南堡35-2稠油油田油品主控因素及分布規律

王飛龍，楊 波，燕 歌，張 友，王 瑞

(1.中海石油(中國)天津分公司渤海油田勘探開發研究院，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規律

王飛龍1，楊 波1，燕 歌1，張 友1，王 瑞2

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

隨著南堡35-2稠油油田開發的深入，油品性質在平面上、縱向上有較大幅度的變化，對增產措施的選擇產生不同程度的影響；為找出造成這種變化的控制因素，在總結油品性質分布特征基礎上，通過飽和烴色譜、族組分、地層水等分析，建立了油品性質與埋藏深度、油水界面、斷層活動性、油氣充注之間的關系。研究結果表明，南堡35-2油田A區油品受影響因素多、整體表現為油品性質變化較大，B區僅受邊界斷層和油源充注影響、油品性質整體變化不大。最后給出了油田油品性質的分布規律。

南堡35-2油田；稠油黏度；色譜分析；油品性質

1 油田基本情況

南堡35-2油田位于渤海灣中部的石臼坨凸起的西部，面積約50 km2，西南距塘沽約110 km，所處海域水深約12 m(圖1)。南堡35-2油田于2005年投產，是渤海海域最早投產的稠油油田，也是渤海油田開發以來原油黏度最大的油田，原油地下黏度為519～828 mPa·s[1]。南堡35-2油田分為A、B兩區(圖2)。該油田古近系主要為一套陸相礫巖、砂巖和泥巖不等厚互層，厚度1 000～1 400 m，自下而上劃分為館陶組和明化鎮組，明化鎮組又劃分為上、下兩段，其中明化鎮組下段和館陶組是本區主要含油層系[2]。

圖1 南堡35-2油田位置

圖2 南堡35-2油田平面分布圖

2 油品性質特征

南堡35-2油田油品性質主要表現為在平面上、縱向上有較大幅度的變化。原油黏度整體隨著埋深增加而變小，見圖3。

圖3 原油黏度與深度關系

南堡35-2油田A區油質整體要比B區輕。A區油品變化較大，黏度為200～3 500 mPa·s，原油黏度和密度較為離散； B區油質整體較重，黏度基本在1 500～3 500 mPa·s之間，原油黏度和密度較為集中，整體隨非烴類含量增大而增大(圖4)。

圖4 南堡35-2油田原油密度、黏度與非烴類關系

3 油品控制因素分析

南堡35-2油田油品性質變差的主因是原油的生物降解[3-4]及其伴隨的水洗氧化，生物降解程度是影響油品性質的控制因素。

3.1 埋深變淺使油品變差

隨著油層的埋深增加，油品受生物降解程度逐漸減弱[4]，從南堡35-2油田原油飽和烴色譜看，淺層原油色譜基線抬升且輕組分損失，遭受生物降解程度大，黏度也更大(圖5)。這與淺層儲層更接近地表、攜氧量更高、更有利生物降解有關。

3.2 油水界面使油品變差

南堡35-2油田油水界面處原油整體受生物降解程度高。地層水攜氧量高有助于生物降解，同時，水洗作用可以帶走部分輕組分特別是芳烴輕組分，進一步稠化原油。

圖5 南堡35-2油田原油飽和烴色譜

南堡35-2油田與遼河曙光油田曙一區油藏模式有一定相似性，都是在油水界面處形成瀝青包殼。

3.3 斷層活動使油品變差

斷層發育是使生物降解復雜化的最重要因素，即斷層發育是油品性質變化復雜化的最重要因素。斷層活動性越強，油藏的封閉性越差，相應地層水的礦化度越低，低礦化度反映地層水與地表水交流多，加大生物降解，進而使油品性質變差。南堡35-2油田B區邊界大斷層活動性最強，A區小斷層發育，但整體活動性較弱(圖2)。從南堡35-2油田地層水分析表明：B區地層水礦化度較低，為1 477 mg/L；A區南部礦化度中等，為3 394 mg/L；A區北部礦化度較高，為4 855 mg/L。油品性質與礦化度相關性較強，B區原油物性最差、A區北部次之、A區南部最好。

3.4 原油充注使油品變好

原油充注并不能減弱生物降解程度，但可以不斷補充稀油，從而稀釋已經遭受降解的原油，進而降低原油物性。從原油飽和烴色譜上可以看出，南堡35-2油田原油二次充注特征明顯[4](圖5)，而油藏的充注方向是從南到北，而實際上，無論B區還是A區，油品性質都是從南到北逐漸變差(圖2)。

4 油品分布規律

根據上述控制油品性質變化的四大因素，將南堡35-2油田A、B區根據油品性質進行區帶劃分：B區因斷層發育情況簡單，只發育邊界大斷層，因此，油品性質變化相對較弱；A區斷層發育復雜，發育了大量小斷層，因此，油品性質整體變化較大。

A區以油品黏度1 000 mPa·s為界分為南、北兩區，南部因斷層復雜黏度分布范圍為100～1 000 mPa·s，北部黏度基本為1 000～2 000 mPa·s，最高25 00 mPa·s。B區以2 000 mPa·s為界分為南、北兩區，南部黏度最低至1 500 mPa·s以下，北部黏度基本為2 000～3 000 mPa·s，最高黏度可達4 000 mPa·s以上，見圖6。

圖6 南堡35-2油田B區黏度分區

5 結論

(1)南堡35-2油田油品物性縱向和橫向劇烈變化，與埋深大小、油水界面、斷層活動、原油充注關系密切，埋深越小、離油水界面越近、斷層活動性越強、離油源越遠，油品性質越差。

(2)南堡35-2油田A區油品受影響因素多，因此整體表現為油品性質變化較大；B區僅受邊界斷層和油源充注影響，因此油品性質整體變化不大。

[1] 黃穎輝，劉東，張風義.南堡35-2南區特稠油油田弱凝膠提高采收率探討[J]．石油地質與工程，2012，26(2)：122-124．

[2] 楊玉卿，田洪，孟 杰，等.渤海灣中部南堡35-2地區新第三系河流沉積及油氣勘探意義[J]．古地理學報，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,莫爾多萬.生物標記化合物指南——古代沉積物和石油中分子化石的解釋[M].北京:石油工業出版社,1995：79-156.

[5] 郭永華,周心懷，李建平，等．渤海海域新近系稠油油藏原油特征及形成機制[J]．石油與天然氣地質，2010，31(3)：375-380.

編輯：李金華

1673-8217(2015)02-0095-003

2014-10-21

王飛龍，工程師，碩士，1981年生，2007年畢業于西北大學地質系，目前從事地化成藏專業研究工作。

國家科技重大專項“渤海海域大中型油氣田地質特征”(2011ZX05023-006-002)資助。

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