戚家振，黃建軍，楊鵬程，劉 峰，黃蘇衛(wèi)，黃家琳，陳 現(xiàn)

（中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200120）

北部灣盆地潿西南凹陷已經(jīng)發(fā)現(xiàn)多個(gè)億噸級油田和大批含油氣構(gòu)造，而這些油田多集中于主洼，其中潿西南凹陷D洼直到近年才有了重大油田發(fā)現(xiàn)。但在勘探過程中，首次在該地區(qū)發(fā)現(xiàn)稠油油藏。雖然在潿西南凹陷其他油田有稠油顯示，但針對潿西南凹陷稠油研究資料非常少，D洼的稠油研究工作更是沒有展開。因此，系統(tǒng)性地研究分析潿西南凹陷D洼稠油特征以及成藏機(jī)理，對今后的勘探開發(fā)具有重要的理論指導(dǎo)意義。

1 地質(zhì)概況

北部灣盆地北以萬山隆起、南以海南隆起為界，自北向南由北部坳陷、企西隆起，中部坳陷、徐聞隆起和南部坳陷五個(gè)二級構(gòu)造單元組成。杜振川等（1997）和閆義等（2005）研究認(rèn)為：潿西南凹陷位于北部灣盆地北部坳陷帶，主要經(jīng)歷了古近紀(jì)的張裂和新近紀(jì)的裂后熱沉降兩大階段，具有明顯的“先斷后拗”斷坳雙層結(jié)構(gòu)[1-2]。這種特征的盆地演化也決定了該區(qū)域古近系圈閉的復(fù)雜多樣性，而新近系圈閉斷裂基本不發(fā)育，多為披覆背斜構(gòu)造。潿西南凹陷自上而下揭露的地層主要包括新近系的望樓港組、燈樓角組、角尾組、下洋組和古近系的潿洲組、流沙港組和長流組。目前，潿西南凹陷多口鉆井在角尾組、下洋組發(fā)現(xiàn)稠油油藏，如主洼附近的W-1井發(fā)現(xiàn)的W稠油油田（圖1）。近期A井在D洼東部斜坡帶角尾組1 269.3～1 272 m處鉆遇稠油油藏。

圖1 潿西南凹陷稠油油田區(qū)劃圖(左)及A井綜合柱狀圖（右）Fig.1 Zoning map of heavy oil field in Weixinan Sag (left) and comprehensive histogram of A well (right)

2 稠油特征及成因機(jī)制

2.1 原油物性特征

D洼A井原油顏色為黑色，密度1.000 2 g/cm3（20 ℃），凝固點(diǎn)5 ℃，動(dòng)力黏度4 032 mPa·s （50 ℃），含蠟4.87%，含硫0.487%，膠質(zhì)含量34.56%（表1），為高密度高黏度高瀝青質(zhì)低含硫含蠟稠油。李才等（2018）研究潿西南凹陷稠油時(shí)發(fā)現(xiàn)在主洼地區(qū)稠油都具有明顯的“三高一低”的特點(diǎn)，高密度，高黏度，高非烴瀝青質(zhì)，低含硫含蠟。主洼周邊油田發(fā)現(xiàn)的原油密度基本為0.903 7～0.965 7 g/cm3、原油黏度高（50 ℃時(shí)運(yùn)動(dòng)黏度為41.4～1 701.84 mPa·s，平均值為724.52 mPa·s）、膠質(zhì)瀝青質(zhì)高（16.5 %～27.3%，平均值為22.4%）及低含硫量（0.26%～0.51%，平均值為0.41%）[3]，這與在D洼東部斜坡帶揭露的A井稠油油藏特征一致。

表1 潿西南凹陷稠油物性數(shù)據(jù)表Table 1 Physical property data of heavy oil in Weixinan Sag

2.2 地球化學(xué)特征

部分學(xué)者在研究潿西南凹陷主洼M油田稠油時(shí)發(fā)現(xiàn)，角尾組和下洋組原油部分樣品飽和烴氣相色譜圖中低碳數(shù)正構(gòu)烷烴基本被微生物吞噬，以高碳數(shù)為主，主峰碳為C29或C30，存在鼓包現(xiàn)象，說明原油遭受了不同程度的生物降解作用[3]。我們從A井原油飽和烴色質(zhì)譜來看，在m/z=177質(zhì)譜圖上檢測到25-C29降藿烷，表明原油遭受了中等程度的生物降解（圖2）。

圖2 M-1井下洋組（830.5～893 m）（上）和A井角尾組（1 269.59 m）（下）原油飽和烴色質(zhì)譜特征Fig.2 GC-MS characteristics of saturated hydrocarbon in crude oil of Xiayang Formation in Well M-1 (830.5～893 m)(upper) and Jiaowei Formation in Well A(1 269.59 m) (lower)

2.3 成因分析

稠油的形成機(jī)理一般分為原生稠油和次生稠油[4-8]。而潿西南凹陷D洼的稠油是由D洼流二段烴源巖長距離運(yùn)移至此聚集成藏。在運(yùn)移過程中，高黏度的稠油很難長距離運(yùn)移，所以D洼稠油油藏為次生稠油。次生稠油形成的原因一般由生物降解、水洗作用、氧化作用等次生作用引起[9-11]，潿西南凹陷主洼和D洼的稠油油藏都發(fā)生了不同程度的生物降解。

（1）地層溫度場決定了淺層原油生物降解作用明顯

目前在潿西南凹陷發(fā)現(xiàn)的稠油油藏基本分布在新近系角尾組和下洋組地層中，像M油田M-1井下洋組稠油深度為830.5～901.0 m，該井地溫梯度為3.7 ℃/100 m，稠油油藏地層溫度基本處于48.7～51.3 ℃。D洼A井角尾組稠油深度為1 269.3～1 272 m，該井地溫梯度為4.0 ℃/100 m，稠油油藏地層溫度基本處于68.8 ℃。目前學(xué)術(shù)界普遍認(rèn)為20～60 ℃為生物強(qiáng)烈降解帶，60～88 ℃生物降解減弱，超過88 ℃基本不存在生物降解[12-15]。本文通過潿西南凹陷A井和M-1井共33個(gè)樣品數(shù)據(jù)點(diǎn)，計(jì)算地溫梯度。并結(jié)合目前學(xué)術(shù)界對生物降解活躍帶和地層溫度的認(rèn)識，可知D洼深度200～1 100 m為強(qiáng)烈生物降解帶，深度1 100～1 800 m為一般生物降解帶（圖3）。潿西南凹陷新近系地層埋深較淺，基本都小于1 800 m，地層溫度場基本處于細(xì)菌活躍帶，所以該深度的淺層圈閉原油生物降解作用較強(qiáng)，更易形成稠油油藏。而S-4井及S-6井油層深度均超過1 800 m，處于生物非活躍區(qū)（圖4），油層未發(fā)現(xiàn)明顯的生物降解引起的原油稠化現(xiàn)象，也從側(cè)面反映了生物降解作用活動(dòng)強(qiáng)弱受地層溫度場影響。

圖3 潿西南D洼淺層地層溫度場及生物降解帶關(guān)系圖Fig.3 Relationship between temperature field and biodegradation zone of the shallow formation in D Sub-sag of Weixinan Sag

（2）斷裂不發(fā)育原油氧化作用較弱

根據(jù)前人研究成果，潿西南凹陷新近系以來以區(qū)域沉降為主，整個(gè)凹陷包括D洼新近系圈閉基本都以披覆背斜為主，少部分?jǐn)啾承?。斷裂不發(fā)育，導(dǎo)致地表水無法攜帶氧氣順斷裂下滲至角尾組、下洋組油藏，那么對原油油藏的氧化作用就有限。

（3）水洗作用加劇原油稠化

一般認(rèn)為地層溫度越高、地層水礦化度越低，水洗作用越強(qiáng)。A井角尾組油藏為底水型油藏，這種油藏油層與地層水大面積接觸就會(huì)導(dǎo)致地層水在流動(dòng)過程中選擇性帶走部分可溶性烴類物質(zhì)，能夠使原油變稠。但是該井油藏地層溫度基本處于68.8 ℃，地層水礦化度為33 312 mg/L。地層溫度相對低，地層水礦化度高，流動(dòng)速率低，水洗作用影響效果不明顯，僅僅能夠加劇原油的稠化 （圖4）。

圖4 潿西南凹陷D洼稠油成因機(jī)理模式圖Fig.4 Genetic mechanism model of heavy oil in D Sub-sag of Weixinan Sag

3 成藏條件及資源潛力分析

3.1 油氣來源

楊鵬程等人（2017）[16]在對潿西南凹陷D洼流沙港組優(yōu)質(zhì)烴源巖研究中指出：D洼主力烴源巖流沙港組為深湖相沉積的泥質(zhì)烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型為I-II2型。而本文利用A井取心資料實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析認(rèn)為A井區(qū)流沙港組二段泥巖厚度小，有機(jī)質(zhì)類型為II2型，Ro值基本在0.4%，現(xiàn)今處于未熟階段，供烴能力有限。而通過A井原油飽和烴色質(zhì)譜分析發(fā)現(xiàn)藿烷系列（m/z=191），三環(huán)萜烷含量較低，伽馬蠟烷（Gam）含量較低，顯示原油主要來自于淡水湖相；萜烷系列（m/z=217），C27規(guī)則甾烷含量較高，應(yīng)該以藻類等低等生物來源為主（圖5）。

圖5 A井角尾組原油生物標(biāo)志物參數(shù)交會(huì)圖Fig.5 Cross plot of crude oil biomarker parameters of Jiaowei Formation in well A

A井原油甾烷分布形式與D洼鉆揭?guī)卓诰鸵约傲鞫文鄮r相似，推測來源相同，均來自于D洼流二段烴源巖，同時(shí)原油甾烷成熟度參數(shù)顯示原油均為成熟原油，與D洼原油成熟度相當(dāng)。

另外，A井角尾組原油組分碳同位素與D洼原油相當(dāng)，且原油組分碳同位素具有δ13C非烴＞δ13C瀝青質(zhì)＞δ13C芳烴＞δ13C飽和烴的排序特征（圖6），因此認(rèn)為A井角尾組原油與D洼原油具有良好的親緣關(guān)系，應(yīng)該為同源。

圖6 A井角尾組原油及D洼S油田原油組分碳同位素Fig.6 Carbon isotopes of crude oil components in Jiaowei Formation of well A and S oil field in D Sub-sag

3.2 油氣運(yùn)移及成藏

在構(gòu)造背景上，A井位于D洼東部斜坡構(gòu)造帶高部位，是油氣沿南構(gòu)造脊長距離運(yùn)移的有利指向區(qū)。在儲(chǔ)層砂體分布上，角尾組、下洋組儲(chǔ)層砂體發(fā)育且橫向連續(xù)性較好。在構(gòu)造脊的控制下，一部分油氣順斷面向上運(yùn)移至T2不整合面至A井角尾組、下洋組儲(chǔ)層砂體；一部分D洼油氣進(jìn)入潿洲組在橫向上順潿洲組砂巖運(yùn)移通道，向構(gòu)造脊高部位運(yùn)移再沿不整合面斷裂向A井角尾組、下洋組運(yùn)移聚集成藏（圖7）。

圖7 D洼東部斜坡帶A井成藏模式圖Fig.7 Reservoir forming model of Well A in the eastern slope belt of D Sub-sag

3.3 新近系資源潛力分析

（1）有利的輸導(dǎo)體系

D洼T2不整合面以上角尾組、下洋組圈閉發(fā)育。而T2界面以下古近系斷裂發(fā)育，流沙港組油氣在垂向上可通過斷裂、不整合面等運(yùn)移通道向角尾組、下洋組等儲(chǔ)層砂體運(yùn)移聚集成藏。在橫向上，角尾組、下洋組、潿三段等儲(chǔ)層砂體發(fā)育，連通性好，油氣可自D洼生烴中心長距離運(yùn)移至淺層構(gòu)造圈閉聚集成藏（圖7、圖8）。目前在D洼東部斜坡帶A井角尾組已經(jīng)鉆揭了油氣顯示，這也證實(shí)D洼油氣具有長距離運(yùn)移至新近系淺層圈閉成藏的可能。

（2）埋深淺，圈閉類型好，資源豐富

潿西南凹陷D洼淺層構(gòu)造圈閉面積較大，圈閉主要分布在A構(gòu)造、B構(gòu)造及C構(gòu)造上，且構(gòu)造類型以背斜、斷背斜為主。A井鉆揭構(gòu)造圈閉已經(jīng)證實(shí)淺層油氣成藏的可能性，通過PetroV圈閉評價(jià)軟件分別對A、B、C三個(gè)構(gòu)造進(jìn)行資源量的預(yù)估（圖8）。計(jì)算結(jié)果顯示，A構(gòu)造資源量約為150×104t油當(dāng)量，B構(gòu)造資源量約為130×104t油當(dāng)量，C構(gòu)造資源量約為100×104t油當(dāng)量。三個(gè)構(gòu)造圈閉累計(jì)資源量達(dá)到380×104t油當(dāng)量，埋深淺、資源潛力豐富，作為鉆井兼探淺層目標(biāo)具有一定的勘探價(jià)值。

圖8 潿西南凹陷D洼新近系淺層有利圈閉分布圖Fig.8 Distribution of shallow favorable traps in Neogene in D Sub-sag of Weixinan Sag

（3）淺層生物降解作用明顯，易使原油稠化

新近系圈閉地層埋深較淺，微生物活躍，生物降解作用較為明顯，可能導(dǎo)致淺層油藏發(fā)生稠化作用形成次生稠油。而考慮到稠油流體的多變性和開采技術(shù)的局限性，對于淺層圈閉的油氣勘探須考慮稠油油藏的可能性。

4 結(jié)論

（1）潿西南凹陷D洼稠油具有高黏度、高密度、高瀝青質(zhì)、低含硫含蠟的特點(diǎn)，是由D洼流沙港組油氣經(jīng)斷裂、T2不整合面及儲(chǔ)層砂體長距離運(yùn)移至淺層圈閉聚集成藏。

（2）D洼首次發(fā)現(xiàn)的稠油油藏跟潿西南主洼已發(fā)現(xiàn)的稠油油藏相似為次生稠油油藏，主要是由于生物降解作用形成。而新近系斷裂不發(fā)育，地表水下滲至淺層油藏缺乏有效通道，原油氧化作用較弱。底水型油藏原油與底水大面積接觸，伴隨水洗作用加劇原油稠化。

（3）D洼新近系淺層圈閉發(fā)育，圈閉類型好，D洼生烴中心油氣向淺層運(yùn)移聚集具有良好的運(yùn)移通道，易在淺層圈閉聚集成藏。但由于埋深淺，生物降解作用明顯，200～1 100 m為強(qiáng)烈生物降解帶，深度1 100～1 800 m為一般生物降解帶，今后在淺層勘探應(yīng)注意稠油油藏的問題。