北部灣盆地潿西南凹陷西南緣油氣成藏條件及模式

張 萍，鄭 軍，席敏紅，王文軍，黃建軍，王修平

(中國石化 上海海洋油氣分公司研究院，上海 200120)

北部灣盆地潿西南凹陷西南緣油氣成藏條件及模式

張 萍，鄭 軍，席敏紅，王文軍，黃建軍，王修平

(中國石化 上海海洋油氣分公司研究院，上海 200120)

結(jié)合近兩年勘探成果，應(yīng)用現(xiàn)代油氣成藏、地球物理學(xué)、地球化學(xué)等理論和方法，對(duì)北部灣盆地潿西南凹陷西南緣開展了油氣成藏條件和成藏模式研究。結(jié)果表明，該區(qū)發(fā)育流沙港組半深湖—深湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖，古近系發(fā)育4套有利的儲(chǔ)蓋組合，斷鼻、斷塊、構(gòu)造—地層復(fù)合圈閉發(fā)育，成藏要素時(shí)空配置良好，油氣成藏地質(zhì)條件有利。鑒于以上成藏條件研究及對(duì)本區(qū)超壓的認(rèn)識(shí)，提出以超壓面為界的上、下2種油氣成藏模式：超壓界面以下油氣以自生自儲(chǔ)—側(cè)向運(yùn)移、上生下儲(chǔ)—垂向運(yùn)移的方式匯聚成藏；超壓界面以上油氣以下生上儲(chǔ)—垂向運(yùn)移方式為主匯聚成藏。研究區(qū)近洼陷生烴中心的陡坡帶和緩坡帶為有利勘探區(qū)帶。

油氣成藏模式；油氣成藏條件；潿西南凹陷西南緣；北部灣盆地

1 基本地質(zhì)特征

潿西南凹陷位于北部灣盆地北部坳陷北部，為一北斷南超的箕狀凹陷，北部以潿西南大斷裂為界，南部以3號(hào)斷層及潿西南低凸起與海中凹陷相隔，東部與潿洲島相鄰(圖1)?？碧阶C實(shí)，潿西南凹陷為富生烴凹陷，目前，西南緣油氣勘探雖有突破，但整體勘探程度較東北部低。

潿西南凹陷經(jīng)歷了古近紀(jì)3次張裂作用和新近紀(jì)裂后熱沉降作用(圖2)。第一次張裂作用發(fā)生在古新世，受珠瓊運(yùn)動(dòng)一幕的影響，在近NW-SE向區(qū)域拉張應(yīng)力作用下發(fā)生初始張裂，產(chǎn)生了NE向潿西南大斷裂，控制了長流組沉積，形成長流組的半地塹，并在其中堆積了紅色砂礫巖、泥巖為主的洪、沖積相沉積；第二次張裂作用發(fā)生在始新世，受珠瓊二幕影響，在近NNW-SSE向的拉張應(yīng)力作用下，產(chǎn)生了走向NEE-SWW具控凹作用的1號(hào)斷層，控制了流沙港組烴源巖的沉積；第三次張裂作用發(fā)生在中晚漸新世，受南海運(yùn)動(dòng)影響，在近SN向張扭應(yīng)力作用下，產(chǎn)生了近E-W走向起控帶作用的2號(hào)斷層，控制了裂陷晚期潿洲組沉積。潿西南凹陷在新近紀(jì)進(jìn)入裂后熱沉降階段，整體接受海相沉積[1-7]。

圖1 北部灣盆地潿西南凹陷西南緣位置

2 油氣成藏的地質(zhì)條件

2.1 烴源巖

始新世的張裂活動(dòng)使北部灣盆地在欠補(bǔ)償條件下接受了大范圍的流沙港組沉積[8-10]，潿西南凹陷油氣勘探和地質(zhì)研究證實(shí)，始新統(tǒng)流沙港組是主要烴源巖層系[11-15]，發(fā)育大套灰色、深灰色、褐灰色泥、頁巖。鉆井揭示流二段半深湖—深湖相暗色泥巖發(fā)育，巖石中暗色泥巖含量均在85%以上，暗色泥巖最大厚度約400 m。另外，該區(qū)近洼槽部位M3井鉆揭流一段亦發(fā)育半深湖—深湖相暗色泥巖，厚度約280 m。

主力烴源巖流二段有機(jī)碳含量平均為2.9%，氯仿瀝青“A”含量平均值2 246.1×10-6，總烴含量平均值為1 609.3 ×10-6，巖石熱解生烴潛力(S1+S2)平均值為14.4 mg/g；M3井鉆探證實(shí)流一段有機(jī)碳含量0.7%～4.8%，平均值為2.4%，S1+S2平均值為9.6 mg/g，亦評(píng)價(jià)為好的烴源巖。有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1型為主，少量Ⅰ型。2號(hào)斷層下降盤的西南洼槽部位流沙港組地層埋深大于生烴門限深度(2 400 m)，目前已進(jìn)入成熟生烴階段(圖3)，且M3井油源對(duì)比證實(shí)原油與流二、流一段泥巖具親緣關(guān)系。

圖2 北部灣盆地潿西南凹陷西南緣地層

2.2 儲(chǔ)集層

研究區(qū)主要勘探目的層系流沙港組、潿洲組儲(chǔ)層條件較為優(yōu)越。流沙港組儲(chǔ)層類型為三角洲前緣—三角洲平原、濁積扇砂巖，主要巖性為粉、細(xì)砂巖，砂巖儲(chǔ)層主要在流一、流三段發(fā)育，研究區(qū)中部潿10-10-1等井揭示流二段中部亦發(fā)育濁積扇砂巖；潿洲組儲(chǔ)層類型為三角洲前緣—三角洲平原砂巖，主要巖性為細(xì)砂巖、中砂巖、粗砂巖及含礫砂巖，潿洲組中下部三段、四段砂巖較潿洲組上部發(fā)育，砂巖含量在50%左右。潿洲組儲(chǔ)層物性較流沙港組儲(chǔ)層好，潿洲組砂巖屬Ⅰ-Ⅱ類儲(chǔ)層(高—中孔、高—中滲)，流沙港組具有中孔中滲—低孔低滲的特征，綜合評(píng)價(jià)為Ⅱ-Ⅲ儲(chǔ)層。儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能總體上受沉積環(huán)境、成巖作用和后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改造的共同制約，儲(chǔ)層物性主要受沉積環(huán)境的控制，三角洲前緣尤其是前緣近端、濁積扇砂巖儲(chǔ)層物性好，主要發(fā)育Ⅰ-Ⅱ類儲(chǔ)層，是有利的砂巖儲(chǔ)層相帶。

圖3 北部灣盆地潿西南凹陷西南緣烴源巖分布特征

2.3 蓋層

本區(qū)蓋層巖性為泥質(zhì)巖類，主要發(fā)育1套區(qū)域蓋層：流二段；2套局部蓋層：分別為流一段和潿洲組上部潿一、二段。

流二段既是研究區(qū)主力烴源巖，又是各成藏區(qū)帶的區(qū)域蓋層。宏觀特征表現(xiàn)為半深湖—深湖相泥巖發(fā)育，單層厚度大、分布穩(wěn)定；微觀上存在超壓、物性及烴濃度封閉作用。潿西南凹陷流二段普遍存在欠壓實(shí)[16]，超壓強(qiáng)化了泥巖的封蓋作用；M3井頂空輕烴指標(biāo)高說明具有較好的烴濃度封蓋作用；另外，酸解烴濃度高值說明蓋層顆粒中值半徑小，吸附性強(qiáng)，存在物性封閉。流二段泥巖蓋層封閉性輕烴評(píng)價(jià)為較好，M1井流二段泥巖蓋層微孔隙結(jié)構(gòu)檢測其封蓋質(zhì)量可達(dá)到Ⅱ類，物性封閉作用較好，屬于良好的區(qū)域蓋層。

流一段由于受始新世末區(qū)域隆升運(yùn)動(dòng)的影響，研究區(qū)東北部剝蝕嚴(yán)重，而西南部由于潿西南大斷裂的持續(xù)活動(dòng)地層得以保存。該部位M3井流一段鉆遇280 m半深湖—深湖相暗色泥巖，且流一段頂部的異常高壓強(qiáng)化了泥巖的封蓋作用，另外，泥巖蓋層封閉性輕烴評(píng)價(jià)多為較好—中等。

潿一、潿二段作為局部蓋層，研究區(qū)東北部剝蝕嚴(yán)重，而西南緣洼槽部位分布連續(xù)，泥巖含量高，累計(jì)厚度較大，對(duì)阻擋烴類垂向運(yùn)移起到關(guān)鍵性作用，有利于油氣保存。前人研究認(rèn)為，泥巖在1 500～2 500 m至4 000 m區(qū)間具有最佳封閉能力[17]，研究區(qū)潿洲組上部泥巖蓋層埋深適中，主要處于早成巖B期—晚成巖A期，泥巖封閉性評(píng)價(jià)為中等—好。

2.4 生儲(chǔ)蓋組合

勘探證實(shí)，研究區(qū)流沙港組半深湖—深湖相暗色泥巖為烴源巖，且質(zhì)量好；有利的儲(chǔ)蓋組合主要在古近系發(fā)育，其中，流沙港組3套，潿洲組1套(圖2)。

2.4.1 流沙港組

流三段儲(chǔ)層主要為三角洲平原—前緣河道砂，砂體厚度較大，鉆井統(tǒng)計(jì)砂質(zhì)巖含量占53%～88%，但流三段埋深相對(duì)較大，物性偏差，為低孔、低滲儲(chǔ)層，所以該組合勘探成功的關(guān)鍵是流三段埋深相對(duì)較淺、物性較好且存在上覆流二段泥巖蓋層。

流二段既是良好的烴源巖，又是區(qū)域蓋層[13]，尋找有利儲(chǔ)層是關(guān)鍵。該區(qū)中部潿10-10-1等井揭示流二段中部鉆遇濁積砂體，且儲(chǔ)層物性較好，鉆井失利原因主要是烴源問題，因此，該組合應(yīng)在烴源巖成熟區(qū)尋找有利儲(chǔ)層。

流一段儲(chǔ)層主要為(扇)三角洲前緣相砂體，受埋深和沉積環(huán)境影響，其物性較流二段好，為中高孔、中高滲儲(chǔ)層。但流一段受漸新世末區(qū)域隆升運(yùn)動(dòng)影響，研究區(qū)剝蝕區(qū)域較大，而近潿西南大斷裂南段的區(qū)域由于斷層的持續(xù)活動(dòng)，地層保存較完整，儲(chǔ)蓋組合有利。該部位M3井在本組合中見到良好的油氣顯示。

2.4.2 潿洲組

目前凹陷東部已有大量的油氣發(fā)現(xiàn)，如潿6-8、潿12-1等油田均以潿洲組為主要產(chǎn)層。本區(qū)鉆井揭示，潿三、潿四段儲(chǔ)層相對(duì)發(fā)育，主要為三角洲平原—前緣相砂體，物性條件較好，為中高孔—中高滲儲(chǔ)層；潿一、二段為一套濱淺湖相沉積，以灰綠色、棕紅色泥巖為主，泥質(zhì)含量較高，可作為本組良好的蓋層。

2.5 圈閉特征

潿西南凹陷多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、多種沉積類型組合形成了眾多構(gòu)造、地層圈閉。受古新世—漸新世的珠瓊、南海構(gòu)造運(yùn)動(dòng)(特別是古新世末期及始新世末期的張裂運(yùn)動(dòng))影響，形成一系列以斷鼻、斷塊為主的圈閉。由于漸新世末期地層的抬升、剝蝕，形成以不整合為遮擋的地層圈閉，地層圈閉包括不整合圈閉、地層超覆圈閉和古潛山圈閉。此外在潿西南凹陷還發(fā)現(xiàn)少量以斷層—巖性圈閉為主的復(fù)合圈閉[16,18]。研究區(qū)沿?cái)嗔阎饕l(fā)育一系列斷鼻、斷塊圈閉，近潿西南低凸起發(fā)育構(gòu)造—地層復(fù)合圈閉。

3 油氣運(yùn)聚及時(shí)空配置關(guān)系

3.1 油氣運(yùn)聚的介質(zhì)條件

潿西南凹陷在發(fā)展演化史上經(jīng)歷了多期次構(gòu)造活動(dòng)，發(fā)育了多類型、不同性質(zhì)及規(guī)模的斷層。一方面，斷層直接連通了流沙港組烴源巖和潿洲組儲(chǔ)集層，這些溝源斷層對(duì)油氣運(yùn)聚有明顯的控制作用。凹陷東北部勘探證實(shí)，斷層控制油氣分布，斷穿層位基本與含油氣層位一致；另一方面，斷層溝通了不同深度、不同層位的砂體和圈閉，使油氣沿砂體—斷層—砂體呈總體向上的“階梯”狀運(yùn)移，使流沙港組排出的油氣能夠向上運(yùn)移數(shù)千米到潿洲組中聚集成藏[2,9]。

受古太平洋消減及南海擴(kuò)張的影響，神狐運(yùn)動(dòng)、珠瓊運(yùn)動(dòng)及南海運(yùn)動(dòng)等多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)在研究區(qū)形成了Tg、T7、T4、T2區(qū)域性不整合面。這些區(qū)域性不整合面構(gòu)成的空間網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)為油氣的側(cè)向運(yùn)移提供了良好的通道。本區(qū)發(fā)育多套儲(chǔ)集層，這些滲透性好的儲(chǔ)集層也是油氣側(cè)向運(yùn)移通道的重要組成部分。

綜上所述，洼槽帶流沙港組生成的油氣主要通過不整合面和其他滲透層作側(cè)向運(yùn)移，通過斷裂作垂向運(yùn)移，以不同的組合方式使油氣在適當(dāng)?shù)娜﹂]中聚集成藏。

3.2 時(shí)空配置關(guān)系分析

對(duì)油氣成藏控制因素的研究結(jié)果表明，油氣的運(yùn)聚成藏除了需具備生、儲(chǔ)、蓋和圈閉等靜態(tài)地質(zhì)條件外，這些地質(zhì)條件在時(shí)空上的匹配也至關(guān)重要。油氣成藏期次研究表明，研究區(qū)流沙港組烴源巖存在漸新世末期、中中新世末—現(xiàn)今2期排烴高峰(圖4)，其中漸新世末期為主要排烴期，且以排油為主。該區(qū)構(gòu)造圈閉主要形成于始新世—漸新世的珠瓊、南海運(yùn)動(dòng)，到漸新世末構(gòu)造基本定型，流沙港組烴源巖排烴高峰在時(shí)間上與圈閉定型期相當(dāng)或晚于圈閉定型期，因此，烴源巖生排烴與聚集成藏具有較好的配置關(guān)系。

始新世構(gòu)造層(流沙港組)2期排烴高峰對(duì)其都有貢獻(xiàn)，關(guān)鍵時(shí)刻可確定在現(xiàn)今。漸新世構(gòu)造層(潿洲組)因主要靠中晚漸新世構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成有效油氣運(yùn)移通道(油源斷裂)與流沙港組烴源層溝通，并在潿洲組圈閉中形成油氣聚集，由于中中新世以后，研究區(qū)多數(shù)斷層活動(dòng)不太明顯，因此推斷潿洲組油氣運(yùn)聚活動(dòng)可持續(xù)到中中新世，因而潿洲組圈閉油氣成藏的關(guān)鍵時(shí)刻應(yīng)確定在漸新世晚期—中中新世，中中新世后進(jìn)入保存階段(圖4)。

4 油氣成藏模式

研究區(qū)M3井鉆探證實(shí)，異常高壓始于流一段上部半深湖—深湖相泥巖，流沙港組表現(xiàn)為低速度特征(圖5)，最大地層壓力系數(shù)1.75。而潿西南凹陷東北部流二段半深湖—深湖相泥巖段中現(xiàn)今存在異常壓力[19]，在漸新世中晚期由于主力烴源層流二段的生烴作用，加之其原始快速沉積而形成超壓[16,19]。據(jù)構(gòu)造—沉積背景、有機(jī)質(zhì)成烴演化的綜合分析，研究區(qū)流二段超壓普遍存在；而流一段超壓頂界面始于其上部地層，平面上主要分布于研究區(qū)洼槽帶的半深湖—深湖區(qū)。

圖4 北部灣盆地潿西南凹陷西南緣成藏要素時(shí)空配置關(guān)系

圖5 北部灣盆地潿西南凹陷西南緣M3井地層壓力結(jié)構(gòu)

異常壓力的發(fā)育對(duì)地下流體運(yùn)動(dòng)起到分割作用，限制了流體只在其間作側(cè)向運(yùn)動(dòng)，只有在斷層、不整合面、邊緣粗相帶等聯(lián)絡(luò)體系相互溝通的情況下，流體才可以穿過高壓界面向上或向下運(yùn)移。因此，根據(jù)研究區(qū)具體的油氣成藏地質(zhì)條件，總結(jié)出本區(qū)以超壓面為界存在上、下2種油氣成藏模式(圖6)。

圖6 北部灣盆地潿西南凹陷西南緣油氣成藏模式

4.1 下部高壓自源半封閉成藏模式(Ⅰ)

主要由超壓界面以下流一段中下部、流二段、流三段構(gòu)成。流沙港組烴源巖生成的流體在勢差、高壓作用下，通過斷層、連通砂體由生烴中心向近物源區(qū)的緩坡、陡坡帶的斷塊圈閉運(yùn)移；儲(chǔ)集類型主要為緩坡、陡坡帶的三角洲砂體及洼槽帶流二段的濁積砂，油氣以自生自儲(chǔ)—側(cè)向運(yùn)移、上生下儲(chǔ)—垂向運(yùn)移的方式匯聚成藏。本區(qū)陡坡帶M3井已在超壓界面下流一段儲(chǔ)集層中鉆揭良好的油氣顯示，證實(shí)了該模式中油氣以自生自儲(chǔ)—側(cè)向運(yùn)移的方式聚集成藏。東北部鄰區(qū)如潿11-1油田wan4井等佐證了該模式中油氣亦可通過上生下儲(chǔ)—垂向運(yùn)移的方式匯聚成藏。此類油藏近生油洼槽，超壓界面下部烴源巖生成的流體在勢差、高壓作用下，通過斷層、流三段辮狀河心灘及三角洲前緣水下分流河道砂等連通砂體發(fā)生運(yùn)移并聚集成藏。

4.2 上部常壓自源開放成藏模式(Ⅱ)

由超壓界面以上包含流一段上部地層、潿洲組及溝通下部成藏動(dòng)力學(xué)系統(tǒng)Ⅰ的潿洲組斷裂體系、T4不整合面及靠近潿西南低凸起西傾伏端的三角洲等邊緣粗相帶構(gòu)成。流沙港組烴源巖生成的流體沿中晚漸新世構(gòu)造運(yùn)動(dòng)發(fā)育起來的潿洲組斷裂體系(溝通流沙港組烴源巖的斷層)，垂向—短距離側(cè)向運(yùn)移至上部潿三、四段斷塊圈閉中；儲(chǔ)集類型主要為緩坡、陡坡帶的三角洲砂體，油氣以下生上儲(chǔ)—垂向運(yùn)移方式為主匯聚成藏。雖然該模式尚未在本區(qū)有實(shí)鉆證實(shí)，但東北部鄰區(qū)12-1等油田在流二段超壓界面以上潿洲組儲(chǔ)集層中發(fā)現(xiàn)高豐度、高產(chǎn)、輕質(zhì)油即為該模式佐證。該類油藏近生油洼槽，超壓界面上部砂巖與其上覆泥巖組成良好的儲(chǔ)蓋組合，超壓界面下部烴源巖層與上部儲(chǔ)集層存在巨大壓差，為油氣運(yùn)移提供動(dòng)力，油氣最終通過溝源斷層垂向運(yùn)移至超壓界面上部砂巖儲(chǔ)層中聚集[19-20]。

5 結(jié)論

(1)潿西南凹陷西南緣具有良好的油氣成藏地質(zhì)條件。該區(qū)湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育，存在4套有效的儲(chǔ)蓋組合，多種類型的圈閉發(fā)育，油氣輸導(dǎo)體系有利，各成藏要素時(shí)空配置關(guān)系較好。

(2)研究區(qū)以超壓面為界存在上、下2種油氣成藏模式。下部高壓自源半封閉成藏模式主要由流一段中下部及以下的流沙港組構(gòu)成，油氣通過斷層、砂體以自生自儲(chǔ)—側(cè)向運(yùn)移、上生下儲(chǔ)—垂向運(yùn)移的方式匯聚成藏。上部常壓自源開放成藏模式主要由潿洲組及流一段上部地層構(gòu)成，油氣通過斷層、砂體及不整合面以下生上儲(chǔ)—垂向運(yùn)移方式為主匯聚成藏。研究區(qū)近洼陷生烴中心的陡坡帶和緩坡帶為有利勘探區(qū)帶。

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(編輯 徐文明)

Hydrocarbon accumulation conditions and patterns in the southwestern margin of Weixinan Sag, Beibuwan Basin

Zhang Ping, Zheng Jun, Xi Minhong, Wang Wenjun, Huang Jianjun, Wang Xiuping

(InstituteofSINOPECShanghaiOffshoreOil&GasCompany,Shanghai200120,China)

The hydrocarbon accumulation conditions and patterns in the southwestern margin of the Weixinan Sag of the Beibuwan Basin were studied based on modern reservoir theory, geophysics and geochemistry. Favorable hydrocarbon source rocks of semi-deep or deep facies developed in the Paleogene Liushagang Formation. Four sets of favorable reservoir and cap rock assemblages were deposited in the Paleogene. Faulted nose, faulted block and structure-formation complex traps formed. The good configuration of time and space was favorable for hydrocarbon accumulation. Two accumulation patterns, an upper one and a lower one, were determined, which were separated by an overpressure interface. For the lower system, hydrocarbon was self-generated, self-reservoir and migrated laterally, or upper-generated, lower-reservoir and migrated vertically. For the upper system, hydrocarbon was lower-generated, upper-reserved and migrated vertically. The steep and gentle slopes close to the deep depression were favorable exploration targets.

hydrocarbon accumulation patterns; hydrocarbon accumulation conditions; southwestern margin of Weixinan Sag; Beibuwan Basin

1001-6112(2015)02-0157-07

10.11781/sysydz201502157

2014-01-02；

2015-01-29。

張萍(1984—)，女，碩士，工程師，從事石油地質(zhì)研究工作。E-mail :zp.unique@163.com。

TE122.3

A