渤海南堡35-2油田原油物性差异地质成因分析*

李 浩 胡 勇 别旭伟 潘广明 聂玲玲

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

随着开发程度不断深入，渤海湾盆地主力油田大多已进入开发中后期，普遍具有含水率高、注采井网相对完善、后期挖潜难等特点，特别是油藏内部原油物性变化大、油水系统复杂、储层薄、横向变化快等特点制约了稠油油藏的开发。关于原油物性差异的原因，前人主要有3种解释[1-5]：①不同性质油源充注，烃源岩成熟度越高，油质越轻；②随着运移距离增加，原油逐渐变稠；③成藏后次生改造作用，如水洗、氧化和生物降解导致原油密度和黏度均增大。

渤海南堡35-2油田作为渤海湾盆地第一个热采开发的稠油油田，油田各区原油物性平面差异较大，多年来通过低黏度区(地层原油黏度<280 mPa·s)采用天然能量开发和人工注水相结合，高黏度区(地层原油黏度≥280 mPa·s)采用多元热流体吞吐和弱凝胶注入辅助调驱的开发思路，取得了很好的生产效果，为渤海湾盆地近10亿吨稠油储量的动用积累了宝贵经验。但是，对原油物性差异的地质成因与原油物性分布规律的认识不清，严重制约了该油田主体区注采关系调整和流体性质未知区域开发方式的选择。本文结合南堡35-2油田地质特征，以油气成藏理论和原油稠化机制为指导，开展油田范围内原油物性差异地质成因研究，摸清地层原油物性平面分布规律，实现潜力区原油物性预测，以期对下一步开发方案和潜力区域评价有所裨益。

1 油田地质概况

南堡35-2油田位于渤海海域中部，处于石臼坨凸起的西南端，周围被秦南凹陷、南堡凹陷以及渤中凹陷环绕(图1)。该油田整体是披覆于潜山之上、被断层复杂化的复式鼻状构造，构造幅度较低。根据构造和断裂特征分为断块区、南区、斜坡区及S-1区，其中断块区发育北北东走向断层；南区为断背斜，发育近东西走向的边界大断层，断距大、活动性强，控制油气的运移与聚集，次生断层发育较少；斜坡区位于断块区和南区之间，被多条北东向断层切割；S-1区位于油田东南侧，是高部位被近南北向断层切割的背斜构造。钻井揭示，该油田基底为灰岩潜山，潜山低部位发育古近系东营组，新近系馆陶组和明化镇组，潜山高部位东营组被剥蚀。油层主要集中在明化镇组下段和馆陶组顶部，属于高孔高渗储层，其中明化镇组发育曲流河沉积，储层单层厚度小(4～10 m)，平面展布范围局限，以构造-岩性油藏为主，“一砂一藏”特征明显；馆陶组发育辫状河沉积，储层单层厚度大(15～22 m)，砂体横向展布范围广，为构造层状油藏。

图1 南堡35-2油田构造位置及地层原油黏度分布图Fig.1 The structural location and formation crude oil viscosity distribution map of NB35-2 oilfield

2 原油物性分布特征

丰富的流体取样、包裹体资料及多年的生产实践表明，南堡35-2油田各区平面上原油物性差异较大(图1)。其中，S-1区为轻质油油藏，地层原油密度和黏度最低，分别为0.853～0.856 g/cm3和1.18～1.26 mPa·s，平均值分别为0.855 g/cm3和1.20 mPa·s。南区为稠油油藏，地层原油密度和黏度最高，分别为0.954～0.987 g/cm3和413～926 mPa·s，平均值分别为0.937 g/cm3和580 mPa·s，而且在同一油藏内部从东南向西北黏度逐渐增大。断块区原油物性介于S-1区和南区之间，呈由南向北逐渐变重变稠的特点，其中断块区南部地层原油密度和黏度分别为0.898～0.911 g/cm3和42～134 mPa·s，平均值分别为0.904 g/cm3和67 mPa·s；断块区北部地层原油密度和黏度分别为0.906～0.928 g/cm3和86～284 mPa·s，平均值分别为0.919 g/cm3和172 mPa·s。该油田地层原油物性与深度的关系显示，油田各区虽原油物性差异较大，但纵向上均表现为随着埋深的增加，地层原油黏度和密度均逐渐降低的特征(图2)。

图2 南堡35-2油田地层原油黏度、地层原油密度与深度的关系Fig.2 The relationship between formation crude oil viscosity,density and depth in NB35-2 oilfield

3 原油物性差异地质成因分析

分析认为，造成原油物性差异的原因主要有成藏期烃源岩特征和成藏后次生改造作用。南堡35-2油田原油来自于油田东南部的渤中凹陷沙河街组，沙三段烃源岩供烃明显[6]。沙三段形成于中—深湖沉积环境，烃源岩有机碳含量(TOC)平均达到2.65%，生烃潜量(S1+S2)平均达到17.91 mg/g，氯仿沥青“A”平均达到0.354 4%，总烃含量(HC)平均达到2 067×10-6，属于好—优质烃源岩[7-8]。运移和后期改造作用对碳同位素影响不明显，由同一烃源岩形成的油藏碳元素差异范围很小，南堡35-2油田碳同位素在-26.3‰～-26.9‰，差异范围小于1‰；各区无论饱和烃色质谱和芳香烃生物标志化合物指纹均具有一致性，表现为中等四甲基甾烷、高伽马蜡烷的特征，说明为同一油源发生运移与聚集成藏。从甾烷成熟度参数C29甾烷S/(S+R)、C29甾烷ββ/(αα+ββ)来看，油田各区的原油基本一致。一般来讲，C29甾烷S/(S+R)小于0.2为未熟油，在0.2～0.3之间为低熟油，大于0.3为成熟油。该油田各区的C29甾烷S/(S+R)值在0.37～0.41之间，属于成熟油。因此，该油田各区地层原油物性差异并非是不同油源造成的，并且烃源岩有机质成熟度高，原始油品性质好，而稠油油藏为后期改造作用形成。

3.1 运移距离与原油物性差异

渤海湾盆地构造运动频繁，油气藏往往经历数次形成-破坏-再形成的过程，才形成了现今的油藏状况[9-10]。南堡35-2油田潜山顶部与上覆地层呈不整合接触，不整合面与断至潜山的疏导断层形成油气运移的疏导体系，沟通了渤中凹陷沙河街组油源，原油在上覆岩层压实和有机质生烃动力的作用下，沿着潜山不整合面，通过疏导体系向西北运移。油田潜山古构造地形起伏较大，地貌上呈现出“隆起-斜坡-沟谷”的格局，局部发育微隆起、微沟谷；潜山高部位披覆馆陶组，构造形态与潜山古地貌具有很好的继承性，构造高部位对应潜山的古隆起。在断至潜山的疏导断层的泄压作用下，原油能够运移至馆陶组高部位圈闭中聚集成藏。实钻资料也证实，在潜山古隆起上部的馆陶组钻遇了较厚油层，而在潜山斜坡和沟谷古地貌上部的馆陶组钻遇油层少、厚度小。因此，根据潜山古地貌特征、疏导断层的规模和活动性，南堡35-2油田形成了2类原油运移路径(图3)。

图3 南堡35-2油田成藏模式图Fig.3 The reservoir forming model map of NB35-2 oilfield

1)潜山古隆起上部发育馆陶组和明化镇组油藏。由于沉积时期的“填洼补平”，在潜山古隆起上部的馆陶组构造高部位形成圈闭，圈闭内部发育控藏断层，连接潜山不整合面，沟通沙河街组油源。这类断层断距小(10～15 m)，横向延伸范围小(1～3 km)。在控藏断层垂向疏导下，原油运移至馆陶组圈闭中；馆陶组发育辫状河沉积，储层展布范围广，骨架砂体对油气进行横向疏导，成为油气的“临时仓储层”，形成馆陶组原生油藏。

受到新构造运动影响，控藏断层活动性发生变化，使原生油气藏受到破坏、调整，也为浅层明化镇组油藏提供了良好的运移通道[11-13]。由馆陶组到明化镇组断距呈下小上大的特征，明化镇组断距在20～30 m，活动性强于馆陶组；断层的活动性变化使馆陶组原生油藏压力得到释放，油气发生转移，沿着控藏断层向上运移，在明化镇组曲流河沉积砂体疏导下形成沿断裂分布的多层系油气藏。由于压力得到释放，流体势发生变化，使得周围烃源岩中的原油再次充注馆陶组原生油藏，形成不断运移、充注的过程。这种类型主要形成了断块区、斜坡区及S-1区油藏。

2)潜山斜坡和沟谷古地貌上部发育明化镇组油藏。在潜山斜坡和沟谷上部沉积馆陶组，由于构造位置低，未能形成良好圈闭，但是边界大断层(图1中F1)断至潜山不整合面，断距在150～200 m，横向延伸长度大于10 km，形成向上运移的疏导体系。油气运移初期在异常压力作用下沿大断层向上运移至明化镇组，曲流河沉积砂体对油气形成横向疏导，在断层控制的岩性圈闭中聚集成藏，形成了油田南区明化镇组构造-岩性油藏。

受到晚期多次充注影响，离油源远的油藏聚集的是早期生排烃形成的原油，运移过程中受到生物降解、水洗等稠化作用，使原油密度和黏度增大；离油源近的油藏聚集相对晚期生排烃形成的原油，运移距离短，水洗程度和生物降解弱，轻质组分基本被保留，油质较轻。原油在南堡35-2油田大致沿着由东南向西北方向运移，S-1区离油源最近，南区与斜坡区次之，断块区最远，原油物性表现为东南部油质轻、西北部油质重，成熟度自西北向东南递增的特点，这与靠近烃源岩的原油，即后生成的原油成熟度表现得更高一些相吻合。南区离油源较近，但原油密度和黏度在油田范围内最大，这是由于受边界控藏断层影响，油藏保存条件差，发生了强烈的生物降解等后期改造作用。

3.2 微生物降解与原油物性差异

微生物降解是油藏形成后原油稠化的主要原因，微生物在油藏内部消耗烃类，降解为CO2和水，使原油组分变化。由于烃类自身分子结构的稳定性不同，被降解的难易程度差别很大，正构烷烃等轻质组分很容易被降解而逐渐溢散，芳香烃等稳定大分子结构不容易被降解或分解成小分子而保留下来[17-18]。因此，微生物降解是轻组分散失、重组分比重不断加大的过程，受地层温度、断层活动速率及油水空间位置关系等多种因素影响。

3.2.1地层温度

微生物适合在一定温度下生存，低于或者高于界限温度时微生物都不可能存活，因此地层温度是控制油藏中生物降解的限制因素。Cannon等[19]认为在85 ℃以上大多数微生物不能存活。通过对渤海湾盆地稠油油田生物降解程度与地层温度关系统计，在40～70 ℃范围内原油生物降解程度比较强烈，在小于40 ℃和大于70 ℃的情况下原油基本未降解。地层温度升高，原油的物理性质会发生变化，密度和黏度降低[14-16]，在烃源岩生排烃过程中不断受到构造挤压或热力驱动，所产生的热量与原油一起向浅层圈闭运移，较差的保存条件使原油中携带的热量散失，油品变差。

新构造运动后，渤海湾盆地新近系明化镇组和馆陶组断裂系统发生变化，形成的断层数量多，“似花状”“耙状”的交叉切割形式使浅层断层与深层断层直接或间接连接。如果断层向上断至海底，一方面来自潜山内部的热量向上运移散失，另一方面促进流体活动并携带了浅层养分，加速热量的流失，降低地层温度，形成相对低温环境；如果断层未断至海底，使得热量保存在地层中，散失较少，在油藏内部形成相对高温环境。通过对南堡35-2油田主要断层发育特点进行统计(表1)，南区主控断层F1控制整个油田原油的运移和聚集，既断至潜山又沟通海底，断距大且横向延伸远，使油藏封闭程度差于其他区块，热量散失严重，明下段地层温度在55 ℃左右，原油发生强烈的生物降解，使原油密度和黏度增大。

表1 南堡35-2油田断层发育特点和地温梯度Table 1 The fault development characteristics and geo-temperature gradient in NB35-2 oilfield

S-1区主要断层未沟通地表(图4a)，地层能量散失较少，地层温度较高，EFDT测试数据表明该区馆陶组顶部地层温度约为77.2 ℃，使得原油处于高温环境中，加之晚期多次充注成藏的影响，该区地层原油黏度低，具有轻质油的特征；断块区以发育小断层为主，活动性弱，主要断层沟通地表(图4b)，油藏保存条件差于S-1区，测试资料表明该区明下段平均地温为65 ℃，油质较S-1区重。

3.2.2断层活动速率

渤海湾盆地断裂走向以北北东—北东向和北西西—东西向为主，经历了早古近纪裂陷和晚新近纪—第四纪后裂陷两大阶段之后，形成了现今断陷盆地的地貌特征。特别是新近纪末期至第四纪以来发生的新构造运动，使得盆地断裂系统更加复杂，引起了原生油藏的破坏、调整，导致原油再次运移和次生油藏的形成。在新构造运动形成的新近系浅层油气藏中，断层及其活动性增强促进断层附近的流体活动，使原油发生不同程度的生物降解和改造，油品变稠。在适宜微生物生长的油藏环境中，断层活动性强弱决定着原油密度和黏度变化；受到构造应力及埋深的影响，不同断层的活动性不一样，同一条断层的不同部位活动性也有所差异。断层活动性的研究方法主要有断层生长指数法、(古)落差法和断层活动速率法[20-21]，其中断层活动速率法消除了地层剥蚀、上覆地层压实作用等影响，充分考虑了时间因素。

图4 南堡35-2油田S-1区和断块区典型地震剖面(剖面位置见图1)Fig.4 The typical seismic profiles of S-1 area and fault block area in NB35-2 oilfield(see Fig.1 for location)

南堡35-2油田断块区和斜坡区明化镇组油藏以断层和岩性双重控制的构造-岩性油藏为主，断层呈北东-南西及近南北向发育，且向上断至海底。通过沿西南向东北测线方向上控藏断层(图1中F2、F4—F9)的活动速率统计(图5)，断块区南部的平均断层活动速率(为12.7 m·Ma-1)小于断块区北部(为14.9 m·Ma-1)，这说明断块区南部的断层封闭性比断块区北部好；实际取样分析资料也表明，断块区南部的地层水矿化度(平均4 855 mg/L)高于断块区北部(平均3 394 mg/L)，断块区南部的地层原油黏度(为42～100 mPa·s)小于断块区北部(为100～284 mPa·s)。斜坡区的平均断层活动速率为9.3 m·Ma-1，小于断块区南部，该区无取样资料，预测地层原油黏度与断块区南部相当，为42～100 mPa·s。

图5 南堡35-2油田斜坡区-断块区明化镇组油藏沿测线断层活动速率变化Fig.5 The change of fault activity rate from slop area to fault block area in NB35-2 oilfield

3.2.3油水层空间位置关系

原油越接近地层水,氧化作用和生物降解越严重;在同一油藏内部，油藏高度越高，原油与下部水体接触范围小，生物降解程度弱，原油密度和黏度越低。例如,南堡35-2油田明化镇组下段26小层油藏高度为20 m，实际取样资料证实油水界面附近地面原油黏度为340 mPa·s，构造高部位地面原油黏度为301 mPa·s，二者相差39 mPa·s；馆陶组顶部1小层油藏高度为40 m，油水界面附近地面原油黏度为998 mPa·s，构造高部位地面原油黏度为797 mPa·s，二者相差201 mPa·s。

平面上随着水体能量的增加，油水接触面积越大，生物降解程度越高，原油密度和黏度越大。例如，南堡35-2油田南区边界断层(图1中F1)断距大，活动性强，断层活动速率平均152 m·Ma-1，远大于其他区域的断层，导致南区油藏原油密度和黏度远大于其他区域。南区油藏东部的6井区水体能量相对较弱，油水过渡带储量占比最低，为19.2%，生物降解程度最弱，该井区地层原油黏度在500 mPa·s左右；油藏西部的B1井区水体能量最强，油水过渡带储量占比最大，为46.3%，说明原油与地层水充分接触，发生强烈的生物降解，该井区地层原油黏度在700 mPa·s左右；油藏中部的B10井区水体能量发育特征介于6井区和B1井区之间，过渡带储量占井区储量的31.0%，地层原油黏度在600 mPa·s左右。这表明，该油田南区油藏内部由东向西水体能量逐渐增加，发生了不同程度生物降解，使同一油藏不同区原油密度和黏度存在差异。Peters等[22]通过各类生标化合物降解难易程度序列的建立，将降解程度具体细分为10级。渤海海域多数油田原油严重降解时会出现25-降藿烷，因此可根据是否出现25-降藿烷及其含量来确定原油的降解程度。一般来讲，5级降解程度以下不会出现25-降藿烷，5级及以上级别降解程度才会出现25-降藿烷，并且含量逐渐升高。该油田南区同一油藏内部由东向西的6井、B10井和B1井在原油饱和烃色谱图上表现为基线拱起幅度逐渐增大(图6a—c)，原油中的正构烷烃等轻质组分逐渐溢散，芳香烃等结构稳定、不易被分解的重质组分被保留下来，而且均出现25-降藿烷，含量逐渐升高，说明生物降解程度逐渐强烈，使南区油藏内部从东往西油质逐渐变重。

图6 南堡35-2油田南区典型原油色质谱图Fig.6 The crude oil mass spectrogram analysis of typical wells in NB35-2 oilfield south area

4 潜力区预测

南堡35-2油田原油成熟度高，原始油品较好，原油在油田范围内大致由东南向西北运移。S-1区断层断至潜山内幕但不向上断至地表，潜山热量沿断层上移，未能向地表散失，在浅层形成高地温环境，使微生物存活率低，抑制生物降解，形成轻质油藏；断块区断层活动速率由南向北逐渐增大，生物降解程度逐渐增强，使原油从南向北逐渐变稠；南区断层活动速率远大于油田其他区域，原油密度和黏度最大，而且由东向西油藏高度逐渐降低，油水过渡带范围逐渐增大，油水充分接触，生物降解程度逐渐增强，形成由东向西原油密度和黏度逐渐增大的特点。斜坡区断层发育特征及油水接触面积与断块区南部相似，预测斜坡区原油黏度与密度及断块区南部相似，为油田优质储量潜力区。

5 结论

1)南堡35-2油田各区原油物性平面差异较大。S-1区为轻质油油藏，油质最轻；南区为稠油油藏，地层原油黏度和密度从东南向西北逐渐增大；断块区地层原油黏度和密度介于南区和S-1区之间，油质由南向北逐渐变重。

2)南堡35-2油田各区原油物性差异并非是不同油源造成的，并且烃源岩有机成熟度高，原始油品好，形成轻质油藏概率大；而稠油油藏是后期改造作用形成的，同一油源运移距离越远，受到生物降解、水洗等稠化作用越严重，原油密度和黏度容易增大。微生物降解受地层温度、断层活动速率和油水层空间位置关系控制：地层内部温度异常高，不易发生生物降解，原油密度和黏度越小；断层活动速率越低，地层原油黏度越小；油水过渡带范围越大，生物降解程度越大，原油黏度和密度越大。