珠江口盆地白云凹陷东北部原油运移聚集特征

王芳芳，曾溅辉，张忠涛，石 宁，张功成，余一欣，杨海长，徐 徽，赵 庆，王 晨，张 靖，刘晓凤

(1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 3. 清华大学 核能与新能源技术研究院，北京 102201； 4. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067； 5. 中海油研究总院，北京 100028)

0 引 言

深水勘探是当今世界油气勘探开发的热点领域。21世纪以来，大西洋两侧的被动大陆边缘深水盆地及墨西哥湾等地区屡获深水油气重大发现，现已成为全球油气勘探的前沿和重点领域之一[1-4]。中国南海的油气资源十分丰富，地质储量为(230～300)×108t，占中国油气总资源量的1/3，其中70%蕴藏于深水区域，正在成为全球深水勘探的新热点区之一[3,5]。

珠江口盆地白云凹陷位于南海北部陆坡深水区，属于新区和新领域，已获得多个商业性油气发现，为中国主要的深水油气勘探开发区[6-8]。近10多年来，前人对白云凹陷基础地质和石油地质开展了大量研究，认为白云凹陷经历了多期构造演化，长期处于张应力场背景中[9-11]，发育多套烃源岩层系[12-15]，形成了多套有利的生储盖组合[16-20]，断层、砂体、底辟、不整合面为白云凹陷的主要油气输导体系，这些条件相互匹配，共同影响和控制了白云凹陷油气的运移和聚集[7,21-25]。目前，白云凹陷油气分布具有“东北富、西南贫、纵向集中、以气为主、以油为辅”的特点。近两年来，有学者提出烃源岩差异生烃、油气差异聚集作用控制油气有序分布及聚集[26]；储层沥青(气洗作用成因)研究表明白云凹陷油气藏发生调整，导致轻质油、挥发油等特殊油藏类型的发育[27]；输导体系控藏的差异性导致白云凹陷成藏模式的差异性[28]；深部气藏和流体运移通道影响天然气水合物及浅层气的分布[29]。这一系列成果进一步展示出白云凹陷成藏的复杂性与特殊性。近年来，白云凹陷东北部发现了L3、L4、W2、W3、W4等多个商业性轻质油气藏(图1)，探明储量超过7 000万方，展示了良好的原油勘探前景，但是有关其原油成藏规律的相关研究比较少。例如，白云凹陷东北部为什么能形成油气藏？原油的运移路径和输导体系是什么？原油具有什么聚集特征？本文基于研究区三维地震资料解释、油气地球化学资料分析以及油气成藏综合研究，首先研究油气藏分布特征，其次分析原油的输导体系特征，确定原油的运移方向、路径和特征，最后探讨原油的聚集特征，建立原油成藏模式。

1 地质背景

白云凹陷是珠江口盆地最大和最深的凹陷，水深变化大，为200～2 800 m，面积约2×104km2，最大沉积厚度达11 000 m，属于“源足、热足”的富生烃凹陷[6,8]。凹陷总体呈NEE向展布，包括白云西洼、白云主洼、白云东洼等3个次级洼陷。研究区位于白云凹陷东北部(图1)，具有良好的油气勘探前景[14,30]。

据断陷结构及新近系构造特征，研究区可划分出3个构造带，分别为主洼槽带、洼间隆和斜坡带，呈现出凹隆相间的构造格局(图2)。主洼槽带包括东、西两个次洼，一般不发育局部构造[25]。

图1 珠江口盆地白云凹陷位置Fig.1 Location of Baiyun Sag in Pearl River Mouth Basin

图2 白云凹陷东北部构造带划分Fig.2 Division of Tectonic Belts in the Northeastern Baiyun Sag

图件引自文献[35]图3 珠江口盆地地层综合柱状图Fig.3 Comprehensive Column of Strata in Pearl River Mouth Basin

图4 白云主洼烃源岩成熟史模拟结果Fig.4 Simulated Results of Maturity History of Source Rocks in the Main Sub-sag of Baiyun Sag

图5 白云东洼烃源岩成熟史模拟结果Fig.5 Simulated Results of Maturity History of Source Rocks in the East Sub-sag of Baiyun Sag

图6 油源断裂活动速率和生长指数分布Fig.6 Distributions of Movement Velocity and Growth Index of Oil-source Fault

图7 向源型和顺源型断裂油气输导模式Fig.7 Transportation Models of Hydrocarbon in Forward-source and Follow-source Faults

研究区新生界地层发育良好(图3)。珠江组上段及上覆地层厚层泥岩发育，厚度可超过2 000 m，是优质的盖层段，与珠江组下段砂岩共同组成了本区黄金储盖组合。文昌组和恩平组是本区重要的烃源岩层段，其中，文昌组烃源岩为湖相泥岩，有机质类型偏腐泥型，现今处于高成熟—过成熟阶段。恩平组为浅湖—沼泽相烃源岩，有机质类型偏腐殖型，现今处于高成熟阶段。珠海组泥岩是次要烃源岩，现今处于低成熟—成熟阶段[6-7,14,31-32]。

2 油气藏分布特征

白云凹陷东北部油气并举，且主要为原油富集带，近年来发现了L3、L4、W2、W3、W4等多个商业性轻质油气藏，探明储量超过7 000万方。油气纵向分布层位单一，主要聚集在珠江组下段；横向上，白云凹陷东北部油气主要沿着白云东洼呈环带状分布，在洼陷内部及近源构造发育天然气藏，如W1、L2 等气藏，而在远离洼陷的斜坡部位则发育油藏，如W4 和L4 等油藏(图1)。研究区已发现油藏的原油密度为0.716～0.804 g·cm-3，平均为0.749 g·cm-3，属于轻质油—凝析油范畴，以轻质油为主；原油黏度为0.713～1.656 mPa·s，平均为1.051 mPa·s；气油比为3.58～64.17，平均为27.86；气测值为0.13%～11.86%。随着与烃源灶距离的增加，各油藏的原油密度和黏度逐渐增高，气油比和气测值逐渐降低。

地层温度是决定有机质成烃演化最重要的控制因素，与油气形成关系密切，而且在一定程度上也控制了生成油气的相态。从目前勘探情况来看，白云凹陷北坡发现的主要为气藏，研究区发现的主要为油藏，推测这种差异的主要原因是烃源岩热演化程度不同。对位于白云主洼附近的P33井和位于白云东洼附近的A11井烃源岩进行热演化史模拟，结果表明：位于白云主洼附近的P33井恩平组烃源岩约在距今13 Ma时镜质体反射率(Ro)达到1.0%，进入生油高峰，早期以生油为主，现今已进入高成熟演化阶段，以生气为主(图4)；而位于白云东洼附近的A11井恩平组烃源岩在大约10.5 Ma时镜质体反射率达到0.7%，进入主生油期，由于A11井位于白云东洼附近，埋深相对较浅，推测埋深较大且地层温度更高的东、西次洼目前已进入生油高峰，部分进入生气阶段(图5)。因此，白云凹陷东北部油气并举，油气藏资源丰富。

3 原油运移特征

白云凹陷东北部输导体主要为断裂与砂岩输导层。其中，油气主要沿着油源断裂垂向运移，沿着砂岩侧向运移。

3.1 断裂与原油运移

三维地震资料解释成果表明，研究区断裂十分发育，受拉张应力的作用，均为正断层。据其分布位置及活动性差异，在研究区识别出10条油源断裂(F1～F10)和7条控圈断裂(F11～F17)。研究区上覆目的层与下伏源岩之间往往被多套泥岩层相隔，油气通过油源断裂才能运移至上覆目的层中，因此，油源断裂是油气垂向运移的主要通道，对油气成藏至关重要。

油源断裂并非一直可作为油气运移的输导通道，只有断裂活动期开启才能成为油气运移的输导通道[33]。白云凹陷东北部油源断裂主要发育于白垩纪末—新近纪末，平面上多表现为NWW向弧形断裂，延伸长度为6.9～26.2 km，剖面上呈铲形，上陡下缓，断面倾角一般在35°以上，断裂长期活动。如图6所示，早期(Tg～T6)活动性中等—强(活动速率为0～80 m·Ma-1)，T6～T4时活动性减弱(10～60 m·Ma-1)，T4～T2时活动性较强，最大可达120 m·Ma-1，成藏期(T2至现今)[14,25]活动性减弱，但生长指数为1.2左右，活动速率为10.5～40.0 m·Ma-1。前人对珠江口盆地断层研究表明，活动速率较大的断层(T2～T1时为10.5～37.7 m·Ma-1)一般较难封闭油气[23,34]。国外的研究结果也表明断层的近代活动性越大，油气垂向输导越好[36-37]。因此，研究区油源断裂为原油的垂向运移通道。

断裂带内部结构对油气运移和聚集具有重要影响。断裂按内部结构可分为滑动破碎带和诱导裂缝带[38-39]。滑动破碎带的孔渗性差，主要起到封堵作用；诱导裂缝带孔渗性较好，主要起到输导作用。根据断层产状与油气运移方向的匹配关系，可将油源断裂分为向源型、背源型与顺源型3种类型[39]。研究区油源断裂主要为向源型断裂(F1～F3、F5、F7～F10)，油气运移方向与油源断裂走向呈大角度相交[39]，地震剖面上断裂带地震相干体属性显示异常，断裂带内部结构显示上盘诱导裂缝带更发育；如图7(a)所示，深入烃源岩内部的向源型断裂F7上盘诱导裂缝带发育，油气从东次洼排出后，主要通过上盘诱导裂缝带进行垂向运移，最终在反向控圈断裂F17及上覆厚层泥岩的控制下，形成W4油藏。研究区也发育少量顺源型断裂(F4、F6)，油气运移方向与油源断裂走向呈小角度相交，使得断层上、下盘的诱导裂缝带均可输导油气；如图7(b)所示，深入烃源岩内部的顺源型断裂F4近乎垂直切割源岩，上、下盘诱导裂缝带均可成为有利的输导通道，由于顺源型断裂F4所处位置为斜坡地带(图2)，油气从西次洼排出时，上、下盘诱导裂缝带输导的油气均向构造高部位(L2气藏)运移。

3.2 砂岩和构造脊与原油运移

输导层顶面构造形态是油气二次运移路径的主控因素，受构造形态控制，研究区珠江组下段各砂层组的顶面埋深具有明显的起伏变化，发育多个顶面构造脊(即隆起向凹陷延伸的长条状或鼻状高地形带)，油气主要沿构造脊侧向运移[22,40]。目前研究区主要有两条优势构造脊(图8)：一条为连接W1、W3、W4等油气藏的大型构造脊(即构造脊1)，向北呈条带状分布；另一条为连接L2、L3、L4等油气藏的大型构造脊(即构造脊2)，沿西北向呈分支状分布。

图8 构造脊与油气藏分布Fig.8 Distribution of Structure Ridges and Hydrocarbon Reservoirs

图9 原油全烃色谱Fig.9 Total Hydrocarbon Chromatograms of Crude Oil

研究区已发现原油的地球化学特征反映其母岩沉积环境偏氧化，具煤系烃源岩生烃特征，陆源有机质贡献大(表1、图9)。据3套烃源岩的地球化学特征差异[14,31,41]，恩平组烃源岩在氧化环境下沉积，生烃潜力较高，有机质类型偏腐殖型，富含陆源三萜类生物标志化合物，C29甾烷优势显著[14]。分析认为该区原油与恩平组烃源岩有极好的对比关系，主要来源于恩平组浅湖—沼泽相烃源岩。此外，研究区两条构造脊上各井原油样品在轻烃组成、姥植比、萜烷组成上存在差异(表1、图9)。西部L21、L31和L41井的原油正构烷烃含量中等，分布趋势基本一致，珠江组原油中甲基环己烷优势显著(甲基环己烷指数为56.18%～68.24%)[42]；东部W31和W41井原油正构烷烃含量较高，相对丰度甚至高于甲基环己烷的丰度(甲基环己烷指数为42.02%～52.60%)。另外，西部L21、L31和L41井原油的姥植比、奥利烷/C30藿烷值、(W+T)化合物/C30藿烷值、新C15-二环倍半萜烷/C30藿烷值明显高于东部W31和W41井。因此，推测东部W31和W41井原油可能来自于东次洼，而西部L21、L31和L41井的原油可能来自于西次洼。

构造脊1和2的珠江组下段砂体很发育，且物性较好。通过对研究区12口井珠江组下段储层物性参数的统计分析认为，研究区储层以细砂岩为主，砂岩厚度为92～256 m，总体砂地比为40%～87%，其中约75%的钻井砂地比大于50%，砂体连通性较好，砂岩孔隙度为2.3%～25.8%，平均为16.67%，渗透率为(0.029 6～2 983.000 0)×10-3μm2，平均为0.272 μm2，压汞资料证实砂体孔喉半径可达6.4 μm。研究区各钻井珠江组下段砂体厚度较大，物性连通性较好(图10)，为油气的横向输导及长距离运移提供了必要条件，同时受上覆厚层泥岩遮挡，遇合适的圈闭条件，油气可以在珠江组下段砂体聚集。

表1 原油地球化学参数

两条构造脊延伸方向即为油气优势运移通道，油气在浮力驱动下沿砂岩构造脊进行稳态运移，最终到达构造高部位成藏。据油气成藏动力学理论，砂岩构造脊上油气运移动力主要为浮力，而油气运移阻力主要为油气藏条件下的毛细管压力，其计算公式[43-44]为

Pc=Pcdδrcosθr/(δlcosθl)

(1)

式中:Pc为油气藏条件下毛细管压力；Pcd为实验室条件下压汞所得的毛细管压力(研究区Pcd≈0.042 8×106Pa)；δr为油气藏条件下油和水的界面张力，研究区珠江组下段油气藏条件(30 dyn·cm-1和200 °F)下δr取17 mN·m-1；θr为油气藏条件下水-油-岩石接触角，取0°；δl为实验室内水银的界面张力，取480 mN·m-1；θl为实验室内水银-岩石接触角，取140°。

净浮力计算公式为

Pf=(ρw-ρo)gHsinθ

(2)

式中：Pf为油气运移受到的净浮力，即浮力沿输导层上倾方向的分力[图11(b)]；ρw为水的密度，取1 000 kg·m-3；ρo为油的密度，取770 kg·m-3；g为标准重力加速度，取10 m·s-2；H为油柱高度；θ为输导层倾角，研究区θ约为3.65°。

由式(1)计算得到Pc≈1 979 Pa；由式(2)计算得到Pf=146.4H。

当油气运移动力大于阻力(Pf>Pc)时，油气才可以进行运移，即当连续油柱高度超过13.5 m时，研究区油气就可以克服阻力沿构造脊进行二次运移。研究区各井油柱高度较高，L42、L31、W41井油柱高度分别高达155.4、147.0和131.5 m，浮力远大于毛细管压力，有利于油气运移。因此，研究区珠江组下段砂体的构造脊1和2为原油侧向运移的主要通道。

3.3 原油运移路径

白云凹陷东北部原油是成熟—高成熟原油[25-31]，常用的生物标记化合物已失去成熟度指示意义，芳烃参数比饱和烃、甾萜烷等具有更宽的化学动力学范围，故采用芳烃参数(三甲基萘指数(2,3,6-三甲基萘/(2,3,6-三甲基萘+1,2,5-三甲基萘)，TMNr)、甲基菲指数((3-甲基菲+2-甲基菲)/(1-甲基菲+9-甲基菲)，MPI3)、甲基二苯并噻吩参数(4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩，MDR))有效示踪研究区原油运移路径[45-46]。

研究区油气从东次洼沿着构造脊1运移，随着原油运移距离的增加，芳烃参数均减小(图12)，而油气从西次洼沿着构造脊2运移至L2气藏之后,既可以直接运移至L4油藏，也可以经L3油藏运移至L4油藏，芳烃参数上也有一定的反映，距离油源较远的L3、L4油藏芳烃参数相比L2气藏呈相对减小趋势(图12)。两条构造脊上芳烃参数特征反映出的地质色层效应较明显，表明研究区构造脊1和2发生了油气运移。

4 原油聚集特征及成藏模式

4.1 原油聚集受反向断裂和区域盖层控制

成藏期时，不活动的断裂几乎不具备垂向输导性。研究区控圈断裂主要发育于白垩纪末—新近纪末，平面上多表现为NWW向弧形断裂，一般规模较小，延伸长度10 km左右，成藏期(T2至现今)活动速率多小于10 m·Ma-1，而该区能够封闭油气的断层活动速率一般较小(T2～T1时小于7.0 m·Ma-1)[23,34]，因此，油气难以通过控圈断裂运移成藏。

图11 构造脊2原油运移剖面及运移动力计算示意图Fig.11 Migration Profile and Dynamics Calculation View of Crude Oil in Structure Ridge 2

图12 芳烃参数示踪油气运移路径Fig.12 Aromatic Parameter Tracing Migration Pathway of Hydrocarbon

研究区控圈断裂与岩层的配置关系以反向为主。如图11(a)所示，控圈断裂F11上、下盘优质储层段(T6～T5)砂体与断裂的配置关系为反向，下盘砂岩向上翘倾，构成了反向断裂控制下的翘倾半背斜圈闭，优质储层上覆(T5之上)为本区的区域性盖层段，厚层海相泥岩发育，厚度最大为2 000 m。反向断裂下盘砂岩易与上盘下降泥岩层对接形成侧向封闭，使油气在反向断裂下盘砂岩中聚集成藏；如图11(a)所示，反向控圈断裂F11下盘储层段(T6～T5)砂岩与上盘(T5～T4)下降泥岩层对接发育，能够形成良好的侧向封闭。因此,反向控圈断裂及上覆厚层泥岩能形成有效遮挡条件，研究区油气主要聚集在反向正断层下盘的翘倾半背斜圈闭中，聚集层位为珠江组下段。

4.2 油气沿构造脊发生差异聚集

储层颗粒定量荧光(QGF)、储层萃取液定量荧光(QGF-E)技术可以直观地反映储层的颗粒和萃取液定量荧光响应特征，在识别古油层和残余油层以及恢复油-水界面的变迁历史方面有很好的应用[47]。

通过对研究区L21井砂岩样品开展储层颗粒和萃取液定量荧光实验分析测试，结合镜下观察，认为L21井发育古油藏。如图13所示，现今天然气层位于2 873～2 943 m深度，QGF指数在2 917 m深度处发生了明显的突变和拐点，推测古油-水界面位于2 917 m深度左右，2 917 m深度之上的砂岩段(2 875～2 878、2 896～2 899、2 899～2 902、2 911～2 914 m深度)QGF指数大于4，符合古油藏的颗粒荧光剖面特征，且QGF光谱在400～600 nm之间具有较明显的特征峰，可以确定古油藏发育；QGF-E强度显示残余油-水界面位于2 898 m深度处。此外，气层段2 916.2 m深度处的砂岩样品(浅灰色细砂岩)粒间孔隙发育，石英颗粒间发现大量黑色荧光储集层沥青物质(图14)，推测为早期原油充注、遭受气侵改造后残留形成，是早期原油充注的原始证据。综上所述，L21井发育古油藏，古油-水界面位于2 917 m深度左右，原油遭受到后期天然气的改造，古油藏演化为现今的气藏，气藏中有残余油的存在。

图13 L21井储层颗粒和萃取液定量荧光实验结果Fig.13 Experiment Results of QGF and QGF-E in Well L21

图14 L21井沥青镜下特征Fig.14 Microscopic Characteristics of Asphalt in Well L21

图15 油气藏充满度特征Fig.15 Characteristics of Fullness Degree of Hydrocarbon Reservoirs

研究区东次洼和西次洼恩平组烃源岩早期以生油为主，现今已进入高成熟阶段，部分以生气为主。根据油气差异聚集理论[48]，晚期生成的天然气将早期聚集的原油驱向更高和更远的圈闭，形成低处靠近烃源岩的构造圈闭充满天然气，而在高处远离烃源岩的构造圈闭则充满石油。研究区沿着构造脊1和2油气呈规律性聚集，在临近烃源灶、溢出点海拔最低的圈闭中发现了气藏(内气)，如L2(溢出点深度为2 895 m)、W1(溢出点深度为3 504 m)气藏，而在距离烃源灶稍远、溢出点较高的圈闭中发现了油藏(外油)，如W4(溢出点深度为2 211.5 m)、L4(溢出点深度为2 595.4 m)油藏等，表明研究区发生了油气差异聚集(图2)。

4.3 油气充满度与差异充注

充满度是定量分析圈闭中油气聚集量的重要参数之一。结合勘探实践，采用高度充满度[49]和体积充满度[50]对研究区主要圈闭的聚集量进行了分析，计算结果如图15(a)所示。其中，高度充满度是含油高度与圈闭闭合高度的比值，体积充满度是砂体含油体积与砂体体积之比。

通过对研究区8个油气藏充满度的统计分析来看，研究区构造圈闭中油气充注能力比较强、聚集程度比较高，存在差异充注的特征。具体表现为：①高度充满度为63%～100%，平均为84%，体积充满度为23%～100%，平均为57%；②沿着构造脊1和2，油气藏充满度差异较大，构造脊2相比构造脊1充满度更高，推测可能是西次洼生烃能力更强[25]导致；③各油气藏高度充满度差异较小，而体积充满度差异较大，通过分析可知体积充满度与单井到构造脊的距离有一定关系，单井距离构造脊越近，体积充满度越高[图15(b)]。

4.4 原油成藏模式

据油源条件、输导体系、原油的运移和聚集特征，研究区原油成藏模式具有“断-脊输导、断-盖控聚、差异聚集”的特征(图16)。从东次洼和西次洼恩平组烃源岩生成的油气通过油源断裂(F4、F5)垂向运移至浅层，进入广泛分布、物性较好的珠江组下段砂体形成的构造脊1和2，在浮力和部分剩余压力驱动下，沿构造脊侧向稳态运移，在运移路径上受反向控圈断裂(F11)控制及上覆厚层泥岩遮挡，油气在断裂上升盘聚集成藏。晚期生成的天然气将早期聚集的原油驱向更高和更远的圈闭，导致靠近烃源岩的低部位圈闭主要聚集天然气，而远离烃源岩的高部位圈闭聚集原油(图16)，油源断裂的诱导裂缝带和两条优势构造脊共同控制了油气的优势运移路径。图16中F4为顺源型断裂，由于其所处位置为斜坡地带，油气从西次洼排出，上、下盘诱导裂缝带输导的油气均向构造高部位(L2气藏)运移；F5为向源型断裂，油气从西次洼排出，主要通过上盘诱导裂缝带垂向输导。

5 结 语

(1)油源断裂是油气垂向运移的主要通道，其中断裂带内部结构对油气运移和聚集具有重要影响。向源型油源断裂的上盘诱导裂缝带更发育，油气自生烃中心排出后主要通过上盘诱导裂缝带进行垂向运移，而顺源型油源断裂近乎垂直切割源岩，油气运移的方向与油源断裂走向呈小角度相交，故断裂上、下两盘均可垂向输导油气。广泛分布、物性较好的珠江组下段砂体组成的构造脊1和2为原油侧向运移的优势路径。

图16 原油成藏模式Fig.16 Accumulation Pattern of Crude Oil

(2)珠江口盆地白云凹陷东北部原油主要聚集在反向正断层控制的翘倾半背斜圈闭中，沿构造脊1和2总体表现出“内气外油”的差异聚集特征，油气充满度较高，但受与烃源岩和构造脊距离的影响出现差异。

(3)原油成藏模式具有“断-脊输导、断-盖控聚、差异聚集”的特征。从生烃洼陷生成的油气通过油源断裂垂向运移，进入广泛分布、物性较好的珠江组下段砂体形成的构造脊1和2，在浮力和部分剩余压力驱动下，沿构造脊侧向稳态运移，在运移路径上受反向控圈断裂控制及上覆厚层泥岩遮挡，油气在断裂上盘聚集成藏，油气差异聚集明显。

(4)珠江口盆地白云凹陷东北部位于深水区，属于新区和新领域，受到复杂地质条件、自然地理条件等因素的制约，探井密度低，对其研究多偏重于地震资料，进行分析研究时控制因素可能不够全面，尤其是具体到单井地球化学分析时，测试数据较少，需要借助更多手段辅助研究。未来需针对东次洼和西次洼的烃源岩展开更详细的分析，进一步说明两个次洼的区别，指导后期勘探。