珠江口盆地西江主洼油气运聚主控因素及运聚模式*

朱文奇 梁建设 郭 刚 丁 亮 郝建荣 于开平

(中海油研究总院)

珠江口盆地西江主洼油气运聚主控因素及运聚模式*

朱文奇 梁建设 郭 刚 丁 亮 郝建荣 于开平

(中海油研究总院)

珠江口盆地西江主洼是一个典型的古近纪“北断南超”箕状断陷,具有“下断上坳”的二元结构。西江主洼古近纪经历了两幕裂陷作用,形成了2个完整的沉积旋回,其中裂陷I幕(文昌组沉积期)发育了洼陷内最重要的烃源岩,裂陷II幕(恩平组沉积期)发育了洼陷深层关键的地区性泥岩盖层。受“势”、“路”、“梯”三大主控因素的控制,西江主洼生成的油气主要向洼陷长轴以南运聚。三大主控因素的空间配置关系不同,导致该洼陷发育3种油气运聚模式,即“势-路”二元主控模式——中央隆起模式、“势-路-梯”三元主控模式——东南隆起模式和“势-梯”二元主控模式——南部隆起模式。综合分析认为,西江主洼中央隆起的深层、东南隆起的中—深层以及南部隆起的中层均具有很好的油气勘探潜力。

构造-沉积特征;主控因素;油气运移;油气运聚模式;西江主洼;珠江口盆地

西江主洼位于珠江口盆地珠一坳陷西江凹陷北部,该洼陷的勘探始于20世纪70年代,先后在其周边钻了10口探井,仅在其南部隆起上发现了西江34-3和番禺3-1两个含油构造。尽管西江主洼勘探起步较早,但在发现2个含油构造之后勘探一度处于停滞状态,勘探程度相对较低,未能取得突破,至今仍处于“有油无田”的局面。然而就在位于其南部的番禺4洼、东部的惠州凹陷以及西南部的恩平凹陷,油气勘探均已取得重大突破,发现了一批油气田,与西江主洼勘探现状形成了鲜明的对比。

针对西江主洼所面临的勘探困局,前人曾做过一些研究。曹爱武[1]研究认为,西江主洼的烃源岩具有良好的生烃能力。最新的研究也表明,西江主洼文昌组半深湖—深湖相烃源岩具有很好的生烃潜力,模拟总生烃量达60多亿m3,为珠一坳陷潜在资源规模最大的洼陷之一。基于西江主洼现今地温梯度低于周边地区这一客观事实,杜家元等[2]认为,较低的地温条件使该洼陷烃源岩主生排烃期推迟到了构造活动较为平静的现今阶段,由于在纵向上缺少活动断层的输导,导致油气主要封存于洼陷深层。从成藏动力学角度来讲,较低的地温场会降低盆地深层的流体势,从而不利于油气向浅层运移[3]。因此,西江主洼的深层将是一个很有希望的勘探领域。

尽管目前西江主洼的勘探成效不佳,但多数学者依然对其勘探潜力非常乐观。笔者通过对西江主洼基本地质要素和钻井失利原因分析,认为制约西江主洼获得勘探突破的关键是对油气运聚主控因素和运聚过程认识不清,并从构造、沉积等基本地质要素入手进行分析,在此基础上总结出制约西江主洼油气运聚的三大主控因素,从而建立起3种油气运聚模式,以期为西江主洼今后的油气勘探提供指导。

1 洼陷结构、构造演化及沉积充填特征

1.1 洼陷结构及构造演化

西江主洼是一个发育在中生代大陆架基底之上的新生代断陷湖盆[4],受北部边界大断层控制,具有“北断南超,下断上坳”的半地堑结构,平面上为一NE—SW走向的狭长洼陷(图1)。根据洼陷结构及形态可将西江主洼划分为3个构造带:北部陡坡带、中央深洼带(或中央断裂带)和南部缓坡带,其中中央断裂带在洼陷东北部比较发育,向东南逐渐过渡为中央深洼带。

图1 西江主洼构造单元划分

西江主洼经历了断陷期(分为裂陷Ⅰ幕和裂陷Ⅱ幕)、断-拗转换期以及拗陷期等3个构造演化阶段,断层十分发育(图2、3)。新生代区域构造应力场以拉张为主,但拉张方向从早到晚具有顺时针旋转规律[5-6],拉张强度从早到晚逐渐减弱,从而导致断层的平面展布也具有顺时针旋转特征。纵向上以T60地震反射层为界发育2个断裂体系。T60以下为断陷期断裂体系,断层活动性强,断距较大,单个断层平面延伸距离较远,从下向上衍生断层具有逐渐增多的趋势;T60以上断层大量减少,为拗陷期断裂体系,断层活动性相对较弱,断距相对较小,多为继承性发育断层,单个断层平面延伸距离有限。

图2 西江主洼地层与构造演化综合图[5]

图3 西江主洼不同时期构造应力场与断层平面分布

1.2 古近系沉积充填特征

西江主洼古近系沉积充填过程主要受构造运动和洼陷结构控制。两幕裂陷作用[7]导致洼陷内发育了2个完整的陆相沉积旋回(图4);“北陡南缓”的洼陷结构决定西江主洼在断陷期其陡坡带主要发育扇三角洲沉积,缓坡带主要发育三角洲沉积。

在裂陷Ⅰ幕,即文昌组沉积期,强烈的裂陷作用在短时间内形成了大量可容纳空间,使西江主洼成为一个局限深水湖盆,推测在欠补偿状态下湖盆中心沉积了洼陷内最重要的文昌组半深湖—深湖相烃源岩。目前尚没有钻遇这套可能的烃源岩,但通过类比分析认为在地震剖面上具有低频连续中强反射特征的文昌组地层一般指示半深湖—深湖相的发育。

在裂陷Ⅱ幕,即恩平组沉积期,西江主洼逐渐演化成一开阔湖盆,持续的裂陷作用导致了强烈的湖侵,从而使沉积物向岸退积,砂体主要分布在湖盆的边缘,湖盆内则沉积了广泛分布的泥岩。

在两幕裂陷的间期,伴随湖盆的相对萎缩,沉积物快速向湖盆内部进积,形成了文昌组顶部深入洼陷内部的砂体。进入断-拗转换期,西江主洼逐渐由河湖相沉积过渡为海相沉积,古珠江大型物源的注入使得珠海组在区域上沉积了巨厚的三角洲砂体。

图4 西江主洼古近系沉积充填模式

2 油气运聚主控因素

2.1 油气宏观运移的“势”

1)构造趋势。作为深层的关键层序界面,文昌组顶面的构造形态对西江主洼油气运移起着十分重要的作用。从构造形态来看,文昌组顶面构造与西江主洼整体形态较为相似,均具有大缓坡、窄陡坡特征。受泄油面积控制,油气主要向南部缓坡和东部高部位运移,而向北部陡坡带运移的量相对要小很多(图5)。因此,在构造趋势的控制下,南部隆起和东部构造高点是西江主洼油气运聚的有利方向。

2)烃源岩产状。文昌组沉积期,受洼陷北部持续活动边界断层的控制,西江主洼文昌组具有北厚南薄的特征,且随断层下降盘发生牵引滚动,造成地层整体向南翘倾(图6)。因此,文昌组烃源岩生成的油大部分沿地层上倾方向向南部缓坡区运移。

图5 西江主洼文昌组顶面现今油气运聚趋势图

3)水动力。勘探开发实践表明,珠江口盆地海相储集层地下水十分活跃[8]。珠江组底部和珠海组砂岩从北部陡坡带起在珠一坳陷广泛分布,甚至翻越东沙隆起进入南部坳陷带,这些大范围连通的砂体为流体提供了良好的输导空间。北部断阶带属于盆地边界深大断裂系统,分布范围广,长期发育,是地下水最重要的补给区,而东沙隆起北部断裂系统很可能是区域泄水区。因此,西江主洼生成的油气如果进入珠海组,便会在来自北部断阶带补给水的推力下向南运移。

图6 西江主洼烃源岩地层展布图

2.2 油气横向运移的“路”

砂、泥的平面展布与纵向分布具有成因上的联系,同时也受到古地形的影响。西江主洼北靠北部低凸起,东接西江惠州低凸起,南临西江中低凸起,其物源主要来自以上地区。

文昌组沉积末期—恩平组沉积初期,西江主洼经历了显著的湖退,湖盆水体变浅,来自洼陷东南部的三角洲携带大量砂体进积到洼陷内部,三角洲在向西北注入的同时形成沿洼陷长轴向西的分支朵叶,并在地形突然变陡时在分支朵叶的前端形成滑塌浊积砂体。该浊积砂体在地震剖面上表现为弱反射背景下的局部强反射特征(图7)。

恩平组沉积中期,强烈的裂陷作用使西江主洼水体面积迅速扩大,伴随洼陷的扩张,强劲的湖进迫使砂体向岸退积,洼陷内泥岩沉积范围不断扩大。XJ33-2-X井揭示恩平组中段厚度约300 m,泥岩厚度达270 m,该套泥岩厚度大、分布广,成为西江主洼深层最重要的盖层。另外,在这一时期,洼陷东北方向还发育了一个小规模的三角洲,沿洼陷长轴向湖盆注入,该三角洲在地震剖面上表现为透镜状,具有明显的双向上超特征(图8)。

分析认为,西江主洼恩平组泥岩盖层与其下砂体联合构成了深层油气高效运移的路径。在恩平组泥岩盖层的遮挡下,文昌组烃源岩生成的油气一经排出便直接进入其顶面(T80界面)发育的三角洲砂体,并在构造背景下沿砂体优先向东部高部位运移,继而沿砂体继续向东南更高部位运移。另外,文昌组沉积期,整个南部—东南部隆起处于暴露剥蚀环境,该时期形成的不整合面也是接替砂体在横向上输导油气的重要路径。

2.3 油气纵向运移的“梯”

图7 西江主洼T80界面附近RMS属性(左)及砂体分布(右)

图8 西江主洼恩平组中段RMS属性(左)及砂体分布(右)

构造、沉积特征决定了西江主洼油气运聚具有“接力”传递特征,即深层油气主要沿砂体横向运移,当运移到洼陷边部时便由断层接替转为纵向运移。

根据活动性可将西江主洼断层划分为3类(图9)。①第一类断层:形成于断陷期,后期持续活动,对洼陷结构和沉积起到控制作用,如洼陷北部边界控洼断层以及南部缓坡上的部分继承性基底断层,在区域张性应力下伴随基底活动而持续活动。该类断层的活动性具有“早强晚弱,北强南弱”的特征。②第二类断层:也形成于断陷期,但在拗陷期停止活动,绝大多数终止于珠海组中。该类断层主要发育在洼陷内部和南部缓坡区的中深层,其活动性是随着基底断块活动的逐渐稳定而趋于停止,如中央断裂带发育的“树”形断层系,南部缓坡带发育的“阶梯状”向洼断层及其衍生断层。③第三类断层:形成于拗陷期,是在后期走滑应力下形成的陡立断层,主要发育在洼陷东南隆起上。

图9 西江主洼断层发育情况

并非所有断层都可作为油气纵向输导的“梯”。西江主洼的3类断层中,真正发挥输导作用的当属南部缓坡带的第一类断层,该类断层断距大、纵向沟通层位多、后期持续活动,因而能够将深层油气输导到中浅层。相对而言,北部陡坡带发育的第一类断层虽然也同样具有输导能力,但由于洼陷内向北运移的油气十分有限,所以空有其“梯”却无法发挥作用。第二类断层虽然部分为油源断层,但由于后期停止活动,纵向断距不大,所以也不利于油气垂向运移。第三类断层远离洼陷,对油气运移基本不起作用。

3 油气运聚模式

西江主洼油气运聚主要受“势”、“路”、“梯”三大因素的控制,三者在空间上的组合关系决定了西江主洼不同构造带具有不同的油气运聚模式。

3.1 “势-路”二元主控模式——中央隆起模式

中央隆起位于西江主洼中央断裂带东侧靠近洼陷内部,以西江28-3构造为代表(图1),T80界面附近发育的三角洲砂体从该隆起一直延伸到洼陷内部(图7)。文昌组烃源岩生成的油气首先直接进入T80界面附近砂体,然后在构造趋势下经过短距离横向运移至西江28-3构造,并在恩平组厚层泥岩封堵下聚集成藏(图10)。XJ28-3-X井钻探证实,中央隆起带恩平组以上圈闭没有油气发现,表明恩平组厚层泥岩盖层有效地阻挡了油气沿断层向上运移,所以其深层是获得突破的关键。

3.2 “势-路-梯”三元主控模式——东南隆起模式

东南隆起是南部隆起带向东北方向的延伸部分,低于南部隆起而高于中央隆起(图1),T80界面附近发育的三角洲砂体就是从该隆起处进入西江主洼的(图7)。文昌组烃源岩生成的油气首先进入其上T80界面附近的砂体中,然后在恩平组泥岩盖层的遮挡下沿砂体先向东运移,继而沿砂体向东南隆起运移。当油气运移至东南隆起时,由于恩平组泥岩盖层的减薄及第一类断层的纵向沟通,除了在恩平组底部聚集成藏外,部分还会沿断层继续向上运移,并在珠海组和珠江组的圈闭中聚集成藏(图11)。东南隆起上具有代表性的构造是西江34-1构造,该构造是西江主洼目前尚未钻探的最大目标,运聚分析表明其中深层具有很好的勘探潜力。

图10 西江主洼中央隆起油气运聚模式

图11 西江主洼东南隆起油气运聚模式

3.3 “势-梯”二元主控模式——南部隆起模式

南部隆起是西江主洼周缘最大、也是最高的隆起(图1),文昌组和恩平组均在该隆起上尖灭。虽然在该隆起前端T80界面附近缺少深入烃源岩内部的砂体(图7),但“台阶”式基底使得烃源岩在侧向上与文昌组底部砂体接触,因此油气可以沿基底逐阶向隆起运移。当油气运移到缓坡中部时,由于恩平组泥岩盖层的减薄或缺失,部分油气便会沿断层向上运移,并在珠海组和珠江组局部泥岩的遮挡下呈发散状向南运移,最终在隆起高部位局部泥岩的遮挡下形成多层聚集(图12)。

图12 西江主洼南部隆起油气运聚模式

目前,该隆起上已钻4口探井,其中ZHU-Y井在珠江组下段和上段分别发现了一个薄油层;XJ34-3-X井在珠海组上部发现了2个薄油层;PY3-1-X井在珠海组发现了一个4.6 m厚的油层。钻探结果证实了该模式的有效性。

4 结论

1)西江主洼古近纪经历了两幕裂陷作用,形成了2个完整的沉积旋回。其中,裂陷I幕沉积了洼陷内最重要的文昌组半深湖—深湖相烃源岩,裂陷末期在T80界面附近发育了连续分布的输导砂体;裂陷II幕沉积了洼陷深层分布最广的恩平组泥岩盖层。

2)在“势”(构造趋势、烃源岩产状和水动力)、“路”(T80界面附近的砂体)和“梯”(南部缓坡发育的第一类断层)三大主控因素的控制下,西江主洼油气主要向洼陷长轴以南运移。

3)三大主控因素的空间匹配关系导致西江主洼发育3种油气运聚模式,即“势-路”二元主控模式——中央隆起模式、“势-路-梯”三元主控模式——东南隆起模式和“势-梯”二元主控模式——南部隆起模式。其中,中央隆起的深层、东南隆起的中深层以及南部隆起的中层均具有很好的勘探潜力。

[1] 曹爱武.西江主洼生油潜力分析[J].中国海上油气(地质), 1999,13(3):196-199.

[2] 杜家元,施和生,朱明,等.西江主洼相对低地温条件下油气成藏特征和勘探潜力分析[J].中国海上油气,2008,20(5):287-292.

[3] 刘震,朱文奇,孙强,等.中国含油气盆地地温-地压系统[J].石油学报,2012,33(1):1-15.

[4] 陈长民,施和生,许仕策,等.珠江口盆地(东部)第三系油气藏形成条件[M].北京:科学出版社,2003:1-5.

[5] 吴湘杰,庞雄,何敏,等.南海北部被动陆缘盆地断陷期结构样式和动力机制[J].中国海上油气,2014,26(3):43-50.

[6] 邓运华,张功成,刘春成,等.中国近海两个油气带地质理论与勘探实践[M].北京:石油工业出版社,2012.

[7] 施和生.论油气资源不均匀分布与分带差异富集:以珠江口盆地珠一坳陷为例[J].中国海上油气,2013,25(5):1-8.

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Main control factors and models of hydrocarbon migration-accumulation in Xijiang major sag, Pearl River Mouth basin

Zhu Wenqi Liang Jianshe Guo Gang Ding Liang Hao Jianrong Yu Kaiping
(CNOOC Research Institute,Beijing,100028)

Xijiang major sag in Pearl River Mouth basin is a typical Paleogene half-graben-like rift with“south faulting and north overlapping”,in which there is a binary configuration with“lower faulting and upper sagging”.In this major sag, two rifting episodes developed in Paleogene,forming two complete sedimentary cycles.The most important source rock in the major sag deposited during Rifting EpisodeⅠ(the deposition period of Wenchang Formation),and a seal of regional mudstone formed during Rifting EpisodeⅡ(the deposition period of Enpinng Formation),with the latter being crucial for the deep zones.Due to the impacts of three main control factors,i.e.“potential”,“pathway”and“ladder”,the generated hydrocarbon tends to migrate and accumulate towards the south of the long axis of Xijiang major sag.Different spatial combination modes of the three factors have resulted in three types of hydrocarbon migration-accumulation models:the central uplift model predominated by binary controls of“potential”and“pathway”;the southeast uplift model predominated by ternary controls of“potential”,“road”and“ladder”;and the south uplift model predominated by binary controls of“potential”and“ladder”.A comprehensive analysis indicates that the deep zone in the central uplift,the middle-deep zone in the southeast uplift and the middle zone in the south uplift are good in hydrocarbon exploration potential.

structure-sedimentation characteristics; main control factors;hydrocarbon migration;hydrocarbon migration-accumulation model;Xijiang major sag;Pearl River Mouth basin

2014-04-28改回日期:2014-06-24

(编辑:张喜林)

*“十二五”国家科技重大专项“近海富烃凹陷资源潜力再评价和新区、新领域勘探方向(编号:2011ZX05023-001)”部分研究成果。

朱文奇,男,工程师,硕士,主要从事中国近海新区新领域油气勘探研究工作。地址:北京市朝阳区太阳宫南街6号院(邮编:100028)。电话:010-84524009。E-mail:zhuwq3@cnooc.com.cn。