据统计，渤海海域稠油储量达到36×10⁸t以上，长期以来，受开发技术的限制，稠油油藏一直未得到有效利用。近年来，随着稠油热采技术的不断成熟，原本无法动用的稠油-超稠油油藏相继得以开发利用，取得了良好的经济效益，稠油-超稠油油藏日益成为渤海海域油气勘探的研究热点之一。

然而不同于常规油气藏，稠油油藏往往具有油水层倒置、井间油水界面不统一、含油边界不规则等特点，显示其成藏机制极其复杂^[1-3]。前人在稠油油藏的地球化学特征、成因机制、储层特征等方面进行了较为深入的研究，取得了一系列重要进展^[4-9]，但对稠油油藏的油气运移路径、成藏过程及含油面积等还缺乏系统研究。

渤海海域辽东湾坳陷LD16含油气构造(简称LD16构造)共钻探4口井，其中前3口井(LD16-A井、LD16-B井、LD16-C井)均钻遇厚油层，而位于构造北部的LD16-D井却没有任何油气显示，表明该构造油水关系极其复杂，导致对其储量规模认识不清。本文运用地球物理、地球化学、数值模拟等技术手段，对LD16构造原油特征、储层物性、油气运移等进行系统研究，精细分析该构造油气运移路径，重新厘定含油气范围，并总结其油气成藏过程。本文在稠油-超稠油油藏成藏模式总结与含油面积预测方法等方面的探索为稠油-超稠油油藏研究提供了有益的借鉴。

LD16含油气构造位于渤海海域辽东湾坳陷辽中凹陷西南斜坡带，向西逐渐过渡到辽西凸起，整体呈较完整的背斜形态，东西侧受两条北东向走滑断层夹持，并被一系列北东向调节断层复杂化(图 1)。该构造自下而上主要发育地层为中生界(Mz)，古近系东营组(E₃d)，新近系馆陶组(N₁g)与明化镇组(N₂m)，以及第四系平原组(Qp)。其中含油层位为馆陶组(N₁g)、明化镇组下段(N₂m^L)与东营组二段下部(E₃d₂^L)，馆陶组圈闭规模大、形态好，具有潜在商业产能，是主要的含油层位。LD16构造深部并不发育烃源岩，油气主要来源于辽中凹陷的沙河街组一段(沙一段，E₃s₁)与沙河街组三段(沙三段，E₃s₃)。LD16构造的勘探始于20世纪90年代，至2013年年底共钻4口井，其中LD16-A井、LD16-B井、LD16-C井馆陶组钻遇厚油层，且油水界面较为统一，但LD16-D井钻探失利。钻后分析认为，LD16构造馆陶组油藏为块状顶气底水油气藏，但原油品质差，原油密度为0.9941~1.0015g/cm³(20℃)，黏度为11875.5~12715.4mPa·s(50℃)，为典型的特稠油油田。采用原油热采技术进行测试，获取最高日产30t原油，表明该油田具有一定的商业潜能。

图 1

图 1 研究区构造位置图 Fig. 1 Structural location map of the study area

LD16-A井、LD16-B井、LD16-C井已钻井资料证实，LD16构造馆陶组储层以细砂岩、中砂岩、砂砾岩为主(图 2)，表现为多个向上变细的正粒序，应为多期叠加的辫状河沉积。该套储层厚度大，分布广泛，储层平均孔隙度为38.2%，平均渗透率为2096.3mD，为高孔高渗型储层。馆陶组油层段顶部发育一套约4~7m厚的泥岩盖层，横向分布稳定，为一套辫状河泛滥平原沉积，与下部厚层砂岩、砂砾岩储层形成一套理想的储盖组合(图 3)，为油气大规模成藏提供了良好储集空间和保存条件。

图 2

图 2 LD16-B井馆陶组储层岩性与含油性特征 Fig. 2 Reservoir lithology and oil-bearing properties of Guantao Formation in Well LD16-B

图 3

图 3 LD16构造储盖组合特征 Fig. 3 Characteristics of reservoir and cap rock assemblage of LD16 structure

LD16构造共钻探4口井，其中3口井在馆陶组钻遇厚油层，该油层平均厚度约为30m，烃柱高度约为50m，高部位存在气顶(图 4)，天然气中甲烷含量超过95%，为干气，可能是原油在原地生物降解后形成的。20℃条件下，地面原油密度为0.9941~1.0015g/cm³，50℃条件下，黏度为11875.5~12715.4mPa·s，含硫量为0.49%，含蜡量为0.52%，胶质+沥青质含量接近50%，为典型的稠油油藏。

图 4

图 4 LD16构造油藏模式示意图(剖面位置见图 1) Fig. 4 Schematic oil reservoir profile of LD16 structure (section location is in Fig. 1)

通过DST测试得到LD16构造地温梯度为3.12℃/100m，其中在东营组1874m地层温度为58.1~61.2℃，在馆陶组主力油层段1232m地层温度为38.7~41.2℃。现代试井法揭示，LD16构造压力系数约为0.998，属于正常温压系统。馆陶组主力油层段地层水平均矿化度为24.1mg/L, (Cl^--Na⁺)/ Mg²⁺ > 1，根据苏林天然水成因分类^[10]，馆陶组地层水化学类型以CaCl₂型为主。

综合测井、录井及岩心资料分析，LD16构造馆陶组主要含油层系为厚层状辫状河砂砾岩。以馆陶组油层顶界面为控制层，以油层厚度为主要依据，选择合理时窗，提取三维地震数据体的振幅、频率、相位、能量和相干等7类20余种地震属性进行优选^[11-13]；通过提取井旁道属性数据并对属性之间的相关性及各属性与孔隙度之间的相关性进行分析(图 5)，最终优选出能量半衰时、平均瞬时频率、均方根振幅值、平均振幅值4种属性，再通过人工神经网络计算，最终得到馆陶组含油层段孔隙度平面分布图(图 6)。

图 5

图 5 地震属性与孔隙度相关分析图 Fig. 5 Relationship between various seismic attributes and porosity

图 6

图 6 馆陶组含油层段孔隙度平面预测图 Fig. 6 Porosity prediction plane of oil-bearing layer of Guantao Formation

孔隙度预测平面分布图显示，LD16构造以南孔隙度整体较高。自LD16-A井区向北，砂体连续性变差，高孔隙度带仅在靠近北部断层处发育，这与地质上认识具有一致性。

如前所述，LD16构造主要储层位于馆陶组顶部，深部并不发育烃源岩，油气主要来自辽中凹陷区，油气需沿断层垂向运移至浅层馆陶组储层。前人研究表明，研究区存在两期成藏(东营组沉积晚期与明上段-第四系沉积时期)^[14-19]，其中明上段-第四系沉积时期为主成藏期。在明上段-第四系沉积时期瞬态充注条件下，油气运移路径并非大水漫灌式，而是具有极强的选择性，绝大多数的油气沿着断层优势运移通道向储层充注，这也是造成油气成藏差异性极大的关键。

断层平均活动速率统计表明，研究区存在两个主要断裂活动期，东营组沉积时期和明上段-第四系沉积时期，其他时期的断层活动速率相对较小，是断裂活动相对静止期。这两期构造活动分别对应两次油气成藏时期。东营组沉积末期，辽中凹陷烃源岩进入大规模成熟期，此时受右旋走滑作用的影响，形成较多大规模的北东向断层(如F1等)(图 7)，这些断层有利于油气在东营组的初次聚集。明上段-第四系沉积时期，研究区受太平洋板块向欧亚板块加速俯冲及印度板块向欧亚板块碰撞产生的远程效应的影响，走滑作用减弱，整体进入加速沉降阶段，先存断层重新活化，活动性再次增强，强活动断裂破坏了东营组巨厚盖层的封闭，有利于油气垂向输导，使得东营组油藏向浅层馆陶组调整聚集运移^[20-21]。统计表明，主成藏期断层活动速率低于25m/Ma，油气主要在深层古近系成藏；当断层活动速率高于25m/Ma时，油气可在浅层成藏，所以断层活动速率为25m/Ma是油气有效充注的门限。通过对断层活动速率进行分段统计，可以确定LD16构造主要油源断层的有效充注段(图 8a)。

图 7

图 7 LD16构造断层活动性分析 Fig. 7 Fault activity analysis of LD16 structure

图 8

图 8 断层有效充注点的识别 Fig. 8 Identification of effective hydrocarbon charging point of fault (a) 断层活动速率分布图；(b) 断层曲率分布图

断面依据形态可划分为会聚型、分散型和均一型，其中会聚型断面有利于油气运移^[22]，会聚型断面一般对应曲率较大的区段，利用断层边际检测法，可以识别出断层曲率较大的区段(图 8b)。曲率较大的区段与断层活动性较大的重叠区段是断层的有效充注段，以此作为油气沿断层向上运移的充注段。

油气在馆陶组内的运聚过程是控制油气分布的关键。本文运用油气定量模拟技术^[23]，在设定相同充注量的前提下，在LD16构造南部、中部与北部3条主要运移断层分别设定油气初始充注段，对油气在馆陶组油层内运移开展定量模拟(图 9)。结果表明，无论油气从哪里充注，油气都首先向圈闭最高部位即LD16-A井区、LD16-B井区、LD16-C井区聚集，受运移滞留效应的影响，在相同的充注量下，运移距离越远，其圈闭中油气分布范围越小(图 9a、d、g)；油气充注存在明显的优势运移路径，优势运移路径是由构造形态控制的构造脊与储层高孔渗带叠合形成的通道控制(图 10)。随着充注量的不断增大，油气优先向高部位与高孔渗带聚集，继而向低部位充注，但对于较低的孔渗带则不发生充注(图 9b、e、h)。最终基于3条充注段得到了LD16构造在相同充注量下可能的含油范围(图 9c、f、i)。

图 9

图 9 不同油气充注段下油气运移模拟 Fig. 9 Simulation of hydrocarbon migration with various charging sections (a)-(c)油气从南部断层充注，油气充注量分别设定为1200×104m3、2400×104m3和3600×104m3；(d)-(f)油气从北部断层充注，油气充注量分别设定为1200×104m3、2400×104m3和3600×104m3；(g)-(i)油气由中部断层充注，油气充注量分别设定为1200×104m3、2400×104m3和3600×104m3

图 10

图 10 油气从南部断层充注段充注的优势运移路径刻画(构造脊与高孔渗带叠合性较好) Fig. 10 Characterization of dominant hydrocarbon migration pathway when charging from the southern fault(good consistency between structural ridge and high porosity/permeability zone)

研究表明，振幅类或能量类地震属性对地层含油性较为敏感^[24]。以LD16-A井、LD16-B井、LD16-C井所确定的油水界面为底界面，以馆陶组油层顶界面为顶界面，提取两层间的总能量属性，结果显示，LD16-D井附近属性值较低(图 11)。属性分析结果与充注量为3600×10⁴m³的油气运移模拟结果相似，二者之间可以相互印证。

图 11

图 11 LD16构造油水界面至油层顶界面层间总能量属性分布图 Fig. 11 Total interlayer energy attributes between oil-water contact and the top oil layer of LD16 structure

LD16构造处于辽中凹陷西南斜坡带，辽中凹陷主要发育沙三段和沙一段两套烃源岩。沙三段烃源岩色谱-质谱特征主要表现为：低含量的伽马蜡烷、高含量的C₃₀-4-甲基甾烷、低含量的C₂₁/C₂₃三环萜烷与C₂₀/C₂₃三环萜烷和较高含量的C₂₄四环三萜烷/C₂₆三环萜烷(图 12a)。沙一段烃源岩色谱-质谱特征主要表现为：高含量的伽马蜡烷、低含量的C₃₀-4-甲基甾烷、高含量的C₂₁/C₂₃三环萜烷与C₂₀/C₂₃三环萜烷和较低含量的C₂₄四环三萜烷/C₂₆三环萜烷(图 12b)。

图 12

图 12 研究区烃源岩与原油生物标志化合物特征 Fig. 12 Characteristics of biomarkers of source rocks and crude oil in study area

由于LD16构造中原油遭受了不同程度的降解，部分原油降解程度达到8级以上，藿烷与甾烷系列化合物均遭受降解(图 12c-e)，因此在油源对比的过程中选用抗降解能力强的生物标志化合物：伽马蜡烷、C₃₀-4-甲基甾烷和三环萜烷类^[25-30]。根据生物标志化合物的对比分析结果，LD16构造馆陶组与东营组二段下部原油均表现为：相对较高的伽马蜡烷，高含量的C₃₀-4-甲基甾烷、低含量的C₂₁/C₂₃三环萜烷与C₂₀/C₂₃三环萜烷和较高含量的C₂₄四环三萜烷/C₂₆三环萜烷，具有沙三段与沙一段烃源岩混合贡献，且以沙三段为主的特征(图 12c-e)。而根据生物标志化合物的特征，东营组二段下部原油的降解程度低于馆陶组原油，馆陶组油层底部原油的降解程度高于馆陶组油层顶部原油。

与LD16构造同处于辽中凹陷西南斜坡带的邻近稠油油藏地温史模拟与油田包裹体资料已证实，研究区在东营组沉积末期(距今25Ma)曾经发生过大规模油气成藏^[22]。来自辽中凹陷沙三段的原油在东营组二段聚集成藏(图 13a)，因埋藏较浅，原油遭受初次降解(图 12c)，使得原油初步稠化，胶质+沥青质成分相对增加，油品性质相对变差，20℃条件下，东营组二段下部地面原油密度为0.97~0.98g/cm³，50℃条件下，黏度为700~1080mPa·s。新构造运动时期，断层打破了东营组二段下部油气藏的压力平衡，断层输导性开启，油气沿南部、中部、北部3条断层向上运移调整，运移至馆陶组时受稳定的厚层状泥岩盖层遮挡，油气发生侧向分流，沿构造脊与高孔渗带控制的优势运移通道首先向圈闭高部位LD16-A井区、LD16-B井区、LD16-C井区聚集(图 13b)。地层测试显示，馆陶组油层温度为38.2℃，东营组二段下部温度为58.1℃。然而原油受压力与温度(尤其是温度)骤然降低的影响，黏度陡然增加，由700~1080mPa·s突然增加到(6~10)×10⁴mPa·s，原油流动性几乎消失，大量的胶质+沥青质等成分(超过50%)堵塞了运移通道中的岩石孔隙，进行自我封闭，使得油气沿孔渗较高的区带聚集，而向低部位及低孔渗带充注十分困难(如图 14含油饱和度与储层渗透率、孔隙度呈明显的正相关)，从而造成油气主要在LD16-A井区、LD16-B井区、LD16-C井区聚集而未向位于低孔渗带的LD16-D井区运移。

图 13

图 13 LD16构造油气成藏过程示意图 Fig. 13 Schematic hydrocarbon accumulation process of LD16 structure

图 14

图 14 含油饱和度与渗透率、孔隙度的相关关系图 Fig. 14 Relationship between oil saturation and permeability/porosity

(1) 基于充注点与物性差异的油气定量运移模拟表明，储层物性差异与构造形态共同决定了稠油的优势运移通道，充注量与高孔渗带共同决定了稠油的不规则分布，是造成油气在LD16-D井处未成藏的关键。

(2) 油气在东营组沉积末期在东营组二段下部初次成藏，并接受初次降解。新构造运动时期油气向馆陶组再次调整。稳定盖层的存在与原油受温压下降造成的黏度突然增大，使得油气在馆陶组砂砾岩层中聚集成藏。

(3) 运用油气定量模拟技术与层间地震属性的精确提取技术相互验证，推翻了断层控制油水边界的认识，重新厘定了稠油的油气分布范围。