油氣穿越未成巖斷裂運移富集成藏模式與主控因素
——以珠江口盆地恩平凹陷為例

趙 鵬, 彭光榮, 吳 靜, 白海軍, 許新明, 李穎薇, 李孔森, 彭霄云

(中海石油(中國)有限公司 深圳分公司, 廣東 深圳 518000)

0 引 言

恩平凹陷勘探始于1983 年, 而在之后的27 年中一直未獲突破。2010～2012 年在其南部隆起內帶獲得了一系列商業性油田, 證實其為富烴洼陷(劉麗華等, 2011; 劉再生等, 2014)。南部隆起內帶集束勘探完成后, 恩平凹陷進入勘探相對低潮期。2017 年起, 基于淺層油氣穿越未成巖斷裂遠源運移成藏模式, 研究人員相繼在恩平凹陷南、北隆起帶獲得重大勘探突破, 發現一批商業性油田(米立軍, 2018;吳哲等, 2020), 驗證了此模式的合理性與推廣價值。

斷裂在淺層油氣成藏過程中具有重要的控制作用(汪立君等, 2006; 鄧運華等, 2017; 郝鑫, 2017),國內外學者已做了大量的研究和論述, 且主要側重于斷裂封閉性對圈閉有效性的控制、斷裂作為垂向運移通道輸導油氣運移、定量評價斷裂封堵油柱高度等方面(呂延防和王帥, 2010; 吳智平等, 2010; 付曉飛等, 2012; 付廣等, 2014, 2017; 姜大朋等, 2014;呂延防等, 2016; 王超等, 2017)。淺層斷裂由于埋藏淺、活動晚等因素影響, 其成巖作用一般較弱, 因此其對油氣的側向封堵和輸導具有特殊性, 近年研究報道較少(王超等, 2017; 付廣和葛思, 2018)。本文利用地震、測井、巖心、地球化學等資料, 對恩平凹陷南、北隆起帶淺層主要油田成藏特征進行剖析,闡述淺層油氣穿越未成巖斷裂運移成藏模式及其成因機制, 并總結富集成藏的主控因素。

1 恩平凹陷石油地質背景

1.1 洼陷結構

恩平凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷西端, 北部毗鄰海南隆起, 東部與恩西低凸起、西江凹陷相隔,南部為番禺低隆起。西部和西南部與珠三凹陷和神狐隆起相接。洼陷整體呈NE 走向、北斷南超, 面積5000 km2, 由恩平17 洼、恩平12 洼和恩平18 洼三個次級洼陷構成(陳長民等, 2003)。自下到上地層依次為前寒武系花崗巖基底、文昌組、恩平組、珠海組、珠江組、韓江組、粵海組、萬山組和第四系。恩平凹陷屬于新生代凹陷, 經歷了晚白堊世-早漸新世裂陷階段、晚漸新世-中中新世拗陷階段和中中新世之后的斷塊升降階段(王家豪等, 2011; 施和生等, 2014; 米立軍等, 2019)。

1.2 成藏區帶劃分

根據構造背景和成藏要素特征, 將恩平凹陷劃分為南部隆起帶(外帶和內帶)、洼陷區和北部隆起帶(外帶和內帶)(圖1)。南、北隆起帶在裂陷期處于隆起風化剝蝕狀態, 文昌組、恩平組不發育。南部隆起帶新近系發育NWW 向張性斷裂, 北部隆起帶發育NE 向大型弧形斷裂。斷裂表現為高角度、同向傾斜, 多呈雁列式組合。斷裂活動形成了一系列斷鼻、斷背斜等構造。斷裂在韓江組上段–粵海組沉積期(10 Ma)強烈活動, 對晚期油氣成藏具有重要控制作用。

1.3 烴源巖條件

恩平17 洼是恩平凹陷珠江口盆地已證實的富烴洼陷(朱偉林等, 2018), 裂陷階段湖相沉積廣泛發育,文昌組面積343 km2, 最大厚度5 km, 是主力烴源巖發育層系, 烴源巖沉積類型為深湖-半深湖相泥巖,已發現原油具有高C304-甲基甾烷特征。恩平凹陷地溫梯度較高, 生烴階段較早, 主生油階段為33～10 Ma,文昌組處于高熟-過成熟階段, 生烴量約136 億噸(施和生, 2015; 朱明等, 2019)。

1.4 儲蓋組合

恩平凹陷新近系位于古珠江三角洲前緣, 地層含砂率 40%～60%, 儲蓋組合條件優越。地層埋深1000～2500 m, 成巖作用弱。砂巖儲層物性良好, 孔隙度一般15%～30%, 屬于高孔高滲儲層。新近系區域性海泛泥巖構成主要蓋層, 此類蓋層橫向穩定,對油氣運移和保存具有主要的控制作用, 此外也發育三角洲前緣間灣構成的局部泥巖蓋層。目前, 恩平凹陷發現的商業性油氣主要分布在新近系韓江組和珠江組儲蓋組合中。

圖1 恩平凹陷位置與構造區劃分Fig.1 Location and tectonic units of the Enping Sag

1.5 勘探實踐

2010～2012 年南部隆起內帶鉆探的商業性油田是恩平凹陷的勘探突破, 恩平凹陷由此被證實為富烴洼陷。南部隆起帶是文昌組烴源巖優勢指向區,圈閉多為斷鼻或斷背斜, 前人總結了南部隆起內帶的成藏模式, 提出文昌組生成的油氣受地層產狀控制向南部隆起帶方向匯聚, 經不整合面及其附近粗碎屑巖進入南部隆起帶下伏的“倉儲層”, 晚期活動的斷裂輸導油氣進入淺層韓江組、珠江組圈閉中成藏(何清吟等, 2014; 許新明等, 2014, 2015, 2016;謝飛等, 2015; 朱俊章等2015)。南部隆起內帶具有基底古隆起的背景, 導致倉儲層僅局限于其下方難以向遠端擴展。同時, 已發現油藏油柱低, 充注程度低, 向隆起外帶構造運移的風險更大。由于缺乏新的成藏模式指導, 南部隆起外帶的勘探相對停滯。2017 年起, 基于對晚期未成巖斷裂特殊性的研究, 在南、北隆起帶向遠端擴展勘探取得成功, 相繼發現4 個商業性油田, 證實了隆起帶發育穿斷運移富集成藏模式。

2 隆起帶油氣穿斷運移成藏特征

穿斷運移指斷層相關圈閉中, 由于斷裂封閉性弱, 油氣在圈閉中未聚集或聚集一定程度后漏失,穿越斷層進入對盤地層中并向遠端運移的聚集成藏過程。恩平凹陷南、北隆起帶不發育烴源巖, 遠端構造帶韓江組、珠江組中的油氣均是通過穿越斷層的方式運移成藏。結合平面、剖面特征, 恩平南部隆起內帶的EPS-1 油田通過“烴源巖-不整合面-倉儲層-斷裂”模式成藏后發生穿斷運移, 繼而依次形成EPS-2、EPS-3 兩個油田及EPS-4 含油構造。恩平北部隆起內帶EPN-1 油田以“烴源巖-斷裂-構造脊”模式成藏后發生穿斷向北運移, 依次形成 EPN-2、EPN-3 兩個油田及EPN-4 含油構造(圖2)。綜述南、北隆起帶穿斷運移成藏特征如下。

2.1 多次穿斷運移、斷鼻圈閉為主、構造脊連通

原油生物標志化合物證實, 南、北隆起帶各存在一條多次穿斷運移路徑, 表現在: 恩平17 洼文昌組生成的原油, 在南部隆起帶EPS-1、EPS-2、EPS-3三個圈閉依次穿斷形成油田; 在北部隆起帶, 依次穿斷形成EPN-1、EPN-2、EPN-3 三個油田。因此, 南、北隆起帶油田的成藏過程中, 油氣連續發生3～4 次穿斷運移, 并在穿斷運移過程中富集成藏形成商業性油田(圖2)。發生穿斷運移成藏的8 個油田或含油構造中, 均為斷裂活動形成的圈閉。由單條斷層或雁列式斷層組合控制形成的斷鼻或斷背斜, 在上升盤形成油藏。圈閉幅度范圍18～71 m, 斷距50～240 m,斷層傾角40°～75°(表1)。在連續穿斷運移成藏的各油田之間, 存在構造脊將穿斷的原油匯聚至下一個構造; 若構造脊不發育, 一般成藏較差或不能成藏,如圖3b 中所示EPS-5 構造與EPS-2 油田之間不發育構造脊, 圈閉就未能成藏。

圖2 過恩平凹陷地震剖面(剖面位置見圖1)Fig.2 The seismic section across the Enping Sag

2.2 晚期成藏、油柱高度普遍較低、成藏層位逐次爬升

油氣成藏層位整體較淺, 多分布在韓江組、珠江組上段, 埋深900～1740 m。隆起帶控圈斷裂多在韓江組上段及粵海組沉積期(10～5 Ma)活動。伴隨晚期斷裂活動, 油氣大規模調整運移進入隆起帶成藏。流體包裹研究顯示, 韓江組油氣主要有13.8～7.7 Ma和4.9～0 Ma 兩個成藏期。韓江組油藏由于埋藏淺,受生物降解影響, 原油密度較大(熊萬林等, 2019)。南部隆起帶地層原油密度為0.95～0.961 g/cm3, 屬稠油。北部隆起帶油藏埋深較南部深, 地層原油密度低, 分布在0.839～0.939 g/cm3。珠江組油藏地面原油密度較韓江組低, 一般為中質油。油藏的油柱高度整體較低, 大致分布在0～30 m 之間, 其中, 南部隆起帶較北部隆起帶稍高, 與其原油密度相對較高有關。向遠端穿斷運移成藏的過程中, 各油田主力成藏層段均有爬升變淺的特征。如, EPS-1 油田主力油層在韓江組下段; EPS-2 油田油層分布在韓江組, 但主力油層在韓江組上段; EPS-3 油田油層僅分布在韓江組上段。北部隆起帶EPN-1 油田主力油層段在珠江組, EPN-2 油田和EPN-3 油田主力油層段分布在韓江組下段(圖4)。

表1 圈閉與油藏要素特征Table 1 Characteristics of the traps and reservoir in the study area

圖3 北部隆起帶珠江組頂面構造圖(a)與南部隆起帶韓江組下段頂面構造圖(b)Fig.3 Top structural map of the Zhujiang Formation in the northern uplift area (a) and top structural map of the Lower Hanjiang Formation in the southern uplift area (b)

2.3 伴隨穿斷過程油氣運聚強度減弱

斷裂活動破壞輸導層的橫向連續性, 斷裂帶經斷裂活動形成了復雜的內部結構, 其輸導性低于原生狀態下砂巖地層。運移路徑上圈閉的捕獲作用截留部分油氣, 使得穿斷運移路徑上油氣運聚強度向遠端遞減。圖5 所示是已證實的油氣穿斷運移成藏路徑上的EPS-1、EPS-2、EPS-3 三個油田, 油藏的個數相對逐漸減少, 油藏的油柱高度逐漸降低(圖5)。此外, 最遠端的EPS-4 含油構造僅鉆遇2 個油藏, 恩平北部隆起帶最遠端的EPN-4 構造僅鉆遇1 個油藏。

3 成藏模式

經過地質研究和勘探實踐的反復驗證, 研究區穿斷運移成藏過程由簡單穿斷成藏和有限封堵-動態穿斷成藏兩種模式構成, 共同控制了恩平凹陷南、北隆起帶的油氣富集成藏。分述如下。

3.1 簡單穿斷成藏模式

在油氣側向穿斷運移到隆起帶的過程中, 斷裂帶內斷層巖泥質含量低, 難以有效封堵油氣, 油氣直接進入斷層, 然后沿斷裂向上運移, 或者直接進入對盤, 向遠端運移; 另外, 斷裂連接處也是油氣容易穿過斷面的部位, 此過程為簡單穿斷成藏模式。此種情況下, 發生穿斷的圈閉難以成藏, 一般僅見油氣顯示或者無顯示, 此穿斷過程僅具油氣側向運移或兼垂向調整的地質意義。

圖5 油柱高度序列圖Fig.5 The chart of the oil-bearing sequences

3.2 有限封堵-動態穿斷成藏模式

除簡單穿斷成藏模式之外, 還存在一種有限封堵-動態穿斷成藏模式。此模式基于穿斷運移路徑上的圈閉能夠連續成藏以及其油藏油柱高度普遍較低兩種地質現象而建立。EPS-1、EPN-1 油田等發生穿斷運移后仍可形成一系列油田, 因此, 其油柱高度偏低不能夠歸因于充注強度低。有限封堵-動態穿斷成藏模式能夠合理解釋穿斷運移與低油柱高度并存的成藏現象。

有限封堵, 即由于恩平凹陷韓江組、珠江組內部發育的斷層巖形成晚、排替壓力低, 其能夠封堵的油柱高度有限, 區域性統計油柱高度范圍為5～30 m。動態穿斷, 即在油氣充注過程中, 隨著油柱高度的不斷增加, 當油柱高度超過斷層巖的最大封閉能力時, 石油將穿越斷層發生漏失, 而當油柱高度減小至最大封堵油柱高度后, 斷層再次處于封堵狀態。在油氣充注成藏過程中, 動態穿斷過程可能反復多次發生直至運移過程結束。穿斷過程既是油氣成藏的過程, 也是油氣穿越斷層向遠端運移的過程, 但并非所有穿越運移路徑上油藏都會發生此過程, 只有油柱高度大于斷層封堵能力的條件下才會發生,同時, 這也表明現今的油藏在地史成藏期可能發生過穿斷運移。

該模式可分為三個階段, ①累積充注階段: 伴隨石油在斷圈中聚集, 斷層處于封堵狀態, 油氣不斷在圈閉中聚集, 油柱高度增加(圖6a); ②過充注-漏失階段: 油藏形成的浮壓超過斷層巖排替壓力后,油氣穿斷漏失、油柱高度減小(圖6b); ③平衡階段:隨著油氣穿斷, 烴柱高度減小至斷層封堵最大高度后, 斷層處于重新封閉狀態。重復前兩個過程, 最終油氣運移結束、油藏定型保存(圖6c)。

3.3 成藏機制

強油氣充注與弱斷層封堵是油氣穿越未成巖斷裂運移成藏的機制, 而關鍵在于斷層弱封堵。斷圈油藏最大烴柱高度受控于斷層巖排替壓力, 成巖作用、填充物組成等方面共同控制斷層巖的排替壓力。由于缺乏斷層巖取心實測資料, 僅能通過近似埋深的地層巖心實測數據進行推斷。

南、北隆起帶主要成藏層段埋深大多小于1500 m。EPN-3、EPS-2 兩口井的黏土礦物特征表明, 韓江組地層處于早成巖階段, 以壓實作用為主, 井壁心多呈疏松特征(圖7)?？厝嗔汛蠖嘣谕砥诨顒?10～5 Ma),甚至粵海組沉積期之后仍在繼續活動, 斷層巖形成晚, 其成巖程度弱于同深度原生地層。

不同泥質含量的沉積物排替壓力存在上限, 不同的泥巖含量對其封堵能力有重要的控制作用(付廣, 2018)。通過區域性統計, 恩平地區斷層圈閉的油氣藏的斷層巖泥質含量(SGR)介于40%～50%之間, 類似泥質含量及埋深的巖心排替壓力為0.02～0.05 MPa,采用地層原油密度為0.9 g/cm3, 通過公式: 油柱高度H=排替壓力/(ρwater?ρoil)g 反推, 油柱高度為20～50 m?？紤]到斷層巖排替壓力小于原生地層, 因此斷層封閉油柱高度應小于此值范圍。此結果與真實情況接近, 因此受埋藏淺、形成時間晚等因素影響, 隆起帶斷層巖成巖作用弱、排替壓力低, 導致油氣穿斷運移成藏。

圖6 有限封堵-動態穿斷成藏模式Fig.6 Accumulation model of limited lateral sealing and dynamic cross-fault migration of oils

4 富集成藏主控因素

4.1 “ 斷層-輸導砂體-構造脊”構建多次穿斷運移格架

油藏控圈斷層、下降盤輸導砂層產狀、構造脊三者組成的地層格架是油氣連續穿斷成藏的關鍵。下降盤發育的構造脊匯聚并引導油氣向下一個圈閉運移, 避免油氣散失, 才能夠連續穿斷并且富集成藏。例如, 番禺19 斷裂構造帶中, EPS-2 油田發生穿斷運移后, 其下降盤形成的構造脊指向EPS-3 構造且形成油田; 但是EPS-5 構造均不存在有效的構造脊匯聚油氣, 所以只有少量油氣發現(圖3)。

4.2 充注強度、圈閉匯聚能力的動態平衡主導多次穿斷富集程度

有限封堵-動態穿斷的成藏模式形成的條件是油氣充注形成的油柱高度超過斷層的封閉能力, 因此對于一個圈閉而言, 只有當其充注強度足夠大,從該構造穿斷后向下一個構造運移的油氣量才充足。同時圈閉面積愈小, 斷層封堵性愈弱, 圈閉捕獲油氣的能力愈弱, 則從該圈閉穿斷的油氣量就愈多。運聚強度與圈閉匯聚能力的平衡控制穿斷運移路徑上圈閉的富集程度。

4.3 斷-儲排替壓差控制油氣垂向側向分流, 正旋回巖性組合易成藏

油氣發生穿斷后有兩種潛在運移路徑: 沿斷裂垂向運移或穿過斷裂直接運移進入斷裂對盤地層?？刂苾煞N運移方式分別是斷層巖與對盤地層的排替壓力差。如斷層巖排替壓力大于對盤地層, 則油氣難以發生垂向運移而進入對盤地層; 如果對盤地層排替壓力大于斷層巖, 則油氣沿斷裂帶發生垂向運移。在已發現穿斷運移而成藏的油田中, 正旋回巖性組合易于成藏。正旋回地層形成的斷層巖也具有向上泥巖含量增加的特征, 垂向排替壓力的增加阻止油氣垂向運移使油氣易側向分流進入圈閉成藏。如EPN-3 油田主要油氣成藏層段韓江組六段和珠江組一段、EPS-3 韓江組二段是典型的正旋回巖性組合。

圖7 EPN-3 和EPS-2 井巖心照片及黏土礦物特征Fig.7 Photographs of drilling cores and character of clay minerlas in EPN-3 and EPS-2 well

5 結 論

通過以上綜合分析, 本文提出以下新認識:

(1) 恩平凹陷南、北隆起帶遠離恩平17 洼生烴中心, 以連續多次穿斷運移的成藏模式形成了一系列商業性油田。

(2) 穿斷運移成藏包含簡單穿斷運移與有限封堵-動態穿斷兩種模式, 其形成機制是斷層巖成巖作用弱導致的低封閉油柱高度與油氣強充注, 而前者是關鍵。

(3) 斷層-輸導砂體-構造脊構成多次穿斷運移的地層格架, 油氣充注強度與圈閉匯聚能力的平衡控制了穿斷運移路徑上圈閉的富集程度, 斷-儲排替壓差控制了穿斷過程中油氣垂向側向分流。