珠三坳陷WC10－3－1井油气成因特征及成藏模式

李旭红，李里 （中海石油 （中国）有限公司湛江分公司研究院，广东 湛江524057）

WC10－3构造位于珠江口盆地西部文昌A凹陷，处于珠三南大断裂北段的下降盘，为中新世构造运动的水平挤压作用下形成的背斜构造，珠三南大断裂长期继承性的活动，使断面为油气运移提供通道成为可能，凹陷里的文昌组 （E2wc）、恩平组 （E2＋3np）烃源岩所生成的油气可以沿着断层面纵向运移至圈闭聚集成藏[1]。WC10－3－1井是该构造的第一口探井，在渐新统珠海组 （E3zh）发现油气，笔者试图从地球化学的角度结合地质背景探讨油气的来源和油气的充注期次。

1 地下流体特征及流体类型判断

储层中不同的流体反映出不同的成烃母质及成藏条件，不同的流体类型所采用生产工艺技术不同，因此确定油气的地下状态无论是对油气的成藏研究还是开发工艺的制定都有重要意义。

确定地下流体状态的准确方法是取高压物性油气样，根据PVT相图判断。由于WC10－3－1井的珠海组二段 （E3zh2）没有进行钻杆测试 （DST），仅有测井的模块式地层动态 （MDT）测试，只能根据取样的油气比和其他的地化参数，结合珠三坳陷其他高压物性验证的油气田作对比，判断珠海组一段（E3zh1）和二段 （E3zh2）油气的地下状态。

国外学者主要根据生产的气油比、油罐油比重、原油的颜色来划分流体的类型，在所有的指标中，生产的气油比是最重要的，但油罐的比重和油的颜色也是很好的判断指标。

WC10－3－1井E3zh2的3752.6m处，测井解释为油层，但针对勘探开发要求，需要对储层流体的地下状态做出具体判断。根据3752.6m处MDT油样的原油物性和气油比，利用储层流体的分类标准和已做高压物性分析地下流体性质的WC14－3－1井、WC8－3－1井的油物性与气油比作对比 （表1）。综合研究分析认为：WC10－3－1井3752.6m的储层流体为挥发油层。因为3752.6m处 MDT油样的气油比为353～616m3/m3，与 WC8－3－1井挥发油层的 DST2油样的气油比527m3/m3相似；油样密度为0.7684～0.7796g/cm3，比 WC14－3－1井地面凝析油密度略重，比 WC8－3－1井黑油密度轻；颜色为深橘色和深褐色，表明3752.6m处油有一定含量的重组分。按 William等[2]流体划分经验标准：气油比在312～570m3/m3，油的重度在40°API以上 （密度＜0.8251g/cm3）并具有褐色、红色、橙色或绿色时就认为是挥发油，因此推测3752.6m的储层流体为挥发油层。

3462～3534m处E3zh1的DST1测试表明：气油比为4853m3/m3；油的密度0.7528g/cm3，颜色为浅黄、透明，气油比与已经高压物性证实为轻质油的WC14－3－1井、WC8－3－1井原油完全不同，其气油比远大于黑油或挥发油，因此认为3462～3534m储层地下流体应为凝析气。现场测试判断地面油为凝析油。

以上分析推测3752.6m处储层流体为挥发油，只是从流体的组成得出的结论，地下温度、压力条件是否能满足形成挥发油的需要，还要进行井流物的高压物性的模拟分析，才能得出符合地下条件的流体性质状态。

表1 WC10－3－1井原油性质与文昌A凹陷原油性质对比表

2 原油与天然气地化特征及成因

2.1 天然气地化特征和成因

WC10－3－1井 E3zh1的 DST1、DST2 气 样 与 文 昌 A 凹 其 他 井 （WC9－2－1 井、WC9－1－1 井、WC14－3－1井）相似，以烃类气为主，甲烷体积分数82.56%～84.4%，重烃C＋2体积分数较高，为11.72%～13.6%，干燥系数为0.85～0.87，不是典型的干气和湿气。E3zh2的3752.6m处 MDT气样与E3zh1的DST气组分却不一样，甲烷体积分数低，为45.27%～47.36%，重烃C＋2体积分数很高，高达47.1%，干燥系数为0.53～0.79，为典型的湿气。

天然气轻烃组成中，E3zh1天然气中芳烃含量较高，苯和甲苯体积分数分别为5.4%和4.1%，与WC13－1油田的低含芳烃的油型气和琼东南盆地YC13－1气田高含芳烃的煤型气均差别较大[3]，推测母质类型含陆源有机质，但又不是典型的含煤地层有机质母质。E3zh2气体的芳烃体积分数比E3zh1气体的低，为3.4%～3.3%，表明它们的源岩母质有差别。

甲烷碳同位素组成受成熟度的影响比较大[4]。E3zh1和E3zh2的天然气的甲烷碳同位素值均较重（－37.5‰～－38.29‰），如果按照煤型气的经验回归方程计算 WC10－3－1井的天然气成熟度非常低，其计算反射率Ro值为0.55%，显然与珠三地区的地质条件不相符。换言之，该井的气不是煤系烃源岩生成的，如果按照油型气回归方程计算Ro值为1.8%以上，如此高的成熟度的天然气应是干气，但实际气的湿度较大，因此不是油型裂解气，甲烷碳同位素只能定性说明天然气为成熟－高成熟天然气。

根据碳同位素和气体的组成，E3zh1在天然气成因分类图版中没有表现出典型的煤型气特征，而是界于煤型气和油型气之间 （图1），反映其生烃母质主要为腐殖－偏腐殖型有机质。E3zh2天然气含重烃较高，表现出油型气的特征，生烃母质可能为腐泥型有机质。

天然气乙烷碳同位素是判断母质来源的良好标志。乙烷碳同位素δ13C2＞－29‰时，气源母质为腐殖型有机质，δ13C2＜－29‰时的气 源 母 质 为 腐 泥 型 有 机 质[5]。WC10－3－1井天 然 气 的 δ13C2范 围 为 －29.58‰ ～－28.96‰，其值在－29‰临界区，其气源岩的母质类型应较好。有机成因原生烷烃气的碳同位素系列是：δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4，如果碳同位素排序系列倒转是次生或混合气的特征之一。WC10－3－1井的气体碳同位素与珠三坳陷其他构造天然气一样，出现碳同位素序列倒转，即δ13C3＞δ13C4，与北部湾比较单一气源的油型气明显不同，表明 WC10－3－1井的天然气是混源气。前人研究结果，E2wc发育于浅湖－中深湖相，有机质丰度高，有机质类型为Ⅰ～Ⅱ1，是一套很好的生油岩。E2＋3np烃源岩则发育于沼泽和湖相，沼泽相含煤，其有机质丰度高，陆源高等植物丰富并含树脂体，有机质类型为Ⅲ型；而湖相有机质丰度不及E2wc，有机质类型为Ⅱ1－Ⅲ型[6]，热模拟也证实E2＋3np是一套好气源岩，且兼生轻质油的烃源岩。根据天然气气体组分、同位素和天然气轻烃组成地化特征结合烃源岩有机质的特征，认为 WC10－3－1井E3zh1的天然气主要源岩为E2＋3np湖相泥岩，E2wc源岩为辅，而E3zh2天然气的主要源岩为E2wc的湖相泥岩，E2＋3np为辅。

图1 天然气成因分类图版

2.2 原油地化特征和成因

WC10－3－1井在 E3zh1的 DST1、DST2和E3zh2的3752.6m处MDT油样，全油物性分析表现为 “六低”的特点：密度低（0.728～0.7796g/cm3），含硫低 （0.03%～0.05%），含蜡低 （0.36%～1.26%），含沥青 质 和 硅 胶 质 低 （0.07% ～0.11% 和0.06%～ 0.16%）， 黏 度 低 （0.78 ～0.83mPa·s），表现为陆相轻质原油特征。

WC10－3－1井油全烃色谱图上姥植比值为2.73～3.63，油源岩可能为湖相泥岩和湖沼相泥岩。油轻烃色谱分析庚烷值与石蜡指数分别为3.78～2.42和17.07～25.57，为成熟油特征。油轻烃中的苯、甲苯含量均较高，其中E3zh1的DST油在E2＋3np源岩油的区域里，E3zh2的MDT油在文昌源岩和恩平源岩油之间，反映油可能为E2wc和E2＋3np混源 （图2）。

图2 珠三坳陷油轻烃苯/nC6和甲苯/nC7关系图

WC10－3－1井E3zh1和E3zh2原油生物标志化合物的组成特征也不相同。E3zh1的DST1和DST2凝析油饱和烃色质生标特征为含较低的陆源输入标志物奥利烷和双杜松烷，很微量的4－甲基甾烷，表明该油源岩有一定的陆源高等植物输入，而水生生物的藻类输入很低，表现出E2＋3np浅湖相泥岩的特征。与 WC9－2－1井E2＋3np源岩生成的油生标组合相似，源岩为E2＋3np湖相泥岩。

E3zh2的3752.6m处MDT油的生物标志物特征明显与上部DST测试油不一样，陆源输入的生物标志物含量很低，含很高的水生生物藻类输入标志物4－甲基甾烷，与文昌B凹的WC19－1构造的E2wc源岩油的特征相似，因此认为该层段的油来自E2wc烃源岩。

3 油气藏充注期次、时间及成藏模式

3.1 WC10－3构造油气充注期次和时间

储层中的包裹体形成时间代表了油气大规模进入储层的时间，按地质学精度，也可作为油气成藏的地质时间[7]。

WC10－3－1井岩心包裹体鉴定分析显示有机包裹体 （石油包裹体）存在2期充注，石油包裹体均一温度分布特征见图3。利用包裹体分析均一温度分布特征再结合过井埋藏曲线，可见油气存在2期充注：

1）第1期石油包裹体主要发育在E3zh2，其均一温度为93.5～99.5℃，这一期的石油包裹体，发绿色荧光，为液态石油较早时期运移所捕获。油气充注在珠江组 （N1zj）沉积早期 （大约距今18Ma左右）。

2）第2期石油包裹体主要发育在E3zh1，其均一温度为120.5～139.8℃，油气充注在粤海组（N1yh）沉积中晚期 （大约距今15～8Ma以后），这一期石油包裹体，发黄绿色－黄色荧光，为液态石油较晚时期运移所捕获。

其中，E3zh2成藏时间早，E3zh1成藏时间较晚，分别发生在中新世早期与中新世中晚期 （图4）。

图3 WC10－3－1井储层石油包裹体均一温度分布图

图4 WC10－3－1井埋藏史及油气充注期次示意图

3.2 WC10－3构造油气成藏模式

WC10－3构造油气的充注具有在连续充注基础上的多阶段成藏特征，烃类的运移和充注是一个由强到弱、由弱到强、由强到弱带幕式特征的过程[8]。与E2wc和E2＋3np烃源岩的连续排烃相一致，亦与N1zj和N1yh沉积时期的断裂活动相一致。WC10－3构造油气成藏以垂向运移为主，气源区位于其下部，主力烃源岩现埋深范围在5000～7000m。第1期油气充注时期，E2wc源岩处于生油高峰期，同时E2＋3np亦进入成熟期，这期的油气以生油为主的E2wc对油藏做主要贡献；原油成熟度较高，生成的油气沿断层向上运移致珠海组2段储层，再经侧向运移进入圈闭构造，在运移过程中的由于蒸发分馏的分异作用，气优先运移，上部的E3zh1以轻质油及气态烃为主，而下部的E3zh2充注以重烃为主，油的成分更多。第2期油气充注时期，E2＋3np进入成熟－高成熟阶段，其母质类型和成熟度都决定了该套源岩以生气为主，同时E2wc亦进入高成熟－过成熟阶，有裂解气的产生，从而使得早期充注的油藏油质变轻，形成现在的E3zh2的挥发油藏，上部的E3zh1形成凝析气藏。

4 结 论

1）3752.6m的E3zh2储层流体为挥发油层，E3zh1的DST1、DST2储层流体为凝析气。

2）E3zh1的DST1、DST2凝析油含较低的陆源输入生物标志物奥利烷和双杜松烷，微量的4－甲基甾烷，油气源岩主要是以陆源母质输入为主的E2＋3np湖相泥岩，E2wc腐泥型干酪根油型气可能次要贡献。E3zh2的3752.6mMDT油的生物标志物陆源输入生物标志物含量较低，藻类输入标志物4－甲基甾烷含量高，油气源岩是水生生物藻类输入为主的E2wc。

3）WC10－3－1井的油气存在2期充注。第1期油气充注在N1zj沉积早中期 （大约距今18Ma以后），这期的油气以E2wc的源岩生成的油气为主；第2期油气充注在N1yh沉积中晚期 （大约距今8Ma以后），这一期以E2＋3np源岩生成的油气为主。

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