珠江口盆地開(kāi)平南大型深水深層油田發(fā)現(xiàn)與認(rèn)識(shí)創(chuàng)新*

徐長(zhǎng)貴 高陽(yáng)東 劉 軍 彭光榮 陳兆明 姜大朋 蔡俊杰

(1. 中國(guó)海洋石油有限公司 北京 100010; 2. 中海石油(中國(guó))有限公司勘探開(kāi)發(fā)部 北京 100010;3. 中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054; 4. 中海石油深海開(kāi)發(fā)有限公司 廣東深圳 518054)

隨著勘探程度提升,珠江口盆地油氣勘探逐漸由原來(lái)圍繞富洼、淺水、淺層、構(gòu)造圈閉找油氣,轉(zhuǎn)為向新洼、深水、深層、巖性圈閉等新領(lǐng)域找油氣的階段。近年來(lái),基于系統(tǒng)研究取得的新認(rèn)識(shí)和勘探技術(shù)的新突破,先后在珠一坳陷惠州雙古領(lǐng)域、開(kāi)平凹陷南部斜坡帶、陽(yáng)江凹陷等新區(qū)新領(lǐng)域取得了一大批勘探成果,實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)量持續(xù)增長(zhǎng)[1-6]。上述領(lǐng)域勘探突破帶來(lái)的油氣地質(zhì)新認(rèn)識(shí),引領(lǐng)和促進(jìn)了南海東部海域油氣勘探開(kāi)發(fā)可持續(xù)發(fā)展。

珠江口盆地開(kāi)平凹陷地質(zhì)條件復(fù)雜,勘探歷程一波三折,長(zhǎng)期處于“有油無(wú)田”境地。制約勘探的關(guān)鍵地質(zhì)問(wèn)題主要有3方面:一是由于該凹陷古近系經(jīng)歷了十分復(fù)雜的后期改造,造成控洼斷層與基底分辨不清,致使該凹陷成盆機(jī)制及洼陷結(jié)構(gòu)長(zhǎng)期以來(lái)認(rèn)識(shí)不清;二是構(gòu)造控?zé)N作用認(rèn)識(shí)不清,烴源巖發(fā)育層段和發(fā)育范圍尚不明確;三是開(kāi)平凹陷斷塊破碎,油氣富集的主控因素長(zhǎng)期認(rèn)識(shí)不清,油氣富集規(guī)律不明。針對(duì)上述3方面問(wèn)題,在層序界面的厘定及精細(xì)構(gòu)造解釋基礎(chǔ)上,開(kāi)展洼陷結(jié)構(gòu)特征研究,分析構(gòu)造演化,恢復(fù)原型盆地;開(kāi)展構(gòu)造差異演化與控?zé)N作用、源渠匯時(shí)空耦合沉積體系研究,確定烴源巖發(fā)育層段及分布規(guī)律,進(jìn)而開(kāi)展資源潛力評(píng)價(jià);通過(guò)已鉆井分析,明確失利原因與成藏主控因素,開(kāi)展斷裂體系分布及斷裂控藏、源-斷-儲(chǔ)匹配及成藏模式研究,明確開(kāi)平凹陷油氣成藏規(guī)律。在上述研究的基礎(chǔ)上,在開(kāi)平凹陷南部斜坡帶開(kāi)平11-4和開(kāi)平18-1井區(qū)獲得勘探突破,一舉發(fā)現(xiàn)中國(guó)首個(gè)深水深層億噸級(jí)大油田——開(kāi)平南油田,打開(kāi)了開(kāi)平凹陷勘探局面,極大拓展了珠江口盆地油氣勘探的領(lǐng)域和層系,展示出珠江口盆地深水區(qū)良好的勘探前景。

1 區(qū)域地質(zhì)概況及油氣勘探歷程

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

珠江口盆地是南海北部中新生代被動(dòng)陸緣型伸展盆地,受NW向、NE向基底斷裂及隆起帶的控制,形成隆坳相間的構(gòu)造格局[7-9]。開(kāi)平凹陷位于珠二坳陷中部(圖1a),面積約5 000 km2,水深200～500 m。開(kāi)平凹陷新生界依次發(fā)育古近系文昌組、恩平組和珠海組(圖1b),新近系珠江組、韓江組、粵海組、萬(wàn)山組和第四系。文昌組和恩平組主要為陸相沉積,珠海組—第四系為海相沉積,具有“下陸上海”的特征。

圖1 珠江口盆地開(kāi)平凹陷構(gòu)造區(qū)劃與地層特征

珠江口盆地開(kāi)平凹陷的發(fā)育主要受控于北緣大型伸展拆離斷層——神開(kāi)斷層的控制,同時(shí)在主洼與北洼之間發(fā)育核雜巖,其強(qiáng)烈隆升使得拆離斷面向上彎曲而呈“勺狀”,核雜巖的發(fā)育對(duì)凹陷結(jié)構(gòu)具有強(qiáng)烈的改造作用[6]。根據(jù)裂陷期地層厚度和主干斷裂分布,開(kāi)平凹陷可以劃分為主洼、東洼、西洼、西南洼、北洼五個(gè)次級(jí)洼陷(圖1a)。開(kāi)平凹陷二級(jí)構(gòu)造帶可以劃分為開(kāi)平9潛山披覆構(gòu)造帶、開(kāi)平10潛山斷裂構(gòu)造帶、開(kāi)平中央凸起斷裂構(gòu)造帶、開(kāi)平11鼻狀構(gòu)造帶、開(kāi)平18鼻狀構(gòu)造帶及開(kāi)平15鼻狀構(gòu)造帶(圖1a)。

1.2 油氣勘探歷程

珠江口盆地開(kāi)平凹陷的勘探始于20世紀(jì)80年代,先后經(jīng)歷了對(duì)外合作(1980—1996年)、自營(yíng)初期(2012—2018年)、自營(yíng)突破(2019年至今)3個(gè)階段[5-6]。20世紀(jì)80年代,開(kāi)平凹陷開(kāi)始對(duì)外合作,外方石油公司先后在開(kāi)平凹陷周緣的BY7-1、KP9-1、KP6-1構(gòu)造展開(kāi)鉆探,結(jié)果僅見(jiàn)少量油氣顯示[10-11]。2012年,開(kāi)平凹陷轉(zhuǎn)入自營(yíng)勘探階段,先后在開(kāi)平北部KP11、KP10構(gòu)造鉆探多口探井,但由于地質(zhì)條件復(fù)雜、油質(zhì)稠、水深較大,勘探儲(chǔ)量發(fā)現(xiàn)規(guī)模小,見(jiàn)油不見(jiàn)田[12],開(kāi)平凹陷的勘探再次陷入低谷。“十四五”以來(lái),在深入總結(jié)以往勘探經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,針對(duì)洼陷結(jié)構(gòu)、烴源巖及成藏主控因素開(kāi)展科研攻關(guān),明確了該區(qū)的油氣資源潛力與成藏規(guī)律,在新認(rèn)識(shí)指導(dǎo)和新技術(shù)應(yīng)用基礎(chǔ)上,圍繞開(kāi)平凹陷南部斜坡帶的3大鼻狀構(gòu)造帶開(kāi)展風(fēng)險(xiǎn)勘探。2022年在開(kāi)平凹陷南部斜坡帶開(kāi)平11-4井區(qū)獲得輕質(zhì)油田勘探突破,2023年再次取得開(kāi)平18-1井區(qū)油氣大發(fā)現(xiàn),從而促成中國(guó)首個(gè)深水深層億噸級(jí)大型油田——開(kāi)平南油田的發(fā)現(xiàn)。

2 開(kāi)平南油田鉆探情況與油藏特征

2.1 開(kāi)平11-4井區(qū)

開(kāi)平11-4井區(qū)位于開(kāi)平11鼻狀構(gòu)造帶上,鉆井揭示恩平組—文昌組油層厚度大(圖2),單井油氣顯示超500 m。其中主體區(qū)A1塊3口井的油層凈厚均超100 m,A1井恩平組兩層鉆桿DST測(cè)試均獲得高產(chǎn),首次在開(kāi)平地區(qū)發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)輕質(zhì)原油,實(shí)現(xiàn)了開(kāi)平凹陷40年勘探的首個(gè)潛在商業(yè)突破。而南部斜坡區(qū)油氣富集層系有差別,A7、A8井主力油層均為文昌組。

圖2 開(kāi)平南油田連井油藏對(duì)比(剖面位置見(jiàn)圖1)

開(kāi)平11-4井區(qū)主要為斷鼻/斷塊邊水油藏,主力油層古近系恩平組,縱向上可劃分出23個(gè)油層,各油層在不同井區(qū)具有獨(dú)立油水系統(tǒng)。油藏整體上為常溫常壓系統(tǒng),壓力系數(shù)1.01,地溫梯度3.79 ℃/100 m。恩平組主力油層埋深3 270～4 215 m,平均孔隙度11.8%,平均滲透率7.5 mD,為低孔、特低滲儲(chǔ)層。地面原油密度0.803～0.899 g/cm3,凝固點(diǎn)14～38 ℃,含蠟量15.8%～33.6%,含硫量0.03%～0.24%,屬于低含硫、高含蠟、以輕質(zhì)油為主的常規(guī)油藏。

2.2 開(kāi)平18-1井區(qū)

開(kāi)平18-1井區(qū)位于開(kāi)平18鼻狀構(gòu)造帶上,鉆井揭示珠海組—恩平組油氣層厚度大,單井油氣顯示超200 m,油氣層凈厚近100 m。B1井恩平組鉆桿DST測(cè)試獲得高產(chǎn)油流,創(chuàng)造了南海東部探井古近系測(cè)試高產(chǎn)記錄,進(jìn)一步證實(shí)了開(kāi)平兩大洼陷的生烴潛力,展現(xiàn)了南部斜坡鼻狀隆起帶優(yōu)越的成藏背景。

開(kāi)平18-1井區(qū)為斷背斜型邊水油氣藏,具有縱向分層、平面分塊的成藏特征(圖2),其中珠江組氣層為獨(dú)立成藏單元,具有統(tǒng)一的氣水界面。珠海組—恩平組受斷層分割、側(cè)向封堵及泥巖厚夾層等因素影響,部分油層平面分為兩塊獨(dú)立的油水系統(tǒng)。珠海組為斷背斜型油層和氣層,恩平組為斷背斜型油層,珠海組氣層相對(duì)獨(dú)立,垂向上與恩平組油層不連通。開(kāi)平18-1井區(qū)油氣藏整體上為高溫常壓系統(tǒng),壓力系數(shù)1.02,地溫梯度5.3 ℃/100 m。恩平組主力油層埋深2 450～2 535 m,平均孔隙度21%,平均滲透率422 mD,為中孔、中—高滲儲(chǔ)層。地面原油密度0.795～0.843 g/cm3,凝固點(diǎn)38 ℃,含蠟量39.6%,黏度2.58 mPa·s,屬于輕質(zhì)、高含蠟、低膠質(zhì)、低黏度的常規(guī)油藏。

3 強(qiáng)伸展陸緣“拆離-核雜巖”型洼陷結(jié)構(gòu)及沉積充填

3.1 “拆離-核雜巖”型伸展成凹機(jī)制

變質(zhì)核雜巖概念最早由Davis和Coney在1979年提出,將北美西部科迪勒拉造山帶中廣泛存在的一組獨(dú)特伸展結(jié)構(gòu)和雜巖命名并確定為變質(zhì)核雜巖[13-15]。變質(zhì)核雜巖的形成與演化離不開(kāi)與之伴生的拆離斷層的作用。

開(kāi)平凹陷核雜巖的發(fā)育與控凹主拆離斷層(神開(kāi)斷裂)的形成與演化密切相關(guān)。在強(qiáng)烈伸展條件下,高角度正斷層會(huì)由于強(qiáng)烈的水平位移產(chǎn)生卸壓作用導(dǎo)致垂向上重力失衡,在地殼均衡作用下,受韌性下地殼發(fā)生強(qiáng)烈上拱的影響,高角度正斷層旋轉(zhuǎn)變形為低角度正斷層并拆離于上拱的韌性下地殼之上,最終導(dǎo)致韌性下地殼暴露至地表形成變質(zhì)核雜巖。

開(kāi)平凹陷KP9-1構(gòu)造—KP6-1構(gòu)造發(fā)育近EW向展布的大型穹隆構(gòu)造,延伸近50 km,內(nèi)部地震反射特征表現(xiàn)為上拱的層狀強(qiáng)反射特征,其中KP9-1與KP6-1構(gòu)造為該EW向穹隆構(gòu)造的2個(gè)高點(diǎn)(圖3)。由于存在EW向展布的穹隆構(gòu)造,使得開(kāi)平凹陷的主拆離斷層神開(kāi)斷裂變形改造強(qiáng)烈。神開(kāi)斷裂為低角度控凹正斷層,同時(shí)核雜巖隆升作用增強(qiáng)其拆離效應(yīng),表現(xiàn)為水平方向具有較大位移,斷裂走向整體為NEE向,傾向SEE向,從西部KP9-1構(gòu)造至東部番禺25洼,長(zhǎng)度超過(guò)100 km(圖3)。地震資料中神開(kāi)斷裂斷面反射波清晰,從上部的單一斷面強(qiáng)相位特征,到深部撒開(kāi),最終滑脫在韌性地殼層內(nèi)部。在變質(zhì)核雜巖構(gòu)造的影響下,主拆離斷面幾何特征呈現(xiàn)特殊的“勺”型的斷面結(jié)構(gòu),與板式、鏟式和坡坪式斷層明顯不同。整體上,主拆離斷層活動(dòng)強(qiáng)度文昌期為“弱—強(qiáng)—弱”完整旋回式裂陷演化,恩平期停止活動(dòng)[16]。文昌期斷裂活動(dòng)最強(qiáng)時(shí)期為文四段、文三段沉積期,斷裂位移約10 km,滑移速率近5 km/Ma。

圖3 珠江口盆地開(kāi)平凹陷結(jié)構(gòu)立體模式

3.2 洼陷結(jié)構(gòu)及構(gòu)造演化

開(kāi)平凹陷受拆離作用及核雜巖改造作用的影響,原始沉積地層被強(qiáng)烈抬升剝蝕,洼陷結(jié)構(gòu)及演化過(guò)程復(fù)雜。

開(kāi)平凹陷結(jié)構(gòu)整體呈現(xiàn)“下斷上拗”特征。開(kāi)平西區(qū)為多米諾式半地塹結(jié)構(gòu),由NE向神開(kāi)斷層西段和KP10斷層控制的開(kāi)平西洼和開(kāi)平西南洼組成,剖面上神開(kāi)斷層幾何形態(tài)是“緩—陡—緩”式的轉(zhuǎn)折型斷層,陡坡帶窄,并快速進(jìn)入滑脫層。中區(qū)為拆離復(fù)式半地塹結(jié)構(gòu),主拆離斷層神開(kāi)斷層控制了開(kāi)平北洼和開(kāi)平主洼的形成,受核雜巖隆升作用影響,在核雜巖核部以北區(qū)域形成了與核雜巖走向平行的凹槽,即開(kāi)平北洼,其范圍較窄,埋深相對(duì)較淺,凹陷主體為核雜巖核部以南的開(kāi)平主洼(圖4)。東區(qū)為開(kāi)平東洼和番禺25洼組成的復(fù)式塹壘結(jié)構(gòu),兩個(gè)洼陷之間被地壘構(gòu)造分隔,剖面上神開(kāi)斷層特征為上陡下緩的“犁式”形態(tài),陡坡帶較窄,逐步進(jìn)入滑脫層,滑脫深度與西南段差別不大。

圖4 開(kāi)平北洼-開(kāi)平主洼典型結(jié)構(gòu)地震剖面(剖面位置見(jiàn)圖1)

開(kāi)平凹陷構(gòu)造演化劃分為4個(gè)階段:早文昌期張裂期,以上地殼脆性破裂為主;晚文昌拆離期,以韌性地殼上隆與強(qiáng)烈伸展為主;恩平期斷拗階段,以斷裂和熱沉降作用聯(lián)合控制為主;珠海期以后,進(jìn)入拗陷階段。

早文昌期受NW—SE向區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)控制,開(kāi)平凹陷主要為高角度斷層控制的箕狀寬斷陷,具有北斷南超半地塹結(jié)構(gòu);晚文昌期區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)逐漸順時(shí)針旋轉(zhuǎn),受拆離強(qiáng)伸展作用和核雜巖隆升改造的影響,誘發(fā)大量EW向無(wú)根斷層,斷層走向與核雜巖一致。同時(shí)核雜巖的隆升使得核頂?shù)貙釉馐軓?qiáng)烈剝蝕。這一時(shí)期地層水平伸展量增大尤為顯著,表明地殼拆離作用增強(qiáng),也說(shuō)明上、下文昌之間的T83界面標(biāo)志著盆地從張裂期轉(zhuǎn)向拆離期,對(duì)應(yīng)珠江口盆地區(qū)域惠州運(yùn)動(dòng)[17]。恩平期區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)持續(xù)轉(zhuǎn)變,接近SN向,同時(shí)發(fā)生區(qū)域性沉降作用,為斷拗轉(zhuǎn)換階段,邊界斷裂活動(dòng)減弱,地層逐步向文昌期核雜巖頂部隆起超覆。珠海期以后,盆地進(jìn)入拗陷期,斷層少量活動(dòng),以區(qū)域熱沉降為主。

3.3 斷裂體系

斷裂活動(dòng)對(duì)構(gòu)造樣式具有控制作用。開(kāi)平凹陷古近系斷裂活動(dòng)強(qiáng)烈,主要發(fā)育NNE—NE、NEE—EW和NNW向主干斷裂,這些斷裂控制了裂陷期的構(gòu)造格局及沉積充填演化。開(kāi)平凹陷裂陷期斷裂受拆離伸展作用影響,剖面上表現(xiàn)為階梯式、多米諾式或壘塹式等組合樣式;平面上表現(xiàn)為平行式、雁列式、梳狀、棋盤(pán)格式或斜交式等多種組合類(lèi)型[6]。

開(kāi)平凹陷斷裂形成與演化可以分為3期。早文昌張裂期發(fā)育NNE—NE向斷層,這期斷裂響應(yīng)區(qū)域NW—SE向伸展作用,形成以楔形體為主的早文昌期沉積塊體,控制著開(kāi)平凹陷烴源巖發(fā)育,其中大部分?jǐn)鄬佣嘟K止于T83界面;晚文昌拆離期發(fā)育NEE—EW向斷裂,這期斷裂為核雜巖隆升及區(qū)域強(qiáng)烈伸展作用的響應(yīng),剖面上主要為同向和反向無(wú)根斷裂(相對(duì)于主拆離斷層傾向),開(kāi)平凹陷這一時(shí)期斷裂最為發(fā)育,對(duì)開(kāi)平凹陷的成藏具有重要影響;恩平斷拗轉(zhuǎn)換期發(fā)育NNW向斷裂,主要為部分拆離期EW向斷裂在SN向區(qū)域伸展背景下持續(xù)活動(dòng)形成的,斷裂數(shù)量相比于拆離期斷裂明顯減少。開(kāi)平11-4和18-1井區(qū)斷裂發(fā)育存在明顯差異,開(kāi)平11-4井區(qū)位于開(kāi)平主洼南部斜坡帶,主要發(fā)育NNE—NE和NEE—EW向兩組斷裂,斷裂向上斷穿T60,晚期不活動(dòng);開(kāi)平18-1井區(qū)位于開(kāi)平主洼東部開(kāi)平18鼻狀構(gòu)造帶,主要發(fā)育晚期恩平組NNW向斷裂,該組斷裂晚期持續(xù)活動(dòng),可持續(xù)至珠江組之后,部分向上斷穿至韓江組。

3.4 沉積充填

珠江口盆地開(kāi)平凹陷古近紀(jì)整體處于陸緣斷陷—拗陷湖盆環(huán)境,主要發(fā)育湖泊、扇三角洲、曲流河三角洲及辮狀河三角洲沉積體系。

區(qū)域物源體系分析表明,文昌組沉積時(shí)期主要物源來(lái)自南部順鶴隆起和西部神狐暗沙隆起。開(kāi)平主洼南部緩坡發(fā)育多條NE向具有上超、前積復(fù)合充填特征的斷槽,反映砂質(zhì)充填水道特征;開(kāi)平東洼南部緩坡斷槽溝谷控制輸砂通道,但向東洼供給有限,推測(cè)發(fā)育窄洼深湖。文六—文四段沉積期,受NE—NEE向斷裂控制,形成半地塹和地塹,斷陷沉降速率較大,該時(shí)期水深80～120 m,為窄而深的湖盆,在凹陷邊緣充填粗粒近岸水下扇或辮狀河三角洲沉積相,凹陷主體區(qū)主要發(fā)育淺湖和半深—深湖相暗色泥巖夾砂巖(圖5a);文三—文一段沉積期,受拆離斷層和核雜巖活動(dòng)影響,該時(shí)期水深60～80 m,凹陷轉(zhuǎn)換為寬而緩的形態(tài),中心主要發(fā)育淺湖及間灣相泥巖夾砂巖。

圖5 開(kāi)平南地區(qū)沉積相

恩平組沉積期,開(kāi)平凹陷整體受到構(gòu)造抬升作用,湖廣水淺,廣泛發(fā)育大型淺水碎屑巖體系。來(lái)自西部的神狐暗沙隆起、南部的順鶴隆起及北部的華南褶皺帶的碎屑物質(zhì)沿?cái)嗖酆桶疾鄢掷m(xù)向開(kāi)平凹陷輸入,形成了“強(qiáng)供源、遠(yuǎn)搬運(yùn)、廣分布”的大型淺水辮狀河三角洲沉積體。恩平組下段沉積期以南部順鶴隆起物源供給為主,發(fā)育辮狀河三角洲前緣水下分流河道與分流間灣泥巖沉積(圖5b),巖性以灰色含細(xì)礫中砂巖與灰色泥巖互層為主;恩平組上段沉積期以西部神狐暗沙隆起物源供給為主,發(fā)育辮狀河三角洲平原—前緣沉積,巖性以中—細(xì)砂巖為主,含少量含礫粗砂巖,恩平組上段含砂率整體高于下段。

4 古近系大型油田成藏條件與成藏模式

4.1 生烴條件

4.1.1高豐度湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖

開(kāi)平主洼南部A7井鉆遇文三—文四段泥巖,B1井鉆遇文四段泥巖。 A7井揭示文三段和文四段泥巖累計(jì)厚度130 m,單層最大厚度分別為20 m和11 m,泥地比分別為0.64和0.42;B1井揭示文四段泥巖累計(jì)厚度28 m,單層厚度最大為17 m,泥地比為0.5。

A7井文三段泥巖TOC主體為1.3%～2.5%,有機(jī)質(zhì)豐度為中等—好級(jí)別,有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ1型(圖6a、b)。A7、B1井文四段泥巖有機(jī)質(zhì)豐度高于文三段,TOC主體為2.5%～6.0%,有機(jī)質(zhì)豐度主要為好—很好級(jí)別,有機(jī)質(zhì)類(lèi)型為Ⅱ1型(圖6a、b)。B1井文昌組泥巖Pr/Ph值為2.7,指示陸源高等植物來(lái)源的C19三環(huán)萜烷、奧利烷(OL)及雙杜松烷(T)含量較低,規(guī)則甾烷分布呈“V”字型,并且含有一定豐度的C304-甲基甾烷(圖6c)。姥鮫烷(Pr)與植烷(Ph)含量比值能夠判識(shí)母源沉積水體環(huán)境的氧化/還原條件,在淡水—微咸水的深湖相中的有機(jī)質(zhì)Pr/Ph值通常在0.8～2.8,水體為還原環(huán)境[18-19]。浮游藻類(lèi)生源富含C27、C28甾烷,而陸源有機(jī)質(zhì)富含C29甾烷,4-甲基甾烷可能來(lái)源于甲藻或溝鞭藻及某些細(xì)菌,在淡水湖泊中4-甲基甾烷主要來(lái)源于溝鞭藻[20-21]。B1井文昌組泥巖生物標(biāo)志化合特征分析表明有機(jī)質(zhì)主要來(lái)源于弱還原水體環(huán)境的水生生物,為淺湖—半深湖相烴源巖(圖6c),該井揭示現(xiàn)今開(kāi)平主洼邊緣位置發(fā)育文昌組高豐度淺湖—半深湖相烴源巖,說(shuō)明開(kāi)平主洼文三—文四段優(yōu)質(zhì)烴源巖分布面積更加廣泛。

圖6 文昌組烴源巖生烴潛力評(píng)價(jià)及生物標(biāo)志化合物特征

開(kāi)平11-4井區(qū)與開(kāi)平18-1井區(qū)原油分別來(lái)自不同烴源巖(圖6c)。開(kāi)平18-1井區(qū)B1井恩平組上段原油Pr/Ph值為2.4,規(guī)則甾烷分布呈“V”字型,并且含有一定豐度的C304-甲基甾烷,C304-MSt/C29St值為0.64,C19三環(huán)萜烷、奧利烷及雙杜松烷含量較低,碳同位素較重,飽和烴δ13C值為-26.8‰～-26.4‰,推測(cè)其主要來(lái)自開(kāi)平主洼東部文昌組淺湖—半深湖相烴源巖。相比于B1井,開(kāi)平11-4井區(qū)原油具有較高的C304-甲基甾烷含量,C304-MSt/C29St值為0.83～1.26,較輕的碳同位素,飽和烴δ13C值為-28.5‰～-27.1‰,推測(cè)其主要來(lái)自開(kāi)平主洼文昌組半深湖—深湖相烴源巖。盡管開(kāi)平主洼文昌組尚未揭示這類(lèi)典型的半深湖—深湖相烴源巖,但開(kāi)平11-4井區(qū)原油地球化學(xué)特征表明開(kāi)平主洼內(nèi)發(fā)育一套以藻類(lèi)生源為主的優(yōu)質(zhì)烴源巖。

4.1.2變地溫場(chǎng)背景下差異熱演化

地溫場(chǎng)對(duì)烴源巖的熱演化和生烴演化有直接的控制作用[22-24]。鉆井揭示開(kāi)平凹陷地溫梯度總體為3.4～5.3 ℃/100 m,呈現(xiàn)從洼陷中心往東部隆起地溫梯度增大。較高的地溫促進(jìn)了烴源巖的熱演化,使得凹陷有效烴源面積擴(kuò)大。受地溫場(chǎng)影響,不同洼陷烴源巖熱演化程度差異較大,整體呈現(xiàn)東洼成熟度高于主洼、西洼。東洼文昌組烴源巖處于成熟至高成熟階段,洼陷中心達(dá)到過(guò)成熟階段,主洼文昌組烴源巖處于成熟至高成熟階段,西洼文昌組烴源巖處于成熟階段。

4.1.3排烴史及運(yùn)匯單元

在生烴機(jī)制研究基礎(chǔ)上,根據(jù)盆地模擬法研究結(jié)果,開(kāi)平凹陷不同洼陷排烴特征不同。開(kāi)平主洼排油存在2期,早排油期(34 Ma～23 Ma)以下文昌組烴源巖排油為主,晚排油期(15.97 Ma至今)上、下文昌組均排油,主要排氣期為15.97 Ma至今。開(kāi)平東洼烴源巖排油排氣相對(duì)較晚,主要排油期為15.97 Ma至今,排氣期為10 Ma至今。開(kāi)平西洼烴源巖排油相對(duì)較晚,主要排油期為10 Ma至今。

根據(jù)油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向和運(yùn)匯強(qiáng)度進(jìn)行運(yùn)匯單元?jiǎng)澐?受有效烴源巖規(guī)模及排烴效率差異影響,開(kāi)平凹陷各個(gè)運(yùn)匯單元的運(yùn)匯強(qiáng)度各不相同,造成運(yùn)匯單元的資源潛力和資源豐度存在差異。而運(yùn)匯強(qiáng)度主要由油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)匯方向決定,且與油氣運(yùn)移過(guò)程中勢(shì)能變化的大小、油氣運(yùn)移流線型式密切相關(guān)[25],據(jù)此可將運(yùn)匯流劃分為匯聚流、平行流和發(fā)散流,其中運(yùn)匯單元中匯聚流一般為油氣聚集最為有利的型式[26-28]。其中開(kāi)平11和開(kāi)平18鼻狀構(gòu)造帶是開(kāi)平凹陷主要油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)方向,油氣以匯聚流的形式進(jìn)行充注,且分割槽切割了開(kāi)平凹陷最主要的烴源巖,油氣總地質(zhì)資源量超4億噸,為大中型油氣田形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。

4.2 儲(chǔ)層及圈閉條件

4.2.1儲(chǔ)層條件

開(kāi)平11-4井區(qū)主力成藏層系恩平組三段儲(chǔ)層由極粗粒—粗粒長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑砂巖組成;巖石顆粒之間主要為線接觸、凹凸接觸—線接觸;磨圓度為次棱角狀—次圓狀;儲(chǔ)集空間以原生粒間孔為主,混有粒內(nèi)溶孔、晶間孔、粒間溶孔等次生孔隙,孔隙度7.7%～16.8%,滲透率0.1～51.3 mD,整體屬于低孔、特低滲儲(chǔ)層(圖7a、b)。開(kāi)平18-1井區(qū)主力成藏層系恩平組二段巖性主要為淺灰色中砂巖、細(xì)砂巖,局部含少量含礫粗砂巖和砂礫巖;磨圓度為次棱角—次圓狀,分選中等;孔隙發(fā)育極好,儲(chǔ)集空間以晶間孔和次生溶孔為主,局部見(jiàn)有機(jī)質(zhì)條帶及收縮縫,孔隙度18.8%～27.9%,滲透率44.2～533 mD,整體屬于高孔、高滲—特高滲儲(chǔ)層(圖7c、d)。

(a)A1井3 525.5 m,極粗粒—粗粒砂巖,單偏光,紅色為鑄體;(b)A1井3 716.0 m砂礫巖,單偏光,藍(lán)色為鑄體;(c)B1井2 503.3 m,中砂巖,單偏光,藍(lán)色為鑄體;(d)B1井2 507.4 m,細(xì)砂巖,單偏光,藍(lán)色為鑄體

總體而言,開(kāi)平11-4井區(qū)恩平組下段盡管埋深較大,但大型辮狀河三角洲沉積體系中仍可發(fā)育一定規(guī)模的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層,且具有粗粒砂巖原生粒間孔發(fā)育、儲(chǔ)集物性較好的特點(diǎn),此外該井區(qū)油氣早期充注也對(duì)原生孔隙具有一定的保護(hù)作用。開(kāi)平18-1井區(qū)恩平組上段發(fā)育大型辮狀河三角洲,含砂率整體較高,且埋深淺,粒間孔和次生溶孔較為發(fā)育,儲(chǔ)層物性?xún)?yōu)越。

4.2.2圈閉條件

多期斷裂活動(dòng)使得開(kāi)平凹陷構(gòu)造圈閉非常發(fā)育,圈閉類(lèi)型以斷塊、斷背斜和斷鼻為主。開(kāi)平南帶比北帶構(gòu)造活動(dòng)弱,因此南帶圈閉形態(tài)較完整且面積較大。

開(kāi)平11-4井區(qū)圈閉主要包括2種類(lèi)型,在斷層上升盤(pán)發(fā)育翹傾斷鼻和斷塊圈閉,在斷層下降盤(pán)發(fā)育斷背斜圈閉,圈閉面積均較大,且從文昌組至恩平組圈閉繼承性發(fā)育、疊合性較好,有利于油氣充注成藏。開(kāi)平18-1井區(qū)構(gòu)造主要受長(zhǎng)期活動(dòng)的EW向大斷裂控制,并被其他EW向及NWW向斷裂切割,形成具有多個(gè)局部高點(diǎn)的斷塊圈閉,其中最大斷塊的面積可達(dá)21.52 km2,圈閉疊合性較好,埋藏淺,斷層斷距較大,反向遮擋性好有利于油氣保存。

4.3 運(yùn)移條件

珠江口盆地開(kāi)平凹陷油氣運(yùn)移主要受到烴源傾向、構(gòu)造脊和斷層三者耦合條件控制[29],不同構(gòu)造帶運(yùn)移條件存在差異。

4.3.1烴源傾向

開(kāi)平凹陷整體為北斷南超半地塹特征,但上文昌期至恩平期受到拆離隆升構(gòu)造活動(dòng)影響,烴源巖在凹陷主體位置和南部斜坡帶均有發(fā)育。烴源巖地層傾向在洼陷西部受拆離隆升作用影響較強(qiáng),烴源巖以向北上傾為主(圖4),東南部保留更多的北斷南超半地塹特征,烴源巖以向南上傾為主,該部分烴源巖主要向南部斜坡帶供烴(圖8)。

圖8 開(kāi)平凹陷烴源、斷層與基底疊合圖

4.3.2構(gòu)造脊

開(kāi)平凹陷南部斜坡帶發(fā)育開(kāi)平18、開(kāi)平15和開(kāi)平11等3大鼻狀構(gòu)造帶(圖8)。這些鼻狀構(gòu)造帶在古近紀(jì)構(gòu)造高差大、平面分布范圍廣,鼻狀隆起溝谷較為發(fā)育,形成多條構(gòu)造脊,并在各構(gòu)造傾末端低部位直接與烴源巖層或主要通源斷層對(duì)接,成為橫向高效運(yùn)移的通道[30]。

開(kāi)平11鼻狀構(gòu)造帶主要發(fā)育3條構(gòu)造脊(1-1號(hào)、1-2號(hào)和1-3號(hào))。A1、A3、A5井位于開(kāi)平11鼻狀構(gòu)造帶1-1號(hào)構(gòu)造脊,與烴源巖主體位置最近,A7、A8井分別位于1-2號(hào)、1-3號(hào)構(gòu)造脊,位于烴源巖發(fā)育較好區(qū)域(圖8)。

開(kāi)平18鼻狀構(gòu)造帶發(fā)育3條構(gòu)造脊(2-1號(hào)、2-2號(hào)和2-3號(hào))。2-1號(hào)構(gòu)造脊向開(kāi)平主洼延伸,主要運(yùn)移來(lái)自主洼的油氣;2-2號(hào)構(gòu)造脊位于主洼與東洼之間,可溝通主洼與東洼的油氣;2-3號(hào)構(gòu)造脊向開(kāi)平東洼延伸,主要運(yùn)移來(lái)自東洼的油氣。開(kāi)平18-1井區(qū)可同時(shí)接受3條構(gòu)造脊的油氣充注(圖8)。

4.3.3斷層

開(kāi)平凹陷斷裂恩平組沉積期之后整體不活動(dòng)或活動(dòng)弱,決定了以古近系成藏為主的特點(diǎn)。油源斷裂以NEE—EW走向的斷層為主,僅開(kāi)平10和開(kāi)平18構(gòu)造帶發(fā)育多條平行的NNW向斷層組成的新近系斷裂帶。開(kāi)平11-4井區(qū)發(fā)育多條NEE—EW向斷裂,斷裂向下切割烴源巖,向上斷穿T60層,溝通恩平組—文昌組儲(chǔ)層,為有利的油源斷層;開(kāi)平18-1井區(qū)NNW向斷裂晚期持續(xù)活動(dòng),可將油氣運(yùn)移至珠海組、恩平組成藏(圖8)。

4.3.4源-脊-斷匹配高效運(yùn)移

A1井位于開(kāi)平11鼻狀構(gòu)造帶1-1號(hào)運(yùn)移脊,對(duì)接的通源斷層雖然晚期(恩平組沉積期之后)不活動(dòng),但依然能夠成為垂向運(yùn)移通道,且斷層對(duì)接烴源巖地層厚度大、烴源發(fā)育好,成為油氣強(qiáng)充注區(qū)域。但是該路徑垂向運(yùn)移層段有限,最淺只能運(yùn)至恩平組成藏,油氣可在文昌組和恩平組富集成藏。A7、A8井位于開(kāi)平11鼻狀構(gòu)造帶2條運(yùn)移脊上,斷層較為不發(fā)育,僅局部發(fā)育幾條小規(guī)模斷層,恩平組沉積期終止活動(dòng),活動(dòng)性也弱于A1井區(qū)油源斷層,斷層對(duì)接烴源巖厚度相對(duì)較薄,因此斷層總體垂向運(yùn)移油氣規(guī)模有限,以烴源巖層橫向運(yùn)移成藏為主,油氣運(yùn)移至文昌組成藏。

開(kāi)平18鼻狀構(gòu)造帶低部位斷層晚期一直活動(dòng)至韓江組沉積期,與區(qū)域規(guī)模成藏期相匹配。這些晚期活動(dòng)斷層成為垂向調(diào)節(jié)運(yùn)移油氣至中淺層的高效通道,開(kāi)平18-1井區(qū)恩平組上段至珠海組規(guī)模成藏主要?dú)w因于這些晚期斷層與3條橫向運(yùn)移脊高效匹配。

4.4 油氣成藏模式

珠江口盆地開(kāi)平南油田位于開(kāi)平凹陷南部斜坡帶上,是油氣運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)指向區(qū)。開(kāi)平主洼文昌組優(yōu)質(zhì)湖相烴源巖提供充足的油氣來(lái)源,開(kāi)平11和開(kāi)平18鼻狀構(gòu)造帶被烴源巖層覆蓋,發(fā)育多條有利的油氣匯聚脊,多期通源斷裂垂向輸導(dǎo)控制油氣差異富集。開(kāi)平11-4井區(qū)斷裂結(jié)束活動(dòng)早,油氣主要在深層恩平組下段及文昌組成藏。開(kāi)平18-1井區(qū)斷裂晚期活躍,油氣主要受區(qū)域蓋層控制在恩平組頂部和珠海組成藏。10 Ma以來(lái)烴源巖大量排烴,使得油氣快速聚集成藏。綜上,開(kāi)平南油田總體具有“近源強(qiáng)勢(shì)充注—斷脊差異運(yùn)聚—晚期快速成藏”的模式(圖9)。

圖9 開(kāi)平南油田油氣成藏模式

5 結(jié)束語(yǔ)

珠江口盆地開(kāi)平南大型深水深層輕質(zhì)油田的發(fā)現(xiàn),實(shí)現(xiàn)了開(kāi)平凹陷的勘探突破,也是南海東部海域首個(gè)深水古近系原油勘探突破,極大拓展了珠江口盆地油氣勘探的領(lǐng)域和層系,展示出珠江口盆地深水區(qū)良好的勘探前景。同時(shí),開(kāi)平凹陷是典型的陸緣伸展區(qū)“拆離-核雜巖”型凹陷,目前“拆離-核雜巖”型含油氣盆地研究非常少,其油氣成藏條件研究和勘探經(jīng)驗(yàn)都非常缺乏,開(kāi)平南油田的發(fā)現(xiàn)證實(shí)了該類(lèi)型凹陷的巨大勘探潛力,也可為相似凹陷的勘探提供借鑒。