珠江口盆地陽(yáng)江凹陷油氣重大發(fā)現(xiàn)與成藏啟示

彭光榮, 朱定偉, 吳 靜, 張志偉, 白海軍, 蔡國(guó)富, 杜曉東

(中海石油(中國(guó))有限公司 深圳分公司, 廣東 深圳 518000)

0 引 言

近十年, 珠江口盆地(東部)勘探新區(qū)以31%的鉆井?dāng)?shù)量獲得了54%的油氣儲(chǔ)量發(fā)現(xiàn), 為中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司貢獻(xiàn)了70%的可動(dòng)用儲(chǔ)量。新區(qū)勘探已然成為珠江口盆地(東部)油氣勘探的重點(diǎn)領(lǐng)域, 特別是陽(yáng)江東凹近年來(lái)連續(xù)發(fā)現(xiàn)多個(gè)中型油田和含油構(gòu)造(彭光榮等, 201 9; 田立新等,2020), 在2018～2019 年短短兩年時(shí)間內(nèi)將一個(gè)沉寂了40 年的勘探新區(qū)打造成珠江口盆地(東部)的熱點(diǎn)探區(qū), 其勘探啟示對(duì)其他具有類似地質(zhì)特征的區(qū)域具有一定借鑒意義。

1 區(qū)域地質(zhì)背景與勘探歷程

陽(yáng)江凹陷為珠江口盆地北部坳陷帶珠三坳陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元, 是在中生代花崗巖為主的基底上發(fā)育的新生代陸緣拉張型斷陷(魯寶亮等, 201 1;孫曉猛等, 20 14), 受陽(yáng)江低凸起分割, 陽(yáng)江凹陷分為東、西兩個(gè)次凹(圖1), 由于陽(yáng)江西凹資料有限且勘探程度低, 因此不在本次研究范圍之內(nèi)。陽(yáng)江東凹北接海南隆起和陽(yáng)春凸起, 南臨陽(yáng)江低凸起, 東側(cè)為珠一坳陷的恩平凹陷(圖1a; 彭光榮等, 20 19), 海水深度為80～100 m, 面積約940 k m2。歷經(jīng)珠瓊、南海、東沙等多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng), 形成了復(fù)雜的斷裂系統(tǒng), 發(fā)育不同走向、不同級(jí)別的斷裂(李平魯, 1993 ; 李輝等,2014)。陽(yáng)江東凹與珠江口盆地(東部)其他凹陷類似,自下而上發(fā)育始新統(tǒng)文昌組和恩平組, 漸新統(tǒng)珠海組,中新統(tǒng)珠江組、韓江組、粵海組, 上新統(tǒng)萬(wàn)山組及第四系(圖1c; 楊海長(zhǎng)等, 201 1; 施和生等, 2 014; 孫曉猛等, 201 4; 劉志峰等, 20 17), 其中, 始新統(tǒng)為斷陷沉積, 其上地層為拗陷沉積, 具有典型的“下斷上坳”雙層結(jié)構(gòu)。始新統(tǒng)文昌組為主力生烴層系, 中新統(tǒng)珠江組和韓江組海相三角洲砂巖與海泛泥巖是主力儲(chǔ)蓋組合, 是主要成藏層系。

陽(yáng)江東凹的油氣勘探始于20 世紀(jì)七十年代末期, 經(jīng)歷了石油普查勘探階段(1979～1992 年)、對(duì)外合作勘探階段(1992～2011 年)和自營(yíng)勘探發(fā)現(xiàn)階段(2012 年至今)(彭光榮等, 2019)。在對(duì)外合作勘探階段, 外方先后在陽(yáng)江東凹南部緩坡帶、北部陡坡帶西段和東段各鉆探了一口井, 雖都有油氣顯示, 但未獲得規(guī)模儲(chǔ)量發(fā)現(xiàn)。外方認(rèn)為陽(yáng)江東凹整體生烴能力有限, 不具備繼續(xù)勘探價(jià)值, 遂退出礦區(qū)?；貧w自營(yíng)勘探以后, 研究人員從已鉆井原始資料入手,在蛛絲馬跡里探尋油氣顯示, 并在新采集的連片三維地震資料上, 開(kāi)展基礎(chǔ)石油地質(zhì)條件研究, 系統(tǒng)評(píng)價(jià)陽(yáng)江東凹的洼陷結(jié)構(gòu)與生烴潛力, 并優(yōu)選恩平20 洼陡坡帶的A1 和A2 構(gòu)造進(jìn)行鉆探, 終于實(shí)現(xiàn)了陽(yáng)江凹陷油氣勘探的重大突破。

圖1 陽(yáng)江凹陷及周邊構(gòu)造單元?jiǎng)澐峙c地層年代表Fig.1 Simplified tectonic units and chronostratigraphic chart of the Yangjiang Sag of the Pearl River Mouth Basin

2 油氣發(fā)現(xiàn)與油氣藏特征

A1 和A2 構(gòu)造位于恩平20 洼陡坡帶, 均為控洼斷裂F4下降盤(pán)、具有滾動(dòng)背斜背景的斷鼻, 構(gòu)造繼承性強(qiáng), 從始新統(tǒng)恩平組至中新統(tǒng)韓江組均有圈閉發(fā)育。

A1-1 井于2018 年10 月鉆探, 在韓江組至珠海組見(jiàn)267 m/75 層錄井熒光顯示, 顯示段巖性為中砂巖、細(xì)砂巖和泥質(zhì)粉砂巖。在韓江組下段-珠江組下段測(cè)井解析近百米油層, 測(cè)試兩層主力油層, 日產(chǎn)原油超千方。A1 油田儲(chǔ)量主要集中在珠江組上段,其次是韓江組下段, 在珠江組下段也有少量?jī)?chǔ)量分布。A2-1 井于2019 年3 月鉆探, 在韓江組至恩平組見(jiàn)到530 m/81 層錄井熒光顯示, 顯示段巖性為粗砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖和粉砂巖。在韓江組上段-珠海組測(cè)井解析近百米油層。

陽(yáng)江凹陷從恩平組至韓江組均發(fā)育儲(chǔ)蓋組合,以珠江組上段和韓江組下段條件最好, 儲(chǔ)量分別占目前已發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量的47.9%和38.6%, 韓江組上段、珠江組下段、珠海組和恩平組也有少量?jī)?chǔ)量發(fā)現(xiàn)(表1)。

陽(yáng)江東凹目前已發(fā)現(xiàn)的油田和含油構(gòu)造均為典型構(gòu)造油藏, 為常溫常壓系統(tǒng), 壓力系數(shù)1.009～1.024, 地溫梯度為3.85 ℃/100 m。油藏整體埋藏淺, 主力油層韓江組下段-珠江組上段埋深1505～2308 m, 油藏有效厚度整體較小。珠江組上段原油為常規(guī)原油, 地面原油密度為0.783～0.922 g/cm3, 平均0.866 g/cm3, 主體為輕質(zhì)原油; 韓江組下段原油密度略高, 平均為0.905 g/cm3,以中-輕質(zhì)原油為主。原油黏度為0.38～10.39 m Pa·s,幾乎不含蠟, 含硫量普遍低于0.14%。氣油比介于4～84.8 m3/m3之間, 體積系數(shù)為1.081～1.284(表1)。

表1 陽(yáng)江凹陷油藏參數(shù)統(tǒng)計(jì)表Table 1 Statistics of the oil reservoir parameters of the Yangjiang Sag

圖2 陽(yáng)江凹陷東段基底古地貌及物源分區(qū)Fig.2 Basement paleogeomorphology and provenance division of the eastern Yangjiang Sag

3 成藏啟示

3.1 良好的烴源發(fā)育背景是新區(qū)突破的前提

古近紀(jì)斷陷湖盆烴源巖的發(fā)育受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、物源區(qū)沉積物供給和可容納空間共同控制。陽(yáng)江凹陷, 特別是東段的恩平20 洼和恩平21 洼, 具優(yōu)勢(shì)的盆山地貌與構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的耦合作用, 控制了優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育。通過(guò)對(duì)基底古地貌的解剖(圖2), 恩平20 洼、恩平21 洼處于洼隆相間的古地貌格局中, 周邊發(fā)育恩平13 洼、恩平14 洼等多個(gè)洼陷, 對(duì)外部長(zhǎng)期沉積物的輸入具有良好的阻隔作用, 只有近洼低隆起提供小型物源供給, 湖盆在文昌組沉積期長(zhǎng)期處于欠補(bǔ)償環(huán)境。

陽(yáng)江東凹與珠江口盆地其他凹陷類似, 受珠瓊運(yùn)動(dòng)一幕影響(圖 1), 斷裂異常發(fā)育, 洼陷結(jié)構(gòu)受斷裂活動(dòng)強(qiáng)烈控制(葉青等, 20 17; 夏玲燕等,2018)。相比珠三坳陷其他凹陷而言, 陽(yáng)江東凹基底結(jié)構(gòu)復(fù)雜, 凹陷受多條斷裂控制, 且活動(dòng)強(qiáng)度與沉積沉降中心頻繁轉(zhuǎn)換, 使各洼陷分割性強(qiáng), 各洼陷結(jié)構(gòu)和發(fā)育地層存在差異(陳少平等, 2015)。

整體而言, 陽(yáng)江東凹的裂陷作用具有“翹翹板”特點(diǎn), 即東段(恩平20 洼、恩平21 洼)裂陷作用開(kāi)始時(shí)間早于西段(陽(yáng)江24 洼、恩平19 洼), 也強(qiáng)于西段;至恩平組沉積晚期裂陷強(qiáng)度逐漸向西遷移, 此時(shí)西段裂陷強(qiáng)度大于東段。裂陷作用的遷移導(dǎo)致各洼陷結(jié)構(gòu)和地層發(fā)育的差異。文三段沉積期, 為珠瓊運(yùn)動(dòng)一幕的初始裂陷期, 東段的恩平20 洼、恩平21西洼和恩平21 東洼最先發(fā)生裂陷作用, 沉積了厚達(dá)1200 m 的文三段(圖3d)。文二段沉積期, 裂陷作用增強(qiáng), 西段的F1、F2和F3斷裂開(kāi)始活動(dòng)(圖1), 但斷裂活動(dòng)強(qiáng)度相對(duì)較弱, 且南側(cè)陽(yáng)江低凸起物源供應(yīng)充足, 呈“廣盆淺水”特征。此時(shí), 恩平20 洼、恩平21 西洼和恩平21 東洼繼續(xù)沉降, 并且恩平21 東洼北部緩坡帶已整體沉降至水下, 與北側(cè)凹陷的水體連通, 呈“廣湖深水”的地貌格局(圖3c、d)。文一段沉積期, 裂陷作用明顯減弱, 受東部巖漿底侵影響, 恩平21 東洼隆升至地表, 未接受沉積, 形成文昌組與恩平組之間大規(guī)模的不整合面。此時(shí)沉降中心向西遷移,特別是陽(yáng)江24 洼, 沉積了厚層的文一段(圖3a、b)。

裂陷作用的遷移影響文昌組內(nèi)部三級(jí)層序的沉積遷移和烴源巖的差異分布。劉浩冉(2015)、朱紅濤等(2016)在陸相斷陷湖盆中提出了“自遷移”、“異遷移”層序構(gòu)型的概念, 為層序構(gòu)型復(fù)雜多樣的陸相斷陷湖盆或洼陷的層序分析提供了不同的研究思路。陽(yáng)江凹陷東段恩平20 洼和恩平21 洼文昌組沉積期繼承性的半地塹結(jié)構(gòu)決定了其不具有層序遷移特征, 半深湖相烴源巖連片展布、繼承性發(fā)育, 使其烴源巖條件相比西段的陽(yáng)江24 洼和恩平19 洼的烴源條件更好。資源量模擬結(jié)果表明, 恩平20、21 洼的地質(zhì)資源量占整個(gè)陽(yáng)江東凹的75%, 為A1、A2等油田和含油構(gòu)造的發(fā)現(xiàn)提供了充足的油源。

恩平21 洼文昌組半深湖相烴源巖得到了鉆井驗(yàn)證。A8-1 和A4-1 井均鉆遇文昌組烴源巖, 以厚層灰黑色泥巖夾薄層砂礫巖為特征, 有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ1-Ⅰ型。兩口井文二段泥巖厚度分別為149 m 和192 m,TOC 為1.6%～3.6%, 平均2.23%; 文三段泥巖厚分別為238 m 和35 m, TOC 為2.6%～3.6%, 平均3.02%。鏡質(zhì)體反射率Ro為0.77%～1.2%, 平均0.98%, 處于成熟生油階段。文昌組泥巖生物標(biāo)志化合物中含有高豐度的C304-甲基甾烷, 為珠江口盆地文昌組半深湖相典型的標(biāo)志化合物, 證實(shí)了陽(yáng)江凹陷文昌組富含藻類, 具有良好的生烴能力。

圖3 陽(yáng)江凹陷各洼陷沉積充填剖面(剖面位置見(jiàn)圖1)Fig.3 Typical seismic profiles of depressions in the eastern Yangjiang Sag

3.2 大型海相三角洲提供優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集條件

大型海相三角洲經(jīng)過(guò)長(zhǎng)距離搬運(yùn), 砂體分選好,結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較高, 儲(chǔ)層物性好, 是大中型油氣田的重要儲(chǔ)集體(丁琳等, 2016; 張強(qiáng)等,2018; 劉春等, 20 19), 南海東部海域油氣儲(chǔ)量80%來(lái)自古珠江三角洲沉積體系。受古珠江三角洲影響, 陽(yáng)江凹陷目前已發(fā)現(xiàn)油氣儲(chǔ)量的87%集中在珠江組上段和韓江組下段。

珠江口盆地基底是華南大陸的水下延伸, 自前古近紀(jì)以來(lái)總體上呈“北高南低”的古地理格局。新近紀(jì)古珠江由北向南入海, 由于南海北部地形相對(duì)平緩, 古珠江沉積物供應(yīng)充足, 大量砂體經(jīng)過(guò)長(zhǎng)距離搬運(yùn)進(jìn)入大陸架, 自北向南發(fā)育辮狀河三角洲平原、前緣等沉積(圖4)。

珠江組沉積晚期, 海平面大規(guī)模上升, 古珠江三角洲以加積-退積為特征。陽(yáng)江凹陷北部主要為三角洲前緣水下分流河道沉積, 南部主要為河口壩沉積(圖5)。多期河道砂體垂向上相互疊置, 平面上多個(gè)朵葉體相互連接, 形成橫向連續(xù)穩(wěn)定分布、物性良好、規(guī)模巨大的砂體, 構(gòu)成了陽(yáng)江凹陷的主要儲(chǔ)集體。儲(chǔ)層以細(xì)-中粒砂巖為主, 顆粒主要為點(diǎn)接觸,磨圓程度為次棱-次圓, 儲(chǔ)集空間以原生粒間孔為主; 孔隙度為15.1%～32.2%, 平均值為25.2%; 滲透率21～5770 mD, 平均值為1022 mD, 整體屬于中高孔、中-特高滲儲(chǔ)層(圖6)。

韓江組沉積早期延續(xù)了珠江組沉積晚期的沉積特征, 仍為三角洲前緣沉積, 但泥質(zhì)含量變高, 導(dǎo)致滲透率相對(duì)變差。韓江組下段儲(chǔ)層以粉砂-細(xì)砂巖為主, 孔隙度為13.6%～28.7%, 平均值為23.1%; 滲透率10～2580 m D, 平均值為93 m D, 整體屬于中孔、中滲儲(chǔ)層。

圖4 珠江口盆地珠江組上段沉積相分布Fig.4 Sedimentary facies of the Upper Zhujiang Formation in the Pearl River Mouth Basin

3.3 斷裂差異性控制油氣富集層系和富集程度差異性

陽(yáng)江凹陷位于陽(yáng)江-一統(tǒng)深大走滑斷裂帶之上,新生代受到珠瓊運(yùn)動(dòng)、南海運(yùn)動(dòng)、白云運(yùn)動(dòng)和東沙運(yùn)動(dòng)等多期構(gòu)造事件的影響, 形成了復(fù)雜的斷裂系統(tǒng)。斷裂發(fā)育時(shí)期、斷裂走向、斷開(kāi)層位、應(yīng)力性質(zhì)、活動(dòng)強(qiáng)度等差異明顯, 導(dǎo)致不同斷裂對(duì)油氣成藏的控制作用亦存在很大差異。陽(yáng)江凹陷新近紀(jì)油氣藏具有典型的斷裂差異控藏特征, 主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面: 一是斷裂溝通烴源區(qū)的能力控制了油氣富集層段, 二是控圈斷裂側(cè)向封閉性控制了油氣富集程度。

3.3.1 斷裂溝通烴源區(qū)的能力控制油氣富集層段

按照斷裂發(fā)育和活動(dòng)時(shí)期, 陽(yáng)江凹陷斷裂系統(tǒng)可分為裂陷期斷裂系統(tǒng)、拗陷期斷裂系統(tǒng)和長(zhǎng)期活動(dòng)斷裂系統(tǒng)三類。裂陷期斷裂系統(tǒng)指在文昌組沉積期或恩平組沉積期開(kāi)始發(fā)育, 并在拗陷期之前停止活動(dòng)的斷裂; 拗陷期斷裂系統(tǒng)指拗陷期開(kāi)始發(fā)育的斷裂,主要是中中新世珠江組沉積晚期開(kāi)始發(fā)育, 韓江組沉積期和粵海組沉積期繼承性活動(dòng)的斷裂; 長(zhǎng)期活動(dòng)斷裂系統(tǒng)是裂陷期形成、拗陷期繼承性發(fā)育的斷裂, 主要為控洼邊界斷裂(圖7)。

圖5 陽(yáng)江凹陷珠江組上段(a)和韓江組下段(b)沉積相圖(范圍見(jiàn)圖4)Fig.5 Sedimentary facies of the Upper Zhujiang Formation (a) and the Lower Hanjiang Formation (b) in the eastern Yangjiang Sag

圖6 陽(yáng)江凹陷珠江組上段和韓江組下段儲(chǔ)層物性特征Fig.6 Reservoir characteristics of the Zhujiang and Hanjiang Formations in the eastern Yangjiang Sag

油源斷裂是溝通深部烴源巖與淺部?jī)?chǔ)層和圈閉的主要通道, 只有溝通烴源巖與圈閉, 且活動(dòng)時(shí)期與生排烴時(shí)期匹配的斷裂才能成為油源斷裂(魏真真等, 20 20)。陽(yáng)江凹陷垂向輸導(dǎo)油氣條件最好的是長(zhǎng)期活動(dòng)斷裂系統(tǒng), 包括F4、F5和F11(圖7), 能夠?qū)⒂蜌膺\(yùn)移至珠江組和韓江組, A1、A2 和A10 等中型油田或含油構(gòu)造即是靠此類斷裂輸導(dǎo)油氣(圖7)。其次是斷至烴源巖或與裂陷期斷裂系統(tǒng)共斷面的拗陷期斷裂系統(tǒng), 主要包括F15、F18、F20、F21等斷裂, 能夠?qū)⒂蜌膺\(yùn)移至珠江組, A 4、A5 和A8 等小型油田或含油構(gòu)造即是靠此類斷裂輸導(dǎo)油氣。

除了斷裂系統(tǒng)的類型對(duì)油氣垂向輸導(dǎo)能力存在影響外, 新近紀(jì)沉積微相對(duì)斷裂垂向輸導(dǎo)能力也存在一定影響。對(duì)于拗陷期活動(dòng)性相對(duì)較弱的斷裂而言,若珠江組上段或韓江組下段偏離水下分流主河道時(shí),地層泥巖含量較高, 則會(huì)影響斷裂的垂向輸導(dǎo)能力,如A6 等構(gòu)造的油氣僅運(yùn)移至珠江組下段(圖5、8)。

圖7 陽(yáng)江凹陷斷裂系統(tǒng)與主要構(gòu)造平面分布Fig.7 Fault system and distribution of traps in the Yangjiang Sag

圖8 陽(yáng)江凹陷油氣成藏模式(剖面位置見(jiàn)圖7)Fig.8 Hy drocarbon accumulation model in the Yangjiang Sag

3.3.2 控圈斷裂側(cè)向封閉性控制油氣富集程度

對(duì)于斷裂圈閉而言, 斷裂的側(cè)向封閉性是油氣成藏不可缺少的條件(楊志成等, 2 019; 魏真真等,2020)。斷裂的應(yīng)力性質(zhì)對(duì)圈閉側(cè)向封堵能力具有重要影響, 從而影響烴柱高度和富集規(guī)模。前人在斷層應(yīng)力性質(zhì)與側(cè)向封閉能力方面的研究表明: 壓應(yīng)力斷層的側(cè)向封閉能力優(yōu)于張扭應(yīng)力斷層, 張扭應(yīng)力斷層的側(cè)向封閉性能優(yōu)于拉張應(yīng)力斷層(萬(wàn)天豐等, 2004; 吳智平等, 2010; 王光增, 2017)。陽(yáng)江凹陷新近紀(jì)主要控圈斷層均是珠江組沉積晚期受菲律賓海板塊向西楔入和臺(tái)灣造山運(yùn)動(dòng)影響發(fā)育的 NWNWW 走向斷裂, 在現(xiàn)今近S-N 向張性應(yīng)力場(chǎng)控制下(謝丁等, 2 016), 這些NW-NWW 走向斷裂具有張扭性質(zhì), 側(cè)向封堵能力較強(qiáng)。實(shí)際鉆探結(jié)果也證實(shí)陽(yáng)江凹陷NW 向斷裂具有良好的封堵性能, 例如,A1、A2 和A6 等油田即受NW 向斷裂控制, 而A3、A7、A9 等構(gòu)造的控圈斷層為近E-W 向(圖7), 盡管油氣顯示非常豐富, 但油層數(shù)量少、油柱高度小。

4 結(jié) 論

珠江口盆地陽(yáng)江凹陷從一個(gè)鉆井少、勘探程度低的新區(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)榭碧綗狳c(diǎn)地區(qū)歷時(shí)僅兩年, 新發(fā)現(xiàn)油田的主力含油層段韓江組下段和珠江組上段儲(chǔ)層物性良好, 以中高孔、中高滲儲(chǔ)層為主, 油氣產(chǎn)量高。這些油田的發(fā)現(xiàn)對(duì)珠江口盆地的新區(qū)勘探具有重要借鑒意義:

(1) 良好的烴源發(fā)育背景是新區(qū)突破的前提。對(duì)于陸相斷陷湖盆而言, 強(qiáng)烈的斷陷活動(dòng)和相對(duì)少的物源供給有利于形成廣泛分布、疊合連片的半深湖相烴源巖, 為大中型油氣田的發(fā)現(xiàn)提供充足的油氣源。

(2) 大型海相三角洲為大中型油氣田提供優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集條件。受古珠江三角洲影響, 陽(yáng)江凹陷珠江組和韓江組以三角洲前緣的水下分流河道和河口壩沉積為主, 儲(chǔ)層物性良好。

(3) 斷裂差異性控制油氣富集層系和富集程度的差異性。斷裂通源能力控制油氣富集層段, 長(zhǎng)期活動(dòng)斷裂系統(tǒng)是陽(yáng)江凹陷最優(yōu)質(zhì)的油源斷裂, 能夠?qū)⒂蜌膺\(yùn)移至淺層韓江組; 斷裂封閉能力控制油氣的富集程度, NW 向張扭斷裂側(cè)向封堵能力強(qiáng), 利于油氣的大規(guī)模富集。