南堡35-2稠油油田油品主控因素及分布规律

王飞龙，杨 波，燕 歌，张 友，王 瑞

(1.中海石油(中国)天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津塘沽 300452；2.海洋石油工程股份有限公司)

南堡35-2稠油油田油品主控因素及分布规律

王飞龙1，杨 波1，燕 歌1，张 友1，王 瑞2

(1.中海石油(中国)天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津塘沽 300452；2.海洋石油工程股份有限公司)

随着南堡35-2稠油油田开发的深入，油品性质在平面上、纵向上有较大幅度的变化，对增产措施的选择产生不同程度的影响；为找出造成这种变化的控制因素，在总结油品性质分布特征基础上，通过饱和烃色谱、族组分、地层水等分析，建立了油品性质与埋藏深度、油水界面、断层活动性、油气充注之间的关系。研究结果表明，南堡35-2油田A区油品受影响因素多、整体表现为油品性质变化较大，B区仅受边界断层和油源充注影响、油品性质整体变化不大。最后给出了油田油品性质的分布规律。

南堡35-2油田；稠油黏度；色谱分析；油品性质

1 油田基本情况

南堡35-2油田位于渤海湾中部的石臼坨凸起的西部，面积约50 km2，西南距塘沽约110 km，所处海域水深约12 m(图1)。南堡35-2油田于2005年投产，是渤海海域最早投产的稠油油田，也是渤海油田开发以来原油黏度最大的油田，原油地下黏度为519～828 mPa·s[1]。南堡35-2油田分为A、B两区(图2)。该油田古近系主要为一套陆相砾岩、砂岩和泥岩不等厚互层，厚度1 000～1 400 m，自下而上划分为馆陶组和明化镇组，明化镇组又划分为上、下两段，其中明化镇组下段和馆陶组是本区主要含油层系[2]。

图1 南堡35-2油田位置

图2 南堡35-2油田平面分布图

2 油品性质特征

南堡35-2油田油品性质主要表现为在平面上、纵向上有较大幅度的变化。原油黏度整体随着埋深增加而变小，见图3。

图3 原油黏度与深度关系

南堡35-2油田A区油质整体要比B区轻。A区油品变化较大，黏度为200～3 500 mPa·s，原油黏度和密度较为离散； B区油质整体较重，黏度基本在1 500～3 500 mPa·s之间，原油黏度和密度较为集中，整体随非烃类含量增大而增大(图4)。

图4 南堡35-2油田原油密度、黏度与非烃类关系

3 油品控制因素分析

南堡35-2油田油品性质变差的主因是原油的生物降解[3-4]及其伴随的水洗氧化，生物降解程度是影响油品性质的控制因素。

3.1 埋深变浅使油品变差

随着油层的埋深增加，油品受生物降解程度逐渐减弱[4]，从南堡35-2油田原油饱和烃色谱看，浅层原油色谱基线抬升且轻组分损失，遭受生物降解程度大，黏度也更大(图5)。这与浅层储层更接近地表、携氧量更高、更有利生物降解有关。

3.2 油水界面使油品变差

南堡35-2油田油水界面处原油整体受生物降解程度高。地层水携氧量高有助于生物降解，同时，水洗作用可以带走部分轻组分特别是芳烃轻组分，进一步稠化原油。

图5 南堡35-2油田原油饱和烃色谱

南堡35-2油田与辽河曙光油田曙一区油藏模式有一定相似性，都是在油水界面处形成沥青包壳。

3.3 断层活动使油品变差

断层发育是使生物降解复杂化的最重要因素，即断层发育是油品性质变化复杂化的最重要因素。断层活动性越强，油藏的封闭性越差，相应地层水的矿化度越低，低矿化度反映地层水与地表水交流多，加大生物降解，进而使油品性质变差。南堡35-2油田B区边界大断层活动性最强，A区小断层发育，但整体活动性较弱(图2)。从南堡35-2油田地层水分析表明：B区地层水矿化度较低，为1 477 mg/L；A区南部矿化度中等，为3 394 mg/L；A区北部矿化度较高，为4 855 mg/L。油品性质与矿化度相关性较强，B区原油物性最差、A区北部次之、A区南部最好。

3.4 原油充注使油品变好

原油充注并不能减弱生物降解程度，但可以不断补充稀油，从而稀释已经遭受降解的原油，进而降低原油物性。从原油饱和烃色谱上可以看出，南堡35-2油田原油二次充注特征明显[4](图5)，而油藏的充注方向是从南到北，而实际上，无论B区还是A区，油品性质都是从南到北逐渐变差(图2)。

4 油品分布规律

根据上述控制油品性质变化的四大因素，将南堡35-2油田A、B区根据油品性质进行区带划分：B区因断层发育情况简单，只发育边界大断层，因此，油品性质变化相对较弱；A区断层发育复杂，发育了大量小断层，因此，油品性质整体变化较大。

A区以油品黏度1 000 mPa·s为界分为南、北两区，南部因断层复杂黏度分布范围为100～1 000 mPa·s，北部黏度基本为1 000～2 000 mPa·s，最高25 00 mPa·s。B区以2 000 mPa·s为界分为南、北两区，南部黏度最低至1 500 mPa·s以下，北部黏度基本为2 000～3 000 mPa·s，最高黏度可达4 000 mPa·s以上，见图6。

图6 南堡35-2油田B区黏度分区

5 结论

(1)南堡35-2油田油品物性纵向和横向剧烈变化，与埋深大小、油水界面、断层活动、原油充注关系密切，埋深越小、离油水界面越近、断层活动性越强、离油源越远，油品性质越差。

(2)南堡35-2油田A区油品受影响因素多，因此整体表现为油品性质变化较大；B区仅受边界断层和油源充注影响，因此油品性质整体变化不大。

[1] 黄颖辉，刘东，张风义.南堡35-2南区特稠油油田弱凝胶提高采收率探讨[J]．石油地质与工程，2012，26(2)：122-124．

[2] 杨玉卿，田洪，孟 杰，等.渤海湾中部南堡35-2地区新第三系河流沉积及油气勘探意义[J]．古地理学报，2001，4(3)：77-84.

[3] Peters K E，Moldowan J M．Effects of source，thermal maturity，and biodegradation on the distribution and isomerization of homohopanes in petroleum[J]．Organic geochemistry，1991，17(1)：47-61．

[4] 彼得斯,莫尔多万.生物标记化合物指南——古代沉积物和石油中分子化石的解释[M].北京:石油工业出版社,1995：79-156.

[5] 郭永华,周心怀，李建平，等．渤海海域新近系稠油油藏原油特征及形成机制[J]．石油与天然气地质，2010，31(3)：375-380.

编辑：李金华

1673-8217(2015)02-0095-003

2014-10-21

王飞龙，工程师，硕士，1981年生，2007年毕业于西北大学地质系，目前从事地化成藏专业研究工作。

国家科技重大专项“渤海海域大中型油气田地质特征”(2011ZX05023-006-002)资助。

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