东营凹陷林樊家地区稠油特征及成因机制

2016-12-20陈建平王兴谋高长海张云银李豫源

特种油气藏 2016年5期

关键词：洼陷馆陶东营

陈建平，王兴谋，高长海，张云银，李豫源

(1.中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015；2.中国石油大学(华东)，山东青岛 266580)

东营凹陷林樊家地区稠油特征及成因机制

陈建平1，王兴谋1，高长海2，张云银1，李豫源2

(1.中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015；2.中国石油大学(华东)，山东青岛 266580)

济阳坳陷东营凹陷林樊家地区馆陶组稠油特征及其成因机制仍不甚清楚，制约了稠油的勘探与开发。为此，对原油物性、族组成、色谱、质谱等有机地球化学资料进行分析，并结合洼陷内油源对比分析。研究认为，林樊家地区馆陶组原油经过微生物降解作用发生稠变，形成以高密度、高黏度和高含硫量为特征的稠油。稠变程度主要受控于地层水的性质以及与油层接触的地层水的规模，具有“中间低、周边高”的特征。研究成果对该区深入勘探开发具有一定的指导意义，也可为浅层稠油降解气的研究提供理论基础。

稠油；地球化学特征；成因机制；控制因素；林樊家地区；济阳坳陷

0 引言

济阳坳陷稠油的勘探开发具有重要地位，截至2013年年底，稠油储量已占总探明石油储量的56.2%，具有很大的勘探潜力，是高效勘探开发的重要方向。稠油遍布古生界、古近系以及新近系等多个层系，主要分布于盆缘斜坡、凸起和断阶带，具有环凹分布、构造高部位分布、埋藏浅的特征。林樊家地区馆陶组稠油是济阳坳陷东营凹陷最早发现的稠油油藏之一，目前对其成藏特征、油藏描述、开发技术的研究已较深入[1-3]，然而对其地球化学特征、成因机制的基础地质研究仍较薄弱，成为制约稠油油藏勘探与开发的瓶颈。因此，针对林樊家地区稠油研究存在的主要问题，采用地质、地球化学等技术手段，阐明稠油地质和地球化学特征，揭示稠油的成因机制，可为该区及同类地区的相关研究提供借鉴。

1 地质概况

林樊家构造位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷西部，是在中生界、古生界低隆起基础上发育起来的北东倾向的大型披覆构造，受阳信、林南和林北等断层的控制。北接阳信洼陷，南至里则镇洼陷，西邻滋镇洼陷，东抵利津洼陷，勘探面积约为650 km2。该区自上而下钻遇了第四系平原组、新近系明化镇组、新近系馆陶组及古近系孔店组，由于地层长期抬升遭受风化剥蚀，形成了馆陶组与孔店组之间的不整合面，馆陶组地层直接披覆于孔店组地层之上。目前，林樊家地区已发现了孔店组、馆陶组和明化镇组3套含油气层系，其中天然气主要赋存于明化镇组和馆陶组1～3砂岩组，为岩性气藏，探明天然气地质储量为4.88×108m3；原油主要分布于馆陶组4砂岩组(主力油层)和3砂岩组，均为岩性稠油油藏或构造-岩性稠油油藏，探明石油地质储量为3 958×104t。

2 稠油特征

2.1 原油物性与族组成特征

林樊家地区馆陶组原油密度(50℃)为0.92～1.00 g/cm3，黏度(50℃)为130～4 800 mPa·s，根据稠油划分标准[4]，属于稠油范畴，具有高密度、高黏度和高含硫量特征。受断层、构造位置等因素的控制，不同部位原油物性差异明显，中间主体部位(林15—滨605井区)原油性质相对较轻，密度(50℃)为0.92～0.95 g/cm3，黏度(50℃)为130～500 mPa·s；周边部位原油性质相对较重，如林102、林17、林南1及林中12等井区，密度(50℃)一般大于0.96 g/cm3，黏度(50℃)一般大于1 500 mPa·s。原油族组成中饱和烃含量为31.98%～41.08%，芳烃含量为19.79%～27.62%，非烃和沥青质含量为33.27%～44.89%，原油的黏度与胶质、沥青质具有较好的相关性。与洼陷正常原油(如滨534井油砂)相比，饱和烃含量相对较低，而非烃和沥青质含量明显增加，反映出轻质馏分散失、重质馏分残留特征。

2.2 原油烃类组成特征

2.2.1 烃类总体分布

原油饱和烃气相色谱图表明，林樊家地区馆陶组原油多数遭受了破坏，“基线鼓包”现象明显(图1)。与原油物性特征相一致，原油饱和烃损失程度也呈一定的规律性：中间主体部位降解程度最低，如林3-131井只有部分正构烷烃发生降解(图1a)，向周边降解程度逐渐增大，林10-8、林14-4井仅残留类异戊二烯(图1b、c)，至边部林南断层附近降解程度最大，林20-4井正、异构烷烃损失殆尽，类异戊二烯也基本消失(图1d)。芳烃组分抗降解能力普遍较强，但芳烃总离子流图基线普遍发生抬升，具有明显遭受后期改造的特征，表明耐生物降解的芳烃类化合物出现了不同程度损失，但其改造程度不及饱和烃，多数原油的低分子质量萘、菲等仅轻度或部分消耗，尤其是萘的变化最明显，靠近中间主体部位的林中10-8井萘含量明显高于周边部位的林中15-2井(图1e、f)，显示出向周边原油降解程度不断增大的特征。

图1 林樊家地区馆陶组原油饱和烃气相色谱及芳烃总离子流图

2.2.2 甾萜类化合物分布

甾萜类化合物有相对较好的抗降解能力[5-6]，但不同类化合物之间存在差异。林樊家地区馆陶组原油孕甾烷、重排甾烷、C27—C29规则甾烷、甲基甾烷等系列均被较好的保留下来，多数原油具有相同或相似的指纹特征，如规则甾烷ααα20RC27、ααα20RC28、ααα20RC29的分布呈“V”型(图2a、b)，反映原油具有相同或相近的成因。发生降解的主要是规则甾烷系列，C27—C29规则甾烷含量由中间主体部位(林中10-8井)向周边部位(林中15-2井)呈下降趋势，同时，低分子质量的孕甾烷相对于规则甾烷有一定程度的升高(图2a、b)，反映出生物降解程度不断增加。

图2 林樊家地区馆陶组原油生物标志化合物质谱图

原油萜类化合物较甾类化合物具有更强的抗降解能力。林樊家地区馆陶组原油倍半萜、三环萜、四环萜、五环三萜系列化合物均较发育，以五环三萜系列化合物为主，各部位原油萜烷无明显差别，萜类化合物指纹特征相似(图2c、d)，显示出生物降解作用对原油萜类化合物几乎无影响。

2.3 原油成熟度特征

Ts/(Ts+Tm)、C26三芳甾烷20S/(20S+20R)、C29甾烷20S/(20S+20R) 等参数常作为判别烃源岩或原油成熟度的指标[7]。其中，Ts为C2718α(H)-22，29，30-三降藿烷C2718α(H)-22，29，30、Tm为C2717α(H)-22，29，30-三降藿烷。林樊家地区馆陶组原油Ts/(Ts+Tm)为0.35～0.39，C26三芳甾烷20S/(20S+20R)为0.51～0.63，表明原油成熟度较高，是烃源岩在成熟阶段的产物。油源对比结果表明，林樊家地区林中12-11井馆陶组稠油、利津洼陷滨649-斜58井沙四上亚段原油以及利89井沙四上亚段烃源岩所生烃类的地球化学特征具有较好的相似性，且抗降解能力较强的甾、萜类化合物也具有较好的一致性，说明林樊家地区馆陶组稠油与洼陷内沙四上亚段储层内的常规原油同源，是沙四上亚段烃源岩提供的成熟油。

3 稠油成因机制

3.1 稠油成因机制探讨

稠油的形成主要包括原生型和次生型2种机制[8-10]。林樊家地区馆陶组原油族组分、生物标志化合物以及地层水化学特征等研究结果表明，生物降解作用是原油稠化的主要原因。另外，原油中硫元素的质量分数也比常规原油高，含硫量与原油密度具有较好的相关性，表明随着饱和烃的不断消耗，原油中含硫化合物不断富集。林樊家地区馆陶组原油受到2级以上的生物降解，最高可达6级的严重生物降解，整体上属于中等降解程度(表1)。降解程度低的稠油主要分布在林15—滨605井区的中间主体位置，向边部稠化程度逐渐加深，靠近林南、林东断层附近的稠油降解程度最大。

3.2 稠油稠化主控因素

研究表明，影响微生物作用的主要因素包括：适宜微生物存活的温度、较低的地层水矿化度以及与油层接触的地层水的存在。适宜的温度为微生物的生长提供了一个良好环境[11]。林樊家地区自馆陶组沉积以来一直处于连续沉积的过程，目前油层温度为47～51 ℃，地温梯度为0.032 2～0.034 4 ℃/m，属于常温系统，未在地质历史时期经历高温灭菌过程。另外，林樊家地区整体地势较平坦，油藏埋深接近，因此，温度不是造成降解程度差异的主要原因。

表1 林樊家地区馆陶组稠油降解特征

微生物倾向于生活在矿化度较低的地层水中，过高矿化度的地层水通常对微生物的生长起抑制作用。林樊家地区中间高部位为高CaCl2型水，矿化度为17 558～20 364 mg/L；向北部逐渐变为低CaCl2型水，矿化度为13 933～15 233 mg/L；向南部林南断层和向东部林东断层方向逐渐变为矿化度较低的CaCl2型水或NaHCO3型水，矿化度为1 572～3 018 mg/L，表明地层水环境由封闭型逐渐向开放型转变，矿化度逐渐降低适合微生物繁殖。

地层水的规模以及油层与地层水接触程度是控制生物降解的重要影响因素。林樊家地区不同部位与油层接触的地层水的规模存在差异，中间主体部位油层不与水层接触或与薄水层接触，而向南、向北方向与油层接触的地层水规模逐渐变大(图3)，生物降解程度也相对较高，这与原油物性的分布特征相一致。因此，林樊家地区馆陶组稠油降解程度主要受地层水的性质和油层接触的地层水规模的影响。