渤海海域新近系稠油油藏原油特征及形成機制

郭永華，周心懷，李建平，凌艷璽，楊俊敏

[中國海洋石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452]

渤海海域新近系稠油油藏原油特征及形成機制

郭永華，周心懷，李建平，凌艷璽，楊俊敏

[中國海洋石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452]

近10余年來，在渤海海域新近系發(fā)現(xiàn)了一系列大中型油氣田及一批小型油氣田和含油構(gòu)造，累計各級石油地質(zhì)儲量達20多億方。其中，絕大部分油田屬稠油油田。研究表明：1）渤海地區(qū)稠油油藏的分布與其埋藏深度有明顯的負相關(guān)關(guān)系，稠油油藏分布的深度下限約為2 000 m；2）渤海地區(qū)已發(fā)現(xiàn)稠油油藏原油的性質(zhì)明顯具有“三高兩低”的特點，即高密度、高粘度、高瀝青膠質(zhì)含量、低凝固點和低氣油比，地下原油粘度普遍在70～500 mPa·s范圍，膠質(zhì)含量是制約稠油粘度的關(guān)鍵因素；3）渤海地區(qū)新近系油藏均為下生上儲型，原油主要來自生烴凹陷中的古近系沙河街組烴源巖，部分地區(qū)有古近系東營組三段烴源巖的貢獻，斷裂活動、晚期成藏、多期充注、微生物降解等特點突出；4）油藏內(nèi)部近油源通道附近和油藏高部位是原油密度和粘度相對較低區(qū)域，與油藏后期的油氣充注以及近油藏底部水體的氧化等綜合作用有關(guān)。

原油膠質(zhì)；斷裂活動；生物降解；新近系；稠油；渤海海域

自20世紀90年代中期以來，先后在渤海海域地區(qū)新近系發(fā)現(xiàn)了秦皇島32-6、蓬萊19-3等一系列大中型油氣田及一批小型油氣田和含油構(gòu)造，累計發(fā)現(xiàn)各級石油地質(zhì)儲量達20多億方。其中，絕大部分油田屬稠油油田。稠油和稠油油田已成為較長一段時間以來渤海地區(qū)油氣勘探與開發(fā)的主旋律（圖1）。因此，認真研究和掌握渤海海域這些已發(fā)現(xiàn)各類油氣田（尤其是稠油油田）原油的特點與成因機制，是摸清渤海海域新近系稠油油田油氣的成藏特征以及油氣藏中稠油的分布規(guī)律，進而做好渤海地區(qū)油氣勘探、開發(fā)的關(guān)鍵問題之一[1～7]。

圖1 渤海地區(qū)主要稠油油田分布示意圖Fig.1 Distribution of heavy oil fields in the Bohai Bay

1 渤海海域稠油油田原油基本特征

1）渤海海域稠油油藏的分布與其埋藏深度有明顯的負相關(guān)關(guān)系。

通過渤海海域眾多油田500多個原油樣品的統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，原油密度與其埋藏深度在總體趨勢上呈現(xiàn)明顯的負相關(guān)關(guān)系。也即油藏埋藏愈淺，油藏原油總體表現(xiàn)相對偏重、偏稠，輕質(zhì)油氣出現(xiàn)的概率愈低。從渤海海域已發(fā)現(xiàn)稠油油藏的分布來看，渤海海域稠油油藏分布的深度下限約為2 000 m，一般淺于1 800 m。渤海海域埋深小于2 000 m的稠油油藏占新近系已發(fā)現(xiàn)油藏的95%以上，而埋深大于2 000 m則基本上無稠油油藏存在（圖2）。

圖2 渤海地區(qū)原油密度與油藏埋深的關(guān)系Fig.2 RelationshiP between crude oil density and reservoir burial dePth in the Bohai Bay

2）渤海地區(qū)新近系稠油明顯具有“三高兩低”的特點。

渤海地區(qū)古近系稠油明顯具有“三高兩低”的特點，即原油密度高（0.94～0.98 g/cm3）、地下原油粘度高（70～500 mPa.s）、瀝青膠質(zhì)含量高（30%～50%）、凝固點低（-20℃）和氣油比低（20～40 m3/m3）。稠油中較高的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量，尤其是膠質(zhì)含量的顯著增加（表1；圖3），已成為影響原油性質(zhì)、制約稠油流動性的重要因素，也應(yīng)是稠油降粘研究重點關(guān)注的課題之一。

表1 南堡35-2油田原油物性數(shù)據(jù)（部分）Table 1 Incomplete statistics of the physical properties of crude oil sam ples from Nanpu 35-2 oilfield

圖3 渤海地區(qū)稠油膠質(zhì)含量與密度的關(guān)系Fig.3 RelationshiP between colloid content and density of heavy oil in the Bohai Bay

3）渤海地區(qū)新近系稠油油藏均為下生上儲型。

渤海海域主要的烴源巖為古近系沙河街組和東營組下段地層。油源對比結(jié)果表明，目前渤海海域已發(fā)現(xiàn)的新近系油藏原油主要來自生烴凹陷中的古近系沙河街組烴源巖；原油的生物標志化合物分布以ααα-R-C27甾烷優(yōu)勢為主，中等4-甲基-C30甾烷、C30甲藻甾烷及重排甾烷含量，以及中等-較高的γ-蠟烷含量；原油甾烷C29ααS/（S+R）比值普遍大于0.4，成熟原油總體特征明顯（圖4a，圖5）[1]。部分地區(qū)有東營組下段烴源巖的貢獻；生物標志化合物分布表現(xiàn)為C27甾烷優(yōu)勢或與C29甾烷均勢，較低的4-甲基-C30甾烷、C30甲藻甾烷和γ-蠟烷含量；原油多為低熟原油（圖4b，圖5）。

4）渤海地區(qū)稠油油藏分為高凸起型和低凸起型兩大類。

從稠油油藏的分布與成藏因素來講，渤海地區(qū)稠油油藏又大致可分為高凸起型和低凸起型兩大類。油藏埋藏淺、油田范圍內(nèi)斷裂活動性較強是它們的共性（圖6）。

高凸起型稠油油藏泛指位于盆地高凸起區(qū)的油藏和凹陷中具有一定構(gòu)造背景的新近系稠油油藏。因這類油藏主要發(fā)育在（高）凸起區(qū)或埋深很淺，故稱之為高凸起型。這類油藏的共性是成藏較晚，蓋層為新近系地層，但上覆地層泥巖封蓋條件相對較差，斷裂活動較強。這類稠油油藏是渤海地區(qū)新近系的主力油藏，如秦皇島36-2、蓬萊19-3、蓬萊9-1、旅大27-2油田等[1]。

圖4 渤海海域新近系原油生物標志物甾烷、藿烷特征譜圖Fig.4 SPectrograms showing the biomarkers such as sterane and hoPane in the Neogene crude samPles from the Bohai Bay

圖5 渤海海域新近系原油成熟度分析Fig.5 Analysis on the Neogene crudematurity in the Bohai Bay

低凸起型稠油油藏是指發(fā)育在凸起背景上的古近系稠油油藏，這類油藏的共同特點是儲集層多數(shù)為古近系地層，蓋層為古近系加新近系地層，但長期處于淺埋狀態(tài)。凸起的背景和斷裂活動既是它們成藏的重要因素，也是這類油藏原油變稠的主要原因。渤海的埕北油田、錦州9-3油田、綏中36-1油田等即為此類油藏。

2 渤海海域新近系油藏稠油成因分析

1）強烈的斷裂活動與微生物降解是渤海海域新近系稠油油藏形成的主要原因。

眾所周知，渤海灣盆地是斷陷盆地，斷裂活動性強，斷層發(fā)育是盆地的基本特色。尤其是新近紀末期至第四紀以來，強烈的新構(gòu)造運動控制了渤海灣盆地油氣的再分配以及新近系油氣的成藏。其中，斷裂及其活動是形成新近系油氣藏的主要通道和動力，也是導(dǎo)致油藏圈閉開啟、輕質(zhì)油氣大量散失、地表和地層水的滲流活動使原油遭受不同程度的降解和改造以致油質(zhì)變稠的主要原因（圖7）。原油化學(xué)組成的典型變化是含蠟量降低，正構(gòu)烷烴損失明顯或消失，酸值升高，及C25降藿烷含量從無到有、由低至高（圖8）。所含烴類氣體多以原油生物降解成因的甲烷為主，CH4含量大于95%[8～15]。

2）活躍的邊（底）水是油藏中原油非均質(zhì)和稠化的另一重要因素。

圖6 渤海地區(qū)稠油油藏分布與成藏分類模式Fig.6 Distribution and classification of heavy oil reservoirs in the Bohai Bay

圖7 渤中25-1南油田油氣成藏模式Fig.7 Hydrocarbon Poolingmodel for Bozhong-25-1-Nan oilfield

圖8 渤海海域新近系典型稠油化學(xué)特征Fig.8 Chemical behaviors of tyPical heavy oil in the Neogene of the Bohai Bay

SZ36-1油田地層原油粘度等值線圖通常情況下，同一油藏高部位原油的品質(zhì)要高于低部位或邊部，近底水稠油油藏原油微生物降解程度也明顯高于油藏的高部位。一方面，這是油藏內(nèi)部原油重力分異作用的影響；另一方面，活躍底水對油氣的溶解、氧化以及微生物的富集則是加速油藏邊部原油稠化的主要原因[1，9，10]。油藏形成的時間愈早，油藏邊部稠化現(xiàn)象也就愈明顯。如渤海地區(qū)的綏中36-1油田，位置較低的邊部原油地層粘度可以是高部位原油地層粘度的幾十倍，甚至上百倍（圖9）。

另外，在稠油油藏內(nèi)部油源通道附近，由于新鮮油氣的不斷充注補給，原油的密度和粘度相對偏低，原油品質(zhì)偏好。

圖9 綏中36-1油田地層原油粘度等值線（據(jù)張迎春，2003）Fig.9 Contour of in-situ crude viscosity in Suizhong-36-1 oilfield

3 結(jié)論

1）渤海地區(qū)稠油油藏的分布與其埋藏深度有明顯的負相關(guān)關(guān)系。稠油油藏分布的深度下限約為2 000 m。

2）渤海地區(qū)已發(fā)現(xiàn)稠油油藏原油的性質(zhì)明顯具有“三高兩低”的特點，即高密度、高粘度、高瀝青膠質(zhì)含量、低凝固點和低氣油比。地下原油粘度普遍在70～500 mPa.s范圍，膠質(zhì)含量是制約稠油粘度的關(guān)鍵因素。

3）渤海地區(qū)新近系稠油油藏均為下生上儲型。原油主要來自生烴凹陷中的古近系沙河街組烴源巖，原油伽馬蠟烷和4-甲基甾烷含量較高，成熟度較高；部分地區(qū)有古近系東營組三段烴源巖的貢獻，原油伽馬蠟烷和4-甲基甾烷含量較低，成熟度偏低。

4）按稠油油藏的成藏與分布特征又可分為高凸起型（凸起區(qū)和凹陷區(qū)）和低凸起型兩類。其中，高凸起型稠油油藏泛指位于盆地高凸起區(qū)的油藏和凹陷中具有一定構(gòu)造背景的新近系稠油油藏，這類油藏是渤海地區(qū)的主力稠油油藏。

5）強烈的斷裂活動與微生物降解是渤海海域新近系稠油油藏形成的主要原因。油藏內(nèi)部油源通道附近和油藏高部位原油密度和粘度相對較低，油藏低部位和靠近油水界面的原油質(zhì)偏重，這種現(xiàn)象與油藏后期的油氣充注以及近油藏底部水體的氧化等綜合作用有關(guān)。

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（編輯 李 軍）

Crude features and origins of the Neogene heavy oil reservoirs in the Bohai Bay

Guo Yonghua，Zhou Xinhuai，Li JiangPing，Ling Yanxi and Yang Junmin
（Tianjin Branch Company of CNOOC，Tianjin，300452，China）

During the Past 10 years，a number of oil/gas fields of various scale and oil/gas-bearing structures have been found in the Neogene of the Bohai Bay.The initial oil in Place is as high as 2 billion cubic meters. Most of them are heavy oil fields.A detailed research of these fields gives the following conclusions.（1）The distribution of these heavy oil reservoirs is in aPParent negative correlation with their burial dePth.Their lower limit of occurrence is atabout2 000m.（2）The crude samPles from these reservoirs are high in density，viscosity（in-situ oil viscosity within 70-500 mPa.s）and bitumen-colloid content（a key factor controlling viscosity），but low in freezing Point and gas oil ratio.（3）Oilwasmainly generated by the sources rocks of the Palaeogene Shahejie Formation in the hydrocarbon kitchen.In some areas，source rocks in the third member of the Palaeogene Dongying Formation also contributed some oil to the reservoirs.The generated oilmigrated uPwards to and accumulated in the reservoirs above the source rocks.These reservoirs feature in active faulting，late Pooling，multiPle-stage charging，and microbiological degradation.（4）Crude density and viscosity are relatively low at the toP of these reservoirs and near themigration Paths，a Phenomenon closely related to late oil charging and oxidation of water bodies at the bottom of the reservoirs.

crude colloid，faulting activity，microbiological degradation，Neogene，heavy oil，Bohai Bay

TE122.1

A

0253-9985（2010）03-0375-06

2010-03-31。

郭永華（1965—），男，碩士、高級地質(zhì)師，油氣勘探地質(zhì)與油氣地球化學(xué)。