珠江口盆地惠西南地區下文昌組控藏構造要素半定量分析*

郭勃巍 于福生 李洪博 李暉 于颯 吳哲

（1.中國石油大學（北京）地球科學學院 北京 102249；2.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室 北京 102249；3.中海石油（中國）有限公司深圳分公司 廣東深圳 518000）

控藏要素門限是指臨界地質條件控制著油氣藏的形成與分布，即控制著油氣藏形成與分布的邊界、范圍和概率［1］?；诮浀溆蜌獾刭|理論，龐雄奇等學者將控制油氣成藏的關鍵要素總結出4類，分別為烴源灶、區域蓋層、沉積相、低勢區［1-3］，根據主控因素的差異可進一步分為古隆起控油氣作用、構造脊控油氣作用、斷裂帶控油氣作用、受高孔滲巖性體控油氣作用等。

惠西南地區是珠江口盆地重要的富油氣勘探區之一，儲量豐富，但地質探明率相對較低。深部廣泛分布的下文昌組中深湖相暗色泥巖是區內主要的烴源巖，其頂底均夾有砂巖，可作為油氣儲集層，頂部的湖泛泥巖則可作為區域蓋層，所以古近系下文昌組具有近源成藏、旁生側儲的優勢［4-5］。大量的研究表明世界上大型油氣田的形成、發育大多數與古隆起背景有關［6-7］，以基底古隆起為背景形成的惠州21潛山披覆構造，在中淺層已發現惠州21油氣田，在其深部構造演化活動導致的裂縫體系對儲層進行了改造，也是油氣成藏的優勢區［8］。惠州凹陷斷裂與構造脊分別是油氣垂向與側向運移的主控因素［9-10］。前人對于惠西南地區油氣成藏研究進行的工作大部分停留在定性層面，開展的定量研究大都集中在某一構造單元，雖然指出了有利勘探方向，但未能定量綜合多要素刻畫有利區帶位置。

針對惠西南地區下文昌組4個構造主控藏因素（古隆起、構造脊、斷裂和裂縫）系統地進行單要素特征分析，厘定油氣藏與各要素之間的關系，進行半定量統計分析，以油氣分布門限為依據進行單要素控藏范圍圈定，最終進行多要素疊合刻畫有利成藏勘探區帶，為揭示惠西南油氣分布規律、指明大中型油氣田勘探方向提供理論依據。

1 地質概況

珠江口盆地是南海東北部典型的含油氣斷陷盆地［8-12］。受印度板塊、歐亞板塊與太平洋板塊的共同作用，盆地的發育經歷了復雜的演化過程，中生代受印度板塊碰撞擠壓以及太平洋板塊與歐亞板塊的俯沖作用，導致區域發育一系列先存構造，為盆地的形成發育奠定了基礎；新生代經歷了多期構造作用疊加，形成了下斷上拗、先陸后海的演化特征［11］?；葜莅枷菔俏挥谥榻谂璧刂橐慧晗葜胁康囊粋€二級構造單元，西接西江凹陷，東鄰陸豐凹陷（圖1a）?；菸髂系貐^是惠州凹陷最主要的油氣富集區之一，發育有西江23東洼、西江23西洼、西江24洼、西江30洼、惠州21洼、惠州26洼等多個受斷裂控制的富烴洼陷，南部跟東部分別與惠西低凸起與東沙隆起接壤（圖1b）?；菸髂系貐^先后經歷了6個區域性的構造事件，包括神狐運動、珠瓊運動一幕、珠瓊運動二幕、南海運動、白云運動、東沙運動。地層自下而上，分別發育有文昌組與恩平組2套裂陷期沉積層，以及珠海組、珠江組、韓江組、粵海組、萬山組和第四系6套裂后期沉積層［12-13］。

2 控藏構造要素分析及半定量評價

本文針對古隆起、構造脊、斷裂與裂縫4方面構造控藏要素，分別分析單個控藏要素特征，定量統計分析各要素與油氣藏之間的關系，進而確定各要素平面控藏范圍或邊界，最終多要素控藏門限疊加復合預測研究區潛在的有利勘探區帶。以珠江口盆地惠西南地區為研究對象，具體研究步驟如下：①綜合研究區已有資料進行油氣地質特征剖析，系統分析下文昌組古隆起、構造脊、斷裂與裂縫預測發育分布特征；②統計分析各單一構造要素控藏門限，并建立定量表征模型；③通過疊加復合多要素控藏門限，進而定量預測研究區潛在的有利成藏、勘探區帶。

2.1 古隆起控制了油氣田發育位置

古隆起代指過去某一地質時期形成的正向構造單元，在隨后的地質演化過程中基本以繼承發育為主，但也可能消失，甚至形成坳陷。古隆起對油氣的富集成藏作用一直以來得到了國內外學者的廣泛關注。前人通過研究普遍認為：古隆起為油氣田勘探的有利區域［14-15］。龐雄奇等［16］針對古隆起控油氣特征和模式進行了大量的統計分析，建立了定量分析預測古隆起控藏特征模型及古隆起控油氣藏的臨界條件。借此對惠西南地區下文昌組古隆起控藏特征進行研究。

根據惠西南地區下文昌組殘余厚度、主要地震反射層形態特征以及邊界斷裂與特定地層等厚線等相關特征，發現惠西南地區主要發育3類隆起，分別為發育在東部與坳陷級別對應的東沙隆起，發育在南部與凹陷級別對應的惠西低凸起以及與洼陷級別對應的洼間隆起（圖1b），隆起總體上具有“繼承為主、改造為輔”的發育特征。

應用古隆起控藏定量表征方法首先進行成藏期目的層構造圖編制，惠西南地區主要烴源巖為文四段與文三段湖相泥巖，在8 Ma～6 Ma左右發生大規模排烴，為主要成藏期，根據現今殘余地層厚度與剝蝕量恢復了8 Ma～6 Ma下文昌組的構造等值線圖。為方便研究，對古隆起構造等值線先進行歸一化處理，選取古隆起的頂點跟底界為原點與邊界，分別進行賦值0和1（圖2a）；將古隆起從原點至邊界進行分段劃分為0～0.25、0.25～0.50、0.50～0.75、0.75～1.00四段，分別定為坡腳、坡下、坡上與坡頂。因此，所有受古隆起控制下的油氣藏及含油構造均分布在0～1的范圍內［17］。

經過統計惠西南地區已發現大中型油氣田及含油構造共89個，將統計的數據點投射到歸一化分段后的古隆起分布圖上，分別對不同分段的數據點進行統計，計算各分段油氣藏個數與儲量百分比。通過統計數據進行對比研究發現，從古隆起坡腳到坡頂油氣藏的個數及規模逐漸增大；古隆起的坡頂及坡上部位是有利的油氣藏（85.26%）與油藏儲量（77.71%）分布區，如果將坡下的數據考慮進來，油氣藏個數與油氣藏儲量所占百分比分別可達到96.84%與98.79%（圖2b）。根據距古隆起頂點相對距離與油氣藏頻率關系統計圖（圖2c），結合數據擬合，將油氣藏在古隆起不同部位分布個數轉變為控藏概率，最終建立惠西南地區古隆起控藏概率數學模型（式（1））。

式（1）中：PM為古隆起控藏概率，無量綱；XM為油氣藏與古隆起構造頂點之間的相對距離，無量綱。將上述統計結果應用于惠西南地區下文昌組可預測出古隆起控藏邊界及概率分布（圖3）。

圖3 惠西南地區下文昌組古隆起控藏概率平面分布Fig.3 Plane distribution of paleo-uplifts-controlled hydrocarbon probability of lower Wenchang Formation in southwestern Huizhou sag

古隆起控藏可靠性檢驗主要是根據研究區已經揭示的油氣藏以及含油構造進行回代疊合。依據惠西南地區已知含油構造分布，通過疊合分析可知：除極個別較小的含油構造外，絕大部分已知油氣藏均分布在古隆起控藏范圍內，且具有高概率成藏特征，即坡腳及以上均為成藏的有利區帶，可將坡腳定為古隆起控藏門限（圖2b）。通過油氣藏與古隆起控藏概率圖疊加分析表明，惠西南地區92.56%的已知油氣藏個數分布在隆控概率0.25～1范圍內，據此可認為古隆起是惠西南地區油氣聚集成藏主要控制因素之一（圖2d）。

圖2 惠西南地區古隆起控藏特征Fig.2 Paleo-uplifts-controlled hydrocarbon characteristics in southwestern Huizhou sag

2.2 構造脊控制了油氣運聚優勢方向

構造脊是一個洼陷構造位置中的相對低勢部位，是油氣運移的有利指向區。大量研究表明，構造脊的形態展布以及頂面構造形態對油氣二次側向運移具有明顯的控制作用，發育在構造脊上的圈閉是油氣成藏的有利部位［18-21］。

惠西南地區下文昌組在東沙隆起、惠西低凸起以及洼陷轉換帶附近發育三角洲沉積，其較高的含砂率以及橫向上良好的連續性，為油氣側向運聚提供了優勢通道。構造脊高部位的構造低勢區是油氣聚集的有利指向區，延伸至生烴洼陷的構造脊為油氣運移提供了優勢方位，油氣最終沿著構造脊上的有利砂體運移至有利圈閉富集成藏。根據惠西南地區各生烴洼陷的分布位置，應用Trinity軟件刻畫出惠西南地區下文昌組構造脊平面展布形態（圖4a），已發現的油氣藏分布明顯受到構造脊的控制，尤其是洼陷之間轉換帶位置發育大量的油氣藏。通過油氣藏距構造脊的距離及其與油氣儲量的關系，來定量表征構造脊控藏作用［21］。統計分析表明，現已發現油氣藏均分布在距離構造脊頂點1 000 m的范圍內，隨著距離增大，單個油氣藏儲量逐漸減少（圖4b）。據此可將距構造脊頂點距離為1 000 m作為構造脊控藏門限。構造脊在東沙隆起及惠西低凸起附近呈放射狀分布，連接到生烴洼陷內部，對油氣的運移成藏起到了明顯的控制作用，洼陷之間構造脊沿轉換帶的發育形態多樣，同樣控制了油氣的運移成藏。

圖4 惠西南地區構造脊控藏特征Fig.4 Structural-ridges-controlled hydrocarbon characteristics in southwestern Huizhou sag

2.3 斷裂帶控制了油氣運移的優勢通道

斷裂帶也即斷層帶，指代主干斷裂及其周緣的破碎巖體和伴生的次級斷裂或者破裂面共同所組成的地帶。其發育特征可用斷裂的規模（長度）、寬度、斷距、滑距與封閉性等來表征［13］。斷裂（帶）不僅對盆地以及凹（洼）陷的形成與分布有明顯的控制作用，同時也控制了油氣藏的形成與分布，斷裂是油氣運移的主要通道，大多數油氣藏發育在斷裂帶附近。主干斷裂控制著次級斷裂及構造帶的形成與發育，而次級斷裂對油氣的側向運移及再分配具有明顯的制約作用，進一步控制了油氣的形成與分布。油氣藏形成過程中，有的斷層起封堵作用，有的起輸導作用，有的兩者兼具，據此馬中振等［22］將與斷層有關的油氣藏劃分為與斷層有關的斷塊油氣藏、裂縫油氣藏、地層油氣藏、巖性油氣藏及背斜油氣藏。在動態超壓系統中，斷裂是超壓流體集中排放的優勢通道。超壓系統的滲透率越高、斷裂充注區域越大，釋放的流體量越大。斷裂帶及其伴生的裂縫系統對儲層的孔滲性能具有明顯的改善作用，尤其是在碳酸鹽巖和變質巖儲層中可以形成孔縫洞復合的優質儲集體。此外，斷距與蓋層厚度、儲層厚度三者的關系對油氣藏也有一定的影響，當斷裂斷距小于蓋層厚度或大于儲層厚度時，有利于油氣藏形成。斷距小于蓋層厚度時有利于油氣的保存，當斷距大于儲層厚度時有利于油氣的充注。圈閉離油源斷裂越近時，有利于油氣運移成藏。

惠西南地區斷裂十分發育，根據區域構造演化及斷層的發育活動特征可將研究區斷層劃分為早期活動斷層、晚期活動斷層以及長期活動斷層［23］。早期活動斷層主要在古近紀發育活動，對深層油氣藏起到了控制作用?；菸髂系貐^油氣勘探成果表明，90%以上已發現油氣藏與斷層有關。不同等級的斷裂控制不同級別構造帶的形成與分布，進而控制了油氣藏的形成與分布，主干斷層主要控制了二級構造帶的發育，控制了油氣形成與分布的區域，次級斷層主要對油氣藏起到改造作用，對油氣的后期保存以及二次運移具有一定的影響作用。研究發現，不同規模斷層對油氣藏分布范圍的控制作用存在差異［24］。通過對惠西南地區斷裂發育個數與長度的統計研究表明，惠西南地區下文昌組共發育斷層129條（未考慮邊界斷層），其中主干斷層只有10條，其余均為次級斷層；斷層長度介于0.2～50 km。通過對惠西南地區油氣藏個數、儲量以及到斷裂平面距離進行了統計分析（圖5），發現油氣藏數量及單個油藏儲量隨著油藏距斷裂距離的增大而減少，當油藏距斷裂距離大于5.5 km時，未發現油氣藏發育，從而表明了斷裂輸導門限的存在。

圖5 惠西南地區斷裂控藏特征Fig.5 Faults-controlled hydrocarbon characteristics in southwestern Huizhou sag

為了深入揭示不同規模斷層與門限距離的耦合關系，根據延伸長度將斷層劃分為5個不同的級別，即0～10 km，10～20 km，20～30 km，30～40 km和＞40 km。分別對不同級別斷層與周邊探井油氣藏儲量的關系進行統計研究。結果表明，油氣藏單位儲量隨著油氣藏至斷層距離的增大，呈現出逐漸減小的趨勢。同時，斷層的長度越大，其對油氣最大分布范圍的控制作用越遠（表1）。根據斷層長度及其所控制油氣分布的最大范圍，可以建立惠西南地區斷層規模與油氣分布范圍的定量表征模型。當獲得某一斷層的長度數值大小時，就可以定量地分析出其所控制油氣分布的邊界范圍（式（2））。

表1 斷裂控油氣分布范圍統計Table 1 Statistics of faults-controlled hydrocarbon distribution

式（2）中：S為斷層控制油氣分布的邊界范圍，m；L為斷層長度，km。

在離斷裂距離一定的范圍之內有利于油氣成藏，當距離過大時不利于形成油氣藏。隨著油氣藏至斷裂距離的增加，油氣成藏的概率逐漸減?。▓D5a）。因此，通過統計分析惠西南地區現有探井至斷裂帶的距離與油氣藏儲量的關系，可以分析斷裂控藏概率。為了增加分析可靠性，將區域內可收集到的相關數據均作為統計分析樣本。研究表明，隨著油氣藏至斷層距離的增加，單個油氣藏儲量呈現出指數減小的趨勢（圖5b），據此規律將油氣藏至斷裂帶的距離與油氣藏儲量的關系轉化為斷裂控藏概率分布公式（式（3））。將上述統計規律應用于惠西南地區下文昌組，可預測出斷裂控藏邊界及概率分布（圖6）。為檢驗斷裂控藏定量預測有利區帶的可靠性，將惠西南地區已發現油氣藏與斷裂控藏范圍進行疊加，結果表明90%以上油氣藏分布在斷裂控藏概率0.25以上的范圍內（圖5c）。

圖6 惠西南地區下文昌組斷裂控藏概率平面分布Fig.6 Plane distribution of faults-controlled hydrocarbon probability of lower Wenchang Formation in southwestern Huizhou sag

式（3）中：PF為斷層帶控制下油氣成藏概率，無量綱；J為距斷層的距離，m。

2.4 裂縫帶改善油氣運移通道與儲存空間

裂縫既可以作為油氣運移的優勢通道，也可以改善儲集體為油氣保存提供場所。不同時期、不同部位形成的裂縫其所起到的作用存在差異，油氣成藏之前與成藏時期所形成的裂縫，往往在油氣成藏過程中起到輸導作用，而在成藏期后形成的裂縫則會對油氣的二次運移及改造會起到一定的控制作用。同時，成藏期及成藏期前發育的裂縫對低滲透率致密性砂巖儲層也具有明顯的改造作用，為油氣儲存成藏提供充足的空間［25］。無論是輸導作用還是改善儲集體的作用，裂縫在油氣聚集成藏過程中起到重要的控制作用?；菸髂系貐^下文昌組形成時期，整個珠江口盆地處于裂陷發育期，整體構造活動強烈，形成了大量的斷裂與裂縫，為后期成藏提供了一定的先決條件。由于海上勘探成本較高，研究層位深度較大，所以可利用的有效井位及巖心非常局限。本次研究利用已有的成像測井數據，結合格里菲斯張破裂準則和庫倫-莫爾剪破裂準則，引入地層破裂評價指標（Fy）作為裂縫發育的綜合指標，其計算公式定義為

式（4）中：a、b分別代表張裂縫和剪裂縫在總裂縫數量中所占的比率，可以根據野外數據、巖心、測井資料等確定；η為張破裂系數；R為剪破裂系數。

本次研究區內張裂縫和剪裂縫的貢獻率分別為47.26%、52.74%，因此Fy可表示為

當Fy≥1時，地層巖石發生破裂，伴隨發育裂縫，Fy值越大，巖石破裂程度越大，進而導致裂縫越發育；當Fy＜1時，地層巖石未發生破裂，進而導致不發育裂縫。利用ANSYS有限元軟件模擬惠西南地區下文昌組裂縫密度發育分布特征（圖7a），根據預測結果發現全區內均有裂縫發育在研究區中部地區裂縫最為發育，裂縫發育密度最高可達12條／m。通過統計裂縫發育密度與油氣藏個數的關系（圖7b）可知，92.13%的油氣藏分布在裂縫發育密度大于4條／m的范圍內，可將此定義為裂縫控油氣邊界。

圖7 惠西南地區裂縫控藏特征Fig.7 Fractures control hydrocarbon distribution in southwestern Huizhou sag

3 惠西南地區下文昌組有利區帶預測

通過分析惠西南地區古隆起、構造脊、斷裂帶、裂縫4個單要素控藏作用，確定了每個要素控藏門限平面分布圖。將上述4個單要素進行多要素控藏門限疊合進而確定有利成藏、勘探范圍。通過惠西南地區下文昌組4個控藏要素平面的疊加復合確定了2個勘探有利區（圖8）。有利區帶1位于西江23東洼、西江24洼和西江30洼轉換帶位置，其位于3個富生烴洼陷的交界處，是構造高部位，斷裂與裂縫十分發育，構造脊延伸溝通至3個洼陷內部。有利區帶2位于惠州26洼西南側斜坡帶上，惠州26洼是區內最大的生烴洼陷為油氣成藏提供了充足的物質基礎，同樣位于構造高部位發育斷裂與裂縫，多條構造脊延伸至洼陷內部起到了良好的溝通作用。

圖8 惠西南地區下文昌組有利勘探區帶預測Fig.8 Favorable hydrocarbon exploration area of lower Wenchang Formation in southwestern Huizhou sag

上述研究結果表明古隆起、構造脊、斷裂帶、裂縫4個單要素對惠西南地區油氣藏的運聚成藏以及發育部位具有顯著的控制作用，通過確定單個要素控藏門限，進而進行多要素疊合定量預測有利成藏、勘探區帶具有一定的可行性與可靠性。然而，值得引起注意的是，上述幾個控藏要素只是油氣聚集成藏部分條件，油氣的形成與分布還受到烴源巖生、排烴量、沉積相類型、蓋層展布等的控制，疊加成藏要素的種類及數量越多，越能更加精確地預測油氣藏分布。

4 結論

1）惠西南地區下文昌組古隆起、構造脊、斷裂帶與裂縫4個構造要素具有明顯的控藏作用，每個要素均具有控藏門限?；菸髂系貐^油氣藏絕大部分布在古隆起坡腳及以上，距構造脊頂點距離為1 000 m，以斷裂為中心5.5 km和裂縫發育密度為4～12條／m的位置。

2）利用多要素門限疊合控藏作用，對研究區有利勘探區帶進行預測，西江23東洼、西江24洼、西江30洼轉換帶與惠州26洼西南側斜坡帶為惠西南地區下文昌組有利勘探區。