稠油油藏油氣運移路徑刻畫與成藏過程分析
——以渤海海域遼東灣坳陷LD16 含油氣構造為例

趙弟江 江尚昆 喬 柱 徐坤明 孔栓栓

(中海石油（中國）有限公司天津分公司)

0 引言

據(jù)統(tǒng)計，渤海海域稠油儲量達到36×108t 以上，長期以來，受開發(fā)技術的限制，稠油油藏一直未得到有效利用。近年來，隨著稠油熱采技術的不斷成熟，原本無法動用的稠油—超稠油油藏相繼得以開發(fā)利用，取得了良好的經濟效益，稠油—超稠油油藏日益成為渤海海域油氣勘探的研究熱點之一。

然而不同于常規(guī)油氣藏，稠油油藏往往具有油水層倒置、井間油水界面不統(tǒng)一、含油邊界不規(guī)則等特點，顯示其成藏機制極其復雜[1-3]。前人在稠油油藏的地球化學特征、成因機制、儲層特征等方面進行了較為深入的研究，取得了一系列重要進展[4-9]，但對稠油油藏的油氣運移路徑、成藏過程及含油面積等還缺乏系統(tǒng)研究。

渤海海域遼東灣坳陷LD16 含油氣構造（簡稱LD16 構造）共鉆探4口井，其中前3口井（LD16-A井、LD16-B井、LD16-C井）均鉆遇厚油層，而位于構造北部的LD16-D井卻沒有任何油氣顯示，表明該構造油水關系極其復雜，導致對其儲量規(guī)模認識不清。本文運用地球物理、地球化學、數(shù)值模擬等技術手段，對LD16 構造原油特征、儲層物性、油氣運移等進行系統(tǒng)研究，精細分析該構造油氣運移路徑，重新厘定含油氣范圍，并總結其油氣成藏過程。本文在稠油—超稠油油藏成藏模式總結與含油面積預測方法等方面的探索為稠油—超稠油油藏研究提供了有益的借鑒。

1 區(qū)域地質概況

LD16 含油氣構造位于渤海海域遼東灣坳陷遼中凹陷西南斜坡帶，向西逐漸過渡到遼西凸起，整體呈較完整的背斜形態(tài)，東西側受兩條北東向走滑斷層夾持，并被一系列北東向調節(jié)斷層復雜化(圖1)。該構造自下而上主要發(fā)育地層為中生界（Mz），古近系東營組（E3d），新近系館陶組（N1g）與明化鎮(zhèn)組（N2m），以及第四系平原組（Qp）。其中含油層位為館陶組（N1g）、明化鎮(zhèn)組下段(N2mL)與東營組二段下部，館陶組圈閉規(guī)模大、形態(tài)好，具有潛在商業(yè)產能，是主要的含油層位。LD16 構造深部并不發(fā)育烴源巖，油氣主要來源于遼中凹陷的沙河街組一段（沙一段，E3s1）與沙河街組三段(沙三段，E3s3)。LD16 構造的勘探始于20 世紀90 年代，至2013 年年底共鉆4 口井，其中LD16-A井、LD16-B井、LD16-C井館陶組鉆遇厚油層，且油水界面較為統(tǒng)一，但LD16-D井鉆探失利。鉆后分析認為，LD16 構造館陶組油藏為塊狀頂氣底水油氣藏，但原油品質差，原油密度為0.9941～1.0015g/cm3（20℃），黏度為11875.5～12715.4mPa·s（50℃），為典型的特稠油油田。采用原油熱采技術進行測試，獲取最高日產30t 原油，表明該油田具有一定的商業(yè)潛能。

圖1 研究區(qū)構造位置圖Fig.1 Structural location map of the study area

2 主要油藏特征

2.1 儲蓋組合特征

LD16-A井、LD16-B井、LD16-C井已鉆井資料證實，LD16 構造館陶組儲層以細砂巖、中砂巖、砂礫巖為主（圖2），表現(xiàn)為多個向上變細的正粒序，應為多期疊加的辮狀河沉積。該套儲層厚度大，分布廣泛，儲層平均孔隙度為38.2%，平均滲透率為2096.3mD，為高孔高滲型儲層。館陶組油層段頂部發(fā)育一套約4～7m 厚的泥巖蓋層，橫向分布穩(wěn)定，為一套辮狀河泛濫平原沉積，與下部厚層砂巖、砂礫巖儲層形成一套理想的儲蓋組合（圖3），為油氣大規(guī)模成藏提供了良好儲集空間和保存條件。

圖2 LD16-B井館陶組儲層巖性與含油性特征Fig.2 Reservoir lithology and oil-bearing properties of Guantao Formation in Well LD16-B

2.2 油品性質與油藏模式

LD16 構造共鉆探4 口井，其中3 口井在館陶組鉆遇厚油層，該油層平均厚度約為30m，烴柱高度約為50m，高部位存在氣頂（圖4），天然氣中甲烷含量超過95%，為干氣，可能是原油在原地生物降解后形成的。20℃條件下，地面原油密度為0.9941～1.0015g/cm3，50℃條件下，黏度為11875.5～12715.4mPa·s，含硫量為0.49%，含蠟量為0.52%，膠質+瀝青質含量接近50%，為典型的稠油油藏。

圖4 LD16 構造油藏模式示意圖（剖面位置見圖1）Fig.4 Schematic oil reservoir profile of LD16 structure (section location is in Fig.1)

2.3 溫壓特征

通過DST 測試得到LD16 構造地溫梯度為3.12℃/100m，其中在東營組1874m 地層溫度為58.1～61.2℃，在館陶組主力油層段1232m 地層溫度為38.7～41.2℃?，F(xiàn)代試井法揭示，LD16 構造壓力系數(shù)約為0.998，屬于正常溫壓系統(tǒng)。館陶組主力油層段地層水平均礦化度為24.1mg/L，（Cl--Na+）/Mg2+＞1，根據(jù)蘇林天然水成因分類[10]，館陶組地層水化學類型以CaCl2型為主。

3 油氣運移路徑精細刻畫

3.1 基于人工神經網(wǎng)絡的儲層物性預測

綜合測井、錄井及巖心資料分析，LD16 構造館陶組主要含油層系為厚層狀辮狀河砂礫巖。以館陶組油層頂界面為控制層，以油層厚度為主要依據(jù)，選擇合理時窗，提取三維地震數(shù)據(jù)體的振幅、頻率、相位、能量和相干等7類20 余種地震屬性進行優(yōu)選[11-13];通過提取井旁道屬性數(shù)據(jù)并對屬性之間的相關性及各屬性與孔隙度之間的相關性進行分析（圖5），最終優(yōu)選出能量半衰時、平均瞬時頻率、均方根振幅值、平均振幅值4 種屬性，再通過人工神經網(wǎng)絡計算，最終得到館陶組含油層段孔隙度平面分布圖（圖6）。

圖5 地震屬性與孔隙度相關分析圖Fig.5 Relationship between various seismic attributes and porosity

圖6 館陶組含油層段孔隙度平面預測圖Fig.6 Porosity prediction plane of oil-bearing layer of Guantao Formation

孔隙度預測平面分布圖顯示，LD16 構造以南孔隙度整體較高。自LD16-A井區(qū)向北，砂體連續(xù)性變差，高孔隙度帶僅在靠近北部斷層處發(fā)育，這與地質上認識具有一致性。

3.2 儲層充注起始點的確定

如前所述，LD16 構造主要儲層位于館陶組頂部，深部并不發(fā)育烴源巖，油氣主要來自遼中凹陷區(qū)，油氣需沿斷層垂向運移至淺層館陶組儲層。前人研究表明，研究區(qū)存在兩期成藏（東營組沉積晚期與明上段—第四系沉積時期）[14-19]，其中明上段—第四系沉積時期為主成藏期。在明上段—第四系沉積時期瞬態(tài)充注條件下，油氣運移路徑并非大水漫灌式，而是具有極強的選擇性，絕大多數(shù)的油氣沿著斷層優(yōu)勢運移通道向儲層充注，這也是造成油氣成藏差異性極大的關鍵。

斷層平均活動速率統(tǒng)計表明，研究區(qū)存在兩個主要斷裂活動期，東營組沉積時期和明上段—第四系沉積時期，其他時期的斷層活動速率相對較小，是斷裂活動相對靜止期。這兩期構造活動分別對應兩次油氣成藏時期。東營組沉積末期，遼中凹陷烴源巖進入大規(guī)模成熟期，此時受右旋走滑作用的影響，形成較多大規(guī)模的北東向斷層（如F1 等）（圖7），這些斷層有利于油氣在東營組的初次聚集。明上段—第四系沉積時期，研究區(qū)受太平洋板塊向歐亞板塊加速俯沖及印度板塊向歐亞板塊碰撞產生的遠程效應的影響，走滑作用減弱，整體進入加速沉降階段，先存斷層重新活化，活動性再次增強，強活動斷裂破壞了東營組巨厚蓋層的封閉，有利于油氣垂向輸導，使得東營組油藏向淺層館陶組調整聚集運移[20-21]。統(tǒng)計表明，主成藏期斷層活動速率低于25m/Ma，油氣主要在深層古近系成藏;當斷層活動速率高于25m/Ma 時，油氣可在淺層成藏，所以斷層活動速率為25m/Ma是油氣有效充注的門限。通過對斷層活動速率進行分段統(tǒng)計，可以確定LD16 構造主要油源斷層的有效充注段（圖8a）。

圖7 LD16 構造斷層活動性分析Fig.7 Fault activity analysis of LD16 structure

圖8 斷層有效充注點的識別Fig.8 Identification of effective hydrocarbon charging point of fault

斷面依據(jù)形態(tài)可劃分為會聚型、分散型和均一型，其中會聚型斷面有利于油氣運移[22]，會聚型斷面一般對應曲率較大的區(qū)段，利用斷層邊際檢測法，可以識別出斷層曲率較大的區(qū)段（圖8b）。曲率較大的區(qū)段與斷層活動性較大的重疊區(qū)段是斷層的有效充注段，以此作為油氣沿斷層向上運移的充注段。

3.3 基于充注點與物性差異的油氣定量運移模擬

油氣在館陶組內的運聚過程是控制油氣分布的關鍵。本文運用油氣定量模擬技術[23]，在設定相同充注量的前提下，在LD16 構造南部、中部與北部3 條主要運移斷層分別設定油氣初始充注段，對油氣在館陶組油層內運移開展定量模擬（圖9）。結果表明，無論油氣從哪里充注，油氣都首先向圈閉最高部位即LD16-A井區(qū)、LD16-B井區(qū)、LD16-C井區(qū)聚集，受運移滯留效應的影響，在相同的充注量下，運移距離越遠，其圈閉中油氣分布范圍越小（圖9a、d、g）;油氣充注存在明顯的優(yōu)勢運移路徑，優(yōu)勢運移路徑是由構造形態(tài)控制的構造脊與儲層高孔滲帶疊合形成的通道控制（圖10）。隨著充注量的不斷增大，油氣優(yōu)先向高部位與高孔滲帶聚集，繼而向低部位充注，但對于較低的孔滲帶則不發(fā)生充注（圖9b、e、h）。最終基于3條充注段得到了LD16 構造在相同充注量下可能的含油范圍（圖9c、f、i）。

圖9 不同油氣充注段下油氣運移模擬Fig.9 Simulation of hydrocarbon migration with various charging sections

圖10 油氣從南部斷層充注段充注的優(yōu)勢運移路徑刻畫（構造脊與高孔滲帶疊合性較好）Fig.10 Characterization of dominant hydrocarbon migration pathway when charging from the southern fault(good consistency between structural ridge and high porosity/permeability zone)

研究表明，振幅類或能量類地震屬性對地層含油性較為敏感[24]。以LD16-A井、LD16-B井、LD16-C井所確定的油水界面為底界面，以館陶組油層頂界面為頂界面，提取兩層間的總能量屬性，結果顯示，LD16-D井附近屬性值較低（圖11）。屬性分析結果與充注量為3600×104m3的油氣運移模擬結果相似，二者之間可以相互印證。

圖11 LD16 構造油水界面至油層頂界面層間總能量屬性分布圖Fig.11 Total interlayer energy attributes between oil-water contact and the top oil layer of LD16 structure

4 油氣成藏過程

4.1 油源分析

LD16 構造處于遼中凹陷西南斜坡帶，遼中凹陷主要發(fā)育沙三段和沙一段兩套烴源巖。沙三段烴源巖色譜—質譜特征主要表現(xiàn)為:低含量的伽馬蠟烷、高含量的C30-4-甲基甾烷、低含量的C21/C23三環(huán)萜烷與C20/C23三環(huán)萜烷和較高含量的C24四環(huán)三萜烷/C26三環(huán)萜烷（圖12a）。沙一段烴源巖色譜—質譜特征主要表現(xiàn)為:高含量的伽馬蠟烷、低含量的C30-4-甲基甾烷、高含量的C21/C23三環(huán)萜烷與C20/C23三環(huán)萜烷和較低含量的C24四環(huán)三萜烷/C26三環(huán)萜烷（圖12b）。

由于LD16 構造中原油遭受了不同程度的降解，部分原油降解程度達到8 級以上，藿烷與甾烷系列化合物均遭受降解（圖12c—e），因此在油源對比的過程中選用抗降解能力強的生物標志化合物:伽馬蠟烷、C30-4-甲基甾烷和三環(huán)萜烷類[25-30]。根據(jù)生物標志化合物的對比分析結果，LD16 構造館陶組與東營組二段下部原油均表現(xiàn)為:相對較高的伽馬蠟烷，高含量的C30-4-甲基甾烷、低含量的C21/C23三環(huán)萜烷與C20/C23三環(huán)萜烷和較高含量的C24四環(huán)三萜烷/C26三環(huán)萜烷，具有沙三段與沙一段烴源巖混合貢獻，且以沙三段為主的特征（圖12c—e）。而根據(jù)生物標志化合物的特征，東營組二段下部原油的降解程度低于館陶組原油，館陶組油層底部原油的降解程度高于館陶組油層頂部原油。

圖12 研究區(qū)烴源巖與原油生物標志化合物特征Fig.12 Characteristics of biomarkers of source rocks and crude oil in study area

4.2 充注過程

與LD16 構造同處于遼中凹陷西南斜坡帶的鄰近稠油油藏地溫史模擬與油田包裹體資料已證實，研究區(qū)在東營組沉積末期（距今25Ma）曾經發(fā)生過大規(guī)模油氣成藏[22]。來自遼中凹陷沙三段的原油在東營組二段聚集成藏（圖13a），因埋藏較淺，原油遭受初次降解（圖12c），使得原油初步稠化，膠質+瀝青質成分相對增加，油品性質相對變差，20℃條件下，東營組二段下部地面原油密度為0.97～0.98g/cm3，50℃條件下，黏度為700～1080mPa·s。新構造運動時期，斷層打破了東營組二段下部油氣藏的壓力平衡，斷層輸導性開啟，油氣沿南部、中部、北部3條斷層向上運移調整，運移至館陶組時受穩(wěn)定的厚層狀泥巖蓋層遮擋，油氣發(fā)生側向分流，沿構造脊與高孔滲帶控制的優(yōu)勢運移通道首先向圈閉高部位LD16-A井 區(qū)、LD16-B井 區(qū)、LD16-C井區(qū)聚集（圖13b）。地層測試顯示，館陶組油層溫度為38.2℃，東營組二段下部溫度為58.1℃。然而原油受壓力與溫度（尤其是溫度）驟然降低的影響，黏度陡然增加，由700～1080mPa·s 突然增加到（6～10）×104mPa·s，原油流動性幾乎消失，大量的膠質+瀝青質等成分（超過50%）堵塞了運移通道中的巖石孔隙，進行自我封閉，使得油氣沿孔滲較高的區(qū)帶聚集，而向低部位及低孔滲帶充注十分困難（如圖14 含油飽和度與儲層滲透率、孔隙度呈明顯的正相關），從而造成油氣主要在LD16-A井區(qū)、LD16-B井區(qū)、LD16-C井區(qū)聚集而未向位于低孔滲帶的LD16-D井區(qū)運移。

圖13 LD16 構造油氣成藏過程示意圖Fig.13 Schematic hydrocarbon accumulation process of LD16 structure

圖14 含油飽和度與滲透率、孔隙度的相關關系圖Fig.14 Relationship between oil saturation and permeability/porosity

5 結論

（1）基于充注點與物性差異的油氣定量運移模擬表明，儲層物性差異與構造形態(tài)共同決定了稠油的優(yōu)勢運移通道，充注量與高孔滲帶共同決定了 稠油的不規(guī)則分布，是造成油氣在LD16-D井處未成藏的關鍵。

（2）油氣在東營組沉積末期在東營組二段下部初次成藏，并接受初次降解。新構造運動時期油氣向館陶組再次調整。穩(wěn)定蓋層的存在與原油受溫壓下降造成的黏度突然增大，使得油氣在館陶組砂礫巖層中聚集成藏。

（3）運用油氣定量模擬技術與層間地震屬性的精確提取技術相互驗證，推翻了斷層控制油水邊界的認識，重新厘定了稠油的油氣分布范圍。