西湖凹陷T气田油气分布特征与主控因素

李宁，覃军，江瀚，赵洪，汤睿

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

西湖凹陷T气田油气分布特征与主控因素

李宁，覃军，江瀚，赵洪，汤睿

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

利用地球化学测试资料，结合气田区构造演化和储盖发育特征，文中综合分析了油气充注历史，厘清了西湖凹陷T气田的油气分布特征及主控因素。研究表明：T气田的原油和天然气，是由气田区始新统平湖组烃源岩在低熟—成熟阶段生成的伴生油气；油气充注主要发生在上新世至今，平湖主断裂活动强度的差异性控制了气田区平面和纵向总体含油气面貌，直接盖层的埋深、厚度及封盖能力决定纵向上“上油下气”的分布格局；扩散为主的运移方式产生色层效应，导致原油和天然气的物理化学性质在纵向上有规律地变化。

油气分布；主控因素；地球化学；西湖凹陷

T气田是位于东海陆架盆地西湖凹陷西部斜坡带中南部的断块气田，属于西湖凹陷平湖断裂带油气田群。该气田于2009年发现，至今共钻探井3口，探明原油地质储量约70×104t，天然气地质储量约20×108m3，进一步证实了西湖凹陷斜坡带 “油气总是与深大断裂相伴生”的地质认识［1-5］。本文综合利用烃源岩及油气水分析，以及生物标志化合物、碳同位素、流体包裹体等地球化学资料，探讨了T气田的油气性质及来源，并结合断裂发育和构造演化特征等地质条件分析了油气分布的主控因素。

1 地质概况

西湖凹陷属浙东坳陷中北部的次级构造单元，为盆地内规模较大的新生代含油气凹陷。在前古近系基底上经历了断陷—坳陷—区域沉降3期大的构造演化阶段，内部可划分为西部斜坡带、中央洼陷带、东部断阶带三大次级构造带；目前钻揭的主要沉积地层属始新统平湖组—第四系。受断陷期发育的大生长断裂——平湖主断裂的控制，T气田被次级断层分割成A，B，C 3个断块，目前3个断块内各钻1口探井，在B块和C块测试获得了中—高产工业油气流（见图1）。

图1 T气田构造-地层简图

2 油气分布及来源

2.1 油气分布

钻探成果显示，T气田油气层纵向上主要分布在始新统平湖组和渐新统花港组，油气藏埋深2 800～3 600 m，其中平湖组发育主要产凝析气的凝析气藏，花港组发育主要产原油的油藏，具“上油下气”的纵向分布特征。平面上3个断块均有油气分布，但A块油气显示情况较B，C块明显要差，测井解释仅有1个薄油层和2个薄气层 （见图2，3个剖面位置见图1）；各断块已发现的油气三级储量中，B块最大，A块最小。

图2 T气田各断块油气藏剖面

2.2 油气来源分析

2.2.1 烃源岩特征

已被探井证实的烃源岩主要发育在平湖组和花港组。由于凹陷中部和西部斜坡低部位埋藏太深，西部斜坡高部位几乎剥蚀殆尽，平湖组以下地层的归属以及是否发育有效烃源岩目前尚无定论。

平湖组已钻遇三角洲—半闭塞海湾环境发育的过渡相煤系地层，烃源岩包括煤、碳质泥岩和泥岩。干酪根类型为Ⅱ2型—Ⅲ型，以Ⅲ型为主［6］，从斜坡带往中央洼陷类型逐渐变优；总有效烃源岩中心在中央洼陷带，往斜坡带成熟度降低，厚度变薄，煤层相对更发育。

花港组钻遇烃源岩主要为辫状河流相—三角洲相和浅湖相泥岩，往西部斜坡带局部夹有极少量薄煤层。干酪根类型与平湖组基本类似，相对更偏向于Ⅱ2型；烃源岩分布特征与平湖组亦基本类似，但在斜坡带由于花港组埋藏较浅整体成熟度都偏低［7-15］。

利用热解实验、氯仿沥青“A”抽提、可溶有机物族组分柱层析、镜质组反射率分析等方法，综合研究了T气田2 400～3 955 m井段的26个岩屑样品，结果表明：平湖组烃源岩可达到“中等—好”标准，但热演化程度不高，尚未进入生油气主带；而花港组烃源岩则属于“差—中等”的标准，刚进入生油门限（见表1）。

表1 T气田烃源岩综合评价

2.2.2 油气源对比

T气田花港组原油物性总体上呈现低密度、低黏度、低凝固点、低含蜡量、低初馏点的轻质特征，随着埋深加大，平湖组原油密度、黏度、凝固点、含蜡量、初馏点总体上均呈现出不断增大的趋势［16］（见表2）。

表2 T气田原油物性特征

本次研究分析了T气田5个原油样品 （平湖组4个、花港组1个）、17个泥岩样品（平湖组14个、花港组3个）和中央洼陷带的10个泥岩样品（平湖组2个、花港组8个）的饱和烃气相色谱、色谱-质谱及芳烃色谱-质谱，分别选取能够代表烃源岩生物母质、沉积环境以及成熟度的生物标志化合物，进行了综合、精细的油-源对比（见表3）。

表3 T气田油-源生物标志化合物参数综合对比

综合表3可以看出，T气田的原油和天然气大都应主要为T气田平湖组烃源岩在低熟—成熟阶段生成，其中成熟度相对较高的油气也可能在一定程度上接受了东部中央洼陷带始新统平湖组的烃源贡献。

3 控制因素分析

T气田3个断块上3口探井的井间距较小，且3个断块都同样主要受控于平湖主断裂，从静态烃源岩的角度而言，各个断块应具备基本一致的烃源岩条件，油气在本气田不同断块上的差异性分布以及物理化学性质上的差异，应是从烃源岩中排出后经历了不同的运移-聚集动态过程所致。

3.1 平面格局

平面上，平湖主断裂决定本气田的总体含油气面貌。作为控制本气田构造的主要断裂，平湖主断裂的活动期一直持续到中新世早期，但在平面上该断裂的活动强度并非均一。随着局部应力场及岩石强度非均质性的变化，其活动的强度直接表现在断层落差上。从平湖主断裂在T气田区的落差来看，该断裂在气田区内平面上不同段的落差有一定差异，与油气分布密切相关：1）平湖主断裂落差相对较小的A块比B，C块含油气性差。这是由于，断层落差越小，断层带内的泥岩涂抹程度越低，断层的侧向封堵性能越弱，断块圈闭的有效性就降低；2）纵向上，花港组厚砂层基本上均为水层，油层基本上为薄层。这是由于，平湖主断裂在花港组内的断层落差较小导致泥岩涂抹程度低、或是断层没有错开厚砂层导致两盘砂砂对接，从而不能有效封堵厚层油气，但对薄层的侧向封堵则较为有效；3）花港组的含油性较好、含气性较差亦与花港组断层落差较小、侧向封堵性能相对较弱有一定关系。即平湖主断裂在花港组的侧向封堵能力介于油和气之间（天然气所需封堵能力大于原油所需封堵能力）。总之，平湖主断裂在本气田不同段的活动强度直接控制了平面上和纵向上总体的含油气面貌。

3.2 纵向格局

关于西湖凹陷花港组与平湖组油气分布呈 “上油下气”特征的原因，前人已进行过诸多讨论，认为主要是蒸发分馏作用（晚期高成熟的气侵入早期原生油藏）所致［17］。本文结合气田区的生储盖条件综合分析认为，较低热演化阶段的油气来源不具备大规模发生蒸发分馏作用的条件，“上油下气”的分布格局主要取决于纵向上花港组与平湖组不同的直接盖层条件以及石油和天然气在垂向上的差异聚集。

花港组主要为一套辫状河—三角洲相的陆相沉积，砂体比较发育而泥岩层相对较薄，已钻揭的花港组下段油藏上覆泥岩盖层厚度为2～7 m，埋深2 800 m左右；平湖组主要为半闭塞海湾环境下发育的潮坪相——受潮汐作用影响的三角洲相过渡沉积，砂体发育程度较低，单层厚度薄，而泥岩层比较发育且厚度较大。已钻揭的平湖组最浅气藏上覆泥岩盖层厚度为50～80 m，埋深3 250 m左右。

根据国内外在这方面的研究经验可以推断：相对平湖组而言，该区花港组直接泥岩盖层对天然气的封盖能力明显要弱［18-21］，导致油气在纵向上成藏的动平衡过程中，上部花港组圈闭中的天然气散失量相对较大，故以产油为主，而下部平湖组圈闭的天然气则保存较好；另一方面，在伴生油气同时充注的过程中，由于垂向上差异聚集效应，最下部圈闭中的油会被天然气不断地排替，直至全部充满天然气，最终形成“上油下气”的垂向分布格局。

3.3 运移方式

运移方式决定了纵向上的油气物理化学分异。在T气田C井始新统平湖组二段下部—平湖组三段上部（3 200.00～3 508.58 m），共取了14个砂岩样品，进行了成岩流体包裹体检测分析，结果显示，石英颗粒次生加大边中与含油包裹体共生的盐水包裹体均一温度频率分布整体呈近正态单峰，分布范围在92.9～118.7℃，集中分布在106.0～115.0℃，说明本气田始新统平湖组应是在同一时期内充注成藏。在油源分析结果的基础上，将均一温度资料与单井热史模拟成果相结合，可以判定，本气田始新统平湖组油气藏的主成藏期应在上新世至今（5.6～0 Ma）。虽然没有渐新统花港组包裹体资料，但根据油气成因分析，本气田的原油与天然气伴生于同一烃源岩且成熟度相当，可以基本判定T气田区渐新统花港组的主成藏期亦应和始新统平湖组相当（由于垂向运移亦需要时间，故花港组充注逻辑上应略晚于平湖组，但在地质历史上这种尺度的时间差几乎可以忽略不计）。

平湖主断裂在T气田区内的活动基本于中新世中期龙井运动结束时（14～12 Ma）停止，早于主成藏期近10 Ma。在断层停止活动到主成藏期的这10 Ma时间段内，断裂破碎带发生了一定程度的压实作用和胶结作用，大幅降低了断裂带的渗透性，垂向输导性能降低，进而影响油气运移方式以及运移效率。当油气在渗透性较差的输导体中以扩散为主的方式运移时，原油沿运移方向会发生色层效应［22］，族组分中极性较强的芳烃损失较多，饱和烃中的重碳组分损失较多，导致密度和黏度等物理性质纵向上自下而上逐渐变轻；天然气发生同位素分馏效应［23］，甲烷中极性较强的重碳同位素损失较多，导致甲烷碳同位素纵向上自下而上逐渐降低。同时，由于在垂向运移过程中原油和天然气相互溶解，导致天然气干燥程度自下而上逐渐降低。

4 结论

1）T气田原油和天然气具有统一的成因来源，均主要为气田区自身平湖组煤系烃源岩在低熟—成熟阶段生成的伴生油气，但在油气运移-聚集的过程中受到断裂、直接盖层以及色层效应的影响，导致气田区不同断块、不同层位油气分布及物理化学性质产生差异。

2）平湖主断裂活动强度的差异性控制了气田区平面和纵向上总体的含油气面貌，直接盖层的埋深、厚度及封盖能力决定了纵向上“上油下气”的分布格局，扩散为主的运移方式产生色层效应，导致油气物理化学性质在纵向上有规律地变化。

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（编辑 高学民）

Hydrocarbon distribution features and its main controlling factors of T gas field, Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin

LI Ning,QIN Jun,JIANG Han,ZHAO Hong,TANG Rui
(Shanghai Branch of CNOOC Ltd.,Shanghai 200335,China)

Based on the geochemical test data and the tectonic evolution and reservoir-cap development characteristics of gas field,hydrocarbon filling history is comprehensively analyzed and the hydrocarbon distribution features and its main controlling factors of T gas field in Xihu Sag are clarified.Studies show that the oil and gas of T gas field are associated with each other, which came from the Pinghu formation′s low thermal evolution stage resource rock.Only one phase of hydrocarbon filling existed in T gas field,about from Pliocene epoch to now.The difference in the activity strength of Pinghu main fault controls the distribution of oil and gas on the whole.The buried depth,thickness and sealing ability of direct cap decide the vertical distribution pattern as"upper oil lower gas".As the main migration pattern,the diffusion causes geochromatographic effects and results in the variation of the physical and chemical properties of oil and gas in the vertical direction.

hydrocarbon distribution;main controlling factors;geochemistry;Xihu Sag

国家科技重大专项课题“东海盆地天然气资源潜力评价”（2016ZX05027-001）

TE122.1+1

A

10.6056/dkyqt201703007

2016-11-20；改回日期：2017-02-10。

李宁，男，1983年生，工程师，硕士，2006年毕业于同济大学海洋与地球科学学院，现主要从事海上油气勘探研究工作。E-mail：lining2@cnooc.com.cn。

李宁，覃军，江瀚，等.东海陆架盆地西湖凹陷T气田油气分布特征与主控因素［J］.断块油气田，2017，24（3）：329-332.

LI Ning，QIN Jun，JIANG Han，et al.Hydrocarbon distribution features and its main controlling factors of T gas field,Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：329-332.