渤海海域曹妃甸6-4油田原油物性差异分布特征及地质成因分析*

孙藏军 康 凯 别旭伟 常 涛 李永春

(中海石油(中国)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。近年来，多位学者侧重于从古地貌、古物源、宏观沉积或微观成岩等探讨对该油田主力含油层东三段的影响[1-5]，少数学者也有对该区域成藏特征与控制因素[6-7]、原油地球化学特征与来源[8]等方面的研究。该油田原油物性在纵向上表现出显著的差异性且具有一定的规律性，但目前对其分布规律及成因还缺乏系统研究，直接制约了油田的开发方式和注采井网部署。本文利用曹妃甸6-4油田原油物性分析化验资料，通过饱和烃色谱-质谱、芳香烃色谱-质谱等地球化学方法，结合流体包裹体、埋藏史-热史等成藏分析方法，对研究区原油物性差异分布特征及地质成因进行了分析，从而为该区域在类似靠近凸起边缘的有利圈闭带中寻找轻质油藏提供了新思路。

1 区域地质概况

曹妃甸6-4油田在区域构造上位于石臼坨凸起西段石南一号断层下降盘，南邻渤中凹陷西次洼，处于有利油气运移路径上，平面上被断层切割成为多个断块油藏(图1a)；钻井揭示，该地区自下而上分布地层有古近系沙河街组和东营组(东三段、东二下段及东二上段+东一段)、新近系馆陶组和明化镇组(明下段和明上段)以及第四系平原组(图1b)，主要含油层位为东三段、东二下段、馆陶组及明下段，原油来源于渤中凹陷西次洼沙河街组的沙一段和沙三段烃源岩，且以沙一段为主[8-9]。

图1 曹妃甸6-4油田区域构造位置及纵向油藏剖面

2 原油物性差异分布特征

分析表明，曹妃甸6-4油田不同井区、不同层位的原油物性差异很大，距离生烃凹陷中心较远且处于浅层高部位的油藏原油品质普遍较差，而近油源且位于深层低部位的油藏原油品质相对较好(表1)。根据14个原油样品的物性数据，可将研究区原油划分为轻质油、中质油和重质油等3类，整体上具有低含硫(一般<0.2%)、高含蜡(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 ℃)均随着地层埋深的增加而逐渐降低(图2)。具体表现为：

图2 曹妃甸6-4油田地面原油密度、黏度与埋深的关系

表1 曹妃甸6-4油田原油物性数据表

1) 东三段和东二下段为轻质油藏。东三段地面原油密度和黏度最低，分别介于0.838～0.862 g/cm3和3.03～8.14 mPa·s，平均值分别为0.852 g/cm3和5.93 mPa·s；东二下段地面原油密度和黏度相对略高，分别为0.859～0.879 g/cm3和8.75～15.20 mPa·s，平均值分别为0.865 g/cm3和10.81 mPa·s。

2) 馆陶组为中质油藏，地面原油密度、黏度中等，分别为0.888～0.909 g/cm3和17.15～41.37 mPa·s，平均值分别为0.899 g/cm3和27.71 mPa·s。

3) 明下段为重质油藏，地面原油密度和黏度最高，分别为0.935～0.951g/cm3和110.10～457.60 mPa·s，平均值分别为0.943 g/cm3和283.85 mPa·s。

3 原油物性差异分布的地质成因

前人研究认为，造成原油物性差异分布的主要原因包括油源差异和油气运移成藏过程中的次生改造两个方面因素[10-13]。本次研究中，利用曹妃甸6-4油田19个原油样品的饱和烃气相色谱-质谱分析和13个原油样品的芳香烃色谱-质谱分析资料，对原油物性差异成因进行了分析，结果表明油气运移成藏过程中的次生改造作用(包括微生物降解、水洗和氧化作用)综合影响了该油田原油物性在纵向上的差异分布。

3.1 原油来源

研究表明，渤中凹陷西次洼沙一段烃源岩形成于中深湖沉积环境， 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%，为较好—好烃源岩[8]。曹妃甸6-4油田原油来源于渤中凹陷西次洼沙一段和沙三段烃源岩供烃，并且以沙一段烃源岩为主[8-9]，主要证据有：①不同含油层位原油样品的饱和烃、芳香烃、非烃和沥青质的δ13C值相近(相差不足0.9‰)，且分布特征相似；②不同含油层位原油样品的ααα-20R-C27、C28、C29规则甾烷均呈斜“L”形分布，C27规则甾烷占明显优势，具有较高含量的伽马蜡烷以及较为丰富的4-甲基甾烷；③不同含油层位原油样品的生物标志化合物参数(包括Ts/Tm、伽马蜡烷/αβ-藿烷、Dia.sC27/C29s等)变化趋势较为一致， 甾烷成熟度参数C29甾烷S/(S+R)为0.40～0.43(平均值0.42)，C29甾烷ββ/(αα+ββ)为0.41～0.53(平均值0.47)，均为成熟原油。因此，曹妃甸6-4油田不同含油层位的原油源自于沙一段和沙三段成熟烃源岩，原油物性在纵向上的差异分布是油气运移成藏过程中的次生改造作用所致。

3.2 原油物性差异分布的主要原因

3.2.1微生物降解作用

在微生物作用下，原油烃类组分中轻烃组分相对减少，重烃组分相对增加，原油品质变差，这是导致渤海海域新近系稠油油藏形成的主要原因[12]，并且遭受严重生物降解的稠油油藏以出现25-降藿烷为特征[11-13]。Cannon等[14]认为，大多数微生物在85 ℃以上条件下难以存活。通过曹妃甸6-4油田54个EFDT测试数据分析，明下段和馆陶组地层温度分别为67.5～72.9 ℃和71.5～75.6 ℃，为微生物降解原油提供了必要条件。根据该油田典型原油色谱-质谱图及不同层位原油遭受次生改造作用特征分析(图3、表2)，明下段重质油油样中正构烷烃及类异戊二烯烷烃均遭受一定程度消耗，未见完整的正构烷烃分布，仅剩甾、萜类环状化合物；馆陶组中质油油样中链状烷烃略有消耗；东二下段、东三段轻质油油样中链状烷烃保存较好。同时，各原油样品中均未检测或检测到痕量25-降藿烷，25-降藿烷/C30藿烷值均在0.09以下。按照K E Peters等提出的划分生物降解级别标准[15]，曹妃甸6-4油田明下段原油遭受中等—轻微生物降解(属于4～3级)，馆陶组原油遭受轻微生物降解(属于1～2级)，东二下段、东三段原油未遭受生物降解。整体而言，研究区原油遭受微生物降解影响较小，属于未降解—轻微生物降解程度。

图3 曹妃甸6-4油田典型原油色谱-质谱图

3.2.2水洗作用

水洗作用是指原油在运移途中或成藏之后与地层水相接触，水溶性较高的组分优先被萃取出去，从而使原油变重的过程[16]。原油族组分在水中的溶解度依次为芳香烃>环烷烃>支链烷烃>正构烷烃[17]。实验研究表明，水洗过程中芳香烃中的低碳数组分损失速度较快，尤其是二苯并噻吩更为敏感，往往会被完全消耗，这是原油遭受水洗作用的标志性特征；另外，三芳甾烷烃抗生物降解能力强且不受水洗作用影响[18-21]，因此利用二苯并噻吩/三芳甾烷参数可以表征原油遭受水洗作用的强度。从曹妃甸6-4油田不同层位原油样品的芳香烃GC-MS分析可知(表2)，明下段、馆陶组原油样品中未检测出二苯并噻吩，表明该区浅层原油遭受水洗作用的影响较强，二苯并噻吩被完全消耗；而东三段、东二下段原油样品中检测出二苯并噻吩，表明该区较深层原油遭受水洗作用的影响较弱。

表2 曹妃甸6-4油田不同层位原油遭受次生改造作用特征

3.2.3氧化作用

氧化作用是指在游离氧或结合氧作用下，原油被氧化成酸、醇、酚、酮类化合物，造成饱和烃减少、非烃和沥青质增多，从而使原油品质变差的过程，这一过程往往发生在浅层[22]。实验研究表明，芳香烃生物标志化合物中的菲和甲基菲受氧化作用影响明显，但受其他因素影响差[23]。从曹妃甸6-4油田不同层位原油样品的芳香烃GC-MS分析可知(表2)，浅层明下段、馆陶组原油样品中菲和甲基菲的谱峰面积值小、含量低，而东三段、东二下段原油样品中菲和甲基菲的谱峰面积值大、含量高，说明该区浅层原油遭受氧化作用的影响较强，而较深层原油遭受氧化作用的影响较弱。

4 原油充注及稠化过程

本次研究中，利用26张包裹体照片获得的144个显微测温样本点，在埋藏史和热史恢复的基础上，将与油包裹体共生的含烃盐水包裹体所检测的均一温度投影到曹妃甸6-4油田埋藏史-热演化史图上(图4)，并综合流体包裹体岩相学特征分析(图5)，认为该区古近系为2期充注成藏，且以第2期为主，而新近系为1期充注成藏。

图4 曹妃甸6-4油田埋藏史-热演化史图

(a)第1期重质油包裹体单偏光照片，深褐色，沿石英次生加大边成带分布，C-1井，东三段，3 020 m；(b)第2期轻质油包裹体单偏光照片，淡黄色，沿切穿石英颗粒的微裂隙成带分布，C-1井，东二下段，2 555 m；(c)照片b的荧光照片，黄色；(d)第2期轻质油包裹体单偏光照片，淡黄色，长石颗粒溶蚀孔内呈孤立状分布，C-1井，东二下段，2 474 m；(e)照片d的荧光照片，绿色；(f)第3期中质油包裹体单偏光照片，黄褐色，沿切穿石英颗粒的微裂隙成带分布，C-7井，馆陶组，1 778 m；(g)照片f的荧光照片，黄色；(h)第3期重质油包裹体单偏光照片，深褐色，沿切穿石英颗粒的微裂隙成带分布，C-1井，明下段，1 631 m；(i)第3期重质油包裹体单偏光照片，深褐色，沿切穿石英颗粒的微裂隙成带分布，C-7井，明下段，1 785 m。

1)古近系东营组第1幕次充注成藏(图5a)：为7.5～5.0 Ma(明下段沉积中期—末期)，油包裹体发育于石英次生颗粒成岩次生加大早中期，发育丰度偏低(GOI为1%±)，大多沿石英颗粒次生加大边呈线状或成带分布；包裹体液烃单偏光呈深褐色、灰褐色，为小规模排烃条件下在成岩早期捕获的少量低熟重质油充注结果；检测与其共生的含烃盐水包裹体均一温度为64～95 ℃，仅在古近系东营组见到。

2) 古近系东营组第2幕次充注成藏(图5b～5e)：为5.0～0 Ma(明下段沉积末期—现今)，油包裹体发育于石英颗粒成岩次生加大期以后，发育丰度较高(GOI为5%±)，大多沿切穿石英颗粒的微裂隙呈孤立状或成带分布，或由于溶蚀成因而呈孤立状分布于长石颗粒中；包裹体液烃单偏光呈淡黄色、黄色，显示绿色、黄绿色、黄色荧光，为成熟度高的轻质油充注结果；检测与其共生的含烃盐水包裹体均一温度为75～120 ℃，仅在古近系东营组富集。

3) 新近系1期充注成藏(图5f～i)：为2.4～0 Ma(明上段沉积末期—现今)，油包裹体发育于石英颗粒成岩次生加大期以后，发育丰度中等(GOI为3%±)，大多沿切穿石英颗粒的微裂隙呈线状或成带分布；包裹体液烃单偏光呈灰褐色、深褐色，为中质、重质油充注结果；检测与其共生的含烃盐水包裹体均一温度为58～81 ℃，仅在新近系馆陶组、明下段富集。分析认为，在明化镇组沉积末期新构造运动作用下，石南一号边界断层及次生断层被活化，当断层活动速率大于25 m/Ma时，古近系东营组油藏被破坏[6-7]，原油向浅层新近系馆陶组、明下段运移成藏，并且在从深层向浅层的运移成藏过程中经历了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造，使得流体包裹体颜色逐渐加深，原油品质逐渐变差，从而形成了馆陶组中质油藏和明下段重质油藏。

5 结论

1) 曹妃甸6-4油田原油物性在纵向分布上具有很大的差异性，主要表现为原油品质随着地层埋深的增加而逐渐变好，其中东三段和东二下段为轻质油藏，馆陶组为中质油藏，明下段为重质油藏。

2) 曹妃甸6-4油田不同含油层位的原油均源自于同一套成熟烃源岩，因此造成原油物性在纵向上差异分布的主要原因是油气运移成藏过程中经历了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造。

3) 曹妃甸6-4油田古近系东营组油藏为2期充注成藏(第1幕次充注少量低熟重质油，第2幕次充注成熟度高的轻质油)，且以第2期为主；而新近系油藏为1期充注成藏，即在明化镇组沉积末期新构造运动作用下，东营组油藏被破坏，原油向浅层馆陶组、明下段运移成藏，并且在运移成藏过程中经历了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造，使得原油品质逐渐变差，从而形成了馆陶组中质油藏和明下段重质油藏。