珠江口盆地阳江凹陷石油地质特征及成藏主控因素*

田立新 张向涛 彭光荣 杜晓东 吴 静 蔡国富 朱定伟

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东深圳 518054）

阳江凹陷主体位于珠三坳陷，东侧毗邻珠一坳陷[1]。该凹陷于1979年开始进行油气勘探，先后经历了石油普查（1979—1992年）、对外合作（1992—2011年）、自营勘探发现（2012年—现今）等3个阶段[2]。截至2011年，该凹陷及周缘钻探井和评价井共9口，仅发现3个含油气构造，未获得商业性发现。2012年进入自营勘探后，在深入总结以前勘探成果、经验及教训的基础上，从生、储、盖、圈、运、保等方面对该凹陷石油地质条件进行了再研究，明确了凹陷油气勘探潜力，后续钻探发现探明储量超4 000×104m3，揭开了阳江凹陷新区油气勘探的序幕。

阳江凹陷历来被认为是珠江口盆地的一个边缘凹陷，勘探程度低，仅有部分学者对凹陷的构造特征、断裂对油气成藏的影响进行过研究[3-5]。本文基于区域地质背景、地震、钻井和地球化学等资料，结合近期工作中的各项研究成果与认识，对阳江凹陷的烃源岩、储层、圈闭、油气藏特征及控藏要素、成藏模式进行总结与分析，以期为珠江口盆地其他地区新区勘探提供借鉴。

1 区域地质概况

阳江凹陷为珠江口盆地珠三坳陷北东端的一个二级构造单元，是在以古生界沉积岩和浅变质岩为主的基底上发育的新生代陆缘拉张型断陷[6-7]。珠江口盆地珠三坳陷与珠一坳陷具有相似的大地构造背景，但由于基底性质及构造演化等方面的差异，二者的凹陷地质条件各具特色，石油地质特征亦呈现出一定的差异[8-12]。

阳江凹陷为北东—南西走向的长条状凹陷，面积约2 300 km2，北部毗邻阳春凸起、海南隆起，西南部以阳江低凸起与文昌A凹分隔，东侧为珠一坳陷恩平凹陷，水深80～100 m；自西向东依次划分为阳江西凹、阳江中低凸起、阳江东凹。其中，阳江西凹的主体为阳江33洼，阳江东凹自西向东可划分为阳江24洼、恩平19洼、恩平20洼及恩平21洼等4个次洼（图1）。

与珠江口盆地东部其他凹陷相同，阳江凹陷具有“下断上拗”、“下陆上海”的双层构造-沉积特征，其中下部为断陷结构，包括文昌组、恩平组，属陆相沉积体系；上部为坳陷结构，包括珠海组、珠江组、韩江组、粤海组、万山组及第四系，属海相沉积体系[13-14]。阳江凹陷在始新世的断陷活动具有“东早西晚”的特征，文昌组仅发育于阳江东凹（图2）。

图1 阳江凹陷构造单元划分Fig.1 Tectonic division of Yangjiang sag，Pearl River Mouth Basin

图2 阳江凹陷地层层序结构样式（剖面位置见图1）Fig.2 Stratigraphic sequence structural pettern of Yangjiang sag，Pearl River Mouth Basin（see Fig.1 for location）

2 石油地质特征

2.1 烃源岩特征

自始新世以来，阳江凹陷发育文昌组和恩平组断陷期沉积地层，文昌组最大厚度为2 600 m，恩平组最大厚度约2 000 m。油源对比结果显示，珠一坳陷已发现油田的原油95%来源于文昌组中深湖相烃源岩[15]，而珠三坳陷文昌A凹陷的主力烃源岩则是湖沼相的恩平组烃源岩，兼有文昌组中深湖相烃源岩的贡献[16-17]。在对外合作阶段，处于珠一坳陷与珠三坳陷结合部的阳江凹陷主力烃源岩一直未有定论[2]。通过构造、沉积、地球化学特征的对比研究，认为阳江东凹与西凹的主力烃源岩类型具有较大差异，东凹的主力烃源岩为文昌组中深湖相烃源岩，次要烃源岩为文昌组与恩平组浅湖沉积；而西凹的主力烃源岩为恩平组浅湖-沼泽相沉积。

在断陷期差异化的控凹断裂构造样式和构造活动迁移控制下，阳江凹陷发育了空间变换频繁的洼陷结构类型，其中阳江东凹发育了3类洼陷结构类型，即阳江24洼与恩平19洼复式半地堑、恩平20洼不对称地堑以及恩平21洼南断北超半地堑；而阳江西凹为以阳江北断裂主控下的不对称地堑。洼陷结构类型及演化特征的差异性，控制了阳江凹陷的烃源岩类型及分布的差异性[2，4]。地层对比显示，文昌组只在阳江东凹有分布（图2），自下而上可分为文三、文二和文一段。阳江东凹及其周缘具有洼隆相间的构造格局以及基底破碎的古地貌，文昌组沉积期未构成大型稳定的物源输入，为中深湖相烃源岩的发育提供了良好的富集与保存条件[2]。阳江东凹文昌组中深湖分布具有自东向西迁移的特征：文三段中深湖主要分布在恩平21洼；文二段中深湖连片分布在恩平20-恩平21洼，阳江24洼东西两侧也有发育；文一段中深湖分布在恩平20洼以及阳江24洼近北侧控洼断层附近，恩平19洼也有局限分布（图3）。总体而言，阳江凹陷文昌组以中深湖相间差异分布、周缘分散砂体小为特征，其中恩平20洼中深湖相在垂向叠加和平面分布上最为稳定。

恩平组沉积期充填了较厚的地层，此时地层连片分布，并覆盖了阳江凹陷的大部分区域，以陆相河沼-浅湖—河流三角洲沉积体系为主。阳江东凹恩平组以广盆浅湖和广泛分布浅水辫状河三角洲为特征，而阳江西凹恩平组以河沼相充填为特征（图4）。

图3 阳江凹陷文昌组沉积相Fig.3 Sedimentary facies of Wenchang Formation in Yangjiang sag，Pearl River Mouth Basin

图4 阳江凹陷恩平组沉积相Fig.4 Sedimentary facies of Enping Formation in Yangjiang sag，Pearl River Mouth Basin

表1 阳江凹陷典型原油生物标志化合物组成特征Table1 Biomarker characteristics of oils in Yangjiang sag，Pearl River Mouth Basin

阳江凹陷的东凹与西凹具有差异的主力烃源岩特征，在原油生物标志化合物特征上也能体现出（表1）。恩平20洼Y10-1井和恩平19洼Y9-1井原油或砂岩抽提烃中显示为阳江东凹文昌组中深湖相烃源岩与文昌组或恩平组浅湖相烃源岩等2种类型烃源岩的贡献，而阳江西凹Y2-1井原油生物标志化合物特征揭示恩平组河沼相烃源岩为主力烃源岩。通常认为，高含量的C30-4甲基甾烷是早始新统文昌组中深湖相烃源岩的典型特征化合物，而较高含量的树脂化合物W、T以及微量或无C30-4甲基甾烷是晚始新统恩平组河沼相、滨浅湖相烃源岩的典型特征化合物，这两类烃源岩是珠江口盆地珠一、珠三坳陷主要的烃源岩类型[15-16]。阳江东凹Y10-1井显示存在两类原油：第1类原油分布在韩江组下段，遭受轻微生物降解，Pr／Ph值为3.37，C30-4甲基甾烷丰富，Ts含量高于Tm，Ts／Tm值为1.51，T化合物含量较低，原油主要来源于邻近恩平20洼文昌组半深—深湖相烃源岩；第2类原油分布在珠江组上段，Pr／Ph值为2.04～3.13，C30-4甲基甾烷丰富，Ts含量明显高于Tm，Ts／Tm值为1.92～2.17，T化合物含量普遍较高，原油主要来源于恩平20洼文昌组半深—深湖相烃源岩，同时具有陆生植物输入丰富的文昌组或恩平组浅湖相烃源岩的显著贡献。第2类原油是恩平20洼主要的原油类型，且与恩平19洼Y9-1井原油类型较为一致。阳江西凹Y2-1井生物标志化合物特征显示，原油Pr／Ph值约为5.0，全油碳同位素偏轻，δ13C值为-28.57‰，长侧链三环萜烷中C19与C20三环萜烷含量较高，整体形态以C19为主峰呈阶梯状分布，未检测到C30-4甲基甾烷，Ts含量明显低于Tm，有一定含量的奥利烷，T化合物含量较高，表明陆源高等植物贡献较大，形成于氧化环境，判断其来源于恩平组浅湖—沼泽相烃源岩。

2.2 储层特征

基于少量钻井资料，前人指出珠三坳陷北部与阳江凹陷在珠海—韩江期形成了多套中浅层储盖组合[18]。区域对比研究发现，阳江凹陷的沉积储层主要受控于古珠江三角洲的发育演化及区域海平面升降，其中阳江东凹主要目的层段珠江组—韩江组为三角洲前缘沉积体系，阳江西凹主要目的层段珠海组—珠江组为三角洲-浅海相沉积体系[18]，两者具有较大差异。这里以阳江东凹为例，对其沉积体系及储层特征进行阐述。

珠江组沉积时期，海平面大规模上升，古珠江三角洲以加积-退积为特征，阳江东凹发育以内前缘为主体的三角洲前缘沉积体系（图5a），储层类型为水下分流河道砂与河口坝砂，且以水下分流河道砂为主。对阳江东凹多口井进行岩心常规分析、微观分析、特殊分析等，结果表明，珠江组储层为细—中粒砂岩，颗粒主要为点接触，磨圆为次棱—次圆，储集空间以原生粒间孔为主；孔隙度为14.3%～32.2%，中值为25.2%；渗透率3.3～8 851 m D，中值为1 022 mD，属于中高孔、中—特高渗储层；压汞曲线显示排驱压力多在0.03 MPa以下，孔隙结构优良（图6）。

韩江组沉积时期，海平面继续上升，古珠江三角洲后撤，阳江东凹处于三角洲外前缘（图5b），发育以三角洲前缘河口坝砂为主、水下分流河道砂为辅的储层，泥质含量较珠江组变高，导致储层物性变差。韩江组储层以粉砂—细砂岩为主，孔隙度为9.0%～32.1%，中值为22.5%；渗透率1.3～4 273 mD，中值为76.6 mD，属于中孔、中渗储层；压汞曲线显示排驱压力多在0.05 MPa以下，储层物性整体比珠江组略差（图6）。

图5 阳江东凹珠江组上段及韩江组下段沉积相Fig.5 Sedimentary facies of Upper Zhujiang and Lower Hanjiang Formation in Yangjiang East sag，Pearl River Mouth Basin

图6 阳江东凹珠江组及韩江组储层特征Fig.6 Reservoir characteristics of Zhujiang and Hanjiang Formation in Yangjiang East sag，Pearl River Mouth Basin

2.3 圈闭特征

阳江凹陷在古近纪至新近纪的构造演化中，张性应力场占据主导地位[14，19-20]，凹陷及其周缘凸起在张性应力背景下发育了以伸展构造为主的构造样式，圈闭形成与伸展构造紧密相关[4]。阳江凹陷可分为7个二级构造带，其中新近纪伸展拗陷期形成的断块、断鼻、断背斜等与断裂相关的构造圈闭是主要圈闭类型，分布于凹陷陡坡带及内部；而因基底古隆起所形成的披覆背斜则分布于阳江中低凸起（图7）。由于构造背景、局部应力场及基底完整性的差异，阳江33洼及阳江24洼断圈特征相似，与阳江东凹其他洼陷的断圈特征不同。

分析认为，阳江33洼及阳江24洼控洼断层为NE-SW走向，断层平面走向较平直；在新近纪NNESSW向伸展应力场作用下，在控洼断裂附近发育NW-SE向次级断裂，共同控制形成一系列长条状断鼻、断块等圈闭，主要分布于珠海组-韩江组[4]。而恩平19洼、恩平20洼及恩平21洼处于珠一坳陷与珠三坳陷之间的NW-SE走向构造变换带，具有伸展和走滑运动双重性质，发育南、北两组近E-W走向控洼断层，叠合NW-SE向晚期雁列式断层，共同控制形成一系列珠海组—韩江组棱状断块、断鼻和断背斜等圈闭，其中控洼断层上升盘发育受基底隆起控制的断背斜和断鼻，部分被晚期断裂切割而形成断块；断裂下降盘主体部位发育一系列滚动背斜，部分被雁列式断层的张扭段切割而形成断鼻、断背斜，这组雁列式断层的东南段发散呈马尾状、帚状，发育多个断块圈闭。

2.4 油气藏特征

近两年，在恩平20断裂背斜构造带和恩平21断裂构造带连续发现2个中型油田（Y10、Y11油田）和1个小型油田（Y14油田）。这3个油田均为典型的构造油藏，以边水油藏为主，少量为底水油藏；均为常温常压系统，压力系数1.009～1.024，地温梯度为3.85℃／100 m。

图7 阳江凹陷二级构造带划分示意图Fig.7 Secondary structural belts division sketch map of Yangjiang sag，Pearl River Mouth Basin

表2 阳江凹陷不同层段油藏参数统计表Table2 Parameter statistics of oil reservoirs of different formation in Yangjiang sag，Pearl River Mouth Basin

如表2所示，阳江东凹的珠海组至韩江组上段储盖组合发育，以珠江组上段和韩江组下段最为优越，储量也最大，二者储量占比分别为35.8%和46.6%，少量分布在韩江组上段、珠江组下段和珠海组。该地区油藏埋藏浅，主力油层韩江组下段—珠江组上段埋深1 500～2 300 m，油藏有效厚度较小；原油为常规原油，地面原油密度0.783～0.922 g／cm3，其中珠江组上段原油密度平均0.866 g／cm3，主体为轻质原油，韩江组下段原油密度略高，平均为0.905 g／cm3，以中—轻质原油为主；原油黏度为0.38～10.39 mPa·s，几乎不含蜡，含硫量普遍低于0.14%；气油比介于4～84.8 m3／m3，体积系数介于1.081～1.284。

阳江西凹探井录井荧光显示丰富，但无规模油气发现，仅Y2-1井在珠江组见两层薄油层，厚度分别为3 m和1.9 m，孔隙度20%～23%，含油饱和度35%～55%。对第1层油层进行电缆测试，取出20500 cm3液体，含油44%；实验分析表明，地面条件下该油层原油密度0.800 4 g／cm3，凝固点20℃／100 m，含硫量0.06%，含蜡量8.22%。

3 控藏因素与成藏模式

分析认为，阳江凹陷Y10、Y11和Y14油田的油气成藏与烃源岩、断裂、圈闭密切相关，具有断裂通源能力控制油气富集层段、圈闭有效性控制油气富集程度及“源-断-圈”耦合近源成藏的特征。

3.1 断裂通源能力控制油气富集层段

为研究油源断裂活动强度差异性对油气富集层段的控制作用，根据发育时期、活动强度和输导油气作用等，将阳江凹陷主要油源断裂分为3个级别：一级油源断裂为古近纪控洼控沉积、新近纪继承性活动的断裂，包括控洼断裂F4、F5的主体部分；二级油源断裂为断至基底但不控制古近纪沉积、新近纪继承性活动的断裂，主要为F4、F5断裂的尾端；三级油源断裂为断至文昌组但未断至基底、新近纪继承性活动的断裂，主要分布于恩平20洼内部及恩平21洼北部（图8、9）。

图8 阳江东凹油源断裂性质及分级示意图Fig.8 Properties and levels of oil-source faults in Yangjiang East sag，Pearl River Mouth Basin

图9 阳江东凹油气成藏模式图（剖面位置见图8）Fig.9 Hydrocarbon accumulation pattern in Yangjiang East sag，Pearl River Mouth Basin（see Fig.8 for location）

断裂通源能力控制油气富集层段，不仅表现在不同级别油源断裂的垂向疏导油气能力不同，还表现在同一级别油源断裂的不同部位的垂向疏导能力也不同。例如，一级油源断裂F4附近的圈闭最浅油气显示层段为韩江组（Y10-1、Y11-1等井），而三级油源断裂附近的圈闭最浅油气显示为珠江组下段（Y14-1井）。位于一级油源断裂F4下降盘两端的Y10-1井和Y11-1井的油气显示层段和富集层系具有较大差异，其原因在于油源断裂东西两段的断穿层位和活动强度存在差异：F4断裂东段断至海底，粤海期活动强度达1.27；F4断裂西段仅断至粤海组，粤海期活动强度为1.14，从而导致Y11-1井的最浅油气显示和油层为韩江组上段，并且还富集一定规模储量，而Y10-1井的最浅油气显示和油层则为韩江组下段（图9）。

3.2 圈闭有效性控制油气富集程度

圈闭是油气富集的空间，其有效性对油气富集程度具有重要影响。对阳江凹陷而言，圈闭有效性主要体现在2个方面，即控圈断裂的封堵性和低幅构造在油气主成藏期的圈闭可靠程度。

前人在断裂走向与应力方向夹角、应力性质与断裂封闭性等方面的研究表明，压应力断裂的侧向封闭性能优于张扭应力断裂，张扭应力断裂的侧向封闭性能优于张应力断裂[21-22]。阳江凹陷的油气富集规律也证实了张扭应力断裂的侧向封闭性能优于张应力断裂，3个有规模油气发现的构造（Y10-1、Y11-1、Y14-1）均受北西向张扭断裂控制，而2个没有规模油气富集的构造（Y12-1、Y15-1）均受东西向拉张断裂控制，尽管油气显示非常丰富（图9）。

除断层封堵性能外，油气成藏期的古构造形态（即圈闭可靠程度）也是影响圈闭有效性的重要因素。例如，Y13-1井紧邻Y10-1及Y11-1井，处于油气的有利汇聚区，但在油气成藏期（晚韩江期至粤海期）构造幅度很低，甚至无圈闭发育，导致该井仅有少量油层。

3.3 “源-断-圈”耦合近源成藏模式

阳江东凹广泛发育文昌组，其中恩平20洼最为完整。研究认为，恩平20洼发育厚度大、面积广的高丰度半深湖相烃源岩，多口井的钻探结果也证实了这一点，而优质烃源岩为本区油气勘探提供了丰富的物质基础。烃源岩生成的油气沿断裂垂向运移，运移深度受控于断裂的通源能力；沿油源断裂垂向运移的油气遇到稳定的泥岩盖层后发生侧向分流，在圈闭有效性好的构造中富集成藏。因此，阳江凹陷油气成藏模式即为烃源岩、断裂、圈闭三者构成的“源-断-圈”耦合近源成藏（图9）。

4 勘探意义

阳江凹陷油气勘探的重大突破，打破了该地区长达40年的勘探困局，开辟了珠江口盆地油气勘探新战场。基于已发现的规模储量所规划的Y10、Y11油田群，不仅将实现阳江凹陷“零油田”的突破，也将加快恩平北带E1、E2油田的储采转化进程，对恩平北带新区联合开发具有巨大推动作用。另外，该地区仍有一系列潜力目标，烃源条件优、油源断裂发育、圈闭条件好，具有较大的油气勘探潜力（图8）。

阳江凹陷的油气发现，证实了阳江东凹为“小而肥”的生烃洼陷，颠覆了其为珠江口盆地边缘贫生烃凹陷的传统认识。从凹陷基础石油地质特征分析出发，厘清成藏主控因素，有的放矢，坚定了新区洼陷的勘探信心。珠江口盆地仍有诸多未实现突破的凹陷，积极借鉴阳江凹陷的勘探思路及策略，将有望实现更多新区的勘探突破，为南海东部海域油气储量增长提供保障。

5 结论

1）阳江东凹、西凹烃源岩类型具有较大差异，东凹发育文昌组中深湖相主力烃源岩，兼有文昌组与恩平组浅湖贡献，西凹的主力烃源岩为恩平组浅湖-沼泽相沉积。阳江东凹、西凹主要目的层段储层沉积特征差异较大，其中东凹主要储层段为珠江组和韩江组，主体分别位于古珠江三角洲内前缘和外前缘沉积相带，分别由分流河道砂和河口坝砂构成，相带差异导致珠江组储层物性优于韩江组。NESW走向控洼断裂与NW-SE向次级断裂控制了阳江西凹和阳江24洼的圈闭形成，而近E-W走向控洼断裂与NW-SE向次级断裂控制了恩平19洼、恩平20洼及恩平21洼的圈闭形成。阳江东凹发现的油田为构造油藏，富集层段是珠江组上段和韩江组下段，油气为中—轻质常规原油，油品较好。

2）阳江凹陷发育3个级别油源断裂，各级别断裂的通源能力控制了油气富集层段，受断裂应力性质及圈闭构造幅度影响的圈闭有效性控制油气富集程度，油气成藏模式为由烃源岩、断裂、圈闭三者构成的“源-断-圈”耦合近源成藏。

3）阳江凹陷油气勘探的重大突破，开辟了珠江口盆地油气勘探新战场。积极借鉴阳江凹陷的勘探思路及策略，将有望实现更多新区的勘探突破，为南海东部海域油气储量增长提供保障。