珠江口盆地惠州凹陷SQ2_SQ4岩性油气藏成藏分析.pdf

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1、 收稿日期 2010-10-13 基金项目 国家/十一五0 重大专项(2008ZX05023-002)。作者简介 聂晓庆(1983-),女,2008 年大学毕业,硕士生,现主要从事隐蔽油气藏成藏分析方面的研究工作。珠江口盆地惠州凹陷 SQ2 SQ4 岩性油气藏成藏分析 聂晓庆,张尚锋(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北 荆州 434023)施和生(中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东 广州 51 0240)杜家元 油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北 荆州 434023中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东 广州 510240 朱 锐,罗 明(油气资源与

2、勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北 荆州 434023)周凤娟(中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东 广州 51 0240)摘要 从目前惠州凹陷岩性油气藏勘探结果来看,岩性油气藏大多分布在 SQ2 SQ4 等 3 个层序中,分析总结这 3 个层序中的典型岩性油气藏形成的控制因素,油气运移通道等,建立该地区的岩性油气藏成藏模式,指导惠州凹陷岩性油气藏勘探。惠州凹陷的烃源岩主要有文昌组和恩平组烃源岩,其中文昌组烃源岩对岩性油气藏成藏贡献较大;岩性砂体的发育受到沉积坡折和沉积相带的共同控制,储层物性较好;油气可以沿着断层和砂体运移到有利圈闭中成藏。关键词 珠江口盆地;惠州凹陷;岩性油气藏

3、;成藏控制因素 中图分类号 TE122 1 1文献标识码 A 文章编号 1000-9752(2011)04-0029-05 图 1 珠江口盆地中新世地层发育柱状图南海北部大陆边缘发育了众多不同类型的新生代沉积盆地,珠江口盆地是南海北部边缘展布规模最大的含油气盆地。该盆地属于南海北部准被动大陆边缘上的断陷裂谷盆地,由北向南可划分为北部断阶带、北部裂陷带、中央隆起带和南部裂陷带及南部隆起带等 5 个一级构造单元 1。惠州凹陷位于北部裂陷带,处于大陆架背景,以发育海相地层为主,且地层相对比较平缓。珠江口盆地新生界地层自下而上依次为:古新统的神狐组,始新统的文昌组,渐新统的恩平组、珠海组,中新统的珠江

4、组、韩江组、粤海组和上新统的万山组 2(图 1)。1 烃源岩特征 珠江口盆地发育两套烃源岩:一套是文昌组湖相泥岩,另一套是恩平组湖沼相含煤泥岩。从目前揭示的地层看,文昌组岩性主要为泥岩和砂岩,中深湖相和滨浅湖相沉积,厚度 1000 2000m;恩平组主要以河流相、湖沼相沉积为主,岩性以泥岩、页岩和砂岩互层为主,夹煤层和炭质泥岩。文昌组中深湖相烃源岩有机质丰度高,其有机碳(TOC)的平均含量达到 2 16%,产烃潜力(S1+S2)达到 12 192mg/g。从生烃角度来看,中-好级别的烃源岩为惠州凹陷文昌组烃源岩的主体。有机质类型以 型和2型干#29#石油天然气学报(江汉石油学院学报)2011

5、年 4 月 第 33 卷 第 4 期Journal of Oil and Gas Technology(J 1 JPI)Apr 1 2011 Vol 1 33 No1 4酪根为主。恩平组烃源岩的有机质丰度为差-中等,TOC 普遍大于1%,S1+S2达到 2mg/g。恩平组整体有机质类型以型干酪根为主。惠州凹陷文昌组最为发育,沉积地层很厚,北部恩平组地层较为发育,埋深大,成熟度高。2 储层特征及砂体发育的控制因素2 11 储层特征惠州凹陷 SQ2 SQ4储层是特指惠州凹陷南部以及其周围区块珠江组中部有别于其他储层的砂岩储层,命名为 K 系列砂体。由于受古珠江物源的影响,在西北古珠江入口处,沉积以

6、大套块状砂岩为主,至远源处(东沙隆起以南)又变为以海相泥岩为主,在惠州凹陷南部及周围区域表现为海相泥岩夹砂岩 2。其中,K08、K22 这两套砂体在惠州凹陷分布广泛,特征明显,在平面上多成北东-南西向条带状分布,在纵向上有沿着层序界面上下分布的特点。K08、K22 两套砂体分别沿着层序界面 SB1715、SB1810上下分布。在条带砂的南部物性较好,砂体较厚,往北东方向物性逐渐变差。2 12 沉积坡折对砂体发育的控制作用惠州地区主要发育沉积坡折(图 2),它是由于不同地区沉积速率差异造成的地形坡度突变而形成的 3。图 2 惠州凹陷沉积坡折分布图惠州凹陷沉积坡折并非为珠江口盆地的陆架坡折,从地形

7、特征上来看,陆架坡折是大陆架和大陆坡的过渡带,主要分布在珠江口盆地白云凹陷北坡一带。SQ2 海侵时期,惠州凹陷发育中陆架三角洲,同时东沙隆起开始发育碳酸盐岩,随着高位时期的到来,碳酸岩台地不断生长,物源向惠州凹陷以南搬运受到遮挡而迅速卸载,因此在陆架三角洲和碳酸盐台地两个体系之间出现一个欠补偿区域,为 SQ3低位发育提供场所,相对于 SQ3 来说,凹槽北缘地层倾角突变带为其沉积坡折(相当于 HZB-5 井一带)。SQ4 沉积坡折的形成与 SQ3 类似。SQ4 层序发育完之后,凹槽被填平,沉积坡折不发育。惠州地区岩性油气藏主要分布在 SQ4、SQ3、SQ2 等 3 个层序中,SQ2 高位体系域主

8、要为高角度/S0 型前积体,主要发育 K40、K35、K30、K22 高位砂体,其中 K22 为晚期高位砂体。随着海平面的下降,物源继续向南推进在低洼区域卸载,形成 K22 低位砂体(相当于 HZB-5 井 K22 砂体),随着海平面逐渐回升,越过 SQ3 沉积坡折,开始发育 SQ3 海侵体系域,为退积型砂体,晚期的海侵泥可以作为早期形成的海侵砂(相当于 K22 砂体)的盖层。随着海平面上升到最大,开始发育 SQ3 高位砂体。由于凹槽在 SQ3 层序发育过程中没有被填平,沉积坡折仍然存在。沉积坡折在 SQ4 层序中发育,且发育位置与上一沉积坡折基本相同。SQ4 的层序发育特征与 SQ3 类似,

9、K08 与 K22 砂体的特征类似,沿着层序界面上下发育,且发育高位砂、海侵砂和低位砂。SQ4 层序发育完之后,凹槽被填平,而此时#30#石油天然气学报(江汉石油学院学报)2011年 4 月古珠江的碎屑岩越过碳酸盐岩,层序主要表现为海侵和高位体系域。在沉积坡折的控制作用下,前一个层序的高位砂体非常发育,下一个层序的低位砂体也比较发育。在沉积坡折附近形成的高位砂体、海侵砂体都不同程度的受到潮汐作用的影响,形成条带砂,潮汐作用对储积砂体的物性有很大的改善作用,储层物性较好。2 13 三角洲外前缘和浅海陆棚相带控制了砂体的平面分布 图 3 K22 砂体属性与沉积相叠合图不同的沉积体系中所发育的有利砂

10、体具有不同的特征。通过岩心、测 井资 料 及 地 震资 料 的 分析 4,在惠州地区 SQ2 SQ3 中识别出三角洲-陆棚、滨岸-陆棚沉积体系。各沉积体系的有利砂体特征具体如下:1)三角洲-陆棚沉积体系 通过总结惠州地区岩性油气藏的相带特征,得出了在平面上三角洲前缘和浅海陆棚带是岩性圈闭发育的主要相带,在惠州凹陷西南部及其周围隆起区为多物源沉积体系的汇聚区,砂体发育,类型丰富。目前在惠州地区所发现的岩性油气藏其砂体成因类型均为以浅海陆棚环境下的潮汐改造的陆架砂脊为主(图 3),浅海陆棚环境包括近滨外侧至陆架坡折这一宽阔的陆架或广阔陆棚区。其上限位于波基面附近。惠州凹陷处于宽阔陆棚区,一般水深为

11、 50m,最大水深约 180m。浅海陆棚的水动力条件复杂而多样,其中包括有海流、正常的风暴引起的波浪、潮汐流以及密度流等。它们对沉积作用的影响常随深度而变化。在东沙隆起珠江组上部均发育陆棚砂脊砂体,成条带状分布,规模较大。HZD 井区的 18 15 17Ma 期间的主要含油砂体为三角洲沉积。在三角洲前缘相带,K 系列砂体主要以河口砂坝(相当于 HZD-8 井的 K08、K10、K40up、K40low)、水下分流河道(相当于 HZD-8井的 K40up)为主。2)滨岸-陆棚沉积体系 珠江口盆地的滨岸相沉积主要发育在东沙隆起周缘和惠州凹陷北部,其发育的层位主要为珠江组。滨岸相的沉积以砂质沉积为主

12、,砂质颗粒的分选性好,磨圆度高,填隙物含量低,岩性均一、横向分布稳定。而随着海平面的升降,滨岸砂往往与海相的陆棚泥岩过渡,因此形成了良好储-盖组合,是有利的油气储集区。惠州凹陷已钻探的井中就有在滨岸相中见有油气显示的例子。在东沙隆起区可见滨岸相沉积的砂岩上下多发育有浅海陆棚的泥岩,构成了良好的储盖组合。3 油气运移通道分析油气输导体系是指油气从烃源岩运移到圈闭过程中所经历的所有路径网络。它控制着岩性圈闭的有效性 5。油气总是沿着渗透性最好和阻力最小的路径从高势区向低势区运移,其主干通道可以是开启的断裂系统、不整合面、孔渗性好的连片砂体输导层及其组合 6。惠州凹陷内油气主要聚集在中隆构造带上,靠

13、近生烃灶,油气输导体系主要以断层为主,渗透性砂岩,不整合面均可作为油气运移的输导层。断层-砂岩(断层-砂体)输导类型即阶梯式输导体系为惠州凹陷一类重要的输导类型,断层特别是油源断层连通烃源岩层和砂体,油气通过断层垂向运移至砂体中,再从砂体侧向运移至圈闭聚集成藏(图 4)。目前在惠州凹陷所发现的岩性油气藏均存在油源断裂。油源断层主要为边界断层。在其发育过程中,存在两个活动期和一个平静期,为间歇活动的生长断层。#31#第 33 卷第 4 期聂晓庆等:珠江口盆地惠州凹陷 SQ2 SQ4 岩性油气藏成藏分析 主断裂在油气的垂向运移并非局限在珠海组和珠江组下部,而是断层能断到哪一组储集体,哪一组储集体就

14、有可能含油。珠江组的 K08、K22 等是一些分布局限的岩性砂体,但是通过二维或三维资料的精细解释,只要证实岩性体与断裂带勾通,那么在其上倾岩性圈闭内钻探就可获得很高的钻探成功率O。图 4 惠州凹陷油气运移图4 油气运聚成藏分析惠州凹陷的两套有效烃源岩分别来自于文昌组和恩平组,这两套地层的沉积格局不同,从而导致惠州凹陷各个区域的构成也存在差异,特别是构造活动的影响形成的骨干断裂控制了文昌组和恩平组烃源岩的分布。文昌组沉积时期,断裂活动强烈,地壳沉降剧烈,致使文昌组形成了非常典型的断陷盆地,其主要的活动断层分布在惠州凹陷的边界,即在断层边界处文昌组地层发育最厚,向凹陷中心地层逐渐减薄。目前在惠州

15、凹陷所发现的岩性油气藏多位于文昌组区域上倾方向对应的凸起区,(相当于惠州 N 洼以北的凸起区及惠州 S 洼以南的东沙隆起区)。在三角洲和碳酸盐岩交互作用的影响下,惠州凹陷发育多种类型的岩性圈闭,包括由于岩性突变而形成的侧向相变圈闭,多发育在海侵体系域;被不整合面遮挡而形成的不整合遮挡圈闭,多发育在高位体系域;地层超覆圈闭,多发育在低位体系域(图 5)。圈闭多为长期发育,且自身的封闭性优越,靠近边界断层一侧有富生烃洼陷分布,油源条件充足。文昌组生成的油气在断裂活动期顺断层远距离运聚成藏,储集在上部层位,一般在 3300m 以上的珠江组和珠海组。目前岩性油气藏勘探主要集中在惠州 26洼以南的东沙隆

16、起区。但可以推断,在北部边界断层所控制的凹陷北部区域及其以北的北部断阶区也是隐蔽油气藏勘探的重要领域,目前还处于勘探初期。5 结 论1)珠江口盆地发育两套烃源岩:一套是文昌组湖相泥岩,另一套是恩平组湖沼相含煤泥岩。两套烃源岩均具有良好的生烃潜力,岩性油气藏形成时期为晚渐新世至中中新世中晚期,主要生油岩文昌组已进入生/排烃高峰期,恩平组生油岩也进入成熟阶段,油源条件充足。2)在惠州地区主要发育沉积坡折,在沉积坡折的控制作用下,前一个层序的高位砂体非常发育,下一个层序的低位砂体也比较发育。不同的沉积体系中所发育的有利砂体具有不同的特征。通过岩心、测井资料及地震资料的分析,在惠州地区新近系识别出三角

17、洲-陆棚、滨岸-陆棚沉积体系。沉积坡折#32#石油天然气学报(江汉石油学院学报)2011年 4 月O陈长民,章卜魁,杨少坤,等1 惠州油田群成藏地质规律及滚动勘探实践1 中国海洋石油南海东部公司内部报告,1998 1图 5 惠州凹陷油气成藏模式和沉积体系共同控制了岩性砂体的发育。3)目前在惠州凹陷存在两种输导体系:断层-砂岩(断层-砂体)阶梯式输导体系;断层-不整合输导体系。断层在岩性油气藏成藏过程中起到了主要运移通道的作用。4)从目前勘探的成果来看,在文昌组较厚区域及其上倾方向对应的凸起区发现岩性油气藏的可能性较大,具备较好的油气成藏的条件。参考文献 1 邢文礼,张尚锋1 稀疏井网条件下利用

18、测井曲线识别层序界面方法探讨)以珠江口盆地珠江组为例 J 1 岩性油气藏,2010,22(2):111 114 1 2 陈长民,施和生,许仕策1 珠江口盆地(东部)第三系油气藏形成条件 M 1 北京:科学出版社,2003 1 3 龙更生,施和生,王英民1 珠江口盆地惠州凹陷新近系坡折带成因类型及对地层沉积的控制作用 J 1 石油与天然气,2009,30(2):225 222 1 4 谭开俊,潘建国,姚清洲,等1 车拐地区侏罗系岩性油气藏形成条件及主控因素 J 1 岩性油气藏,2007,19(2):41 44 1 5 杜家元,施和生,丁琳,等1 惠州凹陷油气成藏期次划分及其勘探意义 J 1 中国

19、海上油气,2009,21(4):221 226 1 6 施和生,秦成岗1 珠江口盆地白云凹陷北坡-番禺低隆起油气复合输导体系探讨 J 1 中国海上油气,2009,21(6):361 366 1编辑 宋换新#33#第 33 卷第 4 期聂晓庆等:珠江口盆地惠州凹陷 SQ2 SQ4 岩性油气藏成藏分析 field and reconstructed in modern stress field,it was highly developed near Shigang fault zones,its beneficial growth d-irection is consistent with fr

20、actures in NNE;its density,the opening of the high value areas are mainly located in the westof Block SHI 3,4 and in the north of Block Jin 4 and in the middle and south of Block SHI 51 The results provide a geo-logical basis for well pattern adjustment1Key words:low permeability reservoir;fracture

21、prediction;stress field;Shigang Oilfield25 Reservoir Classification and Evaluation of T3x2in Xinchang Gas FieldZHANG Shen,CHEN De-you,NI Ji-hua,RAN Xu,YE Tai-ran (First A uthorps A ddress:Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,Sichuan,China;Chengdu Longx ing N atural Gas L td1,Chengdu 610100,

22、Sichuan,China)Abstract:The second member of Xujiahe Formation(T3x2)in Xinchang Gas Field was characterized by typical tight res-ervoir with super buried depth and strong heterogeneity 1 The reservoir not only developed macro fractural heterogeneity,but also existed diversification of micro reservoir

23、 space 1 Due to the current limitation of logging interpretation,the meth-od of pre-classification and evaluation was not applicable for T3x2fractural and pore reservoirs 1 Therefore on the basis ofprevious evaluation and classification and systemic experimentalanalysis and by means of quantitative

24、division of reservoirspace assemblage,reservoir classification and evaluation criterion was rebuilt1 T his classification evaluation criterion canbe used to successfully solve the problem of micro fracture evaluation that can not be solved by logging interpretation 1 Incombination with macro fractur

25、e prediction,the reservoir is reclassified and reevaluated 1Key words:T3x2(the second member of Xujiahe Formation)gas pool;reservoir evaluation;reservoir space assemblage;Xinchang Gas Field29 Analysis of Lithologic Hydrocarbon Reservoir Accumulation of Sequence 2 4 in Huizhou Depression ofPear-l riv

26、er Mouth BasinNIE Xiao-qing,ZHANG Shang-feng,SHI He-sheng,DU Jia-yuan,ZHU Rui,LUO Ming,AN Jing-song (First Authorps A d-dress:K ey Laboratory of Ex ploration T echnology f or Oil and Gas Resources(Yangtze University),Ministry of Education,J ingzhou434023,H ubei,China)Abstract:Seeing from the explora

27、tion results of lithologic reservoirs in Huizhou Depression,the most of lithologic reser-voirs were distributed in SQ2 SQ4 1 The control factors on the reservoir accumulation and pathway of oil and gas migra-tion were analyzed,the lithologic reservoir accumulation patterns were established 1 There e

28、xist 2 sets of lithologic reser-voirs in Huizhou Depression,such as Wenchang Formation and Enping Formation,of which Wenchang Formation has thehighest distribution to the reservoir accumulation;the lithologic sand development is controlled by both of sedimentaryslope-break and sedimentary facies bel

29、t and reservoir physical property is good,oil and gas can be migrated into the bene-ficial traps along the fault and sand-bodies1Key words:Pear-l river M outh Basin;Huizhou Depression;lithologic reservoir;control factor of reservoir accumulation34 The Characteristics of Hydrocarbon System and Explor

30、ation Potential of Oriente BasinHE Bin,LIU Yi,HAO Fei,CHEN Shi-wang (First A uthorps A ddress:International Petroleum Exp loration and Production Com-pany,SIN OPEC,Beijing 100083,China)Abstract:Oriente Basin was one of the most important petroleum basins in Ecuador of South American1 Main sourcerock

31、s in the basin were marine black shale and asphaltene carbonates of Cretaceous Napo Formation and main reservoirswere sandstones of Cretaceous Hollin and Napo Formations,while upper Cretaceous shale,coal and compact carbonatewere the major cap rocks 1 Various thrust tectonics,inversion structures an

32、d faulted anticlines related with strike-slipfaults were widely developed in the basin because of early extension and later compression movement,which providedgood paths for oil migration and accumulation 1 Based on geologic characters of petroleum systems and their spatial rela-tionship,it is propo

33、sed that there exists upper Cretaceous petroleum system in Oriente Basin 1 And it is believed thatthere are favorable exploration target zones in the southern,western and eastern parts of the basin 1Key words:Oriente Basin;foreland basin;Napo Formation;petroleum system;exploration potential39 New Un

34、derstanding of Coa-l bed Methane Exploration and Development in Sanjiao Area of Ordos BasinLI Xiao-jun,WANG Pu,LI Jing-ming,TANG Liang-jie,CHEN Cai-hong,MENG Qing-jia (First A uthorps Address:Facultyof Resources and Inf ormation,China University ofPetroleum,Beij ing 102249;PetroChina Coalbed Methane

35、 Co1,L td,Beij ing100028,China)Abstract:Based on the summary of preliminary researches and in combination with the latest progress of the Coalbedmethane(CBM)exploration and development in Sanjiao Area of Ordos Basin,the CBM exploration and development inthe region were analyzed1 Studies indicated th

36、at there were rich CBM resources and high exploration and development po-tential,it had the features of stable and simple structure,proper burial depth,thicker coal seam,high gas content andbetter hydrological conditions;according to the geological conditions such as sedimentary environment,coalbed

37、reservoircharacteristics and so on,it could be divided into two sets of CBM reservoir vertically:Coa-l bed Reservoir 3/4/5 ofShanxi Formation and Coalbed Reservoir 8/9 of Taiyuan Formation1 Preliminary assessment of CBM resource at 1000 mshallow coalbed reservoirs is more than 1000 108m31 It belongs

38、 to a large CBM field with medium-shallow depth,mid-dle-high abundance 1 CBM production test shows that CBM in the area has a good recoverability,good prospects for CBMdevelopment1 It is one of the most potential areas for CBM exploration and development1Key words:Ordos Basin;Sanjiao Area;CBM;hydroc

39、arbon accumulation condition;new understanding43 Research on Reservoir Fluid Type)By Taking Carboniferous Reservoirs in Shixi Oilfield for ExamplePENG Yong-chan,LIU Jian,XU Jian-jiang,ZHU Ya-bin,XU Nian,KONG Chui-xian,XIA Lan,ZHANG Xiao-li,JIA Jun-fei,YAO Min(A uthorps Address:Collegeof Petroleum En

40、gineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,Sichuan,China)Abstract:According to reservoir fluid type,it could be divided into gas reservoir,condensate gas reservoirs,volatile res-ervoir,ordinary black oil reservoirs and heavy oil reservoirs 1 But it was difficult to judge the type of mar

41、ginal fluid be-tween the two classical fluid types based on conventional fluid physical properties 1 For example,the variation of the oilcomponent and properties was gradually changed from black oil to condensate oil 1 So,it was hard to determine a demar-cation line between them1 From the aspects of phase behavior,surface oil physical properties,fluid component,high