储层温度是原油降解程度和原油总酸值的主要制约因素。一般来讲，只有储层温度低于80℃时，原油才会发生生物降解，同时还需要存在合适的微生物群落和养分(Connan，1984;Lafargue和Barker，1988;Bernard和Connan，1992)。在80℃以下，随着储层温度降低，原油生物降解程度增加的概率显著增加(Hunt，1979;Connan，1984;Pepper和Santiago，2001)。80℃的温度一般代表了油气储层存在大量微生物的温度上限(Bernard和Connan，1992;Blchl等，1997)，因此该温度可代表原油生物降解的温度上限(Larter等，2003)。因此，储层温度在大多数情况下可以作为预测特定油藏是否存在生物降解和高酸值油风险的重要参考依据。
在辽河冷东油田，原油物性随储层深度变化的宏观趋势(图7－23)证实了储层温度对原油生物降解的总体控制作用，但这种控制并不呈严格的线性和对数关系。如前所述，在温度低于80℃的油层中，原油生物降解程度和总酸值均出现一定的梯度分布，因此在同一油层中，距离油水界面的远近则在局部范围内成了原油生物降解程度(酸值大小)的主控因素，从而导致降解程度最高的高酸值重油位于各个油层的底部，在微观上局部出现与整体宏观趋势相反的、看似矛盾但实际上非常合理的地化参数－深度(温度)关系(图7－24)。微观上，其他地质因素如新鲜油气注入、混合、底水存在与否等则至关重要(图7－25)。图7－25提出的原油微生物降解概念模型可以用来合理地解释所研究的自然演化油层剖面上原油分子组成以及酸值的垂向变化(图7－26)。
图7－23 辽河冷东油田原油物性随储层深度变化的趋势图
图7－24 辽河冷东油田原油生物降解程度、总酸值以及其他地化参数随储层深度变化的趋势概念模型
图7－25 原油生物降解的概念模型(据Huang等，2004)
在温度低于80℃的储层中，油气充注时期决定了原油的生物降解程度和有多少原油酸性组分形成并保存下来。显然，在温度低于50℃的条件下需要漫长的地质时间来充注的油藏比在同样温度条件下快速充注的油藏更容易遭受生物降解，进而形成高酸值油的概率要高(Yu等，2002)。在有些浅层油藏中，由于储层在油气充注前有过较大的埋藏深度，经历过高温消毒，尽管它们目前的埋深很小、温度很低，油气也不容易遭受生物降解形成高酸值油(Wilhelms等，2001)。综合上述结果和Larter等(2003)的研究，原油发生生物降解和通过分子扩散将一个几十米厚的储层中油气上下组成均一化所需的时间尺度大致相同，说明近期充注的油藏中细菌还没有充分的时间来降解整个油层，从而导致较强的混源地化指纹保留下来，同时原油的物性也会更好一些。因此，尽管原油生物降解可以在很短的地质历史时期发生，但原油充注的时间是非常重要的(Leythaeuser和Rückhei，1989;Holba等，1996;Horstad等，1990和1997;Khavari-Khorasani等，1998)。
图7－26 冷91井砂三段油层自然演化剖面生物降解与高酸值油成因模式
通过对世界上不同地区油藏地球化学、原油生物降解数值模拟以及原油物性相关分析，Larter等(2006)进一步明确了:①有经济价值的原油生物降解油藏主要是温度在80℃以下的具有底水的储层中通过厌氧微生物降解形成的;②在大多数地层水中贫硫酸根的储层中，主要起作用的原油降解细菌是甲烷菌，而在富硫酸根底水的储层中以硫酸盐还原菌为主。因此，原油降解和高酸值油形成的主控因素依次为储层温度、被降解的原油组成特征、油水界面的面积与油柱高度的关系。底水与油柱的体积比、原油的起始生物降解程度，以及地层水矿化度则扮演次要的角色。据Larter等(2006)的研究，厌氧条件下原油降解通量(即每平方千米油水接触面每年降解原油量)大致在10－3～10－4kg，从在80℃接近于零增加到40℃以下的最大值(10－3kg)。在艾伯塔油砂矿，储层接近地表，温度非常低(图7－27)，原油生物降解通量远远低于最大值，究其原因可能是由于从地下水和临近的泥页岩中营养成分的补充受到矿物溶解的制约。
利用卡尔加里大学开发的CYCLOPS一维油气充注－生物降解数字模拟软件对辽河坳陷冷东油田几种可能的油藏充注－生物降解历史进行模拟，其结果对于解释本区高酸值油藏具有十分重要的意义。如图7－28所示，这里所得到的三套模拟试验结果均采用完全相同的储层埋藏和温度历史，原始充注的原油饱和烃含量在70%左右，储层厚度为80m。图中三种不同的结果仅仅只考虑了油气注入历史的差异:在第一种情况下，油气在25Ma开始连续注入，大致有70m的油柱高度形成，在油水界面面积保持不变的前提下，通过生物降解，最终形成了45m的净油柱高度，而原油的物性相当于API重度为28;在第二种情况下，油气在25Ma开始连续注入，但在7Ma前停止，在油水界面面积保持不变以及其他条件与情形1完全相同的前提下，通过生物降解，最终形成了很小的净油柱高度，而原油的物性则相当于API重度为15;在第三种情况下，与情形1组成完全相同的、同样是70m的油柱高度之油气，在10Ma才开始连续注入，在油水界面面积保持不变的前提下，通过少量生物降解，最终形成了60多米的净油柱高度，而原油的物性相当于API重度为38。
图7－27 艾伯塔油砂矿高酸值油藏平面分布，储层埋藏和热历史，以及原油物性在区域上的变化趋势(引自Larter等，2006)
图7－28 利用卡尔加里大学开发的CYCLOPS一维油气充注—生物降解数字模拟软件对辽河坳陷冷东油田几种可能的油藏充注—生物降解历史进行的模拟试验结果(试验条件和细节见Larter等，2006)
显然，在同样的储层温度条件和油源条件下，仅仅由于油气充注时期的差异，可以带来原油物性的巨大差异。这说明单纯研究油源条件或者是在实验室开展生物降解模拟试验是无法真正弄清原油生物降解和高酸值原油的成因模式的。因此，只有通过细致地耦合烃源岩埋藏和生烃历史、储层埋藏和热历史，以及油气充注－生物降解数字模拟，才有可能为建立高酸值油藏的地质模型提供可靠的科学依据。