开平凹陷古近系稠油和砂岩储层沥青质成因分析*

2020-10-20

中国海上油气 2020年2期

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司广东深圳 518054）

珠江口盆地（东部）已发现的大量原油储量主要集中分布在北部坳陷带和中央隆起带，其次是白云凹陷东洼区和开平凹陷[1-2]，其中北部坳陷带和中央隆起带原油密度变化范围较大（介于0.73～0.97 g/cm3，平均值为0.86 g/cm3），主要分布区间为0.80～0.92 g/cm3；所发现的重质油主要分布在东沙隆起流花油田、恩平凹陷恩平油田、西江凹陷番禺4油田和惠州凹陷西江23油田，原油密度介于0.92～0.97 g/cm3，平均值为0.94 g/cm3，油藏分布在新近系，现今埋深多小于1 700 m，温度多低于75℃，原油色谱图中正构烷烃消失殆尽，以异构烷烃和环烷烃为主，出现较明显的基线鼓包，表明油藏原油遭受生物降解和水洗作用。开平凹陷原油主要为稠油，其次为中质油，稠油油藏和大量沥青质砂岩层分布在古近系珠海组和恩平组，现今埋深大于2 000 m，地层温度大于85℃。而白云凹陷原油主要是轻质油、挥发油和凝析油，原油密度小于0.83 g/cm3。

关于稠油和砂岩储层沥青质的成因机制，国内外学者进行过深入的探讨，主要认为是次生成因，包括生物降解作用[3-17]、水洗作用[7-8，11-12，15-19]、氧化作用[5，7-8，10，19]、热蚀变作用[5，16]、脱沥青作用[5，16]和硫化作用[5，16]等，少量认为是原生成因[9]。但是，开平凹陷古近系珠海组和恩平组中已发现的稠油油藏中原油和砂岩储层沥青质是何种成因，它们来自于哪套烃源灶，又是在什么时期成藏的，研究这些问题对该地区下一步勘探部署具有重要意义。

一般而言，埋深大于2 000 m的油藏原油受次生变化影响较小。为了揭示开平凹陷稠油和砂岩储层沥青质的形成机制，本文主要通过原油与岩石样品系统取样和地球化学分析测试，并结合凹陷埋藏-热演化史、油藏地质特征等分析，对典型稠油油藏和沥青质砂岩层进行深入解剖，以期探究有关该地区稠油和砂岩储层沥青质成因的地质地球化学证据。

1 地质背景

开平凹陷为古近纪形成的封闭式断陷，沉积了巨厚的始新统文昌组，厚度超过5 000 m[20]。文昌组、恩平组沉积时期，沉积物源主要来自北部神狐隆起、西部顺开低凸起和南部隆起带，其中神狐隆起地势高、面积广，是最重要的陆源侵蚀物源区，碎屑物质经过北洼西北部、西洼北部和西洼西部等3个入口进入凹陷，与隆起带上的古沟谷和转换带以及开平凹陷边缘扇体构成良好的“源-渠-汇”空间耦合关系。开平凹陷由西洼、西南洼、主洼、北洼和东洼等5个次洼组成（图1），其中主洼面积最大、洼陷最深，而西洼和西南洼埋深较浅，这与各个洼陷的沉积速率及沉降速率有直接关系。

图1 开平凹陷构造单元划分Fig.1 Structural units of Kaiping sag

文昌组沉积早期，5个次洼彼此分隔，凹陷周围物源供给较少，湖盆欠补偿充填，次洼内仅发育少量近源短轴的近岸水下扇、扇三角洲体系沉积物；由于湖盆范围狭小，物源供应不足，分隔次洼的古凸起地形不利于北洼和长轴方向的沉积体系向主洼推进，因此，北洼主要发育近源小规模扇三角洲，SW—NE长轴方向仅在西洼西部一级坡折带以下发育小规模楔形扇体。文昌组沉积中期，湖盆扩张，5个次洼水体连为一片，物源供给增多，湖盆均衡补偿充填，开平主洼水体最深而成为沉积物汇聚中心，发育中深湖相稳定沉积层；来自北洼方向的沉积物逐渐向南推进，沿KP11构造古凸起两侧凹槽分流进入主洼，在坡折带以下发育浊积扇体，具丘状外形，且沿斜坡带多期叠置；SW—NE长轴方向沉积体系推进至西洼，在二级坡折带以下发育扇三角洲，具楔状外形，沉积物几乎完全填满西洼，在主洼内靠凸起边缘局部地区发育滨浅湖滩坝沉积。文昌组沉积晚期，物源供应充分，湖盆过补偿充填而萎缩，SW—NE长轴方向沉积体系越过KP10构造古凸起直接推进到主洼，由于湖水较浅、地形平缓，形成广阔展布的浅水辫状河三角洲沉积，成为沉积主体，具有低角度叠瓦状前积反射特征；与此同时，来自北洼方向的辫状河三角洲越过KP11构造古凸起汇入长轴沉积体系。

恩平组沉积期，周缘隆起带经受长期剥蚀后高差变小，北洼抬升，湖盆范围更加广阔，地形坡度平缓，主要物源方向继承文昌期SW—NE长轴水流体系，自西向东从西洼进入主洼，形成大面积的浅水辫状河三角洲平原、前缘沉积，其次是滨浅湖沉积，受海侵影响而具席状外形、波状、变振幅反射结构，沉积厚度大于2 000 m。珠海组沉积期，海侵加强，逐步由海陆交互过渡到陆棚环境，形成以砂岩为主的沉积。此后，珠江组、韩江组、粤海组、万山组至第四系为海相沉积地层。

研究表明，开平凹陷主洼和东洼烃源岩热演化程度最高，西洼和西南洼次之，而北洼最低；恩平组烃源岩热演化程度较文昌组低，18.5 Ma以来文昌组烃源岩进入主要生油阶段，在10 Ma左右开始大量生气，而恩平组烃源岩热演化程度整体较低，现今处于生油阶段。

2 稠油和沥青质砂岩层分布特征

开平凹陷目前共钻KP11-A、KP11-B、KP10-A等3口探井（图1），在古近系珠海组和恩平组中获得了油气发现，主要是重油，其次是中质油，并见到大量沥青质砂岩。

KP11-A井共钻遇5个油层，分别为珠海组2 351～2 372.2 m和恩平组2 646.5～2 663.2、2 676.8～2 679.8、2 687.6～2 695、2 838.2～2 840.5 m层段。其中，珠海组埋深2 353 m沥青质细砂岩油藏中取到油样，地面20℃原油密度0.936 1 g/cm3，地面50℃原油黏度1 068 mPa·s，凝固点34℃，含蜡量17.37%，含硫量0.25%。恩平组埋深2 649 m油侵细砂岩油藏中取到油样，地面20℃原油密度0.946 1 g/cm3，地面50℃原油黏度377.6 mPa·s，凝固点小于0℃，含蜡量18.8%，含硫量0.25%；恩平组埋深2 688.5 m油斑含砾细砂岩油藏中取到油样，地面20℃原油密度0.982 5 g/cm3，地面50℃原油黏度6 867 mPa·s，凝固点10℃，含蜡量8.77%，含硫量0.27%，均属于低硫高蜡稠油。该井珠海组2 353～2 357、2 365～2 367 m层段为沥青质细砂岩，黑灰色，成分主要为石英，少量长石及暗色矿物，以细粒为主。

KP11-B井珠海组和恩平组油气显示丰富，主要分布在2 570～2 660、3 565～3 610 m层段。其中，2 571～2 583 m层段为油斑中砂岩，黑灰色，成分主要为石英，少量长石及暗色矿物，中粒为主，含部分粗粒。

KP10-A井钻遇3个油层，分别为珠海组2 009.5～2 020.0 m和恩平组2 154.2～2 157.5、2 262.5～2 270.4 m层段，其中恩平组埋深2 264 m处MDT原油样品密度0.889 6 g/cm3（20℃），黏度10.67 mPa·s（80℃），含蜡量16.13%，凝固点30℃，含硫量0.17%，属于低硫高蜡中黏度中质油。该井沥青质砂岩主要分布在恩平组，2 206～2 216 m层段为沥青质粗砂岩，灰色，成分主要为石英，少量长石及暗色矿物，以粗粒为主，含部分中粒及细粒，族组成中沥青质含量35%；2 234～2 241 m层段为沥青质中砂岩，黑灰色，成分主要为石英，少量长石及暗色矿物，以中粒为主，含部分粗粒及细粒，族组成中沥青质含量35%。

研究认为，油层或含油层段岩石热解油质系数S1/（S1+S2）与原油密度具有正相关性。根据KP11-A井油层1、油层2、油层4的实测原油密度y（20℃）和砂岩样品岩石热解分析数据x，拟合建立KP11含油构造原油密度预测方程（即y=-0.147 4x+1.027 5，R2=0.999 4），求取不同油层和含油层原油密度（表1），可见通过预测方程求取的原油密度与实测油层原油密度绝对误差小于0.015 g/cm3，表明KP11构造油层段均为稠油。

表1 KP11-A井不同油层岩石热解油质系数与原油密度数据Table1 Data of Rock-Eval pyrolysis parameter TPI value and crude oil density of different oil zones in Well KP11-A

3 稠油和砂岩储层沥青质来源及充注时期分析

3.1 来源分析

为了弄清开平凹陷稠油和砂岩储层沥青质的来源，开展了系统的油样和砂岩样品的取样和地球化学测试分析（图2），可以看出，开平凹陷原油和沥青质砂岩饱和烃中长链三环萜烷呈正态分布；C27—C29规则甾烷呈反“L”型或“V”型分布，具有C29规则甾烷优势或C27—C29均势；C304-甲基甾烷含量丰富，C19三环萜烷、C24四环萜烷、T化合物、奥利烷和伽马蜡烷含量低，Ts略大于Tm。生物标志物组合特征表明，来源于水生生物藻类生源的C304-甲基甾烷含量丰富，而来源于陆源高等植物生源的C19三环萜烷、C24四环萜烷、T化合物和奥利烷等含量低，表征古水体盐度的伽马蜡烷含量低。

分析认为，开平凹陷稠油和砂岩储层沥青质生物标志物组合特征与珠一坳陷典型中深湖相烃源岩和原油具有可比性[21-26]，属于典型淡水中深湖相成熟原油和砂岩储层沥青质。结合石油地质背景分析，推断该凹陷稠油和砂岩储层沥青质来自开平主洼文昌组淡水中深湖相烃源岩。

3.2 充注时期分析

分析认为，开平主洼文昌组烃源岩生成的原油运移到KP11构造，再沿控圈断层垂向运移到恩平组和珠海组成藏。KP11-A井共钻遇5个油层（表2），其中油层1属于珠海组，泥岩盖层厚度仅1 m，储层流体包裹体均一温度为90～102℃；油层2、3、4均属于恩平组，泥岩盖层厚度分别为7.5、4.5、8.2、7.1 m，储层流体包裹体均一温度分别为93～107、93～105、80～112℃。利用储层流体包裹体均一温度和单井埋藏-热演化史（图3），并结合原油生物降解最大温度（80℃）和原油成熟度（根据甲基菲指数计算），分析油气充注时期和序次。综合分析认为，油层4的石油成熟度为0.80%，主充注期为10 Ma左右；油层2的石油成熟度为0.84%，主充注期为6 Ma左右；油层1的石油成熟度为0.94%，主充注期为2 Ma左右。由此可见，开平主洼文昌组烃源岩生成的油气先充注深部恩平组圈闭，后充注浅部珠海组圈闭，即油气从深部向浅部运聚成藏。

图2 开平凹陷原油和砂岩储层沥青质与珠一坳陷典型中深湖相泥岩和原油饱和烃生物标志物分布特征对比Fig.2 Comparison of distribution characteristics of biomarkers of crude oil and asphaltene in sandstone reservoirs of Kaiping sag and typical middle-deep lake mudstones and crude oil in Zhu-1 depression

表2 KP11-A井油层特征数据表Table2 Oil reservoir characteristics data of Well KP11-A

4 稠油和砂岩储层沥青质形成机制

石油包裹体是原始微观油藏，可表征原始油藏的流体特征。KP11-A井油层1砂岩（埋深2 353 m）内石英颗粒成岩次生加大特征较为典型，但岩石中次生加大现象不普遍。油气包裹体发育于石英颗粒成岩次生加大早中期，发育丰度中等（GOI为3%±），均为环石英颗粒加大边内侧成带分布或沿石英颗粒次生加大边的微裂隙成线状/带状分布，均为呈深褐色或褐黄色的液态烃包裹体。

KP11-A井油层2砂岩（埋深2 651 m）内石英颗粒成岩次生加大特征较为典型，岩石中的成岩矿物主要为次生加大石英矿物和粒间方解石胶结物。油气包裹体发育于石英颗粒成岩次生加大早中期，发育丰度中等（GOI为3%±），多为沿石英颗粒成岩期的微裂隙成线状/带状分布，或由于溶蚀成因成群分布于长石颗粒中，或成带分布于砂岩粒间方解石胶结物中。包裹体内，液态烃包裹体占85%±，呈淡黄色、褐黄色、深褐色为主，显示绿色、黄绿色、黄色、暗褐色荧光；气态烃包裹体占15%±，呈灰色，无荧光显示。

KP11-A井油层4砂岩（埋深2 689.5 m）内石英颗粒成岩次生加大特征极为典型，岩石中的成岩矿物主要为次生加大石英矿物。油气包裹体发育于石英颗粒成岩次生加大早中期，发育丰度中等偏高（GOI为4%±），多为沿石英颗粒成岩期的微裂隙成线状/带状分布，或由于溶蚀成因、成群分布于长石颗粒中。包裹体内，液态烃包裹体占95%±，呈淡黄色、褐黄色、深褐色为主，显示黄绿色、暗褐色荧光；气态烃包裹体占5%±，呈灰色，无荧光显示。

对比分析开平凹陷油藏中原油、储层抽提烃和储层流体包裹体中生物标志物组成特征（图2、4），可以看出原始微观油藏原油C1—C35正构烷烃分布齐全，是正常中质原油；原始微观油藏原油生物标志物组成特征与现今油藏稠油和砂岩储层沥青质基本一致，即原始微观油藏正常中质原油与现今油藏稠油和砂岩储层沥青质来源相同，均来自开平主洼文昌组淡水中深湖相烃源岩。分析认为，开平凹陷现今油藏稠油和砂岩储层沥青质中正构烷烃含量明显减少或消失，色谱图中有明显基线大鼓包，属于次生成因。

稠油中沥青质和非烃组分含量较高，其中沥青质是溶解在原油中的一类物质，具有结构复杂、强极性和高分子量（700～1 000）特征，密度大约为1.2 g/cm3。当原油中温度、压力或组成改变时，沥青质动态稳定体系会受到干扰甚至破坏，从而发生聚集和沉淀现象。分析认为，开平凹陷稠油和砂岩储层沥青质的次生成因机制主要体现为：

1）无明显的热蚀变作用、脱沥青作用和硫化作用。

图4 KP11-A井油层1、2、4储层流体包裹体中生物标志物组成特征Fig.4 Composition characteristics of biomarkers in fluid inclusions of oil reservoir 1，2 and 4 in Well KP11-A

随着沉降埋深增加，地层中油气将遭受更高温度，向着分子结构更稳定、自由能降低的方向继续演化，一方面导致气体和轻烃的形成，另一方面产生黑色的固体残留物（俗称热解沥青，即热蚀变作用形成的沥青物质），可能具有较重的碳同位素比值。由于大量的气体或轻烃充注到地层油藏中，使得原油中的烷烃成分增加，沥青质变得不稳定，溶解度降低而沉淀下来。而脱沥青作用形成的沥青具有接近伴生油的碳同位素比值。另外，在还原细菌作用下，硫酸盐可以氧化成烃类，还原形成H2S、S，当S和H2S反应时会形成多硫化物（是强氧化剂），在高温下会将饱和烃完全氧化为CO2，使原油中的烃类含量降低，非烃含量增加。

研究区构造-热演化史模拟结果与实测泥岩镜质体反射率数据相吻合（图5），表明地质历史时期异常热事件不明显，现今地层温度为最高温度，油藏温度小于120℃，达不到原油裂解的温度条件。油藏中沥青质细砂岩多呈斑点状富集（图6），稠油油藏气油比低，介于0.02～2.65。原油碳同位素与沥青质砂岩氯仿沥青A相近，介于-27.6‰～-29.5‰；原油含硫量低，介于0.17%～0.27%。这些特征均表明，研究区油藏无明显的热蚀变作用、脱沥青作用和硫化作用。

图5 KP11-A井埋藏-热演化史模拟和实测泥岩镜质体反射率剖面图Fig.5 Burial-thermal evolution history and its measured vitrinite reflectance profile of mudstones in Well KP11-A

图6 KP10-A井埋深2 232 m处砂岩井壁心及紫外荧光照片Fig.6 Photos of sandstone core and ultraviolet fluorescence at 2 232 m depth in Well KP11-A

2）生物降解作用、氧化作用和水洗作用明显。

生物降解作用常常伴随氧化作用，均使原油中的胶质、沥青质组分增多，油质变差。而生物降解作用的发生需要满足3个条件：①近地表补给水中含有氧；②温度不超过80℃；③原油中必须无H2S（因其对细菌有毒）。原油中水溶性相对较高的组分被地层水优先萃取出去，从而改变原油的组成，使其变重。

由图2可见，开平凹陷稠油和砂岩储层沥青质中正构烷烃含量低或基本消失，原油色谱图中基线大鼓包明显，生物降解作用明显；而且砂岩储层沥青质遭受生物降解程度大于稠油，砂岩储层沥青质中藿烷系列已遭受生物降解的影响，C29—C35藿烷系列含量低，奥利烷为主峰。分析认为，KP11-A井油藏储层流体包裹体烃中多环芳烃系列完整，稠油中多环芳烃系列大幅度降低，表明原油充注时为正常原油，芳烃系列完整，水洗作用不明显；后期油藏遭受明显水洗作用，芳烃被大量消耗（图7）。此外，全油色谱数据和储层岩石热解-色谱分析表明，KP11构造油层1盖层条件差，C1—C14汽油馏分段烃类大量散失，油气充注期为2 Ma左右，经历了弱水洗和生物降解作用；油层2油气充注期为6 Ma左右，经历了中等水洗和生物降解作用；油层3～5油气充注期为10 Ma左右，经历了较严重生物降解和水洗作用。

综合分析认为，开平凹陷主洼文昌组烃源岩在18.5 Ma之前已大量成熟并开始大量生排烃，油气向有利的优势运移通道运移，处于优势运移路径上的KP11构造等油藏的发现证实了开平主洼的生排烃能力。该凹陷区新近纪构造活动弱，通源断裂晚期不发育（基本为古近纪发育的断层，即在T70附近终止活动），不利于油气垂向运移，以侧向运移为主。KP11构造存在不整合面输导、砂岩对接阶梯式逐级抬升输导和铲式断层或似花状断层垂向输导等3种方式，位于优势运移路径上的深部恩平组圈闭优先充注油气成藏，充满后再通过断层垂向输导到浅部珠海组圈闭成藏（即油气自深部向浅部有序充注），且成藏后恩平组油藏先发生较严重的生物降解和水洗作用，而珠海组油藏生物降解作用时间晚、强度弱。因此，开平凹陷洼陷内深部构造-地层圈闭具有中质原油和轻质原油的勘探潜力。

图7 KP11-A井油藏储层流体包裹体烃和原油中多环芳烃总离子流图Fig.7 Total ion flow diagram of polycyclic aromatic hydrocarbons in crude oils and fluid inclusion of oil reservoirs in Well KP11-A