珠三坳陷WC10－3－1井油氣成因特征及成藏模式

李旭紅，李里 （中海石油 （中國）有限公司湛江分公司研究院，廣東 湛江524057）

WC10－3構(gòu)造位于珠江口盆地西部文昌A凹陷，處于珠三南大斷裂北段的下降盤，為中新世構(gòu)造運動的水平擠壓作用下形成的背斜構(gòu)造，珠三南大斷裂長期繼承性的活動，使斷面為油氣運移提供通道成為可能，凹陷里的文昌組 （E2wc）、恩平組 （E2＋3np）烴源巖所生成的油氣可以沿著斷層面縱向運移至圈閉聚集成藏[1]。WC10－3－1井是該構(gòu)造的第一口探井，在漸新統(tǒng)珠海組 （E3zh）發(fā)現(xiàn)油氣，筆者試圖從地球化學(xué)的角度結(jié)合地質(zhì)背景探討油氣的來源和油氣的充注期次。

1 地下流體特征及流體類型判斷

儲層中不同的流體反映出不同的成烴母質(zhì)及成藏條件，不同的流體類型所采用生產(chǎn)工藝技術(shù)不同，因此確定油氣的地下狀態(tài)無論是對油氣的成藏研究還是開發(fā)工藝的制定都有重要意義。

確定地下流體狀態(tài)的準確方法是取高壓物性油氣樣，根據(jù)PVT相圖判斷。由于WC10－3－1井的珠海組二段 （E3zh2）沒有進行鉆桿測試 （DST），僅有測井的模塊式地層動態(tài) （MDT）測試，只能根據(jù)取樣的油氣比和其他的地化參數(shù)，結(jié)合珠三坳陷其他高壓物性驗證的油氣田作對比，判斷珠海組一段（E3zh1）和二段 （E3zh2）油氣的地下狀態(tài)。

國外學(xué)者主要根據(jù)生產(chǎn)的氣油比、油罐油比重、原油的顏色來劃分流體的類型，在所有的指標中，生產(chǎn)的氣油比是最重要的，但油罐的比重和油的顏色也是很好的判斷指標。

WC10－3－1井E3zh2的3752.6m處，測井解釋為油層，但針對勘探開發(fā)要求，需要對儲層流體的地下狀態(tài)做出具體判斷。根據(jù)3752.6m處MDT油樣的原油物性和氣油比，利用儲層流體的分類標準和已做高壓物性分析地下流體性質(zhì)的WC14－3－1井、WC8－3－1井的油物性與氣油比作對比 （表1）。綜合研究分析認為：WC10－3－1井3752.6m的儲層流體為揮發(fā)油層。因為3752.6m處 MDT油樣的氣油比為353～616m3/m3，與 WC8－3－1井揮發(fā)油層的 DST2油樣的氣油比527m3/m3相似；油樣密度為0.7684～0.7796g/cm3，比 WC14－3－1井地面凝析油密度略重，比 WC8－3－1井黑油密度輕；顏色為深橘色和深褐色，表明3752.6m處油有一定含量的重組分。按 William等[2]流體劃分經(jīng)驗標準：氣油比在312～570m3/m3，油的重度在40°API以上 （密度＜0.8251g/cm3）并具有褐色、紅色、橙色或綠色時就認為是揮發(fā)油，因此推測3752.6m的儲層流體為揮發(fā)油層。

3462～3534m處E3zh1的DST1測試表明：氣油比為4853m3/m3；油的密度0.7528g/cm3，顏色為淺黃、透明，氣油比與已經(jīng)高壓物性證實為輕質(zhì)油的WC14－3－1井、WC8－3－1井原油完全不同，其氣油比遠大于黑油或揮發(fā)油，因此認為3462～3534m儲層地下流體應(yīng)為凝析氣?，F(xiàn)場測試判斷地面油為凝析油。

以上分析推測3752.6m處儲層流體為揮發(fā)油，只是從流體的組成得出的結(jié)論，地下溫度、壓力條件是否能滿足形成揮發(fā)油的需要，還要進行井流物的高壓物性的模擬分析，才能得出符合地下條件的流體性質(zhì)狀態(tài)。

表1 WC10－3－1井原油性質(zhì)與文昌A凹陷原油性質(zhì)對比表

2 原油與天然氣地化特征及成因

2.1 天然氣地化特征和成因

WC10－3－1井 E3zh1的 DST1、DST2 氣 樣 與 文 昌 A 凹 其 他 井 （WC9－2－1 井、WC9－1－1 井、WC14－3－1井）相似，以烴類氣為主，甲烷體積分數(shù)82.56%～84.4%，重烴C＋2體積分數(shù)較高，為11.72%～13.6%，干燥系數(shù)為0.85～0.87，不是典型的干氣和濕氣。E3zh2的3752.6m處 MDT氣樣與E3zh1的DST氣組分卻不一樣，甲烷體積分數(shù)低，為45.27%～47.36%，重烴C＋2體積分數(shù)很高，高達47.1%，干燥系數(shù)為0.53～0.79，為典型的濕氣。

天然氣輕烴組成中，E3zh1天然氣中芳烴含量較高，苯和甲苯體積分數(shù)分別為5.4%和4.1%，與WC13－1油田的低含芳烴的油型氣和瓊東南盆地YC13－1氣田高含芳烴的煤型氣均差別較大[3]，推測母質(zhì)類型含陸源有機質(zhì)，但又不是典型的含煤地層有機質(zhì)母質(zhì)。E3zh2氣體的芳烴體積分數(shù)比E3zh1氣體的低，為3.4%～3.3%，表明它們的源巖母質(zhì)有差別。

甲烷碳同位素組成受成熟度的影響比較大[4]。E3zh1和E3zh2的天然氣的甲烷碳同位素值均較重（－37.5‰～－38.29‰），如果按照煤型氣的經(jīng)驗回歸方程計算 WC10－3－1井的天然氣成熟度非常低，其計算反射率Ro值為0.55%，顯然與珠三地區(qū)的地質(zhì)條件不相符。換言之，該井的氣不是煤系烴源巖生成的，如果按照油型氣回歸方程計算Ro值為1.8%以上，如此高的成熟度的天然氣應(yīng)是干氣，但實際氣的濕度較大，因此不是油型裂解氣，甲烷碳同位素只能定性說明天然氣為成熟－高成熟天然氣。

根據(jù)碳同位素和氣體的組成，E3zh1在天然氣成因分類圖版中沒有表現(xiàn)出典型的煤型氣特征，而是界于煤型氣和油型氣之間 （圖1），反映其生烴母質(zhì)主要為腐殖－偏腐殖型有機質(zhì)。E3zh2天然氣含重烴較高，表現(xiàn)出油型氣的特征，生烴母質(zhì)可能為腐泥型有機質(zhì)。

天然氣乙烷碳同位素是判斷母質(zhì)來源的良好標志。乙烷碳同位素δ13C2＞－29‰時，氣源母質(zhì)為腐殖型有機質(zhì)，δ13C2＜－29‰時的氣 源 母 質(zhì) 為 腐 泥 型 有 機 質(zhì)[5]。WC10－3－1井天 然 氣 的 δ13C2范 圍 為 －29.58‰ ～－28.96‰，其值在－29‰臨界區(qū)，其氣源巖的母質(zhì)類型應(yīng)較好。有機成因原生烷烴氣的碳同位素系列是：δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4，如果碳同位素排序系列倒轉(zhuǎn)是次生或混合氣的特征之一。WC10－3－1井的氣體碳同位素與珠三坳陷其他構(gòu)造天然氣一樣，出現(xiàn)碳同位素序列倒轉(zhuǎn)，即δ13C3＞δ13C4，與北部灣比較單一氣源的油型氣明顯不同，表明 WC10－3－1井的天然氣是混源氣。前人研究結(jié)果，E2wc發(fā)育于淺湖－中深湖相，有機質(zhì)豐度高，有機質(zhì)類型為Ⅰ～Ⅱ1，是一套很好的生油巖。E2＋3np烴源巖則發(fā)育于沼澤和湖相，沼澤相含煤，其有機質(zhì)豐度高，陸源高等植物豐富并含樹脂體，有機質(zhì)類型為Ⅲ型；而湖相有機質(zhì)豐度不及E2wc，有機質(zhì)類型為Ⅱ1－Ⅲ型[6]，熱模擬也證實E2＋3np是一套好氣源巖，且兼生輕質(zhì)油的烴源巖。根據(jù)天然氣氣體組分、同位素和天然氣輕烴組成地化特征結(jié)合烴源巖有機質(zhì)的特征，認為 WC10－3－1井E3zh1的天然氣主要源巖為E2＋3np湖相泥巖，E2wc源巖為輔，而E3zh2天然氣的主要源巖為E2wc的湖相泥巖，E2＋3np為輔。

圖1 天然氣成因分類圖版

2.2 原油地化特征和成因

WC10－3－1井在 E3zh1的 DST1、DST2和E3zh2的3752.6m處MDT油樣，全油物性分析表現(xiàn)為 “六低”的特點：密度低（0.728～0.7796g/cm3），含硫低 （0.03%～0.05%），含蠟低 （0.36%～1.26%），含瀝青 質(zhì) 和 硅 膠 質(zhì) 低 （0.07% ～0.11% 和0.06%～ 0.16%）， 黏 度 低 （0.78 ～0.83mPa·s），表現(xiàn)為陸相輕質(zhì)原油特征。

WC10－3－1井油全烴色譜圖上姥植比值為2.73～3.63，油源巖可能為湖相泥巖和湖沼相泥巖。油輕烴色譜分析庚烷值與石蠟指數(shù)分別為3.78～2.42和17.07～25.57，為成熟油特征。油輕烴中的苯、甲苯含量均較高，其中E3zh1的DST油在E2＋3np源巖油的區(qū)域里，E3zh2的MDT油在文昌源巖和恩平源巖油之間，反映油可能為E2wc和E2＋3np混源 （圖2）。

圖2 珠三坳陷油輕烴苯/nC6和甲苯/nC7關(guān)系圖

WC10－3－1井E3zh1和E3zh2原油生物標志化合物的組成特征也不相同。E3zh1的DST1和DST2凝析油飽和烴色質(zhì)生標特征為含較低的陸源輸入標志物奧利烷和雙杜松烷，很微量的4－甲基甾烷，表明該油源巖有一定的陸源高等植物輸入，而水生生物的藻類輸入很低，表現(xiàn)出E2＋3np淺湖相泥巖的特征。與 WC9－2－1井E2＋3np源巖生成的油生標組合相似，源巖為E2＋3np湖相泥巖。

E3zh2的3752.6m處MDT油的生物標志物特征明顯與上部DST測試油不一樣，陸源輸入的生物標志物含量很低，含很高的水生生物藻類輸入標志物4－甲基甾烷，與文昌B凹的WC19－1構(gòu)造的E2wc源巖油的特征相似，因此認為該層段的油來自E2wc烴源巖。

3 油氣藏充注期次、時間及成藏模式

3.1 WC10－3構(gòu)造油氣充注期次和時間

儲層中的包裹體形成時間代表了油氣大規(guī)模進入儲層的時間，按地質(zhì)學(xué)精度，也可作為油氣成藏的地質(zhì)時間[7]。

WC10－3－1井巖心包裹體鑒定分析顯示有機包裹體 （石油包裹體）存在2期充注，石油包裹體均一溫度分布特征見圖3。利用包裹體分析均一溫度分布特征再結(jié)合過井埋藏曲線，可見油氣存在2期充注：

1）第1期石油包裹體主要發(fā)育在E3zh2，其均一溫度為93.5～99.5℃，這一期的石油包裹體，發(fā)綠色熒光，為液態(tài)石油較早時期運移所捕獲。油氣充注在珠江組 （N1zj）沉積早期 （大約距今18Ma左右）。

2）第2期石油包裹體主要發(fā)育在E3zh1，其均一溫度為120.5～139.8℃，油氣充注在粵海組（N1yh）沉積中晚期 （大約距今15～8Ma以后），這一期石油包裹體，發(fā)黃綠色－黃色熒光，為液態(tài)石油較晚時期運移所捕獲。

其中，E3zh2成藏時間早，E3zh1成藏時間較晚，分別發(fā)生在中新世早期與中新世中晚期 （圖4）。

圖3 WC10－3－1井儲層石油包裹體均一溫度分布圖

圖4 WC10－3－1井埋藏史及油氣充注期次示意圖

3.2 WC10－3構(gòu)造油氣成藏模式

WC10－3構(gòu)造油氣的充注具有在連續(xù)充注基礎(chǔ)上的多階段成藏特征，烴類的運移和充注是一個由強到弱、由弱到強、由強到弱帶幕式特征的過程[8]。與E2wc和E2＋3np烴源巖的連續(xù)排烴相一致，亦與N1zj和N1yh沉積時期的斷裂活動相一致。WC10－3構(gòu)造油氣成藏以垂向運移為主，氣源區(qū)位于其下部，主力烴源巖現(xiàn)埋深范圍在5000～7000m。第1期油氣充注時期，E2wc源巖處于生油高峰期，同時E2＋3np亦進入成熟期，這期的油氣以生油為主的E2wc對油藏做主要貢獻；原油成熟度較高，生成的油氣沿斷層向上運移致珠海組2段儲層，再經(jīng)側(cè)向運移進入圈閉構(gòu)造，在運移過程中的由于蒸發(fā)分餾的分異作用，氣優(yōu)先運移，上部的E3zh1以輕質(zhì)油及氣態(tài)烴為主，而下部的E3zh2充注以重烴為主，油的成分更多。第2期油氣充注時期，E2＋3np進入成熟－高成熟階段，其母質(zhì)類型和成熟度都決定了該套源巖以生氣為主，同時E2wc亦進入高成熟－過成熟階，有裂解氣的產(chǎn)生，從而使得早期充注的油藏油質(zhì)變輕，形成現(xiàn)在的E3zh2的揮發(fā)油藏，上部的E3zh1形成凝析氣藏。

4 結(jié) 論

1）3752.6m的E3zh2儲層流體為揮發(fā)油層，E3zh1的DST1、DST2儲層流體為凝析氣。

2）E3zh1的DST1、DST2凝析油含較低的陸源輸入生物標志物奧利烷和雙杜松烷，微量的4－甲基甾烷，油氣源巖主要是以陸源母質(zhì)輸入為主的E2＋3np湖相泥巖，E2wc腐泥型干酪根油型氣可能次要貢獻。E3zh2的3752.6mMDT油的生物標志物陸源輸入生物標志物含量較低，藻類輸入標志物4－甲基甾烷含量高，油氣源巖是水生生物藻類輸入為主的E2wc。

3）WC10－3－1井的油氣存在2期充注。第1期油氣充注在N1zj沉積早中期 （大約距今18Ma以后），這期的油氣以E2wc的源巖生成的油氣為主；第2期油氣充注在N1yh沉積中晚期 （大約距今8Ma以后），這一期以E2＋3np源巖生成的油氣為主。

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