辽东湾坳陷LX油田浅层特稠油藏成藏过程及模式

王冰洁，徐长贵，吴　奎，张如才，郑彧，宛良伟

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司， 天津　300452)



辽东湾坳陷LX油田浅层特稠油藏成藏过程及模式

王冰洁，徐长贵，吴奎，张如才，郑彧，宛良伟

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司， 天津300452)

针对LX油田浅层(明化镇组和馆陶组)特稠油藏复杂的油藏模式，充分利用地球化学、储层和包裹体等地质资料，在研究原油来源的基础上，恢复了该区东营组的成藏时期，并对成藏期内原油油品性质的变化及稠化特征进行了研究。结合浅层辫状河道沉积储层与含油性的分析，建立了浅层特稠油藏的成藏过程及模式，结果表明：(1)浅层明化镇组和馆陶组成藏与深层东营组油藏破坏相关，东营组储层在早期(28～25 Ma,东营组沉积末期)成藏并发生初步生物降解作用以及原油演化过程中，密度先增大、粘度后增大的性质使得油品性质在一定程度上变差，降低了对盖层条件的要求，为晚期(5～0 Ma)原油在盖层条件极差的明化镇组和馆陶组储层中成藏创造了必要条件；(2)浅层明化镇组和馆陶组辫状河道砂体纵向叠置关系与原油遭受的边充注边降解的过程共同形成了含油饱和度及油品性质在垂向上的旋回性，这与储层岩性的旋回性相对应，基于此建立了浅层油气充注模式，解释了现今特稠油垂向分布特征。

特稠油；原油来源；成藏时期；原油降解；储层特征；LX油田；辽东湾坳陷

0　引　言

渤海海域辽东湾坳陷稠油和特稠油藏所占比重较大，对其进行勘探开发具有非常重要的意义，多年的勘探实践表明，浅层特稠油藏油水界面不统一，含油边界不规则，具有极其复杂的油藏模式，其勘探评价的风险和难度相对较大。目前关于浅层特稠油的研究主要集中在油品预测和形成机制方面，主要是强调水洗、氧化和生物降解作用等稠化机制及地层水、断层和盖层等地质要素的影响[1-6]，本文对整个LX油田油藏的形成过程进行了研究，从动态成藏的角度详细论述了原油在整个成藏过程中的稠化及浅层河流相储层特征对特稠油藏形成的影响，建立了特稠油藏成藏过程及模式。针对研究内容，本文利用研究区内4口探井的岩心和壁心资料，在明化镇组、馆陶组和东营组共采集了32块砂岩流体包裹体样品，流体包裹体偏光和荧光观察采用Axioskop-40-Pol显微镜系统，显微测温利用Linkam-THMS-G600冷热台配备显微镜系统工作镜头完成。

1　石油地质概况

渤海海域辽东湾坳陷整体呈北东-南西向展布，古近系次级构造单元自西向东依次为辽西凹陷、辽西凸起、辽中凹陷、辽东凸起和辽东凹陷，表现为“三凹两凸”的特点。在辽西和辽中凹陷东侧发育陡倾的深大断裂，且多为西倾，在凹陷内形成陡坡带。辽西南洼LX油田位于辽西凹陷南部的陡坡带上，东侧紧邻SX油田，南侧发现了LWU油田、LSI油田和LSH油田(图1(a))。LX油田是受辽西一号大断层和近东西走向的调节断层所夹持的断块构造(图1(b))，构造走向北北东向，地层倾向西南，区内自下而上古近系地层发育有孔店组(Ek)、沙河街组(Es)和东营组(Ed)，新近系地层发育有馆陶组(Ng)和明化镇组(Nm)，其中，浅层明化镇组和馆陶组地层垂向上为连续沉积的大套砂岩(图1(c))，形成大规模块状特稠油藏(图1(d))。

2　特稠油成藏过程分析

原油的稠化机制包括水洗、氧化和生物降解等类型[7]，一个稠油油藏的形成往往是多种成因共同产生作用的结果，这些导致油品性质变差的多种稠化机制伴随着原油从生成至聚集成藏的各个环节[8]。LX油田浅层明化镇组和馆陶组特稠油藏的形成与其成藏过程具有密切的关系，受该油田两期成藏作用的控制，即东营组早期(东营组末期)成藏，晚期(明化镇组沉积期)东营组油藏遭受破坏之后在浅层明化镇和馆陶组再次聚集。

2.1油气来源及运聚时期

LX油田浅层新近系原油的来源与其下伏古近系砂体原油早期(东营组末期)聚集具有密切的关系。东营组末期，沙河街组烃源岩经历了一次生排烃高峰期[9]，有利于东营组砂体的原油聚集，而且在东营组的砂岩样品中，可以检测到大量的烃类包裹体，根据流体包裹体显微测温结果，油田东营组地层与油包裹体同期的盐水包裹体均一温度可以检测到两期原油充注，第一期为55～65 ℃，第二期为65～75 ℃(图2(a))。利用埋藏史图投影法[10]，在恢复埋藏史和热史的基础上，对盐水包裹体的均一温度进行投影(图2(b))，可以看出成藏第一期为28～25 Ma(东营组沉积末期)，成藏第二期为5～0 Ma(明化镇组沉积末期至今)，原油充注存在较长的间隔期，这与东营组末期辽东湾坳陷湖盆整体抬升遭受剥蚀[11]、地层温度降低并导致生排烃作用明显减弱相对应。上述包裹体测温资料表明，在东营组沉积末期，原油首先在深部的东营组地层成藏。根据显微镜下观察，该油田LX-A井东营组流体包裹体GOI值(含油包裹体相对丰度)可以达到6%，丰度较高，而测井解释结果为油水同层、含油水层或者水层，具有古油藏被破坏的特征。由于辽西凹陷明化镇组沉积时期的新构造运动造成[12-14]控圈断层活化成为油源断层，东营组原油向浅层明化镇组和馆陶组聚集，从东营组和明化镇组及馆陶组原油样品中芳烃化合物三芳甾烷(m/z=245)质量色谱图的对比来看，二者十分相似，都表现为高的4-甲基-24-乙基三芳甾烷和4，23，24-三甲基三芳甲藻甾烷，可以进行对比(图3)，均为沙三段烃源岩的原油[15]。

图1　研究区构造位置和构造特征Fig.1　Structural location and characteristics of the interested area

图2　地温史模拟和东营组包裹体均一温度投影结果Fig.2　The geothermal history simulation and homogenization temperature of fluid inclusions projection map

图3　原油样品芳烃化合物三芳甾烷(m/z=245)质量色谱图Fig.3　The aromatic hydrocarbon of tri-aromatic steroid (m/z=245) mass chromatogram of oil sample

2.2原油油品性质变化

图4　原油密度和粘度的变化关系图Fig.4　Diagram of density and viscosity of crude oil

LX油田原油物性较差，原油族组分中胶质+沥青质的含量可以达到50%以上，实测的明化镇组和馆陶组原油的密度分布在1.004～1.006 g/cm3的范围内，粘度(50 ℃)为32 000～37 000 mPa·s。依据此条件，原油在储层中进行横向运移以及沿断层进行垂向运移阻力要大于动力，无法从东营组向浅层明化镇组和馆陶组运移并聚集，所以该油田的成藏表明了其特稠油的形成属于次生稠油，是原油在充注储层之后进一步稠化至现今状态。在成藏期内原油的物性相对较好，但根据LX-B井岩心观察结果，明化镇组油层上覆泥岩盖层厚度仅为1.5 m，而馆陶组油层顶部为砂砾岩(图1(c))，不存在泥岩盖层，明化镇组和馆陶组储层和盖层岩心压汞测试分析计算结果也表明储盖排驱压力差较小，对于密度为0.95 g/cm3的原油其封闭油柱高度仅为1 m左右，所以对于油品性质相对较好的原油，盖层基本不存在封闭能力，这可以说明原油在聚集时油品性质已经变差，具有接近于水的密度和较大的粘度，否则储层中的原油在大规模聚集之前便会沿上覆盖层散失。根据上述两个方面，明化镇组和馆陶组原油在聚集时已经遭受了相当程度的稠化，但是又不会影响原油在储层和断层中的运移。原油油品性质的演化特征为满足这一要求提供了必要的条件。根据统计辽西凸起原油密度和粘度的关系可以看出来(图4)，该区原油密度和粘度具有非常好的指数关系：当密度小于0.95 g/cm3时，伴随着密度的増大，粘度变化范围在1 000 mPa·s之内；当密度大于0.95 g/cm3时，之后密度的变化范围较小，而粘度则急剧增加，可以达到8 000 mPa·s之上，这种变化关系表明了原油在运移成藏过程中密度先增大、粘度后增大的演化过程，这个过程为LX油田的成藏提供了必要条件。结合油气来源分析，东营组地层成藏之后，由于埋深较浅，遭受一定程度的水洗、氧化和生物降解作用，油品性质有所变差，首先密度增加较大，降低了对盖层条件的要求，为浅层明化镇组和馆陶组的聚集创造了有利条件，而粘度相对变化又未达到现今状态，对原油运移的影响较小。

2.3原油次生改造和边充注边降解的特征

LX油田原油遭受了明显的次生改造作用。根据多个原油样品饱和烃气相色谱和质量色谱图分析，原油的轻组分明显损失，生物标志化合物中规则甾烷和C30藿烷含量较低，C25降藿烷含量明显增加(图5)。含硫量分析也表明原油中硫元素相对富集，在0.4%～0.45%的范围内，要高于普通稠油和正常原油0.2%～0.4%的分布范围。原油酸值测定总酸值高达7.6～9.0 mg KOH/g，远大于0.5 mg KOH/g高酸值原油的划分标准[16]。在原油稠化机制中，水洗和氧化作用对原油油品性质变差的影响有限，很难出现上述特征，LX临区的SX油田遭受了明显的水洗作用[17]，但其原油物性要明显好于LX油田(图4)，这表明LX油田明化镇组和馆陶组原油遭受了强烈的生物降解作用，降解程度达到7～8级。

图5　原油样品气相色谱和质量色谱图Fig.5　Gas chromatography and mass chromatogram of crude oil samples

LX油田的地质条件决定了原油充注明化镇组和馆陶组储层之后发生生物降解作用，由于地层埋藏较浅，地层温度要小于60 ℃，适于微生物的生存，因此有利于大规模生物降解作用的进行，这种发生在储层中的降解作用在地史时期速度相对较快，即原油具有边充注边降解的特征，这可以从油层有机包裹体的荧光现象进行说明。不同时期捕获的烃类包裹体伴随着有机质成熟度的增加，显微荧光光谱会呈现出“蓝移”现象，荧光颜色依次显示为红色、橙色、黄色、绿色和蓝白色的变化特征[18]，如果同一时期捕获的同类油源的烃类包裹体，呈现不同的荧光颜色，则说明在短时期内原油组分发生了变化。LX油田明化镇组和馆陶组烃类包裹体的荧光颜色主要包括浅黄色、亮黄色、弱白色和蓝白色，而在同一块样品上，可以观察到不同荧光颜色的包裹体(图6)。根据包裹体显微测温结果，图6(a)和(b)中不同荧光颜色烃类包裹体的均一温度分别在55～58 ℃和60～63 ℃之间，为同一时期捕获，且具有晚期成藏成熟度较高的特征，这说明原油充注储层之后，岩石颗粒首先捕获的为发蓝白色荧光的包裹体，在原油充注之后遭受了快速的生物降解作用，成分发生变化，又进一步捕获发黄色荧光的包裹体。荧光光谱发生“红移”现象，是原油边充注边降解所造成，而这一过程也使得原油物性自东营组进行初步降解之后进一步变差，形成现今储层中的原油物性特征，这在很大程度上降低了对盖层的要求，当原油密度大于水的密度时发生“重力分异作用”，使得油水关系倒置，原油向低部位运移，理论计算也表明了特稠油的这一运移过程[19]。

图6　有机包裹体透射光和荧光显微观察照片Fig.6　Transmitted light and fluorescence microscopy photos of organic inclusions(a)和(c)为砂岩包裹体薄片透射光显微观察照片，(b)和(d)为对应的荧光显微观察照片

3　特稠油成藏模式建立

3.1储层特征及含油性分布

LX油田浅层明化镇组和馆陶组储层为辫状河流相沉积。根据LX-B井岩心观察，可以将其划分为主河道、心滩和河漫滩三种沉积微相。其中，主河道岩性主要为砂砾岩和含砾砂岩，心滩为粗砂岩、中砂岩和细砂岩，河漫滩主要为粉砂岩和泥岩。由于受河道侧向迁移互相切割的影响，河漫滩沉积多被剥蚀，其垂向上主要发育多期主河道和心滩互相叠置沉积。根据LX-B井257块砂岩样品物性(通过覆压孔渗换算至地层条件)统计分析表明，其储层孔隙度分布在26%～33%的范围内，渗透率分布在100×10-3～4 000×10-3μm2的范围内，具有高孔高渗的特征。其中主河道和心滩中下部砂岩物性(平均渗透率2 296.1×10-3μm2)要明显好于河漫滩和心滩顶部砂岩物性(平均渗透率629.9×10-3μm2)。图7为LX-B井馆陶组998.0～1 013.1 m连续取心结果，可以依据其岩性特征在垂向上划分为5期河道和心滩沉积的叠加。根据岩心含油性观察和含油饱和度分析结果可以明显看出，在储层物性较好的主河道和心滩的中下部，砂岩含油饱和度相对较高，全井段统计平均含油饱和度为50.2%，而在心滩顶部含油饱和度相对较低，全井段统计平均含油饱和度为31.9%。与岩性旋回相对应，含油性也出现旋回性，从含油性与储层物性的统计关系也可以看出来，孔隙度和含油饱和度没有明显的关系，而渗透率和含油饱和度则表现出一定的正相关特征(图8)。

图7　部分井段岩心照片(LX-B井)Fig.7　Core images from selected intervals in LX-B well

图8　明化镇组和馆陶组含油饱和度和储层物性的关系Fig.8　The relationship between oil saturation and reservoir property of Minghuazhen and Guantao formations

3.2特稠油藏原油充注模式

根据上述对储层含油性的分析可知，每一期河道顶部心滩的含油饱和度有所减小，而实测数据分析也表明其储层物性相对较差，含油性和储层物性的对应关系表明心滩受储层物性控制并针对稠油的运聚存在一套“渗透性屏蔽层”，这套屏蔽层的成因为河漫滩和心滩细粒沉积所致[20]，影响着原油的垂向和侧向运移。根据对原油油品性质变化及降解特征的研究，结合储层特征和含油性关系建立了原油充注储层模式图(图9)，垂向上为两期河道的叠加，每期河道内部包括底部主河道和顶部心滩两部分。模型1中，第一期河道心滩沉积受储层物性影响对运原油运移起屏蔽作用，而模型2中，相同位置储层对原油运移不起屏蔽作用。

当原油开始充注储层时，由于受第一期河道顶部屏蔽层的影响，原油分别在两期河道顶部聚集，形成两个独立的油水系统(图9模型1(a))。因为原油来自于受新构造运动破坏的东营组储层，而在东营组成藏时原油已遭受初步的稠化，所以油品性质在一定程度上已经变差，增加了原油突破油藏上覆盖层的难度，加之初期聚集量较少，油柱高度较小，因此很难通过上覆屏蔽层而发生逸散，形成了浅层河流相储层中原油的初步聚集。如果第一期河道心滩由于遭受剥蚀而不发育物性较差的储层，则原油开始充注时便在第二期河道顶部心滩中聚集，形成一个独立的油水系统(图9模型2(a))。

图9　浅层原油充注储层模式图Fig.9　Shallow layer oil filling reservoir pattern

根据原油边充注边降解的特征，早期已经在河道顶部聚集的原油在油水界面附近由于微生物活动活跃，发生强烈的生物降解作用，使得原油稠化，在油水界面附近油品性质相对变差。伴随着原油的持续充注，新充注的原油(图9模型2(a)中虚线箭头)由于油品性质相对早期充注的原油较好而继续充注顶心滩部，此时虽然伴随着原油聚集量的增加，油柱高度有所增大，但是油水界面附近强烈的生物降解作用不断对原油进行降解，导致油品性质不断变差，甚至大于水的密度，在重力分异的作用下已被强烈降解的原油向储层物性更好的河道中部和底部运移(图9模型2(a)中实线箭头)。在不发育屏蔽层时，可以向下运移至第一期河道储层内(图9模型2(b))。上述原油充注过程也造成了含油饱和度在河道中下部要高于顶部心滩，导致含油饱和度和沉积旋回出现对应关系；伴随着原油的持续充注和生物降解作用不断地进行，这一过程一直持续至原油充满整个储层(图9模型1(c)和2(c))，并最终形成现今特稠油的垂向分布特征。值得一提的是，在原油充注储层和重力分异作用下导致的向下运移的过程中，当其遇到其它期次河道的屏蔽层时，运移受阻，这可能导致特稠油藏油水界面不统一，并形成不规则(含油边界与油层顶面不相交)的含油边界，增加勘探难度。

4　结　论

(1)LX油田原油的演化过程为浅层明化镇组和馆陶组特稠油藏的形成提供了两个非常重要的必要条件：①下伏的东营组储层具有两期成藏的特征，早期(东营组沉积末期)在东营组地层中原油聚集并初步发生生物降解作用，使得油品性质变差，降低盖层要求，为晚期原油在浅层盖层条件极差的储层中成藏创造了必要条件；②原油密度先增大、粘度后增大的演化性质，使得东营组原油粘度在降解初期变化相对较小，在经历新构造运动破坏之后仍能够沿断层做垂向运移。

(2)明化镇组和馆陶组河流相储层含油饱和度在垂向上具有一定的旋回性，这与储层垂向上的旋回性特征相对应，这种特征与心滩顶部和河漫滩沉积所形成的 “渗透性屏蔽层”关系密切，新充注的原油先在屏蔽层底部聚集，同时在油水界面附近发生的强烈的生物降解作用使原油密度增大，甚至大于水的密度，从而发生“重力分异”作用，早先充注的原油向心滩中下部运移，使含油饱和度增加。

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Shallow Super Heavy Oil Reservoir Accumulation Process and Model in LX Oilfield, Liaodong Bay Depression

WANG Bingjie，XU Changgui，WU Kui，ZHANG Rucai，ZHENG Yu，WAN Liangwei

(TianjinBranch,CNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

In order to investigate the complex accumulation model of super heavy oils in LX oilfield (Minghuazhen and Guantao formations), integrated data including geochemical, petrophysical and fluid inclusion analysis were applied in this study to reconstruct the charge history in Dongying Formation, and to characterize the evolution process of oil properties and therefore densification during the charge period. Based on the combined analysis on both the shallow braided channel reservoir and oil saturation, the accumulation processes and model of super heavy oil in shallow reservoirs were established, the result as follows: (1)The hydrocarbon accumulation in shallow Minghuazhen and Guantao formations is strongly associated with the destroy of deep Dongying oil reservoirs. The hydrocarbon in Dongying Formation was accumulated during 28 to 25 Ma and thereafter suffered biological degradation. During the oil evolution history, the density was increased firstly and then the viscosity was increased, which reduces the oil properties and decreases the requirement to cap rock sealing capacity. The dynamic evolution processes made it possible that crude oil could accumulate in the Minghuazhen and Guangtao formations which have poor sealing capacity during 5～0 Ma. (2)The vertical cyclicity of the oil saturation and oil properties is ascribed to the vertical stacking pattern of braided channel sandy bodies in Minghuazhen and Guantao formations as well as the fact that crude oil were suffered from biological degradation during the charging time. This is corresponding to the cycles of reservoir lithology. In term of these analysis, we established the hydrocarbon charge models and characterized the vertical distribution of crude oils.

super heavy oil; source of crude oil; charge history; crude oil degradation; reservoir characteristics; LX oilfield; Liaodong Bay Depression

2015-11-10；改回日期：2016-02-17；责任编辑：孙义梅。

国家科技重大专项“近海大中型油气田形成条件与分布”(2011ZX05023-006)。

王冰洁，男，工程师， 1984年出生，石油地质学专业，从事石油地质综合研究。Email：wangbj6@cnooc.com.cn。

TE122.2

A

1000-8527(2016)03-0663-09