渤海蓬莱20-2油田原油物性差异及成因

岳军培, 刘朋波, 王广源, 朱勇超, 苏 凯, 赵 婧

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459)

位于渤海东部海域庙西南凸起之上的蓬莱20-2油田，是近年来在庙西南地区首次发现的中型油田。该油田油气主要集中在新近系馆陶组，原油物性整体较差，不同井区的油品性质存在一定的差异，但对其物性差异成因目前尚无系统研究。原油物性研究对于油气田勘探开发具有重要意义，原油物性分布规律和差异机制严重制约了油田开发方式的选择和注采关系的调整[1-4]。本文基于油田基本地质条件，利用大量原油样品的实验数据，通过原油物性分析和饱和烃气相色谱、饱和烃质谱等地球化学方法和成藏综合分析的方法，对原油物性分布规律和差异成因展开研究，揭示导致物性差异的成因机制，为类似靠边缘凹陷供烃的凸起稠油区寻找“轻油”提供新的勘探思路。

1 区域地质概况

蓬莱20-2油田位于渤海东部海域庙西南凸起的西南端，其北邻庙西北洼、渤东凹陷，南邻庙西南洼，西与蓬莱19-25油田群相望。该油田整体受北北东向走滑断层和近东西向正断层共同控制，是在晚期断层改造作用基础上形成的复杂断块型油气田[5-6]。油田中部被北北东向走滑断裂所分割，走滑断层以东地区为油田东区(A井区)，走滑断层以西地区为北区(B和C井区)和南区(D、E和F井区)(图1)。

图1 蓬莱20-2油田区域构造位置和馆陶组中部含油面积图Fig.1 Tectonic location and oil-bearing area of the middle part of Guantao Formation in Penglai 20-2 oilfield

钻井和地震资料揭示，该油田地层自下而上发育元古界、古近系东营组、新近系馆陶组和明化镇组以及第四系平原组。其中馆陶组是油田主要成藏层系，整体埋藏较浅(900～1 380 m)，为浅水辫状河三角洲沉积，发育的砂体普遍较薄，频繁砂泥岩互层组成了良好的储盖组合[7]。

2 原油特征

蓬莱20-2油田埋藏浅，原油普遍遭受生物降解，正构烷烃不完整，原油物性整体较差，但油田各区在原油物性特征和地球化学特征方面存在一定差异。本次研究的原油样品源自油田区9个FET取样和地层测试取样，样品深度主要集中在 1 013～1 322 m，分别对各个样品进行原油物性分析和饱和烃色谱-质谱分析。

2.1 原油物性特征

原油物性分析结果表明(表1)，蓬莱20-2油田原油相对密度(ρ)为0.959～0.991 g/cm3，均值为0.974 g/cm3；黏度(η)为775～14 485 mPa·s，均值为 3 256 mPa·s。根据石油天然气行业和中国海洋石油总公司的标准[8-9](原油黏度>50 mPa·s且密度≥0.920 g/cm3为稠油)，蓬莱20-2油田原油属于稠油。另外，含硫量(质量分数)为0.27%～0.42%，均值为0.32%；含蜡量(质量分数)为1.9%～6.6%，均值为3.27%；凝固点温度为-7～11℃：整体上具有“高密度、高黏度、低含硫、低含蜡和低凝固点”的特征。

虽然研究区原油密度分布范围比较集中，但黏度仍有较大的差异，导致不同井区的测试产能具有明显的差异。油田东区的A井和北区的B井，地层测试层段相近，测试深度分别为 1 062～1 075 m和 1 056～1 087 m，折算日产油均为29 m3左右。而南区E井在 1 065～1 117 m段测试折算日产油高达45 m3，高于前者，其直观原因是E井原油物性(密度0.961 g/cm3，黏度943.8 mPa·s)优于A井和B井(密度0.974～0.983 g/cm3，黏度 1 775～1 937 mPa·s)。此外，从同层段(1～1.3 km)的原油物性比较结果来看(表1)，南区(平均密度0.968 g/cm3，黏度 1 917 mPa·s)明显优于北区(平均密度0.978 g/cm3，黏度 4 323 mPa·s)，略优于东区(密度0.974 g/cm3，黏度 1 937 mPa·s)。综上所述，蓬莱20-2油田的原油物性在平面上具有“南区优于北区和东区”的分布规律。

表1 蓬莱20-2油田原油物性与族组分Table 1 Physical property analysis and group component analysis of crude oil in Penglai 20-2 oilfield

2.2 原油地球化学特征

蓬莱20-2油田原油族组分结果显示(表1)，饱和烃的质量分数(w)较低，为20.28%～39.94%，均值为31.21%；芳烃的质量分数较高，为11.79%～24.52%，均值为20.81%；非烃含量高，质量分数为17.91%～53.77%，均值为28.65%；沥青质的质量分数较低，为0.94%～11.24%，均值为6.00%。南区与北区、东区饱和烃含量均值差别不大，但南区大分子量的芳烃的质量分数(均值为17.39%)低于北区(22.11%)和东区(24.52%)，南区饱和烃与芳烃的比值(1.72)高于北区(1.36)和东区(1.62)，沥青质的质量分数(均值4.00%)低于北区和东区(8.15%)：族组分的差异反映了烃源岩母质来源存在一定的差异[10]。

图2显示，饱和烃气相色谱基线普遍飘移，高碳数正构烷烃含量明显高于低碳数正构烷烃含量，揭示原油普遍遭受微生物降解作用[11]。除了南区最南侧的F井外，其余各井TIC图均呈现双峰型，说明油田主体区普遍发生了二次充注[11]。萜烷和甾烷抗降解能力较强，各井萜烷和甾烷色谱-质谱整体特征相似：伽马蜡烷含量相对较高(伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.11～0.29)；C27甾烷>C29甾烷>C28甾烷，呈不对称“V”形或“L”形分布；4-甲基甾烷含量中等-高(4-甲基甾烷/C29甾烷比值在0.17～0.35之间)。但不同钻井的萜烷和甾烷谱图也存在一定的差异，最南区的F井伽马蜡烷含量相对最低(伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.11)，4-甲基甾烷含量最高(4-甲基甾烷/C29甾烷比值为0.35)，而北区B井(伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.26，4-甲基甾烷/C29甾烷比值为0.29)和东区A井(伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.29，4-甲基甾烷/C29甾烷比值为0.17)正好相反，伽马蜡烷含量相对最高，4-甲基含量相对最最低(图2)。

Ts/Tm、C29ββ/(ββ+αα)及ααC29S型/(S+R型)均是评价成熟度的有效参数[11-12]。南区D井(Ts/Tm为0.80)、E井(Ts/Tm为0.89)和F井(Ts/Tm为0.65)的Ts/Tm均小于1。图3显示，这3口井的甾烷异构化参数主要分布于低成熟区，而北区B井(Ts/Tm为1.00)和C井(Ts/Tm为1.00)及东区A井(Ts/Tm为2.16)原油的Ts/Tm≥1，相应的甾烷异构化参数主要分布在成熟区(图2和图3)，说明南区原油的成熟度普遍低于北区和东区。

图3 蓬莱20-2油田原油甾烷成熟度判别Fig.3 Sterane maturity discrimination of crude oil from Penglai 20-2 oilfield(作图方法据陈建平等[13])

3 原油物性的成因分析

前人对原油物性差异成因的解释通常有以下几方面[1-2,13-15]：①不同油源形成的原油物性各不相同，烃源岩成熟度的高低与原油中的轻质组分呈正相关，烃源岩成熟度越高，原油物性越好；②伴随油气运移距离的增加，原油中的轻质组分溢散，重质组分保留，导致原油的黏度与密度不断增大；③油藏保存条件决定了原油是否遭受生物降解、水洗氧化等次生变化。

对比饱和烃色谱基线明显飘移的降解现象，认为次生变化的影响远远大于距离效应的影响。此外，钻井揭示油田主体区油层连续200多米未见水，且渤海油气主成藏期较晚(8 Ma B.P.)[16]，排除了水洗氧化次生变化的影响。因此，本文从油源与油藏保存条件(生物降解)两方面对原油物性成因进行分析。

3.1 油源分析

蓬莱20-2油田三面环洼，前人已对该区进行了详细的油源对比，认为周缘的渤东凹陷、庙西北洼和庙西南洼均对其有贡献[11]。目前，渤海边缘凹陷的勘探程度依然不高，在缺乏凹陷内部烃源岩分析资料的情况下，借用油源明确的蓬莱13-2油田、蓬莱15-2油田和蓬莱25-6油田的原油特征分别代表不同凹陷(洼陷)烃源岩的特征(图3)。其中最典型的特征是蓬莱25-6油田的原油成熟度低(原油属于未熟-低成熟油)，伽马蜡烷含量低(伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.07～0.09)，4-甲基甾烷含量高(4-甲基甾烷/C29甾烷比值为0.55～0.58)，原油主要来自油田区及邻近的庙西南洼沙三段烃源岩[5,11,17]；蓬莱13-2油田位于渤东凹陷，凹陷埋藏较深，有机质演化程度高，其原油以4-甲基甾烷含量中等(4-甲基甾烷/C30藿烷比值为0.20)、伽马蜡烷含量中等(伽马蜡烷/C29甾烷比值为0.30)为特征，主要来自渤东凹陷的沙三段烃源岩的贡献[11]；蓬莱15-2油田位于庙西北凸起陡坡带，紧邻庙西北洼，前人研究认为其原油主要来自庙西北洼沙一段烃源岩贡献，烃源岩成熟度高，伽马蜡烷含量高(伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.29)，4-甲基甾烷含量低(4-甲基甾烷/C29甾烷比值为0.16)[11,18]。

根据前文论述的蓬莱20-2油田原油地球化学特征，东区原油以“成熟度高、伽马蜡烷含量相对最高、4-甲基甾烷相对最低”为特征，与蓬莱15-2原油特征相似，原油主要来自庙西北洼高成熟的沙一段烃源岩贡献；北区原油以“成熟度高、伽马蜡烷含量中高、4-甲基甾烷含量中等”为特征，与蓬莱13-2原油特征相似，原油主要来自渤东凹陷高成熟度的沙三段烃源岩贡献；南区原油以“成熟度相对最低、伽马蜡烷含量低、4-甲基甾烷含量高”为特征，与蓬莱25-6油田原油特征相似，主要来自庙西南洼成熟度较低的沙三段烃源岩贡献。在没有后期次生改造的情况下，原油物性本应随油源成熟度的增大而变优。然而蓬莱20-2油田的原油物性正好相反，北区和东区的油源成熟度较高，原油物性却较差；南区的油源成熟度较低，反而原油物性较好。可以认为油源的不同只是导致蓬莱20-2油田原油物性差异的表层原因，原油物性差异应该另有深层原因。

3.2 次生变化：生物降解

生物降解作用是原油中比较普遍的一种后期变化，全球石油多数都遭受过生物降解，多数情况下认为对原油的物性起着负面的影响[19]。随着高温气相色谱的发展，有学者发现生物降解的原油中，高碳数正构烷烃含量很高。为探其成因，国内外均有学者[20-22]通过对烷烃的微生物降解实验，发现正构烷烃(C28+)的生物降解速率随着碳数的增长而降低，证实了原油中大分子量烷烃(C28+)的立体位阻效应阻碍了微生物对原油的降解作用(图4)。

由于蜡的成分主要为较高碳数的烷烃(包括正构烷烃、异构烷烃和环烷烃)，其含量与原油中蜡含量具有正相关关系[22-24]。原油中含蜡量越高，抗降解组分越丰富，原油则愈难遭受次生变化的影响，因而原油密度与黏度均较低。通过对渤海油田凸起区的原油组分和物性进行大量的统计分析，认为原油密度和黏度随蜡含量的增加先降低后稳定(图5)，大分子量烷烃(蜡)具有一定抗降解能力的认识可以较合理地解释这一现象，同时这一认识在渤海曹妃甸6-1和千米桥地区均得到印证[22,25]。蓬莱20-2油田南区相比北区和东区含蜡量高，较高含量的蜡使得南区原油抗降解的能力更强，原油物性更好(密度、黏度更低)。

原油的生物降解程度与酸值之间具有明显的正相关关系[26-28]。蓬莱20-2油田南区酸值(质量分数)为1.36‰～4.64‰，均值为3.33‰；北区和东区的酸值为2.68‰～6.19‰，均值为5.01‰(表1)：南区降解程度比北区和东区低。因此，认为蜡(大分子量烷烃)的抗降解能力是影响蓬莱20-2油田原油物性的深层原因。

图4 生物降解实验下烷烃的高温气相色谱Fig.4 HT gas chromatograms of aliphatic fraction under biodegradation experiment(据D.J.Heath等[21]修改)

图5 渤海油田凸起区原油物性与含蜡量的关系Fig.5 Relationship between crude oil properties and wax content in the uplift section of Bohai oilfield数据来源于渤海油田凸起区70口探井原油物性数据

图6 庙西南洼干酪根类型和有机质丰度图Fig.6 Kerogen type and organic matter abundance in southwestern Miaoxi Sag

3.3 高蜡油成因

既然蜡组分的抗降解能力对原油物性有影响，那么对高蜡原油有利发育条件的探讨显得也十分有意义。已有学者[23-24]证实了低等水生生物和藻类中的藻质素作为先体母质能够提供丰富的蜡，庙西南洼干酪根类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主，而且有机质丰度高，沙河街组有机碳质量分数(wTOC)普遍大于2%，最高达3.23%，为高蜡油的形成提供了丰富的母质条件(图6)。谢文彦等[29]对大民屯高蜡油成因研究后认为，微生物改造利于形成高蜡油，规则甾烷/藿烷的比值低能够反映微生物改造的作用较强，代表庙西南洼烃源岩的蓬莱25-6油田规则甾烷/17α-藿烷介于0.56～0.80之间，说明庙西南洼烃源岩也经历了较强的微生物改造作用；此外，E.W.Tegelaar等[30]通过一系列的热模拟实验证实了低温条件下有机质的产物中蜡含量高。较低的热演化是高蜡油生成和保存的关键，庙西南洼的热演化程度低，相邻的PL25-6-M井沙河街组泥岩Ro值为0.3%～0.7%，较低的热演化程度为蓬莱20-2油田南区高含蜡量原油提供了有利的条件。因此，本文认为热演化程度较低、藻类来源丰富的烃源岩有利于高蜡油的形成，可围绕低熟富烃凹陷寻找“轻油”，能够为凸起构造稠油降解区的勘探和开发提供新的思路。

4 结 论

a.蓬莱20-2油田原油整体上具有高密度、高黏度、低硫、低蜡和低凝固点的特征。平面上具有南区原油物性优于北区和东区的特征。南区原油的成熟度普遍较低，原油来源于庙西南洼沙三段烃源岩贡献；北区和东区原油成熟度相对较高，分别主要来源于渤东凹陷沙三段和庙西北洼沙一段烃源岩贡献。

b.南区原油物性优于北区和东区的主要原因是蜡组分的影响。南区原油中的蜡含量相对较高，抗降解组分相对丰富，蜡组分较强的抗降解能力在原油普遍降解的情况下起了积极的保护作用，导致南区原油遭受次生变化影响相对较小，原油物性相对较优。

c.热演化程度较低、藻类来源丰富的富烃凹陷是高蜡油形成的有利条件，围绕低熟富烃凹陷寻找“轻油”，能够为凸起构造稠油降解区的勘探和开发提供新的思路。