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(1.中海油實驗中心，廣東深圳518000； 2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司, 廣東湛江524057)

北部灣盆地潿西南凹陷流沙港組烴源巖生烴潛力評價

謝瑞永1，黃保家2，李旭紅2，游君君2

(1.中海油實驗中心，廣東深圳518000； 2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司, 廣東湛江524057)

潿西南凹陷主力烴源巖流沙港二段沉積時期，盆地處于欠補償環(huán)境，其主要沉積物是中深湖相的暗色泥巖，地震上以亞平行、中—弱振幅、不連續(xù)的反射特征為主；流沙港組二段泥巖有機碳質(zhì)量分數(shù)普遍大于1.5%，干酪根類型主要為Ⅰ和Ⅱ型，為優(yōu)質(zhì)生油巖。通過盆地模擬，得出潿西南凹陷流沙港組源巖生油量為114×108t，生氣量為22.31×1011m3，累計生烴強度基本上大于5×106t/km2；平面上A洼生烴占41%，B洼生烴占54%，縱向上流沙港組二段生烴約占流沙港組生烴量的80%，為主要烴源貢獻者；潿西南凹陷存在2期生油高峰期：潿洲組沉積時期及下洋—現(xiàn)今沉積時期。在綜合考慮油氣運聚單元劃分結(jié)果、骨架砂體及斷層展布與發(fā)育特征的基礎(chǔ)上，指出了潿西南凹陷有利的油氣運聚區(qū)。

潿西南凹陷;烴源巖;生烴潛力;生烴強度;油氣運聚區(qū)；北部灣盆地

0 引 言

目前，烴源巖研究主要以有機地球化學分析為主，而油氣勘探中往往偏重儲層研究，對烴源巖研究還不夠深入，烴源巖沉積學研究缺乏，尤其是定量分析不多，主要原因可能是烴源巖為細粒沉積，看似均勻，所以描述簡單、類型劃分單一。因此，隨著勘探程度的不斷加深，為了提高勘探區(qū)域的油氣勘探成效，對烴源巖分次洼、分相帶、分層序地系統(tǒng)化、精細化、定量化研究尤為重要。針對潿西南凹陷勘探現(xiàn)狀，并結(jié)合其區(qū)域地質(zhì)、地震研究成果，通過地球化學分析方法及盆地模擬技術(shù)，系統(tǒng)地對潿西南凹陷流沙港組烴源巖分層序、分次洼進行評價，研究結(jié)果對該區(qū)油氣勘探具有指導意義。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

潿西南凹陷位于北部灣盆地的北部坳陷東北部，是在古新世神狐運動晚期發(fā)育起來的“北斷南超”的箕狀斷陷，是北部灣盆地內(nèi)油氣勘探程度相對較高的構(gòu)造單元(龔再升等，1997)，主要包括3個主要次洼，即A洼、B洼和C洼；北界為潿西南大斷裂，南界是潿西南低凸起和企西隆起東段，面積約2 008 km2。凹陷總體呈NE向展布，沉積中心位于一號斷層下降盤中部偏東(符永磊等，2007)(圖1)。

圖1 潿西南凹陷構(gòu)造區(qū)劃圖

潿西南凹陷主要經(jīng)歷古近紀的張裂和新近紀的張裂后熱沉降2個階段，形成上下2個沉積構(gòu)造層。2個發(fā)育階段間以區(qū)域不整合面為界，代表北部灣盆地由張裂階段斷陷向熱沉降階段的坳陷轉(zhuǎn)變(龔再升等，2004)；凹陷主要以新生代沉積為主，古近系沉積主要受一號斷層控制，沉積層序完整。其基底為中、古生界碳酸鹽巖和變質(zhì)巖，沉積地層由古近系、新近系及第四系組成，總厚1 500～7 000 m(游君君等，2012)。

2 地質(zhì)地化特征

始新世流沙港沉積時期(56～32 Ma)是湖盆發(fā)育的鼎盛時期，絕大部分時間內(nèi)，地層總沉降速率大于200 m/Ma，且構(gòu)造沉積速率大于地層沉積速率，致使盆地處于欠補償環(huán)境(圖2)，且湖水較深，水體寧靜，有利于有機質(zhì)的沉積和保存(陳亮等，2002)。因此形成了較厚的地層沉積，流沙港組最大沉積厚度超過3 000 m，自下而上依次為流沙港組三段、流沙港組二段及流沙港組一段，其中流沙港組二段是該區(qū)域最為重要的烴源巖。

圖2 潿西南凹陷沉降速率

2.1 沉積展布特征

圖3 潿西南凹陷流流二段下層序地層厚度圖

目前，潿西南已有數(shù)口探井鉆探揭示了以大套深灰、褐灰、灰黑暗色頁巖、泥巖沉積為主的中深湖相沉積物。主要烴源巖流二段各層序源巖沉積面積平均值>1 000 km2，各次級層序地層厚度以流二段下層序地層沉積規(guī)模為最大，在A洼、B洼主體部位厚度均已超過1 000 m， C洼規(guī)模相對較小(圖3)。這些沉積物具有巖性單一、分布較穩(wěn)定、含泥重、陸源重礦物含量低、粒度小等優(yōu)質(zhì)烴源巖巖石學特征。而且菱鐵礦在地層中也較富集，泥巖中尤其普遍，質(zhì)量分數(shù)一般為2%～10%，少數(shù)可達30%，這是較強還原環(huán)境的標志(黃保家等，2012)。地震上以亞平行、中—弱振幅、不連續(xù)的發(fā)射特征為主(李林等，2010)(表1)。

表1 潿西南凹陷流沙港組不同層序源巖地震相特征

2.2 有機質(zhì)豐度與類型

有機地球化學分析結(jié)果顯示，潿西南凹陷流沙港組的富有機質(zhì)頁巖有機質(zhì)豐度高、類型好。A洼、B洼和C洼多口典型探井鉆遇富有機質(zhì)的流沙港組地層，如WZ11-4N-a井(圖4)，從圖中可以看出，該井流二段頂?shù)撞看嬖谟袡C質(zhì)豐度更高的油頁巖，此方面前人已做過系統(tǒng)研究，本次研究只評價流沙港組湖相泥、頁巖，并系統(tǒng)整理潿西南凹陷不同次洼、流沙港組各三級層序源巖的主要有機地球化學指標(表2)，得出流沙港組有機碳的質(zhì)量分數(shù)范圍為0.22%～9.03%，主要分布于1%～4%之間，平均值為2.13%。各層段有機碳質(zhì)量分數(shù)以流二段最高，TOC值范圍為0.39%～8.16%，在剔除流二段頂?shù)撞坑晚搸r高值外，其平均值也達到2.47%，高于流沙港組一段(平均值1.69%)和流沙港組三段(平均值2.22%)。熱解生烴潛量(S1+S2)分布范圍為0.10～48.08 mg/g，主要分布于2.0～20.0 mg/g之間，平均8.76 mg/g。流二段熱解生烴潛量平均值高達10.21 mg/g，高于流沙港組三段和一段平均值9.18，6.89 mg/g；氯仿瀝青“A”的范圍為0.011 0%～1.435 0%，主要分布于0.100 0%～0.700 0%之間，平均值為0.237 9%。各層段同樣以流二段為最高。

圖4 潿西南凹陷WZ11-4N-a井地球化學綜合剖面圖

表2 潿西南凹陷流沙港組源巖有機地球化學特征表

流沙港組泥、頁巖干酪根類型主要以Ⅱ1—Ⅱ2型為主，由于沉積環(huán)境不同，造成不同層段泥巖干酪根類型有少許差異。

其中，流一段中深湖相有機質(zhì)的干酪根顯微組成以鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組為主，兩者之和占52.1%，主要為Ⅱ2型。

流二段中深湖相有機質(zhì)的干酪根顯微組成以腐泥組為主，平均占72.83%，最高可達90%以上，劃分為Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2型，以Ⅱ1型為主(圖5)。

流三段濱淺湖相有機質(zhì)的干酪根顯微組成以腐泥組為主，平均占58.96%，劃分為Ⅱ1、Ⅱ2型，以Ⅱ2型為主。

圖5 潿西南凹陷流二段烴源巖干酪根類型劃分圖

3 生烴潛力評價

對潿西南凹陷生烴潛力評價通過盆地模擬來實現(xiàn)，參數(shù)設(shè)置參考前人對該區(qū)域地史和大地熱流(李雨梁等，1990)研究成果，利用潿西南凹陷流二段源巖生烴動力學研究成果，結(jié)合最新區(qū)域地震、沉積相研究成果，精細評價凹陷生烴潛力。恢復凹陷熱史尤為重要，是評價凹陷生烴潛力的基礎(chǔ)，通過恢復斜坡帶和凹陷深部流沙港組不同層段烴源巖的生烴門限和生烴歷史，以典型井為代表，恢復其單點埋藏歷史(圖6)，并進行實際校正，確定潿西南凹陷流沙港組成熟門限為埋深2 450 m，Ro約為0.6%。

圖6 潿西南凹陷典型井埋藏史

平面上，潿西南凹陷流沙港組各次級層序源巖成熟特征差異性很大，具體表現(xiàn)在：A洼大部分流三段源巖在流二段沉積初期開始進入生油門限，B洼流三段源巖大部分是在流沙港組沉積末期才開始進入生油門限，此時A洼流三段處于生油高峰期，局部部分開始進入生氣窗，潿西南凹陷流三段總體上在流二段沉積初期開始進入生油門限，在流一段沉積末期開始進入生氣窗，現(xiàn)今凹陷中心部位已經(jīng)達到過成熟。流二段下層序在潿洲組二段沉積初期進入生油門限，下洋組沉積初期A、B洼中心部位源巖的Ro值介于0.6%～1.3%之間，處于成熟范圍內(nèi)；現(xiàn)今流二段下層序Ro介于1.3%～2.2%之間，處于高成熟范圍，但各洼陷斜坡地區(qū)Ro值基本上介于0.6%～1.3%之間，處于成熟范圍內(nèi)(圖7)。流二段上層序在角尾組沉積初期Ro值為0.6%～1.0%，現(xiàn)今Ro值介于0.6%～1.3%之間，還處于成熟范圍內(nèi)，基本上都沒有達到過成熟。流一段下層序現(xiàn)今成熟度基本上介于0.6%～1.3%之間，屬于成熟范圍內(nèi)，流一段上層序源巖成熟度較低，此處不討論。

流沙港組烴源巖生烴高峰如圖8所示，在潿二段沉積時期(28.0～25.5 Ma)有1次小的生油高峰，生油量約19×108t，占總生油量的16.6%；下洋組沉積時期至今(23.3～0 Ma)為第二個生油高峰，該時期生油量約64.5×108t，約占總生油量的56.4%。

圖7 潿西南凹陷流二段下層序烴源巖不同時期成熟度平面圖

圖8 潿西南凹陷流沙港組源巖不同時期生烴柱狀圖

通過盆地模擬可以看出：潿西南凹陷流沙港組具有良好的生烴能力，總生油量達到114.34×108t，生氣量為22.44×1011m3；油資源量11.42×108t，氣資源量為670.00×108m3。其中，以流二段源巖生油量為主，為90.19×108t，約占流沙港組生油總量的79%(表3)；流三段生油量居次，生油量為20.03×108t，流一段生油量最低。

潿西南凹陷各生油洼陷中以B洼生油量最大，達到62.89×108t，占總生油量的54.47%。

表3 潿西南凹陷流沙港組源巖生烴量及資源量統(tǒng)計表

A洼生油量位居其次，為48×108t，占總生油量的41.6%；C洼生油量最少，僅為4.49×108t(表4)。

表4 潿西南凹陷各洼陷流沙港組源巖生烴量及生烴強度表

4 供烴單元劃分及有利區(qū)帶

綜上說明：潿西南凹陷流沙港組烴源巖有機質(zhì)豐度高，烴源巖有機質(zhì)類型好，烴源巖有機質(zhì)熱演化良好，盆地模擬研究表明烴源巖存在多期生排烴，且主力有效烴源巖流二段分布較廣，具有良好的生烴潛力。因此，明確有利的油氣運聚單元對該區(qū)域油氣勘探尤為重要。

根據(jù)油氣運聚單元劃分結(jié)果并考慮骨架砂體及斷層展布與發(fā)育特征認為：(1) 二號斷裂帶中部，潿西南低凸起及三號斷裂帶是最為有利油氣運聚區(qū)；(2) 一號斷裂帶中西部相關(guān)構(gòu)造及二號斷裂帶西面等相關(guān)構(gòu)造；(3) 一號斷裂帶東部及二號斷裂帶東部相關(guān)構(gòu)造、南部斜坡部位與凹陷東部構(gòu)造脊如圖1。各有利油氣運聚區(qū)不同源巖供烴量如表5，其中流二段源巖供烴量占了整個流沙港組的81%，各層序源巖在區(qū)域1供烴量為最多，區(qū)域2、區(qū)域3及區(qū)域4中源巖供烴量相差不大，基本上都是以流二段源巖供烴為主，是比較有利區(qū)域；區(qū)域5源巖供烴規(guī)模較小。

表5 潿西南凹陷不同層序源巖供烴量分配表

5 結(jié) 論

(1) 流沙港組二段烴源巖為該區(qū)域主力烴源巖，有機碳質(zhì)量分數(shù)普遍大于1.5%，生烴潛力高，干酪根類型主要為Ⅰ和Ⅱ型，以Ⅱ1型為主，為優(yōu)質(zhì)生油源巖，其中流二段下層序源巖生烴規(guī)模為最大。

(2) 存在2期生油高峰:第一期是以流三段源巖生油為主(36～38 Ma),第二期以流二段源巖為主(21.5～31 Ma)，迄今為止，流二段源巖對潿西南凹陷生油仍有一定的貢獻；2個生氣高峰期：第一期32～22 Ma時期，第二期15 Ma左右，現(xiàn)今流三段、流二段下層序及上層序源巖應(yīng)該對生氣有很大貢獻。

(3) 流沙港組源巖共生油114.34×108t，生氣量為22.44×1011m3，油資源量約為11.42×108t。平面上A洼源巖生烴占41%，B洼源巖占54%，A洼及B洼流三及流二段源巖的累計生烴強度基本上都大于5×106t/km2；縱向上，流二段生烴占整個生烴約80%，為主要貢獻源巖。累計生烴量較大時期應(yīng)該是潿洲組沉積時期及下洋—現(xiàn)今沉積時期。對潿西南凹陷生油貢獻比較大的源巖主要是流三段源巖及流二段源巖，生氣貢獻較大的源巖主要是流三段源巖、流二段下層序源巖。

(4) 潿西南凹陷二號斷裂帶中部與潿西南低凸起及三號斷裂帶是最為有利的油氣運聚區(qū)；其他有利油氣運聚區(qū)依次為：潿西南凹陷一號斷裂帶中西部相關(guān)構(gòu)造與二號斷裂帶西部等相關(guān)構(gòu)造，一號斷裂帶東部與2號斷裂帶東部相關(guān)構(gòu)造及南部斜坡部位與凹陷東部構(gòu)造脊。

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Hydrocarbon generation potential evaluation of source rocks in Liushagang Formation in Weixinan sag of Beibuwan Basin

XIERui-yong1,HUANGBao-jia2,LIXu-hong2,YOUJun-jun2

(1. CNOOC Experiment Center, Shenzhen 518000, Guangdong, China; 2. Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd, Zhanjiang 524057, Guangdong, China)

The second member of Liushagang Formation was the principal layer of source rocks, in this area the lake remained as a starved basin; the characteristics of seismic reflection were largely parallel, sub-weak amplitude, discontinuous emission characteristics. TOC was generally greater than 1.5%; the kerogen type major was Ⅰ and Ⅱ type; it might be good source rocks. According to the result of the simulation, Weixinan sag in Liushagang Formation, source rock oil yield was 11.4 billion tons, gas yield was 22.31 hundred billion m3, total hydrocarbon generating intensity basically exceeded 5 million tons/km2; in plane, depression A hydrocarbon was accounted for 41%, the depression B was accounted for 54% of the hydrocarbon generation. Vertically, the hydrocarbon generation amount for the second member of Liushagang Formation run up to 80%, the main source contributor. In Weixinan sag, there were two hydrocarbon generation peaks: the depositional period of Weizhou Formation and the period of Xiayang to present depositional period. According to the oil and gas migration and accumulation unit classification results, and development characteristics of sand body framework and fault distribution,the authors might obtain the most favorable hydrocarbon accumulation zone.

Weixinan sag; Source rocks; Hydrocarbon generation potential; Hydrocarbon generation intensity; Oil and gas migration and accumulation zone; Beibuwan Basin

10.3969/j.issn.1674-3636.2014.04.670

2014-03-07；

：2014-03-21；編輯：蔣艷

謝瑞永(1978— )，男，工程師，碩士，主要從事地球化學與成藏生產(chǎn)和研究工作，E-mail：xieruiyong@163.com

P618.130.2+7

：A

：1674-3636(2014)04-0670-06