珠江口盆地开平南大型深水深层油田发现与认识创新*

徐长贵 高阳东 刘 军 彭光荣 陈兆明 姜大朋 蔡俊杰

(1. 中国海洋石油有限公司 北京 100010; 2. 中海石油(中国)有限公司勘探开发部 北京 100010;3. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518054; 4. 中海石油深海开发有限公司 广东深圳 518054)

随着勘探程度提升,珠江口盆地油气勘探逐渐由原来围绕富洼、浅水、浅层、构造圈闭找油气,转为向新洼、深水、深层、岩性圈闭等新领域找油气的阶段。近年来,基于系统研究取得的新认识和勘探技术的新突破,先后在珠一坳陷惠州双古领域、开平凹陷南部斜坡带、阳江凹陷等新区新领域取得了一大批勘探成果,实现了储量持续增长[1-6]。上述领域勘探突破带来的油气地质新认识,引领和促进了南海东部海域油气勘探开发可持续发展。

珠江口盆地开平凹陷地质条件复杂,勘探历程一波三折,长期处于“有油无田”境地。制约勘探的关键地质问题主要有3方面:一是由于该凹陷古近系经历了十分复杂的后期改造,造成控洼断层与基底分辨不清,致使该凹陷成盆机制及洼陷结构长期以来认识不清;二是构造控烃作用认识不清,烃源岩发育层段和发育范围尚不明确;三是开平凹陷断块破碎,油气富集的主控因素长期认识不清,油气富集规律不明。针对上述3方面问题,在层序界面的厘定及精细构造解释基础上,开展洼陷结构特征研究,分析构造演化,恢复原型盆地;开展构造差异演化与控烃作用、源渠汇时空耦合沉积体系研究,确定烃源岩发育层段及分布规律,进而开展资源潜力评价;通过已钻井分析,明确失利原因与成藏主控因素,开展断裂体系分布及断裂控藏、源-断-储匹配及成藏模式研究,明确开平凹陷油气成藏规律。在上述研究的基础上,在开平凹陷南部斜坡带开平11-4和开平18-1井区获得勘探突破,一举发现中国首个深水深层亿吨级大油田——开平南油田,打开了开平凹陷勘探局面,极大拓展了珠江口盆地油气勘探的领域和层系,展示出珠江口盆地深水区良好的勘探前景。

1 区域地质概况及油气勘探历程

1.1 区域地质概况

珠江口盆地是南海北部中新生代被动陆缘型伸展盆地,受NW向、NE向基底断裂及隆起带的控制,形成隆坳相间的构造格局[7-9]。开平凹陷位于珠二坳陷中部(图1a),面积约5 000 km2,水深200～500 m。开平凹陷新生界依次发育古近系文昌组、恩平组和珠海组(图1b),新近系珠江组、韩江组、粤海组、万山组和第四系。文昌组和恩平组主要为陆相沉积,珠海组—第四系为海相沉积,具有“下陆上海”的特征。

图1 珠江口盆地开平凹陷构造区划与地层特征

珠江口盆地开平凹陷的发育主要受控于北缘大型伸展拆离断层——神开断层的控制,同时在主洼与北洼之间发育核杂岩,其强烈隆升使得拆离断面向上弯曲而呈“勺状”,核杂岩的发育对凹陷结构具有强烈的改造作用[6]。根据裂陷期地层厚度和主干断裂分布,开平凹陷可以划分为主洼、东洼、西洼、西南洼、北洼五个次级洼陷(图1a)。开平凹陷二级构造带可以划分为开平9潜山披覆构造带、开平10潜山断裂构造带、开平中央凸起断裂构造带、开平11鼻状构造带、开平18鼻状构造带及开平15鼻状构造带(图1a)。

1.2 油气勘探历程

珠江口盆地开平凹陷的勘探始于20世纪80年代,先后经历了对外合作(1980—1996年)、自营初期(2012—2018年)、自营突破(2019年至今)3个阶段[5-6]。20世纪80年代,开平凹陷开始对外合作,外方石油公司先后在开平凹陷周缘的BY7-1、KP9-1、KP6-1构造展开钻探,结果仅见少量油气显示[10-11]。2012年,开平凹陷转入自营勘探阶段,先后在开平北部KP11、KP10构造钻探多口探井,但由于地质条件复杂、油质稠、水深较大,勘探储量发现规模小,见油不见田[12],开平凹陷的勘探再次陷入低谷。“十四五”以来,在深入总结以往勘探经验的基础上,针对洼陷结构、烃源岩及成藏主控因素开展科研攻关,明确了该区的油气资源潜力与成藏规律,在新认识指导和新技术应用基础上,围绕开平凹陷南部斜坡带的3大鼻状构造带开展风险勘探。2022年在开平凹陷南部斜坡带开平11-4井区获得轻质油田勘探突破,2023年再次取得开平18-1井区油气大发现,从而促成中国首个深水深层亿吨级大型油田——开平南油田的发现。

2 开平南油田钻探情况与油藏特征

2.1 开平11-4井区

开平11-4井区位于开平11鼻状构造带上,钻井揭示恩平组—文昌组油层厚度大(图2),单井油气显示超500 m。其中主体区A1块3口井的油层净厚均超100 m,A1井恩平组两层钻杆DST测试均获得高产,首次在开平地区发现高产轻质原油,实现了开平凹陷40年勘探的首个潜在商业突破。而南部斜坡区油气富集层系有差别,A7、A8井主力油层均为文昌组。

图2 开平南油田连井油藏对比(剖面位置见图1)

开平11-4井区主要为断鼻/断块边水油藏,主力油层古近系恩平组,纵向上可划分出23个油层,各油层在不同井区具有独立油水系统。油藏整体上为常温常压系统,压力系数1.01,地温梯度3.79 ℃/100 m。恩平组主力油层埋深3 270～4 215 m,平均孔隙度11.8%,平均渗透率7.5 mD,为低孔、特低渗储层。地面原油密度0.803～0.899 g/cm3,凝固点14～38 ℃,含蜡量15.8%～33.6%,含硫量0.03%～0.24%,属于低含硫、高含蜡、以轻质油为主的常规油藏。

2.2 开平18-1井区

开平18-1井区位于开平18鼻状构造带上,钻井揭示珠海组—恩平组油气层厚度大,单井油气显示超200 m,油气层净厚近100 m。B1井恩平组钻杆DST测试获得高产油流,创造了南海东部探井古近系测试高产记录,进一步证实了开平两大洼陷的生烃潜力,展现了南部斜坡鼻状隆起带优越的成藏背景。

开平18-1井区为断背斜型边水油气藏,具有纵向分层、平面分块的成藏特征(图2),其中珠江组气层为独立成藏单元,具有统一的气水界面。珠海组—恩平组受断层分割、侧向封堵及泥岩厚夹层等因素影响,部分油层平面分为两块独立的油水系统。珠海组为断背斜型油层和气层,恩平组为断背斜型油层,珠海组气层相对独立,垂向上与恩平组油层不连通。开平18-1井区油气藏整体上为高温常压系统,压力系数1.02,地温梯度5.3 ℃/100 m。恩平组主力油层埋深2 450～2 535 m,平均孔隙度21%,平均渗透率422 mD,为中孔、中—高渗储层。地面原油密度0.795～0.843 g/cm3,凝固点38 ℃,含蜡量39.6%,黏度2.58 mPa·s,属于轻质、高含蜡、低胶质、低黏度的常规油藏。

3 强伸展陆缘“拆离-核杂岩”型洼陷结构及沉积充填

3.1 “拆离-核杂岩”型伸展成凹机制

变质核杂岩概念最早由Davis和Coney在1979年提出,将北美西部科迪勒拉造山带中广泛存在的一组独特伸展结构和杂岩命名并确定为变质核杂岩[13-15]。变质核杂岩的形成与演化离不开与之伴生的拆离断层的作用。

开平凹陷核杂岩的发育与控凹主拆离断层(神开断裂)的形成与演化密切相关。在强烈伸展条件下,高角度正断层会由于强烈的水平位移产生卸压作用导致垂向上重力失衡,在地壳均衡作用下,受韧性下地壳发生强烈上拱的影响,高角度正断层旋转变形为低角度正断层并拆离于上拱的韧性下地壳之上,最终导致韧性下地壳暴露至地表形成变质核杂岩。

开平凹陷KP9-1构造—KP6-1构造发育近EW向展布的大型穹隆构造,延伸近50 km,内部地震反射特征表现为上拱的层状强反射特征,其中KP9-1与KP6-1构造为该EW向穹隆构造的2个高点(图3)。由于存在EW向展布的穹隆构造,使得开平凹陷的主拆离断层神开断裂变形改造强烈。神开断裂为低角度控凹正断层,同时核杂岩隆升作用增强其拆离效应,表现为水平方向具有较大位移,断裂走向整体为NEE向,倾向SEE向,从西部KP9-1构造至东部番禺25洼,长度超过100 km(图3)。地震资料中神开断裂断面反射波清晰,从上部的单一断面强相位特征,到深部撒开,最终滑脱在韧性地壳层内部。在变质核杂岩构造的影响下,主拆离断面几何特征呈现特殊的“勺”型的断面结构,与板式、铲式和坡坪式断层明显不同。整体上,主拆离断层活动强度文昌期为“弱—强—弱”完整旋回式裂陷演化,恩平期停止活动[16]。文昌期断裂活动最强时期为文四段、文三段沉积期,断裂位移约10 km,滑移速率近5 km/Ma。

图3 珠江口盆地开平凹陷结构立体模式

3.2 洼陷结构及构造演化

开平凹陷受拆离作用及核杂岩改造作用的影响,原始沉积地层被强烈抬升剥蚀,洼陷结构及演化过程复杂。

开平凹陷结构整体呈现“下断上拗”特征。开平西区为多米诺式半地堑结构,由NE向神开断层西段和KP10断层控制的开平西洼和开平西南洼组成,剖面上神开断层几何形态是“缓—陡—缓”式的转折型断层,陡坡带窄,并快速进入滑脱层。中区为拆离复式半地堑结构,主拆离断层神开断层控制了开平北洼和开平主洼的形成,受核杂岩隆升作用影响,在核杂岩核部以北区域形成了与核杂岩走向平行的凹槽,即开平北洼,其范围较窄,埋深相对较浅,凹陷主体为核杂岩核部以南的开平主洼(图4)。东区为开平东洼和番禺25洼组成的复式堑垒结构,两个洼陷之间被地垒构造分隔,剖面上神开断层特征为上陡下缓的“犁式”形态,陡坡带较窄,逐步进入滑脱层,滑脱深度与西南段差别不大。

图4 开平北洼-开平主洼典型结构地震剖面(剖面位置见图1)

开平凹陷构造演化划分为4个阶段:早文昌期张裂期,以上地壳脆性破裂为主;晚文昌拆离期,以韧性地壳上隆与强烈伸展为主;恩平期断拗阶段,以断裂和热沉降作用联合控制为主;珠海期以后,进入拗陷阶段。

早文昌期受NW—SE向区域应力场控制,开平凹陷主要为高角度断层控制的箕状宽断陷,具有北断南超半地堑结构;晚文昌期区域应力场逐渐顺时针旋转,受拆离强伸展作用和核杂岩隆升改造的影响,诱发大量EW向无根断层,断层走向与核杂岩一致。同时核杂岩的隆升使得核顶地层遭受强烈剥蚀。这一时期地层水平伸展量增大尤为显著,表明地壳拆离作用增强,也说明上、下文昌之间的T83界面标志着盆地从张裂期转向拆离期,对应珠江口盆地区域惠州运动[17]。恩平期区域应力场持续转变,接近SN向,同时发生区域性沉降作用,为断拗转换阶段,边界断裂活动减弱,地层逐步向文昌期核杂岩顶部隆起超覆。珠海期以后,盆地进入拗陷期,断层少量活动,以区域热沉降为主。

3.3 断裂体系

断裂活动对构造样式具有控制作用。开平凹陷古近系断裂活动强烈,主要发育NNE—NE、NEE—EW和NNW向主干断裂,这些断裂控制了裂陷期的构造格局及沉积充填演化。开平凹陷裂陷期断裂受拆离伸展作用影响,剖面上表现为阶梯式、多米诺式或垒堑式等组合样式;平面上表现为平行式、雁列式、梳状、棋盘格式或斜交式等多种组合类型[6]。

开平凹陷断裂形成与演化可以分为3期。早文昌张裂期发育NNE—NE向断层,这期断裂响应区域NW—SE向伸展作用,形成以楔形体为主的早文昌期沉积块体,控制着开平凹陷烃源岩发育,其中大部分断层多终止于T83界面;晚文昌拆离期发育NEE—EW向断裂,这期断裂为核杂岩隆升及区域强烈伸展作用的响应,剖面上主要为同向和反向无根断裂(相对于主拆离断层倾向),开平凹陷这一时期断裂最为发育,对开平凹陷的成藏具有重要影响;恩平断拗转换期发育NNW向断裂,主要为部分拆离期EW向断裂在SN向区域伸展背景下持续活动形成的,断裂数量相比于拆离期断裂明显减少。开平11-4和18-1井区断裂发育存在明显差异,开平11-4井区位于开平主洼南部斜坡带,主要发育NNE—NE和NEE—EW向两组断裂,断裂向上断穿T60,晚期不活动;开平18-1井区位于开平主洼东部开平18鼻状构造带,主要发育晚期恩平组NNW向断裂,该组断裂晚期持续活动,可持续至珠江组之后,部分向上断穿至韩江组。

3.4 沉积充填

珠江口盆地开平凹陷古近纪整体处于陆缘断陷—拗陷湖盆环境,主要发育湖泊、扇三角洲、曲流河三角洲及辫状河三角洲沉积体系。

区域物源体系分析表明,文昌组沉积时期主要物源来自南部顺鹤隆起和西部神狐暗沙隆起。开平主洼南部缓坡发育多条NE向具有上超、前积复合充填特征的断槽,反映砂质充填水道特征;开平东洼南部缓坡断槽沟谷控制输砂通道,但向东洼供给有限,推测发育窄洼深湖。文六—文四段沉积期,受NE—NEE向断裂控制,形成半地堑和地堑,断陷沉降速率较大,该时期水深80～120 m,为窄而深的湖盆,在凹陷边缘充填粗粒近岸水下扇或辫状河三角洲沉积相,凹陷主体区主要发育浅湖和半深—深湖相暗色泥岩夹砂岩(图5a);文三—文一段沉积期,受拆离断层和核杂岩活动影响,该时期水深60～80 m,凹陷转换为宽而缓的形态,中心主要发育浅湖及间湾相泥岩夹砂岩。

图5 开平南地区沉积相

恩平组沉积期,开平凹陷整体受到构造抬升作用,湖广水浅,广泛发育大型浅水碎屑岩体系。来自西部的神狐暗沙隆起、南部的顺鹤隆起及北部的华南褶皱带的碎屑物质沿断槽和凹槽持续向开平凹陷输入,形成了“强供源、远搬运、广分布”的大型浅水辫状河三角洲沉积体。恩平组下段沉积期以南部顺鹤隆起物源供给为主,发育辫状河三角洲前缘水下分流河道与分流间湾泥岩沉积(图5b),岩性以灰色含细砾中砂岩与灰色泥岩互层为主;恩平组上段沉积期以西部神狐暗沙隆起物源供给为主,发育辫状河三角洲平原—前缘沉积,岩性以中—细砂岩为主,含少量含砾粗砂岩,恩平组上段含砂率整体高于下段。

4 古近系大型油田成藏条件与成藏模式

4.1 生烃条件

4.1.1高丰度湖相优质烃源岩

开平主洼南部A7井钻遇文三—文四段泥岩,B1井钻遇文四段泥岩。 A7井揭示文三段和文四段泥岩累计厚度130 m,单层最大厚度分别为20 m和11 m,泥地比分别为0.64和0.42;B1井揭示文四段泥岩累计厚度28 m,单层厚度最大为17 m,泥地比为0.5。

A7井文三段泥岩TOC主体为1.3%～2.5%,有机质丰度为中等—好级别,有机质类型主要为Ⅱ1型(图6a、b)。A7、B1井文四段泥岩有机质丰度高于文三段,TOC主体为2.5%～6.0%,有机质丰度主要为好—很好级别,有机质类型为Ⅱ1型(图6a、b)。B1井文昌组泥岩Pr/Ph值为2.7,指示陆源高等植物来源的C19三环萜烷、奥利烷(OL)及双杜松烷(T)含量较低,规则甾烷分布呈“V”字型,并且含有一定丰度的C304-甲基甾烷(图6c)。姥鲛烷(Pr)与植烷(Ph)含量比值能够判识母源沉积水体环境的氧化/还原条件,在淡水—微咸水的深湖相中的有机质Pr/Ph值通常在0.8～2.8,水体为还原环境[18-19]。浮游藻类生源富含C27、C28甾烷,而陆源有机质富含C29甾烷,4-甲基甾烷可能来源于甲藻或沟鞭藻及某些细菌,在淡水湖泊中4-甲基甾烷主要来源于沟鞭藻[20-21]。B1井文昌组泥岩生物标志化合特征分析表明有机质主要来源于弱还原水体环境的水生生物,为浅湖—半深湖相烃源岩(图6c),该井揭示现今开平主洼边缘位置发育文昌组高丰度浅湖—半深湖相烃源岩,说明开平主洼文三—文四段优质烃源岩分布面积更加广泛。

图6 文昌组烃源岩生烃潜力评价及生物标志化合物特征

开平11-4井区与开平18-1井区原油分别来自不同烃源岩(图6c)。开平18-1井区B1井恩平组上段原油Pr/Ph值为2.4,规则甾烷分布呈“V”字型,并且含有一定丰度的C304-甲基甾烷,C304-MSt/C29St值为0.64,C19三环萜烷、奥利烷及双杜松烷含量较低,碳同位素较重,饱和烃δ13C值为-26.8‰～-26.4‰,推测其主要来自开平主洼东部文昌组浅湖—半深湖相烃源岩。相比于B1井,开平11-4井区原油具有较高的C304-甲基甾烷含量,C304-MSt/C29St值为0.83～1.26,较轻的碳同位素,饱和烃δ13C值为-28.5‰～-27.1‰,推测其主要来自开平主洼文昌组半深湖—深湖相烃源岩。尽管开平主洼文昌组尚未揭示这类典型的半深湖—深湖相烃源岩,但开平11-4井区原油地球化学特征表明开平主洼内发育一套以藻类生源为主的优质烃源岩。

4.1.2变地温场背景下差异热演化

地温场对烃源岩的热演化和生烃演化有直接的控制作用[22-24]。钻井揭示开平凹陷地温梯度总体为3.4～5.3 ℃/100 m,呈现从洼陷中心往东部隆起地温梯度增大。较高的地温促进了烃源岩的热演化,使得凹陷有效烃源面积扩大。受地温场影响,不同洼陷烃源岩热演化程度差异较大,整体呈现东洼成熟度高于主洼、西洼。东洼文昌组烃源岩处于成熟至高成熟阶段,洼陷中心达到过成熟阶段,主洼文昌组烃源岩处于成熟至高成熟阶段,西洼文昌组烃源岩处于成熟阶段。

4.1.3排烃史及运汇单元

在生烃机制研究基础上,根据盆地模拟法研究结果,开平凹陷不同洼陷排烃特征不同。开平主洼排油存在2期,早排油期(34 Ma～23 Ma)以下文昌组烃源岩排油为主,晚排油期(15.97 Ma至今)上、下文昌组均排油,主要排气期为15.97 Ma至今。开平东洼烃源岩排油排气相对较晚,主要排油期为15.97 Ma至今,排气期为10 Ma至今。开平西洼烃源岩排油相对较晚,主要排油期为10 Ma至今。

根据油气优势运移方向和运汇强度进行运汇单元划分,受有效烃源岩规模及排烃效率差异影响,开平凹陷各个运汇单元的运汇强度各不相同,造成运汇单元的资源潜力和资源丰度存在差异。而运汇强度主要由油气优势运汇方向决定,且与油气运移过程中势能变化的大小、油气运移流线型式密切相关[25],据此可将运汇流划分为汇聚流、平行流和发散流,其中运汇单元中汇聚流一般为油气聚集最为有利的型式[26-28]。其中开平11和开平18鼻状构造带是开平凹陷主要油气运移优势方向,油气以汇聚流的形式进行充注,且分割槽切割了开平凹陷最主要的烃源岩,油气总地质资源量超4亿吨,为大中型油气田形成奠定了物质基础。

4.2 储层及圈闭条件

4.2.1储层条件

开平11-4井区主力成藏层系恩平组三段储层由极粗粒—粗粒长石岩屑砂岩和岩屑砂岩组成;岩石颗粒之间主要为线接触、凹凸接触—线接触;磨圆度为次棱角状—次圆状;储集空间以原生粒间孔为主,混有粒内溶孔、晶间孔、粒间溶孔等次生孔隙,孔隙度7.7%～16.8%,渗透率0.1～51.3 mD,整体属于低孔、特低渗储层(图7a、b)。开平18-1井区主力成藏层系恩平组二段岩性主要为浅灰色中砂岩、细砂岩,局部含少量含砾粗砂岩和砂砾岩;磨圆度为次棱角—次圆状,分选中等;孔隙发育极好,储集空间以晶间孔和次生溶孔为主,局部见有机质条带及收缩缝,孔隙度18.8%～27.9%,渗透率44.2～533 mD,整体属于高孔、高渗—特高渗储层(图7c、d)。

(a)A1井3 525.5 m,极粗粒—粗粒砂岩,单偏光,红色为铸体;(b)A1井3 716.0 m砂砾岩,单偏光,蓝色为铸体;(c)B1井2 503.3 m,中砂岩,单偏光,蓝色为铸体;(d)B1井2 507.4 m,细砂岩,单偏光,蓝色为铸体

总体而言,开平11-4井区恩平组下段尽管埋深较大,但大型辫状河三角洲沉积体系中仍可发育一定规模的优质储层,且具有粗粒砂岩原生粒间孔发育、储集物性较好的特点,此外该井区油气早期充注也对原生孔隙具有一定的保护作用。开平18-1井区恩平组上段发育大型辫状河三角洲,含砂率整体较高,且埋深浅,粒间孔和次生溶孔较为发育,储层物性优越。

4.2.2圈闭条件

多期断裂活动使得开平凹陷构造圈闭非常发育,圈闭类型以断块、断背斜和断鼻为主。开平南带比北带构造活动弱,因此南带圈闭形态较完整且面积较大。

开平11-4井区圈闭主要包括2种类型,在断层上升盘发育翘倾断鼻和断块圈闭,在断层下降盘发育断背斜圈闭,圈闭面积均较大,且从文昌组至恩平组圈闭继承性发育、叠合性较好,有利于油气充注成藏。开平18-1井区构造主要受长期活动的EW向大断裂控制,并被其他EW向及NWW向断裂切割,形成具有多个局部高点的断块圈闭,其中最大断块的面积可达21.52 km2,圈闭叠合性较好,埋藏浅,断层断距较大,反向遮挡性好有利于油气保存。

4.3 运移条件

珠江口盆地开平凹陷油气运移主要受到烃源倾向、构造脊和断层三者耦合条件控制[29],不同构造带运移条件存在差异。

4.3.1烃源倾向

开平凹陷整体为北断南超半地堑特征,但上文昌期至恩平期受到拆离隆升构造活动影响,烃源岩在凹陷主体位置和南部斜坡带均有发育。烃源岩地层倾向在洼陷西部受拆离隆升作用影响较强,烃源岩以向北上倾为主(图4),东南部保留更多的北断南超半地堑特征,烃源岩以向南上倾为主,该部分烃源岩主要向南部斜坡带供烃(图8)。

图8 开平凹陷烃源、断层与基底叠合图

4.3.2构造脊

开平凹陷南部斜坡带发育开平18、开平15和开平11等3大鼻状构造带(图8)。这些鼻状构造带在古近纪构造高差大、平面分布范围广,鼻状隆起沟谷较为发育,形成多条构造脊,并在各构造倾末端低部位直接与烃源岩层或主要通源断层对接,成为横向高效运移的通道[30]。

开平11鼻状构造带主要发育3条构造脊(1-1号、1-2号和1-3号)。A1、A3、A5井位于开平11鼻状构造带1-1号构造脊,与烃源岩主体位置最近,A7、A8井分别位于1-2号、1-3号构造脊,位于烃源岩发育较好区域(图8)。

开平18鼻状构造带发育3条构造脊(2-1号、2-2号和2-3号)。2-1号构造脊向开平主洼延伸,主要运移来自主洼的油气;2-2号构造脊位于主洼与东洼之间,可沟通主洼与东洼的油气;2-3号构造脊向开平东洼延伸,主要运移来自东洼的油气。开平18-1井区可同时接受3条构造脊的油气充注(图8)。

4.3.3断层

开平凹陷断裂恩平组沉积期之后整体不活动或活动弱,决定了以古近系成藏为主的特点。油源断裂以NEE—EW走向的断层为主,仅开平10和开平18构造带发育多条平行的NNW向断层组成的新近系断裂带。开平11-4井区发育多条NEE—EW向断裂,断裂向下切割烃源岩,向上断穿T60层,沟通恩平组—文昌组储层,为有利的油源断层;开平18-1井区NNW向断裂晚期持续活动,可将油气运移至珠海组、恩平组成藏(图8)。

4.3.4源-脊-断匹配高效运移

A1井位于开平11鼻状构造带1-1号运移脊,对接的通源断层虽然晚期(恩平组沉积期之后)不活动,但依然能够成为垂向运移通道,且断层对接烃源岩地层厚度大、烃源发育好,成为油气强充注区域。但是该路径垂向运移层段有限,最浅只能运至恩平组成藏,油气可在文昌组和恩平组富集成藏。A7、A8井位于开平11鼻状构造带2条运移脊上,断层较为不发育,仅局部发育几条小规模断层,恩平组沉积期终止活动,活动性也弱于A1井区油源断层,断层对接烃源岩厚度相对较薄,因此断层总体垂向运移油气规模有限,以烃源岩层横向运移成藏为主,油气运移至文昌组成藏。

开平18鼻状构造带低部位断层晚期一直活动至韩江组沉积期,与区域规模成藏期相匹配。这些晚期活动断层成为垂向调节运移油气至中浅层的高效通道,开平18-1井区恩平组上段至珠海组规模成藏主要归因于这些晚期断层与3条横向运移脊高效匹配。

4.4 油气成藏模式

珠江口盆地开平南油田位于开平凹陷南部斜坡带上,是油气运移的优势指向区。开平主洼文昌组优质湖相烃源岩提供充足的油气来源,开平11和开平18鼻状构造带被烃源岩层覆盖,发育多条有利的油气汇聚脊,多期通源断裂垂向输导控制油气差异富集。开平11-4井区断裂结束活动早,油气主要在深层恩平组下段及文昌组成藏。开平18-1井区断裂晚期活跃,油气主要受区域盖层控制在恩平组顶部和珠海组成藏。10 Ma以来烃源岩大量排烃,使得油气快速聚集成藏。综上,开平南油田总体具有“近源强势充注—断脊差异运聚—晚期快速成藏”的模式(图9)。

图9 开平南油田油气成藏模式

5 结束语

珠江口盆地开平南大型深水深层轻质油田的发现,实现了开平凹陷的勘探突破,也是南海东部海域首个深水古近系原油勘探突破,极大拓展了珠江口盆地油气勘探的领域和层系,展示出珠江口盆地深水区良好的勘探前景。同时,开平凹陷是典型的陆缘伸展区“拆离-核杂岩”型凹陷,目前“拆离-核杂岩”型含油气盆地研究非常少,其油气成藏条件研究和勘探经验都非常缺乏,开平南油田的发现证实了该类型凹陷的巨大勘探潜力,也可为相似凹陷的勘探提供借鉴。