鄒明生，曾小明，吳碧波，王 彬，黃冬梅，高 凌

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

目前北部灣盆地潿西南凹陷整體已進(jìn)入高成熟勘探開發(fā)階段[1]，油田開發(fā)層位主要為流沙港組一段和潿洲組三段。隨著勘探的持續(xù)深入，在流沙港組和潿洲組三段尋找優(yōu)質(zhì)儲量難度越來越大，亟需開闊勘探思路，在新領(lǐng)域、新層位上尋找突破口。而潿洲組二段(以下簡稱潿二段)，由于埋藏深度相對較淺，儲層物性較好[孔隙度為15%～35%，滲透率為(40～3 000)×10-3μm2]，原油品質(zhì)也較好(地面密度分布在0.807～875 g/cm3，50 ℃動力黏度分布在1.58～9.86 mPa·s)，經(jīng)濟門檻低，開發(fā)效果好，是油田內(nèi)部及周邊重要的潛力層，若有發(fā)現(xiàn)可借助現(xiàn)有的生產(chǎn)平臺或者新平臺，將儲量快速轉(zhuǎn)化為產(chǎn)量。而目前對潿二段的研究總體上不多，主要集中在構(gòu)造演化和沉積相上，油氣成藏方面的研究程度較低，公開發(fā)表的文獻(xiàn)也較少。為此，本文通過分析潿二段的油氣成藏主控因素，總結(jié)其成藏規(guī)律和模式，以期指導(dǎo)下一步的勘探方向，最終實現(xiàn)油田的增儲上產(chǎn)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

潿西南凹陷位于我國南海北部陸緣北部灣盆地的北部，是一個多層序含油的富生烴凹陷[2-5]，屬于典型的“下斷上拗”斷陷湖盆，構(gòu)造上總體經(jīng)歷了古近紀(jì)斷陷期和新近紀(jì)拗陷期2大階段，其中斷陷期沉積了長流組、流沙港組和潿洲組陸相地層，拗陷期沉積了下洋組和角尾組等海相地層。潿西南凹陷的主控斷層為1號、2號和3號斷裂，其中2號斷裂位于凹陷中央(圖1)，在近南北向拉張應(yīng)力作用下，形成了大量近東西走向的雁列式斷層[6]，縱向上發(fā)育多套油氣組合。研究目的層段潿二段處在湖盆斷陷晚期，根據(jù)地層特征，潿二段可以分為上、中、下3個層序。其中中層序砂體發(fā)育，為主要的儲集層；上層序發(fā)育大套厚層湖相泥巖，是區(qū)域上的蓋層，空間上具有良好的儲蓋組合配置關(guān)系。目前潿二段的油氣發(fā)現(xiàn)主要集中在2號斷裂帶東段，西段由于潿二段上層序泥巖遭受剝蝕，缺乏蓋層，成藏較少。

圖1 北部灣盆地潿西南凹陷地理位置Fig.1 Geographic location of Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

2 沉積特征

潿西南凹陷潿二段總體上表現(xiàn)為由水退到水進(jìn)2個沉積過程，上層序和下層序基本上為高位體系域和湖侵體系域形成的湖相泥巖；而中層序砂體發(fā)育，為水退過程中形成的低位體系域三角洲，巖性以細(xì)砂巖為主，少量的粉砂巖(圖2)。砂巖巖石類型主要為石英砂巖和巖屑石英砂巖，由于潿二段沉積期地形坡度較緩，沉積物搬運距離較遠(yuǎn)，分選磨圓較好，儲層物性為中—高孔、中—高滲特征。由于潿二段整體上為“泥包砂”沉積環(huán)境，砂巖和泥巖波阻抗區(qū)分明顯，砂體在地震上易于識別，表現(xiàn)為強振幅波谷反射特征，泥巖表現(xiàn)為弱振幅反射特征。潿二段中層序分別發(fā)育北部(WA油田)、北東部(WB、WC和WD油田)和南部3個三角洲沉積，三角洲分布較廣，其中三角洲單期水下分流河道砂體厚度主要分布在7～13 m(表1)；河道相互切割疊置現(xiàn)象少見，巖心上正粒序、沖刷面和板狀交錯層理等沉積構(gòu)造發(fā)育。

圖2 北部灣盆地WB-5單井沉積微相綜合柱狀圖Fig.2 Single well sedimentary microfacies of well B-5, Beibu Gulf Basin

油田井名砂體厚度/m單期河道厚度/m孔隙度/%滲透率/10-3 μm2沉積相WAWBWCWDWA-141.56～1920.3 516.7 三角洲WA-352.58～1321.4 677.3 三角洲WB-578.87～1820.0 744.5 三角洲WB-641.010～1718.7 241.9 三角洲WC-138.47～1024.3 918.6 三角洲WC-2d80.29～1419.1 77.4 三角洲WD-135.9---湖泊WD-S135.85～1119.2 -三角洲

3 油氣成藏主控因素

潿西南凹陷的構(gòu)造演化特征和沉積背景決定了潿二段油氣成藏的主控因素，其油藏類型主要為構(gòu)造油氣藏和構(gòu)造+巖性隱蔽油氣藏。通過油—源對比分析表明，潿二段的油氣主要來源于在半咸水—微咸水的中深湖缺氧環(huán)境下形成的流二段中厚層湖相富有機質(zhì)泥巖和頁巖[7-8]。飽和烴色質(zhì)實驗結(jié)果表明，潿二段原油和流二段頁巖生物標(biāo)志物上都表現(xiàn)為：(1)甾烷類化合物，規(guī)則甾烷含量較高，重排甾烷含量中等，孕甾烷和升孕甾烷含量較低，其中規(guī)則甾烷中以C27、C29規(guī)則甾烷為主，C28規(guī)則甾烷含量最低，呈“V”型特征(表2)，C30-4甲基甾烷含量很高，表明其有機質(zhì)主要來源于藻類等低等水生生物[9-10]；(2)萜烷類化合物，以藿烷為主，三環(huán)萜烷含量較少，藿烷系列化合物特征與北部灣盆地大多數(shù)原油特征類似：Ts>Tm，指征陸源高等植物輸入的奧利烷含量低，C29降藿烷含量高于C29Ts含量，C30藿烷大于C29降藿烷，C29、C30莫烷含量也較低，伽馬蠟烷含量中—低。Pr/Ph值達(dá)1.5～1.8，原油成熟度較高，生物標(biāo)志物顯示潿二段原油和流二段頁巖具有一定的親緣關(guān)系(圖3)。并且通過原油族組分碳同位素分析也表明，潿二段原油來源于流二段的烴源巖(圖4)。

3.1 蓋層

潿二段上層序由于處在大規(guī)模湖進(jìn)沉積過程中，廣泛發(fā)育大套厚層半深湖—深湖相泥巖，在潿西南凹陷東區(qū)沉積的泥巖厚度可達(dá)250～500 m，為中層序的砂體儲集層成藏提供了良好的區(qū)域性蓋層。同時通過正斷層錯動，使得中層序砂體和上層序泥巖對接，斷層的側(cè)封能力較強，有利于油氣成藏。

3.2 溝源斷裂

溝源斷裂通常是油氣運移的主要路徑，是油氣能否成藏的關(guān)鍵因素[11-15]。油氣地化指標(biāo)表明，潿洲組原油與潿洲組的源巖特征相差甚大，來源于流二段中上部的厚層優(yōu)質(zhì)油頁巖[16]，其干酪根類型主要為Ⅰ和Ⅱ型，Ro值介于0.6%～1.3%之間，處于成熟階段，TOC值普遍大于1.5%，氯仿瀝青“A”主要分布于0.1%～0.7%[17]。流二段烴源巖和潿二段儲層之間隔著流一段和潿三段地層，兩者的聯(lián)系需要通過溝源斷裂來溝通。油氣先通過溝源斷裂垂向運移，再通過砂體橫向沿著構(gòu)造脊運移至高部位成藏，因此溝源斷裂是潿二段成藏的主控因素。其中2號斷裂自長流組沉積時期開始持續(xù)活動，直到潿洲組沉積之后才逐漸減弱，活動時間較長，發(fā)育多個花狀或負(fù)花狀構(gòu)造，是油氣垂向運移重要通道。并且這種持續(xù)活動斷層在2號斷裂帶附近潿二段中形成了大量與斷層相關(guān)的斷鼻和斷背斜等圈閉，為運移上來的油氣提供了聚集場所[18]。

表2 北部灣盆地潿西南凹陷潿二段原油和流二段烴源巖抽提物飽和烴色質(zhì)分析Table 2 Saturated hydrocarbon GC-MS analysis of crude oil of the 2nd member of Weizhou Formation and source rocks of the 2nd member of Liushagang Formation in the Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

圖3 北部灣盆地潿西南凹陷潿二段原油和流二段烴源巖m/z191和m/z217質(zhì)量色譜特征Fig.3 Mass chromatograms of m/z 191 and m/z 217 of crude oil of the 2nd member of Weizhou Formation and source rocks of the 2nd member of Liushagang Formation in the Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

圖4 北部灣盆地潿西南凹陷潿二段原油和流二段源巖族組分碳同位素Fig.4 Carbon isotopic compositions of crude oil of the 2nd member of Weizhou Formation and source rocks of the 2nd member of Liushagang Formation in the Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

3.3 斷層側(cè)封能力

斷層活動開啟時，是油氣運移的重要通道；斷層停止活動閉合時，是油氣聚集成藏重要的遮擋條件，在不同階段起不同的作用[19-20]。潿二段油藏類型主要為構(gòu)造和構(gòu)造+巖性油藏，油氣先沿著溝源斷裂垂向運移，再沿著砂體橫向運移至高部位圈閉，因此高部位斷層的側(cè)封能力決定了圈閉是否有效。斷層側(cè)向封閉油氣的本質(zhì)是由于封堵盤的排替壓力大于目標(biāo)盤的排替壓力，斷層側(cè)向封閉性越強，斷層所能封閉的油柱高度越大。目前評價斷層側(cè)封能力方法可以分為定性和定量兩種方法，主要包括有：巖性對接、泥巖涂抹、成巖作用分析、構(gòu)造應(yīng)力、動態(tài)分析、流體性質(zhì)和數(shù)值模擬法等。對于沒有鉆井的斷塊圈閉，常利用地震資料和周邊斷塊的鉆井資料，采用巖性對接法來進(jìn)行定性評價，采用泥巖涂抹法[21]進(jìn)行定量評價。

巖性對接法是指分析斷層面兩側(cè)的巖性對接情況：如果目標(biāo)盤為砂巖，封堵盤為泥巖，這種情況就是砂泥對接，封堵能力強；如果目標(biāo)盤為砂巖，封堵盤為砂巖，為砂砂對接，不利于斷層封堵。同時斷層的封堵能力和上覆泥巖厚度h、斷距D、儲層厚度H都有關(guān)系：①當(dāng)h>D>H時，為砂泥對接，斷層封堵能力強；②當(dāng)h>H>D時，頂部砂泥對接，底部砂砂對接，斷層封堵能力有限；③當(dāng)(h+H)>D>h時，頂部砂砂對接，油氣易發(fā)生側(cè)向逸漏，斷層封堵能力較弱(圖5)。

定量評價參數(shù)通常使用斷層泥比率(SGR)、泥巖涂抹系數(shù)(SSF)這2個參數(shù)[22-23]，其中SGR=泥巖總厚度/斷距，斷面處泥質(zhì)含量越大，SGR則越大，泥巖涂抹越充分，斷層側(cè)封能力越強。通過對潿西南凹陷潿二段鉆探區(qū)發(fā)現(xiàn)情況的SGR和SSF進(jìn)行統(tǒng)計，結(jié)果表明油層區(qū)斷面處：SGR>0.64，SSF<1.70；油水同層區(qū)：0.550.64，1.702.05(圖6)。

圖5 北部灣盆地潿西南凹陷潿二段側(cè)向封堵能力定性評價Fig.5 Qualitative evaluation of lateral fault sealing of the 2nd member of Weizhou Formation in the Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

4 成藏規(guī)律及模式

目前潿西南凹陷潿二段發(fā)現(xiàn)的油藏較少，主要沿著2號斷裂帶附近分布(圖1)，同時油氣充注高度達(dá)30～200 m，潿二段成藏規(guī)律主要表現(xiàn)為：

圖6 北部灣盆地潿西南凹陷潿二段側(cè)向封堵能力定量評價圖版Fig.6 Quantitative evaluation of lateral fault sealing of the 2nd member of Weizhou Formation in the Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

圖7 北部灣盆地潿西南凹陷潿二段成藏模式Fig.7 Hydrocarbon accumulation model of the 2nd member of Weizhou Formation in the Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

(2)反向斷層遮擋的屋脊構(gòu)造成藏概率高。這類斷塊油藏特征就是斷層的傾向與儲層傾向相反，兩者搭在一起，形似“屋脊”。反向斷層具有良好的封閉性[26]，主要是因為反向斷層與目標(biāo)盤儲層對接的是滑動破碎帶，同時遮擋物通常為對接盤的泥巖，側(cè)封能力強；而順向斷層與目標(biāo)盤儲層對接的是誘導(dǎo)裂縫帶，遮擋物通常為斷層巖，側(cè)封能力稍弱[27]。潿西南凹陷區(qū)域統(tǒng)計結(jié)果顯示，在潿二段已成藏構(gòu)造圈閉中，由反向遮擋形成的油藏占95%；斷層封堵能力越強，成藏概率越高，同時斷層的上升盤比下降盤更容易成藏，可作為重點勘探目標(biāo)[28]。通過這種成藏規(guī)律和模式，在2016年指導(dǎo)鉆探了WC-1井，在潿二段鉆遇了7.8 m的優(yōu)質(zhì)油層，其孔隙度可達(dá)25.4%，滲透率達(dá)1 386.2×10-3μm2。

5 結(jié)論

(1)潿二段可以分為上、中、下3個層序，其中中層序發(fā)育低位體系域三角洲砂體，為主要的儲集層；上層序發(fā)育湖侵和高位體系域厚層湖相泥巖，為區(qū)域上的穩(wěn)定蓋層，空間上具有良好的儲蓋組合特征。潿二段目前油氣發(fā)現(xiàn)主要集中在2號斷裂帶東段，西段潿二段上層序泥巖遭受剝蝕，缺乏蓋層，成藏較少。

(2)潿二段油藏類型主要為構(gòu)造和構(gòu)造+巖性油藏，油氣緊臨大型溝源斷裂分布，遠(yuǎn)離溝源斷裂則成藏概率減小。油氣先沿著溝源斷裂垂向運移，再沿著構(gòu)造脊砂體橫向運移，高部位斷層的側(cè)封能力是圈閉有效性的關(guān)鍵，反向斷層遮擋的屋脊構(gòu)造成藏概率高。

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