層數達8～11層，砂體橫向變化快，150m范圍內就能從3.5m變化至0m，但縱向上砂體能疊置出現。本區砂體總厚度較大的地方集中在兩塊：其一分布在紅砂28-紅砂6-紅砂30，厚度20～33m，砂地比40%～70%，面積0.18km2；其二分布在紅砂27-紅砂25-紅砂31，厚度20～51m，砂地比40%～70%，面積0.96km2，但埋藏深度偏大。

2 紅山嘴油砂成藏控制因素

紅山嘴地區油砂成礦具有五個有利的主要條件，分別為：①豐富的油源(特別是豐富的稠油資源)；②有效的運移通道及疏導層；③埋藏較淺的有效儲集體；④后期構造抬升；⑤原油稠化作用。準噶爾盆地西北緣經歷了燕山早、中期強烈的構造活動，斷層比較發育，深部斷裂復活向上斷至侏羅系地層，尤其在盆地山前帶大型斷裂和不整合面尤為發育，深部古油藏由于這些斷裂而遭受破壞，部分油氣會沿這些斷裂和不整合面向上運移至侏羅系地層，在淺層的侏羅系地層再次聚集成藏[4]，油氣聚集成藏后，燕山-喜馬拉雅運動又打破了油氣藏的原有平衡，又使油氣運移到盆地邊緣和白堊系地層再次聚集成藏，甚至一些油氣沿斷裂運移至地表。地表原油和埋藏深度較淺的油藏中，淺層地下水或地面大氣水把溶解的氧和微生物帶入其中，微生物有選擇地消耗某些烴類，使原油遭受水洗和生物降解雙重作用，形成現今的稠油油砂。

2.1 具有豐富的油源基礎

瑪湖凹陷和昌吉凹陷是準噶爾盆地最重要的生烴凹陷[5-7]，烴源巖類型好、豐度高、生烴潛力大、熱演化程度高。西北緣位于瑪湖凹陷的上傾方向，受多源輸入形成多期疊置的洪積、沖積和三角洲砂體，并伴隨盆地振蕩與湖水進退的變化，形成了生油巖、儲集巖體的交互與側變。油氣自中心形成后，向油氣運移的低勢區運移，通過輸導體系到達有利位置富集成藏。西北緣為一逆掩推覆構造帶，鄰近瑪湖生油凹陷，沉積巨厚的三疊系生油巖為該構造帶提供了充足的油源，尤其是下二疊統風城組生油巖已伸延到推覆體下盤掩伏帶。

2.2 具有良好的運移通道條件

紅山嘴油砂成藏控制因素主要有三個方面：①砂體空間展布及物性，盆地邊緣物性較好的河流及沖積扇砂體成為有利的儲集空間；②不整合面；③斷裂體系。石炭系不整合面及侏羅系、三疊系的逆斷層為主要的及良好的油運移通道[8-9](圖1)，這些同生斷裂對沉積作用及油氣運移有控制作用。運移通道與近地表儲層的連通性，控制了油砂礦的分布；烴類運移的動力大小和運移量，控制了油砂礦的富集情況。

圖1 準噶爾盆地西北緣烴類運移通道模式圖

2.3 油砂分布規律

與西北緣其他地表油砂一樣，紅山嘴油砂分布與重油、常規油關系密切，從深層-淺層-地表，呈常規油-重油-油砂分布規律。

油砂分布與地層不整合緊密相關，集中分布在中生界超覆尖滅帶上。紅山嘴地區，油砂主要分布在白堊系吐谷魯組底部不整合面附近向老山超覆尖滅的位置上，特別是在石炭系老地層“天窗”或“潛山”靠盆地一側，油砂厚度變大，含油性變好。原油由下傾方向的三疊系生油凹陷沿不整合面向上傾方向運移，到油砂區后，先充滿與不整合面接觸的吐谷魯組底礫巖，再向上倒灌進了底礫巖之上的砂巖層。但由于油源距離遠和油量的限制，砂巖只充滿了邊緣部分，而向下傾方向油砂很快尖滅。

3 紅砂6井區油砂油儲量計算

油砂資源量是指油砂中含油的量。油砂儲量和資源量計算，可采用容積法和含油率法兩種。當已知含油飽和度及孔隙度時，采用容積法；當已知含油率及巖石密度時，采用含油率法。對于埋藏較淺或露頭油砂，含油率參數較易獲得，因此采用含油率法較為可行。筆者利用含油率法對紅砂6井區的油砂油儲量進行了相應的計算。

3.1 區塊概況

紅砂6井區位于準噶爾盆地西北緣紅山嘴四區稠油田上傾部位(古133-金4井一帶)，即大油泉溝，面積約1km2。紅砂6井區油砂礦主體處于地形較高的平臺，兩側有白堊系地層及油砂層出露。平臺高約4～7m，地表為戈壁，無植被；在地形較地的沖蝕溝谷中為第四系松散砂礫掩蓋。紅砂6井區白堊系含油砂地層總體為一向南東傾斜的平緩單斜構造，結合油田地震資料，認為該區存在由2條逆斷層構成的“人”字形構造(圖2)，把油砂分為紅砂6、紅砂25兩個斷塊，斷距5～12m。

圖2 紅砂6井區白堊系底礫巖頂面構造等值線圖

3.2 計算方法

含油率法是用實驗室測定的油砂巖石密度和含油率直接計算石油地質儲量的方法[10]，其計算公式為N=100AhρrCo。式中，N為石油地質儲量，104t；A為含油面積，km2；h為油砂平均有效厚度，m；ρr為巖石密度，t/m3；Co為油砂含油率，%(wt)。

3.3 計算參數的確定

通過對紅砂6井區18口油砂鉆孔的361件樣品進行了含油率分析等手段，確定了相關的計算參數。

根據分析結果，分別對含油率3%～6%、大于6%的油砂層編制了油砂厚度、含油率等值線圖(圖3，圖4)。紅山嘴區露頭及井下的25件含油砂巖、含油礫巖樣品的巖石密度為1.82g/cm3～2.30g/cm3，算術平均值為2.08g/cm3。紅砂6井區白堊系地層油砂層多，與泥巖呈薄互層出現，其中，厚度大于1m、含油率大于3%(wt)的有5～10層，最大單層厚度約5m。

圖3 紅砂6井區25m以淺含油率大于6%油砂厚度等值線圖

圖4 紅砂6井區25m以淺油砂含油率等值線圖(含油率>3%)

3.4 儲量計算結果

根據紅砂6井區18口油砂鉆孔361件樣品含油率分析結果所確定的油砂厚度，按0～25m、25～50m兩個塊段分別計算含油率3%～6%、大于6%的油砂油儲量，其計算參數和結果見表1。

表1 儲量計算參數及結果

3.4.1 地質儲量

紅砂6井區50m以淺油砂油儲量總計為61.5萬t；0～25m埋深范圍油砂油地質儲量為24.3萬t，其中含油率大于6%的有20.1萬t；25～50m埋深范圍油砂油地質儲量為37.2萬t，其中含油率大于6%的有12.6萬t。

3.4.2 可采儲量

國內外資料顯示，露天開采的采收率為70%～90%，油砂干餾及水洗的效率為60%～90%。綜合考慮，紅砂6井區50m以淺油砂的可采系數取保守值即70%。由此計算出：紅砂6井區50m以淺油砂油可采儲量總計為43萬t；0～25m埋深范圍油砂油可采儲量為17萬t，其中含油率大于6%的有14.1萬t；25～50m埋深范圍油砂油可采儲量為26萬t，其中含油率大于6%的有8.8萬t。紅砂6井區50m以淺油砂平均剝采比為3.7，適合露天開采。

4 結語

準噶爾盆地西北緣有著油砂成礦的有利條件，主要分布在白堊系，為一套三角洲及濱淺湖沉積，砂體厚度大。西北緣為一逆掩推覆構造帶，鄰近瑪納斯湖生油凹陷，沉積巨厚的三疊系生油巖為該構造帶提供了充足的油源，并且下二疊統風城組生油巖已伸延到推覆體下盤掩伏帶。石炭系不整合面及侏羅系、三疊系的逆斷層為油運移提供了良好的通道。

采用含油率法對紅砂6井區的油砂油資源量進行計算，50m以淺油砂油地質儲量總計為61.5萬t，油砂油可采儲量總計為43萬t。紅砂6井區油砂累計厚度大，埋藏淺，含油率較高，是最有利的目標區塊之一。

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