緬甸伊洛瓦底盆地D區塊P-1油氣藏特征及其成因分析

趙明

(中石化江漢油田分公司勘探開發研究院，湖北 武漢 430223)

緬甸伊洛瓦底盆地D區塊P-1油氣藏特征及其成因分析

趙明

(中石化江漢油田分公司勘探開發研究院，湖北 武漢 430223)

利用有機地化方法研究緬甸伊洛瓦底盆地D區塊P-1油氣藏產出的原油和天然氣的性質及其成因。原油具高密度、高黏度、高含蠟量和高凝固點的特點；族組分具有高飽和烴、高飽芳比、低非烴和瀝青質的特征；正構烷烴受輕烴含量影響較大，具有姥鮫烷優勢，甾烷C27-C29ααα(20R)分布指示母源為Ⅱ2～Ⅲ型干酪根。天然氣為Ⅲ型干酪根形成的煤成氣。油氣是在異常高壓條件下由成熟的煤系腐殖型母質為主形成的高蠟凝析氣藏。由于反凝析作用，隨著輕烴組分不同程度散失，原油的物理化學性質發生明顯改變。

伊洛瓦底盆地；D區塊；高蠟凝析氣藏；油氣藏特征；油氣成因

1 地質背景

伊洛瓦底盆地位于印緬山脈和中緬山脈之間的中央低地，處于欽敦江、伊洛瓦底江流域。伊洛瓦底盆地可分為3個二級構造單元：西部深坳、中部隆起和東部淺坳。D區塊位于伊洛瓦底盆地西部深坳帶的欽敦凹陷和沙林凹陷之間的凸起上，構造帶表現為東西走向，呈現“四隆二凹一斜坡”的格局，“隔擋式”排列，具有狹窄的背斜與寬緩的向斜[1]。盆地充填主要由晚白堊統-古近系碎屑巖構成，區內鉆井揭示的地層主要為始新統蓬當組、塔本組和提林組。其中塔本組為主要勘探目的層，含有2種類型的烴源巖，其上段為Ⅲ型母質的煤系烴源巖，下段為Ⅱ2型母質的暗色泥巖烴源巖，處于未成熟-成熟演化階段。塔本組具有三角洲前緣亞相的有利生儲蓋組合，發現有P-1油氣藏，試油獲得了工業油氣流[2]。

P-1油氣藏內同一口井相同層位所取的原油樣品不僅存在色澤多樣，物理性質差異大，地化資料顯示成熟度分布范圍廣，飽和烴含量差異較大，且伴生的天然氣的成因類型也比較復雜。因此，有必要對油氣的性質進行分析，找出造成油氣性質差異的原因，并論述油氣來源。

2 原油和天然氣特征

2.1 原油物理性質

P-1油氣藏原油主要分布于塔本組。原油(除降解油外)密度值在0.769～0.885g/cm3之間，黏度在0.91～12.7mm2/s，含蠟量在0.7%～25.4%，總體屬于高含蠟的揮發油-輕質油(表1)。

原油顏色多種多樣。同一個構造，同一口井的不同層位乃至同一層位獲得的原油顏色，從透明的淡白色、橙色、橙紅色，半透明的淡黃色、深灰色，到不透明的深綠色、淺褐色，深褐色，甚至黑色均有出現(圖1)。

圖1 P-1油氣藏原油顏色圖片

2.2 原油族組成

D區塊不同地區，不同層位，相同層位的深、淺層原油族組成變化較大，飽和烴質量分數為2.7%～85.2%，芳烴為0.2%～49.1%，非烴為0.7%～13.2%，瀝青質為0.19%～14.5%(表1)。總體上表現為高飽和烴含量(質量分數一般大于60%)，高飽芳比，低非烴和瀝青質(質量分數一般小于4%)的組成特征。

2.3 原油族組分碳同位素

通常情況下，原油及族組分的碳同位素值具有δ13C(飽和烴)<δ13C(原油)<δ13C(芳烴)<δ13C(非烴)<δ13C(瀝青質)的正常同位素分布序列[3]。區內原油及族組成具有δ13C(飽和烴)<δ13C(原油)<δ13C(芳烴)>δ13C(非烴)>δ13C(瀝青質)的特點，原油的非烴和瀝青質同位素組成發生倒轉。

一般情況下，煤成凝析油δ13C凝析油>-28 ‰，δ13C(飽和烴)>-29.5 ‰,δ13C(芳烴)>-27.5‰。區內的大部分原油及其中的飽和烴、芳烴碳同位素值都偏重，表現為煤系烴源巖生成的凝析油特性，只有極少量原油碳同位素值表現為正常油的特點(圖2)。

圖2 D區塊原油組分同位素分布圖

2.4 原油輕烴特征

區內原油輕烴中C6系列化合物三角圖C6環烷烴相對含量為50%～75%，C6鏈烷烴20%～40%，苯含量在10%～25%(圖3)，數據點明顯偏向于環烷烴，具有煤系源巖生成的油的特點。C7系列輕烴也表現為相似的特點(圖4)。

圖3 P-1油氣藏原油輕烴C6組成三角圖 圖4 P-1油氣藏原油輕烴C7組成三角圖

利用庚烷值與異庚烷值劃分原油的成熟度，據王培榮等[4]對我國主要的沉積盆地研究提出了原油輕烴庚烷值與異庚烷值判別成熟度的標準(圖5)。區內原油輕烴的庚烷值4.37～11.7，異庚烷值0.57～0.9，為低成熟原油。

圖5 P-1油氣藏原油輕烴庚烷與異庚烷的成熟度劃分圖

2.5 原油色譜質譜特征

P-1油氣藏原油飽和烴色譜分析表明，正構烷烴碳數分布范圍一般在C11～C34之間(圖6)。Patolon-1井DST1-1測試分析樣品碳數分布范圍較窄，碳數在C12～C29、C31之間。從C17以后的高碳數正烷烴分布十分類似，峰高迅速下降，無奇偶優勢。

圖6 Patolon-1井原油飽和烴色譜圖 圖7 P-1油氣藏淺層原油飽和烴色譜圖

原油具有明顯的姥鮫烷優勢，Pr/Ph一般4.8～9，Pr/nC17大于1，Ph/nC18小于1，具有煤型油特征[5]。原油甾烷C27、C28、C29ααα(20R)在譜圖上主要呈不對稱的“V”形分布，其中C27規則甾烷組分在26%～47%之間，C29規則甾烷在30%～53%之間，屬于以Ⅱ2～Ⅲ型干酪根為主的母質類型[5]。

原油C2920S/(20S+20R)值基本大于0.4，屬于成熟-高成熟的原油(圖8)，說明原油來自于成熟的烴源巖。

圖8 P-1油氣藏塔本組原油C29甾烷異構體成熟度劃分圖

2.6 天然氣特征

天然氣中CH4體積分數在80.19%～97.71%之間，C2H6以上重烴體積分數較低，基本在5%以下，非烴氣體中CO2和N2體積分數較低。氣樣的干燥系數都比較高，在0.83～0.99之間，平均為0.95，說明絕大部分樣品為干氣，只有極少數樣品為濕氣。iC4/nC4大于0.85，說明生氣烴源巖有機質以Ⅲ型有機質為主。

根據戴金星[6]的C1/C2+3-δ13C1分類圖版(圖9)，區內天然氣主要為凝析油伴生氣和煤成氣，僅個別樣品為油型裂解氣和生物氣、原油伴生氣。天然氣甲烷及其同系物δ13C1值根據戴金星及其他學者所建立的分類標準表明，區內天然氣類型主要為煤成氣，并含有部分混合型天然氣[1]。采用適用于煤型氣的公式計算出區內天然氣的鏡質體反射率(Ro)值介于0.65～1.25之間，屬成熟演化階段。認為天然氣主要來自于塔本組上段成熟的煤系烴源巖。

圖9 研究區天然氣成因判識(底圖據文獻[6])

3 油氣性質變化原因及來源分析

3.1 輕烴組分的變化是造成原油物性改變的主要原因

Patolon-1井DST1-11(2381.5m)和DST1-12(2401.4m)樣品的高壓物性分析表明，地下烴類系統為露點系統，在等溫條件下出現了反凝析現象，判定油氣藏為凝析氣藏，用氣油比判斷法、地層流體組分的組合判斷法進一步確定P-1油氣藏屬于不帶油環的凝析氣藏[7]。

根據前文分析油氣都具有腐殖型有機質成因的特點。天然氣和凝析油為煤成型(Ⅲ型干酪根)，而正常油具有偏腐殖型(Ⅱ2型干酪根)特點。偏腐殖型的成熟混合型母質能形成含有高蠟凝析油的凝析氣藏，高蠟凝析油具有密度較大、高含蠟量和高凝固點，并且含有少量的膠質-瀝青質，地表原油可呈褐色、黑色[8]。由于地下的異常高壓的作用[9]，大量石蠟烴和一些膠質-瀝青質溶解于天然氣或輕烴中，在地下呈現單一氣態。凝析氣藏具有高氣油比，伴生氣體多為干氣，凝析油含量較低(<100g/m3)。

綜合考慮區內的構造和地化多種因素，在同一Patolon構造相鄰的兩個圈閉(P-1、P-2)、同一產層中出現各種原油的原因，是因為區內井下主要為高蠟凝析油和正常油的混源油，也有少量正常油。凝析油中輕烴所占比例可高達50%左右，這些輕烴不僅是原油中重要的組成，而且是重要的溶劑。任何輕烴含量的變化都會導致原油性質的改變。對于高蠟凝析油，輕質組分的減少造成的影響遠遠大于常規原油，按照輕質組分減少的程度不同，原油的性質就會發生相應的變化。

3.2 取樣條件的差異造成原油物性變化及色譜圖的差異

由于取樣的壓力低于凝析油氣藏的露點壓力，取出來的油樣和氣樣并不能代表地層樣品。在Patolon-1井、Patolon-2井和Patolon-2st井每次測試和取樣方式都有所不同：有時是井口直接取樣，原油甚至與泥漿或水混合；有時是在分離器中或油罐(0.1MPa) 中取樣，原油均為脫氣原油(表1)；另外，取樣后帶回國分析，長時間置放，密封不好，都會造成輕組分的揮發。隨著輕質組分的減少，原油從低密度、低黏度、強揮發、易流動的液態到高密度、高黏度、揮發性弱、不易流動的膠狀油，甚至固態的變化。在烴類組成(色譜圖)上也有明顯的變化，不能簡單地根據色譜特征來進行油源對比。

3.3 油氣運移分餾作用也造成同源的原油性質的改變

運移分餾作用也會導致同一來源的原油化學組成上的差異，如飽和烴/芳烴比值，甾烷分子參數的變化，原油碳同位素變重1‰等[10]，因此，同一油藏不同深度的原油會有性質差異，淺層為凝析油，深層為高蠟油。

原油的顏色主要取決于膠質-瀝青質的含量，高分子量的烴類(蠟)只帶有淺黃色，低分子量膠質為淺色，高分子量的膠質為紅色；有些原油帶綠色，可能在膠質中存在六環或更多環分子；瀝青質則是黑色，呈膠體狀分散在石油中。原油中輕質組分(輕烴)減少，重烴組分(蠟質)、膠質-瀝青質相對含量不斷的增加，甚至發生沉淀后，原油的密度和黏度不斷增大，原油的顏色也隨之從透明的淡黃色、橙色到不透明的深褐色、黑色。

研究區原油族組分碳同位素發生倒轉的現象，是因為區內不同性質原油相互混合，才會形成非烴與瀝青質碳同位素倒轉的特征。

3.4 重烴指標計算的原油成熟度更接近于實際情況

關于原油成熟度的研究表明，該種原油“較重”和“較輕”組分的成熟度不一致的原因，可能與原油蝕變或混源有關[4，11，12]。當油藏發生蒸發分餾時，其殘留油中的正、異庚烷值會下降, 下降程度隨分餾效應的強弱不同而有所差別, 原油會出現“較輕”組分成熟度不高的假象。由于區內原油主要為混合油，且輕烴發生了不同程度的散失，導致輕烴的成熟度偏低，所以選取重組分生物標志化合物參數計算的成熟度更為合理，即區內原油為成熟油。

區內油氣均處于成熟演化階段，母質類型為Ⅱ2～Ⅲ型干酪根，凝析油與塔本組上段煤系烴源巖親緣關系密切，正常油與塔本組下段暗色泥巖親緣關系密切，由于區內塔本組上段煤系地層處于未成熟-低成熟演化階段，推測油氣主要來自欽敦凹陷和沙林凹陷內的塔本組成熟烴源巖。

4 結論

1)D區塊原油屬于高含蠟的凝析油與正常油的混合油，且凝析油的主要組分為輕烴。天然氣主要為干氣，CH4體積分數95%左右，同位素較重，位于成熟演化階段，為腐殖型的凝析氣。

2)原油性質差異的主要原因不是源巖，而是反凝析作用、運移分異、測試和取樣條件。由于凝析油中富含輕質組分，因此，任何因素造成輕質組分的減少，都會改變原油，特別是高蠟凝析油的物理化學性質。按照輕質組分減少的程度不同，原油的性質就會發生相應的變化。這種變化同時影響了原油的生標參數。

3)區內油氣與塔本組烴源巖在有機質類型和成因類型方面均較為符合，判斷油氣來自于成熟的塔本組烴源巖。

[1]王振奇,張櫻,黎兵.東南亞某區塊天然氣成因分析及氣源對比[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報),2013,35(3):1～5.

[2]周新科.緬甸伊洛瓦底盆地D區塊石油地質特征與勘探前景[J].江漢石油職工大學學報,2009,22(2):19～22.

[3]季東,關平,肖玉雄，等.原油極性分離法及其對解釋原油碳同位素特征的作用[J].天然氣地球科學,2007,18(3):447～453.

[4]王培榮,徐冠軍,張大江，等.常用輕烴參數正、異庚烷值應用中的問題[J].石油勘探與開發,2010,37(1):121～128.

[5]惠榮耀,張繼忠,孟偉祥，等.準噶爾盆地南緣煤成油的地球化學特征[J].沉積學報,1990,8(1):29～35.

[6]戴金星.各類烷烴氣的鑒別[J].中國科學(B輯),1992,22(2):185～193.

[7]朱慧.緬甸D區塊Patolon-1構造凝析氣藏判斷方法[J].江漢石油職工大學學報,2014,27(4)：7～9.

[8]張枝煥，黃志龍，張振英，等，吐哈盆地西部地區高蠟凝析油和輕質油的地球化學特征及成因分析[J].地質學報，2004,6(4):551～559.

[9]陳輝,李仲東,過敏.緬甸D區塊超壓與油氣成藏[J].天然氣技術與經濟,2014,8(2):22～26.

[10]王東良,李勇,敬兵.塔里木盆地柯克亞地區原油差異與成因分析[J].石油實驗地質,2007,29(2):192～198.

[11] Thompson K F M. Fractionated aromatic petroleum and the generation of gas-condensates[J]. Organic Geochemistry, 1987, 11(6):573～590.

[12] Thompson K F M. Gas-condensates migration and oil fractionation in deltaic systems[J]. Marine and Petroleum Geology,1988,5(3):237～246.

2017-01-22

趙明(1986-)，女，碩士，工程師,現從事油氣勘探研究工作,amanda_freedom@163.com。

[引著格式]趙明.緬甸伊洛瓦底盆地D區塊P-1油氣藏特征及其成因分析[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(23):1～7.

TE122.1

A

1673-1409(2017)23-0001-07

[編輯] 宋換新