委内瑞拉奥里诺科重油带油藏特征及开发潜力

侯 君，戴国汗，危 杰，肖 毅，徐学品

(中国石化集团 国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

委内瑞拉奥里诺科重油带油藏特征及开发潜力

侯 君，戴国汗，危 杰，肖 毅，徐学品

(中国石化集团 国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

奥里诺科重油带位于东委内瑞拉盆地南部斜坡带，总面积55 000 km2。重油带油藏埋深350～1 200 m，储层主要为渐新统和中新统未固结砂岩，平均孔隙度33.4%，平均渗透率4 760×10-3μm2；油层温度40～55 ℃；油藏压力为常压；超重油重度为7.5°～9° API，原地黏度介于1 000～6 000 cp；油藏有效厚度为6～120 m左右；探明原始地质储量11 220×108bbl，可采储量2 600×108bbl。重油带共有5个开发区块，日产油量约72×104bbl，已形成一套经济可行的开发技术系列。重油带开发区块动用的可采储量仅占重油带可采储量的3%左右，尚具有巨大的勘探开发潜力。

重油；可采储量；油藏特征；开发潜力；奥里诺科重油带；委内瑞拉

1 区域地质背景

东委内瑞拉盆地为一大型东西走向北倾不对称前陆盆地，北以作为南美洲板块与加勒比板块接触界线的El Pilar走滑断层为界，南至圭亚那(Guyana)地盾，西以El Bauh隆起与Barinas-Apure盆地相隔，东延至大西洋大陆坡，盆地面积约165 000 km2。URICA-ANOCA断层将东委内瑞拉盆地分为马图林次盆地(Maturin Subbasin)和瓜里科次盆地(Guarico Subbasin)。马图林次盆地构造走向近东西向，瓜里科次盆地构造走向线近北东—南西向。按盆地现今的构造特征与应力分布，可以分为北部逆冲造山带，中部逆冲褶皱带和南部拉张单斜带(图1)。

东委内瑞拉盆地形成与南美洲板块北缘的发展演化密切相关。东委内瑞拉盆地经历了古生代—三叠纪前裂谷期、侏罗纪裂谷期、白垩纪—古近纪被动大陆边缘期及新近纪以来的逆冲造山前陆盆地期；沉积充填了三叠系—侏罗系陆内红层、火山岩及蒸发岩，白垩系—始新统海相、陆相碎屑岩、页岩及少量碳酸盐岩，渐新统—现今的海相、陆相碎屑岩、页岩。自1931年以来盆地内共完成油田探井1 300口及其他类型的探井7 000口，发现335个油气田，主体部位勘探趋于成熟。加上奥里诺科超重油储量，盆地石油可采储量超过3 000×108bbl，是一个巨型含油气盆地。

图1 东委内瑞拉盆地构造纲要、奥里诺科重油带位置及剖面示意

1.1 烃源岩

盆地主力烃源岩为上白垩统Guayuta群(Querecual组、San Antonio组及同时代的Tigre组部分)，主要见于盆地北部地区的褶皱造山带和逆冲褶皱带，盆地南部缺失，厚度大于500 m。Querecual组中的碳酸盐岩和页岩都为极好的烃源岩，非定形物质达85%，总有机碳含量界于0.25%～6.6%，生烃潜力达到5 mg/g；盆地北部达到过成熟，盆地南部低成熟。中新统Carapita组零星分布的页岩也可以成为烃源岩，有机质类型为以陆相为主的混合型，其平均有机碳含量达2%，生烃潜力达2～5 mg/g，主要分布于盆地中南部未强烈变形的地区(图1)。

东委内瑞拉盆地Guayuta群烃源岩成熟演化受控于盆地的发展演化，表现出分带性和分时性；被动大陆边缘期的持续缓慢埋藏阶段和前陆盆地期的快速埋藏阶段， Guayuta烃源岩呈条带状由西北向东南逐渐成熟。

1.2 储盖层

盆地有多套油气储集层，主要的储集层有：Tigre组中的砂岩和灰岩，Querecual组中的灰岩，San Antonio组中的砂岩，San Juan组、La Pascua组、Roblecito组、Los Jabillos组、Naricual组、Carapita组、Merecure组、Oficina组、Chaguaramas组、La Pica组及Quiriquire组砂岩(图2)。

盆地大多数盖层都是与同组储层互层的页岩、褐煤或者黏土岩。在奥里诺科重油带，纵向的封盖单元为层内页岩和上覆Freites组页岩，侧向上，上倾方向重油和沥青封堵也是重要的遮挡因素。

盆地圈闭类型多样，有构造(背斜、断块、断层等)圈闭、地层圈闭、岩性圈闭，以及地层—构造复合圈闭等。圈闭形成时间跨度大，从早白垩世—现今都有形成，但主要形成于渐新世—上新世。

1.3 油气运移

盆地油气的排出和运移始于古近纪早期，油气向EL Cantil组和Barranquin组储层排烃运移，第二阶段于早中新世初(被动大陆边缘期末)向Merecure组储层排烃和运移，进入储层的烃在同层位内由北向南运移。早中新世末东委内瑞拉盆地演化进入前陆盆地演化阶段，盆地前渊自北向南迁移，烃源快速埋深成熟、排烃，向Merecure组及Oficina组储层运移，源岩与储层的沟通通道为一系列的断层，同时进入储层的烃类于层内由北向南运移。以上几期油气运移均可由北向南长距离运移至Orinoco油田区，盆地广泛分布的“沥青”和生物降解重油即为长期运移聚集的产物。

图2 东委内瑞拉盆地地层序列及成藏组合

1.4 含油气系统

东委内瑞拉盆地存在2个含油气系统：瓜里科次盆地中的Querecual-Chaguaramas (!) 含油气系统和马图林次盆地中的Guayuta-Oficina(!) 含油气系统。

(1)瓜里科次盆地中的Querecual-Chaguaramas (!) 含油气系统：烃源岩为上白垩统Querecual组陆棚相黑色页岩、含沥青灰岩，储层为渐新统Chaguaramas组河流相、湖相砂岩，盖层为渐新统层内泥页岩，主要为构造—地层圈闭，圈闭形成于渐新世至今，烃类的生成、运移与聚集自渐新世中期至今。

(2)马图林次盆地中的Guayuta-Oficina(!) 含油气系统：烃源岩为上白垩统Guayuta群Querecual组和San Antonio组陆棚相黑色页岩、含沥青灰岩，储层为渐新统—中新统的Merecure组和Oficina组河控三角洲相极细—粗粒石英岩屑砂岩，盖层为储层同时代层内泥页岩，圈闭主要为构造—地层圈闭。

奥里诺科重油带位于东委内瑞拉盆地南部，重油带西部属Querecual-Chaguaramas (!) 含油气系统，中部—东部属Guayuta-Oficina(!) 含油气系统[1]。

2 奥里诺科重油带油藏特征

2.1 奥里诺科重油带位置及区块划分

奥里诺科重油带自西向东横跨瓜里科州、安索阿特吉州及蒙拉加斯州的南部，面积55 000 km2，是世界上规模最大的连片油藏[1]。为便于勘探开发和招投标，重油带被人为划分为Boyaca、Junin、Ayacucho、Carabobo等4个区段(图1)，共41个区块，目前已开发区块5个，新成立合资公司并准备投入开发的区块6个。

2.2 沉积构造特征

2.2.1 沉积演化与地层特征

重油带位于盆地最南端，基底为前震旦系变质岩和部分古生界弱变质岩，基底之上，区带西北部局部残留了侏罗纪的裂谷沉积层序(图3)；上白垩统在北部部分区域超覆沉积于侏罗系或基底之上，主要沉积了河流三角洲相的砂、泥岩，发育或保存不完全；第三纪前陆盆地层序进一步向南进积，主要发育河流三角洲相碎屑岩，其中渐新统超覆于白垩系或基底之上，在整个区带的中北部分布，中新统超覆于渐新统或基底之上，覆盖全区；中新统以上，新近系及第四系又间断性沉积覆盖于其上。渐新统Mere-cure组和中新统Oficina组河流三角洲相砂岩是主要的含油气层段，上中新统Freites组泥岩构成较稳定的区域性盖层，三者构成了一个由河流相为主逐渐向海相过渡的海侵沉积层序(图2)[2]。

图3 奥里诺科重油带沉积体系平面分布

2.2.2 构造特征

构造特征相对简单，基本为北倾的单斜构造，倾角0.5°～4°，局部为一系列正断层切割，受基底古地形控制，局部发育披覆背斜或鼻状构造(图2)。

据研究，位于Boyaca区段东部北东—南西走向的正断层Hato Viejo和位于Junin区东部反转断层Altamira是穿过该区的两条区域性断层。断层均为张性正断层，以北倾为主，少数南倾，走向东西向，或北北东、北北西向。断层落差一般小于150 ft，贯穿第三系并切割基底。除少数较大规模的断层外，大多数断层并不分割油气层，因而整个重油带呈现为斜坡背景上巨型整装油藏。

2.3 生储盖特征

奥里诺科重油带分属2个含油气系统，烃源岩均为上白垩统Guayuta群。自古新世开始，因推覆体导致源岩埋深突然加大，局部达到成熟而开始生烃；向南，现今前陆盆地的中北部至今仍处于生、排烃期。

储集层主要为渐新统—中新统Chaguaramas 组、Merecure组、Oficina组。近91%的超重油地质储量赋存于中新统Oficina组辫状河相、曲流河相、以及海陆过渡相碎屑岩中，其余9%见于上白垩统Temblador 群、渐新统La Pascua、Roblecito、Chaguaramas 和Merecure 组碎屑岩中。

储层发育与分布是该带重油聚集与分布的最重要控制因素。自晚白垩世开始到中新世，区带内从圭亚那高原发育的向北入海的河流十分活跃，发育多套河流与三角洲沉积体系，河流、三角洲相砂岩储层纵横叠合，连片分布 (图3)。

储层岩性为中、粗、细粒石英砂岩，未固结。根据Junin区块5口井统计,石英含量大于90%，其次为黏土和其他矿物。在黏土中主要为高岭石(90%)，其次为蒙脱石和伊—蒙混层。

储层埋深500～5 000 ft，相同层位储层由南向北埋深增大。岩心分析孔隙度分布在25%～41%，平均值33.4%；渗透率分布在(2 180～19 620)×10-3μm2，平均值4 760×10-3μm2。

重油带分布全区的主要盖层为各含油层段中的互层泥岩(图3)，Ayacucho区段东部及Carabobo区段Freites组泥岩稳定分布，可作为区域盖层。此外，储层段中高度生物降解和水洗氧化的固化沥青也可对油气运移形成有效的遮挡而成藏[2]。

2.4 成藏机制及油藏类型

重油带圈闭类型主要为上超于前寒武系结晶基底之上的碎屑岩岩性圈闭或构造—岩性圈闭，封堵要素包括上覆泥岩、砂岩侧向尖灭以及上倾方向沥青封堵等。

重油带分布在盆地南部斜坡带的最高边缘部位，来自盆地北部的油气，在经历了数十千米的长距离侧向运移后，大规模充注到盆地边缘的上白垩统—中新统河流—三角洲相未固结砂岩中。在南缘，因轻质组分的散失和生物降解、水洗氧化作用形成沥青塞，与层内泥岩和上覆区域性泥岩盖层形成联合封堵，形成了规模巨大的构造—岩性重油油藏，叠片含油面积超过50 000 km2。

奥里诺科重油带除在北部边缘见底、边水外，主体部位油藏类型为无边、底水的地层—岩性或构造—岩性复合超重油砂岩油藏。

2.5 重油分布及主控因素

通过数轮勘探与研究表明，在重油带主体部位，重油分布主要受砂岩储层发育程度的控制。因此，沉积相展布对区内的油气展布具有主要的控制作用。重油带全区油层有效厚度分布从20 ft到大于400 ft(图4)，油气分布不均匀，其中，Carabobo、Junin区域相对较发育，储量规模大，而Ayacucho和Boyaca区域相对较小。

图4 奥里诺科重油带重油层有效厚度分布

在重油带北部广泛存在油水同层、含油层与含水层交替出现的现象；在西部和南部的局部区域，受淡水侵入的影响，出现油水同层乃至油水倒置，对有效油层分布可造成一定影响，并可能导致重油开发技术难度增加；部分断距较大的断层，对油层分布及开发也可造成一定影响[3]。

2.6 重油特性及变化趋势

重油带重油特性受油藏埋深、温度、压力以及重油组分和溶解气含量等因素的控制。据统计，重油带油层埋深在350～1 200 m之间，油层温度40～55 ℃，油藏压力系统为常压。超重油组分特征为：沥青质13%～22%，硫3.5%～5.4%，矾(60～1 100) ×10-6。溶解气含量平均2 m3/m3(气/油)，由南向北、由浅到深溶解气含量增高[2]。

重油带稠油重度主要分布范围为7.5°～9°API。平面上，重度平均分布趋势基本上沿等深线走向平行展布，由盆地向圭亚那高地重度值减小；垂向上由深而浅，重度值也趋于变小。造成的原因主要有两方面：一是油气由盆地向边缘运移过程中，轻烃逐渐损失，油藏埋深浅的区域轻烃损失多，埋深大的区域保存好；二是在埋藏较浅部位，降解和水洗氧化作用加剧。

奥里诺科重油带的勘探和开发表明，该区超重油具有相对较好的可流动性，同等重度的重油，其黏度比加拿大阿尔贝达盆地重油小一个数量级。该区超重油原地黏度主要在1 000～6 000 cp之间，对温度和溶解气含量敏感。黏度分布趋势与重度分布趋势相似。

2.7 重油带超重油储量及分布

2005年启动的奥里诺科重油带储量计算与认证工程，历时近6年，在重油带主体部位划分出36个区块，共施工新的二维地震勘探3 800 km2，新探井146口，取心近3 000 m[3]。结合前期积累的资料，按区块重新进行了储量估算，已开发区块和新一轮储量计算基本落实的原始地质储量为11 220×108bbl，可采储量2 600×108bbl。其中原始地质储量Boyaca区段2 470×108bbl，Junin区段4 276×108bbl，Ayacucho区段2 164×108bbl，Carabobo区段2 250×108bbl。新区块可采储量按区块分布如图5。

3 重油带开发现状及开发潜力

3.1 重油带开发现状

1995年，委内瑞拉与埃克森美孚等6家国际石油公司签订租让协议，对重油带4个区块进行开发。1996-1999年各项目陆续完成三维地震勘探以及数百口评价井的钻探，同期在加勒比海沿岸的Jose进行改质厂建设，2000-2003年相继投产。现重油带共有开发区块5个，总产量约72×104bbl/d。这些区块动用的可采储量总计约80×108bbl，仅占重油带可采储量的3%左右。各生产区块采用的技术系列类似：(1)通过三维地震和加密评价井(直井+斜井)，对油藏进行精细描述；(2)根据含油层的展布，打水平井网，筛管完井冷采；(3)螺杆泵抽吸；(4)井口以石脑油掺稀，经中心处理站处理后，远输约200 km至Jose改质厂，超重油改质成16°～32°API合成油外销，石脑油回收循环使用于油田掺稀。

3.2 重油带新项目合作动态及整体开发潜力

在新一轮储量计算和认证逐渐完成后，通过谈判已成立合资公司5个，通过招标成立合资公司2个，各合资公司权益构成及预期产量如表1。

图5 奥里诺科重油带超重油原始地质储量分布

合资公司权益构成合同采出量/108bbl峰值日产量/104bblPetroindepen⁃dencia PDVSA60%，Chevron34%，Mitsubishi2．5%，Inpex2．5%，Suelopetrol1%3140Petrocarabobo PDVSA60%，Repsol11%，Petronas11%，ONGC11%，IOC3．5%，OIL3．5%3140Carabobo2 PDVSA60%，Rosneft40%3140Petromacareo PDVSA60%，PetroViet⁃nam40%1520Petrourica PDVSA60%，CNPC40%3140Petrojunín PDVSA60%，ENI40%1624Petromiranda PDVSA60%，Rosneft8%， Gazprom8%，Lukoil8%， TNK-BP8%，Surgutneft8%3145总计186259

以上合资公司计划采出的超重油总量达186×108bbl，约占重油带可采储量的7%。各项目在2015年前将陆续达到峰值产量，总计达259×104bbl/d，从而将使委内瑞拉的原油产量在现有基础上增加一倍。

综上所述，已生产区块加上新合同区块在合同期的预期开采量，仅占整个重油带可采储量的10%左右，因此，在目前的经济技术条件下，奥里诺科重油带还具有巨大的开发空间。

新技术的运用将进一步提高奥里诺科重油带的开发前景。蒸汽吞吐及蒸汽驱开采在重油带及邻近油田有成功实例，部分油藏能满足出砂冷采和SAGD热采等的要求。目前可采储量估算所采用的采收率平均为20%，一些国际评估机构认为，通过采用提高采收率技术，奥里诺科重油带的采收率有望达到40%，相应其可采储量将达到5 200×108bbl。以11×108bbl/a 的开采速度计算，重油带可持续开采至少230 a，应用新技术可持续开采460 a[4]。

4 结论

奥里诺科重油带是世界上规模最大的重油富集带，其超重油储量远超世界上其他巨型油田。前期的开发已形成相对成熟的技术系列，但总体开发程度极低，整个重油带仍具有巨大的勘探开发空间，在未来的国际能源供应中将占有非常重要的战略地位。

[1] Maniki Talwali.The Orinoco heavy oil belt in Venezuela[M]. The James A: Baker III Institute for Public Policy of Rice University,2007.

[2] Uzicategui E.Reservoir Characterization and exploitation scheme in the Orinoco Oil Belt,SPE 69698[R].2001.

[3] Trebolle R L.The Orinoco heavy oil belt pilot projects and deve-lopment strategy, SPE 25798[R].1993.

[4] Gipson L.J.Hamaca heavy oil project:Lessons learned and an evolving development strategy,SPE/Petroleum Society of CIM/CHOA 78990[R].2002.

(编辑 徐文明)

Reservoir characterization and exploitation potential in Orinoco heavy oil belt in Venezuela

Hou Jun, Dai Guohan, Wei Jie, Xiao Yi, Xu Xuepin

(SINOPECInternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation,Beijing100083,China)

The Orinoco heavy oil belt is on the southern slope of the Eastern Venezuela Basin, with an area of 55 000 km2. The heavy oil reservoirs were buried 350-1 200 m deep. The unconsolidated sandstones in Oligocene and Miocene worked as the main reservoirs, with the average porosity and permeability of 33.4% and 4 760×10-3μm2, respectively. Reservoir temperature is 40-55 ℃. Reservoir pressure coefficient is about 1. Super heavy oil API is 7.5 °-9 °. Situ viscosity is 1 000- 6 000 cP. Reservoir effective thickness is 6-120 m. The original proven geologic reserve is 11 220×108bbl, and the recoverable reserve is 2 600×108bbl. There are five heavy oil developing blocks with daily oil production of about 72 ×104bbl. A set of economic and feasible developing technology series has been formed. The recoverable reserve of the developing blocks is about 3% of the total recoverable reserves of heavy oil belt, showing great exploration potentials.

heavy oil; recoverable reserves; reservoir characterization; exploitation potential; Orinoco heavy oil belt; Venezuela

1001-6112(2014)06-0725-06

10.11781/sysydz201406725

2013-02-06；

2014-11-05。

侯君(1968—)，女，博士研究生，高级工程师，从事油气田开发工作。E-mail: jhou.sipc@sinopec.com。

中国石油化工集团委托项目“南美重点盆地油气分布规律及勘探选区研究”(JP08014)资助。

TE122.3

A