張 偉,何家雄,胡 楊,劉 菊 ,李曉唐

(1.廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局，廣東 廣州 510075； 2.中國(guó)科學(xué)院 廣州地球化學(xué)研究所 邊緣海地質(zhì)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，廣東 廣州 510640； 3.南華大學(xué)，湖南 衡陽(yáng) 421001； 4.中國(guó)石油 南方石油勘探有限責(zé)任公司，廣東 廣州 510290)

北部灣盆地邁陳凹陷區(qū)域探井?dāng)?shù)模分析與油氣勘探方向

張 偉1,2,何家雄2,胡 楊3,劉 菊4,李曉唐2

(1.廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局，廣東 廣州 510075； 2.中國(guó)科學(xué)院 廣州地球化學(xué)研究所 邊緣海地質(zhì)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，廣東 廣州 510640； 3.南華大學(xué)，湖南 衡陽(yáng) 421001； 4.中國(guó)石油 南方石油勘探有限責(zé)任公司，廣東 廣州 510290)

在深入分析北部灣盆地邁陳凹陷西南部邊緣Y1井油氣地質(zhì)資料的基礎(chǔ)上，采用PetroMod軟件開展了該區(qū)油氣地質(zhì)及地球化學(xué)的數(shù)值模擬研究。研究結(jié)果表明，該區(qū)僅始新統(tǒng)流沙港組二段暗色泥巖達(dá)到較好烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度標(biāo)準(zhǔn)，但其成熟度較低，尚未達(dá)到成熟生烴門限。邁陳凹陷總體上地溫場(chǎng)偏低，綜合判識(shí)確定其成熟生烴門限為埋深2 600 m，比潿西南凹陷及烏石凹陷始新統(tǒng)烴源巖成熟生烴門限明顯偏深。由于Y1井未處在生烴凹陷成熟烴源巖有效生烴灶供給范圍內(nèi)，故其不能獲得充足的烴源供給，乃至在其局部構(gòu)造及圈閉中富集成藏，而最終導(dǎo)致Y1井鉆探圈閉為無(wú)油氣聚集的空圈閉。因此，研究區(qū)今后應(yīng)重視尋找古近系烴源巖有效供烴系統(tǒng)之內(nèi)的有利區(qū)帶及圈閉目標(biāo)，以期獲得商業(yè)性油氣勘探的突破。

盆地?cái)?shù)值模擬；熱演化生烴史；成熟生烴門限；烴源供給系統(tǒng)；邁陳凹陷 ；北部灣盆地

邁陳凹陷位于南海西北部大陸邊緣北部灣盆地中南部與海南島東北緣之間，面積約2 800 km2，屬北部灣盆地南部坳陷帶的次一級(jí)構(gòu)造單元，其油氣勘探雖然通過(guò)多期對(duì)外合作勘探和自營(yíng)勘探活動(dòng)，但至今尚未獲得商業(yè)性油氣的發(fā)現(xiàn)，且其油氣勘探及油氣地質(zhì)研究程度亦甚低[1-2]。迄今為止，先后在邁陳凹陷已鉆探烏石(WS)28-1-1、WS29-1A-1及徐聞X1、徐聞X2與和Y1等多口探井。其中，除徐聞X1井發(fā)現(xiàn)三層薄油層及熒光，氣測(cè)顯示且測(cè)試獲低產(chǎn)油流，徐聞X2A井以及邁參2井見油氣顯示外，其余探井均未見油氣顯示[3-5]。雖然上述探井的油氣勘探均未取得預(yù)期的勘探效果和油氣勘探的重大突破，但通過(guò)這些探井的鉆探，尚獲得了大量的第一手油氣地質(zhì)資料，進(jìn)而為該區(qū)進(jìn)一步油氣勘探及油氣地質(zhì)綜合研究等奠定了良好的基礎(chǔ)。本文根據(jù)邁陳凹陷西南部鉆探的Y1井所獲地質(zhì)地球物理資料和鉆井樣品有機(jī)地球化學(xué)分析結(jié)果，結(jié)合區(qū)域油氣地質(zhì)條件分析選取相關(guān)參數(shù)，采用斯倫貝謝公司PetroMod軟件開展了單井?dāng)?shù)值模擬研究，進(jìn)一步剖析和揭示了該區(qū)始新統(tǒng)烴源巖埋藏史、熱演化史及生烴演化過(guò)程，在此基礎(chǔ)上，綜合分析評(píng)價(jià)了其油氣成藏地質(zhì)條件，初步預(yù)測(cè)了邁陳凹陷西南部油氣勘探潛力及有利勘探方向，以期為該區(qū)進(jìn)一步油氣勘探部署及鉆探目標(biāo)評(píng)價(jià)優(yōu)選等提供參考借鑒和指導(dǎo)。

1 區(qū)域油氣地質(zhì)概況

邁陳凹陷位于北部灣盆地中南部，其北部與烏石凹陷以流沙凸起相隔，南部與福山凹陷以徐聞隆起/凸起相隔，西部與海頭北凹陷相接，東北部則與徐聞隆起/凸起東部及雷東凹陷相鄰(圖1)。與盆地內(nèi)其他凹陷一樣，邁陳凹陷亦是在前古近系基底之上發(fā)育形成的具有斷坳雙層結(jié)構(gòu)特征的箕狀斷陷。該斷陷經(jīng)歷了兩個(gè)主要的成生演化階段[6-8]：早期古近紀(jì)多幕裂陷伸展演化及陸相湖盆、河流沼澤相沉積充填過(guò)程和晚期新近紀(jì)熱沉降拗陷及海相濱淺海相沉積充填過(guò)程，構(gòu)成了“下斷上坳”海陸相兩套地層系統(tǒng)疊置的典型雙層結(jié)構(gòu)。邁陳凹陷亦以T2地震反射層作為區(qū)域角度不整合界面將其斷坳雙層結(jié)構(gòu)分開，該界面以下的下構(gòu)造層為斷陷/裂陷結(jié)構(gòu)，其箕狀斷陷結(jié)構(gòu)特征非常明顯，構(gòu)造變形強(qiáng)烈，斷裂分割性強(qiáng)且復(fù)雜，形成了多凸多凹、凹凸相間的構(gòu)造格局，沉積充填體系及其展布特征主要受斷裂系統(tǒng)控制；該界面以上的上構(gòu)造層則具有明顯的熱沉降拗陷結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，構(gòu)造活動(dòng)及構(gòu)造變形微弱，斷裂活動(dòng)弱且斷裂極少，形成了一個(gè)總體向盆地中心微斜的平緩向斜型沉積體系，且其沉積充填體系及展布特征基本上不受斷裂系統(tǒng)控制[9-10]。

本次單井?dāng)?shù)值模擬的Y1區(qū)域探井位于北部灣盆地邁陳凹陷西南部邊緣斜坡的鄰昌構(gòu)造帶Ⅰ號(hào)背斜南斷塊，其鉆遇新生界層序及地層巖性特征與北部灣盆地其它凹陷及鄰區(qū)鄰井基本一致[11-12]。根據(jù)地震及層序地層學(xué)解釋與地質(zhì)錄井揭示的地層巖性特征和地球物理測(cè)井電性特點(diǎn)，結(jié)合古生物資料分析，該井鉆遇新生界地層系統(tǒng)及地層層序，自下而上分別為古近系古新統(tǒng)長(zhǎng)流組(Ech)(未鉆穿)，始新統(tǒng)流沙港組(Els)二段(一段、三段缺失)，漸新統(tǒng)潿洲組 (E3w)(一段、二段及三段)，新近系下中新統(tǒng)下洋組(N1x)，中中新統(tǒng)角尾組(Njw)，上中新統(tǒng)燈樓角組(Ndl)，上新統(tǒng)望樓港組(Nwl)及第四系(Q)所構(gòu)成。

圖1 北部灣盆地邁陳凹陷區(qū)域地質(zhì)背景(a)及Y1區(qū)域探井位置(b)Fig.1 Regional geology framework of the Maichen Sag(a) and location of the outpost Well Y1(b) in the Beibuwan Basin

年代地層及代號(hào)頂深/m底深/m厚度/m沉積開始時(shí)間/Ma沉積結(jié)束時(shí)間/Ma上新統(tǒng)望樓港組(Nwl)4525020511．62中新統(tǒng)燈樓角組(Ndl)250388139231116角尾組(Njw)388528139339231下洋組(Nxy)528900372372339漸新統(tǒng)潿洲組一段(Ewz1)900133043040．437．2潿洲組二段(Ewz2)1330194561548．640．4潿洲組三段(Ewz3)1945208413855．848．6始新統(tǒng)流沙港組(Els)2084265256861．155．8古新統(tǒng)長(zhǎng)流組(Ech)2652348683465．561．1

須強(qiáng)調(diào)指出的是，根據(jù)邁陳凹陷及鄰區(qū)的區(qū)域地質(zhì)研究，漸新統(tǒng)潿洲組三段與下伏始新統(tǒng)流沙港組二段呈明顯的角度不整合接觸，始新統(tǒng)流沙港組二段與下伏古新統(tǒng)長(zhǎng)流組也呈角度不整合接觸，因此始新統(tǒng)流沙港組缺失一段和三段。由于邁陳凹陷Y1井所在構(gòu)造地理位置處在凹陷西南部邊緣鄰昌Ⅰ號(hào)背斜南斷塊上，其主要烴源層系始新統(tǒng)流沙港組二段湖相沉積較薄(568.5 m)，且流沙港組一段及流沙港組三段均被剝蝕，甚至有可能漸新統(tǒng)潿洲組底部地層亦有所剝蝕，可見其構(gòu)造活動(dòng)及抬升剝蝕程度非常大。據(jù)唐友軍等[4]研究，邁陳凹陷東部徐聞X1井流沙港組-潿洲組至少剝蝕了600～1 400 m，結(jié)合邁陳凹陷西南部地質(zhì)條件，估計(jì)Y1井流沙港組-潿洲組亦至少剝蝕了600～1 000 m。在建立數(shù)值模擬模型時(shí)，地層沉積厚度和剝蝕量等數(shù)據(jù)是建?；A(chǔ)，因此必須考慮地層剝蝕情況。筆者開展Y1井埋藏?zé)嵫莼纺M時(shí)，亦考慮了古近系的剝蝕情況。本次實(shí)際模擬選取新生代各沉積地層頂?shù)咨?、沉積厚度以及地層沉積年齡詳見表1。其中，流沙港組二段在古近紀(jì)末期因構(gòu)造抬升發(fā)生剝蝕，其剝蝕厚度參考邁陳凹陷東部徐聞X1井確定為1 000 m。

2 盆地?cái)?shù)值模擬參數(shù)

2.1 地層巖性特征

北部灣盆地油氣勘探及區(qū)域地質(zhì)研究表明[1-5,13]，該區(qū)新生界地層系統(tǒng)及地層層序組成，主要是在上古生界石炭系-二疊系石灰?guī)r、下古生界變質(zhì)巖和中生界花崗巖所構(gòu)成的前古近系多巖性基底上，由古近紀(jì)陸相斷陷期沉積充填的湖相及河流沼澤相沉積與新近紀(jì)及第四紀(jì)海相坳陷沉積疊置覆蓋所構(gòu)成，具有典型的陸相斷陷構(gòu)造層與海相坳陷構(gòu)造層相互疊置的雙層結(jié)構(gòu)特征。

由于新近系不是研究區(qū)油氣地質(zhì)研究的重點(diǎn)層位，且其海相沉積特征及地層巖性特點(diǎn)亦較清楚，故此處不詳述。據(jù)Y1井錄井巖性資料，該區(qū)新近系巖性特征具有如下特點(diǎn)。下中新統(tǒng)下洋組主要以灰色砂礫巖為主，夾不等厚厚層綠灰色泥巖。中中新統(tǒng)角尾組上-中部以中厚層灰色含礫不等粒砂巖為主，夾中-薄層灰綠色泥巖；下部則以厚層灰色含礫不等粒砂巖為主，夾薄層灰綠色泥巖。上中新統(tǒng)燈樓角組以厚層灰綠色泥巖為主，夾不等厚層灰色礫狀砂巖、含礫不等粒砂巖。上新統(tǒng)望樓港組以厚層灰綠色泥巖為主，夾中厚層灰色含礫不等粒砂巖，底部為雜色砂礫巖。

古近系為Y1井重點(diǎn)研究層位及勘探目的層，廣泛開展了各種油氣地質(zhì)的基礎(chǔ)分析測(cè)試工作(地層古生物分析、巖礦鑒定與地球化學(xué)分析等)。Y1井41個(gè)井壁取心及巖屑樣品的薄片分析鑒定結(jié)果表明，Y1井鉆遇古近系碎屑巖儲(chǔ)層巖石學(xué)具有如下特征。漸新統(tǒng)潿洲組一段至潿洲組三段巖性，主要為泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖及少量礫巖和含礫砂巖，泥質(zhì)等雜基填隙物含量偏高，面孔率偏低，孔滲性偏差；始新統(tǒng)流沙港組二段下部碎屑巖儲(chǔ)層較發(fā)育且以砂巖為主，少量粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖，但砂巖顆粒分選較差，碎屑成分復(fù)雜，泥質(zhì)含量偏高，面孔率較低，成分成熟度偏低，砂巖成巖演化程度處于早成巖期(A或B階段)；古新統(tǒng)長(zhǎng)流組碎屑巖巖性總體上較粗或與流沙港組相當(dāng)，且以砂巖為主，多為混雜砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖等。但由于砂巖顆粒分選差，泥質(zhì)含量較高，面孔率亦低。砂巖成分成熟度亦偏低，多在低成熟到極低成熟之間，表明具有近物源快速堆積的特點(diǎn)。長(zhǎng)流組砂巖成巖演化階段，根據(jù)其巖石學(xué)特點(diǎn)判識(shí)，大致處在早成巖階段B期至中成巖階段A期，明顯比上覆始新統(tǒng)流沙港組成巖演化程度增高。

總之，碎屑巖儲(chǔ)層巖性除部分層位局部層段較粗外，總體上較細(xì)，因而儲(chǔ)層巖石儲(chǔ)集物性總體偏差。根據(jù)上述井壁取心及巖屑樣品的薄片分析鑒定結(jié)果，結(jié)合錄井巖性數(shù)據(jù)，統(tǒng)計(jì)出用于本次實(shí)際數(shù)值模擬輸入的各地層泥巖百分比依次為：新近紀(jì)望樓港組69.18%，燈樓角組46.43%，角尾組50.00%，和下洋組35.65%，古近紀(jì)潿洲組一段65.12%，潿洲組二段62.27%，潿洲組三段64.82%，流沙港組62.31%和長(zhǎng)流組57.90%。根據(jù)這些層位砂泥巖百分比數(shù)據(jù)，最終給所建模型中沉積地層巖性賦值。

2.2 烴源巖特征

Y1井處在邁陳凹陷西南部邊緣斜坡的構(gòu)造位置，即處于邁陳凹陷主要生油氣層系始新統(tǒng)流沙港組之南部邊緣區(qū)(圖1)。遠(yuǎn)離邁陳凹陷生烴中心有效烴源供給范圍，故Y1井鉆遇古近系富含有機(jī)質(zhì)的暗色泥頁(yè)巖分布局限、沉積厚度較薄，展布規(guī)模小，且埋藏偏淺，加之邁陳凹陷地溫場(chǎng)偏低，故有機(jī)質(zhì)熱演化程度較低。因此，該區(qū)古近系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度普遍較低，生源母質(zhì)類型中腐殖型成分較多，生烴潛力較差。根據(jù)Y1井巖石樣品熱解分析結(jié)果和干酪根顯微組分鏡檢資料與可溶有機(jī)質(zhì)組成分析資料(表2)，漸新統(tǒng)潿洲組泥巖生源母質(zhì)類型主要為腐泥腐殖型(Ⅲ)；始新統(tǒng)流沙港組二段暗色湖相泥巖生源母質(zhì)類型屬偏腐泥的混合型(Ⅱ1)和少量腐泥型(Ⅰ)；古新統(tǒng)長(zhǎng)流組雜色泥巖為含腐泥腐殖型(Ⅲ)和少量偏腐殖的混合型(Ⅱ2)。

本次數(shù)值模擬研究主要應(yīng)用了Y1井的大量巖屑及少量巖心及井壁取心樣品有機(jī)碳含量(TOC)、氯仿瀝青“A”含量、總烴含量(HC)和巖石熱解評(píng)價(jià)等地球化學(xué)分析資料，獲取了評(píng)價(jià)有機(jī)質(zhì)豐度的一系列分析數(shù)據(jù)和實(shí)驗(yàn)結(jié)果。Y1井大量鉆井樣品的地球化學(xué)分析表明，該井鉆遇古近系不同層位泥巖有機(jī)質(zhì)豐度，除始新統(tǒng)流沙港組二段泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)豐度較高外，其他層位泥巖有機(jī)質(zhì)豐度均普遍偏低。其中，古新統(tǒng)長(zhǎng)流組泥巖有機(jī)質(zhì)豐度較低，TOC平均為0.379%，最高達(dá)0.74%，氯仿瀝青“A”含量平均為0.050 2%，巖石熱解生烴潛量(S1+S2)平均為0.974 mg/g，最高達(dá)1.62 mg/g，長(zhǎng)流組泥巖氫指數(shù)(HI)平均為271.0 mg/g，依據(jù)有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，屬于較差烴源巖；漸新統(tǒng)潿洲組暗色泥巖有機(jī)質(zhì)豐度偏低，潿一段、潿二段和潿三段TOC平均分別為0.328%，0.340%和0.105%，氯仿瀝青“A”含量分別平均為0.055 1%，0.051 8%和0.037 2%，S1+S2分別平均為0.853，1.318和0.605 mg/g，HI分別平均為256.8，361.83和567.5 mg/g，最大分別可達(dá)374，480和714 mg/g，依據(jù)有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，亦屬于較差烴源巖。始新統(tǒng)流沙港組二段暗色泥巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，其中TOC平均為0.653%，最高達(dá)1.12%，屬于較好烴源巖，部分達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)；氯仿瀝青“A”含量平均為0.072%，最高可達(dá)0.105 2%，部分達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)；S1+S2平均為1.937 mg/g，最高達(dá)5.53 mg/g，HI在144～480 mg/g，平均值為244.21 mg/g，部分達(dá)到中等烴源巖標(biāo)準(zhǔn)。綜合以上各項(xiàng)有機(jī)質(zhì)豐度參數(shù)綜合評(píng)定，Y1井僅始新統(tǒng)流沙港組二段泥巖有機(jī)質(zhì)豐度可達(dá)到較好烴源巖的標(biāo)準(zhǔn)。

根據(jù)北部灣盆地區(qū)域油氣地質(zhì)條件分析及邁陳凹陷部分探井揭示和Y1井鉆探結(jié)果[3-4,14]，結(jié)合以上烴源巖地球化學(xué)分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果，本次模擬先將漸新統(tǒng)潿洲組二段、潿洲組三段和始新統(tǒng)流沙港組作為潛在或可能的烴源巖，其他層段為儲(chǔ)集層和蓋層。潿洲組二段烴源巖TOC為0.34%，HI為361.83 mg/g；潿洲組三段TOC為0.105%，HI為567.5 mg/g；流沙港組二段TOC為0.653%，HI為244.21 mg/g。實(shí)際數(shù)值模擬過(guò)程中有機(jī)質(zhì)生烴模式采用PetroMod軟件中Tissot_in_Waples(1992)_TII_Crack模型。

表2 邁陳凹陷Y1井古近紀(jì)不同層位潛在/可能烴源巖地球化學(xué)特征及生烴潛力綜合評(píng)價(jià)

2.3 古地表溫度、古水深與古熱流

通過(guò)北部灣盆地沉積構(gòu)造發(fā)育史以及熱史分析[15-16]，結(jié)合已鉆徐聞X1井，WS29-1A-1井，WS29-5-1A井與WS35-2-1井實(shí)測(cè)地溫、地溫梯度與古地表溫度，古水深等資料[5]，并根據(jù)Y1井實(shí)際錄井地溫?cái)?shù)據(jù)并計(jì)算各層位地溫梯度(圖2)，推測(cè)邁陳凹陷西南部Y1井區(qū)古地表溫度與古水深等參數(shù)(表3)。古熱流值參考郭飛飛等研究邁陳凹陷西北部鄰區(qū)成熟探區(qū)潿西南凹陷古熱流結(jié)果[17]。邁陳凹陷潿西南凹陷發(fā)展的裂陷階段初始期熱流值較高，最大值約為77mW/m2，其后熱流值逐漸減小，現(xiàn)今熱流值約為54mW/m2，而經(jīng)研究證實(shí)，Y1井地溫場(chǎng)較鄰區(qū)明顯偏低[16-17]，故初步推測(cè)Y1井區(qū)古熱流值隨時(shí)間變化情況如表3，后期實(shí)際模擬結(jié)果過(guò)程中進(jìn)行了反復(fù)調(diào)整，以使建立的模型盡量接近實(shí)際地質(zhì)情況。

圖2 邁陳凹陷Y1井地層溫度(a)與地溫梯度(b)隨深度變化特征Fig.2 Temperature(a) and geothermal gradient(b) of Well Y1 in the Maichen Sag

地層沉積時(shí)間/Ma古水深/m古地表溫度/℃古熱流值/(mw·m-2)第四紀(jì)011850望樓港組11．6102054燈樓角組23．1152154角尾組33．9202155下洋組37．2302055潿洲組一段40．4402256潿洲組二段48．6102358潿洲組三段55．8102261流沙港組61．1152065長(zhǎng)流組65．5202177

圖3 邁陳凹陷Y1井(a)與徐圍X1井(b)鏡質(zhì)體反射率(Ro)隨深度變化特征Fig.3 Vitrinite reflectance (Ro) vs depth of Well Y1(a) and Xuwen X1(b) in Maichen Sag

2.4 鏡質(zhì)體反射率變化特征

成熟度指標(biāo)的可靠性與烴源巖成熟度鏡質(zhì)體反射率(Ro)是迄今衡量烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度的最有效指標(biāo)。數(shù)值模擬分析時(shí)要盡可能用已有的Ro測(cè)試數(shù)據(jù)約束成熟度進(jìn)行模擬分析，以保證重建的地層埋藏-有機(jī)質(zhì)熱演化史符合實(shí)際地質(zhì)過(guò)程。徐聞X1井的烴源巖主要是古近紀(jì)以來(lái)的沉積物，富含均質(zhì)鏡質(zhì)體，因此所獲的鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)十分可靠[3-4]。對(duì)比參考徐聞X1井有機(jī)質(zhì)成熟度隨深度變化特征，結(jié)合Y1井實(shí)測(cè)烴源巖鏡質(zhì)體反射率隨深度變化特征(圖3)，可知二者烴源巖鏡質(zhì)體反射率隨深度加深有相似的變化規(guī)律，說(shuō)明Y1井實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率數(shù)值可靠，可作為模擬約束邊界條件。

3 數(shù)值模擬結(jié)果與生烴條件

3.1 埋藏史與熱史

結(jié)合單井一維數(shù)值模擬方法，用PetroMod1D盆地模擬軟件，依據(jù)地質(zhì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，輸入上述各個(gè)模擬參數(shù)以及邊界條件，重建Y1井地層埋藏-熱演化史(圖4)。

圖4 邁陳凹陷Y1井地層埋藏史與地層溫度疊加圖Fig.4 Burial history and temperature of Well Y1 in the Maichen Sag

從圖4可以看出，Y1井溫度模擬結(jié)果與實(shí)際錄井溫度符合性較好，地層溫度為20～120 ℃，古新統(tǒng)長(zhǎng)流組僅部分層段溫度超過(guò)120 ℃，而其它層段基本在100 ℃以下，這是由于古近紀(jì)早始新世和晚始新世發(fā)生構(gòu)造抬升時(shí)，造成地溫明顯升高異常[18]；始新統(tǒng)流沙港組二段地層溫度也基本在100 ℃以下，而漸新統(tǒng)潿洲組及其以上地層地溫則更低，由此可見，Y1井區(qū)地溫場(chǎng)總體偏低，這對(duì)后期流沙港組與潿洲組潛在烴源巖的成熟演化有重要影響。鉆井及油氣地質(zhì)研究也證實(shí)，邁陳凹陷的地溫場(chǎng)及大地?zé)崃骺傮w偏低，其地溫梯度一般不超過(guò)32 ℃/km，如邁陳凹陷中東部WS29-1A-1井，其古近系地層地溫梯度為31.9 ℃/km[5]；而處在邁陳凹陷西南部的Y1井古近系地層地溫梯度更低，其平均最高不超過(guò)22 ℃/km，且凹陷大部分區(qū)域的地溫梯度均小于30 ℃/100 m(圖2)。很顯然，邁陳凹陷地溫場(chǎng)及地溫梯度偏低，直接導(dǎo)致該區(qū)烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化程度偏低，因而生烴成油能力有限。

受同生斷裂的控制和影響，古近系沉積充填較厚，但由于早始新世和晚始新世區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，斷陷整體抬升遭受剝蝕，導(dǎo)致在斷陷邊緣斜坡等構(gòu)造較高部位始新統(tǒng)流沙港組三段和流沙港組一段及漸新統(tǒng)潿洲組底部，均遭受了一定程度的剝蝕而缺失其沉積。即便如此，該區(qū)仍然保留了較厚的流沙港組二段湖相沉積，其沉積充填厚度達(dá)568.5 m，且泥巖厚度占本段地層的62.31%，單層泥巖最大厚度高達(dá)115 m。說(shuō)明該區(qū)流沙港組沉積時(shí)期湖相沉積范圍較大水體環(huán)境偏深，如果沒(méi)有晚期的抬升剝蝕，流沙港組二段湖相泥巖埋藏深度完全可以達(dá)到有機(jī)質(zhì)熱演化的成熟生烴門限。因此，推測(cè)該區(qū)以北即邁陳凹陷西南部流沙港組沉積充填厚度大、埋藏深，應(yīng)處于成熟生烴門限之下。古近紀(jì)漸新世時(shí)期，斷陷又開始下沉接受沉積，主要沉積充填了一套潿洲組河流相與河湖相厚層紅色、雜色砂泥巖等粗碎屑沉積物。漸新世潿洲組沉積時(shí)期，凹陷內(nèi)已不是南斷北超的沉積格局，而是受凹陷整體下沉影響，且其沉積中心一般均位于凹陷的中心部位。漸新世晚期整個(gè)斷陷過(guò)程結(jié)束，并逐漸轉(zhuǎn)為拗陷階段的構(gòu)造演化與沉積充填過(guò)程。漸新世末，盆地整體被抬升，漸新統(tǒng)潿洲組一段大部分地層多遭受剝蝕。

3.2 有機(jī)質(zhì)成熟度模擬

從Y1井實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率成熟度演化剖面(圖3)可以看出,潿洲組二段和三段烴源巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率為0.3%～0.4%，仍處于未成熟階段，尚未進(jìn)入生油窗范疇；流沙港組烴源巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率0.4%～0.64%，說(shuō)明流沙港組底部已進(jìn)入生油窗范疇，而且屬增長(zhǎng)最快的層段(斜率最大)，如果實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)無(wú)誤，應(yīng)該說(shuō)明流沙港組的地溫梯度是最高的；長(zhǎng)流組烴源巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率為0.65%，也進(jìn)入生油窗范疇。必須指出的是，實(shí)測(cè)的最后3個(gè)鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)偏離正常演化曲線，其應(yīng)是上覆地層掉塊，因而導(dǎo)致實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)相對(duì)同深度有機(jī)質(zhì)成熟度偏低，同時(shí)也導(dǎo)致該井?dāng)?shù)值模擬過(guò)程中最后3個(gè)鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)與數(shù)值模擬曲線無(wú)法擬合(圖5)，但并不影響整體校準(zhǔn)曲線。

圖5 邁陳凹陷Y1井鏡質(zhì)體反射率數(shù)值模擬校準(zhǔn)曲線Fig.5 Numerical simulation calibration curve of the vitrinite reflectance (Ro) of Well Y1 in the Maichen Sag

實(shí)際模擬過(guò)程中，通過(guò)調(diào)整古熱流值等邊界條件，使鏡質(zhì)體反射率變化值與模擬曲線盡量符合(圖5)。從Y1井各層有機(jī)質(zhì)成熟度(有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率)模擬結(jié)果可以看出(圖6)，漸新統(tǒng)潿洲組一段、潿洲組二段和潿洲組三段泥巖鏡質(zhì)體反射率值均在0.4%以下，泥巖有機(jī)質(zhì)仍處于未成熟階段，表明尚未進(jìn)入生油窗范疇；始新統(tǒng)流沙崗組二段泥巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率值為0.4%～0.6%，說(shuō)明流沙崗組底部泥巖有機(jī)質(zhì)已進(jìn)入生油窗范疇，泥巖有機(jī)質(zhì)處在低熟演化階段；古新統(tǒng)長(zhǎng)流組泥巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率值在0.65%以上，表明泥巖有機(jī)質(zhì)已進(jìn)入成熟生油門限，達(dá)到了正常成熟演化的生油窗階段，但尚處于早成熟生油窗范圍?？梢姡袡C(jī)質(zhì)成熟度變化(有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率)模擬結(jié)果均與Y1井各相應(yīng)層段實(shí)測(cè)有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率值變化特征吻合較好，符合實(shí)際地質(zhì)情況。

根據(jù)以上Y1井古近系有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率模擬結(jié)果，對(duì)比實(shí)測(cè)烴源巖鏡質(zhì)體反射率隨深度變化剖面以及地質(zhì)特征可以看出，本井鉆遇古近系不同層位泥巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率隨埋藏深度增加，其成熟演化特征及變化規(guī)律，明顯具有以下幾個(gè)重要特點(diǎn)。2 100 m以上的漸新統(tǒng)潿洲組泥巖有機(jī)質(zhì)均處于未熟階段，泥巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率均小于0.4%；2 100～2 600 m深度段，其鏡質(zhì)體反射率值介于0.4%～0.56%，泥巖有機(jī)質(zhì)處在低熟演化階段；2 600 m以下的始新統(tǒng)流沙港組及古新統(tǒng)長(zhǎng)流組泥巖，其有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率大于0.6%，最高為0.65%，已進(jìn)入成熟生油門限，達(dá)到了正常成熟演化的油窗階段，但尚處于早成熟油窗范圍?？傊?，通過(guò)Y1井古近系不同層位泥巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率分析測(cè)定及數(shù)值模擬研究結(jié)果，綜合該區(qū)地質(zhì)條件，可以判識(shí)和確定該井所在區(qū)域油氣生成的低成熟門限為2 100 m，正常成熟生油門限為2 600 m。據(jù)此分析判識(shí)，Y1井鉆遇的始新統(tǒng)流沙港組二段暗色泥巖應(yīng)處在低成熟生油的熱演化階段。

圖6 邁陳凹陷Y1井有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率(Ro)數(shù)值模擬Fig.6 Vitrinite reflectance (Ro) numerical simulation of Well Y1 in the Maichen Sag

3.3 有機(jī)質(zhì)生烴模擬

從圖7可以看出Y1各地層有機(jī)質(zhì)初始總有機(jī)碳含量分布，漸新統(tǒng)潿洲組二段泥巖TOC為0.40%左右，按中國(guó)陸相生油巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[19]，屬于較差烴源巖或非烴源巖；潿洲組三段泥巖TOC在0.2%以下，亦屬于非烴源巖；始新統(tǒng)流沙港組二段泥巖TOC為0.6～0.7%，有機(jī)質(zhì)豐度相對(duì)較高，屬于較好烴源巖；古新統(tǒng)長(zhǎng)流組泥巖TOC甚低，為非烴源巖?？梢?，潿洲組二段、潿洲組三段并不是有效烴源巖，始新統(tǒng)流沙港組烴源巖TOC值符合較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，應(yīng)是本井鉆遇有效烴源巖。這與邁陳凹陷主要烴源巖為始新統(tǒng)流沙港組中-深湖相烴源巖有機(jī)質(zhì)是一致的[13-14]。

從生烴潛量變化值模擬結(jié)果來(lái)看(圖8)，漸新統(tǒng)潿洲組二段、潿洲組三段烴源巖HC均在0.25 mg/g以下(250×10-6),屬于較差或非烴源巖；始新統(tǒng)流沙港組烴源巖HC在0.5mg/g左右(500×10-6)，達(dá)到較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)。

綜合以上烴源巖TOC值以及HC值,可認(rèn)為始新統(tǒng)流沙港組二段烴源巖屬于較好烴源巖，而潿洲組二段、三段應(yīng)屬于較差烴源巖或非烴源巖，基本不具生烴能力。

4 有利油氣勘探方向

綜合Y1井各項(xiàng)有機(jī)質(zhì)地球化學(xué)特征參數(shù)及數(shù)值模擬結(jié)果綜合評(píng)定，始新統(tǒng)流沙港組二段泥巖有機(jī)質(zhì)豐度可達(dá)到較好烴源巖的標(biāo)準(zhǔn)。但與邁陳凹陷中東部烏石29-1A-1井和徐聞X1井鉆遇的始新統(tǒng)流沙港組二段暗色泥巖相比[3-5]，本井揭示的流沙港組二段暗色泥巖有機(jī)質(zhì)豐度要差一些。總之，本井鉆遇暗色泥巖主要集中發(fā)育在始新統(tǒng)流沙港組二段和漸新統(tǒng)潿洲組一段、二段及三段上部，但這些層位層段的暗色泥巖有機(jī)地球化學(xué)分析表明，僅流沙港組二段暗色泥巖達(dá)到較好烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度標(biāo)準(zhǔn)，其他層位層段，由于均以雜色、紫紅色泥巖為主，沉積充填時(shí)屬?gòu)?qiáng)的氧化環(huán)境，故其有機(jī)質(zhì)保存條件欠佳，有機(jī)質(zhì)豐度偏低，未達(dá)到好烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的標(biāo)準(zhǔn)，基本上均屬于差或較差烴源巖，生烴潛力偏差。

圖7 邁陳凹陷Y1井有機(jī)碳含量(TOC)數(shù)值模擬Fig.7 Total organic carbon (TOC) numerical simulation of Well Y1 in the Maichen Sag

圖8 邁陳凹陷Y1井總烴含量(HC)數(shù)值模擬 Fig.8 HC numerical simulation of Well Y1 in the Maichen Sag

本井鉆遇始新統(tǒng)流沙港組二段上部暗色泥巖(埋深2 100～2 285 m)單層厚度大，有機(jī)質(zhì)豐度較高，有機(jī)質(zhì)類型較好(Ⅱ型)，其有機(jī)質(zhì)豐度及類型指標(biāo)均可達(dá)到較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，但由于井點(diǎn)處地溫場(chǎng)偏低(小于30 ℃/km)，有機(jī)質(zhì)熱演化尚未達(dá)到成熟生烴門限，其生烴潛力有限。根據(jù)本井有機(jī)地球化學(xué)與數(shù)值模擬研究，綜合判識(shí)確定其低成熟門限為埋深2 100 m，其Ro≥0.4%；成熟生烴門限為埋深2 600 m，其Ro≥0.6%，該成熟生烴門檻值與邁陳凹陷中東部WS29-1A-1井及徐聞X1井基本一致[14]。據(jù)此分析判識(shí)，Y1井鉆遇的始新統(tǒng)流沙港組二段暗色泥巖，應(yīng)處在低成熟生油的熱演化階段，這與鄰區(qū)即邁陳凹陷中東部WS29-1A-1井鉆遇流沙港組烴源巖的成熟演化特征是基本一致和吻合的。邁陳凹陷中東部WS29-1A-1井鉆遇古近系流沙港組烴源巖的成熟門限亦為埋深2 600 m，在該成熟門限深度及以下，其有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率均大于0.6%，烴源巖熱解峰溫均大于435 ℃ ，表明烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化已達(dá)到成熟門限，進(jìn)入成熟生油窗階段。其與相鄰凹陷(烏石凹陷成熟生油門限為埋深2 500 m)及盆地西北部凹陷(潿西南凹陷成熟生油門限為埋深2 400 m)比較[5]，邁陳凹陷成熟生油門限深度要明顯偏深一些，這與該區(qū)地溫場(chǎng)及熱流值偏低(地溫梯度30 ℃/km左右，一般不超過(guò)32 ℃/km)存在必然關(guān)系。因此，通過(guò)本井有機(jī)地球化學(xué)與數(shù)值模擬研究，可以判識(shí)與確定邁陳凹陷成熟生烴門限為埋深2 600 m，其與西北部潿西南凹陷及北部鄰區(qū)的烏石凹陷成熟生油門限相比明顯偏深，其主要原因是邁陳凹陷地溫場(chǎng)偏低所致。

由于Y1井處在邁陳凹陷生烴中心之有效烴源供給范圍以外，古近系不同層位烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度及生源母質(zhì)較差，且成熟度偏低，生烴潛力差，基本不具備烴源條件。但可以肯定的是，通過(guò)該井鉆探揭示的始新統(tǒng)流沙港組二段烴源巖的一系列地質(zhì)地球化學(xué)信息及數(shù)值模擬結(jié)果，結(jié)合鄰區(qū)油氣勘探成果[20-22]，可以推測(cè)邁陳凹陷之中一定存在與烏石凹陷及潿西南凹陷一樣的古近系優(yōu)質(zhì)烴源巖，且生烴潛力大能夠?yàn)樵搮^(qū)油氣運(yùn)聚成藏提供豐富的烴源。鑒于邁陳凹陷本身油氣地質(zhì)條件中存在地溫場(chǎng)偏低之劣勢(shì)，在油氣勘探中更應(yīng)倍加重視尋找古近系烴源巖埋藏較深的凹陷主體部位，即凹陷內(nèi)部沉積充填較厚的區(qū)域區(qū)帶，其烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化程度較高，且處于成熟生烴范圍及烴源灶和有效烴源供給系統(tǒng)之內(nèi)，才有可能形成油氣聚集或油氣藏。

“源熱共控”油氣生成理論認(rèn)為[23-24]，潛在烴源巖是油氣形成的內(nèi)因，熱是油氣形成的外因，內(nèi)因和外因缺一不可，二者耦合作用控制了油氣區(qū)油氣的生成與否、生烴規(guī)模、相態(tài)(石油或天然氣)類型與區(qū)域分布模式。邁陳凹陷自東向西構(gòu)造、沉積差異較大，由分隔性較強(qiáng)的東1洼、東2洼、東3洼和西洼組成。區(qū)域研究表明，流二段湖相泥頁(yè)巖是該區(qū)主要烴源巖，因此，從“源”的角度來(lái)看，流二段分布范圍決定了洼陷勘探潛力大小。地震資料及沉積相解釋結(jié)果表明[25]，東1洼流沙港組二段下部中深湖相烴源巖分布面積最大(可達(dá)4 00 km2)，而其余三個(gè)次洼基本缺乏流二段湖相泥巖沉積，故而東1洼是4個(gè)次洼中最有勘探潛力的次洼。邁陳凹陷雖然地溫梯度整體偏低，但不乏成熟烴源巖，東1洼徐聞X1井發(fā)現(xiàn)油層即是例證[26]，同屬東1洼的WS29-1A-1井鉆遇流二段烴源巖成熟度較低，但該井未鉆穿流二段，隨埋深加大，烴源巖應(yīng)當(dāng)進(jìn)入生烴門限[25]；而其他3個(gè)次洼，流沙港組沉積較薄，烴源巖埋深與東1洼相比相對(duì)要淺，熱演化程度則更低，因而從“熱”的角度來(lái)看，東1洼勘探潛力也大于其余次洼。綜上，從“源熱共控”油氣生成理論來(lái)看，邁陳凹陷重點(diǎn)勘探方向應(yīng)當(dāng)為東1洼。必須指出的是，在邁陳凹陷及周緣區(qū)實(shí)施油氣勘探時(shí)，一定要優(yōu)選處在凹陷之中且在有效成熟生烴供給范圍之內(nèi)(埋深2 600 m以深成熟生烴門限范圍)的二級(jí)構(gòu)造帶及局部構(gòu)造目標(biāo)，只有在有效烴源供給區(qū)內(nèi)的勘探目標(biāo)實(shí)施鉆探，方可獲得油氣勘探的重大發(fā)現(xiàn)和突破。

5 結(jié)論

1) Y1井處在邁陳凹陷西南部邊緣的構(gòu)造位置，即處于邁陳凹陷主要生油氣層系始新統(tǒng)流沙港組之南部邊緣區(qū)，在邁陳凹陷生烴中心之有效烴源供給范圍以外。鉆遇暗色泥巖主要集中發(fā)育在始新統(tǒng)流沙港組二段和漸新統(tǒng)潿洲組一段、二段及三段上部，但僅流沙港組二段暗色泥巖達(dá)到較好烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度標(biāo)準(zhǔn)，但成熟度偏低。其它層位層段，有機(jī)質(zhì)豐度偏低，未到達(dá)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的標(biāo)準(zhǔn)，該區(qū)不具備烴源供給條件。

2) 根據(jù)地球化學(xué)與數(shù)值模擬結(jié)果，始新統(tǒng)流沙港組二段為Y1井烴源巖層，雖然屬于較好烴源巖，且處在低熟階段(有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)組反射率為0.40%～0.65%)，但其沉積厚度薄，展布規(guī)模有限，不能提供充足的烴源供給。

3) 通過(guò)Y1井有機(jī)地球化學(xué)分析及數(shù)值模擬研究，綜合判識(shí)確定邁陳凹陷成熟生烴門限為埋深2 600 m，與西北部潿西南凹陷及北部鄰區(qū)的烏石凹陷烴源巖成熟生烴門限相比明顯偏深，主要是由邁陳凹陷地溫場(chǎng)偏低所致。

4) 邁陳凹陷油氣勘探中應(yīng)重視尋找古近系烴源巖埋藏較深的凹陷主體部位，且處于成熟生烴范圍及烴源灶和有效烴源供給系統(tǒng)之內(nèi)，根據(jù)“源熱共控”油氣生成理論，邁陳凹陷重點(diǎn)勘探方向應(yīng)當(dāng)為東1洼。

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(編輯 董 立)

Numerical simulation research on a regional outpost well and its hint on the future hydrocarbon exploration direction of the Maichen Sag,Beibuwan Basin

Zhang Wei1,2,He Jiaxiong2,Hu Yang3,Liu Ju4,Li Xiaotang2

(1.GuangzhouMarineGeologicalSurvey,Guangzhou,Guangdong510075,China;2.KeyLaboratoryofMarginalSeaGeology,GuangzhouInstituteofGeochemistry,ChineseAcademyofSciences,Guangzhou,Guangdong510640,China; 3.NanhuaUniversity,Hengyang,Hunan421001,China; 4.SouthOilExplorationandDevelopmentCompany,PetroChina,Guangzhou,Guangdong510290,China)

Based on the petroleum-geological data of the Y1 well that is located in the southwestern margin of Maichen Sag of the Beibuwan Basin,in this study,the petroleum-geological and geochemical numerical simulation has been conducted using the PetroMod software.The results show that only the dark mudstones in the second section of Eocene Liushagang Group meet the standard of sufficient organic matter abundance to be defined as hydrocarbon source rock,but they have not reached the hydrocarbon generation threshold because of their low maturity.In addition,the geothermal field of the Maichen depression is generally low,and the mature hydrocarbon generation threshold depth,by comprehensive judgment,has been determined as 2 600 m,which is obviously deeper than that of Eocene hydrocarbon source rocks of the Weixinan and Wushi Sags.As Y1 well is out of drainage range of effective hydrocarbon generation,its structure may not have received sufficient hydrocarbon charge,to become a hydrocarbon accumulation in local structures and trap.Thus,this should result in an empty trap where the Y1 well is targeted.Therefore,favorable zones and traps within the effective hydrocarbon drainage zone of Eocene hydrocarbon source rocks should be focused on,in order to achieve a breakthrough of the commercial hydrocarbon exploration.

numerical simulation of basins,thermal evolution history of hydrocarbon generation,mature hydrocarbon generation threshold,hydrocarbon drainage system,Maichen Sag,Beibuwan Basin

2015-07-30;

2016-12-14。

張偉(1987—)，男，博士，油氣與天然氣水合物地質(zhì)。E-mail:zwgmgs@foxmail.com。

胡楊(1983—)，男，博士，油氣勘探與地質(zhì)。E-mail:120583745@qq.com。

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41176052)；中國(guó)科學(xué)院戰(zhàn)略性先導(dǎo)科技專項(xiàng)(XDA03030301)。

0253-9985(2017)01-0121-11

10.11743/ogg20170113

TE122.1

A