蘇丹Muglad盆地下白堊統原油破壞作用及黏度變化規律*
——以Fula凹陷Jake south油田Bentiu油藏為例

韓如冰 田昌炳 周家勝 李順明 何 輝 杜宜靜

(1. 中國石油勘探開發研究院 北京 100083； 2. 中國石油天然氣勘探開發公司 北京 100034)

蘇丹Muglad盆地下白堊統原油破壞作用及黏度變化規律*
——以Fula凹陷Jake south油田Bentiu油藏為例

韓如冰1田昌炳1周家勝2李順明1何 輝1杜宜靜1

(1. 中國石油勘探開發研究院 北京 100083； 2. 中國石油天然氣勘探開發公司 北京 100034)

韓如冰,田昌炳,周家勝，等.蘇丹Muglad盆地下白堊統原油破壞作用及黏度變化規律——以Fula凹陷Jake south油田Bentiu油藏為例[J].中國海上油氣，2016,28(6)：9-14.

Han Rubing,Tian Changbing,Zhou Jiasheng,et al.The degradation of petroleum in Lower Cretaceous of Muglad basin and the variation regularity of its viscosity:a case of Bentiu reservoir in Jake south oilfield, Fula sag, Sudan[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):9-14.

蘇丹Muglad 盆地Fula凹陷Jake south油田在生產過程中發現下白堊統Bentiu油藏原油性質差異較大，且原油性質變化機理不清，為油藏開發帶來較大困難。綜合測井、試油、原油性質、原油全烴色譜、質量色譜等資料，對Bentiu油藏原油破壞作用及黏度變化規律進行了研究，結果表明，Bentiu油藏原油性質變化的主要因素為生物降解作用，水洗作用影響較弱，氧化作用影響最弱。在各種原油破壞作用影響下，由油藏油水界面處至油藏頂部，原油破壞作用逐漸減弱，破壞作用逐漸變小，API重度值逐漸升高，黏度逐漸降低。通過數理統計方法建立了Bentiu油藏50 ℃脫氣原油黏度與其距油水界面的垂直距離、地層深電阻率、密度曲線的線性關系式，計算結果可為油藏數值模擬提供數據支持。

蘇丹；Muglad盆地；Jake south 油田；Bentiu油藏；下白堊統；原油破壞作用；原油黏度；線性關系式

Fula凹陷位于蘇丹Muglad盆地北部，是中國石油最早的(1995)、最成功的海外勘探開發項目之一，目前該區塊內Jake south油田年產油量保持在250萬t水平，其中Bentiu油藏地質儲量占油田總儲量的82%。生產過程中發現，Bentiu油藏原油性質差異較大，且機理不清，給油藏開發方案設計與調整、油藏管理及下游油氣儲運等過程帶來較大困難。本文綜合測井、試油、原油性質、原油全烴色譜/質譜等各項資料，對Fula凹陷主力油田Jake south油田Bentiu油藏原油破壞作用及黏度變化規律進行研究，以期為該區油藏開發提供支持。

1 地質概況

Jake south油田位于Fula凹陷北部次凹，其西側發育福西斷裂(為控凹斷裂)，Bentiu油藏構造為這一背景下發育的受多條張性斷層切割的逆牽引背斜[1-3]。研究發現Jake south油田發育Abu Graba—Bentiu—Aradeiba油氣系統(圖1)。Abu Graba(簡稱AG)組主要發育扇三角洲前緣沉積，以砂泥巖互層為主；AG組中部發育厚層深湖—半深湖相暗色泥頁巖與薄層砂巖互層，是AG油藏和Bentiu油藏的主要烴源巖[3-4]；AG組儲層為砂泥巖互層內部砂巖，油藏類型為受斷層、巖性雙重控制的層狀邊水油藏。Bentiu組主要發育辮狀河三角洲前緣沉積，自下而上相對湖平面不斷上升，可容空間逐漸增大，由水下分流河道沉積為主演變為以遠砂壩為主；Bentiu組巖石類型復雜，灰色及灰白色粗砂巖、中砂巖和灰色泥巖均發育；儲層平均孔隙度為20.4%，平均滲透率為1 743.38 mD，整體為中高孔中高滲儲層；Bentiu組下部砂體呈厚層塊狀，具有塊狀底水油藏特征，上部砂體內隔夾層逐漸增多，具有層狀邊水油藏特征(圖2)，整體具有統一的壓力系統。Durfur群底部Aradeiba組在研究區發育一套分布穩定的深湖—半深湖相泥巖，平均厚度129.17 m，直接覆蓋于Bentiu油層之上作為蓋層，厚度大、排驅壓力大，蓋層條件好。

前人研究表明，Fula凹陷整體構造演化可分為3個階段，分別形成3套向上變粗的地層旋回[5]。在早白堊世扭動與伸展相結合的應力背景下，AG組與Bentiu組構成了第1個地層旋回；晚白堊世的伸展應力場控制了Darfur群的沉積，構成了第2個地層旋回；古近紀的張扭應力場則控制了Kordofan群的沉積，構成了第3個地層旋回。區域勘探成果表明，AG組中段生成的油氣首先從烴源巖排出進入相鄰的砂巖儲層中聚集，類似于“油氣中轉站”[6]。在Darfur群頂部Baraka組沉積晚期至Kordofan群底部Amal組沉積早期，大部分油氣經斷層輸導進入上覆Bentiu組聚集成藏，剩余油氣在AG組內聚集成藏。區域構造研究表明，Fula凹陷油氣成藏后，Amal組沉積末期出現一期較大規模的拉張性構造運動，盆地整體抬升，遭受剝蝕，造成各油田淡水注入，發生原油性質破壞[5,7]。因此，原始狀態下AG組與Bentiu組原油來源相同，其性質差異主要源于淡水注入后引發的破壞作用。

圖1 Jake south油田工區位置及沉積層序特征[1]

圖2 Jake south油田Bentiu油藏SW—NE向油藏剖面

2 原油破壞作用

2.1 原油性質變化

通過對Jake south油田不同層位的33個原油樣品進行測試，獲得原油樣品的 API重度和50 ℃脫氣原油黏度(表1)。測量結果表明，AG組平均原油重度為41.21 API，數值最高，平均原油黏度為20.49 mPa·s，數值最低，總體為輕質油、稀油；Bentiu組由底部至頂部原油性質發生變化，原油重度不斷增大，原油黏度不斷降低，由底部為中質油、稠油至頂部變為輕質油、稀油。與AG組原油相比，Bentiu組原油整體重度降低，黏度增加。

表1 Jake south 油田原油性質

分析認為，AG組與Bentiu組原油性質差異以及Bentiu油藏內原油性質差異均是由后期淡水注入帶來的破壞作用引起。AG組油層主要分布于砂泥巖互層中，砂體分布范圍小，厚度相對薄，連通性較差，淡水難以進入油藏，整體處于未改造或改造較弱狀態，所以原油性質相近。Bentiu組砂體較發育，分布范圍大且呈巨厚塊狀，連通性較好，存在淡水進入，原油發生改造，因此在不同油藏位置原油性質存在較大差異。

2.2 原油性質變化機理

前人研究將油氣藏破壞機理分為物理破壞、化學破壞、生物化學破壞和物理化學破壞，并將每一類加以細分[7-8]。研究表明，受區域地質背景控制，Jake south油田原油性質變化機理可能與水洗作用、氧化作用和生物降解作用等有關。

2.2.1 水洗作用

前人研究表明，對于埋藏相對淺的油藏，油水界面附近原油輕烴分子較易被地層水所溶解，從而使原油重度降低、黏度變大；如果同期地層水較為活躍，油水界面甚至出現較大角度的傾斜，溶解烴類的地層水不斷流動，油水界面處地層水始終保持較低的礦化度、較高的溶解能力，水洗相對嚴重，原油性質變化明顯[7,9]。

Bentiu油藏由南向北油水界面逐漸降低，降低程度為2.9 m/km，指示存在淡水注入。選取研究區中部Jake-S-1井不同位置(分別位于Bentiu油藏頂部、底部和AG組中段油藏)的4塊樣品測定原油全烴氣相色譜和質量色譜，對原油破壞程度進行了研究，結果表明：Jake -S -1井Bentiu油藏底部1 483 m處，原油全烴色譜圖上顯示其仍含有一定的輕烴組分，指示底部水洗程度弱；Jake-S-1井AG組中段原始原油樣品飽和烴/芳烴值為6.48，而Bentiu油藏底部1 483 m處該比值為2.86，頂部1 388 m處該比值為4.11，進一步證明水洗作用強度較弱(圖3)。可見，水洗作用對Bentiu油藏原油存在影響，但整體強度較低。

圖3 Jake-S-1井原油全烴色譜圖特征

2.2.2 氧化作用

前人研究表明，正構烷烴氧化成對應的酸需要2 000倍左右油藏體積飽和氧的地下水[7]；一般情況下地表水中氧的溶解度很低，只有埋藏較淺的大氣水入侵非常活躍的儲層才可實現。Jake south油田雖存在淡水注入，但難以達到如此高的注入強度，帶入油層的氧氣有限，因此氧化作用對Bentiu油藏原油的影響較弱。

2.2.3 生物降解作用

結合前人研究成果[10-13]，經過參數優選，認為飽和烴含量、原油總酸值TAN(定義為中和1 g原油樣品需要的KOH毫克數)、異戊二烯烴類生物標志物、部分藿烷類等參數均可較好地反映研究區生物降解強度(表2)，具體表現為：原油飽和烴含量越高，生物降解程度越低。隨著生物降解程度增大，生成有機酸數量增大，TAN數值增加。在異戊二烯烴類生物標志物中選擇的參數包括Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18等，其中Pr/Ph主要用于研究生物降解中期的原油降解程度；生物降解前期Pr/nC17、Ph/nC18值隨生物降解程度增加而逐漸升高。藿烷類參數Ts/Tm與C31藿烷S/(S+R)都隨原油成熟度升高而增大。綜合原油全烴氣相色譜資料和質量色譜資料(圖3、表2)，根據Peters和Moldowan 的劃分標準[14]，對Jake south油田各原油樣品的生物降解強度進行了研究，結果表明研究區原油生物降解程度整體較弱，處于生物降解前期，因此Pr/Ph參數在研究區不適用。

由表2、圖3可知，Jake-S-1井Bentiu油藏頂部飽和烴含量較高，TAN、Pr/nC17、Ph/nC18值均較低，且氣相色譜圖上飽和烴分布完整，基本未遭受生物降解；Bentiu油藏底部飽和烴含量較頂部明顯降低，TAN、Pr/nC17、Ph/nC18值均較頂部高，氣相色譜圖上低碳數飽和烴相對含量降低，異戊二烯烴相對含量增加，右側基線出現凸起，顯示原油遭受弱生物降解。AG油藏飽和烴含量較高，TAN、 Pr/nC17、Ph/nC18值均較低，且氣相色譜圖上飽和烴分布完整，基本未遭受生物降解。前人研究結果表明,研究區烴源巖Ro范圍為0.58%～0.72%， C32藿烷22S/(22S+22R)值為0.48～0.59，C29甾烷20S/(20S +20R) 和C29甾烷ββ/(ββ+αα) 之比為0.25～0.53，表明烴源巖成熟度中等—低，剛剛進入生油窗，處于生油高峰之前，因此Bentiu層和AG層原油的成熟度均較低。而Bentiu組原油的萜烷參數Ts/Tm與藿烷參數C31藿烷S/(S+R)均小于AG組的原油(表2)，也顯示出Bentiu組原油成熟度要低于AG組的原油，認為可能是受生物降解作用影響所致。總體上，AG組原油基本未發生生物降解，而Bentiu組原油由底部油水界面處至頂部生物降解程度不斷降低，這說明生物降解作用對原油性質具有較強的控制作用。

表2 Jake south油田Jake-S-1井原油地球化學參數

除以上3種破壞作用之外，烴源巖生烴成熟度差異與烴類運移的分餾效應均有可能造成原油性質差異。然而研究區主要烴源巖整體構造-熱演化特征相近，成熟度較低，剛剛進入生油窗，因此烴源巖生烴成熟度差異較小，對原油性質變化的影響較小。對原油飽和烴組分進行研究，發現Jake-S-1井C6—C14輕質烴和C25—C35重質烴在Bentiu組頂部和底部均有一定存在，并未出現由底部至頂部輕質烴含量顯著升高，重質烴逐漸降低的現象，烴類運移的分餾效應在油藏內相對較弱。另外，AG組中段烴源巖埋藏深度為2 600 m，Bentiu組油藏埋深為1 500 m，而Bentiu組平均油柱高度為90 m，油藏內部烴類運移的分餾效應對原油性質變化的影響也較小。

綜上所述，Jake south油田Bentiu油藏原油性質變化的主要因素為生物降解作用，水洗作用較弱，氧化作用最弱。

3 原油黏度變化規律

在Bentiu油藏中原油破壞作用受與油水界面距離控制，距油水界面距離越遠，生物降解程度越弱，原油重度越高、黏度越低，對這一原油黏度的變化規律進行了定量研究。

首先分析能反映原油黏度變化的自變量參數。結果表明，原油樣品距油水界面的垂直距離、地層深電阻率及密度測井曲線可以反映原油黏度，其中地層深電阻率測井曲線主要反映地層流體特征，包含地層原油黏度信息，密度測井曲線是巖石骨架和流體密度的整體體現。

讀取各原油樣品距油水界面的垂直距離，并在地層深電阻率和密度測井曲線上讀取特征值。對各參數進行回歸分析(圖4)，得到50 ℃脫氣原油黏度的線性關系式為

μ=0.156h+0.029RD+336.988ρ-729.906

(1)

式(1)中：μ為50 ℃脫氣原油黏度，mPa·s；h為各原油樣品在油氣藏中距油水界面的垂直距離，m；RD為地層深電阻率，Ω·m；ρ為密度測井曲線特征值，g/cm3。該式相關系數為0.832，相關性較強。

選取Jake-S-1井原油樣品對回歸公式進行檢驗，原油樣品距油水界面69.38 m，其地層深電阻率測井曲線數值為96.13Ω·m，密度測井曲線數值為2.24 g/cm3。用式(1)進行計算，其結果為38.55 mPa·s，與實驗結果41 mPa·s相比，誤差僅為5.97%。

圖4 Bentiu油藏黏度公式計算結果與原油黏度實測結果關系

根據地層原油黏度回歸公式，對Bentiu油藏地層原油黏度整體進行計算，得到了地層原油黏度場，進一步明確了油藏內不同位置原油黏度，從而為油藏數值模擬提供了數據支持。

4 結論

1) 蘇丹Muglad盆地Fula凹陷Jake south油田下白堊統Bentiu油藏造成原油性質變化的主要破壞作用為生物降解作用，水洗作用影響較弱，氧化作用影響最弱。

2) 在各種原油破壞作用影響下，Bentiu油藏底部油水界面附近原油破壞程度弱，頂部破壞程度極弱；由油藏底部至頂部，原油破壞作用減弱，原油API重度逐漸升高，黏度逐漸降低。AG組油藏并未遭受原油破壞作用，原油性質差異相對小。

3) Bentiu油藏50 ℃脫氣原油黏度與樣品距油水界面的垂直距離、地層深電阻率、密度曲線呈線性關系，且相關性較好。利用本文建立的回歸公式對油藏內不同位置原油黏度進行計算，可為研究區油藏數值模擬提供數據支持。

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(編輯：周雯雯)

The degradation of petroleum in Lower Cretaceous of Muglad basin and the variation regularity of its viscosity:a case of Bentiu reservoir in Jake south oilfield, Fula sag, Sudan

Han Rubing1Tian Changbing1Zhou Jiasheng2Li Shunming1He Hui1Du Yijing1

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing100083,China; 2.ChinaNationalOilandGasExplorationandDevelopmentCorporation,Beijing100034,China)

In daily production, the oil from Lower Cretaceous Bentiu Formation of Jake south oilfield in Fula sag of Muglad basin has large variation in physical properties including API gravity and viscosity. The mechanisms of these phenomena are not clear, which causes serious problems in production. With comprehensive analyses of well logging, well testing, physical property and geochemistry data, the petroleum degradation mechanisms and the variation regularity of oil viscosity are studied. Results show that the main cause of the variation of oil physical properties is biodegradation, while water washing effect is weak and the oxidization is the weakest. Controlled by these degradation processes, degree of petroleum degradation decreases from the oil-water contact to the top of the reservoir, thus the oil turns lighter and less viscous. With mathematical statistic method, the linear relation is established among 50℃ degas oil viscosity and the vertical distance to the oil-water contact, deep resistivity and density curve. The result can provide data support for reservoir numerical simulation.

Sudan; Muglad basin; Jake south oilfield; Bentiu reservoir; the Lower Cretaceous; petroleum degradation; oil viscosity; linear relation

1673-1506(2016)06-0009-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.002

韓如冰，男，博士研究生，主要從事油田開發地質研究工作。地址：北京市海淀區學院路20號中國石油勘探開發研究院油氣田開發研究所(郵編：100083)。E-mail:harbin2018@163.com。

TE133+.9

A

2016-06-13 改回日期：2016-07-18

*“十二五”國家科技重大專項“復雜油氣藏精細表征與剩余油分布預測(編號：2011ZX05009-003)”部分研究成果。