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，但對其物性差異成因目前尚無系統(tǒng)研究。原油物性研究對于油氣田勘探開發(fā)具有重要意義，原油物性分布規(guī)律和差異機制嚴重制約了油田開發(fā)方式的選擇和注采關系的調(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驗數(shù)據(jù)，通過原油物性分析和飽和烴氣相色譜、飽和烴質(zhì)譜等地球化學方法和成藏綜合分析的方法，對原油物性分布規(guī)律和差異成因展開研究，揭示導致物性差異的成因機制，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上形成的復雜斷塊型油氣田[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FET取樣和地層測試取樣，樣品深度主要集中在 1 013～1 322 m，分別對各個樣品進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準[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)量分數(shù))為0.27%～0.42%，均值為0.32%；含蠟量(質(zhì)量分數(shù))為1.9%～6.6%，均值為3.27%；凝固點溫度為-7～11℃：整體上具有“高密度、高黏度、低含硫、低含蠟和低凝固點”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，導致不同井區(qū)的測試產(chǎn)能具有明顯的差異。油田東區(qū)的A井和北區(qū)的B井，地層測試層段相近，測試深度分別為 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段測試折算日產(chǎn)油高達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)量分數(shù)(w)較低，為20.28%～39.94%，均值為31.21%；芳烴的質(zhì)量分數(shù)較高，為11.79%～24.52%，均值為20.81%；非烴含量高，質(zhì)量分數(shù)為17.91%～53.77%，均值為28.65%；瀝青質(zhì)的質(zhì)量分數(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)量分數(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)量分數(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，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，伽馬蠟烷含量相對最高，4-甲基含量相對最最低(圖2)。

Ts/Tm、C29ββ/(ββ+αα)及ααC29S型/(S+R型)均是評價成熟度的有效參數(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，烴源巖成熟度越高，原油物性越好；②伴隨油氣運移距離的增加，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。

對比飽和烴色譜基線明顯飄移的降解現(xiàn)象，認為次生變化的影響遠遠大于距離效應的影響。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)兩方面對原油物性成因進行分析。

3.1 油源分析

蓬萊20-2油田三面環(huán)洼，前人已對該區(qū)進行了詳細的油源對比，認為周緣的渤東凹陷、廟西北洼和廟西南洼均對其有貢獻[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[11]；蓬萊15-2油田位于廟西北凸起陡坡帶，緊鄰廟西北洼，前人研究認為其原油主要來自廟西北洼沙一段烴源巖貢獻，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油田原油地球化學特征，東區(qū)原油以“成熟度高、伽馬蠟烷含量相對最高、4-甲基甾烷相對最低”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；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；南區(qū)原油以“成熟度相對最低、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。在沒有后期次生改造的情況下，原油物性本應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為油源的不同只是導致蓬萊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)情況下認為對原油的物性起著負面的影響[19]。隨著高溫氣相色譜的發(fā)展，有學者發(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)外均有學者[20-22]通過對烷烴的微生物降解實驗，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，證實了原油中大分子量烷烴(C28+)的立體位阻效應阻礙了微生物對原油的降解作用(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關系[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。通過對渤海油田凸起區(qū)的原油組分和物性進行大量的統(tǒng)計分析，認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識可以較合理地解釋這一現(xiàn)象，同時這一認識在渤海曹妃甸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，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關系[26-28]。蓬萊20-2油田南區(qū)酸值(質(zhì)量分數(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 生物降解實驗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原油物性有影響，那么對高蠟原油有利發(fā)育條件的探討顯得也十分有意義。已有學者[23-24]證實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，而且有機質(zhì)豐度高，沙河街組有機碳質(zhì)量分數(shù)(wTOC)普遍大于2%，最高達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]對大民屯高蠟油成因研究后認為，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，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驗證實了低溫條件下有機質(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”，能夠為凸起構(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；北區(qū)和東區(qū)原油成熟度相對較高，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。

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較高，抗降解組分相對豐富，蠟組分較強的抗降解能力在原油普遍降解的情況下起了積極的保護作用，導致南區(qū)原油遭受次生變化影響相對較小，原油物性相對較優(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”，能夠為凸起構(gòu)造稠油降解區(qū)的勘探和開發(fā)提供新的思路。