珠江口盆地西部文昌A凹陷油氣富集規律與有利勘探方向*

陳 林 范彩偉 劉新宇 李 明 雷明珠

(1.中海石油(中國)有限公司海南分公司 海南海口 570312; 2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

文昌A凹陷位于珠江口盆地西部珠三坳陷，屬于新生代陸緣拉張型斷陷湖盆[1-3]，是珠江口盆地西部油氣勘探重點區域。勘探證實，該凹陷經歷了復雜的構造演化，形成多期多級斷裂[4]，發育文昌組和恩平組兩套湖相烴源巖，為油氣兼生型富烴凹陷，油氣資源潛力大，但不同區帶油氣富集程度存在差異且油氣性質復雜[5-6]。前人研究認為，烴源巖類型與成熟演化特征以及恩平組異常高壓控制了文昌A凹陷油氣分布，形成了“凹中氣、邊緣油”的定性判斷[6-9]，在一定時期指導了該地區油氣勘探部署。但是，目前該地區油氣分布的平面和縱向界限不明確，已有的定性認識不能滿足現階段勘探需求，因此需要進一步系統研究該地區油氣分布規律及控制因素，更好地指導油氣勘探工作。

國內外油氣勘探實踐與差異富集理論為文昌A凹陷區研究提供了借鑒。例如，珠江口盆地東部呈現“北油南氣”規律[10-11]，渤海灣盆地黃河口凹陷[12]和松遼盆地紅崗背斜區[13]等區域油氣呈現差異分布規律；受烴源、斷裂及油氣運聚成藏等因素綜合影響，在含油氣盆地中形成了差異聚集[14]、分餾運移[15]、差異滲漏[16]、差異溶解[17]等多種重要的原油和天然氣差異分布模式，油氣分布和差異聚集受多種因素共同影響[18]。本文主要是在系統分析文昌A凹陷構造演化、烴源巖類型及成熟演化差異基礎上，研究該地區油氣輸導體系及平面分布差異，并結合油氣藏流體性質與高壓物性以及地球化學分析和流體包裹體等實驗資料，分析該地區油氣運聚成藏差異，總結油氣差異富集規律，明確石油和天然氣差異分布范圍，以期指導該地區石油和天然氣領域勘探。

1 基本石油地質條件

文昌A凹陷為南斷北超、中部發育斷裂轉換帶的非典型箕狀凹陷，水深100～150 m，呈北東—南西走向，面積約2 700 km2，其南部以珠三南斷裂為界，北部與陽江低凸起相鄰，西部與文昌B凹陷相鄰，中部發育六號斷裂帶。受斷裂帶和局部低隆起的影響，該凹陷內部形成文昌9、10、14等多個洼陷，其中六號斷裂帶控制文昌9洼，珠三南斷裂帶東段控制文昌10洼，珠三南斷裂帶中段控制文昌14洼；六號斷裂帶與珠三南斷裂帶之間形成斷裂轉換帶，該地區地層厚度較洼陷區薄，埋藏深度也較洼陷區淺(圖1)。

圖1 文昌A凹陷構造綱要圖

勘探證實，文昌A凹陷自下而上發育古近系文昌組、恩平組和珠海組，新近系珠江組、韓江組和粵海組等地層。其中，文昌組和恩平組為湖泊沉積[19-20]，為主力烴源巖層；珠海組為濱海潮坪—扇三角洲沉積(可劃分為三段)，下部珠海組三段和中部珠海組二段為潮坪—扇三角洲前緣沉積，砂巖較發育，上部珠海組一段為濱海潮坪泥巖為主，構成了多套優質儲蓋組合；珠江組為濱淺海—三角洲沉積(可劃分為兩段)，珠江組二段和珠江組一段下部為濱海潮坪—三角洲前緣砂巖為主，珠江組一段上部為淺海泥巖為主，構成了多套區域儲蓋組合。珠海組和珠江組是油氣分布最主要層段，文昌A凹陷已發現油氣主要分布于凹陷中部和南部斷裂帶及周緣隆起/凸起區[21]。

分析認為，文昌A凹陷發育文昌組和恩平組湖相優質烴源巖，始新世文昌期和早漸新世恩平期構造活動強度和古氣候條件存在差異，物源體系、湖盆水系營養水平和古生物類型不同，形成了兩套四類烴源巖(表1)。文昌期氣候溫暖潮濕[22-23]，早期以淡水、還原-偏還原環境為主，浮游藻類等水生生物繁盛[19]，發育文昌組二段半深湖相腐泥型烴源巖，晚期水體變淺，過渡環境增多，水體環境為弱還原-弱氧化，發育淺湖相腐殖-腐泥混合型烴源巖。恩平期水體變淺，過渡環境發育，以陸相高等植物輸入為主，凹陷中部主要沉積淺湖相腐殖-腐泥混合型烴源巖，北部緩坡帶水體較淺，以河沼相沉積為主，發育河沼相腐殖型烴源巖。

表1 文昌A凹陷烴源巖地球化學特征

2 構造演化與斷裂系統特征

2.1 構造演化特征

研究表明，珠三坳陷經歷了區域構造應力場方向右旋演化過程，古新世至早漸新世為北西—南東向拉張應力場，晚漸新世至早中新世中期為近南北向拉張應力場，中中新世至第四紀為北東—南西向右旋剪切應力場[1-2]。區域構造應力場變化使得文昌A凹陷經歷了斷陷期、斷拗轉換期和拗陷期等3個演化階段[3]，發育了多期、多級斷裂體系(圖2)。其中，斷陷期發育北東—南西向斷裂體系，形成珠三南斷裂、六號斷裂等主斷裂，為鏟式控凹或控洼斷層；斷拗轉換期發育近東西向斷裂體系，在早期主斷裂基礎上發育一系列近東西向次級斷層，平面上為掃帚狀、雁列式斷裂組合，剖面上為復合“Y”字型斷裂組合和似花狀構造樣式；拗陷期整個盆地處于熱沉降狀態，沉積速率平面差異小，大斷層發育較少，主要為北西西向小斷層，與早期斷層具有一定繼承性，平面上為雁列式，剖面上為早期斷裂的延伸。

圖2 文昌A凹陷構造特征(剖面位置見圖1)

2.2 斷裂系統特征

文昌A凹陷發育的多期、多級斷裂構成了三大斷裂系統：中部六號斷裂帶系統、南部珠三南斷裂帶系統和北部緩坡帶斷裂系統，其中六號斷裂帶與珠三南斷裂帶形成時間最早、活動時間最長、活動強度最大，且發育多級斷層，二者之間可形成同向疊覆型轉換帶，發育一系列北西—南東向轉換斷層，平面上為平行和雁列式組合，剖面上為復合“Y”字型組合，地層在北東和南西方向下傾，形成鼻狀隆起和似花狀構造樣式(圖3)。

圖3 文昌A凹陷烴源巖、溝源斷裂和構造脊疊合圖

珠三南斷裂帶為一條主干斷層和一系列次級斷層構成的斷裂系統，剖面上為鏟式、復合“Y”字型斷裂組合和似花狀構造樣式，平面上為雁列式組合。斷陷期，主干斷層為一級控凹斷裂，活動強度最大，控制文昌和恩平組沉積；斷拗轉換期，主干斷層活動減弱，發育近東西向控沉積斷層；晚漸新世以后的拗陷期，主干斷層差異活動，派生斷層持續活動，控沉積作用逐漸減弱；中新世及以后的拗陷期，少量斷層持續活動，且活動性較弱。

六號斷裂帶主干斷層為二級控洼斷裂，控制文昌9洼主體區，其形成時間與珠三南斷裂相同，但因該斷裂帶位于凹陷中部，斷層持續活動時間、強度與南斷裂帶有一定差異，派生斷層斷距更大，延伸距離較長，剖面上為復合“Y”字型，平面上為雁列式組合。

3 斷裂系統對油氣差異聚集的控制

3.1 油氣分布與流體性質差異

文昌A凹陷油氣平面分布不均，油氣藏流體性質復雜，已發現天然氣、凝析油、揮發油、輕質油等。該凹陷北部油氣發現較少，中部六號斷裂帶主要為天然氣分布區，西南部和南部外緣隆起/凸起區主要為輕質油分布區，邊緣斷裂帶和斷裂轉換帶主要為揮發油分布區。分析表明，該凹陷中部凝析氣藏主要分布于珠海組，天然氣中凝析油豐富，氣油比1 000～7 000，凝析油密度0.72～0.81 g/cm3，天然氣屬于成熟—高成熟(按照甲烷碳同位素換算的成熟度[24]為1.30%～1.85%)，為干燥系數0.45～0.85的濕氣，且天然氣成熟度和干燥系數自凹陷中部向邊緣逐漸減小。該凹陷邊緣斷裂帶、斜坡區及周緣隆起區油藏主要分布于珠江組和珠海組，原油為低密度(0.74～0.85 g/cm3)、低黏度(<5 mPa·s)、低瀝青質(<3%)、中低含蠟量(0.5%～25.0%)特征，包括揮發油和輕質油[5-7]。因此，文昌A凹陷具有凹中天然氣和凝析油、邊緣斷裂帶揮發油、外緣隆起輕質油的分布差異。

3.2 烴源巖厚度和成熟演化差異

文昌A凹陷文昌組和恩平組兩套湖相烴源巖沉積于湖盆裂陷初期，珠三南斷裂和六號斷裂控制其分布，珠三南斷裂帶和六號斷裂帶下降盤文昌組和恩平組沉積最厚達6 000 m，二者之間斷裂轉換帶文昌組和恩平組沉積厚度約2 000 m。分析表明，該凹陷中部與斷裂轉換帶的構造差異沉降使得烴源巖主要生排烴期不同，凹陷中部文昌組烴源巖埋深達7 000 m，經歷了低成熟—成熟—高成熟演化過程，珠海—珠江期以生油為主，現今以生氣為主；斷裂轉換帶文昌組烴源巖埋深較淺，生油窗相比凹陷中部有所延后，現今仍處于成熟階段，以生油為主(圖4)。恩平組烴源巖埋深較文昌組淺，生油高峰期晚于文昌組烴源巖，凹陷中部主生油期在珠江—韓江期，主生氣期在粵海期至今；斷裂轉換帶恩平組烴源巖現今處于生油高峰期。因此，文昌A凹陷構造沉降差異造成烴源巖熱演化差異，形成烴源巖多期生排烴過程，這是導致該地區油氣多期充注、非均勻分布的物質基礎。

圖4 文昌A凹陷烴源巖不同時期成熟度(Ro，%)平面分布

3.3 “源-斷-脊-蓋”輸導體系控制油氣差異運聚

文昌A凹陷已發現油氣藏主要分布于珠海組和珠江組，為下生上儲型油氣分布模式，斷裂是油氣垂向運移主要通道，控制油氣垂向運移。分析認為，六號斷裂帶位于該凹陷中部，可溝通優質烴源巖，且斷層在生烴高峰期持續活動，是最有利的溝源斷裂帶，其次是珠三南斷裂帶。油氣平面運聚受輸導層構造形態控制，珠海組和珠江組為海陸過渡相沉積，珠海組一段和珠江組一段上層序發育厚層區域泥巖蓋層，蓋層之下的珠海組二段和珠江組二段廣泛發育厚層砂巖(為中—高孔、中—高滲儲層)，是油氣平面運移主要輸導層。此外，油氣平面匯聚方向也受輸導層構造形態控制，大型構造脊是油氣大規模匯聚區域。

綜合烴源巖與溝源斷裂分布特征及輸導層構造形態，建立了文昌A凹陷“源-斷-脊-蓋”聯控的油氣輸導體系(圖3)，認為六號斷裂帶和珠三南斷裂帶均為有利溝源斷裂帶。六號斷裂帶溝通文昌9洼文昌組和恩平組優質烴源巖，在珠海—珠江期活動性較強，活動速率40～100 m/Ma，凹陷中部烴源巖處于成熟生油階段，原油沿斷裂垂向運移；斷層展布由洼陷中部向瓊海凸起東傾沒端發散，斷裂帶與瓊海凸起大型構造脊交匯，共同構成油氣輸導體系，使得該區油氣匯聚、原油富集，已發現文昌8C區和文昌13C區等多個大中型油田，原油富集于區域蓋層之下的珠江組，其次是珠海組發育油層和氣層。

珠三南斷裂帶延伸距離長，溝源斷層分布不均，轉換帶斷層最發育，近東西向斷層在珠海—珠江期活動性強，活動速率40～120 m/Ma，有利于油氣垂向運移；斷裂帶與神狐隆起北緣構造脊共同控制油氣長距離運移，在神狐隆起形成文昌15D區油田和多個含油構造。此外，六號斷裂帶和珠三南斷裂帶之間轉換帶發育大型鼻狀隆起，鄰近文昌9洼和六號斷裂帶，且下伏成熟烴源巖，是油氣大規模運聚有利區帶；該區北西—南東向斷層珠江期活動速率小于20 m/Ma，珠海組一段發育近200 m厚的區域蓋層，油氣主要在區域蓋層之下的珠海組富集與保存。

4 油氣富集規律與成藏模式

4.1 “內氣外油、下氣上油”的差異聚集規律

生烴模擬和勘探實踐表明，文昌A凹陷中部烴源巖在珠海—珠江期以生油為主，現今以生氣為主，斜坡帶和斷裂轉換帶烴源巖現今以生油為主(圖4、5)。分析認為，六號斷裂帶和珠三南斷裂帶長期活動，使得凹陷中部早期生成原油不斷向淺層、邊緣斜坡帶及周緣隆起運移，凹陷邊緣生成原油向斜坡區及周緣垂向運移，形成原油和天然氣的差異聚集。凹陷中部以凝析氣藏為主，如文昌9A區氣田，凝析油中不含C30-4-甲基甾烷，雙杜松烷和奧利烷含量較高，為典型淺湖相烴源巖生烴，可見兩期石油包裹體(早期17.8～17.5 Ma，晚期14.8～11.0 Ma)[9,21,25]，表明凹陷中部烴源巖生油高峰期(珠海—珠江期)形成的油藏被晚期天然氣驅替至凹陷淺層和邊緣。

該凹陷外緣瓊海凸起和神狐隆起主要為輕質油藏，如文昌13C區油田和文昌15D區油田，原油中含一定量C30-4-甲基甾烷，雙杜松烷含量較高，為文昌組半深湖相和恩平組淺湖相烴源巖生油，通過遠距離運移晚期成藏(主要在4.5～2.5 Ma)[9,21,25]。斷裂轉換帶文昌9B區和瓊海凸起東傾沒端文昌8C區為揮發油藏主要分布區，分布有少量凝析氣藏，其中文昌9B區珠海組以揮發油藏為主，原油中含一定量C30-4-甲基甾烷，雙杜松烷含量較高，油氣成熟度整體上相對偏低，原油伴生氣甲烷同位素介于-48.8‰～-46.0‰，原油石蠟指數介于0.80～1.04，包裹體分析表明南斷裂帶文昌9B和文昌10B兩期油氣成藏(早期18.5～13.0 Ma和晚期10.5～2.5 Ma)[9,21,25]，生物標志化合物和同位素特征分析認為既有凹陷中部早期原油，又有晚期轉換帶油源貢獻。

綜合分析烴源巖生排烴史、斷裂和圈閉發育史及油氣成藏史(圖5)，認為文昌A凹陷具有多期生烴、多期混合充注的成藏特征，凹陷中部早期原油被后期高成熟天然氣所驅替，原油通過輸導體系向淺層、凹陷邊緣運移，斷裂轉換帶和邊緣斜坡區烴源巖晚期處于主生油期，從而形成“內氣外油、下氣上油”的差異聚集規律(圖1、6)。

圖5 文昌A凹陷油氣成藏要素綜合圖

4.2 “下氣上油”和“下油上氣”的差異成藏模式

1)早期原油充注、晚期天然氣持續充注，形成“下氣上油”的差異成藏模式，典型實例是文昌8C區。該區位于瓊海凸起東傾沒端，為瓊海凸起造脊前排，與六號斷裂帶相鄰，原油和天然氣有序分布，淺層珠江組一段多區連片富集輕質油藏，中層珠江組二段為揮發油藏，中深層珠海組近烴源區為凝析氣藏，遠烴源區為揮發油藏(圖6a)，即從凸起區到近洼區和從淺層向深層，原油體積系數逐漸增大，氣油比逐漸增高，氣層逐漸增多，晚期天然氣持續充注驅替早期原油至淺層，形成“下氣上油”的差異成藏模式。此外，該模式也存在于文昌9洼南部至斷裂轉換帶再到神狐隆起一系列構造中，體現出油氣差異聚集規律。

圖6 文昌A凹陷成藏模式圖

2)凝析氣藏中原油析出，原油保存而天然氣散失，形成“下氣上油”的差異溶解和差異滲漏成藏模式，典型實例是凹陷中部文昌9A區(圖6b)。該區為六號斷裂帶斷塊構造，氣源充足、斷裂發育，烴源與運移條件優越，早期原油溶解于晚期天然氣，形成凝析氣藏或被驅替。研究表明，圈閉充滿后凝析氣繼續垂向運移，隨著埋深變淺，地層壓力低于凝析氣露點壓力時，凝析氣發生反凝析現象，原油含量增加，地層壓力持續降低，溶解于氣藏中原油大規模析出，出現油氣兩相分異[26-27]；此外，該區斷裂持續活動使得中淺層天然氣易散失而形成揮發油藏。通過凝析氣藏中露點壓力和揮發油藏中飽和壓力實驗分析，得到該區凝析氣藏中原油大規模析出的地層壓力，計算出油氣兩相分異深度段為3 400～3 500 m，開發井在淺于3 400 m的珠海組二段發現揮發油藏，與計算深度基本一致。

3)天然氣滲漏于區域蓋層之中，形成“下油上氣”的差異滲漏和差異保存成藏模式，典型實例是文昌15D區。該區位于神狐隆起，油氣來源于文昌A凹陷，距離最近的溝源斷裂超過20 km，油氣通過珠三南斷裂帶垂向運移至區域蓋層之下的珠江組一段下輸導層，沿著構造脊長距離側向運移聚集成藏。該區構造為披覆背斜，充滿度達90%，局部發育控圈小斷層，在油藏之上的區域泥巖蓋層中發育淺海潮流砂脊粉砂巖，形成天然氣藏，天然氣組分特征與原油中溶解氣相同。分析認為，該類氣藏形成原因是洼陷中的天然氣溶解于原油中，在長距離運移至淺層成藏過程中，地層壓力降低，天然氣溶解度下降析出，因局部斷層和淺層泥巖蓋層相對深層較疏松，天然氣更易滲漏至淺層圈閉中，形成“下油上氣”的分布模式(圖6b)。此外，在近洼帶油氣充注強度較大的中淺層也出現油氣兩相共存，圈閉保存條件較好時因重力分異而形成“下油上氣”的分布模式，如文昌14D區和文昌10B區均見帶油環的氣藏或帶氣頂的油藏。

5 有利勘探方向

文昌A凹陷油氣富集區受烴源、斷裂和輸導層構造脊及區域蓋層共同控制，其中南部珠三南斷裂帶和中部六號斷裂帶為兩大溝源斷裂帶，溝源斷裂與相鄰構造脊共同控制油氣運聚方向，具有多洼雙源供烴、垂向與側向運移、多期復式成藏、構造控藏、區域蓋層控富集的特征，原油和天然氣差異聚集、有序分布形成了多個原油和天然氣富集區。

1)凹陷南部斷裂轉換帶被文昌9洼、14洼和10洼環抱，發育繼承性鼻狀隆起，且下伏成熟烴源巖生成的原油可直接垂向運移至圈閉中成藏。該區發育似花狀構造帶，形成斷塊圈閉群，主要目的層埋深淺于3 500 m，主要為原油富集區，潛在資源規模大，為有利勘探區帶。基于以上認識，目前已在文昌9B構造獲得豐富油層及規模儲量，測試日產原油近300 m3。分析認為，該構造后排南斷裂帶及神狐隆起北緣為原油運聚有利區，分別發育斷塊和中低幅披覆背斜圈閉群，原油潛在資源量超5 000萬m3。

2)六號斷裂帶與瓊海凸起大型構造脊交匯區已形成瓊海凸起富油區，油層主要分布于大型披覆背斜圈閉群。分析認為，該區勘探程度較高，剩余構造類圈閉較少，但其東傾沒端位于構造脊前排，具有供烴強度大、油氣充滿度高的特征，淺層珠江組發育構造-巖性圈閉群，原油潛在資源量達5 000萬m3，是成熟區勘探突破重要方向。該類型圈閉在文昌8A油田東區已證實成藏。

3)凹陷中部六號斷裂帶和珠三南斷裂東段分別緊鄰文昌9洼、10洼生烴中心，該區埋深較大，烴源巖處于高成熟生氣階段，生氣強度最大達50×1011m3/km2，氣源條件優越，已發現多個凝析氣田，證實為天然氣富集區。分析認為，該區周緣剩余多個斷塊，天然氣潛在資源量超300億m3，是天然氣勘探有利區。

6 結論

1)文昌A凹陷為油氣兼生型富烴凹陷，原油和天然氣具有“內氣外油、下氣上油”差異分布規律，油氣富集受烴源、斷裂和構造脊及區域蓋層共同控制，具有多期供烴、“源-斷-脊-蓋”控運、圈閉控藏、區域蓋層控富集的特征。烴源巖差異演化、差異生烴，油氣差異運聚、差異溶解與差異保存共同控制油氣差異成藏，發育 “下氣上油”和“下油上氣” 多種類型原油和天然氣縱向差異分布模式。

2)文昌A凹陷油氣分布規律和差異聚集模式可以指導該地區原油和天然氣差異勘探。凹陷邊緣瓊海凸起和珠三南斷裂帶至神狐隆起已證實為原油富集區，原油富集于珠海組和珠江組，該區仍為原油勘探有利區。凹陷南部斷裂轉換帶為油氣勘探有利區，其中埋深相對較淺的珠海組為原油勘探領域，埋深較大的恩平組為天然氣勘探領域。凹陷中部具有晚期高成熟烴源供氣、斷裂控運、圈閉控藏、優質儲層控富集的特征，六號斷裂帶和珠三南斷裂東段已證實為天然氣富集區，天然氣富集于珠海組和恩平組，該區仍為天然氣挖潛有利區。