王芳芳，曾濺輝，張忠濤，石 寧，張功成，余一欣，楊海長，徐 徽，趙 慶，王 晨，張 靖，劉曉鳳

(1. 中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； 2. 中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 3. 清華大學(xué) 核能與新能源技術(shù)研究院，北京 102201； 4. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067； 5. 中海油研究總院，北京 100028)

0 引 言

深水勘探是當(dāng)今世界油氣勘探開發(fā)的熱點(diǎn)領(lǐng)域。21世紀(jì)以來，大西洋兩側(cè)的被動大陸邊緣深水盆地及墨西哥灣等地區(qū)屢獲深水油氣重大發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)已成為全球油氣勘探的前沿和重點(diǎn)領(lǐng)域之一[1-4]。中國南海的油氣資源十分豐富，地質(zhì)儲量為(230～300)×108t，占中國油氣總資源量的1/3，其中70%蘊(yùn)藏于深水區(qū)域，正在成為全球深水勘探的新熱點(diǎn)區(qū)之一[3,5]。

珠江口盆地白云凹陷位于南海北部陸坡深水區(qū)，屬于新區(qū)和新領(lǐng)域，已獲得多個商業(yè)性油氣發(fā)現(xiàn)，為中國主要的深水油氣勘探開發(fā)區(qū)[6-8]。近10多年來，前人對白云凹陷基礎(chǔ)地質(zhì)和石油地質(zhì)開展了大量研究，認(rèn)為白云凹陷經(jīng)歷了多期構(gòu)造演化，長期處于張應(yīng)力場背景中[9-11]，發(fā)育多套烴源巖層系[12-15]，形成了多套有利的生儲蓋組合[16-20]，斷層、砂體、底辟、不整合面為白云凹陷的主要油氣輸導(dǎo)體系，這些條件相互匹配，共同影響和控制了白云凹陷油氣的運(yùn)移和聚集[7,21-25]。目前，白云凹陷油氣分布具有“東北富、西南貧、縱向集中、以氣為主、以油為輔”的特點(diǎn)。近兩年來，有學(xué)者提出烴源巖差異生烴、油氣差異聚集作用控制油氣有序分布及聚集[26]；儲層瀝青(氣洗作用成因)研究表明白云凹陷油氣藏發(fā)生調(diào)整，導(dǎo)致輕質(zhì)油、揮發(fā)油等特殊油藏類型的發(fā)育[27]；輸導(dǎo)體系控藏的差異性導(dǎo)致白云凹陷成藏模式的差異性[28]；深部氣藏和流體運(yùn)移通道影響天然氣水合物及淺層氣的分布[29]。這一系列成果進(jìn)一步展示出白云凹陷成藏的復(fù)雜性與特殊性。近年來，白云凹陷東北部發(fā)現(xiàn)了L3、L4、W2、W3、W4等多個商業(yè)性輕質(zhì)油氣藏(圖1)，探明儲量超過7 000萬方，展示了良好的原油勘探前景，但是有關(guān)其原油成藏規(guī)律的相關(guān)研究比較少。例如，白云凹陷東北部為什么能形成油氣藏？原油的運(yùn)移路徑和輸導(dǎo)體系是什么？原油具有什么聚集特征？本文基于研究區(qū)三維地震資料解釋、油氣地球化學(xué)資料分析以及油氣成藏綜合研究，首先研究油氣藏分布特征，其次分析原油的輸導(dǎo)體系特征，確定原油的運(yùn)移方向、路徑和特征，最后探討原油的聚集特征，建立原油成藏模式。

1 地質(zhì)背景

白云凹陷是珠江口盆地最大和最深的凹陷，水深變化大，為200～2 800 m，面積約2×104km2，最大沉積厚度達(dá)11 000 m，屬于“源足、熱足”的富生烴凹陷[6,8]。凹陷總體呈NEE向展布，包括白云西洼、白云主洼、白云東洼等3個次級洼陷。研究區(qū)位于白云凹陷東北部(圖1)，具有良好的油氣勘探前景[14,30]。

據(jù)斷陷結(jié)構(gòu)及新近系構(gòu)造特征，研究區(qū)可劃分出3個構(gòu)造帶，分別為主洼槽帶、洼間隆和斜坡帶，呈現(xiàn)出凹隆相間的構(gòu)造格局(圖2)。主洼槽帶包括東、西兩個次洼，一般不發(fā)育局部構(gòu)造[25]。

圖1 珠江口盆地白云凹陷位置Fig.1 Location of Baiyun Sag in Pearl River Mouth Basin

圖2 白云凹陷東北部構(gòu)造帶劃分Fig.2 Division of Tectonic Belts in the Northeastern Baiyun Sag

圖件引自文獻(xiàn)[35]圖3 珠江口盆地地層綜合柱狀圖Fig.3 Comprehensive Column of Strata in Pearl River Mouth Basin

圖4 白云主洼烴源巖成熟史模擬結(jié)果Fig.4 Simulated Results of Maturity History of Source Rocks in the Main Sub-sag of Baiyun Sag

圖5 白云東洼烴源巖成熟史模擬結(jié)果Fig.5 Simulated Results of Maturity History of Source Rocks in the East Sub-sag of Baiyun Sag

圖6 油源斷裂活動速率和生長指數(shù)分布Fig.6 Distributions of Movement Velocity and Growth Index of Oil-source Fault

圖7 向源型和順源型斷裂油氣輸導(dǎo)模式Fig.7 Transportation Models of Hydrocarbon in Forward-source and Follow-source Faults

研究區(qū)新生界地層發(fā)育良好(圖3)。珠江組上段及上覆地層厚層泥巖發(fā)育，厚度可超過2 000 m，是優(yōu)質(zhì)的蓋層段，與珠江組下段砂巖共同組成了本區(qū)黃金儲蓋組合。文昌組和恩平組是本區(qū)重要的烴源巖層段，其中，文昌組烴源巖為湖相泥巖，有機(jī)質(zhì)類型偏腐泥型，現(xiàn)今處于高成熟—過成熟階段。恩平組為淺湖—沼澤相烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型偏腐殖型，現(xiàn)今處于高成熟階段。珠海組泥巖是次要烴源巖，現(xiàn)今處于低成熟—成熟階段[6-7,14,31-32]。

2 油氣藏分布特征

白云凹陷東北部油氣并舉，且主要為原油富集帶，近年來發(fā)現(xiàn)了L3、L4、W2、W3、W4等多個商業(yè)性輕質(zhì)油氣藏，探明儲量超過7 000萬方。油氣縱向分布層位單一，主要聚集在珠江組下段；橫向上，白云凹陷東北部油氣主要沿著白云東洼呈環(huán)帶狀分布，在洼陷內(nèi)部及近源構(gòu)造發(fā)育天然氣藏，如W1、L2 等氣藏，而在遠(yuǎn)離洼陷的斜坡部位則發(fā)育油藏，如W4 和L4 等油藏(圖1)。研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油藏的原油密度為0.716～0.804 g·cm-3，平均為0.749 g·cm-3，屬于輕質(zhì)油—凝析油范疇，以輕質(zhì)油為主；原油黏度為0.713～1.656 mPa·s，平均為1.051 mPa·s；氣油比為3.58～64.17，平均為27.86；氣測值為0.13%～11.86%。隨著與烴源灶距離的增加，各油藏的原油密度和黏度逐漸增高，氣油比和氣測值逐漸降低。

地層溫度是決定有機(jī)質(zhì)成烴演化最重要的控制因素，與油氣形成關(guān)系密切，而且在一定程度上也控制了生成油氣的相態(tài)。從目前勘探情況來看，白云凹陷北坡發(fā)現(xiàn)的主要為氣藏，研究區(qū)發(fā)現(xiàn)的主要為油藏，推測這種差異的主要原因是烴源巖熱演化程度不同。對位于白云主洼附近的P33井和位于白云東洼附近的A11井烴源巖進(jìn)行熱演化史模擬，結(jié)果表明：位于白云主洼附近的P33井恩平組烴源巖約在距今13 Ma時鏡質(zhì)體反射率(Ro)達(dá)到1.0%，進(jìn)入生油高峰，早期以生油為主，現(xiàn)今已進(jìn)入高成熟演化階段，以生氣為主(圖4)；而位于白云東洼附近的A11井恩平組烴源巖在大約10.5 Ma時鏡質(zhì)體反射率達(dá)到0.7%，進(jìn)入主生油期，由于A11井位于白云東洼附近，埋深相對較淺，推測埋深較大且地層溫度更高的東、西次洼目前已進(jìn)入生油高峰，部分進(jìn)入生氣階段(圖5)。因此，白云凹陷東北部油氣并舉，油氣藏資源豐富。

3 原油運(yùn)移特征

白云凹陷東北部輸導(dǎo)體主要為斷裂與砂巖輸導(dǎo)層。其中，油氣主要沿著油源斷裂垂向運(yùn)移，沿著砂巖側(cè)向運(yùn)移。

3.1 斷裂與原油運(yùn)移

三維地震資料解釋成果表明，研究區(qū)斷裂十分發(fā)育，受拉張應(yīng)力的作用，均為正斷層。據(jù)其分布位置及活動性差異，在研究區(qū)識別出10條油源斷裂(F1～F10)和7條控圈斷裂(F11～F17)。研究區(qū)上覆目的層與下伏源巖之間往往被多套泥巖層相隔，油氣通過油源斷裂才能運(yùn)移至上覆目的層中，因此，油源斷裂是油氣垂向運(yùn)移的主要通道，對油氣成藏至關(guān)重要。

油源斷裂并非一直可作為油氣運(yùn)移的輸導(dǎo)通道，只有斷裂活動期開啟才能成為油氣運(yùn)移的輸導(dǎo)通道[33]。白云凹陷東北部油源斷裂主要發(fā)育于白堊紀(jì)末—新近紀(jì)末，平面上多表現(xiàn)為NWW向弧形斷裂，延伸長度為6.9～26.2 km，剖面上呈鏟形，上陡下緩，斷面傾角一般在35°以上，斷裂長期活動。如圖6所示，早期(Tg～T6)活動性中等—強(qiáng)(活動速率為0～80 m·Ma-1)，T6～T4時活動性減弱(10～60 m·Ma-1)，T4～T2時活動性較強(qiáng)，最大可達(dá)120 m·Ma-1，成藏期(T2至現(xiàn)今)[14,25]活動性減弱，但生長指數(shù)為1.2左右，活動速率為10.5～40.0 m·Ma-1。前人對珠江口盆地斷層研究表明，活動速率較大的斷層(T2～T1時為10.5～37.7 m·Ma-1)一般較難封閉油氣[23,34]。國外的研究結(jié)果也表明斷層的近代活動性越大，油氣垂向輸導(dǎo)越好[36-37]。因此，研究區(qū)油源斷裂為原油的垂向運(yùn)移通道。

斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)對油氣運(yùn)移和聚集具有重要影響。斷裂按內(nèi)部結(jié)構(gòu)可分為滑動破碎帶和誘導(dǎo)裂縫帶[38-39]。滑動破碎帶的孔滲性差，主要起到封堵作用；誘導(dǎo)裂縫帶孔滲性較好，主要起到輸導(dǎo)作用。根據(jù)斷層產(chǎn)狀與油氣運(yùn)移方向的匹配關(guān)系，可將油源斷裂分為向源型、背源型與順源型3種類型[39]。研究區(qū)油源斷裂主要為向源型斷裂(F1～F3、F5、F7～F10)，油氣運(yùn)移方向與油源斷裂走向呈大角度相交[39]，地震剖面上斷裂帶地震相干體屬性顯示異常，斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)顯示上盤誘導(dǎo)裂縫帶更發(fā)育；如圖7(a)所示，深入烴源巖內(nèi)部的向源型斷裂F7上盤誘導(dǎo)裂縫帶發(fā)育，油氣從東次洼排出后，主要通過上盤誘導(dǎo)裂縫帶進(jìn)行垂向運(yùn)移，最終在反向控圈斷裂F17及上覆厚層泥巖的控制下，形成W4油藏。研究區(qū)也發(fā)育少量順源型斷裂(F4、F6)，油氣運(yùn)移方向與油源斷裂走向呈小角度相交，使得斷層上、下盤的誘導(dǎo)裂縫帶均可輸導(dǎo)油氣；如圖7(b)所示，深入烴源巖內(nèi)部的順源型斷裂F4近乎垂直切割源巖，上、下盤誘導(dǎo)裂縫帶均可成為有利的輸導(dǎo)通道，由于順源型斷裂F4所處位置為斜坡地帶(圖2)，油氣從西次洼排出時，上、下盤誘導(dǎo)裂縫帶輸導(dǎo)的油氣均向構(gòu)造高部位(L2氣藏)運(yùn)移。

3.2 砂巖和構(gòu)造脊與原油運(yùn)移

輸導(dǎo)層頂面構(gòu)造形態(tài)是油氣二次運(yùn)移路徑的主控因素，受構(gòu)造形態(tài)控制，研究區(qū)珠江組下段各砂層組的頂面埋深具有明顯的起伏變化，發(fā)育多個頂面構(gòu)造脊(即隆起向凹陷延伸的長條狀或鼻狀高地形帶)，油氣主要沿構(gòu)造脊側(cè)向運(yùn)移[22,40]。目前研究區(qū)主要有兩條優(yōu)勢構(gòu)造脊(圖8)：一條為連接W1、W3、W4等油氣藏的大型構(gòu)造脊(即構(gòu)造脊1)，向北呈條帶狀分布；另一條為連接L2、L3、L4等油氣藏的大型構(gòu)造脊(即構(gòu)造脊2)，沿西北向呈分支狀分布。

圖8 構(gòu)造脊與油氣藏分布Fig.8 Distribution of Structure Ridges and Hydrocarbon Reservoirs

圖9 原油全烴色譜Fig.9 Total Hydrocarbon Chromatograms of Crude Oil

研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)原油的地球化學(xué)特征反映其母巖沉積環(huán)境偏氧化，具煤系烴源巖生烴特征，陸源有機(jī)質(zhì)貢獻(xiàn)大(表1、圖9)。據(jù)3套烴源巖的地球化學(xué)特征差異[14,31,41]，恩平組烴源巖在氧化環(huán)境下沉積，生烴潛力較高，有機(jī)質(zhì)類型偏腐殖型，富含陸源三萜類生物標(biāo)志化合物，C29甾烷優(yōu)勢顯著[14]。分析認(rèn)為該區(qū)原油與恩平組烴源巖有極好的對比關(guān)系，主要來源于恩平組淺湖—沼澤相烴源巖。此外，研究區(qū)兩條構(gòu)造脊上各井原油樣品在輕烴組成、姥植比、萜烷組成上存在差異(表1、圖9)。西部L21、L31和L41井的原油正構(gòu)烷烴含量中等，分布趨勢基本一致，珠江組原油中甲基環(huán)己烷優(yōu)勢顯著(甲基環(huán)己烷指數(shù)為56.18%～68.24%)[42]；東部W31和W41井原油正構(gòu)烷烴含量較高，相對豐度甚至高于甲基環(huán)己烷的豐度(甲基環(huán)己烷指數(shù)為42.02%～52.60%)。另外，西部L21、L31和L41井原油的姥植比、奧利烷/C30藿烷值、(W+T)化合物/C30藿烷值、新C15-二環(huán)倍半萜烷/C30藿烷值明顯高于東部W31和W41井。因此，推測東部W31和W41井原油可能來自于東次洼，而西部L21、L31和L41井的原油可能來自于西次洼。

構(gòu)造脊1和2的珠江組下段砂體很發(fā)育，且物性較好。通過對研究區(qū)12口井珠江組下段儲層物性參數(shù)的統(tǒng)計分析認(rèn)為，研究區(qū)儲層以細(xì)砂巖為主，砂巖厚度為92～256 m，總體砂地比為40%～87%，其中約75%的鉆井砂地比大于50%，砂體連通性較好，砂巖孔隙度為2.3%～25.8%，平均為16.67%，滲透率為(0.029 6～2 983.000 0)×10-3μm2，平均為0.272 μm2，壓汞資料證實(shí)砂體孔喉半徑可達(dá)6.4 μm。研究區(qū)各鉆井珠江組下段砂體厚度較大，物性連通性較好(圖10)，為油氣的橫向輸導(dǎo)及長距離運(yùn)移提供了必要條件，同時受上覆厚層泥巖遮擋，遇合適的圈閉條件，油氣可以在珠江組下段砂體聚集。

表1 原油地球化學(xué)參數(shù)

兩條構(gòu)造脊延伸方向即為油氣優(yōu)勢運(yùn)移通道，油氣在浮力驅(qū)動下沿砂巖構(gòu)造脊進(jìn)行穩(wěn)態(tài)運(yùn)移，最終到達(dá)構(gòu)造高部位成藏。據(jù)油氣成藏動力學(xué)理論，砂巖構(gòu)造脊上油氣運(yùn)移動力主要為浮力，而油氣運(yùn)移阻力主要為油氣藏條件下的毛細(xì)管壓力，其計算公式[43-44]為

Pc=Pcdδrcosθr/(δlcosθl)

(1)

式中:Pc為油氣藏條件下毛細(xì)管壓力；Pcd為實(shí)驗(yàn)室條件下壓汞所得的毛細(xì)管壓力(研究區(qū)Pcd≈0.042 8×106Pa)；δr為油氣藏條件下油和水的界面張力，研究區(qū)珠江組下段油氣藏條件(30 dyn·cm-1和200 °F)下δr取17 mN·m-1；θr為油氣藏條件下水-油-巖石接觸角，取0°；δl為實(shí)驗(yàn)室內(nèi)水銀的界面張力，取480 mN·m-1；θl為實(shí)驗(yàn)室內(nèi)水銀-巖石接觸角，取140°。

凈浮力計算公式為

Pf=(ρw-ρo)gHsinθ

(2)

式中：Pf為油氣運(yùn)移受到的凈浮力，即浮力沿輸導(dǎo)層上傾方向的分力[圖11(b)]；ρw為水的密度，取1 000 kg·m-3；ρo為油的密度，取770 kg·m-3；g為標(biāo)準(zhǔn)重力加速度，取10 m·s-2；H為油柱高度；θ為輸導(dǎo)層傾角，研究區(qū)θ約為3.65°。

由式(1)計算得到Pc≈1 979 Pa；由式(2)計算得到Pf=146.4H。

當(dāng)油氣運(yùn)移動力大于阻力(Pf>Pc)時，油氣才可以進(jìn)行運(yùn)移，即當(dāng)連續(xù)油柱高度超過13.5 m時，研究區(qū)油氣就可以克服阻力沿構(gòu)造脊進(jìn)行二次運(yùn)移。研究區(qū)各井油柱高度較高，L42、L31、W41井油柱高度分別高達(dá)155.4、147.0和131.5 m，浮力遠(yuǎn)大于毛細(xì)管壓力，有利于油氣運(yùn)移。因此，研究區(qū)珠江組下段砂體的構(gòu)造脊1和2為原油側(cè)向運(yùn)移的主要通道。

3.3 原油運(yùn)移路徑

白云凹陷東北部原油是成熟—高成熟原油[25-31]，常用的生物標(biāo)記化合物已失去成熟度指示意義，芳烴參數(shù)比飽和烴、甾萜烷等具有更寬的化學(xué)動力學(xué)范圍，故采用芳烴參數(shù)(三甲基萘指數(shù)(2,3,6-三甲基萘/(2,3,6-三甲基萘+1,2,5-三甲基萘)，TMNr)、甲基菲指數(shù)((3-甲基菲+2-甲基菲)/(1-甲基菲+9-甲基菲)，MPI3)、甲基二苯并噻吩參數(shù)(4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩，MDR))有效示蹤研究區(qū)原油運(yùn)移路徑[45-46]。

研究區(qū)油氣從東次洼沿著構(gòu)造脊1運(yùn)移，隨著原油運(yùn)移距離的增加，芳烴參數(shù)均減小(圖12)，而油氣從西次洼沿著構(gòu)造脊2運(yùn)移至L2氣藏之后,既可以直接運(yùn)移至L4油藏，也可以經(jīng)L3油藏運(yùn)移至L4油藏，芳烴參數(shù)上也有一定的反映，距離油源較遠(yuǎn)的L3、L4油藏芳烴參數(shù)相比L2氣藏呈相對減小趨勢(圖12)。兩條構(gòu)造脊上芳烴參數(shù)特征反映出的地質(zhì)色層效應(yīng)較明顯，表明研究區(qū)構(gòu)造脊1和2發(fā)生了油氣運(yùn)移。

4 原油聚集特征及成藏模式

4.1 原油聚集受反向斷裂和區(qū)域蓋層控制

成藏期時，不活動的斷裂幾乎不具備垂向輸導(dǎo)性。研究區(qū)控圈斷裂主要發(fā)育于白堊紀(jì)末—新近紀(jì)末，平面上多表現(xiàn)為NWW向弧形斷裂，一般規(guī)模較小，延伸長度10 km左右，成藏期(T2至現(xiàn)今)活動速率多小于10 m·Ma-1，而該區(qū)能夠封閉油氣的斷層活動速率一般較小(T2～T1時小于7.0 m·Ma-1)[23,34]，因此，油氣難以通過控圈斷裂運(yùn)移成藏。

圖11 構(gòu)造脊2原油運(yùn)移剖面及運(yùn)移動力計算示意圖Fig.11 Migration Profile and Dynamics Calculation View of Crude Oil in Structure Ridge 2

圖12 芳烴參數(shù)示蹤油氣運(yùn)移路徑Fig.12 Aromatic Parameter Tracing Migration Pathway of Hydrocarbon

研究區(qū)控圈斷裂與巖層的配置關(guān)系以反向?yàn)橹鳌Ｈ鐖D11(a)所示，控圈斷裂F11上、下盤優(yōu)質(zhì)儲層段(T6～T5)砂體與斷裂的配置關(guān)系為反向，下盤砂巖向上翹傾，構(gòu)成了反向斷裂控制下的翹傾半背斜圈閉，優(yōu)質(zhì)儲層上覆(T5之上)為本區(qū)的區(qū)域性蓋層段，厚層海相泥巖發(fā)育，厚度最大為2 000 m。反向斷裂下盤砂巖易與上盤下降泥巖層對接形成側(cè)向封閉，使油氣在反向斷裂下盤砂巖中聚集成藏；如圖11(a)所示，反向控圈斷裂F11下盤儲層段(T6～T5)砂巖與上盤(T5～T4)下降泥巖層對接發(fā)育，能夠形成良好的側(cè)向封閉。因此,反向控圈斷裂及上覆厚層泥巖能形成有效遮擋條件，研究區(qū)油氣主要聚集在反向正斷層下盤的翹傾半背斜圈閉中，聚集層位為珠江組下段。

4.2 油氣沿構(gòu)造脊發(fā)生差異聚集

儲層顆粒定量熒光(QGF)、儲層萃取液定量熒光(QGF-E)技術(shù)可以直觀地反映儲層的顆粒和萃取液定量熒光響應(yīng)特征，在識別古油層和殘余油層以及恢復(fù)油-水界面的變遷歷史方面有很好的應(yīng)用[47]。

通過對研究區(qū)L21井砂巖樣品開展儲層顆粒和萃取液定量熒光實(shí)驗(yàn)分析測試，結(jié)合鏡下觀察，認(rèn)為L21井發(fā)育古油藏。如圖13所示，現(xiàn)今天然氣層位于2 873～2 943 m深度，QGF指數(shù)在2 917 m深度處發(fā)生了明顯的突變和拐點(diǎn)，推測古油-水界面位于2 917 m深度左右，2 917 m深度之上的砂巖段(2 875～2 878、2 896～2 899、2 899～2 902、2 911～2 914 m深度)QGF指數(shù)大于4，符合古油藏的顆粒熒光剖面特征，且QGF光譜在400～600 nm之間具有較明顯的特征峰，可以確定古油藏發(fā)育；QGF-E強(qiáng)度顯示殘余油-水界面位于2 898 m深度處。此外，氣層段2 916.2 m深度處的砂巖樣品(淺灰色細(xì)砂巖)粒間孔隙發(fā)育，石英顆粒間發(fā)現(xiàn)大量黑色熒光儲集層瀝青物質(zhì)(圖14)，推測為早期原油充注、遭受氣侵改造后殘留形成，是早期原油充注的原始證據(jù)。綜上所述，L21井發(fā)育古油藏，古油-水界面位于2 917 m深度左右，原油遭受到后期天然氣的改造，古油藏演化為現(xiàn)今的氣藏，氣藏中有殘余油的存在。

圖13 L21井儲層顆粒和萃取液定量熒光實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.13 Experiment Results of QGF and QGF-E in Well L21

圖14 L21井瀝青鏡下特征Fig.14 Microscopic Characteristics of Asphalt in Well L21

圖15 油氣藏充滿度特征Fig.15 Characteristics of Fullness Degree of Hydrocarbon Reservoirs

研究區(qū)東次洼和西次洼恩平組烴源巖早期以生油為主，現(xiàn)今已進(jìn)入高成熟階段，部分以生氣為主。根據(jù)油氣差異聚集理論[48]，晚期生成的天然氣將早期聚集的原油驅(qū)向更高和更遠(yuǎn)的圈閉，形成低處靠近烴源巖的構(gòu)造圈閉充滿天然氣，而在高處遠(yuǎn)離烴源巖的構(gòu)造圈閉則充滿石油。研究區(qū)沿著構(gòu)造脊1和2油氣呈規(guī)律性聚集，在臨近烴源灶、溢出點(diǎn)海拔最低的圈閉中發(fā)現(xiàn)了氣藏(內(nèi)氣)，如L2(溢出點(diǎn)深度為2 895 m)、W1(溢出點(diǎn)深度為3 504 m)氣藏，而在距離烴源灶稍遠(yuǎn)、溢出點(diǎn)較高的圈閉中發(fā)現(xiàn)了油藏(外油)，如W4(溢出點(diǎn)深度為2 211.5 m)、L4(溢出點(diǎn)深度為2 595.4 m)油藏等，表明研究區(qū)發(fā)生了油氣差異聚集(圖2)。

4.3 油氣充滿度與差異充注

充滿度是定量分析圈閉中油氣聚集量的重要參數(shù)之一。結(jié)合勘探實(shí)踐，采用高度充滿度[49]和體積充滿度[50]對研究區(qū)主要圈閉的聚集量進(jìn)行了分析，計算結(jié)果如圖15(a)所示。其中，高度充滿度是含油高度與圈閉閉合高度的比值，體積充滿度是砂體含油體積與砂體體積之比。

通過對研究區(qū)8個油氣藏充滿度的統(tǒng)計分析來看，研究區(qū)構(gòu)造圈閉中油氣充注能力比較強(qiáng)、聚集程度比較高，存在差異充注的特征。具體表現(xiàn)為：①高度充滿度為63%～100%，平均為84%，體積充滿度為23%～100%，平均為57%；②沿著構(gòu)造脊1和2，油氣藏充滿度差異較大，構(gòu)造脊2相比構(gòu)造脊1充滿度更高，推測可能是西次洼生烴能力更強(qiáng)[25]導(dǎo)致；③各油氣藏高度充滿度差異較小，而體積充滿度差異較大，通過分析可知體積充滿度與單井到構(gòu)造脊的距離有一定關(guān)系，單井距離構(gòu)造脊越近，體積充滿度越高[圖15(b)]。

4.4 原油成藏模式

據(jù)油源條件、輸導(dǎo)體系、原油的運(yùn)移和聚集特征，研究區(qū)原油成藏模式具有“斷-脊輸導(dǎo)、斷-蓋控聚、差異聚集”的特征(圖16)。從東次洼和西次洼恩平組烴源巖生成的油氣通過油源斷裂(F4、F5)垂向運(yùn)移至淺層，進(jìn)入廣泛分布、物性較好的珠江組下段砂體形成的構(gòu)造脊1和2，在浮力和部分剩余壓力驅(qū)動下，沿構(gòu)造脊側(cè)向穩(wěn)態(tài)運(yùn)移，在運(yùn)移路徑上受反向控圈斷裂(F11)控制及上覆厚層泥巖遮擋，油氣在斷裂上升盤聚集成藏。晚期生成的天然氣將早期聚集的原油驅(qū)向更高和更遠(yuǎn)的圈閉，導(dǎo)致靠近烴源巖的低部位圈閉主要聚集天然氣，而遠(yuǎn)離烴源巖的高部位圈閉聚集原油(圖16)，油源斷裂的誘導(dǎo)裂縫帶和兩條優(yōu)勢構(gòu)造脊共同控制了油氣的優(yōu)勢運(yùn)移路徑。圖16中F4為順源型斷裂，由于其所處位置為斜坡地帶，油氣從西次洼排出，上、下盤誘導(dǎo)裂縫帶輸導(dǎo)的油氣均向構(gòu)造高部位(L2氣藏)運(yùn)移；F5為向源型斷裂，油氣從西次洼排出，主要通過上盤誘導(dǎo)裂縫帶垂向輸導(dǎo)。

5 結(jié) 語

(1)油源斷裂是油氣垂向運(yùn)移的主要通道，其中斷裂帶內(nèi)部結(jié)構(gòu)對油氣運(yùn)移和聚集具有重要影響。向源型油源斷裂的上盤誘導(dǎo)裂縫帶更發(fā)育，油氣自生烴中心排出后主要通過上盤誘導(dǎo)裂縫帶進(jìn)行垂向運(yùn)移，而順源型油源斷裂近乎垂直切割源巖，油氣運(yùn)移的方向與油源斷裂走向呈小角度相交，故斷裂上、下兩盤均可垂向輸導(dǎo)油氣。廣泛分布、物性較好的珠江組下段砂體組成的構(gòu)造脊1和2為原油側(cè)向運(yùn)移的優(yōu)勢路徑。

圖16 原油成藏模式Fig.16 Accumulation Pattern of Crude Oil

(2)珠江口盆地白云凹陷東北部原油主要聚集在反向正斷層控制的翹傾半背斜圈閉中，沿構(gòu)造脊1和2總體表現(xiàn)出“內(nèi)氣外油”的差異聚集特征，油氣充滿度較高，但受與烴源巖和構(gòu)造脊距離的影響出現(xiàn)差異。

(3)原油成藏模式具有“斷-脊輸導(dǎo)、斷-蓋控聚、差異聚集”的特征。從生烴洼陷生成的油氣通過油源斷裂垂向運(yùn)移，進(jìn)入廣泛分布、物性較好的珠江組下段砂體形成的構(gòu)造脊1和2，在浮力和部分剩余壓力驅(qū)動下，沿構(gòu)造脊側(cè)向穩(wěn)態(tài)運(yùn)移，在運(yùn)移路徑上受反向控圈斷裂控制及上覆厚層泥巖遮擋，油氣在斷裂上盤聚集成藏，油氣差異聚集明顯。

(4)珠江口盆地白云凹陷東北部位于深水區(qū)，屬于新區(qū)和新領(lǐng)域，受到復(fù)雜地質(zhì)條件、自然地理?xiàng)l件等因素的制約，探井密度低，對其研究多偏重于地震資料，進(jìn)行分析研究時控制因素可能不夠全面，尤其是具體到單井地球化學(xué)分析時，測試數(shù)據(jù)較少，需要借助更多手段輔助研究。未來需針對東次洼和西次洼的烴源巖展開更詳細(xì)的分析，進(jìn)一步說明兩個次洼的區(qū)別，指導(dǎo)后期勘探。