吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏原油性質(zhì)影響因素

彭永燦，李映艷，馬輝樹，楊　琨，劉　建，陳迎曉

（中國(guó)石油新疆油田分公司a.勘探開發(fā)研究院；b.開發(fā)公司；c.風(fēng)城作業(yè)區(qū)；d.金戈壁公司，新疆克拉瑪依834000）

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏原油性質(zhì)影響因素

彭永燦a，李映艷a，馬輝樹a，楊琨b，劉建c，陳迎曉d

（中國(guó)石油新疆油田分公司a.勘探開發(fā)研究院；b.開發(fā)公司；c.風(fēng)城作業(yè)區(qū)；d.金戈壁公司，新疆克拉瑪依834000）

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏為源儲(chǔ)一體的近源油藏，縱向上發(fā)育2套甜點(diǎn)體，相隔約100 m，儲(chǔ)集層皆為咸化湖相沉積，但其原油性質(zhì)差異較大，埋藏深的下甜點(diǎn)體原油比埋藏淺的上甜點(diǎn)體原油稠。針對(duì)這種原油性質(zhì)分布反常的特點(diǎn)，從烴源巖母質(zhì)類型、油源、烴源巖熱演化程度、原油生物降解4個(gè)方面進(jìn)行分析，揭示了研究區(qū)原油偏稠以及原油性質(zhì)差異性分布的原因。

準(zhǔn)噶爾盆地；吉木薩爾凹陷；蘆草溝組；致密油藏；烴源巖；熱演化；生物降解

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東部隆起，面積1 278 km（2圖1）。蘆草溝組在全凹陷自下而上可劃分為蘆草溝組一段（P2l1）和蘆草溝組二段（P2l2），進(jìn)一步劃分為4個(gè)層組（和）。蘆草溝組致密油藏平面上遍及整個(gè)吉木薩爾凹陷，縱向上發(fā)育上、下2個(gè)甜點(diǎn)體，上甜點(diǎn)體位于P2l22層組，巖性以灰色砂屑白云巖、長(zhǎng)石巖屑粉砂巖、白云屑砂巖為主，夾灰色泥巖、白云質(zhì)泥巖；下甜點(diǎn)體位于層組，巖性主要為灰色（含）白云質(zhì)粉砂巖，夾灰色泥巖或灰色（含）白云質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和灰色泥巖。

圖1　吉木薩爾凹陷構(gòu)造位置

樣品分析資料表明，上甜點(diǎn)體平均地面原油密度為0.888 g/cm3，50℃原油平均黏度為73.45 mPa·s，平均凝固點(diǎn)為24.84℃，屬于具較高凝固點(diǎn)的中質(zhì)原油；下甜點(diǎn)體平均地面原油密度為0.918 g/cm3，50℃原油平均黏度為300.56 mPa·s，凝固點(diǎn)平均為8.70℃，屬于中質(zhì)原油?？傮w來(lái)看，上、下甜點(diǎn)體原油性質(zhì)相差較大，油質(zhì)均偏重，且原油黏度和密度并未隨著埋深的增加而降低，反而呈現(xiàn)增大的趨勢(shì)。針對(duì)上述特征，本文對(duì)吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏上、下甜點(diǎn)體原油性質(zhì)的影響因素展開系統(tǒng)分析。

1　影響原油性質(zhì)的因素

1.1油源

生物標(biāo)志化合物是指存在于地殼和大氣圈中，分子結(jié)構(gòu)與特定天然產(chǎn)物之間有明確聯(lián)系或與特定生物類別的分子結(jié)構(gòu)之間有相關(guān)性的天然有機(jī)化合物［1-3］，包括類異戊二烯烴類、C-蠟烷、甾類等，是油源對(duì)比分析時(shí)最常用的標(biāo)志物。吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏上甜點(diǎn)體原油抽提物中，正構(gòu)烷烴呈單峰型，主峰碳主要為nC23，姥植比大于1.0，β-胡蘿卜烷和γ-蠟烷含量低，規(guī)則甾烷ααα20RC27，ααα20RC28，ααα20RC29分布特征不同，甜點(diǎn)體與其鄰近的泥巖段的規(guī)則甾烷ααα20RC27，ααα20RC28，ααα20RC29分布特征相同，均呈“廠”字形分布，而其下部的大段泥巖規(guī)則甾烷ααα20RC27，ααα20RC28、ααα20RC29均呈“ ”型分布，與甜點(diǎn)體明顯不同（圖2），說(shuō)明儲(chǔ)集層中的原油主要來(lái)自鄰近或與其緊密接觸的烴源巖中。這種近距離運(yùn)移的油氣富集，導(dǎo)致原油中的大分子組分并未在運(yùn)移的過程中發(fā)生分選，而是依然保存在原油中，從而使得油質(zhì)偏重。

圖2　吉174井上甜點(diǎn)體生物標(biāo)志化合物特征

1.2烴源巖母質(zhì)類型

干酪根顯微組分包括腐泥組、殼質(zhì)組、鏡質(zhì)組、惰質(zhì)組4種，其中腐泥組又可分為藻質(zhì)體和無(wú)定形體2類［4］。據(jù)研究區(qū)干酪根實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)，干酪根類型以腐泥組的藻質(zhì)體和無(wú)定形體為主，其次為鏡質(zhì)組和殼質(zhì)組，惰質(zhì)組含量最低（圖3）。而生烴母質(zhì)以藻質(zhì)體、無(wú)定形體為主的有機(jī)質(zhì)類型，生成的原油明顯偏重。下甜點(diǎn)體烴源巖母質(zhì)中的藻質(zhì)體、無(wú)定形體更加豐富，所以生成的原油相應(yīng)更重，這一認(rèn)識(shí)解釋了下甜點(diǎn)體較上甜點(diǎn)體埋深大，但其原油反而更重的原因。

圖3　吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油干酪根顯微組分含量

1.3烴源巖熱演化程度

有機(jī)質(zhì)熱演化實(shí)質(zhì)是由埋藏作用導(dǎo)致的，是在持續(xù)一定時(shí)間的特定溫度、壓力條件下，有機(jī)質(zhì)化學(xué)結(jié)構(gòu)改組與化學(xué)成分變化的一個(gè)地質(zhì)過程［5-7］。鏡質(zhì)體反射率作為劃分烴源巖演化階段的一個(gè)指標(biāo)，適用于古生代以來(lái)鏡質(zhì)組普遍發(fā)育的沉積巖演化階段的劃分。吉木薩爾凹陷二疊系沉積環(huán)境為陸相湖盆，原油是自生自儲(chǔ)的，因此可將鏡質(zhì)體反射率作為其有機(jī)質(zhì)演化的可靠指標(biāo)之一。據(jù)文獻(xiàn)［8］的烴源巖評(píng)價(jià)參數(shù)，吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率為0.78%～0.95%，成熟有機(jī)質(zhì)（鏡質(zhì)體反射率大于0.90%）的樣品占23.19%，低成熟有機(jī)質(zhì)樣品占76.81%（圖4）。因此，蘆草溝組烴源巖多為低熟烴源巖，所產(chǎn)原油為低熟原油。

巖石熱解法評(píng)價(jià)烴源巖成熟度一般用熱解峰溫作為主要指標(biāo)［9-10］，吉木薩爾凹陷蘆草溝組絕大多數(shù)烴源巖樣品的熱解峰溫為440～455℃（圖5）。綜合分析，蘆草溝組烴源巖現(xiàn)今仍處于低—中等成熟演化階段，生成的原油以中質(zhì)原油為主。

蘆草溝組沉積于近還原環(huán)境的湖泊（圖6），決定了其有機(jī)質(zhì)類型較好、豐度較高。從有機(jī)質(zhì)成熟度對(duì)原油性質(zhì)的影響來(lái)看，蘆草溝組二段原油為成熟油，好于蘆草溝組一段，蘆草溝組一段有未熟有機(jī)質(zhì)（圖7），也從另一個(gè)方面說(shuō)明了下部原油黏度大、密度高的原因。

圖4　吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖鏡質(zhì)體反射率分布特征

圖5　吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖熱解峰溫分布

圖6　吉174井蘆草溝組原油姥植比分布

圖7　吉174井蘆草溝組原油奇偶碳優(yōu)勢(shì)分布

1.4原油生物降解

生物降解作用是原油的一種重要的蝕變作用，油藏內(nèi)烴類物質(zhì)在微生物的作用下，原油中輕烴組分逐漸減少，重?zé)N組分相對(duì)增加，最終形成重質(zhì)原油［11］。在大多數(shù)情況下，生物降解作用是造成原油變稠的最主要原因。生物降解程度嚴(yán)重的原油正構(gòu)烷烴損失嚴(yán)重，這種原油一般黏度較高，密度大于0.9 g/cm3，屬于難開發(fā)的重質(zhì)稠油。而生物降解程度比較輕的原油，其輕質(zhì)組分和正構(gòu)烷烴保存較好，這類原油的黏度一般較低，密度小于0.9 g/cm3，比較有利于開發(fā)。

生物標(biāo)志物抗生物降解能力一般按下列順序增強(qiáng)：正構(gòu)烷烴 類異戊二烯烷烴 甾烷 藿烷/重排甾烷 芳構(gòu)化甾烴 卟啉［12］。吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油原油全烴色譜圖顯示（圖8），最易發(fā)生生物降解作用的正構(gòu)烷烴組分在上、下甜點(diǎn)體原油中均分布完整，基本沒有發(fā)生生物降解作用，說(shuō)明生物降解作用不是導(dǎo)致研究區(qū)致密油藏油質(zhì)偏重的因素。

2　結(jié)論

（1）吉木薩爾凹陷蘆草溝組油藏為一典型的咸化湖相致密油藏，原油總體表現(xiàn)為偏重的中質(zhì)原油。

（2）蘆草溝組致密油藏原油性質(zhì)偏重的原因，并非生物降解作用所致，主要是由低—中等的熱演化程度、藻質(zhì)體和無(wú)定形體為主的烴源巖母質(zhì)類型及源儲(chǔ)一體近距離運(yùn)移的成藏模式造成的。

（3）隨著埋深的增加，下甜點(diǎn)體的原油黏度和密度反而較上甜點(diǎn)體偏高，主要是由于下甜點(diǎn)體烴源巖母質(zhì)中藻質(zhì)體和無(wú)定形體含量較上甜點(diǎn)體高。

圖8　吉木薩爾凹陷蘆草溝組原油全烴色譜

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Influencing Factors of Crude Oil Properties in Lucaogou Tight Reservoir in Jimsar Sag，Eastern Junggar Basin

PENG Yongcana，LI Yingyana，MA Huishua，YANG Kunb，LIU Jianc，CHEN Yingxiaod
（PetroChinaXinjiangOilfield Company，a.Research Institute of Exploration and Development；b.Development Company；c.Fengcheng Oilfield Operation District；d.Jingebi Company，Karamay，Xinjiang 834000）

The tight reservoir of Lucaogou formation is a near?source oil pool with both source and reservoir in Jimsar sag，where there exist two sweet spots being 100 meters apart in the vertical.They belong to saline lacustrine deposits with big difference of fluid property.The crude oil in the lower sweet spot is much heavier than that in the upper one.Focusing on this feature of unusual distribution in crude oil property，this paper analyzed their kerogen type，oil source，source rocks’thermal evolution and oil biodegradation，and reveals the reasons for the partial thick crude oil and differential distribution in this area.

Junggar basin；Jimsar sag；Lucaogou formation；tight reservoir；source rock；thermal evolution；biodegradation

TE112.43

A

1001-3873（2015）06-0656-04

10.7657/XJPG20150605

2015-06-15

2015-09-16

國(guó)家973項(xiàng)目（2015CB250906）

彭永燦（1968-），男，湖南懷化人，高級(jí)工程師，博士，油氣田開發(fā)，（Tel）0990-6867831（E-mail）pyongcan@petrochina.com.cn.