渤海蓬萊20-2油田原油物性差異及成因

岳軍培, 劉朋波, 王廣源, 朱勇超, 蘇 凱, 趙 婧

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459)

位于渤海東部海域廟西南凸起之上的蓬萊20-2油田，是近年來在廟西南地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)的中型油田。該油田油氣主要集中在新近系館陶組，原油物性整體較差，不同井區(qū)的油品性質(zhì)存在一定的差異，但對(duì)其物性差異成因目前尚無系統(tǒng)研究。原油物性研究對(duì)于油氣田勘探開發(fā)具有重要意義，原油物性分布規(guī)律和差異機(jī)制嚴(yán)重制約了油田開發(fā)方式的選擇和注采關(guān)系的調(diào)整[1-4]。本文基于油田基本地質(zhì)條件，利用大量原油樣品的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，通過原油物性分析和飽和烴氣相色譜、飽和烴質(zhì)譜等地球化學(xué)方法和成藏綜合分析的方法，對(duì)原油物性分布規(guī)律和差異成因展開研究，揭示導(dǎo)致物性差異的成因機(jī)制，為類似靠邊緣凹陷供烴的凸起稠油區(qū)尋找“輕油”提供新的勘探思路。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

蓬萊20-2油田位于渤海東部海域廟西南凸起的西南端，其北鄰廟西北洼、渤東凹陷，南鄰廟西南洼，西與蓬萊19-25油田群相望。該油田整體受北北東向走滑斷層和近東西向正斷層共同控制，是在晚期斷層改造作用基礎(chǔ)上形成的復(fù)雜斷塊型油氣田[5-6]。油田中部被北北東向走滑斷裂所分割，走滑斷層以東地區(qū)為油田東區(qū)(A井區(qū))，走滑斷層以西地區(qū)為北區(qū)(B和C井區(qū))和南區(qū)(D、E和F井區(qū))(圖1)。

圖1 蓬萊20-2油田區(qū)域構(gòu)造位置和館陶組中部含油面積圖Fig.1 Tectonic location and oil-bearing area of the middle part of Guantao Formation in Penglai 20-2 oilfield

鉆井和地震資料揭示，該油田地層自下而上發(fā)育元古界、古近系東營組、新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組以及第四系平原組。其中館陶組是油田主要成藏層系，整體埋藏較淺(900～1 380 m)，為淺水辮狀河三角洲沉積，發(fā)育的砂體普遍較薄，頻繁砂泥巖互層組成了良好的儲(chǔ)蓋組合[7]。

2 原油特征

蓬萊20-2油田埋藏淺，原油普遍遭受生物降解，正構(gòu)烷烴不完整，原油物性整體較差，但油田各區(qū)在原油物性特征和地球化學(xué)特征方面存在一定差異。本次研究的原油樣品源自油田區(qū)9個(gè)FET取樣和地層測(cè)試取樣，樣品深度主要集中在 1 013～1 322 m，分別對(duì)各個(gè)樣品進(jìn)行原油物性分析和飽和烴色譜-質(zhì)譜分析。

2.1 原油物性特征

原油物性分析結(jié)果表明(表1)，蓬萊20-2油田原油相對(duì)密度(ρ)為0.959～0.991 g/cm3，均值為0.974 g/cm3；黏度(η)為775～14 485 mPa·s，均值為 3 256 mPa·s。根據(jù)石油天然氣行業(yè)和中國海洋石油總公司的標(biāo)準(zhǔn)[8-9](原油黏度>50 mPa·s且密度≥0.920 g/cm3為稠油)，蓬萊20-2油田原油屬于稠油。另外，含硫量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為0.27%～0.42%，均值為0.32%；含蠟量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為1.9%～6.6%，均值為3.27%；凝固點(diǎn)溫度為-7～11℃：整體上具有“高密度、高黏度、低含硫、低含蠟和低凝固點(diǎn)”的特征。

雖然研究區(qū)原油密度分布范圍比較集中，但黏度仍有較大的差異，導(dǎo)致不同井區(qū)的測(cè)試產(chǎn)能具有明顯的差異。油田東區(qū)的A井和北區(qū)的B井，地層測(cè)試層段相近，測(cè)試深度分別為 1 062～1 075 m和 1 056～1 087 m，折算日產(chǎn)油均為29 m3左右。而南區(qū)E井在 1 065～1 117 m段測(cè)試折算日產(chǎn)油高達(dá)45 m3，高于前者，其直觀原因是E井原油物性(密度0.961 g/cm3，黏度943.8 mPa·s)優(yōu)于A井和B井(密度0.974～0.983 g/cm3，黏度 1 775～1 937 mPa·s)。此外，從同層段(1～1.3 km)的原油物性比較結(jié)果來看(表1)，南區(qū)(平均密度0.968 g/cm3，黏度 1 917 mPa·s)明顯優(yōu)于北區(qū)(平均密度0.978 g/cm3，黏度 4 323 mPa·s)，略優(yōu)于東區(qū)(密度0.974 g/cm3，黏度 1 937 mPa·s)。綜上所述，蓬萊20-2油田的原油物性在平面上具有“南區(qū)優(yōu)于北區(qū)和東區(qū)”的分布規(guī)律。

表1 蓬萊20-2油田原油物性與族組分Table 1 Physical property analysis and group component analysis of crude oil in Penglai 20-2 oilfield

2.2 原油地球化學(xué)特征

蓬萊20-2油田原油族組分結(jié)果顯示(表1)，飽和烴的質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w)較低，為20.28%～39.94%，均值為31.21%；芳烴的質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，為11.79%～24.52%，均值為20.81%；非烴含量高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17.91%～53.77%，均值為28.65%；瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，為0.94%～11.24%，均值為6.00%。南區(qū)與北區(qū)、東區(qū)飽和烴含量均值差別不大，但南區(qū)大分子量的芳烴的質(zhì)量分?jǐn)?shù)(均值為17.39%)低于北區(qū)(22.11%)和東區(qū)(24.52%)，南區(qū)飽和烴與芳烴的比值(1.72)高于北區(qū)(1.36)和東區(qū)(1.62)，瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)(均值4.00%)低于北區(qū)和東區(qū)(8.15%)：族組分的差異反映了烴源巖母質(zhì)來源存在一定的差異[10]。

圖2顯示，飽和烴氣相色譜基線普遍飄移，高碳數(shù)正構(gòu)烷烴含量明顯高于低碳數(shù)正構(gòu)烷烴含量，揭示原油普遍遭受微生物降解作用[11]。除了南區(qū)最南側(cè)的F井外，其余各井TIC圖均呈現(xiàn)雙峰型，說明油田主體區(qū)普遍發(fā)生了二次充注[11]。萜烷和甾烷抗降解能力較強(qiáng)，各井萜烷和甾烷色譜-質(zhì)譜整體特征相似：伽馬蠟烷含量相對(duì)較高(伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.11～0.29)；C27甾烷>C29甾烷>C28甾烷，呈不對(duì)稱“V”形或“L”形分布；4-甲基甾烷含量中等-高(4-甲基甾烷/C29甾烷比值在0.17～0.35之間)。但不同鉆井的萜烷和甾烷譜圖也存在一定的差異，最南區(qū)的F井伽馬蠟烷含量相對(duì)最低(伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.11)，4-甲基甾烷含量最高(4-甲基甾烷/C29甾烷比值為0.35)，而北區(qū)B井(伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.26，4-甲基甾烷/C29甾烷比值為0.29)和東區(qū)A井(伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.29，4-甲基甾烷/C29甾烷比值為0.17)正好相反，伽馬蠟烷含量相對(duì)最高，4-甲基含量相對(duì)最最低(圖2)。

Ts/Tm、C29ββ/(ββ+αα)及ααC29S型/(S+R型)均是評(píng)價(jià)成熟度的有效參數(shù)[11-12]。南區(qū)D井(Ts/Tm為0.80)、E井(Ts/Tm為0.89)和F井(Ts/Tm為0.65)的Ts/Tm均小于1。圖3顯示，這3口井的甾烷異構(gòu)化參數(shù)主要分布于低成熟區(qū)，而北區(qū)B井(Ts/Tm為1.00)和C井(Ts/Tm為1.00)及東區(qū)A井(Ts/Tm為2.16)原油的Ts/Tm≥1，相應(yīng)的甾烷異構(gòu)化參數(shù)主要分布在成熟區(qū)(圖2和圖3)，說明南區(qū)原油的成熟度普遍低于北區(qū)和東區(qū)。

圖3 蓬萊20-2油田原油甾烷成熟度判別Fig.3 Sterane maturity discrimination of crude oil from Penglai 20-2 oilfield(作圖方法據(jù)陳建平等[13])

3 原油物性的成因分析

前人對(duì)原油物性差異成因的解釋通常有以下幾方面[1-2,13-15]：①不同油源形成的原油物性各不相同，烴源巖成熟度的高低與原油中的輕質(zhì)組分呈正相關(guān)，烴源巖成熟度越高，原油物性越好；②伴隨油氣運(yùn)移距離的增加，原油中的輕質(zhì)組分溢散，重質(zhì)組分保留，導(dǎo)致原油的黏度與密度不斷增大；③油藏保存條件決定了原油是否遭受生物降解、水洗氧化等次生變化。

對(duì)比飽和烴色譜基線明顯飄移的降解現(xiàn)象，認(rèn)為次生變化的影響遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于距離效應(yīng)的影響。此外，鉆井揭示油田主體區(qū)油層連續(xù)200多米未見水，且渤海油氣主成藏期較晚(8 Ma B.P.)[16]，排除了水洗氧化次生變化的影響。因此，本文從油源與油藏保存條件(生物降解)兩方面對(duì)原油物性成因進(jìn)行分析。

3.1 油源分析

蓬萊20-2油田三面環(huán)洼，前人已對(duì)該區(qū)進(jìn)行了詳細(xì)的油源對(duì)比，認(rèn)為周緣的渤東凹陷、廟西北洼和廟西南洼均對(duì)其有貢獻(xiàn)[11]。目前，渤海邊緣凹陷的勘探程度依然不高，在缺乏凹陷內(nèi)部烴源巖分析資料的情況下，借用油源明確的蓬萊13-2油田、蓬萊15-2油田和蓬萊25-6油田的原油特征分別代表不同凹陷(洼陷)烴源巖的特征(圖3)。其中最典型的特征是蓬萊25-6油田的原油成熟度低(原油屬于未熟-低成熟油)，伽馬蠟烷含量低(伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.07～0.09)，4-甲基甾烷含量高(4-甲基甾烷/C29甾烷比值為0.55～0.58)，原油主要來自油田區(qū)及鄰近的廟西南洼沙三段烴源巖[5,11,17]；蓬萊13-2油田位于渤東凹陷，凹陷埋藏較深，有機(jī)質(zhì)演化程度高，其原油以4-甲基甾烷含量中等(4-甲基甾烷/C30藿烷比值為0.20)、伽馬蠟烷含量中等(伽馬蠟烷/C29甾烷比值為0.30)為特征，主要來自渤東凹陷的沙三段烴源巖的貢獻(xiàn)[11]；蓬萊15-2油田位于廟西北凸起陡坡帶，緊鄰廟西北洼，前人研究認(rèn)為其原油主要來自廟西北洼沙一段烴源巖貢獻(xiàn)，烴源巖成熟度高，伽馬蠟烷含量高(伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.29)，4-甲基甾烷含量低(4-甲基甾烷/C29甾烷比值為0.16)[11,18]。

根據(jù)前文論述的蓬萊20-2油田原油地球化學(xué)特征，東區(qū)原油以“成熟度高、伽馬蠟烷含量相對(duì)最高、4-甲基甾烷相對(duì)最低”為特征，與蓬萊15-2原油特征相似，原油主要來自廟西北洼高成熟的沙一段烴源巖貢獻(xiàn)；北區(qū)原油以“成熟度高、伽馬蠟烷含量中高、4-甲基甾烷含量中等”為特征，與蓬萊13-2原油特征相似，原油主要來自渤東凹陷高成熟度的沙三段烴源巖貢獻(xiàn)；南區(qū)原油以“成熟度相對(duì)最低、伽馬蠟烷含量低、4-甲基甾烷含量高”為特征，與蓬萊25-6油田原油特征相似，主要來自廟西南洼成熟度較低的沙三段烴源巖貢獻(xiàn)。在沒有后期次生改造的情況下，原油物性本應(yīng)隨油源成熟度的增大而變優(yōu)。然而蓬萊20-2油田的原油物性正好相反，北區(qū)和東區(qū)的油源成熟度較高，原油物性卻較差；南區(qū)的油源成熟度較低，反而原油物性較好?？梢哉J(rèn)為油源的不同只是導(dǎo)致蓬萊20-2油田原油物性差異的表層原因，原油物性差異應(yīng)該另有深層原因。

3.2 次生變化：生物降解

生物降解作用是原油中比較普遍的一種后期變化，全球石油多數(shù)都遭受過生物降解，多數(shù)情況下認(rèn)為對(duì)原油的物性起著負(fù)面的影響[19]。隨著高溫氣相色譜的發(fā)展，有學(xué)者發(fā)現(xiàn)生物降解的原油中，高碳數(shù)正構(gòu)烷烴含量很高。為探其成因，國內(nèi)外均有學(xué)者[20-22]通過對(duì)烷烴的微生物降解實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)正構(gòu)烷烴(C28+)的生物降解速率隨著碳數(shù)的增長而降低，證實(shí)了原油中大分子量烷烴(C28+)的立體位阻效應(yīng)阻礙了微生物對(duì)原油的降解作用(圖4)。

由于蠟的成分主要為較高碳數(shù)的烷烴(包括正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴和環(huán)烷烴)，其含量與原油中蠟含量具有正相關(guān)關(guān)系[22-24]。原油中含蠟量越高，抗降解組分越豐富，原油則愈難遭受次生變化的影響，因而原油密度與黏度均較低。通過對(duì)渤海油田凸起區(qū)的原油組分和物性進(jìn)行大量的統(tǒng)計(jì)分析，認(rèn)為原油密度和黏度隨蠟含量的增加先降低后穩(wěn)定(圖5)，大分子量烷烴(蠟)具有一定抗降解能力的認(rèn)識(shí)可以較合理地解釋這一現(xiàn)象，同時(shí)這一認(rèn)識(shí)在渤海曹妃甸6-1和千米橋地區(qū)均得到印證[22,25]。蓬萊20-2油田南區(qū)相比北區(qū)和東區(qū)含蠟量高，較高含量的蠟使得南區(qū)原油抗降解的能力更強(qiáng)，原油物性更好(密度、黏度更低)。

原油的生物降解程度與酸值之間具有明顯的正相關(guān)關(guān)系[26-28]。蓬萊20-2油田南區(qū)酸值(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為1.36‰～4.64‰，均值為3.33‰；北區(qū)和東區(qū)的酸值為2.68‰～6.19‰，均值為5.01‰(表1)：南區(qū)降解程度比北區(qū)和東區(qū)低。因此，認(rèn)為蠟(大分子量烷烴)的抗降解能力是影響蓬萊20-2油田原油物性的深層原因。

圖4 生物降解實(shí)驗(yàn)下烷烴的高溫氣相色譜Fig.4 HT gas chromatograms of aliphatic fraction under biodegradation experiment(據(jù)D.J.Heath等[21]修改)

圖5 渤海油田凸起區(qū)原油物性與含蠟量的關(guān)系Fig.5 Relationship between crude oil properties and wax content in the uplift section of Bohai oilfield數(shù)據(jù)來源于渤海油田凸起區(qū)70口探井原油物性數(shù)據(jù)

圖6 廟西南洼干酪根類型和有機(jī)質(zhì)豐度圖Fig.6 Kerogen type and organic matter abundance in southwestern Miaoxi Sag

3.3 高蠟油成因

既然蠟組分的抗降解能力對(duì)原油物性有影響，那么對(duì)高蠟原油有利發(fā)育條件的探討顯得也十分有意義。已有學(xué)者[23-24]證實(shí)了低等水生生物和藻類中的藻質(zhì)素作為先體母質(zhì)能夠提供豐富的蠟，廟西南洼干酪根類型以Ⅰ-Ⅱ1型為主，而且有機(jī)質(zhì)豐度高，沙河街組有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)(wTOC)普遍大于2%，最高達(dá)3.23%，為高蠟油的形成提供了豐富的母質(zhì)條件(圖6)。謝文彥等[29]對(duì)大民屯高蠟油成因研究后認(rèn)為，微生物改造利于形成高蠟油，規(guī)則甾烷/藿烷的比值低能夠反映微生物改造的作用較強(qiáng)，代表廟西南洼烴源巖的蓬萊25-6油田規(guī)則甾烷/17α-藿烷介于0.56～0.80之間，說明廟西南洼烴源巖也經(jīng)歷了較強(qiáng)的微生物改造作用；此外，E.W.Tegelaar等[30]通過一系列的熱模擬實(shí)驗(yàn)證實(shí)了低溫條件下有機(jī)質(zhì)的產(chǎn)物中蠟含量高。較低的熱演化是高蠟油生成和保存的關(guān)鍵，廟西南洼的熱演化程度低，相鄰的PL25-6-M井沙河街組泥巖Ro值為0.3%～0.7%，較低的熱演化程度為蓬萊20-2油田南區(qū)高含蠟量原油提供了有利的條件。因此，本文認(rèn)為熱演化程度較低、藻類來源豐富的烴源巖有利于高蠟油的形成，可圍繞低熟富烴凹陷尋找“輕油”，能夠?yàn)橥蛊饦?gòu)造稠油降解區(qū)的勘探和開發(fā)提供新的思路。

4 結(jié) 論

a.蓬萊20-2油田原油整體上具有高密度、高黏度、低硫、低蠟和低凝固點(diǎn)的特征。平面上具有南區(qū)原油物性優(yōu)于北區(qū)和東區(qū)的特征。南區(qū)原油的成熟度普遍較低，原油來源于廟西南洼沙三段烴源巖貢獻(xiàn)；北區(qū)和東區(qū)原油成熟度相對(duì)較高，分別主要來源于渤東凹陷沙三段和廟西北洼沙一段烴源巖貢獻(xiàn)。

b.南區(qū)原油物性優(yōu)于北區(qū)和東區(qū)的主要原因是蠟組分的影響。南區(qū)原油中的蠟含量相對(duì)較高，抗降解組分相對(duì)豐富，蠟組分較強(qiáng)的抗降解能力在原油普遍降解的情況下起了積極的保護(hù)作用，導(dǎo)致南區(qū)原油遭受次生變化影響相對(duì)較小，原油物性相對(duì)較優(yōu)。

c.熱演化程度較低、藻類來源豐富的富烴凹陷是高蠟油形成的有利條件，圍繞低熟富烴凹陷尋找“輕油”，能夠?yàn)橥蛊饦?gòu)造稠油降解區(qū)的勘探和開發(fā)提供新的思路。