珠江口盆地油气分带性及其控制因素*

李友川 张功成 傅 宁

(中海油研究总院)

珠江口盆地油气分带性及其控制因素*

李友川 张功成 傅 宁

(中海油研究总院)

珠江口盆地油气分布存在明显的分带性,浅水区珠一、珠三坳陷以油为主,油气主要来源于始新统文昌组中深湖相烃源岩,其次来源于下渐新统恩平组沼泽相烃源岩;而深水区珠二坳陷以天然气为主,油气主要来源于恩平组沼泽相烃源岩和渐新统海相烃源岩。珠江口盆地油气分带性主要受控于烃源岩的有机质类型及热演化程度。珠一、珠三坳陷文昌组中深湖相烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型,为倾油型烃源岩,而珠二坳陷恩平组煤系烃源岩和渐新统海相烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型,为倾气型烃源岩,所以烃源岩有机质类型的差异是珠江口盆地油气分带的内在因素。珠江口盆地总体具有“热盆”属性,但深水区比浅水区更热,对于相同层系的烃源岩,深水区烃源岩的热演化程度明显高于浅水区,所以烃源岩热演化程度的差异是珠江口盆地油气分带的外在因素。

珠江口盆地;油气分带性;控制因素;烃源岩;有机质类型;热演化程度

珠江口盆地包括珠一、珠二和珠三等3个坳陷,其中珠一和珠三坳陷以油为主,珠二坳陷以气为主。该盆地油气分布表现出明显的分带性(图1),即浅水区以油为主,深水区以气为主。笔者研究了影响珠江口盆地油气分带性的主要因素,旨在揭示珠江口盆地油气的区域分布规律,为油气勘探提供依据。

图1 珠江口盆地构造单元划分及油气分布图

1 珠江口盆地油气分带性

珠江口盆地三大坳陷油气地质储量比差异明显,珠一、珠三、珠二坳陷探明的天然气地质储量与石油地质储量之比分别约为88、173、3970m3/m3。可见,珠一和珠三坳陷以油为主,珠二坳陷以气为主。

珠江口盆地原油类型复杂,既有正常油,也有轻质-凝析油和重质生物降解油,并且不同坳陷的原油物性差异明显。珠一坳陷原油密度介于0.78～0.96 g/cm3,主体在0.80～0.92 g/cm3,以中质油为主,凸起区有部分重质油;中质油的含蜡量主要介于10%～30%,少数中质油含蜡量可达40%左右。珠三坳陷原油性质与珠一坳陷相似,原油密度介于0.75～0.92 g/cm3,主要为中质油和轻质油;轻质油和凝析油含蜡量普遍较低,一般小于6%,而中质油的含蜡量相对较高,一般介于5%～10%,部分中质油含蜡量大于20%。珠二坳陷与珠一、珠三坳陷的原油性质存在明显差异,珠二坳陷以凝析油为主,伴有少量轻质油,原油密度介于0.77～0.82 g/cm3,含蜡量低—中等(小于5%)(图2)。由此可见,珠江口盆地油气分布和原油性质具有明显的分带性,珠一、珠三坳陷以油为主,而珠二坳陷以气为主,并且珠一、珠三坳陷原油的密度和含蜡量总体高于珠二坳陷。

图2 珠江口盆地原油密度与含蜡量关系图

研究表明,珠江口盆地油气分带性主要受控于2个因素:一是浅水区与深水区烃源岩及其有机质类型的差异;二是浅水区与深水区地温场及烃源岩热演化程度的差异。

2 “源”是造成珠江口盆地油气分带性的内在因素

烃源岩有机质类型决定其成烃产物的特征, I型和II1型有机质以生油为主;II2型有机质油气兼生,以气为主;III型有机质以生气为主。因此,一个盆地或凹陷是生油还是生气,烃源岩的有机质类型是基本因素。

2.1 坳陷烃源岩差异

珠江口盆地经历了裂陷期、拗陷期和新构造活动期等3个阶段[1-4],形成了始新统湖相烃源岩、渐新统海陆过渡相烃源岩和渐新统海相烃源岩[5-6]。但是,由于该盆地浅水区与深水区构造演化的差异,珠一、珠三坳陷与珠二坳陷主力烃源岩存在差异。始新世时期,珠一、珠三坳陷控凹断裂断距大,湖盆面积大,水体深,中深湖相烃源岩十分发育;虽然发育下渐新统恩平组沼泽相烃源岩,但除个别凹陷(如文昌A凹陷)外,始新统文昌组烃源岩是主要烃源岩。而珠二坳陷位于近洋壳一侧,控凹断裂断距小,以断坳沉积为特征,虽然也发育文昌组湖相烃源岩,但湖相烃源岩的发育条件不及珠一、珠三坳陷,广泛发育恩平组煤系烃源岩和渐新统海相烃源岩。

据统计,珠一、珠三坳陷文昌组中深湖相烃源岩有机碳平均含量分别为3.61%和3.13%,热解生烃潜量平均值分别为16.77 mg/g和16.96 mg/g,热解氢指数平均值分别为425mg/g和513mg/g(表1),属于好—很好烃源岩;其有机质主要来源于水生藻类,如LF13-2-1井文昌组烃源岩中浮游藻类占有机壁微体化石的比例为35.5%～68.1%,由藻类分解形成的腐泥无定形有机质含量普遍大于60%,有机质类型主要为II1型(图3a)。可见,珠一、珠三坳陷文昌组中深湖相烃源岩具有很强的生油能力。

表1 珠江口盆地烃源岩有机质丰度统计表

珠二坳陷恩平组煤系烃源岩有机质丰度高,渐新统海相烃源岩也具有较高的有机质丰度,但氢指数低(表1),有机质主要来源于陆生高等植物,如PY33-1-1井恩平组烃源岩有机显微组分主要由高等植物来源的镜质组、壳质组和惰性组组成,三者的含量之和普遍大于80%;该井渐新统海相烃源岩中惰性组和镜质组的含量普遍大于50%,有机质类型主要为II2型和III型(图3b、c)。可见,珠二坳陷煤系烃源岩和海相烃源岩的有机质类型明显倾向于生成天然气。

因此,珠江口盆地浅水区珠一、珠三坳陷文昌组湖相烃源岩以生油为主,而深水区珠二坳陷渐新统煤系烃源岩和海相烃源岩以生气为主,不同坳陷主要烃源岩及其有机质类型的差异是该盆地产生油气分带性的物质基础。

图3 珠江口盆地不同层系烃源岩IH与Tmax关系图

图4 珠江口盆地烃源岩和原油的C304-甲基甾烷与双杜松烷相对含量关系图

2.2 坳陷油气源差异

2.2.1油源差异

珠一、珠三坳陷主要烃源岩为文昌组湖相烃源岩,次要烃源岩为恩平组湖沼相烃源岩。文昌组湖相烃源岩典型的生物标志化合物特征是含有丰富的来源于藻类的C304-甲基甾烷,而恩平组沼泽相烃源岩以陆生高等植物有机质为主,水生浮游藻类相对较低,典型的生物标志化合物特征是含有丰富的来源于高等植物的双杜松烷(W和T)[7-10]。因此,C304-甲基甾烷和双杜松烷是区分珠一、珠三坳陷文昌组和恩平组生成原油的有效地球化学指标。

利用C304-甲基甾烷和双杜松烷可将珠一坳陷原油划分为3种类型(图4):第1类原油含有丰富的C304-甲基甾烷,C304-甲基甾烷/C29规则甾烷比值一般大于1,而双杜松烷含量普遍很低,T/C30藿烷比值一般小于0.15,与文昌组中深湖相烃源岩具有很好的对比性。这类原油主要分布在珠一坳陷的陆丰、恩平凹陷以及惠州凹陷南部的东沙隆起。第2类原油双杜松烷含量较高,T/C30藿烷比值一般大于0.8,而C304-甲基甾烷含量很低,C304-甲基甾烷/C29规则甾烷比值一般小于0.25,与恩平组湖沼相烃源岩具有较好的对比性。这类原油仅见于惠州凹陷东北部的惠州9-2含油气构造。第3类原油普遍含有较丰富的双杜松烷和C304-甲基甾烷,T/C30藿烷比值一般大于0.6,而C304-甲基甾烷/C29规则甾烷比值一般大于1,属于文昌组烃源岩和恩平组烃源岩的混合来源。这类原油主要分布于惠州凹陷的西江油田群和惠州油田群。因此,珠一坳陷原油主要来源于文昌组中深湖相烃源岩,恩平组烃源岩对部分油气田有重要贡献。

傅宁等[11]对珠三坳陷已发现原油的油源做了较系统的分析。珠三坳陷原油基本上可分为2类:第1类为文昌A凹陷和琼海低凸起WC13-6N以东的轻质油和凝析油,原油中双杜松烷含量普遍较高, T/C30藿烷比值介于1.34～5.67,而C304-甲基甾烷含量很低,C304-甲基甾烷/C29规则甾烷比值一般小于0.3(图4),主要来源于文昌A凹陷恩平组湖沼相烃源岩。第2类为文昌B凹陷和琼海低凸起WC13-1以西的中质油,原油中含有较高的C304-甲基甾烷,C304-甲基甾烷/C29规则甾烷比值一般大于0.5,而双杜松烷含量普遍较低,T/C30藿烷比值均小于0.5(图4),以文昌组中深湖相烃源岩的贡献为主。由此可见,珠三坳陷原油既有文昌组湖相烃源岩的贡献,也有恩平组湖沼相烃源岩的贡献,其中文昌B凹陷以文昌组烃源岩的贡献为主,而文昌A凹陷以恩平组烃源岩的贡献为主。因此,文昌A凹陷天然气较多,这与该凹陷恩平组烃源岩比较发育有关。

珠二坳陷原油和凝析油明显表现出C304-甲基甾烷含量低的特征,C304-甲基甾烷/C29规则甾烷比值普遍小于0.2,而部分原油和凝析油具有双杜松烷含量高的特征(图4),文昌组中深湖相烃源岩的贡献不显著,而以渐新统沼泽相和海相烃源岩的贡献为主。珠二坳陷恩平组烃源岩与珠一、珠三坳陷恩平组烃源岩的生物标志化合物特征相似,即含有丰富的双杜松烷。珠二坳陷海相烃源岩根据其生物标志化合物特征可分为2类:一类烃源岩含有丰富的来源于高等植物的奥利烷;另一类烃源岩奥利烷含量很低。双杜松烷和奥利烷是区分珠二坳陷恩平组沼泽相烃源岩和海相烃源岩的有效指标[8]。珠二坳陷原油和凝析油按照其双杜松烷和奥利烷的相对含量可分为以下3类(图5):

图5 珠二坳陷原油和凝析油T/C30藿烷比值与奥利烷/C30藿烷比值关系图

第1类原油双杜松烷相对含量高,而奥利烷相对含量较低,Pr/Ph比值均大于5。这类原油T/C30藿烷比值普遍大于4,最高达到7.6,与恩平组煤系烃源岩相近,即恩平组煤系烃源岩的贡献占绝对优势,主要分布于浅水区的番禺30-1、番禺34-1、番禺35-1和流花19-5等气田。

第2类原油双杜松烷相对含量中等,而奥利烷相对含量较高,Pr/Ph比值介于3～5。此类原油T/C30藿烷比值介于2～4,与恩平组煤系烃源岩和渐新统海相烃源岩具有相似性,为恩平组煤系烃源岩与渐新统海相烃源岩混合来源,且二者的贡献比例基本相近,主要分布于白云凹陷东南部深水区的流花29-1、流花34-2、流花16-2和荔湾3-1等油气田。

第3类原油双杜松烷相对含量很低—较低,奥利烷相对含量低,Pr/Ph比值低—较高。此类原油T/C30藿烷比值一般小于2,奥利烷/C30藿烷比值普遍小于0.5。番禺35-2气田的凝析油属于这一类型,番禺30-1和流花19-5气田的部分凝析油也属于这一类型。此类原油的生物标志化合物特征与珠二坳陷渐新统海相烃源岩(包括恩平组和珠海组)具有较好的相似性,主要来源于海相烃源岩,主要分布于珠二坳陷白云凹陷北坡。

图6 珠江口盆地天然气甲烷和乙烷碳同位素分类图

2.2.2气源差异

珠一坳陷主要为油伴生气,以湿气为主,天然气干燥系数(即C1/C1-5)大多介于0.6～0.8,仅少数天然气的干燥系数大于0.9;天然气的甲烷碳同位素一般小于-40‰,主要为来源于文昌组腐泥型有机质烃源岩的油型气,部分天然气有恩平组煤型气的贡献(图6)。珠三坳陷天然气主要为热成因气,少数为原油生物降解形成的天然气。文昌A凹陷与文昌B凹陷天然气的地球化学特征具有相似性,天然气主要为湿气,干燥系数大多介于0.65～0.85,极少数天然气的干燥系数大于0.9;天然气的甲烷碳同位素一般小于-40‰,主要为来源于文昌组腐泥型有机质的油型气,但部分天然气有较多恩平组煤型气的贡献(图6)。

珠二坳陷天然气的干燥系数普遍大于0.9,其中白云凹陷北坡天然气干燥系数较高(为0.92～0.98),白云凹陷东南部天然气干燥系数较低(为0.90～0.94);天然气甲烷碳同位素介于-36.8‰～-33.3‰,主要为恩平组腐殖型有机质生成的天然气,但部分天然气来源于腐泥-腐殖混合型烃源岩。珠二坳陷天然气主要来源于恩平组烃源岩[12],文昌组烃源岩有一定贡献[13]。

由此可见,珠一、珠三坳陷与珠二坳陷油气来源存在差异,油气来源的差异取决于其主力烃源岩的差异。珠一和珠三坳陷主要烃源岩为文昌组湖相腐泥型烃源岩,因而以原油为主;珠二坳陷主要烃源岩为恩平组沼泽相腐殖型烃源岩,因而以天然气为主。因此,主力烃源岩有机质来源和有机质类型的差异决定了烃源岩的生烃特征(以油为主还是以气为主),从而成为珠江口盆地油气产生分带的关键因素。

图7 南海北部地质剖面及地温梯度的变化

3 “热”是造成珠江口盆地油气分带性的外在因素

世界范围统计资料表明,高温盆地单位面积的油气储量比低温盆地高,高地温梯度(大于40℃/km)盆地单位面积的石油储量比中地温梯度(20～40℃/km)盆地高9倍,比低地温梯度(小于20℃/km)盆地高120倍[14],这说明高地温梯度对于烃源岩生烃是非常有益的。南海北部从浅水区到深水区地温梯度存在明显增大的趋势(图7):珠一坳陷XJ30-2-2井地温梯度为32℃/km,珠二坳陷白云凹陷北部浅水区PY33-1-1井地温梯度为35℃/km,白云凹陷深水区LW3-1-1井地温梯度为52.5℃/km, ODP184航次1148站位海水深度3294m,地温梯度达83℃/km[15]。由此可见,南海北部地区现今地温场具“热盆”属性,且深水区比浅水区更“热”。分析认为,南海北部从浅水区到深水区地温梯度存在明显增大趋势与地壳厚度密切相关,浅水区珠一坳陷地壳厚度为24～29 km,珠三坳陷地壳厚度为24～26 km,而深水区珠二坳陷地壳厚度为17～24 km,新生代岩石圈拉张减薄以及新构造运动引发的岩浆和断裂活动是南海北部深水区具“热盆”特征的根本原因[16]。

地温梯度对生烃门限深度有重要影响,地温梯度越高,生烃门限深度越浅,如珠二坳陷浅水区PY33-1-1井(海水深度188.4 m)地温梯度为35℃/km,深水区LW3-1-1井(海水深度1480m)地温梯度为52.5℃/km,如果将Ro=0.5%作为生烃门限,那么PY33-1-1井的生烃门限深度大约为海底以下2400m,而LW3-1-1井的生烃门限深度大约为海底以下1900m,2口钻井生烃门限深度相差约500 m(图8)。因此,由于地温梯度的差异,对于相同层系的烃源岩,珠二坳陷的热演化程度明显高于珠一、珠三坳陷。

以恩平组烃源岩热演化为例,珠一、珠二和珠三坳陷恩平组烃源岩的有机质类型相似(图3b),但其生烃产物则存在差异:珠二坳陷以气为主,珠三坳陷油气共存,而珠一坳陷则以油为主,这与珠一、珠二和珠三坳陷恩平组烃源岩热演化存在明显差异密切相关。盆地模拟结果表明,珠一坳陷恩平组烃源岩的热演化程度最低,现今Ro值普遍小于0.7%,主要处于生油窗内,以生成轻质油为主,仅惠州凹陷Ro值多数达到0.7%～1.0%,局部Ro值可达1.0%～1.3%(图9)。珠三坳陷恩平组烃源岩热演化程度明显高于珠一坳陷,文昌A凹陷局部可达高成熟—过成熟阶段,因此该区恩平组既能生成较多的轻质油,也能生成较多的天然气,从而形成了文昌8-3、文昌7-2、文昌13-6N等轻质油油田,也形成了文昌9-1、文昌9-3等气田。珠二坳陷白云凹陷恩平组底部烃源岩普遍处于高成熟—过成熟阶段,现今Ro值普遍大于1.3%,较大区域内Ro值大于2.0% (图9),因此白云凹陷及其周围发现的番禺气田群、荔湾3-1、流花34-2和流花29-1等气田均以天然气为主,伴有少量的轻质油。由此可见,珠江口盆地油气分带性不仅与珠二、珠一和珠三坳陷烃源岩的差异密切相关,而且烃源岩热演化对油气相态的分布也具有重要的控制作用。

但是,过高的热演化程度也会对烃源岩生烃的有效性造成不利影响,如果烃源岩的生烃高峰与圈闭的发育时间能够很好匹配,那么其生成的油气能够聚集成藏;如果烃源岩的生排烃高峰期明显早于圈闭形成时间,则烃源岩生成的油气就会散失,无法聚集成藏(这类烃源岩无论生烃潜力有多大,都属于无效烃源岩)。珠一、珠三坳陷文昌组烃源岩的生排烃期与该区圈闭的形成期具有良好的匹配关系,因此形成了很多以文昌组烃源岩为主要油源的油气藏。

珠二坳陷文昌组湖相烃源岩的形成条件虽然不及珠一、珠三坳陷,但珠二坳陷确实发育文昌组湖相烃源岩,并且文昌组烃源岩的质量较好[8]。然而,在南海北部深水区高地温的背景下,珠二坳陷白云凹陷文昌组湖相烃源岩生油期早,20 Ma之前已达到生油高峰[12],此时以珠海组和下中新统珠江组为主要储层的圈闭尚未形成,不能有效捕获油气和成藏;白云凹陷文昌组湖相烃源岩现今普遍处于过成熟阶段,Ro最高可达4.0%,在高地温背景下文昌组湖相烃源岩生成的原油并不能有效聚集成藏,而主要表现在对该区天然气的成藏有所贡献[13]。

由于珠江口盆地深水区地温梯度明显高于浅水区,在高地热的背景下,深水区珠二坳陷白云凹陷不仅始新统湖相烃源岩现今处于过成熟阶段,以生成天然气为主,而且恩平组沼泽相和海相烃源岩现今主要处于高成熟—过成熟阶段,同样以生成天然气为主。浅水区的珠一、珠三坳陷始新统湖相烃源岩现今主要处于成熟—高成熟阶段,以生油为主;恩平组烃源岩除了在文昌A凹陷可以达到高成熟—过成熟阶段外,其他凹陷主要处于生油窗内,同样以生油为主。由此可见,烃源岩热演化对珠江口盆地不同坳陷的油气生成具有十分重要的影响,“热”是形成南海北部珠江口盆地油气分带性的重要因素。

图8 南海北部浅水区与深水区单井成熟度(Ro)剖面

图9 珠江口盆地恩平组底部现今成熟度(Ro)分布图

4 结论

1)珠江口盆地油气分布存在明显的分带性,浅水区珠一、珠三坳陷以油为主,油气主要来源于始新统文昌组中深湖相烃源岩,部分来源于下渐新统恩平组沼泽相烃源岩;深水区珠二坳陷以天然气为主,油气主要来源于渐新统沼泽相烃源岩和海相烃源岩。

2)珠江口盆地发育始新统中深湖相烃源岩、渐新统煤系烃源岩和海相烃源岩。始新统中深湖相烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型,具有很强的生油潜力,是珠一、珠三坳陷的主要烃源岩。渐新统煤系烃源岩和海相烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型,以生成天然气为主,为珠二坳陷的主要烃源岩。主力烃源岩的差异性是珠江口盆地产生油气分带性的内在原因。

3)珠江口盆地总体具有“热盆”属性,但深水区珠二坳陷明显比浅水区珠一、珠三坳陷具有更高的地温梯度。对于相同层系的烃源岩,珠二坳陷热演化程度明显高于珠一、珠三坳陷。珠一、珠三坳陷与珠二坳陷烃源岩热演化程度的差异是造成珠江口盆地油气分带性的外在原因。

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Hydrocarbon zonation and its control factors in Pearl River Mouth basin

Li Youchuan Zhang Gongcheng Fu Ning
(CNOOC Research Institute,Beijing,100027)

There is a clear zonation of oil and gas distribution in Pearl River Mouth basin(PRMB), with Zhu I and Zhu III depressions in shallow water predominated by oil from the main source rocks of middle-deep lake facies in Wenchang Formation and the subsidiary source rocks of paludal facies in Enping Formation,and Zhu II depression in deep water predominated by gas from the source rocks of paludal facies in Enping Formation and Oligocene marine facies.This hydrocarbon zonation is primarily controlled by organic type and thermal maturation of the source rocks.In Zhu I and Zhu III depressions,the source rocks of middle-deep lake facies in Wenchang Formation are prone to oil due to their predominated organic matter of Type II1;and in ZhuⅡdepression,the source rocks of paludal facies in Enping Formation and Oligocene marine facies are prone to gas due to their predominated organic matter of Type II2—III.Therefore, the difference in organic type of the source rocks is an intrinsic control factor over the hydrocarbon zonation.In general,PRMB is a“hot”basin,but its deep water is“hotter”than its shallow water,resulting in the much higher maturation of the sameformation source rocks in the deep water than in the shallow water.Thus,the difference in maturation of the source rocks is an extraneous control factor over the hydrocarbon zonation in PRMB.

Pearl River Mouth basin;hydrocarbon zonation;control factor;source rock;organic type;thermal maturation

2013-07-29改回日期:2013-12-25

(编辑:周雯雯)

*国家重点基础研究发展计划(973计划)项目“南海深水盆地油气资源形成与分布基础性研究(编号:2009CB219400)”部分研究成果。

李友川,男,教授级高级工程师,1993年毕业于中国地质大学(北京),获硕士学位,现主要从事油气地球化学研究工作。地址:北京市东城区东直门外小街6号海油大厦(邮编:100027)。电话:010-84525325。E-mail:liych@cnooc.com.cn。