東營凹陷南坡原油物性差異特征與成因

楊懷宇

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發研究院，山東 東營 257015)

東營凹陷南部斜坡帶具有“頂剝底超”的地質結構及復雜的斷裂體系[1-3]，形成多種類型的圈閉并發現多套層系的油氣突破[1]，如近期完鉆的王955、王古9、草336等探井相繼取得成功[4]，南部斜坡帶也成為近期東營凹陷勘探的熱點。然而，研究區的儲量在縱向及平面分布上具有明顯的不均衡性，整體勘探程度仍較低[5]。勘探實踐表明，研究區沙二段、沙四上、沙四下—孔店組紅層為該區目前主要勘探對象[1]，從大量原油物性實測數據來看，各層系原油物性存在較大差異，目前對于原油性質變化的主要影響因素缺乏較深入、系統的研究。以原油物性資料和地質背景為基礎，分析重點研究區東營凹陷南坡東段的原油性質、分布規律，剖析影響原油性質的主控因素，指出有利油性甜點分布區。

1 區域地質背景

東營凹陷南坡東段北鄰牛莊洼陷，南接廣饒凸起區，西臨純化鼻狀構造帶，東接八面河鼻狀構造帶。該區為北傾的單斜地層斜坡帶，涵蓋陳官莊鼻狀構造帶、王家崗鼻狀構造帶和草橋鼻狀構造帶等3個大型構造帶。研究區主要目的層為古近系和新近系，其地層自下而上分別為孔店組(Ek)、沙河街組(Es)、東營組(Ed)和館陶組(Ng)，其中沙河街組自下而上又分為沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)。本區烴源巖研究成果表明，東營凹陷主要發育沙四上亞段和沙三下亞段2套主力優質烴源巖[6]；另外，除了沙河街組烴源巖之外，東營凹陷還發育深層的沙四下和孔二段2套潛在烴源巖，如東營凹陷北部陡坡帶沙四下砂礫巖體的輕質油氣來源于沙四下亞段的烴源巖，該套源巖具有良好的生烴潛力[7-8]，針對更深層孔二段烴源巖的生烴潛力,部分學者提出爭議[9]，總體評價為差—一般烴源巖，以生氣為主。東營凹陷南坡東段的油氣來源研究成果表明，主要來自于北部牛莊洼陷和西南部博興洼陷的多套烴源巖貢獻，其中王家崗—八面河油田的油氣主要來源于牛莊洼陷，而南部石村斷裂帶附近的油氣為牛莊洼陷和博興洼陷共同供烴(圖1)。從儲量發現的層系來看，7套含油層系共發現探明儲量1.5億t，其中沙河街組和孔店組為主要的含油氣層系。

圖1 東營凹陷南斜坡不同油氣來源分布

2 原油物性差異特征

東營凹陷南坡東段的主要含油層系有：沙二段、沙三段、沙四上、沙四下—孔店組、中—古生界，縱向上多套含油層系上、下疊置，埋深范圍跨度較大，油藏平均埋深為1 100～2 800 m；平面上不同層系含油面積相互錯綜，油氣資源較為豐富。由于不同層系油氣的來源、運移、聚集和保存條件均存在明顯差異，因而導致原油性質復雜多變[10]。基于研究區的原油性質及含油層系的差異，將南坡東段不同目的層的原油物性分為3類，分別為沙二—沙三型(高密度、高黏度、低含蠟、低凝固點)、沙四型(低密度、低黏度、低含蠟、低凝固點)和孔店型(低密度、低黏度、高含蠟、高凝固點)。

從這3種類型的縱向油性特征來看，以南部斜坡帶草橋周緣地區為例，埋藏相對較淺的Es2以重質稠油為主(密度為0.96～0.98 g/cm3，黏度為1 628～13 309 mPa·s，凝固點為11～25 ℃)，Es4為重質常規原油(密度為0.92～0.95 g/cm3，黏度為70.39～2 500 mPa·s，凝固點為-8～21 ℃)，與Es4、Es2原油相比，Ek具有高凝固點、高含蠟、低密度、中黏度、低含硫的特征。不同層系原油性質存在明顯差異，相同層系原油性質呈有規律性的變化。從平面變化規律來看，沙二—沙三型原油主要在研究區南坡盆緣帶分布，沙四型原油在整個研究區均有分布，孔店型原油主要在研究區南部丁家屋子構造帶集中分布；從油性參數數據平面分布來看，表現為由北向南原油密度和黏度逐漸加大，表現出環狀分布和東西差異的特點，其中重質油和超重油絕大多數位于埋深小于1 900 m的斜坡上部地區(圖2)；從洼陷帶向斜坡帶，原油凝固點整體逐漸降低，含蠟量逐漸減少，也表現出環狀分布的特點(圖3)，但在丁家屋子構造帶等地區，原油凝固點和含蠟量變化較大，尤其是孔店組及前古近系儲層原油凝固點和含蠟量非常高，表現出明顯不同的特點。

3 原油物性差異成因剖析

東營凹陷南坡東段的3類原油物性差異分布特征是多種因素共同作用的結果。研究表明，油源差異、油氣運移、生物降解以及氧化作用等因素是造成原油性質環帶狀分布規律的原因。

3.1 油氣來源差異造成油性差異

原油的組成及性質在一定程度上與烴源巖的沉積環境、有機質的類型及演化程度有關[11-12]。從斜坡帶單斜的盆地地質結構來看，沙河街組油藏類型主要有斷塊油藏、不整合油藏及少量復合油藏，牛莊洼陷沙三下—沙四上烴源巖生成的油氣沿著晚期活動的臺階階梯斷層向南運移，運聚至盆緣帶多套沙河街組的圈閉中成藏；相比較而言，孔店組油藏主要分布于北部王家崗地區，這些油藏主要是斷塊油藏，

圖2 東營凹陷南部儲層原油密度平面分布

圖3 東營凹陷南部原油凝固點平面分布

從源—儲對接情況來看，圈閉縱向上難以對接沙三下—沙四上烴源巖層段，地質認識上更傾向于深層孔店組的烴源巖貢獻(圖4)。同時，通過原油地球化學參數中的甾萜類生物標志化合物手段分析，明確南坡東段分為淺部(沙二—沙四上)與深部(孔店組)2套成藏體系[13-14]。具體來看，王127井的沙四上烴源巖甾烷m/z=217不具有甾烷C29優勢，m/z=191具有高伽馬蠟烷和高升藿烷C35優勢的特征；而孔店組原油則明顯不同，如王古9井孔店組的油砂分析后甾烷具有C29優勢，呈反“L”型甾烷，同時具有中—低伽馬蠟烷、低升藿烷C35和較高的三環萜烷分布特征，與沙四上烴源巖的生物標志化合物特征差異較大(圖5)，而王古9井沙四下的油砂則與沙四上烴源巖生物標志化合物特征較為類似，分析認為孔店組油藏主要來源于牛莊洼陷深層孔店組烴源巖的貢獻，淺部沙河街組油藏與深部明顯不同，以沙四上烴源巖來源為主，可能混有少量沙三下烴源巖的貢獻。結合宏觀與微觀綜合分析來看，孔店組油藏無論從地質結構上還是從生物標志化合物上，其油氣很難證實是沙三下—沙四上烴源巖的貢獻，因此深層孔店組油藏主要來自于孔店組烴源巖的貢獻，證據較為可靠。

圖4 東營凹陷南北向烴源巖—油藏對接剖面

分析認為，由于孔店組烴源巖沉積時期處于較為干旱且高等植物為主的沉積環境[12]，該時期高等植物角質體高碳數生物蠟是其母質來源，鄰近這些烴源巖的油藏可出現高蠟原油，含蠟量的增高則導致原油凝固點的升高，從而造成高凝、高蠟的孔店型的原油特征。

圖5 東營南坡東段生物標志物特征譜

3.2 生物降解導致平面上油性差異

針對沙河街組油藏的淺部成藏體系來說，埋藏較淺的沙二段原油物性相比埋藏較深的沙四上原油黏度更大且密度更重，這是由于排烴期原油的運移、聚集及后期的保存條件(如地層水的氧化、生物的降解作用以及斷層封閉性等)的差異所致[15-16]。原油地球化學特征表明，處于復雜斷塊的沙二段原油存在明顯的生物降解作用，并且對于同一含油斷塊來說，靠近斷層的原油密度要高于相同埋深且遠離斷層的原油密度，如近斷層官7井的原油密度(0.89 g/cm3)高于官9井的原油密度(0.87 g/cm3)。同時，利用全二維色譜—飛行時間質譜技術鑒定UCM-B中組分，可以精確劃分生物降解程度，隨著降解等級增加，原油中的正構烷烴、異構烷烴、萘和菲等芳烴、甾萜類及霍烷類等化合物逐漸被降解，化合物種類明顯減少，不同化合物相對含量、極性之間的差別顯著減小(圖6)，從北向南方向原油生物降解級別逐漸增加。

4 油氣地質意義

總體來看，油藏的保存條件、重力分異作用和油田開發等是導致局部地區物性變化復雜的主要影響因素。從綜合油性與儲量產能情況來看，沙四型原油具有相對低黏度、低凝固點等優質油性特征，且整體產能較好，沙二—沙三型稠油可通過注氣熱采實現開發，孔店型原油待試采工藝進一步改善后可作為后備儲量陣地。

圖6 東營南坡生物降解全二位色譜—飛行時間質譜圖

綜合以上油性與成因剖析的研究成果，沙四型優質原油沿著油氣的主運移方向，原油的甾萜類、含氮化合物、物性等特征呈現有序的變化規律。根據以上原油分布規律，利用黏溫曲線獲得拐點溫度，結合有效源巖埋深、地溫梯度等數值可確定南斜坡沙四型低熟油的運移范圍和外邊界，利用黏溫拐點溫度測算公式：T=8.6 lgμ+22.5(T為黏溫拐點溫度，℃；μ為地面脫氣原油在50 ℃時的黏度值)。通過以上公式，可計算出東營凹陷南部低熟油的黏溫拐點溫度為55～65 ℃，再結合地溫梯度，可計算得到東營凹陷沙四型原油的南部運移邊界，該成果可有效提高尋找沙四型優質油性的圈閉含油氣范圍。從計算結果來看，沙四型原油向南能夠運移到草橋北北坡草7—王956井區周緣，該區仍具有較大的增儲勘探潛力。

5 結 論

(1)東營凹陷南坡東段不同目的層按原油物性劃分為3類：沙二—沙三型(高密度、高黏度、低含蠟、低凝固點)、沙四型(低密度、低黏度、低含蠟、低凝固點)和孔店型(低密度、低黏度、高含蠟、高凝固點)，原油物性平面分布上密度及黏度向南逐漸增高，含蠟量及凝固點向南逐漸減低。

(2)剖析成因認為，沙二—沙三型原油主要是由于埋藏較淺造成生物降解嚴重，形成高密度和高黏度的油性特征；沙四型為優質原油型，依據黏溫拐點、烴源巖埋深及地溫梯度確定早期低熟油的運移邊界；孔店型原油具備中—低伽馬蠟烷、較低三環萜烷及C29優勢的反“L”型甾烷，該特征明顯有別于目前已發現烴源巖典型特征，推測來自于深層孔店組的潛在源巖，其生烴母質造成其高凝高蠟的油性特征。