珠江口盆地惠州凹陷古近系油藏地质特征及成藏机理*

朱 明 代一丁 朱俊章 舒 誉 林鹤鸣 庞雄奇 姜 航

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518000；2.中国石油大学(北京)地球科学学院盆地与油藏研究中心 北京 102249)

珠江口盆地惠州凹陷古近系油藏地质特征及成藏机理*

朱 明1代一丁1朱俊章1舒 誉1林鹤鸣1庞雄奇2姜 航2

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518000；2.中国石油大学(北京)地球科学学院盆地与油藏研究中心 北京 102249)

珠江口盆地惠州凹陷油气勘探开发主要目的层序和探明储量集中在新近系，古近系油气藏由于埋藏深、钻井成本高等原因而导致勘探程度较低。HZ-A古近系文昌组低孔低渗砂岩岩性油藏位于惠州凹陷HZ26洼西次洼南部斜坡区，该油藏的储层物性较差，横向变化较大，具有“低孔低渗”特点，而且油水分布规律复杂，油、水层及干层共存，无统一的油水界面，给油藏的定量描述带来极大困难。本文以HZ-A古近系油藏为例，系统分析了区域地质特征、烃源岩特征、储集层特征、盖层特征、油藏地质特征、原油来源、成藏期与储层演化匹配关系和浮力成藏下限，提出了HZ-A古近系油藏是常规油藏和致密油藏的过渡类型的新认识，丰富了研究区油气成藏地质规律的认识，对于勘探珠江口盆地古近系自生自储油藏具有重要的指导意义。

珠江口盆地；惠州凹陷；古近系；低孔低渗储层；油藏地质特征；成藏机理

与中国近海大多数沉积盆地类似，珠江口盆地是一个新生代时期发育起来的被动大陆边缘盆地，先后经历了早期裂陷期和晚期拗陷期。裂陷期发育起来的始新统和渐新统湖相烃源岩是珠江口盆地的主力烃源岩；拗陷期发育起来的古珠江三角洲沉积体系自北向南覆盖了盆地大部分地区，三角洲前缘砂岩及滨岸相砂岩储层共同构成了珠江口盆地独特的海相优质储集体系，与其下的生烃凹陷“耦合”形成了陆生海储的独特石油地质特征，是珠江口盆地最主要的勘探开发目的层序，油气藏大多具有高孔、高渗的特点。而凹陷内部古近系自生自储的油气藏由于埋藏深、钻探成本高等原因而导致勘探程度较低。近年来，随着认识水平的提高和科学技术的进步，部分预探井在古近系陆相地层中钻遇厚油层，并获得工业油流，古近系开始逐步成为珠江口盆地重要的勘探新领域。

HZ-A油藏位于珠江口盆地北部坳陷带中段的惠州凹陷，区域构造位于惠州凹陷南部斜坡带(图1)，主力油藏为古近系始新统地层岩性圈闭油藏，计算三级石油地质储量超过4 000万m3，初步评价为潜在商业发现油田，是珠江口盆地近年来古近系勘探的主要发现之一。然而评价井揭示，该油藏特征与传统的新近系油藏明显不同，古近系油藏的储层物性较差，横向变化较大，具“低孔低渗”特点，而且油水分布规律复杂，油、水层及干层共存，无统一的油水界面，给油藏的定量描述带来极大的困难，从而也影响了古近系油藏的开发评价工作。本文以HZ-A古近系油藏研究为例，根据系统的资料录取，针对珠江口盆地古近系开展了油藏地质特征、成藏机理、成藏主控因素等方面的分析和研究。通过对区域地质特征、烃源岩特征、储集层特征、盖层特征、油藏类型、原油来源、成藏期与储层演化匹配关系和浮力成藏下限的系统研究，提出了HZ-A油藏是常规油藏和致密油藏的过渡类型的新认识，丰富了该地区油气成藏地质规律的认识，对于珠江口盆地古近系自生自储油藏勘探具有重要的指导作用。

图1 惠州凹陷构造位置图(据葛家旺 等[1]修改，2015年)Fig.1 Structural location of Huizhou sag(modified from GE Jiawang,et al[1],2015)

1 区域地质特征

珠江口盆地位于广东大陆以南，海南、台湾两岛之间的广阔大陆架和陆坡区上，呈北东—南西向展布，长约800 km，宽100～300 km，面积26.68万km2。珠江口盆地由北部隆起带、北部坳陷带、中央隆起带、中部坳陷带、南部隆起带和南部坳陷带组成[2-3]，其前古近系基底在西部由加里东褶皱带组成，在东部为印支及燕山褶皱带，燕山晚期大规模的中酸性岩浆活动在基底内留下了分布广泛的中酸性岩浆岩体。珠江口盆地是在上述基底上发展起来的一个新生代大陆边缘伸展盆地[4]。

珠一坳陷位于珠江口盆地北部坳陷带，由韩江凹陷、陆丰凹陷、惠州凹陷、西江凹陷和恩平凹陷组成，坳陷内发育的地层从老到新分别为白垩纪末期沉积的神狐组，古近系文昌组、恩平组、珠海组，新近系珠江组、韩江组、粤海组、万山组以及第四系。根据珠一坳陷的演化阶段，沉积地层也可分为裂陷期沉积的神狐组、文昌组和恩平组以及拗陷期沉积的珠海组、珠江组、韩江组、粤海组、万山组和第四系。

惠州凹陷属于珠江口盆地次级构造单元，位于珠一坳陷的中部，是珠江口盆地最富烃的凹陷之一(图1)。古近系文昌组湖相泥岩是惠州凹陷乃至珠江口盆地主要的烃源岩，凹陷边缘砂体发育，具备自生自储的优越条件，同时各类圈闭发育齐全，勘探潜力极大。

HZ-A油藏位于惠州凹陷西南部，南部毗邻东沙隆起，研究面积约为400 km2，是惠州凹陷古近系油气勘探亟待取得突破的重点地区。早期勘探发现中惠州凹陷的油气主要产自新近系,但近几年来的钻井资料表明在古近系文昌组碎屑岩中有着良好的油气显示，并有多口井获得工业油气流。

2 HZ-A油藏地质特征

2.1 烃源岩特征

HZ-A油藏3口井位于HZ26洼西次洼边缘，综合地层柱状图显示HZ26洼西次洼发育3套主要烃源岩(图2)，分别为文昌组SQ1泥岩(Tg—T83)、SQ3泥岩(T82—T81)及SQ4泥岩(T81—T80)。其中，SQ1泥岩分布范围广，覆盖整个洼陷，厚度几十米至上百米；SQ3和SQ4泥岩仅在洼陷中间分布，厚度几十米(图3)。此外，SQ2发育少量泥岩，也可作烃源岩。

钻井揭示HZ26洼西次洼烃源岩有机质含量较高，TOC值主要分布在0.5%～3.6%之间，其中SQ1烃源岩有机质丰度高于SQ2和SQ3，TOC值一般大于2%(图4)；烃源岩热演化程度中等，现今实测Ro处于0.65%～0.88%之间，处于成熟生油阶段。

图2 HZ26洼西次洼综合地层柱状图(据施和生 等[3]修改，2014年)Fig.2 Stratigraphic column of HZ26 Westen sub-sag(modified from SHI Hesheng,et al[3],2014)

图3 HZ26洼西次洼地震反演岩性剖面Fig.3 Seismic inversion lithologic profile of HZ26 Western sub-sag

图4 HZ26洼西次洼烃源岩TOC含量分布图Fig.4 TOC contents of source rocks in HZ26 Western sub-sag

2.2 储集层特征

文昌组SQ1发育时期，研究区主要发育滨浅湖沉积，在斜坡区及三角洲的侧缘分布零星的滩坝砂体(图5)，深湖面积仅限于洼陷中心部位；SQ2发育时期，研究区以HZ25构造转换带控制发育大套的辫状河三角洲为特征，陡坡带普遍发育扇三角洲、近岸水下扇等，规模相对较小，向湖盆中央延伸；SQ3发育时期，湖平面继续上升，深湖面积扩大，辫状河三角洲规模变小，陡坡近岸水下扇、扇三角洲连片发育，规模变大；SQ4发育时期，湖水变浅，深湖面积局限于研究区东北部，在HZ26洼下降盘发育大套扇三角洲，展布面积大(该时期由于地形坡度突然变化，研究区东北部扇三角洲下降盘发育2套浊积扇)。

图5 HZ-A油藏及周边文昌组沉积相图Fig.5 Sedimentary facies distribution of Wenchang Formation of HZ-A reservoir and its vicinity

HZ-A油藏文昌组储层主要为粗砂岩、中砂岩、细砂岩，局部为含砾粗砂岩；高岭石胶结和泥质胶结普遍存在，局部为钙质胶结，后期成岩作用明显。文昌组中部主要油层段以高岭石胶结和泥质胶结为主，底部油层段以泥质胶结为主，表明埋藏越深，泥质胶结程度越高。

HZ-A油藏文昌组储层物性分布非均质性较强，孔隙度、渗透率分布范围较大。1井3 490.6～3 903.0 m井段储层砂岩的井壁心分析孔隙度分布范围为3.0%～18.5%，平均孔隙度为10.8%，渗透率分布范围为0.04～104.00 mD，平均渗透率为8.23 mD;3 784.5～3 789.7 m井段岩心分析储层砂岩孔隙度分布范围为2.0%～14.7%，平均孔隙度为7.4%，渗透率分布范围为0.05～184.00 mD，平均渗透率为9.37mD。2井3468.0～4039.5m井段井壁心分析储层砂岩孔隙度分布范围为1.53%～18.80%，平均孔隙度为12.0%，渗透率分布范围为0.07～13.60 mD，平均渗透率为3.60 mD;3 753.6～3 777.8 m井段岩心分析储层砂岩孔隙度分布范围为0.1%～17.9%，平均孔隙度为12.7%，渗透率分布范围为0.04～32.10 mD，平均渗透率为7.9 mD。

2.3 盖层特征

HZ-A油藏文昌组主要有2类盖层，一类是文昌组上段中深湖相泥岩作为区域性盖层，另一类是不同期次扇体之间的薄层泥岩作为局部盖层。

1井的实钻结果显示，文昌组砂岩储层顶部发育有10 m左右的中深湖相泥岩，但质不纯；同时，在不同期次三角洲砂体之间，钻遇多层薄泥岩，厚2～5 m，泥岩为深灰色，质纯、坚硬。分析表明，惠州凹陷突破压力值为10～35 MPa，尽管这些泥岩盖层较薄，但由于其埋深大，突破压力高，可作为有效的油气遮挡层[5]。此外，有些胶结很致密的砂岩盖层，渗透率最低在0.001 mD以下，也有可能起到遮挡作用。HZ-A油藏井区文昌组薄层砂泥互层形成了多套储盖组合。

2.4 油藏类型及特征

HZ-A油藏是发育在大型鼻状突起上的一个由古近系珠海组断层圈闭和恩平组、文昌组地层超覆圈闭所组成的复合圈闭,具有良好的构造背景，属于惠南断裂复合带的一部分。该复合圈闭顶、底、侧封条件非常好，圈闭西南部超覆在基岩上，东南侧对接凹陷边缘大断层上升盘基岩，依靠致密基岩侧封；在圈闭西侧，下降盘对接恩平组，虽然恩平组砂岩含量较高，但因埋藏较深，压实作用强而容易形成封堵；砂岩顶部上覆文昌组中深湖相泥岩。1井、2井钻探之后，在重处理地震资料基础上对该复合圈闭进行了重新认识，其主要目的层为文昌组辫状河三角洲砂岩，属于惠南断裂复合二级构造带，其中HZ-A油藏SQ3层序N10地层超覆圈闭面积为17.1 km2,闭合幅度240 m，高点埋深3 200 m，最低圈闭线3 440 m，圈闭落实；SQ2层序N56-A块地层超覆圈闭面积为20.8 km2,闭合幅度640 m，高点埋深3 420 m，最低圈闭线4 060 m，圈闭落实；SQ2层序N56-B块地层超覆圈闭面积为19.5 km2,闭合幅度680 m，高点埋深3 500 m，最低圈闭线4 180 m，圈闭落实。1井和2井的钻探结果证实了HZ-A油藏文昌组地层圈闭的有效性，也证实了薄层泥岩、胶结致密的砂岩可作为有效的油气遮挡层。如图6所示，SQ3层序N10油层连井剖面呈高点汇聚油气，上油下水的分布特征；3d井与1井发育小断裂调整油水分布；主要沉积环境为辫状河三角洲前缘、水下分流河道与分流河道间湾；含泥率45%～53%，砂泥岩间互，形成多个油水分布系统；上倾尖灭，岩性封堵油气；2井位于前缘相前端，砂层更薄，砂体展布小。

从SQ2层序N56油层连井剖面(图7)可见，砂层较厚，上部井间连通性好，下部连通性差；含油性为1井>2井>3d井；沉积环境为辫状河三角洲平原，1井和2井位于主河道，砂体厚且展布广，3d井偏离主河道，砂层薄且频繁砂泥岩间互；3d井靠近前缘亚相，砂泥比降低；1井和2井受基底隆起影响，下部砂体不连通；2井砂体倾角大，含油饱和度不高。

HZ-A油藏剖面图如图8所示，可见3口井的含油饱和度均不高，主要分布范围为35%～60%之间，其中1井含油饱和度分布范围较大，最低至35%，最高至74%；2井含油饱和度分布在36%～56%范围内，3d井含油饱和度分布范围为35%～52%。

图6 HZ-A油藏1井—3d井—2井N10油层连井剖面Fig.6 N10 oil layer profile of Well 1—Well 3d—Well 2 in HZ-A reservoir

图7 HZ-A油藏1井—2井—3d井N56油层连井剖面Fig.7 N56 oil layer profile of Well 1—Well 2—Well 3d in HZ-A reservoir

图8 HZ-A油藏剖面Fig.8 HZ-A reservoir profile

根据致密油气藏的评价标准[6 -12]，总体认为孔隙度<12%、原地渗透率<0.1 mD、含油气饱和度<60%的油气藏为致密油气藏。HZ-A油藏文昌组储层平均孔隙度稍低于12%，平均渗透率大于0.1 mD，一部分在致密油层物性标准之下，另一部分在致密油层物性标准之上，其储层物性条件没有完全达到致密油储层物性标准以下，不属于严格意义上的致密油藏，但是其储层物性总体来看具有“低孔低渗”特征，同时储层含油饱和度较低，普遍低于60%，处于常规油藏向致密油藏转变的过程之中。

3 HZ-A油藏成藏机理

3.1 原油来源

为了弄清N10和N56油层的原油来源，本次研究进行了精细的油-油对比分析，其中N56层的原油样品来自2井的DST1测试和MDT测压取样，共4个样品；N10层的油样则为3d井的2个DST测试样品(DST1-2和DST1-5)。

从原油物性来看，N10与N56层轻质原油具有高蜡低硫的特点，密度、黏度、凝固点以及含硫量基本一致，含蜡量略有差异(表1)，分析认为可能与母源沉积时低等水生生物和陆源高等植物的贡献差异有关。

HZ-A油藏埋深较大，原油均未遭受生物降解，其原油族组成均以饱和烃占主导地位，非烃和沥青质含量小于5%。仔细对比发现其饱和烃和芳烃的相对含量存在差别，表现在饱和烃与芳烃的比值上，N10层原油饱和烃/芳烃值明显低于N56层原油，可能说明N10层与N56层原油有不同的来源。

表1 HZ-A油藏N10与N56油层原油物性特征Table 1 Physical characteristics of oils from N10 and N56 layers in HZ-A reservoir

N10层与N56层原油中Pr/Ph值也存在细微差别，N10层原油Pr/Ph值为2.63～2.80，平均值为2.72；N56层原油Pr/Ph值为2.35～2.73，平均值为2.48，但两者母源沉积环境均为还原环境。

N10层与N56层原油中既有丰富的C304-甲基甾烷，也有高含量的双杜松烷(W、T)和奥利烷。C304-甲基甾烷是藻类勃发的有力证据，双杜松烷和奥利烷则被认为是来自陆源高等植物的贡献[13 -14]。从相对丰度来看，N10层原油陆源有机质贡献更大(表2)，其奥利烷/C30αβ藿烷值为0.83,T/C30αβ藿烷值为3.57～4.05，平均值为3.81；N56层原油中奥利烷/C30αβ藿烷值介于0.54～0.74之间，平均值为0.64，T/C30αβ藿烷值介于1.08～2.37之间，平均值为1.74。

N10层与N56层原油中重排甾烷和重排藿烷系列的相对丰度也存在细微差异(表2)。N10层原油的C27重排甾烷/C27规则甾烷值为0.86～0.91，平均值为0.89,C29新藿烷/C29αβ藿烷值为0.96～1.01，平均值为0.99,C30重排藿烷/C30αβ藿烷值为0.86～0.90，平均值为0.88;N56层原油的C27重排甾烷/C27规则甾烷值为0.60～0.73，平均值为0.69，C29新藿烷/C29αβ藿烷值介于0.79～0.94之间，平均值为0.86，C30重排藿烷/C30αβ藿烷值介于0.40～0.55之间，平均值为0.49。分析认为，N10层与N56层原油中重排甾烷和重排藿烷系列相对丰度的细微差异可能主要与两者母源粘土矿物含量的差异有关。

N10层与N56层原油的成熟度相当(表3)， N10层与N56层原油芳烃成熟度参数Rc的平均值分别为1.03%和0.93%，1-甲基金刚烷/(1-甲基金刚烷+2-甲基金刚烷)的平均值分别为0.52和0.51。

盆地模拟结果表明，HZ-A地区文昌组烃源岩16 Ma时期进入排烃门限，约10 Ma开始大量排烃。总排烃量3.77亿t，其中文昌组SQ3层序烃源岩排烃量最高，达到2亿t，占总排烃量的54%；其次为SQ1层序烃源岩，其排烃量占总排烃量的18%；SQ2层序主体为三角洲相沉积，烃源岩排烃量和成藏贡献较小[15]。

结合区域地质背景综合分析认为， N10层与N56层原油生物标志物组成的差异主要是由生烃母质及沉积环境的细微差异造成的；N10层油气主要由SQ3烃源岩排烃，经砂体侧向输导聚集，少量由SQ1烃源岩排烃，经断裂垂向输导后沿砂体侧向输导聚集；N56层油气由SQ1烃源岩排烃，经不整合面、断层和砂体输导成藏。

表2 HZ-A油藏N10与N56油层原油生物标志化合物参数特征Table 2 Biomarker characteristics of oils from N10 and N56 layers in HZ-A reservoir

注：T化合物/C30αβ藿烷(m/z412)；C304-甲基甾烷/C29规则甾烷(m/z217)。

表3 HZ-A油藏N10与N56油层原油成熟度参数特征Table 3 Maturity parameters of oils from N10 and N56 layers in HZ-A reservoir

注：1-MA为1-甲基金刚烷；2-MA为2-甲基金刚烷；MPI1为甲基菲指数-1；Ro= (140+15ln(2,4-DMC5/2,3-DMC5 ))×0.012 3-0.676 4。

3.2 成藏时期与储层演化匹配关系

HZ26洼西次洼文昌组烃源岩16 Ma进入排烃门限，10 Ma开始大量排烃[5]。结合1井和2井砂岩样品与油包裹体相伴生的盐水包裹体均一化温度和埋藏史-热史模拟结果，认为该区成藏关键时刻为10 Ma左右(图9)。

储层的致密化过程与油气充注时间的先后次序，决定了油气在聚集成藏过程中经历的动力学过程和油气运移、聚集、分布规律。如果油气充注时间在储层致密化作用之前，形成的油气藏为常规油气藏，充注期储层具有高孔隙度和高渗透率的特征，油气运移的阻力较小，油气可在浮力作用下发生运聚，油气主要在构造高点汇聚，油藏有相对统一的油水界面，烃源岩和油藏相分离；如果油气充注时间在储层致密化作用之后，则储层毛细管阻力较大，地质条件下油气浮力不足以推动油气发生二次运移，这种情况下油气初次运移和二次运移的界线变得模糊，油气在发生初次运移后直接在烃源岩临近砂岩中发生聚集，油气汇聚主要发生在盆地深部，没有统一的油水界面，致密砂岩中的相对较高孔渗的砂体即为勘探的“甜点”区。

研究区处于惠州凹陷南缘XJ30断层和HZ26断层之间同向叠覆型构造转换带，文昌期断层活动强度较大，南部断层上盘隆起区在沉积期遭受剥蚀，沿转换带为凹陷提供物源。文昌组从距今49 Ma开始沉积，受到近物源、水流动力较强及不稳定的影响，岩石成分成熟度和结构成熟度均较差，砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，碎屑颗粒磨圆度较差，以次棱角状—棱角状为主，分选中等—差。根据粒度分析资料恢复研究区未固结砂岩初始平均孔隙度为35.1%[4]。 由于砂岩储层的成熟度较低，岩石颗粒机械强度较低、分选差，有利于机械压实作用的进行。距今约16 Ma时期，储层砂岩埋藏深度接近2 500 m，机械压实作用基本完成，压实作用损失孔隙度为15.4%，压实后孔隙度约为19.7%。早期埋藏过程中伴生有一定的粘土矿物和石膏类矿物的胶结作用的影响，损失孔隙度为3.4%。因此，在距今约16 Ma时期，砂岩储层孔隙度约为16.3%，孔隙类型以剩余的原生孔隙为主。

随着文昌组继续埋深，烃源岩开始成熟产生有机酸。结合对HZ26洼西次洼热演化模拟结果，可以得出文昌组在距今17.5～11.5 Ma时期对应的地层温度为80～110 ℃，该时期即为有机酸大量生成时期。有机酸注入到文昌组砂层中，长石、岩屑等不稳定矿物遇酸发生溶蚀产生大量次生孔隙，此阶段文昌组储层的孔隙度总体上变大，溶蚀作用明显改善了储层物性(图10)。依据岩石薄片资料分析，该时期溶蚀作用使岩石孔隙度增大至23.5%。当地层埋藏深度到达3 800 m左右时，地层温度达到120 ℃，开始进入中成岩A2阶段,铁方解石和铁白云石从孔隙水中沉淀下来阻塞孔隙和喉道，使孔隙度减小(图10)。

图9 HZ-A油藏1井流体包裹体均一温度和埋藏-热演化史图Fig.9 Fluid inclusion homogenization temperatures histogram and burial-temperature evolution history diagram of Well 1 in HZ-A reservoir

图10 HZ-A地区文昌组储层孔隙演化机理Fig.10 Porosity evolution mechanism of reservoir of Wenchang Formation in HZ-A area

结合油气成藏期次的分析，认为HZ-A油藏油气大量充注始于10 Ma左右，此时由于有机酸的溶蚀作用，储层物性得到改善，油气充注时储层表现为“中高孔渗”特点；油气充注之后，由于受压实作用和胶结作用的影响，储层逐渐变得致密。因此，HZ-A油藏的油气成藏期与储层致密的演化关系表现为，先期(10 Ma左右)“中高孔渗”储层形成常规油气藏，后期(10～0 Ma)储层边致密化边成藏。

3.3 成藏模式

不同地区不同深度条件下，流体所受的作用力不同，流体动力场、浮力成藏下限和成藏模式也不同。对国内外已发现的非常规油气藏分布的储层孔隙度和渗透率进行统计表明，它们的孔隙度绝大部分都在12%以下,渗透率都不到1 mD,孔喉半径小于2 μm 。 HZ-A地区文昌组孔隙度、渗透率和埋深关系分析表明，该区浮力成藏下限对应的孔隙度为10%～11%之间，对应地层埋深约为4 000±250 m。

对HZ-A油藏地质特征和成藏机理研究表明，HZ-A油藏先期(10 Ma左右)处于自由流体动力场，形成先期“中高孔渗”储层常规油气藏，后期(10～0 Ma)储层边致密化边成藏，油气主要来源于HZ26洼西次洼SQ1和SQ3泥岩。10 Ma左右，HZ-A油藏整体处于浮力成藏下限之上，储层物性较好，SQ3主力烃源岩生成的油气在浮力作用下沿砂体上倾方向运移至N10圈闭中形成常规油气藏，后期储层逐渐致密，目前处于常规油气藏向致密油气藏转变的过程之中。10 Ma左右，SQ1烃源岩生成的油气在浮力作用下沿基底不整合和砂岩上倾输导至N56储层形成常规油藏，后期储层逐渐致密，目前处于常规油藏向致密油藏转变的过程之中(图11)。

图11 HZ-A油藏10 Ma(上)和0 Ma(下)成藏模式图Fig.11 Petroleum accumulation patterns of HZ-A reservoir around 10 Ma (above) and 0 Ma (below)

4 结论与建议

以HZ-A古近系油藏为例，通过对区域地质特征、烃源岩特征、储集层特征、盖层特征、油藏类型、原油来源、成藏时期与储层演化和浮力成藏下限的系统研究，认为该古近系油藏为自生自储油藏，主要成藏期为10 Ma左右至现今，具有先成藏后致密化的特点，成藏关键时期(10 Ma左右)储层物性表现为“中高孔渗”的特点，后期砂岩储层随着埋深加大和成岩作用加强逐渐致密化，目前处于常规油藏向致密油藏转变的过程之中，总体来看具有“低孔低渗” 油藏特征。

由于珠江口盆地古近系油气藏大多为“低孔低渗”油气藏，具有油层厚度大、含油面积广、油水关系复杂、储层物性差、含油饱和度低等特点，现今独立开发难以达到经济指标，因此建议进行油藏综合研究，寻找有利储层发育区，并开展系统的作业措施攻关；同时利用现有油田生产设施开发动用古近系油藏中储层物性相对较好的区域，在生产中总结出油藏生产特征参数，为古近系油气藏的勘探开发工作提供借鉴。

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(编辑：周雯雯)

Geological characteristics and accumulation mechanism of Paleocene reservoir in Huizhou sag, Pearl River Mouth basin

ZHU Ming1DAI Yiding1ZHU Junzhang1SHU Yu1LIN Heming1PANG Xiongqi2JIANG Hang2

(1.ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Shenzhen,Guangdong518000,China; 2.BasinandReservoirResearchCenter,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

The petroleum exploration and development targets are mainly focused in Neogene strata in Huizhou sag, Pearl River Mouth basin, while the exploration degree in Paleogene strata is relatively low due to the deep burial depth and high drilling cost, etc.HZ-A located in the southern slope area of HZ26 western sub-sag is a Paleogene low porosity and low permeability sandstone reservoir in Wenchang Formation.The reservoir has the characteristics of poor physical property with great lateral variation and complex oil and water distribution, such as the coexistence of water, oil and dry layers, and no uniform oil water interface, which cause great challenge for quantitative reservoir description.Taking HZ-A Paleogene reservoir as an example, the regional geological features, characteristics of source rock, reservoir, seal and structure, oil source, relationship between oil charging and reservoir evolution, and lower limit of buoyancy enforced oil accumulation are systematically analyzed.The study demonstrates that HZ-A Paleogene reservoir is the transitional type from conventional to tight sandstone reservoir, which enriches the knowledge of petroleum accumulation regulation in the research area and has important significance for petroleum exploration in Paleogene self-generating and self-storing reservoir in the Pearl River Mouth basin.

Pearl River Mouth basin; Huizhou sag; Paleocene; low porosity and low permeability reservoir; reservoir geological characteristics; accumulation mechanism

朱明，男，高级工程师，从事油气勘探开发研究工作。地址：广东省深圳市南山区后海滨路(深圳湾段)3168号中海油大厦A座(邮编：518000)。E-mail:zhuming2@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0001-11

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.001

朱明,代一丁,朱俊章，等.珠江口盆地惠州凹陷古近系油藏地质特征及成藏机理[J].中国海上油气，2017,29(1)：1-11.

ZHU Ming,DAI Yiding,ZHU Junzhang,et al.Geological characteristics and accumulation mechanism of Paleocene reservoir in Huizhou sag, Pearl River Mouth basin[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):1-11.

TE122.3

A

2016-08-05 改回日期：2016-10-28

*“十二五”国家科技重大专项“南海东部海域大中型油气田地质特征(编号：2011ZX05023-006-003)”部分研究成果。