任俊豪，李美俊*，陽孝法，楊程宇，馬國慶，黃繼新，鐘寧寧

1 中國石油大學( 北京)油氣資源與工程全國重點實驗室，北京 102249

2 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

0 引言

油砂又被稱為“瀝青砂”或者“焦油砂”，是指由瀝青(4%～18%)、 無機礦物(55%～80%)和水(2%～15%)構(gòu)成的混合物，其中瀝青是指粘稠或半固體的烴類和非烴類有機物，也是油砂儲層中最主要的碳氫能源[1-3]。國際上對瀝青的物理性質(zhì)有統(tǒng)一的判識標準：15.6 ℃條件下，API小于10 且粘度大于10 000 mPa·s[1-3]。瀝青在儲層條件下不具備流動性，且分布具有極強的非均質(zhì)性[4-5]，所以油砂中瀝青的含量與控制因素一直是研究的熱點問題。

加拿大作為全球油砂資源最豐富的國家，其地質(zhì)資源量為2592×108m3，占全球總量的84%[6]。其中油砂資源幾乎全都分布在阿爾伯達(Alberta)省的阿薩巴斯卡(Athabasca)、皮斯河(Peace River)和冷湖(Cold Lake)3個區(qū)域(圖1)，總資源量可達3825×108t[7-8]。由于油砂中的瀝青普遍具有高粘度和低流動性的特征，所以大部分采用原位開采(蒸汽輔助泄油技術(shù)SAGD)，其原理是在注汽井中注入蒸汽，蒸汽與儲層中的瀝青發(fā)生熱交換，加熱后的瀝青和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生產(chǎn)井中產(chǎn)出[9-10]。然而，油砂儲層的非均質(zhì)性和瀝青差異分布等問題，導(dǎo)致目前的瀝青采收率不足20%[5,11]。精確預(yù)測油砂儲層中的瀝青含量，為注汽井和生產(chǎn)井提供可靠的信息是提高采收率的關(guān)鍵。

圖1 加拿大阿爾伯達盆地阿薩巴斯卡地區(qū)油砂分布及取樣位置[17]Fig. 1 The geographic map and location of oil sands samples in Athabasca, Alberta Basin, Canada[17]

油砂中的瀝青含量，即油砂的含油性，是判斷油砂儲層開采價值的重要指標。已有諸多學者對油砂的含油性特征及其控制因素進行了相關(guān)報道。Carrigy[12]通過篩分法和共沸蒸餾法對142 件油砂樣品進行分析，統(tǒng)計結(jié)果顯示沉積物的結(jié)構(gòu)是影響油砂含油性的重要因素，含油性與粘土礦物的含量呈負相關(guān)。Takamura[13]通過計算水膜在砂粒表面的分離壓力，確定了粘土礦物是導(dǎo)致油砂孔喉中水團簇形成的主要原因，水團簇的形成降低了原油充注的可能性。Mossop[14]認為油砂儲層的含油性主要受控于沉積環(huán)境，泥砂搬運較緩或停滯的沉積微相(如洪泛平原、沼澤等)儲層的孔隙度和滲透率條件較差，無法充注大量原油。Fustic[4]通過對比瀝青中飽和烴、芳烴的分子組成特征認為，瀝青的非均質(zhì)性主要受控于以生物降解為主的次生改造作用，而降解的程度主要與儲層本身的物理性質(zhì)(泥質(zhì)夾層、孔隙度和滲透率)有關(guān)。

綜合前人的研究成果可知，油砂含油性的差異是多種因素共同耦合的結(jié)果，其中儲層特征是最重要的影響因素之一。油砂儲層的巖性、物性及微觀結(jié)構(gòu)等對其含油性的影響和相關(guān)機理尚不明確。本文采用鑄體薄片和掃描電鏡等分析油砂儲層的微觀結(jié)構(gòu)，通過儲層巖石熱解和色譜質(zhì)譜(GC-MS)技術(shù)確定了油砂的含油性及分子組成特征，從沉積巖石學和油氣地球化學的角度討論油砂含油性的主控因素。

1 地質(zhì)概況

西加拿大盆地主要分為阿爾伯達和威利斯頓兩個次盆，其中阿爾伯達盆地是油砂資源的主要富集區(qū)[15]。盆地的構(gòu)造演化主要分為從寒武紀至侏羅紀的克拉通時期和侏羅紀至古近紀(漸新世)的前陸時期兩個階段。晚侏羅世時期西太平洋板塊向北美大陸之下俯沖(拉拉米造山運動)，強烈的東—西向擠壓作用導(dǎo)致落基山脈不斷隆起，形成了目前阿爾伯達盆地西高東低的構(gòu)造特征[16]。盆地西部為山前沉降區(qū)，地層較厚，埋深較大，是烴源巖生烴的主力區(qū)域，大部分含過成熟的天然氣資源。盆地東部為地盾剝蝕區(qū)，地層較薄，埋深較淺，生物降解作用普遍存在，通常含大量低成熟的重質(zhì)油或油砂資源。盆地油氣整體運移方向為西南向東北，由此形成一系列連續(xù)的天然氣到重油、過成熟到低成熟的油氣資源[17-18]。

位于阿爾伯達盆地東北部的阿薩巴斯卡地區(qū)擁有占整個阿爾伯達盆地79%的油砂資源，是目前已知世界上最大的油砂礦區(qū)，也是唯一露出地表的油砂礦床[3]。阿薩巴斯卡的油砂資源超過68%集中在下白堊系曼維爾(Mannville)群麥克默里組(McMurray Formation)的砂巖儲層中，如圖2 所示，麥克默里組不均勻的覆蓋在泥盆系碳酸鹽巖之上，海相頁巖組成的清水組(ClearWater)和含海綠石砂巖組成的瓦比斯考組(Wabiskaw)覆蓋在麥克默里組之上[16]。通常麥克默里組被劃分為3 個單元，即由河流沉積為主的下段，河口灣沉積為主的中段和海相沉積為主的上段，也有部分學者認為麥克默里組的上、中段界限并不明顯，所以只劃分為上下兩個單元進行研究[7,14]。由于河流和潮汐頻繁作用導(dǎo)致沉積水動力不斷發(fā)生變化，麥克默里組儲層中發(fā)育大量砂泥斜互層巖石(Inclined heterolithic stratification，IHS)，這些無規(guī)則出現(xiàn)的泥質(zhì)夾層多為水平產(chǎn)狀，厚度范圍在毫米至厘米，連續(xù)性較差，對儲層砂體的滲透率有極強的限制作用[11,19-20]。

圖2 阿薩巴斯卡地區(qū)的地層分布圖(b)和麥凱河區(qū)塊麥克默里組油砂的層位(a)Fig. 2 Stratigraphic distribution of Athabasca (b) and McMurray Formation oil sands in Mackay River area (a).

麥凱河(Mackay River)區(qū)塊位于阿薩巴斯卡油砂礦區(qū)東部，距離麥克默里堡(Fort McMurray)西北方向約35 km，面積為760 km2，預(yù)計產(chǎn)能為200×104t/a[21]。主要的油砂產(chǎn)層為麥克默里組的上段，儲層頂部的平均深度為160～180 m，儲層平均厚度約18 m，有效孔隙度約32%，滲透率范圍在1～5 μm2[22]。

2 樣品與實驗

2.1 樣品

本研究共采油砂樣品54 件，所有樣品均來自于阿薩巴斯卡礦區(qū)麥凱河區(qū)塊的上麥克默里組。本研究的所有樣品均來自于同一口井，取樣深度范圍在171～198 m，深度差異不超過27 m，因此可以忽略區(qū)域構(gòu)造、地層溫度和埋藏史等因素對研究內(nèi)容造成的干擾。切割和封裝樣品的工具、錫紙和樣品袋用二氯甲烷提前處理，防止樣品相互污染。

2.2 實驗

2.2.1 巖石學分析

為了觀察油砂原本的結(jié)構(gòu)和瀝青的分布，制薄片的前處理未去油。截取油砂樣品相對平整的一面進行切片、打磨和拋光，在真空環(huán)境中用藍色的環(huán)氧樹脂浸漬油砂制備鑄體薄片，用蓋玻片防止意外接觸或落入灰塵。采用了萊卡顯微鏡進行薄片觀測，通過正交—單偏光識別礦物種類，計點法(每個薄片不少于350 個點)和ImageJ軟件處理碎屑成分、粒度、分選和填隙物等相關(guān)數(shù)據(jù)。切取3～5 g油砂樣品在50 ℃溫度下烘干并在真空環(huán)境鍍金，采用FEI-Quanta 650F 掃描電鏡觀測孔隙結(jié)構(gòu)和瀝青分布。

2.2.2 儲集巖熱解

為了準確評價油砂的含油性，切取內(nèi)部新鮮的油砂20～30 mg，采用OGE-Ⅵ型巖石評價分析儀進行儲集巖熱解分析。根據(jù)不同碳數(shù)的烴類從液態(tài)熱蒸發(fā)為氣態(tài)的溫度不同，采用五峰升溫分析程序，定量評價油砂中天然氣S0、汽油S11、煤油和柴油S21、蠟和重油S22、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)S235 個組分含量[23]。具體流程如下：油砂稱重后置于熱解坩堝中，加熱至90 ℃后用氦氣吹2 min，將樣品內(nèi)的輕烴吹入氫焰檢測器，測得天然氣含量S0；升溫至200 ℃測得汽油含量S11；升溫到350 ℃測出煤油和柴油含量S21；升溫至450 ℃測得蠟和重油含量S22；升溫至600 ℃測得膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量S23。最后，熱解完畢的樣品被轉(zhuǎn)入氧化爐內(nèi)并通入空氣，在600 ℃溫度下恒溫7 min，把樣品中的殘余碳燒成CO2，由熱導(dǎo)檢測器檢測出殘余有機碳RC值。具體升溫程序如(表1)所示。

表1 儲集巖熱解各參數(shù)意義及升溫分析程序Table 1 The meaning of reservoir pyrolysis parameters and conditions of temperature rise program

2.2.3 飽和烴色譜質(zhì)譜分析(GC-MS)

為了對比油砂瀝青中飽和烴和芳烴分子組成的差異，采用二氯甲烷在索氏抽提裝置中對3～5 g油砂進行72 h抽提。通過石油醚(戊烷與乙烷的混合物)對獲取的油砂抽提物(瀝青)進行瀝青質(zhì)沉淀，靜置12 h以上，之后采用活化硅膠和氧化鋁構(gòu)成的層析柱進行飽和烴、芳烴和非烴餾分的分離，采用的溶劑依次為石油醚、二氯甲烷和石油醚溶液(體積比2:1)、二氯甲烷和甲醇溶液(體積比93:7)。最后采用安捷倫5975i氣相色譜—質(zhì)譜儀對飽和烴和芳烴餾分進行色譜質(zhì)譜分析。加入定量的氘代蒽作為內(nèi)標，根據(jù)相應(yīng)的峰面積計算化合物的絕對含量。

3 結(jié)果與討論

3.1 巖石學特征

根據(jù)麥凱河區(qū)塊上麥克默里組典型的油砂樣品觀察，可以將巖心大致分為4 類。如圖3a和圖3b所示，灰綠或淺灰色為主的含丘狀交錯層理的塊狀細砂巖，含明顯裂紋，密度相對較高，存在厘米至毫米尺度的生物擾動痕跡，基本不含油。如圖3c和圖3d所示，褐色或深棕色含平行至低角度紋層的交錯層理細砂巖，基本不含遺跡化石，粒度相對較大，含油性較低。如圖3e和圖3f所示，黑色含波紋狀小型槽狀交錯層理細砂巖，多呈瀝青粘連的松散狀，偶見厚度為1～2 cm灰白色泥質(zhì)夾層，含油性較高。圖3 g和圖3 h所示，含連續(xù)砂泥互層的非均質(zhì)砂，灰白色泥質(zhì)夾層多呈不規(guī)則的層狀結(jié)構(gòu)，其中砂巖部分含油性相對較高。麥凱河上麥克默里組油砂儲層巖性縱向分布的非均質(zhì)性較強，油砂的粒度、巖石結(jié)構(gòu)、泥質(zhì)夾層和含油性等特征存在明顯差異。

圖3 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組典型油砂巖心照片F(xiàn)ig. 3 Typical photo of oil sands core of the Upper McMurray Formation in the Mackay River area.

通過顯微觀察可以進一步了解油砂的巖石結(jié)構(gòu)及差異。碎屑顆粒是組成碎屑巖的骨架，其特征主要包括大小、形狀和成分等。薄片計點和軟件識別的結(jié)果表明，麥克默里組油砂的粒徑范圍為0.08～0.23 mm，平均為0.15 mm，屬于極細砂巖(0.0625～0.125 mm)至細砂巖(0.125～0.25 mm)，粒徑變化較頻繁。碎屑成分差異不大，均以石英為主(平均占比80%以上)，石英顆粒大多為單晶石英，無明顯自生加大結(jié)構(gòu)，長石以鉀長石為主，次生蝕變作用罕見，巖屑主要為沉積和變質(zhì)巖屑，火山巖屑較少。通過粒度累積曲線和直方圖分析油砂碎屑顆粒的特征(粒徑轉(zhuǎn)化為Ф值)，并計算分選系數(shù)[24]，平均為0.56，分選性好—中等，磨圓度主要為次圓—次棱角，顆粒的接觸方式以漂浮—點接觸為主。油砂沒有明顯的機械壓實痕跡，成巖作用較弱。

碎屑巖中的填隙物主要包括膠結(jié)物和雜基，是影響巖石結(jié)構(gòu)的重要因素之一[24]。如圖4a所示，除了麥克默里組儲層頂部少部分樣品存在輕微海綠石膠結(jié)外，基本不存在膠結(jié)物。如圖4c，4 d所示，油砂的雜基含量存在明顯差異(2%～42%，平均為18.35%)，雜基主要由細粒沉積物構(gòu)成，填充在碎屑顆粒之間呈深棕或黑色，可能是與瀝青混合引起的。雜基含量差異可能導(dǎo)致油砂的支撐方式發(fā)生變化，雜基含量較低且分布較均勻時(＜25%)，油砂以剛性礦物顆粒支撐為主，儲集空間以原生粒間孔和粘土礦物的晶間微孔為主；雜基含量較高(＞25%)導(dǎo)致剛性礦物被雜基包裹，油砂內(nèi)部以雜基支撐為主，雜基受到壓實形成較致密的泥質(zhì)層，滲流通道僅由泥質(zhì)層中的微裂縫提供[24](圖4d)。

圖4 麥克河區(qū)塊上麥克默里組的典型油砂顯微圖(a. 極細砂巖；b. 細砂巖；c. 雜砂巖；d. 粉砂巖；圖中B：瀝青；Qz：石英；M：雜基；RF：巖屑；FD：長石；F：微裂縫)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)

通過粒徑，分選和雜基含量3 個影響因素將上麥克默里組油砂分為極細砂巖、細砂巖、雜砂巖和粉砂巖4 種[24]，粒度累計曲線和直方圖特征如圖5 所示。極細砂巖的平均粒徑小于0.125 mm，平均雜基含量低于15%，分選系數(shù)范圍在0.53～0.81。細砂巖粒徑范圍在0.125～0.25 mm之間，平均雜基含量低于15%，分選系數(shù)小于0.64。雜砂巖的平均雜基含量在15%～25%，分選系數(shù)在0.64～0.79，分選性略低于極細砂巖和細砂巖。粉砂巖的平均雜基含量含量大于25%，分選系數(shù)大于0.74。

圖5 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組4 種不同結(jié)構(gòu)油砂的粒度累計曲線和直方圖Fig. 5 Grain size accumulation curves and histograms of four different oil sands of Upper McMurray Formation in MacKay River area.

通過掃描電鏡進一步觀測碎屑顆粒間雜基的成分和瀝青的分布。如圖6a所示，碎屑顆粒間的雜基是由小于30 μm的細粒沉積物組成，包含細粉砂，粘土礦物和碳酸鹽灰泥等，其中粘土礦物包括層狀的高嶺石和疊片狀的伊蒙混層(圖6b，6d)等[25]。瀝青在油砂中的賦存方式主要有顆粒吸附和雜基吸附兩種，其中雜基吸附的瀝青量明顯高于顆粒吸附(圖6d)，這可能是雜基中粘土礦物擁有更高的比表面積和更頻繁的陽離子交換導(dǎo)致[26]。

圖6 麥克河區(qū)塊上麥克默里組代表性油砂的掃描電鏡圖(a為油砂的全貌，部分存在黑色瀝青；b為雜基中分布的高嶺石礦物；c為雜基中分布的伊蒙混層；d為雜基中粘土礦物吸附了大量瀝青；圖中B：瀝青；Qz：石英；M：雜基；Kl：高嶺石；P：孔隙；I/S：伊蒙混層)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

通過熱解獲取巖石中各烴類組分的相關(guān)信息，可以便捷、有效的進行含油性評價。熱解結(jié)果顯示，麥克默里組油砂含油性差異較大，總烴含量范圍在12.18～163.81 mg/g，平均為74.99 mg/g。如圖7 所示，其中只有部分樣品檢測出S0，平均含量0.3 mg，由于油砂中的烴類以瀝青為主，所以基本不含天然氣。S1組分含量范圍在0.97～33.91 mg/g，平均為18.25 mg/g。煤油、S21組分含量范圍在3.66～90.78 mg/g，平均為36.79 mg/g。S22組分含量范圍在1.45～34.53 mg/g，平均為16.40 mg/g。S23組分含量范圍在0～7.02 mg/g，平均為3.07 mg/g。其中S22組分含量最高，大約是S11和S22組分的兩倍，S23含量最低。

圖7 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組油砂熱解組分含量特征Fig. 7 Pyrolysis component content characteristics of oil sands of McMurray Formation in MacKay River area

上麥克默里組油砂的含油性存在較強的非均質(zhì)性，含油性的強弱明顯受控于巖性特征，如圖8 所示，砂體相對連續(xù)的部分(深度174～182 m，192～196 m)含油性相對較高，泥質(zhì)夾層頻繁發(fā)育的部分(深度183～190 m，196～197 m)，含油性相對較低。雖然可以通過巖性特征和泥質(zhì)夾層來判識含油性高低，但整體精度不高，無法準確預(yù)測含油性的強弱。

圖8 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組油砂熱解組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、氣、水層劃分及評價

在實際開發(fā)過程中，油水層的分布是影響儲層內(nèi)流體性質(zhì)和產(chǎn)能的關(guān)鍵因素，研究表明有水層分布的位置微生物活動更頻繁，導(dǎo)致原油遭受更強烈的生物降解作用[4]，因此了解油水層分布有助于油砂儲層含油性差異的成因。

利用自然伽馬、深電阻率和中子測井結(jié)合巖心的含水飽和度可以有效的劃分研究區(qū)的油水層[27]。如圖9 所示，自然伽馬值整體變化不大(18.9～30.5 API)，深電阻率值變化范圍在18.6～309 Ωm，中子值變化范圍在13.8%～36.5%，含水飽和度從20.9%～65.5%都有分布(測井和巖心數(shù)據(jù)由加拿大BRION能源公司提供)。結(jié)合前人對該研究區(qū)的測井的相關(guān)研究，可以將該井油砂劃分為氣、水、油和差油4 類儲層。

圖9 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組油砂儲層評價及油水層劃分Fig. 9 Vertical distribution characteristics of pyrolysis components in the oil sands of McMurray Formation in the Mackay River area

油層的自然伽馬值(＜20 API)和含水飽和度較低(＜30%)，深電阻率值較高，平均值為201.15 Ωm，主要由不含有泥質(zhì)夾層的雜砂巖構(gòu)成；差油層的自然伽馬值略高于油層，范圍在20～25 API，深電阻率值相對較低，平均小于90 Ωm，含水飽和度平均為35%，由粉砂巖與泥質(zhì)夾層頻繁互層構(gòu)成；水層最明顯的特點是巖心的含水飽和度超過50%，自然伽馬(＜20 API)和深電阻率值(＜30 Ωm)較低，主要由雜基含量較低的細砂巖構(gòu)成；氣層的識別特征為中子測井值較低，平均為13.8%，而水、油和差油層的中子測井值平均在30%以上，自然伽馬值和深電阻率值平均為25.5 API和61.7 Ωm，含水飽和度平均在39.7%，主要由雜基含量較低的極細砂巖構(gòu)成。

如圖9 所示，一共可劃為6 個層段，172～174 m為頂部氣層，174～176 m和196.6～197.45 m為兩個水層，176～183.87 m和189.25～196.3 m為兩個油層，183.87～189.25 m為差油層。

3.4 含油性差異的形成機理

3.4.1 主控因素

通常含油性差異的影響因素很多，包括但不限于烴源巖特征、儲層特征、油氣充注與成藏史和油藏次生改造等。本研究所有的樣品均來自于同一地層、同一口井中，深度差異在27 m以內(nèi)，因此可以忽略區(qū)域性的構(gòu)造、地層溫度和埋藏史等造成的影響。

前文中對油砂的巖石學特征進行分析，由于油砂本身成巖作用較弱，基本不存在膠結(jié)物，巖石結(jié)構(gòu)由碎屑顆粒和填隙物決定。碎屑巖的粒徑，分選和雜基含量有潛在的相關(guān)性，如圖10a所示，雜基含量與分選系數(shù)呈正相關(guān)，碎屑顆粒與填隙物之間存在潛在的聯(lián)系，沉積環(huán)境可能是造成這一現(xiàn)象的主要因素[24]。麥克默里組沉積環(huán)境位于海陸過渡相，受潮汐作用的影響水動力條件頻繁變化。水動力條件較強且穩(wěn)定時，沉積物以分選好、粒度大的碎屑顆粒為主，雜基含量較低，形成極細砂巖或細砂巖。水動力較弱且不穩(wěn)定時，粗粒和細粒共同沉積，沉積物以分選中等的碎屑顆粒和泥質(zhì)雜基為主，通常形成雜砂巖或粉砂巖[25]。

圖10 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組油砂含油性與粒徑、分選和雜基含量的相關(guān)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

眾多前人的研究表明，儲層的巖石學特征對物性和含油性有重要影響[4,12-13,26]。本研究中油砂儲層的巖石學差異主要體現(xiàn)在粒徑、分選和雜基含量3 個方面(表2)。采用儲集巖熱解參數(shù)分別與油砂的粒徑、分選和雜基含量3 個參數(shù)進行相關(guān)性分析。如圖10 中b，c，d所示，油砂的結(jié)構(gòu)與含油性并不是簡單的線性關(guān)系，每一種參數(shù)都有高含油性的區(qū)間。粒度在0.13～0.18 mm，分選系數(shù)在0.5～0.65，雜基含量在15%～25%，油砂的熱解總烴量較高。因此，儲層巖石學特征對含油性有明顯的控制作用，粒徑、分選和雜基含量過高或過低的油砂含油性都不高。

表2 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組典型油砂的巖性特征和儲集巖熱解數(shù)據(jù)Table 2 Lithology and reservoir rock pyrolysis data of typical oil sands of Upper McMurray Formation in Mackay River area

利用粒徑、分選和雜基含量3 種影響因素與油砂的含油性做權(quán)重分析[12]，偏相關(guān)性分析和歸一化處理后的結(jié)果顯示，對含油性影響的權(quán)重分別為粒徑34%、分選22%和雜基44%，對含油性影響的大小依次為雜基含量＞粒徑＞分選。根據(jù)粒徑、分選和雜基含量的變化范圍設(shè)為邊界條件，分別以3 個參數(shù)為三角圖的3 個端元，如圖11 所示，用不同顏色表示氣、油、差油和水層的油砂樣品，初步建立了麥凱河油砂含油性的識別圖版。極細砂巖有粒徑小、分選好和雜基含量低的特點，為氣層的主要巖石類型。細砂巖平均粒徑大，分選好且雜基含量低，為水層的主要巖石類型。粉砂巖粒度較小，分選差且雜基含量高，大多位于泥質(zhì)夾層附近，主要構(gòu)成了差油層。雜砂巖粒度偏大，分選一般且有一定雜基含量，是油層的主要巖石類型。

圖11 依據(jù)粒徑、分選和雜基含量劃分麥凱河區(qū)塊上麥克默里組油砂的含油性圖版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 形成機理

上麥克默里被認為是在初期原油充注達到飽和的儲層，生物降解和油水層分布是導(dǎo)致儲層含油性差異的重要原因[28-32]，本研究中水層在油柱上下都有分布，因此需要進一步厘定其形成機理。生物降解是原油發(fā)生次生變化過程中最重要的一環(huán)，主要特征是按照一定順序?qū)υ椭械臒N類進行消耗，造成原油的含量和成分發(fā)生改變[33-34]。前人依據(jù)不同化合物對降解耐受的差異，建立了降解程度的判識標準PM 0(最低)～10(最高)[33]。阿薩巴斯卡油砂整體的降解程度大致在PM 5～9，屬于嚴重生物降解[36]，需要篩選合適的生物標志物表征降解程度。

通過油砂瀝青中飽和烴和芳烴的相關(guān)參數(shù)可以有效表征不同儲層與降解程度之間的關(guān)系[33-34]。飽和烴m/z191 和m/z217 質(zhì)量色譜圖(圖12)顯示，三環(huán)萜烷、三降藿烷和孕甾烷等抗降解能力強的化合物的相對豐度隨深度無明顯變化，而C29H/C30H(C29藿烷/C30藿烷)比值從油層向水層逐漸增大(0.73～6.81)。芳烴化合物也有類似的情況，m/z192 和m/z198 質(zhì)量色譜圖顯示(圖13)，甲基菲和甲基二苯并噻吩系列化合物含量受控于油水層分布，9-MP/1-MP(9-甲基菲/1-甲基菲)比值從油層向水層逐漸降低(1.51～1.11)。因此，降解程度的差異可能是導(dǎo)致瀝青含量和性質(zhì)差異的主要原因。

圖12 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組油砂儲層飽和烴m/z 191 和m/z 217 質(zhì)量色譜圖隨油水界面變化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

圖13 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組油砂瀝青飽和烴m/z 192 和m/z 198 質(zhì)量色譜圖隨油水界面變化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

在縱向上綜合表征巖性、油水層和降解程度的變化，如圖14 所示，三降藿烷參數(shù)Ts/(Ts+Tm)、三環(huán)萜烷參數(shù)(C19TT+C20TT)/C23TT、孕甾烷/升孕甾烷和三芳甾烷參數(shù)(C27TAS/C28R TAS)/(C26TAS/C28S TAS)等隨深度增加無明顯變化，說明瀝青的來源和成熟度無明顯差異[37]。C30藿烷、5-升藿烷和9-甲基菲的絕對含量在水層較低，重排甾烷系列化合物的絕對含量升高，證明水層瀝青的降解程度較高，常規(guī)生物標志物被消耗，重排類生物標志物增加。甲基二苯并噻吩系列化合物的含量在差油層中異常高，在其他層內(nèi)無明顯變化，說明泥質(zhì)夾層頻繁發(fā)育的差油層內(nèi)降解程度相對較低。

圖14 麥凱河區(qū)塊上麥克默里組巖石類型與含烴量、降解程度和油水層分布的關(guān)系Fig. 14 Relationship between rock type and hydrocarbon content, degradation degree and oil-water interval distribution of McMurray Formation in MacKay River area

儲層的物性條件(孔隙度和滲透率)受控于巖石粒度，分選和填隙物含量等巖性特征[20]，而生物降解的相關(guān)研究結(jié)果表明，隨著儲層物性增加，儲層中流體的流動性增強，微生物的營養(yǎng)供給增加，造成更嚴重的水洗、氧化和微生物活動[4,33-35]，因此從巖性、物性和降解程度可以綜合分析油砂含油性差異的形成機理。原油充注時期，粒徑大、分選好且雜基含量低的細砂巖儲層，內(nèi)部沒有細粒填隙物(雜基)的阻礙，孔滲條件好，受到降解嚴重，儲層中的烴類由于受到嚴重的降解無法保存，最終形成水層。雜砂巖構(gòu)成的儲層含有細粒填隙物(雜基)，導(dǎo)致孔滲條件相對中等，儲層中流體的流動性相對較弱，烴類受到降解程度相對較低，因此形成油層。粉砂巖中細粒填隙物(雜基)含量過高，泥質(zhì)夾層頻繁發(fā)育，導(dǎo)致儲層孔滲條件較差。雖然降解程度低，但原油無法完全充注泥質(zhì)夾層，導(dǎo)致含油性低，最終形成差油層。綜上所述，巖性特征決定了儲層巖石類型和孔滲條件，孔滲條件影響了油氣的充注量和降解程度，最終形成了氣、水、油和差油層非均質(zhì)分布和含油性的差異。

4 結(jié)論

不同于傳統(tǒng)儲層，油砂是在嚴重生物降解的背景下形成的特殊油藏，因此儲層對烴類的保存效果應(yīng)該被優(yōu)先考慮?？诐B條件較好的砂巖，內(nèi)部充注的烴類會遭受相對較強的降解作用，導(dǎo)致烴類無法有效保存，含油性較低；孔滲條件相對較差的雜砂巖，受到降解作用的影響相對較小，內(nèi)部的烴類得到有效保存，含油性較高。

(1) 麥凱河油砂成巖作用弱，基本不含膠結(jié)物。碎屑顆粒和填隙物決定巖石特征。根據(jù)粒徑、分選和雜基含量劃分為4 種巖石類型：極細砂巖、細砂巖、雜砂巖和粉砂巖；

(2) 麥凱河油砂含油性差異明顯，熱解總烴由大到小依次為雜砂巖＞粉砂巖＞極細砂巖＞細砂巖；

(3) 根據(jù)測井和含水飽和度數(shù)據(jù)可以將麥凱河油砂劃分為氣、水、油和差油4 類儲層。構(gòu)成這4 類儲層的主要巖石種類依次為極細砂巖、細砂巖、雜砂巖和粉砂巖；

(4) 麥凱河油砂含油性差異是由原油的降解程度和充注量決定。細砂巖孔滲條件好，原油降解程度高，形成水層。雜砂巖孔滲條件相對較中等，原油降解程度低，形成油層。粉砂巖中頻繁形成泥質(zhì)夾層，原油難以完全充注，形成差油層。

致謝

本研究得到了中國石油勘探開發(fā)研究院的支持。由衷的感謝中國石油大學(北京)油氣資源與工程全國重點實驗室的師生寶和朱雷在樣品的實驗和分析過程中給予的協(xié)助。感謝編輯及匿名審稿人對本文提出的建設(shè)性意見。