北部灣盆地海中凹陷流體動力場特征及油氣成藏意義

王修平，李 倩，陳 晶

北部灣盆地海中凹陷流體動力場特征及油氣成藏意義

王修平1，李 倩1，陳 晶2

（1. 中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200120；2. 中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司，上海 200120）

海中凹陷位于北部灣盆地北部坳陷南部，油氣成藏條件優(yōu)越，具有良好的勘探前景。此文以油氣成藏動力學理論為指導，采用盆地數值模擬與油氣地質綜合分析相結合的研究方法，分析了海中凹陷溫度場、壓力場、勢能場及應力場等流體動力場特征，剖析了流體動力場與油氣成藏的關系，為油氣成藏動力學深入研究奠定了基礎。結果表明，海中凹陷具有較高的今、古地溫場，埋藏較深的洼槽帶流沙港組中深湖相泥巖段存在異常超壓，其形成及演化具有良好的繼承性；洼槽帶為高勢能區(qū)，成熟烴源巖生成的油氣在勢能差的驅動下向斜坡區(qū)等相對低勢區(qū)運移、匯聚及成藏；古近紀時期，張性正斷層發(fā)育，有利于油氣的垂向運移，晚中新世擠壓反轉作用強烈，有利于油氣的保存。

海中凹陷；流體動力場；溫度場；壓力場；勢能場

海中凹陷為北部灣盆地內重要的含油氣凹陷之一，目前已發(fā)現(xiàn)多個含氣構造和不同級別油氣顯示，展示了良好的油氣勘探潛力[1-2]，但其勘探程度和研究程度均較低，近年針對海中凹陷研究主要側重于構造、沉積等基礎地質方面[3-6]，而對于油氣成藏方面，尤其是流體動力場方面的研究相對薄弱，亟需加強，以推動油氣勘探進展。沉積盆地流體動力場不僅對油氣的生、排、運、聚有著直接的控制作用，還對油氣藏的保存及再分配等也有重要的影響作用，是油氣成藏動力學研究的主要內容之一[7-17]。本文以油氣成藏動力學理論為指導，采用盆地數值模擬與油氣地質綜合分析相結合的研究方法，分析了海中凹陷溫度場、壓力場、勢能場及應力場等流體場特征，剖析了流體動力場與油氣成藏的關系，為油氣成藏動力學研究奠定了基礎。

1 區(qū)域地質背景

海中凹陷位于北部灣盆地北部坳陷西南部，為一北斷南超的箕狀凹陷，其北靠潿西南凹陷，南部及東部臨企西隆起，西接潿西南大斷裂（圖1）。凹陷總體近東西向展布，面積約3694km2，是北部灣盆地勘探程度較低的凹陷之一。凹陷經歷了古近紀斷陷期的三次張裂和新近紀裂后區(qū)域熱沉降的演化過程，新生界最大沉積厚度達9000m，尤其近幾年構造研究表明，海中凹陷與潿西南凹陷“D”次凹在始新世流沙港組沉積時期為統(tǒng)一湖盆，流沙港組主力烴源巖發(fā)育，具備良好的勘探前景[3-6]。始新統(tǒng)流沙港組中深湖相暗色泥巖發(fā)育，厚度大，分布廣泛，烴源巖有機質豐度高，類型以Ⅱ1-Ⅰ型為主，大部分已進入成熟生烴階段，生烴中心已達到過成熟階段，具有較強的生排烴能力，資源潛力巨大，現(xiàn)已在凹陷內勘探發(fā)現(xiàn)了潿14-2氣田、潿11-5W油田及潿17-2含油構造等。古生界基巖風化殼及新生界古近系長流組、流沙港組和潿洲組陸相砂巖儲層發(fā)育，埋深適中，物性較好，儲集性能優(yōu)越。流沙港組二段及中中新統(tǒng)角尾組上部的大套泥巖為海中凹陷兩套區(qū)域蓋層，流一段、潿洲組二段、一段泥巖較發(fā)育，可作為局部蓋層。凹陷存在流沙港組自生自儲、流沙港組—潿洲組下生上儲及流沙港組—古生界基巖風化殼型上生下儲等三種生儲類型，其中以自生自儲和下生上儲型組合為主。

2 流體動力場特征

2.1 溫度場

圖1 北部灣盆地北部坳陷構造區(qū)劃圖

8口鉆井實測地溫揭示，海中凹陷現(xiàn)今地溫隨著埋深增加線性升高，地溫梯度總體較高，現(xiàn)今平均地溫梯度達3.45℃/100m（圖2），高于世界沉積盆地的平均值（3.00℃/100m），為烴源巖的成熟與油氣生成創(chuàng)造了有利的溫度背景條件。橫向上，不同構造部位地溫梯度存在較為明顯的差別，洼槽帶潿3井區(qū)地溫梯度為4.53℃/100m，明顯高于南部斜坡帶H2井3.27℃/100m和W22-3-1井3.22℃/100m，即從洼槽區(qū)向斜坡區(qū)地溫梯度呈現(xiàn)逐漸降低的趨勢。這種地溫場分布的不均一性主要與基巖埋深、地下熱源及巖石熱導率等因素有關。

圖2 海中凹陷深度與溫度關系圖

恢復盆地古溫度的方法主要有TTI-Ro法、流體包裹體法、盆地模擬法和黏土礦物法等，不同方法適用不同的地質條件和資料狀況?；阢@井實測溫度資料采用盆地模擬中的“瞬變熱流模型”反演古地溫場是低勘探程度地區(qū)常用的方法之一[17]。模擬結果表明（圖3），整體上，海中凹陷地層溫度從古至今不斷升高，地溫梯度則逐漸降低，地層升溫速率明顯受到沉積速率的影響。古新世時期，盆地處于初始拉張階段，眾多切割基底的大斷裂溝通了深部熱巖漿源，此時的古地溫梯度最高；伴隨著始新世時期流沙港組沉積，巖石圈的熱膨脹逐漸冷縮，地溫梯度緩慢降低。長流組底部地層不斷接受上覆巖層的壓實作用，并隨著沉積埋深的不斷加大，地層溫度逐漸上升。漸新世時期，海中凹陷在高沉積沉降速率下，形成了巨厚的潿洲組沉積，地溫梯度快速降低，長流組底部地層溫度快速升高。漸新世末期（潿洲組沉積末期），盆地發(fā)生強烈的基底抬升，拉張作用明顯減弱，整體抬升遭受剝蝕，地層溫度降低。中新世以后，凹陷進入坳陷階段，地熱活動逐漸衰退，地溫增長趨于緩慢。

圖3 W3井古地溫演化（左）及地溫速率與沉積速率關系（右）圖

2.2 壓力場

基于聲波測井資料利用“等效深度法”計算的W3井地層壓力結果顯示（圖4），地層壓力在進入流沙港組后開始增大，流二段泥巖段異常高孔隙流體壓力（超壓）較為穩(wěn)定，壓力系數最高可達1.6，與區(qū)域上潿西南凹陷流沙港組超壓發(fā)育特征基本一致[12-13]。

基于Basin Mod系統(tǒng)的二維壓力模擬顯示海中凹陷埋藏較深的洼槽帶流沙港組發(fā)育古超壓。以自NE至SW橫穿海中凹陷的AB測線為例（圖5），剖面剩余壓力在流沙港組沉積末期開始發(fā)育，但此時超壓幅度較低，一般小于4MPa，主要發(fā)育于流一段及流二段，由于此時地層埋藏較淺，源巖成熟度較低，故超壓成因應以欠壓實為主；在流沙港組沉積末期至潿洲組沉積末期，剩余壓力逐漸增大，最大約35MPa，主要發(fā)育于流二段及流三段上部，其增大的原因主要為潿洲組快速沉積導致地層欠壓實增強，且主力烴源巖流二段進入成熟階段，產生大量油氣共同所致；漸新世末期，在區(qū)域構造抬升背景的影響下，潿洲組遭受明顯的剝蝕，同時導致超壓部分釋放，剩余壓力減??；在下洋組沉積初期至現(xiàn)今，伴隨著地層埋深及烴源巖熱演化程度的持續(xù)增加，剩余壓力不斷增大，現(xiàn)今最大值達到40MPa。異常高壓的發(fā)育不僅為烴源巖排烴提供了重要的動力，同時也強化了蓋層的封閉能力。

圖4 W3井測井資料計算地層壓力曲線圖

圖5 海中凹陷AB測線剩余壓力演化圖

總之，海中凹陷存在異常高流體壓力，其成因主要為欠壓實及烴類生成共同所致。縱向上，異常高壓主要發(fā)育在埋藏較深的洼槽帶流沙港組中深湖相泥巖段；平面上，異常高壓主要分布于流沙港組中深湖相泥質巖沉積區(qū)及附近，并隨著埋深變淺呈逐漸減小的趨勢。

2.3 勢能場

場勢效應是含油氣系統(tǒng)形成與分布的主控因素，為烴類初次運移及二次運移提供了外應力，只有存在流體勢的差別，才有油氣的運移、聚集、再運移、再聚集。本次在壓力恢復的基礎上，采用Hubbert公式計算了流體勢。

AB測線的流體勢計算結果表明（圖6），古今流體勢分布具有較好的繼承性。縱向上，流沙港組和潿洲組底部地層流體勢較高，之上及之下地層的流體勢均相對較低；橫向上，埋藏較深的洼槽帶流體勢較高，斷裂陡坡帶和斜坡帶相對較低，二者之間的流體勢差為洼槽帶成熟烴源巖生成的油氣向斜坡帶和斷裂陡坡帶運移提供了重要的動力，如潿14-2氣田、潿11-5W油田及潿17-2含油構造的形成；演化歷史上，盆地發(fā)育初期拉張作用強烈，沉積物堆積速率較大，伴隨著沉積物的不斷充填，不均衡壓實作用逐漸明顯，孔隙流體壓力逐漸增大，流體勢能逐漸增大，且伴隨著埋深增大，烴源巖進入成熟階段，生成并排出烴類，流體勢能進一步加大；潿洲組沉積末期，在區(qū)域構造抬升背景下，基底隆升，造成潿洲組地層遭受剝蝕，流體壓力得以釋放，致使流體勢能相對減??；下洋組沉積初期至今，伴隨著地層埋深及烴源巖熱演化程度的持續(xù)增加，流體勢能再次逐漸增大，現(xiàn)今達到最大值。

2.4 應力場

海中凹陷經歷了古近紀三次張裂（斷陷）和新近紀裂后熱沉降構造演化階段（圖7）。早古近紀古新世海中凹陷進入初始裂陷階段，在近北西—南東向拉張應力作用下發(fā)育了控盆的一級斷層—潿西南大斷裂，控制了長流組沉積，次級斷裂發(fā)育較少。始新世第二次張裂期，構造應力發(fā)生順時針方向的旋轉，在近北北西—南南東向的拉張應力作用下，產生了北東東走向斷層，控制了流沙港組烴源巖的沉積。流二段沉積時期海中凹陷開始發(fā)育一些次級斷裂，流一段為斷裂平靜期。中晚漸新世進入第三次張裂期，構造應力繼續(xù)發(fā)生順時針方向的旋轉，在近南—北向張扭應力的作用下，凹陷北部斷裂-3號斷層在漸新世末的強烈活動，控制了裂陷晚期巨厚的潿洲組沉積。在三期張裂應力場作用下，形成區(qū)域廣泛發(fā)育的正斷層，為油氣的垂向運移提供了良好的構造背景。潿洲組沉積末期，發(fā)生區(qū)域性的抬升，由于海中凹陷剝蝕作用相對較弱，主要形成一些低角度的剝蝕，形成T2不整合界面，為油氣的側向運移提供了良好的通道。

圖6 海中凹陷AB測線流體勢演化圖

新近紀時期，海中凹陷整體進入裂后熱沉降階段，整體下沉，斷裂活動基本終止。中新世末，在區(qū)域擠壓應力作用下發(fā)生構造反轉，形成潿14-2構造等擠壓型背斜。在擠壓應力場作用下，斷裂相對不發(fā)育，擠壓背斜發(fā)育，為油氣的保存提供了良好的場所。

3 流體動力場與油氣成藏關系

地下流體動力場研究可以定性和定量解釋油氣的二次運移和聚集規(guī)律，明確預測油氣運移的主通道，確定有利的油氣勘探靶區(qū)。其中，地溫場的分布與演化對烴源巖中有機質的成熟與烴類生成有重要的控制作用，海中凹陷較高的古地溫梯度有利于烴源巖的熱成熟演化，使生烴門限深度減小、生烴時間變早，從而為凹陷油氣聚集提供充足的油源條件。流沙港組發(fā)育的異常壓力可為油氣的排出及運移提供驅動力，同時對儲層物性的改造具有積極的影響。勢能場大小決定著油氣由高勢區(qū)向低勢區(qū)運移的強弱，與輸導體系共同主導著油氣運移的路徑和距離。剖面上，重力流和壓實流兩種流體系統(tǒng)共同控制著油氣的橫向和垂向運移，油氣總是從高勢區(qū)向低勢區(qū)運移。橫向上，總體表現(xiàn)為油氣從凹陷中心向四周進行運移，并在合適的圈閉聚集成藏（圖8）；垂向上，洼槽帶及附近常常為低勢區(qū)，生烴中心生成的油氣總是在勢能差的驅動下沿著斷裂帶垂向運移。應力場不僅控制著盆地構造演化、沉降—沉積中心及烴源巖系的展布，還一定程度上影響著含油氣構造和油氣田的分布。海中凹陷在古近紀三期拉張應力場作用下，廣泛發(fā)育張性正斷層，有效溝通了烴源巖與儲層，為油氣垂向運移提供了良好的輸導條件；晚中新世發(fā)育的擠壓應力場有效增強了斷層的封堵性，有利于油氣的保存。

此外，構成地下流體動力場的溫度場、壓力場、勢能場和構造應力場各因素間存在著相互聯(lián)系、彼此耦合的關系。溫度場影響著流體的黏度、密度和溶解度，并通過水熱增壓、有機質成烴、黏土礦物轉化等形成異常高壓，溫度差異導致流體熱對流；異常壓力的存在對巖石的熱導率、流體的熱容、有機質成烴速率等都有重要的影響作用，且壓能是勢能的重要組成因素之一，壓力的變化會改變流體的勢能場分布；流體高勢能區(qū)大多位于高應力區(qū)，而低勢能區(qū)常常與低應力區(qū)相對應，構造應力場對流體勢能場具有直接的影響作用，高應力和低應力分別是形成高勢能區(qū)和低勢能區(qū)的必要條件。

圖7 海中凹陷構造應力演化特征圖

圖8 海中凹陷油氣成藏模式圖

4 結論

（1）海中凹陷具有較高的今、古地溫場，為烴源巖的成熟與演化創(chuàng)造了良好的地溫條件，且從洼槽區(qū)向斜坡區(qū)地溫梯度呈現(xiàn)逐漸降低的趨勢。

（2）海中凹陷埋藏較深的洼槽帶流沙港組中深湖相泥巖段存在異常超壓，主要由欠壓實及生烴增壓所致，超壓形成及演化具有良好的繼承性。

（3）海中凹陷洼槽帶為高勢能區(qū)，成熟烴源巖生成的油氣在勢能差的驅動下向斜坡區(qū)等相對低勢區(qū)運移、匯聚及成藏。

（4）海中凹陷古近紀在三期拉張應力場的作用下，張性正斷層發(fā)育，有利于油氣的垂向運移，晚中新世凹陷經歷了一次擠壓反轉作用，有利于油氣的保存。

[1]沿海大陸架及毗鄰海域油氣區(qū)石油地質志編寫組. 中國石油地質志 卷十六 沿海大陸架及毗鄰海域油氣區(qū)（下冊）[M]. 北京： 石油工業(yè)出版社， 1992.

[2]龔再升， 李思田， 謝泰俊， 等. 南海北部大陸邊緣盆地分析與油氣聚集[M]. 北京： 科學出版社， 1997.

[3]孫建峰， 須雪豪， 席敏紅. 北部灣盆地海中凹陷油氣成藏條件分析 [J]. 海洋石油， 2008， 28（2）： 36-39.

[4]李上卿， 牛華偉， 鄭軍， 等. 北部灣盆地潿西南凹陷與海中凹陷古近紀沉積關系探討[J]. 海洋石油， 2012， 32（1）： 1-6.

[5]張百濤， 唐金炎， 王文軍， 等. 北部灣盆地北部坳陷構造-沉積特征及其演化 [J]. 海洋石油， 2014， 34（2）： 7-12.

[6]席敏紅， 張萍， 沈傳波， 等. 北部灣盆地北部坳陷古近紀原型結構分析 [J]. 海洋石油， 2014， 34（2）： 13-19.

[7]王勝利， 蔡忠賢， 段金寶. 輪南地區(qū)壓力場演化及其成藏意義[J]. 海洋石油， 2009， 29（1）： 32-37.

[8]蔣有錄， 王鑫， 于倩倩， 等. 渤海灣盆地含油氣凹陷壓力場特征與油氣富集關系 [J]. 石油學報， 2016， 37（11）： 1361-1369.

[9]駱楊， 葉加仁， 趙彥超， 等. 東濮凹陷柳屯洼陷沙三上亞段流體壓力場研究 [J]. 地質科技情報， 2014， 33（4）： 104-110.

[10]田世澄， 陳永進， 張興國， 等. 論成藏動力系統(tǒng)中的流體動力學機制 [J]. 地學前緣， 2001， 8（4）： 329-336.

[11]康西棟， 李思田， 李雨梁， 等. 北部灣盆地今古地溫場特征及熱史演化 [J]. 長春地質學院學報， 1995， 25（2）： 173-177.

[12]王修平， 葉加仁， 孫建峰， 等. 潿西南凹陷C洼油氣成藏動力學過程與充注歷史[J]. 海洋地質與第四紀地質， 2010， 30（5）：101-107.

[13]胡忠良. 北部灣盆地潿西南凹陷超壓系統(tǒng)與油氣運移[J]. 地學前緣， 2000， 7（3）： 73-80.

[14]葉加仁， 王連進， 邵榮. 油氣成藏動力學中的流體動力場[J].石油與天然氣地質， 1999， 20（2）： 86-89.

[15]張立寬， 王震亮， 孫明亮， 等. 庫車坳陷克拉2氣田異常流體壓力演化史 [J]. 地質科學， 2007， 42（3）： 430-443.

[16]董冬冬， 吳時國， 孫運寶， 等. 瓊東南盆地深水區(qū)流體勢分析及其對天然氣水合物成藏的意義[J]. 海洋地質與第四紀地質，2008， 28（5）： 93-100.

[17]石廣仁. 油氣盆地模擬數值方法[M]. 3版. 北京： 石油工業(yè)出版社， 2004.

Characteristics of Fluid Dynamic Field and Its Signi fi cance to the Accumulation of Hydrocarbons in Haizhong Sag of Beibuwan Basin

WANG Xiuping1, LI Qian1, CHEN Jing2
（1. Institnte of Exploration and Development, SINOPEC Shanghai offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China;2. SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China）

Haizhong Sag, located in the south part of North Depression of Beibuwan Basin, is considered to be quite good in the geological conditions for hydrocarbon accumulation and favorable for the exploration. Under the guidance of the dynamic theory for hydrocarbon accumulation, the authors, based on the integrated study of basin modeling technique and petroleum geology, analyzed the characteristics of fl uid dynamic fi eld including geothermal fi eld, pressure fi eld, fl uid potential fi eld and stress fi eld, dissected the relationship between the fl uid dynamic fi eld and hydrocarbon accumulation, laid a foundation for the deep understanding on dynamics of hydrocarbon accumulation in Haizhong Sag. The study indicates that both of the present geothermal fi eld and paleo-geothermal fi eld are characterized with relative higher temperature in the Haizhong Sag. The abnormal high pressure is mainly distributed in the deeply buried mudstone interval of middle-deep lacustrine facies Liushagang Formation of the sag, and the abnormal high pressure evolution was successive in the geological history. The potential energy difference could drive hydrocarbon generated from mature source rock from high potential area in the sag to the lower potential area and accumulate. There are many normal faults in Middle Eocene, which are benef i cial to the hydrocarbon vertical migration. The strong compressional inverse occurred in late Miocene is favorable to the hydrocarbon preservation.

Haizhong Sag; fl uid dynamic fi eld; geothermal fi eld; pressure fi eld; potential energy fi eld

TE122.1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.03.001

1008-2336（2017）03-0001-06

2016-12-15；改回日期：2017-05-02

王修平，男，1985年生，工程師，碩士，主要從事石油地質綜合研究。E-mail：wangxiuping.shhy@sinopec.com。