渤海南堡35-2油田原油物性差異地質成因分析*

李 浩 胡 勇 別旭偉 潘廣明 聶玲玲

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

隨著開發(fā)程度不斷深入，渤海灣盆地主力油田大多已進入開發(fā)中后期，普遍具有含水率高、注采井網(wǎng)相對完善、后期挖潛難等特點，特別是油藏內部原油物性變化大、油水系統(tǒng)復雜、儲層薄、橫向變化快等特點制約了稠油油藏的開發(fā)。關于原油物性差異的原因，前人主要有3種解釋[1-5]：①不同性質油源充注，烴源巖成熟度越高，油質越輕；②隨著運移距離增加，原油逐漸變稠；③成藏后次生改造作用，如水洗、氧化和生物降解導致原油密度和黏度均增大。

渤海南堡35-2油田作為渤海灣盆地第一個熱采開發(fā)的稠油油田，油田各區(qū)原油物性平面差異較大，多年來通過低黏度區(qū)(地層原油黏度<280 mPa·s)采用天然能量開發(fā)和人工注水相結合，高黏度區(qū)(地層原油黏度≥280 mPa·s)采用多元熱流體吞吐和弱凝膠注入輔助調驅的開發(fā)思路，取得了很好的生產(chǎn)效果，為渤海灣盆地近10億噸稠油儲量的動用積累了寶貴經(jīng)驗。但是，對原油物性差異的地質成因與原油物性分布規(guī)律的認識不清，嚴重制約了該油田主體區(qū)注采關系調整和流體性質未知區(qū)域開發(fā)方式的選擇。本文結合南堡35-2油田地質特征，以油氣成藏理論和原油稠化機制為指導，開展油田范圍內原油物性差異地質成因研究，摸清地層原油物性平面分布規(guī)律，實現(xiàn)潛力區(qū)原油物性預測，以期對下一步開發(fā)方案和潛力區(qū)域評價有所裨益。

1 油田地質概況

南堡35-2油田位于渤海海域中部，處于石臼坨凸起的西南端，周圍被秦南凹陷、南堡凹陷以及渤中凹陷環(huán)繞(圖1)。該油田整體是披覆于潛山之上、被斷層復雜化的復式鼻狀構造，構造幅度較低。根據(jù)構造和斷裂特征分為斷塊區(qū)、南區(qū)、斜坡區(qū)及S-1區(qū)，其中斷塊區(qū)發(fā)育北北東走向斷層；南區(qū)為斷背斜，發(fā)育近東西走向的邊界大斷層，斷距大、活動性強，控制油氣的運移與聚集，次生斷層發(fā)育較少；斜坡區(qū)位于斷塊區(qū)和南區(qū)之間，被多條北東向斷層切割；S-1區(qū)位于油田東南側，是高部位被近南北向斷層切割的背斜構造。鉆井揭示，該油田基底為灰?guī)r潛山，潛山低部位發(fā)育古近系東營組，新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組，潛山高部位東營組被剝蝕。油層主要集中在明化鎮(zhèn)組下段和館陶組頂部，屬于高孔高滲儲層，其中明化鎮(zhèn)組發(fā)育曲流河沉積，儲層單層厚度小(4～10 m)，平面展布范圍局限，以構造-巖性油藏為主，“一砂一藏”特征明顯；館陶組發(fā)育辮狀河沉積，儲層單層厚度大(15～22 m)，砂體橫向展布范圍廣，為構造層狀油藏。

圖1 南堡35-2油田構造位置及地層原油黏度分布圖Fig.1 The structural location and formation crude oil viscosity distribution map of NB35-2 oilfield

2 原油物性分布特征

豐富的流體取樣、包裹體資料及多年的生產(chǎn)實踐表明，南堡35-2油田各區(qū)平面上原油物性差異較大(圖1)。其中，S-1區(qū)為輕質油油藏，地層原油密度和黏度最低，分別為0.853～0.856 g/cm3和1.18～1.26 mPa·s，平均值分別為0.855 g/cm3和1.20 mPa·s。南區(qū)為稠油油藏，地層原油密度和黏度最高，分別為0.954～0.987 g/cm3和413～926 mPa·s，平均值分別為0.937 g/cm3和580 mPa·s，而且在同一油藏內部從東南向西北黏度逐漸增大。斷塊區(qū)原油物性介于S-1區(qū)和南區(qū)之間，呈由南向北逐漸變重變稠的特點，其中斷塊區(qū)南部地層原油密度和黏度分別為0.898～0.911 g/cm3和42～134 mPa·s，平均值分別為0.904 g/cm3和67 mPa·s；斷塊區(qū)北部地層原油密度和黏度分別為0.906～0.928 g/cm3和86～284 mPa·s，平均值分別為0.919 g/cm3和172 mPa·s。該油田地層原油物性與深度的關系顯示，油田各區(qū)雖原油物性差異較大，但縱向上均表現(xiàn)為隨著埋深的增加，地層原油黏度和密度均逐漸降低的特征(圖2)。

圖2 南堡35-2油田地層原油黏度、地層原油密度與深度的關系Fig.2 The relationship between formation crude oil viscosity,density and depth in NB35-2 oilfield

3 原油物性差異地質成因分析

分析認為，造成原油物性差異的原因主要有成藏期烴源巖特征和成藏后次生改造作用。南堡35-2油田原油來自于油田東南部的渤中凹陷沙河街組，沙三段烴源巖供烴明顯[6]。沙三段形成于中—深湖沉積環(huán)境，烴源巖有機碳含量(TOC)平均達到2.65%，生烴潛量(S1+S2)平均達到17.91 mg/g，氯仿瀝青“A”平均達到0.354 4%，總烴含量(HC)平均達到2 067×10-6，屬于好—優(yōu)質烴源巖[7-8]。運移和后期改造作用對碳同位素影響不明顯，由同一烴源巖形成的油藏碳元素差異范圍很小，南堡35-2油田碳同位素在-26.3‰～-26.9‰，差異范圍小于1‰；各區(qū)無論飽和烴色質譜和芳香烴生物標志化合物指紋均具有一致性，表現(xiàn)為中等四甲基甾烷、高伽馬蠟烷的特征，說明為同一油源發(fā)生運移與聚集成藏。從甾烷成熟度參數(shù)C29甾烷S/(S+R)、C29甾烷ββ/(αα+ββ)來看，油田各區(qū)的原油基本一致。一般來講，C29甾烷S/(S+R)小于0.2為未熟油，在0.2～0.3之間為低熟油，大于0.3為成熟油。該油田各區(qū)的C29甾烷S/(S+R)值在0.37～0.41之間，屬于成熟油。因此，該油田各區(qū)地層原油物性差異并非是不同油源造成的，并且烴源巖有機質成熟度高，原始油品性質好，而稠油油藏為后期改造作用形成。

3.1 運移距離與原油物性差異

渤海灣盆地構造運動頻繁，油氣藏往往經(jīng)歷數(shù)次形成-破壞-再形成的過程，才形成了現(xiàn)今的油藏狀況[9-10]。南堡35-2油田潛山頂部與上覆地層呈不整合接觸，不整合面與斷至潛山的疏導斷層形成油氣運移的疏導體系，溝通了渤中凹陷沙河街組油源，原油在上覆巖層壓實和有機質生烴動力的作用下，沿著潛山不整合面，通過疏導體系向西北運移。油田潛山古構造地形起伏較大，地貌上呈現(xiàn)出“隆起-斜坡-溝谷”的格局，局部發(fā)育微隆起、微溝谷；潛山高部位披覆館陶組，構造形態(tài)與潛山古地貌具有很好的繼承性，構造高部位對應潛山的古隆起。在斷至潛山的疏導斷層的泄壓作用下，原油能夠運移至館陶組高部位圈閉中聚集成藏。實鉆資料也證實，在潛山古隆起上部的館陶組鉆遇了較厚油層，而在潛山斜坡和溝谷古地貌上部的館陶組鉆遇油層少、厚度小。因此，根據(jù)潛山古地貌特征、疏導斷層的規(guī)模和活動性，南堡35-2油田形成了2類原油運移路徑(圖3)。

圖3 南堡35-2油田成藏模式圖Fig.3 The reservoir forming model map of NB35-2 oilfield

1)潛山古隆起上部發(fā)育館陶組和明化鎮(zhèn)組油藏。由于沉積時期的“填洼補平”，在潛山古隆起上部的館陶組構造高部位形成圈閉，圈閉內部發(fā)育控藏斷層，連接潛山不整合面，溝通沙河街組油源。這類斷層斷距小(10～15 m)，橫向延伸范圍小(1～3 km)。在控藏斷層垂向疏導下，原油運移至館陶組圈閉中；館陶組發(fā)育辮狀河沉積，儲層展布范圍廣，骨架砂體對油氣進行橫向疏導，成為油氣的“臨時倉儲層”，形成館陶組原生油藏。

受到新構造運動影響，控藏斷層活動性發(fā)生變化，使原生油氣藏受到破壞、調整，也為淺層明化鎮(zhèn)組油藏提供了良好的運移通道[11-13]。由館陶組到明化鎮(zhèn)組斷距呈下小上大的特征，明化鎮(zhèn)組斷距在20～30 m，活動性強于館陶組；斷層的活動性變化使館陶組原生油藏壓力得到釋放，油氣發(fā)生轉移，沿著控藏斷層向上運移，在明化鎮(zhèn)組曲流河沉積砂體疏導下形成沿斷裂分布的多層系油氣藏。由于壓力得到釋放，流體勢發(fā)生變化，使得周圍烴源巖中的原油再次充注館陶組原生油藏，形成不斷運移、充注的過程。這種類型主要形成了斷塊區(qū)、斜坡區(qū)及S-1區(qū)油藏。

2)潛山斜坡和溝谷古地貌上部發(fā)育明化鎮(zhèn)組油藏。在潛山斜坡和溝谷上部沉積館陶組，由于構造位置低，未能形成良好圈閉，但是邊界大斷層(圖1中F1)斷至潛山不整合面，斷距在150～200 m，橫向延伸長度大于10 km，形成向上運移的疏導體系。油氣運移初期在異常壓力作用下沿大斷層向上運移至明化鎮(zhèn)組，曲流河沉積砂體對油氣形成橫向疏導，在斷層控制的巖性圈閉中聚集成藏，形成了油田南區(qū)明化鎮(zhèn)組構造-巖性油藏。

受到晚期多次充注影響，離油源遠的油藏聚集的是早期生排烴形成的原油，運移過程中受到生物降解、水洗等稠化作用，使原油密度和黏度增大；離油源近的油藏聚集相對晚期生排烴形成的原油，運移距離短，水洗程度和生物降解弱，輕質組分基本被保留，油質較輕。原油在南堡35-2油田大致沿著由東南向西北方向運移，S-1區(qū)離油源最近，南區(qū)與斜坡區(qū)次之，斷塊區(qū)最遠，原油物性表現(xiàn)為東南部油質輕、西北部油質重，成熟度自西北向東南遞增的特點，這與靠近烴源巖的原油，即后生成的原油成熟度表現(xiàn)得更高一些相吻合。南區(qū)離油源較近，但原油密度和黏度在油田范圍內最大，這是由于受邊界控藏斷層影響，油藏保存條件差，發(fā)生了強烈的生物降解等后期改造作用。

3.2 微生物降解與原油物性差異

微生物降解是油藏形成后原油稠化的主要原因，微生物在油藏內部消耗烴類，降解為CO2和水，使原油組分變化。由于烴類自身分子結構的穩(wěn)定性不同，被降解的難易程度差別很大，正構烷烴等輕質組分很容易被降解而逐漸溢散，芳香烴等穩(wěn)定大分子結構不容易被降解或分解成小分子而保留下來[17-18]。因此，微生物降解是輕組分散失、重組分比重不斷加大的過程，受地層溫度、斷層活動速率及油水空間位置關系等多種因素影響。

3.2.1地層溫度

微生物適合在一定溫度下生存，低于或者高于界限溫度時微生物都不可能存活，因此地層溫度是控制油藏中生物降解的限制因素。Cannon等[19]認為在85 ℃以上大多數(shù)微生物不能存活。通過對渤海灣盆地稠油油田生物降解程度與地層溫度關系統(tǒng)計，在40～70 ℃范圍內原油生物降解程度比較強烈，在小于40 ℃和大于70 ℃的情況下原油基本未降解。地層溫度升高，原油的物理性質會發(fā)生變化，密度和黏度降低[14-16]，在烴源巖生排烴過程中不斷受到構造擠壓或熱力驅動，所產(chǎn)生的熱量與原油一起向淺層圈閉運移，較差的保存條件使原油中攜帶的熱量散失，油品變差。

新構造運動后，渤海灣盆地新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組斷裂系統(tǒng)發(fā)生變化，形成的斷層數(shù)量多，“似花狀”“耙狀”的交叉切割形式使淺層斷層與深層斷層直接或間接連接。如果斷層向上斷至海底，一方面來自潛山內部的熱量向上運移散失，另一方面促進流體活動并攜帶了淺層養(yǎng)分，加速熱量的流失，降低地層溫度，形成相對低溫環(huán)境；如果斷層未斷至海底，使得熱量保存在地層中，散失較少，在油藏內部形成相對高溫環(huán)境。通過對南堡35-2油田主要斷層發(fā)育特點進行統(tǒng)計(表1)，南區(qū)主控斷層F1控制整個油田原油的運移和聚集，既斷至潛山又溝通海底，斷距大且橫向延伸遠，使油藏封閉程度差于其他區(qū)塊，熱量散失嚴重，明下段地層溫度在55 ℃左右，原油發(fā)生強烈的生物降解，使原油密度和黏度增大。

表1 南堡35-2油田斷層發(fā)育特點和地溫梯度Table 1 The fault development characteristics and geo-temperature gradient in NB35-2 oilfield

S-1區(qū)主要斷層未溝通地表(圖4a)，地層能量散失較少，地層溫度較高，EFDT測試數(shù)據(jù)表明該區(qū)館陶組頂部地層溫度約為77.2 ℃，使得原油處于高溫環(huán)境中，加之晚期多次充注成藏的影響，該區(qū)地層原油黏度低，具有輕質油的特征；斷塊區(qū)以發(fā)育小斷層為主，活動性弱，主要斷層溝通地表(圖4b)，油藏保存條件差于S-1區(qū)，測試資料表明該區(qū)明下段平均地溫為65 ℃，油質較S-1區(qū)重。

3.2.2斷層活動速率

渤海灣盆地斷裂走向以北北東—北東向和北西西—東西向為主，經(jīng)歷了早古近紀裂陷和晚新近紀—第四紀后裂陷兩大階段之后，形成了現(xiàn)今斷陷盆地的地貌特征。特別是新近紀末期至第四紀以來發(fā)生的新構造運動，使得盆地斷裂系統(tǒng)更加復雜，引起了原生油藏的破壞、調整，導致原油再次運移和次生油藏的形成。在新構造運動形成的新近系淺層油氣藏中，斷層及其活動性增強促進斷層附近的流體活動，使原油發(fā)生不同程度的生物降解和改造，油品變稠。在適宜微生物生長的油藏環(huán)境中，斷層活動性強弱決定著原油密度和黏度變化；受到構造應力及埋深的影響，不同斷層的活動性不一樣，同一條斷層的不同部位活動性也有所差異。斷層活動性的研究方法主要有斷層生長指數(shù)法、(古)落差法和斷層活動速率法[20-21]，其中斷層活動速率法消除了地層剝蝕、上覆地層壓實作用等影響，充分考慮了時間因素。

圖4 南堡35-2油田S-1區(qū)和斷塊區(qū)典型地震剖面(剖面位置見圖1)Fig.4 The typical seismic profiles of S-1 area and fault block area in NB35-2 oilfield(see Fig.1 for location)

南堡35-2油田斷塊區(qū)和斜坡區(qū)明化鎮(zhèn)組油藏以斷層和巖性雙重控制的構造-巖性油藏為主，斷層呈北東-南西及近南北向發(fā)育，且向上斷至海底。通過沿西南向東北測線方向上控藏斷層(圖1中F2、F4—F9)的活動速率統(tǒng)計(圖5)，斷塊區(qū)南部的平均斷層活動速率(為12.7 m·Ma-1)小于斷塊區(qū)北部(為14.9 m·Ma-1)，這說明斷塊區(qū)南部的斷層封閉性比斷塊區(qū)北部好；實際取樣分析資料也表明，斷塊區(qū)南部的地層水礦化度(平均4 855 mg/L)高于斷塊區(qū)北部(平均3 394 mg/L)，斷塊區(qū)南部的地層原油黏度(為42～100 mPa·s)小于斷塊區(qū)北部(為100～284 mPa·s)。斜坡區(qū)的平均斷層活動速率為9.3 m·Ma-1，小于斷塊區(qū)南部，該區(qū)無取樣資料，預測地層原油黏度與斷塊區(qū)南部相當，為42～100 mPa·s。

圖5 南堡35-2油田斜坡區(qū)-斷塊區(qū)明化鎮(zhèn)組油藏沿測線斷層活動速率變化Fig.5 The change of fault activity rate from slop area to fault block area in NB35-2 oilfield

3.2.3油水層空間位置關系

原油越接近地層水,氧化作用和生物降解越嚴重;在同一油藏內部，油藏高度越高，原油與下部水體接觸范圍小，生物降解程度弱，原油密度和黏度越低。例如,南堡35-2油田明化鎮(zhèn)組下段26小層油藏高度為20 m，實際取樣資料證實油水界面附近地面原油黏度為340 mPa·s，構造高部位地面原油黏度為301 mPa·s，二者相差39 mPa·s；館陶組頂部1小層油藏高度為40 m，油水界面附近地面原油黏度為998 mPa·s，構造高部位地面原油黏度為797 mPa·s，二者相差201 mPa·s。

平面上隨著水體能量的增加，油水接觸面積越大，生物降解程度越高，原油密度和黏度越大。例如，南堡35-2油田南區(qū)邊界斷層(圖1中F1)斷距大，活動性強，斷層活動速率平均152 m·Ma-1，遠大于其他區(qū)域的斷層，導致南區(qū)油藏原油密度和黏度遠大于其他區(qū)域。南區(qū)油藏東部的6井區(qū)水體能量相對較弱，油水過渡帶儲量占比最低，為19.2%，生物降解程度最弱，該井區(qū)地層原油黏度在500 mPa·s左右；油藏西部的B1井區(qū)水體能量最強，油水過渡帶儲量占比最大，為46.3%，說明原油與地層水充分接觸，發(fā)生強烈的生物降解，該井區(qū)地層原油黏度在700 mPa·s左右；油藏中部的B10井區(qū)水體能量發(fā)育特征介于6井區(qū)和B1井區(qū)之間，過渡帶儲量占井區(qū)儲量的31.0%，地層原油黏度在600 mPa·s左右。這表明，該油田南區(qū)油藏內部由東向西水體能量逐漸增加，發(fā)生了不同程度生物降解，使同一油藏不同區(qū)原油密度和黏度存在差異。Peters等[22]通過各類生標化合物降解難易程度序列的建立，將降解程度具體細分為10級。渤海海域多數(shù)油田原油嚴重降解時會出現(xiàn)25-降藿烷，因此可根據(jù)是否出現(xiàn)25-降藿烷及其含量來確定原油的降解程度。一般來講，5級降解程度以下不會出現(xiàn)25-降藿烷，5級及以上級別降解程度才會出現(xiàn)25-降藿烷，并且含量逐漸升高。該油田南區(qū)同一油藏內部由東向西的6井、B10井和B1井在原油飽和烴色譜圖上表現(xiàn)為基線拱起幅度逐漸增大(圖6a—c)，原油中的正構烷烴等輕質組分逐漸溢散，芳香烴等結構穩(wěn)定、不易被分解的重質組分被保留下來，而且均出現(xiàn)25-降藿烷，含量逐漸升高，說明生物降解程度逐漸強烈，使南區(qū)油藏內部從東往西油質逐漸變重。

圖6 南堡35-2油田南區(qū)典型原油色質譜圖Fig.6 The crude oil mass spectrogram analysis of typical wells in NB35-2 oilfield south area

4 潛力區(qū)預測

南堡35-2油田原油成熟度高，原始油品較好，原油在油田范圍內大致由東南向西北運移。S-1區(qū)斷層斷至潛山內幕但不向上斷至地表，潛山熱量沿斷層上移，未能向地表散失，在淺層形成高地溫環(huán)境，使微生物存活率低，抑制生物降解，形成輕質油藏；斷塊區(qū)斷層活動速率由南向北逐漸增大，生物降解程度逐漸增強，使原油從南向北逐漸變稠；南區(qū)斷層活動速率遠大于油田其他區(qū)域，原油密度和黏度最大，而且由東向西油藏高度逐漸降低，油水過渡帶范圍逐漸增大，油水充分接觸，生物降解程度逐漸增強，形成由東向西原油密度和黏度逐漸增大的特點。斜坡區(qū)斷層發(fā)育特征及油水接觸面積與斷塊區(qū)南部相似，預測斜坡區(qū)原油黏度與密度及斷塊區(qū)南部相似，為油田優(yōu)質儲量潛力區(qū)。

5 結論

1)南堡35-2油田各區(qū)原油物性平面差異較大。S-1區(qū)為輕質油油藏，油質最輕；南區(qū)為稠油油藏，地層原油黏度和密度從東南向西北逐漸增大；斷塊區(qū)地層原油黏度和密度介于南區(qū)和S-1區(qū)之間，油質由南向北逐漸變重。

2)南堡35-2油田各區(qū)原油物性差異并非是不同油源造成的，并且烴源巖有機成熟度高，原始油品好，形成輕質油藏概率大；而稠油油藏是后期改造作用形成的，同一油源運移距離越遠，受到生物降解、水洗等稠化作用越嚴重，原油密度和黏度容易增大。微生物降解受地層溫度、斷層活動速率和油水層空間位置關系控制：地層內部溫度異常高，不易發(fā)生生物降解，原油密度和黏度越??；斷層活動速率越低，地層原油黏度越小；油水過渡帶范圍越大，生物降解程度越大，原油黏度和密度越大。