李友川 張功成 傅 寧

(中海油研究總院)

珠江口盆地油氣分帶性及其控制因素*

李友川 張功成 傅 寧

(中海油研究總院)

珠江口盆地油氣分布存在明顯的分帶性,淺水區(qū)珠一、珠三坳陷以油為主,油氣主要來源于始新統(tǒng)文昌組中深湖相烴源巖,其次來源于下漸新統(tǒng)恩平組沼澤相烴源巖;而深水區(qū)珠二坳陷以天然氣為主,油氣主要來源于恩平組沼澤相烴源巖和漸新統(tǒng)海相烴源巖。珠江口盆地油氣分帶性主要受控于烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型及熱演化程度。珠一、珠三坳陷文昌組中深湖相烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型,為傾油型烴源巖,而珠二坳陷恩平組煤系烴源巖和漸新統(tǒng)海相烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ2—Ⅲ型,為傾氣型烴源巖,所以烴源巖有機(jī)質(zhì)類型的差異是珠江口盆地油氣分帶的內(nèi)在因素。珠江口盆地總體具有“熱盆”屬性,但深水區(qū)比淺水區(qū)更熱,對于相同層系的烴源巖,深水區(qū)烴源巖的熱演化程度明顯高于淺水區(qū),所以烴源巖熱演化程度的差異是珠江口盆地油氣分帶的外在因素。

珠江口盆地;油氣分帶性;控制因素;烴源巖;有機(jī)質(zhì)類型;熱演化程度

珠江口盆地包括珠一、珠二和珠三等3個(gè)坳陷,其中珠一和珠三坳陷以油為主,珠二坳陷以氣為主。該盆地油氣分布表現(xiàn)出明顯的分帶性(圖1),即淺水區(qū)以油為主,深水區(qū)以氣為主。筆者研究了影響珠江口盆地油氣分帶性的主要因素,旨在揭示珠江口盆地油氣的區(qū)域分布規(guī)律,為油氣勘探提供依據(jù)。

圖1 珠江口盆地構(gòu)造單元劃分及油氣分布圖

1 珠江口盆地油氣分帶性

珠江口盆地三大坳陷油氣地質(zhì)儲量比差異明顯,珠一、珠三、珠二坳陷探明的天然氣地質(zhì)儲量與石油地質(zhì)儲量之比分別約為88、173、3970m3/m3?？梢?珠一和珠三坳陷以油為主,珠二坳陷以氣為主。

珠江口盆地原油類型復(fù)雜,既有正常油,也有輕質(zhì)-凝析油和重質(zhì)生物降解油,并且不同坳陷的原油物性差異明顯。珠一坳陷原油密度介于0.78～0.96 g/cm3,主體在0.80～0.92 g/cm3,以中質(zhì)油為主,凸起區(qū)有部分重質(zhì)油;中質(zhì)油的含蠟量主要介于10%～30%,少數(shù)中質(zhì)油含蠟量可達(dá)40%左右。珠三坳陷原油性質(zhì)與珠一坳陷相似,原油密度介于0.75～0.92 g/cm3,主要為中質(zhì)油和輕質(zhì)油;輕質(zhì)油和凝析油含蠟量普遍較低,一般小于6%,而中質(zhì)油的含蠟量相對較高,一般介于5%～10%,部分中質(zhì)油含蠟量大于20%。珠二坳陷與珠一、珠三坳陷的原油性質(zhì)存在明顯差異,珠二坳陷以凝析油為主,伴有少量輕質(zhì)油,原油密度介于0.77～0.82 g/cm3,含蠟量低—中等(小于5%)(圖2)。由此可見,珠江口盆地油氣分布和原油性質(zhì)具有明顯的分帶性,珠一、珠三坳陷以油為主,而珠二坳陷以氣為主,并且珠一、珠三坳陷原油的密度和含蠟量總體高于珠二坳陷。

圖2 珠江口盆地原油密度與含蠟量關(guān)系圖

研究表明,珠江口盆地油氣分帶性主要受控于2個(gè)因素:一是淺水區(qū)與深水區(qū)烴源巖及其有機(jī)質(zhì)類型的差異;二是淺水區(qū)與深水區(qū)地溫場及烴源巖熱演化程度的差異。

2 “源”是造成珠江口盆地油氣分帶性的內(nèi)在因素

烴源巖有機(jī)質(zhì)類型決定其成烴產(chǎn)物的特征, I型和II1型有機(jī)質(zhì)以生油為主;II2型有機(jī)質(zhì)油氣兼生,以氣為主;III型有機(jī)質(zhì)以生氣為主。因此,一個(gè)盆地或凹陷是生油還是生氣,烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型是基本因素。

2.1 坳陷烴源巖差異

珠江口盆地經(jīng)歷了裂陷期、拗陷期和新構(gòu)造活動期等3個(gè)階段[1-4],形成了始新統(tǒng)湖相烴源巖、漸新統(tǒng)海陸過渡相烴源巖和漸新統(tǒng)海相烴源巖[5-6]。但是,由于該盆地淺水區(qū)與深水區(qū)構(gòu)造演化的差異,珠一、珠三坳陷與珠二坳陷主力烴源巖存在差異。始新世時(shí)期,珠一、珠三坳陷控凹斷裂斷距大,湖盆面積大,水體深,中深湖相烴源巖十分發(fā)育;雖然發(fā)育下漸新統(tǒng)恩平組沼澤相烴源巖,但除個(gè)別凹陷(如文昌A凹陷)外,始新統(tǒng)文昌組烴源巖是主要烴源巖。而珠二坳陷位于近洋殼一側(cè),控凹斷裂斷距小,以斷坳沉積為特征,雖然也發(fā)育文昌組湖相烴源巖,但湖相烴源巖的發(fā)育條件不及珠一、珠三坳陷,廣泛發(fā)育恩平組煤系烴源巖和漸新統(tǒng)海相烴源巖。

據(jù)統(tǒng)計(jì),珠一、珠三坳陷文昌組中深湖相烴源巖有機(jī)碳平均含量分別為3.61%和3.13%,熱解生烴潛量平均值分別為16.77 mg/g和16.96 mg/g,熱解氫指數(shù)平均值分別為425mg/g和513mg/g(表1),屬于好—很好烴源巖;其有機(jī)質(zhì)主要來源于水生藻類,如LF13-2-1井文昌組烴源巖中浮游藻類占有機(jī)壁微體化石的比例為35.5%～68.1%,由藻類分解形成的腐泥無定形有機(jī)質(zhì)含量普遍大于60%,有機(jī)質(zhì)類型主要為II1型(圖3a)。可見,珠一、珠三坳陷文昌組中深湖相烴源巖具有很強(qiáng)的生油能力。

表1 珠江口盆地?zé)N源巖有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)表

珠二坳陷恩平組煤系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高,漸新統(tǒng)海相烴源巖也具有較高的有機(jī)質(zhì)豐度,但氫指數(shù)低(表1),有機(jī)質(zhì)主要來源于陸生高等植物,如PY33-1-1井恩平組烴源巖有機(jī)顯微組分主要由高等植物來源的鏡質(zhì)組、殼質(zhì)組和惰性組組成,三者的含量之和普遍大于80%;該井漸新統(tǒng)海相烴源巖中惰性組和鏡質(zhì)組的含量普遍大于50%,有機(jī)質(zhì)類型主要為II2型和III型(圖3b、c)?？梢?珠二坳陷煤系烴源巖和海相烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型明顯傾向于生成天然氣。

因此,珠江口盆地淺水區(qū)珠一、珠三坳陷文昌組湖相烴源巖以生油為主,而深水區(qū)珠二坳陷漸新統(tǒng)煤系烴源巖和海相烴源巖以生氣為主,不同坳陷主要烴源巖及其有機(jī)質(zhì)類型的差異是該盆地產(chǎn)生油氣分帶性的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖3 珠江口盆地不同層系烴源巖IH與Tmax關(guān)系圖

圖4 珠江口盆地?zé)N源巖和原油的C304-甲基甾烷與雙杜松烷相對含量關(guān)系圖

2.2 坳陷油氣源差異

2.2.1油源差異

珠一、珠三坳陷主要烴源巖為文昌組湖相烴源巖,次要烴源巖為恩平組湖沼相烴源巖。文昌組湖相烴源巖典型的生物標(biāo)志化合物特征是含有豐富的來源于藻類的C304-甲基甾烷,而恩平組沼澤相烴源巖以陸生高等植物有機(jī)質(zhì)為主,水生浮游藻類相對較低,典型的生物標(biāo)志化合物特征是含有豐富的來源于高等植物的雙杜松烷(W和T)[7-10]。因此,C304-甲基甾烷和雙杜松烷是區(qū)分珠一、珠三坳陷文昌組和恩平組生成原油的有效地球化學(xué)指標(biāo)。

利用C304-甲基甾烷和雙杜松烷可將珠一坳陷原油劃分為3種類型(圖4):第1類原油含有豐富的C304-甲基甾烷,C304-甲基甾烷/C29規(guī)則甾烷比值一般大于1,而雙杜松烷含量普遍很低,T/C30藿烷比值一般小于0.15,與文昌組中深湖相烴源巖具有很好的對比性。這類原油主要分布在珠一坳陷的陸豐、恩平凹陷以及惠州凹陷南部的東沙隆起。第2類原油雙杜松烷含量較高,T/C30藿烷比值一般大于0.8,而C304-甲基甾烷含量很低,C304-甲基甾烷/C29規(guī)則甾烷比值一般小于0.25,與恩平組湖沼相烴源巖具有較好的對比性。這類原油僅見于惠州凹陷東北部的惠州9-2含油氣構(gòu)造。第3類原油普遍含有較豐富的雙杜松烷和C304-甲基甾烷,T/C30藿烷比值一般大于0.6,而C304-甲基甾烷/C29規(guī)則甾烷比值一般大于1,屬于文昌組烴源巖和恩平組烴源巖的混合來源。這類原油主要分布于惠州凹陷的西江油田群和惠州油田群。因此,珠一坳陷原油主要來源于文昌組中深湖相烴源巖,恩平組烴源巖對部分油氣田有重要貢獻(xiàn)。

傅寧等[11]對珠三坳陷已發(fā)現(xiàn)原油的油源做了較系統(tǒng)的分析。珠三坳陷原油基本上可分為2類:第1類為文昌A凹陷和瓊海低凸起WC13-6N以東的輕質(zhì)油和凝析油,原油中雙杜松烷含量普遍較高, T/C30藿烷比值介于1.34～5.67,而C304-甲基甾烷含量很低,C304-甲基甾烷/C29規(guī)則甾烷比值一般小于0.3(圖4),主要來源于文昌A凹陷恩平組湖沼相烴源巖。第2類為文昌B凹陷和瓊海低凸起WC13-1以西的中質(zhì)油,原油中含有較高的C304-甲基甾烷,C304-甲基甾烷/C29規(guī)則甾烷比值一般大于0.5,而雙杜松烷含量普遍較低,T/C30藿烷比值均小于0.5(圖4),以文昌組中深湖相烴源巖的貢獻(xiàn)為主。由此可見,珠三坳陷原油既有文昌組湖相烴源巖的貢獻(xiàn),也有恩平組湖沼相烴源巖的貢獻(xiàn),其中文昌B凹陷以文昌組烴源巖的貢獻(xiàn)為主,而文昌A凹陷以恩平組烴源巖的貢獻(xiàn)為主。因此,文昌A凹陷天然氣較多,這與該凹陷恩平組烴源巖比較發(fā)育有關(guān)。

珠二坳陷原油和凝析油明顯表現(xiàn)出C304-甲基甾烷含量低的特征,C304-甲基甾烷/C29規(guī)則甾烷比值普遍小于0.2,而部分原油和凝析油具有雙杜松烷含量高的特征(圖4),文昌組中深湖相烴源巖的貢獻(xiàn)不顯著,而以漸新統(tǒng)沼澤相和海相烴源巖的貢獻(xiàn)為主。珠二坳陷恩平組烴源巖與珠一、珠三坳陷恩平組烴源巖的生物標(biāo)志化合物特征相似,即含有豐富的雙杜松烷。珠二坳陷海相烴源巖根據(jù)其生物標(biāo)志化合物特征可分為2類:一類烴源巖含有豐富的來源于高等植物的奧利烷;另一類烴源巖奧利烷含量很低。雙杜松烷和奧利烷是區(qū)分珠二坳陷恩平組沼澤相烴源巖和海相烴源巖的有效指標(biāo)[8]。珠二坳陷原油和凝析油按照其雙杜松烷和奧利烷的相對含量可分為以下3類(圖5):

圖5 珠二坳陷原油和凝析油T/C30藿烷比值與奧利烷/C30藿烷比值關(guān)系圖

第1類原油雙杜松烷相對含量高,而奧利烷相對含量較低,Pr/Ph比值均大于5。這類原油T/C30藿烷比值普遍大于4,最高達(dá)到7.6,與恩平組煤系烴源巖相近,即恩平組煤系烴源巖的貢獻(xiàn)占絕對優(yōu)勢,主要分布于淺水區(qū)的番禺30-1、番禺34-1、番禺35-1和流花19-5等氣田。

第2類原油雙杜松烷相對含量中等,而奧利烷相對含量較高,Pr/Ph比值介于3～5。此類原油T/C30藿烷比值介于2～4,與恩平組煤系烴源巖和漸新統(tǒng)海相烴源巖具有相似性,為恩平組煤系烴源巖與漸新統(tǒng)海相烴源巖混合來源,且二者的貢獻(xiàn)比例基本相近,主要分布于白云凹陷東南部深水區(qū)的流花29-1、流花34-2、流花16-2和荔灣3-1等油氣田。

第3類原油雙杜松烷相對含量很低—較低,奧利烷相對含量低,Pr/Ph比值低—較高。此類原油T/C30藿烷比值一般小于2,奧利烷/C30藿烷比值普遍小于0.5。番禺35-2氣田的凝析油屬于這一類型,番禺30-1和流花19-5氣田的部分凝析油也屬于這一類型。此類原油的生物標(biāo)志化合物特征與珠二坳陷漸新統(tǒng)海相烴源巖(包括恩平組和珠海組)具有較好的相似性,主要來源于海相烴源巖,主要分布于珠二坳陷白云凹陷北坡。

圖6 珠江口盆地天然氣甲烷和乙烷碳同位素分類圖

2.2.2氣源差異

珠一坳陷主要為油伴生氣,以濕氣為主,天然氣干燥系數(shù)(即C1/C1-5)大多介于0.6～0.8,僅少數(shù)天然氣的干燥系數(shù)大于0.9;天然氣的甲烷碳同位素一般小于-40‰,主要為來源于文昌組腐泥型有機(jī)質(zhì)烴源巖的油型氣,部分天然氣有恩平組煤型氣的貢獻(xiàn)(圖6)。珠三坳陷天然氣主要為熱成因氣,少數(shù)為原油生物降解形成的天然氣。文昌A凹陷與文昌B凹陷天然氣的地球化學(xué)特征具有相似性,天然氣主要為濕氣,干燥系數(shù)大多介于0.65～0.85,極少數(shù)天然氣的干燥系數(shù)大于0.9;天然氣的甲烷碳同位素一般小于-40‰,主要為來源于文昌組腐泥型有機(jī)質(zhì)的油型氣,但部分天然氣有較多恩平組煤型氣的貢獻(xiàn)(圖6)。

珠二坳陷天然氣的干燥系數(shù)普遍大于0.9,其中白云凹陷北坡天然氣干燥系數(shù)較高(為0.92～0.98),白云凹陷東南部天然氣干燥系數(shù)較低(為0.90～0.94);天然氣甲烷碳同位素介于-36.8‰～-33.3‰,主要為恩平組腐殖型有機(jī)質(zhì)生成的天然氣,但部分天然氣來源于腐泥-腐殖混合型烴源巖。珠二坳陷天然氣主要來源于恩平組烴源巖[12],文昌組烴源巖有一定貢獻(xiàn)[13]。

由此可見,珠一、珠三坳陷與珠二坳陷油氣來源存在差異,油氣來源的差異取決于其主力烴源巖的差異。珠一和珠三坳陷主要烴源巖為文昌組湖相腐泥型烴源巖,因而以原油為主;珠二坳陷主要烴源巖為恩平組沼澤相腐殖型烴源巖,因而以天然氣為主。因此,主力烴源巖有機(jī)質(zhì)來源和有機(jī)質(zhì)類型的差異決定了烴源巖的生烴特征(以油為主還是以氣為主),從而成為珠江口盆地油氣產(chǎn)生分帶的關(guān)鍵因素。

圖7 南海北部地質(zhì)剖面及地溫梯度的變化

3 “熱”是造成珠江口盆地油氣分帶性的外在因素

世界范圍統(tǒng)計(jì)資料表明,高溫盆地單位面積的油氣儲量比低溫盆地高,高地溫梯度(大于40℃/km)盆地單位面積的石油儲量比中地溫梯度(20～40℃/km)盆地高9倍,比低地溫梯度(小于20℃/km)盆地高120倍[14],這說明高地溫梯度對于烴源巖生烴是非常有益的。南海北部從淺水區(qū)到深水區(qū)地溫梯度存在明顯增大的趨勢(圖7):珠一坳陷XJ30-2-2井地溫梯度為32℃/km,珠二坳陷白云凹陷北部淺水區(qū)PY33-1-1井地溫梯度為35℃/km,白云凹陷深水區(qū)LW3-1-1井地溫梯度為52.5℃/km, ODP184航次1148站位海水深度3294m,地溫梯度達(dá)83℃/km[15]。由此可見,南海北部地區(qū)現(xiàn)今地溫場具“熱盆”屬性,且深水區(qū)比淺水區(qū)更“熱”。分析認(rèn)為,南海北部從淺水區(qū)到深水區(qū)地溫梯度存在明顯增大趨勢與地殼厚度密切相關(guān),淺水區(qū)珠一坳陷地殼厚度為24～29 km,珠三坳陷地殼厚度為24～26 km,而深水區(qū)珠二坳陷地殼厚度為17～24 km,新生代巖石圈拉張減薄以及新構(gòu)造運(yùn)動引發(fā)的巖漿和斷裂活動是南海北部深水區(qū)具“熱盆”特征的根本原因[16]。

地溫梯度對生烴門限深度有重要影響,地溫梯度越高,生烴門限深度越淺,如珠二坳陷淺水區(qū)PY33-1-1井(海水深度188.4 m)地溫梯度為35℃/km,深水區(qū)LW3-1-1井(海水深度1480m)地溫梯度為52.5℃/km,如果將Ro=0.5%作為生烴門限,那么PY33-1-1井的生烴門限深度大約為海底以下2400m,而LW3-1-1井的生烴門限深度大約為海底以下1900m,2口鉆井生烴門限深度相差約500 m(圖8)。因此,由于地溫梯度的差異,對于相同層系的烴源巖,珠二坳陷的熱演化程度明顯高于珠一、珠三坳陷。

以恩平組烴源巖熱演化為例,珠一、珠二和珠三坳陷恩平組烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型相似(圖3b),但其生烴產(chǎn)物則存在差異:珠二坳陷以氣為主,珠三坳陷油氣共存,而珠一坳陷則以油為主,這與珠一、珠二和珠三坳陷恩平組烴源巖熱演化存在明顯差異密切相關(guān)。盆地模擬結(jié)果表明,珠一坳陷恩平組烴源巖的熱演化程度最低,現(xiàn)今Ro值普遍小于0.7%,主要處于生油窗內(nèi),以生成輕質(zhì)油為主,僅惠州凹陷Ro值多數(shù)達(dá)到0.7%～1.0%,局部Ro值可達(dá)1.0%～1.3%(圖9)。珠三坳陷恩平組烴源巖熱演化程度明顯高于珠一坳陷,文昌A凹陷局部可達(dá)高成熟—過成熟階段,因此該區(qū)恩平組既能生成較多的輕質(zhì)油,也能生成較多的天然氣,從而形成了文昌8-3、文昌7-2、文昌13-6N等輕質(zhì)油油田,也形成了文昌9-1、文昌9-3等氣田。珠二坳陷白云凹陷恩平組底部烴源巖普遍處于高成熟—過成熟階段,現(xiàn)今Ro值普遍大于1.3%,較大區(qū)域內(nèi)Ro值大于2.0% (圖9),因此白云凹陷及其周圍發(fā)現(xiàn)的番禺氣田群、荔灣3-1、流花34-2和流花29-1等氣田均以天然氣為主,伴有少量的輕質(zhì)油。由此可見,珠江口盆地油氣分帶性不僅與珠二、珠一和珠三坳陷烴源巖的差異密切相關(guān),而且烴源巖熱演化對油氣相態(tài)的分布也具有重要的控制作用。

但是,過高的熱演化程度也會對烴源巖生烴的有效性造成不利影響,如果烴源巖的生烴高峰與圈閉的發(fā)育時(shí)間能夠很好匹配,那么其生成的油氣能夠聚集成藏;如果烴源巖的生排烴高峰期明顯早于圈閉形成時(shí)間,則烴源巖生成的油氣就會散失,無法聚集成藏(這類烴源巖無論生烴潛力有多大,都屬于無效烴源巖)。珠一、珠三坳陷文昌組烴源巖的生排烴期與該區(qū)圈閉的形成期具有良好的匹配關(guān)系,因此形成了很多以文昌組烴源巖為主要油源的油氣藏。

珠二坳陷文昌組湖相烴源巖的形成條件雖然不及珠一、珠三坳陷,但珠二坳陷確實(shí)發(fā)育文昌組湖相烴源巖,并且文昌組烴源巖的質(zhì)量較好[8]。然而,在南海北部深水區(qū)高地溫的背景下,珠二坳陷白云凹陷文昌組湖相烴源巖生油期早,20 Ma之前已達(dá)到生油高峰[12],此時(shí)以珠海組和下中新統(tǒng)珠江組為主要儲層的圈閉尚未形成,不能有效捕獲油氣和成藏;白云凹陷文昌組湖相烴源巖現(xiàn)今普遍處于過成熟階段,Ro最高可達(dá)4.0%,在高地溫背景下文昌組湖相烴源巖生成的原油并不能有效聚集成藏,而主要表現(xiàn)在對該區(qū)天然氣的成藏有所貢獻(xiàn)[13]。

由于珠江口盆地深水區(qū)地溫梯度明顯高于淺水區(qū),在高地?zé)岬谋尘跋?深水區(qū)珠二坳陷白云凹陷不僅始新統(tǒng)湖相烴源巖現(xiàn)今處于過成熟階段,以生成天然氣為主,而且恩平組沼澤相和海相烴源巖現(xiàn)今主要處于高成熟—過成熟階段,同樣以生成天然氣為主。淺水區(qū)的珠一、珠三坳陷始新統(tǒng)湖相烴源巖現(xiàn)今主要處于成熟—高成熟階段,以生油為主;恩平組烴源巖除了在文昌A凹陷可以達(dá)到高成熟—過成熟階段外,其他凹陷主要處于生油窗內(nèi),同樣以生油為主。由此可見,烴源巖熱演化對珠江口盆地不同坳陷的油氣生成具有十分重要的影響,“熱”是形成南海北部珠江口盆地油氣分帶性的重要因素。

圖8 南海北部淺水區(qū)與深水區(qū)單井成熟度(Ro)剖面

圖9 珠江口盆地恩平組底部現(xiàn)今成熟度(Ro)分布圖

4 結(jié)論

1)珠江口盆地油氣分布存在明顯的分帶性,淺水區(qū)珠一、珠三坳陷以油為主,油氣主要來源于始新統(tǒng)文昌組中深湖相烴源巖,部分來源于下漸新統(tǒng)恩平組沼澤相烴源巖;深水區(qū)珠二坳陷以天然氣為主,油氣主要來源于漸新統(tǒng)沼澤相烴源巖和海相烴源巖。

2)珠江口盆地發(fā)育始新統(tǒng)中深湖相烴源巖、漸新統(tǒng)煤系烴源巖和海相烴源巖。始新統(tǒng)中深湖相烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型,具有很強(qiáng)的生油潛力,是珠一、珠三坳陷的主要烴源巖。漸新統(tǒng)煤系烴源巖和海相烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ2—Ⅲ型,以生成天然氣為主,為珠二坳陷的主要烴源巖。主力烴源巖的差異性是珠江口盆地產(chǎn)生油氣分帶性的內(nèi)在原因。

3)珠江口盆地總體具有“熱盆”屬性,但深水區(qū)珠二坳陷明顯比淺水區(qū)珠一、珠三坳陷具有更高的地溫梯度。對于相同層系的烴源巖,珠二坳陷熱演化程度明顯高于珠一、珠三坳陷。珠一、珠三坳陷與珠二坳陷烴源巖熱演化程度的差異是造成珠江口盆地油氣分帶性的外在原因。

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Hydrocarbon zonation and its control factors in Pearl River Mouth basin

Li Youchuan Zhang Gongcheng Fu Ning
(CNOOC Research Institute,Beijing,100027)

There is a clear zonation of oil and gas distribution in Pearl River Mouth basin(PRMB), with Zhu I and Zhu III depressions in shallow water predominated by oil from the main source rocks of middle-deep lake facies in Wenchang Formation and the subsidiary source rocks of paludal facies in Enping Formation,and Zhu II depression in deep water predominated by gas from the source rocks of paludal facies in Enping Formation and Oligocene marine facies.This hydrocarbon zonation is primarily controlled by organic type and thermal maturation of the source rocks.In Zhu I and Zhu III depressions,the source rocks of middle-deep lake facies in Wenchang Formation are prone to oil due to their predominated organic matter of Type II1;and in ZhuⅡdepression,the source rocks of paludal facies in Enping Formation and Oligocene marine facies are prone to gas due to their predominated organic matter of Type II2—III.Therefore, the difference in organic type of the source rocks is an intrinsic control factor over the hydrocarbon zonation.In general,PRMB is a“hot”basin,but its deep water is“hotter”than its shallow water,resulting in the much higher maturation of the sameformation source rocks in the deep water than in the shallow water.Thus,the difference in maturation of the source rocks is an extraneous control factor over the hydrocarbon zonation in PRMB.

Pearl River Mouth basin;hydrocarbon zonation;control factor;source rock;organic type;thermal maturation

2013-07-29改回日期:2013-12-25

(編輯:周雯雯)

*國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)項(xiàng)目“南海深水盆地油氣資源形成與分布基礎(chǔ)性研究(編號:2009CB219400)”部分研究成果。

李友川,男,教授級高級工程師,1993年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(北京),獲碩士學(xué)位,現(xiàn)主要從事油氣地球化學(xué)研究工作。地址:北京市東城區(qū)東直門外小街6號海油大廈(郵編:100027)。電話:010-84525325。E-mail:liych@cnooc.com.cn。