塔河油田奥陶系原油高蜡成因

文章编号：５０２１－５２４１（２００５）０１－００８５－０４
收稿日期：２００５－０５－１１
第一作者简介：丁勇（１９６８－），男，高级工程师，中石化西北分公司研究院，从事油气勘探综合研究，成都理工大学能源学院油气田开发工程专业２００３级在职博士研究生。

地址：新疆乌鲁木齐北京北路２号（８３００１１）。

电话：（０９９１）３６００７４２。

塔河油田奥陶系原油高蜡成因
丁勇１，２
（１．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１００５９；
２．中国石化西北分公司勘探开发规划设计研究院，新疆乌鲁木齐８３００１１）
摘要：塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，奥陶系是主要产层，其原油物理性质变化较
大，原油含蜡量与原油密度呈相反的变化趋势。

塔河油田西北部原油密度大，但含蜡量相对低，而东南部原油具较高含蜡量。

常规认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为特征。

塔河油田奥陶系原油来源于海相烃源岩与原油具高蜡特征并不矛盾。

研究表明，高蜡原油并非来源于陆相，海相有机质也可以生成含蜡量较高的原油。

塔河油田东南部９区高蜡原油是多次“过滤”和蒸发分馏这两种作用共同造成的。

关键词：塔河油田；奥陶系；原油；高蜡；成因分析中图分类号：ＴＥ１２２
文献标识码：Ａ
塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，目前已形成储量规模达几亿吨、年产原油
３５０多万吨的大型油气
田———塔河油田。

塔河油田东南部奥陶系原油具较高含蜡量，通常认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为其特征。

塔河油田东南部的奥
陶系高蜡原油属于海相还是陆相，其形成机制是什么，对于这一问题的认识直接关系到对塔河油田东南部奥陶系原油的来源和其勘探前景的认识，因此分析塔河油田奥陶系原油高蜡形成机制显得十分必要，并具有一定的现实意义。

１概况
塔河油田发现于１９９６年。

油田主体部位位于塔
里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。

截至２００３年底，塔河地区已在奥陶系、石炭系、三叠系、白垩系４个层位获得油气突破。

经过多年的
勘探和综合研究，基本查明了塔河油田油气富集规律。

目前塔河油田主要产层奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集体连片，整体含油、
不均匀富集，其上叠加成带分布的志留—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，由断裂、不整合沟通形成次生油气藏，纵向上构成“复式”成藏组合特征。

研究表明［１］，塔河油田奥陶系原油属于海相原油，主要来源于其西南的满加尔坳陷寒武—奥陶系，该套烃源岩规模巨大，有机质类型为Ｉ型腐泥型，是塔河油田主力烃源岩，并具有长期生烃、多期供烃、成熟度较高的特点；油气运移、聚集的主体方向是由南、西南向北、北东，晚期油气除由南向北外，由东、东南向西、西北方向也是重要的油气运聚方向；塔河油区存在３个主要成藏期和５次充注过程，代表了海西晚期（第１期）、印支—喜马拉雅中期（第２期）以及晚期（第３期）的主要成藏过程。

早期的油气运聚主要成藏于奥陶系储层中，晚期多期次不同性质的油气充注的不均一性使区域上油气面貌复杂化（多期及复合）。

空间分布上，多期次充注主要出现于油区东部、南部。

油区西部、北部，尤其是西北部多期次充注相对少见，主要为早期充注受水洗氧化改造强的重质稠油。

早期成藏改造、晚期充注调整是塔河油田重要的成藏机制，成藏封闭条件
的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。

第１
卷第１期Ｖｏｌ．１，Ｎｏ．１２００５年８月
ＷＥＳＴＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＳ
Ａｕｇ．２００５
第
１
卷
受塔河油田多期充注成藏、油气调整运移和水洗氧化改造的影响，塔河油田奥陶系原油物理性质变化较大，从凝析油到重质稠油均有分布。

近年来随着塔河油田勘探不断向塔河油田外围拓展，在塔河油田东南部９区发现的奥陶系原油油质虽然较好但含蜡量普遍较高，与之相邻的轮南油田原油含蜡量同样也较高，对于来源于海相碳酸盐岩原油所具有高蜡特征引起了同行们的关注。

高蜡是我国陆相原油的重要特征之一，而低蜡则是海相原油的标志。

对于高蜡海相原油，前人认为主要有以下几方面原因：①地质色层（运移分馏）作用效应；②与藻类（以绿藻为主）、藻菌类（Ｃｙａｎｏｐｈｙｔｅｓ）〔又称为蓝细菌（Ｃｙａｎｏｂａｃｔｅｒｉａ）、属蓝藻门（Ｃｙａｎｏｐｈｙｔａ）〕和细菌有关；③气侵蒸发作用。

２塔河油田奥陶系原油物性分布特征
通过对塔河油田奥陶系原油大量物性分析资料
的统计，塔河油田奥陶系油藏原油物理性质在平面上总体上呈现出西北部差、东南部好的特点。

平面上原油密度向塔河油田西北方向变稠、向南部和东部原油密度变轻（图１，深度值多在５５００ｍ左右）。

在纵向上比较复杂，在塔河油田主体区总体表现为原油密度上部轻、下部重的特征，反映出油气垂向分异比较普遍，南部部分地区，如塔河油田西南部奥陶系油藏存在原油上重下轻的反常现象，反映出受后期成藏注入的轻质油气影响较强，区域上表现为相同圈闭类型中不同流体相态、性质组合的油气藏叠合分布的复杂形式。

奥陶系原油含蜡量在平面上变化与原油密度变化趋势具相反的特征，表现为向塔河油田西北部奥陶
系原油含蜡量逐渐降低，向东部、东南部逐渐增高的趋势（图２）。

３塔河油田奥陶系高蜡原油成因分析
从对塔河油田奥陶系原油物性分析统计结果（表
１）可以看出，塔河油田东南部９区奥陶系原油含蜡普
遍较高，平均含蜡量高达１４．９３％，分布区间为０．５６％～
３０．７７％，总体上该区奥陶系原油属于高蜡原油。

塔河油田含蜡量有由东、东南向西北变小的趋势（图２、表１）。

众所周知，海相原油以低蜡（含蜡量小于５％）为特征，但塔河油田９区海相原油的蜡含量偏高，高者甚至可达３０．７７％以上。

与塔河油田东南部９区相邻的轮南油田原油也具有高蜡特征。

这种状况在海相原油中十分罕见，因而也引起了广泛的争论。

黄第藩等（１９９６）［２］对塔里木盆地１１３个油样的统
计结果表明，含蜡量低于５％的原油占５５％，含蜡量为
５％～１０％的占３５％，而含蜡量为１０％～１５％的占１０％，可见塔里木盆地以低蜡油为主，中蜡油次之，低蜡油和中蜡油占塔里木盆地原油的９０％。

并且石炭系、
三叠系和中新生界各时代都以低蜡峰为主，而奥陶系
图１
塔河油田奥陶系油藏原油密度（ｇ／ｃｍ３）分布图
Ｆｉｇ．１ＣｒｕｄｅｏｉｌｄｅｎｓｉｔｙｏｆＯｒｄｏｖｉｃｉａｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＴａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ
图２
塔河油田奥陶系油藏原油含蜡量（％）分布图
Ｆｉｇ．２
ＷａｘｃｏｎｔｅｎｔｏｆｃｒｕｄｅｏｉｌｏｆＯｒｄｏｖｉｃｉａｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎ
Ｔａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ
井区样品水分密度动力粘度凝固点燃点含盐量含硫量含蜡量初馏点终馏点总馏量个数（％）（ｇ／ｃｍ３）（ｍＰａ．ｓ）（℃）（℃）（ｍｇ／Ｌ）（％）（％）（℃）（℃）（％）
３区２３９８．１７０．８５０８２８．９６－４．２５３１．２２１９８９４．１０．９９６．７８６７．６６３０３．７３４９．６４４区４９０
８
０．９６
１０４３．０２－２．１５７０．８１９５８４．７５２．５７
３．６９８２．７３３００．０９２９．２７６区３１０７．０７０．９６７３２９３６．５６３．８３６８．６１７７８１．２４３．１５
３．３４８２．９４３００．９５２９．５１７区７７
６．０７０．９４３７１３００．９３－６．４２５３．３５０６５．７２２．４１
３．６２７８．３６２９７．４７３６．８５９区３７痕迹０．８２１５
６．０４
１６．６４５３．９２２４３．０１０．１７
１４．９３
７６．９７３０３．６５
４６．１６
表１
塔河油田各区块奥陶系油藏原油物理性质分析统计
Ｔａｂｌｅ１
ＰｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｏｆｃｒｕｄｅｏｉｌｏｆＯｒｄｏｖｉｃｉａｎ
ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＴａｈｅｏｉｌｄｉｅｌｄ
０８６・・
第１期丁勇：塔河油田奥陶系原油高蜡成因
有双峰现象，即在含蜡量为２．５％～７．５％和１０％～１２．５％的值域各有一峰。

前者占样品数的５０％左右，后者为２５％。

如果排除奥陶系储层个别原油为中新生界油源油的前提下（如ＹＭ７奥陶系储层原油证实为中新生界油源产物，其含蜡量为１１．５％），仍可得出这样的结论：即奥陶系储层原油具有较高的含蜡量。

塔里木各层位原油含蜡量的平均值仅５．２４％，而奥陶系的含蜡量的平均值为６．８８％。

显然，奥陶系原油的中—高含蜡的出现不可能是上覆地层原油中的蜡倒灌的产物，而带有原生性质。

同时，原油的含蜡量还有随储层时代变新（从奥陶系至三叠系）降低的趋势；含蜡量平均值从奥陶系的６．８８％，经石炭系的４．９５％降到三叠系的４．７７％。

这一现象甚至在部分单井不同时代的油层或同一油组不同深度的油层中也可以见到。

由于高蜡油主要存在于与陆源有机质有关的沉积盆地中，蜡（主要为高分子量正烷烃）的陆源成因已被人们普遍接受。

至于海相高蜡原油形成，据黄海平等（２００１，２００３）［３、４］实验研究认为：低等水生生物是高蜡油形成的重要来源；据段毅等（１９９７）［５］油源对比研究认为：塔里木盆地寒武—奥陶系海相生油岩中菌藻有机质可以形成含蜡较高的原油，并且认为寒武系和奥陶系生油岩中菌藻有机质是造成塔里木海相原油含蜡较高的重要因素。

通过多层次、多角度的联合科技攻关研究表明：塔河油田原油物理性质虽然变化很大，但从原油饱和烃色谱、轻烃指纹分析、微量金属元素、碳同位素分布等研究认为，塔河油田无论是三叠系、石炭系还是奥陶系产出的原油，均为海相成因，是同源的产物，母质主要为海相Ｉ型干酪根，并以高成熟原油为主。

将塔河油田高蜡区９区采集的奥陶系原油进行有机地球化学系列分析，如原油同位素、饱和烃色谱全分析、色质分析等也表现出了典型海相原油的特征，母质类型与塔河油田其它区块差别不大。

那么为什么同源母质，９区轻质油表现为高蜡、４、６区重质油反而表现为低蜡特征呢？近年来研究发现，塔河油田海相原油高蜡者以轻质原油，低蜡则以重质原油为主，但从整个塔北看，轻质未必高蜡，如雅克拉就是轻质（挥发—凝析油）、低蜡（陈正辅，黄继文，２００４）。

前期研究表明，塔河油田奥陶系油藏为海相，来自满加尔坳陷的寒武—奥陶系烃源岩，并且油气的运移方向是自东南向西北运移的，油气具有长期、多起持续供油的特点，而塔河油田高蜡区（９区）位于塔河油田的最东南部，是塔河油田奥陶系油藏形成的长期运移油气必经之处，按照油藏地球化学理论，石油是以类似“波阵面”的形式向圈闭内部推进的，靠近烃源
岩的原油亦即后生成的原油成熟度应该更高一些；原油运移过程中氮屏蔽异构体相对于氮裸露异构体富集，而且结构接近线状的苯并咔唑显然比结构为半球状的苯并咔唑易于运移，而塔河油田高蜡区９区的原油特征与之吻合。

据卢鸿等（２００３）对千米桥潜山构造的研究发现，原油含蜡量的垂向分布主要受自下而上运移过程中的“地质色层效应”所控制，说明无论是初次运移还是二次运移，随距离的增加含蜡量逐渐降低，亦即含蜡量较高的原油更靠近烃源岩。

这一研究认识与塔河油田各区原油性质变化的实际情况也是极为类似的。

海相烃源岩本身可以生成一定的高分子化合物蜡，只是相对于陆相烃源岩要少而已，但是经过多期次油气供给的地质色层效应，本区奥陶系储层起到了“过滤塞”的作用，使高分子化合物蜡得到了富集，因此在经历了多期次的长期运移分馏地质色层作用，并受后期成藏影响最为明显的研究区奥陶系油藏，其现今结果造成高蜡凝析油气藏也就不足为奇了。

另外塔河油田高蜡区奥陶系原油既有轻质油（凝析油）又有较重质原油，最典型地表现为原油的全油色谱上，全油色谱图上正构烷烃系列相当完整，但基线有一定的漂移（鼓包现象）；从原油的组分特征看，奥陶系原油既有较高的饱和烃含量，又有较多的非烃和沥青质，这都表明原油遭受过降解，这就说明早先存在的原油在遭受破坏之后，又有新的油气注入，后期充注的油气强烈改造了原有遭破坏后的古油藏，多期次充注改造在物理性质上表现为轻质油高含蜡特征。

结合塔河成藏期次和油气运移方向和距离研究成果，塔河油田海相原油越重，受到后期油气充注改造的期次越少，后期充注影响越小，油气运移的距离最远（６、４区）。

塔河油田９区由于距油源近，受到多期油气的充注改造，成藏期次多，并受后期充注的油气影响最大，因而表现出高蜡特征。

可以看出，含蜡量与晚期充注规模和期次有关。

当晚期高成熟油气注入时，由于溶解度降低，必然导致高碳数正构烷烃的析出，这也是塔河油田奥陶系油藏自东向西、自南而北，晚期油气充注规模渐趋变小，原油变重而含蜡量逐渐变低的主要原因。

而不存在早期成藏的雅克拉则反映的就是晚期原油的含蜡量。

研究区含蜡量偏高的现象，究其原因主要有：
１）与下古生界主要成烃母质为藻类（以绿藻为主）、藻菌类（Ｃｙａｎｏｐｈｙｔｅｓ）〔又称为蓝细菌（Ｃｙａｎｏｂａｃｔｅｒｉａ），属蓝藻门（Ｃｙａｎｏｐｈｙｔａ）〕和细菌有关。

低等水生生物可以生成高蜡原油。

２）油气运移过程中的地质色层（运移分馏）作用效应也使得原油中蜡质烃的相对富集。

此外对于凝析油
０８７
・・
第１卷
气藏，气侵蒸发作用可能也是蜡质烃富集的重要原因。

图３为塔河油田９区原油及部分南部原油海拔与深度关系图，可以看出对于一个区（如９区）确实存在一定的地质色层（运移分馏）作用效应，即对应含蜡量高在海拔－４５００～－４７００ｍ层段。

正如上文指出的，还有一种对塔河油田９区海相高蜡原油的解释，那就是后期干气侵入引起的蒸发分
馏作用所致。

表现为后期高成熟的干气进入油藏后，对先期成藏的原油进行选择性溶解，形成凝析油或轻质油，而残留下来的原油则含有很多的重质成分，形成蜡质含量较高的原油。

塔河油田９区这种高蜡凝析油气藏的形成可用图４来表示。

４结论
塔河油田西北部奥陶系原油含蜡量较低，东部和
东南部含蜡量较高，原油含蜡量与密度呈现相反的变化趋势。

高蜡原油不一定来源于陆相，海相有机质可以生成含蜡量较高的原油。

对塔河油田９区高蜡原油的成因综合分析认为，多次“过滤”和蒸发分馏共同作用是造成该区奥陶系原油高蜡形成的原因。

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Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅＴａｈｅｒｅｇｉｏｎｉｓｏｎｅｏｆｔｈｅｉｍｐｏｒｔａｎｔｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｔａｒｇｅｔｓｏｆｔｈｅＮｏｒｔｈｗｅｓｔＢｒａｎｃｈＣｏｍｐａｎｙｏｆＳＩＮＯＰＥＣ．ＴｈｅＯｒｄｏｖｉｃｉａｎｉｓｔｈｅｍａｊｏｒｐｒｏｄｕｃｔｉｖｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｗｈｏｓｅｃｒｕｄｅｏｉｌｖａｒｉｅｓｇｒｅａｔｌｙｉｎｐｈｙｓｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ．Ｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔｃｈａｎｇｅｓａｇａｉｎｓｔｃｒｕｄｅｏｉｌｄｅｎｓｉｔｙ．Ｆｏｒｅｘａｍｐｌｅ，ｉｎｔｈｅｎｏｒｔｈｗｅｓｔｐａｒｔｏｆＴａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ，ｄｅｎｓｉｔｙｉｓｈｉｇｈｗｈｉｌｅｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔｉｓｌｏｗ，ｂｕｔｉｎｔｈｅｓｏｕｔｈｅａｓｔｐａｒｔ，ｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔｉｓｈｉｇｈ．Ｇｅｎｅｒａｌｌｙｉｔｉｓｂｅｌｉｅｖｅｄｔｈａｔｍａｒｉｎｅｆａｃｉｅｓｃｒｕｄｅｏｉｌｉｓｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄｂｙｌｏｗｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔａｎｄｃｏｎｔｉｎｅｎｔａｌｆａｃｉｅｓｂｙｈｉｇｈｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔ．ＴｈｅＯｒｄｏｖｉｃｉａｎｃｒｕｄｅｏｉｌｏｆＴａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄｉｓｍａｒｉｎｅｆａｃｉｅｓ，ｂｕｔｉｔｄｏｅｓｎｏｔｃｏｎｔｒａｄｉｃｔｗｉｔｈｈｉｇｈｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔ．Ｒｅｓｅａｒｃｈｈａｓｓｈｏｗｎｔｈａｔ，ｈｉｇｈｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔｃｒｕｄｅｏｉｌｉｓｎｏｔｃｏｎｔｉｎｅｎｔａｌｆａｃｉｅｓ，ａｎｄｍａｒｉｎｅｆａｃｉｅｓｏｒｇａｎｉｃｍａｔｔｅｒｃａｎａｌｓｏｇｅｎｅｒａｔｅｃｒｕｄｅｏｉｌｗｉｔｈｈｉｇｈｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔ．ＨｉｇｈｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔｃｒｕｄｅｏｉｌｆｒｏｍＤｉｓｔｒｉｃｔ９ｉｎｔｈｅｓｏｕｔｈｗｅｓｔｐａｒｔｏｆＴａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄｉｓｔｈｅｒｅｓｕｌｔｏｆ２ｅｆｆｅｃｔｓ：ｍｕｌｔｉ－ｆｉｌｔｒａｔｉｏｎａｎｄｅｖａｐｏｒａｔｉｏｎａｎｄｆｒａｃｔｉｏｎａｔｉｏｎ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｔａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ；ｔｈｅＯｒｄｏｖｉｃｉａｎ；ｃｒｕｄｅｏｉｌ；ｈｉｇｈｐａｒａｆｆｉｎｃｏｎｔｅｎｔ；ｃａｕｓｅａｎａｌｙｓｉｓ
图３塔河油田９区及部分南部原油含蜡量与海拔的关系
Ｆｉｇ．３Ｔｈｅｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅａｌｔｉｔｕｄｅａｎｄｔｈｅｐａｒａｆｆｉｎ
ｃｏｎｔｅｎｔｉｎｔｈｅＮｏ．９ｓｅｃｔｉｏｎａｎｄｔｈｅｓｏｕｔｈｏｆｔｈｅＴａｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ
正常油（Ｏ）
过量干气
高温高压
溶解作用
凝析油
断裂滑动
压力降低
解溶作用蜡质油（残留油）
凝析油
凝析油解溶作用
断裂滑动压力降低
蜡质油（残留油）
图４研究区原油运移分馏过程示意图（据张水昌，２０００）
［４］
Ｆｉｇ．４
Ｔｈｅｆｒａｃｔｉｏｎａｔｉｏｎｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅｏｉｌｍｉｇｒａｔｉｏｎｉｎｓｔｕｄｙｉｎｇａｒｅａ
ｓ１１７ｓ９６
ｓ１０１
Ｔ９０１
Ｔ９０４
ｓ１０６
Ｔ９０４
ｓ１０２
ｓ１１２
ｓ９６
ｓ１０１
－４４００－４５００－４６００－４７００
－４８００－４９００－５０００－５１００－５２００－５３００
０
５
１０
１５
２０
２５
３０
３５
含蜡量（％）
海拔
（ｍ）ｓ１０２ｓ１０６ｓ１０１
Ｔ９０４
ｓ１１２ｓ１１７ｓ９６ｓ９６Ｔ９０１
ｓ１０１Ｔ９０４
０８８・・。