开鲁盆地陆东凹陷稠油成因分析

周约如

( 中国石油辽河油田分公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010 )

0 引言

全球有60多个国家或地区具有稠油资源，稠油、沥青砂等非常规油气资源储量巨大[1]。加拿大西部盆地下白垩统砂岩和古生界碳酸盐岩中的稠油、沥青砂总资源量为2.664×1011m3[1]。中国塔里木盆地志留系沥青砂广泛分布，面积约为2.490×109m3；渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带、南部斜坡带、渤海油田稠油资源量均超亿吨级；辽河坳陷已建成中国最大稠重油生产基地，稠油探明储量约为1.027×109t[1-3]。开鲁盆地陆东凹陷多口井资料显示存在稠油油藏，稠油具有低熟油特征，存在生成原生稠油的可能，部分稠油具有次生稠油特征。稠油分布规律认识的无序性和稠油成因的不确定性，制约该区资源量评价和油气勘探开发进程。

稠油是指在原始油层温度下，脱气原油黏度为(1～100)×102mPa·s，或在温度为15.6 ℃及压力为1标准大气压下，密度为0.934～1.000 g/cm3；黏度大于100×102mPa·s，密度大于1.000 g/cm3的原油为特稠油[4-5]。稠油主要有原生成因和次生成因两种类型[6-11]。原生稠油主要指烃源岩在未熟热演化阶段生成的高密度、高黏度的低熟稠油，主要类型为腐泥型或偏腐泥型，有机质丰度高，发育于封闭的咸水—半咸水还原环境，由未成熟或低成熟早期烃源岩生成。东营凹陷新立村油田、八面河油田、乐安油田部分稠油，以及辽河坳陷西部凹陷的雷39、坨1-26-32井开采的稠油为原生稠油。已发现的原生稠油具有高硫特征[10-11]，如江汉盆地潜江凹陷存在典型的高硫原生稠油[6-9]，其生物标志化合物具有甾烷ααα20(R)C27优势、高伽马蜡烷、Pr/Ph<0.5、正构烷烃轻重比小于1等特征，反映母质为偏腐泥型、咸水还原环境、未成熟等特征[8]。原生稠油成熟度低，镜质体反射率Ro约为0.3%，烃源岩在热演化阶段早期只有少量原油生成，如果生成规模原生稠油，则需要具有更大规模的未熟—低熟烃源岩。次生稠油是指油藏遭受后期破坏改造，轻烃逸散，油气发生水洗、生物降解、氧化等物理化学变化而形成的一种重质油或沥青[12-15]。已发现的稠油油藏大多数为次生成因，如辽河西部凹陷稠油、东营凹陷北部陡坡带稠油、塔里木盆地志留系沥青砂等[12-15]。次生稠油的成熟度从低成熟到高—过成熟，一般有明显生物降解氧化痕迹，并且可能存在生物降解气[16-17]。单一作用成因的次生稠油极少，在发生水洗、氧化等作用的同时伴有生物降解作用，因此，绝大部分次生稠油具有生物降解的特征，如饱和烃色谱基线上移，饱和烃含量降低或消失，易降解化合物含量降低，抗降解化合物含量相对增加，出现如25-降藿烷等特殊生物标志化合物，均可作为判断次生稠油的依据[12-16]。

基于稠油成因特征分析，利用新采集的烃源岩、原油及油砂样品，根据原油物性、油藏地区地层水分析数据，对烃源岩和原油母质类型、成熟度进行地球化学特征分析，研究原油物性分布规律及油藏保存条件，探讨陆东凹陷稠油成因，预测稠油分布区，为研究区下一步勘探和开发部署，以及其他类似地区稠油成因、分布规律的研究提供借鉴。

1 区域地质概况

陆东凹陷位于内蒙古自治区，跨越扎鲁特旗、科尔沁左翼中旗和开鲁县等二旗一县，是开鲁盆地陆家堡坳陷的一个次级凹陷，基底最大埋藏深度超过4.5 km，总面积约为1.74×103km2。构造上可以划分为两洼陷一凸起，分别为交力格洼陷、三十方地洼陷和中央凸起带(见图1)。

图1 陆东凹陷构造单元划分Fig.1 Classification of structural units in Ludong Sag

陆东凹陷是在海西期褶皱基底上发育起来的中生代陆相凹陷，具有断坳双层结构特征，基底为石炭系(C)、二叠系(P)。下白垩世，陆东凹陷进入断陷期，自下而上依次发育白垩系下统义县组(K1y)、九佛堂组(K1jf)、沙海组(K1sh)、阜新组(K1f)；上白垩世，陆东凹陷进入拗陷期，自下而上依次发育姚家组(K2y)、嫩江组(K2n)、四方台组(K2s)、明水组(K2m)和新生界(Q)。断陷期，受东南边界正断层长期活动控制，沉降幅度大，沉积岩巨厚，具有东南断西北超覆、东南陡西北缓的单断箕状特征；东南部陡岸带发育近岸水下扇沉积体系，北部缓坡带发育辫状河三角洲沉积体系，湖盆内部沉积九佛堂组和沙海组的厚层暗色泥岩，为该区优质烃源岩，湖盆中心部位发育重力流浊积扇；拗陷期，湖水变浅，主要为滨浅湖和河流相沉积。纵向上，油气主要分布于九佛堂组和沙海组，零星分布于阜新组；平面上，已发现油藏主要位于中央凸起带和交力格洼陷南部陡坡带一侧[18-23]。

陆东凹陷是辽河油田外围中生代盆地勘探开展较早的地区，也是油气勘探最先获得突破的地区。自1987年首钻陆参l井以来，已建成后河、前河、广发、交2块4个油田(见图1) 。

2 样品采集与分析

收集陆东凹陷39口井的68组原油物性数据和油藏区32组地层水离子分析数据，采集三十方地和交力格两洼陷九佛堂组和沙海组烃源岩岩心样品30块，以及廖1井和广3井不同埋藏深度油砂样品12块、原油样品10个。样品来自广发、后河、前河和交2块油田，样品井号位置见图1。

样品测试分析在辽河油田勘探开发研究院勘探开发试验中心完成。抽提原油、烃源岩和油砂氯仿沥青“A”，利用硅胶和氧化铝柱分离出饱和烃、芳烃、非烃、沥青质四组分，并对四组分称重定量，参照SY/T 5119—2016《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》进行分析。对饱和烃进行色谱分析，利用惠普公司Agilent7890A气相色谱仪，参照SY/T 5779—2008《石油和沉积有机质烃类气相色谱分析方法》进行测定。利用惠普公司7890气相色谱—质谱联用仪对饱和烃进行色谱—质谱分析。色谱柱为HP-5 ms石英弹性毛细管柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)。进样器温度为280 ℃，载气为氦气，流速为1.04 mL/min，扫描范围为50～550 u，检测方式为全扫描，电离能量为70 eV，离子源温度为230 ℃。检测升温程序为：50 ℃时恒温2.0 min，以20 ℃/min的升温速率升至100 ℃，再以3 ℃/min的升温速率升至310 ℃，310 ℃时恒温15.5 min。实验方法参照GB/T 18606—2017《气相色谱—质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》进行。

3 原油物性分布特征

根据侯读杰等[5]制定的原油物性标准，对陆东凹陷原油进行分类。陆东凹陷原油物性变化大，原油密度介于0.832～1.002 g/cm3，包括轻质油、中质油、重质油；原油黏度介于3.66～15 100.00 mPa·s，包括普通原油、普通稠油、特稠油。为避免油源来自不同洼陷地区的原油可能造成物性上的差别，将油源来自三十方地洼陷前河、后河油田的样品与三十方地洼陷区原油进行统一比较；将油源来自交力格洼陷的交2块油田、交2块南部、交30块的样品与交力格洼陷区原油进行统一比较。

三十方地洼陷原油密度介于0.851～0.910 g/cm3(原油密度数据为温度20 ℃下测得)，黏度介于14.28～148.21 mPa·s(原油黏度数据为温度50 ℃下测得)，主要为轻质、普通原油，少部分为中质原油、普通稠油。后河油田原油密度介于0.887～0.935 g/cm3，黏度介于33.58～702.58 mPa·s，一部分为中质原油、普通稠油，另一部分为轻质、普通原油。前河油田原油密度介于0.907～0.966 g/cm3，黏度介于147.82～15 100.00 mPa·s，绝大部分为中质原油、普通稠油，小部分为重质原油、特稠油(见图2(a))。平面上，三十方地洼陷原油物性最好，密度低，黏度低；后河油田原油物性略差，主要为中质原油，轻质原油、普通稠油、普通原油也有分布；前河油田原油物性最差。

交力格洼陷原油密度介于0.832～0.918 g/cm3，黏度介于3.66～77.31 mPa·s，主要为轻质、普通原油，部分为中质原油。交2块油田原油密度介于0.842～0.929 g/cm3，黏度介于5.62～594.10 mPa·s，主要为中质原油、普通稠油，少部分为轻质、普通原油。靠近边界主断裂的交2块南部和交30块地区原油密度介于0.929～0.952 g/cm3，黏度介于388.75～5 691.63 mPa·s，主要为重质原油、普通稠油(见图2(b))。平面上，交力格洼陷原油物性特征为洼陷区原油物性最好，密度低；交2块地区原油物性略差；靠近边界主断裂的交2块南部和交30块原油物性最差。

平面上，陆东凹陷原油物性特征表现为洼陷区以轻质油为主，靠近陡坡带、断阶带的原油黏度、密度增大，物性变差。纵向上，埋藏深度较深(普遍大于1.8 km)的洼陷区原油密度小于0.900 g/cm3，黏度小于100.00 mPa·s，为轻质、普通原油；埋藏深度较浅(普遍小于1.8 km)的交2块南部、交30块、前河油田原油密度大于0.930 g/cm3，黏度大于100.00 mPa·s，为重质原油、普通稠油，并且随埋藏深度变浅，原油黏度、密度逐渐增大，原油物性变差。

图2 三十方地及交力格洼陷埋藏深度与原油黏度、密度关系Fig.2 The relationship of the density and viscosity of crude oil with depth in Jiaolige and Sanshifangdi Subsag

4 稠油成因

4.1 规模原生稠油生成条件缺失

陆东凹陷烃源岩整体热演化程度不高，成熟度制约烃源岩生烃量，缺失生成规模原生稠油的条件。首先，烃源岩母质类型(干酪根显微组分分析)分析显示，主力烃源岩层九佛堂组有机质类型以混合Ⅱ型为主，其次为Ⅲ型[23]；原油饱和烃色谱—质谱分析(见图3)具有规则甾烷ααα(20R)C280.5%，表明烃源岩热演化已进入低熟—成熟阶段(见图4)。甾烷的生物合成链特征中心为C-20、C-24位，其中C-20位的R构型在地质受热过程中向S构型转化并形成R+S构型混合物；同样，甾烷C-14、C-17位稳定性较差的ααα构型也向更稳定的αββ构型转化，甾烷20S/(20S+20R)C29、αββ/(αββ+ααα)C29随成熟度升高而增大。在评价成熟度时，甾烷(20S/(20S+20R)C29、αββ/(αββ+ααα)C29)两个参数适用于生油高峰之前(Ro<0.8%或Ro<1.0%)，随热演化程度升高而增加，到达生油高峰后，构型之间转化趋于稳定，甾烷(20S/(20S+20R)C29、αββ/(αββ+ααα)C29)两个参数达到平衡，为0.50～0.55，不再随热演化程度升高而增加[26-28]。陆东凹陷烃源岩和原油甾烷不同构型比20S/(20S+20R)C29介于0.25～0.30、αββ/(αββ+ααα)C29介于0.22～0.35，为低熟、成熟早期原油(见图5)，即由低熟和成熟阶段的烃源岩生成。

图3 陆东凹陷九佛堂组原油饱和烃色谱—质谱分析Fig.3 GC-MS analysis of saturated hydrocarbon of oil in K1jf in Ludong Sag

图4 三十方地和交力格洼陷Ro与埋藏深度关系Fig.4 The relationship of the Ro with depth in Jiaolige and Sanshifangdi Subsag

陆东凹陷烃源岩偏腐植型母质类型和过高的成熟度不适合生成规模原生稠油，原油主要为低熟晚期到成熟原油。如果陆东凹陷稠油为原生成因，则生烃洼陷区运移距离短，纵向上靠近烃源岩的深部更易成藏，原生稠油分布于凹陷深部和洼陷带。目前，陆东凹陷深部和洼陷带原油为物性较好的轻质、普通原油，与陆东凹陷原油物性分布规律相悖。因此，陆东凹陷稠油非原生成因，不具备生成规模原生稠油的条件，已发现的稠油也不具有原生稠油未成熟的特征。

图5 陆东凹陷原油、烃源岩甾烷20S/(20S+20R)C29与甾烷αββ/(αββ+ααα)C29关系Fig.5 The relationship graph of sterane's 20S/(20S+20R)C29 and sterane's αββ(αββ+ααα)C29 of oil and source in Ludong Sag

4.2 生物降解作用

生物降解是次生稠油形成的主要作用之一，微生物选择性地消耗原油中的某些组分，使原油密度变大、黏度升高。原油中不同类型化合物抗生物降解作用有差异，生物降解顺序依次为正构烷烃→烷基环己烷→类异戊二烯→C14-C16二环萜烷→藿烷(形成25-降藿烷)→甾烷→25-降藿烷或藿烷→重排甾烷→C26-C29芳香甾类化合物→卟啉[28]。根据不同类型化合物依次被微生物消耗的程度，可以将微生物降解程度依次划分为10个等级[28-29]。廖1井位于稠油分布区前河油田，开采的原油具有明显的生物降解痕迹。对廖1井不同埋藏深度的油砂样品进行氯仿抽提，分离饱和烃后进行色谱分析，埋藏深度为1 200.40、1 306.40 m的样品正构烷烃残存保留，姥鲛烷、植烷具有明显优势，色谱基线略微抬升，降解程度为2～3级(见图6(a-b))；埋藏深度为1 419.50 m的样品正构烷烃基本保留，植烷优势略微降低，色谱基线抬升相对降低，降解程度为1级(见图6(c))；埋藏深度为1 603.30 m的样品正构烷烃完全保留，植烷优势消失，没有明显的生物降解痕迹(见图6(d))。易降解的饱和烃被降解消耗而减少，非烃、沥青质质量分数相对增加，与生物降解程度相对应；生物降解程度随埋藏深度增加而降低，饱和烃相对质量分数增加，非烃、沥青质相对质量分数减少。广发油田广3井出现与前河油田廖1井类似现象。芳烃质量分数受生物降解影响不大，与芳环化合物抗降解能力强有关，降解产物不含芳烃化合物(见图7)。研究区稠油油藏的埋藏深度在2.0 km以内，地温低于80 ℃，浅层相对保存条件差，地层水活跃，加速微生物生长繁殖，加剧微生物对原油的降解作用，促使浅层稠油形成；随埋藏深度增加，地温升高，微生物活动减弱，微生物对原油的降解影响降低，埋藏深度超过2.0 km的油藏原油物性相对较好，与研究区原油物性纵向上分布规律一致。

图6 前河油田廖1井不同埋藏深度原油饱和烃气相色谱分析Fig.6 Saturated hydrocarbon chromalogram analysis of the crude oil with different depths of Liao 1 Well in Qianhe Oilfield

图7 陆东凹陷广3井与廖1井不同埋藏深度原油组分质量分数柱状图Fig.7 Mass fraction histogram of crude oil with different depths of Guang 3 Well and Liao 1 Well in Ludong Sag

4.3 氧化作用

原油氧化是因为地层中存在氧化剂，绝大部分沉积盆地油气储层内源氧化剂有限[30]，外源氧化剂主要为下渗地表水带入的氧气将原油氧化，使原油物性变差，并且氧化作用大部分伴随生物降解作用。

目前，陆东凹陷发现的稠油主要位于凹陷陡坡区断阶带，断阶带断裂密集，部分断裂活动期为白垩世末至第四系，断裂直接断至地表。陆东凹陷主要成藏期为早白垩世阜新组沉积时期，晚期断裂多为开启的张扭性断裂，断层活动可以使油藏与近地表发生连通，导致地表水下渗；水中溶解的氧气随之进入油藏，使储层原油氧化，同时破坏油藏压力系统，伴随部分轻烃散失，原油发生次生作用，物性变差。此外，下渗的地表水带去微生物需要的矿物元素，促进微生物繁殖，加剧微生物对原油的降解作用。

图8 陆东凹陷地层水矿化度与埋藏深度关系Fig.8 The relationship of formation water salinity with depth in Ludong Sag

文中地层水分析数据为研究区探井试油真实地层水分析数据，由于探井所在区块未开发，地层水未受后期开发影响，获取的地层水样真实可靠，可以准确反映油藏原始地层水特征。在研究区主要稠油分布区(如前河油田、交2块南部、交30块等地区)，随埋藏深度的增加，地层水总矿化度变化不大，介于2.054～9.467 g/L。这是由于断层沟通深部与浅部的地层流体，发生地层水交换，整体地层水总矿化度背离研究区原始随埋藏深度逐渐增加而增大的规律。交2块油田油藏保存条件相对较好，已发现的原油主要为轻质油和中质油，地层水总矿化度介于7.134～36.159 g/L，是稠油分布区同层位或同埋藏深度地层水总矿化度的1.5～4.8倍。稠油分布区的地层水因受到浅部地层低矿化度水和地表淡水的入侵、混合影响，地层水总矿化度异常偏低(见图8)。

4.4 油藏保存条件

靠近交力格洼陷的交34井原油密度为0.875 g/cm3，黏度为24.00 mPa·s；交2井原油密度为0.897 g/cm3，黏度为180.46 mPa·s；靠近断阶带的交22井(交2块南部)原油密度为0.919 g/cm3，黏度为1 688.48 mPa·s。根据地层水总矿化度分析，靠近交力格洼陷区的交2块油田地层水总矿化度远高于断阶带交2块南部、交30块的。交2块南部地层水受地表水混入而形成现今超低的总矿化度，使油藏原油发生次生稠化。交2块南部、交30块原油稠化加重，交2块油田油藏保存条件较好，保留原始物性特征，为轻质油。前河油田也存在类似特征，洼陷区域油藏埋藏深，断裂不发育，地层水矿化度高，油藏保存条件好，原油主要为轻质油；靠近断阶带区域油藏埋藏浅，断裂发育，地层水矿化度低，油藏保存条件差，原油稠化加重。廖1井1 364.30～1 385.80 m处原油密度为0.942 g/cm3，黏度为3 762.77 mPa·s，1 640.10～1 652.10 m处原油密度为0.923 g/cm3，黏度为408.58 mPa·s，随油藏埋藏深度增加，原油物性变好，密度变小，黏度降低；建3井1 073.80～1 169.10 m处原油密度为0.945 g/cm3，黏度为220.99 mPa·s(100 ℃温度，温度为50 ℃时黏度过大，超过仪器测量范围)。建3井比廖1井同层(K1jf)原油物性更差。平面上，建3井较廖1井更靠近洼陷边缘，廖1井油藏被断至地表的断裂切穿，油藏保存条件差(见图9)。后河油田地层水总矿化度低，水型为NaHCO3，封闭性差，横向上，靠近洼陷带的廖1井比靠近断阶带的建10井地层水总矿化度高，保存条件相对好。断阶带地下水矿化度明显偏低，与地表水下侵有关；地表水沿开启的晚期断裂逐渐下渗，与地下水发生交换，带去细菌、微生物、氧气等，使原油发生次生稠化；活跃的水体带来微生物繁殖需要的无机盐等营养物质，进一步加剧原油降解。

图9 前河油田过建18—廖1—建3—建10井油藏连井剖面(剖面位置见图1)Fig.9 The reservoir profile of Jian18-Liao1-Jian3-Jian10 Wells in Qianhe Oilfield(section location is shown inFig.1)

晚白垩世，陆东凹陷火山运动比较频繁，在广发油田广3井和前河油田廖1井中，分布于油藏附近的多套地层岩石含凝灰质矿物成分。成藏期后，活动的火山运动对油藏造成不同程度的破坏，火山喷发或岩浆侵入导致附近地层隆起或断裂而形成裂缝，熔岩冷却收缩也伴随裂缝的形成，断裂和裂缝可为流体交换提供通道；同时，火山运动引起的流体升温和压力变化，加速附近地层岩石孔隙中流体的交换运动和已形成油藏原油的次生变化。

5 结论

(1) 开鲁盆地陆东凹陷稠油主要为分布于交2块南部、交30块、前河油田等断阶带附近的浅层油藏(埋藏深度小于1.8 km)；平面上自断阶带至洼陷带，纵向上由浅至深，原油密度和黏度逐渐减小，原油物性逐渐变好。

(2) 陆东凹陷烃源岩有机质类型以Ⅱ型为主，热演化程度为低熟—成熟，原油主要为低熟—成熟原油，缺乏生成规模原生稠油的条件。

(3)陆东凹陷稠油主要为次生成因，具有明显的生物降解特征，随埋藏深度变浅，稠油降解程度有增大趋势。稠油油藏地层水矿化度异常偏低，表明稠油分布区(断阶带)的油藏保存条件相对差；成藏期后的断裂活动与火山作用使地表水下侵，油藏保存条件变差，加剧原油生物降解和氧化等次生作用，导致原油物性变差，形成次生稠油。