珠江口盆地荔湾3－1深水气田成藏模拟实验

高 岗 刚文哲 张功成 何文军，3 崔 鑫 沈怀磊 苗顺德

1.“油气资源与探测”国家重点实验室·中国石油大学 2.中国海洋石油研究总院 3.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院

荔湾3－1深水气田位于珠江口盆地南部坳陷带中部的白云凹陷东南边缘［1］（图1）。白云凹陷总面积约为2×104km2，其北部为番禺低隆起，东北—东部为东沙隆起，南部为南部隆起，西部为云开低凸起［2－4］。白云凹陷基底为前古近系，发育早期裂陷和晚期坳陷沉积，沉积盖层由老到新依次发育裂陷期的古新统神狐组，早始新统文昌组，晚始新统—早渐新统恩平组和坳陷期的晚渐新统珠海组，中新统珠江组、韩江组、粤海组，上新统万山组以及第四系［5］，其中神狐组和文昌组钻遇井很少，仅LW4－1－1井和LW9－1－2井钻遇了少量文昌组。神狐组主要为棕色及灰白色块状砂岩和火山碎屑岩［6］，文昌组为中深湖相砂泥岩，下渐新统恩平组为河湖相含煤层系，珠海组、韩江组和粤海组分别为滨浅海相砂泥岩、浅海相泥岩与海相泥岩，万山组为浅海相砂泥岩，第四系为固结的砂层及黏土［7］。白云凹陷发育3类垂向上相互叠置的珠江组—韩江组珠江深水扇系统砂泥岩储盖组合、珠海组浅海陆架三角洲砂泥岩储盖组合以及局限分布的文昌组—恩平组陆相河湖三角洲体系砂泥岩储盖组合［8］。目前的油气发现主要集中于上部2个储盖组合中。荔湾3－1气田发现井为LW3－1－1井，是中国第一口深水钻井［9］，该气田在珠江口盆地深水区具有一定的代表性。为此笔者通过对其成藏特征的解剖，建立天然气成藏地质模型，进而进行成藏物理模拟，确定深水区天然气成藏过程和成藏控制因素，以期为今后我国类似深水气田的勘探开发提供依据和借鉴。

图1 珠江口盆地白云凹陷与荔湾3－1气田位置图

1 气田地质特征

荔湾3－1气田圈闭为区域倾斜背景上的断背斜型圈闭（图2），与断层的长期活动密切相关［10］。其中的F－LW1断层断穿从基底到上部万山组的所有地层，长期活动，但断距从深到浅逐渐减小，反映了长期活动、但晚期减弱的特点，属于同沉积断层；与荔湾3－1构造最为密切的断层的活动结束于珠江中期，也属于同沉积断层（图2），所以，荔湾3－1构造应属于同沉积背斜，具备凹陷烃源岩长期供烃的基本条件。

图2 荔湾3－1气田构造剖面图

荔湾3－1气田的LW3－1－1井钻遇粤海组、韩江组、珠江组和珠海组（图3）。共发现4个天然气层（图3），其中3 060.2～3 077.2m 深度段的珠江组深水浊积扇碎屑岩发现1个含气砂岩层，储层泥质含量为19.4%，孔隙度为24%，含水饱和度为23.8%；珠海组三角洲前缘相碎屑岩于3 128.1～31 48.2m、3 168.6～3 198.7m和3 496～3 513.4m 深度段有3个含气砂岩层，储层泥质含量为17.1%～34.8%，孔隙度为16.3%～18.0%，含水饱和度为30%～39%。不同储集层物性与流体特征具有随深度增加孔隙度降低、含水饱和度增加的特征，属于中等孔隙度—中高渗透率储层。总体上，储集层物性越好，越有利于天然气聚集。可见，有利的储集层和盖层主要发育于珠江组下段和珠海组上段（图3），其中珠江组中上部和珠海组上部半深海—浅海相泥页岩为区域盖层。

图3 LW3－1－1井地层综合柱状图（1ft＝0.304 8m）

2 天然气特征与来源

根据天然气成分分析结果，烃类含量大于96%，N2含量介于0.04%～0.15%，CO2含量介于2.37%～3.21%，干燥系数介于88.26%～91.52%。可见，荔湾3－1构造天然气藏中无机气体含量低，总体表现为湿气特征，表明母质成熟度主要处于高成熟湿气演化阶段。天然气碳同位素值具有随碳数增加而增重的趋势，其中甲烷、乙烷、丙烷、丁烷的碳同位素值分别介于－36.6‰～－37.1‰、－28.9‰～－29.6‰、－27.2‰～－29.1‰和－27.0‰～－28.2‰（表1），分布较为集中，总体应为混合型—腐泥型干酪根所生成的天然气［11－12］，反映其母质类型相对较好。天然气中 CO2碳同位素值介于－5.7‰～－7.8‰，大于－8‰。因此，应主要为无机成因的CO2。天然气烃类氢同位素组成（δD）也具有随碳数增加而变重的趋势，甲烷、乙烷、丙烷、丁烷的氢同位素值分别介于－158.1‰～－175.6‰、－135.6‰～－164.5‰、－120.3‰～－160.1‰和－112.8‰～－139.5‰（表1）。可见，烃类氢同位素组成总体较重，反映其烃源岩母质应主要形成于具一定盐度的湖湘沉积环境中。天然气烃类碳、氢同位素与轻烃组成随深度均显示了较好的变化规律（图4、5）。其中氢同位素组成随深度变浅普遍具有增重的趋势，珠海组下部气层氢同位素组成明显偏轻。随深度变深，甲烷碳同位素组成具有增重趋势，丙烷和丁烷具有变轻的趋势，而乙烷的碳同位素组成似乎变化不明显。烃类碳—氢同位素组成的上述变化特征应该与母质类型差异以及成熟度存在着一定的关系。

表1 荔湾3－1气田天然气组分碳（δ13C）、氢同位素（δD）组成数据表

从LW3－1－1井的天然气和恩平组、珠海组烃源岩岩石吸附气的苯／nC6和甲苯／nC7比值对比结果可见（图5），前者与恩平组烃源岩亲缘关系更为密切（图5）。轻烃参数对比进一步肯定了天然气伴生油主要来自恩平组烃源岩（图6）。所以，从相似程度来判断，LW3－1－1井的天然气主要来自恩平组烃源岩［13］。

据生物标志化合物特征差异，LW3－1－1井珠江组和珠海组含气砂岩抽提沥青可分为A、B两类。

A类为珠江组和珠海组上部两层砂岩抽提物，富含奥利烷、双杜松烷系列，五环三萜类化合物丰度高于甾烷类化合物丰度，缺乏4－甲基－C30甾烷系列。恩平组泥岩的双杜松烷W、T分布，珠海组的奥利烷、C30藿烷分布与A类沥青分布具有较好的相似性，而珠江组、文昌组泥岩的上述生物标志化合物分布则与之有较大差异（图7）。综合油源对比结果后认为，A类砂岩抽提沥青主要来自恩平组中高双杜松烷含量的烃源岩层段与珠海组高含量奥利烷的烃源岩层段的混合（图7）。珠海组Ⅱ气层中的凝析油特征与其下部烃源岩的甾萜烷特征有较好的相似性，说明了珠海组烃源岩对气藏凝析油有一定贡献；B类沥青为珠海组（Ⅳ气层）砂岩沥青，富含奥利烷，双杜松烷系列含量低，五环三萜类化合物丰度高于甾烷类化合物丰度，缺乏4－甲基－C30甾烷系列。仔细对比后发现，珠海组生物标志化合物组成与之可比性最好，而其他层位烃源岩生物标志化合物组成均有较大差异。因此，综上认为B类砂岩沥青主要来自珠海组烃源岩（图7），应具有自生自储特征。

图4 LW3－1－1井天然气轻烃组成—深度关系图

图5 源岩甲苯／nC7—苯／nC6关系图

图6 白云凹陷天然气和烃源岩的轻烃对比图

上述天然气伴生的沥青或凝析油对比结果，肯定了荔湾3－1气田天然气的重烃组分和伴生液态油主要来自恩平组。但图5、6中荔湾3－1气田天然气并非与恩平组烃源岩参数完全一致，与番禺低隆起的天然气也有一定重合，并且其天然气类型更偏向腐泥型干酪根特征，而番禺低隆起天然气有一定的文昌组烃源岩的贡献，恩平组主要为海陆过渡相环境形成的烃源岩，母质类型以混合型—腐殖型干酪根为主，难以形成偏腐泥型的天然气。虽然白云凹陷LW4－1－1井钻遇的文昌组主要为中等烃源岩，但考虑到文昌组、恩平组、珠海组等的沉降和沉积中心具有较好的继承性，白云凹陷内部应该有这套湖湘烃源岩的分布，其母质类型以腐泥型为主，具有形成腐泥型天然气的条件。因此，综上认为，荔湾3－1气田的天然气及其伴生液态油主要来自恩平组，但天然气有文昌组的贡献，珠海组烃源岩对上、下气藏的贡献有差异，恩平组的贡献是普遍的。

图7 LW3－1－1井砂岩抽提物与烃源岩饱和烃m／z191和m／z412对比谱图

3 天然气成藏过程

荔湾3－1气田的形成与有效烃源岩、断裂、储集层的时空耦合具有密切的关系。韩江末期—粤海早期以来，大断裂长期活动。恩平末期的深部烃源岩已经成熟并且生成了油气，但该期断裂主要为通天断裂，排出的油气主要以散失为主，难以保存；到珠江末期，深部文昌组和恩平组下部也达到了生油气阶段，但大断裂仍在活动，油气仍以散失为主。只有在粤海早期以后，大断裂才逐渐停止活动或活动性减弱，上覆海相沉积的泥岩厚度逐渐增加，封盖条件逐渐变好，该期对应于距今5～6Ma以后，所以，新近纪晚期—第四纪是荔湾3－1气田形成的时期［14］。LW3－1－1井4个主要气层砂岩的流体包裹体均一温度分布有一定规律。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ气层均一温度的分布范围分别介于80～115℃、90～120℃、90～125℃和105～135℃，主要分布范围随深度增加而升高（图8）。不同深度的包裹体均一温度存在差异，不同测点的均一温度分布具有连续性。这种特征说明不同层位的油气层应该具有连续运移、成藏的特点，这与主要目的层沉积后地层的持续沉降特征相吻合。

综合LW3－1－1井埋藏史、热演化史（图9）及流体包裹体的均一温度研究成果推测，Ⅰ气层—Ⅳ气层油气充注时间基本都在距今3.5Ma以来，可见，总体均具有晚期、连续成藏的特点。这一时期对应于新构造运动时期（图9），地层沉积速率加快，区域盖层逐渐增厚，保存条件逐渐变好。

图8 LW3－1－1井珠江组—珠海组Ⅰ—Ⅳ气层流体包裹体均一温度频率分布图

图9 LW3－1－1井地层埋藏热演化史和烃类充注时间分析图

荔湾3－1构造 T1、T2、T4、T6、T7、T8、Tg界面断距由浅至深逐渐增大，断层为长期持续活动断层（图10）。断层活动具有波动特征，文昌期（Tg－T8）断层活动相对较弱，恩平期—珠海期（T8－T5）断层活动性最强，珠江期（T5－T4）断层活动性减弱，韩江期（T4－T2）有所增强，从粤海期至今活动性明显减弱，呈现了明显波动特征。这种长期活动的同生断层，沟通了烃源岩，使得油气在强烈活动期以散失作用为主，直到晚期活动性减弱时期，由于断层断距小于上覆巨厚泥岩厚度，从而开始由于巨厚泥岩的存在而使油气开始在沿断裂输导到区域盖层之下的储集层聚集成藏，这与包裹体确定的晚期成藏特征吻合。晚期活动性减弱正好使得断层具有输导作用，但断层上部巨厚泥岩在断层面的直接接触有效阻挡了油气垂向散失；同时，晚期相关烃源岩也达到了大量生油气阶段，上部储集层也具有较好的物性条件。几个要素在空间上的晚期有效耦合成为油气聚集的必要条件，从而有效聚集了油气（图11）。

图10 LW3－1井断层在不同时间段的活动速率分布图

图11 白云凹陷荔湾3－1气藏成藏事件图（图中地质时间据米利军等［15］）

4 天然气成藏物理模拟实验与成藏模式

4.1 天然气运移成藏物理模拟实验

为分析南海北部深水区烃源岩、断裂与圈闭的空间时空耦合成藏特征，在解剖荔湾3－1气田的基础上，建立了天然气运聚的物理模型（图12），进行天然气运移、成藏物理模拟实验。模型尺寸为长50cm、高30 cm、厚2.2cm。模型各砂层和断层中填充玻璃珠。模型中的其余部分为渗透性极差的泥，作为隔挡层和封盖层。注入口位于底部，2个出口设置于2条断裂顶部（图12）。实验物理模型建好后，先用被染色的食盐水充注断层和砂体并达到饱和，驱出模型中的残余空气。在整个物理模型的渗透性断层与砂体孔隙空间充满染色饱和食盐水后，通过压力瓶和压力调节器向模型注气口注入氮气，驱替被染色的食盐水，每隔一定时间观察断层及砂体染色饱和食盐水的变化，并进行照相。

实验开始时的注气起始压力为0.05MPa，稳定后降至0.03MPa。15min后出口B开始出液，出口C无反应；3条断层下部均有气显示，颜色变浅；砂体⑤～⑩颜色开始变浅，①～④无变化（图13b）。30min后出口B出液，出口C无反应；断层F1颜色继续变浅，断层F2、F3变化下部强，上半段弱；砂体 ⑤～⑩继续饱和气体，②③开始变化，①④仅有轻微气反应（图13c）。45min后出口B气液同出，出口C开始出液；断层F1的颜色继续变浅，④号砂体以下断层颜色变化大；F2气体持续驱替液体；F3气体饱和；砂体①④无明显变化；③液体大量经B流出；④变化不明显；⑤～⑩气体饱和（图13d）。60min后出口B仅出气体，C继续出液；断层F1的颜色趋于稳定；断层F2气体持续驱替液体，③号砂体上部断层颜色变浅，下侧趋于稳定；断层F3气体饱和；砂体①开始有气反应；④号砂体靠近断层一侧背斜颜色轻微变浅，远处变化不大；其余砂体持续注气，气体趋于饱和（图13e）。75 min后持续注气，模型稳定；出口B出口无液体流出，仅出气，出口C无液体流出；断层F1、F3气体饱和，断层F2下部气体饱和，④号砂体上部断层气体不饱和，可见气液交换运移的分界线；砂体①远离出口处砂体气体不饱和，砂体④大量液体滞留，靠近断裂一侧背斜气体充注系数高，远离断层背斜充注系数低；其余砂体均气体饱和（图13f）。

图12 天然气运聚模拟实验模型图

图13 物理实验模拟过程照片

通过上述天然气运聚实验可以发现，断层与砂体的特征、产状会对天然气运移、聚集特征有重要影响（图14）。天然气在断裂带运移主要表现为以下特点：①断裂带越陡，天然气垂向运移速率越大，断裂带越缓，天然气运移速率越低；②浮力在天然气沿断裂带运移时发挥着重要的作用，断裂带靠近上盘的部位是天然气优势运移的主要通道，靠近下盘部位运移效率较低；③天然气在砂体中主要首先沿砂体顶部运移；④靠近气源的砂体先充满，远离气源砂体后充满；⑤靠近断裂的砂体优先饱和，远离断裂的砂体滞后饱和；⑥在砂体物性相同条件下，位于运移路径上的相对高孔高渗砂体更利于天然气运移和聚集；⑦在气源、运移时间均充分的条件下，较远砂体空间聚集天然气的能力减弱；⑧天然气垂向运移能力更优于横向运移。

图14 实验物理模型天然气运聚过程对比图

4.2 白云凹陷天然气成藏模式

荔湾3－1气田是白云凹陷有效圈闭与有效烃源岩通过断裂沟通时空耦合的结果。白云凹陷深大断裂长期发育，始终发挥沟通烃源岩与上覆较高孔渗储集层、有效圈闭的作用。在断裂活动期，通过断裂运移的油气因断裂向上延至地表或海底而以散失为主。随着后期断裂活动性减弱，圈闭有效性增强，通过断裂向上运移的天然气逐渐首先在断裂附近的圈闭聚集，远离断裂的圈闭捕获天然气的能力降低。晚期上覆沉积盖层不断增厚，保存条件逐渐变好，邻近断裂的圈闭天然气聚集量不断增加，目前的烃源岩应仍向天然气供气。可见，分布在邻近生烃凹陷的良好储集层和圈闭形成与烃源岩生排烃时期同步耦合是油气藏形成的必要条件，大面积的海相泥岩盖层是天然气得以保存的基本条件（图15）。

图15 白云凹陷天然气成藏模式图

5 结论与认识

1）荔湾3－1气田作为白云凹陷深水区的典型气田，属于区域倾斜背景上的断背斜型，与断层的长期活动密切相关，其成藏过程对白云凹陷天然气藏的形成具有重要的指示作用。

2）天然气组分以烃类为主，非烃含量低，为高成熟演化阶段的湿气。烃类碳、氢同位素与轻烃组成均反映了明显的垂向运移效应。珠海组和珠江组的天然气伴生液态烃来自恩平组和珠海组烃源岩；天然气主要来自恩平组，但也有文昌组烃源岩的贡献。

3）天然气的垂向运移趋势明显地优于横向运移，在断裂沟通有效烃源岩与储集层的部位是油气最有利聚集的部位。

4）源—断—储时空晚期有效耦合是白云凹陷天然气聚集成藏的必要条件。邻近大断裂的圈闭利于天然气的晚期聚集，远离大断裂和烃源灶的圈闭对天然气的聚集不利。

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