遼河油田多樣油品成因探討

邱 逸

（西南石油大學石油工程專業， 四川 成都 610500）

遼河油田主要分布在遼河中上游平原以及內蒙古東部和遼東灣灘海地區，地跨遼寧省和內蒙古自治區的13市（地）32縣（旗），總面積10萬km2。遼河油田為全國第三大油田，原油年產量達 1 200萬 t。油品多樣，包括稀油、普通稠油、特稠油、超稠油、和高凝油，是全國最大的稠油、高凝油生產基地。

遼河油區是渤海灣油氣區的重要組成部分，地質結構復雜，斷層異常發育，為典型的斷塊油田。同時具有多套油氣層，多種油氣藏類型，開采方式多樣，是一個“復式油氣藏”的富集區，蘊藏著豐富的石油和天然氣資源[1]。將常見油氣藏分為 4類即構造、地層、巖性和復合油氣藏，其中以構造油氣藏為主。

遼河油田目前開采的涵蓋稀油、普通稠油、特稠油、超稠油、和高凝油五種油品的油藏50余個，針對不同油藏類型采取天然能量開發、注水開發、吞吐采油、蒸汽驅等多種開發方式，有效提高了儲量動用程度和采收率。開發實踐表明：油品性質是評價原油質量的重要指標，對遼河油田油品多樣性進行分析和評價，可為油藏選擇最為合理有效的開發方式提供可靠依據。

1 遼河油田油品分類

石油，在油田開發現場又稱原油，是一種從儲集層中開采的棕色或者棕黑色可燃粘稠液體。大多數地質學家認為石油是古代海洋或湖泊中的生物，如動物、植物、特別是低等的動植物，像藻類、細菌、蚌殼、魚類等死后經過漫長的演化形成的混合物，屬于化石燃料，石油的生成至少需要200萬年的時間。

石油由不同的碳氫化合物混合組成的，組成石油的化學元素主要是：碳（83% ～ 87%）、氫（11%～ 14%），其余為硫（0.06% ～ 0.8%）、氮（0.02% ～1.7%）、氧（0.08% ～ 1.82%）及微量金屬元素（鎳、釩、鐵、銻等）。由碳和氫化合形成的烴類構成石油的主要組成部分，烷烴、環烷烴、芳香烴約占95%～ 99%，即石油是各種烷烴、環烷烴、芳香烴為主的混合物。

自上世紀70年代遼河油田投入開發以來累計探明石油地質儲量24億t，按照原油物性類型分類，原油分為稠、稀、高三大類，其中稀油只占15%。稠油中普通稠油、特稠油、超稠油及高凝油在原油產量中占比較大的比重，不同類型稠油油田的單井產量、采收率及經濟效益相差很遠。

通常在分類標準中（表1），以原油粘度為第一指標，相對密度為其輔助指標，當兩個指標發生矛盾時則按粘度進行分類。

遼河油田的原油按照成因分為原生和次生兩類，原生原油為未遭生物降解及水洗氧化蝕變作用，包含成熟型和低熟型（低熟原油與成熟原油一樣具有完整的正構烷烴碳數序列，但因成熟度低，則表現為明顯的植烷優勢以及低異甾烷含量和高奇偶優勢比）；次生包含低降解型和強降解型。

遼河油田原油性質多變，決定其開發部署不能采用一個模式，同時也為高水平開發帶來較大難度。

表1 遼河油田原油分類標準Table 1 Liaohe Oilfield classification criteria

2 遼河油田沉積特征

遼河盆地西部凹陷是渤海灣裂谷盆地中的一個多旋回萁狀斷陷，其前第三系基底結構較為復雜，經歷了先洼后斜的發育過程，主要控制斷裂呈北東向展布，形成了隆凹相間的構造格局。遼河盆地有三個主要凹陷：西部凹陷、東部凹陷和大民屯凹陷。

在太古界結晶巖基底之上，遼河盆地接受了從中上元古界到新生界的沉積。新生代沉積的地層為房身泡組、沙河街組、東營組和上第三系的館陶組、明化鎮組。研究區的烴源巖為沙河街組沙四段和沙三段。研究區由北向南，離外物源區越來越遠，渤海油區地層呈現由洪積-辮狀河沉積-曲流河沉積-淺湖沉積的變化[2]。沿西側一帶砂巖偏多，為扇三角洲沉積體，由北至南分別發育了曙光、齊家－歡喜嶺扇三角洲砂體，它們是從湖盆西緣外側的小股水流注入湖盆形成的水下指狀分支河道沖積而成。

砂體形態受地貌形態制約，低處為河道，高處為淺灘，橫向上連為一體呈帶狀。西部凹陷的扇三角洲以水下部分為主，即前緣相和前扇三角洲相，扇三角洲沉積體具有明顯的近源、快速沉積的特點。

構造特殊性具體表現在：地質和構造情況復雜，遼河斷陷西部凹陷西斜坡從沙四早期到沙三末期，經歷了早期西傾、晚期東掉、低超、頂剝的復雜運動和歷程，斷裂系統和地層分布非常復雜；區域內主要發育了北東向、北西向兩組斷裂，同時還發育了一些走向和傾向不一的小斷層。其中，北東向斷裂為主斷裂，該組斷裂將全區切割成構造條帶，使該區具有南北分帶的構造格局。而北西向斷裂將該區分割成塊，因而形成了大小不一的斷塊。本區長期發育的斷層對構造帶的沉積有明顯的控制作用；晚期發育的斷層只起分塊作用，對沉積無控制作用。斜坡帶的主體部位，不同時期的斷層發育形成了階梯狀的組合模式。

物源近、落差大是該區沉積環境的主要特點，快速堆積也成為其主要沉積特征，因此砂體特征表現為成熟度低。各個時期物源具有繼承性特點，緩坡帶又是油氣運移的重要方向，因此油氣最為富集。該區油源主要來自陳家、清水洼陷，而兩個洼陷的形成、演化及生、排烴過程與西部凹陷的發展密切相關。有機質豐富，干酪根為腐殖腐泥型～腐殖型，為西部凹陷各套含油層系的形成奠定了豐厚的物質基礎。

其物性特征是：儲層層系多，成因復雜，儲層物性差異較大?？v向上深層物性較差，淺層相對較好；在橫向上主要受相帶作用，非均質性明顯。

表2 遼河油田不同油品油藏分布規律Table 2 different oil reservoir distribution of Liaohe Oilfield

3 遼河油區油品變化原因分析

3.1 油藏埋深及儲層物性

油藏埋深及儲層物性是影響油品變化的重要因素。隨著遼河油田地層由北向南呈現由洪積-辮狀河沉積-曲流河沉積-淺湖沉積變化，地層中砂巖減少，泥巖增多，蓋層變厚，油質隨之呈現從高凝油-超稠油-特稠油-普通稠油-中質油-輕質油的變化。用石油地質的觀點分析，造成儲油層中原油油品變化的因素主要有低熟能、埋藏深度、地層溫度、細菌活動、地層水、原油運移等等。例如，低熟能會造成油品差，產生稠油（造成低熟能的因素如油藏埋深淺、地溫低、細菌活動，這些因素作用均能產生稠油）；邊底水發育的油藏由于地層水的氧化能產生稠油；原油在地層中運移，運移距離較遠、輕組分散失能產生稠油；斷層發育、蓋層質量差而導致地表水滲入也能稠化原油[3]。因此綜上所述，油藏埋深度、地層水作用、運移距離遠近是遼河油區原油品質多樣化的重要因素。

3.1.1 微生物作用

以曙光油區為例，油藏埋深600～3 000 m，共發育6套，埋藏淺的原油密度大、粘度高，而埋藏深的油藏原油密度小、粘度低。埋深1 500 m以上的油藏原油密度一般大于0.90 g/cm3，原油粘度大于100 mPa·s,產生這種現象的主要原因是微生物作用所產生的低熟能造成的。遼河盆地地殼較薄，而活動性強，地殼深部熱流易于向上對流，加上沉積過程中斷裂活動強烈而頻繁，引發多期的火山活動，火山噴發帶出的熱量使淺部地溫升高，因此且下第三系地溫梯度高于上第三系，地溫梯度一般在3.0～4.5 ℃/100 m之間。當地溫低于45 ℃時，微生物大量繁殖，因此消耗了原油中的輕組分，相應的保留下重組分，從而使原油變稠。

3.1.2 地層水作用

遼河油田水屬NaHCO3，pH值大于7，呈堿性，礦化度變化范圍在600～12 000 mg/L之間，一般多在3 500～5 000 mg/L。深部地層封閉作用好，水交替作用弱，但埋藏淺的油藏于地表水交換作用加強，水礦化度降低。平面上遼河油田三個凹陷間由于凹陷間長期分隔，每個凹陷自成系統，東、西部凹陷礦化度均比大民屯凹陷高。在同一凹陷內部，遼河油田發育底水油層的油品普遍比相鄰近的發育邊水油層差，原因是邊水油層圈閉高部位原油密度小、粘度低，而發育底水油層油水界面附近密度大、粘度高。

3.1.2 油藏所處凹陷位置

遼河油田的大油藏幾乎都位于凸起上，并且其原油絕大部分是稠油,或者油品較稠油更差的油。凹陷內的油藏估摸相對較小，均為中小型油藏，且油質較好。

有些油藏在構造高部位，頂部遭受剝蝕，造成油氣沿不整合面遺散，同時由于滲入地表水的氧化作用及生物降解作用，油品發育較差。

3.2 蓋層發育狀況

形成油藏的重要因素蓋層也是該油區原油性質變化的決定性因素。生、儲、蓋、運、保等5個條件是油氣藏形成的必須具備條件。蓋層對油氣聚集的作用在新近系表現特別突出。遼河油田相比勝利和大港油田缺乏良好蓋層【3】，原因是遼河盆地處于郯-廬斷裂帶北段，屬裂谷型斷線盆地。地殼較薄，活動性強，斷裂活動強烈而頻繁。因此造成與這兩個油田相比新近系油氣不富集，且油品較差。

遼河油田不同含油氣層位的蓋層巖性主要是泥巖，但分布特征不同。

例如蓮花油層蓋層巖性主要是褐灰色泥巖，在中部為半深～深湖相大段暗色泥巖夾薄砂層，蓋層條件較好，但向南部的杜124塊沙三下段蓋層中常夾不等厚灰白色薄層狀砂礫巖層。大凌河油層蓋層巖性主要為褐灰色泥巖，蓋層厚度平面上具有北薄南厚的分布特點。

遼河油區新近系物源來自西部山區，在下遼河-遼東灣坳陷形成沖積扇。為典型三角洲沉積。這種由北向南的沉積相變化導致蓋層改變條件。由于缺乏良好蓋層條件，遼河油田新近系油藏油質很稠，其新近系中發育的油層（興隆臺油層和館陶油層）油品多為超稠油和特稠油[4]，開發難度較大。

3.3 遼河油田不同油品分布規律

在遼河斷陷盆地新生代沉積剖面中可以看到：生油巖厚度達，分布廣，有機質豐度高，為油氣富集提供了良好的生油母質。第三系為遼河油田主力含油氣層位[5,6]，從高凝油-超稠油-特稠油-普通稠油-稀油基本都屬于這一沉積年代。

遼河油田的原油屬于低含硫、低釩/鎳比、高含蠟的石蠟原油，具有典型陸相原油的特點，不同凹陷性質差異較大，總體上東部最好，西部差異較大因此就造成了各采油廠和作業區具有多樣油品，多樣開采方式的現象，管理難度明顯增大，如天然氣藏只有興采有，而曙采開采的油藏有稀油、普通稠油和超稠油等等，見表2。

原生成熟型原油分為兩類：a.正常原油和高蠟高凝原油，正常原油分布在東部凹陷黃金帶油田沙一段；b.最為獨特的是高凝油，主要產自沈采油區，其構造屬于遼河油田北部，含蠟量高為其主要特點，大民屯凹陷原油中的蠟含量高達50%，凝固點高達67 ℃，為遼河油田最高值；低熟型原油分為兩類：a.高密低蠟原油，分布在高升和曙光油田蓮花油層；b. 高密高蠟原油，分布在馬圈子地區東營組。

次生低降解型原油分布在海外河沙一段；次生強降解型原油分布在西部凹陷沙河街組油層及館陶組油藏[5-6]。

3.4 不同油品開采特點

由于原油性質不同決定了不同油品的油藏具有不同的流動能力，采用不同驅替和開發方式決定油藏采收率和經濟效益。通常稀油采取天然能量開發和水驅就可以達到很好的開發效果和較大的經濟效益，采收率能達到30%以上，后期進行三次采油會進一步提高采收率。而目前普通稠油及比普通稠油性質更差的超稠油通常采取熱采方式，采收率能達到25%左右。因為其注汽費用高，通常噸油成本比稀油高出300元/t左右。而對于特稠油、高凝油，其含蠟高達50%，最高凝固點達67 ℃，是目前世界公認的凝固點最高、開采難度最大的原油，通常采取熱采開發，同時采取其他方式增加在井筒和地面管線中流動性的措施，其生產成本更高，管理難度更大。目前為了進一步提高超稠油和特稠油的油藏采收率，有些區塊進行蒸汽驅、SAGD及火驅方式嘗試和實驗，現場實際表明蒸汽驅、SAGD及火驅能夠大幅度提高稠油油藏采收率，據筆者調查，目前在遼河油田，這些先進的稠油開采方式已經大面積使用和推廣。

4 結 論

a.遼河油田北向南呈現由洪積-辮狀河沉積-曲流河沉積-淺湖沉積變化，隨著地層中砂巖減少，泥巖增多，蓋層變厚，油質隨之呈現從高凝油-超稠油-特稠油-普通稠油-中質油-輕質油的變化。

b. 通常認為，低熟能是造成遼河油區原油品質多樣化的重要因素，造成低熟能的因素中油藏埋深、地層水、運移距離是主要因素；蓋層是否發育是決定性因素。

c. 探討油品的變化規律，以及不同油品的分布規律，對于指導油田勘探開發，做出指導性的開發規劃，對于油田提高采收率和經濟效益具有重要意義。通常稀油采取天然能量開發，而后轉入注水開發方式，稠油、高凝油采取熱采開發，注入熱能進行降粘，增加原油流動性。目前部分油藏采取蒸汽驅、SAGD及火驅取得明顯增油效果，有效提高采收率。

d.由于驅替介質不同以及流體流動性差異，通常稀油油藏相比稠油油藏能實現較好的開發效果，并能實現較好的社會和經濟效益。油品越差，開發難度越大，經濟效益越低。

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