彭永燦，李映艷，馬輝樹，楊　琨，劉　建，陳迎曉

（中國石油新疆油田分公司a.勘探開發(fā)研究院；b.開發(fā)公司；c.風城作業(yè)區(qū)；d.金戈壁公司，新疆克拉瑪依834000）

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏原油性質影響因素

彭永燦a，李映艷a，馬輝樹a，楊琨b，劉建c，陳迎曉d

（中國石油新疆油田分公司a.勘探開發(fā)研究院；b.開發(fā)公司；c.風城作業(yè)區(qū)；d.金戈壁公司，新疆克拉瑪依834000）

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏為源儲一體的近源油藏，縱向上發(fā)育2套甜點體，相隔約100 m，儲集層皆為咸化湖相沉積，但其原油性質差異較大，埋藏深的下甜點體原油比埋藏淺的上甜點體原油稠。針對這種原油性質分布反常的特點，從烴源巖母質類型、油源、烴源巖熱演化程度、原油生物降解4個方面進行分析，揭示了研究區(qū)原油偏稠以及原油性質差異性分布的原因。

準噶爾盆地；吉木薩爾凹陷；蘆草溝組；致密油藏；烴源巖；熱演化；生物降解

吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地東部隆起，面積1 278 km（2圖1）。蘆草溝組在全凹陷自下而上可劃分為蘆草溝組一段（P2l1）和蘆草溝組二段（P2l2），進一步劃分為4個層組（和）。蘆草溝組致密油藏平面上遍及整個吉木薩爾凹陷，縱向上發(fā)育上、下2個甜點體，上甜點體位于P2l22層組，巖性以灰色砂屑白云巖、長石巖屑粉砂巖、白云屑砂巖為主，夾灰色泥巖、白云質泥巖；下甜點體位于層組，巖性主要為灰色（含）白云質粉砂巖，夾灰色泥巖或灰色（含）白云質粉砂巖、泥質粉砂巖和灰色泥巖。

圖1　吉木薩爾凹陷構造位置

樣品分析資料表明，上甜點體平均地面原油密度為0.888 g/cm3，50℃原油平均黏度為73.45 mPa·s，平均凝固點為24.84℃，屬于具較高凝固點的中質原油；下甜點體平均地面原油密度為0.918 g/cm3，50℃原油平均黏度為300.56 mPa·s，凝固點平均為8.70℃，屬于中質原油。總體來看，上、下甜點體原油性質相差較大，油質均偏重，且原油黏度和密度并未隨著埋深的增加而降低，反而呈現(xiàn)增大的趨勢。針對上述特征，本文對吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏上、下甜點體原油性質的影響因素展開系統(tǒng)分析。

1　影響原油性質的因素

1.1油源

生物標志化合物是指存在于地殼和大氣圈中，分子結構與特定天然產(chǎn)物之間有明確聯(lián)系或與特定生物類別的分子結構之間有相關性的天然有機化合物［1-3］，包括類異戊二烯烴類、C-蠟烷、甾類等，是油源對比分析時最常用的標志物。吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏上甜點體原油抽提物中，正構烷烴呈單峰型，主峰碳主要為nC23，姥植比大于1.0，β-胡蘿卜烷和γ-蠟烷含量低，規(guī)則甾烷ααα20RC27，ααα20RC28，ααα20RC29分布特征不同，甜點體與其鄰近的泥巖段的規(guī)則甾烷ααα20RC27，ααα20RC28，ααα20RC29分布特征相同，均呈“廠”字形分布，而其下部的大段泥巖規(guī)則甾烷ααα20RC27，ααα20RC28、ααα20RC29均呈“ ”型分布，與甜點體明顯不同（圖2），說明儲集層中的原油主要來自鄰近或與其緊密接觸的烴源巖中。這種近距離運移的油氣富集，導致原油中的大分子組分并未在運移的過程中發(fā)生分選，而是依然保存在原油中，從而使得油質偏重。

圖2　吉174井上甜點體生物標志化合物特征

1.2烴源巖母質類型

干酪根顯微組分包括腐泥組、殼質組、鏡質組、惰質組4種，其中腐泥組又可分為藻質體和無定形體2類［4］。據(jù)研究區(qū)干酪根實驗分析數(shù)據(jù)，干酪根類型以腐泥組的藻質體和無定形體為主，其次為鏡質組和殼質組，惰質組含量最低（圖3）。而生烴母質以藻質體、無定形體為主的有機質類型，生成的原油明顯偏重。下甜點體烴源巖母質中的藻質體、無定形體更加豐富，所以生成的原油相應更重，這一認識解釋了下甜點體較上甜點體埋深大，但其原油反而更重的原因。

圖3　吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油干酪根顯微組分含量

1.3烴源巖熱演化程度

有機質熱演化實質是由埋藏作用導致的，是在持續(xù)一定時間的特定溫度、壓力條件下，有機質化學結構改組與化學成分變化的一個地質過程［5-7］。鏡質體反射率作為劃分烴源巖演化階段的一個指標，適用于古生代以來鏡質組普遍發(fā)育的沉積巖演化階段的劃分。吉木薩爾凹陷二疊系沉積環(huán)境為陸相湖盆，原油是自生自儲的，因此可將鏡質體反射率作為其有機質演化的可靠指標之一。據(jù)文獻［8］的烴源巖評價參數(shù)，吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖實測鏡質體反射率為0.78%～0.95%，成熟有機質（鏡質體反射率大于0.90%）的樣品占23.19%，低成熟有機質樣品占76.81%（圖4）。因此，蘆草溝組烴源巖多為低熟烴源巖，所產(chǎn)原油為低熟原油。

巖石熱解法評價烴源巖成熟度一般用熱解峰溫作為主要指標［9-10］，吉木薩爾凹陷蘆草溝組絕大多數(shù)烴源巖樣品的熱解峰溫為440～455℃（圖5）。綜合分析，蘆草溝組烴源巖現(xiàn)今仍處于低—中等成熟演化階段，生成的原油以中質原油為主。

蘆草溝組沉積于近還原環(huán)境的湖泊（圖6），決定了其有機質類型較好、豐度較高。從有機質成熟度對原油性質的影響來看，蘆草溝組二段原油為成熟油，好于蘆草溝組一段，蘆草溝組一段有未熟有機質（圖7），也從另一個方面說明了下部原油黏度大、密度高的原因。

圖4　吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖鏡質體反射率分布特征

圖5　吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖熱解峰溫分布

圖6　吉174井蘆草溝組原油姥植比分布

圖7　吉174井蘆草溝組原油奇偶碳優(yōu)勢分布

1.4原油生物降解

生物降解作用是原油的一種重要的蝕變作用，油藏內(nèi)烴類物質在微生物的作用下，原油中輕烴組分逐漸減少，重烴組分相對增加，最終形成重質原油［11］。在大多數(shù)情況下，生物降解作用是造成原油變稠的最主要原因。生物降解程度嚴重的原油正構烷烴損失嚴重，這種原油一般黏度較高，密度大于0.9 g/cm3，屬于難開發(fā)的重質稠油。而生物降解程度比較輕的原油，其輕質組分和正構烷烴保存較好，這類原油的黏度一般較低，密度小于0.9 g/cm3，比較有利于開發(fā)。

生物標志物抗生物降解能力一般按下列順序增強：正構烷烴 類異戊二烯烷烴 甾烷 藿烷/重排甾烷 芳構化甾烴 卟啉［12］。吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油原油全烴色譜圖顯示（圖8），最易發(fā)生生物降解作用的正構烷烴組分在上、下甜點體原油中均分布完整，基本沒有發(fā)生生物降解作用，說明生物降解作用不是導致研究區(qū)致密油藏油質偏重的因素。

2　結論

（1）吉木薩爾凹陷蘆草溝組油藏為一典型的咸化湖相致密油藏，原油總體表現(xiàn)為偏重的中質原油。

（2）蘆草溝組致密油藏原油性質偏重的原因，并非生物降解作用所致，主要是由低—中等的熱演化程度、藻質體和無定形體為主的烴源巖母質類型及源儲一體近距離運移的成藏模式造成的。

（3）隨著埋深的增加，下甜點體的原油黏度和密度反而較上甜點體偏高，主要是由于下甜點體烴源巖母質中藻質體和無定形體含量較上甜點體高。

圖8　吉木薩爾凹陷蘆草溝組原油全烴色譜

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Influencing Factors of Crude Oil Properties in Lucaogou Tight Reservoir in Jimsar Sag，Eastern Junggar Basin

PENG Yongcana，LI Yingyana，MA Huishua，YANG Kunb，LIU Jianc，CHEN Yingxiaod
（PetroChinaXinjiangOilfield Company，a.Research Institute of Exploration and Development；b.Development Company；c.Fengcheng Oilfield Operation District；d.Jingebi Company，Karamay，Xinjiang 834000）

The tight reservoir of Lucaogou formation is a near?source oil pool with both source and reservoir in Jimsar sag，where there exist two sweet spots being 100 meters apart in the vertical.They belong to saline lacustrine deposits with big difference of fluid property.The crude oil in the lower sweet spot is much heavier than that in the upper one.Focusing on this feature of unusual distribution in crude oil property，this paper analyzed their kerogen type，oil source，source rocks’thermal evolution and oil biodegradation，and reveals the reasons for the partial thick crude oil and differential distribution in this area.

Junggar basin；Jimsar sag；Lucaogou formation；tight reservoir；source rock；thermal evolution；biodegradation

TE112.43

A

1001-3873（2015）06-0656-04

10.7657/XJPG20150605

2015-06-15

2015-09-16

國家973項目（2015CB250906）

彭永燦（1968-），男，湖南懷化人，高級工程師，博士，油氣田開發(fā)，（Tel）0990-6867831（E-mail）pyongcan@petrochina.com.cn.