潿西探區W構造油氣差異富集控制因素

粟 莉，楊鵬程，張 昆，許 夢，白玉洪

（1.中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發研究院，上海 200120；2.中石化海洋石油工程有限公司上海特殊作業分公司，上海 200137）

含油氣盆地油氣分布規律及控制因素研究是石油地質學研究的重要理論問題，涉及到成藏要素的各個方面以及有機組合。劉震等（2006）對二連盆地巖性油氣富集因素進行了研究，認為豐富的油源、優質的砂巖體圈閉和存在匯流通道是油氣富集的物質基礎[1]；蔣有錄等（2011）對渤海灣盆地的油氣富集主控因素進行了研究，認為富生烴洼陷、儲蓋配置、油源斷裂及輸導體系往往是陸相斷陷盆地油氣富集的主要控制因素[2]；平貴東等（2013）對海拉爾盆地烏爾遜-貝爾凹陷油氣富集規律及主控因素進行了分析，認為長期活動的斷層和區域性蓋層共同控制油氣富集層位，優質烴源巖和優質儲層共同控制油氣分布范圍，反向斷層、隆起帶和扇體前緣控制油氣聚集的部位[3]?？梢?，不同盆地的油氣成藏條件不同，油氣富集的控制因素也必然有所差異，并且在長期實踐中，同一盆地不同構造部位，油氣差異富集控制因素也不同。

W 構造位于北部灣盆地北部坳陷的潿西南低凸起西斜坡，該構造鉆井揭示油氣具有差異富集的特點，平面上既有潿a 井“千噸井”，又有潿b 井失利井；縱向上以潿三段W3Ⅱ和W3Ⅲ砂層組油氣最富集，其它層系油氣富集程度低。而差異富集的主控因素尚不明確，這極大制約了下一步的油氣勘探。

1 區域地質概況

潿西探區位于北部灣盆地北部坳陷西部，涉及的三級構造單元主要有潿西南凹陷、海中凹陷以及潿西南低凸起（圖1(a)）。W 構造位于潿西南低凸起西斜坡，緊鄰潿西南凹陷D 洼，是南部的3 號斷層和北部的Fb 斷層夾持的鼻狀構造，中間被Fc 斷層、Fd 斷層切割，分成了東、西、南、北四個斷塊（圖1(b)）。

新生代以來北部坳陷主要經歷了古近紀的裂陷期和新近紀的拗陷期兩個階段，分別沉積了陸相環境的古近系和海相環境的新近系地層，古近系自下而上依次為古新統長流組、始新統流沙港組和漸新統潿洲組。其中流沙港組一段、二段是主要的優質烴源巖層系[5]，為湖相沉積環境，發育大套泥頁巖；古近系地層發育兩套儲蓋組合，第一套以流三段濱淺湖三角洲相砂巖為儲層，以流一段、流二段泥巖為蓋層；第二套以潿洲組潿三段、潿四段三角洲河道砂體為儲層，以潿一段、潿二段泥巖為蓋層（圖1(c)）。

W 構造目前有四口鉆井，分別是西塊的潿a 井、北塊的潿b 井、南塊的潿c 井以及東塊的潿d 井（圖1(b)）。從油氣分布來看（圖2），潿b 井為失利井，全井未見油氣顯示，其余三口井雖有油氣發現，但油氣富集層位有很大的差異。整體來看，油層主要分布在潿洲組，集中在W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組，但潿c 井在流沙港組也發現了薄油層。油氣顯示來看，從低部位的潿a 井向高部位的潿c 井、潿d 井油氣顯示層數及厚度均有所減少，油氣分布層系上移。流沙港組見到油層及顯示層則表明了油氣既有向上部潿洲組的運移，也有向下部流沙港組的排烴。本次研究從油氣成藏關鍵要素對比入手，在明確油氣來源與成藏期次的前提下，重點研究了輸導體系和保存條件對差異富集的控制作用。

圖2 砂體連井及各井油氣層分布Fig.2 Sand body connecting well diagram and distribution of oil and gas layers in each well

2 油氣來源與成藏期次

2.1 油氣性質與來源

W 構造原油根據物理性質差異主要可以分為兩類：輕質油和中質油。整體來看，低部位的潿a 井W3Ⅱa+b 油層、W3Ⅱc 油層以及潿c 井下部W3Ⅲb+c 油層、L2 油層均為輕質油；中質油則主要是潿c 井上部W3Ⅱc 油層以及高部位潿d 井的W3Ⅰb 油層、W4Ⅱ油層。潿c 井中質油的典型特點為原油密度大于等于0.9 g/cm3，黏度較大，可達21.92 mPa·s，氣油比較低，僅39 m3/m3，輕組分的飽和烴含量較低，僅43%；重組分的膠質、瀝青質含量高，分別為24.27%和5.4%，含蠟量4.35%，凝固點7 ℃。

雖然原油物性存在很大的差異性，但反映原油成因的生物標志物特征卻基本相同（圖3）。原油飽和烴色譜姥植比Pr/Ph＜3，指示偏還原的沉積環境；伽馬蠟烷Gam 含量很低，Gam/C30H（伽馬蠟烷/C30藿烷）＜0.05，指示了淡水的沉積環境；規則甾烷分布形式上以C27ααα20R（C27規則甾烷）為主，也有較高的C29ααα20R（C29規則甾烷），表明原油主要生源為藻類等低等生物，也有高等植物的貢獻。甾烷成熟度C29ααα20S/20S+20R 大于0.4，表明原油已成熟，因此，W 構造原油應該同源，均以偏還原淡水沉積環境的藻類生源為主。

圖3 原油和烴源巖生物標志化合物參數Fig.3 Parameters of biomarker compounds of crude oil and source rocks

原油生源特征與探區流沙港組優質烴源巖的生源特征一致[6]，表明原油主要來自于流沙港組烴源巖。利用反映有機質沉積環境、母質來源的生物標志物進行了多參數油源對比（圖3），同樣證實了原油主要來自于流沙港組烴源巖。此外，原油成熟度較高，高于井區烴源巖的成熟度，因此推測原油主要是生烴凹陷的成熟原油運移而來。

2.2 運移方向

前人研究認為：潿西南低凸起自始新世末期就開始抬升，抬升強度先由強減弱，再到漸新世末地層抬升剝蝕強烈[7]，潿西南低凸起及周緣的地層剝蝕區主要受漸新世末期的褶皺控制[8]。因此，潿西南低凸起作為繼承性的古隆起是油氣運移的優勢方向，潿西南凹陷和海中凹陷可雙向供烴。

從原油性質來看，以原油密度、黏度、氣油比和含蠟量作為四邊形的四個端點，若運移過程以氧化作用為主，則會出現密度、黏度增大，氣油比降低，含蠟量降低的特點，四邊形縱向變長；反之，若運移過程以層析作用為主，原油性質則出現相反的變化規律，即四邊形橫向變長。比較潿a 井、潿c 井、潿d 井的原油性質，顯然，潿c井的W3Ⅱc 原油以及潿d 井原油表現出一定的氧化作用的特征，而潿a 井原油則體現出層析作用的特點（圖4）。

原油芳烴二苯并噻吩類化合物4-/1-MDBT（甲基二苯并噻吩異構體）,2,4-/1,4- DMDBT（二甲基二苯并噻吩異構體）值兼具表征有機質成熟度以及油氣運移的屬性[9]，沿油氣運移方向比值降低（王鐵冠，2005）。從圖4中這一指標看，盡管推測油氣主要來自于潿西南D 洼，潿c 井油氣成藏的運移距離比潿a 井更遠。

圖4 過潿a 井、潿c 井、潿d 井油藏剖面圖（平面位置見圖1（b）A-A '）Fig.4 Reservoir cross section of Well Wei a,Well Wei c and Well Wei d ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) A-A ')

2.3 成藏期次

潿a 井流二段烴源巖94%為暗色泥巖，厚度413 m，有機碳含量平均2%左右，氯仿“A”含量平均0.17 %，干酪根類型為II1-II2型，評價為優質烴源巖，與潿西南D 洼流二段優質烴源巖有機質特征相似、形成條件相同[6]，推測油氣來源以潿西南D 洼為主，海中凹陷為輔。

基于這樣的實測資料及前人研究成果，在D洼虛擬一口鉆井A（圖1(a)）模擬主力烴源巖的生排烴特征，結合鉆井實測流體包裹體特征綜合確定了W 構造的油氣成藏期次，結果顯示油氣成藏期較晚，為中中新世至現今。

烴源巖的主力生排烴時期能夠定性分析油氣成藏時期，因為油氣成藏時期總是晚于油氣開始生成及排出時期。D 洼流二段烴源巖排烴模擬結果顯示主力排烴期為中中新世之后（圖5），對應的構造運動為東沙運動（圖1(c)），并且東沙運動的主應力方向與主控斷層Fc、Fd 斷層小角度相交，有利于斷層垂向的開啟和油氣運移。

圖5 D 洼流二段虛擬井排烴速率模擬Fig.5 Simulation of hydrocarbon expulsion rate of virtual well of Liushagang Formation II in the Sub-Sag D

潿c 井潿三段包裹體特征顯示潿c 井基本無烴類包裹體，油氣只賦存在孔隙和膠結物中，GOI 較低，表明油氣充注時間較晚；鹽水包裹體主要為次生包裹體，發育在切穿石英顆粒的裂隙和石英的次生加大邊中，包裹體測溫集中在90.5～99.6 ℃，高于儲層現今的地層溫度（74 ℃），推測有異常熱事件的影響，或者指示其為新近熱流體活動的結果。流體活動期距今時間短，尚未與周圍地層的背景環境溫度相融合、協調，指示了晚期成藏的特征。

3 輸導體系

輸導體系是連接油源與油氣藏的重要橋梁，是油氣富集的首要條件。W 構造的輸導體系主要由油源斷裂以及砂巖輸導層組成。

3.1 油源斷裂

W 構造主要斷裂包括控圈的3 號斷裂、Fb 斷裂、Fc 斷裂以及Fd 斷裂，根據斷層與成熟烴源巖的分布、斷層面傾向以及斷層斷穿層位等綜合分析，認為Fd 斷裂北端及伴生斷裂是W 構造的主要油源斷裂。

海中凹陷目前缺少流二段烴源巖的實測資料，因此3 號斷裂暫不作為油源斷裂參與分析。而Fb斷裂、Fc 斷裂以及Fd 斷裂與潿西南凹陷D 洼流二段烴源巖相通，斷裂經歷了先張后壓的發展過程，并影響了W 構造的潿a、潿b、潿c、潿d 井的成藏差異。

潿a 井所在斷塊四邊正斷層皆系油源斷裂，東側受油源斷裂Fd 控制，處下降盤位置；南側受油源斷裂Fc 控制，處上升盤位置（圖1(b)）。其西側斷裂處于下降盤，南側斷裂處于上升盤。這些斷裂均是近45°角的正斷層，因此對斷層兩側的油氣疏導能力必然存在差異。差異之一，下降盤有潿洲組砂體錯斷后直接與深部流二段烴源巖對接的機會；差異之二，斷面傾向之上的地層屬于流體勢高壓向低壓，有利于疏導。斷面傾向之下的斷裂屬于流體勢低壓向高壓，不利于疏導。綜上所述，潿a 井東西兩側斷裂疏導有利，因此，成藏條件滿足。

潿b 井所在斷塊三邊均為油源斷裂，東側受油源斷裂Fb 控制，處上升盤位置；而南側油源斷裂亦處于上升盤位置，其西側斷裂為Fd，也處于上升盤（圖1(b)）。因此，油氣疏導極為不利，成藏條件不滿足。況且，潿b 井所在斷塊在地層上傾方向上與不整合面直接接觸，對成藏也極為不利（圖6）。

潿c 井所在斷塊三邊為斷裂包圍，東側受油源斷裂Fd 控制，處下降盤位置；北側受油源斷裂Fc 控制，處下降盤位置（圖1(b)）。其南側與3號斷裂接觸，處于上升盤位置（圖6）。綜上所述，潿c 井北西兩側斷裂疏導有利，因此，成藏條件滿足。

圖6 過主要斷裂剖面（平面位置見圖1（b）B-B '、C-C '）Fig.6 Cross section of main fault ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) B-B ',C-C ' )

潿d 井所在斷塊斷裂較多，其北側受油源斷裂Fc 控制，處下降盤位置；西側受油源斷裂Fd控制，處上升盤位置（圖1(b)）。其南側與3 號斷裂接觸，處于上升盤位置（圖6）。綜上所述，潿d 井南側油源斷裂疏導有利，因此，成藏條件滿足。

3.2 砂巖輸導層

鉆井揭示了W 構造主要砂巖輸導層是潿三段、潿四段的三角洲平原-前緣的砂體。從砂巖發育程度來看，潿三段的W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組、W3Ⅳ砂層組以及W4Ⅱ砂層組砂巖發育程度好，其中W3Ⅱ砂層砂地比44.2%～73.9%，砂巖總厚度115.4～138 m，砂巖單層最大厚度10.8～86.7 m；W3Ⅲ砂層組砂地比49.7%～73.1%，砂巖總厚度79.2～93.3 m，砂巖單層最大厚度7.1～41.3 m，具有砂地比高、砂巖總厚度大、砂巖單層厚度大的特點（圖2），為W 構造優勢輸導層。

物性方面，W 構造潿三段和潿四段物性整體較好，其中又以W3Ⅱ 和W3Ⅲ 砂組的物性最佳（圖7）。W3Ⅱ 砂組砂巖單井孔隙度平均值為17.1%～23.2%，單井滲透率平均值為67.4～169.0×10-3μm2；W3Ⅲ 砂組砂巖單井孔隙度平均值為18.2%～23.3%，單井滲透率平均值為(36.8～203.1)×10-3μm2。而W3Ⅱ 和W3Ⅲ 砂組也是W 構造油氣富集的主要層位，因此W3Ⅱ和W3Ⅲ 砂組是區域蓋層之下的優勢砂巖輸導層，是油氣運移的主要層位。

圖7 潿a 井-潿c 井-潿d 井-潿b 井儲層物性剖面Fig.7 Reservoir physical property section of Well Wei a- Well Wei c- Well Wei d- Well Wei b

宋國奇（2012）[10]結合砂巖物性和傾角提出了定量評價砂巖輸導能力的參數，公式如下：S=θ/h，其中S為輸導能力參數，kg/m；θ為砂體傾角，°；h為臨界油柱高度，m。該公式中θ代表了浮力沿傾角方向的作用力，體現了油氣充注的動力；h為臨界油柱高度，指油氣在浮力驅動下要克服砂巖毛細管力需要聚集的單位面積最小油柱高度，最終取決于砂巖的物性，代表了運移的毛管阻力。因此，傾角θ越大，臨界油柱高度h越小，S越大，輸導能力越強。對W 構造不同斷塊不同砂層組的輸導能力參數進行了計算，同時參考了砂巖厚度、砂巖分布范圍參數（圖8），結果顯示W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組是W 構造區域蓋層下的優勢砂巖輸導層，W4 I 砂層組、W4 II砂層組是次一級優勢疏導層。

圖8 砂巖輸導能力-砂巖厚度/長度交會圖Fig.8 Crossplot of sandstone transport capacity-sandstone thickness / length

4 保存條件

4.1 區域蓋層

潿一段、潿二段的厚層泥巖是W 構造的區域蓋層，南海運動（圖1(c)）導致蓋層厚度往東部高部位減薄，北塊高部位有區域蓋層剝蝕的情況，導致了潿三段、潿四段的砂體與不整合之上的下洋組海相砂礫巖接觸引起油氣散失，而這也是北塊潿b 井失利的主要原因（圖9(b)）。另外，區域蓋層對油氣的控制還表現在油氣緊鄰區域蓋層分布，W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組距區域蓋層距離近，油氣縱向上保存條件好。通過鄰井井深1 715 m 的取心資料對泥巖蓋層進行定量評價，泥巖蓋層突破壓力為5.55 MPa、中值半徑為6.94 nm、孔隙度一般小于7%、擴散系數為5.388 6×10-6cm2·s-1，封蓋質量可達到II 類，屬于良好的區域蓋層。鉆井揭示，潿西南凹陷D 洼潿二段厚度大、泥質含量較高且泥巖單層厚度大，其中潿a 井區域蓋層厚度455 m，垂深1 512.8～1 967.8 m，單層最大厚度33 m，泥巖單層厚度和連續厚度均較大，封蓋性最好；c 井、d 井區域蓋層厚度均小于200 m，泥地比大于50%，單層最大10～20 m，封蓋性較好；說明越靠近D 洼內部，區域蓋層封蓋性越好（圖9(a)）。

圖9 潿洲組區域蓋層厚度及過潿b 井巖性示意圖Fig.9 Regional caprock thickness of Weizhou Formation and lithology diagram of Well Wei b

4.2 斷層封堵性

在油氣運移聚集過程中，斷層既可成為油氣運移的通道，又可成為油氣聚集的遮擋物，對油氣聚集分布有重要的控制作用。斷層封閉能力主要取決于斷裂帶物質及其兩側巖性的排替壓力，斷層封閉性的影響因素較多，主要有對接封閉、斷層巖封閉以及膠結封閉[11]（呂延防，2010）。RiehardG.Gibson (1994)定量研究了頁巖涂抹系數SSF 與斷層封閉性的關系，并建立了SSF 與烴柱高度的關系[12]。目前，針對斷層封閉性的研究方法已經逐漸由定性向定量方向發展，目前主要有砂泥巖對接概率法、泥巖涂抹因子法、斷面正壓力法以及組合評價等。

針對W 構造潿三段、潿四段砂巖發育程度高、兩盤砂巖對接概率大的情況，本次主要從直接蓋層發育情況及泥巖涂抹因子數據兩方面對斷層封堵性進行研究。一方面對單井的直接泥巖蓋層厚度及泥巖百分含量進行統計，結果表明，直接蓋層發育程度高，對應的含油氣概率大（圖10(a)）；同時對油柱高度進行統計，與泥巖發育程度進行擬合，擬合結果顯示二者具有良好的線性關系，泥巖發育程度高，對應的含油高度越大（圖10(b)）。另一方面計算主要過井剖面的泥巖涂抹因子SGR，結果同樣顯示SGR 越大，對應的含油概率越大（圖10(c)）。

圖10 斷層封堵性定量表示圖Fig.10 Quantitative representation of fault sealing

根據擬合公式定量計算潿a 井未揭示油氣砂層組的含油高度（圖10(d)），結合泥巖涂抹因子SGR 計算潿a 井沿井軌跡含油高度，計算結果同樣證實了泥巖直接蓋層對斷層封堵的重要作用。鉆井揭示潿a 井W3Ⅲ砂層組、W3Ⅳ砂層組、W4Ⅱ砂層組沒有油氣顯示，但是井上傾方向靠近斷層部位有預測油層，只是充滿度低，油層分布范圍局限。這是由于這三套砂層組直接泥巖蓋層厚度相對較小，導致泥巖涂抹能力差，斷層排替壓力差小，縱向上封堵的油柱高度低，W 構造油氣縱向上差異富集與直接泥巖蓋層密切相關（圖11）。

圖11 潿a 井沿井軌跡含油高度預測（平面位置見圖1（b）E-E '）Fig.11 Prediction of oil-bearing height along wellbore trajectory of Well Wei a ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) E-E ' )

5 油氣成藏過程

中中新世末期，D 洼流二段烴源巖成熟并大量排烴，一部分油氣沿油源斷裂及伴生斷裂以優先上傾方向地層的方式輸導進入潿三段、潿四段儲層，然后沿著砂體向斜坡高部位運移，其中W3Ⅱ、W3Ⅲ砂層組是區域蓋層下的優勢砂巖輸導層；另一部分油氣以斷層錯斷烴儲對接的排烴方式進入流三段儲層，并沿著流三段向高部位輸導，形成了立體輸導網絡。在油氣沿高效輸導層運移過程中受到斷層遮擋不同程度地聚集成藏，其中W3Ⅱ、W3Ⅲ砂層組直接蓋層更為發育，泥巖涂抹能力強，斷層封閉的油柱高度更大，油氣更為富集。同時，不同斷塊之間由于區域蓋層發育程度的差異及輸導層與油源斷裂關系的差異導致油氣在平面上差異富集，油氣主要富集在區域蓋層更發育、源儲關系更好的西塊和南塊。高部位潿c 井W3Ⅱc 油層、潿d 井W3Ⅰb 油層在成藏后遭受了輕微生物降解作用，原油物性稍微變大。綜上所述，在油氣輸導及保存條件雙重因素影響下，W 構造最終形成了平面和縱向的油氣差異富集特征（圖12）。

圖12 立體成藏模式圖（平面位置見圖1（b）F-F '，G-G '）Fig.12 Stereoscopic hydrocarbon accumulation model ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) F-F ',G-G ' )

6 結論

（1）W 構造油源主要來自于D 洼流二段源巖，W 構造油藏為晚期成藏，成藏期為中中新世至現今。

（2）W3Ⅱ砂層組、W3Ⅲ砂層組是區域蓋層下的優勢砂巖輸導層，是油氣運聚的主要通道，受油源斷裂發育與區域蓋層分布的影響，潿b 井失利，這是油氣平面上差異富集的主要原因。

（3）直接泥巖蓋層的發育程度決定了斷層不同位置泥巖涂抹能力，進而決定了油氣縱向上含油高度的差異，這是油氣垂向上差異富集的主要控制因素。