文昌A凹陷恩平组异常高压与油气成藏关系*

甘 军 谢玉洪 张迎朝 李绪深 黄保家 李 辉 刘 凯 吴杨瑜 尤 丽

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司)

文昌A凹陷恩平组异常高压与油气成藏关系*

甘 军 谢玉洪 张迎朝 李绪深 黄保家 李 辉 刘 凯 吴杨瑜 尤 丽

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司)

综合应用地质、地震、地球化学及井筒岩电等资料,运用成藏动力学等手段,对文昌A凹陷恩平组异常高压的分布、成因及其与油气成藏的关系进行了系统研究。结果表明:凹陷中心恩平组普遍发育异常高压,超压形成的主要原因是早渐新世泥岩快速沉降形成的欠压实作用及后期的生烃作用;恩平组高压幕式排烃、运移形成珠海组、珠江组2套有利的成藏组合,其中珠海组二、三段是处于正常压力带—压力过渡带的低孔低渗成藏组合,珠江组是处于正常压力带的成油组合,这2套成藏组合具有不同的运移特征及成藏期次,形成了“凹中深层聚气、斜坡聚油气及隆起聚油”的油气分布格局。根据上述新认识提出了2种成藏模式,即陡坡带垂向运聚模式和缓坡带垂向+侧向运聚模式,认为凹陷北部缓坡带和珠三南断裂下降盘是下步勘探的重要方向。

文昌A凹陷;恩平组;异常高压;超压成因;油气分布;成藏模式

文昌A凹陷位于珠江口盆地珠三坳陷东北部(图1),是一个富生烃凹陷[1]。从区域油气分布来看,文昌A凹陷位于南海北部大陆架内侧的生油带[2-3],邻近的文昌B凹陷和恩平凹陷都以生油为主,分别发现了文昌19-1、恩平24-2等大中型油田,唯独文昌A凹陷为油气共生,在凹陷内部珠海组发现了文昌9-X、9-Y等一批中小型凝析气田,在凹陷边缘珠江组发现了文昌14-X、15-X等油田。前人对文昌A凹陷含油气系统、成藏组合及成藏模式进行过深入研究:朱伟林等[4]认为文昌A凹陷主要发育恩平组—珠海组气体系;黄保家等[5]从烃源及运移条件总结出文昌A凹陷具备内环气、外环油的运聚特征;甘军等[6-7]对文昌A凹陷古近系成藏组合及低渗气藏的成藏特征作了系统总结。但上述研究对该凹陷恩平组异常压力特征及其与油气成藏关系研究得不多。统计资料表明,全球共有160多个富含油气盆地的油气形成和分布受异常高压的影响[8-9]。本文从文昌A凹陷恩平组异常压力分布及成因入手,分析异常压力与油气生成、赋存的关系,在此基础上提出区域油气运聚特征新认识,为下一步勘探决策提供借鉴。

图1 文昌A凹陷构造区划示意图

1 异常高压分布及成因

1.1 异常高压分布

文昌A凹陷恩平组顶面埋深普遍大于4 000 m,目前仅有少数探井钻到恩平组且地层揭露不全。钻井、地震及测井资料表明,WC10-W-1井珠海组三段—恩平组一段上部有异常高压(图2),压力系数介于1.3～1.8之间[10];WC11-X-1井恩平组压力系数介于1.2～1.6之间,为一典型的高压封存箱,该封存箱顶板对应恩平组顶面,封存箱之上珠海组为正常压力带—压力过渡带,压力系数介于1.0～1.3之间(图2)。另外,从文昌A凹陷平面压力分布特征分析,恩平组异常高压主要分布在凹陷内的几个次沉降中心(图3),往斜坡或边缘部位恩平组压力系数明显降低,异常压力顶面也呈现凹陷中央埋深浅、凹陷边缘埋深大的穿时特征。

图2 文昌A凹陷典型深井压力剖面对比图

图3 文昌A凹陷恩平组顶面压力系数平面图

1.2 异常高压成因

沉积盆地大规模超压的主要成因机制有3种[11-12]:①快速沉积引起的大套泥质碎屑岩的欠压实或不均衡压实作用;②埋藏增温导致有机质热成熟的生烃作用;③构造应力造成侧向挤压、抬升作用。其他形成异常高压的因素还有水热增压、成岩作用过程中粘土矿物脱水等。文昌A凹陷具有典型的“下断上坳”半地堑结构[13-14],现今基底最大埋深超过10 km,始新世至今一直持续沉降,特别是早渐新世恩平期沉降快、幅度大,最大沉积速率达900 m/Ma,有利于形成欠补偿沉积。从WC11-X-1井电测曲线特征分析,恩平组异常压力段明显表现为高声波时差、低电阻率等“欠压实”特征(图4),此特征与莺歌海盆地LD30-1-1A井高压段的电测曲线类似[15]。因此,在恩平组沉积后的成岩阶段,在文昌A凹陷这个相对封闭的系统里泥岩快速沉降、孔隙水未能及时排出而逐渐积累形成的恩平期泥岩欠压实是形成异常高压的一个主要原因。

图4 WC11-X-1井电测解释剖面

受文昌A凹陷南部珠三南断裂活动的控制[16],恩平期沉降中心主要分布在南断裂东段下降盘,沉积了一套巨厚的浅湖—中深湖深灰色泥岩,成为文昌A凹陷的主力烃源岩。油源对比表明,目前文昌A凹陷内及斜坡带发现的气藏、轻质油藏的油源主要来自恩平组[5]。由于文昌A凹陷恩平组埋深大,在2 800 m进入生烃门限,现今已达到成熟—高熟阶段,因此生烃作用导致的流体膨胀也是形成异常高压的一个重要原因。WC11-X-1井在4 292～4 700 m钻遇近400 m厚的浅湖—半深湖深灰色泥岩,从其Ro、Tmax、Pr、Ph等反映有机质热演化程度的地化指标分析可知,当埋深大于4 300 m(恩平组顶界面)时,Ro、Tmax等参数随深度增加基本保持不变或者变化不大(图5),表明恩平组的异常高压对有机质热演化具有一定的抑制作用。另外,由于无环异戊间二烯烷烃的热稳定性明显低于正构烷烃,因此Pr/nC17、Ph/nC18参数值应随着温度升高而逐渐降低[17],而WC11-X-1井恩平组Pr/nC17、Ph/nC18等参数值随深度增加呈现先变小再略微变大的趋势,也表明了恩平组的异常高压对有机质热演化的抑制作用。这种抑制作用有效地扩大了恩平组烃源岩生烃窗的时空范围,导致现今恩平组虽然埋深大,但大部分烃源岩仍处于生油、生气阶段。综合分析认为,文昌A凹陷恩平组异常高压的成因主要是泥岩欠压实和有机质成熟生烃共同作用的结果。

图5 WC11-X-1井古近系温度、压力及有机质热演化剖面图

2 异常高压与油气分布的关系

2.1 油气分布特征

文昌A凹陷已发现的油气田总体呈现出“凹中深层聚气、斜坡聚油气及隆起聚油”的特征。在凹中珠海组发现了文昌9-X、9-Y等气藏,在珠三南断裂下降盘珠海组、珠江组发现了文昌9-Z、10-Z、14-X等油气藏。文昌9-X、10-Z等油气藏从古近系到新近系均有圈闭发育,且分别位于6号断裂、珠三南断裂附近,这些大断裂长期活动,向下切入恩平组、文昌组烃源岩,向上断至韩江组,可作为油气垂向运移的主要通道。文昌A凹陷勘探实践证实,天然气只聚集在凹中古近系圈闭中,凹中珠江组未见油气大规模运移的迹象,珠江组发现原油的区带是在凹陷斜坡及隆起上,包括文昌14-X、10-V、15-X及阳江32-X等油藏。

从文昌A凹陷异常压力与油气分布的关系来看,凹中天然气聚集的主力层珠海组二、三段处于正常压力带—压力过渡带(压力系数多数介于1.0～1.3之间),文昌10-Z、11-X等珠海组气藏均具有含气层段长、储层埋深大、低孔低渗的特征(表1),这些特征与深盆气有些类似,但勘探实践证实这些气藏的含气范围均严格受构造控制且低部位均见水层,与深盆气大面积分布、气水倒置的特征不符[18-23],但也不排除恩平组存在封存箱内深盆气的可能。因此,文昌A凹陷珠海组砂岩总体表现为异常高压带之上封隔层的特征,这套厚达千米的致密带成为天然气垂向运移至珠江组的主要障碍。而处于文昌A凹陷边缘的珠江组油藏具有埋深浅、常温常压及物性好的特征。如南断裂下降盘文昌14-X珠江组二段油藏埋深介于1 782.2～1 812.4 m,油层平均孔隙度为26.5%,平均渗透率为1 091.4 mD,储层具高孔、高渗特征。

表1 文昌A凹陷珠海组气藏储层参数统计

2.2 异常高压对储层物性的影响

异常高压对储层的影响主要体现在2个方面[24]:①异常高压阻滞了高压系统内的流体流动和能量交换,抑制成岩作用的进行,结果使储层保留较高的孔隙空间;②异常高压可以部分支撑上覆岩体的荷载,减轻压实作用,改善储层物性。位于文昌A凹陷南断裂带的WC9-Z-1井恩平组压力系数在1.2左右,该井恩平组二段气层埋深3 795～4 000 m,发育扇三角洲分流河道砂,储层孔隙度介于10.3%～13.6%,渗透率介于2～20 mD,储层总体呈低孔、中低渗特征,根据粘土矿物I/S中S含量、Ro等变化推断储层处于中成岩阶段A2期(图6);而位于文昌A凹陷北坡的YJ35-X-1井恩平组为正常压力,该井恩平组二段埋深3 700～4 300 m,发育河流、三角洲砂岩,储层孔隙度介于4%～8%,物性明显变差,成岩演化阶段主要处于中成岩阶段B期。由此可见,恩平组二段储层在相似的沉积相带、埋深条件下,异常高压对储层物性的改善是很明显的。

图6 WC9-Z-1井与YJ35-X-1井古近系储层成岩阶段对比

3 油气运聚特征及成藏模式

3.1 油气成藏期次及运移特征

文昌A凹陷烃源岩埋藏史及生排烃史表明,恩平组烃源岩在晚渐新世开始成熟,到早中新世达到生排油高峰,到晚中新世达到高成熟(Ro＞1.3%)阶段,以生气为主,生排气高峰期主要在上新世—现今。恩平组泥岩的快速沉降和生烃作用造成的异常高压是文昌A凹陷油气初次运移的主要动力,当高压积累到一定程度时,主干断裂附近的恩平组泥岩先破裂,生成的原油通过裂隙排放到邻近的珠海组储层中,随后压力降低,裂隙闭合,继续进行生烃增压的过程,如此反复形成幕式排烃。由于生排油高峰期(为早中新世)凹中珠海组埋深普遍小于2 000 m,储层压实程度低,孔渗条件好,原油可沿珠海组砂岩侧向运移到斜坡带圈闭成藏。在WC10-X-1井珠海组三段油层(埋深为3 754.71 m)发现了均一温度为94～99℃的石油包裹体(图7),表明其充注时间较早。随着后期油气的不断充注及中中新世又一期断裂活动,珠海组油藏原油溢出或被驱替到珠江组,此时珠江组一段上部区域盖层及珠江组圈闭已经形成,原油可以在斜坡带或隆起上的珠江组圈闭聚集。珠三南断裂下降盘发现的文昌10-X珠海组油藏、神狐隆起上发现的文昌15-X珠江组油藏即表现为这种“阶梯状”的接力运移方式。

图7 WC10-X-1井珠海组三段储层(埋深为3754.71 m)石油包裹体特征

文昌A凹陷恩平组晚期生成的天然气也同样经历了幕式排烃、聚集的过程。由于生气高峰期较晚(为上新世—现今),恩平组及上覆珠海组成岩作用均较强,恩平组泥岩需更高的压力才能使岩石破裂,通过裂隙把烃类排放到珠海组储层中,这种晚期排烃主要发生在珠三南断裂、6号断裂等大断裂附近的相对薄弱带。由于恩平组大量生排气时凹中珠海组二、三段埋深已达3 000 m,压实作用和胶结作用使储层变得较致密,经历了先致密、后聚气的过程,同时珠海组这套成岩致密带也会阻碍天然气大规模运移到珠江组。因此,文昌A凹陷天然气具有“近距离垂向运移、凹中深层聚集”的特征,且天然气主要聚集在大断裂带附近。

3.2 成藏模式

文昌A凹陷为南断北超的半地堑,凹陷的长轴走向总体为北东东向,短轴方向的南部陡坡带和北部缓坡带均是油气运移的有利方向,但二者的成藏模式具有一定的差异性。

3.2.1陡坡带垂向运聚模式

文昌A凹陷陡坡带主要指珠三南断裂东段下降盘,古近系—新近系发育一系列断鼻、断背斜圈闭和珠海组—珠江组多套储盖组合,储层类型主要为扇三角洲前缘分流河道砂和潮坪砂。该带靠近恩平组中深湖—浅湖生烃中心,具有近源、短距离运移的优势,主要成藏组合是珠海组二、三段和珠江组二段,恩平组生成的油气沿珠三南断裂带垂向运移至珠海组、珠江组圈闭形成“下生上储”油气藏(图8)。该带珠海组、珠江组油气藏富集程度主要取决于圈闭类型和储层条件,文昌10-Z、14-X等断背斜圈闭发现了珠海组—珠江组多套油气层,厚度大且产能较高,而文昌5-X、9-Z等断块圈闭仅在古近系发现了低孔渗薄气层。

3.2.2缓坡带垂向+侧向运聚模式

文昌A凹陷北部缓坡带处于恩平组烃源灶生成的油气运移到阳江低凸起的必经之路上,成藏位置有利。特别是北斜坡东段邻近文昌组、恩平组生烃中心,发育北东向和北西西向2组大断裂,在基底低隆起背景上形成了一系列大型的古近系断鼻、断块,且该区恩平组、珠海组三角洲大型储集体发育,处于正常压力带—压力过渡带,有利于其南部恩平组高压烃源灶生成的油气通过油源断裂和古近系砂岩输导体向该带运移,形成反向断层遮挡的构造油气藏(图8)。从圈闭条件和储盖组合分析,文昌A凹陷北部缓坡带主要发育珠海组、恩平组等2套成藏组合,其中恩平组圈闭形成较早,在晚渐新世就已定型,有利于捕获文昌组或恩平组早期生成的油;珠海组圈闭在早中新世—中中新世已基本定型,主要捕获恩平组早期生成的油或晚期生成的气。

图8 文昌A凹陷古近系—新近系油气成藏模式图

文昌A凹陷北斜坡勘探程度低,目前还没有发现商业油气藏,但该带上钻探的YJ35-X-1井在珠海组—恩平组见到了良好的油气显示(钻探失利是因钻在圈闭的较低部位、储层物性差),这表明北斜坡是油气运移的有利指向。北斜坡东段古近系发育阳江34-X等大型构造圈闭,恩平组、珠海组2套成藏组合勘探潜力大,是下步勘探的首选区带。

4 结论

1)文昌A凹陷始新世—早渐新世沉降速率快、物源供应不足形成欠补偿沉积,造成了恩平组泥岩欠压实;后期的持续沉降又不断促进恩平组泥岩的热演化,使其具备较强的生烃能力。因此文昌A凹陷恩平组持续快速沉降导致的泥岩欠压实及生烃作用是异常高压形成的主要原因。

2)文昌A凹陷恩平组异常高压主要分布在凹陷的几个次沉降中心,往盆地斜坡或边缘部位恩平组压力系数明显降低。从异常压力与油气分布的关系看,凹中天然气聚集的主力层系珠海组主要处于正常压力带—压力过渡带,斜坡及隆起上原油聚集的主力层系珠海组、珠江组为正常压力,油气分布具有“凹中深层聚气、斜坡聚油气及隆起聚油”的特征。

3)文昌A凹陷凹中珠海组二、三段低孔低渗气藏和斜坡带珠海组、珠江组油气藏是文昌A凹陷2套主要的成藏组合,其油源主要来自恩平组,但具有不同的成藏期次及运聚特征。恩平组泥岩具备早期生油、晚期生气及幕式排烃的特征,经历了高压局部释放、逐步积累的过程,决定了珠海组气藏具有先致密、后充注及垂向近距离运聚为主的特征,也决定了恩平组生成的油气可长距离运移到斜坡带珠海组圈闭及隆起上珠江组圈闭成藏。文昌A凹陷北斜坡及珠三南断裂下降盘是油气运聚的2个主要方向。

致谢:本文引用了中海石油(中国)有限公司湛江分公司研究院刘景环高级工程师、刘爱群工程师的研究成果,并得到了他们的大力支持和帮助,在此一并表示感谢。

[1] 傅宁,李友川,徐建勇,等.珠三坳陷文昌组中深湖相烃源岩新的生物标志化合物组合模式与油源对比[J].中国海上油气, 2012,24(4):13-19.

[2] 邓运华.试论中国近海两个盆地带找油与找气地质理论及方法的差异性[J].中国海上油气,2012,24(6):1-5.

[3] 李友川,邓运华,张功成.中国近海海域烃源岩和油气的分带性[J].中国海上油气,2012,24(1):6-12.

[4] 朱伟林,黎明碧,吴培康.珠江口盆地珠三坳陷石油体系[J].石油勘探与开发,1997,24(6):21-26.

[5] 黄保家,李俊良,李里,等.文昌A凹陷油气成藏特征与分布规律探讨[J].中国海上油气,2007,19(6):361-366.

[6] 甘军,张迎朝,邓志勇,等.文昌A凹陷古近系低渗凝析气藏成藏特征与成藏模式[J].天然气地球科学,2012,23(6): 1061-1068.

[7] 甘军,张迎朝,邓勇,等.珠江口盆地西部文昌A凹陷古近系天然气富集主控因素与勘探方向[J].中国海上油气,2009,21(6): 367-372.

[8] 杜栩,郑洪印,焦秀琼,等.异常高压与油气分布[J].地学前缘,1995,2(3/4):137-147.

[9] 张启明,董伟良.中国含油气盆地中的超压体系[J].石油学报,2000,21(6):1-10.

[10] 张群英,潘祖荫,杨学昌,等.南海北部大陆架典型凹陷内的封存箱及油气纵向分布[J].中国海上油气,1994,8(4):225-230.

[11] 周一博,柳广第,刘庆顺,等.酒泉盆地营尔凹陷异常高压形成机理[J].地质科技情报,2012,31(4):744-748.

[12] OSBORNE M J,SWARBRICK R E.Mechanism for generating overpressure in sedimentary basins:a reevaluation[J]. AAPG Bulletin,1997,81(6):1023-1041.

[13] 龚再升,李思田,等.南海北部大陆边缘盆地分析与油气聚集[M].北京:科学出版社,1997:65-74.

[14] 龚再升,李思田.南海北部大陆边缘盆地油气成藏动力学研究[M].北京:科学出版社,2004:289-298.

[15] 郝芳,邹华耀,方勇,等.超压环境有机质热演化和生烃作用机理[J].石油学报,2006,27(5):9-17.

[16] 张迎朝,甘军,李辉,等.伸展构造背景下珠三坳陷南断裂走滑变形机制及其油气地质意义[J].中国海上油气,2013,25(5):9-15.

[17] TISSOT B P,WELTE D H.Petroleum formation and occurrence[M].2nd ed.Berlin:Springer,1984:699.

[18] 王金琪.鄂尔多斯超大型深盆气区三次理论预测及今后展望[J].天然气工业,2003,23(3):1-4.

[19] 闵琪,杨华,付金华.鄂尔多斯盆地的深盆气[J].天然气工业, 2000,20(6):11-15.

[20] MASTERS J A.Deep basin gas traps,Western Canada[J]. AAPG Bulletin,1979,63(2):152-181.

[21] 李仲东,郝蜀民,李良,等.鄂尔多斯盆地上古生界气藏与深盆气藏特征对比[J].石油与天然气地质,2009,30(2):149-155.

[22] 王传刚,高莉,许化政,等.深盆气形成机理与成藏阶段划分:以鄂尔多斯盆地为例[J].天然气地球科学,2011,22(1):15-22.

[23] 郝国丽,柳广弟,谢增业,等.川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布模式及影响因素分析[J].天然气地球科学,2010,21(3): 427-434.

[24] 查明,曲江秀,张卫海.异常高压与油气成藏机理[J].石油勘探与开发,2002,29(1):19-22.

A relationship between abnormally high pressure in Enping Formation and hydrocarbon accumulation in Wenchang A sag

Gan Jun Xie Yuhong Zhang Yingzhao Li Xushen Huang Baojia Li Hui Liu Kai Wu Yangyu You Li
(Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong,524057)

By comprehensively using several kinds of data,such as geology,seismic,geochemistry and wellbore rock-electricity,and applying the approach of hydrocarbon accumulation dynamics,the distribution,origin of abnormally high pressure in Enping Formation and its relationship with hydrocarbon accumulation in Wenchang A sag,Zhu III depression,were systematically studied.The results are as follows:Abnormally high pressure generally develops in Enping formation within the center of the sag,and its main origin may be the undercompaction resulted from rapid subsidence of Lower Oligocene mudstone and the late hydrocarbon generation; The episodic hydrocarbon expulsion and migration under high pressure in Enping Formation have resulted in favorable plays in Zhuhai and Zhujiang Formation,with ZH-Ⅱand ZH-ⅢMembers and Zhujiang Formation respectively being a play with low porosity and permeability in normal-transition pressure zone and an oil play in normal pressure zone.These two plays are different in migration pattern and accumulation periods,which has led to a hydrocarbon distribution of“gas in the deep sag,oil and gas on the slope and oil on the uplift”.From these new concepts,two modes of hydrocarbon accumulation are presented,i.e.a vertical migration-accumulation mode on the steep slope and a vertical-lateral migration-accumulation mode on the gentle slope,and the north gentle slope in the sag and the downthrown side of Zhu III south fault are considered as the important targets in the next hydrocarbon exploration.

Wenchang A sag;Enping Formation; abnormally high pressure;overpressure origin; hydrocarbon distribution;accumulation mode

2013-11-17改回日期:2014-03-27

(编辑:周雯雯)

*“十二五”国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发(编号:2011ZX05023-001-007)”部分研究成果。

甘军,男,高级工程师,1996年毕业于原石油大学(北京),获硕士学位,主要从事油气勘探综合地质研究工作。地址:广东省湛江市坡头区中海石油(中国)有限公司湛江分公司研究院(邮编:524057)。E-mail:ganj@cnooc.com.cn。