蹟砂藏研究论文选集

研究区塌浊积砂体处于异常高压封存箱中，属于封闭－半封闭型成藏动力系统。该系统对油气成藏的决定作用主要体现在它的动力学特征，涉及成藏的动力和阻力、油气的初次运移和成藏过程中油水交替机理等方面。

（一）成藏动力与成藏阻力分析

被烃源岩包裹的浊积砂体，油气经过初次运移进入岩性圈闭后，无需进行大规模的二次运移，只需要经过油气水重力分异作用即可在高部位成藏。但是砂体最终能否成藏是由成藏动力和成藏阻力共同决定的，只有驱动油气的动力大于储集岩体顶、底及边缘部位的突破压力及储集岩体内部流体压力等油气运移的阻力，砂体才可能成藏。

1.成藏动力分析

烃源岩排烃是各种动力作用的结果，对于异常高压封存箱中的油气来说，异常压力、砂泥岩间毛细管力差以及源岩中烃浓度差产生的有机网络扩散作用力是驱动油气向砂体运移的主要动力。

（1）异常压力：研究区目的层段的浊积扇大部分发育在东营凹陷的异常高压封存箱内，所以异常压力是该区浊积扇成藏的主要动力之一。前人研究表明，泥岩的孔径主要是由烃类可以通过的大微孔（d>50nm）和中微孔（2nm

研究区2500m以下存在异常高压，砂岩透镜体油藏分布的深度（2500～3200m）与异常高压带具有明显的一致性，也间接地说明烃源岩中的流体异常高压就是该类砂体成藏的主要动力。但是成藏过程中成藏动力的大小不仅仅取决于烃源岩中流体压力（Pt）绝对值的大小，而是取决于烃源岩与储层之间的压力差，即剩余压力（ΔP）的大小。这是因为被烃源岩包裹的透镜状砂体内部也具有一定的流体压力，压力的大小为砂体所在深度的静水柱压力（P。），在成藏过程中它与烃源岩中流体异常高压排驱油气进入砂体具有相反的作用方向。只有封存箱中的流体异常高压超过储层的内部压力，油气进入储层才成为可能。

浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例

式中：P。——砂体内部的流体压力，M Pa;

Rw——静水压力梯度，MPa/m;

H——砂体所在的深度，m；

△P— —剩余压力，M Pa;

Pt——烃源岩中流体异常压力，M Pa。

（2）毛细管力差：毛细管力对油气的运移一般都表现为阻力，但在烃源岩和储集层的界面处则对油气的运移起动力作用。

砂岩和烃源岩中的孔喉管径是由大小不一而多变、不规则的锥体管所组成的，单个毛细管如图6-11所示。

图6-11 锥形毛细管的毛管压力

这样，一段锥体毛细管力可表示为

浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例

式中：Pc——毛细管力，Pa；

σ——液体表面张力，N/m；

θ——管内液－固接触角；

β——管壁粗细变化斜面与毛细管中心线的夹角；

r——毛细管半径，μm。P。值在毛细管粗端为负值，细端为正值，说明毛细管细端的毛细管力大于粗端。

在埋藏压实作用过程中，随埋深的增加，岩石颗粒之间的孔喉半径减小。但在相同埋深条件下，砂岩和泥岩的压实程度存在差异。泥岩压实程度较砂岩压实程度大，这样砂泥岩孔喉半径就存在差异。在烃源岩和储层的界面处，烃源岩的孔喉半径小，储集层的孔喉半径大，导致孔喉间毛管压力差异的形成，其合力的方向指向砂岩透镜体储层。毛细管力差是油气运移的基本动力之一，在异常高压带内它仍然是构成透镜体成藏动力的重要组成部分。

（3）烃浓度梯度差产生的扩散力：源岩内部因油气不断生成而形成的烃浓度梯度差也是油气向砂体中运移的基本动力之一，即著名的“有机网络扩散排烃学说”。虽然扩散作用在物质运移方面的效率较低，但只要有浓度差的存在，扩散作用就无时无刻不在发生，即使在异常高压下也能毫无障碍地进行，因此，在漫长的地质时期，它对油气的初次运移作用是显而易见的。扩散是由物理量梯度引起的使该物理量平均化的物质迁移现象。由浓度梯度引起的扩散称为分子扩散。物质由高浓度一侧向低浓度一侧转移，直至两侧浓度平衡为止。可用费克第一定律计算扩散量，即：

浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例

式中：dQ——单位时间内物质通过横截面积dS的扩散量；

——浓度梯度；

D——扩散系数；

dS——横截面积。

烃源岩生成的烃量只有满足了自身吸附、孔隙水溶解、油溶解（气）和毛细管封堵等多种形式的源岩残留需要，才可以大量排运油气，才可以产生烃浓度梯度差。烃源岩初次排烃时，油气运移的方向主要为垂向和侧向朝盆地边缘运移，即由高势能区向低势能区运移。包裹于异常高压泥岩之中的浊积砂体是相对低势能区，也是油气运移的指向区。东营凹陷油气于古近纪末期开始充注，大规模的油气充注发生于新近纪，烃源岩的排烃门限＞2500m，研究区目的层段在2500～3200m 范围内，源岩进入排烃高峰期，烃浓度梯度差产生的扩散力最大，该段浊积砂体岩性油藏分布频率也最高，两者具有较好的对应关系。因此，烃浓度梯度差产生的扩散力是该区异常高压内浊积砂体成藏不可忽视的动力。

2.成藏阻力分析

目前岩性油气藏成藏机理方面的研究对成藏动力的探讨较多，评价也有了较为成熟的方法，比如等效泥岩压实法进行压力的预测就是研究岩性油气藏成藏动力机理较为成熟的方法，但对成藏阻力的考虑却明显不够，成藏阻力是油气能否成藏不可忽略的因素。包裹于烃源岩中的透镜状砂体是依靠其自身孔隙和微裂缝给油气的进入提供通道的，因此砂体内部的流体压力以及砂岩中的孔隙毛细管力对油气的进入具有相反的作用，构成了该类砂体成藏的阻力。

（1）砂体内部的流体压力：油气进入透镜状砂体之前，砂体一般是饱含地层水的，因此，其内部也具有一定的流体压力，压力的大小为砂体所在深度的静水柱压力，在成藏过程中它和异常高压排驱油气进入砂体具有相反的作用方向。

Pn＝RwH

式中：Pn——砂体内部的流体压力，M Pa;

Rw——静水压力梯度，M Pa/m;

H——砂体所在的深度，m。

（2）砂岩中的毛细管力：砂体中的毛细管力对油气的进入是起阻挡作用的，在砂体内部流体压力一定时，砂体中毛细管力的阻挡作用就成为油气能否进入砂体的关键，这种阻力的大小主要与砂体的物性有关，受压实和胶结成岩作用的影响较大。由于成藏阻力的大小和孔隙的半径成反比，在埋压实作用过程中，随埋深的增加，岩石颗粒之间的孔隙和孔喉半径都要减小，胶结物不仅使砂岩孔隙半径减小，有时还堵塞孔喉使其失去渗透性。同样的成岩作用条件下，岩性较细的砂体以及碳酸盐胶结物含量高的砂体毛细管压力大，成藏阻力大。

（二）油气初次运移机理分析

目前，关于油气二次运移以及与之相关的构造和岩性油气藏形成机理的研究已基本上形成了符合实际的理论，由此也指导了大批构造及岩性油气藏的成功勘探。但是对油气初次运移及相关的岩性油气藏的形成机理尚存在认识上的差距，对于这类隐蔽油气藏的勘探自然也带有探索性质，比如包裹于烃源岩中的透镜状浊积砂体岩性油气藏等。实际上，在成藏过程中油气的初次运移是十分重要的，油气的初次运移机制可归纳为五种：水溶扩散、水溶泄流、水溶对流、单相渗流、混相涌流机制。水溶扩散是一种最普通的运移机制，只要有油气生成就会存在浓度差，因而就有水溶扩散。但是扩散的速度是极其缓慢的，方向性不强，在特定的条件下可导致油气富集，而在大多数情况下是导致油气散失的。水溶泄流对生物气之类的浅层气才有意义。而水溶对流与压力无直接关系，不要求存在压力差，但水溶对流在封闭系统中最容易形成，封闭系统本身意味着与周围不是一个压力系统，或多或少具有异常压力，因此水溶对流与压差又有一定的关系，在压差低于封盖岩石的封堵能力时，水溶对流起主导作用。单相渗流的运移机制是指油气的浓度超过它们在地层水中的溶解度而以单独的游离相进行运移。单相渗流在二次运移中不难达到，但在初次运移中是并不常见的，往往在单相渗流条件具备前，油气已经通过水溶对流或混相涌流的机制运移出去。混相涌流的运移条件是存在封闭系统和超压，压差大于封盖岩石破裂强度时，油气水一起脉冲式涌出产生混相涌流。当然，各种运移机制的启动都要求一定条件，在特定的地质条件下，某一种特定的运移机制起主导作用。自从流体异常压力封存箱理论诞生，混相涌流的运移机制是被大多数学者所接受的油气初次运移机制。

人们对油气混相涌流的理解一般是指封存箱内的油气向封存箱外运移，即超压系统中的压力增加到接近箱缘封隔层岩石破裂极限压力时，将导致封隔层发生局部破裂，混相流体沿裂隙通道穿过系统的顶板或边板涌出并进入邻近储层，流体释放的突发性可比作脉动脱水作用；随着压力下降，油、气、水三相分离。当压力系数下降到～时，裂缝重新闭合或被方解石脉充填，系统内的压力将重新上升，直至下一次破裂并产生混相涌流，储层成藏，如此周而复始，构成了异常高压带内的流体自箱内向箱外幕式压裂、幕式排烃的动态过程。但是对超压系统中油气是如何向箱内砂体的运移则缺乏足够的研究。研究区沙三段异常流体压力封存箱与东营凹陷构成一个完整的系统，其内的流体处于滞流和超压状态，浊积扇砂体形成的岩性油气藏就分布在异常高压带内的烃源岩中，实际上幕式混相涌流初次运移机制也是这类油气藏形成的主要形式。表现在以下几个方面：

（1）混相涌流的前提是存在封闭系统和超压。东营凹陷异常流体压力封存箱正好具备这个条件。

研究区处在东营凹陷封存箱中烃源岩的埋深均已超过生油门限（2200m），烃源岩中的有机质处于成熟到过成熟阶段，由有机质大量排烃以及差异压实和粘土矿物转化而引起异常高压导致烃源岩产生各种裂缝、微裂缝网络，它们和烃源岩内的孔隙连接，形成微裂缝－孔隙输导体系。在异常高压驱动下，油、气、水通过烃源岩中的微裂缝－孔隙系统以很高的势能向相对低势能区的砂体发生涌流排烃，当排出部分流体后孔隙中的压力下降，微裂缝闭合，烃源岩体进入了压力积累阶段而处于“稳定期”，待压力恢复升高和微裂缝重新开启后，又发生新的涌流排烃，所以，高压带内烃源岩中的油气是以混相涌流的方式向砂体进行幕式排放的（李阳等，2000）。在精细的岩心观察中我们常发现泥岩具有水平或垂直的矿脉发育，并且埋藏越深越发育；在扫描电镜下也可见泥岩中发育微裂缝。

（2）研究区沙三中亚段、沙三下亚段巨厚的泥岩中广泛分布着一些致密的灰质泥岩、白云岩层及多层的砂质岩隔层，这些非均质性因素的存在，决定了它的主要烃源岩体是由无数个彼此物性均有差异的岩性体（即排烃单元）构成，相当于许多彼此相对分隔的次级压力封存单元或系统。各次级压力封存单元在埋藏压实过程中，产生异常高压大于岩石自身抗压强度与相邻岩性体不同，因而各自异常高压达到岩石抗静压强度的条件和时间也不同。封存箱内烃源岩的这种无数个岩性体（排烃单元）的分隔性、压力变化不均一性和达到岩石破裂条件的不等时性，决定了排烃过程的不均衡性。当某个排烃单元泥岩内流体压力达到岩石抗静压强度发生涌流排烃作用时，尽管压力条件相近，但周围的排烃单元尚未达到这一条件。这样，当某个排烃单元发生涌流排烃后，微裂缝重新闭合，该单元的岩性体进入压力积累阶段而处于“稳定期”，其周围的许多排烃单元中可能就会有达到岩石抗静压强度发生涌流排烃作用。烃源岩内无数个排烃单元发生的涌流排烃作用此伏彼起，从宏观上看，烃源岩的排烃作用是缓慢持续进行的，从微观上分析却是一个脉冲式（幕式）排烃过程。

（3）从运移条件看，水溶扩散、水溶泄流、单相渗流等油气初次运移机理是不能形成被烃源岩包裹的浊积砂体岩性油气藏的。但是研究区内的异常高压封存箱内广布的浊积砂体岩性油气藏，从另外一个方面反映了混相涌流对形成该类岩性油气藏的重要作用。

（三）砂体中油水交替机理

油气的初次运移是由高势区向低势区运移，包裹于烃源岩中的透镜状浊积砂体是相对低势区，也是油气运移的方向。但是，砂岩透镜体中的孔隙最初是被地层水所充满的，烃源岩中油气在向圈闭运移后，势必会增加圈闭中流体的体积，体积的增加又将导致圈闭内压力增高，压力的增高对油气初次运移产生阻力。这样可能会出现这样的情况，即当烃源岩的排烃压力与油藏内压力达到平衡时，油气成藏将趋于停滞，这是问题的一个方面。从另一方面来考虑，油气进入圈闭后，圈闭中总的可容空间并未发生变化，在储层中水体积没有减少的情况下，圈闭可容纳的油气十分有限。这样，就不会形成充满度很高的岩性油气藏。然而事实并非如此，本区许多自生自储型岩性油气藏具有很高的充满度，如莱60砂体的充满度已接近80%。于是人们不禁要问：在充满度这样高的岩性油藏中，原来储层中的水到哪里去了？从物质平衡的观点来看，油气进入储层后，如果水不能排出，就不可能有充满度很高的岩性油藏。反过来，高充满度的岩性油气藏说明油气成藏过程中，即使不是全部的储层水，至少也是大部分的储层水被“替换”出。

一般地，浊积砂岩透镜体不同部位岩性存在差异，粗粒度一般位于浊积扇砂体主体部位，细粒度位于浊积扇砂体边缘。强烈的机械压实作用和胶结作用可以使砂体边缘的细粒岩孔喉半径变得非常细小，甚至有些孔隙喉道由于胶结物的充填而被堵塞。在异常高压及毛细管力等的作用下，油气首先从砂体中较大孔隙进入浊积砂岩透镜体中，因油气的进入占据了砂岩透镜体中的孔隙空间，砂体中的流体压力将急剧增大。对于润湿相的孔隙水来说，水会在颗粒表面形成液环，在砂体内急剧增加的流体压力驱使下，水可从砂体中较小的孔隙被排替到周围泥岩中，而非润湿相油气则不能以薄膜的形式附在孔隙的表面，只能被挤到孔隙的中部，难以被排出而留在砂体中（图6-12）。随着源岩中的油气向透镜砂岩体的“间歇性”充注，上述过程继续进行，油气不断进入砂岩透镜体中，砂岩透镜体中的孔隙水不断被排替出，直到砂岩透镜体被油气饱和为止，也就完成了油气与水的交替过程。

如果浊积扇砂体被断层切割或砂体中存在微裂缝，由于断层的“单向阀”原理，油气更容易沿断层和微裂缝进入砂体，储层中的超压自由水也很容易沿断裂溢出，密闭系统中最终留下更多的石油（图6-13）。

图6-12 非润湿相油难以通过颗粒喉道示意图

图6-13 异常高压带内浊积砂体中油水交替模式

实线箭头代表油气运移方向和相对量的大小，虚线代表砂体中水的运移方向

陈章明等（2000）对封闭于源岩内的透镜状砂体模拟实验表明，油气进入砂体后有水的排出现象，随着时间的推移油水交替现象更加明显，该模拟实验证实了上述油水交替机理推论是正确的。

这种油水交替机理对该类砂体含油差异性可以作出很好的解释：受强烈成岩作用的影响，浊积扇砂体边缘细相带成为低孔、低渗带，甚至成为圈闭层。由于岩石强亲水性而使该带具有很高的束缚水含量，从而严重地阻碍了含油饱和度的增加，常使这种砂岩体向边缘尖灭地带的含油性变差，甚至使上倾尖灭带达不到工业油层的含油饱和度值，成为砂岩体的干层区。如果砂体薄，分布范围小，整个砂体粒度细，经过短期的压实和胶结成岩期变化就会变得非常致密，这类砂体毛管压力大，成藏阻力大，油气很难进入砂体，因而这类砂体对油气成藏不利，也多为干层或水层。受断层影响的砂体，由于油水交替简单、成藏条件更为有利，所以，含油饱和度高。勘探实践也证明，厚层砂体的含油性比薄层砂体明显要好，研究区内受断层影响的透镜状浊积砂体几乎都含油。因此，这种油水交替机理不仅被实验证实，而且和实际情况也非常吻合。

通过对浊积砂体成藏的动力和阻力、油气的初次运移以及成藏过程中油水交替机理等方面分析、研究，再结合流体封存箱理论，我们可以得出，超压系统控制了系统内的油气成藏，其成藏动力学特征可概括为以下几个方面：

（1）研究区油气藏的油源主要来自本区目的层段及相邻洼陷内生油岩的供给，运移动力为压实作用所产生的地层压力差、砂泥岩间的毛细管力差、烃浓度梯度差产生的扩散力。

（2）油气运移的相态以混（溶）相为主。

（3）运移通道主要为砂岩储集体本身、微裂缝和断层。

（4）由于该类油气藏四周始终被生油岩包围，因此受构造影响小，易于保存。洼陷带内部浊积砂体直接夹在巨厚的生油岩之中，而生油岩大多处于异常高压流体封存箱之中，成藏能力强。

单玄龙1 付永昌2 管宏图3 罗洪浩1

（1.吉林大学地球科学学院，吉林 长春 130061； 2.吉林中财石油开发有限公司，吉林 长春 130122； 3.中化地质矿山总局吉林地质勘查院，吉林 长春 130022）

摘 要：我国适合原位开采的油砂油地质资源量为×108t，可采资源量为×108t。油砂原位开 采方法主要有两类：热采和溶剂提取。针对我国油砂资源分布广、非均质性强和厚度不大、含油率中等地质 特征，将油砂勘探划分为预探、普查和详查三个不同阶段，明确了不同阶段的主要目的和工作方法手段。借 鉴加拿大油砂勘探方法，提出了一套适合我国油砂原位开采方法的地质-地球化学和地球物理的综合勘探方 法，包括化探法、瞬变电磁法或油气自电法、钻探、测井、分析测试和地质综合研究等。预探阶段以物化探 为主，通过少量预探井进行异常验证，结合典型样品的分析测试数据，确定油砂矿是否具有远景。在远景区 进行普查，普查阶段以普查井岩心研究、测井解释和岩心系统分析测试数据为主，确定油砂矿有无工业规模。在有规模的油砂矿区进行详查，详查阶段以详查井岩心研究、测井解释和地质综合研究为主，确定油砂矿的 成藏条件与主控因素、计算油砂储量、评价开采经济技术条件并完成开发可行性建议。最后在松辽盆地西部 油砂矿藏勘探中进行了应用，取得了良好的勘探效果。本文提出的油砂综合勘探方法旨在促进我国油砂原位 开采的工业化，并对规范我国埋藏油砂勘探具有一定的指导意义。

关键词：松辽盆地；油砂；原位开采；勘探方法；应用

The Comprehensive Exploration Method and Application of Oil Sands in situ

Shan Xuanlong1，Fu Yongchang2，Guan Hongtu3，Luo Honghao1

（ college of the earth science，Jilin university，Changchun 130061，China； petroleum development ，Changchun 130122，China； Geological Exploration Institute of China Chemical Geology and Mine Bureau，Changchun 130022，China）

Abstract：Oil sands in place is about ×108t for in situ，and reserves and resources are ×108t in and SOIV are main development methods in for oil sands is divided into three stages： preliminary，prospecting and general exploration，and objectives and methods are brought up according to geological conditions of oil sands in authors bring up an geological，geochemical and geophysical comprehensive exploration method of oil sands in situ，including geochemical exploration，transient electromagnetic method or oil-gas self- potential method，drilling，logging，forecasting and analysis and geological comprehensive geochemical and geophysical explorations are important on preliminary stage，and the geochemical and geophysical anomalies would be tested by some drillings，and it is estimated that the oil sands is perspective or ，on the perspective area，prospecting exploration would be carried is estimated that the oil sands has commercial scale or not by more drillings，logging，analytical it has commercial scale，General exploration would be the stage，forming conditions and main factors of oil sands，calculation of reserves，developing economic and technica 1 conditions，exploitable proposal would be last the method was applied in oil sands exploration in west Songliao basin，and got good explorating hope that the method can promote industrialization of oil sands development in situ and it can become the standard for oil sands exploration.

Key words：Songliao basin；oil sands；in situ；exploration method；application

引言

我国的油砂资源相当丰富［1］。据全国新一轮油气资源评价结果，我国油砂资源量近60×108t，是 重要的石油天然气补充资源。它们在能源、化工、材料等领域显示出巨大的应用前景。这些资源的开发 利用将对缓解我国能源供给紧张形势，维护我国能源安全意义重大。

近年我国油砂地质与成因研究取得了重要进展。目前，我国油砂研究地质与成因研究的主要进展为 以下四个方面：油砂矿藏开展了较为系统的地质研究［2～17］，基本建立了适合我国的油砂资源评价体系 与潜力分析［18～20］，基本查清我国油砂形成的构造背景和成藏模式［21～25］，探索了油砂勘探方法，包括 化探法［26］、瞬变电磁法［27］、油气自电法［28］等。

我国大部分油砂资源适合原位开采，但缺少针对原位开采油砂矿藏的勘探方法。我国适合原位开采 油砂埋深深度为100～500m，预测油砂油地质资源量为×108t，可采资源量为×108t。但如 何获得这些油砂资源分布的详细特征，是制约我国油砂原位开采的关键因素之一。国外油砂原位开采方 法主要有两类：热采和溶剂提取［29，33］。本次研究针对我国油砂实际地质条件，提出了一套适合两类油 砂原位开采方法的地质-地球化学和地球物理的综合勘探方法，并在松辽盆地西部镇赉油砂矿藏勘探中 进行了应用，取得了良好的效果。

1 原位开采油砂矿藏的综合勘探方法

参照油气勘探规范和油砂的实际地质特征，将油砂勘探阶段划分为预探、普查和详查三个阶段，每 个阶段的勘探目地和勘探方法如表1。

表1 原位开采油砂矿藏的勘探阶段与方法

预探阶段是某地区利用瞬变电磁法或油气自电法进行了油砂勘探，结合油砂化探方法，确定了本区 油砂层位置和深度。再通过预探井和测井（包括伽马测井、电阻率测井、密度测井、中子测井）进行 油砂矿层的验证，并获取油砂样品，分析油砂含油率，综合以上工作成果，分析这一地区油砂的前景。

普查阶段是在预探基础上，选择有前景的地区钻探普查井，井距1600m，并进行测井（包括伽马测 井、电阻率测井、密度测井、中子测井、油砂层温度和压力），取得5类样品（油砂样、油样、储层物 性样、油砂力学性质样、油砂分离和合成油实验样）。钻井液体通常会污染岩心。当取小直径岩心样品 时，特别要注意这点。取出的岩心切成75厘米长，两端加盖封闭，并用胶带封好，在现场冷藏。了解 油砂层的厚度、分布、品质等，初步估算油砂资源量，确定油砂规模。

详查阶段是针对普查认为有规模的油砂矿，制在800～400m，并进行测井（包括伽马测井、电阻率 测井、密度测井、中子测井、油砂层温度和压力），增加5类样品的数量，进行分析测试。本阶段要求 查清搞清油砂矿地质条件及控制因素、计算油砂矿储量、评价开采经济技术条件、开发可行性建议。

2 原位开采油砂矿藏的综合勘探方法的应用实例——松辽盆地西部× ×油 砂矿

松辽盆地西斜坡油砂主要是在0～300m以浅，其中0～100m油砂油地质资源量×108t，100～ 300m油砂油地质资源量×108t，为西斜坡油砂主要富集深度，适合进行原位开采。

××油砂矿位于吉林省的西北部，行政区划隶属白城市。构造位置属于松辽盆地西部斜坡超覆带（图1）。油砂富集于上白垩统姚家组和嫩江组中。

图1 油砂矿构造位置图

松辽盆地位于西太平洋陆地边缘北部，其主体部分位于黑龙江板块群的中部，该板块群北部西伯利 亚板块，南部中朝板块。松辽盆地的地理位置西邻大兴安岭，东邻张广才岭，向北经孙吴-逊克盆地穿 过小兴安岭是俄罗斯的捷雅盆地，南部是渤海盆地的下辽河断陷；在东西方向上构成两峡一盆的盆山体 系。黑龙江板块群在二叠纪末期已固结为统一的 块体，三叠纪后中国东部地应力场由近东西向的 主导方向转变为北北东方向，并使中国东部陆内 处于一个以伸展作用为主的张性环境，在此基础 上中生代盆地群开始发育。松辽盆地主要由基底 和盖层两部分组成，前中生代地层为盆地的基底，经过多期碰撞拼贴形成，由前古生代、早古生代 与晚古生代地层组成。盆地的盖层为中新生代地 层，包括侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第 四系，其中白垩系最为发育。

油砂化探

由于油砂性质与原油中的重油相近上，选择 烃类（甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、乙 烯、丙烯）作为寻找油砂的直接指标。研究区油 气化探测量统计结果表明，在台地丘陵景观区内，烃类异常中乙烷/乙烯比值在12～58之间，在草原 景观区内，乙烷/乙烯比值在33～82之间，表明烃 类异常是由地下深处的油气藏（油砂）引起［26］。

研究区内共圈出3处以烃类为主的油砂土壤 化探异常，Ht1异常呈块状，Ht2异常呈条带状，Ht3异常呈串珠状（图2）。

图2 台地丘陵区（左）和草原区（右）化探异常特征［26］

瞬变电磁法

在油砂化探异常区域，进行瞬变电磁测量，在剖面2D反演视电阻率等值线图（图3）上，在整个 区域普遍存在浅部泥岩层，引起低阻正常场，视电阻率为5～15Ω·m，计算深度为-30～100m，推断 泥岩为油砂矿体上覆标志层。其下为过渡层，视电阻率为15～25Ω·m，计算深度为-100～-150m，推断为砂岩层。再下为异常所在层，视电阻率为25～100Ω·m，计算深度为-150～-200m，推断为含 油砂岩层［27］。

图3 矿区地面瞬变电磁0000线2D反演视电阻率断面图［27］

钻探与测井

先针对化探和瞬变电磁方法确定的油砂可能的位置和深度，布置预探井。在化探异常地区先后布置 了13个钻孔进行验证。结果有11个孔见到了油砂，取得了良好的地质效果。与预测结果不一致的仅有 两个钻孔，预测准确率近％。其中施工在瞬变电磁异常和化探异常区上的6个钻孔全部见矿，见 矿率100％。ZK006见矿深度为，ZK002见矿深度为，与瞬变电磁计算深度一致。分析 测试数据表明油砂含油率平均大于7％。综上分析镇赉油砂矿具有较好前景。

在圈定的具有远景的区域内进行普查工作，按1600m的井距布置普查井63口，并进行测井（包括 伽马测井、电阻率测井、密度测井、中子测井、油砂层温度和压力），图4为Zk1609的综合柱状图。系 统测试5类样品57件。初步了解了本区油砂形成的地质过程和资源量。

油砂矿藏地质

临近的齐家-古龙凹陷青山口组和嫩江组烃源岩在燕山晚期进入生油门限.原油生成之后，进入 “储层”，此时正逢晚中生代的重要构造运动——燕山运动晚期，它使松辽盆地西部边缘地带强烈抬升，储层中的原油在构造运动的动力支持下开始向抬升方向由地层深处向浅处运移，运移过程中，在 “与 地表水不连通的” 系统内原油被“稠化”，变稠了的原油被地层带到地表，当地层遭强烈剥蚀，变稠变 重的原油开始向地表泄漏，发生了根本性的转变，由 “与地表水不连通的系统（封闭系统）” 向 “与地 表水连通系统”（开放系统）转变，稠化了的原油与地表水接触，被水洗、氧化、生物降解，使稠变了 的原油进一步变稠变重，流动性大减，一部分便与剥蚀层的岩石碎屑-细砂、粉砂发生了物理方式相互结合，形成油砂。

图4 ZK1609的综合柱状图

油砂储量和开采经济技术条件

矿区内地质储量×104t，根据加拿大现有开采技术的经验以及矿区的实际情况初步预定油 砂矿的开采系数为65％，据此计算油砂矿的可采资源储量为：×65％＝×104t。

本区油砂矿藏埋深150～200m，厚度变化较大，从到26m左右，多数油砂层厚3～5m，含油 率均值大于7％，综合上述特征，适合采用原位有机溶剂提取法进行开采。从当今世界石油价格来看，每桶（国际标准）油的价格为104美元/桶（时价），普查区油储量约为亿桶，可采油储量约为 亿桶，资源价值约为亿×104美元/桶＝亿美元，约合人民币1594亿元。

3 结论

针对我国油砂实际地质条件和国内外油砂原位开采技术特点，提出了一套适合油砂原位开采方法的 地质-地球化学和地球物理的综合勘探方法。将油砂勘探划分为预探、普查和详查三个不同阶段，明确 了不同阶段的主要目的和工作方法手段。最后在松辽盆地西部油砂矿藏勘探中进行了应用，取得了良好 的效果。为我国油砂原位开采的工业化奠定了地质勘探基础，并对规范我国埋藏油砂勘探具有一定的指 导意义。

由于本方法只在一个油砂矿的勘探中进行了应用，而且还只是进行到普查阶段，因此随着勘探的不 断深入，本方法还有待进一步完善。

参考文献

［1］单玄龙，车长波，李剑.国内外油砂资源研究现状［J］.世界地质，2007，26（4）：857～861.

［2］贾承造，刘稀俭，雷群等.油砂资源状况与储量评估办法［M］.北京：石油工业出版社，2007，6.

［3］胡见义，牛嘉玉.中国重油、沥青资源的形成与分布［J］.石油与天然气地质，1994，15（2）：15～18.

［4］刘洛夫，赵建章，张水昌等.塔里木盆地志留系沉积构造及沥青砂岩的特征［J］.石油学报，2001，22（6）： 11～17.

［5］郭建军，陈践发.塔中志留系沥青砂岩的地质特征及研究进展［J］.新疆石油地质，2006，27（2）：151～155.

［6］黄卫，孙新铭.风城下白垩统油砂沉积环境研究［J］.长沙铁道学院学报（社会科学版），2007，8（3）： 169～174.

［7］魏伟，杨海军，杨芝林等.塔里木盆地喀什凹陷北部油砂分布特征［J］.中国石油勘探，2006，（3）：76～78.

［8］臧春艳，单玄龙，李剑等.准噶尔盆地中生代油砂分布质特征及开发前景［J］.世界地质，2006，25（1）： 49～53.

［9］方朝合，刘人和，王红岩等.新疆风城地区油砂地质特征及成因浅析［J］.天然气工业，2008，28（11）： 127～150.

［10］金文辉，周文，张银德等.准噶尔盆地西北缘白碱滩油砂成矿因素分析［J］.特种油气藏，2009，16（6）： 19～21.

［11］梁峰，刘人和，拜文华等.风城地区油砂层分布规律及其控制因素［J］.天然气工业，2008，28（12）： 121～123.

［12］刘人和，王红岩，方朝合等.准噶尔盆地西北缘红山嘴油砂特征［J］.天然气工业，2008，28（12）：114～116.

［13］周文，于雷，张银德等.准噶尔盆地乌尔禾地区油砂成矿的因素［J］.新疆石油地质，2008，29（6）：710～712.

［14］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.

［15］刘兴兵，黄文辉.内蒙古图牧吉地区油砂发育主要地质影响因素［J］.资源与产业，2008，10（6）：83～86.

［16］孙晓猛，许强伟，王英德等.川西北龙门山冲断带北段油砂成藏特征及其主控因素［J］.吉林大学学报（地球科 学版），2010，40（4）：886～896.

［17］单玄龙，罗洪浩，孙晓猛等.四川盆地厚坝侏罗系大型油砂矿藏的成藏主控因素［J］.吉林大学学报（地球科学 版），2010，40（4）：897～904.

［18］张明玉，何爱东，单守会等.准噶尔盆地西北缘油砂资源潜力及开采方式探讨［J］.新疆石油地质，2009，30（4）：543～545.

［19］邓虎成，周文，丘东洲.西藏伦坡拉盆地油砂资源潜力分析［J］.桂林工学院学报，2008，28（2）：167～173.

［20］刘人和，王红岩，王广俊等.中国油砂矿资源开发利用潜力及前景［J］.天然气工业，2009，29（9）：126～128.

［21］拜文华，刘人和，李凤春等.中国斜坡逸散型油砂成矿模式及有利区预测［J］.地质调查与研究，2009，3（33）： 228～235.

［22］王清斌，单玄龙，臧春艳，高有峰.楚雄盆地洒芷油砂地质特征及成藏模式［J］.世界地质，2007，26（1）： 52～57.

［23］方朝合，李剑，刘人和等.准噶尔盆地红山嘴油砂特征及成藏模式探讨［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2008，30（6）：11～13.

［24］赵群，王红岩，刘人和等.准噶尔盆地黑油山地区油砂成矿模式及分布［J］.天然气工业，2008，28（12）： 117～120

［25］赵群，王红岩，刘人和等.挤压型盆地油砂富集条件及成矿模式［J］.天然气工业，2008，28（4）：121～126.

［26］朱军平，关淑艳，吴冬铭等.应用化探方法在松辽盆地西部斜坡地带确定油砂［J］.吉林地质，2009，28（1）： 64～68.

［27］朱军平，张洪普等.瞬变电磁法在寻找油砂矿中的应用［J］.吉林大学学报（地球科学版），2008，38（增刊）： 15～19.

［28］拜文华，杜庆丰，肖渊甫等.油气自电法在东胜地区隐蔽油砂矿勘探中的应用［J］.地质调查与研究，2008，31（2）：154～160.

［29］Elise ，Mark ，Benjamin ，et Secondary oil migration with core-scale data： Viking Formation，Alberta basin［J］.AAPG Bulletin，2002，86（1）：55～74.

［30］Frances ，Darrell Athabasca Oil Sands—A Regional Geological Perspective，Fort McMurray Area，Alberta，Canada［J］.Natural Resources ，15（2）：85～102.

［31］Groeger A，Bruhn and Geomorphology of the Duchesne Graben，Uinta Basin，Uta［J］.h，and its Enhancement of a Hydrocarbon Bulletin，2001，85（9）：1661～1678.

［32］Keighley D，Flint S，Howell J et Stratigraphy in Lacustrine Basins：A Model for Part of the Green River Formation（Eocene），Southwest Uinta Basin，Utah［J］. of Sedimentary Research，2003，73（6）： 987～1006.

［33］Qiang T，Claudia J，Schroder A，et New Lithostratigraphic Framework for the Cretaceous Colorado Group in the Cold Lake Heavy Oil Area，East-Central Alberta，Canada［J］.Natural Resources ，16（1）：17～30.