開魯盆地陸東凹陷稠油成因分析
2021-12-08 08:45:52周約如
東北石油大學學報 2021年5期
周約如
( 中國石油遼河油田分公司 勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010 )
0 引言
全球有60多個國家或地區具有稠油資源，稠油、瀝青砂等非常規油氣資源儲量巨大[1]。加拿大西部盆地下白堊統砂巖和古生界碳酸鹽巖中的稠油、瀝青砂總資源量為2.664×1011m3[1]。中國塔里木盆地志留系瀝青砂廣泛分布，面積約為2.490×109m3；渤海灣盆地東營凹陷北部陡坡帶、南部斜坡帶、渤海油田稠油資源量均超億噸級；遼河坳陷已建成中國最大稠重油生產基地，稠油探明儲量約為1.027×109t[1-3]。開魯盆地陸東凹陷多口井資料顯示存在稠油油藏，稠油具有低熟油特征，存在生成原生稠油的可能，部分稠油具有次生稠油特征。稠油分布規律認識的無序性和稠油成因的不確定性，制約該區資源量評價和油氣勘探開發進程。
稠油是指在原始油層溫度下，脫氣原油黏度為(1～100)×102mPa·s，或在溫度為15.6 ℃及壓力為1標準大氣壓下，密度為0.934～1.000 g/cm3；黏度大于100×102mPa·s，密度大于1.000 g/cm3的原油為特稠油[4-5]。稠油主要有原生成因和次生成因兩種類型[6-11]。原生稠油主要指烴源巖在未熟熱演化階段生成的高密度、高黏度的低熟稠油，主要類型為腐泥型或偏腐泥型，有機質豐度高，發育于封閉的咸水—半咸水還原環境，由未成熟或低成熟早期烴源巖生成。東營凹陷新立村油田、八面河油田、樂安油田部分稠油，以及遼河坳陷西部凹陷的雷39、坨1-26-32井開采的稠油為原生稠油。已發現的原生稠油具有高硫特征[10-11]，如江漢盆地潛江凹陷存在典型的高硫原生稠油[6-9]，其生物標志化合物具有甾烷ααα20(R)C27優勢、高伽馬蠟烷、Pr/Ph<0.5、正構烷烴輕重比小于1等特征，反映母質為偏腐泥型、咸水還原環境、未成熟等特征[8]。原生稠油成熟度低，鏡質體反射率Ro約為0.3%，烴源巖在熱演化階段早期只有少量原油生成，如果生成規模原生稠油，則需要具有更大規模的未熟—低熟烴源巖。次生稠油是指油藏遭受后期破壞改造，輕烴逸散，油氣發生水洗、生物降解、氧化等物理化學變化而形成的一種重質油或瀝青[12-15]。已發現的稠油油藏大多數為次生成因，如遼河西部凹陷稠油、東營凹陷北部陡坡帶稠油、塔里木盆地志留系瀝青砂等[12-15]。次生稠油的成熟度從低成熟到高—過成熟，一般有明顯生物降解氧化痕跡，并且可能存在生物降解氣[16-17]。單一作用成因的次生稠油極少，在發生水洗、氧化等作用的同時伴有生物降解作用，因此，絕大部分次生稠油具有生物降解的特征，如飽和烴色譜基線上移，飽和烴含量降低或消失，易降解化合物含量降低，抗降解化合物含量相對增加，出現如25-降藿烷等特殊生物標志化合物，均可作為判斷次生稠油的依據[12-16]。
基于稠油成因特征分析，利用新采集的烴源巖、原油及油砂樣品，根據原油物性、油藏地區地層水分析數據，對烴源巖和原油母質類型、成熟度進行地球化學特征分析，研究原油物性分布規律及油藏保存條件，探討陸東凹陷稠油成因，預測稠油分布區，為研究區下一步勘探和開發部署，以及其他類似地區稠油成因、分布規律的研究提供借鑒。
1 區域地質概況
陸東凹陷位于內蒙古自治區，跨越扎魯特旗、科爾沁左翼中旗和開魯縣等二旗一縣，是開魯盆地陸家堡坳陷的一個次級凹陷，基底最大埋藏深度超過4.5 km，總面積約為1.74×103km2。構造上可以劃分為兩洼陷一凸起，分別為交力格洼陷、三十方地洼陷和中央凸起帶(見圖1)。
圖1 陸東凹陷構造單元劃分Fig.1 Classification of structural units in Ludong Sag
陸東凹陷是在海西期褶皺基底上發育起來的中生代陸相凹陷，具有斷坳雙層結構特征，基底為石炭系(C)、二疊系(P)。下白堊世，陸東凹陷進入斷陷期，自下而上依次發育白堊系下統義縣組(K1y)、九佛堂組(K1jf)、沙海組(K1sh)、阜新組(K1f)；上白堊世，陸東凹陷進入拗陷期，自下而上依次發育姚家組(K2y)、嫩江組(K2n)、四方臺組(K2s)、明水組(K2m)和新生界(Q)。斷陷期，受東南邊界正斷層長期活動控制，沉降幅度大，沉積巖巨厚，具有東南斷西北超覆、東南陡西北緩的單斷箕狀特征；東南部陡岸帶發育近岸水下扇沉積體系，北部緩坡帶發育辮狀河三角洲沉積體系，湖盆內部沉積九佛堂組和沙海組的厚層暗色泥巖，為該區優質烴源巖，湖盆中心部位發育重力流濁積扇；拗陷期，湖水變淺，主要為濱淺湖和河流相沉積。縱向上，油氣主要分布于九佛堂組和沙海組，零星分布于阜新組；平面上，已發現油藏主要位于中央凸起帶和交力格洼陷南部陡坡帶一側[18-23]。
陸東凹陷是遼河油田外圍中生代盆地勘探開展較早的地區，也是油氣勘探最先獲得突破的地區。自1987年首鉆陸參l井以來，已建成后河、前河、廣發、交2塊4個油田(見圖1) 。
2 樣品采集與分析
收集陸東凹陷39口井的68組原油物性數據和油藏區32組地層水離子分析數據，采集三十方地和交力格兩洼陷九佛堂組和沙海組烴源巖巖心樣品30塊，以及廖1井和廣3井不同埋藏深度油砂樣品12塊、原油樣品10個。樣品來自廣發、后河、前河和交2塊油田，樣品井號位置見圖1。
樣品測試分析在遼河油田勘探開發研究院勘探開發試驗中心完成。抽提原油、烴源巖和油砂氯仿瀝青“A”，利用硅膠和氧化鋁柱分離出飽和烴、芳烴、非烴、瀝青質四組分，并對四組分稱重定量，參照SY/T 5119—2016《巖石中可溶有機物及原油族組分分析》進行分析。對飽和烴進行色譜分析，利用惠普公司Agilent7890A氣相色譜儀，參照SY/T 5779—2008《石油和沉積有機質烴類氣相色譜分析方法》進行測定。利用惠普公司7890氣相色譜—質譜聯用儀對飽和烴進行色譜—質譜分析。色譜柱為HP-5 ms石英彈性毛細管柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)。進樣器溫度為280 ℃，載氣為氦氣，流速為1.04 mL/min，掃描范圍為50～550 u，檢測方式為全掃描，電離能量為70 eV，離子源溫度為230 ℃。檢測升溫程序為：50 ℃時恒溫2.0 min，以20 ℃/min的升溫速率升至100 ℃，再以3 ℃/min的升溫速率升至310 ℃，310 ℃時恒溫15.5 min。實驗方法參照GB/T 18606—2017《氣相色譜—質譜法測定沉積物和原油中生物標志物》進行。
3 原油物性分布特征
根據侯讀杰等[5]制定的原油物性標準，對陸東凹陷原油進行分類。陸東凹陷原油物性變化大，原油密度介于0.832～1.002 g/cm3，包括輕質油、中質油、重質油；原油黏度介于3.66～15 100.00 mPa·s，包括普通原油、普通稠油、特稠油。為避免油源來自不同洼陷地區的原油可能造成物性上的差別，將油源來自三十方地洼陷前河、后河油田的樣品與三十方地洼陷區原油進行統一比較；將油源來自交力格洼陷的交2塊油田、交2塊南部、交30塊的樣品與交力格洼陷區原油進行統一比較。
三十方地洼陷原油密度介于0.851～0.910 g/cm3(原油密度數據為溫度20 ℃下測得)，黏度介于14.28～148.21 mPa·s(原油黏度數據為溫度50 ℃下測得)，主要為輕質、普通原油，少部分為中質原油、普通稠油。后河油田原油密度介于0.887～0.935 g/cm3，黏度介于33.58～702.58 mPa·s，一部分為中質原油、普通稠油，另一部分為輕質、普通原油。前河油田原油密度介于0.907～0.966 g/cm3，黏度介于147.82～15 100.00 mPa·s，絕大部分為中質原油、普通稠油，小部分為重質原油、特稠油(見圖2(a))。平面上，三十方地洼陷原油物性最好，密度低，黏度低；后河油田原油物性略差，主要為中質原油，輕質原油、普通稠油、普通原油也有分布；前河油田原油物性最差。
交力格洼陷原油密度介于0.832～0.918 g/cm3，黏度介于3.66～77.31 mPa·s，主要為輕質、普通原油，部分為中質原油。交2塊油田原油密度介于0.842～0.929 g/cm3，黏度介于5.62～594.10 mPa·s，主要為中質原油、普通稠油，少部分為輕質、普通原油。靠近邊界主斷裂的交2塊南部和交30塊地區原油密度介于0.929～0.952 g/cm3，黏度介于388.75～5 691.63 mPa·s，主要為重質原油、普通稠油(見圖2(b))。平面上，交力格洼陷原油物性特征為洼陷區原油物性最好，密度低；交2塊地區原油物性略差；靠近邊界主斷裂的交2塊南部和交30塊原油物性最差。
平面上，陸東凹陷原油物性特征表現為洼陷區以輕質油為主，靠近陡坡帶、斷階帶的原油黏度、密度增大，物性變差。縱向上，埋藏深度較深(普遍大于1.8 km)的洼陷區原油密度小于0.900 g/cm3，黏度小于100.00 mPa·s，為輕質、普通原油；埋藏深度較淺(普遍小于1.8 km)的交2塊南部、交30塊、前河油田原油密度大于0.930 g/cm3，黏度大于100.00 mPa·s，為重質原油、普通稠油，并且隨埋藏深度變淺，原油黏度、密度逐漸增大，原油物性變差。
圖2 三十方地及交力格洼陷埋藏深度與原油黏度、密度關系Fig.2 The relationship of the density and viscosity of crude oil with depth in Jiaolige and Sanshifangdi Subsag
4 稠油成因
4.1 規模原生稠油生成條件缺失
陸東凹陷烴源巖整體熱演化程度不高，成熟度制約烴源巖生烴量，缺失生成規模原生稠油的條件。首先，烴源巖母質類型(干酪根顯微組分分析)分析顯示，主力烴源巖層九佛堂組有機質類型以混合Ⅱ型為主，其次為Ⅲ型[23]；原油飽和烴色譜—質譜分析(見圖3)具有規則甾烷ααα(20R)C28
圖3 陸東凹陷九佛堂組原油飽和烴色譜—質譜分析Fig.3 GC-MS analysis of saturated hydrocarbon of oil in K1jf in Ludong Sag
圖4 三十方地和交力格洼陷Ro與埋藏深度關系Fig.4 The relationship of the Ro with depth in Jiaolige and Sanshifangdi Subsag
陸東凹陷烴源巖偏腐植型母質類型和過高的成熟度不適合生成規模原生稠油，原油主要為低熟晚期到成熟原油。如果陸東凹陷稠油為原生成因，則生烴洼陷區運移距離短，縱向上靠近烴源巖的深部更易成藏，原生稠油分布于凹陷深部和洼陷帶。目前，陸東凹陷深部和洼陷帶原油為物性較好的輕質、普通原油，與陸東凹陷原油物性分布規律相悖。因此，陸東凹陷稠油非原生成因，不具備生成規模原生稠油的條件，已發現的稠油也不具有原生稠油未成熟的特征。
圖5 陸東凹陷原油、烴源巖甾烷20S/(20S+20R)C29與甾烷αββ/(αββ+ααα)C29關系Fig.5 The relationship graph of sterane's 20S/(20S+20R)C29 and sterane's αββ(αββ+ααα)C29 of oil and source in Ludong Sag
4.2 生物降解作用
生物降解是次生稠油形成的主要作用之一，微生物選擇性地消耗原油中的某些組分，使原油密度變大、黏度升高。原油中不同類型化合物抗生物降解作用有差異，生物降解順序依次為正構烷烴→烷基環己烷→類異戊二烯→C14-C16二環萜烷→藿烷(形成25-降藿烷)→甾烷→25-降藿烷或藿烷→重排甾烷→C26-C29芳香甾類化合物→卟啉[28]。根據不同類型化合物依次被微生物消耗的程度，可以將微生物降解程度依次劃分為10個等級[28-29]。廖1井位于稠油分布區前河油田，開采的原油具有明顯的生物降解痕跡。對廖1井不同埋藏深度的油砂樣品進行氯仿抽提，分離飽和烴后進行色譜分析，埋藏深度為1 200.40、1 306.40 m的樣品正構烷烴殘存保留，姥鮫烷、植烷具有明顯優勢，色譜基線略微抬升，降解程度為2～3級(見圖6(a-b))；埋藏深度為1 419.50 m的樣品正構烷烴基本保留，植烷優勢略微降低，色譜基線抬升相對降低，降解程度為1級(見圖6(c))；埋藏深度為1 603.30 m的樣品正構烷烴完全保留，植烷優勢消失，沒有明顯的生物降解痕跡(見圖6(d))。易降解的飽和烴被降解消耗而減少，非烴、瀝青質質量分數相對增加，與生物降解程度相對應；生物降解程度隨埋藏深度增加而降低，飽和烴相對質量分數增加，非烴、瀝青質相對質量分數減少。廣發油田廣3井出現與前河油田廖1井類似現象。芳烴質量分數受生物降解影響不大，與芳環化合物抗降解能力強有關，降解產物不含芳烴化合物(見圖7)。研究區稠油油藏的埋藏深度在2.0 km以內，地溫低于80 ℃，淺層相對保存條件差，地層水活躍，加速微生物生長繁殖，加劇微生物對原油的降解作用，促使淺層稠油形成；隨埋藏深度增加，地溫升高，微生物活動減弱，微生物對原油的降解影響降低，埋藏深度超過2.0 km的油藏原油物性相對較好，與研究區原油物性縱向上分布規律一致。
圖6 前河油田廖1井不同埋藏深度原油飽和烴氣相色譜分析Fig.6 Saturated hydrocarbon chromalogram analysis of the crude oil with different depths of Liao 1 Well in Qianhe Oilfield
圖7 陸東凹陷廣3井與廖1井不同埋藏深度原油組分質量分數柱狀圖Fig.7 Mass fraction histogram of crude oil with different depths of Guang 3 Well and Liao 1 Well in Ludong Sag
4.3 氧化作用
原油氧化是因為地層中存在氧化劑，絕大部分沉積盆地油氣儲層內源氧化劑有限[30]，外源氧化劑主要為下滲地表水帶入的氧氣將原油氧化，使原油物性變差，并且氧化作用大部分伴隨生物降解作用。
目前，陸東凹陷發現的稠油主要位于凹陷陡坡區斷階帶，斷階帶斷裂密集，部分斷裂活動期為白堊世末至第四系，斷裂直接斷至地表。陸東凹陷主要成藏期為早白堊世阜新組沉積時期，晚期斷裂多為開啟的張扭性斷裂，斷層活動可以使油藏與近地表發生連通，導致地表水下滲；水中溶解的氧氣隨之進入油藏，使儲層原油氧化，同時破壞油藏壓力系統，伴隨部分輕烴散失，原油發生次生作用，物性變差。此外，下滲的地表水帶去微生物需要的礦物元素，促進微生物繁殖，加劇微生物對原油的降解作用。
圖8 陸東凹陷地層水礦化度與埋藏深度關系Fig.8 The relationship of formation water salinity with depth in Ludong Sag
文中地層水分析數據為研究區探井試油真實地層水分析數據，由于探井所在區塊未開發，地層水未受后期開發影響，獲取的地層水樣真實可靠，可以準確反映油藏原始地層水特征。在研究區主要稠油分布區(如前河油田、交2塊南部、交30塊等地區)，隨埋藏深度的增加，地層水總礦化度變化不大，介于2.054～9.467 g/L。這是由于斷層溝通深部與淺部的地層流體，發生地層水交換，整體地層水總礦化度背離研究區原始隨埋藏深度逐漸增加而增大的規律。交2塊油田油藏保存條件相對較好，已發現的原油主要為輕質油和中質油，地層水總礦化度介于7.134～36.159 g/L，是稠油分布區同層位或同埋藏深度地層水總礦化度的1.5～4.8倍。稠油分布區的地層水因受到淺部地層低礦化度水和地表淡水的入侵、混合影響，地層水總礦化度異常偏低(見圖8)。
4.4 油藏保存條件
靠近交力格洼陷的交34井原油密度為0.875 g/cm3，黏度為24.00 mPa·s；交2井原油密度為0.897 g/cm3，黏度為180.46 mPa·s；靠近斷階帶的交22井(交2塊南部)原油密度為0.919 g/cm3，黏度為1 688.48 mPa·s。根據地層水總礦化度分析，靠近交力格洼陷區的交2塊油田地層水總礦化度遠高于斷階帶交2塊南部、交30塊的。交2塊南部地層水受地表水混入而形成現今超低的總礦化度，使油藏原油發生次生稠化。交2塊南部、交30塊原油稠化加重，交2塊油田油藏保存條件較好，保留原始物性特征，為輕質油。前河油田也存在類似特征，洼陷區域油藏埋藏深，斷裂不發育，地層水礦化度高，油藏保存條件好，原油主要為輕質油；靠近斷階帶區域油藏埋藏淺，斷裂發育，地層水礦化度低，油藏保存條件差，原油稠化加重。廖1井1 364.30～1 385.80 m處原油密度為0.942 g/cm3，黏度為3 762.77 mPa·s，1 640.10～1 652.10 m處原油密度為0.923 g/cm3，黏度為408.58 mPa·s，隨油藏埋藏深度增加，原油物性變好，密度變小，黏度降低；建3井1 073.80～1 169.10 m處原油密度為0.945 g/cm3，黏度為220.99 mPa·s(100 ℃溫度，溫度為50 ℃時黏度過大，超過儀器測量范圍)。建3井比廖1井同層(K1jf)原油物性更差。平面上，建3井較廖1井更靠近洼陷邊緣，廖1井油藏被斷至地表的斷裂切穿，油藏保存條件差(見圖9)。后河油田地層水總礦化度低，水型為NaHCO3，封閉性差，橫向上，靠近洼陷帶的廖1井比靠近斷階帶的建10井地層水總礦化度高，保存條件相對好。斷階帶地下水礦化度明顯偏低，與地表水下侵有關；地表水沿開啟的晚期斷裂逐漸下滲，與地下水發生交換，帶去細菌、微生物、氧氣等，使原油發生次生稠化；活躍的水體帶來微生物繁殖需要的無機鹽等營養物質，進一步加劇原油降解。
圖9 前河油田過建18—廖1—建3—建10井油藏連井剖面(剖面位置見圖1)Fig.9 The reservoir profile of Jian18-Liao1-Jian3-Jian10 Wells in Qianhe Oilfield(section location is shown inFig.1)
晚白堊世，陸東凹陷火山運動比較頻繁，在廣發油田廣3井和前河油田廖1井中，分布于油藏附近的多套地層巖石含凝灰質礦物成分。成藏期后，活動的火山運動對油藏造成不同程度的破壞，火山噴發或巖漿侵入導致附近地層隆起或斷裂而形成裂縫，熔巖冷卻收縮也伴隨裂縫的形成，斷裂和裂縫可為流體交換提供通道；同時，火山運動引起的流體升溫和壓力變化，加速附近地層巖石孔隙中流體的交換運動和已形成油藏原油的次生變化。
5 結論
(1) 開魯盆地陸東凹陷稠油主要為分布于交2塊南部、交30塊、前河油田等斷階帶附近的淺層油藏(埋藏深度小于1.8 km)；平面上自斷階帶至洼陷帶，縱向上由淺至深，原油密度和黏度逐漸減小，原油物性逐漸變好。
(2) 陸東凹陷烴源巖有機質類型以Ⅱ型為主，熱演化程度為低熟—成熟，原油主要為低熟—成熟原油，缺乏生成規模原生稠油的條件。
(3)陸東凹陷稠油主要為次生成因，具有明顯的生物降解特征，隨埋藏深度變淺，稠油降解程度有增大趨勢。稠油油藏地層水礦化度異常偏低，表明稠油分布區(斷階帶)的油藏保存條件相對差；成藏期后的斷裂活動與火山作用使地表水下侵，油藏保存條件變差，加劇原油生物降解和氧化等次生作用，導致原油物性變差，形成次生稠油。
