渤海海域PLA含油构造稠油特征及稠变因素分析

官大勇，王 昕，李 才，高坤顺，韦忠花

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津塘沽 300452；2.中海石油能源发展股份有限公司采油工程研究院）

渤海海域PLA含油构造稠油特征及稠变因素分析

官大勇1，王 昕1，李 才1，高坤顺1，韦忠花2

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津塘沽 300452；2.中海石油能源发展股份有限公司采油工程研究院）

海域油藏开发经济门限高，对稠油油藏来说，选取合理的开采技术提高产能、扩大经济效益将是重中之重。通过对PLA含油构造区稠油物理特征、原油稠变环境以及影响原油稠变因素分析，总结出该区原油具有“三高三低”的稠油特点，属于普通稠油－特稠油；原油稠变主要因素是地层埋藏浅、温度低，保存条件差以及强生物降解和水洗作用。

渤海海域；庙西北凸起；生物降解；稠油特征；原油稠变因素

随着稠油开采技术的发展和创新，日益增多的技术种类为稠油的开采提供了技术支持，但是每种技术都有其各自的特点，要具体根据油藏类型，因地制宜地采取相应的技术措施［1－5］。如果能分析清楚原油稠变的原因，确定其油藏类型，根据具体情况再去研究与其匹配理想的开采技术，那样会更具有针对性，效果和效益将会更加明显。尤其在海域，稠油开发的经济效益下限要比陆地高的多，因此，研究稠油的油藏特征及稠变因素具有重要意义。

1 地质概况

PLA构造位于渤海东部海域庙西北凸起之上，是依附于边界大断层所形成的大型半背斜构造，基岩潜山是长期遭受风化剥蚀的元古界花岗岩地层，其上直接覆盖着新近系明化镇组和馆陶组地层，具有圈闭面积大（60～160 km2），整体埋藏浅（新近系明下段高点埋深约900 m，馆陶组高点埋深约1 100 m，潜山南、北两高点埋深约900 m，中间鞍部埋深约1 260 m），多层系含油（明下段、馆陶组和潜山均含油），油藏规模大（亿吨级油藏）的特点。

该构造先后钻探2口探井，其中PLA－2井在构造高部位（馆陶组比PLA－1井高约30 m）的新近系（明下段和馆陶组）和元古界潜山均发现近百余米油层，计算三级石油地质储量超过一亿吨（图1）。通过对2口井取样和测试原油样品进行化验分析，明下段原油密度0.994 9 g／cm3（20℃），原油粘度11 833 mPa·s（50℃）；馆陶组原油密度0.987 0～0.991 6 g／cm3（20℃），粘度4 133～5 742 mPa·s（50℃）；潜山原油密度0.951 0～0.978 3 g／cm3（20℃），粘度146.7～929.6 mPa·s（50℃）（表1）。原油密度和粘度较大，证实该含油构造为一个亿吨级稠油油藏。

图1 PLA构造油藏剖面

2 稠油的物理特征

通过对已钻井（PLA－2井）化验分析成果来看，该区稠油属于普通稠油－特稠油，物理特征上表现为“三高三低”的特点见表1，明下段原油属于特稠油；馆陶组原油属于普通稠油Ⅰ－2级；潜山顶部原油属于普通稠油Ⅰ－2级。根据稠油的特点，对不同温度点的粘度进行详细的化验分析，从分析数据来看，原油粘度随着温度的增加迅速降低（图2），原油的粘度对温度变化非常敏感。

表1 PLA含油构造原油物性一览表

图2 PLA－2井原油粘度－温度关系曲线

3 稠变环境

通过油源对比和源岩对比分析，结果表明PLA含油构造原油与邻区的PLB－2井馆陶组原油属于同源岩，均来自渤东凹陷东营组烃源岩，渤东凹陷深度大于2 550 m已达生烃门限（镜质体反射率值R0大于0.5%），烃源岩已经成熟，且PLB－2井馆陶组原油油质较好，原油密度0.814 4 g／cm3（20℃），饱和烃气相色谱图中正构烷烃含量较高。由此可见，PLA含油构造原油非原生稠油，而是次生稠油，是后期在适宜的环境条件基础上发生的原油稠变。

3.1 温压特征

从据已钻井可知，该区地层埋藏较浅，新近系埋藏深度小于1 300 m，根据PLA－1井的MDT测压数据对该区的地层温度和压力进行分析，明下段地层温度51～56℃，地层压力8.8～10.8 MPa，馆陶组地层温度56～61℃，地层压力10.8～12.8 MPa，潜山顶面基岩地层温度61℃，地层压力12.8 MPa，属于正常的温压系统，为细菌的生存、繁衍以及对烃类的侵蚀提供了必要的条件。

3.2 水洗作用

钻井证实PLA构造新近系为边水层状油藏，潜山为底水块状油藏（图1）。尤其是潜山块状油藏，底水接触面积非常大，加上适宜的温压条件，为水洗、氧化作用提供充分的条件。

4 地质因素

影响原油稠变的地质因素主要包括运移条件、埋藏深度、保存条件、生物降解作用和水洗氧化作用。

4.1 运移条件

众所周知，运移距离过长，致使原油的轻质组分在运移过程中散失，严重影响油气的密度和粘度等物理特征，使原油变稠。通过地层结构的分析，PLA含油构造原油主要来自渤东凹陷，距离相对较近，对原油性质影响相对较小。

4.2 埋藏深度

PLA构造整体埋藏较浅，新近系明下段高点埋深只有900 m左右，馆陶组高点埋深约1 100 m，潜山中间鞍部埋深约1 260 m。通过原油物性特征的描述（表1），明化镇组、馆陶组和潜山油藏埋藏越浅，温度、压力就越低，原油的粘度就越大，随着埋藏深度的加大，原油物性变好，而且通过上面分析来看，原油的粘度对温度的变化非常敏感（图2），所以地层埋藏深度直接影响原油的物理特征。

4.3 保存条件

保存条件包括盖层条件、侧封条件和断层活动性等，保存条件的优劣直接影响油气成藏及规模，同样影响原油的物理特征。

4.3.1 盖层条件

PLA含油构造盖层条件相对比较理想，明下段和馆陶组是河流和湖泊沉积环境形成的砂泥岩互层储盖组合，泥岩厚度在5～30 m之间，潜山鞍部顶面发育7～10 m风化泥岩，加上馆陶组底部约40～90 m厚区域泥岩直接覆盖在潜山之上，形成良好的盖层条件，但潜山南、北两个高山头出露较高，直接与明上段大套砂岩直接接触，油气可能散失，亦可能由剩余的沥青质组分形成稠油封堵的稠油油藏，目前山头的储盖条件尚未钻探证实。

4.3.2 侧封条件

通过已钻2口井岩性组合来看，明上段发育大套的砂岩地层，最大厚度达400余米，结合断距分析，下盘的油层段明下段、馆陶组及部分潜山正好与上盘明上段地层进行对接（图1），造成油气轻质组分大量散失，剩余油品质变差。通过2口井的原油性质对比来看（表1），也证实这种观点的正确性，距离断层较近区域（PLA－2井）的原油密度和粘度均大于距离断层相对远一点区域（PLA－1井）的原油密度和粘度，说明侧封条件比较差。

4.3.3 断层活动性

为了研究该区断层的活动性，对控制构造边界大断层在明下段的生长指数进行详尽分析，分析结果表明在构造南侧明下段断层生长指数均接近2.0或大于2.0（图3），说明晚期新构造运动活动非常强烈，对地层沉积具有明显的控制作用，而且在大断层顶端地层也见到明显的“气云”现象，说明强烈的构造活动造成油气轻质组分严重散失，导致原油稠变。

4.4 生物降解作用

据世界各地生物降解原油的地温资料统计，温度在20～60℃（个别在75℃）正烷烃和芳香烃的生物降解很强烈，而在61～77℃范围内正烷烃一般蚀变轻微，在个别盆地中，80℃似乎是发现生物降解作用痕迹的上限［6］。

图3 PLA构造边界断层明下段生长指数

PLA构造新近系明下段、馆陶组及潜山地层温度50～65℃，为生物降解提供适宜的温度条件，从化验分析结果来看，已经发现C25降藿烷值非常高，达到54～55，酸值达到4.78～9.88，说明原油遭受强烈的生物降解作用，在饱和烃气相色谱图中正构烷烃含量较少，在明下段和馆陶组甚至全部消失（图4），说明该区明下段和馆陶组原油受到生物降解作用更加严重，致使原油发生严重稠变。

4.5 水洗、氧化作用

通过已钻井证实，新近系（明下段和馆陶组）为边水层状油藏，边水的水洗、氧化作用致使低部位原油发生稠变，边水油藏的原油性质从油藏边部至油藏主体部位变好［7］。潜山为大型块状底水油藏，底水的大面积接触同样造成原油发生稠变，钻井已经证实同一油藏顶部与底部原油性质的变化。如PLA－1井潜山顶部原油密度0.951 0g／cm3（2 0℃），原油粘度146.7 mPa·s（50℃）；下部原油密度0.9737 g／cm3（20℃），原油粘度779.6 mPa·s（50℃），潜山油藏顶部原油品质明显优于潜山下部的原油品质，这与埋藏越深原油物性越好是相违背的，这主要是底水的氧化、水洗作用所造成潜山顶部与底部原油性质的变化。

图4 PLA－2井原油m／z图和气相色谱

5 结论

该区原油在物理特征上表现为“三高三低”的特点，属于属于普通稠油－特稠油，开发难度较大。根据该区稠油油藏的环境、构造、地质条件，对该区原油稠变的影响因素进行了分析。分析结果认为影响原油稠变的主要因素包括三个方面：地层埋藏浅，温度低；保存条件差；强烈的生物降解作用和边（底）水氧化、水洗作用。

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编辑：吴官生

TE112.3

A

1673－8217（2012）03－0069－03

2011－09－15；改回日期：2011－11－09

官大勇，工程师，1979年生，2002年毕业于江汉石油学院石油地质学专业，2005年获得硕士学位，现主要从事石油地质与油气勘探综合研究工作。

国家科技重大专项“近海大中型油气田形成条件与分布”（2011ZX05023－006）资助。