作者：匡立春等
出版社：石油工业出版社
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油砂成矿地质条件、富集规律与勘探开发技术：准噶尔盆地油砂 矿勘探开发实践试读：
前言
油砂亦称焦油砂或沥青砂，是一种含有沥青、砂石、黏土、水等的混合物，与常规油气相比，其特征为黏度高，流动性差。随着常规油气勘探难度越来越大，非常规油气资源——油砂的开发利用日趋重要。根据“十一五”期间国土资源部新一轮油砂资源评价结果，中8国油砂油资源量为59.7×10t，主要分布于准噶尔、塔里木、柴达木、四川、鄂尔多斯、松辽等盆地中，在已发现矿带中，新疆准噶尔盆地西北缘条件较好，为最有利的开发区之一，埋深0～500m的油砂8资源量为14.30×10t。
世界油砂资源丰富的国家主要有加拿大、俄罗斯、委内瑞拉、尼日利亚、美国等。加拿大无论资源和技术均处于世界领先水平，世界上所探明油砂资源的95%集中在加拿大艾伯塔省阿萨巴斯卡（Athabasca）、皮斯河（Peace River）和科尔德湖（Cold Lake）地区。其中阿萨巴斯卡流域的油砂是世界上最大的已知油砂资源区，埋藏很浅，深度一般不超过610m，产层平均厚度17m，具有极好的储集性能，孔隙度在30%～40%之间，重量含油率可达10%～18%，可8开采沥青270×10t，其中20%适用大规模露天开采，2011年总产量45332×10t。
目前油砂的开发利用还仅限于少数国家，加拿大已有两家公司（Syncrude、Suncor）有大规模的工业生产，年开采油砂1亿多吨，用热碱水抽提，得到重油1千多万吨，再通过焦化、加氢等方法精炼，生产出汽油、柴油等。其他如美国、俄罗斯和委内瑞拉等国也都开展了油砂研究和小规模的开发利用。
国内油砂矿现场开展小规模试验的主要有新疆的乌尔禾和红山嘴地区、吉林套堡油田、内蒙古图牧吉油砂矿。2005年在风城乌尔禾开展了现场干馏工艺对比试验，现场放大试验效果达到室内效果的80%。当含油率达到8%时，放大试验可以实现25t油砂产1t油效果，当含油率大于6.5%时，可实现30t油砂产1t油效果。2006年选择红山嘴地区红砂6井区作为中试试验场，11月5日采用电加热水洗分离装置成功分离出了第一桶油砂油。分离温度80℃，洗油效率80%以上，最大处理能力10～15t/d，产油0.8t/d，在分离油砂的同时，还对油田污泥进行了试验，85℃下一次分离后的洗油效率达到90%，二次水洗后的油砂可以达到环保要求。
吉林套堡油田主要是采用携砂冷采采油技术，是国内携砂冷采做的最好的油田之一。主要产油区为92区块，井深为300m左右。年产4油4.5×10t，几乎全部采用螺杆泵携砂冷采，采到地面上的油砂经过沉降后将油、水和砂进行分离，沉积下的砂再经过水洗将吸附在砂子上的油分离出。
内蒙古图牧吉油砂矿发现于1997年。该油砂矿探明储量约350×410t，具有埋藏浅（6～50m）、油品好（室温下黏度1000mPa·s）、含油率高（一般在8%～14.5%之间，部分高达21%）的特点。而且油砂粒度大、黏土含量低，油砂表面有水膜，表现为亲水性。2005年4该油砂矿首次进入开采试验，2006年建成了年产能（3～5）×10t的油砂油分离工厂及综合利用基地。
新疆准噶尔盆地西北缘油砂资源规模和品位为全国条件最优，较8落实的油砂储量2.3×10t，是中国石油新疆油田公司今后发展的重要领域，其中风城油砂矿是我国近年来发现的最大油砂矿。2011年以来，为深入贯彻落实中央“新疆资源利用最大化”工作精神，中国石油和各级地方政府高度重视新疆油砂矿综合利用工作，可实现油砂资源规模、高效开发，进一步壮大地方经济实力。2012年新疆油田公司对储量规模最大、品质最好的风城油砂矿进行了勘探和露天开采及处理小型试验。
固体油砂矿的勘探、矿床地质特征描述、储量计算方法、矿藏综合评价等方面与常规油气资源有很大的区别，在国内没有标准、规范、先例可借鉴，是个崭新的研究领域。新疆油田公司通过对风城油砂矿藏的精细描述，落实了探明和控制地质储量，为风城油砂矿的高效开发提供了依据；并通过现场试验和技术攻关，确定了合理开采方式，形成了针对准噶尔盆地西北缘的勘探、评价、现场选样和储量计算等系列技术和方法，这些勘探技术和方法可以为国内外类似油砂矿勘探开发提供有益的参考。
油砂矿作为一种特殊矿藏，其勘探、评价和开发方法与常规油气不同。在长期对油砂矿勘探开发实践的摸索中，形成了一套针对固体油砂矿藏的地质勘探、现场选样、储量计算和开发方法等，具体而言，取得了以下重要进展。（1）深入分析了准噶尔盆地西北缘油砂矿的成矿富集规律及特征，评价油砂的资源量，指出了油砂勘探的有利方向。
通过对风城油砂矿等的地质精细描述和成藏规律研究，指出了准噶尔盆地西北缘复杂斜坡逸散型油砂成矿模式，认为该区构造发育、样式多变，形成的油砂矿一般规模较大，是我国油砂勘探的重要目标。通过分析西北缘油砂分布与油源、生烃中心、稠油藏的关系，指出了该区油砂分布规律：① 油砂分布于盆地或凹陷斜坡边缘，处于油气长期运移、散失的部位；② 平面上，油砂位于稠油藏上倾部位；③ 剖面上，油砂主要分布在上部地层（白垩系、侏罗系）中。分析了准噶尔盆地西北缘油砂成矿的地质条件，认为不整合面和断层为油砂形成提供了高效运移通道，盆地边缘砂体为油砂提供了良好的储集空间，后期构造抬升和降解稠化作用促进了油砂形成。提出了西北缘油砂的有利勘探方向：① 盆地边缘扇体；② 河道砂体和滨湖砂体发育部位；③ 与不整合面接触的砂体发育带；④ 边缘同生断层；⑤ 后期挤压逆断层附近；⑥ 油砂露头与下倾稠油区的过渡地带。估算了准噶尔盆地西北缘重点地区油砂的资源量，其中风城地区油砂资源潜力最大。（2）总结了油砂成矿机制和成矿模式，指出了油砂成矿的五种地质条件和三种富集主控因素。
在对准噶尔盆地西北缘风城油砂矿和其他地区油砂矿形成过程等进行深入剖析的基础上，提出了油砂四种形成机制，认为油砂中的稠油或沥青主要是由于生物降解、水洗、游离氧化、轻烃挥发等冷变质作用造成油质中极性杂原子重组分——胶质、沥青质富集的结果，其中以生物降解作用最为明显。总结了油砂矿形成的五种地质条件：① 丰富的油源；② 高效的运移通道；③ 有效储集体；④ 后期构造抬升；⑤ 原油稠化作用。油砂矿的形成存在三种主控因素：有效运移通道、有效储集体和后期构造抬升。通过与国内其他地区油砂矿的对比，认为我国油砂的分布与盆地类型和构造部位有关，通常与稠油和常规油有伴生关系。考虑油砂矿的成因及构造部位，我国油砂矿的构造成因类型分为三种类型，分别为斜坡逸散型、古油藏破坏型和次生聚集型。（3）通过对储量规模最大的风城油砂矿进行的精细勘探和开采试验，取得了一系列先进的油砂矿勘探和开发技术。
① 油砂成矿条件及富集规律研究技术。
野外露头地质调查，开展基础地质研究，制定稳定和不稳定油砂矿体的勘探与评价井距，开展了重点目的层精细构造解释、风城油砂矿区中生界侏罗—白垩系沉积体系研究、储层宏观及微观特征研究，解剖油砂矿藏类型，建立了挤压型盆地的成矿模式，该模式区别于国外缓倾单斜盆地的成矿模式，有力指导了准噶尔盆地西北缘油砂矿的勘探和评价。
② 地层划分、砂层对比技术。
由于油砂赋存区储层非均质性强，简单的地层对比无法实现对该矿藏的准确描述。因此，应用层序地层学理论并结合岩性、电性及沉积旋回特征，利用本区野外露头、钻井、取心、测井等资料，建立基干剖面，明确对比原则和划分方案，建立了基于层序地层的等时地层格架，在地层格架的约束下，以砂层组为单元，进行基于辫状河流相、辫状河三角洲相模式指导下的砂体对比、刻画。
③ 矿藏精细描述技术。
利用单孔岩性、含油产状、重量含油率资料，结合钻井曲线制作全区油砂对比剖面图，研究油砂层的空间展布、连通性、矿体规模、品位、隔夹层分布等特征，确定油砂垂向及平面分布规律，研究层间、层内和平面非均质性，进一步分小层对油砂储层进行综合评价，为油砂矿的高效开发提供了有力技术支撑。
④ 三维建模技术。
非常规油砂矿床勘探开发过程中应用三维建模技术是一个崭新的研究课题。运用三维地质建模研究平台，依据现有区域地质认识，将地震、钻孔岩心数据、化验分析、测井等各种地质信息多层次交互应用，利用基于序贯指示模拟油藏仿真技术，精细刻画油砂矿体关键参数的三维空间分布规律。可以直观形象地展现出地下油砂矿床的富集规律。为指导风城油砂矿综合高效开发，提高油砂开发水平摸索出一条新的途径。
⑤ 小井距钻孔全井段取心油砂识别技术。
在油砂评价阶段，油砂分布较稳定的区域按照200m井距勘探，不稳定区域加密50m井距钻孔。直接利用岩心资料描述泥岩、砂岩、砂砾岩等各种岩性，饱含油、富含油、油浸以及油斑等含油产状，通过现场选样实践和室内筛选评价，确定了适用于油砂样品的检测分析项目和具体选样技术要求，合理确定选样项目，样品分析项目的准确性、代表性能够满足地质认识，形成一套室内、室外相结合，取心、化验相结合的油砂体识别技术。
⑥ 油砂有效厚度划分标准建立技术。
通过风城油砂矿现场钻井勘探和室内资料分析整理，结合地区实际情况对油砂品位划分了三个等级，有效厚度下限标准的确定方法包括岩心含油产状法和重量含油率法，建立油砂有效厚度划分标准为重量含油率≥6%，主要为饱含油、富含油和部分油浸级岩心，该方法为油砂储量计算和资源评价奠定了基础。室内水洗分离试验和现场小试试验结果，证实了该方法的适用性，在本地区油砂矿体精细描述和储量计算中得到应用。
⑦ 重量含油率法计算探明储量技术。
针对油砂埋藏较浅，胶结疏松，在抽提时严重破碎，孔隙度、饱和度数据误差大，利用常规油气容积法难以精确计算储量的特点，储量计算方法一般采用重量含油率法。通过现场勘探和室内技术攻关，针对国内外油砂品位及地质特征的差异，借鉴固体矿产及煤炭储量计算方法，通过在风城油砂矿探明储量计算中的摸索，形成了一套适用于国内油砂矿的储量计算方法。
⑧ 发展了油砂矿露天开采技术和水洗分离工艺技术。
目前国际上开采油砂的方法主要有两种：一是露天开采法（埋藏<75m）；二是钻井热采方法（埋藏>75m），蒸汽吞吐和SAGD是目前油砂井采的主体技术。目前国际上露天开采技术在加拿大和委内瑞拉两国已经投入工业性应用，并且取得了比较好的效果，但在中国尚处于起步和初步试验阶段。为了尽快对风城油砂开展实质性试验研究，取得风城油砂露天开采的直接经验，2012年新疆油田公司就对埋藏较浅的3号矿开展了露天开采现场试验，采用热碱水水洗分离工艺技术分离油砂油，发展了油砂矿露天开采技术，为其他地区油砂矿的开采提供了经验。
⑨ 分析了油砂水洗分离机理，研制了水洗分离化学药剂配方，优化了油砂分离工艺。
油砂中抽提物（沥青）的萃取是油砂矿床开采工艺最重要的环节，也是商业性评价的基础。实验室油砂萃取模拟试验，为确定不同性质油砂的萃取方法、油砂含油率、干馏油品的物理性质等参数提供了可靠的基础，特别是为现场实地开采提供了系统可靠的依据。目前通过开展风城油砂水洗分离室内化验及研究工作，确定出了适合风城油砂分离的药剂体系，通过分离实验分析得知，加热温度、试剂质量分数、加热分离时间、剂砂质量比对油砂分离效果的影响比较大，室内实验油砂出油率可达到90.0%～94.8%。通过水洗分离装置的设计和现场分离试验的成功应用，确定了可靠的油砂分离工艺，在节能降耗、降低分离成本方面发挥了重要作用。
⑩ 发展和完善了油砂矿SAGD规模化开采技术。
考虑新疆油田油砂资源埋深特点及物性特征等因素，结合国外油砂开采成熟经验，近年在准噶尔盆地风城油田开展 SAGD 规模化热采试验，形成了从SAGD钻井、采油和地面等各环节工程设计方案。通过上述方案试验提高了对油砂整体开采技术认识，为技术的配套完善奠定了基础。SAGD 技术在新疆油田公司的成功应用，说明了该技术方案的可行性，为今后继续加大SAGD技术攻关力度，形成完善的配套技术，实现磁导向轨迹控制的国产化等关键技术奠定了基础，进一步降低开发成本，达到油砂矿开采的最大经济性。
通过对准噶尔盆地风城地区油砂矿藏综合地质和勘探、开发技术工艺的研究，完成了准噶尔盆地风城油砂矿藏精细描述，建立了油砂三维空间展布模型；详细查明了油砂矿体的边界、规模和开采技术条44件，探明沥青油地质储量4247.68×10t，控制储量8164×10t；同时，编制完成《油砂矿地质勘查规范》和《油砂储量计算规范》两个规范初稿，为类似油砂矿藏描述及探明储量计算提供借鉴，形成了一套固体油砂矿藏的地质勘探、现场选样、储量计算方法以及油砂分离工艺和开采技术。该成果是风城油砂矿综合开发利用的基础和资源保证，对地方经济以及新疆油田公司的持续稳定发展具有十分重要意义。
本书是集体智慧的结晶，中国石油天然气股份有限公司、新疆油田公司及中国石油大学（北京）等科研院所的广大科研人员参与了研究工作，在此一并表示衷心的感谢。
油砂矿的研究及勘探开发实践是当今非常规油气勘探领域和石油地质研究的一个热点和难题。由于执笔人水平有限，有关项目的创新性成果还没有完全反映出来，书中肯定会存在某些局限性和不足之处，敬请专家和读者批评指正。第一章 油砂矿勘探开发现状第二章 油砂成矿条件及主控因素
在对风城油砂矿精细地层划分对比、构造、储层、油砂矿床特征研究的基础上，解剖分析了风城三个油砂矿体的边界、形态、产状、规模、矿藏质量、品位和流体性质，建立了三个油砂矿三维可视化空间展布模型，并分析了风城油砂成矿条件及富集规律特征，建立了中国西部挤压型盆地的油砂矿成矿模式。该模式区别于国外缓倾单斜盆地的成矿模式，有力指导了准噶尔盆地西北缘油砂矿的勘探与评价。通过与国内其他地区代表性油砂矿地质特征和成藏条件的综合对比分析，总结了中国油砂矿的成因分类及富集的主要控制因素。第一节 风城油砂矿特征及主控因素
一、 油砂矿藏特征
1.矿藏类型
准噶尔盆地西北缘风城油砂矿富集于盆地挤压一侧斜坡区，区内逆断层发育，构造相对复杂，烃源岩沉积位于前陆坳陷中。由于挤压作用影响，斜坡较陡，延伸距离也相对较短，发育辫状河相和三角洲前缘亚相砂体，砂体物性好。由于受多期构造活动影响，不整合面及逆断层发育，形成了多套储盖组合。
从露头观察及钻孔、钻井资料可见，不整合面及断裂附近砂体发育的区域含油性较好。1号矿砂体大面积发育，储集物性较好；且该区构造活动较强，发育多条逆断层，从白垩系清水河组有效厚度等值线图可以看出，在砂岩范围内油砂层的展布主要受断裂及不整合面控制，通常在断层附近0.5～1.5km范围内砂体含油率较高，且随着埋深31变浅，由Kq到Kq小层，含油性也变差，综合分析认为1号油砂1212矿藏类型为岩性构造油砂矿藏（图2-1）。
2号矿整体埋深较浅，其中在重32井北断裂南部的重32断块含油面积小且分散，浅部原油黏度高且能量低，遇到封堵性稍强的断层则呈小规模聚集于断层下盘，重32井北断裂北部埋深更浅，断裂不发育，油砂主要沿不整合面向上运移，综合来看2号矿是一个受构造和超覆不整合控制的构造岩性体矿藏（图2-2）。
3号矿是一个受构造和超覆不整合控制，目前已遭剥蚀破坏的河流砂岩体矿藏，地形地貌对油砂具有宏观上的控制作用。残留台地为油砂保留区，含油率较高，台地间的冲积平原为油砂侵蚀区；埋藏较浅或出露地表的边缘区，含油率较低，3号矿主要为构造岩性矿藏（图2-3）。
2.矿藏埋深
矿藏埋深是决定开采方式的一个关键参数。从经济效益出发，油砂矿埋藏深度小于75m，为浅层油砂矿，适合露天开采；埋藏深度为75～500m，适合就地热采或井下巷道开采；埋藏深度大于500m，目前工艺技术难于开采。风城1号矿风砂72、73断块埋深相对较浅约50～100m，平均80m；南部由风重007断块到重1断块埋深逐渐增大为130～370m，平均190m；2号矿风砂16井区埋深浅为20～35m，平均30m；南部的重32断块埋深相对较大为70～170m，平均110m；3号矿风砂4井区埋深为2～20m，平均14m（图2-4至图2-6）。图2-1 1号矿过风砂84井—F10329井油砂层对比图图2-2 2号矿过风砂18井—风砂98井油砂层对比图2-3 3号矿过风砂90井—风砂10井油砂层对比图
3.油藏压力及温度
由于本区白垩系清水河组未取得油层压力与温度资料，借用风城油田重18井区齐古组超稠油油藏建立的原始地层压力梯度和地温梯度关系。
压力梯度关系式为：
式中 P——原始地层压力，MPa；i
H——油藏中部海拔，m。
地温梯度关系式为：
式中 t——地层温度，℃；
D——地层深度，m。
1号矿风砂72断块白垩系清水河组油藏中部埋深为98m（海拔267m），油藏地层温度为18.38℃，地层压力为1.01MPa，压力系数为1.04；风砂73断块Kq油藏中部埋深为136m（海拔229m），油藏地1层温度为18.85℃，地层压力为1.37MPa，压力系数为1.01；风重007断块Kq油藏中部埋深为172m（海拔193m），油藏地层温度为119.29℃，地层压力为1.72MPa，压力系数为1.00；重1井区Kq油藏1中部埋深为234m（海拔131m），油藏地层温度为20.06℃，地层压力为2.31MPa，压力系数为0.99（表2-1）。图2-4 风城1号油砂矿单孔埋深图图2-5 风城2号油砂矿单孔埋深图图2-6 风城3号油砂矿单孔埋深图表2-1 风城白垩系清水河组温度、压力数据
2号矿重32井区Kq油藏中部埋深为116m（海拔257m），油藏地1层温度为18.60℃，地层压力为1.11MPa，压力系数为0.96（表2-1）。
2号矿风砂16井区、3号矿风砂4井区白垩系清水河组埋藏浅，接近地表，其温度、压力特征与地表相似。
4.流体性质3
1号矿白垩系清水河组取油样1井1层，原油密度为0.979g/cm，含蜡量为1.06%，凝固点为41.8℃，50℃时地面脱气原油黏度为266000mPa·s（表2-2）。2号矿白垩系清水河组取油样1井1层，原油3密度为0.9845g/cm，含蜡量为9.22%，50℃时地面脱气原油黏度为146000mPa·s（表2-2）。3号矿白垩系清水河组油砂油黏度较高，在高温水洗状态下呈坨状聚集，流动性差，50℃时地面原油密度为31.0662g/cm，85℃地面脱气原油黏度为885000mPa·s（表2-2）。表2-2 1、2、3号油砂矿矿藏地面原油性质表
通过对1、2、3号油砂矿油砂分布及原油分析数据的研究表明，1号油砂矿为岩性构造矿藏，2、3号矿均为构造岩性矿藏。矿藏埋深相对较浅，其中1号矿的风砂72、风砂73断块，2号矿和3号矿埋深多在100m以浅，油藏温度多分布在18～20℃的范围内，地层压力约1.0～2.3MPa，原油黏度较高。其中1号矿原油黏度平均为266000mPa·s，2号矿原油黏度平均为146000mPa·s；3号矿原油黏度最高，85℃时原油黏度约为885000mPa·s。整体上看1、2、3号矿藏油砂油均呈现高密度、高黏度的特点。
二、 油砂矿成藏条件及富集规律
1.成藏条件
准噶尔盆地西北缘烃源岩主要有玛湖凹陷的上二叠统下乌尔禾组、下二叠统风城组和佳木河组。其中风城组为海陆过渡环境的残留海—潟湖相沉积，其岩性为黑灰色泥岩、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；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，含炭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。准噶尔盆地西北缘地区的佳木河组也具备一定生烃能力。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。
西北缘斜坡区的侏罗系和白垩系，由于处于频繁的振荡沉积阶段，发育了众多的储盖组合。其中受断层遮挡的不整合面附近的砂体是重油和油砂富集的有利区。以风城浅部油砂为例，侏罗系齐古组沉积中晚期地层为一套辫状河流相河道—心滩—河漫滩微相沉积，区块东南部沉积厚度大。综合岩性、砂泥比、岩石粒度、分选和圆度等各项指标，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—河漫滩沉积微相至滨湖—浅湖沉积亚相。白垩系砂岩沉积时期，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。
综合来看，风城地区白垩系水下分流河道砂体发育，埋藏较浅，孔渗性好，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。
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（图2-7）。风城地区油砂油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，油气多期运移并且相互混合，形成目前西北缘油砂矿特征。图2-7 风城地区油砂、超稠油成藏模式图
风城地区油砂矿油层埋藏浅，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，原油一般呈现常规油—重油—油砂的分布规律。
2.油砂分布规律
1）不同沉积微相其含油性差异较大
风城地区白垩系主要发育砂岩和砾岩沉积，砂岩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。从该区各亚段的含油面积与沉积微相叠合平面图（图2-8至图2-11）可以看出，1、2号油砂矿区内与各亚段含油面积对应的沉积微相均为三角洲前缘水下分流河道沉积；其中Kq段在工区西部主要为11辫状河流相沉积，在2、3号矿处对应沉积微相为心滩沉积，该范围内含油性较好，与含油面积吻合；相反，在水下分流河道间，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水下分流河道间微相。3图2-8 风城地区Kq亚段沉积微相与含油面积叠合平面图122图2-9 风城地区Kq亚段沉积微相与含油面积叠合平面图121图2-10 风城地区Kq亚段沉积微相与含油面积叠合平面图12图2-11 风城地区Kq段沉积微相与含油面积叠合平面图11
2）断裂和不整合面控制油气的分布
风城地区油砂矿油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，大量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。风城油砂受断裂控制明显，分布在断层附近1～3km范围内，断裂附近油砂有效厚度大，含油率较高。断裂对油气的控制还表现为同一砂体内，由于浅部原油黏度高且能量低，在封堵性较强的地区无法突破断层的封堵压力，导致原油无法进入上盘砂体，只能在封堵性较弱的地区突破断层封堵作用形成油砂矿。在油源充足的条件下同一砂体内，油砂的富集规模和范围主要受控于断层封堵作用的大小和原油运聚能量的大小。
风城1号油砂矿平面上被重43井西、重1井北、重32井东和重11井北等断裂切割成9个断块单元，油气沿断层运移使各断块靠近断层的部位含油率较高。在钻孔取心过程中，发现白垩系清水河组清一砂层组（Kq）与清二砂层组（Kq）相比较同样发育三角洲砂体，但1112大部分砂体不含油或者重量含油率较低，主要是由于清一砂层组（Kq）相对于清二砂层组（Kq）距离不整合面较远，没有有利的1112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（Kq）油砂的富集规模11和范围。因此，白垩系清一砂层组（Kq）的油砂含油面积远小于清11二砂层组（Kq）（图2-12）。12图2-12 风城地区过风砂71井—DF241井油藏剖面图
风城西区2号矿主要受重32井北断裂、重031井断裂和重32井断裂三条北东走向逆断裂控制，该区储层非均质性较强，仅在靠近断层的局部区域储层含油性较好，向西北方向油气沿着重32井北断裂向更浅层的储层中运移（图2-13）。
3）储层岩性和物性是影响含油性的关键因素
根据钻井岩心观测和岩石薄片鉴定统计，风城地区白垩系油砂储层岩石类型包括中、细砂岩、粉砂岩和砂砾岩等，以中、细岩为主。白垩系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，部分层段虽然达到油砂工业品位，但很分散、厚度很薄，不具有开发价值。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相对较低（图2-14）。图2-13 风城地区过风砂66井—F10014井油藏剖面图图2-14 风城地区含油性—岩性关系图
储层岩性主要受控于沉积相的展布，1号矿白垩系清水河组为辫状河三角洲前缘亚相沉积，砂体类型以辫状河三角洲前缘水下分流河12道为主，主要分布在Kq、Kq小层中，以中、细砂岩为主；2、31212号油砂矿白垩系沉积相类型主要为辫状河流相沉积，发育心滩沉积砂体，规模相对较小。
根据物性分析资料，1号矿白垩系含油砂岩平均孔隙度为34.31%，平均渗透率为1089.65mD，含油率较高（6.08%～21.74%）；2号矿白垩系含油砂岩平均孔隙度为34.52%，平均渗透率为1622.46mD，含油率中等（6.07%～13.89%）；3号矿白垩系含油砂岩平均孔隙度为29.29%；平均渗透率为725.08mD，含油率中等（6.04%～17.18%）。含油砾岩和砂砾岩孔隙度6.67%～37.1%，平均20.66%；渗透率为5.4～1264.58mD，平均649.29mD，含油率较低（2.0%～6.0%）。齐古组含油砂岩孔隙度为22.01%～38.08%，平均29.53%；渗透率为51.89～8468.87mD，平均954.5mD，含油率较高（6.03%～17.2%）。
总体来说，风城地区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）油砂含油性好坏与油砂埋藏深度相关
总体上，出露地表或埋藏较浅的油砂，含油性较差，埋藏较深的油砂，含油性较好。风城地表油砂是国内目前发现规模最大的油砂露2头，分布范围约7.97km，地表油砂主要包括油砂山区和413、423和415高地四个区域（图2-15至图2-18）。其中裸露严重的油砂山区以及413和423高地，油砂含油率低（2%～5%），没有工业开采价值；415高地北斜坡带的二级阶地上，残留台地和残留丘为油砂保存区，含油率较高（6%～12%），埋藏较浅（5～12m），适合做小型试验。含油率与砂岩储层物性有密切关系，物性又受砂岩粒度影响。油砂山地区油砂岩性主要为岩屑砂岩，粒度以细砂岩为主，粉砂岩次之；粒度越粗、含油性越好（砂砾岩除外）。图2-15 风城地区地表油砂高清卫星影像图图2-16 风城地区地表油砂分布图图2-17 风城地区地表油砂露头分布图图2-18 过乌砂1井—风砂21井—风砂19井钻孔油砂剖面图
沉积相对油砂的宏观影响明显。主河道受石炭系基底地形控制，主河道区砂体厚度大，泥岩夹层少，主河道两边砂体厚度减薄，泥岩夹层增多。
储层的非均质性影响油砂的含油丰度。均质性高的油砂含油性好，均质性低的油砂含油性差。多数情况下，发育块状或水平层理的砂岩均质性要好于发育交错层理的砂岩。
综合来看，该区油砂富集主要受控于沉积微相类型、断裂和不整合面位置、岩性、物性特征及埋藏深度几个因素。油砂主要富集于心滩和水下分流河道微相发育的部位，在靠近断层及不整合面部位的油砂富集程度较高，细砂岩的孔渗性及含油性最好，说明岩性、物性较好的部位有利于油砂的富集；通常埋藏在地表及浅层的油砂易于遭受氧化，地表水的淋滤以及微生物的分解，使得含油率大幅降低，而埋藏较深的油砂则保存较好，含油率也相对较高。第二节 红山嘴—黑油山油砂成矿地质条件及富集主控因素
一、 红山嘴油砂分布
红山嘴油砂矿区位于准噶尔盆地西北缘，克拉玛依市东南方向15～30km处，区域构造位于乌尔禾—克拉玛依断裂西北盘（上盘），总体为一向南东倾斜的单斜构造，地层倾角1°～3°。油砂呈带2状分布于盆地边缘，长约18km，宽2～4km，面积约50km。矿区地面为戈壁沙丘，生长有少量植被，地面海拔275～355m。矿区东侧紧靠克拉玛依—独山子公路，区内还有南北向和东西向的多条油田公路穿过，交通十分方便。
红山嘴区油砂主要分布于白垩系清水河组下部砂岩及底部砾岩段（图2-19至图2-22），其下伏的侏罗系齐古组是稠油层。白垩系含油砂地层为一倾向南东，并向盆地边缘老山超覆的平缓单斜。地面地质调查和浅钻揭露表明，红山嘴白垩系清水河组油砂分布面积大、层位稳定、产状缓，但单层厚度小、泥岩夹层多。油砂主要出露于冲沟两侧，部分冲沟中油砂已被剥蚀。由西向东主要分布于红山梁沟、化石沟、石蘑菇沟、大油泉沟、蚊子沟，其中石蘑菇沟、大油泉沟油砂厚度及含油率最好。位于大油泉沟附近钻探的红砂6井揭露的油砂层数多、厚度大（图2-21），含油较富的砂岩4层共24.7m，在29.8m处含油率高达13.6%；其次为红砂15井，含油较富的油砂3层共15.4m，含油稍差的油砂2层共5.6m，含油率3.1%～13.6%，平均含油率7%。白垩系清水河组油砂分布面积大、层位稳定、产状缓（1°～3°），单层厚度0.5～5m。纵向上厚度较大的有5～7层，累计厚度0.5～48.9m（图2-22）；埋深100m以浅的油砂平均厚度9.7m，100～300m的油砂平均厚度14.6m，泥岩夹层多。图2-19 红山嘴区块浅层油砂矿床剖面图图2-20 红山嘴区块浅层油砂矿床剖面图图2-21 红砂15井—红砂9井—红砂6井油砂层对比图图2-22 红山嘴区油砂总厚度及埋藏深度等值线图
红山嘴油砂和油砂抽提物物理性质分析结果表明，油砂岩石平均3密度为2.08g/cm。油砂孔隙度很高，达到33.9%，有效孔隙度为31.4%。油砂油的密度相对较高。红山嘴浅井油砂油密度为0.983g/3cm，重度为12.43°API，属于重油范畴，黏度为1000～10000mPa·s。
二、 黑油山—三区油砂分布
黑油山位于克拉玛依中心城区东北2km处，山高13m，面积约20.2km。黑油山上有多处石油泉眼向地面溢出石油，油质黏稠，色泽黝黑。
黑油山是一座地下原油长期外溢后风化而成的沥青山。大约在1Ma前，由于地壳运动，使得地下丰富的石油溢出地面，加之克拉玛依的风沙很大，露出地面的黏稠石油同狂风裹挟的沙砾、尘土混杂凝结，慢慢地固化成沥青丘，日复一日，年复一年，平坦的地面渐渐隆起，越突越高，最终形成了今天的黑油山。
黑油山—三区油砂主要分布在中三叠统克拉玛依组，在下侏罗统八道湾组也有分布。地层总体倾向南东，倾角为2°～10°。发育三条北东向大致平行于盆缘老山的大型逆断层，局部发育小型褶皱或背斜。地面地质调查和浅钻揭露表明，黑油山—三区三叠系克拉玛依组上段油砂分布面积大、油砂单层厚度大（5～11m），含油率高，但横向变化大（图2-23至图2-25）。
三、 红山嘴—黑油山油砂富集的主控因素
红山嘴和黑油山都处于准噶尔盆地西北缘，油砂都分布于侏罗系和白垩系中，因此具有相似的油砂成矿条件及富集主控因素。以红山嘴地区油砂矿为例，红山嘴地区白垩系主要为三角洲及滨浅湖沉积，下部底砾岩为三角洲冲积扇沉积，中上部为三角洲平原沉积，含油砂体主要为三角洲平原分流河道沉积。红山嘴地区发育有3个分流河道，由东北—西南方向依次为：大油泉沟分流河道、石蘑菇沟分流河道、红山梁沟分流河道。分流河道沉积以中厚层砂岩为主，砂体稳定，圆度中等到好，分选中等，砂体形状呈条带状，沉积序列由下向上变细。红山嘴这种物性较好的河流砂体成为有利的油气储集空间。图2-23 黑砂8井—黑砂12井—黑砂10井油砂层对比图
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