珠江口盆地惠州凹陷古近系油藏地質特征及成藏機理*

朱 明 代一丁 朱俊章 舒 譽 林鶴鳴 龐雄奇 姜 航

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518000；2.中國石油大學(北京)地球科學學院盆地與油藏研究中心 北京 102249)

珠江口盆地惠州凹陷古近系油藏地質特征及成藏機理*

朱 明1代一丁1朱俊章1舒 譽1林鶴鳴1龐雄奇2姜 航2

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518000；2.中國石油大學(北京)地球科學學院盆地與油藏研究中心 北京 102249)

珠江口盆地惠州凹陷油氣勘探開發主要目的層序和探明儲量集中在新近系，古近系油氣藏由于埋藏深、鉆井成本高等原因而導致勘探程度較低。HZ-A古近系文昌組低孔低滲砂巖巖性油藏位于惠州凹陷HZ26洼西次洼南部斜坡區，該油藏的儲層物性較差，橫向變化較大，具有“低孔低滲”特點，而且油水分布規律復雜，油、水層及干層共存，無統一的油水界面，給油藏的定量描述帶來極大困難。本文以HZ-A古近系油藏為例，系統分析了區域地質特征、烴源巖特征、儲集層特征、蓋層特征、油藏地質特征、原油來源、成藏期與儲層演化匹配關系和浮力成藏下限，提出了HZ-A古近系油藏是常規油藏和致密油藏的過渡類型的新認識，豐富了研究區油氣成藏地質規律的認識，對于勘探珠江口盆地古近系自生自儲油藏具有重要的指導意義。

珠江口盆地；惠州凹陷；古近系；低孔低滲儲層；油藏地質特征；成藏機理

與中國近海大多數沉積盆地類似，珠江口盆地是一個新生代時期發育起來的被動大陸邊緣盆地，先后經歷了早期裂陷期和晚期拗陷期。裂陷期發育起來的始新統和漸新統湖相烴源巖是珠江口盆地的主力烴源巖；拗陷期發育起來的古珠江三角洲沉積體系自北向南覆蓋了盆地大部分地區，三角洲前緣砂巖及濱岸相砂巖儲層共同構成了珠江口盆地獨特的海相優質儲集體系，與其下的生烴凹陷“耦合”形成了陸生海儲的獨特石油地質特征，是珠江口盆地最主要的勘探開發目的層序，油氣藏大多具有高孔、高滲的特點。而凹陷內部古近系自生自儲的油氣藏由于埋藏深、鉆探成本高等原因而導致勘探程度較低。近年來，隨著認識水平的提高和科學技術的進步，部分預探井在古近系陸相地層中鉆遇厚油層，并獲得工業油流，古近系開始逐步成為珠江口盆地重要的勘探新領域。

HZ-A油藏位于珠江口盆地北部坳陷帶中段的惠州凹陷，區域構造位于惠州凹陷南部斜坡帶(圖1)，主力油藏為古近系始新統地層巖性圈閉油藏，計算三級石油地質儲量超過4 000萬m3，初步評價為潛在商業發現油田，是珠江口盆地近年來古近系勘探的主要發現之一。然而評價井揭示，該油藏特征與傳統的新近系油藏明顯不同，古近系油藏的儲層物性較差，橫向變化較大，具“低孔低滲”特點，而且油水分布規律復雜，油、水層及干層共存，無統一的油水界面，給油藏的定量描述帶來極大的困難，從而也影響了古近系油藏的開發評價工作。本文以HZ-A古近系油藏研究為例，根據系統的資料錄取，針對珠江口盆地古近系開展了油藏地質特征、成藏機理、成藏主控因素等方面的分析和研究。通過對區域地質特征、烴源巖特征、儲集層特征、蓋層特征、油藏類型、原油來源、成藏期與儲層演化匹配關系和浮力成藏下限的系統研究，提出了HZ-A油藏是常規油藏和致密油藏的過渡類型的新認識，豐富了該地區油氣成藏地質規律的認識，對于珠江口盆地古近系自生自儲油藏勘探具有重要的指導作用。

圖1 惠州凹陷構造位置圖(據葛家旺 等[1]修改，2015年)Fig.1 Structural location of Huizhou sag(modified from GE Jiawang,et al[1],2015)

1 區域地質特征

珠江口盆地位于廣東大陸以南，海南、臺灣兩島之間的廣闊大陸架和陸坡區上，呈北東—南西向展布，長約800 km，寬100～300 km，面積26.68萬km2。珠江口盆地由北部隆起帶、北部坳陷帶、中央隆起帶、中部坳陷帶、南部隆起帶和南部坳陷帶組成[2-3]，其前古近系基底在西部由加里東褶皺帶組成，在東部為印支及燕山褶皺帶，燕山晚期大規模的中酸性巖漿活動在基底內留下了分布廣泛的中酸性巖漿巖體。珠江口盆地是在上述基底上發展起來的一個新生代大陸邊緣伸展盆地[4]。

珠一坳陷位于珠江口盆地北部坳陷帶，由韓江凹陷、陸豐凹陷、惠州凹陷、西江凹陷和恩平凹陷組成，坳陷內發育的地層從老到新分別為白堊紀末期沉積的神狐組，古近系文昌組、恩平組、珠海組，新近系珠江組、韓江組、粵海組、萬山組以及第四系。根據珠一坳陷的演化階段，沉積地層也可分為裂陷期沉積的神狐組、文昌組和恩平組以及拗陷期沉積的珠海組、珠江組、韓江組、粵海組、萬山組和第四系。

惠州凹陷屬于珠江口盆地次級構造單元，位于珠一坳陷的中部，是珠江口盆地最富烴的凹陷之一(圖1)。古近系文昌組湖相泥巖是惠州凹陷乃至珠江口盆地主要的烴源巖，凹陷邊緣砂體發育，具備自生自儲的優越條件，同時各類圈閉發育齊全，勘探潛力極大。

HZ-A油藏位于惠州凹陷西南部，南部毗鄰東沙隆起，研究面積約為400 km2，是惠州凹陷古近系油氣勘探亟待取得突破的重點地區。早期勘探發現中惠州凹陷的油氣主要產自新近系,但近幾年來的鉆井資料表明在古近系文昌組碎屑巖中有著良好的油氣顯示，并有多口井獲得工業油氣流。

2 HZ-A油藏地質特征

2.1 烴源巖特征

HZ-A油藏3口井位于HZ26洼西次洼邊緣，綜合地層柱狀圖顯示HZ26洼西次洼發育3套主要烴源巖(圖2)，分別為文昌組SQ1泥巖(Tg—T83)、SQ3泥巖(T82—T81)及SQ4泥巖(T81—T80)。其中，SQ1泥巖分布范圍廣，覆蓋整個洼陷，厚度幾十米至上百米；SQ3和SQ4泥巖僅在洼陷中間分布，厚度幾十米(圖3)。此外，SQ2發育少量泥巖，也可作烴源巖。

鉆井揭示HZ26洼西次洼烴源巖有機質含量較高，TOC值主要分布在0.5%～3.6%之間，其中SQ1烴源巖有機質豐度高于SQ2和SQ3，TOC值一般大于2%(圖4)；烴源巖熱演化程度中等，現今實測Ro處于0.65%～0.88%之間，處于成熟生油階段。

圖2 HZ26洼西次洼綜合地層柱狀圖(據施和生 等[3]修改，2014年)Fig.2 Stratigraphic column of HZ26 Westen sub-sag(modified from SHI Hesheng,et al[3],2014)

圖3 HZ26洼西次洼地震反演巖性剖面Fig.3 Seismic inversion lithologic profile of HZ26 Western sub-sag

圖4 HZ26洼西次洼烴源巖TOC含量分布圖Fig.4 TOC contents of source rocks in HZ26 Western sub-sag

2.2 儲集層特征

文昌組SQ1發育時期，研究區主要發育濱淺湖沉積，在斜坡區及三角洲的側緣分布零星的灘壩砂體(圖5)，深湖面積僅限于洼陷中心部位；SQ2發育時期，研究區以HZ25構造轉換帶控制發育大套的辮狀河三角洲為特征，陡坡帶普遍發育扇三角洲、近岸水下扇等，規模相對較小，向湖盆中央延伸；SQ3發育時期，湖平面繼續上升，深湖面積擴大，辮狀河三角洲規模變小，陡坡近岸水下扇、扇三角洲連片發育，規模變大；SQ4發育時期，湖水變淺，深湖面積局限于研究區東北部，在HZ26洼下降盤發育大套扇三角洲，展布面積大(該時期由于地形坡度突然變化，研究區東北部扇三角洲下降盤發育2套濁積扇)。

圖5 HZ-A油藏及周邊文昌組沉積相圖Fig.5 Sedimentary facies distribution of Wenchang Formation of HZ-A reservoir and its vicinity

HZ-A油藏文昌組儲層主要為粗砂巖、中砂巖、細砂巖，局部為含礫粗砂巖；高嶺石膠結和泥質膠結普遍存在，局部為鈣質膠結，后期成巖作用明顯。文昌組中部主要油層段以高嶺石膠結和泥質膠結為主，底部油層段以泥質膠結為主，表明埋藏越深，泥質膠結程度越高。

HZ-A油藏文昌組儲層物性分布非均質性較強，孔隙度、滲透率分布范圍較大。1井3 490.6～3 903.0 m井段儲層砂巖的井壁心分析孔隙度分布范圍為3.0%～18.5%，平均孔隙度為10.8%，滲透率分布范圍為0.04～104.00 mD，平均滲透率為8.23 mD;3 784.5～3 789.7 m井段巖心分析儲層砂巖孔隙度分布范圍為2.0%～14.7%，平均孔隙度為7.4%，滲透率分布范圍為0.05～184.00 mD，平均滲透率為9.37mD。2井3468.0～4039.5m井段井壁心分析儲層砂巖孔隙度分布范圍為1.53%～18.80%，平均孔隙度為12.0%，滲透率分布范圍為0.07～13.60 mD，平均滲透率為3.60 mD;3 753.6～3 777.8 m井段巖心分析儲層砂巖孔隙度分布范圍為0.1%～17.9%，平均孔隙度為12.7%，滲透率分布范圍為0.04～32.10 mD，平均滲透率為7.9 mD。

2.3 蓋層特征

HZ-A油藏文昌組主要有2類蓋層，一類是文昌組上段中深湖相泥巖作為區域性蓋層，另一類是不同期次扇體之間的薄層泥巖作為局部蓋層。

1井的實鉆結果顯示，文昌組砂巖儲層頂部發育有10 m左右的中深湖相泥巖，但質不純；同時，在不同期次三角洲砂體之間，鉆遇多層薄泥巖，厚2～5 m，泥巖為深灰色，質純、堅硬。分析表明，惠州凹陷突破壓力值為10～35 MPa，盡管這些泥巖蓋層較薄，但由于其埋深大，突破壓力高，可作為有效的油氣遮擋層[5]。此外，有些膠結很致密的砂巖蓋層，滲透率最低在0.001 mD以下，也有可能起到遮擋作用。HZ-A油藏井區文昌組薄層砂泥互層形成了多套儲蓋組合。

2.4 油藏類型及特征

HZ-A油藏是發育在大型鼻狀突起上的一個由古近系珠海組斷層圈閉和恩平組、文昌組地層超覆圈閉所組成的復合圈閉,具有良好的構造背景，屬于惠南斷裂復合帶的一部分。該復合圈閉頂、底、側封條件非常好，圈閉西南部超覆在基巖上，東南側對接凹陷邊緣大斷層上升盤基巖，依靠致密基巖側封；在圈閉西側，下降盤對接恩平組，雖然恩平組砂巖含量較高，但因埋藏較深，壓實作用強而容易形成封堵；砂巖頂部上覆文昌組中深湖相泥巖。1井、2井鉆探之后，在重處理地震資料基礎上對該復合圈閉進行了重新認識，其主要目的層為文昌組辮狀河三角洲砂巖，屬于惠南斷裂復合二級構造帶，其中HZ-A油藏SQ3層序N10地層超覆圈閉面積為17.1 km2,閉合幅度240 m，高點埋深3 200 m，最低圈閉線3 440 m，圈閉落實；SQ2層序N56-A塊地層超覆圈閉面積為20.8 km2,閉合幅度640 m，高點埋深3 420 m，最低圈閉線4 060 m，圈閉落實；SQ2層序N56-B塊地層超覆圈閉面積為19.5 km2,閉合幅度680 m，高點埋深3 500 m，最低圈閉線4 180 m，圈閉落實。1井和2井的鉆探結果證實了HZ-A油藏文昌組地層圈閉的有效性，也證實了薄層泥巖、膠結致密的砂巖可作為有效的油氣遮擋層。如圖6所示，SQ3層序N10油層連井剖面呈高點匯聚油氣，上油下水的分布特征；3d井與1井發育小斷裂調整油水分布；主要沉積環境為辮狀河三角洲前緣、水下分流河道與分流河道間灣；含泥率45%～53%，砂泥巖間互，形成多個油水分布系統；上傾尖滅，巖性封堵油氣；2井位于前緣相前端，砂層更薄，砂體展布小。

從SQ2層序N56油層連井剖面(圖7)可見，砂層較厚，上部井間連通性好，下部連通性差；含油性為1井>2井>3d井；沉積環境為辮狀河三角洲平原，1井和2井位于主河道，砂體厚且展布廣，3d井偏離主河道，砂層薄且頻繁砂泥巖間互；3d井靠近前緣亞相，砂泥比降低；1井和2井受基底隆起影響，下部砂體不連通；2井砂體傾角大，含油飽和度不高。

HZ-A油藏剖面圖如圖8所示，可見3口井的含油飽和度均不高，主要分布范圍為35%～60%之間，其中1井含油飽和度分布范圍較大，最低至35%，最高至74%；2井含油飽和度分布在36%～56%范圍內，3d井含油飽和度分布范圍為35%～52%。

圖6 HZ-A油藏1井—3d井—2井N10油層連井剖面Fig.6 N10 oil layer profile of Well 1—Well 3d—Well 2 in HZ-A reservoir

圖7 HZ-A油藏1井—2井—3d井N56油層連井剖面Fig.7 N56 oil layer profile of Well 1—Well 2—Well 3d in HZ-A reservoir

圖8 HZ-A油藏剖面Fig.8 HZ-A reservoir profile

根據致密油氣藏的評價標準[6 -12]，總體認為孔隙度<12%、原地滲透率<0.1 mD、含油氣飽和度<60%的油氣藏為致密油氣藏。HZ-A油藏文昌組儲層平均孔隙度稍低于12%，平均滲透率大于0.1 mD，一部分在致密油層物性標準之下，另一部分在致密油層物性標準之上，其儲層物性條件沒有完全達到致密油儲層物性標準以下，不屬于嚴格意義上的致密油藏，但是其儲層物性總體來看具有“低孔低滲”特征，同時儲層含油飽和度較低，普遍低于60%，處于常規油藏向致密油藏轉變的過程之中。

3 HZ-A油藏成藏機理

3.1 原油來源

為了弄清N10和N56油層的原油來源，本次研究進行了精細的油-油對比分析，其中N56層的原油樣品來自2井的DST1測試和MDT測壓取樣，共4個樣品；N10層的油樣則為3d井的2個DST測試樣品(DST1-2和DST1-5)。

從原油物性來看，N10與N56層輕質原油具有高蠟低硫的特點，密度、黏度、凝固點以及含硫量基本一致，含蠟量略有差異(表1)，分析認為可能與母源沉積時低等水生生物和陸源高等植物的貢獻差異有關。

HZ-A油藏埋深較大，原油均未遭受生物降解，其原油族組成均以飽和烴占主導地位，非烴和瀝青質含量小于5%。仔細對比發現其飽和烴和芳烴的相對含量存在差別，表現在飽和烴與芳烴的比值上，N10層原油飽和烴/芳烴值明顯低于N56層原油，可能說明N10層與N56層原油有不同的來源。

表1 HZ-A油藏N10與N56油層原油物性特征Table 1 Physical characteristics of oils from N10 and N56 layers in HZ-A reservoir

N10層與N56層原油中Pr/Ph值也存在細微差別，N10層原油Pr/Ph值為2.63～2.80，平均值為2.72；N56層原油Pr/Ph值為2.35～2.73，平均值為2.48，但兩者母源沉積環境均為還原環境。

N10層與N56層原油中既有豐富的C304-甲基甾烷，也有高含量的雙杜松烷(W、T)和奧利烷。C304-甲基甾烷是藻類勃發的有力證據，雙杜松烷和奧利烷則被認為是來自陸源高等植物的貢獻[13 -14]。從相對豐度來看，N10層原油陸源有機質貢獻更大(表2)，其奧利烷/C30αβ藿烷值為0.83,T/C30αβ藿烷值為3.57～4.05，平均值為3.81；N56層原油中奧利烷/C30αβ藿烷值介于0.54～0.74之間，平均值為0.64，T/C30αβ藿烷值介于1.08～2.37之間，平均值為1.74。

N10層與N56層原油中重排甾烷和重排藿烷系列的相對豐度也存在細微差異(表2)。N10層原油的C27重排甾烷/C27規則甾烷值為0.86～0.91，平均值為0.89,C29新藿烷/C29αβ藿烷值為0.96～1.01，平均值為0.99,C30重排藿烷/C30αβ藿烷值為0.86～0.90，平均值為0.88;N56層原油的C27重排甾烷/C27規則甾烷值為0.60～0.73，平均值為0.69，C29新藿烷/C29αβ藿烷值介于0.79～0.94之間，平均值為0.86，C30重排藿烷/C30αβ藿烷值介于0.40～0.55之間，平均值為0.49。分析認為，N10層與N56層原油中重排甾烷和重排藿烷系列相對豐度的細微差異可能主要與兩者母源粘土礦物含量的差異有關。

N10層與N56層原油的成熟度相當(表3)， N10層與N56層原油芳烴成熟度參數Rc的平均值分別為1.03%和0.93%，1-甲基金剛烷/(1-甲基金剛烷+2-甲基金剛烷)的平均值分別為0.52和0.51。

盆地模擬結果表明，HZ-A地區文昌組烴源巖16 Ma時期進入排烴門限，約10 Ma開始大量排烴?？偱艧N量3.77億t，其中文昌組SQ3層序烴源巖排烴量最高，達到2億t，占總排烴量的54%；其次為SQ1層序烴源巖，其排烴量占總排烴量的18%；SQ2層序主體為三角洲相沉積，烴源巖排烴量和成藏貢獻較小[15]。

結合區域地質背景綜合分析認為， N10層與N56層原油生物標志物組成的差異主要是由生烴母質及沉積環境的細微差異造成的；N10層油氣主要由SQ3烴源巖排烴，經砂體側向輸導聚集，少量由SQ1烴源巖排烴，經斷裂垂向輸導后沿砂體側向輸導聚集；N56層油氣由SQ1烴源巖排烴，經不整合面、斷層和砂體輸導成藏。

表2 HZ-A油藏N10與N56油層原油生物標志化合物參數特征Table 2 Biomarker characteristics of oils from N10 and N56 layers in HZ-A reservoir

注：T化合物/C30αβ藿烷(m/z412)；C304-甲基甾烷/C29規則甾烷(m/z217)。

表3 HZ-A油藏N10與N56油層原油成熟度參數特征Table 3 Maturity parameters of oils from N10 and N56 layers in HZ-A reservoir

注：1-MA為1-甲基金剛烷；2-MA為2-甲基金剛烷；MPI1為甲基菲指數-1；Ro= (140+15ln(2,4-DMC5/2,3-DMC5 ))×0.012 3-0.676 4。

3.2 成藏時期與儲層演化匹配關系

HZ26洼西次洼文昌組烴源巖16 Ma進入排烴門限，10 Ma開始大量排烴[5]。結合1井和2井砂巖樣品與油包裹體相伴生的鹽水包裹體均一化溫度和埋藏史-熱史模擬結果，認為該區成藏關鍵時刻為10 Ma左右(圖9)。

儲層的致密化過程與油氣充注時間的先后次序，決定了油氣在聚集成藏過程中經歷的動力學過程和油氣運移、聚集、分布規律。如果油氣充注時間在儲層致密化作用之前，形成的油氣藏為常規油氣藏，充注期儲層具有高孔隙度和高滲透率的特征，油氣運移的阻力較小，油氣可在浮力作用下發生運聚，油氣主要在構造高點匯聚，油藏有相對統一的油水界面，烴源巖和油藏相分離；如果油氣充注時間在儲層致密化作用之后，則儲層毛細管阻力較大，地質條件下油氣浮力不足以推動油氣發生二次運移，這種情況下油氣初次運移和二次運移的界線變得模糊，油氣在發生初次運移后直接在烴源巖臨近砂巖中發生聚集，油氣匯聚主要發生在盆地深部，沒有統一的油水界面，致密砂巖中的相對較高孔滲的砂體即為勘探的“甜點”區。

研究區處于惠州凹陷南緣XJ30斷層和HZ26斷層之間同向疊覆型構造轉換帶，文昌期斷層活動強度較大，南部斷層上盤隆起區在沉積期遭受剝蝕，沿轉換帶為凹陷提供物源。文昌組從距今49 Ma開始沉積，受到近物源、水流動力較強及不穩定的影響，巖石成分成熟度和結構成熟度均較差，砂巖主要為長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，碎屑顆粒磨圓度較差，以次棱角狀—棱角狀為主，分選中等—差。根據粒度分析資料恢復研究區未固結砂巖初始平均孔隙度為35.1%[4]。 由于砂巖儲層的成熟度較低，巖石顆粒機械強度較低、分選差，有利于機械壓實作用的進行。距今約16 Ma時期，儲層砂巖埋藏深度接近2 500 m，機械壓實作用基本完成，壓實作用損失孔隙度為15.4%，壓實后孔隙度約為19.7%。早期埋藏過程中伴生有一定的粘土礦物和石膏類礦物的膠結作用的影響，損失孔隙度為3.4%。因此，在距今約16 Ma時期，砂巖儲層孔隙度約為16.3%，孔隙類型以剩余的原生孔隙為主。

隨著文昌組繼續埋深，烴源巖開始成熟產生有機酸。結合對HZ26洼西次洼熱演化模擬結果，可以得出文昌組在距今17.5～11.5 Ma時期對應的地層溫度為80～110 ℃，該時期即為有機酸大量生成時期。有機酸注入到文昌組砂層中，長石、巖屑等不穩定礦物遇酸發生溶蝕產生大量次生孔隙，此階段文昌組儲層的孔隙度總體上變大，溶蝕作用明顯改善了儲層物性(圖10)。依據巖石薄片資料分析，該時期溶蝕作用使巖石孔隙度增大至23.5%。當地層埋藏深度到達3 800 m左右時，地層溫度達到120 ℃，開始進入中成巖A2階段,鐵方解石和鐵白云石從孔隙水中沉淀下來阻塞孔隙和喉道，使孔隙度減小(圖10)。

圖9 HZ-A油藏1井流體包裹體均一溫度和埋藏-熱演化史圖Fig.9 Fluid inclusion homogenization temperatures histogram and burial-temperature evolution history diagram of Well 1 in HZ-A reservoir

圖10 HZ-A地區文昌組儲層孔隙演化機理Fig.10 Porosity evolution mechanism of reservoir of Wenchang Formation in HZ-A area

結合油氣成藏期次的分析，認為HZ-A油藏油氣大量充注始于10 Ma左右，此時由于有機酸的溶蝕作用，儲層物性得到改善，油氣充注時儲層表現為“中高孔滲”特點；油氣充注之后，由于受壓實作用和膠結作用的影響，儲層逐漸變得致密。因此，HZ-A油藏的油氣成藏期與儲層致密的演化關系表現為，先期(10 Ma左右)“中高孔滲”儲層形成常規油氣藏，后期(10～0 Ma)儲層邊致密化邊成藏。

3.3 成藏模式

不同地區不同深度條件下，流體所受的作用力不同，流體動力場、浮力成藏下限和成藏模式也不同。對國內外已發現的非常規油氣藏分布的儲層孔隙度和滲透率進行統計表明，它們的孔隙度絕大部分都在12%以下,滲透率都不到1 mD,孔喉半徑小于2 μm 。 HZ-A地區文昌組孔隙度、滲透率和埋深關系分析表明，該區浮力成藏下限對應的孔隙度為10%～11%之間，對應地層埋深約為4 000±250 m。

對HZ-A油藏地質特征和成藏機理研究表明，HZ-A油藏先期(10 Ma左右)處于自由流體動力場，形成先期“中高孔滲”儲層常規油氣藏，后期(10～0 Ma)儲層邊致密化邊成藏，油氣主要來源于HZ26洼西次洼SQ1和SQ3泥巖。10 Ma左右，HZ-A油藏整體處于浮力成藏下限之上，儲層物性較好，SQ3主力烴源巖生成的油氣在浮力作用下沿砂體上傾方向運移至N10圈閉中形成常規油氣藏，后期儲層逐漸致密，目前處于常規油氣藏向致密油氣藏轉變的過程之中。10 Ma左右，SQ1烴源巖生成的油氣在浮力作用下沿基底不整合和砂巖上傾輸導至N56儲層形成常規油藏，后期儲層逐漸致密，目前處于常規油藏向致密油藏轉變的過程之中(圖11)。

圖11 HZ-A油藏10 Ma(上)和0 Ma(下)成藏模式圖Fig.11 Petroleum accumulation patterns of HZ-A reservoir around 10 Ma (above) and 0 Ma (below)

4 結論與建議

以HZ-A古近系油藏為例，通過對區域地質特征、烴源巖特征、儲集層特征、蓋層特征、油藏類型、原油來源、成藏時期與儲層演化和浮力成藏下限的系統研究，認為該古近系油藏為自生自儲油藏，主要成藏期為10 Ma左右至現今，具有先成藏后致密化的特點，成藏關鍵時期(10 Ma左右)儲層物性表現為“中高孔滲”的特點，后期砂巖儲層隨著埋深加大和成巖作用加強逐漸致密化，目前處于常規油藏向致密油藏轉變的過程之中，總體來看具有“低孔低滲” 油藏特征。

由于珠江口盆地古近系油氣藏大多為“低孔低滲”油氣藏，具有油層厚度大、含油面積廣、油水關系復雜、儲層物性差、含油飽和度低等特點，現今獨立開發難以達到經濟指標，因此建議進行油藏綜合研究，尋找有利儲層發育區，并開展系統的作業措施攻關；同時利用現有油田生產設施開發動用古近系油藏中儲層物性相對較好的區域，在生產中總結出油藏生產特征參數，為古近系油氣藏的勘探開發工作提供借鑒。

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(編輯：周雯雯)

Geological characteristics and accumulation mechanism of Paleocene reservoir in Huizhou sag, Pearl River Mouth basin

ZHU Ming1DAI Yiding1ZHU Junzhang1SHU Yu1LIN Heming1PANG Xiongqi2JIANG Hang2

(1.ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Shenzhen,Guangdong518000,China; 2.BasinandReservoirResearchCenter,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

The petroleum exploration and development targets are mainly focused in Neogene strata in Huizhou sag, Pearl River Mouth basin, while the exploration degree in Paleogene strata is relatively low due to the deep burial depth and high drilling cost, etc.HZ-A located in the southern slope area of HZ26 western sub-sag is a Paleogene low porosity and low permeability sandstone reservoir in Wenchang Formation.The reservoir has the characteristics of poor physical property with great lateral variation and complex oil and water distribution, such as the coexistence of water, oil and dry layers, and no uniform oil water interface, which cause great challenge for quantitative reservoir description.Taking HZ-A Paleogene reservoir as an example, the regional geological features, characteristics of source rock, reservoir, seal and structure, oil source, relationship between oil charging and reservoir evolution, and lower limit of buoyancy enforced oil accumulation are systematically analyzed.The study demonstrates that HZ-A Paleogene reservoir is the transitional type from conventional to tight sandstone reservoir, which enriches the knowledge of petroleum accumulation regulation in the research area and has important significance for petroleum exploration in Paleogene self-generating and self-storing reservoir in the Pearl River Mouth basin.

Pearl River Mouth basin; Huizhou sag; Paleocene; low porosity and low permeability reservoir; reservoir geological characteristics; accumulation mechanism

朱明，男，高級工程師，從事油氣勘探開發研究工作。地址：廣東省深圳市南山區后海濱路(深圳灣段)3168號中海油大廈A座(郵編：518000)。E-mail:zhuming2@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0001-11

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.001

朱明,代一丁,朱俊章，等.珠江口盆地惠州凹陷古近系油藏地質特征及成藏機理[J].中國海上油氣，2017,29(1)：1-11.

ZHU Ming,DAI Yiding,ZHU Junzhang,et al.Geological characteristics and accumulation mechanism of Paleocene reservoir in Huizhou sag, Pearl River Mouth basin[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):1-11.

TE122.3

A

2016-08-05 改回日期：2016-10-28

*“十二五”國家科技重大專項“南海東部海域大中型油氣田地質特征(編號：2011ZX05023-006-003)”部分研究成果。