王震亮，王 晨，何星辰，祁 妙

(西北大學 地質(zhì)學系/大陸動力學國家重點實驗室/CO2捕集與封存技術國家地方聯(lián)合工程中心,陜西 西安 710069)

隨著世界對油氣資源需求量不斷加大,深層油氣資源成為當前和未來油氣勘探發(fā)展的最重要領域之一[1-4]。油氣勘探實踐證明,在全球范圍內(nèi),盆地深層蘊藏著豐富的油氣資源[2,5-6];中國深層油氣勘探所發(fā)現(xiàn)的油氣儲量占比逐年增加[2],已成為油氣勘探的重要方向,具有廣闊的發(fā)展前景[7]。近年來,隨著深層油氣勘探持續(xù)不斷推進,在地質(zhì)理論認識、分析測試技術和評價預測方法等方面已有眾多新的進展[2,5,8]。

白云凹陷位于南海北部大陸邊緣陸坡區(qū)珠江口盆地南部珠二拗陷內(nèi),水深為200～3 000 m,北、南兩側(cè)分別是番禺低隆起和南部隆起帶[9],西南側(cè)是云開低凸起,東南側(cè)是云荔低凸起,東北側(cè)是東沙隆起(見圖1)。白云凹陷面積約1.206×104km2,最大沉積厚度達11 000 m,充填地層為新生界。

南海北部陸緣珠江口盆地白云凹陷深水區(qū)是已被勘探實踐證實的富生烴凹陷,具有油氣兼生、以氣為主的油氣資源特征。截至2019年底,累計發(fā)現(xiàn)三級地質(zhì)儲量天然氣近3 000×108m3,原油近8 000×108m3[10]?！笆濉敝?白云凹陷油氣勘探主要集中在中淺層,近90%的探明油氣儲量集中在中新統(tǒng)珠江組下段。近幾年在珠海組及之下的中深層鉆遇規(guī)模性儲層,逐漸揭示白云凹陷中深層的油氣勘探潛力。

研究發(fā)現(xiàn),白云凹陷經(jīng)歷兩期裂陷拉張作用,且持續(xù)時間久,基底熱流值表現(xiàn)為幕式升高特征,磷灰石裂變徑跡(apatite fission track, AFT)熱史模擬顯示,在距今5 Ma存在一期古地溫快速增加[11],這種熱演化背景,有利于有機質(zhì)向油氣轉(zhuǎn)化。白云凹陷油氣生成具有“源熱共控”的特征[12],文昌組湖相烴源巖現(xiàn)今已多處于過成熟狀態(tài),恩平組發(fā)育的三角洲煤系和海相泥巖2類烴源巖,處于過成熟、成熟、低成熟狀態(tài),現(xiàn)今仍在持續(xù)排烴。白云凹陷底辟構(gòu)造的發(fā)育,揭示白云凹陷深層曾孕育過超壓,并發(fā)生過超壓的釋放[13-14]。盆地深層異常高壓可作為油氣運移的重要動力,為深層油氣藏形成創(chuàng)造了有利條件[15-16],因此流體動力與深層油氣運聚成藏關系密切,引起人們廣泛關注。

白云凹陷油氣勘探潛力巨大,淺層發(fā)現(xiàn)了多個規(guī)模性油氣聚集帶,但是深層油氣成藏條件研究較為薄弱,存在多個研究上的難點,兼具深水、深層、非常規(guī)油氣的特點,客觀上對研究方法和技術手段的選取提出了挑戰(zhàn)。因此,本文利用鉆測井和三維地震資料,使用三維盆地模擬技術和油氣成藏綜合研究方法,以白云凹陷深層流體動力和輸導體系為基礎,分析深層油氣運移成藏條件和動態(tài)過程,明確深層的油氣運聚和成藏模式,從而為白云凹陷深層有利區(qū)帶預測提供較為可靠的科學證據(jù)。

圖1 白云凹陷在珠江口盆地的構(gòu)造位置、構(gòu)造單元劃分與地層綜合柱狀圖[17-18]Fig.1 The structure location of Baiyun depression in Pearl River Mouth Basin, and its division of structural units and stratigraphy synthesis bar chart

1 油氣地質(zhì)背景

白云凹陷位于珠江口盆地深水區(qū),北接番禺低隆起,南鄰南部隆起和荔灣凹陷[17],是珠江口盆地內(nèi)面積最大、沉積最厚的新生界巨型凹陷。凹陷位于南海北部陸架-陸坡減薄過渡帶,多幕拉張、裂陷使得其地殼厚度向洋盆方向遞減。

白云凹陷在新生代經(jīng)歷了3個構(gòu)造演化階段,形成了3層盆地結(jié)構(gòu)。凹陷經(jīng)歷了斷陷期、拗陷期和斷塊升降期,先后發(fā)生了神狐運動、珠瓊運動、南海運動、白云運動、東沙運動等多期構(gòu)造運動。白云凹陷的基底是海相沉積巖夾巖漿巖和變質(zhì)巖,新生代的沉積結(jié)構(gòu)包括:斷陷期湖相沉積、拗陷沉降期海陸過渡相-淺海相沉積、斷塊升降期深海陸坡和深海相等3個主要沉積充填階段。

文昌組和恩平組是珠江口盆地主要的烴源巖層系,受資料所限,本文重點研究恩平組烴源巖。恩平組是白云凹陷的主力烴源巖,主洼內(nèi)最厚達5 000 m。受控于沉積相帶的分布,恩平組烴源巖呈二元分布特征[9],即三角洲煤系和海相泥巖,其中凹陷北部的緩坡區(qū)發(fā)育三角洲烴源巖,包括煤層、炭質(zhì)泥巖和暗色泥巖,地球化學指標以高雙杜松烷、低奧利烷和高姥植比為特征。南部海相烴源巖發(fā)育于凹陷深部,不僅有陸源有機質(zhì)的貢獻,同時包含海生藻類的貢獻。恩平組可細分為上、中、下3段(見圖1),上段地層發(fā)育大規(guī)模三角洲沉積,砂巖含量較多,主要作為深部儲層,中段和下段暗色泥巖含量多,是主力烴源巖。

恩平組、珠海組和珠江組內(nèi)發(fā)育白云凹陷的主要儲集層[18],巖性主要為砂巖。恩平組沉積時期主要有3個方向的物源供給:北部緩坡帶、西南斷階帶、東部來自南部隆起的緩坡帶,其中北部緩坡帶是主要的物源方向。珠海組是海陸過渡相到淺海陸架沉積,發(fā)育淺海三角洲,可以劃分為6個三級層序,儲層主要為三角洲沉積的砂巖儲層。珠江組是三角洲-陸坡深水沉積,發(fā)育三角洲和深水扇砂巖儲層。

恩平組內(nèi)發(fā)育大面積連片的三角洲,并從沉積早期到晚期呈現(xiàn)出由南向北逐次推進的過程,恩平組形成了適中的砂地比,有利于巖性、地層圈閉的發(fā)育。珠海組主要發(fā)育構(gòu)造圈閉和構(gòu)造-巖性復合圈閉2大類,構(gòu)造圈閉又包括斷背斜圈閉和斷塊圈閉等類型。

2 流體動力分布及其演化

盆地和含油氣系統(tǒng)尺度的模擬,是恢復古流體動力的有效手段。研究中使用了斯倫貝謝公司的PetroMod三維模擬軟件。模擬的路徑為從烴源系統(tǒng)、輸導體系到圈閉系統(tǒng)。

模擬所用的地質(zhì)參數(shù)關系到模擬結(jié)果的成敗。本研究在前期已投入大量基本工作,以便提高所選參數(shù)的準確性。這些工作包括:地質(zhì)格架模型與關鍵地質(zhì)時間、壓實系數(shù)、大地熱流、烴源巖模型的建立等。

模擬的第一步是獲取精確的三維地質(zhì)格架和地質(zhì)時間。白云凹陷的關鍵界面(Tg、T80、T70、T60、T50、T40、T35、T32、T30、T20和海底等)來自三維地震資料解釋結(jié)果,從中海油研究總院工作站的三維地震工區(qū)中導出,然后利用中海油總院提供的公式進行時-深轉(zhuǎn)換。

模擬至今的溫度、壓力等古參數(shù),經(jīng)過與已有實測數(shù)據(jù)的對比,將其誤差普遍控制在10%以內(nèi),確保了古參數(shù)恢復的準確、可靠。

2.1 白云主洼的超壓演化與排烴效應

研究表明,白云凹陷恩平組發(fā)育明顯超壓。恩平組沉積時期,沉積了厚度超過5 000 m的地層,沉積速率超過1 000 m/Ma,巨大的沉積速率,再加上洼陷帶地層泥巖含量較高,主洼恩平組自距今33.9 Ma就開始發(fā)生壓實作用增壓,早于生烴增壓開始的時間(見圖2)。距今23.8 Ma以來,恩平組中段烴源巖內(nèi)總的剩余壓力從15.25 MPa,增至距今16.5 Ma的26.24 MPa,距今10.5 Ma的32.74 MPa,現(xiàn)今可達36.97 MPa。在這一演化時段,欠壓實引起的超壓占55%～70%,生烴增壓所占貢獻為30%～45%。恩平組是白云凹陷的主力烴源巖,突顯出生烴增壓對恩平組超壓的貢獻。生烴增壓的貢獻與烴源巖的有機質(zhì)類型、豐度和熱演化程度等因素有關,因此生烴增壓在主洼的數(shù)量最大,且發(fā)育時間最早。其次,東洼和西洼的生烴增壓也比較可觀。

本次研究利用白云凹陷錄井資料中的泥漿密度和泥巖實測破裂壓力數(shù)據(jù),根據(jù)泥巖的應變曲線[19],推測了深層烴源巖的破裂壓力界限,對不同時期深層流體壓力與泥巖地層破裂壓力界限的相對大小和分布進行比較(見圖3)。結(jié)果顯示,珠海組沉積末以來(距今23.8 Ma),主洼恩平組烴源巖剩余壓力均大于泥巖排替壓力,說明油氣能夠克服毛細管阻力,排出烴源巖外。白云凹陷主洼恩平組烴源巖的流體壓力約在距今8 Ma超過了泥巖地層的破裂壓力界限,允許油氣以幕式混相方式排出于烴源巖之外,超壓引起地層破裂的排烴方式僅限于白云凹陷的主洼。研究還發(fā)現(xiàn),東、西、南洼未能以這種方式排烴,油氣主要以克服毛細管阻力的形式進行穩(wěn)態(tài)游離相排烴。

根據(jù)本次盆地模擬結(jié)果,白云凹陷天然氣資源量可達22.26千億方,石油資源量可達11.35億噸。雖然目前發(fā)現(xiàn)的油氣儲量主要分布在珠江組下段,但與油、氣的資源量相比,目前儲量的發(fā)現(xiàn)率較低,僅占天然氣和石油資源量的13.5%和6.2%。這些數(shù)據(jù)說明,珠江組已發(fā)現(xiàn)油氣儲量僅占深層油氣資源量很小的比例,大部分資源應該尚存深層。

圖2 白云凹陷主洼中心恩平組中段在不同演化時期欠壓實增壓與生烴增壓的貢獻對比Fig.2 Comparison of contributions between undercompaction and pressurization by hydrocarbon generation, in the middle member of Enping Formation in the center of the main sag of Baiyun Depression during different evolutional periods

圖3 白云凹陷主洼恩平組中段流體壓力(Pp)與破裂壓力(Plm)在不同時期的大小對比關系Fig.3 The comparison between fluid pressure (Pp) and fracture pressure (Plm) in the middle of Enping Formation from the main sag of Baiyun Depression during different periods

2.2 白云凹陷的氣勢梯度演化及對運聚的影響

流體勢作為地下流體動力的綜合表現(xiàn)形式,是分析油氣運移、聚集等問題的有效途徑[20-21]。恩平組烴源巖以生氣為主,因此本文在明確了恩平組超壓的基礎上,計算了恩平組地層的氣勢,計算中,考慮了相態(tài)變化對天然氣密度的影響[22]。在此基礎上,利用氣勢梯度刻畫流體在不同時期動力的強弱。其中,高氣勢梯度表示氣勢在該方向變化大,流體動力強,有利于天然氣運移;相反,低氣勢梯度表示流體動力較弱,更有利于天然氣匯聚。

1)不同時期恩平組上段氣勢梯度的分布

珠江組沉積末(距今16.5 Ma),恩平組上段氣勢梯度表現(xiàn)為主洼大部分區(qū)域以及周緣區(qū)域氣勢梯度較大(見圖4A)。東洼出現(xiàn)小區(qū)域的氣勢梯度異常高值, 氣勢梯度為全區(qū)最高。 主洼西南部氣勢梯度可達800～1 000 m/km， 主洼東部和北坡則較小, 約為500 m/km。 整個區(qū)域氣勢梯度相對高的范圍較大, 油氣可緩慢地向四周運移。

粵海組沉積末(距今5.3 Ma),恩平組上段表現(xiàn)為主洼西南部、主洼東部、東洼和主洼東北的氣勢梯度大,其余區(qū)域小(見圖4 B)。主洼西南部,氣勢梯度較韓江組沉積末相比(距今10.5 Ma)略有增大,最大約為1 800 m/km。主洼東部的氣勢梯度可達1 000 m/km。北坡周圍的氣勢梯度基本保持穩(wěn)定,為400～1 000 m/km。說明東洼在此時期存在較大的油氣運移動力,氣勢梯度在距主洼較遠的區(qū)域依然較高,且與韓江組沉積末相比變大,致使油氣運移的動力更為充足。

A 距今16.5 Ma; B 距今5.3 Ma圖4 白云凹陷恩平組上段氣勢梯度分布與天然氣運移矢量圖Fig.4 The gas potential gradient distribution and gas migration vector diagram in the upper member of Enping Formation in Baiyun Depression

2)主洼-北部、主洼-東部的氣勢梯度差異與運聚階段劃分

油氣運移是過程,聚集是結(jié)果,油氣聚集在時間上只是二次運移過程中短暫的一刻,在空間上也只占二次運移長河中很小的一部分。所以,油氣的聚集和成藏是運移動力達到穩(wěn)定和相對平衡后才能發(fā)生。對比發(fā)現(xiàn),白云凹陷深層已有油氣發(fā)現(xiàn)處(如B5-2)的氣勢梯度在400 m/km左右,可據(jù)此將其作為油氣發(fā)生運移的動力起點。

分析認為,白云凹陷深層恩平組上段主洼-北坡的氣勢梯度較大,油氣運移動力也比較充足,距今10.5 Ma達到最高,由運移階段轉(zhuǎn)入聚集階段,晚期稍有減小,粵海組沉積末(距今5.3 Ma)以后可能存在一定的油氣調(diào)整或散失(見圖5);主洼-東部氣勢梯度一直在增長,有利于晚期的油氣運移。而主洼-西南部的氣勢梯度最大,而且晚期逐漸增大,油氣運移動力非常充足。

由此可見,主洼-北坡油氣運移成藏較早,主洼東部運移成藏晚。北坡、西南和主洼東部是恩平組深層油氣運移的主要方向。

A 主洼-北部; B 主洼-東部圖5 白云凹陷恩平組上段氣勢梯度變化曲線與運聚時期劃分Fig.5 The variation curves of gas potential gradient, divided migrating and accumulating periodsin the upper member of Enping Formation of Baiyun Depression

3)根據(jù)混合算法得出的天然氣運移路徑

基于流線和達西的混合算法,本次研究模擬了白云凹陷恩平組油氣運移方向和路徑,如圖6所示,除北坡(番禺低凸起)、主洼東部(白云東傾沒端)外，西南部的云開低凸起,都是恩平組油氣運移的主要方向。主洼油氣運移、成藏時間較早,主洼東部運移成藏晚,油氣的運移路徑受深層輸導砂體和構(gòu)造脊等因素的影響。

具體來說,從韓江組沉積末(距今10.5 Ma,見圖6A)至現(xiàn)今(見圖6B),隨著恩平組上段埋深的明顯增大,氣勢梯度的分布由較為連續(xù)變得較為分隔,天然氣的運移矢量(速率和方向)由相對較長距離的延續(xù),運移距離較大,變?yōu)檩^短距離的延續(xù),運移距離較小,其間被若干聚集區(qū)所分隔。在這種流體動力背景下,有利于天然氣就近在有利的圈閉帶內(nèi)聚集、成藏。

3 輸導體系發(fā)育特征

輸導體系是連接烴源巖與圈閉之間的“橋梁與紐帶”[23],本文主要從斷裂啟閉系數(shù)和“斷、砂、脊”的配置關系等入手,開展輸導性分析。

3.1 斷層

白云凹陷斷層主要發(fā)育于新生代早期, 分布比較密集, 且主要為正斷層。 斷層延伸距離有數(shù)百米至幾公里不等,最大可達幾十公里。 斷層以北傾斷層居多, 主要走向有NWW、 EW向, 傾向主要有SSW、 NNE向。 不同等級與不同走向的斷層表現(xiàn)為平行斷層系、 樹枝狀斷層系和雁列斷層系等。

斷層在油氣的運移過程中是起通道作用還是起封堵作用,受多種地質(zhì)因素的控制,如斷層的走向、埋深、斷距、傾角,錯斷地層剖面的巖性、力學性質(zhì),斷層兩側(cè)地層的對接情況,斷層帶填充物的物質(zhì)組成,構(gòu)造應力的大小與方向,流體性質(zhì)和溫壓系統(tǒng)[24-25]。本文根據(jù)鉆井、地震和各種實測巖石試驗資料結(jié)合凹陷深層地質(zhì)特征選取斷距、傾角、埋深、巖性、地層壓力、構(gòu)造應力等參數(shù),計算斷泥比(shale gouge ration,SGR)、斷面正應力、開啟系數(shù)和連通概率,定量評價主洼-北坡、主洼東部、主洼西南部3個剖面48條斷層的輸導性能。

研究發(fā)現(xiàn),主洼-北坡斷層開啟系數(shù)大于2.5以及主洼-東部斷層開啟系數(shù)大于2時,斷層連通概率均大于0.6,故取主洼-北坡斷層開啟閾值為2.5,主洼東部斷層開啟閾值為2。當斷層開啟系數(shù)大于其閾值時，斷層的輸導性能較好,可以作為油氣運移的通道[26]。

A 距今10.5 Ma；B 現(xiàn)今圖6 白云凹陷深層恩平組上段天然氣運移矢量圖Fig.6 Natural gas migrating vector map in upper member of Enping Formation in Baiyun Depression

通過解剖白云凹陷深層48條斷層的開啟系數(shù)和不同區(qū)域的開啟系數(shù)閾值,發(fā)現(xiàn)主洼-北坡珠海組斷層開啟系數(shù)平均為2.55,60%斷層開啟,恩平組開啟系數(shù)平均為3.69,斷層全部開啟(見圖7A);主洼-東部珠海組斷層開啟系數(shù)平均為2.14,81%斷層開啟,恩平組開啟系數(shù)平均為2.6,斷層全部開啟(見圖7B);主洼西南部珠海組斷層開啟系數(shù)平均為2.41,54.5%斷層開啟,恩平組開啟系數(shù)平均為3.83,斷層全部開啟。因此，認為白云凹陷主洼-北坡、主洼東部和主洼西南部3個剖面恩平組斷層全部開啟,具有良好的輸導性能,可作為油氣運移通道。珠海組內(nèi)斷層輸導性能:主洼東部斷層>主洼-北坡斷層>主洼西南部斷層,其中主洼東部斷層開啟最多,輸導性能最好。

A 主洼-北坡; B 主洼-東部圖7 白云凹陷珠海組和恩平組的斷層啟閉系數(shù)分布Fig.7 Distribution of fault opening and closing coefficients of Baiyun Depressionin Zhuhai Formation and Enping Formation respectively

3.2 砂體

砂巖體在油氣成藏體系中既能作為油氣儲存的有利空間,又作為油氣運移的通道。由于鉆井密度小且鉆遇深層珠海組和恩平組的井較少,本文選擇采用沉積相和地震屬性相結(jié)合的方法來確定深層砂巖體分布情況。珠海組物源主要來源于NW方向,砂地比在主洼西北部最大,可達0.80,在凹陷內(nèi),由西向東砂地比逐漸減小,在主洼中心最小,主洼東部地區(qū)整體砂地比不大。恩平組上段物源方向也是NW向,主洼西南方向有小的物源[18],靠近物源砂地比達最大值0.80,砂地比的分布由西向東逐漸減小,主洼東有小范圍砂地比較大的地區(qū)(見圖8)。恩平組中段只有NW方向物源,主洼東有部分剝蝕區(qū),主洼中心砂地比最小,數(shù)值為0.20。恩平組下段有北、東和西南3個方向的物源供給,北部砂地比較大,主洼和南部發(fā)育淺海半深海沉積相,砂地比較小。

圖8 白云凹陷恩平組上段砂地比分布圖Fig.8 The distribution of thickness ratio between sandstone and formation in upper member of Enping Formation in Baiyun Depression

3.3 斷層-砂體配置關系

在含油氣盆地“下生上儲式”生儲蓋組合中,斷裂和砂體配置是油氣運移的重要輸導通道[27],并在一定程度上制約了油氣的分布。研究中將白云凹陷斷層-砂體空間配置關系劃分為4種類型：Ⅰ型 順向正斷層,斷層傾向與地層砂體傾向相同;Ⅱ型 反向正斷層,斷層傾向與地層砂體傾向相反;Ⅲ型 “屋脊式”正斷層,斷層一側(cè)斷盤傾角遠大于另一側(cè)斷盤傾角;Ⅳ型 Y型斷層。

對白云凹陷深層11個剖面的48條斷層進行精細描述,然后根據(jù)斷層兩側(cè)地層砂體的剖面特征,分別研究主洼-北坡,主洼東部和主洼西南部3個主要區(qū)域的斷層-砂體空間配置關系。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn),主洼-北坡主要以Ⅰ型和Ⅱ型斷-砂組合為主,Ⅰ型占60%,Ⅱ型占40%;主洼東部主要以Ⅰ型斷-砂組合為主,Ⅰ型占67%,Ⅱ型占14%,Ⅲ型和Ⅳ型各占9.5%;主洼西南主要以Ⅰ型和Ⅱ型斷-砂組合為主,Ⅰ型占75%,Ⅱ型占25%;根據(jù)地層傾向結(jié)合3個主要區(qū)域斷層傾向及斷層延伸分布特征,推測4種斷-砂配置類型的分布規(guī)律?？梢钥闯?斷-砂配置類型主要以Ⅰ型和Ⅱ型為主,Ⅲ型次之,Ⅳ型最少。其中Ⅰ型和Ⅱ型斷-砂配置類型全區(qū)發(fā)育,主洼西南部發(fā)育少量Ⅲ型斷-砂配置類型(見圖9)。

通過對白云凹陷深層3個剖面附近24口油氣顯示井的統(tǒng)計分析,Ⅰ型斷-砂組合輸導性能最強,更有利于油氣運移,其次為Ⅱ型。

圖9 白云凹陷恩平組內(nèi)斷層-砂體組合類型平面分布圖Fig.9 The plane distribution of assemblage types between fault and sand body in Enping Formation, Baiyun Depression

3.4 斷層-構(gòu)造脊配置關系

本文將白云凹陷斷層-構(gòu)造脊配置關系劃分為3種類型:Ⅰ型 順向-斷層垂直于構(gòu)造脊;Ⅱ型 斷層平行于構(gòu)造脊;Ⅲ型 斷層角度相交于構(gòu)造脊。根據(jù)斷層平面分布圖和構(gòu)造等值線圖在平面上疊加斷層,精細劃分了48條斷層與構(gòu)造脊的平面關系,分別研究了主洼-北坡、主洼東部、主洼西南部3個主要區(qū)域斷層-構(gòu)造脊配置關系(見圖10)。

研究發(fā)現(xiàn),主洼-北坡主要以Ⅲ型斷-脊組合為主,Ⅲ型占67%,Ⅱ型占20%,Ⅰ型占13%;主洼東部主要以Ⅲ型斷-脊組合為主,Ⅲ型占62%,Ⅱ型占19%,Ⅰ型占19%;主洼西南主要以Ⅲ型和Ⅰ型斷-脊組合為主,Ⅲ型占67%,Ⅰ型占33%?？梢?白云凹陷深層斷-脊配置類型主要以Ⅲ型為主,Ⅰ型次之,Ⅱ型最少。

通過對白云凹陷深層3個剖面附近24口油氣顯示井的統(tǒng)計分析,認為Ⅲ型斷-脊組合,比Ⅰ型斷-脊組合更加有利于油氣運移。

圖10 白云凹陷恩平組斷層-構(gòu)造脊配置類型平面分布圖Fig.10 The plane distribution of configuration types between fault and structural ridge in Enping Formation, Baiyun Depression

4 白云凹陷深層油氣運聚成藏模式

目前在白云凹陷發(fā)現(xiàn)的油氣儲量,主要集中在珠江組下段,但僅占恩平組油氣資源量的很少一部分,油氣聚集受晚期斷裂/底辟和珠江組下段砂巖構(gòu)造脊的控制。因此，在未來的油氣勘探中,應對白云凹陷深層恩平組、珠海組的油氣運聚和成藏給予高度重視。

4.1 恩平組:近源、側(cè)向運移和成藏模式

恩平組內(nèi)泥巖和砂巖互層,中段暗色泥巖比例最高,為主力烴源巖。上、下段內(nèi)砂巖含量增高,有可能形成近源油氣聚集。

以恩平組上段為例,主洼內(nèi)油氣運移開始較早,珠江組沉積末已經(jīng)發(fā)生油氣運移聚集,而主洼東部、東洼和西洼等地區(qū),在韓江組沉積末處于運移成藏時期,油氣主要向北坡、東部和西南部3個方向運移。恩平組上段油氣運移路徑主要受輸導砂體的制約,北坡和西南部的巖性圈閉開始發(fā)生油氣聚集,主洼東部在流花29低隆起等區(qū)帶形成油氣聚集?，F(xiàn)今,主洼東部的地層/巖性圈閉內(nèi)可形成一定規(guī)模的油氣聚集,北坡和西南部也有油氣運聚,雖然圈閉的保存條件比主洼東部稍遜一籌,但油氣運移動力更加充足,輸導砂體發(fā)育也更好,有利于形成較大規(guī)模的油氣聚集和成藏。

基于流體動力和輸導體系特征的綜合研究,本文建立了恩平組的油氣運移成藏模式(見圖11)。突出表現(xiàn)為油氣在一定范圍的近源、側(cè)向運移和聚集成藏,主洼深部烴源巖在晚期發(fā)生了幕式排烴,主洼生成的油氣在流體勢場驅(qū)動下,向北坡、主洼-東部和西南部運移,油氣運移動力充足,主洼-北坡和主洼-西南部的油氣運移成藏比主洼-東部早,且流體動力和輸導條件均較好,油氣可在巖性/地層圈閉中聚集成藏;主洼-東部發(fā)育扇三角洲/三角洲儲集體,油氣運移至此,可在地層或巖性圈閉中聚集成藏。

4.2 珠海組:早期側(cè)向、晚期垂向運移和成藏模式

珠海組內(nèi)的油氣主要來自下伏的恩平組。從珠江組沉積末至今,珠海組內(nèi)平面上氣勢梯度逐漸增大,氣勢梯度在50～1 000 m/km之間,有利于油氣的側(cè)向運移。同時,恩平組上段至珠海組的垂向氣勢梯度是珠海組內(nèi)部側(cè)向氣勢梯度的2～5倍,顯示垂向運移的動力更為充足。

圖11 白云凹陷深部恩平組上段現(xiàn)今的油氣運聚成藏模式Fig.11 The model of hydrocarbon migration and accumulation at presentin deep Enping Formation, Baiyun Depression

珠海組發(fā)育較多的儲層砂體,包括三角洲砂巖和重力流砂巖,形成了大量的巖性-構(gòu)造復合圈閉。但主洼北部儲層在中新世中期(距今約15 Ma)之后變?yōu)榈涂住⒌蜐B儲層[28],故較大規(guī)模的側(cè)向運移和成藏主要發(fā)生在這一階段,且主要見于主洼-北部、主洼-西南部。由于珠海組圈閉多受斷層的控制,且珠海組斷層開啟系數(shù)較大,故斷層主要起到垂向輸導油氣的作用,斷層封閉性較差,因此油氣在珠海組以垂向運移為主,側(cè)向運移范圍受儲層致密化程度的制約。

基于上述分析,建立了珠海組內(nèi)油氣運聚成藏模式(見圖12)。主洼內(nèi)油氣在珠江組沉積末即可發(fā)生一定規(guī)模的油氣側(cè)向運移成藏,此時儲層尚未致密;主洼-西南部和主洼-北坡存在早期的油氣運移,可能是比較有利的油氣聚集成藏區(qū)域。晚期儲層致密后,主要發(fā)生油氣沿斷層的垂向運移。

5 結(jié)論

1)白云凹陷深部恩平組和珠海組兼具深水、深層、非常規(guī)等特點,給油氣運聚和成藏研究帶來極大挑戰(zhàn)。本文利用已有鉆井和三維地震資料,主要使用三維盆地模擬技術和油氣成藏綜合研究方法,以白云凹陷深層流體動力和輸導體系為基礎,分析了深層油氣運移成藏條件和動態(tài)過程,提出了深層的油氣運聚成藏模式。

2)主力烴源巖恩平組因受到欠壓實和生烴增壓等機制的影響,距今23.8 Ma以來,主洼過剩壓力的幅度由30 MPa增至45 MPa。烴源巖剩余壓力大于泥巖排替壓力,油氣可克服毛細管阻力,排出烴源巖外。主洼中心在距今8 Ma流體壓力大于泥巖的破裂壓力,可使烴源巖破裂,發(fā)生幕式混相排烴。

3)恩平組上段氣勢梯度表現(xiàn)為主洼大部分區(qū)域以及周緣區(qū)域氣勢梯度較大,東洼出現(xiàn)小范圍內(nèi)氣勢梯度為全區(qū)最高,其余地區(qū)氣勢梯度略小,反映了白云凹陷不同地區(qū)間油氣運移動力的強弱差別。

4)白云凹陷恩平組斷層全部開啟,具有良好的輸導性能,可作為油氣運移通道。珠海組內(nèi)以主洼東部斷層開啟最多,輸導性能最好。斷層與砂體傾向相同的斷-砂組合,其輸導性能最強,而斷層呈一定角度與構(gòu)造脊相交的斷-脊組合更有利于油氣運移。

圖12 白云凹陷深部珠海組在珠江組沉積末(距今16.5 Ma)的油氣運聚成藏模式Fig.12 The model of hydrocarbon migration and accumulation at the end of Zhujiang Formation (16.5 Ma BP) in deep Zhuhai Formation, Baiyun Depression

5)恩平組和珠海組內(nèi)的油氣運聚成藏模式存在一定差異。恩平組內(nèi)泥巖和砂巖互層,突出表現(xiàn)為油氣在一定范圍的近源、側(cè)向運移和聚集成藏,主洼和東洼生成的油氣在流體勢場驅(qū)動下向北坡、主洼東部和西南部運移,晚期運移動力充足。珠海組內(nèi)油氣以垂向運移為主,側(cè)向運移規(guī)模較小,珠江組沉積末即可發(fā)生運移成藏,砂巖儲層與斷層垂向輸導部位匹配處,可形成油氣聚集成藏。

致謝：本文在研究過程中得到中海油研究總院的大力支持，在此表示感謝！