汪旭東 張向濤 林鶴鳴 闕曉銘 李 敏

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518000)

陸豐13洼位于珠江口盆地陸豐凹陷南部，目前已在洼陷新近系和古近系均發(fā)現(xiàn)工業(yè)油藏。特別是深層文昌組產(chǎn)能的突破，使得陸豐13洼成為珠江口盆地重點研究區(qū)域，也成為南海東部海域“十三五”油氣勘探開發(fā)的重要戰(zhàn)略規(guī)劃區(qū)之一。

珠江口盆地多期構造活動形成了多種類型的復式圈閉，油氣圍繞富生烴洼陷分布，并在二級構造帶上復式聚集[1]。近期以復式油氣聚集帶理論[2-8]為指導，加強了對研究區(qū)含油帶的整體解剖，發(fā)現(xiàn)了2個古近系油田，進一步展開勘探后鉆探4口井的地質成功率達到100%，但未獲得商業(yè)發(fā)現(xiàn)，究其原因主要是對復式油氣成藏規(guī)律認識不足，在勘探部署上表現(xiàn)為：①縱向上重點關注已發(fā)現(xiàn)含油層系，忽略對其他層系的拓展；②平面上優(yōu)先評價發(fā)現(xiàn)周邊大構造，而對古近系復雜斷塊和地層巖性復合圈閉重視程度不夠。本文利用最新三維地震解釋成果，結合新鉆探的古近系深井和新近系油田的地質、地球化學資料，從烴源條件、儲蓋組合、輸導體系等方面分析陸豐13洼油氣復式成藏有利地質條件，劃分復式油氣聚集帶，并通過典型油藏解剖闡明不同復式油氣聚集帶的油氣分布規(guī)律，在此基礎上結合勘探實踐探討各復式油氣聚集帶的勘探潛力和方向，以期為下一步勘探和挖潛提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質背景

珠江口盆地位于我國南海北部，是在加里東、海西、燕山期褶皺基底上形成的中、新生代含油氣盆地[9]。陸豐凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷東側，屬于坳陷內次一級構造單元。陸豐13洼作為陸豐凹陷的一部分，是典型的中生代基底和新生代地層組合，歷經(jīng)多期復雜的構造演化而形成現(xiàn)今的構造特征(圖1)。根據(jù)控洼邊界斷裂活動性分析，并結合珠江口盆地的形成演化特征，將陸豐13洼的構造演化劃分為3個階段：前裂陷期(晚白堊世—古新世)、裂陷期(早始新世—晚始新世)、拗陷期(漸新世—第四紀)，其中裂陷期可進一步劃分為文昌期強裂陷階段(裂陷I幕)和恩平期弱裂陷階段(裂陷II幕)(圖2)。不同演化階段的構造作用與沉積充填、儲蓋組合發(fā)育、圈閉形成及油氣運聚成藏關系密切。

圖1 陸豐13洼二級構造帶劃分與油氣分布Fig.1 Division of secondary structural zones and petroleum distribution in Lufeng13 sag

圖2 陸豐13洼沉積充填序列及油氣成藏組合Fig.2 Sedimentary sequence and oil-gas reservoir-forming assemblages of Lufeng13 sag

2 復式油氣成藏的有利地質條件

2.1 富生烴洼陷油源供給充足

珠江口盆地生烴洼陷的規(guī)模和烴源巖有機質類型、豐度的差異性，造成了各洼陷的生烴量極不均衡，進而控制了油氣平面分布的不均衡[1,10]，已發(fā)現(xiàn)油氣儲量的90%主要源于6個富生烴洼陷。陸豐13洼是珠江口盆地重要的富生烴洼陷之一，早期研究認為洼陷內發(fā)育文昌組和恩平組兩套烴源巖，且均已達到成熟[11]。近幾年，陸豐13洼內多口鉆穿古近系的探井揭示洼陷內文昌組泥巖厚度大，平面分布范圍廣，為成熟烴源巖。相比較而言，恩平組含砂率超過60%，泥巖單層厚度2～10 m，為紅褐色和灰色，屬于辮狀河三角洲和湖沼相沉積；泥巖熱解分析TOC平均含量低于1%，氫指數(shù)(IH)也較低，烴源巖評價結果為中等—較差，不能作為有效烴源巖(表1)。由于文昌期裂陷演化的旋回性，在洼陷內形成2類烴源巖：在裂谷發(fā)育的高峰期發(fā)育文三段、文四段半深—深湖相烴源巖，為洼陷的主力烴源巖；在裂谷發(fā)育的萎縮期發(fā)育文二段濱淺湖相烴源巖，為洼陷的次要烴源巖(表1)。

表1 陸豐13洼恩平組和文昌組泥巖熱解參數(shù)及評價表Table 1 Mudstone pyrolytic parameters of Enping and Wenchang Formation and their evaluation forms in Lufeng13 sag

參考李友川 等[12]對惠州凹陷及鄰區(qū)原油的分類方案，結合地化分析結果，將陸豐13洼原油劃分為2類(圖3)：Ⅰ類原油主要來源于文昌組半深—深湖相烴源巖(圖3a)，分布十分普遍，占總探明儲量65%；生物標志化合物特征表現(xiàn)為C30,4-甲基甾烷含量豐富，雙杜松烷含量低(圖3a、c、d)，有機質主要來源于水生低等生物。Ⅱ類原油既表現(xiàn)出半深—深湖相烴源巖的特征(圖3a)，也表現(xiàn)出濱淺湖相烴源巖的特征(圖3b)，屬于兩類烴源巖的混源；生物標志化合物特征表現(xiàn)為C30,4-甲基甾烷的含量較Ⅰ類原油低，而雙杜松烷化合物和奧利烷的含量較高(圖3e、f)。由于洼陷內濱淺湖相烴源巖生烴規(guī)模有限，Ⅱ類原油通常表現(xiàn)為近源成藏特征，常見于距離洼陷中心較近的中深部油層。

通過對陸豐13洼烴源巖埋藏史和熱演化史的分析，文昌組烴源巖最早在距今33.9 Ma進入生烴門限,距今10～5 Ma開始大規(guī)模排烴，晚期構造活動與主排烴期匹配控制油氣復式聚集[1]。根據(jù)盆地熱模擬計算結果，陸豐13洼總生烴量為51.53×108t，平均生烴強度達670.37×104t/km2。

2.2 斷裂與砂體構成復式輸導體系

陸豐13洼為北斷南超的箕狀洼陷，整體形態(tài)為長條狀(長∶寬=5∶1)，文昌組烴源巖向南部斜坡帶逐漸抬升，使得洼陷南部成為油氣運移的最優(yōu)勢指向區(qū)(圖1)。由斷裂和砂體組成的輸導體系作為連接烴源巖與圈閉的橋梁，是形成復式油氣藏的關鍵因素[13-14]。

斷裂垂向溝通油氣，這是形成多油層縱向疊置復式油氣藏的關鍵。陸豐13洼主要發(fā)育NEE、EW走向斷裂(圖1)，總數(shù)量超過40條，油源斷裂按照級次及活動時間可劃分為2類：①長期活動斷裂，平面上為分隔二級構造帶的邊界斷裂(如F2)，長27.2～39.8 km，始新世至中新世晚期一直活動，最大斷距超過650 m；該同生斷裂對斜坡帶及低凸起帶油氣輸導起到了決定作用，已發(fā)現(xiàn)的油氣藏多數(shù)分布在長期活動斷裂帶附近，呈多層疊置(圖4)。②早期活動斷裂，主要位于中央背斜帶，由一系列NEE、EW和NWW向次級斷裂呈雁列組合而成(如F3)，垂向上表現(xiàn)為“似花狀”構造，始于文昌組，消失在恩平組，晚期基本不活動，主控斷裂直接溝通了烴源巖和圈閉，油氣主要通過這些斷層運移至恩平組砂巖中成藏(圖4)。

圖3 陸豐13洼文昌組烴源巖與周邊井原油對比Fig.3 Chromatograph-mass contrast of oils and source rocks of Wenchang Formation in Lufeng13 sag

圖4 陸豐13洼復式油氣聚集帶油氣運聚成藏模式(剖面位置見圖1)Fig.4 Hydrocarbon migration and accumulation model of complex hydrocarbon belt in Lufeng13 sag (see Fig.1 for location)

分析認為,連續(xù)性砂體是陸豐13洼油氣發(fā)生橫向運移的主要通道，是平面連片復式成藏的重要條件。生油層之上的中部與淺部成藏組合均為富砂層段，地層含砂率超過60%，而且埋藏淺、孔滲性較好，一部分油氣通過通源斷裂在中部成藏組合合適的圈閉中成藏，另一部分油氣則沿著優(yōu)勢運移通道向環(huán)洼周邊低凸起帶作長距離運移(圖4)。

2.3 復式地層結構形成多套成藏組合

陸豐13洼發(fā)育具有多構造層的復式地層結構，由于沉積特征的差異，不同構造層形成的儲蓋組合不同，據(jù)此可將成藏組合劃分為淺部、中部和深部等3套(圖2)，多成藏組合的發(fā)育為多層系復式油氣成藏創(chuàng)造了有利條件。

深部成藏組合位于裂陷I幕沉積地層，埋深通常大于3 500 m。裂陷I幕為湖盆強裂陷階段，湖盆沉降速度快，形成了較大的可容空間和欠補償環(huán)境，在湖盆中心沉積了半深—深湖相泥巖，是洼陷的主力烴源巖(圖4、表1)；而在控洼斷裂下降盤與構造轉換帶發(fā)育了扇三角洲和辮狀河三角洲沉積，靠近洼陷中心發(fā)育了重力流沉積，這些沉積體都發(fā)育儲集層，加之與油源直接相鄰，是形成“自生自儲、旁生側儲”油氣藏的重要層段[15]。

中部成藏組合位于晚始新世到漸新世的陸相和海陸過渡相地層，埋藏深度3 000～3 500 m。恩平組沉積期，物源先后以凹陷內大的低凸起和凹陷外區(qū)域物源為主，洼陷中心發(fā)育濱淺湖，在構造轉換帶與斜坡帶廣泛發(fā)育大型辮狀河三角洲沉積，砂地比高。漸新世初期，珠一坳陷開始接受海侵，物源來自盆地西北側的華南褶皺帶[16]，發(fā)育海陸過渡相富砂三角洲沉積，地層含砂率高于恩平組。中部成藏組合由地層內部砂泥互層組成，缺乏區(qū)域蓋層，且由于含砂率高，斷圈巖性對接封堵性較差，導致有效圈閉面積較小，已發(fā)現(xiàn)的油氣主要表現(xiàn)為“下生上儲、斷蓋聯(lián)控”特征(圖4)。

淺部成藏組合位于晚漸新世以后盆地進入拗陷階段沉積的以海相為主的地層，由珠江組下段的砂巖及其上覆巨厚泥巖組成，目的層埋深2 300～3 000 m。古韓江三角洲體系為該時期沉積的主體[16]，三角洲前緣河口壩及水下分流河道砂巖為主要的儲層，受低水位時期潮汐改造作用的影響，儲層在研究區(qū)大面積連片展布，砂巖較為純凈，尤其是主力油層2370層，基本上不存在泥質夾層；珠江組沉積中后期隨著海水的進一步加深，研究區(qū)變成內大陸架上的開闊海，沉積了大套巨厚層泥巖，組成研究區(qū)乃至整個珠江口盆地的區(qū)域蓋層[17]。古近系烴源巖生成的油氣經(jīng)過“網(wǎng)毯式”[18]運移至淺部成藏組合，形成珠江口盆地經(jīng)典的“下生上儲、陸生海儲”成藏模式(圖4)。

3 復式油氣成藏特征及分布規(guī)律

陸豐13洼具有“一源多儲，立體含油”的復式油氣成藏特征，油氣分布以二級構造帶為單位形成復式聚集。根據(jù)構造帶成因、油氣運移與聚集特點，將研究區(qū)劃分為環(huán)洼低凸起、近洼斜坡和洼內中央背斜等3個復式油氣聚集帶。在構造和沉積作用控制下，不同復式油氣聚集帶在含油層位、儲層沉積類型、輸導體系、油藏類型、原油類型等方面具有明顯差異(表2、圖5)。

表2 陸豐13洼復式油氣聚集帶類型及特征Table 2 Complex hydrocarbon accumulation belt patterns and characters in Lufeng13 sag

圖5 陸豐13洼三個典型油田油藏平面圖與剖面圖Fig.5 Plane and profile of three typical oil reservoirs in Lufeng13 sag

3.1 環(huán)洼低凸起復式油氣聚集帶

環(huán)洼低凸起復式油氣聚集帶在平面上呈NWW走向(圖1)，為一披覆式沉積構造帶，恩平組直接超覆在中生代基底，恩平組之上地層發(fā)育齊全(圖4)。低凸起上的構造多為繼承性構造，從基底到珠江組都有表現(xiàn)，構造成因主要為珠瓊運動二幕的褶皺隆升作用和披覆地層的差異壓實作用，至韓江組沉積晚期構造得以強化并定型[19]。

環(huán)洼低凸起復式油氣聚集帶已發(fā)現(xiàn)2個油田和多個含油構造(圖1)，是陸豐13洼探明程度最高的二級構造帶。以J-1油田為例(圖5)，縱向上油層呈連續(xù)分布(圖5b)，但在新近系海相砂巖油藏中最富集(占92%)；油藏類型為披覆背斜油藏(圖5a)，含油面積大，儲層中孔高滲；珠海組和恩平組油層層數(shù)較多，但面積較小，具有各自的油水體系，形成獨立的油藏(圖5b)。

分析認為，環(huán)洼低凸起復式油氣聚集帶原油類型為I類成熟原油(圖3)；陸豐13洼烴源巖生成的油氣首先沿通源斷裂垂向運移至珠江組下段，以該層段連續(xù)性砂體作為油氣運移載體，在構造脊的控制下向低位能區(qū)運聚成藏(圖4)。J-1油田距離通源斷裂F2約6 km，由通源斷裂、連續(xù)性砂體、構造脊等3個地質要素在空間上有序組合控制了油氣遠源成藏(圖1、4)。

3.2 近洼斜坡復式油氣聚集帶

近洼斜坡帶位于惠陸低凸起到洼陷中心的過渡帶(圖1、4)，構造成因主要為文四段沉積末期的構造隆升作用[20]，類型上屬于窄陡型斜坡帶[21]。通過對裂陷期構造和沉積特征的綜合分析，認為斜坡帶的形成演化有利于成藏組合的形成，是陸豐13洼古近系油氣聚集最有利的地區(qū)[20]。

近洼斜坡復式油氣聚集帶已發(fā)現(xiàn)陸豐A-1油田和多個含油構造，是陸豐13洼重要的復式油氣聚集帶。由于近洼斜坡帶文昌組靠近洼陷中心主力烴源巖，源-蓋空間跨度小，有利于形成大中型油田[22]，并且由斷裂和砂體組成的復合輸導體系對形成縱向具有一定成因聯(lián)系的復式油氣藏也具有重要的控制作用。以A-1油田為例(圖5)，主力油層W510為構造-地層油藏(圖5c)，探明+控制儲量超千萬立方米，儲層為初始裂陷期的辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂巖；文四段油層為湖底扇濁積巖巖性油藏，文二段和文三段油層為構造油藏(圖5d)，儲層均為濱淺湖灘壩砂巖；往上恩平組和珠海組斷圈由于含砂率高和斷裂封閉性差未形成有效油氣聚集，油氣順著長期活動斷裂發(fā)生垂向運移，并最終在珠江組下段2370層形成翹傾半背斜和逆牽引背斜油藏(圖5d)。

油源對比分析結果表明，近洼斜坡帶珠江組下段原油生標特征與低凸起帶J-1油田相似，屬于I型原油；而文五段原油為Ⅱ型原油(圖3f)，主要來自文昌組半深—深湖相烴，并混有濱淺湖相烴源巖的貢獻，表現(xiàn)為“旁生側儲、近源成藏”特征。

3.3 洼內中央背斜復式油氣聚集帶

受區(qū)域性拉張應力和巖漿底辟作用的影響，陸豐13洼中心發(fā)育走向平行于控洼斷裂的中央背斜帶，走向自西向東從NWW、EW逐漸過渡到NEE(圖1)。中央背斜帶上文昌組和恩平組(上構造層)發(fā)育“拱張地塹系”，兩翼斷塊不對稱，北陡南緩，核部為拱張背斜，兩翼發(fā)育斷鼻、斷塊圈閉(圖4、5e—f)。

陸豐13洼中央背斜帶油源供給充分，上構造層圈閉定型時間在恩平組沉積末期，早于油氣發(fā)生大規(guī)模運移時間；同時，斷裂為其提供源源不斷的油氣，使中央背斜帶成為陸豐13洼重要的油氣聚集區(qū)帶。

分析認為，中央背斜帶北傾主控斷層F3斷入文昌組成熟烴源巖，起到了溝通油源的作用(圖4)，油氣主要分布在上構造層，垂向分布呈“多層樓”模式(圖5f)。斷裂作為中央背斜帶油氣垂向運移通道，控制了油氣垂向分布的最淺層位——斷裂在恩平組沉積末期即停止活動，油層也僅分布在T70之下(圖4、5f)。油油及油源對比分析結果表明，中央背斜帶恩平組上部原油與低凸起帶及斜坡帶下珠江組原油相似，屬于I型原油(圖3c、d)；恩平組下部原油與斜坡帶文五段原油相似，屬于II型原油(圖3e)。

4 勘探潛力及方向

根據(jù)最新“源-匯-聚”評價體系[23]，陸豐13洼3個復式油氣聚集帶的運匯量為5.22×108t，目前探明程度僅為21%，說明仍然具有較大的勘探潛力。其中，超過4×108t剩余油氣資源量集中在新近系巖性圈閉、古近系復雜斷塊和地層巖性圈閉以及老油區(qū)深入挖潛等領域，因此深化復式油氣藏研究和勘探是今后研究區(qū)找油的必經(jīng)之路。

1) 近洼斜坡復式油氣聚集帶總面積超過77.5 km2，為洼陷內最大的運匯單元，本身具有生排烴能力，近洼斜坡帶主要斷裂在深層控制了文昌組的分布和斷塊、構造-地層、構造-巖性等多種類型復合圈閉的形成。受構造及沉積演化作用的影響，斜坡帶文昌組勘探層系豐富，多層系并重的復式油氣勘探潛力巨大。例如，裂陷初始期文五段儲層受文四段沉積早期構造抬升作用影響，形成構造-地層油藏；裂陷高峰期為主力烴源巖(文三段、文四段)形成時期，與其同期形成的濁積巖巖性油藏和灘壩砂巖構造油氣藏具有較好的勘探潛力；進入裂陷萎縮期，辮狀河三角洲大規(guī)模入湖，形成文一段和文二段“下生上儲”斷塊油藏，由于埋深相對文昌組其他層段淺，且儲層厚度大、物性好、產(chǎn)能高，是深層尋找“甜點”儲層的最重要勘探方向。2017年6月，部署C-1-1d井揭示文二段油層26.7 m/6層，DST測試獲高產(chǎn)，儲量達到一個中型油田的標準。

2) 洼內中央背斜復式油氣聚集帶地層發(fā)育齊全，沉積厚度大，且位于烴源巖正上方，輸導體系發(fā)育，勘探潛力大；但受斷裂活動影響，圈閉僅發(fā)育在恩平組和文昌組，圈閉埋深相對其他油氣聚集帶深，制約了該區(qū)帶向深層展開勘探。中央背斜帶核部已發(fā)現(xiàn)多套恩平組背斜油藏，是目前古近系恩平組勘探發(fā)現(xiàn)最好的地區(qū)。在中央背斜帶翼部，恩平組斷塊和斷鼻圈閉十分發(fā)育，規(guī)模也較大，是重要的勘探方向，但需要著重解決油氣垂向輸導和側向封堵之間的關系。此外，中央背斜帶深層上文昌組最靠近洼陷中心主力烴源巖，具有“近水樓臺”的優(yōu)勢，由于含砂率低，斷層封堵性明顯好于恩平組，已揭示的灘壩儲層厚度薄、物性相對較差，因此尋找物性更好的上文昌組厚層砂巖儲層是另一重點勘探領域。

3) 環(huán)洼低凸起復式油氣聚集帶是珠江口盆地最早發(fā)現(xiàn)油氣和生產(chǎn)的油區(qū)，勘探和研究程度均較高。該區(qū)帶只發(fā)育恩平組沉積晚期以來的地層，含砂率高，油氣藏類型均為構造油氣藏，主力油藏為新近系海相披覆背斜油藏，但面臨綜合含水高、產(chǎn)量遞減快、剩余潛力小等問題。為實現(xiàn)老油田增儲挖潛的需要，提出向周邊構造、向深層油藏“滾動勘探開發(fā)、三維擴儲、立體挖潛”的策略[19]，取得了一定的成效，但無論是周邊新近系斷塊圈閉還是油田下方恩平組油藏均表現(xiàn)為高點聚油，可動用儲量均較小，剩余勘探潛力相對有限。

5 結論

1) 緊鄰富生烴洼陷油源供給充足、由斷裂和砂體組成的復式輸導體系以及復式地層結構形成多套成藏組合是陸豐13洼復式油氣成藏的有利地質條件。

2) 陸豐13洼具有“一源多儲，立體含油”的復式油氣成藏特征，平面上油氣主要分布在環(huán)洼低凸起、近洼斜坡和洼內中央背斜等3個復式油氣聚集帶，不同復式油氣聚集帶的含油層位、輸導體系、油藏類型、原油類型、運聚模式等具有明顯差異。

3) 近洼斜坡復式油氣聚集帶為陸豐13洼最大的運匯單元，而且文昌組勘探層系豐富，發(fā)育類型多樣的復式圈閉，剩余勘探潛力最大，關鍵問題為優(yōu)質儲層分布；洼內中央背斜帶翼部恩平組斷塊和斷鼻以及上文昌組優(yōu)質儲層是重要的勘探方向，關鍵問題為圈閉有效性和油氣運移；而環(huán)洼低凸起復式油氣聚集帶油氣主要表現(xiàn)為新近系富集，隨著老油田挖潛的深入，剩余勘探潛力相對有限。

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