孫藏軍 康 凱 別旭偉 常 濤 李永春

(中海石油(中國(guó))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。近年來，多位學(xué)者側(cè)重于從古地貌、古物源、宏觀沉積或微觀成巖等探討對(duì)該油田主力含油層?xùn)|三段的影響[1-5]，少數(shù)學(xué)者也有對(duì)該區(qū)域成藏特征與控制因素[6-7]、原油地球化學(xué)特征與來源[8]等方面的研究。該油田原油物性在縱向上表現(xiàn)出顯著的差異性且具有一定的規(guī)律性，但目前對(duì)其分布規(guī)律及成因還缺乏系統(tǒng)研究，直接制約了油田的開發(fā)方式和注采井網(wǎng)部署。本文利用曹妃甸6-4油田原油物性分析化驗(yàn)資料，通過飽和烴色譜-質(zhì)譜、芳香烴色譜-質(zhì)譜等地球化學(xué)方法，結(jié)合流體包裹體、埋藏史-熱史等成藏分析方法，對(duì)研究區(qū)原油物性差異分布特征及地質(zhì)成因進(jìn)行了分析，從而為該區(qū)域在類似靠近凸起邊緣的有利圈閉帶中尋找輕質(zhì)油藏提供了新思路。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

曹妃甸6-4油田在區(qū)域構(gòu)造上位于石臼坨凸起西段石南一號(hào)斷層下降盤，南鄰渤中凹陷西次洼，處于有利油氣運(yùn)移路徑上，平面上被斷層切割成為多個(gè)斷塊油藏(圖1a)；鉆井揭示，該地區(qū)自下而上分布地層有古近系沙河街組和東營(yíng)組(東三段、東二下段及東二上段+東一段)、新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組(明下段和明上段)以及第四系平原組(圖1b)，主要含油層位為東三段、東二下段、館陶組及明下段，原油來源于渤中凹陷西次洼沙河街組的沙一段和沙三段烴源巖，且以沙一段為主[8-9]。

圖1 曹妃甸6-4油田區(qū)域構(gòu)造位置及縱向油藏剖面

2 原油物性差異分布特征

分析表明，曹妃甸6-4油田不同井區(qū)、不同層位的原油物性差異很大，距離生烴凹陷中心較遠(yuǎn)且處于淺層高部位的油藏原油品質(zhì)普遍較差，而近油源且位于深層低部位的油藏原油品質(zhì)相對(duì)較好(表1)。根據(jù)14個(gè)原油樣品的物性數(shù)據(jù)，可將研究區(qū)原油劃分為輕質(zhì)油、中質(zhì)油和重質(zhì)油等3類，整體上具有低含硫(一般<0.2%)、高含蠟(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 ℃)均隨著地層埋深的增加而逐漸降低(圖2)。具體表現(xiàn)為：

圖2 曹妃甸6-4油田地面原油密度、黏度與埋深的關(guān)系

表1 曹妃甸6-4油田原油物性數(shù)據(jù)表

1) 東三段和東二下段為輕質(zhì)油藏。東三段地面原油密度和黏度最低，分別介于0.838～0.862 g/cm3和3.03～8.14 mPa·s，平均值分別為0.852 g/cm3和5.93 mPa·s；東二下段地面原油密度和黏度相對(duì)略高，分別為0.859～0.879 g/cm3和8.75～15.20 mPa·s，平均值分別為0.865 g/cm3和10.81 mPa·s。

2) 館陶組為中質(zhì)油藏，地面原油密度、黏度中等，分別為0.888～0.909 g/cm3和17.15～41.37 mPa·s，平均值分別為0.899 g/cm3和27.71 mPa·s。

3) 明下段為重質(zhì)油藏，地面原油密度和黏度最高，分別為0.935～0.951g/cm3和110.10～457.60 mPa·s，平均值分別為0.943 g/cm3和283.85 mPa·s。

3 原油物性差異分布的地質(zhì)成因

前人研究認(rèn)為，造成原油物性差異分布的主要原因包括油源差異和油氣運(yùn)移成藏過程中的次生改造兩個(gè)方面因素[10-13]。本次研究中，利用曹妃甸6-4油田19個(gè)原油樣品的飽和烴氣相色譜-質(zhì)譜分析和13個(gè)原油樣品的芳香烴色譜-質(zhì)譜分析資料，對(duì)原油物性差異成因進(jìn)行了分析，結(jié)果表明油氣運(yùn)移成藏過程中的次生改造作用(包括微生物降解、水洗和氧化作用)綜合影響了該油田原油物性在縱向上的差異分布。

3.1 原油來源

研究表明，渤中凹陷西次洼沙一段烴源巖形成于中深湖沉積環(huán)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%，為較好—好烴源巖[8]。曹妃甸6-4油田原油來源于渤中凹陷西次洼沙一段和沙三段烴源巖供烴，并且以沙一段烴源巖為主[8-9]，主要證據(jù)有：①不同含油層位原油樣品的飽和烴、芳香烴、非烴和瀝青質(zhì)的δ13C值相近(相差不足0.9‰)，且分布特征相似；②不同含油層位原油樣品的ααα-20R-C27、C28、C29規(guī)則甾烷均呈斜“L”形分布，C27規(guī)則甾烷占明顯優(yōu)勢(shì)，具有較高含量的伽馬蠟烷以及較為豐富的4-甲基甾烷；③不同含油層位原油樣品的生物標(biāo)志化合物參數(shù)(包括Ts/Tm、伽馬蠟烷/αβ-藿烷、Dia.sC27/C29s等)變化趨勢(shì)較為一致， 甾烷成熟度參數(shù)C29甾烷S/(S+R)為0.40～0.43(平均值0.42)，C29甾烷ββ/(αα+ββ)為0.41～0.53(平均值0.47)，均為成熟原油。因此，曹妃甸6-4油田不同含油層位的原油源自于沙一段和沙三段成熟烴源巖，原油物性在縱向上的差異分布是油氣運(yùn)移成藏過程中的次生改造作用所致。

3.2 原油物性差異分布的主要原因

3.2.1微生物降解作用

在微生物作用下，原油烴類組分中輕烴組分相對(duì)減少，重?zé)N組分相對(duì)增加，原油品質(zhì)變差，這是導(dǎo)致渤海海域新近系稠油油藏形成的主要原因[12]，并且遭受嚴(yán)重生物降解的稠油油藏以出現(xiàn)25-降藿烷為特征[11-13]。Cannon等[14]認(rèn)為，大多數(shù)微生物在85 ℃以上條件下難以存活。通過曹妃甸6-4油田54個(gè)EFDT測(cè)試數(shù)據(jù)分析，明下段和館陶組地層溫度分別為67.5～72.9 ℃和71.5～75.6 ℃，為微生物降解原油提供了必要條件。根據(jù)該油田典型原油色譜-質(zhì)譜圖及不同層位原油遭受次生改造作用特征分析(圖3、表2)，明下段重質(zhì)油油樣中正構(gòu)烷烴及類異戊二烯烷烴均遭受一定程度消耗，未見完整的正構(gòu)烷烴分布，僅剩甾、萜類環(huán)狀化合物；館陶組中質(zhì)油油樣中鏈狀烷烴略有消耗；東二下段、東三段輕質(zhì)油油樣中鏈狀烷烴保存較好。同時(shí)，各原油樣品中均未檢測(cè)或檢測(cè)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等提出的劃分生物降解級(jí)別標(biāo)準(zhǔn)[15]，曹妃甸6-4油田明下段原油遭受中等—輕微生物降解(屬于4～3級(jí))，館陶組原油遭受輕微生物降解(屬于1～2級(jí))，東二下段、東三段原油未遭受生物降解。整體而言，研究區(qū)原油遭受微生物降解影響較小，屬于未降解—輕微生物降解程度。

圖3 曹妃甸6-4油田典型原油色譜-質(zhì)譜圖

3.2.2水洗作用

水洗作用是指原油在運(yùn)移途中或成藏之后與地層水相接觸，水溶性較高的組分優(yōu)先被萃取出去，從而使原油變重的過程[16]。原油族組分在水中的溶解度依次為芳香烴>環(huán)烷烴>支鏈烷烴>正構(gòu)烷烴[17]。實(shí)驗(yàn)研究表明，水洗過程中芳香烴中的低碳數(shù)組分損失速度較快，尤其是二苯并噻吩更為敏感，往往會(huì)被完全消耗，這是原油遭受水洗作用的標(biāo)志性特征；另外，三芳甾烷烴抗生物降解能力強(qiáng)且不受水洗作用影響[18-21]，因此利用二苯并噻吩/三芳甾烷參數(shù)可以表征原油遭受水洗作用的強(qiáng)度。從曹妃甸6-4油田不同層位原油樣品的芳香烴GC-MS分析可知(表2)，明下段、館陶組原油樣品中未檢測(cè)出二苯并噻吩，表明該區(qū)淺層原油遭受水洗作用的影響較強(qiáng)，二苯并噻吩被完全消耗；而東三段、東二下段原油樣品中檢測(cè)出二苯并噻吩，表明該區(qū)較深層原油遭受水洗作用的影響較弱。

表2 曹妃甸6-4油田不同層位原油遭受次生改造作用特征

3.2.3氧化作用

氧化作用是指在游離氧或結(jié)合氧作用下，原油被氧化成酸、醇、酚、酮類化合物，造成飽和烴減少、非烴和瀝青質(zhì)增多，從而使原油品質(zhì)變差的過程，這一過程往往發(fā)生在淺層[22]。實(shí)驗(yàn)研究表明，芳香烴生物標(biāo)志化合物中的菲和甲基菲受氧化作用影響明顯，但受其他因素影響差[23]。從曹妃甸6-4油田不同層位原油樣品的芳香烴GC-MS分析可知(表2)，淺層明下段、館陶組原油樣品中菲和甲基菲的譜峰面積值小、含量低，而東三段、東二下段原油樣品中菲和甲基菲的譜峰面積值大、含量高，說明該區(qū)淺層原油遭受氧化作用的影響較強(qiáng)，而較深層原油遭受氧化作用的影響較弱。

4 原油充注及稠化過程

本次研究中，利用26張包裹體照片獲得的144個(gè)顯微測(cè)溫樣本點(diǎn)，在埋藏史和熱史恢復(fù)的基礎(chǔ)上，將與油包裹體共生的含烴鹽水包裹體所檢測(cè)的均一溫度投影到曹妃甸6-4油田埋藏史-熱演化史圖上(圖4)，并綜合流體包裹體巖相學(xué)特征分析(圖5)，認(rèn)為該區(qū)古近系為2期充注成藏，且以第2期為主，而新近系為1期充注成藏。

圖4 曹妃甸6-4油田埋藏史-熱演化史圖

(a)第1期重質(zhì)油包裹體單偏光照片，深褐色，沿石英次生加大邊成帶分布，C-1井，東三段，3 020 m；(b)第2期輕質(zhì)油包裹體單偏光照片，淡黃色，沿切穿石英顆粒的微裂隙成帶分布，C-1井，東二下段，2 555 m；(c)照片b的熒光照片，黃色；(d)第2期輕質(zhì)油包裹體單偏光照片，淡黃色，長(zhǎng)石顆粒溶蝕孔內(nèi)呈孤立狀分布，C-1井，東二下段，2 474 m；(e)照片d的熒光照片，綠色；(f)第3期中質(zhì)油包裹體單偏光照片，黃褐色，沿切穿石英顆粒的微裂隙成帶分布，C-7井，館陶組，1 778 m；(g)照片f的熒光照片，黃色；(h)第3期重質(zhì)油包裹體單偏光照片，深褐色，沿切穿石英顆粒的微裂隙成帶分布，C-1井，明下段，1 631 m；(i)第3期重質(zhì)油包裹體單偏光照片，深褐色，沿切穿石英顆粒的微裂隙成帶分布，C-7井，明下段，1 785 m。

1)古近系東營(yíng)組第1幕次充注成藏(圖5a)：為7.5～5.0 Ma(明下段沉積中期—末期)，油包裹體發(fā)育于石英次生顆粒成巖次生加大早中期，發(fā)育豐度偏低(GOI為1%±)，大多沿石英顆粒次生加大邊呈線狀或成帶分布；包裹體液烴單偏光呈深褐色、灰褐色，為小規(guī)模排烴條件下在成巖早期捕獲的少量低熟重質(zhì)油充注結(jié)果；檢測(cè)與其共生的含烴鹽水包裹體均一溫度為64～95 ℃，僅在古近系東營(yíng)組見到。

2) 古近系東營(yíng)組第2幕次充注成藏(圖5b～5e)：為5.0～0 Ma(明下段沉積末期—現(xiàn)今)，油包裹體發(fā)育于石英顆粒成巖次生加大期以后，發(fā)育豐度較高(GOI為5%±)，大多沿切穿石英顆粒的微裂隙呈孤立狀或成帶分布，或由于溶蝕成因而呈孤立狀分布于長(zhǎng)石顆粒中；包裹體液烴單偏光呈淡黃色、黃色，顯示綠色、黃綠色、黃色熒光，為成熟度高的輕質(zhì)油充注結(jié)果；檢測(cè)與其共生的含烴鹽水包裹體均一溫度為75～120 ℃，僅在古近系東營(yíng)組富集。

3) 新近系1期充注成藏(圖5f～i)：為2.4～0 Ma(明上段沉積末期—現(xiàn)今)，油包裹體發(fā)育于石英顆粒成巖次生加大期以后，發(fā)育豐度中等(GOI為3%±)，大多沿切穿石英顆粒的微裂隙呈線狀或成帶分布；包裹體液烴單偏光呈灰褐色、深褐色，為中質(zhì)、重質(zhì)油充注結(jié)果；檢測(cè)與其共生的含烴鹽水包裹體均一溫度為58～81 ℃，僅在新近系館陶組、明下段富集。分析認(rèn)為，在明化鎮(zhèn)組沉積末期新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用下，石南一號(hào)邊界斷層及次生斷層被活化，當(dāng)斷層活動(dòng)速率大于25 m/Ma時(shí)，古近系東營(yíng)組油藏被破壞[6-7]，原油向淺層新近系館陶組、明下段運(yùn)移成藏，并且在從深層向淺層的運(yùn)移成藏過程中經(jīng)歷了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造，使得流體包裹體顏色逐漸加深，原油品質(zhì)逐漸變差，從而形成了館陶組中質(zhì)油藏和明下段重質(zhì)油藏。

5 結(jié)論

1) 曹妃甸6-4油田原油物性在縱向分布上具有很大的差異性，主要表現(xiàn)為原油品質(zhì)隨著地層埋深的增加而逐漸變好，其中東三段和東二下段為輕質(zhì)油藏，館陶組為中質(zhì)油藏，明下段為重質(zhì)油藏。

2) 曹妃甸6-4油田不同含油層位的原油均源自于同一套成熟烴源巖，因此造成原油物性在縱向上差異分布的主要原因是油氣運(yùn)移成藏過程中經(jīng)歷了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造。

3) 曹妃甸6-4油田古近系東營(yíng)組油藏為2期充注成藏(第1幕次充注少量低熟重質(zhì)油，第2幕次充注成熟度高的輕質(zhì)油)，且以第2期為主；而新近系油藏為1期充注成藏，即在明化鎮(zhèn)組沉積末期新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用下，東營(yíng)組油藏被破壞，原油向淺層館陶組、明下段運(yùn)移成藏，并且在運(yùn)移成藏過程中經(jīng)歷了微生物降解、水洗和氧化作用等次生改造，使得原油品質(zhì)逐漸變差，從而形成了館陶組中質(zhì)油藏和明下段重質(zhì)油藏。