準(zhǔn)噶爾盆地喀拉扎背斜侏羅系頭屯河組油砂儲(chǔ)層沉積相與儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

趙曉林+單玄龍 +郝國(guó)麗+賀文同+梁也

摘要：喀拉扎背斜位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣，發(fā)育侏羅系油砂。在喀拉扎背斜侏羅系頭屯河組首次發(fā)現(xiàn)6個(gè)油砂露頭點(diǎn)，并實(shí)施地質(zhì)調(diào)查井1口（喀油砂1井），揭示油砂儲(chǔ)層累計(jì)厚度超過(guò)30 m。通過(guò)鉆井巖芯編錄、巖石薄片鑒定、掃描電鏡觀察、鑄體薄片觀察和測(cè)井等方法，對(duì)油砂儲(chǔ)層的沉積環(huán)境、巖性、物性和儲(chǔ)集空間類型等進(jìn)行了研究。結(jié)果表明：油砂儲(chǔ)層位于中侏羅統(tǒng)頭屯河組，主要包括中細(xì)砂巖油砂儲(chǔ)層和粗砂—細(xì)礫巖油砂儲(chǔ)層；中細(xì)砂巖油砂儲(chǔ)層為厚層沉積巖儲(chǔ)層，沉積相屬于曲流河相河床亞相的邊灘沉積微相，儲(chǔ)集空間以原生孔隙為主，孔隙度和滲透率為中—高孔、高滲范疇；粗砂—細(xì)礫巖油砂儲(chǔ)層為特厚層沉積巖儲(chǔ)層，沉積相屬于曲流河相河床亞相的河床滯留沉積微相，儲(chǔ)集空間以次生孔隙為主，孔隙度和滲透率為中孔、中滲范疇。總之，喀拉扎背斜侏羅系頭屯河組儲(chǔ)層有利于油砂的富集與儲(chǔ)存，是準(zhǔn)噶爾盆地油砂資源新的潛力區(qū)。

關(guān)鍵詞：油氣地質(zhì)；油砂；儲(chǔ)層特征；沉積相；孔隙度；含油率；喀拉扎背斜；準(zhǔn)噶爾盆地

中圖分類號(hào)：P618.130.1；TE122.2+4文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

Abstract： Kalazha anticline is located in the southern margin of Junggar Basin， and oil sand develops in Jurassic. 6 outcrops of oil sands in Kalazha anticline have been found in Jurassic Toutunhe Formation for the first time. One well has been drilled in the oil sandbearing layer， and the thickness of oil sand layers found is more than 30 m. Based on the core recording， identification of rock sections， SEM， identification of casting sections and core logging， the sedimentary environment， lithology， physical property and space types of oil sand reservoirs were studied. The results show that the oil sand reservoirs belong to Middle Jurassic Toutunhe Formation， including middlefine sandstone and coarse sandfine conglomerate oil sand reservoirs； the middlefine sandstone oil sand reservoir is thick sedimentary rock， and the sedimentary facies is marginal microfacies of riverbed subfacies， meandering river facies， and the reservoir space is mainly primary pore， and the porosity and permeability are middlehigh and high， respectively； the coarse sandfine conglomerate oil sand reservoir is extra thick sedimentary rock， and the sedimentary facies is riverbed retention microfacies of riverbed subfacies， meandering river facies， and the reservoir space is mainly secondary pore， and both of porosity and permeability are middle. In general， the reservoirs in Jurassic Toutunhe Formation in Kalazha anticline are favorable for the enrichment and storage of oil sands， and will be one of the potential areas of oil sand resource in Junggar Basin.

Key words： petroleum geology； oil sand； reservoir characteristic； sedimentary facies； porosity； oil content； Kalazha anticline； Junggar Basin

0引言

油砂是非常規(guī)資源的一種。廣義的油砂定義為出露地表或近地表（常規(guī)油氣資源深度以淺范圍）的砂巖和碳酸鹽巖中的烴類，烴類可以是重油、輕油或者固體瀝青等[12]，本文研究的就是廣義的油砂。準(zhǔn)噶爾盆地是中國(guó)重要的常規(guī)油氣和非常規(guī)油砂資源富集區(qū)之一。陳建平等研究認(rèn)為：準(zhǔn)噶爾盆地南緣構(gòu)造十分復(fù)雜，背斜圈閉眾多，具有東西分段、南北分帶的構(gòu)造特點(diǎn)；不同區(qū)段成藏期次不同，油氣勘探過(guò)程中在很多圈閉中均發(fā)現(xiàn)了油氣顯示，如齊古背斜、霍爾果斯背斜等[34]。對(duì)于喀拉扎背斜，吳曉智等研究發(fā)現(xiàn)在該區(qū)侏羅系三工河組地層有油氣顯示[5]。此外，該區(qū)侏羅系頭屯河組地層屬于辮狀河曲流河轉(zhuǎn)換沉積體系，其中含礫砂巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能良好，而砂巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能較差[6]。以上研究成果為準(zhǔn)噶爾盆地油砂儲(chǔ)層的研究工作提供了基礎(chǔ)，但是針對(duì)喀拉扎背斜侏羅系頭屯河組油砂儲(chǔ)層，目前缺乏對(duì)其沉積相、儲(chǔ)集空間、物性特征等的系統(tǒng)研究與評(píng)價(jià)。

筆者在喀拉扎背斜侏羅系頭屯河組中發(fā)現(xiàn)油砂累計(jì)厚度超過(guò)30 m，含油率最大值接近5%，可能是準(zhǔn)噶爾盆地油砂資源的新區(qū)。本文通過(guò)對(duì)研究區(qū)野外地質(zhì)剖面測(cè)量及鉆井巖芯樣品的薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等測(cè)試分析，重點(diǎn)對(duì)侏羅系頭屯河組沉積相和油砂儲(chǔ)層特征進(jìn)行了系統(tǒng)評(píng)價(jià)，以期為該區(qū)油砂研究和勘探開(kāi)發(fā)提供參考。

1區(qū)域地質(zhì)背景

1.1構(gòu)造特征

喀拉扎背斜構(gòu)造位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣，與相鄰的阿克屯背斜、昌吉背斜、齊古背斜和西山背斜構(gòu)造同處于天山山前沖斷褶皺帶。該沖斷褶皺帶位于北天山逆沖推覆帶與準(zhǔn)噶爾盆地的結(jié)合部位，南部緊鄰伊林哈比爾尕山和博格達(dá)山。根據(jù)前人關(guān)于準(zhǔn)噶爾盆地及其南緣構(gòu)造屬性及盆地構(gòu)造背景的研究得知，喀拉扎背斜受所處構(gòu)造環(huán)境的影響，發(fā)生多期構(gòu)造變形的疊加與復(fù)合，其中受到北部的烏魯木齊西—四古南斷裂與東部的烏魯木齊—米泉斷裂影響尤為突出（圖1）[78]。目前，該背斜呈現(xiàn)的構(gòu)造形態(tài)為南緩北陡，發(fā)育斷面南傾，背斜頂部較為寬緩，形態(tài)發(fā)育完整。

1.2地層特征

喀拉扎背斜構(gòu)造區(qū)核部出露地層包括下侏羅統(tǒng)三工河組（J1s）和中侏羅統(tǒng)西山窯組（J2x），兩翼出露地層主要為中侏羅統(tǒng)頭屯河組（J2t）。其中，下侏羅統(tǒng)三工河組是構(gòu)造區(qū)域出露的最老地層，僅在核部有少量出露，研究區(qū)主要出露地層為中侏羅統(tǒng)西山窯組和頭屯河組（圖2）。

吳曉智等勘探結(jié)果顯示，僅在喀拉扎背斜構(gòu)造區(qū)下侏羅統(tǒng)三工河組地層發(fā)現(xiàn)有油氣顯示[5]。本次勘探過(guò)程中，筆者在中侏羅統(tǒng)頭屯河組地層中首次發(fā)現(xiàn)了油砂資源，其中包括油砂露頭點(diǎn)6個(gè)以及超過(guò)20 m的鉆井油砂巖芯揭示層。對(duì)油砂露頭所在層位中侏羅統(tǒng)頭屯河組地層進(jìn)行剖面測(cè)量，結(jié)果顯示目標(biāo)層位（中侏羅統(tǒng)頭屯河組）巖性組合特征為上部以灰綠色砂質(zhì)泥巖與砂巖交互層為主，夾有煤線和碳質(zhì)泥巖，底部為砂礫巖。這一結(jié)果與《中國(guó)石油地質(zhì)志卷十五新疆油氣區(qū)上冊(cè)：準(zhǔn)噶爾盆地》中描述的侏羅系頭屯河組地層巖性組合[9]及1∶200 000區(qū)域地質(zhì)圖中顯示的侏羅系頭屯河組地層分布范圍吻合。

圖件引自文獻(xiàn)[5]，有所修改

在烏魯木齊周圍，西起清水河構(gòu)造，東至阜康的各個(gè)構(gòu)造帶內(nèi)，存在以中生代地層為核心的巨大含油區(qū)[9]?？承睒?gòu)造位于該含油區(qū)的中部，本次實(shí)測(cè)剖面和巖芯編錄過(guò)程中皆揭示了多層油砂儲(chǔ)層。根據(jù)已知的油砂儲(chǔ)層層位厚度與油砂品位等測(cè)試數(shù)據(jù)，綜合推斷喀拉扎背斜油砂資源比較豐富，值得進(jìn)一步進(jìn)行勘探和研究。

2巖石學(xué)特征

侏羅系頭屯河組出露地層共發(fā)現(xiàn)有兩套油砂儲(chǔ)層（圖3）。油砂儲(chǔ)層的主要巖石類型為砂巖、砂礫巖、礫巖，按巖石學(xué)特征分為兩類：Ⅰ型油砂儲(chǔ)層和Ⅱ型油砂儲(chǔ)層。

Ⅰ型油砂儲(chǔ)層鏡下觀察發(fā)現(xiàn)：結(jié)構(gòu)上，分選中等，孔隙膠結(jié)，顆粒點(diǎn)—線狀接觸，顆粒支撐，磨圓度為次棱—棱狀，顆粒粒度范圍為0.1～0.4 mm，平均粒度為0.25 mm，孔隙內(nèi)充填有大量棕黃色有機(jī)質(zhì)；成分上，巖屑體積分?jǐn)?shù)為40%（主要為砂巖巖屑及少量燧石巖屑），長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)為30%～40%（以堿性長(zhǎng)石為主，另有少量斜長(zhǎng)石），石英體積分?jǐn)?shù)為20%～30%（主要為多晶石英），填隙物體積分?jǐn)?shù)約為10%（主要為細(xì)粉砂巖巖石碎屑物和硅質(zhì)膠結(jié)物）。統(tǒng)計(jì)鑒定該油砂儲(chǔ)層主要為中粒長(zhǎng)石巖屑砂巖[圖4（a）、（b）]。

虛線部分為省略地層

Ⅱ型油砂儲(chǔ)層厚度較大，鏡下觀察發(fā)現(xiàn)：結(jié)構(gòu)上，分選較好，孔隙膠結(jié)，顆粒點(diǎn)狀接觸，顆粒支撐，磨圓度為次圓—次棱狀，該層位多組儲(chǔ)層樣品的巖石碎屑粒度范圍跨度較大，整體粒度范圍為050～225 mm，孔隙內(nèi)充填有大量棕黃色有機(jī)質(zhì)；成分上，巖屑體積分?jǐn)?shù)為55%～80%（主要為砂巖巖屑及少量燧石巖屑），石英體積分?jǐn)?shù)為10%～30%（主要為多晶石英），長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)為5%～15%（以堿性長(zhǎng)石為主，另有少量斜長(zhǎng)石），填隙物體積分?jǐn)?shù)約為35%（主要為細(xì)粉砂巖巖石碎屑物和硅質(zhì)膠結(jié)物）。統(tǒng)計(jì)鑒定該油砂儲(chǔ)層主要有粗粒巖屑砂巖、含礫粗粒巖屑砂巖和細(xì)礫巖屑砂巖[圖4（c）、（d）]。

3沉積相分類

喀拉扎背斜油砂礦出露地層皆為侏羅系地層。油砂儲(chǔ)層在背斜構(gòu)造的南、北兩翼皆有露頭發(fā)現(xiàn)，且兩翼油砂儲(chǔ)層分別位于同一層位，但厚度南北不一，單層最厚可達(dá)20 m。譚程鵬等研究認(rèn)為，準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系頭屯河組地層沉積環(huán)境主要由下部的辮狀水流堆積到曲流河、淺水湖相沉積[6，9]。對(duì)喀油砂1井巖芯和實(shí)測(cè)剖面取得的共13組油砂儲(chǔ)層樣品進(jìn)行粒度分析。參考沉積相的分析方法[10]，根據(jù)粒度直方圖和概率累積曲線，結(jié)合上述樣品巖石學(xué)特征與野外地層露頭沉積構(gòu)造特征，總結(jié)出Ⅰ型油砂儲(chǔ)層和Ⅱ型油砂儲(chǔ)層分屬于兩種沉積微相。

（1）Ⅰ型油砂儲(chǔ)層屬于曲流河相河床亞相中典型的邊灘沉積微相，具體依據(jù)為：巖性上，由薄片鏡下觀察得到該層位巖性以中細(xì)砂巖為主，砂巖長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)高，磨圓度較差，成分和結(jié)構(gòu)成熟度較低；粒度分析上，沉積物呈現(xiàn)負(fù)偏態(tài)的雙峰型，分選中等[圖5（a）]，樣品顆粒主要由跳躍和懸浮兩部分組成，懸浮組分體積分?jǐn)?shù)約為75%，跳躍組分體積分?jǐn)?shù)約為25%，兩者交點(diǎn)約為1.8 Φ[圖5（b）]；垂向序列上，目標(biāo)層位巖石粒度變化自下而上依次為中砂巖、細(xì)砂巖、泥巖和泥質(zhì)粉砂巖，整體上呈現(xiàn)由粗到細(xì)的巖性正韻律特征（圖6）；野外露頭發(fā)現(xiàn)有炭化的植物莖葉碎片，發(fā)育有波痕紋理和水平層理（圖6）。綜上所述，Ⅰ型油砂儲(chǔ)層與已知邊灘沉積微相的沉積特征基本吻合。

野外實(shí)測(cè)剖面顯示，Ⅰ型油砂儲(chǔ)層真厚度為7.19 m，按照碎屑巖儲(chǔ)層厚度類型評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[11]，研究區(qū)Ⅰ型油砂儲(chǔ)層屬于厚層（5～10 m）沉積巖儲(chǔ)層。

（2）Ⅱ型油砂儲(chǔ)層屬于曲流河相中的河床亞相中的河床滯留沉積微相，具體依據(jù)為：巖性上，由薄片鏡下觀察得到巖性以粗砂—細(xì)礫巖為主；粒度分析上，粒度累計(jì)曲線較陡，主要粒級(jí)分布范圍較小，分選較好[圖7（a）]，樣品顆粒主要由滾動(dòng)和跳躍兩部分組成，跳躍組分體積分?jǐn)?shù)為80%～90%，滾動(dòng)組分體積分?jǐn)?shù)為10%～15%，兩者交點(diǎn)約為0.45 Φ，缺少懸浮組分[圖7（b）]，符合河床流水的選擇性搬運(yùn)特征，將懸浮細(xì)粒物質(zhì)帶走，沉積物以礫石等粗碎屑物質(zhì)為主；垂向序列上，目標(biāo)層位與Ⅰ型油砂儲(chǔ)層的邊灘沉積微相屬連續(xù)沉積，而且?guī)r性自下而上整體呈現(xiàn)為細(xì)礫巖、含礫粗砂巖、粗砂巖的旋回特征（圖6）；Ⅱ型油砂儲(chǔ)層發(fā)育有交錯(cuò)層理，并可見(jiàn)破碎的植物枝、干等殘?bào)w（圖6）。綜上所述，Ⅱ型油砂儲(chǔ)層與已知滯留沉積微相的沉積特征基本吻合。

野外實(shí)測(cè)剖面顯示Ⅱ型油砂儲(chǔ)層真厚度為26.70 m，按照碎屑巖儲(chǔ)層厚度類型評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[11]，研究區(qū)Ⅱ型油砂儲(chǔ)層屬于特厚層（大于10 m）沉積巖儲(chǔ)層。

4儲(chǔ)集空間特征

依據(jù)野外剖面和巖芯觀察、掃描電鏡和鑄體薄片等資料，參照碎屑巖儲(chǔ)集空間的研究方法[12]，對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地喀拉扎背斜侏羅系頭屯河組油砂儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間類型和組合類型進(jìn)行歸納分類。

4.1儲(chǔ)集空間類型

根據(jù)油砂儲(chǔ)層樣品的鑄體和掃描電鏡觀察結(jié)果，對(duì)研究區(qū)Ⅰ型和Ⅱ型油砂儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間類型進(jìn)行歸納總結(jié)[13]。

Ⅰ型油砂儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以原生孔隙為主，碎屑顆粒棱角分明，少有溶蝕邊緣可見(jiàn)[圖8（a）]；原生孔隙所占孔隙面積高達(dá)62.29%，反映其成巖作用較弱，保存完好。

Ⅱ型油砂儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型以次生孔隙為主，儲(chǔ)層中有一定的鑄模孔和較多粒間溶孔出現(xiàn)[圖8（b）]；次生孔隙所占孔隙面積高達(dá)78.32%，其中鑄模孔所占比例較大；石英顆粒溶蝕嚴(yán)重[圖8（c）]，反映其成巖作用較強(qiáng)，有效的儲(chǔ)集空間為次生成因。

4.2組合類型

根據(jù)儲(chǔ)集空間類型，Ⅰ型、Ⅱ型油砂儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間組合類型皆屬于孔隙型，區(qū)別在于Ⅰ型油砂儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以原生孔隙為主，溶蝕作用較弱，而Ⅱ型油砂儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要以次生孔隙為主，溶蝕作用明顯。

5物性特征

依據(jù)掃描電鏡、鑄體薄片以及孔隙度和滲透率測(cè)試等資料，參考儲(chǔ)層物性特征的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[1416]，對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地喀拉扎背斜侏羅系頭屯河組油砂儲(chǔ)層的儲(chǔ)集物性特征進(jìn)行歸納分類。

5.1孔隙度

侏羅系頭屯河組上部Ⅰ型油砂儲(chǔ)層有4個(gè)樣品，主要為砂巖類儲(chǔ)集體，以細(xì)砂巖和中砂巖為主，孔隙度最小值為20.81%，最大值為2666%，平均孔隙度為2269%。值得注意的是，由于儲(chǔ)層內(nèi)油砂過(guò)于黏稠，在清洗過(guò)程中有部分油樣殘存在儲(chǔ)層孔隙內(nèi)，一定程度上影響了孔隙度的觀察和測(cè)量，在鑄體薄片鏡下觀察呈現(xiàn)黃褐色或黑褐色[圖9（a）][12]。根據(jù)碎屑巖儲(chǔ)層孔隙度類型評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[11]，該油砂儲(chǔ)層應(yīng)屬于中—高孔類碎屑巖儲(chǔ)層。

侏羅系頭屯河組下部Ⅱ型油砂儲(chǔ)層有2個(gè)樣品[圖9（b）]，孔隙度平均值為15.74%。根據(jù)碎屑巖儲(chǔ)層孔隙度類型評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[11]，該油砂儲(chǔ)層屬中孔類碎屑巖儲(chǔ)層。

5.2滲透率

采用壓汞儀對(duì)油砂儲(chǔ)層樣品進(jìn)行滲透率測(cè)定。參考王珂等對(duì)儲(chǔ)層滲透率的研究方法[1719]，對(duì)研究區(qū)油砂儲(chǔ)層滲透率進(jìn)行分析。Ⅰ型油砂儲(chǔ)層的滲透性較好，平均滲透率為1 3925 mD，而Ⅱ型油砂儲(chǔ)層的滲透率為105.55 mD（表1）。

根據(jù)碎屑巖儲(chǔ)層滲透率類型劃分標(biāo)準(zhǔn)[11]，研究區(qū)Ⅰ型油砂儲(chǔ)層應(yīng)當(dāng)劃分為高滲儲(chǔ)層，而Ⅱ型油砂儲(chǔ)層歸為中滲儲(chǔ)層。整體而言，研究區(qū)油砂儲(chǔ)層的滲透性良好，有利于油氣的運(yùn)移和儲(chǔ)集（表1）。

5.3含油率

喀油砂1井測(cè)井曲線特征表明，Ⅰ型油砂儲(chǔ)層層段側(cè)向電阻率有明顯的高異常顯示，而且深、淺側(cè)向電阻率重疊顯示為正異常，中子孔隙度有上抬趨勢(shì)，皆為含油礦層表征現(xiàn)象（圖10）。對(duì)Ⅰ型油砂儲(chǔ)層層段巖芯取樣進(jìn)行室內(nèi)干餾實(shí)驗(yàn)，該層4個(gè)樣品實(shí)測(cè)含油率最小值為06%，最大值為23%，主要分布在15%～25%。對(duì)Ⅱ型油砂儲(chǔ)層層段巖芯取樣進(jìn)行室內(nèi)干餾實(shí)驗(yàn)，該層3個(gè)樣品含油率最小值為382%，最大值為4.98%。

根據(jù)已經(jīng)測(cè)得的油砂儲(chǔ)層孔隙度和滲透率，Ⅰ型油砂儲(chǔ)層物性明顯優(yōu)于Ⅱ型油砂儲(chǔ)層，而實(shí)際測(cè)得含油率顯示Ⅰ型油砂儲(chǔ)層明顯低于Ⅱ型油砂儲(chǔ)層。

（1）油砂資源作為非常規(guī)油氣資源，一般位于地表或者近地表位置。受地表生物降解和氧化作用影響，其化學(xué)組分不同于常規(guī)油氣，輕質(zhì)易揮發(fā)組分較多。而正是由于Ⅰ型油砂儲(chǔ)層的儲(chǔ)層物性優(yōu)勢(shì)（孔隙度和滲透率較高），使得油砂樣品在采集和測(cè)試過(guò)程中油砂輕質(zhì)組分散失更為嚴(yán)重，從而Ⅰ型油砂儲(chǔ)層的含油率測(cè)定結(jié)果相對(duì)偏低。

（2）Ⅰ型油砂儲(chǔ)層的埋藏深度遠(yuǎn)小于Ⅱ型油砂儲(chǔ)層，因此，其受到來(lái)自地表更為嚴(yán)重的水洗和風(fēng)化剝蝕作用影響；相應(yīng)地，Ⅰ型油砂儲(chǔ)層埋藏過(guò)程中油砂的損失量也要大于Ⅱ型油砂儲(chǔ)層。將含油率與樣品的埋藏深度做比較，發(fā)現(xiàn)兩者存在著較強(qiáng)的正相關(guān)關(guān)系。隨著埋藏深度的增加，油砂樣品的含油率逐漸增大。樣品埋藏深度依次增大，其含油率也依次增大（圖11）。

括號(hào)內(nèi)數(shù)值為油砂樣品埋藏深度

綜上所述，油砂資源作為一種非常規(guī)油氣資源，由于其賦存層位和化學(xué)組分的特殊性，不同于常規(guī)油氣儲(chǔ)層，即使連續(xù)沉積的油砂儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性和含油率之間也不一定存在明確的正相關(guān)關(guān)系。

6結(jié)語(yǔ)

（1）準(zhǔn)噶爾盆地喀拉扎背斜油砂資源主要賦存于侏羅系地層中，其中以侏羅系頭屯河組地層為主。針對(duì)目前已經(jīng)揭示的油砂儲(chǔ)層數(shù)量，根據(jù)其巖石學(xué)特征可以將其具體分為中細(xì)砂巖油砂儲(chǔ)層（Ⅰ型油砂儲(chǔ)層）和粗砂—細(xì)礫巖油砂儲(chǔ)層（Ⅱ型油砂儲(chǔ)層），砂體沉積厚度較大，有利于油砂富集成礦。

（2）油砂儲(chǔ)層沉積相皆屬于曲流河沉積相河床亞相，Ⅰ型和Ⅱ型油砂儲(chǔ)層分別屬于邊灘沉積微相和河床滯留沉積微相。

（3）油砂儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間多屬于孔隙型。Ⅰ型油砂儲(chǔ)層以原生孔隙為主，孔隙度和滲透率為中—高孔、高滲范疇；Ⅱ型油砂儲(chǔ)層以次生孔隙為主，孔隙度和滲透率為中孔、中滲范疇。整體而言，儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能良好。

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