李寧，覃軍，江瀚，趙洪，湯睿

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335）

西湖凹陷T氣田油氣分布特征與主控因素

李寧，覃軍，江瀚，趙洪，湯睿

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335）

利用地球化學(xué)測試資料，結(jié)合氣田區(qū)構(gòu)造演化和儲蓋發(fā)育特征，文中綜合分析了油氣充注歷史，厘清了西湖凹陷T氣田的油氣分布特征及主控因素。研究表明：T氣田的原油和天然氣，是由氣田區(qū)始新統(tǒng)平湖組烴源巖在低熟—成熟階段生成的伴生油氣；油氣充注主要發(fā)生在上新世至今，平湖主斷裂活動強度的差異性控制了氣田區(qū)平面和縱向總體含油氣面貌，直接蓋層的埋深、厚度及封蓋能力決定縱向上“上油下氣”的分布格局；擴散為主的運移方式產(chǎn)生色層效應(yīng)，導(dǎo)致原油和天然氣的物理化學(xué)性質(zhì)在縱向上有規(guī)律地變化。

油氣分布；主控因素；地球化學(xué)；西湖凹陷

T氣田是位于東海陸架盆地西湖凹陷西部斜坡帶中南部的斷塊氣田，屬于西湖凹陷平湖斷裂帶油氣田群。該氣田于2009年發(fā)現(xiàn)，至今共鉆探井3口，探明原油地質(zhì)儲量約70×104t，天然氣地質(zhì)儲量約20×108m3，進一步證實了西湖凹陷斜坡帶 “油氣總是與深大斷裂相伴生”的地質(zhì)認識［1-5］。本文綜合利用烴源巖及油氣水分析，以及生物標志化合物、碳同位素、流體包裹體等地球化學(xué)資料，探討了T氣田的油氣性質(zhì)及來源，并結(jié)合斷裂發(fā)育和構(gòu)造演化特征等地質(zhì)條件分析了油氣分布的主控因素。

1 地質(zhì)概況

西湖凹陷屬浙東坳陷中北部的次級構(gòu)造單元，為盆地內(nèi)規(guī)模較大的新生代含油氣凹陷。在前古近系基底上經(jīng)歷了斷陷—坳陷—區(qū)域沉降3期大的構(gòu)造演化階段，內(nèi)部可劃分為西部斜坡帶、中央洼陷帶、東部斷階帶三大次級構(gòu)造帶；目前鉆揭的主要沉積地層屬始新統(tǒng)平湖組—第四系。受斷陷期發(fā)育的大生長斷裂——平湖主斷裂的控制，T氣田被次級斷層分割成A，B，C 3個斷塊，目前3個斷塊內(nèi)各鉆1口探井，在B塊和C塊測試獲得了中—高產(chǎn)工業(yè)油氣流（見圖1）。

圖1 T氣田構(gòu)造-地層簡圖

2 油氣分布及來源

2.1 油氣分布

鉆探成果顯示，T氣田油氣層縱向上主要分布在始新統(tǒng)平湖組和漸新統(tǒng)花港組，油氣藏埋深2 800～3 600 m，其中平湖組發(fā)育主要產(chǎn)凝析氣的凝析氣藏，花港組發(fā)育主要產(chǎn)原油的油藏，具“上油下氣”的縱向分布特征。平面上3個斷塊均有油氣分布，但A塊油氣顯示情況較B，C塊明顯要差，測井解釋僅有1個薄油層和2個薄氣層 （見圖2，3個剖面位置見圖1）；各斷塊已發(fā)現(xiàn)的油氣三級儲量中，B塊最大，A塊最小。

圖2 T氣田各斷塊油氣藏剖面

2.2 油氣來源分析

2.2.1 烴源巖特征

已被探井證實的烴源巖主要發(fā)育在平湖組和花港組。由于凹陷中部和西部斜坡低部位埋藏太深，西部斜坡高部位幾乎剝蝕殆盡，平湖組以下地層的歸屬以及是否發(fā)育有效烴源巖目前尚無定論。

平湖組已鉆遇三角洲—半閉塞海灣環(huán)境發(fā)育的過渡相煤系地層，烴源巖包括煤、碳質(zhì)泥巖和泥巖。干酪根類型為Ⅱ2型—Ⅲ型，以Ⅲ型為主［6］，從斜坡帶往中央洼陷類型逐漸變優(yōu)；總有效烴源巖中心在中央洼陷帶，往斜坡帶成熟度降低，厚度變薄，煤層相對更發(fā)育。

花港組鉆遇烴源巖主要為辮狀河流相—三角洲相和淺湖相泥巖，往西部斜坡帶局部夾有極少量薄煤層。干酪根類型與平湖組基本類似，相對更偏向于Ⅱ2型；烴源巖分布特征與平湖組亦基本類似，但在斜坡帶由于花港組埋藏較淺整體成熟度都偏低［7-15］。

利用熱解實驗、氯仿瀝青“A”抽提、可溶有機物族組分柱層析、鏡質(zhì)組反射率分析等方法，綜合研究了T氣田2 400～3 955 m井段的26個巖屑樣品，結(jié)果表明：平湖組烴源巖可達到“中等—好”標準，但熱演化程度不高，尚未進入生油氣主帶；而花港組烴源巖則屬于“差—中等”的標準，剛進入生油門限（見表1）。

表1 T氣田烴源巖綜合評價

2.2.2 油氣源對比

T氣田花港組原油物性總體上呈現(xiàn)低密度、低黏度、低凝固點、低含蠟量、低初餾點的輕質(zhì)特征，隨著埋深加大，平湖組原油密度、黏度、凝固點、含蠟量、初餾點總體上均呈現(xiàn)出不斷增大的趨勢［16］（見表2）。

表2 T氣田原油物性特征

本次研究分析了T氣田5個原油樣品 （平湖組4個、花港組1個）、17個泥巖樣品（平湖組14個、花港組3個）和中央洼陷帶的10個泥巖樣品（平湖組2個、花港組8個）的飽和烴氣相色譜、色譜-質(zhì)譜及芳烴色譜-質(zhì)譜，分別選取能夠代表烴源巖生物母質(zhì)、沉積環(huán)境以及成熟度的生物標志化合物，進行了綜合、精細的油-源對比（見表3）。

表3 T氣田油-源生物標志化合物參數(shù)綜合對比

綜合表3可以看出，T氣田的原油和天然氣大都應(yīng)主要為T氣田平湖組烴源巖在低熟—成熟階段生成，其中成熟度相對較高的油氣也可能在一定程度上接受了東部中央洼陷帶始新統(tǒng)平湖組的烴源貢獻。

3 控制因素分析

T氣田3個斷塊上3口探井的井間距較小，且3個斷塊都同樣主要受控于平湖主斷裂，從靜態(tài)烴源巖的角度而言，各個斷塊應(yīng)具備基本一致的烴源巖條件，油氣在本氣田不同斷塊上的差異性分布以及物理化學(xué)性質(zhì)上的差異，應(yīng)是從烴源巖中排出后經(jīng)歷了不同的運移-聚集動態(tài)過程所致。

3.1 平面格局

平面上，平湖主斷裂決定本氣田的總體含油氣面貌。作為控制本氣田構(gòu)造的主要斷裂，平湖主斷裂的活動期一直持續(xù)到中新世早期，但在平面上該斷裂的活動強度并非均一。隨著局部應(yīng)力場及巖石強度非均質(zhì)性的變化，其活動的強度直接表現(xiàn)在斷層落差上。從平湖主斷裂在T氣田區(qū)的落差來看，該斷裂在氣田區(qū)內(nèi)平面上不同段的落差有一定差異，與油氣分布密切相關(guān)：1）平湖主斷裂落差相對較小的A塊比B，C塊含油氣性差。這是由于，斷層落差越小，斷層帶內(nèi)的泥巖涂抹程度越低，斷層的側(cè)向封堵性能越弱，斷塊圈閉的有效性就降低；2）縱向上，花港組厚砂層基本上均為水層，油層基本上為薄層。這是由于，平湖主斷裂在花港組內(nèi)的斷層落差較小導(dǎo)致泥巖涂抹程度低、或是斷層沒有錯開厚砂層導(dǎo)致兩盤砂砂對接，從而不能有效封堵厚層油氣，但對薄層的側(cè)向封堵則較為有效；3）花港組的含油性較好、含氣性較差亦與花港組斷層落差較小、側(cè)向封堵性能相對較弱有一定關(guān)系。即平湖主斷裂在花港組的側(cè)向封堵能力介于油和氣之間（天然氣所需封堵能力大于原油所需封堵能力）?？傊?，平湖主斷裂在本氣田不同段的活動強度直接控制了平面上和縱向上總體的含油氣面貌。

3.2 縱向格局

關(guān)于西湖凹陷花港組與平湖組油氣分布呈 “上油下氣”特征的原因，前人已進行過諸多討論，認為主要是蒸發(fā)分餾作用（晚期高成熟的氣侵入早期原生油藏）所致［17］。本文結(jié)合氣田區(qū)的生儲蓋條件綜合分析認為，較低熱演化階段的油氣來源不具備大規(guī)模發(fā)生蒸發(fā)分餾作用的條件，“上油下氣”的分布格局主要取決于縱向上花港組與平湖組不同的直接蓋層條件以及石油和天然氣在垂向上的差異聚集。

花港組主要為一套辮狀河—三角洲相的陸相沉積，砂體比較發(fā)育而泥巖層相對較薄，已鉆揭的花港組下段油藏上覆泥巖蓋層厚度為2～7 m，埋深2 800 m左右；平湖組主要為半閉塞海灣環(huán)境下發(fā)育的潮坪相——受潮汐作用影響的三角洲相過渡沉積，砂體發(fā)育程度較低，單層厚度薄，而泥巖層比較發(fā)育且厚度較大。已鉆揭的平湖組最淺氣藏上覆泥巖蓋層厚度為50～80 m，埋深3 250 m左右。

根據(jù)國內(nèi)外在這方面的研究經(jīng)驗可以推斷：相對平湖組而言，該區(qū)花港組直接泥巖蓋層對天然氣的封蓋能力明顯要弱［18-21］，導(dǎo)致油氣在縱向上成藏的動平衡過程中，上部花港組圈閉中的天然氣散失量相對較大，故以產(chǎn)油為主，而下部平湖組圈閉的天然氣則保存較好；另一方面，在伴生油氣同時充注的過程中，由于垂向上差異聚集效應(yīng)，最下部圈閉中的油會被天然氣不斷地排替，直至全部充滿天然氣，最終形成“上油下氣”的垂向分布格局。

3.3 運移方式

運移方式?jīng)Q定了縱向上的油氣物理化學(xué)分異。在T氣田C井始新統(tǒng)平湖組二段下部—平湖組三段上部（3 200.00～3 508.58 m），共取了14個砂巖樣品，進行了成巖流體包裹體檢測分析，結(jié)果顯示，石英顆粒次生加大邊中與含油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度頻率分布整體呈近正態(tài)單峰，分布范圍在92.9～118.7℃，集中分布在106.0～115.0℃，說明本氣田始新統(tǒng)平湖組應(yīng)是在同一時期內(nèi)充注成藏。在油源分析結(jié)果的基礎(chǔ)上，將均一溫度資料與單井熱史模擬成果相結(jié)合，可以判定，本氣田始新統(tǒng)平湖組油氣藏的主成藏期應(yīng)在上新世至今（5.6～0 Ma）。雖然沒有漸新統(tǒng)花港組包裹體資料，但根據(jù)油氣成因分析，本氣田的原油與天然氣伴生于同一烴源巖且成熟度相當(dāng)，可以基本判定T氣田區(qū)漸新統(tǒng)花港組的主成藏期亦應(yīng)和始新統(tǒng)平湖組相當(dāng)（由于垂向運移亦需要時間，故花港組充注邏輯上應(yīng)略晚于平湖組，但在地質(zhì)歷史上這種尺度的時間差幾乎可以忽略不計）。

平湖主斷裂在T氣田區(qū)內(nèi)的活動基本于中新世中期龍井運動結(jié)束時（14～12 Ma）停止，早于主成藏期近10 Ma。在斷層停止活動到主成藏期的這10 Ma時間段內(nèi)，斷裂破碎帶發(fā)生了一定程度的壓實作用和膠結(jié)作用，大幅降低了斷裂帶的滲透性，垂向輸導(dǎo)性能降低，進而影響油氣運移方式以及運移效率。當(dāng)油氣在滲透性較差的輸導(dǎo)體中以擴散為主的方式運移時，原油沿運移方向會發(fā)生色層效應(yīng)［22］，族組分中極性較強的芳烴損失較多，飽和烴中的重碳組分損失較多，導(dǎo)致密度和黏度等物理性質(zhì)縱向上自下而上逐漸變輕；天然氣發(fā)生同位素分餾效應(yīng)［23］，甲烷中極性較強的重碳同位素損失較多，導(dǎo)致甲烷碳同位素縱向上自下而上逐漸降低。同時，由于在垂向運移過程中原油和天然氣相互溶解，導(dǎo)致天然氣干燥程度自下而上逐漸降低。

4 結(jié)論

1）T氣田原油和天然氣具有統(tǒng)一的成因來源，均主要為氣田區(qū)自身平湖組煤系烴源巖在低熟—成熟階段生成的伴生油氣，但在油氣運移-聚集的過程中受到斷裂、直接蓋層以及色層效應(yīng)的影響，導(dǎo)致氣田區(qū)不同斷塊、不同層位油氣分布及物理化學(xué)性質(zhì)產(chǎn)生差異。

2）平湖主斷裂活動強度的差異性控制了氣田區(qū)平面和縱向上總體的含油氣面貌，直接蓋層的埋深、厚度及封蓋能力決定了縱向上“上油下氣”的分布格局，擴散為主的運移方式產(chǎn)生色層效應(yīng)，導(dǎo)致油氣物理化學(xué)性質(zhì)在縱向上有規(guī)律地變化。

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（編輯 高學(xué)民）

Hydrocarbon distribution features and its main controlling factors of T gas field, Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin

LI Ning,QIN Jun,JIANG Han,ZHAO Hong,TANG Rui
(Shanghai Branch of CNOOC Ltd.,Shanghai 200335,China)

Based on the geochemical test data and the tectonic evolution and reservoir-cap development characteristics of gas field,hydrocarbon filling history is comprehensively analyzed and the hydrocarbon distribution features and its main controlling factors of T gas field in Xihu Sag are clarified.Studies show that the oil and gas of T gas field are associated with each other, which came from the Pinghu formation′s low thermal evolution stage resource rock.Only one phase of hydrocarbon filling existed in T gas field,about from Pliocene epoch to now.The difference in the activity strength of Pinghu main fault controls the distribution of oil and gas on the whole.The buried depth,thickness and sealing ability of direct cap decide the vertical distribution pattern as"upper oil lower gas".As the main migration pattern,the diffusion causes geochromatographic effects and results in the variation of the physical and chemical properties of oil and gas in the vertical direction.

hydrocarbon distribution;main controlling factors;geochemistry;Xihu Sag

國家科技重大專項課題“東海盆地天然氣資源潛力評價”（2016ZX05027-001）

TE122.1+1

A

10.6056/dkyqt201703007

2016-11-20；改回日期：2017-02-10。

李寧，男，1983年生，工程師，碩士，2006年畢業(yè)于同濟大學(xué)海洋與地球科學(xué)學(xué)院，現(xiàn)主要從事海上油氣勘探研究工作。E-mail：lining2@cnooc.com.cn。

李寧，覃軍，江瀚，等.東海陸架盆地西湖凹陷T氣田油氣分布特征與主控因素［J］.斷塊油氣田，2017，24（3）：329-332.

LI Ning，QIN Jun，JIANG Han，et al.Hydrocarbon distribution features and its main controlling factors of T gas field,Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：329-332.