珠江口盆地东部油气聚集系数求取

2022-03-21朱俊章朱明石创黄玉平杨娇魏启任

长江大学学报(自科版) 2022年2期

朱俊章，朱明，石创，黄玉平，杨娇，魏启任

中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳 518054

油气资源是战略性能源资源，直接关系国计民生、社会稳定和国家安全[1，2]。中国近海海域是我国重要的能源基地和未来油气储量和产量主要增长区[3，4]。系统开展中国近海资源动态评价，加深对不同地质、地理条件下油气成藏及资源分布规律的认识，扩宽评价领域，摸清总体资源潜力，对油气勘探规划制定和勘探部署决策都有着非常重要的现实意义。

油气运聚系数是盆地模拟成因法计算油气资源量的一个关键参数，直接影响资源量计算结果。油气地质资源量的计算和评价包括生油气量、排油气量、排油气系数、油气聚集系数和油气运聚系数的求取[5]。排油气系数为排油气量与生油气量之比，油气聚集系数为油气聚集量与排油气量之比，油气运聚系数为排油气系数与油气聚集系数之积。油气运聚系数可以通过统计分析确定，也可以通过刻度区解剖，建立油气运聚系数与其他地质要素的拟合方程确定。我国近年来完成的油气资源评价也普遍采用了油气运聚系数法求取地质资源量。

全国新一轮资源评价中，柳广第等[6]统计了松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、吐哈等盆地中勘探程度高、地质认识程度高、资源探明程度高的运聚单元的油气运聚系数，其中新生代油气聚集系数主体为9%～11%，不同地区、不同演化程度有所差异，最小值也大于5%。油气聚集系数主要考虑烃源灶发育类型、时代、构造发育特征、规模、所处位置、输导体类型特征、保存条件等进行选取。根据不同地区、不同盆地的具体情况，油气聚集系数分为四类，一类运聚区、二类运聚区、三类运聚区、四类运聚区的油气聚集系数分别为小于等于15%大于10%、小于等于10%大于8%、小于等于8%大于5%、小于等于5%[6]。

油气聚集系数的确定方法有2种，一种是刻度区解剖法，即通过刻度区解剖确定影响油气聚集系数的主要地质要素及其与油气聚集系数的相关关系。研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与油气聚集系数间存在相关关系。依此可以建立主要地质因素与油气聚集系数之间的统计模型，获取评价区油气聚集系数的取值标准与应用条件。另一种方法是成藏分析法，即依据刻度区提供的大量油气聚集系数、盆地类型和影响油气聚集系数的主要地质因素，分类建立油气聚集系数取值标准与应用条件。

由于含油气盆地中烃源岩排油气量与排油气系数难于计算，传统资源评价采用刻度区解剖法、成藏分析法等来求取油气运聚系数，以代替排油气系数和油气聚集系数的计算，取得了较好的油气资源评价效果。由于在盆地的形成、沉积、沉降和演化过程中，烃源岩生成的石油一部分经过初次运移排出烃源岩，但仍有一定量石油吸附在烃源岩中，随着埋深、地温和成熟度增加，吸附在烃源岩中的石油有一部分裂解成天然气。因此，用生油量和油气聚集系数求取石油地质资源量在算法上存在一定问题，不能指导大型油型盆地深层天然气资源的不断发现，如渤海湾和珠江口油型盆地富油区深层大、中型凝析油气田，因此该评价方法有待进一步完善。

随着烃源岩排烃模拟试验和排烃地质研究的不断深入，以及盆地模拟和资源评价软件、方法和技术的不断进步，烃源岩排油气模型和计算方法日益完善和可靠，需采用油气聚集系数方法来开展油气资源评价，重构含油气盆地烃源岩生烃和排烃史，使评价结果能更客观、更有效地指导油气勘探规划和部署。

目前，珠江口盆地油气勘探程度差异大，有成熟区、低成熟区和未勘探区。其中，成熟油区油田或油藏发现数量比较多，且可以用统计法进行石油地质资源量预测，能够比较清楚地反映烃源岩的生排油历史，油源比较清楚；低成熟油区油田或油藏发现数量少，不能用统计法进行石油地质资源量预测。

以往珠江口盆地油气资源评价主要采用油气运聚系数法，取得了良好的效果。根据其他盆地运聚单元类型、烃源岩类型、关键时刻、烃源岩成熟度、圈闭发育程度、保存条件等石油地质条件进行类比，确定珠江口盆地不同地区油气运聚系数，其中油气聚集系数主体为8%～10%。下面，笔者采用了一种新的方法求取珠江口盆地东部油气聚集系数，开展石油资源评价：首先，开展成熟油区优选；其次，在成熟油区采用盆地模拟成因法计算烃源岩排油量及其概率分布，采用油田规模序列法计算石油地质资源量及其概率分布，采用Oracle抽样模拟风险分析软件求取成熟油区不同概率分布下的油气聚集系数；最后，借用邻区地质条件相似的成熟油区的油气聚集系数作为低成熟油区和未勘探区油气聚集系数。该评价方法和结果也适用于运聚单元类型为古近纪和新近纪断陷缓坡构造型、烃源岩类型为新生代、关键时刻为古近纪和新近纪、烃源岩成熟度为成熟-高成熟、圈闭发育程度较高、保存条件较好的其他盆地。

1 区域地质背景

珠江口盆地位于中国南海北部，东部和西部分别以台湾、海南两岛为边界，面积约为 26.7×104km2，东部海域面积约22.5×104km2，是中国近海最大的含油气盆地之一[7]。珠江口盆地以NE向断裂体系为主控，与 NWW向断裂共同控制了盆地的隆凹格局，具有南北分带、东西分块的构造格局，主要划分为“三隆夹两坳”5个构造单元：北部隆起带、北部坳陷带、中央隆起带、南部坳陷带和南部隆起带(见图1)。

图1 珠江口盆地构造单元划分图Fig.1 Division of tectonic units of Pearl River Mouth Basin

珠江口盆地受到印度板块、欧亚板块的挤压碰撞，以及太平洋板块的俯冲挤压，具有独特的构造应力环境和复杂的构造演化历史。在不同地质时期，盆地处于不同的大陆边缘。珠江口盆地是新生代被动大陆边缘裂谷盆地，与中国近海其他的裂谷盆地发育相似，具有下断上坳的双层结构。盆地主要发育在中生代褶皱基底之上，从古近纪始新统到第四纪期间，地层发育完全。珠江口盆地发育中生界与新生界地层，目前主要的勘探目的层系和油气田产层都是新生代大陆边缘型盆地充填序列[8]。由于盆地在形成过程中经历了多期区域构造运动，形成了盆地下断上坳、下陆上海等特征，因此将盆地分为上下2个构造层，即古近系和新近系。盆地自下而上依次为古新统神狐组，始新统文昌组和恩平组，渐新统珠海组，中新统珠江组、韩江组、粤海组，上新统的万山组和第四系。

受南海构造变迁、气候、物源供给、古地理和海平面变化等多种因素的控制，珠江口盆地新生代以来经历了裂谷断陷、断坳、热沉降凹陷、断块升降等4个构造演化阶段(见图2)，相应的发育了文昌组-恩平组的陆相湖泊-河流沉积，以及珠海组-珠江组-韩江组等海相碎屑岩以及碳酸盐岩沉积组合；沉积环境也自老到新发育陆相断陷沉积-陆相断坳沉积-海陆过渡-浅海陆架+深水陆坡，形成由粗到细的沉积层序组合[9,10]。

图2 珠江口盆地构造运动事件图Fig.2 Tectonic events in Pearl River Mouth Basin

文昌组沉积时期，沉积明显受到断裂作用的控制，珠江口盆地被多组正向和反向断裂分割成多个半地堑，从而形成若干洼陷，珠一坳陷主要为北东东走向断裂控制的一系列半地堑，南断北超现象明显。根据已有钻井认识，珠一坳陷在此时期主要为分隔、独立的小半地堑组成的湖泊，由于发育湖盆拉张期最深的中-深湖相，因而形成了盆地内最好的烃源岩[11,12]。

2 成熟油区选择与成熟油区石油地质资源量求取

选取珠江口盆地东部A、B、C、D、E等5个成熟油区(见图3)。这5个成熟油区中三维地震覆盖程度较高，60%～100%；二维地震较密，测线间距为1km×0.5km、1km×1km、1km×2km、3km×4km等；预探井和评价井密度较大，0.4～1.28口/100km2；油气田和含油构造个数较多，11～47个；原油探明+控制储量较多，(1～7)×108m3。

图3 珠江口盆地东部成熟油区分布图Fig.3 Distribution map of mature oil areas in eastern Pearl River Mouth Basin

结合区域勘探现状，采用油藏规模序列法来计算成熟油区石油地质资源量，采用正态分布算法求取概率分布。

2.1 油藏规模序列法原理

油藏规模序列法是根据油藏序号同油藏规模之间的关系来计算石油地质资源量及其分布的一种统计学方法[13]。众多国内外研究实例表明，当一个含油单元发现了一系列油藏后，以油藏规模为纵坐标，以油藏规模序号为横坐标，在双对数坐标纸上作图，可以得到一条直线，即油藏规模序列服从Patero定律[14,15]。根据这一规律，可以在探区早期或中期勘探阶段，由已发现油藏的储量预测尚未发现的油藏资源量及石油地质资源量。

将一组离散型随机变量由大到小进行排列后，如果满足式(1):

(1)

则称这组离散型随机变量服从Patero定律。式中：qm为序号为m的随机变量；qn为序号为n的随机变量；k为实数；m,n∈Z+，且n≠m。

将式(1)两边取对数，变形得到：

(2)

Pareto定律适用于一个完整、独立的石油体系，该体系内的石油生成、运移、聚集以及以后演化都是在体系内进行的，与外界没有联系；且评价单元中至少已有3个以上被发现的油田(藏)。对于勘探程度较高的地区而言，一般假定，评价区最大油田(藏)(或前几个最大油田(藏))已经发现，则式(1)可表述为：

(3)

式中：Qmax为评价区最大油田(藏)储量；Qj为序列j的随机变量的数值，表示第j个油田(藏)的储量。式(2)即为油田(藏)规模序列递推公式。

由该式递推出的储量累加可得区域石油地质资源量Q：

(4)

式中：p为最小油田(藏)规模序列号。

2.2 评价参数选取

2.2.1k值确定

根据已经发现的油田储量序列推算出油田规模序列的k值，分别采用迭代法和拟合法求取。

1)迭代法：对已知样本按照规模大小进行排序(升序)，给定k值范围取kmin=35°(角度)，kmax=65°，按照公式：k=k+step，其中，step=1°，进行迭代求值。

2)拟合法：对于勘探程相对较高的地区而言，一般假定，评价区最大油田(或前几个最大油田)已经发现。第1,2,3,…,分别对应于油田储量由大到小的排列，根据前几个序号油田的储量求出评价区油田规模序列的k值和规模序列。

2.2.2 最小经济油藏规模确定

最小经济油藏规模是油藏规模序列法预测中的重要参数之一，受开发设施、地质油藏条件、储量丰度等多种因素的影响[16]。一般根据区域实际，给出经验值。结合成熟区商业性油田的开发动用状况确定最小经济油藏规模，成熟油区A、B、C、D、E分别选取30×104、20×104、20×104、20×104、30×104t作为该区最小经济油藏规模，具体阐述如下：

成熟油区A为开发较晚的区块，该区域部分油田开发井已实施完毕，目前正处于开发调整阶段，已开发油藏规模多数在30×104t以上；剩余部分新发现的油田正在实施建设阶段。综合考虑选取30×104t作为该区最小经济油藏规模。

成熟油区C是南海东部开发较早的区块，该区域各油田均已经历较长时间的开发，井网较为完善，已开发油藏中20×104t以下的油藏占比较小。该区新发现、未开发的油藏数量少。因此，选取20×104t作为该区最小经济油藏规模。

成熟油区B和成熟油区D投入开发较早，整体油藏条件及开发状况与成熟油区C有一定相似性，选取与成熟油区C相同的最小经济油藏规模20×104t。

成熟油区E为开发最晚的区域，以轻质油田发现为主，也有个别小型凝析气田发现，已发现11个油田及含油构造，选取最小经济油藏规模30×104t。

2.3 评价结果

采用油藏规模序列法计算成熟油区石油地质资源量，采用正态分布算法求取概率分布，评价结果见表1。表1中，P5、P50、P95等是指的计算结果的概率分布，分别对应概率为5%、50%、95%时的计算结果，数字越大计算结果准确性越高，Pmean是指概率均值，对应计算概率均值下的结果。下同。

表1 珠江口盆地东部5个成熟油区石油地质资源量预测结果

3 成熟油区烃源岩排油量求取

采用盆地模拟成因法计算烃源岩排烃量，而烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型、成熟度和生烃动力学模型等是成因法计算生、排烃量的重要参数[17]。

3.1 烃源岩有机质丰度

烃源岩有机质丰度是衡量源岩优劣的直接标志，烃源岩有机质丰度与沉积环境、母源输入及生源构成密切相关[18,19]，有机碳含量(TOC，%)是有机质丰度的主要指标。珠江口盆地珠一坳陷含油气系统为南海东部油田主力原油生产区，发育文昌组及恩平组烃源岩，其中，文昌组中深湖亚相烃源岩为优质烃源岩(TOC>2%)，有机质丰度和生烃潜力(S1+S2)为好-很好，滨浅湖亚相烃源岩为中等；恩平组浅湖-三角洲相烃源岩为油气兼生型烃源岩，有机质丰度和生烃潜力主要为差-中等，部分达到好(见图4)。总体而言，珠一坳陷钻遇的文昌组烃源岩质量文四段最优，文三段和文五段次之，文一段、文二段和文六段相对较差。

图4 珠一坳陷文昌组和恩平组烃源岩有机质丰度和生烃潜力分布图Fig.4 Distribution of organic matter abundance and hydrocarbon generation potential of source rocks in Wenchang and Enping Formations of Zhu ⅠDepression

3.2 烃源岩有机质类型

烃源岩有机质类型是衡量有机质生烃演化属性的重要指标，不同类型烃源岩的生油气能力、产烃类型、生烃过程等存在较大差别[18，19]。IH-Tmax分类法表明珠一坳陷文昌组中深湖相倾油型优质烃源岩以Ⅰ-Ⅱ1型为主(见图5)；中深湖相烃源岩中生物标志物分析结果显示富含来源于藻类的C304-甲基甾烷系列；孢粉中富含浮游藻类和无定形有机质，指示该套烃源岩以水生生物贡献为主。恩平组浅湖-三角洲相油气兼生型烃源岩以Ⅱ2型为主，烃源岩生物标志物分析结果显示高含量的树脂化合物(T、W)、高Pr/Ph(姥植比)、贫C304-甲基甾烷的特征；孢粉组合以松粉-榆粉组合和泪杉粉-双沟粉组合为特征，指示该套烃源岩以陆源高等植物贡献为主(见图5)。图5中，IH为氢指数，mg/g；Tmax为最大热解峰温，℃。

图5 珠一坳陷文昌组和恩平组烃源岩有机质类型划分图Fig.5 Classification of organic matter types of source rocks in Wenchang and Enping Formations of Zhu Ⅰ depression

3.3 烃源岩热演化史

地温场对烃源岩的热演化和生烃演化有直接的控制作用，地温场与岩石圈的拉张减薄作用有关，在南海北部，岩石圈的拉张减薄产生的热异常导致珠江口盆地南部基底热流值高于北部[20]。

研究区实测烃源岩镜质体反射率Ro数据与埋深的关系统计结果显示，受控于珠江口盆地变地温场的影响，不同凹陷烃源岩的生油门限和成熟阶段的深度具有较大的波动范围。珠一坳陷以西江凹陷北部地温梯度最低(2.62℃/100m)，生油门限埋深在3000m左右，达到成熟门限的埋深在4100m左右，埋深在5700m左右烃源岩热演化进入高成熟阶段；陆丰凹陷、惠州凹陷地温梯度中等，生油门限埋深在2500m左右，达到成熟门限的埋深在3500m左右，埋深在5200m左右烃源岩热演化进入高成熟阶段；西江凹陷南部和恩平凹陷地温梯度相对较高，生烃门限相对较浅，生油门限埋深在2300m左右，达到成熟门限的埋深在3000m左右，埋深在4700m左右烃源岩热演化进入高成熟阶段。

成熟油区A、C、E文昌组烃源岩成熟度较高，达到成熟-高成熟阶段，洼陷中心局部达到过成熟阶段；成熟油区B、D文昌组烃源岩整体处于成熟-高成熟阶段。研究区恩平组烃源岩成熟度分布趋势与文昌组相同，整体处于成熟演化阶段。

3.4 烃源岩生烃动力学参数求取

目前生烃模拟方法主要分为开放体系与封闭体系两大类。开放体系是指烃源岩在生油过程中边生边排出的过程，生成的油气会由于烃源岩的内部增压而排到储层中；而封闭体系是指烃源岩在生油过程中生成的油气并没有排出，依然存在于体系内。一般认为烃源岩生排烃过程是半开放半封闭的。该试验通过半封闭半开放体系对烃源岩的生排烃过程进行模拟，模拟试验直接对烃源岩全岩样品施压，尽可能模拟真实的地下地质条件，通过对温度、压力、水介质等条件的控制，模拟烃源岩中有机质在地层孔隙介质、流体、温压耦合条件下的生烃、排烃过程。

文昌组中深湖亚相烃源岩是研究区主力烃源岩，据有限空间温压双控半封闭半开放体系烃源岩生排烃物理模拟试验产烃率图版(见图6)，Ro=0.7%～1.2%是该套烃源岩主要生油期，Ro>1.2%～2.2%是该套烃源岩主要生气期。利用这些热压模拟试验参数和生烃动力学模拟软件建立了文昌组和恩平组中深湖亚相烃源岩和浅湖-三角洲相烃源岩半封闭半开放条件下生油生气的化学动力学模型，用于计算烃源岩生、排烃量。

图6 半封闭半开放体系文昌组中深湖亚相烃源岩生排烃物理模拟试验Fig.6 Physical simulation experiment on hydrocarbon generation and expulsion of medium-deep lacustrine source rocks in Wenchang Formation of semi-closed and semi-open system

3.5 评价结果

通过地质统计和沉积相分析，雕刻研究区文昌组、恩平组不同类型烃源的厚度、有机质丰度、有机质类型，采取三角概率分布模型；根据实际钻井泥岩样品S1/有机碳(S1为吸附烃)与深度地质剖面统计(S1为吸附烃，mg(油)/g(岩石))，取不同类型泥岩样品S1/有机碳最大值作为该类烃源岩的吸附系数，中深湖相烃源岩吸附系数取100mg(油)/g(有机碳)，三角洲-滨浅湖相烃源岩吸附系数取50mg(油)/g(有机碳)；通过对珠江口盆地构造热演化研究及基于岩石圈底界固定温度模型的热史模型求取研究区各个凹陷烃源岩的热演化史。在研究区实测Ro和温度数据约束下，采用Easy-Ro动力学模型和不同类型烃源岩生烃动力学方程(活化能频率分布)，利用Trinity盆地模拟软件模拟计算各评价单元排油量及其概率分布。成熟油区烃源岩排油量计算结果见表2。

表2 珠江口盆地东部5个成熟油区烃源岩排油量计算结果

4 成熟油区油气聚集系数求取

油气聚集系数是油气资源评价中最为关键的一个参数,科学地求取油气聚集系数，可以使油气资源评价结果更加客观[21]。通过对前人研究成果进行调研，综合认为，在油气成藏体系成熟区，应用油藏规模序列法和盆地模拟成因法求取成熟区的定量油气聚集系数，可以减少资源量计算过程中的人为因素，使油气资源评价的结果更加客观，贴近实际地质情况。

该研究综合选取成熟油区A、B、C、D、E作为石油成藏体系的成熟油区，采用油藏规模序列法和盆地模拟成因法综合求取各成熟油区的油气聚集系数，其概率分布均值Pmean的油气聚集系数介于8.36%～11.59%之间(见表3)。综合考虑油气成藏的地质条件，可将成熟油区的油气聚集系数应用于邻区低成熟油区或未勘探区。