韩如冰 田昌炳 周家胜 李顺明 何 辉 杜宜静

(1. 中国石油勘探开发研究院 北京 100083； 2. 中国石油天然气勘探开发公司 北京 100034)

苏丹Muglad盆地下白垩统原油破坏作用及黏度变化规律*
——以Fula凹陷Jake south油田Bentiu油藏为例

韩如冰1田昌炳1周家胜2李顺明1何 辉1杜宜静1

(1. 中国石油勘探开发研究院 北京 100083； 2. 中国石油天然气勘探开发公司 北京 100034)

韩如冰,田昌炳,周家胜，等.苏丹Muglad盆地下白垩统原油破坏作用及黏度变化规律——以Fula凹陷Jake south油田Bentiu油藏为例[J].中国海上油气，2016,28(6)：9-14.

Han Rubing,Tian Changbing,Zhou Jiasheng,et al.The degradation of petroleum in Lower Cretaceous of Muglad basin and the variation regularity of its viscosity:a case of Bentiu reservoir in Jake south oilfield, Fula sag, Sudan[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):9-14.

苏丹Muglad 盆地Fula凹陷Jake south油田在生产过程中发现下白垩统Bentiu油藏原油性质差异较大，且原油性质变化机理不清，为油藏开发带来较大困难。综合测井、试油、原油性质、原油全烃色谱、质量色谱等资料，对Bentiu油藏原油破坏作用及黏度变化规律进行了研究，结果表明，Bentiu油藏原油性质变化的主要因素为生物降解作用，水洗作用影响较弱，氧化作用影响最弱。在各种原油破坏作用影响下，由油藏油水界面处至油藏顶部，原油破坏作用逐渐减弱，破坏作用逐渐变小，API重度值逐渐升高，黏度逐渐降低。通过数理统计方法建立了Bentiu油藏50 ℃脱气原油黏度与其距油水界面的垂直距离、地层深电阻率、密度曲线的线性关系式，计算结果可为油藏数值模拟提供数据支持。

苏丹；Muglad盆地；Jake south 油田；Bentiu油藏；下白垩统；原油破坏作用；原油黏度；线性关系式

Fula凹陷位于苏丹Muglad盆地北部，是中国石油最早的(1995)、最成功的海外勘探开发项目之一，目前该区块内Jake south油田年产油量保持在250万t水平，其中Bentiu油藏地质储量占油田总储量的82%。生产过程中发现，Bentiu油藏原油性质差异较大，且机理不清，给油藏开发方案设计与调整、油藏管理及下游油气储运等过程带来较大困难。本文综合测井、试油、原油性质、原油全烃色谱/质谱等各项资料，对Fula凹陷主力油田Jake south油田Bentiu油藏原油破坏作用及黏度变化规律进行研究，以期为该区油藏开发提供支持。

1 地质概况

Jake south油田位于Fula凹陷北部次凹，其西侧发育福西断裂(为控凹断裂)，Bentiu油藏构造为这一背景下发育的受多条张性断层切割的逆牵引背斜[1-3]。研究发现Jake south油田发育Abu Graba—Bentiu—Aradeiba油气系统(图1)。Abu Graba(简称AG)组主要发育扇三角洲前缘沉积，以砂泥岩互层为主；AG组中部发育厚层深湖—半深湖相暗色泥页岩与薄层砂岩互层，是AG油藏和Bentiu油藏的主要烃源岩[3-4]；AG组储层为砂泥岩互层内部砂岩，油藏类型为受断层、岩性双重控制的层状边水油藏。Bentiu组主要发育辫状河三角洲前缘沉积，自下而上相对湖平面不断上升，可容空间逐渐增大，由水下分流河道沉积为主演变为以远砂坝为主；Bentiu组岩石类型复杂，灰色及灰白色粗砂岩、中砂岩和灰色泥岩均发育；储层平均孔隙度为20.4%，平均渗透率为1 743.38 mD，整体为中高孔中高渗储层；Bentiu组下部砂体呈厚层块状，具有块状底水油藏特征，上部砂体内隔夹层逐渐增多，具有层状边水油藏特征(图2)，整体具有统一的压力系统。Durfur群底部Aradeiba组在研究区发育一套分布稳定的深湖—半深湖相泥岩，平均厚度129.17 m，直接覆盖于Bentiu油层之上作为盖层，厚度大、排驱压力大，盖层条件好。

前人研究表明，Fula凹陷整体构造演化可分为3个阶段，分别形成3套向上变粗的地层旋回[5]。在早白垩世扭动与伸展相结合的应力背景下，AG组与Bentiu组构成了第1个地层旋回；晚白垩世的伸展应力场控制了Darfur群的沉积，构成了第2个地层旋回；古近纪的张扭应力场则控制了Kordofan群的沉积，构成了第3个地层旋回。区域勘探成果表明，AG组中段生成的油气首先从烃源岩排出进入相邻的砂岩储层中聚集，类似于“油气中转站”[6]。在Darfur群顶部Baraka组沉积晚期至Kordofan群底部Amal组沉积早期，大部分油气经断层输导进入上覆Bentiu组聚集成藏，剩余油气在AG组内聚集成藏。区域构造研究表明，Fula凹陷油气成藏后，Amal组沉积末期出现一期较大规模的拉张性构造运动，盆地整体抬升，遭受剥蚀，造成各油田淡水注入，发生原油性质破坏[5,7]。因此，原始状态下AG组与Bentiu组原油来源相同，其性质差异主要源于淡水注入后引发的破坏作用。

图1 Jake south油田工区位置及沉积层序特征[1]

图2 Jake south油田Bentiu油藏SW—NE向油藏剖面

2 原油破坏作用

2.1 原油性质变化

通过对Jake south油田不同层位的33个原油样品进行测试，获得原油样品的 API重度和50 ℃脱气原油黏度(表1)。测量结果表明，AG组平均原油重度为41.21 API，数值最高，平均原油黏度为20.49 mPa·s，数值最低，总体为轻质油、稀油；Bentiu组由底部至顶部原油性质发生变化，原油重度不断增大，原油黏度不断降低，由底部为中质油、稠油至顶部变为轻质油、稀油。与AG组原油相比，Bentiu组原油整体重度降低，黏度增加。

表1 Jake south 油田原油性质

分析认为，AG组与Bentiu组原油性质差异以及Bentiu油藏内原油性质差异均是由后期淡水注入带来的破坏作用引起。AG组油层主要分布于砂泥岩互层中，砂体分布范围小，厚度相对薄，连通性较差，淡水难以进入油藏，整体处于未改造或改造较弱状态，所以原油性质相近。Bentiu组砂体较发育，分布范围大且呈巨厚块状，连通性较好，存在淡水进入，原油发生改造，因此在不同油藏位置原油性质存在较大差异。

2.2 原油性质变化机理

前人研究将油气藏破坏机理分为物理破坏、化学破坏、生物化学破坏和物理化学破坏，并将每一类加以细分[7-8]。研究表明，受区域地质背景控制，Jake south油田原油性质变化机理可能与水洗作用、氧化作用和生物降解作用等有关。

2.2.1 水洗作用

前人研究表明，对于埋藏相对浅的油藏，油水界面附近原油轻烃分子较易被地层水所溶解，从而使原油重度降低、黏度变大；如果同期地层水较为活跃，油水界面甚至出现较大角度的倾斜，溶解烃类的地层水不断流动，油水界面处地层水始终保持较低的矿化度、较高的溶解能力，水洗相对严重，原油性质变化明显[7,9]。

Bentiu油藏由南向北油水界面逐渐降低，降低程度为2.9 m/km，指示存在淡水注入。选取研究区中部Jake-S-1井不同位置(分别位于Bentiu油藏顶部、底部和AG组中段油藏)的4块样品测定原油全烃气相色谱和质量色谱，对原油破坏程度进行了研究，结果表明：Jake -S -1井Bentiu油藏底部1 483 m处，原油全烃色谱图上显示其仍含有一定的轻烃组分，指示底部水洗程度弱；Jake-S-1井AG组中段原始原油样品饱和烃/芳烃值为6.48，而Bentiu油藏底部1 483 m处该比值为2.86，顶部1 388 m处该比值为4.11，进一步证明水洗作用强度较弱(图3)。可见，水洗作用对Bentiu油藏原油存在影响，但整体强度较低。

图3 Jake-S-1井原油全烃色谱图特征

2.2.2 氧化作用

前人研究表明，正构烷烃氧化成对应的酸需要2 000倍左右油藏体积饱和氧的地下水[7]；一般情况下地表水中氧的溶解度很低，只有埋藏较浅的大气水入侵非常活跃的储层才可实现。Jake south油田虽存在淡水注入，但难以达到如此高的注入强度，带入油层的氧气有限，因此氧化作用对Bentiu油藏原油的影响较弱。

2.2.3 生物降解作用

结合前人研究成果[10-13]，经过参数优选，认为饱和烃含量、原油总酸值TAN(定义为中和1 g原油样品需要的KOH毫克数)、异戊二烯烃类生物标志物、部分藿烷类等参数均可较好地反映研究区生物降解强度(表2)，具体表现为：原油饱和烃含量越高，生物降解程度越低。随着生物降解程度增大，生成有机酸数量增大，TAN数值增加。在异戊二烯烃类生物标志物中选择的参数包括Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18等，其中Pr/Ph主要用于研究生物降解中期的原油降解程度；生物降解前期Pr/nC17、Ph/nC18值随生物降解程度增加而逐渐升高。藿烷类参数Ts/Tm与C31藿烷S/(S+R)都随原油成熟度升高而增大。综合原油全烃气相色谱资料和质量色谱资料(图3、表2)，根据Peters和Moldowan 的划分标准[14]，对Jake south油田各原油样品的生物降解强度进行了研究，结果表明研究区原油生物降解程度整体较弱，处于生物降解前期，因此Pr/Ph参数在研究区不适用。

由表2、图3可知，Jake-S-1井Bentiu油藏顶部饱和烃含量较高，TAN、Pr/nC17、Ph/nC18值均较低，且气相色谱图上饱和烃分布完整，基本未遭受生物降解；Bentiu油藏底部饱和烃含量较顶部明显降低，TAN、Pr/nC17、Ph/nC18值均较顶部高，气相色谱图上低碳数饱和烃相对含量降低，异戊二烯烃相对含量增加，右侧基线出现凸起，显示原油遭受弱生物降解。AG油藏饱和烃含量较高，TAN、 Pr/nC17、Ph/nC18值均较低，且气相色谱图上饱和烃分布完整，基本未遭受生物降解。前人研究结果表明,研究区烃源岩Ro范围为0.58%～0.72%， C32藿烷22S/(22S+22R)值为0.48～0.59，C29甾烷20S/(20S +20R) 和C29甾烷ββ/(ββ+αα) 之比为0.25～0.53，表明烃源岩成熟度中等—低，刚刚进入生油窗，处于生油高峰之前，因此Bentiu层和AG层原油的成熟度均较低。而Bentiu组原油的萜烷参数Ts/Tm与藿烷参数C31藿烷S/(S+R)均小于AG组的原油(表2)，也显示出Bentiu组原油成熟度要低于AG组的原油，认为可能是受生物降解作用影响所致。总体上，AG组原油基本未发生生物降解，而Bentiu组原油由底部油水界面处至顶部生物降解程度不断降低，这说明生物降解作用对原油性质具有较强的控制作用。

表2 Jake south油田Jake-S-1井原油地球化学参数

除以上3种破坏作用之外，烃源岩生烃成熟度差异与烃类运移的分馏效应均有可能造成原油性质差异。然而研究区主要烃源岩整体构造-热演化特征相近，成熟度较低，刚刚进入生油窗，因此烃源岩生烃成熟度差异较小，对原油性质变化的影响较小。对原油饱和烃组分进行研究，发现Jake-S-1井C6—C14轻质烃和C25—C35重质烃在Bentiu组顶部和底部均有一定存在，并未出现由底部至顶部轻质烃含量显著升高，重质烃逐渐降低的现象，烃类运移的分馏效应在油藏内相对较弱。另外，AG组中段烃源岩埋藏深度为2 600 m，Bentiu组油藏埋深为1 500 m，而Bentiu组平均油柱高度为90 m，油藏内部烃类运移的分馏效应对原油性质变化的影响也较小。

综上所述，Jake south油田Bentiu油藏原油性质变化的主要因素为生物降解作用，水洗作用较弱，氧化作用最弱。

3 原油黏度变化规律

在Bentiu油藏中原油破坏作用受与油水界面距离控制，距油水界面距离越远，生物降解程度越弱，原油重度越高、黏度越低，对这一原油黏度的变化规律进行了定量研究。

首先分析能反映原油黏度变化的自变量参数。结果表明，原油样品距油水界面的垂直距离、地层深电阻率及密度测井曲线可以反映原油黏度，其中地层深电阻率测井曲线主要反映地层流体特征，包含地层原油黏度信息，密度测井曲线是岩石骨架和流体密度的整体体现。

读取各原油样品距油水界面的垂直距离，并在地层深电阻率和密度测井曲线上读取特征值。对各参数进行回归分析(图4)，得到50 ℃脱气原油黏度的线性关系式为

μ=0.156h+0.029RD+336.988ρ-729.906

(1)

式(1)中：μ为50 ℃脱气原油黏度，mPa·s；h为各原油样品在油气藏中距油水界面的垂直距离，m；RD为地层深电阻率，Ω·m；ρ为密度测井曲线特征值，g/cm3。该式相关系数为0.832，相关性较强。

选取Jake-S-1井原油样品对回归公式进行检验，原油样品距油水界面69.38 m，其地层深电阻率测井曲线数值为96.13Ω·m，密度测井曲线数值为2.24 g/cm3。用式(1)进行计算，其结果为38.55 mPa·s，与实验结果41 mPa·s相比，误差仅为5.97%。

图4 Bentiu油藏黏度公式计算结果与原油黏度实测结果关系

根据地层原油黏度回归公式，对Bentiu油藏地层原油黏度整体进行计算，得到了地层原油黏度场，进一步明确了油藏内不同位置原油黏度，从而为油藏数值模拟提供了数据支持。

4 结论

1) 苏丹Muglad盆地Fula凹陷Jake south油田下白垩统Bentiu油藏造成原油性质变化的主要破坏作用为生物降解作用，水洗作用影响较弱，氧化作用影响最弱。

2) 在各种原油破坏作用影响下，Bentiu油藏底部油水界面附近原油破坏程度弱，顶部破坏程度极弱；由油藏底部至顶部，原油破坏作用减弱，原油API重度逐渐升高，黏度逐渐降低。AG组油藏并未遭受原油破坏作用，原油性质差异相对小。

3) Bentiu油藏50 ℃脱气原油黏度与样品距油水界面的垂直距离、地层深电阻率、密度曲线呈线性关系，且相关性较好。利用本文建立的回归公式对油藏内不同位置原油黏度进行计算，可为研究区油藏数值模拟提供数据支持。

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(编辑：周雯雯)

The degradation of petroleum in Lower Cretaceous of Muglad basin and the variation regularity of its viscosity:a case of Bentiu reservoir in Jake south oilfield, Fula sag, Sudan

Han Rubing1Tian Changbing1Zhou Jiasheng2Li Shunming1He Hui1Du Yijing1

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing100083,China; 2.ChinaNationalOilandGasExplorationandDevelopmentCorporation,Beijing100034,China)

In daily production, the oil from Lower Cretaceous Bentiu Formation of Jake south oilfield in Fula sag of Muglad basin has large variation in physical properties including API gravity and viscosity. The mechanisms of these phenomena are not clear, which causes serious problems in production. With comprehensive analyses of well logging, well testing, physical property and geochemistry data, the petroleum degradation mechanisms and the variation regularity of oil viscosity are studied. Results show that the main cause of the variation of oil physical properties is biodegradation, while water washing effect is weak and the oxidization is the weakest. Controlled by these degradation processes, degree of petroleum degradation decreases from the oil-water contact to the top of the reservoir, thus the oil turns lighter and less viscous. With mathematical statistic method, the linear relation is established among 50℃ degas oil viscosity and the vertical distance to the oil-water contact, deep resistivity and density curve. The result can provide data support for reservoir numerical simulation.

Sudan; Muglad basin; Jake south oilfield; Bentiu reservoir; the Lower Cretaceous; petroleum degradation; oil viscosity; linear relation

1673-1506(2016)06-0009-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.002

韩如冰，男，博士研究生，主要从事油田开发地质研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号中国石油勘探开发研究院油气田开发研究所(邮编：100083)。E-mail:harbin2018@163.com。

TE133+.9

A

2016-06-13 改回日期：2016-07-18

*“十二五”国家科技重大专项“复杂油气藏精细表征与剩余油分布预测(编号：2011ZX05009-003)”部分研究成果。