松遼盆地西部斜坡帶中南部大崗地區上白堊統油砂含油性特征

摘要：

松遼盆地西部斜坡帶是中國重要的油砂成礦帶，為了進一步厘清該區中南部白堊系油砂資源特征，開展了基礎地質調查工作，并在吉林大崗地區布設了5口油砂調查井和1口水文觀測井，通過巖心觀察、地球物理測井解釋、巖心樣品含油率測試等方法開展地質綜合研究。結果表明：該區白堊系姚家組油砂賦存深度為175～208 m，巖性以粉砂巖和細砂巖為主，最大含油率為16.02%，平均含油率為8.23%。油砂層測井曲線具低自然伽馬、高聲波時差、中高電阻率和低密度的特征。自上而下對油砂地層劃分了4個小層（S1、S2、S3、S4）并開展含油特征分析，縱向上，油砂含油性表現為非均質性，且具有隨深度增大含油率逐漸增高的特征，位于儲層下部的S3和S4小層平均含油率分別為10.80%和11.40%，達到富礦品位。各小層有效厚度變化較大，最大單層有效厚度為3.10 m，最小單層有效厚度為1.20 m，下部的S3和S4小層的平均有效厚度分別為2.90 m和1.90 m，明顯優于上部的S1和S2小層。在油砂發育規模上：S3小層分布面積最大，有效厚度≥2 m的砂體面積約為270 m×160 m，厚度中心位于井區東南，自厚度中心向北西方向厚度有所減薄；S4小層分布面積次之，有效厚度≥2 m的砂體面積約250 m×120 m，厚度中心位于井區中部，平面上呈東南和西北方向分布面積大、中間略小的近啞鈴狀，自厚度中心向北東和南西方向厚度有所減薄。砂體沉積特征受區域淺水三角洲沉積演化過程控制，高品質油砂多賦存于分流河道的細砂巖中，特別是位于下部的S3和S4小層具明顯的多期疊置河道側積砂體的沉積形態。總體而言，位于儲層下部的S3和S4小層表現為高含油率、有效厚度大、展布面積可觀的油砂賦存特征，是該區高品質油砂的主力儲層。

關鍵詞：

油砂；含油性特征；松遼盆地；西部斜坡帶；大崗地區；上白堊統；姚家組

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230158

中圖分類號：P611；P618.13

文獻標志碼：A

Oil-Bearing Characteristics of Upper Cretaceous Oil Sands in the Dagang Area， South-Central Part of Western Slope of Songliao Basin

Tong Lihua^1，2，Shan Xuanlong³，Zhang Jiaqiang¹，Li Feng¹，Shi Lei⁴ ，Li Yaohua¹，Xu Yinbo¹，Liu Yantong⁴

1. Oil amp; Gas Survey Center， China Geological Survey， Beijing 100083， China

2. Key Laboratory of Unconventional Petroleum Geology， China Geological Survey， Beijing 100083， China

3. College of Earth Sciences， Jilin University， Changchun 130061， China

4. Xinjiang Xinyitong Petroleum Technology Co.，Karamay 834000， Xinjiang， China

Abstract：

The western slope of Songliao basin is an important oil sands metallogenic belt in China. In order to further clarify the characteristics of Cretaceous oil sands resources in the central and southern parts of the area， the basic geological survey work has been implemented with five oil sands investigation wells and one hydrological investigation well in the Dagang area of Jilin. Based on core observation， geophysical log interpretation， and oil content test of core samples， a comprehensive geological study was carried out. The results show that， the oil sands of the Cretaceous Yaojia Formation are located at a depth from 175 m to 208 m， and the lithology is mainly siltstone and fine sandstone. The oil content level of the core reaches oil immersion grade， with a maximum oil content of 16.02% and an average oil content of 8.23%. The oil sand formation logging curve is characterized by low natural gamma value， high acoustic velocity value， medium to high resistivity and low density. The oil sands formation is divided into four sub-layers （S1， S2， S3， S4） and oil content characteristics are analyzed. Vertically， the oil content is non-homogeneous and increases gradually with depth. The average oil content of S3 and S4 in the lower part of the reservoir is 10.80 % and 11.40 %， respectively， reaching the grade of rich ore. The effective thickness of each sub-layer varies widely in the vertical direction， with a maximum value of 3.10 m and a minimum value of 1.20 m. The average effective thickness of the lower S3 and S4 sub-layers is 2.90 m and 1.90 m respectively， which is obviously better than the upper S1 and S2 sub-layers. On the scale of oil-sand development， the distribution area of S3 sub-layer is the largest， and the area of sand body with effective thickness≥2 m is about 270 m×160 m， and the thickness center is located in the southeast of the well area， and the thickness is thinned from the thickness center to the northwest; The distribution area of S4 sub-layer is the second largest， and the area of sand body with effective thickness≥2 m is about 250 m×120 m， its thickness center is located in the middle of the well area. In terms of planar spreading， its distribution area is large in the southeast and northwest directions， and the distribution area in the middle zone is slightly smaller， with a nearly dumbbell shape， the thickness thins from the thickness center to the north-east and south-west directions. On sand deposition characteristics， controlled by the sedimentary evolution of the regional shallow water delta， high-quality oil sands are mostly deposited in the fine sandstone of the divergent river channel， especially the S3 and S4 sub-layers located in the lower part of the reservoir have obvious deposition patterns of multi-phase superimposed river lateral accumulation sand bodies. In general， the S3 and S4 sub-layers have high oil content， large effective thickness and considerable spreading area， and are the main reservoir of high-quality oil sands in the area.

Key words：

oil sands；oil-bearing characteristics；Songliao basin；western slope；Dagang area；Upper Cretaceous；Yaojia Formation

0"引言

油砂作為非常規油氣資源，是石油和天然氣重要的接替能源，是中國油氣資源重要的戰略補充之一^[1-5]。典型的油砂是一種含有油砂油的砂巖或其他巖石，通常是由砂、油砂油、礦物質、黏土和水組成的混合物^{[2，6-7]}。通常來說，油砂多賦存于盆地邊部相對較淺的部位，且其形成多受控于構造作用，由原生油藏在運移和聚集過程中經生物降解、輕烴揮發或水洗而形成，因此油砂油是原油中高分子量烴類、膠質和瀝青質殘留聚集的產物，其在油藏條件下黏度很高甚至不流動^[8-10]。根據不同類型油砂的巖石膠結狀態，油砂通常有兩種不同的形態：一種為松散狀的油砂；另一種為固結成巖的含油砂巖，其砂巖孔隙中多被瀝青、重質油充填，少量被輕質油等烴類物質充填。油砂中烴類的含量、礦層厚度、隔夾層特征等是評價礦體質量高低和經濟價值的重要指標。加拿大阿爾伯塔油砂管理局（AOSTRA）依據該國海相地層油砂成礦條件及資源特征，以含油率（重量法）≥5%起算油砂礦品位，即含油率介于5%～8%為低品位，8%～13%為中品位，＞13%為高品位^[2]。

考慮中國范圍內油砂的不同成礦背景和資源類型，由原國土資源部（現自然資源部）牽頭并聯合國內地質科研院所、油田企業和高等院校等多家單位共同完成的《全國油砂資源評價》^[3]中，對中國油砂的定義為出露地表或近地表包含有烴類的砂巖和碳酸鹽巖，油砂中所含的烴類物質包括重油、固體瀝青和輕油等，且資源品位下限為含油率≥3%。主要依據新疆風城地區露天油砂礦的地質特征及其試采經驗，國家能源局頒布的石油天然氣行業標準《油砂礦地質勘查與油砂油儲量計算規范》（SY/T 6998—2014）^[11]中，定義油砂礦是由地質作用形成的油砂自然富集物，出露地表或埋深小于100 m的近地表，主要以露天或巷道開采方式開采，并厘定油砂品位下限為含油率≥6%。

自然資源部發布的地質礦產行業標準《礦產地質勘查規范 油砂》（DZ/T 0337—2020）^[12]中，將油砂資源定義為形成于地表或近地表，一般具有開放壓力系統的含烴類混合物儲集體（通常為砂體），對采用露天開采的油砂資源品位規定為在3%～6%之間，對采用蒸汽開發的資源起算下限規定為含油率≥6%。

由于油砂油的性質，不同的國家對油砂資源的分類標準不同。考慮中國油砂類型的復雜性、多樣性及當前國家油氣能源戰略性需求等因素，筆者認為《全國油砂資源評價》^[3]及《礦產地質勘查規范 油砂（DZ/T 0337—2020）》^[12]中對中國油砂的定義涵蓋較大的資源勘探空間，即廣義的油砂概念對現階段資源調查工作提供更多的方向性建議，因此，油砂的含油性特征成為油砂資源調查與本文評價的重要參數。

全國油砂資源評價結果顯示，松遼盆地西部斜坡帶白堊系油砂分布面積約為1 700 km²，初步估算油砂油地質資源量約為4.75×10^{8 "}t^[3]，是中國重要的油砂成礦區域。目前，除圖牧吉地表油砂礦和西北溝油砂礦進行了小面積詳查以外，全區整體的油砂勘探程度較低。為此，中國地質調查局油氣資源調查中心依托公益性油砂地質調查項目，通過在松遼盆地西部斜坡帶中南部（吉林地區）實施地表油氣化探測量、鉆探取心、地球物理測井和測試分析等工作手段，在大崗地區及周邊獲得良好資源顯示。筆者以在大崗調查區內實鉆的6口調查井鉆探資料、測井解釋成果和分析測試數據為基礎，對優質油砂的含油性特征進行分析，以期對該區油砂勘探與選區評價工作提供一定的依據。

1"地質背景

西部斜坡帶是松遼盆地的一級構造單元，其構造演化主要經歷下白堊統登婁庫組—上白堊統嫩江組沉積期的低幅坳陷沉降，與此同時伴隨盆地周緣隆起，形成東傾的構造格局。上白堊統四方臺組沉積期經歷盆地萎縮，邊緣差異性隆起，區內上白堊統姚家組及之上地層厚度變薄或尖滅^[13-15]。本次工區所在的大崗地區位于西部斜坡帶的超覆帶，根據已有鉆井資料顯示，地層以中生界白堊系為主，自下而上分為上白堊統姚家組、嫩江組、四方臺組和明水組，及第四系松散砂礫石堆積物，個別鉆孔見下白堊統火石嶺組，其中上白堊統四方臺組和明水組在大崗地區的東部和東南部發育，其他地區不發育或局部發育薄層。

松遼盆地西部斜坡帶整體上構造平緩，構造格局和演化與加拿大阿爾伯塔盆地東部相似，前人研究^[16-18]顯示，該區油源主要來自中央坳陷區（主要為齊家—古龍凹陷）上白堊統青山口組和嫩江組湖相泥巖，原油經長距離運移過程中不斷稠化而形成油砂^{[13，19]}。前期調查結果顯示，大崗地區油砂資源主要賦存于上白堊統姚家組^[13，20-21]，區域上位于圖牧吉露天油砂礦與小太平山油砂藏之間（圖1），具有較好的勘探開發前景。

2"數據和方法

2.1"鉆井取心與巖心地質編錄

為獲取準確的油砂關鍵評價參數，中國地質調查局油氣資源調查中心在吉林省白城市鎮賚縣建平鄉后大崗村實施了5口油砂調查井（JLY1、JLY1-1JLY1-4）和1口水文觀測井（JLSD1）鉆探工程（圖1）。

5口油砂調查井按反5點法布設，井間距為50～70 m，設計井深為210 m，目的層為上白堊統姚家組2+3段。油砂井鉆探采用TSJ2000型轉盤鉆機施工，單井完鉆井深為213.00～218.00 m，平均單井完鉆井深為215.50 m，完鉆方式為套管完井。該5口油砂井均采用三開井身結構，二開鉆至上白堊統姚家組油砂礦層頂部，三開取心后鉆入油砂底板礫巖或含礫泥巖完鉆。該工程在目的層上白堊統姚家組井深為180.00～208.00 m井段取心，5口油砂井取心進尺共計137.42 m，巖心總長為81.99 m，巖心直徑約為101 mm，巖心獲取率為59.66%。取心鉆進、起鉆及巖心打撈過程中，觀察并記錄鉆井液槽面和井口油氣顯示，巖心出筒后進行巖心觀察并開展1∶200巖心編錄，詳細記錄油砂及其礦層頂底板巖心的顏色、巖性、礦物組成、結構與構造、膠結程度、含油性特征和特殊礦化現象等。水文觀測井JLSD1距JLY1以東約150 m，完鉆井深為300.97 m。水文觀測目的層為上白堊統姚家組。井身結構為二開，二開井深為80.00～300.97 m。該井為全井段取心，取心進尺300.97 m，巖心長217.49 m，整體采取率為72.26%。

2.2"地層地球物理測井

本次地球物理測井工程采用ECLIPS-5700數控測井地面采集系統，對裸眼地層層段進行1∶200和1∶500兩種比例尺的標準測井和組合測井，測井內容包括雙側向電阻率、自然電位、自然伽馬、聲波、密度、補償中子、井徑、井斜、井溫等。井下數據采集過程中采用自下而上的測量方式，按5 cm采樣間隔連續采集測井數據，井斜、井溫測量均采用連續測量方式，測量速度及測量單位嚴格按規定執行。幾種儀器組合測井時，采用規定測速的最低儀器測速進行測量。

采用專用測井數據處理軟件，并結合鉆井取心及鉆遇地層的巖石物性及含油氣性的測井響應特征，綜合確定所鉆遇各地層的埋深、厚度、儲集層的巖性、物性、電性、含油性等基本地質特征。經檢查、校驗和標定，測井所用各類儀器性能良好，各方法測井數據記錄完整、準確，測井曲線能夠正常反映巖層的巖電特征、含油性變化及鉆井工程參數。丟錯碼率、深度誤差、測速等各項技術指標符合規范要求。經測井曲線質量綜合評價，本工程5口油砂井累計獲取優等測井曲線共計100條，優等品率為100%。

2.3"含油性測試分析

為了真實地反映油砂的含油程度和非均質性情況，對巖心油砂樣品進行連續取樣測試含油率，共采集油砂樣品175件。采用密封管密封油砂巖心樣品并冷藏運輸至實驗室，保持原樣的完整性。參照《巖心分析方法》（SY/T 5336—2006）^[22]巖心樣品采集要求，對含油巖心進行劈心，對劈取1/2的巖心進行連續的系統采樣，單個樣品取樣長度為30 cm，每件樣品的質量不少于200 g。取樣時，取全油砂頂板、底板及內部隔夾層的控制樣，若遇有大段不含油的干層，可不連續取樣，但每隔0.5～1.0 m需采集一個控制樣。樣品分析前解凍，將長度為30 cm的巖心去除表皮后，用取樣鏟連續采集鏟槽中心部位的新鮮樣品，制備分析樣，保證后續測試結果的準確性。

油砂巖心樣品含油率測試工作依照《巖石中氯仿瀝青的測定》（SY/T 5118—2005）^[23]標準操作，在中化地質礦山總局第四化工實驗室完成。主要分析測試步驟如下：首先，準確稱量樣品50 g（精確至±0.4 mg）確定油砂質量，稱取質量后的樣品經干燥、粉碎加工裝入濾紙包內；然后采用索式抽提器對樣品進行抽提，抽提溫度≤85 ℃，將濃縮抽提物溶液經過濾轉移至質量恒定稱量皿中；最后在≤40 ℃溫度條件下揮發至干后稱取質量，計算得出含油率。含油率按式（1）^[23]計算。

w = m₂-m₁m×100% 。（1）

式中： w為油砂油質量分數，即質量含油率，%；m₁為稱量皿質量，g；m₂為稱量皿與氯仿瀝青質量之和，g；m為樣品質量，g。

本次含油率分析測試質量監控平行分析的樣品數為樣品總數的5%，平行分析合理率為100%。

3"含油性特征

3.1"巖心特征

通過現場巖心觀察和地質編錄，該區上白堊統姚家組巖性主要為綠灰色泥巖、泥質粉砂巖，與灰綠色粉砂巖、粉砂質泥巖和細砂巖呈互層狀產出，局部夾致密灰白色鈣質粉砂巖和棕紅色-淺磚紅色泥巖、粉砂質泥巖。油砂層段埋深為175.00～208.00 m，巖性以細砂巖和粉砂巖為主，巖石被油質成分充填或浸染后呈灰褐色、褐灰色、褐黑色和深褐色，不見巖石本色（圖2）。含油巖心膠結程度普遍較疏松，巖心觀察顯示其膠結程度與含油性呈負相關性，即含油級別越高其膠結程度越差。

根據各井含油顯示巖心分析測試結果（表1）可知，白堊系姚家組油砂含油率特征變化相對穩定，最高含油率為16.02%，平均含油率為8.23%。其中5口井達到中低品位（3%≤w＜6%）油砂的累計厚度為12.04 m，達到中等品位（6%≤w＜10%）油砂的累計厚度為13.94 m，達到富礦品位（w≥10%）油砂的累計厚度為14.14 m（表1）。

3.2"測井特征

根據本次鉆探工程三開油層段裸眼測井特征和巖心含油率分析結果，總結了大崗地區油砂儲層測井四性關系，建立了油層、差油層和水層的解釋標準，結果見表2。

以JLY1井為例（鉆井位置見圖1），該井鉆遇油砂儲層頂界深度為183.00 m，鉆穿油砂儲層底界深度為205.30 m。通過單井1∶200比例尺地質編錄，姚家組油砂巖心的含油級別可達到油浸、油跡和油斑級。

油浸級別的含油砂巖集中發育在195.31～206.34 m（圖3），巖性以細砂巖為主，單層厚度為0.85～2.00 m，層狀產出，個別井見含礫細砂巖薄夾層；含油程度較飽滿，巖心被油質充填呈深褐色、褐黑色（圖2a—c），不見巖石本色，偶見不含油的條帶狀或斑塊，含油面積約為70%～85%，油脂感較強，染手，含油部分滴水呈圓珠狀，不滲，含油巖心油味較強。相較油斑和油跡級別巖心，油浸巖心膠結程度更弱，錘擊聲啞，無回彈，錘擊點有凹痕，易擊碎，稍加力可用手掰開巖心。巖心樣品含油率測試結果顯示，

油浸級別含油砂巖的

最大含油率為15.48%，最小含油率為4.60%，平均含油率為11.00%，達到高等品位油砂。測井響應特征上，自然伽馬曲線值介于105～130 API，平均值約為110 API；補償密度曲線值介于1.71～2.29 g/cm³之間，平均值約為2.01 g/cm³；聲波時差曲線值一般大于420 μs/m；深側向電阻率曲線值介于22～139 Ω·m之間，明顯高于油跡和油斑級別儲層。JLY1井198.14～199.85 m、201.04～201.94 m和203.12～206.34 m井段油浸顯示連續，厚度較大，自然電位曲線呈鐘形，伽馬曲線呈鋸齒狀的鐘形，電阻率值高，巖性以細砂巖（局部含礫）為主，夾少量綠灰-灰褐色泥質粉砂巖和粉砂質泥巖薄層，反映多期的水下分流河道沉積，含油率最大值達15.48%，平均值為11.30%，綜合解釋為油層；188.17～189.14 m和195.31～196.82 m井段含油顯示厚度相對略薄，電阻率曲線特征顯示為相對低值，含油率平均值為8.70%，含油率略低于油層段，綜合解釋為差油層。

油斑、油跡級別的含油砂巖集中在183.00～193.31 m（圖3），巖性為灰綠-綠灰色、灰白色粉砂巖（圖2d—f），單層厚度為0.15～2.14 m，以多薄層、互層狀產出，局部夾薄層油浸粉砂巖；巖心油質充填程度不飽滿，呈灰褐-褐灰色條帶狀或斑塊狀分布，含油面積為5%～30%，油脂感較弱，油斑級別可染手，含油部分滴水呈半珠狀，緩滲，普遍巖心油味較弱；巖心膠結程度較弱，錘擊聲不清脆，不回彈，較易擊碎，指甲可在巖心表面劃出印痕。巖心樣品含油率測試結果顯示，

油斑、油跡級別含油砂巖的

最大含油率為10.70%，最小含油率為3.80%，平均含油率為8.00%，達到中等品位油砂。測井響應特征上，自然伽馬曲線值介于94～127 API之間，平均值約為115 API；自然電位曲線值介于75～81 mV之間，平均值為78 mV；補償密度曲線值介于1.76～2.03 g/cm³之間，平均值約為1.99 g/cm³；聲波時差曲線值大于420 μs/m；深側向電阻率曲線值介于13～24 Ω·m之間。JLY1井190.58～193.31 m井段油斑顯示較連續，自然電位曲線呈鐘形，伽馬曲線呈鋸齒狀的鐘形，電阻率處于中低值，巖性以粉砂巖為主，夾少量灰綠-綠灰色粉砂巖和粉砂質泥巖薄層，反映出遠砂壩沉積特征，平均含油率為7.80%，綜合解釋為差油層；183.66～187.30 m井段多為油跡級別顯示，伽馬曲線呈指形，電阻率處于低值，巖性以灰綠色油跡粉砂巖、泥質粉砂巖為主，夾薄層灰白色鈣質粉砂巖、綠灰色粉砂巖，局部發育砂礫巖薄層，具席狀砂沉積特征，平均含油率為6.40%，其中，185.22～185.64 m和186.40～187.00 m井段自然伽馬曲線呈指形，聲波時差值呈高值，但電阻率相對低值，二者呈鏡像關系，巖性為灰綠色粉砂巖，呈薄層產出，綜合解釋為水層（圖3）。

整體上，JLY1井油層段集中在儲層下部，深度為198.14～206.34 m，巖性主要為細砂巖，測井特征上表現為自然伽馬＜120 API；補償密度＜2.15 g/cm³，聲波時差＞420 μs/m，深側向電阻率＞30 Ω·m，為一套油浸顯示較為連續、含油率高、厚度較大的良好儲層。

4"含油性變化規律

松遼盆地西部斜坡帶中南部大崗地區白堊系油砂含油性主要受控于砂體的分布特征：該區域受松遼盆地晚白堊世的典型淺水三角洲沉積體系控制，從三角洲平原到三角洲前緣，分流河道的比例和規模依次減小，河道的形狀在平面上從略微彎曲的帶狀變為分支"^[15]。工區范圍內鉆遇的姚家組油砂砂體類型主要為三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠砂壩和前緣席狀砂，形成地質體中切疊交錯的非均質砂體空間分布特征，使得該區油砂含油性呈現縱向非均質性及各小層平面展布特征。

4.1"縱向非均質性

根據各井的巖心含油率測試分析數據、儲層測井巖電特征及測井綜合解釋成果，自淺至深將姚家組含油砂層段劃分為4個小層，即S1—S4，各井含油層段小層劃分詳見表3。

各小層的平均含油率變化較大，在縱向上表現出明顯的非均質性，即隨深度增加，普遍存在含油級別逐漸增高的趨勢。根據鉆探認識及巖心含油性測試分析結果，以含油率大于3%的數據進行統計，對鉆孔見礦厚度采用剔除泥質夾層、致密層和未達到資源品位下限的含油顯示樣品，確定了各井油砂小層的有效厚度。 大崗油砂層段累計有效厚度為5.14～9.37 m，平均厚度約為8.02 m?？v向上各小層有效厚度變化較大，最大單層有效厚度為3.10 m，最小單層有效厚度為1.20 m，

下部的S3和S4小層的平均有效厚度分別為2.90 m和1.90 m，明顯優于上部的S1和S2小層。

4.2"油砂層平面展布

平面上，工區范圍內S1小層最大含油率位于JLY1-2，受JLY1-1、JLY1-2和JLY1控制（圖4a）；S2小層最大含油率位于JLY1，受JLY1-4、JLY1和JLY1-2控制（圖4b）；S3小層最大含油率位于JLY1-3，受JLY1-3、JLY1-1和JLY1-4控制（圖4c）；S4小層最大含油率位于JLY1-1，受JLY1-4、JLY1-1和JLY1控制（圖4d）。

平面上，工區范圍內S1小層最大有效厚度位于JLY1-1，受JLY1-1、JLY1-4和JLY1控制（圖5a）；S2小層最大有效厚度位于JLSD1，受JLSD1、JLY1-1、JLY1和JLY1-2控制（圖5b）；S3小層最大有效厚度位于JLY1-3，受JLY1-3、JLY1-2、JLSD1和JLY1控制（圖5c）；S4小層最大有效厚度位于JLY1-4，受JLY1-4、JLY1-1、JLY1-2、JLSD1和JLY1控制（圖5d）。

縱向上，各油砂小層中，S3小層的有效厚度最大，S1和S4次之，S2普遍較?。ū?，圖5）。工區內鉆井控制范圍內，S3小層有效厚度≥2 m的砂體分布面積最大，砂體面積約270 m×160 m，厚度中心位于井區東南，自厚度中心向北西方向厚度有所減?。籗4小層有效厚度≥2 m的砂體分布面積次之，砂體面積約250 m×120 m，厚度中心位于井區中

部，平面上呈東南和西北方向分布面積大、中間略小的近啞鈴狀，自厚度中心向北東和南西方向厚度有所減薄。在砂體沉積特征方面，高品質油砂多賦存于分流河道的細砂巖中，這種沉積特征多受區域淺水三角洲沉積演化過程的控制（圖6），特別是位于下部的S3和S4小層具明顯的多期疊置河道砂體的沉積形態。

總體而言，位于儲層下部的S3和S4小層無論在含油性、測井響應特征、儲層有效厚度還是平面展布范圍等方面均要好于上部的S1和S2小層。S3小層平均含油率為10.80%，平均有效厚度為2.90 m；S4小層平均含油率為11.40%，平均有效厚度為1.90 m，均達到富礦品位。S3和S4小層的有效厚度較大，含油性相對更均，泥巖夾層薄，砂體結構相對簡單，砂巖連通性好，表現為一套高含油率、有效厚度大、展布面積可觀的主力油砂儲層。

據文獻[24-27]修編。

5"結論及建議

1）通過本次鉆探工程，揭露了大崗油砂調查區姚家組2+3段地層。油砂巖性以粉砂巖和細砂巖為主，巖石被油質成分充填或浸染后呈灰褐色、褐灰色、褐黑色和深褐色，不見巖石本色。含油巖心膠結程度普遍較疏松，巖心觀察顯示其膠結程度與含油性呈負相關性，即含油級別越高其膠結程度越差。巖心樣品含油率分析測試最高含油率為16.02%，平均含油率為8.23%。

2）根據測井特征、巖性特征和含油率分析測試結果，總結了大崗地區油砂層測井特征。測井解釋油層段集中在儲層下部，巖性主要為細砂巖，測井特征上表現為自然伽馬＜120 API；補償密度＜2.15 g/cm³，聲波時差＞420 μs/m，深側向電阻率＞30 Ω·m，深度上對應S3和S4小層。

3）達到富礦品位的S3和S4小層的有效厚度較大，含油性相對更均，泥巖夾層薄，砂體結構相對簡單，砂巖連通性好。S3小層平均含油率為10.80%，平均有效厚度為2.90 m，S4小層平均含油率為11.40%，平均有效厚度為1.90 m，是該區油砂的主力儲層位置。

4）綜合該區油砂含油性特征、儲層條件及水文地質條件，建議優選儲層下部的S3和S4小層進行含油性測試，以獲取更為準確的地質工程經濟一體化評價參數，進一步落實含水油砂儲層的水體規模、涌水量、水體礦化度、封堵層發育情況等關鍵參數，綜合評估中國東北地區斷陷盆地中此類淺水湖盆沉積體系的淺層、松軟、含水油砂原位開采的技術可行性。

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