渤海海域曹妃甸6-4油田原油物性差異分布特征及地質成因分析*

孫藏軍 康 凱 別旭偉 常 濤 李永春

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

曹妃甸6-4油田是位于渤海西部的中型油田。近年來，多位學者側重于從古地貌、古物源、宏觀沉積或微觀成巖等探討對該油田主力含油層東三段的影響[1-5]，少數(shù)學者也有對該區(qū)域成藏特征與控制因素[6-7]、原油地球化學特征與來源[8]等方面的研究。該油田原油物性在縱向上表現(xiàn)出顯著的差異性且具有一定的規(guī)律性，但目前對其分布規(guī)律及成因還缺乏系統(tǒng)研究，直接制約了油田的開發(fā)方式和注采井網(wǎng)部署。本文利用曹妃甸6-4油田原油物性分析化驗資料，通過飽和烴色譜-質譜、芳香烴色譜-質譜等地球化學方法，結合流體包裹體、埋藏史-熱史等成藏分析方法，對研究區(qū)原油物性差異分布特征及地質成因進行了分析，從而為該區(qū)域在類似靠近凸起邊緣的有利圈閉帶中尋找輕質油藏提供了新思路。

1 區(qū)域地質概況

曹妃甸6-4油田在區(qū)域構造上位于石臼坨凸起西段石南一號斷層下降盤，南鄰渤中凹陷西次洼，處于有利油氣運移路徑上，平面上被斷層切割成為多個斷塊油藏(圖1a)；鉆井揭示，該地區(qū)自下而上分布地層有古近系沙河街組和東營組(東三段、東二下段及東二上段+東一段)、新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組(明下段和明上段)以及第四系平原組(圖1b)，主要含油層位為東三段、東二下段、館陶組及明下段，原油來源于渤中凹陷西次洼沙河街組的沙一段和沙三段烴源巖，且以沙一段為主[8-9]。

圖1 曹妃甸6-4油田區(qū)域構造位置及縱向油藏剖面

2 原油物性差異分布特征

分析表明，曹妃甸6-4油田不同井區(qū)、不同層位的原油物性差異很大，距離生烴凹陷中心較遠且處于淺層高部位的油藏原油品質普遍較差，而近油源且位于深層低部位的油藏原油品質相對較好(表1)。根據(jù)14個原油樣品的物性數(shù)據(jù)，可將研究區(qū)原油劃分為輕質油、中質油和重質油等3類，整體上具有低含硫(一般<0.2%)、高含蠟(10.6%～20.1%，平均值16.5%)的特征，并且地面原油密度(20 ℃)和黏度(50 ℃)均隨著地層埋深的增加而逐漸降低(圖2)。具體表現(xiàn)為：

圖2 曹妃甸6-4油田地面原油密度、黏度與埋深的關系

表1 曹妃甸6-4油田原油物性數(shù)據(jù)表

1) 東三段和東二下段為輕質油藏。東三段地面原油密度和黏度最低，分別介于0.838～0.862 g/cm3和3.03～8.14 mPa·s，平均值分別為0.852 g/cm3和5.93 mPa·s；東二下段地面原油密度和黏度相對略高，分別為0.859～0.879 g/cm3和8.75～15.20 mPa·s，平均值分別為0.865 g/cm3和10.81 mPa·s。

2) 館陶組為中質油藏，地面原油密度、黏度中等，分別為0.888～0.909 g/cm3和17.15～41.37 mPa·s，平均值分別為0.899 g/cm3和27.71 mPa·s。

3) 明下段為重質油藏，地面原油密度和黏度最高，分別為0.935～0.951g/cm3和110.10～457.60 mPa·s，平均值分別為0.943 g/cm3和283.85 mPa·s。

3 原油物性差異分布的地質成因

前人研究認為，造成原油物性差異分布的主要原因包括油源差異和油氣運移成藏過程中的次生改造兩個方面因素[10-13]。本次研究中，利用曹妃甸6-4油田19個原油樣品的飽和烴氣相色譜-質譜分析和13個原油樣品的芳香烴色譜-質譜分析資料，對原油物性差異成因進行了分析，結果表明油氣運移成藏過程中的次生改造作用(包括微生物降解、水洗和氧化作用)綜合影響了該油田原油物性在縱向上的差異分布。

3.1 原油來源

研究表明，渤中凹陷西次洼沙一段烴源巖形成于中深湖沉積環(huán)境， TOC平均值1.16%，S1+S2平均值5.95 mg/g，Tmax平均值440 ℃，Ro平均值0.80%，為較好—好烴源巖[8]。曹妃甸6-4油田原油來源于渤中凹陷西次洼沙一段和沙三段烴源巖供烴，并且以沙一段烴源巖為主[8-9]，主要證據(jù)有：①不同含油層位原油樣品的飽和烴、芳香烴、非烴和瀝青質的δ13C值相近(相差不足0.9‰)，且分布特征相似；②不同含油層位原油樣品的ααα-20R-C27、C28、C29規(guī)則甾烷均呈斜“L”形分布，C27規(guī)則甾烷占明顯優(yōu)勢，具有較高含量的伽馬蠟烷以及較為豐富的4-甲基甾烷；③不同含油層位原油樣品的生物標志化合物參數(shù)(包括Ts/Tm、伽馬蠟烷/αβ-藿烷、Dia.sC27/C29s等)變化趨勢較為一致， 甾烷成熟度參數(shù)C29甾烷S/(S+R)為0.40～0.43(平均值0.42)，C29甾烷ββ/(αα+ββ)為0.41～0.53(平均值0.47)，均為成熟原油。因此，曹妃甸6-4油田不同含油層位的原油源自于沙一段和沙三段成熟烴源巖，原油物性在縱向上的差異分布是油氣運移成藏過程中的次生改造作用所致。

3.2 原油物性差異分布的主要原因

3.2.1微生物降解作用

在微生物作用下，原油烴類組分中輕烴組分相對減少，重烴組分相對增加，原油品質變差，這是導致渤海海域新近系稠油油藏形成的主要原因[12]，并且遭受嚴重生物降解的稠油油藏以出現(xiàn)25-降藿烷為特征[11-13]。Cannon等[14]認為，大多數(shù)微生物在85 ℃以上條件下難以存活。通過曹妃甸6-4油田54個EFDT測試數(shù)據(jù)分析，明下段和館陶組地層溫度分別為67.5～72.9 ℃和71.5～75.6 ℃，為微生物降解原油提供了必要條件。根據(jù)該油田典型原油色譜-質譜圖及不同層位原油遭受次生改造作用特征分析(圖3、表2)，明下段重質油油樣中正構烷烴及類異戊二烯烷烴均遭受一定程度消耗，未見完整的正構烷烴分布，僅剩甾、萜類環(huán)狀化合物；館陶組中質油油樣中鏈狀烷烴略有消耗；東二下段、東三段輕質油油樣中鏈狀烷烴保存較好。同時，各原油樣品中均未檢測或檢測到痕量25-降藿烷，25-降藿烷/C30藿烷值均在0.09以下。按照K E Peters等提出的劃分生物降解級別標準[15]，曹妃甸6-4油田明下段原油遭受中等—輕微生物降解(屬于4～3級)，館陶組原油遭受輕微生物降解(屬于1～2級)，東二下段、東三段原油未遭受生物降解。整體而言，研究區(qū)原油遭受微生物降解影響較小，屬于未降解—輕微生物降解程度。

圖3 曹妃甸6-4油田典型原油色譜-質譜圖

3.2.2水洗作用

水洗作用是指原油在運移途中或成藏之后與地層水相接觸，水溶性較高的組分優(yōu)先被萃取出去，從而使原油變重的過程[16]。原油族組分在水中的溶解度依次為芳香烴>環(huán)烷烴>支鏈烷烴>正構烷烴[17]。實驗研究表明，水洗過程中芳香烴中的低碳數(shù)組分損失速度較快，尤其是二苯并噻吩更為敏感，往往會被完全消耗，這是原油遭受水洗作用的標志性特征；另外，三芳甾烷烴抗生物降解能力強且不受水洗作用影響[18-21]，因此利用二苯并噻吩/三芳甾烷參數(shù)可以表征原油遭受水洗作用的強度。從曹妃甸6-4油田不同層位原油樣品的芳香烴GC-MS分析可知(表2)，明下段、館陶組原油樣品中未檢測出二苯并噻吩，表明該區(qū)淺層原油遭受水洗作用的影響較強，二苯并噻吩被完全消耗；而東三段、東二下段原油樣品中檢測出二苯并噻吩，表明該區(qū)較深層原油遭受水洗作用的影響較弱。

表2 曹妃甸6-4油田不同層位原油遭受次生改造作用特征

3.2.3氧化作用

氧化作用是指在游離氧或結合氧作用下，原油被氧化成酸、醇、酚、酮類化合物，造成飽和烴減少、非烴和瀝青質增多，從而使原油品質變差的過程，這一過程往往發(fā)生在淺層[22]。實驗研究表明，芳香烴生物標志化合物中的菲和甲基菲受氧化作用影響明顯，但受其他因素影響差[23]。從曹妃甸6-4油田不同層位原油樣品的芳香烴GC-MS分析可知(表2)，淺層明下段、館陶組原油樣品中菲和甲基菲的譜峰面積值小、含量低，而東三段、東二下段原油樣品中菲和甲基菲的譜峰面積值大、含量高，說明該區(qū)淺層原油遭受氧化作用的影響較強，而較深層原油遭受氧化作用的影響較弱。

4 原油充注及稠化過程

本次研究中，利用26張包裹體照片獲得的144個顯微測溫樣本點，在埋藏史和熱史恢復的基礎上，將與油包裹體共生的含烴鹽水包裹體所檢測的均一溫度投影到曹妃甸6-4油田埋藏史-熱演化史圖上(圖4)，并綜合流體包裹體巖相學特征分析(圖5)，認為該區(qū)古近系為2期充注成藏，且以第2期為主，而新近系為1期充注成藏。

圖4 曹妃甸6-4油田埋藏史-熱演化史圖

(a)第1期重質油包裹體單偏光照片，深褐色，沿石英次生加大邊成帶分布，C-1井，東三段，3 020 m；(b)第2期輕質油包裹體單偏光照片，淡黃色，沿切穿石英顆粒的微裂隙成帶分布，C-1井，東二下段，2 555 m；(c)照片b的熒光照片，黃色；(d)第2期輕質油包裹體單偏光照片，淡黃色，長石顆粒溶蝕孔內(nèi)呈孤立狀分布，C-1井，東二下段，2 474 m；(e)照片d的熒光照片，綠色；(f)第3期中質油包裹體單偏光照片，黃褐色，沿切穿石英顆粒的微裂隙成帶分布，C-7井，館陶組，1 778 m；(g)照片f的熒光照片，黃色；(h)第3期重質油包裹體單偏光照片，深褐色，沿切穿石英顆粒的微裂隙成帶分布，C-1井，明下段，1 631 m；(i)第3期重質油包裹體單偏光照片，深褐色，沿切穿石英顆粒的微裂隙成帶分布，C-7井，明下段，1 785 m。

1)古近系東營組第1幕次充注成藏(圖5a)：為7.5～5.0 Ma(明下段沉積中期—末期)，油包裹體發(fā)育于石英次生顆粒成巖次生加大早中期，發(fā)育豐度偏低(GOI為1%±)，大多沿石英顆粒次生加大邊呈線狀或成帶分布；包裹體液烴單偏光呈深褐色、灰褐色，為小規(guī)模排烴條件下在成巖早期捕獲的少量低熟重質油充注結果；檢測與其共生的含烴鹽水包裹體均一溫度為64～95 ℃，僅在古近系東營組見到。

2) 古近系東營組第2幕次充注成藏(圖5b～5e)：為5.0～0 Ma(明下段沉積末期—現(xiàn)今)，油包裹體發(fā)育于石英顆粒成巖次生加大期以后，發(fā)育豐度較高(GOI為5%±)，大多沿切穿石英顆粒的微裂隙呈孤立狀或成帶分布，或由于溶蝕成因而呈孤立狀分布于長石顆粒中；包裹體液烴單偏光呈淡黃色、黃色，顯示綠色、黃綠色、黃色熒光，為成熟度高的輕質油充注結果；檢測與其共生的含烴鹽水包裹體均一溫度為75～120 ℃，僅在古近系東營組富集。

3) 新近系1期充注成藏(圖5f～i)：為2.4～0 Ma(明上段沉積末期—現(xiàn)今)，油包裹體發(fā)育于石英顆粒成巖次生加大期以后，發(fā)育豐度中等(GOI為3%±)，大多沿切穿石英顆粒的微裂隙呈線狀或成帶分布；包裹體液烴單偏光呈灰褐色、深褐色，為中質、重質油充注結果；檢測與其共生的含烴鹽水包裹體均一溫度為58～81 ℃，僅在新近系館陶組、明下段富集。分析認為，在明化鎮(zhèn)組沉積末期新構造運動作用下，石南一號邊界斷層及次生斷層被活化，當斷層活動速率大于25 m/Ma時，古近系東營組油藏被破壞[6-7]，原油向淺層新近系館陶組、明下段運移成藏，并且在從深層向淺層的運移成藏過程中經(jīng)歷了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造，使得流體包裹體顏色逐漸加深，原油品質逐漸變差，從而形成了館陶組中質油藏和明下段重質油藏。

5 結論

1) 曹妃甸6-4油田原油物性在縱向分布上具有很大的差異性，主要表現(xiàn)為原油品質隨著地層埋深的增加而逐漸變好，其中東三段和東二下段為輕質油藏，館陶組為中質油藏，明下段為重質油藏。

2) 曹妃甸6-4油田不同含油層位的原油均源自于同一套成熟烴源巖，因此造成原油物性在縱向上差異分布的主要原因是油氣運移成藏過程中經(jīng)歷了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造。

3) 曹妃甸6-4油田古近系東營組油藏為2期充注成藏(第1幕次充注少量低熟重質油，第2幕次充注成熟度高的輕質油)，且以第2期為主；而新近系油藏為1期充注成藏，即在明化鎮(zhèn)組沉積末期新構造運動作用下，東營組油藏被破壞，原油向淺層館陶組、明下段運移成藏，并且在運移成藏過程中經(jīng)歷了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造，使得原油品質逐漸變差，從而形成了館陶組中質油藏和明下段重質油藏。