涠西南凹陷涠洲组西南部断块油藏成藏特征
时间：2023-07-01 14:55:02 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
刘文峰
(中石化石油工程地球物理有限公司, 南京 211112)
北部湾盆地涠西南凹陷北接涠西南大断层, 与万山隆起相邻, 南靠涠西南低凸起和海中凹陷, 东临涠洲岛, 为一北断南超、 下断上拗的箕状凹陷湖盆[1](图1)。凹陷总体北东向发育, 最长约135 km、 最宽约37 km, 面积3 800 km2。涠西南凹陷有约万米的沉积层厚度, 生油气量约80×108t、 资源量约6×108t[2]。目前涠西南凹陷油气产能集中在凹陷东部地区, 油藏类型有隐蔽油气藏[3]、 断块油气藏[4]、 潜山油气藏[5]和地层油气藏[6]等。而西南地区缓坡带涠洲组油气勘探虽有所突破, 但整体勘探程度较低， 多口井失利。
黄建军等[7]从古地貌演变入手梳理了涠西探区地层演化过程; 刘一鸣等[8]建立了流二、 一段界面上下地层构造格局转变的应力场成因机制; 张萍等[9]在此基础上建立下部超压、 上部常压的两种油气聚集模式; 范蕊等[10]基于原油地化特征、 刘诗局等[11]利用生物标志化合物、 刘平等[12]根据储集层流体包裹体, 进行油源对比和分析, 总结其成藏模式; 李绪深等[13]把东部划分为凹中隆、 凸起区、 斜坡带, 分别建立油气聚集模式; 陈永峤等[14]从定性方面建立了断层封闭性要素与封闭效应之间的关系; 陈奎等[15]、 吴碧波等[16]对东部地区涠洲组构造圈闭有效性进行定量评价。前人研究大部分集中于涠西南凹陷东部成熟区, 对涠洲组西南缘断块油藏主控因素、 断层封堵性方面涉及较少。针对以上问题, 笔者结合新的地震、 钻探资料, 基于微量元素确定主力烃源岩层位, 根据地质应力场转变过程和断层封堵性能研究建立油气成藏时空配置关系, 确定涠洲组西南缘断块油藏主控因素, 结合钻探成果进行验证, 厘清研究区涠洲组断块油藏聚集模式。
印支运动以后整个涠西南地区一直处于长期隆起剥蚀状态。早古新世太平洋板块西北俯冲造成地幔隆升, 涠西南地区开始进入初期拉张阶段, 处于NW-SE向拉张环境, 北部湾地区形成NE向半地堑式断陷盆地群和控盆断层, 如涠西南凹陷、涠西南大断裂，涠西南低凸起初步成形, 南与企西隆起相结。北部涠西南大断裂和南部涠西南低凸起控制了长流组沉积, 在断层下降盘沉积红色洪、 冲积相地层。
始新世早中期, 研究区处于强烈拉张阶段, 印欧板块碰撞引发印支地块的挤出和旋转, 应力场转为NNW-SSE向, 发育一系列具有控凹作用的NEE-SWW向断层, 如1号断层, 在其下降盘形成流沙港组沉积中心。流一段以滨浅湖相为主, 流二段时沉降速率大, 整个北部坳陷成为统一的湖盆，为湖盆鼎盛时期, 形成流二段深湖相沉积。始新世末涠西南地区发生局部抬升, 流三段表现为一套泥岩、 砂砾岩互层的扇三角洲与滨浅湖沉积。涠西南低凸起从水下接受沉积转为活动发展， 但活动强度较小, 主体高部位开始出露水面, 遭受剥蚀。
渐新世, 继续沉降, 且速率较大, 湖盆开始扩张, 涠三、 四段沉积了一套广泛分布的以扇三角洲、 滨浅湖为主的砂泥岩地层。随着沉降趋势的继续, 大规模的湖进作用, 涠二段上层序、 涠一段广泛发育大套厚层半深湖-深湖相泥岩。多套地层向南超覆于涠西南低凸起之上。涠西南低凸起强烈活动, 始新世发育的统一湖盆被分割成南北格局, 北部形成涠西南断陷。晚渐新世, 研究区为拉张至张扭阶段, 太平洋板块持续俯冲, 印欧板块碰撞达到高峰, 印支地块沿SE向顺时针挤出, 应力场转为SN向。挤压作用逐渐增强, 早期NNE向断裂右旋走滑, 原有伸展断裂叠加了走滑变形, 形成一系列EW向和NW向断裂。随着裂陷活动减弱, 断裂活动趋于停止, 大多数都终止于古近系构造层终止面以下。全区相对抬升, 涠洲组顶部遭受不同程度剥蚀, 形成T2不整合界面。
新近纪开始坳陷沉降, 多数断裂及涠西南低凸起都停止活动, 整体接受海相沉积。
涠西南凹陷自北往南划分为北部断阶带、 中部洼槽带、 南部斜坡带3个构造带(图1)。研究区位于涠西南凹陷西南部, 跨越中部洼槽带和南部斜坡带, 东南紧邻涠西南低凸起。涠西南凹陷以新生代沉积为主, 基底为中生界-古生界碳酸盐岩、 变质岩。充填地层自下而上可分为: 古近纪陆相地层, 包括古新统长流组(E1ch)、 始新统流沙港组(E2l)、 渐新统涠洲组(E3w); 新近纪海相地层, 包括下中新统下洋组(N1x)、 中中新统角尾组(N1j)、上中新统灯楼角组(N1d)、 上新统望楼港组(N2w); 第四系(Q)。
图1 北部湾盆地北部坳陷构造区划
2.1 良好的烃源岩条件
2.1.1 烃源岩沉积环境 本次研究主要基于区内钻井岩心样品实验室测试的数十个微量元素数据。
其中Sr、 Ba含量及Sr/Ba值指示当时沉积介质的古盐度, 主要是根据溶液中Ba的硫酸盐化合物溶度积及其迁移能力远小于Sr的这一地球化学性质[17]; V、 Ni等微量元素在还原环境中不溶、 氧化环境下易溶, 一旦发生沉积很难再迁移, 可作为沉积时的原始记录和古沉积水体还原氧化环境的判别指标[18]。
Sr/Ba值常被用来区分咸水、 淡水介质[19-20]：
Sr/Ba>1为咸水介质(海相), 0.5
当V (V+Ni)>0.84时反映厌氧环境, 分层明显及底层水中出现H2S[21]。
w3井流二段(E2l2)薄片样品中见大量草莓状黄铁矿, 指示硫化、 具较强还原性的古沉积环境; 有机碳(TOC)与全硫含量(TS)之间存在明显的正相关性(图2a), 全硫含量越高, 有机碳含量越大。
图2 涠西南凹陷西南部烃源岩微量元素关系
因此判断流二段烃源岩发育于还原性较强的淡水沉积环境, 且这种环境有利于高丰度烃源岩的形成。
选择w1、 w3井涠洲组、 流沙港组岩心样品, 利用V/(V+Ni)、 Sr/Ba交互关系(图2b)综合判别沉积环境。
涠洲组、 流二段泥岩Sr/Ba平均值分别为0.13、 0.27, 均小于0.5, 故属于淡水介质环境; V/(V+Ni)值平均值分别为0.56、 0.74, 均大于0.55, 属于还原环境; 这与陆相断陷湖盆的背景吻合。同时， 流二段样品V/(V+Ni)值全都在0.72以上, 因此与涠洲组相比, 流二段烃源岩形成环境具有相对更强的还原性。
2.1.2 烃源岩有机质丰度 对本次实测的150余个TOC数据进行分析, 纵向上涠一、 二段样品有机碳含量平均为1.6%, 属于中等-好烃源岩; 涠三、 四段暗色泥岩有机质丰度评价中等-差, 其中TOC含量0.3%～2.33%; 流一段TOC分布范围为0.7%～5.2%, 主峰约为2%, 达到好烃源岩标准; 流二段TOC分布范围相对较宽, 为1.4%～7.8%, 主峰约为3.2%, 且所占比例超过40%。有机地化数据表明， 涠洲组暗色泥岩有机质丰度较流沙港组低, 流二段有机质丰度最好(表1)。
表1 涠西南凹陷烃源岩有机质丰度统计
2.1.3 烃源岩有机质类型 根据岩石热解测试分析数据中最重要的参数——氢指数(IH)和最高热解峰温(Tmax)关系, 判别有机质类型。对研究区多口井的样品测定结果统计显示(图3), 流沙港组样品烃源岩IH主要分布在180～700 mg/g,Tmax主要在425～440 ℃, 有机质类型属Ⅰ-Ⅱ1型, 偏腐泥型; 涠洲组烃源岩样品IH分布在100～360 mg/g,Tmax为420～446 ℃, 涠洲组有机质类型以Ⅱ2型为主, 偏腐植型; 流沙港组烃源岩有机质类型较好。
图3 涠西南凹陷烃源岩氢指数(IH)与最高热解峰温(Tmax)关系
2.1.4 有机质热演化特征 烃源岩有机质必须达到一定的热演化程度才能生成油气。根据区内流沙港组钻井样品, 对其镜质体反射率Ro进行实测, 建立烃源岩样品Ro与埋藏深度D的关系, 由此确定流二段烃源岩样品生烃门限、 生油高峰对应的Ro分别为0.6%、 0.85%, 其中岩心样品实测Ro为0.6%时， 对应埋藏深度为2 600 m。因此， w1、 w2井流二段烃源岩Ro<0.6%, 还未成熟; w3、 w4井流二段烃源岩0.6% 从沉积环境、 有机地化数据分析、 有机质类型等参数表明, 流沙港组烃源岩各项指示均优于涠洲组烃源岩, 因此研究区流沙港组为主要烃源岩, 其中流二段为最佳。 钻井揭示研究区储集层以涠三、 四段和流一段最好, 具有中-高孔隙度、 高渗透率的特征。涠三段以单层厚度大、 物性好的河湖相砂泥岩为主, 储层分布受沉积相控制, 在涠西南凹陷大部分地区稳定广泛分布, 是一套区域性储集层。w5井样品涠三段地层孔隙度在24.1%～30.6%, 渗透率在233.6～688.5 mD, 达到高孔、 高渗水平, 物性较好, 可作为良好的储层。 因大规模湖进作用, 涠一、 二段沉积了大套厚层半深湖相灰绿色泥岩, 区域上分布广泛、 稳定, 为下部储集层提供良好的区域盖层。w4井涠二段厚度达400 m、 泥岩占比60%左右, 涠一段泥岩占比50%左右。在涠西南低凸起北缘虽遭剥蚀而部分地区缺失涠一、 二段上亚段岩性, 涠二段下亚段以厚层泥岩为主, 泥岩含量达60%, 在构造上厚度仍有300余m, 仍作为局部性盖层。 2.4.1 时间配置 渐新世, 拉张作用使原来仅在流沙港组发育的断裂进一步向上延伸, 形成下通流沙港组烃源岩、 上连涠洲组砂体的沟源断层, 同时在涠洲组产生一系列与沟源断层相伴生的断块、 断鼻圈闭。随着渐新世末裂陷活动减弱, 张性断层向上消失于涠一、 二段巨厚泥岩中, 新近系坳陷沉降, 涠洲组构造圈闭基本定型。后续轻微的北西向挤压对涠洲组圈闭几乎无影响。 涠西南凹陷流二段烃源岩在渐新世早期(34 Ma)开始成熟, 主要经历了两次生排烃阶段[22]: 第1次在渐新世中晚期, 排烃高峰时间短、 排烃量少; 第2次从中中新世末至今, 排烃量大、 热演化成熟度适中, 以第2次生油排烃为主(图4)。研究区涠洲组构造圈闭基本定型时流二段烃源岩第2次生油排烃还未开始, 因此时间配置有利于油气的聚集和保存。 图4 涠西南凹陷涠洲组油气系统事件关系 2.4.2 空间配置 研究区紧邻西部生油洼陷, 东南接涠西南低凸起, 涠西南低凸起倾末端延伸至西北部生油中心, 平面位置优越。渐新世时期拉张作用在涠洲组发育反向正断层, 涠二、 一段盖层泥岩下掉, 断层两侧砂岩与泥岩对接, 形成屋脊构造。地震资料显示, 研究区沟源断层的最大断距仅有250 m, 远小于涠二段泥岩500多 m的厚度。有效泥岩盖层厚度大, 油气被阻隔在涠二、 一段泥岩盖层之下, 纵向接触关系良好。 2.4.3 断层封堵性能 断层具有二元作用, 活动时为油气运移的重要通道, 闭合时为油气聚集成藏重要的遮挡条件[23]。研究区涠洲组以正断层断块油藏为主。虽然正断层伴生的裂隙已被塑性的泥岩涂抹层、 成岩作用形成的致密物质以及石油氧化降解物重油沥青等物质充填, 且有涠洲组上部盖层泥岩, 但断层是否封堵、 断块圈闭是否有效未知, 需要对断层封闭性进行评价。 影响断层封堵性效果的关键为封堵盘断层岩与储集层目标盘之间的排替压力差, 两者之间压力差越大, 断层封堵性效果越好; 排替压力大小与断层岩泥质含量和断层岩埋深呈正相关, 与断面倾角大小呈负相关。依据已钻圈闭信息， 采用定量方法对研究区涠洲组断层侧向封堵性与垂向封堵性结合分析, 对断块圈闭有效性进行综合评价。 (1)断层侧向封堵性定量研究。断层岩和对接盖层为封堵盘, 储集层为目标盘, 当目标盘的排替压力小于封堵盘的排替压力时, 即可实现断层侧向封堵成藏。断层岩泥质含量的定量评价常使用断层泥比率(SGR)、 泥岩涂抹系数(SSF)这两个参数[24-26]。 根据SGR、SSF在断层侧向封堵中的意义, 建立已钻圈闭图, 将其应用于研究区断层侧向封堵性定量研究。根据判别图版中值域大小， 将计算样点油水性质划分为水层区、 油水同层区、 油层区(图5)。统计样点的SGR和SSF, 油层断面处:SGR>0.63,SSF<1.72; 油水同层区: 0.54 (2)断层垂向封堵性定量分析。断层垂向封堵性是指断层对沿断面切线方向油气运移的封堵能力[26], 封闭压力大于油气沿断面切向的扩散运移排替压力时, 则断层垂向封堵性能良好。断层垂向封堵性能取决于断裂带泥质含量及后期压实成岩作用; 封堵性能与断裂带泥质含量、 成岩压力、 作用时间、 埋深等因素呈正相关。以计算样点深度和泥质含量的乘积为横坐标、 盖层厚度与储层厚度的比值为纵坐标, 建立断层垂向封堵性判别图。将其应用于研究区涠洲组已钻圈闭(图5), 综合判别发现， 当深度和泥质含量的乘积大于1.25、 盖层厚度与储层厚度的比值大于2.25时, 成藏概率大。 图5 涠西南凹陷西南区断层封堵能力定量评价 研究区涠洲组构造圈闭定型期略早于油气生烃充注期。流二段有效烃源岩范围内生成的油气首先沿着沟源断裂向上运移至涠洲组岩层, 一部分油气沿着横向渗透性砂体层和不整合面进行侧向运移, 优先占据沟源断裂伴生的断块圈闭空间聚集成藏, 其余的油气继续呈总体向上的“T”形运移(图6); 同时另一部分油气沿沟源断裂继续向上运移到达涠洲组上部泥岩底板, 在泥岩底板附近的断块圈闭聚集成藏或沿渗透性砂体层、 不整合面继续进行总体向上的“T”形运移; 最终在凹陷边缘不整合面形成地层油藏或新近系披覆背斜中聚集成藏。 图6 涠西南凹陷西南区涠洲组成藏模模式 涠洲组立体输导体系由断层、 不整合面和渗透性砂体联合构成, 垂向运移以沟源断层为主, 侧向运移以不整合面和渗透性砂体为主, 油气运移的主要动力为流体势差。研究区涠洲组圈闭为断块型油藏, 纵向上多个断块圈闭依附于沟源断层, 各自构成独立的油水边界, 横向上远离沟源断裂和流二段, 有效烃源岩范围的圈闭成藏概率小, 反向正断层构成的屋脊构造更易成藏。 在对涠西南凹陷涠洲组西南部油气成藏规律深入分析的基础上, 以涠洲组为主要目的层, 钻探发现了涠洲组多个构造, 证实了西南区勘探潜力巨大。w4-1井钻遇油水同层11.8 m(1层), 以油水同层为主。w4井钻遇油层79.8m(5层)、 垂厚54.8 m, 油水同层1层、 垂厚8.1 m, 以油层为主; 日产气75 929 m3/d, 日产油1 349 m3/d。w5井以水层和干层为主。w6-2井钻遇油层2层, 斜厚17.4 m, 垂厚11 m; 油水同层1层, 斜厚2 m, 垂厚1.3 m; 日产油26 m3/d。 w6井钻遇油层58.6 m(7层), 其中涠三段钻遇5.6 m油层静压力为17.51 MPa; 油水同层18.0 m(4层); 日产气5 830 m3/d, 日产油301 m3/d。w4、 w6-2、 w6具有良好的油气产量。 (1)w4、 w4-1井钻遇分析(图7)。w4、 w4-1井处于两条沟源断裂夹持形成的断块上, w4-1井虽有反向正断层遮挡、 但处于斜坡带; w4井较w4-1处于更高的位置、 正向构造、 断块圈闭, 靠邻沟源断裂FD。流二段生成的油气沿沟源断裂F3向上运移至涠洲组, 横向运移时经过w4-1井区, 但在斜坡地带无法大规模汇聚成藏, 继续横向运移至w4井圈闭区。w4井圈闭同时接受由沿沟源断裂FD纵向运移而来的油气。 图7 涠洲组w4、 w4-1井资料解释剖面 (2)w5井失利原因。w5井原有资料有限， 对其构造认识不准确, 前期没有发现低部位的小断层， 导致圈闭平面范围预估过大。w5井钻遇圈闭低部位, 因此以水层为主。 (3)w6-2井油层薄原因。w6-2井处于正向构造, 钻遇沟源断裂夹持形成的断块圈闭区。后续地层活动形成的断层F28从圈闭左边缘切过, 使圈闭分割为两部分, 高部位含油、 低部位不含油。w6-2井钻遇涠三段一油组， 但并未钻遇圈闭主体高部位, 因此虽有油气显示，但油层相地较薄。 (4)w6井钻遇成功分析(图8)。w6井处于正向构造, 钻遇沟源断裂夹持形成的断块圈闭区。下部沟源断裂不断提供油气, 前方有反向屋脊正断层, 因断层作用上部涠二段大套泥岩下掉， 对涠三段储集层形成遮挡封堵, 圈闭时空配置良好。 图8 涠洲组w6井资料解释剖面 (1)通过烃源岩微量元素测定， 碳硫含量呈正相关性, 验证了流二段烃源岩形成环境具有相对更强的还原性。 (2)涠洲组为断块油藏, 油气在流体势差作用下, 依靠由断层、 不整合面与渗透性砂体联合构成的立体输导体系， 呈总体向上的“T”形运移。 (3)涠洲组良好的时空配置关系是断块圈闭有效性的关键因素。 (4)研究区沿沟源断裂断块圈闭、 涠西南低凸起边缘古隆起带是下一步有利的勘探区。2.2 储集层
2.3 盖层
2.4 时空配置关系
2.5 疏导体系与成藏模式
