李安琪，葉 綺，胡德勝，蓋永浩，徐雪豐

中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057

引言

次生油氣藏是指早期原生油氣藏由于受到晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)或斷裂活動(dòng)影響，經(jīng)歷不同程度的調(diào)整，全部或部分油氣再運(yùn)移至他處聚集所形成的油氣藏[1-2]。中國含油氣盆地一般均經(jīng)歷多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，普遍發(fā)育不同規(guī)模的次生油氣藏[3-7]。次生油氣藏成藏演化相較原生油氣藏更為復(fù)雜，其油氣藏破壞調(diào)整、油氣運(yùn)聚路徑及再聚集成藏過程已成為油氣成藏機(jī)理研究中的熱點(diǎn)領(lǐng)域。

潿西南凹陷近年來在南部斜坡新近系角尾、下洋組獲得油氣發(fā)現(xiàn)，前人研究認(rèn)為油藏類型以次生油藏為主，但對(duì)其成藏過程尚缺乏深入認(rèn)識(shí)。本文嘗試解剖南部斜坡新近系次生油藏的油氣來源、油藏特征及構(gòu)造演化過程，結(jié)合鉆井揭示的地質(zhì)現(xiàn)象，總結(jié)次生油藏油氣成藏特征及分布規(guī)律，從而為尋找潿西南凹陷新的油氣儲(chǔ)量增長(zhǎng)點(diǎn)提供依據(jù)。

1 油藏特征

1.1 構(gòu)造特征

南部斜坡北臨潿西南凹陷B 洼，是潿西南凹陷內(nèi)6 大正向構(gòu)造單元之一，面積約180 km2（圖1）。該斜坡自古新世形成雛形，漸新世流沙港期規(guī)模最大，缺失古近系長(zhǎng)流組、流沙港組及潿洲組，中新世早期至現(xiàn)今沒入水下，斜坡之上主要沉積新近系角尾、下洋組、登樓角組、望樓港組及第四系[8-9]。

圖1 潿西南凹陷南部斜坡帶構(gòu)造位置圖Fig.1 The structure location of southern slope,Weixi′nan Sag

1.2 儲(chǔ)層特征

角尾期及下洋期潿西南凹陷總體為海侵背景，其間發(fā)生頻繁的海進(jìn)、海退過程，多期次臨濱砂壩砂巖相互疊置形成穩(wěn)定毯狀厚層砂巖，粒度主要為中、細(xì)砂巖，整體壓實(shí)及膠結(jié)作用弱，但部分砂巖中因碳酸鹽膠結(jié)作用較強(qiáng)而形成致密層。角尾組及下洋組砂巖儲(chǔ)層井間可對(duì)比性及連通性較好，儲(chǔ)層孔隙類型以原生粒間孔為主，孔隙度為21.2%～36.5%，滲透率為218.0～7 367.0 mD。角尾組二段砂巖厚度呈西薄東厚特征，斜坡西翼X1 井鉆遇厚度72 m，向東翼X4 井、X5 井鉆遇厚度達(dá)到120 m，其蓋層為角尾組一段淺海相泥巖。下洋組一段砂巖厚度約100～200 m，東、西翼基本一致，X1井、X2 井在其內(nèi)部鉆遇約10 m 厚的泥巖隔層，向東X3、X3Sa 井區(qū)快速減薄尖滅，角尾組二段底部厚約20～30 m 的淺海相泥巖為其上覆封蓋層系。

1.3 油藏特征

南部斜坡新近系主要含油層系為角尾組二段、下洋組一段。角尾組油藏主要分布于西翼X1 井區(qū)及東翼X4 井及X5 井區(qū)，且西翼X1 井區(qū)油藏存在氣頂，下洋組油藏分布于東、西兩翼之間。角尾組、下洋組各油藏均具有獨(dú)立的油水界面，同層系內(nèi)部油水界面均呈自西向東升高趨勢(shì)，如西翼X1 井鉆遇角尾組油藏油水界面為-955.6 m，而東翼X4 井、X5 井角尾組油藏油水界面則升高至-908.5 m。角尾組、下洋組油藏構(gòu)造幅度僅10～20 m，且各油藏油水界面與最低圈閉線基本一致，均為全充滿的低幅底水背斜油藏（圖2）。

圖2 南部斜坡角尾組及下洋組東西向油藏剖面圖Fig.2 The east-west reservoir section of Jiaowei and Xiayang Formation in the southern slope

2 油氣成藏模式

2.1 油源對(duì)比

原油的組成是烴源巖、流體運(yùn)移及各種次生變化綜合作用的結(jié)果。次生油藏與被調(diào)整的早期原生油藏在源巖有機(jī)質(zhì)類型、成熟度等方面一般表現(xiàn)為同源性，但由于油氣運(yùn)移調(diào)整過程中往往受到地質(zhì)色層效應(yīng)、生物降解等多方面次生蝕變影響，導(dǎo)致原油物理性質(zhì)往往存在差異[10-11]。

實(shí)驗(yàn)分析表明，南部斜坡西翼X1 井，東翼X5井角尾組原油飽和烴甾、萜烷質(zhì)譜曲線特征相似，均以豐富的C304-甲基甾烷為主要特征，規(guī)則甾烷C27、C28、C29甾烷呈“V”字形分布，且C27規(guī)則甾烷和C304-甲基甾烷豐度?C29規(guī)則甾烷豐度，說明烴源巖有機(jī)質(zhì)類型與低等水生生物如甲藻類密切相關(guān)；X1 井、X5 井原油均遭受不同程度生物降解蝕變過程，X1 井生物降解較輕微，其飽和烴色譜基線隆起，正構(gòu)烷烴部分降解，而X5 井飽和烴色譜反映正構(gòu)烷烴基本降解殆盡，僅存異構(gòu)烷烴。X5 井原油C29甾烷20S/20S+20R、Ts/Tm 及C32霍烷22R/22S 值均達(dá)平衡值，反映正常成熟原油特征（圖3，圖4）。

碳同位素方面，X1 井角尾組原油飽和烴δ13C含量為-27.30‰，X5 井角尾組原油飽和烴δ13C 含量為-27.57‰，二者基本一致，說明南部斜坡新近系油藏具有相同的油氣來源。

圖3 南部斜坡角尾組原油飽和烴甾、萜烷分布圖Fig.3 Biomarker features of Jiaowei Formation crude oil in the southern slope,Weixi′nan Sag

潿西南凹陷烴源巖成因分類研究顯示，南部斜坡淺層新近系原油屬于高C304-甲基甾烷、較低陸源輸入及成熟度較高的第三類原油，其烴源巖主要為流沙港組二段下層序泥巖及底部油頁巖[12-14]。區(qū)域埋藏史研究表明，流沙港組二段下層序烴源巖于晚漸新世早期開始生油，并在早中新世進(jìn)入生油高峰，直至現(xiàn)今均處于生油高峰階段。南部斜坡角尾組、下洋組形成時(shí)間均晚于流二段下層序烴源巖生油高峰期，具有較好的油氣成藏時(shí)空匹配關(guān)系。

南部斜坡角尾組及下洋組原油大多為高密度、高黏重質(zhì)原油，整體分布表現(xiàn)為密度、黏度、瀝青質(zhì)“西低東高”，而含蠟量“西高東低”（表1），除了因東翼地層埋深較淺而受到更強(qiáng)的晚期生物降解作用影響外，亦反映東翼原油經(jīng)歷多次分異及更長(zhǎng)距離的運(yùn)移充注過程。

圖4 南部斜坡角尾組原油飽和烴氣相色譜圖Fig.4 Gas chromatography from saturated hydrocarbon of Jiaowei Formation crude oil in the southern slope

表1 南部斜坡角尾組及下洋組原油物理性質(zhì)對(duì)比表Tab.1 Physical property comparison between Jiaowei and Xiayang Formation crude oil in the southern slope

2.2 構(gòu)造演化

油氣運(yùn)移路徑研究對(duì)于深入認(rèn)識(shí)油氣成藏聚集規(guī)律具有重要意義，而油氣運(yùn)移路徑又受到區(qū)域構(gòu)造演化的重要影響。構(gòu)造精細(xì)演化研究表明，南部斜坡自古新世神狐運(yùn)動(dòng)時(shí)期形成，后經(jīng)歷始新世珠瓊運(yùn)動(dòng)I 幕、II 幕及漸新世晚期南海運(yùn)動(dòng)等多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，直至晚中新世早期均保持較為穩(wěn)定的西高東低構(gòu)造格局，基底披覆背斜構(gòu)造高點(diǎn)位于斜坡西翼，向東則為下傾單斜構(gòu)造形態(tài)，隆起之上缺失長(zhǎng)流組、流沙港組及潿洲組，僅有下洋組、角尾組二段沉積，其地層厚度均保持“西薄東厚”特征。后期受到晚中新世晚期東沙運(yùn)動(dòng)（約13～11 Ma）階段性擠壓應(yīng)力場(chǎng)影響[15-19]，南部斜坡原西高東低的構(gòu)造形態(tài)發(fā)生反轉(zhuǎn)變形，角尾組一段厚度演變?yōu)椤拔骱駯|薄”，與下覆地層形成“蹺蹺板”式掀斜形態(tài)；原西區(qū)披覆背斜構(gòu)造幅度及面積均大幅減小，同時(shí)，東部地層迅速抬升形成新的背斜構(gòu)造，最終演變?yōu)闁|、西兩個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)共存的構(gòu)造形態(tài)，此后區(qū)域構(gòu)造活動(dòng)減弱，南部斜坡整體進(jìn)入穩(wěn)定隱伏埋藏階段（圖5）。

圖5 南部斜坡角尾期及下洋期構(gòu)造演化Fig.5 Tectonic evolutionary history of Jiaowei and Xiayang Formation in the southern slope

2.3 古油藏分布及規(guī)模

南部斜坡在晚中新世晚期之前長(zhǎng)期處于穩(wěn)定隆升階段，為潿西南凹陷油氣運(yùn)聚的重要指向區(qū)。潿西南凹陷B 洼流二段中深湖相烴源巖的生烴門限深度在2 400.0～2 500.0 m，在晚漸新世潿洲期進(jìn)入大規(guī)模生排烴階段，并伴隨產(chǎn)生異常壓力（壓力系數(shù)約1.5～1.6），而南部斜坡區(qū)高部位的流二段烴源巖現(xiàn)今仍未成熟，鉆探揭示地層壓力特征仍為常壓[20-21]。因此，在深部異常高壓驅(qū)動(dòng)之下，B 洼流二段成熟烴源巖所生成的油氣可以通過流沙港組一段、二段廣泛分布的三角洲砂巖向南部斜坡區(qū)域側(cè)向運(yùn)移，并通過X1 井西南部長(zhǎng)期活動(dòng)邊界斷層垂向跨層系運(yùn)移進(jìn)入新近系角尾組、下洋組，并在角尾組一段淺海相泥巖、角尾組二段淺海相泥巖兩套區(qū)域性分布的穩(wěn)定封蓋層限制下，繼續(xù)沿構(gòu)造脊線側(cè)向運(yùn)移進(jìn)入高部位的披覆背斜圈閉，在X1 井區(qū)角尾組二段、下洋組砂巖中形成油氣的初次聚集。生烴模擬分析表明，潿西南凹陷B 洼深部的流二段中深湖相烴源巖在現(xiàn)今仍處于大規(guī)模生排烴高峰階段，因此，B 洼深部油氣向南部斜坡區(qū)的油氣充注現(xiàn)今可能仍在持續(xù)。

X1 井角尾組二段、下洋組砂巖薄片中均有大量熒光顯示，其中，在角尾組二段現(xiàn)今油水界面-955.6 m 以上巖石孔隙熒光主要呈現(xiàn)藍(lán)綠色--綠黃色特征，且熒光面積大、強(qiáng)度高，為正常油層（圖6）。但在角尾組二段-960.0～-970.0 m 以及下洋組-1 025.0～-1 040.0 m 段砂巖中可以觀察到孔隙熒光發(fā)光面積及強(qiáng)度逐漸減弱，熒光顏色逐漸變?yōu)辄S橙色--褐色熒光，且在部分孔隙中可見熒光分帶性特征，自內(nèi)向外熒光顏色由藍(lán)綠色變?yōu)辄S橙色，最外部甚至顯示為褐黑色，并存在殘余石油重組分及瀝青充填，顯然為經(jīng)水洗后的殘余油特征，反映南部斜坡西翼X1 井區(qū)角尾組二段、下洋組曾經(jīng)存在較現(xiàn)今油氣藏規(guī)模更大的原生古油藏，并在晚期經(jīng)歷構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的調(diào)整破壞，造成原生古油藏構(gòu)造圈閉規(guī)模減小，油氣溢出形成二次運(yùn)移。

X1 井角尾組、下洋組大套砂巖層內(nèi)部均發(fā)育有可對(duì)比的鈣質(zhì)層，測(cè)井曲線響應(yīng)特征表現(xiàn)為高電阻率、高密度，低自然伽馬、低聲波時(shí)差的“兩高兩低”特征，且鈣質(zhì)層往往位于錄井油氣顯示層段底部。其成因與古油水界面附近的化學(xué)反應(yīng)平衡有關(guān)[22-25]，即碎屑巖水化作用使礦物發(fā)生轉(zhuǎn)變，產(chǎn)生的Ca2+、Mg2+與有機(jī)質(zhì)脫羧基作用產(chǎn)生的CO2水溶液結(jié)合形成CaCO3，形成油水界面分布的“底鈣層”，與砂泥巖界面附近黏土礦物轉(zhuǎn)化產(chǎn)生的“頂鈣層”可形成明顯的區(qū)分，為古油水界面有效識(shí)別標(biāo)志。

圖6 X1 井角尾組二段巖石孔隙中的瀝青及熒光特征Fig.6 Bitumen and fluorescence in the rock pore in the Second Member of Jiaowei Formation in Well X1

通過X1 井角尾組、下洋組“底鈣層”特征，結(jié)合試油成果、測(cè)錄井油氣顯示識(shí)別古油水界面，確定X1 井區(qū)角尾組、下洋組古油藏油水界面分別為-973.5 m、-1 079.0 m，低于現(xiàn)今X1 井區(qū)角尾、下洋組構(gòu)造最低圈閉線-955.6 m、-1 038.0 m（圖7）。

根據(jù)精細(xì)古地貌恢復(fù)得到的角尾組及下洋組古構(gòu)造圈閉閉合幅度、古油水界面深度確定古油藏含油面積，通過X1 井角尾組、下洋組古油水界面以上儲(chǔ)層厚度確定古油層厚度，參照現(xiàn)今已發(fā)現(xiàn)油藏孔隙度及飽和度等參數(shù)，估算南部斜坡西翼X1 井區(qū)角尾組及下洋組古油藏儲(chǔ)量規(guī)?？蛇_(dá)2 632.07×104m3（表2）。

圖7 X1 井角尾組及下洋組古油藏縱向分布Fig.7 Vertical distribution of paleo reservoirs in Jiaowei Formation and Xiayang Formation in Well X1

表2 X1 井角尾組及下洋組古油藏參數(shù)Tab.2 Parameters of paleo reservoirs in Jiaowei Formation and Xiayang Formation in Well X1

2.4 次生油藏油氣運(yùn)聚模式

南部斜坡晚中新世之前保持穩(wěn)定“西高東低”構(gòu)造形態(tài)，因此，斜坡西翼在晚中新世之前為油氣充注的最有利方向，在斜坡西翼高部位角尾組、下洋組披覆背斜構(gòu)造形成具有氣頂?shù)脑筒兀煌碇行率劳砥跂|沙運(yùn)動(dòng)階段性擠壓應(yīng)力場(chǎng)導(dǎo)致原構(gòu)造形態(tài)反轉(zhuǎn)為“西低東高”，西翼古油藏受到構(gòu)造抬升與晚期斷層切割的共同影響，油藏溢出點(diǎn)大幅度抬升，因而現(xiàn)今僅殘余規(guī)模較小的原生油藏。西翼古油藏低部位原油溢出圈閉后，在上覆泥巖蓋層的“天花板”限制作用下，通過角尾組及下洋組毯狀砂巖層構(gòu)造脊線向東部上傾方向形成油藏動(dòng)態(tài)調(diào)整，并在晚期形成的東翼擠壓反轉(zhuǎn)背斜構(gòu)造中再次聚集形成次生油藏。

西翼X1 井區(qū)角尾組二段“底鈣層”在地震剖面上表現(xiàn)為呈東西走向長(zhǎng)條狀分布強(qiáng)反射特征，與構(gòu)造脊線形態(tài)具備較好的疊合關(guān)系，其強(qiáng)反射特征自西向東逐漸減弱，反映鈣質(zhì)層形成時(shí)間西翼早于東翼，指示油氣存在自西向東逐漸調(diào)整的過程（圖8）。而X2 井、X3 井在中部角尾組二段“底鈣層”發(fā)現(xiàn)的殘余油氣顯示，即為油藏晚期運(yùn)移調(diào)整的直接證據(jù)。同時(shí)，南部斜坡角尾組、下洋組各油藏含油飽和度呈現(xiàn)自西向東不斷降低的趨勢(shì)，也反映了自西向東的油氣運(yùn)移充注方向。

3 勘探啟示

潿西南凹陷南部斜坡晚期構(gòu)造形態(tài)的變遷引起原生油氣藏的調(diào)整改造及次生油藏的產(chǎn)生，從而決定了現(xiàn)今油氣藏分布。南部斜坡西翼以早期成藏披覆背斜構(gòu)造為主，在晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中經(jīng)受破壞調(diào)整，原油大部分溢散，現(xiàn)今僅殘存角尾組少量早期原生油藏，資源量較為有限；東翼晚期形成擠壓反轉(zhuǎn)背斜，接受西翼溢散原油再次運(yùn)聚形成角尾組、下洋組次生油藏。

南部斜坡西翼X1 井區(qū)角尾組古油藏儲(chǔ)量在扣除目前已發(fā)現(xiàn)的原生油藏儲(chǔ)量之后，仍有約2 200×104m3油可形成二次運(yùn)移，具備較大的勘探潛力。角尾組二段、下洋組油氣二次運(yùn)移路徑受上覆泥巖蓋層“天花板”與構(gòu)造脊線形態(tài)的共同控制，在缺乏斷層、微裂隙等縱向溝通條件的情況下，難以向淺層繼續(xù)垂向運(yùn)移，因此，重點(diǎn)是尋找位于構(gòu)造脊線之上的低幅背斜構(gòu)造，且鑒于油氣自西向東的運(yùn)聚方向，越靠近西翼原生油藏的圈閉成藏可能性越高。

4 結(jié)論

（1）潿西南凹陷南部斜坡角尾、下洋組油藏類型存在差異，西翼X1 井區(qū)角尾組二段油藏為早期形成后遭受破壞殘存原生油藏，而東翼角尾組、下洋組油藏均屬于晚期油氣調(diào)整再聚集形成的次生油藏。

（2）油水界面附近碎屑巖水化作用與有機(jī)質(zhì)脫羧基作用共同形成的“底鈣層”為確定南部斜坡西翼古油藏含油范圍的有效標(biāo)志。通過古油水界面識(shí)別、古地貌恢復(fù)確定古油藏含油面積，參照現(xiàn)今油藏估算南部斜坡西翼角尾組、下洋組古油藏儲(chǔ)量規(guī)?？蛇_(dá)到2 632.07×104m3。

（3）南部斜坡晚中新世之前的長(zhǎng)期穩(wěn)定隆升形成區(qū)域聚油背景，為油氣初次成藏提供了優(yōu)越條件；晚中新世晚期東沙運(yùn)動(dòng)則控制了古油藏破壞調(diào)整規(guī)模和油氣二次運(yùn)移充注方向，導(dǎo)致南部斜坡最終形成“西早東晚、西氣東油、西輕東重、西貧東富”的油氣分布格局，現(xiàn)今油氣勘探潛力主要集中于東翼晚期形成次生油藏，位于構(gòu)造脊線上的角尾組、下洋組低幅背斜圈閉為下一步勘探重點(diǎn)。