張向濤，汪旭東，舒譽，張素芳，闕曉銘，佘清華，王艷飛

(中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳，518000)

珠江口盆地陸豐凹陷大中型油田地質特征及形成條件

張向濤，汪旭東，舒譽，張素芳，闕曉銘，佘清華，王艷飛

(中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳，518000)

以珠江口盆地陸豐凹陷古近系文昌組A-1大中型油田為例，通過剖析其成藏要素和作用，探討文昌組大中型油田的地質特征與形成條件。研究結果表明：文昌組油氣主要分布在文昌組下段，為構造—地層型油氣藏；儲層主要為辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂巖，物性總體較差，為低孔低滲儲層；原油為輕質油、油品好，成熟度Ro適中(Ro=0.73%)；深層文昌組油水關系復雜，總體處于正常溫壓系統(tǒng)；斷陷盆地斜坡區(qū)的構造背景控制了大面積儲蓋組合的形成，長期繼承性的隆起是油氣運移的優(yōu)勢指向區(qū)；良好的生烴條件與晚期強充注為大中型油田的形成提供了充足的油源；廣泛分布的“甜點”優(yōu)質儲層與斷裂結合形成大面積構造?地層圈閉，為油氣聚集提供了場所；穩(wěn)定的區(qū)域蓋層保證油氣在圈閉范圍內大規(guī)模成藏，并在后期構造活動中不被破壞，有利于大面積原生輕質油藏保存。

大中型油田；辮狀河三角洲；油源；文昌組；珠江口盆地

人們對陸豐凹陷的油氣勘探工作始于20世紀80年代，根據勘探目的層系的不同可分為2個階段。早期受珠江口盆地“陸生海儲”成藏規(guī)律的指導，勘探主要針對新近系海相沉積層系，先后在陸豐凹陷珠江組下段發(fā)現(xiàn)了4個油田和多個含油構造，獲得超億立方米的探明+控制儲量，證實了凹陷內陸豐13洼為富生烴洼陷。自2008年以來，中國海油開始圍繞富烴的陸豐13洼開展古近系復式油氣藏勘探，提出“恩平文昌并重、由淺及深、以點帶面”的勘探策略。在三維地震采集技術方面開展了多輪提高三維地震資料品質和精度攻關，采用疊前深度偏移技術對資料進行處理，在此基礎上確定了一大批古近系構造。2014年通過部署鉆探A-1-1井在埋深近4 km文昌組中獲得日產超200 m3工業(yè)油流，三級地質儲量超3×107t，達到大中型油田的標準，為在珠江口盆地古近系陸相地層中尋找可動用優(yōu)質大中型油田提供了很好的例證。本文作者通過對控制陸豐 13構造帶古近系油氣成藏要素的精細解剖，總結古近系大中型油田的地質特征與形成條件，以便為進一步推動凹陷內古近系勘探以及在珠江口盆地其他地區(qū)尋找古近系油氣田提供參考。

1 研究區(qū)概況

珠江口盆地是我國南海最大的產油氣區(qū)之一，面積約為17.5×104km2，是在古生代及中生代復雜褶皺基底上形成的新生代含油氣盆地。盆地大地構造位于華南大陸南緣，受太平洋板塊、印度洋板塊以及歐亞板塊交匯作用影響，處于復雜的大陸動力學背景下[1]。多期構造運動造就了盆地現(xiàn)今“三隆三坳”的構造格局，自北向南分別為北部隆起帶、北部坳陷帶、中央隆起帶、中部坳陷帶、南部隆起帶和南部坳陷帶，南側與洋盆直接接觸。珠一坳陷是北部坳陷帶的1個負向構造單元，走向 NE，受北西向低凸起及北東向斷裂體系共同控制，坳陷內部凹陷分布格局具有東西分塊的特征。陸豐凹陷位于珠一坳陷的東部，面積為7 760 km2(見圖1)。陸豐凹陷古近紀湖盆經歷了斷陷和斷拗2個階段，構成了1個完整的裂陷旋回。文昌組為斷陷期沉積物，綜合地震波組接觸關系、測井巖性組合及沉積旋回變化等因素，將文昌組劃分為6個三級層序，主力油層位于文5段，其上覆的文四段為凹陷的主力烴源巖(見圖2)。

圖1 陸豐凹陷構造區(qū)劃圖Fig. 1 Structure division of Lufeng depression

圖2 陸豐13洼古近系文昌組地層綜合柱狀圖Fig. 2 Integrated histogram of Paleogene Wenchang formation layer in Lufeng 13 Sag

2 大中型油田地質特征

總體而言，研究區(qū)文昌組大中型油田具有“埋深大、油品好、構造?地層控藏、低孔低滲、油水關系復雜”的特點，原油分布表現(xiàn)為受緩坡帶廣泛分布的“甜點”優(yōu)質儲層控制，呈現(xiàn)“滿帶含油”特點[2?3]。

2.1 油氣分布及油藏類型

始新統(tǒng)文昌組沉積期為古近紀裂陷旋回的斷陷期，區(qū)域性強烈拉張作用及兩期重要的構造運動(珠瓊運動一幕和二幕)使文昌組地層產生一組 NEE—EW向斷裂，斷裂與儲集層產狀相結合，組成斷層圈閉。由于遮擋的斷層往往是多條，形成的圈閉類型多為復雜斷塊，其中，含油構造A-1斷塊為構造?地層，B-1為斷背斜，C-1為斷塊，D-1為構造?地層，E-1為背斜F-1斷背斜。

A-1構造就是儲集層上傾方向被 3條 NE—NEE走向的大斷層切割封閉，主塊構造上傾方向的西段及高點位置儲集層發(fā)生超覆尖滅形成側向封堵，因此，該油藏類型屬于構造?地層復合油藏，見圖 3。A-1-1井及兩口側鉆井揭示的文昌組油層單層厚度一般為3～12 m，垂向上分布頻率高，累計厚度可達65～95 m。鉆遇的5個主力油藏都為邊水油藏，烴柱高度最大為300 m，最小為102 m，平均為170.6 m。文昌組油藏以旁生側儲方式成藏，文四段為主力烴源巖，見圖4。A-1-2井文昌組儲集孔隙類型比例見圖5。

目前在緩坡帶鉆探的3個斷塊先后發(fā)現(xiàn)油氣，主力油層均為文五段。3個斷塊油氣分布特征表現(xiàn)為南北方向上不同斷塊儲集層相接，形成整體含油、疊置連片、高部位富集、斷裂控藏的大規(guī)模油氣聚集。在東西方向上，儲蓋組合在不同構造連片分布，但受儲層平面非均質性及油氣充注通道不同等因素影響，油水界面并不統(tǒng)一。

2.2 儲集層物性及分類

陸豐凹陷文昌組埋深普遍在3.5 km以上，主力油層甚至超過4.0 km，孔隙度為9%～15%，滲透率為(1～10)×10?3μm2，整體表現(xiàn)為低孔低滲的特點，不發(fā)育裂縫。其優(yōu)質的儲層特征是保持高產的主要原因，具體表現(xiàn)為：1) 原生粒間孔為主，連通性好；2) 砂巖純凈，泥質雜基含量低；3) 碎屑成分成熟度、結構成熟度高；4) 顆粒粒度大，細砂巖之上具有較好的物性；5) 厚層河道砂巖，中部物性優(yōu)于頂?shù)捉缑嫖镄?。其中，主力油層文五段儲集空間以原生粒間孔為主，占面孔率為 69.2%，包括原生粒間孔和粒間溶孔；粒內溶孔占29%，見圖6；孔隙度為10%～15%、滲透率主要為(3～50)×10?3μm2；以長石質石英砂巖、巖屑質石英砂巖為主(圖 7)，成分成熟度高；分選中等，以磨圓次棱—次圓為主，結構成熟度較高；雜基含量低，可見少量高嶺石、黃鐵礦、菱鐵礦、方解石充填。文昌組儲層整體處于中成巖A2期[4?5]，據表1和表2所示儲層分類標準，主要屬于Ⅰ類和Ⅱ類儲層，孔隙結構都以中小孔細喉型為主。

圖3 陸豐A-1構造文五段油層頂面分布圖Fig. 3 Distribution of Wenwu members oil layer top surface in Lufeng A-1 structure

圖4 陸豐13東洼油氣成藏模式(剖面位置見圖1)Fig. 4 Reservoir forming pattern of Lufeng 13 Eastern Sag (profile’s position is shown in Fig. 1)

圖5 A-1-2井文昌組儲集孔隙類型比例Fig. 5 Percentage of reservoir pore types in Well A-1-2

圖6 古近系儲層類型三角判別圖Fig. 6 Paleogene reservoir delta

圖7 展示大型斜坡構造的過A-1構造典型地震剖面Fig. 7 Typical seismic profile crossing A-1 structure reveals large slope structure

表1 文昌組儲層沉積特征Table 1 Sedimentary characteristics of Wenchang formation reservoir

表2 文昌組儲層物性特征Table 2 Physical property characteristics of Wenchang formation reservoir

2.3 正常的溫壓環(huán)境

陸相盆地深層有很多發(fā)育超壓，如準噶爾盆地腹部、渤海灣盆地東營凹陷等[6?7]。鉆桿測試A-1-1井文昌組3.926 6 km油層溫度為151.39 ℃，地層壓力為38.614 MPa，計算得到的地溫梯度為3.47 ℃/(100 m)，壓力系數(shù)為1.003，屬于正常溫壓系統(tǒng)。

3 大中型油田形成條件

隨著勘探程度提高，深層低孔低滲碎屑巖、碳酸巖、火山巖儲集層逐漸成為勘探的熱點地區(qū)。針對這類“深度大、儲集層薄、物性差、非均質性強”的儲集層，運用大油氣區(qū)地質勘探理論，在實現(xiàn)這類儲集層的規(guī)?？碧?、效益勘探等方面取得了顯著的效果[8?11]。文昌組大中型油田有利形成條件有：斷陷盆地斜坡區(qū)的構造背景控制了大面積儲蓋組合的形成，長期繼承性的隆起是油氣運移的優(yōu)勢指向區(qū)；良好的供烴條件與晚期強充注為大中型油田的形成提供了充足的油源；廣泛分布的“甜點”優(yōu)質儲層與斷裂結合形成大面積的構造—地層圈閉，為油氣聚集提供了場所；穩(wěn)定的區(qū)域蓋層保證油氣在圈閉范圍內大規(guī)模成藏，并在后期構造活動中不被破壞，有利于大面積原生輕質油藏的保存。

3.1 大型斜坡構造背景控制儲集體分布和油氣運移

與中國東部如東營凹陷等大型、規(guī)則箕狀斷陷不同，陸豐凹陷文昌期洼陷發(fā)育規(guī)模小、分割性強，以Tg～T80等厚圖和主干地震剖面為依據，可劃分為多個次級洼陷，洼陷間斜裂式展布，沿走向和傾向頻繁復雜變化(圖1)。洼陷的非均質分布是斷層和隆起聯(lián)合控制的結果[12]。

陸豐13洼在結構上為北斷南超的箕狀洼陷，控洼斷裂在剖面上以鏟式為主(見圖4)，沿斷裂走向斷塊旋轉幅度不同，相應的洼陷沉降幅度和地層沉積厚度不同。隆起位于洼陷的緩坡邊界，其平面分布范圍廣，隆升幅度大，使洼陷南部發(fā)育大型的緩坡構造背景。大型的緩坡構造背景控制了圈閉的形成、儲集體分布、油氣的區(qū)域運移與聚集，因此，是決定大、中型油氣田形成的關鍵要素。

3.1.1 “斷隆聯(lián)控”機制下形成深層大型構造?地層圈閉

圈閉是在構造和沉積聯(lián)合作用下形成的, 它的發(fā)育演化與構造演化緊密相連[13]。陸豐凹陷在經歷了多期的構造運動和沉積旋回后，形成了多個斷鼻、斷塊、斷背斜、構造?地層等類型的圈閉。珠瓊運動一幕張裂作用在陸豐凹陷內部形成多條走向為NE—NEE、傾向為SSE的伸展型正斷裂，凹陷進入初始斷陷期，各次洼雛形開始形成。隨著構造運動加劇，控洼斷裂強烈活動，凹陷進入強烈斷陷期，陸豐13洼南部緩坡帶由于受“斷隆聯(lián)控”機制的影響，早期地層不斷發(fā)生掀斜，并發(fā)育一組與控洼斷裂平行但傾向相反的調節(jié)斷層，斷層規(guī)模大，平面組合較好，并通過與地層產狀結合，形成圍繞洼陷緩坡呈“串珠狀”分布的斷塊和斷鼻構造。弱斷陷期伸展作用減弱，新斷裂發(fā)育少、規(guī)模小，基本繼承了強烈斷陷期的斷裂特征，但后期的擠壓反轉作用改善了斷層的封閉性，提高了圈閉的有效性，同時也增加了圈閉面積。發(fā)生于文昌組末期的珠瓊運動二幕使陸豐 13洼整體抬升，地層遭受剝蝕，對改善原有圈閉的儲層物性有積極意義。進入拗陷期，斷裂運動趨于安靜乃至停止，文昌組圈閉最終定型，見圖7。

3.1.2 發(fā)育大規(guī)模有效砂巖儲集層

惠陸低凸起基底主要為花崗巖構成，自始新世以來，該低凸起處于剝蝕狀態(tài)，是陸豐 13洼初始裂陷期沉積物的主要物源區(qū)。平面上惠陸低凸起與陸豐13洼走向斜交，碎屑物質沿低凸起之上形成的多條早期溝道為低洼地帶提供物源，由于此時陸豐 13洼南部具有大型的緩坡構造背景，碎屑物質經過河流的搬運作用，在匯水區(qū)發(fā)生堆積，形成具有一定坡度的辮狀河三角洲沉積(圖 8)，水下分流河道砂巖是主要的儲層類型，為斜坡帶文五段主力油層形成良好的儲層提供了物質基礎。其辮狀河三角洲水下分流河道砂巖的巖性主要為含礫極粗—粗砂巖，少量細砂巖，砂巖厚度為 0.5～32.2 m，厚度為 1～7 m 的砂巖質量分數(shù)占56.4%，大于7 m的占33.9%；砂巖孔隙度為10.0%～13.5%，平均為11.8%；滲透率以大于5×10?3μm2為主，儲集層物性好，含油性好，研究區(qū)探明儲量的90%蘊含在該類儲層中。陸豐 13東洼烴源巖指標特征見表3。

3.1.3 油氣的區(qū)域運移與聚集

文四段為陸豐凹陷的主力烴源巖，文五段成藏具有“近水樓臺”的優(yōu)勢，決定文五段儲層能否最終成藏的關鍵因素是油氣運移的方向、通道和圈閉的有效性。陸豐13洼南部緩坡帶受“斷隆聯(lián)控”機制影響，地層發(fā)生強烈的抬升和掀斜，且伴隨大量調節(jié)斷層的形成。長期繼承性隆起處于低勢能區(qū)，是油氣運移的主要指向區(qū)，與此同時，隆起區(qū)發(fā)育大量的調節(jié)斷層溝通了烴源巖，為油氣在隆起區(qū)大型構造—地層圈閉聚集成藏提供了良好的油氣輸導通道[14?16]。

圖8 陸豐13洼文五段和文四段沉積相圖Fig. 8 Sedimentary facies of Wenwu member and Wensi member in Lufeng Sag

表3 陸豐13東洼烴源巖指標Table 3 Source rock standard parameters of Lufeng 13 Eastern Sag

3.2 良好的烴源條件和晚期大規(guī)模充注

3.2.1 烴源巖分布、有機質類型、豐度及成熟度

陸豐南洼陷中心烴源巖厚度超過1 km，殘留分布面積超800 km2，其中烴源巖厚度超過400 m的面積為130 km2。LF13東洼、LF15洼的文四段中有機質類型以Ⅰ-Ⅱ1型為主，有機碳質量分數(shù)w(TOC)為1.5%～3.7%(圖 9)，烴源巖中等—好，鏡質體反射率 Ro為0.6%～0.8%，已達到生排烴門限，是陸豐地區(qū)主力烴源巖，見表3。

3.2.2 充注特征

1) 生排烴期及生烴強度。陸豐地區(qū)16 Ma時期烴源巖開始成熟，文昌組凹陷內基本達到0.7以上；到10.2 Ma時，基本上超過生烴門限，局部達到1.3，整體上進入生烴高峰期；到5.3 Ma時，都超過生烴門限，局部達到1.5以上。LF13東洼、LF15洼文昌組排烴高峰出現(xiàn)在 10.0 Ma，其后排油率降低，但至今一直處于排烴期，見圖10。

文昌組良好的生烴潛力和供烴方式決定了大中型油氣田的形成與分布。文昌組強烈斷陷期，北部控洼斷裂強烈活動，湖平面快速上升，湖盆中心及早前處于剝蝕狀態(tài)的A-1構造地區(qū)沉積了一套以深灰色泥巖為主的中深湖相沉積(圖8(b))。62塊泥巖地化分析結果表明：泥巖有機碳(TOC)質量分數(shù)平均為2.60%，熱解生烴潛量(S1+S2)平均為12.92 mg/g，氫指數(shù)HI平均為463 mg/g，最高峰溫平均為440 ℃；有機質類型為Ⅰ型，生物標志化合物顯示C304-甲基甾烷含量高，生烴母質主要為低等水生生物和微生物，陸源母質較少，屬于很好烴源巖。

對比原油與烴源巖生物標志化合物譜圖發(fā)現(xiàn)：兩者具有較好的相似性，C304-甲基甾烷含量高；C27～C29規(guī)則甾烷分布呈“V”字型，樹脂化合物(W，T)和奧利烷含量低；長鏈三環(huán)萜烷系列呈以 C23為主峰的近正態(tài)分布，伽馬蠟烷含量低，C30藿烷含量高、重排甾烷含量較低為特征，Ts含量高且遠比Tm的含量高(見圖 11)，表明烴源巖形成于淡水—微咸水深湖相，水介質為還原環(huán)境，生烴母質主要為低等水生生物和微生物，陸源母質較少；A-1構造地區(qū)鉆井揭示深灰色泥巖厚度為91～127 m，泥巖厚度自邊緣向洼槽中心呈環(huán)帶狀增厚，疊前反演結果表明洼陷中心烴源巖厚度超過1 km，而烴源巖厚度超過400 m的面積為130 km2，地化模擬得到的洼陷生烴量為37.76億t。

2) 生烴中心。發(fā)生在早、中始新世的珠瓊運動一幕使珠江口盆地發(fā)生抬升、剝蝕，伴有斷裂和巖漿活動，形成彼此分割的北、南2個斷陷帶，而且斷陷的深度和面積增大，形成了許多深水湖盆。文昌期作為強裂陷期，使得陸豐地區(qū)具有多個沉積沉降中心。洼陷沉積中心多為中深湖相沉積，厚度最大可達2.5 km，與生烴中心吻合。陸豐地區(qū)地震反演資料顯示文昌組下部為砂礫巖等粗粒沉積，中部為中深湖暗色泥巖沉積，上部為三角洲和濱淺湖砂巖等沉積，為晚期強充注提供了有利的時空匹配條件。

3) 有利的充注條件。文昌組圈閉在珠瓊運動二幕之后已基本定型，位于緩坡帶的構造?地層圈閉處于構造高部位，有利于接受晚期油氣大規(guī)模充注成藏[17]。從鉆井揭示的烴源巖與儲層分布情況看，文四段烴源巖位于儲層上部及靠近洼陷中心的側翼，盡管前者已進入生排烴門限，但其內部并無超壓發(fā)育，源—儲壓力差不存在而導致油氣倒灌難以實現(xiàn)[18]，因此，文五段油氣主要來自洼陷中心的烴源巖，通過“側生旁儲”模式聚集成藏[19]。烴源巖內生成的油氣不需要通過長距離運移即可到達儲集層，有效地避免了運移過程中油氣的散失和分流，更有利于形成油氣的規(guī)模聚集。

圖9 陸豐地區(qū)烴源巖有機質類型和豐度Fig. 9 Organic matter type and abundance of source rocks in Lufeng area

圖10 陸豐南含油氣系統(tǒng)生排烴史Fig. 10 History of hydrocarbon production and exclusion in oil and gas systems of South Lufeng

3.3 廣泛分布的“甜點”優(yōu)質儲層

3.3.1 扇三角洲(或辮狀河三角洲)砂體

發(fā)育于陸豐 13洼南部大型古斜坡背景上的辮狀河三角洲控制了一系列砂體的復合連片，呈“席”狀展布的分流河道砂巖儲層平面分布面積大，有利于油氣的規(guī)模聚集。A-1-2井揭示的文五段主力產油層為一套灰色含礫極粗—粗砂巖夾細礫巖，礫石成分主要為石英，直徑為 2～5 mm，發(fā)育由細礫→極粗砂巖→中→粗砂巖的正粒序變化。砂體底部常見底沖刷構造，沖刷面起伏不平，其上可見石英礫石與泥礫組成的定向排列構造，指示單向水流發(fā)育特征；砂巖尤其含礫極粗—粗砂巖中以反映高流態(tài)沉積特征的槽狀交錯層理、楔狀交錯層理、塊狀層理為主，指示多期水下分流河道縱向疊置。經綜合分析認為，主力產油層的成因屬于緩坡背景上發(fā)育的具有一定坡度、水動力能量較強、搬運距離相對較短的辮狀河三角洲沉積[20?21](圖 8(a))。

在初始裂陷期，隨著湖盆擴不斷張期，受北部控洼斷裂影響，陸豐13洼形成面積較大的湖泊沉積水域格局，其南部為呈北東東向展布的斜坡，具有縱向延伸長、橫向展布寬的特點。此時，惠陸低凸起為古隆起高地，受暖濕氣候影響，為湖泊提供源源不斷的碎屑物質。碎屑物被辮狀河的持續(xù)強水流搬運，經平原亞相進入濱淺湖，形成辮狀河三角洲沉積。受相對平緩的古斜坡控制，水道反復遷移擺動，形成了分布廣、面積大、厚度相對穩(wěn)定的砂體。由于水道沉積水動力條件較強，無論是陸上還是水下部分，沉積均以水道相為主；此外，由于湖泊能量較小，波浪的改造作用微弱，河口壩不太發(fā)育(圖8(a))。經統(tǒng)計，辮狀河三角洲河道相砂巖單層厚為 5～25 m, 砂層組累計厚度為90～180 m，分布面積達57.5 km2。

3.3.2 儲集層原生孔隙發(fā)育

文五段主力產油層巖心實測孔隙度為7%～15%，平均孔隙度為 10.5%，滲透率為(0.2～268.0)×10?3μm2，平均滲透率為17.7×10?3μm2，孔隙度與滲透率具有良好的正相關關系。儲集層巖性與物性的關系研究表明：砂巖粒度越大，孔滲性越好，中—粗砂粒級及之上的砂巖孔滲性最優(yōu)，見圖12。

圖11 陸豐13洼文昌組深灰色泥巖及原油生物標記物特征Fig. 11 Dark gray mudstone and crude oil animal marker’s features of Wenchang formation in Lufeng 13 Sag

圖12 陸豐13洼文昌組儲層物性特征Fig. 12 Characteristics of Wenchang formation’s reservoir properties in Lufeng 13 Sag

圖13 陸豐13洼文五段儲層鏡下特征Fig. 13 Microscopic features of Wenwu member reservoir in Lufeng 13 Sag

鏡下薄片鑒定結果顯示文五段砂巖巖石類型主要為巖屑石英砂巖，碎屑顆粒以點、點—線接觸為主，壓實作用較弱，中等分選；雜基含量低，膠結物主要為方解石，但總體含量也較低；砂巖儲集空間主要為原生粒間孔，少量次生溶蝕孔，見圖13。對于埋深超過4.1 km的文五段儲層保存大量的原生粒間孔，一方面，水下分流河道砂巖在沉積過程中由于搬運水動力較強，碎屑顆粒經反復淘洗，雜基含量低，主要表現(xiàn)為凈砂巖，粒間孔隙較發(fā)育；另一方面，在文五段地層沉積后期，陸豐13洼緩坡帶發(fā)生強烈抬升，后期上覆沉積的文昌組地層均較薄，由于未經過后期地層的強壓實作用，大量的原生孔隙被保留。

3.4 穩(wěn)定分布的區(qū)域蓋層

A-1構造井區(qū)鉆井揭示的泥巖厚度分別為129.1～181.5 m，泥巖的顏色為深灰色，質純、性硬，發(fā)育層狀構造和水平層理，GR曲線為高值且無明顯變化，表明沉積時水動力十分安靜且水深較大，經綜合分析認為這套泥巖為中深湖相沉積。疊前反演結果表明：文四段泥巖在平面上分布穩(wěn)定，整個陸豐 13洼斜坡帶泥巖厚度均大于70 m，為一套穩(wěn)定分布的區(qū)域型蓋層。

構造和沉積演化史表明：陸豐13洼進入湖盆強烈裂陷期，湖平面快速上升，南部物源區(qū)幾近淹沒，A-1構造地區(qū)接受了一套中深湖相泥巖沉積(圖 8(b))，此時，東北部物源依然活躍，陸豐F13洼整體表現(xiàn)為填平補齊作用，深湖相泥巖構成了研究區(qū)穩(wěn)定分布的區(qū)域蓋層；在斷陷萎縮期，相對湖平面下降，A-1構造地區(qū)接受了一套濱淺湖—半深湖相沉積，粒度偏細，含砂率低，可作為局部蓋層，增強了蓋層的封蓋能力。正是因為這套區(qū)域泥巖蓋層的有效封蓋，才會在文四段以下地層聚集了大量的輕質原油。

4 結論

1) 陸豐凹陷古近系文昌組大中型油田地質特征主要表現(xiàn)為埋深大、油品好、構造?地層控藏、低孔低滲、油水關系復雜的特點；原油分布表現(xiàn)為受緩坡帶廣泛分布的“甜點”優(yōu)質儲層控制，呈現(xiàn)“滿帶含油”的特點。

2) 陸豐凹陷文昌組具備了優(yōu)越的油氣成藏條件：斷陷盆地斜坡區(qū)的構造背景控制了大面積儲蓋組合的形成，長期繼承性的隆起是油氣運移的優(yōu)勢指向區(qū)；良好的供烴條件與晚期強充注為大中型油田的形成提供了充足的油源；廣泛分布的“甜點”優(yōu)質儲層與斷裂結合形成大面積的構造—地層圈閉，為油氣聚集提供了場所；穩(wěn)定的區(qū)域蓋層保證油氣在圈閉范圍內大規(guī)模成藏，并在后期構造活動中不被破壞，有利于大面積原生輕質油藏的保存。

3) 陸豐凹陷下文昌組良好的儲、蓋配置關系與斷陷湖盆特殊的構造、沉積演化過程密不可分，湖盆初始斷陷期在洼陷緩坡沉積的辮狀河三角洲砂巖為主要儲層，進入強烈斷陷期湖平面快速上升，在緩坡沉積一套中深湖相泥巖為良好的區(qū)域蓋層；此后，受“斷隆聯(lián)控”機制影響，緩坡帶被抬升形成構造?地層圈閉，接受晚期油氣充足。

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Geological characteristics and forming conditions of large and medium oilfields in Lufeng Sag of Eastern Pearl River Mouth Basin

ZHANG Xiangtao, WANG Xudong, SHU Yu, ZHANG Sufang, QUE Xiaoming,SHE Qinghua, WANG Yanfei

(Shengzhen Branch of China National Offshore Oil Co. Ltd., Shenzhen 518000, China)

A-1 large and medium oilfield of Paleogene Wenchang formation in Lufeng Sag of northeast Pearl River Mouth Basin was studied to discuss the geological characteristics and forming conditions of Wenchang formation large and medium oilfield through analyzing the elements and the process. The results indicate that oil and gas of Wenchang formation mainly distributes in lower Wenchang formation, and it belongs to tectonic-stratigraphic oil and gas reservoirs.The reservoirs are dominated by braided river delta front edge underwater distributary channel sand, and belong to low porosity and low permeability reservoirs. The crude oil is light oil withmaturity (0.73%). There are complex oil-water relationships and normal temperature-pressure system in deep Wenchang Formation. Wenchang Formation in Lufeng Sag has favorable condition to form large and medium oilfields. The tectonic background of the slope area in Rifting basin controls the wide formation of reservoir cap combination, and long-term inherited uplift is the ascendant area for oil and gas migrating. Sufficient hydrocarbon source and late strong charging are favorable for the formation of large and medium oilfields. Good quality reservoirs combine with fractures to form the large-area tectonic-stratigraphic traps, which provides perfect places for petroleum accumulation. Stable regional caps provide ideal environment for hydrocarbon accumulation, and also ensure oil and gas traps not to be damaged in the late tectonic activity. These are favorable for large-area preservation of the light oil reservoirs.

large and medium oilfields; braided river delta; oil and source rock; Wenchang formation; Pearl River Mouth Basin

TE122

A

1672?7207(2017)11?2979?11

10.11817/j.issn.1672-7207.2017.11.019

2016?12?10；

2017?03?11

國家重大科技專項(2011ZX05023-001)；中國海洋石油總公司綜合科研項目(YXKY-2015-SZ-02) (Project(2011ZX05023-001) supported by the National Major Science and Technology Program; Project(YXKY-2015-SZ-02) supported by Comprehensive Technology Research Program of Chinese National Offshore oil Corporation)

張向濤，高級工程師，從事油氣資源勘探與評價工作；E-mail: zhangxt1@cnooc.com.cn

(編輯 陳燦華)