何 敏 黃玉平 朱俊章 龍祖烈 申 俊 楊 嬌 鄭 潔 楊學(xué)奇

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054）

珠江口盆地東部油氣資源動態(tài)評價＊

何 敏 黃玉平 朱俊章 龍祖烈 申 俊 楊 嬌 鄭 潔 楊學(xué)奇

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054）

珠江口盆地東部經(jīng)歷了30多年的油氣勘探和四輪油氣資源評價，歷輪評價的方法和結(jié)果存在較大的差異，有必要開展油氣資源的動態(tài)評價。按照國際通行的資源概念，以預(yù)測油氣地質(zhì)資源量和剩余地質(zhì)資源量作為評價工作的主線，綜合應(yīng)用盆地模擬法、油田規(guī)模序列法和圈閉法進行了珠江口盆地東部油氣資源評價，并從評價單元、構(gòu)造單元、層系、埋深、油品、水深、儲層物性等方面分析了油氣資源的分布特征，結(jié)果表明：珠江口盆地東部油氣資源豐富，石油總地質(zhì)資源量約64×108t，天然氣總地質(zhì)資源量約27×1011m3；油氣總探明率低，總石油探明率為12．86%，總天然氣探明率為7．11%，勘探潛力大；油氣地質(zhì)資源分布不均，整體呈現(xiàn)北油南氣的分布格局，其中石油地質(zhì)資源主要分布于新近系和古近系，以淺層、中深層為主，淺水區(qū)多于深水區(qū)，以中輕質(zhì)油為主，在中高滲儲層中分布居多，而天然氣地質(zhì)資源量主要分布于古近系和新近系，以中深層和淺層為主，深水區(qū)占絕對優(yōu)勢，低滲—中高滲儲層均有分布。本文綜合法獲得的珠江口盆地東部油氣資源的動態(tài)評價結(jié)果及分布特征，可為該地區(qū)勘探評價和勘探方向優(yōu)選提供重要參考。

珠江口盆地東部；油氣資源評價；評價方法；評價單元；分布特征；油氣地質(zhì)資源量

油氣資源評價是指分析和計算某一特定區(qū)域（小至圈閉，大至全球）地下油氣聚集量的過程［1］。在不同地區(qū)、不同階段，針對不同勘探對象和資料認(rèn)識程度，應(yīng)選取不同方法評價和分析油氣資源（儲）量的特點、分布狀況、規(guī)模等［2－6］。珠江口盆地東部在30多年的勘探過程中經(jīng)歷了四輪油氣資源評價，歷輪資源評價在研究方法、研究范圍和研究成果上存在較大差異。其中，1994年開展的第二輪全國油氣資源評價使用成因法對珠一坳陷和珠二坳陷的8個評價單元進行了資源量計算，石油地質(zhì)資源量為20．01×108t，天然氣地質(zhì)資源量為7．23×1011m3；“十一五”期間對珠江口盆地東部進行整體評價，在地質(zhì)認(rèn)識逐漸明朗的情況下，對珠一坳陷和珠二坳陷的8個評價單元和珠四坳陷的1個評價單元進行了資源量計算，石油地質(zhì)資源量為38．75×108t，天然氣地質(zhì)資源量為14．74×1011m3，該輪計算結(jié)果明顯高于以前。此外，珠江口盆地東部部分評價單元早期資源評價結(jié)果已經(jīng)低于或者接近已發(fā)現(xiàn)的油氣地質(zhì)儲量（表1），須重新評價。因此，本文在對盆地構(gòu)造演化和石油地質(zhì)特征認(rèn)識逐漸深化的基礎(chǔ)上，開展含油氣系統(tǒng)研究，劃分評價單元和二級構(gòu)造帶，優(yōu)選評價方法和評價參數(shù)，綜合應(yīng)用盆地模擬成因法、油田規(guī)模序列法和圈閉法進行了珠江口盆地東部油氣資源動態(tài)評價，開展了各評價單元和二級構(gòu)造帶的油氣資源分布定量計算，并進一步分析了油氣資源的分布特征。本文綜合法評價結(jié)果更加接近實際地質(zhì)情況，可為珠江口盆地東部勘探評價和勘探方向選擇提供重要參考。

表1 珠江口盆地東部部分評價單元歷輪資源評價結(jié)果與已發(fā)現(xiàn)儲量對比Table 1 Comparison of resource evaluation results and discovered reserves in some evaluation units in eastern PRMB

1 區(qū)域地質(zhì)背景

圖1 珠江口盆地構(gòu)造單元劃分Fig．1 Tectonic division in eastern PRMB

珠江口盆地位于南海北部海南島與臺灣島之間的陸架和陸坡部位（圖1），呈NE、NEE向展布，面積26×104km2，是在中生代末期以來伸展斷陷基礎(chǔ)上發(fā)育起來的被動大陸邊緣型盆地，處于減薄型陸殼及洋陸過渡型地殼靠近洋殼一側(cè)的特殊區(qū)域構(gòu)造位置。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等6個一級構(gòu)造單元組成，并進一步劃分為22個二級構(gòu)造單元（圖1）［7－8］。

珠江口盆地東部地區(qū)具有與中國東部陸相斷陷盆地相似的典型斷坳雙層或三層盆地結(jié)構(gòu)特點（圖2），以南海運動所形成的破裂不整合面為界，形成了“先陸后?！钡某练e組合。始新統(tǒng)發(fā)育陸相斷陷沉積地層，其中下始新統(tǒng)文昌組沉積時期發(fā)育湖泊—三角洲沉積，中深湖相非常發(fā)育；上始新統(tǒng)恩平組沉積時期湖盆變寬變淺，以濱淺湖相和三角洲相沉積為主；漸新統(tǒng)珠海組及以上地層由統(tǒng)一的海相坳陷沉積組成，發(fā)育中—大規(guī)模的三角洲相、濱岸相、淺海相和深海相沉積，是有利的油氣聚集場所。30多年的勘探實踐證實珠江口盆地東部發(fā)育3套烴源巖，分別是裂陷早中期發(fā)育的文昌組湖相烴源巖，裂陷后期發(fā)育的恩平組淺湖－沼澤相烴源巖以及坳陷期發(fā)育的珠海組陸源海相烴源巖。

圖2 珠江口盆地東部地層格架Fig．2 Strata in eastern PRMB

2 油氣資源評價方法優(yōu)選及參數(shù)選取

2．1 評價方法優(yōu)選

目前國內(nèi)外常用的油氣資源評價方法主要有成因法、統(tǒng)計法、類比法和特爾斐法，應(yīng)根據(jù)油氣勘探程度與資料掌握程度選擇合適的方法進行評價［9－15］。

盆地模擬法已經(jīng)成為當(dāng)前成因法中最常見、最具代表性的方法，該方法能夠很好地揭示評價區(qū)生烴灶的生烴潛力，可從生烴、排烴、運移到聚集過程分析評價油氣資源，對于整體把握區(qū)域勘探潛力、方向和效益具有獨到優(yōu)勢［9－12］。針對珠江口盆地東部烴源巖的特征，采用地震相－沉積相－有機地化相三相合一的技術(shù)進行烴源巖有機相建模；選取文昌組、恩平組和珠海組3套不同類型烴源巖進行熱壓模擬實驗，將實驗條件下烴源巖的產(chǎn)烴率圖版（圖3）轉(zhuǎn)化為地質(zhì)條件下的生烴動力學(xué)參數(shù)圖版（圖4）；烴源巖有機相和生烴動力學(xué)方程控制生烴的規(guī)模和時期。該方法的不足之處是在生烴機理和運聚系數(shù)的取值等方面存在一定的不確定性。

圖3 珠江口盆地東部烴源巖實驗條件下產(chǎn)烴率圖版Fig．3 Laboratory hydrocarbon generation rate curves of source rocks in eastern PRMB

圖4 珠江口盆地東部烴源巖地質(zhì)條件下化學(xué)動力學(xué)參數(shù)圖版Fig．4 Geological condition constrained chemical kinetic parameters plates of source rocks in eastern PRMB

圈閉法是統(tǒng)計法的一種，該方法根據(jù)勘探程度較高地區(qū)油氣田儲量發(fā)現(xiàn)的變化趨勢建立相關(guān)數(shù)學(xué)模型，進而預(yù)測未發(fā)現(xiàn)油氣資源［16］。該方法的關(guān)鍵技術(shù)是通過類比勘探成熟區(qū)進行相關(guān)參數(shù)的選取，如圈閉面積、油層厚度、單儲系數(shù)、充滿系數(shù)和成功率等，這些參數(shù)直接控制著資源量的大小。該方法可以對油氣資源進行分配處理，直觀明了地掌握不同儲層、不同類型的油氣分布概況，不足之處在于僅適用于中、高勘探程度地區(qū)。

油田規(guī)模序列法同樣屬于統(tǒng)計法，它是在盆地勘探的早中期根據(jù)已發(fā)現(xiàn)油田的規(guī)模序列來預(yù)測尚未發(fā)現(xiàn)油氣田的儲量以及盆地的總資源量。該方法的關(guān)鍵技術(shù)是應(yīng)用Pareto（巴內(nèi)托）定律表示評價單元的油田規(guī)模序列，根據(jù)該油田規(guī)模序列模型預(yù)測未發(fā)現(xiàn)油田的儲量和評價區(qū)的總地質(zhì)資源量［17］。該方法在勘探程度較高地區(qū)能夠準(zhǔn)確指出剩余資源和剩余油氣田個數(shù)，從而指出最佳勘探方向。

針對珠江口盆地東部的勘探程度以及對資源分類的要求，采用成因法中的盆地模擬法和統(tǒng)計法中的圈閉法及油田規(guī)模序列法的綜合法進行油氣資源評價。該方法是在對珠江口盆地地質(zhì)認(rèn)識深化的基礎(chǔ)上，應(yīng)用類比法客觀選取資源評價參數(shù)，進行油氣資源量的計算。這樣不僅使油氣資源數(shù)據(jù)更加接近實際地質(zhì)概況，還可以解剖不同地區(qū)、不同深度、品位等多方面油氣資源的分布特征，可以更直觀地了解珠江口盆地油氣資源在區(qū)域上及縱向上的分布概況，有助于勘探目標(biāo)的選取。

2．2 評價參數(shù)確定

2．2．1 成因法評價參數(shù)

針對珠江口盆地東部勘探發(fā)現(xiàn)情況，將珠一坳陷作為資源評價關(guān)鍵參數(shù)取值的刻度區(qū)。通過類比珠一坳陷成熟探區(qū)烴源巖的關(guān)鍵參數(shù)，建立了珠江口盆地東部烴源巖的含量、有機質(zhì)豐度、有機質(zhì)類型、生烴動力學(xué)參數(shù)、熱史參數(shù)、運聚系數(shù)等盆地模擬法中關(guān)鍵參數(shù)的取值標(biāo)準(zhǔn)，這一標(biāo)準(zhǔn)適用于珠江口盆地東部不同凹陷的資源評價。

盆地模擬法中對于烴源巖相關(guān)參數(shù)的取值，先采用不同的方法進行分類研究，再綜合其他地質(zhì)背景建立不同參數(shù)的取值標(biāo)準(zhǔn)。

1）烴源巖含量是決定烴源巖生烴量的主要參數(shù)之一，主要通過分析探井錄井資料（不同巖性權(quán)重不同）、沉積相和有機地化相等資料，綜合對比分析后建立不同層系、不同相帶烴源巖含量取值標(biāo)準(zhǔn)：文昌組中深湖相烴源巖含量為60%～85%，淺湖相烴源巖含量為40%～60%，其他相帶烴源巖含量為25%～50%；恩平組淺湖相烴源巖含量為20%～50%，其他相帶烴源巖含量為5%～20%；珠海組烴源巖含量為30%～50%。

2）烴源巖有機質(zhì)豐度是沉積盆地能否生烴及生烴量的關(guān)鍵參數(shù)，是評價盆地油氣遠景的首要研究對象，主要是通過對鉆遇不同沉積相的單井實測TOC和測井解釋TOC進行統(tǒng)計分析，建立研究區(qū)烴源巖TOC參數(shù)的取值標(biāo)準(zhǔn)：文昌組中深湖相A類烴源巖TOC 為2．5%～5．5%，B類為2．0%～3．5%（一般用于珠一坳陷北部洼陷帶、珠二坳陷、珠四坳陷中深湖相烴源巖TOC的取值），淺湖相烴源巖TOC為1．5%～2．5%，其他相帶烴源巖TOC為0．5%～1．5%；恩平組淺湖相烴源巖TOC為1．5%～3．0%，其他相帶烴源巖TOC 為0．5%～1．5%；珠海組烴源巖TOC為0．5%～3．0%。

3）烴源巖有機質(zhì)類型是衡量有機質(zhì)生烴潛力的重要參數(shù)，決定了烴源巖是生油還是氣，主要是通過應(yīng)用氫指數(shù)IH與最高熱解溫度Tmax之間的關(guān)系來確定研究區(qū)的有機質(zhì)類型。通過對盆地已鉆井巖石熱解數(shù)據(jù)的統(tǒng)計分析，發(fā)現(xiàn)不同坳陷、不同層系烴源巖的有機質(zhì)類型不同。根據(jù)這一基礎(chǔ)研究結(jié)果，通過對研究區(qū)近700個樣品的巖石熱解數(shù)據(jù)進行相關(guān)性分析，建立不同相帶烴源巖的熱解烴S2與TOC的關(guān)系式（式（1）～（3）），獲取不同相帶烴源巖的熱解烴參數(shù)，在此基礎(chǔ)上，通過應(yīng)用S2與IH之間的關(guān)系（即IH＝S2／TOC）求取不同相帶烴源巖的氫指數(shù)IH，由此獲取烴源巖的有機質(zhì)類型。

文昌組中深湖相：

文昌組其他相帶：

恩平組：

4）生烴動力學(xué)參數(shù)是決定烴源巖的生排烴量及時期的關(guān)鍵參數(shù)，主要是通過熱壓模擬實驗獲取不同類型烴源巖的產(chǎn)烴率圖版（圖3），并建立相應(yīng)的化學(xué)動力學(xué)方程（圖4）。熱壓模擬實驗是在封閉或開放體系下完成的，而自然界的生烴、排烴過程則是處在兩者之間。因此，采用實驗室模擬與數(shù)值模擬相結(jié)合的手段，模擬出一系列由密閉向開放體系過渡的產(chǎn)烴率圖版。在此基礎(chǔ)上，采用“有限個平行一級反應(yīng)模型”來描述研究樣品的生烴過程，根據(jù)實驗條件下的產(chǎn)烴率圖版和活化能分布曲線計算實驗條件下化學(xué)動力學(xué)參數(shù)活化能和頻率因子，結(jié)合盆地石油地質(zhì)特征綜合確定地質(zhì)條件下化學(xué)動力學(xué)方程。

5）就熱史參數(shù)而言，珠江口盆地東部烴源巖熱演化特征具有繼承性。研究區(qū)實測鏡質(zhì)體反射率與埋深關(guān)系曲線沒有明顯的拐點，說明剝蝕作用對熱演化影響不大。但在區(qū)域性地溫場差異的影響下，不同地區(qū)烴源巖的生油門限和成熟階段對應(yīng)的埋深具有較大差異，呈現(xiàn)自北向南生油門限深度逐漸減小的趨勢。

6）油氣運聚系數(shù)為排烴系數(shù)與聚集系數(shù)之積，確定運聚系數(shù)可以通過統(tǒng)計分析或刻度區(qū)解剖確定。通過統(tǒng)計全國新一輪資源評價中松遼、渤海灣、鄂爾多斯、塔里木、準(zhǔn)噶爾、吐哈盆地等勘探程度高、地質(zhì)認(rèn)識程度高、資源探明程度高的運聚單元的石油運聚系數(shù)，發(fā)現(xiàn)新生代石油運聚系數(shù)中間段為9%～11%，不同地區(qū)、不同演化程度有所差異（最小值也大于5%），因此評價中根據(jù)刻度區(qū)解剖結(jié)果確定石油運聚系數(shù)分級取值標(biāo)準(zhǔn)，取得了良好的效果，而天然氣的運聚系數(shù)采用類比法確定。表2、3分別為珠一坳陷、珠二坳陷油氣區(qū)不同階段的油氣運聚系數(shù)取值。

表2 珠一坳陷油氣運聚系數(shù)取值Table 2 Oil and gas migration and accumulation coefficient of ZhuⅠdepression in PRMB

表3 珠二坳陷油氣運聚系數(shù)取值Table 3 Oil and gas migration and accumulation coefficient of ZhuⅡdepression in PRMB

2．2．2 圈閉法評價參數(shù)

對于圈閉法而言，關(guān)鍵參數(shù)是儲層厚度、單儲系數(shù)、充滿度、成功率。通過統(tǒng)計珠江口盆地東部所有油氣田、含油氣構(gòu)造，并結(jié)合近期勘探認(rèn)識，分地區(qū)、分層系對儲層厚度、單儲系數(shù)、充滿度取值，而成功率根據(jù)鉆井成功率取值（勘探程度低的地區(qū)的成功率采用類比法）。

統(tǒng)計對比發(fā)現(xiàn)，珠江口盆地東部已鉆圈閉儲量參數(shù)與目標(biāo)評價資源量預(yù)測采用的儲層厚度和單儲系數(shù)總體分布趨勢相似，這說明資源量計算過程中儲層厚度、單儲系數(shù)的取值是可靠的，即儲層厚度取值主要為10～30 m，石油單儲系數(shù)取值主要為6×104～12×104m3／（km2·m），天然氣單儲系數(shù)主要取值為0．2×108～0．4×108m3／（km2·m）。對珠江口盆地探明油氣田和油氣藏統(tǒng)計分析得出，不同地區(qū)的油氣充滿度存在一定差異，且變化值不同。整體而言，石油平均充滿度為41%，天然氣平均充滿度為45%。統(tǒng)計分析得到研究區(qū)鉆井成功率為24%～44%，勘探新區(qū)成功率取值7%～14%，研究區(qū)平均成功率取值24%。

2．2．3 油田規(guī)模序列法評價參數(shù)

油田規(guī)模序列法主要原理是在一個獨立的石油地質(zhì)體系內(nèi)，以油田規(guī)模的序號為橫坐標(biāo)，以油田規(guī)模為縱坐標(biāo)，在雙對數(shù)坐標(biāo)系內(nèi)大致形成一條直線。不同的直線斜率代表不同的油田儲量規(guī)模變化率，主要應(yīng)用Pareto定律確定相關(guān)參數(shù)［6，9］。Pareto定律適用于一個完整的、獨立的石油體系（如含油氣系統(tǒng)），該體系內(nèi)的油氣生成、運移、聚集以及之后的演化都是在體系內(nèi)進行的，與外界沒有聯(lián)系；且評價單元中至少已有3個以上被發(fā)現(xiàn)的油氣藏。而對于勘探程度較高的地區(qū)，一般假定評價區(qū)最大油田（或前幾個最大油田）已經(jīng)發(fā)現(xiàn)。

3 油氣資源評價結(jié)果

3．1 評價單元劃分

油氣評價單元是介于石油體系與成藏組合之間的單元，對于準(zhǔn)確預(yù)測油氣資源和分布規(guī)律具有重要的地質(zhì)意義［18－19］。評價單元可以是一個成藏組合，也可以是縱向上屬于同一儲蓋組合而平面上地質(zhì)含義又相似的幾個帶的組合，它是油氣系統(tǒng)內(nèi)成藏條件“基本相同”的一組“有利目標(biāo)和油氣藏”。

針對珠江口盆地東部的研究現(xiàn)狀和油氣成藏規(guī)律，以含油氣系統(tǒng)為劃分主線，結(jié)合盆地的構(gòu)造單元特征、圈閉類型、水深等概況，在新一輪資源評價基礎(chǔ)上進行一定程度的調(diào)整，將珠江口盆地東部劃分為14個評價單元（圖5）。其中，珠一坳陷劃分為韓江、陸豐、惠州、西江和恩平等5個評價單元；珠二坳陷劃分為白云北、白云南、開平東和開平西－順德等4個評價單元；珠四坳陷劃分為興寧、荔灣和超深水等3個評價單元；將中央殘洼和潮汕凹陷各自劃分為1個評價單元；而靖海凹陷此次未列入評價范圍。

圖5 珠江口盆地東部油氣地質(zhì)資源量分布Fig．5 Distribution of oil and gas geological resources in eastern PRMB

3．2 油氣資源分布特征

本次油氣資源評價以盆地模擬成因法為主，圈閉法和油田規(guī)模序列法為輔，通過加權(quán)平均求取各個評價單元的油氣資源量。對于油田規(guī)模序列法適用地區(qū)，采用式（4）計算油氣資源量；對油田規(guī)模序列法不適用地區(qū)，采用式（5）計算油氣資源量。在此基礎(chǔ)上，對常規(guī)油氣的地質(zhì)資源量、已探明量、待探明量等3個部分進行研究，并針對不同屬性（物性、油品、層系、深度等）的分布特征進行分析、匯總，全面系統(tǒng)地對研究區(qū)油氣資源的分布特征進行分析。

式（4）、（5）中：A 為成因法計算的資源量；B 為油田規(guī)模序列法計算的資源量；C為圈閉法計算的資源量。

3．2．1 已發(fā)現(xiàn)油氣資源分布特征

珠江口盆地東部油氣資源豐富，但受控于烴源巖、水深等因素的影響，油氣資源具有差異富集的特征。綜合方法計算得出珠江口盆地東部總石油地質(zhì)資源量約為63．936 8×108t，占盆地總油氣資源量的約70%；總天然氣資源量約為26．978 5×1011m3，占盆地總油氣資源量的約30%，其中北部淺水區(qū)石油資源相對豐富，南部深水區(qū)天然氣資源相對豐富，呈現(xiàn)北油南氣的分布格局（圖5）。

針對珠江口盆地東部油氣分布的地理環(huán)境（淺水區(qū)：水深≤300 m；深水區(qū)：水深＞300 m）、層系（新近系、古近系和前新生界）、埋深（淺層＜2 000 m；2 000 m≤中深層＜3 500 m；3 500 m≤深層＜4 500 m；超深層≥4 500 m）、油品（輕質(zhì)油：原油密度＜0．87 g／cm3；中質(zhì)油：0．87 g／cm3≤原油密度＜0．92 g／cm3；重質(zhì)油：0．92 g／cm3≤原油密度＜1．00 g／cm3；超重質(zhì)油：1．0 g／cm3≤原油密度）和儲層物性（中高滲：油藏空氣滲透率≥50 mD；低滲：5≤油藏空氣滲透率＜50 mD；特低滲：油藏空氣滲透率＜5 mD）等多屬性的分布特征進行了綜合分析。

1）珠江口盆地東部石油地質(zhì)資源量分布規(guī)律為：主要分布在新近系（占57%）和古近系（占41%），前新生界中分布少（僅占2%）；以淺層（占55%）和中深層為主（占38%），深層和超深層中分別只占6%和1%；多分布于北部淺水區(qū)（占64%），深水區(qū)中分布較少（占36%）；以中—輕質(zhì)油為主（占62%），重—超重質(zhì)油較少（占38%）；多分布于中高滲儲層（占72%），明顯高于低—特低滲儲層（占28%）。

2）珠江口盆地東部天然氣地質(zhì)資源分布規(guī)律為：主要分布于古近系（占55%），其次是新近系（占28%），前新生界也有一定規(guī)模（占17%）；集中分布在中深層（占49%）和淺層（占39%），深層和超深層中部分較少（分別只占10%和2%）；主要分布于深水區(qū)（占84%），淺水區(qū)中分布較少（占16%）；低—特低滲地層中分布占45%，中高滲儲層中分布占55%。

3．2．2 待發(fā)現(xiàn)油氣資源分布特征

珠江口盆地東部油氣探明率相對較低，勘探潛力巨大，其中石油探明率約12．86%，臨近勘探高峰階段；天然氣探明率約7．11%，處于勘探的早期階段。根據(jù)油氣資源量及已探明儲量的分布特征，認(rèn)為珠江口盆地東部待發(fā)現(xiàn)石油資源量主要分布在陸豐凹陷、惠州凹陷、順鶴隆起、西江凹陷、東沙隆起、番禺低隆起等二級構(gòu)造帶，占盆地總待發(fā)現(xiàn)資源量的54．15%；待發(fā)現(xiàn)天然氣資源量主要分布在白云凹陷、東沙隆起、云荔低凸起和荔灣凹陷等二級構(gòu)造帶，占盆地總待發(fā)現(xiàn)天然氣資源量的78．76%（表4）。

表4 珠江口盆地東部探明和待發(fā)現(xiàn)油氣資源量分布Table 4 Distribution of proved and to－be－discovered oil and gas resources in eastern PRMB

4 歷輪油氣資源評價結(jié)果對比與分析

4．1 歷輪成因法地質(zhì)資源量對比與分析

本次盆地模擬成因法計算得出珠江口盆地東部14個評價單元總石油地質(zhì)資源量為64．29×108t，天然氣地質(zhì)資源量為22．01×1011m3。與前幾輪油氣資源評價的油氣地質(zhì)資源量相比，本次油氣資源動態(tài)評價的油氣地質(zhì)資源量有較大幅度的增長，這主要與對珠江口盆地東部地質(zhì)認(rèn)識的深化、盆地模擬相關(guān)參數(shù)取值以及評價單元范圍相關(guān)。

4．1．1 資源評價的范圍大幅擴大

1994年開展的第二輪全國油氣資源評價和2006年開展的新一輪全國油氣資源評價中，珠江口盆地東部主要包括韓江、陸豐、惠州、西江、番禺、恩平、白云、開平－順德等8個評價單元，烴源巖總面積約56 674 km2?！笆晃濉逼陂g（2010年）對珠江口盆地東部開展的油氣資源評價主要包括韓江、陸豐、惠州、西江、恩平、白云、開平東、荔灣等8個評價單元，烴源巖總面積約45 152 km2。本次開展的珠江口盆地東部油氣資源動態(tài)評價主要包括14個評價單元，烴源巖總面積約99 825 km2。其中，本次評價新增加的中央殘洼、荔灣、興寧、超深水和潮汕坳陷等5個評價單元總面積達50 703 km2，約占總面積的50%。

在前幾輪油氣資源評價中只計算了文昌組和恩平組2套烴源巖的生烴。隨著近幾年對珠江口盆地東部地質(zhì)認(rèn)識的深化，在深水區(qū)高地溫背景下白云凹陷和荔灣凹陷部分珠海組烴源巖也已進入大量生烴階段。本次評價中增加了白云凹陷和荔灣凹陷珠海組烴源巖、潮汕坳陷侏羅系和白堊系烴源巖，3套烴源巖累積生烴量達190×108t，占總生烴量的5．2%。

4．1．2 盆地模擬相關(guān)參數(shù)的取值更趨合理

成因法（盆地模擬法）資源評價關(guān)鍵參數(shù)包括烴源巖厚度、有機質(zhì)豐度、有機質(zhì)類型、生烴動力學(xué)參數(shù)、熱史參數(shù)、運聚系數(shù)等，這些參數(shù)的取值是建立在對盆地石油地質(zhì)條件尤其是烴源巖生、排烴特征認(rèn)識的基礎(chǔ)上。珠江口盆地東部勘探早期鉆遇完整的3套烴源巖，特別是鉆遇文昌組烴源巖的井較少，這也就制約了資源評價中關(guān)鍵參數(shù)的取值，最終影響了資源評價的結(jié)果。

1994年開展第二輪全國油氣資源評價之前，珠江口盆地東部鉆遇文昌組烴源巖的井只有12口，主要集中在珠一坳陷韓江、陸豐、惠州和恩平等4個生烴凹陷，其中只有LF13－2－1井鉆遇文昌組中深湖相烴源巖，揭示了陸豐凹陷主力烴源巖；該井實測巖石熱解數(shù)據(jù)顯示烴源巖有機碳含量平均值約為3%，氫指數(shù)約為410 mg／g TOC。鉆遇恩平組烴源巖的井有29口，主要分布在珠一坳陷和白云西洼地區(qū)。因此，1994年開展的珠江口盆地東部油氣資源評價中盆地模擬關(guān)鍵參數(shù)的取值依據(jù)較少，代表性較低。

2006年開展新一輪全國油氣資源評價時，珠江口盆地東部鉆遇文昌組烴源巖的井增加到14口，但仍然集中在珠一坳陷，而且新增加的2口井沒有鉆遇文昌組中深湖相烴源巖。雖然鉆遇恩平組烴源巖的井增加到46口，但由于文昌組是本區(qū)主力烴源巖，盆地模擬關(guān)鍵參數(shù)的取值并沒有明顯的改善。

“十一五”期間，珠江口盆地東部鉆遇文昌組烴源巖的井增加到21口，其中白云凹陷LW4－1－1井揭示了珠二坳陷文昌組烴源巖。至此累計有5口井鉆遇文昌組中深湖相烴源巖，包括陸豐凹陷的LF13－2－1井、惠州凹陷的 HZ25－7－1／2井、西江凹陷的PY5－8－1井，其中 PY5－8－1井巖石熱解數(shù)據(jù)顯示烴源巖有機碳含量平均值約4．3%，最高11．43%，氫指數(shù)平均值為420 mg／g TOC。鉆遇恩平組烴源巖的井增加到52口。由于鉆遇2套烴源巖的井不僅大幅增加，且覆蓋了不同的凹陷，因此“十一五”期間完成了珠一坳陷不同類型烴源巖的熱壓模擬實驗，盆地模擬成因法關(guān)鍵參數(shù)的取值代表性得到了進一步加強。

2015年開展新一輪油氣資源動態(tài)評價時，珠江口盆地東部鉆遇文昌組烴源巖的井增加到32口，涵蓋了珠江口盆地大部分生烴凹陷，包括韓江、陸豐、惠州、西江、恩平、白云、開平凹陷，其中鉆遇文昌組中深湖相烴源巖的井有11口，主要分布在陸豐、惠州、西江凹陷。鉆遇恩平組烴源巖的井增加到64口。由于鉆遇文昌組或恩平組烴源巖的井不僅大幅增加，且覆蓋了珠江口盆地東部幾乎所有的生烴凹陷，因此這次油氣資源動態(tài)評價中盆地模擬相關(guān)參數(shù)的取值更趨合理。

4．2 歷輪圈閉法地質(zhì)資源量對比與分析

前幾輪油氣資源評價中，只有第三輪評價主要應(yīng)用了圈閉法，評價數(shù)據(jù)截至2002年底。當(dāng)時珠江口盆地東部共完成二維地震測線22．5×104km，三維地震測線約1×104km2，按評價單元統(tǒng)計圈閉法石油資源量約13．5×108t，天然氣約3．868×1011m3，可見第三輪油氣資源評價結(jié)果明顯與近年來的勘探實踐不符。

本次油氣資源評價采用數(shù)據(jù)截至2015年初，珠江口盆地東部累計采集二維地震30．3×104km，三維地震約5．6×104km2，探井?dāng)?shù)319口。地震工作量大幅增加，特別是增加了近5倍的三維地震面積，新發(fā)現(xiàn)了許多圈閉，新增加的荔灣、超深水、潮汕等地區(qū)有很多大構(gòu)造；鉆井?dāng)?shù)增加也使得計算參數(shù)選取更加合理。本次圈閉法計算得出珠江口盆地東部石油地質(zhì)資源量67．34×108t，天然氣地質(zhì)資源量約19．428×1011m3。由此可見，勘探程度的提高，地質(zhì)認(rèn)識的深化，資料越來越豐富可靠，使得評價結(jié)果也越來越可靠。

5 結(jié)論

1）綜合應(yīng)用盆地模擬法、圈閉法和油田規(guī)模序列法對珠江口盆地東部常規(guī)油氣資源進行了評價，結(jié)果表明該地區(qū)（14個評價單元）油氣資源豐富，石油總地質(zhì)資源量63．9368×108t，天然氣總地質(zhì)資源量26．9785×1011m3。其中，待發(fā)現(xiàn)石油地質(zhì)資源量為56．5796×108t，待發(fā)現(xiàn)天然氣地質(zhì)資源量為25．5996×1011m3。油氣總探明率低，石油總探明率為12．86%，天然氣總探明率為7．11%。

2）珠江口盆地東部油氣地質(zhì)資源分布不均，整體呈現(xiàn)北油南氣的分布格局，其中石油地質(zhì)資源分布新近系略多于古近系，以淺層、中深層為主，淺水區(qū)多于深水區(qū)，以中輕質(zhì)油為主，在中高滲儲層中分布居多；天然氣地質(zhì)資源主要分布于古近系和新近系，集中分布在中深層和淺層，深水區(qū)分布占絕對優(yōu)勢，低滲、特低滲天然氣資源占到45%左右。

3）珠江口盆地歷輪油氣資源評價對比表明，本次油氣資源動態(tài)評價的油氣地質(zhì)資源量有較大幅度增加，這主要是由于隨著勘探程度的提高，評價單元范圍擴大，盆地地質(zhì)認(rèn)識更加深化，相關(guān)參數(shù)的取值更加合理。因此，綜合應(yīng)用盆地模擬成因法、油田規(guī)模序列法和圈閉法進行珠江口盆地東部油氣資源動態(tài)評價，客觀分析油氣資源的分布特征，對勘探方向優(yōu)選有重要參考價值。

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Dynamic evaluation of oil and gas resources in eastern Pearl River Mouth basin

HE Min HUANG Yuping ZHU Junzhang LONG Zulie SHEN Jun YANG Jiao ZHENG Jie YANG Xueqi
（Shenzhen Branch of CNOOC Ltd．，Shenzhen，Guangdong518054，China）

The eastern Pearl River Mouth basin has experienced more than30 years of exploration and4 rounds of resource evaluations with great difference in methods and results，so it is necessary to carry out dynamic evaluation．According to international petroleum resource concept to predict geological resources and remaining geological resources，the integration of basin simulation method，field size sequence method and trap method is adopted in the resource evaluation．The distribution characteristics of resources are also analyzed in terms of evaluation unit，tectonic unit，strata，depth，oil property，sea water depth and reservoir physical property．The results show that the eastern Pearl River Mouth basin is rich of petroleum resources，with 64×108t oil geological resources，and 27×1011m3natural gas geological resources．The rate of proven resources is low and the proved ratios of oil and gas are 12．86%and 7．11%，respectively．Oil and gas geology resources are unevenly distributed with the pattern of oil in the north and gas in the south．Oil is mainly mid－light，and largely distributes in the Neogene and Paleogene，in the shallow and mid－deep layers，middle to high permeability reservoirs，and more shallow water area than deep water area．The resources of natural gas mainly distributes in the Paleogene and Neogene，in the mid－deep and shallow layers，low to mid－h(huán)igh permeability reservoirs and deep water area．The dynamic evaluation results and distribution characteristics of oil and gas resources in the eastern Pearl River Mouth basin can provide reference for exploration evaluation and optimization of exploration directions in this area．

eastern Pearl River Mouth basin；oil and gas resources evaluation；evaluation method；evaluation unit；distribution characteristics；oil and gas geological resources

TE132．1

A

何敏，黃玉平，朱俊章，等．珠江口盆地東部油氣資源動態(tài)評價［J］．中國海上油氣，2017，29（5）：1－11．

HE Min，HUANG Yuping，ZHU Junzhang，et al．Dynamic evaluation of oil and gas resources in eastern Pearl River Mouth basin［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：1－11．

1673－1506（2017）05－0001－11

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．001

＊“十三五”國家科技重大專項“南海東部海域勘探新領(lǐng)域及關(guān)鍵技術(shù)（編號：2016ZX05024－004）”部分研究成果。

何敏，男，教授級高級工程師，南海東部石油研究院副院長，1997年畢業(yè)于原長春科技大學(xué)，獲地球物理碩士學(xué)位，主要從事石油地質(zhì)和地球物理研究工作。地址：廣東省深圳市南山區(qū)后海濱路（深圳灣段）3168號中海油大廈A座19樓（郵編：518054）。E－mail：hemin1＠cnooc．com．cn。

2017－02－24 改回日期：2017－04－17

（編輯：張喜林）