珠江口盆地阳江凹陷不同成藏期次原油成因及混源比例分析

熊万林，龙祖烈，朱俊章，杨兴业，丰 勇

(1.中海石油(中国)有限公司 深圳分公司，广东 深圳 518054；2.长江大学 地球科学学院，武汉 430100)

阳江凹陷主体位于珠江口盆地珠三坳陷，历来被认为是珠江口盆地的一个边缘凹陷[1]。2018年之前勘探程度低，近年来，随着勘探思路的转变，该凹陷开展了地质—地球物理联合攻关，系统解剖并评价凹陷整体的洼陷结构，深入分析烃源岩条件，明确凹陷生烃能力[2-3]。2018—2019年，阳江东地区钻探10口钻井，其中9口井见到良好的油气显示，获得了2个中型商业油田和2个潜在商业油田，从而实现了阳江凹陷勘探的整体突破，并从此打开了阳江凹陷新区油气勘探的序幕[2]。

由于该凹陷勘探历程的特殊性，仅有部分学者针对该凹陷进行过相关研究。通过对凹陷的构造、沉积特征开展系统研究[2-10]，总结出凹陷内部各个次级洼陷构造演化和沉积充填特征的差异性[2-3]；通过对比阳江凹陷与邻近凹陷所发现的原油生物标志化合物特征[2-3,11-12]，认为阳江凹陷始新统文昌组以中深湖相烃源岩为主[2-3]。通过阳江凹陷烃源岩、圈闭、油气藏特征等静态要素的分析[2-4,6,10]，总结出研究区“源—断—圈”耦合近源成藏的模式[2-3]。而对于原油地球化学特征、油气充注时期及充注强度的研究还比较薄弱。

本文利用钻井所取得的岩石和流体样品，进行饱和烃色谱—质谱实验、流体包裹体系统分析和全油气相色谱法混源油定量配比实验，探讨了阳江凹陷烃源岩生烃潜力、油气成因、油气充注时期以及各期次原油对已探明混源油藏的贡献比例，并讨论油气充注强度、烃源岩以及油源断裂三者耦合关系对圈闭富集程度的影响，以期为阳江凹陷下一步的圈闭成藏风险评估提供参考。

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，是在以古生代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[6-9]。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，二者的坳陷结构条件各具特色[1-3,5-9]。阳江凹陷为NE—SW走向的长条状凹陷，面积约2 300 km2，凹陷北部毗邻阳春凸起、海南隆起，西南部与阳江低凸起分隔，东侧为恩平凹陷。阳江凹陷按构造特征可划分为“两凹一凸起”3个构造单元，自西向东依次为阳江西凹、阳江中低凸起、阳江东凹。其中，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；阳江西凹的主体为阳江33洼[2-3](图1)。

阳江凹陷与珠江口盆地东部其他凹陷相同，具有“下断上拗”、“下陆上海”的双层构造沉积特征[1-3,5-9]。其中下部为断陷结构，包括始新统文昌组和恩平组，属陆相沉积体系，受断陷活动“东早西晚”演化特征控制，文昌组仅在阳江东凹发育[2-3]；上部为坳陷结构，包括渐新统珠海组，中新统珠江组、韩江组和粤海组，上新统万山组和第四系(图1)，属海相沉积体系[2-3,6,9-10]。文昌组是主要的烃源岩层系，自下而上发育文三段、文二段和文一段；珠江组和韩江组的海相三角洲砂岩是凹陷主要的储层段；珠江组和韩江组海相三角洲泥岩是主要的区域盖层[2-3,6,9-10]。

2 样品与分析

为系统分析阳江凹陷烃源岩生烃潜力、原油地球化学特征、油气充注时期以及混源油藏混源比例计算，针对阳江凹陷C21-2等5口井采集了恩平组和文昌组共80个泥岩样品，进行岩石热解以及饱和烃和芳烃色谱—质谱分析实验；针对B20-1、B20-2和B20-3等3口井共采集15件原油样品进行原油物性、饱和烃和芳烃色谱—质谱实验；针对D15-1井采集2件原油样品进行原油物性、全油气相色谱、饱和烃和芳烃色谱—质谱以及混源油定量配比实验；针对B20-1井采集17块砂岩样品进行流体包裹体系统分析实验，在显微荧光检测的基础上重点挑选了8块含烃类包裹体的样品进行显微均一温度测试。地球化学实验所采用的分析仪器为安捷伦7890A气相色谱仪、安捷伦6890N和5973C色谱—质谱仪；流体包裹体分析所采用的荧光显微镜为Nikon 80I双通道荧光显微镜，紫外激发光为多色激发，激发波长为330～380 nm；显微荧光光谱仪为Maya 2000Pro光谱仪。岩石和原油样品分析测试工作均在长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室完成。

3 不同成藏期次原油成因

3.1 烃源岩生烃潜力

阳江凹陷文昌组以湖相差异分布、周缘分散砂体小为特征，中深湖沉积体系分布具有自东向西迁移的特征。文三段中浅湖相主要分布在恩平21洼；文二段中深湖相连片分布在恩平20、恩平21洼，阳江24洼东西两侧也有发育；文一段中深湖相主要分布在恩平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[2-3]。总体而言，阳江凹陷恩平20洼文昌组中深湖相在垂向叠加和平面分布上最为稳定[2-3]。

图1 珠江口盆地阳江凹陷构造单元及地层划分Fig.1 Tectonic units and stratigraphic column of Yangjiang Sag, Pearl River Mouth Basin

受钻井条件控制，阳江凹陷仅C21-2井揭示了文三段厚度约为400 m的中浅湖相灰黑色泥岩。该套泥岩有机碳含量平均值为2.50%，热解生烃潜量平均值为7.17 mg/g，氢指数平均值为224.5 mg/g，有机质类型为Ⅱ1型，属于好—很好烃源岩(图2)。文昌组一段和二段烃源岩并未揭示，导致其生烃潜力无法准确判断。但珠一坳陷钻井揭示的文昌组中深湖相烃源岩分析数据结果显示，该类型烃源岩整体有机质丰度较高，类型较好，属于一套优质烃源岩。通过对比阳江凹陷与邻近珠一坳陷沉积演化特征[2-3,5-6,10]，认为文昌组一段和二段的中深湖相泥岩属于优质烃源岩，可为周边油田供烃。

图2 珠江口盆地阳江凹陷以及珠一坳陷文昌组、恩平组泥岩生烃潜力评价Fig.2 Hydrocarbon generation potential evaluation of mudstones in Wenchang and Enping formations, Yangjiang Sag and Zhu I Depression, Pearl River Mouth Basin

恩平组沉积时期，地层呈现连片分布的特征，地层厚度较大，覆盖了阳江凹陷大部分区域，并以广盆浅湖相和广泛分布的浅水辫状河三角洲泥岩为主。凹陷内揭示恩平组泥岩钻井有5口，烃源岩有机质丰度较低，有机碳含量平均值约为1.2%，热解生烃潜量平均值为7.17 mg/g，氢指数平均值约为161.2 mg/g，有机质类型为Ⅱ2型，以生气为主，整体属于较差—中等烃源岩。

3.2 原油生物标志化合物特征

前人[12-19]研究认为，双杜松烷是一类特征非常明显的高等植物树脂输入的标志化合物，代表陆源高等植物贡献，在原油成熟度相近的情况下，Ts/Tm比值参数对黏土催化剂反应很灵敏，该参数受烃源岩沉积环境影响较为明显。阳江凹陷原油的生物标志化合物特征分析结果表明，双杜松烷含量以及Ts/Tm的相对含量是划分本区原油类型有效的地球化学指标。依据上述2个参数，可将阳江凹陷原油划分为3种类型(图3，图4)。

第Ⅰ类原油全油气相色谱图中可分辨的正构烷烃组分较少，色谱图基线“UCM”鼓包明显(图3)。该类型原油生物标志化合物中含有较高的C304-甲基甾烷，Ts含量明显高于Tm，Ts/Tm比值为1.77～2.14，双杜松烷含量普遍较高，T/C30H为1.41～1.47(图3，图4)。

第Ⅱ类原油全油气相色谱图中可分辨的正构烷烃组分丰富，色谱图基线“UCM”鼓包不明显(图3)。该类型原油生物标志化合物中含有较高的C304-甲基甾烷，Ts含量略高于Tm，Ts/Tm比值为1.16～1.51，而双杜松烷含量较低，T/C30H为0.42～0.64(图3，图4)。

图3 珠江口盆地阳江凹陷以及珠一坳陷典型原油及烃源岩生物标志化合物特征 C27.20R-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷；C28.20R-24-甲基-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷； C29.20R-24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷；Ts.18α(H)-22,29,30-三降藿烷；Tm.17α(H)-22,29,30-三降藿烷； C30Dia-H.C30-重排藿烷；OL.奥利烷；C30H.17α(H),21β(H)-藿烷；T.树脂化合物TFig.3 Typical biomarker distributions of crude oils and source rocks in Yangjiang Sag and Zhu I Depression, Pearl River Mouth Basin

图4 珠江口盆地阳江凹陷以及珠一坳陷典型原油 及烃源岩生物标志化合物参数关系Fig.4 Relationship between typical biomarkers of crude oil and source rocks in Yangjiang Sag and Zhu I Depression, Pearl River Mouth Basin

第Ⅲ类原油全油气相色谱图中既有相当数量的正构烷烃组分，又有明显的色谱图基线“UCM”鼓包(图3)；其同样含有较高丰度的C304-甲基甾烷，Ts含量略高于Tm，Ts/Tm比值为1.56～1.84，双杜松烷含量中等， T/C30H为1.09～1.25(图3，图4)。

3.3 原油成因

参考珠江口盆地储层生物降解作用发生的深度范围(浅于1 500 m)，认为第Ⅰ类原油代表早期充注遭受生物降解作用所形成[20]。该类原油同时具有较高的低等水生生物和陆源高等植物的双重贡献，其生物标志化合物特征与阳江东凹钻井揭示的典型文三段中浅湖烃源岩相似，推测其来源于恩平20洼文三段中浅湖相烃源岩。这类原油主要分布于B20-1油田珠江组极少数油层中。

第Ⅱ类原油代表晚期充注原油。该类原油主要来源于低等水生生物，同时存在少量陆源高等植物贡献，其生物标志化合物特征与邻近番禺4洼揭示的典型文昌组中深湖烃源岩相似，推测其来源于恩平20洼文一段和文二段中深湖相烃源岩。这类原油主要分布于B20-1和B20-2油田韩江组油层以及其他各含油构造珠江组油层中。

第Ⅲ类原油代表早期和晚期充注原油混合的结果。该类型原油为第Ⅰ类和第Ⅱ类原油的混源油，而这类原油主要分布于B20-1油田珠江组多数油层中。

4 原油充注时期分析

通过前文对油藏原油色谱特征的分析，虽然可以判断大致的原油充注期次，但无法求取准确的充注时间。为解决油气充注时间及期次问题，本文采用流体包裹体分析手段进行求取。

透射光和荧光薄片显微观察显示，成岩阶段所捕获的烃类包裹体和盐水包裹体主要分布在石英颗粒内成岩裂纹、切穿石英颗粒成岩裂纹及早期方解石胶结物中(图5)。烃类包裹体以纯油相包裹体和油+气两相包裹体为主，少量(含烃)盐水气液两相包裹体为辅，盐水包裹体包括单一液相和气液两相盐水包裹体。包裹体形态多样，主要有椭圆形、条形、近圆形，大小以3～10 μm为主，少数可达20 μm；气泡充填度主要为3%～10%,少数能超过60%。

包裹体显微荧光观察表明，砂岩储层捕获发黄绿色和蓝绿色2种不同荧光颜色油包裹体。早期油包裹体以发蓝绿色荧光为主，主峰波长λmax为500～530 nm，主要发育在石英颗粒内成岩裂纹(图5c-d)以及早期方解石胶结物中(图5g-h)；晚期油包裹体以发黄绿色荧光为主，主峰波长λmax为540～550 nm，主要发育在切穿石英颗粒裂纹成岩裂纹中(图5a-b)。此外，珠江组储层石英颗粒粒间孔隙及微裂隙中检测到大量褐色沥青(图5e-f)，沥青颜色和分布产状反映其形成时间较早、成熟度较低[21]。

油包裹体充注年龄采用均一温度—埋藏史投点法进行[22]，考虑到研究区热演化特征，埋藏史—热史恢复利用PetroMod软件进行一维单井模拟，采用裂谷盆地稳态热流模型[23]。在油包裹体宿主矿物成岩序次约束下，利用与油包裹体伴生盐水包裹体均一温度进行投点求取充注年龄，均一温度分布直方图和数据表见图6和表1。投点结果显示，阳江东凹油藏中发生过早晚两期原油充注(图7)：第一期原油充注时间为晚韩江期—早粤海期(12.0～7.5 Ma)；第二期原油充注时间为晚粤海期—现今(6.5～0 Ma)，早期油藏形成之后，原油发生生物降解形成沥青。

图6 珠江口盆地阳江凹陷B20-1井 储层样品盐水包裹体均一温度直方图Fig.6 Homogeneous temperature diagram of the aqueous inclusions in reservoir samples of well B20-1, Yangjiang Sag, Pearl River Mouth Basin

5 混源油藏两期原油贡献比例测算

前人[24]针对生物降解作用较为普遍地区，提出采用全油色谱法进行混源比例测算。基线之上所有可分辨色谱峰的累计峰面积，代表可分辨组分的丰度R值；基线“鼓包”所包含的峰面积U值，表征未分辨的复杂混合物“UCM”的丰度(图8)。据此可以计算出每件原油样品的R/U值，用以表征原油可分辨的与未分辨的烃类丰度比率，即前、后两期烃类充注的烃类数量比率。考虑到原油含有一定数量的非烃和沥青质组分，因此，需要将R/U值校正成两期原油充注比率[24]。

5.1 端元油样选择

研究区第Ⅰ类原油全油气相色谱图中可分辨的正构烷烃组分较少，色谱图基线“UCM”鼓包明显，代表早期充注原油特征；第Ⅱ类原油全油气相色谱图中可分辨的正构烷烃组分丰富，色谱图基线“UCM”鼓包不明显，代表晚期充注原油特征；第Ⅲ类原油全油气相色谱图中既有相当数量的正构烷烃组分，又有明显的色谱图基线“UCM”鼓包，代表着早、晚两期充注原油特征。

受研究区原油样品量制约，为完成本次定量配比实验，选择了紧邻研究区的恩平凹陷北部两件典型油样代表前、后两期充注的端元油，即D10-1井珠江组油样(密度为0.935 g/cm3，与本文第I类原油密度、生物标志化合物特征类似)和D15-1井珠江组油样(密度为0.836 g/cm3，与本文第Ⅱ类原油密度、生物标志化合物特征类似)，前者代表前期充注后经历过强烈生物降解的重稠油，后者则代表未降解的黑油。

表1 珠江口盆地阳江凹陷B20-1井与油包裹体同期盐水包裹体均一温度及充注时间数据Table 1 Homogenization temperatures of aqueous inclusions accompanied with oil inclusions and charging time in well B20-1 of Yangjiang Sag, Pearl River Mouth Basin

图7 珠江口盆地阳江凹陷油包裹体充注期次及时间Fig.7 Charging episodes and time of oil inclusions in Yangjiang Sag, Pearl River Mouth Basin

5.2 建立原油充注比率测算图版

将2件端元油样按照不同的原油配比率，从配比率100∶0至0∶100，配成 11件混合油样，作全油气相色谱分析。从气相色谱图上(图8)，可测得每件混合油样的R/U值。按照各件油样的配比率与对应的R/U值，回归获得其相关曲线，建立测算原油充注数量比率的图版(图9)。

5.3 单井原油两期充注比率测算

通过建立的两期成藏原油充注比率定量测算图版(图9)，可以对阳江东凹目前所发现的恩平B20-1和B20-2两个商业油田中的各个油藏混源比例进行测算。结果表明：B20-1油田各油藏中，韩江组油藏均以第二期充注为主，珠江组油藏存在明显两期充注，不同油藏两期充注比例如图10所示，结合油田储量分布特征[1]，第一期充注量占比约39%，第二期充注量占比约61% ；B20-2油田韩江组油藏主要来源于第二期充注。

图8 珠江口盆地配比混合油样品全油气相色谱图Fig.8 Whole-oil gas chromatograms of mixed oil samples of Pearl River Mouth Basin

图9 珠江口盆地两期成藏原油充注比率定量测算图版Fig.9 Quantitative calculation chart of filling proportion of two-stage reservoir forming crude oil of Pearl River Mouth Basin

图10 珠江口盆地阳江凹陷B20-1和B20-2油田各油藏两期原油贡献比例Fig.10 Contribution ratio of two phases of crude oils in B20-1 and B20-2 oil fields in Yangjiang Sag, Pearl River Mouth Basin

6 勘探意义

前人针对油源断裂活动特征对油气富集程度的控制进行过系统研究，认为断裂的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输导油气能力不同，还表现在同一级别油源断裂的不同部位的垂向输导能力也不同[2-3,25-26]。

结合油源断裂的发育特征、不同类型原油垂向分布特征、油气充注时期及充注强度，认为临近生烃洼陷且位于韩江组及其之上的圈闭，油气来源于文昌组一、二段中深湖相烃源岩，成藏时间为晚粤海期—现今(6.5～0 Ma)。若该成藏期内，通源断裂强烈活动，并且能有效沟通文昌组一、二段烃源岩和圈闭，则更易于形成规模性油藏(图11)。而对于临近生烃洼陷且位于珠江组及其之下的圈闭构造，其成藏时间为晚韩江期—早粤海期(12.0～7.5 Ma)和晚粤海期—现今(6.5～0 Ma)，油气来源于早期文昌组三段中浅湖相和晚期文昌组一、二段中深湖相烃源岩共同贡献。若早期强烈活动的通源断裂能有效沟通文昌组三段中浅湖相烃源岩和圈闭，或者晚期活动的断裂能有效沟通文昌组一、二段中深湖相烃源岩和圈闭，该圈闭均可形成规模性油藏(图12)。因此，对于勘探而言，关键成藏时期断裂活动强度、圈闭发育层段及有效烃源岩三者的耦合关系，共同控制着圈闭富集程度，此三要素匹配较好的圈闭是未来钻探的有利目标。

7 结论

(1)阳江东凹主要发育文昌组一段和二段的中深湖相和文昌组三段的中浅湖相烃源岩，钻井及所发现原油证实了两类烃源岩的有效性。

图11 珠江口盆地阳江凹陷第一期原油成藏模式Fig.11 Oil accumulation model of the first episode in Yangjiang Sag, Pearl River Mouth Basin

图12 珠江口盆地阳江凹陷第二期原油成藏模式Fig.12 Oil accumulation model of the second episode in Yangjiang Sag, Pearl River Mouth Basin

(2)生物标志化合物以及流体包裹体分析表明，阳江东凹所发现油气可划分为3种类型：第Ⅰ类原油分布在珠江组油藏中，形成的油包裹体荧光颜色为蓝绿色，来源于恩平20洼文昌组三段中浅湖相烃源岩，充注时间为晚韩江期—早粤海期(12.0～7.5 Ma)；第Ⅱ类原油分布在珠江组—韩江组油藏中，形成的油包裹体荧光颜色为黄绿色，来源于恩平20洼文昌组一段和二段中深湖相烃源岩，充注时间为晚粤海期—现今(6.5～0 Ma)；第Ⅲ类原油分布在珠江组油藏中，属于第Ⅰ类和第Ⅱ类的混源油。

(3)依据全油气相色谱法混源油定量配比实验所建立的两期原油充注比例定量计算模板，认为B20-1、20-2油田韩江组油藏均为第二期充注；B20-1油田珠江组油藏第一期和第二期充注量占比分别为39%和61%。

(4)关键成藏时期，断裂活动强度、圈闭发育层段及有效烃源岩三者耦合关系共同控制着圈闭富集程度，上述三要素匹配较好的圈闭是研究区未来钻探的有利目标。