松遼盆地西部斜坡帶原油物性特征及成因分析

陳鳳祥

(大慶油田有限責任公司勘探開發研究院,黑龍江大慶163000)

我國稠油資源豐富，陸上稠油及瀝青資源在石油資源總量中的占比達20%以上，目前已在松遼盆地、渤海灣盆地、蘇北盆地、江漢盆地、塔里木盆地、準格爾盆地、吐哈盆地、南陽盆地等均發現稠油油田，預測稠油資源量可達1.98×1010t，已發現的稠油油田多集中分布在遼河油田、勝利油田、河南油田及克拉瑪依油田[1]。

我國發現的稠油油藏多具有陸相沉積的特點，區域構造復雜，油藏非均質性嚴重，埋藏多在800m以下，儲層以碎屑巖為主，儲層物性較好，孔隙度和滲透率均較高，巖石礦物膠結疏松，稠油油田多分布在盆地邊緣斜坡帶，通常與常規原油呈共生關系，從盆地凹陷中部向邊緣地區，油質逐漸變稠[2]。大慶油田雖然不是我國主要的稠油產區，但稠油資源較豐富，儲量可觀，具有較好的勘探開發前景。隨著大慶油田進入勘探開發后期，地層采出液含水率不斷升高，原油產量下降，加強對稠油油藏的開發，對于大慶油田持續高產穩產具有重要意義。

1 地質背景及成藏條件

1.1 地質背景

松遼盆地西部斜坡帶地理位置上橫跨兩市（大慶市、齊齊哈爾市）三縣（肇源、泰康、泰來），南北向長度可達180km，東西向寬度達100km，區域構造上位于大慶長垣以西，為松遼盆地北部一級構造帶，包含齊家—古龍凹陷、龍虎泡—大安階地、泰康隆起及西部超附帶4個二級構造單位。研究區內油氣資源儲量豐富，勘探開發主要目的層為黑帝廟油層、葡萄花油層、高臺子油層、扶余油層及楊大城子油層[3]。

青山口組一段泥巖和嫩江組一段泥巖是區域內的烴源巖和蓋層。有研究表明，松遼盆地西部斜坡帶稠油儲層的油氣資源主要來源于東部的齊家—古龍凹陷。在青山口組一段泥巖和嫩江組一段泥巖這2套烴源巖之間的薩爾圖油層是區域內的主要的油氣儲層，也是主要的勘探目的層位。研究區西部斜坡帶地層傾角普遍小于1°，局部地區地層傾角稍微偏大，不同地層間均為整合接觸，油氣運移的通道主要是西部斜坡帶砂體。前人對區域內烴源巖進行了研究，結果表明，青山口組一段的烴源巖在中白堊紀末期進入生烴門限，進入白堊紀末期達到了生烴高峰，而嫩江組一段烴源巖演化相對較晚，在白堊紀末期進入生烴門限，到古近紀末期進入生烴高峰。油氣從烴源巖向儲層運移的過程主要發生在白堊紀末期。研究區儲層中不僅蘊含較為豐富的稠油資源，還含有一定的天然氣資源，具有較好的勘探開發前景。經過多年的勘探開發，先后開發了他哈拉、葡西、敖古拉和龍虎泡等油田，取得了較好的勘探成果。

1.2 成藏條件

（1）地層區域不整合接觸及斷層構成油氣運移的主要通道。西部斜坡地區油層主要為薩爾圖油層和高臺子油層，該地區發育大量斷層，斷層規模較小，主要為正斷層，斷距通常介于10～30m之間，斷層延伸長度在1～10km之間，斷層及區域不整合面構成了油氣運移的主要通道。西部斜坡區原油是鄰近的齊家—古龍凹陷成熟的烴源巖生產的油氣運移過來的，主要有以下2種運移途徑：①油氣沿著斷層進入青山口組砂體中，而后沿著儲層上傾方向運移，再然后向西部高位運移匯聚成藏；②油氣沿著斷層做縱向或側向運移，到達不整合面之上的嫩江組。

（2）西部斜坡地區發育的平緩構造帶為油氣成藏提供了條件。在區域構造上，西部斜坡帶發育白音諾勒、阿拉新及江橋構造3個平緩的構造帶，這些平緩構造帶為稠油富集創造了條件，由于稠油密度大、粘度高，流動性比較差，對圈閉要求不高，平緩構造帶上發育的低幅度構造能夠控制稠油的運聚，為稠油匯聚成藏創造了條件。

1.3 油藏類型

（1）地層圈閉油藏。當儲層滲透性變差或沿上傾方向尖滅時會形成圈閉，圈閉中油氣藏頂界是砂巖儲層的尖滅線或由砂巖相變為泥巖的相變線，油氣藏底界是下傾方向的底水界限。研究區油氣由東向西沿斷層或不整合面運移，隨著儲層尖滅或砂巖相變成泥巖，油氣運移通道關閉，在圈閉內匯聚成藏，研究區內的江55區塊、杜66區塊稠油油藏都是屬于地層圈閉型油藏。

（2）構造油藏。當地層出現斷裂或構造變形時，會形成構造圈閉，油氣在圈閉中聚集會形成構造油藏。研究區油氣來自齊家—古龍凹陷的烴源巖，在長距離運移過程中遇到構造變形時匯聚成藏，形成了他拉紅、阿拉新區塊等稠油油藏，遇到斷層時匯聚成藏形成了江37區塊稠油油藏。

2 稠油物性特征

2.1 稠油油藏一般特征

我國通常將原油粘度大于50mPa·s的原油稱為稠油，稠油油藏一般具有以下特征：①稠油油藏通常埋藏較淺，大多數稠油油藏埋深在2000m以內，埋藏淺的油藏僅為幾十米，因此，稠油油藏的溫度和壓力相對較低；②稠油油藏多分布在砂巖地層中，小部分分布在礫巖或砂質礫巖中，地層膠結較為疏松，儲層的孔隙度和滲透較高，相應的含油飽和度也較高；③稠油油藏的飽和壓力和氣油比通常較低。由于稠油油藏在形成過程中會發生氧化作用和生物降解作用，其中的天然氣和輕烴組份在油氣運移過程中發生逸散，導致稠油油藏的飽和壓力和氣油比均較低[4]。

2.2 稠油物性特征

大慶油田經過多年的勘探開發，共發現數十個大小不等的油田，其中大多數油田生產普通原油，對于普通原油的物性參數及特征做了大量的研究工作，掌握了大量數據。對于西部斜坡帶的稠油，取嫩江區塊稠油進行了高壓物性分析，數據如表1所示，與松遼盆地普通原油物性進行了對比，結果如表2所示。

表1 稠油高壓物性參數

表2 西部斜坡帶稠油與普通原油物性對比

由稠油高壓物性參數測定結果可知，嫩江區塊稠油埋藏較淺，深度在400～500m之間。地層壓力在4～5MPa之間，遠小于大慶油田主力油層的地層壓力（大于10MPa），地層溫度在19℃左右，遠低于大慶油田主力油層地層溫度（45℃左右）。稠油氣油比低于大慶油田普通原油氣油比，此外，稠油的飽和壓力較低。

由表2稠油與普通原油物性對比可知，西部斜坡帶稠油膠質含量較普通原油高，臘含量低于普通原油。稠油相對密度明顯高于普通原油。此外，稠油中飽和烴含量及瀝青質和非烴含量明顯高于普通原油，而芳烴含量低于普通原油。

圖1 稠油密度隨油藏深度變化關系

圖2 稠油粘度隨油藏深度變化關系

為了研究稠油物性隨深度變化情況，將研究區內稠油的密度、粘度數據進行投點，如圖1、圖2所示，隨著油藏埋藏深度增加，稠油密度降低、粘度下降，物性表現出隨深度增加而變好的趨勢。

3 稠油成因探討

松遼盆地西部斜坡帶富含稠油資源，關于稠油的成因，相關研究表明，稠油在大氣降水下滲過程中造成的水洗作用、埋藏過程中的生物降解作用和氧化作用共同作用下，原油中正構烷烴消耗殆盡，支鏈烷烴和環烷烴大量富集，導致原油密度和粘度上升，形成稠油[5]。

3.1 水洗作用

研究表明，經過水洗作用的原油會出現稠化現象，相應的地層水礦化度會降低。為了研究松遼盆地西部斜坡帶水洗作用范圍，可以通過研究流體壓力場及地層水礦化度情況。通過對西部斜坡帶流體壓力場研究表明，超壓過渡帶頂面深度在1000m左右，超壓帶底面深度位于1350m左右，因此，大氣降水下滲的深度在1000m左右，由于西部斜坡帶的砂體具有良好的滲透性，加之斷層較為發育，在超壓過渡帶上部以水洗作用為主，下部水洗作用較弱或無水洗作用。超壓頂界面的地層水礦化度為5000mg/L左右，以此為依據，可以在平面上限定水洗作用的分布范圍，在地層水礦化度小于5000mg/L的區域內，稠油的成因以水洗作用為主，大于5000mg/L的區域，稠油成因存在其它作用機制。

3.2 氧化作用

在氧化作用下，自由氧能夠將原油氧化成酸和醇，使得原油中飽和烴含量減少，非烴和瀝青質含量增加。西部斜坡地區薩爾圖和高臺子油層埋藏較淺，且油層上部斷層較發育，富含氧氣的地表水通過斷層下滲到油藏中，使得油藏滲透性砂體中含有豐富的氧，在此條件下，原油容易被氧化，其中正構烷烴含量減少，支鏈烷烴和環烷烴含量增加，形成稠油。

3.3 生物降解作用

生物降解作用廣泛存在與地質作用過程中，生物存活的溫度一般小于80℃～100℃，此外，生物降解作用還需要具備有機質及富含氧氣的地層水。由于西部斜坡帶薩爾圖和高臺子油層埋藏較淺，地層溫度均低于80℃，油層頂部斷層較發育，富含氧氣的地表水下滲到儲層中，儲層中含有豐富的有機質，以上這些因素為生物降解作用創造了適宜的條件，因此，儲層中細菌降解作用比較活躍，消耗了原油中正構、異構烷烴化合物，不會消耗有機硫化物，細菌代謝過程中產生的部分硫化物還會進入原油中，使得原油中硫化物的含量顯著增加。

4 結論

（1）通過對松遼盆地西部斜坡帶稠油油藏成藏條件研究表明，地層區域不整合接觸及斷層構成油氣運移的主要通道，西部斜坡地區發育的平緩構造帶為油氣成藏提供了條件。稠油油藏類型為地層圈閉油藏和構造油藏。

（2）稠油高壓物性參數測定結果表明，稠油埋藏較淺，地層壓力和溫度遠小于大慶油田主力油層，氣油比與飽和壓力均較低。與大慶油田普通原油物性相比，西部斜坡帶稠油膠質含量高、臘含量低、相對密度高。此外，稠油中芳烴含量及瀝青質和非烴含量明顯高于普通原油，飽和烴含量較低。

（3）隨著油藏埋藏深度增加，稠油密度降低、粘度下降，物性表現出隨深度增加而變好的趨勢。

（4）研究區內稠油的成因主要包括水洗作用、埋藏過程中的生物降解作用和氧化作用。