珠江口盆地惠州26-6构造古潜山—古近系油气成藏主控因素

2021-12-22徐国盛温华华史玉玲蔡俊杰徐昉昊

天然气工业 2021年11期

刘杰徐国盛温华华史玉玲蔡俊杰徐昉昊

1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院 2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司 3.成都理工大学

0 引言

中国近海海域油气勘探近年来不断取得新的突破，勘探程度也日益加深，随着常规勘探目标选取难度的逐步加大，油气勘探正向着深层、非常规等新领域拓宽[1-2]。国内外海域勘探实践证实，深层古潜山具有油气富集条件，勘探潜力不容忽视[3-5]。近年来，渤海湾盆地多类型潜山油气藏的勘探成功[6-9]，特别是渤中凹陷太古界潜山气藏BZ19-6凝析气田的发现，预示着中国近海海域潜山油气藏的勘探前景乐观可喜，不仅如此，BZ19-6凝析气田的巨大成功，揭示了油型盆地油气并举的新观点，指明了天然气勘探的新方向，对深埋古潜山天然气勘探具有重大指导意义[10-13]。珠江口盆地惠州凹陷26-6构造油气勘探的大发现，其地质背景与BZ19-6异曲同工，是珠江口盆地古潜山深层凝析气勘探的首个发现，仍具有富油型盆地背景下，天然气勘探潜力巨大的新兴特点[13]。

与BZ19-6气田不同的是，惠州26-6（以下简称HZ 26-6）构造地质条件复杂，近十来年，中海油围绕惠州地区古近系转换带和陡坡带两大方向展开勘探，但勘探成效并不理想。2019年上半年，3口古近系钻井均告失利。究其原因，潜山及上覆古近系共同构成的具有相同构造演化背景的“泛潜山”复合圈闭及“泛潜山”油气藏[14]，其油—气—水分布条件及各成藏要素之间耦合关系复杂，制约了该区油气勘探。为了进一步厘清HZ26-6构造古潜山—古近系油气富集规律及主控因素，通过对研究区烃源条件、储集条件、盖层条件、输导条件和圈闭条件等成藏基本要素的深入研究，系统梳理了HZ26-6构造油气成藏的认识，以期为明确下一步油气勘探方向提供科学依据。

1 地质背景

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上，呈NE—SW向展布，面积约26.68×104km2。惠州凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷中部（图1），东接陆丰凹陷，西临西江凹陷，是珠江口盆地已证实的最富烃凹陷之一[13]。平面上，惠州凹陷划分为惠西、惠南、惠北半地堑以及惠西、惠陆低凸起等多个构造单元。惠西半地堑包括惠州26洼、西江30洼、西江23洼和西江24洼等多个富烃洼陷。HZ26-6构造位于惠州26洼南部（图1），是由两条断层共同控制的断块构造。

图1 惠州凹陷及HZ26-6构造工区位置图

2019年之前，珠江口盆地深层油气勘探主要集中在恩平组、文昌组等古近系目的层，重点未落足潜山，此后HZ21-1、HZ21-3和HZ21-4构造均在潜山钻遇丰富的油气显示，揭示了惠州凹陷潜山较大的勘探潜力[13]。在此基础上，以“古潜山—古近系”联合勘探新模式为指导，HZ26-6构造获得重大勘探突破：HZ26-A井综合测井解释恩平组油层净厚49 m/2层，文昌组油层净厚48.9 m/5层，古潜山油层净厚75.1 m/5层，首次在惠州地区古近系恩平—文昌组砂砾岩体发现了优质油藏，也是首次在古潜山探明高产凝析气藏，充分证实了惠州地区转换带+古潜山的勘探潜力，也表明了文昌组烃源岩的巨大生烃潜力[15]。但自HZ26-A井之后钻探的评价井其钻探效果不如前者，突显HZ26-6构造油气分布的差异性与复杂性。HZ26-A井的首钻结果表明HZ26-6构造具有多层系（古潜山与古近系）、“多相态”（常规油气与凝析气）复合成藏”的特点，揭示了HZ26-6构造古潜山油气藏巨大勘探潜力，成为惠州凹陷乃至珠江口盆地古潜山—古近系新领域油气勘探的重大突破。

2 成藏地质条件

2.1 烃源条件

烃源岩有机质丰度评价标准采用湖相烃源岩综合评价标准[16]。文昌组72个烃源岩样品统计结果表明TOC值介于0.37%～6.87%，平均值为2.24%，其中大于0.5%的样品约占了总样品的96%，约60%的样品TOC大于1%，文昌组烃源岩整体为中等—很好品质的湖相烃源岩，仅少部分为差品质烃源岩[17]。恩平组24个样品统计结果显示该组烃源岩TOC值明显低于文昌组，介于0.3%～3.44%，平均值为1.3%。恩平组约80%的烃源岩样品TOC值大于0.5%，主要分布区间为1%～2%，此外，恩平组烃源岩TOC最大值亦小于文昌组，恩平组烃源岩以差—中等品质烃源岩为主。

受沉积环境、成岩演化等影响，烃源岩的分布通常具有非均质性[18]。HZ26-6构造不同钻井TOC对比结果显示，文昌组TOC平均值普遍高于1%，但单井之间TOC分布差异较大，以HZ26-A井TOC值分布最广，介于1.6%～5%；HZ27-I井TOC达到区内最高值，为5.5%；HZ27-L井均值最高，达4.2%，而与之相邻的HZ21-H井的TOC均值最小，为1.1%。恩平组实测数据较少，仅在HZ21-H、HZ21-J和HZ26-A井收集到实测数据，结果显示恩平组在HZ21-H井TOC最大值和均值最高，平均值达到1.6%，最大可达2.2%。在HZ26-A井TOC值最低，平均仅为0.47%。

采用HI—Tmax图版对研究区收集到的钻井（HZ26-A、HZ21-H、HZ21-J、HZ27-K、HZ27-L）烃源岩样品的有机质类型进行划分（图2）。恩平组数据点几乎全部落在Ⅱ2—Ⅲ型区间范围内，有机质类型偏向腐殖型，与其滨浅湖、湖沼相的沉积环境较为吻合，高等植物输入较为强烈。文昌组烃源岩样品有机质类型以Ⅱ1型为主，偏向腐泥型，仅HZ21-H井文昌组有机质类型以Ⅱ2型为主，此与其浅湖相的沉积环境有关。此外， HZ26-A井文昌组烃源岩H/C和O/C原子比交汇图版（图3）分析结果也可以证实文昌组烃源岩类型以Ⅱ1型为主。实测Ro与深度具有较明显的线性关系，不同单井Ro变化趋势较为吻合，表明它们经历了较为相似的热演化过程。文昌组和恩平组烃源岩实测Ro值介于0.5%～1.1%，表明烃源岩样品处于低—中等成熟阶段[13]。

图2 HZ26构造恩平组烃源岩HI—Tmax图

图3 HZ26-A井文昌组烃源岩H/C—O/C图

2.2 储集条件

惠州凹陷储层主要由前古近系岩浆岩和古近系碎屑岩等储层构成，其中岩浆岩储层以闪长岩、花岗岩及辉绿岩为主，储层厚度在HZ26-A井处最厚，目前钻遇厚度为646 m。碎屑岩储层以扇三角洲砂体为主，砂体厚度分布不均，如古近系恩平22砂组，各井所沉积的砂体厚度均不相同，变化范围为44.3～80.6 m，其中南部HZ26-B井处沉积最厚，为80.6 m，向北至HZ26-A井、HZ26-C井处逐渐减薄。研究区各目的层储集物性均表现出较强的非均质性。潜山岩浆岩储层原始物性不佳，非均质性极强，但在断裂、风化剥蚀及多期流体等因素的联合改造下，内部不同程度地发育了大量裂缝，为油气的储集和渗滤提供了足够的空间与顺畅的运移通道。前古近系储集物性反演结果表明，有利储层主要围绕HZ26-A井区分布，该井区前古近系裂缝发育程度较高，储集物性较好；HZ26-G井虽发育大量裂缝，但多被脉体充填，导致其储集物性相对略差；而HZ26-D井由于钻遇的花岗岩裂缝不发育，导致其储集物性极差。总体来说，前古近系系风化裂缝带储集物性优于内幕裂缝带储集物性。古近系储层物性及优质储层横向展布主要受沉积相类型与分布的控制，储层整体呈现较强非均质性，有利沉积相带主要为转换带三角洲前缘。对比古近系文昌组储层WC435与WC427砂层，认为处于转换带扇三角洲沉积相且受凝灰质影响较小的沉积砂体均具有较好的储集物性（图4-a、b）。EP23砂组沉积时期，研究区主体为转换带扇三角洲沉积，向南局部变为陡坡带扇三角洲沉积（图4-c），转换带扇三角洲沉积砂体除局部受凝灰质影响导致储集物性变差外（HZ26-D井周围），砂体储集物性整体好均于陡坡带扇三角洲沉积。EP21砂组沉积时期，研究区主要发育转换带辫状河三角洲沉积相（图4-d），除HZ26-D井周围因受凝灰质影响，导致储集物性变差外，大部分井区储集物性均较好。

图4 研究区古近系储层沉积相平面图

总体来看，研究区发育一定规模的优质储层，具有“古近系转换带砂砾岩—古潜山风化裂缝带多期改造、规模成储”的特点。前古近系有利储层受风化剥蚀、裂缝发育程度、流体充填等多因素控制，有利储层主要围绕1井分布, 其有效裂缝发育程度高，储集物性好；古近系储层主要受沉积相类型与分布的控制，“优相控优储”的特点十分显著。

2.3 盖层条件

前期研究发现，尽管该区未发育大规模泥岩区域盖层，但其盖层岩性多样，除传统石油地质意义上泥岩盖层之外，还可见到玄武岩、凝灰岩、火山角砾岩等几类特殊岩性的盖层，这些盖层具有多层叠置、联合封堵的特征，且发育厚度数米至数十米不等，横向分布亦不均一，如古近系EP22砂组，各井发育的泥岩盖层厚度均不相同，变化范围为5～33 m，其中在西南部的HZ26-B井和HZ26-E井周围泥岩盖层厚度较厚，向东北部至HZ26-A井和HZ26-C井处逐渐变薄。

前人研究认为，盖层往往只需要达到1～2 m的厚度便可封闭其下伏储层中的油气，且处于1 500～4 000 m范围的埋深时，盖层具有最佳的封闭能力。而本区盖层深度范围均在2 900～4 000 m，已处于最佳封堵埋深，所以研究区盖层的厚度及其封堵的烃类高度才是评价盖层封堵油气能力的重要指标。通过对泥岩盖层厚度与封堵油气高度进行统计分析后发现，泥岩盖层厚度与封堵油气高度具有一定的正相关性，其封堵油气所需泥岩盖层厚度下限可低至2～5 m。此外，从盖层与下伏储层排替压力统计分析后发现（表1、2），各类岩性的盖层均可以封闭下伏储层中的油气，尤其以泥岩、玄武岩封闭条件最佳，其中泥岩盖层具有最佳的封堵埋深、足够的厚度、较大的排替压力，是研究区的主要盖层。

表1 研究区泥岩盖层与下伏储层排替压力统计表

表2 研究区特殊岩性盖层与下伏储层排替压力统计表

2.4 圈闭条件

HZ26-6构造前古近系及古近系文昌组、恩平组圈闭类型复杂多样，均形成于油气充注期之前。其中，前古近系主要发育断背斜—地层超覆圈闭，主要受研究区北部的油源断裂和南部的NWW向断层超覆沉积共同控制；古近系文昌组主体发育断背斜—地层超覆圈闭，亦受北部油源断裂和南部NWW向断层超覆沉积共同控制，局部发育活动期次较短、封闭性较好的断层圈闭；古近系恩平组断裂体系较为发育，南部受凝灰质影响严重，主要形成了由断层、岩性控制的断层—岩性—地层超覆圈闭、断层—地层超覆圈闭及断层圈闭[19]。总体上具有“浅层断裂岩性组合控圈，深层隆升成山超覆控圈”的圈闭特点。为明确油气成藏时期的圈闭演化特征，采用地震层拉平技术，分别针对各目的层进行了油气成藏期的构造演化研究（图5），结果表明，前古近系及古近系文昌组、恩平组虽然圈闭类型复杂多样，但高点位置长期稳定，基本上没有发生过大规模的迁移和改造，整体上有利于油气的运聚和保存。

图5 研究区古近系文昌组顶界面（T80）构造演化平面图

但成藏期圈闭条件的局部变化也改变了油气运移聚集条件，或引发调整性成藏。如HZ26-A井WC41砂层组的水层应为油气充注末期古油藏被驱替至高部位后所残留的束缚水。成藏期T70（恩平组顶）与T80相似，T70界面之下HZ26-A井区发育的断层—岩性—地层超覆圈闭构造高点，自距今13.80 Ma开始逐渐由北向南迁移，距今13.82～10.00 Ma时，圈闭构造高点位于HZ26-A井北部，油源断裂上盘，距今10.00～5.33 Ma时, 圈闭构造高点开始显著向南部迁移，距今5.33 Ma至现今，圈闭构造高点已完全迁移至南部HZ26-F井附近。圈闭构造高点的迁移或引发调整性成藏，如HZ26-B井EP21砂层组的油层应为油气充注末期运移聚集的。

2.5 输导条件

研究区输导类型主要为断层、裂缝、砂体，由断缝和断砂的空间组合构成了立体网状输导格架。总体上呈现“切源断裂多期跨层输导，深缝浅砂侧向差异运移”的输导特点。

2.5.1 断层输导

HZ26-6控洼油源断裂几乎贯穿了研究区新生界，自下而上依次断穿Tg、T80、T70、T60、T50、T40、T35、T32、T30地震界面，是古近系油气垂向运移的主要通道。当断层活动速率大于5.6 m/Ma时，才有利于储层的规模成藏[20]。通过对该油源断裂在主力成藏期的活动性分析发现，油源断裂在整个油气成藏期始终以中段HZ26-C井至HZ26-G井为优势运移通道，而西段HZ26-E井至HZ26-C井和东段HZ26-G井至HZ26-D井活动性相对较弱，并非油气垂向运移的优势通道，但均达到了规模成藏的断层活动下限速率。

2.5.2 裂缝输导

裂缝体系主要发育于前古近系，在前古近系顶部形成风化裂缝带、底部形成内幕裂缝带。由于前古近系受风化剥蚀、流体充填、构造应力等多重因素的影响，导致岩溶、裂缝发育程度不同，最终造成了前古近系储集物性的强非均质性，进而影响了油气顺裂缝侧向分流的能力。前古近系储集物性反演结果表明，前古近系HZ26-A井区开启性裂缝较为发育，导致储层物性较好，裂缝输导能力较强；HZ26-D井开启性裂缝不发育，导致储层物性较差，不具备输导能力；HZ26-G井虽然裂缝较为发育，但多被脉体充填，裂缝开启性差，进而影响其储集物性，输导能力较弱。

2.5.3 砂体输导

古近系文昌组、恩平组发育多套沉积砂体，其储集物性主要受沉积相的控制，此外，储集物性还受原始组构及后期成岩改造影响：①文昌组砂体成岩后期受长石和火山岩岩屑溶蚀增孔作用明显，有利于油气输导。②恩平组砂体受多种成岩作用影响，酸性溶蚀具有增孔作用，而高岭石沉淀及方解石胶结不利于储层物性改善。储层原始组构及成藏期前发生的多种成岩作用导致了储层具较强的非均质性，亦导致了砂体输导能力的差异性。整体而言，主成藏期随埋深的逐步增加，自13.82 Ma至今，储层物性参数值持续降低，输导能力逐步减弱。从沉积相角度来看，处于转换带扇三角洲沉积相和受凝灰质影响较小的沉积砂体均具有较好的储集物性，可以作为油气横向运移的优势通道。如前古近系WC435、WC427砂层，HZ26-A井区不仅砂体储集物性较好，而且又处于构造高点，故经油源断裂垂向运移的油气沿WC435、WC427砂层横向运移时，必优先充注HZ26-A井区聚集成藏。

2.5.4 各类输导体系耦合关系

潜山裂缝体系主要发育于潜山顶部风化裂缝带及潜山下部的内幕裂缝带，潜山输导油气的能力取决于断层—裂缝的耦合程度，裂缝走向及发育程度、充填程度与断层的耦合关系决定了潜山油气输导效率。古近系油气输导能力取决于断层—砂体的耦合关系，古近系砂体物性的好坏及其与断层的接触关系决定油气输导效率。断层与砂体的良好匹配为油气垂向—横向运移提供了有效路径，砂体物性变化决定了输导及封闭能力。断层—不整合的耦合关系决定了油气沿断层垂向运移在经过不整合面时能否沿不整合面横向运移进入砂层。不整合的形态及其上覆沉积的岩层物性决定了油气沿不整合运移与否，如Tg、T80不整合界面油气运移证据显示，沿油源断层垂向运移的油气在经过不整合面时，遇物性较好的WC427砂层时即形成有效运移，遇物性较差的EP233下部砂层时则为无效运移（图6）。

图6 研究区输导条件示意图

3 油气成藏主控因素与模式分析

HZ26-6构造古潜山和古近系烃类包裹体岩相学特征和均一温度测试分析结果显示，“双古”储层包裹体岩相学特征较为相似，油包裹体及气—油两相包裹体丰度较高，气烃丰度较低。单偏光下，油包裹体呈无色/淡黄色、褐色，荧光下显示较强浅蓝色荧光。潜山储层闪长岩矿物晶间微缝隙中可见轻质油痕迹，荧光下呈现浅蓝色（图7-a、b）；文昌组储层粒间孔隙中普遍充填了黑褐色沥青及轻质油，轻质油显示浅蓝色荧光（图7-c、d）；恩平组观察到的烃类包裹体主要为液态烃、气—液烃包裹体，纯气态烃包裹体占比较少（图7-e、f），烃类包裹体主要发育在孔隙方解石胶结期间及胶结期后（沿切穿石英颗粒的微裂隙）。

图7 惠州26-6构造“双古”包裹体镜下特征图

“双古”包裹体均一温度测试结果显示，潜山储层包裹体均一温度相对最高，均一温度介于80～140 ℃，油气充注的时间跨度大，其均一温度呈“单峰型”分布，主峰对应的均一温度为110～130 ℃。文昌组包裹体均一温度整体略高于恩平组，介于108～127 ℃，均一温度的分布呈现“双峰型”，其中，前峰对应的温度范围为108～111 ℃，而后峰对应的温度为117～120 ℃。恩平组包裹体均一温度数据最为丰富，跨度较大，介于92～129 ℃，呈典型的“单峰型”，峰值介于108～120 ℃。根据储层包裹体均一温度，结合HZ26-A井埋藏史和温度史模拟结果，对HZ26-6构造古近系及古潜山的油气充注期次与时间进行了分析。认为古潜山及古近系储层油气主力成藏期为距今13.82 Ma以来，可将储层流体充注划分为以下3期。

1）第1期烃类充注期为距今13.82～10.00 Ma，对应低熟油成藏期。该时期烃源岩在低热演化阶段生成的原油通过断层、不整合面、裂缝、砂体组成的立体网状高效输导体系逐渐运移，并注入潜山、文昌组及恩平组储层聚集成藏。该时期古油藏规模较小，原油为低熟油（图8-a）。

图8 HZ26-6构造三大主力成藏期古潜山及古近系油气成藏过程图

2）第2期烃类充注为期距今10.00～5.33 Ma，对应成熟原油主力成藏期。在生烃增压及欠压实作用下，超压现象愈发强烈[21-22]，推动HZ26烃源岩生成的成熟原油向低势区（构造高部位）大规模运移聚集，原油持续充注，先前形成的古油藏规模不断扩大，致古近系及潜山形成大规模古油藏（图8-b）。

3）第3期烃类充注期为距今5.33～0 Ma，对应天然气主力成藏期。随着热演化程度的不断升高，HZ26洼主力烃源岩开始大规模生气，大量的天然气随成熟油递进式进入储层，自下而上依次驱替潜山、文昌组及恩平组古油藏，形成凝析气藏，最终因气量不足而在恩平组停止充注，形成现今上油下气的油气分布格局（图8-c）。

现今，之所以形成如此油气分布格局，主要原因如下：①晚期天然气会选择性优先进入物性条件好，易于被驱替的古油藏。而早期原油之所以能充满那些物性条件并不好的储层，是因为原油充注期跨度较大，原油递进式缓慢充注，直至充满。②早期原油驱替原来储层中的水要比晚期天然气驱替储层中的原油容易，晚期生成的天然气充注时间短，加之部分储层物性差，导致天然气难以驱替这些储层中的原油，所以形成了现今总体上上油下气的油气分布格局。HZ26烃源条件优质，可为HZ26-6构造形成整装油气藏提供充足油气供给；盖层条件优越，多种岩性盖层均能有效封堵下伏储层当中的油气。最终确立了HZ26-6构造以储集条件，圈闭条件和输导条件为主的成藏主控因素。