甘 軍，張迎朝 ，鄧廣君，陸 江，鄭榕芬

［中海石油(中國(guó))有限公司 湛江分公司勘探開(kāi)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(lái)越少，在油田周邊尋找接替儲(chǔ)量也越來(lái)越緊迫。近年來(lái)，通過(guò)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(shí)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(chǔ)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(lái)源、成藏特征是進(jìn)一步挖掘該區(qū)勘探潛力的關(guān)鍵問(wèn)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(lái)自文昌B凹陷文昌組湖相源巖，而凸起東區(qū)原油主要來(lái)自文昌A凹陷文昌組湖相源巖［1－4］。儲(chǔ)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(guò)分析本區(qū)油氣來(lái)源及運(yùn)聚條件，總結(jié)了低阻油層的成藏動(dòng)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(gè)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(dòng)以后，盆地西區(qū)上升為陸，一直處于長(zhǎng)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(dòng)，本區(qū)開(kāi)始凹陷的演化過(guò)程。本區(qū)古近紀(jì)以來(lái)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(gè)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(chǎng)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(dòng)，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(kāi)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(pán)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(chǔ)蓋組合。瓊海凸起至早中新世以后才完全被海水淹沒(méi)，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(guò)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(chǔ)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(chǔ)量豐度達(dá)到428×104m3/km2，為一個(gè)含油層系多、儲(chǔ)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(chǔ)量占到整個(gè)油藏的90%以上，而文昌13－1和13－2低阻油層的儲(chǔ)量占到整個(gè)油藏的30%左右。

文昌13－X低阻油藏，珠江組一段上部?jī)?chǔ)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(chǔ)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(cè)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(chǔ)層，但含油范圍嚴(yán)格受背斜控制，儲(chǔ)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(chǔ)層特征

低阻油層是一個(gè)相對(duì)術(shù)語(yǔ)，歐陽(yáng)健等把與水層的測(cè)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(shí)別。各個(gè)地區(qū)低阻油層沒(méi)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層。該類儲(chǔ)層巖心及電成像測(cè)井常見(jiàn)平行紋層、塊狀層理而不見(jiàn)交錯(cuò)層理［9］，巖性為泥質(zhì)粉砂巖，巖石類型為石英砂巖和長(zhǎng)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(dòng)壓力較高、平臺(tái)段短的特征，綜合評(píng)價(jià)為Ⅲ類差儲(chǔ)層。本區(qū)低阻油層埋藏淺，儲(chǔ)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(chǔ)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(méi)的格局，其東北傾沒(méi)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(lái)自文昌A和B凹陷。

圖4 瓊海凸起珠江組儲(chǔ)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(duì)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(duì)比

油－巖精細(xì)對(duì)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(duì)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(lái)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(mén)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(shì)，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(duì)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(lái)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(píng)價(jià)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(chǔ)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(chǔ)層約為61℃，遠(yuǎn)低于所測(cè)包裹體溫度，表明熱流體活動(dòng)的存在。從包裹體的賦存方式、捕獲溫度與壓力及儲(chǔ)層瀝青等數(shù)據(jù)來(lái)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(kāi)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(dòng)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(shí)伴隨有熱流體活動(dòng)，是主要的油藏形成期。

4 成藏動(dòng)力及成藏模式

4.1 低幅－低阻油藏石油運(yùn)移動(dòng)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(chǔ)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(dòng)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(chǔ)層中必須聚集到一定的油柱高度后才能開(kāi)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(chǔ)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(guò)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(chǔ)層物性和儲(chǔ)蓋組合控制了油氣側(cè)向運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道。本區(qū)和等高孔滲儲(chǔ)層之上均有一套分布穩(wěn)定的泥巖蓋層，在儲(chǔ)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(shì)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(guò)油源斷層運(yùn)移至珠江組，再沿這些高滲儲(chǔ)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(kāi)發(fā)實(shí)踐已證實(shí)珠江組一段低阻油藏儲(chǔ)量潛力大且水平井產(chǎn)能較高，是下步開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域。

5 結(jié)論

1)烴源巖特征及油源對(duì)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(lái)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層形成高阻油藏，高阻油藏充滿后溢出的原油通過(guò)北西向的斷裂向上運(yùn)移至珠江組一段上部低滲儲(chǔ)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(chǔ)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(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，珠江組一段上部低幅－低阻油藏儲(chǔ)量潛力大且水平井產(chǎn)能高，是成熟區(qū)勘探開(kāi)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(guó))有限公司湛江分公司研究院黃保家高級(jí)工程師、徐新德高級(jí)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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