泾河油田17井区原油粘度分布及成因分析

刘伟华

（中石化华北分公司实验中心，河南 郑州450006）

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，其三叠系延长组是低孔、低渗透油气藏的典型代表。泾河油田位于盆地的西南部，伊陕斜坡、渭北隆起和天环向斜交接部位，三维区整体为断裂切割的南东高、北西低的单斜构造，局部发育鼻隆、断鼻、背斜、向斜等构造。根据前期原油物性资料统计发现，泾河油田17井区的长8层地面原油粘度分布不规律，原油粘度大小相差巨大，且存在明显的原油粘度异常井。为弄清泾河油田17井区原油粘度物性差的原因，运用多种分析测试技术对原油性质进行了表征。在讨论泾河油田17井区原油粘度物性分布的基础上，重点分析泾河油田原油粘度分布特征的地质成因。这对原油本身物性差且分布无明显规律的泾河油田的开发来说，具有重要意义。

1 泾河油田原油物性分析

1.1 原油粘度物性

在泾河油田17井区长8层广泛取样，样品均为井口采出液。测试样品严格处理后，运用毛细管粘度计（逆流法 ），测试了50℃条件下原油样品的运动粘度（见表1）。经统计，泾河油田17井区原油粘度范围处于（18.7～2 587.0）mPa.s之间，从数据可以看出，原油粘度范围跨度大，存在明显的原油粘度异常井。非粘度异常井粘度均值为71.1mPa.s，显示出原油物性较差。

表1 泾河油田17井区原油粘度数据

1.2 原油组分分析

为弄清泾河油田原油物性较差的原因，下面将从原油组成的角度进行分析。在泾河油田范围内广泛取样，选取了5口井进行了原油族组分、饱和烃气相色谱和饱和烃气相色谱－质谱分析（见表2，3，4）。

表2 原油族组分分析统计表

表3 饱和烃气相色谱分析数据统计表

表4 饱和烃气相色谱－质谱分析统计表

从这5口井的分布来看，基本覆盖了整个泾河油田的主要开发区，其测试结果基本能够代表整个泾河油田原油物性参数特征。从表2数据可以看出，JH8井、JH34井为高烷烃样品，JH55井、JH36井、JH17井为中低烷烃样品，但所有样品非极性组分含量都较高，都大于19% ，部分样品高达40% 左右，说明原油中高碳类化合物含量较高，重质组分偏高。经初步判断原油来源于中、高等植物较多的半深湖环境烃源岩的可能性较大，腐植类对原油的生成有一定的影响。鄂尔多斯盆地的生油岩系主要为三叠系延长组的暗色泥岩，而泾河油田的生油层也主要是长9层和长7层，其中长7层处于湖盆发展的全盛期。这可能是造成原油密度大、粘度大的原因之一。

表3中饱和烃气相色谱分析结果表明:这5口井原油样品正构烷烃比较齐全（从nC11～nC35），主峰碳靠前，在nC15～nC19间，轻／重比高、CPI值和 OEP值在1.0左右（在我国，CPI、OEP＞1.2时，未成熟；CPI、OEP＜1.2时成熟），说明原油成熟度较高。同时，饱和烃气相色谱－质谱分析中，C29甾烷的S／（R＋S）值在0.53～0.77之间，C29甾烷的ββ／（ββ＋αα）值在0.37～0.49之间（见表4），也说明原油成熟度较高，藻类、腐植类型的干酪根占优势，因此可以判断，泾河原油高粘高密的主要成因不是原油低成熟度引起的［2］，最可能是生烃物质为高碳类高等植物所造成的，结合原油族组分中胶质、沥青质和蜡含量的数据，说明胶质、沥青质和蜡含量偏高是泾河原油高粘高密的主要物质成因。

2 原油粘度分布地质成因分析

为弄清泾河油田17井区原油粘度分布特征，运用泾河17井区原油粘度数据，在泾河油田的断层分布图上进行了数据投射。从长8层原油粘度在泾河17井区断层上的平面分布可以看出（见图1），存在3口明显的原油粘度异常井。不分层位时，平面上原油粘度分布特征是:以JH63井为局部高点，形成中间高、四周低的平面分布格局。

图1 泾河17井区原油粘度平面分布图

粘度是原油物性最主要的参数之一，它是油气运移、聚集、保存状态乃至油气散失、破坏的综合反映。以下就从油气运移和油藏保存条件方面来分析影响泾河油田原油粘度分布的原因。

2.1 油气运移

鄂尔多斯盆地长8层的生油岩系主要为三叠系延长组的暗色泥岩，泾河油田的生油层主要是长9层和长7层。其中长7层处于湖盆发展的全盛期，暗色泥页岩分布范围最广；长9层暗色泥岩段李家畔页岩分布局限。彬长地区油页岩品质最好，在全井段皆发育油页岩，油页岩单井平均厚度约为15m。断裂是该区油气运移的主要通道，在油气沿断裂运移的过程中产生的色层效应会引起烃类组分的差异。另外，运移过程中发生氧化或生物降解作用容易造成原油粘度增大以及分布的多变性。

2.2 油藏保存条件

油藏的保存条件包括断层封闭性、重力分异、沉积、水洗作用。

2.2.1 断裂影响因素分析

从泾河油田17井区相干体分布上来看（见图2），这几口粘度异常井距离断层非常近，周围断层裂缝发育较多，断层的封闭性差，油藏的轻组分会在断层附近散失，使原油物性变差。因此，断层较多、距离断层较近的地方粘度相对较大。而JH63井等粘度异常井距离断层非常近，验证了断裂对原油粘度影响的显著性。

图2 泾河17井区相干体分布图

2.2.2 构造影响因素分析

泾河17井区从构造幅度分布上来看（见图3），除去断层影响的个别异常点之外，中部大断层的两侧均有“构造高的部位粘度较低，构造低的部位粘度较高”的特点，这与油藏重力分异作用有关。重力分异作用使同一油藏中相对密度及粘度较小的原油优先在构造高的部位聚集，而相对密度、粘度大的原油则聚集在油藏底部。另外，该区地层埋深较浅、地层温度较低，有助于微生物生长，尤其是某些分解烃类的细菌存在及繁殖，是原油遭受降解的主要原因。

图3 泾河17井区构造分布图

2.2.3 沉积影响因素分析

图4 泾河17井区长812砂体厚度分布图

2.2.4 水洗作用

富集于浅层的原油、受地层环境的影响是长期的，地层温度较低、封闭还原条件较差的油藏环境自然会导致原油的次生改造，地层水矿化度低，由于初期断层的开启，地表水沿断裂渗入地层，地层水及氧气使烃类易遭受氧化，产生富氧的沥青质组分。其中，地层水对原油的氧化作用是决定原油性质的主要因素，油水界面附近原油变重、变稠的现象说明地层水对原油的水洗作用的显著性。由于泾河17井区河道中部砂体渗透性较好，而且局部存在断层沟通，地面淡水会沿断裂和高渗透性砂体淋洗原油使得原油发生水洗作用。淡水淋滤作用会影响油气藏的保存，进而影响粘度的变化。泾河地区长8层埋深1 300m～1 600m，地层水矿化度均值只有25 000mg／L左右，红河油田长8层埋深1 900m～2 400m，地层水矿化度均值44 000mg／L左右。埋深较浅，矿化度较低，这可能就是泾河油田原油物性相比红河油田原油物性较差的原因之一。另外，粘度较大的JH17P11井和JH2P2井地层水矿化度都只有10 000mg／L左右，这可能是高粘异常井遭水洗作用的证据之一。

3 结论

原油分析表明:正构烷烃主峰碳在nC15～nC19之间，正构烷烃组分完整，轻／重比高、CPI值和 OEP在1.0左右，C29甾烷的 S／（R＋S）值在0.53～0.77之间，C29甾烷的ββ／（ββ＋αα）值在0.37～0.49之间，反映原油成熟度较高。但在族组分含量中胶质、沥青质含量较高，异构烷烃和高碳烷烃含量高，说明原油可能来源于滨浅湖相的高腐殖质环境，以藻类源岩贡献较大，但腐殖质类源岩的生烃对原油产生了一定的影响，造成原油成熟度高，但族组分中胶质和沥青质含量较高，含蜡较重的现象，原油物性较差。泾河油田17井区的原油粘度分布主要受断裂影响较大，在断层发育较多、裂缝分布较密的地区粘度相对较大，主要原因可能是断层发育较多、断层封闭性较差，导致原油水洗、生物降解而变重。对于同一层位来说，靠近断裂处的原油粘度要高于同一深度非断裂区的原油粘度。另外，油藏构造幅度导致的重力分异、储层的微裂缝及沉积因素也在一定程度上影响了原油粘度的分布。

［1］冯伍军，赵挺.金湖凹陷汊涧西斜坡天X90块高密度、高粘度原油成因分析［J］.石油天然气学报，2010，32（01）:192－195.

［2］张莉，肖继南，周勇，等.风城地区侏罗系原油粘度非均质性成因研究［J］.科技资讯，2010（21）:125－126.

［3］刘华，蒋有录，蔡东梅，等.东营凹陷古近系原油物性及其影响因素［J］.油气地质与采收率，2006，13（03）:8－11.

［4］杨华，刘显阳，张才利，等.鄂尔多斯盆地三叠系延长组低渗透岩性油藏主控因素及其分布规律［J］.岩性油气藏，2007，19（03）:1－6.