东营凹陷南坡原油物性差异特征与成因

杨怀宇

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015)

东营凹陷南部斜坡带具有“顶剥底超”的地质结构及复杂的断裂体系[1-3]，形成多种类型的圈闭并发现多套层系的油气突破[1]，如近期完钻的王955、王古9、草336等探井相继取得成功[4]，南部斜坡带也成为近期东营凹陷勘探的热点。然而，研究区的储量在纵向及平面分布上具有明显的不均衡性，整体勘探程度仍较低[5]。勘探实践表明，研究区沙二段、沙四上、沙四下—孔店组红层为该区目前主要勘探对象[1]，从大量原油物性实测数据来看，各层系原油物性存在较大差异，目前对于原油性质变化的主要影响因素缺乏较深入、系统的研究。以原油物性资料和地质背景为基础，分析重点研究区东营凹陷南坡东段的原油性质、分布规律，剖析影响原油性质的主控因素，指出有利油性甜点分布区。

1 区域地质背景

东营凹陷南坡东段北邻牛庄洼陷，南接广饶凸起区，西临纯化鼻状构造带，东接八面河鼻状构造带。该区为北倾的单斜地层斜坡带，涵盖陈官庄鼻状构造带、王家岗鼻状构造带和草桥鼻状构造带等3个大型构造带。研究区主要目的层为古近系和新近系，其地层自下而上分别为孔店组(Ek)、沙河街组(Es)、东营组(Ed)和馆陶组(Ng)，其中沙河街组自下而上又分为沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)。本区烃源岩研究成果表明，东营凹陷主要发育沙四上亚段和沙三下亚段2套主力优质烃源岩[6]；另外，除了沙河街组烃源岩之外，东营凹陷还发育深层的沙四下和孔二段2套潜在烃源岩，如东营凹陷北部陡坡带沙四下砂砾岩体的轻质油气来源于沙四下亚段的烃源岩，该套源岩具有良好的生烃潜力[7-8]，针对更深层孔二段烃源岩的生烃潜力,部分学者提出争议[9]，总体评价为差—一般烃源岩，以生气为主。东营凹陷南坡东段的油气来源研究成果表明，主要来自于北部牛庄洼陷和西南部博兴洼陷的多套烃源岩贡献，其中王家岗—八面河油田的油气主要来源于牛庄洼陷，而南部石村断裂带附近的油气为牛庄洼陷和博兴洼陷共同供烃(图1)。从储量发现的层系来看，7套含油层系共发现探明储量1.5亿t，其中沙河街组和孔店组为主要的含油气层系。

图1 东营凹陷南斜坡不同油气来源分布

2 原油物性差异特征

东营凹陷南坡东段的主要含油层系有：沙二段、沙三段、沙四上、沙四下—孔店组、中—古生界，纵向上多套含油层系上、下叠置，埋深范围跨度较大，油藏平均埋深为1 100～2 800 m；平面上不同层系含油面积相互错综，油气资源较为丰富。由于不同层系油气的来源、运移、聚集和保存条件均存在明显差异，因而导致原油性质复杂多变[10]。基于研究区的原油性质及含油层系的差异，将南坡东段不同目的层的原油物性分为3类，分别为沙二—沙三型(高密度、高黏度、低含蜡、低凝固点)、沙四型(低密度、低黏度、低含蜡、低凝固点)和孔店型(低密度、低黏度、高含蜡、高凝固点)。

从这3种类型的纵向油性特征来看，以南部斜坡带草桥周缘地区为例，埋藏相对较浅的Es2以重质稠油为主(密度为0.96～0.98 g/cm3，黏度为1 628～13 309 mPa·s，凝固点为11～25 ℃)，Es4为重质常规原油(密度为0.92～0.95 g/cm3，黏度为70.39～2 500 mPa·s，凝固点为-8～21 ℃)，与Es4、Es2原油相比，Ek具有高凝固点、高含蜡、低密度、中黏度、低含硫的特征。不同层系原油性质存在明显差异，相同层系原油性质呈有规律性的变化。从平面变化规律来看，沙二—沙三型原油主要在研究区南坡盆缘带分布，沙四型原油在整个研究区均有分布，孔店型原油主要在研究区南部丁家屋子构造带集中分布；从油性参数数据平面分布来看，表现为由北向南原油密度和黏度逐渐加大，表现出环状分布和东西差异的特点，其中重质油和超重油绝大多数位于埋深小于1 900 m的斜坡上部地区(图2)；从洼陷带向斜坡带，原油凝固点整体逐渐降低，含蜡量逐渐减少，也表现出环状分布的特点(图3)，但在丁家屋子构造带等地区，原油凝固点和含蜡量变化较大，尤其是孔店组及前古近系储层原油凝固点和含蜡量非常高，表现出明显不同的特点。

3 原油物性差异成因剖析

东营凹陷南坡东段的3类原油物性差异分布特征是多种因素共同作用的结果。研究表明，油源差异、油气运移、生物降解以及氧化作用等因素是造成原油性质环带状分布规律的原因。

3.1 油气来源差异造成油性差异

原油的组成及性质在一定程度上与烃源岩的沉积环境、有机质的类型及演化程度有关[11-12]。从斜坡带单斜的盆地地质结构来看，沙河街组油藏类型主要有断块油藏、不整合油藏及少量复合油藏，牛庄洼陷沙三下—沙四上烃源岩生成的油气沿着晚期活动的台阶阶梯断层向南运移，运聚至盆缘带多套沙河街组的圈闭中成藏；相比较而言，孔店组油藏主要分布于北部王家岗地区，这些油藏主要是断块油藏，

图2 东营凹陷南部储层原油密度平面分布

图3 东营凹陷南部原油凝固点平面分布

从源—储对接情况来看，圈闭纵向上难以对接沙三下—沙四上烃源岩层段，地质认识上更倾向于深层孔店组的烃源岩贡献(图4)。同时，通过原油地球化学参数中的甾萜类生物标志化合物手段分析，明确南坡东段分为浅部(沙二—沙四上)与深部(孔店组)2套成藏体系[13-14]。具体来看，王127井的沙四上烃源岩甾烷m/z=217不具有甾烷C29优势，m/z=191具有高伽马蜡烷和高升藿烷C35优势的特征；而孔店组原油则明显不同，如王古9井孔店组的油砂分析后甾烷具有C29优势，呈反“L”型甾烷，同时具有中—低伽马蜡烷、低升藿烷C35和较高的三环萜烷分布特征，与沙四上烃源岩的生物标志化合物特征差异较大(图5)，而王古9井沙四下的油砂则与沙四上烃源岩生物标志化合物特征较为类似，分析认为孔店组油藏主要来源于牛庄洼陷深层孔店组烃源岩的贡献，浅部沙河街组油藏与深部明显不同，以沙四上烃源岩来源为主，可能混有少量沙三下烃源岩的贡献。结合宏观与微观综合分析来看，孔店组油藏无论从地质结构上还是从生物标志化合物上，其油气很难证实是沙三下—沙四上烃源岩的贡献，因此深层孔店组油藏主要来自于孔店组烃源岩的贡献，证据较为可靠。

图4 东营凹陷南北向烃源岩—油藏对接剖面

分析认为，由于孔店组烃源岩沉积时期处于较为干旱且高等植物为主的沉积环境[12]，该时期高等植物角质体高碳数生物蜡是其母质来源，邻近这些烃源岩的油藏可出现高蜡原油，含蜡量的增高则导致原油凝固点的升高，从而造成高凝、高蜡的孔店型的原油特征。

图5 东营南坡东段生物标志物特征谱

3.2 生物降解导致平面上油性差异

针对沙河街组油藏的浅部成藏体系来说，埋藏较浅的沙二段原油物性相比埋藏较深的沙四上原油黏度更大且密度更重，这是由于排烃期原油的运移、聚集及后期的保存条件(如地层水的氧化、生物的降解作用以及断层封闭性等)的差异所致[15-16]。原油地球化学特征表明，处于复杂断块的沙二段原油存在明显的生物降解作用，并且对于同一含油断块来说，靠近断层的原油密度要高于相同埋深且远离断层的原油密度，如近断层官7井的原油密度(0.89 g/cm3)高于官9井的原油密度(0.87 g/cm3)。同时，利用全二维色谱—飞行时间质谱技术鉴定UCM-B中组分，可以精确划分生物降解程度，随着降解等级增加，原油中的正构烷烃、异构烷烃、萘和菲等芳烃、甾萜类及霍烷类等化合物逐渐被降解，化合物种类明显减少，不同化合物相对含量、极性之间的差别显著减小(图6)，从北向南方向原油生物降解级别逐渐增加。

4 油气地质意义

总体来看，油藏的保存条件、重力分异作用和油田开发等是导致局部地区物性变化复杂的主要影响因素。从综合油性与储量产能情况来看，沙四型原油具有相对低黏度、低凝固点等优质油性特征，且整体产能较好，沙二—沙三型稠油可通过注气热采实现开发，孔店型原油待试采工艺进一步改善后可作为后备储量阵地。

图6 东营南坡生物降解全二位色谱—飞行时间质谱图

综合以上油性与成因剖析的研究成果，沙四型优质原油沿着油气的主运移方向，原油的甾萜类、含氮化合物、物性等特征呈现有序的变化规律。根据以上原油分布规律，利用黏温曲线获得拐点温度，结合有效源岩埋深、地温梯度等数值可确定南斜坡沙四型低熟油的运移范围和外边界，利用黏温拐点温度测算公式：T=8.6 lgμ+22.5(T为黏温拐点温度，℃；μ为地面脱气原油在50 ℃时的黏度值)。通过以上公式，可计算出东营凹陷南部低熟油的黏温拐点温度为55～65 ℃，再结合地温梯度，可计算得到东营凹陷沙四型原油的南部运移边界，该成果可有效提高寻找沙四型优质油性的圈闭含油气范围。从计算结果来看，沙四型原油向南能够运移到草桥北北坡草7—王956井区周缘，该区仍具有较大的增储勘探潜力。

5 结 论

(1)东营凹陷南坡东段不同目的层按原油物性划分为3类：沙二—沙三型(高密度、高黏度、低含蜡、低凝固点)、沙四型(低密度、低黏度、低含蜡、低凝固点)和孔店型(低密度、低黏度、高含蜡、高凝固点)，原油物性平面分布上密度及黏度向南逐渐增高，含蜡量及凝固点向南逐渐减低。

(2)剖析成因认为，沙二—沙三型原油主要是由于埋藏较浅造成生物降解严重，形成高密度和高黏度的油性特征；沙四型为优质原油型，依据黏温拐点、烃源岩埋深及地温梯度确定早期低熟油的运移边界；孔店型原油具备中—低伽马蜡烷、较低三环萜烷及C29优势的反“L”型甾烷，该特征明显有别于目前已发现烃源岩典型特征，推测来自于深层孔店组的潜在源岩，其生烃母质造成其高凝高蜡的油性特征。