瓊海凸起新近系低幅－低阻油藏形成條件及成藏模式

甘 軍，張迎朝 ，鄧廣君，陸 江，鄭榕芬

［中海石油(中國)有限公司 湛江分公司勘探開發(fā)研究院，廣東湛江524057］

珠江口盆地瓊海凸起是南海西部海域重要原油生產(chǎn)基地，該區(qū)已鉆井22口，發(fā)現(xiàn)文昌13－1、文昌13－2等一批油田(圖1)，建成了年產(chǎn)200×104m3的原油產(chǎn)能。目前瓊海凸起發(fā)現(xiàn)的油田主要是新近系披覆背斜油藏，主力油層珠江組濱海砂巖埋深淺、產(chǎn)能高但產(chǎn)量遞減很快。隨著勘探程度的加深，凸起上的構(gòu)造圈閉越來越少，在油田周邊尋找接替儲量也越來越緊迫。近年來，通過精細(xì)落實(shí)低幅度圈閉和成藏綜合研究確定有利勘探目標(biāo)，相繼在瓊海凸起東區(qū)成功發(fā)現(xiàn)了文昌13－X、文昌13－Y等一批珠江組大中型低阻油藏。同時老井復(fù)查在文昌13－1、13－2油田也新解釋出大量低阻油層，大幅增加了儲量和產(chǎn)量，取得較好的經(jīng)濟(jì)效益。搞清低阻油層的油氣來源、成藏特征是進(jìn)一步挖掘該區(qū)勘探潛力的關(guān)鍵問題。在烴源巖方面前人研究主要認(rèn)為瓊海凸起西區(qū)的原油主要來自文昌B凹陷文昌組湖相源巖，而凸起東區(qū)原油主要來自文昌A凹陷文昌組湖相源巖［1－4］。儲層巖性細(xì)、泥質(zhì)含量高及高束縛水飽和度是本區(qū)低阻油層的主要成因［5－6］，而有關(guān)本區(qū)低阻油層形成的地質(zhì)背景及成藏機(jī)制方面的研究較少。本中通過分析本區(qū)油氣來源及運(yùn)聚條件，總結(jié)了低阻油層的成藏動力及成藏模式，以期為下步勘探提供借鑒。

圖1 珠三坳陷西部構(gòu)造區(qū)劃示意圖Fig.1 Structure outline of the western part of ZhuⅢDepression

1 區(qū)域地質(zhì)背景

珠江口盆地是一個位于南海北部大陸架以新生代沉積為主的裂谷盆地，印支－燕山運(yùn)動以后，盆地西區(qū)上升為陸，一直處于長期隆起的剝蝕狀態(tài)，直至古近紀(jì)，由于南海擴(kuò)張及盆地邊界斷裂的活動，本區(qū)開始凹陷的演化過程。本區(qū)古近紀(jì)以來主要經(jīng)歷了3次張裂和裂后構(gòu)造沉降階段［7］:1)古新世初始裂陷階段。2)始新世第二期張裂，湖盆發(fā)育處于鼎盛期，文昌A，B和C凹陷作為一個統(tǒng)一的深水湖盆，沉積了一套厚層的文昌組泥巖，形成盆地第一套優(yōu)質(zhì)烴源巖。3)早漸新世第三次張裂期，由于區(qū)域應(yīng)力場轉(zhuǎn)變?yōu)槟媳毕蚶?，珠三南斷裂東段繼續(xù)伸展而西段基本停止活動，沉降中心向東遷移到文昌A凹陷，充填了一套厚層的恩平組淺湖相、河沼相泥巖，形成盆地第二套優(yōu)質(zhì)烴源巖。

至晚漸新世，神狐隆起以南廣海開始向北侵入，沉積環(huán)境由“斷陷湖”轉(zhuǎn)變?yōu)椤皾暫?潮坪”，除南斷裂下降盤有近源的扇三角洲粗碎屑沉積。本區(qū)廣泛發(fā)育潮下坪潮道、砂壩及泥坪沉積，在縱向上形成多套有利的儲蓋組合。瓊海凸起至早中新世以后才完全被海水淹沒，凸起上主要發(fā)育新近統(tǒng)地層，珠江組二段—一段下部主要為濱岸－潮坪環(huán)境，潮道、砂壩等海相砂巖物性好，分布穩(wěn)定。到了早中新世晚期以后，隨海水深度加大，由濱海過渡到淺海，主要發(fā)育珠江組上部—韓江組巨厚泥巖，可作為本區(qū)良好的區(qū)域蓋層。

2 低幅－低阻油藏特征

2.1 油藏分布特征

瓊海凸起文昌13區(qū)發(fā)現(xiàn)的主要是珠江組披覆背斜油藏，圈閉幅度主要介于10～25 m，屬低幅圈閉。按其儲層、流體特征又可分為高阻、低阻兩類油藏，高阻油藏主要分布在珠江組一段下部—珠江組二段;低阻油藏主要分布在珠江組一段上部。從珠江組二段到珠江組一段上部，圈閉幅度降低，油層性質(zhì)從高阻變?yōu)榈妥?。文?3區(qū)整體表現(xiàn)為珠江組高阻、低阻油層縱向疊置、橫向連片，儲量豐度達(dá)到428×104m3/km2，為一個含油層系多、儲量豐度高的油氣富集帶，其中文昌13－X珠江組一段低阻油層的儲量占到整個油藏的90%以上，而文昌13－1和13－2低阻油層的儲量占到整個油藏的30%左右。

文昌13－X低阻油藏，珠江組一段上部儲層主要為濱外砂壩泥質(zhì)粉砂巖，埋深1 100～1 200 m，孔隙度為20% ～24%，滲透率為14 ×10－3～60 ×10－3μm2，屬于中孔、低滲儲層。WC13－X－1井ZJ1－Ⅲ低阻油層電阻率1.2～1.8Ω·m(圖2)，油層厚度合計(jì)34.2 m，直井DST測試原油產(chǎn)量55.3 m3/d，原油地面密度0.75 g/cm3，粘度1.24 mPa·s，含蠟量5%。溶解氣油比40.3 m3/m3，為正常輕質(zhì)油藏。文昌13－X珠江組一段背斜面積僅1.6 km2，圈閉幅度僅10 m左右，ZJ1－Ⅲ油組油柱高度大于40 m，含油面積大大超出背斜范圍，為低幅構(gòu)造背景上的巖性油藏(圖3)。另外該低阻油層下方在ZJ1－Ⅳ和ZJ2－Ⅰ發(fā)現(xiàn)了薄層的高阻油層，高阻油層孔、滲條件明顯優(yōu)于低阻油層，為高孔、高滲儲層，但含油范圍嚴(yán)格受背斜控制，儲量規(guī)模較小。

圖2 WC13－X－1井珠江組油層柱狀圖Fig.2 Histogram showing Zhujiang Formation oil layers in Well WC13-X-1

圖3 文昌13－X構(gòu)造珠江組一段Ⅲ油組含油面積Fig.3 Oil-bearing area of the 3rd oil layer of Zhu1 in WC13-X block

2.2 儲層特征

低阻油層是一個相對術(shù)語，歐陽健等把與水層的測井電阻率比值小于2，甚至與水層電阻率相同的油層定義為低電阻率油層［8］。低電阻油層由于其巖性、電性的隱蔽性往往不易被識別。各個地區(qū)低阻油層沒有統(tǒng)一的劃分標(biāo)準(zhǔn)，目前較為公認(rèn)的是用電阻率增大系數(shù)判別I(I=Ro/Rw:油層和鄰近水層的電阻率之比)，I小于2.5～3.0為低阻油層。

瓊海凸起文昌13－X等油田發(fā)現(xiàn)的低電阻率油層電阻率一般在1～2Ω·m，表現(xiàn)為高束縛水飽和度的特征。珠江組一段上部(T04—T14)低電阻率油層儲層類型為一套區(qū)域海侵背景、淺海低能環(huán)境下發(fā)育的濱外砂壩，儲層分布主要受基底隆起的控制，在古構(gòu)造高處，常發(fā)育濱外砂壩儲層。該類儲層巖心及電成像測井常見平行紋層、塊狀層理而不見交錯層理［9］，巖性為泥質(zhì)粉砂巖，巖石類型為石英砂巖和長石石英砂巖，石英含量50.0% ～55.4%，成分成熟度較高;填隙物以泥質(zhì)為主，泥質(zhì)含量12.2% ～28.5%，表現(xiàn)為巖性細(xì)、泥質(zhì)重的特征，鏡下觀察孔隙結(jié)構(gòu)主要為粘土雜基支撐，顆粒呈游離、點(diǎn)接觸，喉道半徑主要集中在0～0.5μm，少部分為0.5～5μm，表現(xiàn)為中孔、微細(xì)喉的特征(圖4)，壓汞曲線表現(xiàn)為啟動壓力較高、平臺段短的特征，綜合評價為Ⅲ類差儲層。本區(qū)低阻油層埋藏淺，儲層壓實(shí)和膠結(jié)作用均較弱，物性差的原因主要是泥質(zhì)雜基堵塞喉道造成滲透率下降，這和東海盆地西湖凹陷深埋儲層的孔隙結(jié)構(gòu)明顯不同［10］。

3 烴源及運(yùn)聚特征

瓊海凸起位于文昌B凹陷、文昌A凹陷及瓊海凹陷包圍之中，勘探實(shí)踐證實(shí)文昌A，B主要發(fā)育文昌組、恩平組兩套烴源巖，烴源條件優(yōu)越，具備較大的生油潛力;而瓊海凹陷規(guī)模小、埋深淺，生烴能力有限。瓊海凸起是一基底繼承性古隆起，總體呈西高東低、自西南向東北逐漸傾沒的格局，其東北傾沒端一直延伸到文昌A凹陷。由于瓊海凸起本身不具備生烴條件，其油源主要來自文昌A和B凹陷。

圖4 瓊海凸起珠江組儲層壓汞曲線(a)和珠江組一段低阻油層孔隙結(jié)構(gòu)(b)、喉道分布(c)Fig.4 Mercury penetration curves of the Zhujiang Formation(a)，pore texture

圖5 WC13－X－1井低阻油層與WC11－2－1井恩平組淺湖相源巖甾、萜烷對比Fig.5 Correlation of sterane and terpane distribution between low resistivity layers in Well WC13-X-1 and shallow lacustrine mudstdone of the Enping Formation in Well WC11-2-1

3.1 油－源對比

油－巖精細(xì)對比表明，文昌13－X低阻油藏的原油4－甲基甾烷含量較低，4－甲基甾烷指數(shù)為0.28(圖5)，而反映陸源物質(zhì)輸入的雙杜松烷、T化合物含量相對較高，姥鮫烷/植烷(Pr/Ph)比值大于3，全油碳同位素值范圍介于－28.1‰～－29.3‰，上述特征與文昌A凹陷WC11－2－1井恩平組淺湖相泥巖的生標(biāo)特征及碳同位素組成相似，而與文昌B凹陷WC19－1－3井文昌組深湖相泥巖明顯不同，后者以高含4－甲基甾烷、基本不含T化合物及碳同位素異常重為特征［11－13］。另外從瓊海凸起從東到西發(fā)現(xiàn)的原油地化特征分析(表1)，文昌13－X低阻油藏原油性質(zhì)更接近于凸起東部的文昌8－3E油田，而與凸起西部的瓊海18－1、文昌13－2油田的原油差別較大。綜合分析文昌13－X的原油應(yīng)主要來自文昌A凹陷恩平組淺湖相烴源巖。

3.2 淺湖相泥巖生烴特征

目前文昌A和B凹陷揭露文昌組淺湖相泥巖的鉆井僅有1口且分布在凹陷邊緣，其生烴特征不具代表性(表2)。而恩平組淺湖相泥巖在文昌A凹陷的WC11－2－1和WC9－6－1等多口井鉆遇。其中WC11－2－1揭露了恩平組一段400 m(4 300～4 700 m)淺湖相暗色泥巖，該井恩平組泥巖顯微組分既有腐泥組，亦有腐殖組，為高等植物與水生生物的混合及其菌解產(chǎn)物，小孢子體等殼質(zhì)組為特征組分，屬于Ⅱ1－Ⅱ2型干酪根，干酪根碳同位素為－28.2‰，Pr/Ph比值介于2～4之間，表明該套泥巖是一套弱氧化－弱還原環(huán)境下發(fā)育的烴源巖;WC11－2－1井恩平組泥巖有機(jī)碳含量(TOC)介于1.1% ～2.9%，氫指數(shù)(HI)介于180～250 mg/g，C30－4－甲基甾烷指數(shù)介于0.3～0.4，生油門限(鏡質(zhì)體反射率Ro=0.6%)約為2 800 m，表明該套泥巖為中等－好的生油巖;另外該井恩平組泥巖單體烴碳同位素值介于－25‰～－31‰，且有隨深度加大碳同位素值變重、T/C30藿烷及Pr/Ph比值變小的的趨勢，表明恩平組深部的烴源巖母質(zhì)類型更好。

根據(jù)瓊海凸起油源對比結(jié)果及周邊凹陷烴源巖發(fā)育特征分析，認(rèn)為瓊海凸起東端文昌8－3E、文昌13－X等油藏的原油主要來自文昌A凹陷恩平組淺湖泥巖。該套烴源巖生成的油氣可運(yùn)移到較遠(yuǎn)的凸起區(qū)成藏，即沿凹陷－斜坡上發(fā)育的油源斷層垂向運(yùn)移至珠江組，然后再沿珠江組砂巖輸導(dǎo)層自東北向西南運(yùn)移形成文昌8－3E、文昌13－X等一系列油藏。

表1 瓊海凸起珠江組原油地球化學(xué)特征Table 1 Geochem istry characteristics of oil from the Zhujiang Formation on Qionghai salient

表2 文昌凹陷文昌組和恩平組烴源巖評價Table 2 Source rock evaluation of the W enchang and Enping Formations in W enchang Sag

3.3 油氣充注期次

瓊海凸起發(fā)現(xiàn)的珠江組油藏儲層孔隙中普遍發(fā)現(xiàn)碳質(zhì)瀝青、瀝青包裹體、石油包裹體和含烴鹽水包裹體，包裹體均一溫度較高，鹽水與烴類流體的混溶現(xiàn)象比較明顯，珠江口盆地東部的番禺低隆起也具有類似特征［14］。文昌13－X、瓊海18－1珠江組油層中都發(fā)現(xiàn)了均一溫度高達(dá)130～160℃的鹽水包裹體，以地溫梯度38℃/km計(jì)算，現(xiàn)今儲層約為61℃，遠(yuǎn)低于所測包裹體溫度，表明熱流體活動的存在。從包裹體的賦存方式、捕獲溫度與壓力及儲層瀝青等數(shù)據(jù)來看，認(rèn)為瓊海凸起存在兩期烴類流體運(yùn)移，第一期烴類充注發(fā)生在16 Ma左右，該期文昌組淺湖相烴源巖已成熟并開始排烴，運(yùn)移到凸起上形成的油藏被后期斷裂或熱流體活動破壞，形成了較多低反射率瀝青;第二期烴類充注發(fā)生在5 Ma以后，該期文昌組和恩平組淺湖相烴源巖已處于生排烴高峰期，油氣充注強(qiáng)度大，同時伴隨有熱流體活動，是主要的油藏形成期。

4 成藏動力及成藏模式

4.1 低幅－低阻油藏石油運(yùn)移動力和阻力

文昌13區(qū)珠江組一段低阻油藏巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖，由于儲層喉道細(xì)小，毛細(xì)管阻力較大，即油氣充注的阻力較大。從運(yùn)移動力考慮，低幅度構(gòu)造的石油上浮力也較小，只有在上浮力大于毛細(xì)管力的情況下，即石油在儲層中必須聚集到一定的油柱高度后才能開始向上運(yùn)移［15］。據(jù)真丙欽次(1978)研究，輕質(zhì)油在粉砂巖中向上運(yùn)移的最小臨界油柱高度為6～8 m［16］。文昌13區(qū)珠江組一段低幅構(gòu)造幅度基本上和該臨界油柱高度比較接近甚至更小，按常規(guī)油氣運(yùn)移原理分析，油氣難以進(jìn)入低幅構(gòu)造中的泥質(zhì)粉砂巖中并形成較大規(guī)模的油藏。但WC13－X和WC13－Y低阻油藏的成功發(fā)現(xiàn)表明珠江組一段上部低幅小構(gòu)造的細(xì)粒儲層也可以形成大中型油田，這也進(jìn)一步證實(shí)瓊海凸起文昌13區(qū)具備油源充足的有利條件。

4.2 成藏過程及成藏模式

瓊海凸起文昌13區(qū)珠江組成藏組合表現(xiàn)為縱向上高阻、低阻油層疊置伴生的特點(diǎn)，儲層物性和儲蓋組合控制了油氣側(cè)向運(yùn)移的優(yōu)勢通道。本區(qū)和等高孔滲儲層之上均有一套分布穩(wěn)定的泥巖蓋層，在儲層連續(xù)分布的條件下，位于蓋層之下的第一套砂巖是油氣側(cè)向運(yùn)移的優(yōu)勢通道。文昌凹陷文昌組或恩平組淺湖泥巖生成的油氣先通過油源斷層運(yùn)移至珠江組，再沿這些高滲儲層側(cè)向運(yùn)移至凸起上的背斜圈閉，形成文昌13 區(qū)高阻油藏(圖6)［17］。

圖6 瓊海凸起珠江組油氣成藏模式Fig.6 Hydrocarbon accumulation pattern of the Zhujiang Formation on Qionghai Salient

近期瓊海凸起文昌13區(qū)和文昌8區(qū)的勘探實(shí)踐在珠江組發(fā)現(xiàn)了大量的低阻油層和高阻油層，低阻油層都分布在珠江組一段上部，其下覆珠江組一段下、珠江組二段都伴生有高阻油層。文昌13－1和13－2的開發(fā)實(shí)踐已證實(shí)珠江組一段低阻油藏儲量潛力大且水平井產(chǎn)能較高，是下步開發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域。

5 結(jié)論

1)烴源巖特征及油源對比結(jié)果表明，文昌A凹陷發(fā)育的恩平組厚層淺湖泥巖顯微組分既有腐泥組，亦有腐殖組，屬于Ⅱ1－Ⅱ2型干酪根，HI介于180～250 mg/g，含有一定含量的C30－4－甲基甾烷，為中等－好的生油巖;瓊海凸起東部文昌8－3E、文昌13－X等珠江組原油生標(biāo)特征、同位素組成與文昌A凹陷恩平組淺湖泥巖類似，綜合判斷文昌13－X的原油應(yīng)主要來自文昌A凹陷恩平組淺湖泥巖。

2)瓊海凸起文昌13區(qū)珠江組一段上部低阻油層是發(fā)育在低幅度披覆背斜上的巖性油藏，儲層類型為發(fā)育在淺海低能環(huán)境下的的濱外砂壩泥質(zhì)粉砂巖，表現(xiàn)為中孔、低滲的特征。儲層巖性細(xì)、泥質(zhì)含量高是本區(qū)低阻油層形成的主要原因。

3)瓊海凸起文昌13區(qū)珠江組高阻、低阻油層呈現(xiàn)縱向疊置、橫向連片的分布特征。珠江組一段上部低阻油層往往依附于下覆高阻油層而存在，即油氣先充注珠江組二段及珠江組一段下部的高滲儲層形成高阻油藏，高阻油藏充滿后溢出的原油通過北西向的斷裂向上運(yùn)移至珠江組一段上部低滲儲層形成低阻油藏，充足的油源供應(yīng)、復(fù)合輸導(dǎo)體系及多套儲蓋組合的發(fā)育是該區(qū)大中型油田形成的主控因素。

4)瓊海凸起文昌13區(qū)勘探開發(fā)實(shí)踐表明，珠江組一段上部低幅－低阻油藏儲量潛力大且水平井產(chǎn)能高，是成熟區(qū)勘探開發(fā)挖潛的重點(diǎn)領(lǐng)域。

致謝:研究成果得到了中海石油(中國)有限公司湛江分公司研究院黃保家高級工程師、徐新德高級工程師、尤麗工程師及中科院廣州地化所田輝副研究員的大力支持和幫助，在此一并向他們表示感謝。

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