油气穿越未成岩断裂运移富集成藏模式与主控因素——以珠江口盆地恩平凹陷为例

赵 鹏, 彭光荣, 吴 静, 白海军, 许新明, 李颖薇, 李孔森, 彭霄云

(中海石油(中国)有限公司 深圳分公司, 广东 深圳 518000)

0 引 言

恩平凹陷勘探始于1983 年, 而在之后的27 年中一直未获突破。2010～2012 年在其南部隆起内带获得了一系列商业性油田, 证实其为富烃洼陷(刘丽华等, 2011; 刘再生等, 2014)。南部隆起内带集束勘探完成后, 恩平凹陷进入勘探相对低潮期。2017 年起, 基于浅层油气穿越未成岩断裂远源运移成藏模式, 研究人员相继在恩平凹陷南、北隆起带获得重大勘探突破, 发现一批商业性油田(米立军, 2018;吴哲等, 2020), 验证了此模式的合理性与推广价值。

断裂在浅层油气成藏过程中具有重要的控制作用(汪立君等, 2006; 邓运华等, 2017; 郝鑫, 2017),国内外学者已做了大量的研究和论述, 且主要侧重于断裂封闭性对圈闭有效性的控制、断裂作为垂向运移通道输导油气运移、定量评价断裂封堵油柱高度等方面(吕延防和王帅, 2010; 吴智平等, 2010; 付晓飞等, 2012; 付广等, 2014, 2017; 姜大朋等, 2014;吕延防等, 2016; 王超等, 2017)。浅层断裂由于埋藏浅、活动晚等因素影响, 其成岩作用一般较弱, 因此其对油气的侧向封堵和输导具有特殊性, 近年研究报道较少(王超等, 2017; 付广和葛思, 2018)。本文利用地震、测井、岩心、地球化学等资料, 对恩平凹陷南、北隆起带浅层主要油田成藏特征进行剖析,阐述浅层油气穿越未成岩断裂运移成藏模式及其成因机制, 并总结富集成藏的主控因素。

1 恩平凹陷石油地质背景

1.1 洼陷结构

恩平凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷西端, 北部毗邻海南隆起, 东部与恩西低凸起、西江凹陷相隔,南部为番禺低隆起。西部和西南部与珠三凹陷和神狐隆起相接。洼陷整体呈NE 走向、北断南超, 面积5000 km2, 由恩平17 洼、恩平12 洼和恩平18 洼三个次级洼陷构成(陈长民等, 2003)。自下到上地层依次为前寒武系花岗岩基底、文昌组、恩平组、珠海组、珠江组、韩江组、粤海组、万山组和第四系。恩平凹陷属于新生代凹陷, 经历了晚白垩世-早渐新世裂陷阶段、晚渐新世-中中新世拗陷阶段和中中新世之后的断块升降阶段(王家豪等, 2011; 施和生等, 2014; 米立军等, 2019)。

1.2 成藏区带划分

根据构造背景和成藏要素特征, 将恩平凹陷划分为南部隆起带(外带和内带)、洼陷区和北部隆起带(外带和内带)(图1)。南、北隆起带在裂陷期处于隆起风化剥蚀状态, 文昌组、恩平组不发育。南部隆起带新近系发育NWW 向张性断裂, 北部隆起带发育NE 向大型弧形断裂。断裂表现为高角度、同向倾斜, 多呈雁列式组合。断裂活动形成了一系列断鼻、断背斜等构造。断裂在韩江组上段–粤海组沉积期(10 Ma)强烈活动, 对晚期油气成藏具有重要控制作用。

1.3 烃源岩条件

恩平17 洼是恩平凹陷珠江口盆地已证实的富烃洼陷(朱伟林等, 2018), 裂陷阶段湖相沉积广泛发育,文昌组面积343 km2, 最大厚度5 km, 是主力烃源岩发育层系, 烃源岩沉积类型为深湖-半深湖相泥岩,已发现原油具有高C304-甲基甾烷特征。恩平凹陷地温梯度较高, 生烃阶段较早, 主生油阶段为33～10 Ma,文昌组处于高熟-过成熟阶段, 生烃量约136 亿吨(施和生, 2015; 朱明等, 2019)。

1.4 储盖组合

恩平凹陷新近系位于古珠江三角洲前缘, 地层含砂率 40%～60%, 储盖组合条件优越。地层埋深1000～2500 m, 成岩作用弱。砂岩储层物性良好, 孔隙度一般15%～30%, 属于高孔高渗储层。新近系区域性海泛泥岩构成主要盖层, 此类盖层横向稳定,对油气运移和保存具有主要的控制作用, 此外也发育三角洲前缘间湾构成的局部泥岩盖层。目前, 恩平凹陷发现的商业性油气主要分布在新近系韩江组和珠江组储盖组合中。

图1 恩平凹陷位置与构造区划分Fig.1 Location and tectonic units of the Enping Sag

1.5 勘探实践

2010～2012 年南部隆起内带钻探的商业性油田是恩平凹陷的勘探突破, 恩平凹陷由此被证实为富烃洼陷。南部隆起带是文昌组烃源岩优势指向区,圈闭多为断鼻或断背斜, 前人总结了南部隆起内带的成藏模式, 提出文昌组生成的油气受地层产状控制向南部隆起带方向汇聚, 经不整合面及其附近粗碎屑岩进入南部隆起带下伏的“仓储层”, 晚期活动的断裂输导油气进入浅层韩江组、珠江组圈闭中成藏(何清吟等, 2014; 许新明等, 2014, 2015, 2016;谢飞等, 2015; 朱俊章等2015)。南部隆起内带具有基底古隆起的背景, 导致仓储层仅局限于其下方难以向远端扩展。同时, 已发现油藏油柱低, 充注程度低, 向隆起外带构造运移的风险更大。由于缺乏新的成藏模式指导, 南部隆起外带的勘探相对停滞。2017 年起, 基于对晚期未成岩断裂特殊性的研究, 在南、北隆起带向远端扩展勘探取得成功, 相继发现4 个商业性油田, 证实了隆起带发育穿断运移富集成藏模式。

2 隆起带油气穿断运移成藏特征

穿断运移指断层相关圈闭中, 由于断裂封闭性弱, 油气在圈闭中未聚集或聚集一定程度后漏失,穿越断层进入对盘地层中并向远端运移的聚集成藏过程。恩平凹陷南、北隆起带不发育烃源岩, 远端构造带韩江组、珠江组中的油气均是通过穿越断层的方式运移成藏。结合平面、剖面特征, 恩平南部隆起内带的EPS-1 油田通过“烃源岩-不整合面-仓储层-断裂”模式成藏后发生穿断运移, 继而依次形成EPS-2、EPS-3 两个油田及EPS-4 含油构造。恩平北部隆起内带EPN-1 油田以“烃源岩-断裂-构造脊”模式成藏后发生穿断向北运移, 依次形成 EPN-2、EPN-3 两个油田及EPN-4 含油构造(图2)。综述南、北隆起带穿断运移成藏特征如下。

2.1 多次穿断运移、断鼻圈闭为主、构造脊连通

原油生物标志化合物证实, 南、北隆起带各存在一条多次穿断运移路径, 表现在: 恩平17 洼文昌组生成的原油, 在南部隆起带EPS-1、EPS-2、EPS-3三个圈闭依次穿断形成油田; 在北部隆起带, 依次穿断形成EPN-1、EPN-2、EPN-3 三个油田。因此, 南、北隆起带油田的成藏过程中, 油气连续发生3～4 次穿断运移, 并在穿断运移过程中富集成藏形成商业性油田(图2)。发生穿断运移成藏的8 个油田或含油构造中, 均为断裂活动形成的圈闭。由单条断层或雁列式断层组合控制形成的断鼻或断背斜, 在上升盘形成油藏。圈闭幅度范围18～71 m, 断距50～240 m,断层倾角40°～75°(表1)。在连续穿断运移成藏的各油田之间, 存在构造脊将穿断的原油汇聚至下一个构造; 若构造脊不发育, 一般成藏较差或不能成藏,如图3b 中所示EPS-5 构造与EPS-2 油田之间不发育构造脊, 圈闭就未能成藏。

图2 过恩平凹陷地震剖面(剖面位置见图1)Fig.2 The seismic section across the Enping Sag

2.2 晚期成藏、油柱高度普遍较低、成藏层位逐次爬升

油气成藏层位整体较浅, 多分布在韩江组、珠江组上段, 埋深900～1740 m。隆起带控圈断裂多在韩江组上段及粤海组沉积期(10～5 Ma)活动。伴随晚期断裂活动, 油气大规模调整运移进入隆起带成藏。流体包裹研究显示, 韩江组油气主要有13.8～7.7 Ma和4.9～0 Ma 两个成藏期。韩江组油藏由于埋藏浅,受生物降解影响, 原油密度较大(熊万林等, 2019)。南部隆起带地层原油密度为0.95～0.961 g/cm3, 属稠油。北部隆起带油藏埋深较南部深, 地层原油密度低, 分布在0.839～0.939 g/cm3。珠江组油藏地面原油密度较韩江组低, 一般为中质油。油藏的油柱高度整体较低, 大致分布在0～30 m 之间, 其中, 南部隆起带较北部隆起带稍高, 与其原油密度相对较高有关。向远端穿断运移成藏的过程中, 各油田主力成藏层段均有爬升变浅的特征。如, EPS-1 油田主力油层在韩江组下段; EPS-2 油田油层分布在韩江组, 但主力油层在韩江组上段; EPS-3 油田油层仅分布在韩江组上段。北部隆起带EPN-1 油田主力油层段在珠江组, EPN-2 油田和EPN-3 油田主力油层段分布在韩江组下段(图4)。

表1 圈闭与油藏要素特征Table 1 Characteristics of the traps and reservoir in the study area

图3 北部隆起带珠江组顶面构造图(a)与南部隆起带韩江组下段顶面构造图(b)Fig.3 Top structural map of the Zhujiang Formation in the northern uplift area (a) and top structural map of the Lower Hanjiang Formation in the southern uplift area (b)

2.3 伴随穿断过程油气运聚强度减弱

断裂活动破坏输导层的横向连续性, 断裂带经断裂活动形成了复杂的内部结构, 其输导性低于原生状态下砂岩地层。运移路径上圈闭的捕获作用截留部分油气, 使得穿断运移路径上油气运聚强度向远端递减。图5 所示是已证实的油气穿断运移成藏路径上的EPS-1、EPS-2、EPS-3 三个油田, 油藏的个数相对逐渐减少, 油藏的油柱高度逐渐降低(图5)。此外, 最远端的EPS-4 含油构造仅钻遇2 个油藏, 恩平北部隆起带最远端的EPN-4 构造仅钻遇1 个油藏。

3 成藏模式

经过地质研究和勘探实践的反复验证, 研究区穿断运移成藏过程由简单穿断成藏和有限封堵-动态穿断成藏两种模式构成, 共同控制了恩平凹陷南、北隆起带的油气富集成藏。分述如下。

3.1 简单穿断成藏模式

在油气侧向穿断运移到隆起带的过程中, 断裂带内断层岩泥质含量低, 难以有效封堵油气, 油气直接进入断层, 然后沿断裂向上运移, 或者直接进入对盘, 向远端运移; 另外, 断裂连接处也是油气容易穿过断面的部位, 此过程为简单穿断成藏模式。此种情况下, 发生穿断的圈闭难以成藏, 一般仅见油气显示或者无显示, 此穿断过程仅具油气侧向运移或兼垂向调整的地质意义。

图5 油柱高度序列图Fig.5 The chart of the oil-bearing sequences

3.2 有限封堵-动态穿断成藏模式

除简单穿断成藏模式之外, 还存在一种有限封堵-动态穿断成藏模式。此模式基于穿断运移路径上的圈闭能够连续成藏以及其油藏油柱高度普遍较低两种地质现象而建立。EPS-1、EPN-1 油田等发生穿断运移后仍可形成一系列油田, 因此, 其油柱高度偏低不能够归因于充注强度低。有限封堵-动态穿断成藏模式能够合理解释穿断运移与低油柱高度并存的成藏现象。

有限封堵, 即由于恩平凹陷韩江组、珠江组内部发育的断层岩形成晚、排替压力低, 其能够封堵的油柱高度有限, 区域性统计油柱高度范围为5～30 m。动态穿断, 即在油气充注过程中, 随着油柱高度的不断增加, 当油柱高度超过断层岩的最大封闭能力时, 石油将穿越断层发生漏失, 而当油柱高度减小至最大封堵油柱高度后, 断层再次处于封堵状态。在油气充注成藏过程中, 动态穿断过程可能反复多次发生直至运移过程结束。穿断过程既是油气成藏的过程, 也是油气穿越断层向远端运移的过程, 但并非所有穿越运移路径上油藏都会发生此过程, 只有油柱高度大于断层封堵能力的条件下才会发生,同时, 这也表明现今的油藏在地史成藏期可能发生过穿断运移。

该模式可分为三个阶段, ①累积充注阶段: 伴随石油在断圈中聚集, 断层处于封堵状态, 油气不断在圈闭中聚集, 油柱高度增加(图6a); ②过充注-漏失阶段: 油藏形成的浮压超过断层岩排替压力后,油气穿断漏失、油柱高度减小(图6b); ③平衡阶段:随着油气穿断, 烃柱高度减小至断层封堵最大高度后, 断层处于重新封闭状态。重复前两个过程, 最终油气运移结束、油藏定型保存(图6c)。

3.3 成藏机制

强油气充注与弱断层封堵是油气穿越未成岩断裂运移成藏的机制, 而关键在于断层弱封堵。断圈油藏最大烃柱高度受控于断层岩排替压力, 成岩作用、填充物组成等方面共同控制断层岩的排替压力。由于缺乏断层岩取心实测资料, 仅能通过近似埋深的地层岩心实测数据进行推断。

南、北隆起带主要成藏层段埋深大多小于1500 m。EPN-3、EPS-2 两口井的黏土矿物特征表明, 韩江组地层处于早成岩阶段, 以压实作用为主, 井壁心多呈疏松特征(图7)。控圈断裂大多在晚期活动(10～5 Ma),甚至粤海组沉积期之后仍在继续活动, 断层岩形成晚, 其成岩程度弱于同深度原生地层。

不同泥质含量的沉积物排替压力存在上限, 不同的泥岩含量对其封堵能力有重要的控制作用(付广, 2018)。通过区域性统计, 恩平地区断层圈闭的油气藏的断层岩泥质含量(SGR)介于40%～50%之间, 类似泥质含量及埋深的岩心排替压力为0.02～0.05 MPa,采用地层原油密度为0.9 g/cm3, 通过公式: 油柱高度H=排替压力/(ρwater−ρoil)g 反推, 油柱高度为20～50 m。考虑到断层岩排替压力小于原生地层, 因此断层封闭油柱高度应小于此值范围。此结果与真实情况接近, 因此受埋藏浅、形成时间晚等因素影响, 隆起带断层岩成岩作用弱、排替压力低, 导致油气穿断运移成藏。

图6 有限封堵-动态穿断成藏模式Fig.6 Accumulation model of limited lateral sealing and dynamic cross-fault migration of oils

4 富集成藏主控因素

4.1 “ 断层-输导砂体-构造脊”构建多次穿断运移格架

油藏控圈断层、下降盘输导砂层产状、构造脊三者组成的地层格架是油气连续穿断成藏的关键。下降盘发育的构造脊汇聚并引导油气向下一个圈闭运移, 避免油气散失, 才能够连续穿断并且富集成藏。例如, 番禺19 断裂构造带中, EPS-2 油田发生穿断运移后, 其下降盘形成的构造脊指向EPS-3 构造且形成油田; 但是EPS-5 构造均不存在有效的构造脊汇聚油气, 所以只有少量油气发现(图3)。

4.2 充注强度、圈闭汇聚能力的动态平衡主导多次穿断富集程度

有限封堵-动态穿断的成藏模式形成的条件是油气充注形成的油柱高度超过断层的封闭能力, 因此对于一个圈闭而言, 只有当其充注强度足够大,从该构造穿断后向下一个构造运移的油气量才充足。同时圈闭面积愈小, 断层封堵性愈弱, 圈闭捕获油气的能力愈弱, 则从该圈闭穿断的油气量就愈多。运聚强度与圈闭汇聚能力的平衡控制穿断运移路径上圈闭的富集程度。

4.3 断-储排替压差控制油气垂向侧向分流, 正旋回岩性组合易成藏

油气发生穿断后有两种潜在运移路径: 沿断裂垂向运移或穿过断裂直接运移进入断裂对盘地层。控制两种运移方式分别是断层岩与对盘地层的排替压力差。如断层岩排替压力大于对盘地层, 则油气难以发生垂向运移而进入对盘地层; 如果对盘地层排替压力大于断层岩, 则油气沿断裂带发生垂向运移。在已发现穿断运移而成藏的油田中, 正旋回岩性组合易于成藏。正旋回地层形成的断层岩也具有向上泥岩含量增加的特征, 垂向排替压力的增加阻止油气垂向运移使油气易侧向分流进入圈闭成藏。如EPN-3 油田主要油气成藏层段韩江组六段和珠江组一段、EPS-3 韩江组二段是典型的正旋回岩性组合。

图7 EPN-3 和EPS-2 井岩心照片及黏土矿物特征Fig.7 Photographs of drilling cores and character of clay minerlas in EPN-3 and EPS-2 well

5 结 论

通过以上综合分析, 本文提出以下新认识:

(1) 恩平凹陷南、北隆起带远离恩平17 洼生烃中心, 以连续多次穿断运移的成藏模式形成了一系列商业性油田。

(2) 穿断运移成藏包含简单穿断运移与有限封堵-动态穿断两种模式, 其形成机制是断层岩成岩作用弱导致的低封闭油柱高度与油气强充注, 而前者是关键。

(3) 断层-输导砂体-构造脊构成多次穿断运移的地层格架, 油气充注强度与圈闭汇聚能力的平衡控制了穿断运移路径上圈闭的富集程度, 断-储排替压差控制了穿断过程中油气垂向侧向分流。