罗家地区砂、砾岩体储集层描述及稠稀油分布研究

常国贞　王永诗　林红梅　帅萍　毕彩芹　彭传圣

摘要　通过沉积相、成岩相、岩石相结合对罗家地区砂、砾岩体进行储集层特征的地质描述，运用多井约束反演资料实现了储集体定量描述，点体结合，更好地建立了砂、砾岩体储集层模型。罗家砂、砾岩体中蕴藏丰富的稠油资源，而且稠稀油都有分布。针对罗家缓坡带砂、砾岩体稠油，本文以成藏演化为线索分析其成因，指出两类烃源岩、两次成藏期，是该区不同区块之间、同一区块不同构造部位原油性质产生差异的主要原因。

关键词　砂、砾岩体　多井约束反演　储集层模型　原油性质　稠油成因

一、引言

图1　罗家地区构造位置图

罗家地区位于济阳坳陷沾化凹陷西南部，陈家庄凸起北部罗家鼻状构造带上（图1），西与四扣－邵家洼陷相连，北以斜坡过渡至渤南洼陷，东与垦西地垒及三合村洼陷相接。该区沙河街组发育规模巨大，砂、砾岩体为沾化凹陷乃至济阳坳陷所罕见，砂、砾岩体中蕴藏有丰富的稠油资源。由于储集层非均质强且以稠油为主，尽管绝大部分井见油气显示但试油效果不理想，为进一步探明地下稠油资源并形成一定的生产能力，笔者对该区展开了专题研究，

本文为研究专题的部分成果。

二、砂、砾岩体划分对比及空间展布

罗家砂、砾岩体发育于沙四段及沙三段下部，厚度100～300m，为一套砾石成分复杂、分选磨圆差、砾石大小不一、结构和成分成熟度极低的砂、砾岩体。沙四段下亚段为暗红色泥岩夹灰色砂砾岩，为干旱气候条件下的碎屑沉积物；沙四段上亚段转为盐湖沉积，由湖盆中心至边部依次发育膏岩、灰岩和砂砾岩；沙三段是湖盆发育鼎盛时期，砂、砾岩体沿湖岸分布；沙三段末期湖盆抬升，顶部地层遭受剥蚀。

砂、砾岩体地层划分对比的最终目的是建立地层模型，研究砂、砾岩体空间展布。同一地质体并非等时体，在一定程度上确定它的等时关系依赖于地震资料。实践中岩－电性及沉积旋回性分析是地层划分的基础，地震资料应用是地层对比的关键，多井约束反演资料解释应用是对地层划分、对比可靠性的验证。

罗家砂、砾岩体厚度大，其内部缺乏稳定的泥岩隔层。扇体走向经合成记录标定的连井地震剖面显示：潜山顶面（TR）、沙一段底面（T2）两个沉积间断面是砂、砾岩体顶底界面。T2反射层之下南部砂砾岩向北相变为沙三段下亚段油泥岩、泥岩；北部砂砾岩位于T6反射层之下，并向南超覆尖灭于潜山之上，由此确定其地质层位为沙三下段、沙四段。旋回性是沉积岩的普遍特性，利用取心井段长、砂砾岩地层厚的代表井将沙四段划分五个砂组，沙三段下亚段分为两个砂组。这种划分对比方案与测井约束反演地质界面吻合较好。通过地质—地震有机结合，实现了大套砂、砾岩体地层的划分对比，明确了罗家砂、砾岩体为超覆退积型分布的地层模型。

图2　罗家地区砂、砾岩扇体分布图

受古地貌、同沉积构造、气候条件及补给水道的影响，罗家砂、砾岩体以鼻状构造轴部为界分为东、西两支扇体，纵向上具有继承性。沙四段、沙三段各自为沉积单元，二者端部与根部叠置，平面上具有不均衡性：东部扇体规模大、岩性粗，主要为砾岩体，西部扇体规模小、粒度细，为砂、砾岩体（图2）。

三、储集层特征地质描述

罗家砂、砾岩体规模大，厚度大，岩石结构复杂，储集层非均质性强，沉积成岩演化是影响储集层孔隙结构及物性特征的重要因素。

1.岩石相

罗家砂、砾岩属于复成分砂砾岩，以含砂砾岩、含砾砂岩和砾状砂岩为主，岩屑主要为碳酸盐岩、中酸性喷出岩。结构成熟度较低，常表现为杂基支撑，颗粒大小悬殊、分选差、磨圆差等特点。砾石形态多样，大小不一，呈棱角状—次棱角状。砾岩的碎屑填隙物主要为泥级细杂基和砂级、粉砂级粗杂基，胶结物以碳酸盐为主。砂岩为长石岩屑石英砂岩、长石质石英砂岩和长石岩屑砂岩。按岩石结构、构造及颗粒间的接触关系，可分为砂砾岩相和砂岩相。砂砾岩相是主要的岩石相类型。

砂砾岩相包括颗粒支撑砂砾岩、杂基支撑砂砾岩和混合支撑砂砾岩。颗粒支撑砂砾岩分为同级和多级颗粒支撑砂砾岩两种类型，前者砾石大小相等，颗粒呈点、线接触，充填物少或被砂质充填，物性好，含油性最佳；后者砾石大小不等，填隙物以粗砂为主，物性和含油性稍差。杂基支撑砂砾岩，砾石呈漂浮状，充填物为粗杂基、细杂基，泥质发育，物性较差。

砂岩相纵向上位于一个沉积旋回的上部或顶部，平面上位于扇体的扇中前缘或扇端，常见平行层理、块状层理。

2.沉积相

沙四段—沙三段沉积时期，发育了冲积扇（ ）和水下冲积扇（ ）。

（1）冲积扇

冲积扇发育在山谷山口处，主要为暂时性的洪水水流形成的山麓堆积物，可分为扇根、扇中、扇端三个亚相。

扇根亚相位于冲积扇根部，发育有单一的或2～3个直而深的主河道，其沉积物主要为河道充填沉积，一般无层理特征，呈块状构造。滞留物和冲刷面很多，反映了多次沉积侵蚀作用。其沉积序列为向上变粗的进积型反旋回沉积序列和向上变细的退积型正旋回沉积序列。测井曲线表现为块状高阻和自然电位波状起伏。

扇中亚相位于冲积扇的中部，沉积物主要为砂岩、砾状砂岩、砾岩。主要由辫状河道和辫状河道间两种微相组成。辫状河道微相沉积物具叠瓦状构造、不明显平行层理、交错层理和冲刷－充填构造，与下伏层呈冲刷接触。其测井曲线特征为齿化或弱齿化箱形、钟形。

扇端亚相沉积物通常为砂岩、含砾砂岩夹粉砂岩和泥岩组成。西部扇体细粒沉积物较发育，分选较好。

（2）水下冲积扇

水下冲积扇可分为扇根、扇中及扇端亚相，指暂时性洪水携带大量陆源碎屑直泻入湖，并在湖盆边缘形成的水下扇形体。

扇根亚相沉积物主要由杂基支撑的砾岩、砾状砂岩夹少量灰色或灰绿色泥岩组成，可进一步划分为主河道和主河道间微相。主河道微相由高密度洪水冲蚀而成，是该亚相中最具特色的沉积微相类型。主要岩性为浅灰色砾岩、砂质砾岩和砾质砂岩构成，砾石大小不等、分布杂乱，砾岩多为粗杂基支撑的砾岩。测井曲线表现为正旋回特征，单个旋回为齿化或弱齿化的钟形或箱形，曲线组合形态为多个钟形或箱形的垂向叠加。主河道间微相岩性主要为深灰色、浅灰色泥岩夹粉砂岩及泥质粉砂岩。该沉积在垂向和平面展布上夹于水下冲积扇扇根主河道之间，粒度分布主要由悬浮总体及少量跳跃总体构成，反映了快速搬运和快速沉积的特点。测井曲线表现为较薄层的低幅平直或微齿化。

扇中亚相是水下冲积扇的主体部分，为一套互层的砾状砂岩、砂岩和泥岩，可划分为辫状水道、辫状水道间和扇中前缘微相。辫状水道微相主要由三种岩石相类型组成：混杂组构砂砾岩、具正递变层理的砂砾岩或含砾砂岩、块状层理及平行层理的砂砾岩。上述三种岩石相类型组成两种垂向序列：一种是自下而上由块状杂砾岩、递变层理砂砾岩、块状层理砂砾岩组成，该序列反映了物源供给减弱，流体性质由重力流逐渐向牵引流转变，水体不断加深的沉积条件；另一种是从下到上由递变层理砂砾岩、块状层理砂砾岩或平行层理砂砾岩组成，测井曲线一般表现为正旋回特征，弱齿化箱形或钟形。辫状水道间微相位于水下冲积扇扇中辫状水道之间，后期辫状河道发育时对其冲刷侵蚀，厚度非常薄。扇中前缘微相位于扇中辫状河道前缘，系水流流出辫状水道后所携带的物质在出口沉积而成。在相序上与扇中辫状水道微相沉积的砂砾岩密切共生，构成向上变细的沉积序列。

扇端亚相位于水下冲积扇的最前缘并与湖泊沉积相过渡，沉积物为砂岩、细砂岩、泥岩。泥岩具水平层理构造，垂向上与浅湖相碳酸岩或泥岩相叠交。

水下冲积扇沉积自下而上由粗变细，厚度由厚变薄，形成一个自扇根到扇端的巨大正韵律层序，反映了向岸方向退积，并逐渐趋于废弃的过程。

3.成岩相

成岩相是成岩环境与成岩产物的综合，能反映储集层岩石目前面貌。在成岩作用类型研究的基础上，将砂、砾岩体储集层划分出以下五种主要的成岩相。

（1）杂基支撑压实成岩相及强压实压溶成岩相

杂基支撑压实成岩相主要形成于细杂基支撑及混合支撑的砾岩、杂砂岩中，杂基含量高，胶结物含量低，由于碳酸盐杂基的存在，容易遭受溶解，形成低渗储集层，主要分布于扇根及扇端亚相。强压实压溶成岩相常形成于以石英为主的砂砾岩储集层中，杂基含量较低，石英次生加大发育，属于致密储集层。

（2）碳酸盐胶结成岩相

早期胶结而晚期未发生明显溶蚀作用或早期沉淀晚期重结晶储集层类型。分布在水下冲积扇扇端亚相，少量分布于扇中亚相的辫状水道间微相。

（3）不稳定组分溶解溶蚀成岩相

该类成岩相次生孔隙含量高，杂基或颗粒支撑，粒间、粒内溶蚀孔隙发育，主要成因包括大气淡水淋滤及埋藏溶蚀。主要分布于冲积扇扇根的主河道微相、水下冲积扇扇根的主沟道微相及扇中的辫状水道微相。

（4）沥青充填成岩相

沥青充填是砂砾岩储集层的一大特色，其对应的成岩相是普遍发育的一种成岩相类型。沥青充填于砂砾岩的原生和次生孔隙中斯孔隙度、渗透率降低，形成低孔低渗储集层。该类成岩相主要分布于冲积扇扇根的主河道微相、水下冲积扇扇根亚相及扇中亚相辫状水道，受构造活动控制，多发育于构造高部位。

（5）混合成岩相

常发育于构造高部位，主要受油气运移、砂砾岩储集层非均质性、油气来源的影响，导致储集层中各种成岩现象并存。

四、储集层特征地球物理解释

经频谱分析，该区三维地震资料主频为21Hz。测井资料分析，沙四、沙三段的砂、砾岩体速度为3200～5000m/s，平均为4100m/s，若以A/4作为时间可分辨的厚度极限，纵向分辨率为25m；通常以A/8作为能量可分辨薄层的厚度极限，纵向分辨率仅为12m，不能满足储集层描述及预测砂体的需要。

多井约束波阻反演是以测井资料为依据，地震资料为控制，通过井旁地震道与测井资料进行相关分析，找出最佳波阻匹配关系，从井点出发逐步外推的一项技术。为了精确区分储集层、致密砂砾岩层等非储集层，解决波阻抗数据体中地层岩性及储集层的多解性问题，在三维地震资料解释、波阻抗反演工作的基础上，利用自然γ、自然电位等测井参数进行了联合反演。

储集层解释模型是一种能将反演数据体中非储集层信息剔除的模型。孔隙度是最能反映储集层信息的一项参数，但由于孔隙度反演数据是通过砂砾岩孔隙度与声波回归关系由声波时差转换得来，而该区的泥岩与砂砾岩的声波时差分布无界限可划，泥岩与砂砾岩所计算出的孔隙度无法在数据体中用来区分储集层与非储集层，这同时也否定了直接运用速度数据体和波阻抗数据体来剔除非储集层的可能性。然而，砂、砾岩体声波时差与孔隙度的关系表明，两者呈正相关关系，只要确定砂砾岩储集层与致密砂砾岩层孔隙度的界线值，就可将致密砂砾岩剔除。因此，可以通过先剔除泥、灰岩再剔除致密砂砾岩的方法来剔除非储集层。

罗家砂、砾岩体泥质含量较高，自然电位响应无法区分各类岩性。自然γ测井弥补了这一不足，泥质含量的高低能在自然γ值上产生响应，可以用自然γ测井剔除泥、灰岩。统计结果表明，泥岩的自然γ分布为35～60API，砂砾岩的自然γ分布为25～50API。确定二者之间界线的原理是最小误差原理，即该界线使各自进入对方区域的丰度近似且达到总误差最小。通过丰度曲线的交会得出该界线为42API，可信度达70%以上。统计还表明，砂砾岩的自然γ值多大于25API，灰岩的自然γ值多小于25API。自然γ区分泥岩、灰岩与砂砾岩是可行的，最终确定砂砾岩的自然γ门坎值为25～42API。

砂、砾岩储集层的孔隙度为5%～16%，非储集层的孔隙度为0～6%，同样应用最小误差原理确定储集层与非储集层的界线为5%，可信度达95%。

在用自然γ数据体剔除泥、灰岩所得的砂、砾岩体展布信息数据体的基础上，将该信息移植到孔隙度数据体，再用储集层与非储集层孔隙度分界值剔除不能作为储集层的致密砂砾岩，留下的数据体反映了砂、砾岩储集层的空间展布特征，孔隙度数据体本身又能反映物性分布特征，从而达到了定量评价储集层的目的（图3）。

图3　砂、砾岩体储集层地球物理方法预测流程图

五、储集层地质模型

储集层地质描述是基于对岩心及测试资料的描述技术，而储集层特征地球物理解释则是基于三维地震数据体的描述方法，点体结合，全面地反映了储集层空间变化规律，从而更客观地建立了储集层模型，为精细油藏描述提供坚实的基础。

1.储集层结构特征

储集层建模的主要目的是将储集层结构和储集层参数的空间变化表示出来。储集层结构的主要特征有以下几点：①顺辫状水道方向，砂体具较好的连续性，砂体规模受同沉积断层的影响，断层下降盘砂体厚度较大，不同期次的砂、砾岩体呈超覆退积沉积序列；②横切辫状水道方向，主要为透镜状砾岩体与薄层砂岩体、薄层泥岩夹层和致密砂砾岩的复杂组合；③砂体宽厚比值较大，一般7～12；④砂体之间泥岩夹层主要分布于扇缘，砂砾岩主体连通性应与砂砾岩致密隔层的分布有关。

2.储集层孔隙度分布特征

储集层孔隙度分布三维模型的主要特征有如下几点。

第一，顺辫状水道方向，总体上扇中主水道储集层物性较好，砂体连通性较好，砂体之间有物性较差的薄层致密或扁长透镜状泥岩层分布；扇根和扇缘物性较差，主要表现为透镜状，物性较好的分布于物性较差的致密层或泥岩中。

第二，横切辫状水道方向，砂砾岩物性表现为较强的层间非均质性和层内非均质性，砂体连通性较差。辫状水道部位，物性较好，致密砂砾岩隔层厚度和分布密度较小；辫状水道间为透镜状物性较好砂砾岩零散分布于物性较差的厚层泥岩或致密层中。

第三，平面上，砂、砾岩体也表现为较强的储集层非均质性。物性较好的储集层主要分布在扇中辫状主水道，扇根及扇缘也有零星分布；物性较差的储集层多分布在辫状水道间及扇缘[1]。

六、原油性质及其高硫来源分析

罗家砂、砾岩体中原油物性变化大，除个别区块为稀油外，大部分为稠油分布区。原油密度0.8796～1.0806g/cm3，粘度15.4～3224mPa.s，含硫量1.15%～9.8%，凝固点－4～60℃。稠油具有“四高”和“三高三低”特征，即高密度、高粘度、高凝固点和高含硫，高胶质、高沥青质、高非烃、低烷烃、低芳烃、低含蜡。按原油密度和粘度两项指标，参照国际上采用的重质稠油划分标准，将原油划分为四种类型，即正常原油（工类）、重质油（Ⅱ类）、特重油（Ⅲ类）和沥青（Ⅳ类）（表1）。

表1　罗家原油类型分类表

随着罗家砂、砾岩体原油相对密度的增加，动力粘度量指数增加，含硫量呈线性增加，而含蜡量线性递减。相对密度和粘度主要取决于原油的族组分，即胶质与沥青质的含量，其中粘度主要受非轻（胶质）含量的影响，两者成正比关系，而重质油的相对密度主要受沥青质含量的影响，二者也成正比关系。而胶质与沥青质的丰度又与硫的含量密切相关，主要是因为胶质和沥青质是富含氮、硫和氧原子的高分子量的多环分子。

石油中硫含量不仅是评价石油性质的重要指标，同时也是研究石油生成和转化的重要参数，因此分析原油中硫的来源及成因是分析稠稀油形成机理的关键。原油的物理性质取决于生油母质的性质、演化程度及次生变化等因素。高硫含量是该区稠油的一大特色，而含硫量与原油密度、粘度（对数）呈很好的正相关关系。硫不是活的生物体的主要组分，因此原油中的高硫成分必然是后期从其他方面获得的。该区稠油中部分硫来自沉积物原始有机质中的氨基酸，但大部分原始硫来自沉积有机质和水溶硫化物（S2－）。

在强还原缺氧的情况下，厌氧细菌的作用使硫从硫酸盐中析出，由于贫粘土的石灰质淤泥含铁和其他金属少，不能消耗所有的硫根，这些硫先进入沉积物中与残留的有机质结合，导致成环作用和芳构化作用，形成富硫的Ⅱ型干酪根，其饱和化合物除由大量的环烷烃和中等链长的脂肪链所组成外，还存在大量的硫。当有机质进入生油门限时，首先以苯并噻吩衍生物而析出，而后又以硫化氢的形式释出，因此硫含量高通常与表明缺氧条件的生物标志化合物存在相关性（如高C35升藿烷指数或低的姥鲛烷/植烷比值等）。原油的生物降解作用也能导致硫的富集，因为细菌优先消耗饱和烃，而对苯并噻吩衍生物和高分子量杂原子化合物很难发生降解作用，从而导致原油中的含硫量相对增加；微生物活动导致硫化氢和元素硫形成，它们可以和蚀变的原油再反应而生成多硫化物。

七、原油稠化机理分析[2～3]

1.两种不同类型的生烃母质

渤南洼陷沙四、沙三段烃源岩有明显差异。沙四段烃源岩为咸水强还原环境，广泛分布，膏岩分布区位于湖盆中心，周边环绕灰岩相带。这种沉积环境有利于有机质的保存和富硫干酪根的生成。研究表明，相互交联的硫原子桥在碳－碳键开始裂开之前就已经破裂，富硫的干酪根在热力低级阶段就能生成石油。由于弱碳－硫键的破裂，硫从干酪根中分离出来，形成高硫的低熟油。沙三段烃源岩沉积的水介质条件、生物标志物、有机质丰度、类型等与沙四段差异较大，生成低硫干酪根，大部分热降解为正常成熟原油。

经原油的碳同位素曲线对比发现，沙四段下亚段原油碳同位素曲线形态相似，可对比性良好，说明来自同一油源；而沙四段上亚段和沙三段下亚段原油碳同位素曲线不完全相似，反映了混源特征。Ts/Tm为成熟度参数，该比值随成熟度的增加而增加，沙四段下亚段原油 Ts/Tm值（0～0.11）明显低于沙四段上亚段（0.10～0.48）和沙三段下亚段（0.11～0.51）。γ－蜡烷是由五个六元环组成的环状化合物，沙四段下亚段原油γ－蜡烷/C30藿烷为0.56～0.92，沙四段上亚段、沙三段下亚段分别为0.12～0.31和0.32～0.49。以上分析证实沙四段下亚段原油来自于沙四段烃源岩，而沙四段上亚段和沙三段下亚段原油来自于沙三段和沙四段烃源岩。

2.运聚过程及稠变作用

罗家砂、砾岩体经历了两次大规模油气运聚过程，第一次发生在东营组沉积末期，第二次在馆陶组沉积末期至今。

东营组沉积末期，沙四段烃源岩进入排烃阶段，油气穿过灰岩地层进入砂、砾岩体中，除一部分被圈闭捕获外，其余继续向上倾高部位运移，由于基岩不整合面与地表连通，地表蒸发氧化作用使原油稠化。大气降水入渗也使原油遭受了普遍强烈的次生改造，罗9井2340.9m原油烷烃色谱证实发生了生物降解，分析认为是古降解作用。

馆陶组沉积末期油气运聚方式与第一次类似，所不同的是沙三段烃源岩进入大量排烃阶段，油气沿基岩不整合面进入上覆的馆陶组聚集。由北向南渤南、罗家、陈家庄三个油田原油含硫量为低—高—较低的变化趋势，即油性为稀—稠—较稀的分布特点，是本期油气运移的加硫稠化和差异运聚的必然结果。

胶结物有机包裹体中气－液烃与沥青共存、成群分布，证实砂、砾岩体经历了两次大规模的油气充注过程。原油含硫量分布呈“双峰”特点，虽然两次油气运聚过程都发生了加硫稠化作用和轻烃散失滞留稠化作用，但前峰低硫原油为第二次成藏期产物，而后峰高硫原油则为第一次成藏期形成的较重稠油。

3.油气成藏后的稠化作用

对单个油藏，成藏后的稠化作用主要表现在以下两个方面。

第一，底边水的水洗氧化和重力分异作用。以罗801断块油藏为例，罗801位于构造高部位，原油密度为0.9267g/cm3，是Ⅰ类正常原油，低部位的垦5井原油密度为0.9851g/cm3，属Ⅱ类重质稠油，分析认为是底水或边水造成的分异作用。

第二，断层活动造成差异分离作用。断层作用使压力释放，将单相流体系统转化为两相系统，形成气顶，这些气体和轻烃运移到浅层圈闭中，导致其下部砂砾岩中原油更稠。罗东地区罗9-37断阶沙一段为稀油，而与之相邻的南、北断阶沙四段为Ⅱ类重质油，是断层导致的差异分离作用。

八、稠、稀油分布规律

统计罗家砂、砾岩体中所有的油性资料，I类原油占17.5%，Ⅱ类原油占42%，Ⅲ类原油占21.5%，Ⅳ类原油占19%；总体上砂砾体赋存的原油以Ⅱ类原油为主，其密度为0.934～1.000g/cm3，粘度100～10000mPa.s(80℃）。Ⅰ、Ⅱ类原油沙四段下亚段仅占20%，沙四段上亚段占62%，沙三段下亚段达65%。西扇体工、Ⅱ类原油占73%，东扇体则为51.5%。

纵向上，砂、砾岩体中上部含油性好。沙四、沙三段砂、砾岩体上覆沙三段、沙一段泥岩地层厚，分布范围广，是良好的区域盖层，在成岩和成藏演化中，砂、砾岩体由早期作为油气输导系统的一部分，演变为若干套储盖层组合。物性改造过程中，中上部是油气运聚集中段，物性和含油性较好，而下部成岩作用更强，物性逐渐变差。砂、砾岩体中大部分井油气显示井段很长，解释的油层并不多，这是砂砾岩稠油油藏的特点。其原因是，早期为油气运移的通道，后期物性变差为干层，仍可残留油斑显示；二是早期作为运移通道，后期物性变好，仍为油气运移通道或构造部位低或原生油藏遭到破坏，残余油斑显示物性好，试油出水。斜坡带上一些区块属于这种类型。

平面上，西部扇体油性比东部扇体好。局部构造高的部位油层总厚度较大，向低部位过渡为水层或干层，储集单元的展布和构造高低决定油水层分布。不同区块之间油性变化较大，但同一区块构造部位越高油性越好。

受两种烃源岩、两次成藏期等复杂地质条件影响和多种稠变因素的控制，罗家砂、砾岩体原油分布具有东部扇体稠西部扇体稀；层位上，下稠上稀；油气运移方向上，远稠近稀和单个油藏底稠顶稀的特点。

九、结论

应用地质、地震相结合的方法实现了罗家砂砾岩地层划分对比，通过岩石相、沉积相、成岩相三个方面研究进行储集层地质描述，划分了两种岩石相、两种沉积相和五种成岩相。在此基础上，运用多井多参数联合反演资料进行砂砾岩储集层定量描述，建立了储集层结构和参数模型。

罗家砂、砾岩体稠油含硫量高，原油性质变化大。受两种烃源岩、两次运移期和成藏后保存条件等多种因素控制，原油具有东稠西稀、远稠近稀、下稠上稀和底稠顶稀的特点。

主要参考文献

[1]裘怿楠，薛叔浩等.油气储集层评价技术.北京：石油工业出版社，1994.

[2]王铁冠，钟宁宁，侯读杰等.低熟油气形成机理与分布.北京：石油工业出版社，1995.

[3]曾凡刚，李赞豪，程克明等.中国重质原油的分布和地球化学特征.北京：石油工业出版社，1999.

原油的碳同位素组成特征

本研究对鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃样中芳烃馏分也进行了色谱/质谱（GC/MS）分析。芳烃色谱/质谱分析在美国HP6890GC/5973MSD仪上完成，室内温度21℃。色谱条件：HP-5MS色谱柱（30m×0.25mm×0.25μm），恒流柱模式，进样口温度305℃，脉冲不分流进样，脉冲压力15Pa，脉冲时间为1min，载气用He（流速1.4mL/min）；温度程序在60℃恒温2min，从60℃升温到150℃，升温速率8℃/min，再从150℃以4℃/min升温到320℃，恒温10min。质谱条件：采用EI（70ev）电子轰击方式，离子源温度230℃，发射电流34.6μA，四极杆温度150℃，扫描范围m/z50～500，每秒钟扫描0.85次。

芳烃馏分基本上由各类常规多环芳烃所组成，各类常规多环芳烃的相对百分组成是烃源岩有机母质、沉积环境和热演化程度的函数（王铁冠等，1990,1995；侯读杰等，1990,1999；包建平等，1996）。鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃样的芳烃宏观百分组成对比见表4-4和图4-9。马家沟组溶解烃中芳烃宏观组成总体上以菲系列和硫芴系列为主（两者之和约占50%～70%），而萘、氧芴和?系列含量较低（三者之和不足10%），并检测出惹烯、卡达烯化合物。这种芳烃组成主要与海相碳酸盐岩沉积环境和高热演化程度有关。

表4-4　鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃的芳烃宏观组成对比

图4-9　鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃的芳烃宏观组成对比图

芴、氧芴、硫芴系列（简称“三芴”系列）的相对组成与沉积环境关系密切，常常用来作为有效的古沉积环境指标。一般而言，盐度偏高的强还原环境中形成的源岩和原油往往富含硫芴系列，而在还原程度低、偏酸性的成煤沼泽环境中形成的源岩和原油则富含氧芴系列，介于两者之间的淡水湖相环境中形成的烃源岩和原油常出现芴系列的优势。此外，海相沉积较陆相沉积，碳酸盐岩较泥质岩富含硫芴系列。从三芴系列的内组成分布三角图（图4-10）来看，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃显示出以硫芴系列占优势（45%～75%），芴系列次之（20%～45%），氧芴系列较少（＜20%），这表明本区的马家沟组溶解烃主要是在盐度偏高、比较还原的海相碳酸盐岩环境中形成的。

值得注意的是，鄂尔多斯盆地中部气田不同井马家沟组溶解烃芳烃中三芴系列的内组成存在差异（图4-10）。比较而言，陕12井、陕78井相对具有更高的硫芴，低的氧芴和芴；而陕81井有较高的氧芴，相对较低的硫芴；陕34井、陕37井的硫芴和氧芴丰度则介于它们之间。这种三芴系列组成的差异，笔者认为，主要是由源岩沉积环境和有机质性质的差异所造成的。

图4-10　鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃的三芴系列组成三角图

从表4-4还看出，陕81井具有特别高的荧蒽含量（达42.15%），陕12井、陕78井、陕34井、陕37井荧蒽含量却很低（不足10%）。一般来说，高的荧蒽含量往往出现于煤系沼泽氧化环境中。显然，陕81井溶解烃的形成与相对偏氧化环境和陆源有机质混入有某种成因联系。

根据上述讨论，笔者推断，陕12井、陕78井溶解烃是在盐度较高、还原的海相碳酸盐岩环境中形成的；陕81井溶解烃可能是在相对淡化的偏氧化环境和有一定量的陆源有机质混入条件下生成的；陕34井、陕37井介于它们之间。

鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃样的芳烃组成特征还表现在菲系列、联苯系列及四甲基萘系列分布和组成上。所分析的溶解烃样均表现为3－甲基菲、2－甲基菲丰度高，1－甲基菲、9－甲基菲丰度低（图4-11）；无烷基取代联苯和烷基取代联苯较发育；热稳定性高的1,3,5,7－四甲基萘、1,3,6,7－四甲基萘丰度明显高于热稳定性低的1,2,5,6－四甲基萘。这些特征都一致说明，本区马家沟组溶解烃样品热演化程度高，已处于高—过成熟度阶段，这也与鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组的地质特征相吻合。

从二苯并噻吩（DBT）、甲基二苯并噻吩（MDBT）、二甲基二苯并噻吩（DMDBT）相对含量分布三角图（图4-12）中可见，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃样也具有明显的差异，陕81井以DBT占优势（为67.20%），MDBT、DMDBT较少（分别为11.33%、21.39%），而陕12、陕78、陕37、陕34四井则以DMDBT为主（占45.61%～47.68%），DBT、MDBT较少，分别在23.89%～31.76%、20.89%～30.49%之间。这些溶解烃样芳烃中二苯并噻吩系列的上述变化可能与烃源岩的沉积环境和有机质类型有关。Chakhmakhchev等（1995）指出，来自超咸水环境的原油中未取代的DBT很低，而淡水环境中的DMDBT要比咸水环境低。可见，陕81井较陕12、陕78、陕37、陕34四井有水体相对淡化的环境和较多的陆源成分输入，这一认识与Pr/Ph值和三芴系列分布特征相符合。

图4-11　鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃芳烃馏分中菲系列的分布图

图4-12　鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃的DBT、MDBT、DMDBT相对组成三角图

1.原油及族组成的碳同位素组成

原油全油及族组成的碳同位素组成特征如表3-4所列。景谷盆地原油及族组成的碳同位素组成具有下列明显的特征：①各族组成碳同位素比值之间的差异相对较小，其最大差值仅为2.9‰，最小的1.7‰，反映出所研究原油的同源性及从烃源岩至储层的极短运移距离等特征；②原油族组成的碳同位素比值从饱和烃至沥青质依次呈现δ13C饱和烃＜δ13C芳烃＜δ13C非烃＜δ13C沥青质的规律。原油的δ13C值分布范围为-31.3‰～-32.2‰，呈高负值，与我国淡水湖泊相所产原油的碳同位素组成特征相似，而低于咸水湖相原油（王铁冠、侯读杰、钟宁宁等，1995）。

表3-4　景谷盆地原油稳定同位素组成数据表

2.原油单体烃碳同位素组成

景谷盆地大牛圈断块牛2井原油饱和烃单体烃碳同位素组成分析结果（图3-2）表明：原油样品的饱和烃始于C12，止于C33（其中C30、C31缺失），该样品的饱和烃单体烃碳同位素组成大致呈三段式分布，即从C12至C19，δ13C值逐渐变负；C20至C23达到最大负值；C24至C33的δ13C值又略有增加（图3-3），大致呈单斜分布。

来源于陆地植物的正构烷烃碳同位素富集12C，其δ13C值均小于-30‰，随着碳数增加，陆源有机质的δ13C值变负。而水生生物则富集13C，δ13C值的变化范围为-21.5‰～-32.2‰（PDB），浮游动物因主要以浮游植物为食物来源，所以二者的δ13C值比较接近。据王新洲等人（1996）的模拟试验，证实淡水藻类随着碳数的增加，碳同位素总体变轻，但在C23以前奇碳数与偶碳数同位素差别明显，偶碳数富含12C,C23以后奇碳数与偶碳数的碳同位素组成差别消失，但随着碳数增加，碳同位素值迅速变轻。

景谷原油中正构烷烃随碳数的增加，其碳同位素组成变轻的特征与我国其他湖相成因原油中的正构烷烃碳同位素组成的分布特征是一致的。其原因应该是：

（1）形成湖相原油的烃源岩大多为混合型有机母质，以水生生物为主的腐泥型有机质的碳同位素组成较为偏正，而以陆地植物为主的腐殖型有机质中含有相对较为丰富的12C，从而导致这类有机质碳同位素组成偏负。而且，陆相植物的正构烷烃多以高碳数为主峰区，所以，在自然界中，当水、陆不同来源的有机质混合后，经过复杂的物理化学、生物化学作用，所形成的低碳数正构烷烃主要呈现出水生生物的碳同位素组成特征，而高碳数的腐殖型有机质则主要表现出陆生植物的碳同位素组成特征。

图3-2　景谷盆地原油全烃色谱图

图3-3　景谷盆地牛2井原油饱和烃正构烷烃碳同位素组成分布图谱

（2）湖相原油中显示的正构烷烃随碳数增加而变轻的特征也可能继承了其烃源岩中某些占主导地位生烃母质的固有的碳同位素组成特征，而这些生物母质在陆地与湖泊中均可能存在。景谷盆地牛2井原油正构烷烃碳同位素组成以三段式呈现，应该是其原油中有机母质来源较为复杂的反映。

图3-4是景谷盆地牛2井、牛7井原油正构烷烃单体分子碳同位素组成的分布及对比图（据黄第藩等，2003）。图中牛2井原油的分布特征如前所述。牛7井原油正构烷烃碳数分布范围为nC16～nC35，其单体烃碳同位素组成的分布变化相对平缓，δ13C值大致在-32.4‰～-30.9‰之间波动。对比牛2井与牛7井原油单体烃碳同位素组成分布特征，可以看出，牛2井原油正烷烃nC19以后的高碳数单体烃碳同位素组成略轻于牛7井原油的，并呈与之基本同步的分布，而nC19之前的低碳数，其单体烃碳同位素组成随碳数下降而呈明显增重的趋势。从总体上看，牛2井原油大多数单体烃碳同位素比值小于-30‰，从原油单体烃碳同位素组成特征来看，景谷盆地的原油主要产自湖相烃源岩，即湖相Ⅰ—Ⅱ型成烃母质。

图3-4　景谷盆地牛2井、牛7井原油正构烷烃单体分子碳同位素组成分布及对比图

从根据表3-4绘成的图3-5中，可以进一步看出，牛7井原油的族组成碳同位素组成比其他各井原油馏分的碳同位素组成相对富集13C，即δ13C值偏重。大牛圈油区原油族组成碳同位素组成差值相对小以及原油类型曲线异常的分布形态，反映出景谷盆地原油运移途径短、及未熟—低熟油的特点。