珠江口盆地開平南大型深水深層油田發現與認識創新*

徐長貴 高陽東 劉 軍 彭光榮 陳兆明 姜大朋 蔡俊杰

(1. 中國海洋石油有限公司 北京 100010; 2. 中海石油(中國)有限公司勘探開發部 北京 100010;3. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054; 4. 中海石油深海開發有限公司 廣東深圳 518054)

隨著勘探程度提升,珠江口盆地油氣勘探逐漸由原來圍繞富洼、淺水、淺層、構造圈閉找油氣,轉為向新洼、深水、深層、巖性圈閉等新領域找油氣的階段。近年來,基于系統研究取得的新認識和勘探技術的新突破,先后在珠一坳陷惠州雙古領域、開平凹陷南部斜坡帶、陽江凹陷等新區新領域取得了一大批勘探成果,實現了儲量持續增長[1-6]。上述領域勘探突破帶來的油氣地質新認識,引領和促進了南海東部海域油氣勘探開發可持續發展。

珠江口盆地開平凹陷地質條件復雜,勘探歷程一波三折,長期處于“有油無田”境地。制約勘探的關鍵地質問題主要有3方面:一是由于該凹陷古近系經歷了十分復雜的后期改造,造成控洼斷層與基底分辨不清,致使該凹陷成盆機制及洼陷結構長期以來認識不清;二是構造控烴作用認識不清,烴源巖發育層段和發育范圍尚不明確;三是開平凹陷斷塊破碎,油氣富集的主控因素長期認識不清,油氣富集規律不明。針對上述3方面問題,在層序界面的厘定及精細構造解釋基礎上,開展洼陷結構特征研究,分析構造演化,恢復原型盆地;開展構造差異演化與控烴作用、源渠匯時空耦合沉積體系研究,確定烴源巖發育層段及分布規律,進而開展資源潛力評價;通過已鉆井分析,明確失利原因與成藏主控因素,開展斷裂體系分布及斷裂控藏、源-斷-儲匹配及成藏模式研究,明確開平凹陷油氣成藏規律。在上述研究的基礎上,在開平凹陷南部斜坡帶開平11-4和開平18-1井區獲得勘探突破,一舉發現中國首個深水深層億噸級大油田——開平南油田,打開了開平凹陷勘探局面,極大拓展了珠江口盆地油氣勘探的領域和層系,展示出珠江口盆地深水區良好的勘探前景。

1 區域地質概況及油氣勘探歷程

1.1 區域地質概況

珠江口盆地是南海北部中新生代被動陸緣型伸展盆地,受NW向、NE向基底斷裂及隆起帶的控制,形成隆坳相間的構造格局[7-9]。開平凹陷位于珠二坳陷中部(圖1a),面積約5 000 km2,水深200～500 m。開平凹陷新生界依次發育古近系文昌組、恩平組和珠海組(圖1b),新近系珠江組、韓江組、粵海組、萬山組和第四系。文昌組和恩平組主要為陸相沉積,珠海組—第四系為海相沉積,具有“下陸上?！钡奶卣?。

圖1 珠江口盆地開平凹陷構造區劃與地層特征

珠江口盆地開平凹陷的發育主要受控于北緣大型伸展拆離斷層——神開斷層的控制,同時在主洼與北洼之間發育核雜巖,其強烈隆升使得拆離斷面向上彎曲而呈“勺狀”,核雜巖的發育對凹陷結構具有強烈的改造作用[6]。根據裂陷期地層厚度和主干斷裂分布,開平凹陷可以劃分為主洼、東洼、西洼、西南洼、北洼五個次級洼陷(圖1a)。開平凹陷二級構造帶可以劃分為開平9潛山披覆構造帶、開平10潛山斷裂構造帶、開平中央凸起斷裂構造帶、開平11鼻狀構造帶、開平18鼻狀構造帶及開平15鼻狀構造帶(圖1a)。

1.2 油氣勘探歷程

珠江口盆地開平凹陷的勘探始于20世紀80年代,先后經歷了對外合作(1980—1996年)、自營初期(2012—2018年)、自營突破(2019年至今)3個階段[5-6]。20世紀80年代,開平凹陷開始對外合作,外方石油公司先后在開平凹陷周緣的BY7-1、KP9-1、KP6-1構造展開鉆探,結果僅見少量油氣顯示[10-11]。2012年,開平凹陷轉入自營勘探階段,先后在開平北部KP11、KP10構造鉆探多口探井,但由于地質條件復雜、油質稠、水深較大,勘探儲量發現規模小,見油不見田[12],開平凹陷的勘探再次陷入低谷?！笆奈濉币詠?在深入總結以往勘探經驗的基礎上,針對洼陷結構、烴源巖及成藏主控因素開展科研攻關,明確了該區的油氣資源潛力與成藏規律,在新認識指導和新技術應用基礎上,圍繞開平凹陷南部斜坡帶的3大鼻狀構造帶開展風險勘探。2022年在開平凹陷南部斜坡帶開平11-4井區獲得輕質油田勘探突破,2023年再次取得開平18-1井區油氣大發現,從而促成中國首個深水深層億噸級大型油田——開平南油田的發現。

2 開平南油田鉆探情況與油藏特征

2.1 開平11-4井區

開平11-4井區位于開平11鼻狀構造帶上,鉆井揭示恩平組—文昌組油層厚度大(圖2),單井油氣顯示超500 m。其中主體區A1塊3口井的油層凈厚均超100 m,A1井恩平組兩層鉆桿DST測試均獲得高產,首次在開平地區發現高產輕質原油,實現了開平凹陷40年勘探的首個潛在商業突破。而南部斜坡區油氣富集層系有差別,A7、A8井主力油層均為文昌組。

圖2 開平南油田連井油藏對比(剖面位置見圖1)

開平11-4井區主要為斷鼻/斷塊邊水油藏,主力油層古近系恩平組,縱向上可劃分出23個油層,各油層在不同井區具有獨立油水系統。油藏整體上為常溫常壓系統,壓力系數1.01,地溫梯度3.79 ℃/100 m。恩平組主力油層埋深3 270～4 215 m,平均孔隙度11.8%,平均滲透率7.5 mD,為低孔、特低滲儲層。地面原油密度0.803～0.899 g/cm3,凝固點14～38 ℃,含蠟量15.8%～33.6%,含硫量0.03%～0.24%,屬于低含硫、高含蠟、以輕質油為主的常規油藏。

2.2 開平18-1井區

開平18-1井區位于開平18鼻狀構造帶上,鉆井揭示珠海組—恩平組油氣層厚度大,單井油氣顯示超200 m,油氣層凈厚近100 m。B1井恩平組鉆桿DST測試獲得高產油流,創造了南海東部探井古近系測試高產記錄,進一步證實了開平兩大洼陷的生烴潛力,展現了南部斜坡鼻狀隆起帶優越的成藏背景。

開平18-1井區為斷背斜型邊水油氣藏,具有縱向分層、平面分塊的成藏特征(圖2),其中珠江組氣層為獨立成藏單元,具有統一的氣水界面。珠海組—恩平組受斷層分割、側向封堵及泥巖厚夾層等因素影響,部分油層平面分為兩塊獨立的油水系統。珠海組為斷背斜型油層和氣層,恩平組為斷背斜型油層,珠海組氣層相對獨立,垂向上與恩平組油層不連通。開平18-1井區油氣藏整體上為高溫常壓系統,壓力系數1.02,地溫梯度5.3 ℃/100 m。恩平組主力油層埋深2 450～2 535 m,平均孔隙度21%,平均滲透率422 mD,為中孔、中—高滲儲層。地面原油密度0.795～0.843 g/cm3,凝固點38 ℃,含蠟量39.6%,黏度2.58 mPa·s,屬于輕質、高含蠟、低膠質、低黏度的常規油藏。

3 強伸展陸緣“拆離-核雜巖”型洼陷結構及沉積充填

3.1 “拆離-核雜巖”型伸展成凹機制

變質核雜巖概念最早由Davis和Coney在1979年提出,將北美西部科迪勒拉造山帶中廣泛存在的一組獨特伸展結構和雜巖命名并確定為變質核雜巖[13-15]。變質核雜巖的形成與演化離不開與之伴生的拆離斷層的作用。

開平凹陷核雜巖的發育與控凹主拆離斷層(神開斷裂)的形成與演化密切相關。在強烈伸展條件下,高角度正斷層會由于強烈的水平位移產生卸壓作用導致垂向上重力失衡,在地殼均衡作用下,受韌性下地殼發生強烈上拱的影響,高角度正斷層旋轉變形為低角度正斷層并拆離于上拱的韌性下地殼之上,最終導致韌性下地殼暴露至地表形成變質核雜巖。

開平凹陷KP9-1構造—KP6-1構造發育近EW向展布的大型穹隆構造,延伸近50 km,內部地震反射特征表現為上拱的層狀強反射特征,其中KP9-1與KP6-1構造為該EW向穹隆構造的2個高點(圖3)。由于存在EW向展布的穹隆構造,使得開平凹陷的主拆離斷層神開斷裂變形改造強烈。神開斷裂為低角度控凹正斷層,同時核雜巖隆升作用增強其拆離效應,表現為水平方向具有較大位移,斷裂走向整體為NEE向,傾向SEE向,從西部KP9-1構造至東部番禺25洼,長度超過100 km(圖3)。地震資料中神開斷裂斷面反射波清晰,從上部的單一斷面強相位特征,到深部撒開,最終滑脫在韌性地殼層內部。在變質核雜巖構造的影響下,主拆離斷面幾何特征呈現特殊的“勺”型的斷面結構,與板式、鏟式和坡坪式斷層明顯不同。整體上,主拆離斷層活動強度文昌期為“弱—強—弱”完整旋回式裂陷演化,恩平期停止活動[16]。文昌期斷裂活動最強時期為文四段、文三段沉積期,斷裂位移約10 km,滑移速率近5 km/Ma。

圖3 珠江口盆地開平凹陷結構立體模式

3.2 洼陷結構及構造演化

開平凹陷受拆離作用及核雜巖改造作用的影響,原始沉積地層被強烈抬升剝蝕,洼陷結構及演化過程復雜。

開平凹陷結構整體呈現“下斷上拗”特征。開平西區為多米諾式半地塹結構,由NE向神開斷層西段和KP10斷層控制的開平西洼和開平西南洼組成,剖面上神開斷層幾何形態是“緩—陡—緩”式的轉折型斷層,陡坡帶窄,并快速進入滑脫層。中區為拆離復式半地塹結構,主拆離斷層神開斷層控制了開平北洼和開平主洼的形成,受核雜巖隆升作用影響,在核雜巖核部以北區域形成了與核雜巖走向平行的凹槽,即開平北洼,其范圍較窄,埋深相對較淺,凹陷主體為核雜巖核部以南的開平主洼(圖4)。東區為開平東洼和番禺25洼組成的復式塹壘結構,兩個洼陷之間被地壘構造分隔,剖面上神開斷層特征為上陡下緩的“犁式”形態,陡坡帶較窄,逐步進入滑脫層,滑脫深度與西南段差別不大。

圖4 開平北洼-開平主洼典型結構地震剖面(剖面位置見圖1)

開平凹陷構造演化劃分為4個階段:早文昌期張裂期,以上地殼脆性破裂為主;晚文昌拆離期,以韌性地殼上隆與強烈伸展為主;恩平期斷拗階段,以斷裂和熱沉降作用聯合控制為主;珠海期以后,進入拗陷階段。

早文昌期受NW—SE向區域應力場控制,開平凹陷主要為高角度斷層控制的箕狀寬斷陷,具有北斷南超半地塹結構;晚文昌期區域應力場逐漸順時針旋轉,受拆離強伸展作用和核雜巖隆升改造的影響,誘發大量EW向無根斷層,斷層走向與核雜巖一致。同時核雜巖的隆升使得核頂地層遭受強烈剝蝕。這一時期地層水平伸展量增大尤為顯著,表明地殼拆離作用增強,也說明上、下文昌之間的T83界面標志著盆地從張裂期轉向拆離期,對應珠江口盆地區域惠州運動[17]。恩平期區域應力場持續轉變,接近SN向,同時發生區域性沉降作用,為斷拗轉換階段,邊界斷裂活動減弱,地層逐步向文昌期核雜巖頂部隆起超覆。珠海期以后,盆地進入拗陷期,斷層少量活動,以區域熱沉降為主。

3.3 斷裂體系

斷裂活動對構造樣式具有控制作用。開平凹陷古近系斷裂活動強烈,主要發育NNE—NE、NEE—EW和NNW向主干斷裂,這些斷裂控制了裂陷期的構造格局及沉積充填演化。開平凹陷裂陷期斷裂受拆離伸展作用影響,剖面上表現為階梯式、多米諾式或壘塹式等組合樣式;平面上表現為平行式、雁列式、梳狀、棋盤格式或斜交式等多種組合類型[6]。

開平凹陷斷裂形成與演化可以分為3期。早文昌張裂期發育NNE—NE向斷層,這期斷裂響應區域NW—SE向伸展作用,形成以楔形體為主的早文昌期沉積塊體,控制著開平凹陷烴源巖發育,其中大部分斷層多終止于T83界面;晚文昌拆離期發育NEE—EW向斷裂,這期斷裂為核雜巖隆升及區域強烈伸展作用的響應,剖面上主要為同向和反向無根斷裂(相對于主拆離斷層傾向),開平凹陷這一時期斷裂最為發育,對開平凹陷的成藏具有重要影響;恩平斷拗轉換期發育NNW向斷裂,主要為部分拆離期EW向斷裂在SN向區域伸展背景下持續活動形成的,斷裂數量相比于拆離期斷裂明顯減少。開平11-4和18-1井區斷裂發育存在明顯差異,開平11-4井區位于開平主洼南部斜坡帶,主要發育NNE—NE和NEE—EW向兩組斷裂,斷裂向上斷穿T60,晚期不活動;開平18-1井區位于開平主洼東部開平18鼻狀構造帶,主要發育晚期恩平組NNW向斷裂,該組斷裂晚期持續活動,可持續至珠江組之后,部分向上斷穿至韓江組。

3.4 沉積充填

珠江口盆地開平凹陷古近紀整體處于陸緣斷陷—拗陷湖盆環境,主要發育湖泊、扇三角洲、曲流河三角洲及辮狀河三角洲沉積體系。

區域物源體系分析表明,文昌組沉積時期主要物源來自南部順鶴隆起和西部神狐暗沙隆起。開平主洼南部緩坡發育多條NE向具有上超、前積復合充填特征的斷槽,反映砂質充填水道特征;開平東洼南部緩坡斷槽溝谷控制輸砂通道,但向東洼供給有限,推測發育窄洼深湖。文六—文四段沉積期,受NE—NEE向斷裂控制,形成半地塹和地塹,斷陷沉降速率較大,該時期水深80～120 m,為窄而深的湖盆,在凹陷邊緣充填粗粒近岸水下扇或辮狀河三角洲沉積相,凹陷主體區主要發育淺湖和半深—深湖相暗色泥巖夾砂巖(圖5a);文三—文一段沉積期,受拆離斷層和核雜巖活動影響,該時期水深60～80 m,凹陷轉換為寬而緩的形態,中心主要發育淺湖及間灣相泥巖夾砂巖。

圖5 開平南地區沉積相

恩平組沉積期,開平凹陷整體受到構造抬升作用,湖廣水淺,廣泛發育大型淺水碎屑巖體系。來自西部的神狐暗沙隆起、南部的順鶴隆起及北部的華南褶皺帶的碎屑物質沿斷槽和凹槽持續向開平凹陷輸入,形成了“強供源、遠搬運、廣分布”的大型淺水辮狀河三角洲沉積體。恩平組下段沉積期以南部順鶴隆起物源供給為主,發育辮狀河三角洲前緣水下分流河道與分流間灣泥巖沉積(圖5b),巖性以灰色含細礫中砂巖與灰色泥巖互層為主;恩平組上段沉積期以西部神狐暗沙隆起物源供給為主,發育辮狀河三角洲平原—前緣沉積,巖性以中—細砂巖為主,含少量含礫粗砂巖,恩平組上段含砂率整體高于下段。

4 古近系大型油田成藏條件與成藏模式

4.1 生烴條件

4.1.1高豐度湖相優質烴源巖

開平主洼南部A7井鉆遇文三—文四段泥巖,B1井鉆遇文四段泥巖。 A7井揭示文三段和文四段泥巖累計厚度130 m,單層最大厚度分別為20 m和11 m,泥地比分別為0.64和0.42;B1井揭示文四段泥巖累計厚度28 m,單層厚度最大為17 m,泥地比為0.5。

A7井文三段泥巖TOC主體為1.3%～2.5%,有機質豐度為中等—好級別,有機質類型主要為Ⅱ1型(圖6a、b)。A7、B1井文四段泥巖有機質豐度高于文三段,TOC主體為2.5%～6.0%,有機質豐度主要為好—很好級別,有機質類型為Ⅱ1型(圖6a、b)。B1井文昌組泥巖Pr/Ph值為2.7,指示陸源高等植物來源的C19三環萜烷、奧利烷(OL)及雙杜松烷(T)含量較低,規則甾烷分布呈“V”字型,并且含有一定豐度的C304-甲基甾烷(圖6c)。姥鮫烷(Pr)與植烷(Ph)含量比值能夠判識母源沉積水體環境的氧化/還原條件,在淡水—微咸水的深湖相中的有機質Pr/Ph值通常在0.8～2.8,水體為還原環境[18-19]。浮游藻類生源富含C27、C28甾烷,而陸源有機質富含C29甾烷,4-甲基甾烷可能來源于甲藻或溝鞭藻及某些細菌,在淡水湖泊中4-甲基甾烷主要來源于溝鞭藻[20-21]。B1井文昌組泥巖生物標志化合特征分析表明有機質主要來源于弱還原水體環境的水生生物,為淺湖—半深湖相烴源巖(圖6c),該井揭示現今開平主洼邊緣位置發育文昌組高豐度淺湖—半深湖相烴源巖,說明開平主洼文三—文四段優質烴源巖分布面積更加廣泛。

圖6 文昌組烴源巖生烴潛力評價及生物標志化合物特征

開平11-4井區與開平18-1井區原油分別來自不同烴源巖(圖6c)。開平18-1井區B1井恩平組上段原油Pr/Ph值為2.4,規則甾烷分布呈“V”字型,并且含有一定豐度的C304-甲基甾烷,C304-MSt/C29St值為0.64,C19三環萜烷、奧利烷及雙杜松烷含量較低,碳同位素較重,飽和烴δ13C值為-26.8‰～-26.4‰,推測其主要來自開平主洼東部文昌組淺湖—半深湖相烴源巖。相比于B1井,開平11-4井區原油具有較高的C304-甲基甾烷含量,C304-MSt/C29St值為0.83～1.26,較輕的碳同位素,飽和烴δ13C值為-28.5‰～-27.1‰,推測其主要來自開平主洼文昌組半深湖—深湖相烴源巖。盡管開平主洼文昌組尚未揭示這類典型的半深湖—深湖相烴源巖,但開平11-4井區原油地球化學特征表明開平主洼內發育一套以藻類生源為主的優質烴源巖。

4.1.2變地溫場背景下差異熱演化

地溫場對烴源巖的熱演化和生烴演化有直接的控制作用[22-24]。鉆井揭示開平凹陷地溫梯度總體為3.4～5.3 ℃/100 m,呈現從洼陷中心往東部隆起地溫梯度增大。較高的地溫促進了烴源巖的熱演化,使得凹陷有效烴源面積擴大。受地溫場影響,不同洼陷烴源巖熱演化程度差異較大,整體呈現東洼成熟度高于主洼、西洼。東洼文昌組烴源巖處于成熟至高成熟階段,洼陷中心達到過成熟階段,主洼文昌組烴源巖處于成熟至高成熟階段,西洼文昌組烴源巖處于成熟階段。

4.1.3排烴史及運匯單元

在生烴機制研究基礎上,根據盆地模擬法研究結果,開平凹陷不同洼陷排烴特征不同。開平主洼排油存在2期,早排油期(34 Ma～23 Ma)以下文昌組烴源巖排油為主,晚排油期(15.97 Ma至今)上、下文昌組均排油,主要排氣期為15.97 Ma至今。開平東洼烴源巖排油排氣相對較晚,主要排油期為15.97 Ma至今,排氣期為10 Ma至今。開平西洼烴源巖排油相對較晚,主要排油期為10 Ma至今。

根據油氣優勢運移方向和運匯強度進行運匯單元劃分,受有效烴源巖規模及排烴效率差異影響,開平凹陷各個運匯單元的運匯強度各不相同,造成運匯單元的資源潛力和資源豐度存在差異。而運匯強度主要由油氣優勢運匯方向決定,且與油氣運移過程中勢能變化的大小、油氣運移流線型式密切相關[25],據此可將運匯流劃分為匯聚流、平行流和發散流,其中運匯單元中匯聚流一般為油氣聚集最為有利的型式[26-28]。其中開平11和開平18鼻狀構造帶是開平凹陷主要油氣運移優勢方向,油氣以匯聚流的形式進行充注,且分割槽切割了開平凹陷最主要的烴源巖,油氣總地質資源量超4億噸,為大中型油氣田形成奠定了物質基礎。

4.2 儲層及圈閉條件

4.2.1儲層條件

開平11-4井區主力成藏層系恩平組三段儲層由極粗?！至ｉL石巖屑砂巖和巖屑砂巖組成;巖石顆粒之間主要為線接觸、凹凸接觸—線接觸;磨圓度為次棱角狀—次圓狀;儲集空間以原生粒間孔為主,混有粒內溶孔、晶間孔、粒間溶孔等次生孔隙,孔隙度7.7%～16.8%,滲透率0.1～51.3 mD,整體屬于低孔、特低滲儲層(圖7a、b)。開平18-1井區主力成藏層系恩平組二段巖性主要為淺灰色中砂巖、細砂巖,局部含少量含礫粗砂巖和砂礫巖;磨圓度為次棱角—次圓狀,分選中等;孔隙發育極好,儲集空間以晶間孔和次生溶孔為主,局部見有機質條帶及收縮縫,孔隙度18.8%～27.9%,滲透率44.2～533 mD,整體屬于高孔、高滲—特高滲儲層(圖7c、d)。

(a)A1井3 525.5 m,極粗?！至Ｉ皫r,單偏光,紅色為鑄體;(b)A1井3 716.0 m砂礫巖,單偏光,藍色為鑄體;(c)B1井2 503.3 m,中砂巖,單偏光,藍色為鑄體;(d)B1井2 507.4 m,細砂巖,單偏光,藍色為鑄體

總體而言,開平11-4井區恩平組下段盡管埋深較大,但大型辮狀河三角洲沉積體系中仍可發育一定規模的優質儲層,且具有粗粒砂巖原生粒間孔發育、儲集物性較好的特點,此外該井區油氣早期充注也對原生孔隙具有一定的保護作用。開平18-1井區恩平組上段發育大型辮狀河三角洲,含砂率整體較高,且埋深淺,粒間孔和次生溶孔較為發育,儲層物性優越。

4.2.2圈閉條件

多期斷裂活動使得開平凹陷構造圈閉非常發育,圈閉類型以斷塊、斷背斜和斷鼻為主。開平南帶比北帶構造活動弱,因此南帶圈閉形態較完整且面積較大。

開平11-4井區圈閉主要包括2種類型,在斷層上升盤發育翹傾斷鼻和斷塊圈閉,在斷層下降盤發育斷背斜圈閉,圈閉面積均較大,且從文昌組至恩平組圈閉繼承性發育、疊合性較好,有利于油氣充注成藏。開平18-1井區構造主要受長期活動的EW向大斷裂控制,并被其他EW向及NWW向斷裂切割,形成具有多個局部高點的斷塊圈閉,其中最大斷塊的面積可達21.52 km2,圈閉疊合性較好,埋藏淺,斷層斷距較大,反向遮擋性好有利于油氣保存。

4.3 運移條件

珠江口盆地開平凹陷油氣運移主要受到烴源傾向、構造脊和斷層三者耦合條件控制[29],不同構造帶運移條件存在差異。

4.3.1烴源傾向

開平凹陷整體為北斷南超半地塹特征,但上文昌期至恩平期受到拆離隆升構造活動影響,烴源巖在凹陷主體位置和南部斜坡帶均有發育。烴源巖地層傾向在洼陷西部受拆離隆升作用影響較強,烴源巖以向北上傾為主(圖4),東南部保留更多的北斷南超半地塹特征,烴源巖以向南上傾為主,該部分烴源巖主要向南部斜坡帶供烴(圖8)。

圖8 開平凹陷烴源、斷層與基底疊合圖

4.3.2構造脊

開平凹陷南部斜坡帶發育開平18、開平15和開平11等3大鼻狀構造帶(圖8)。這些鼻狀構造帶在古近紀構造高差大、平面分布范圍廣,鼻狀隆起溝谷較為發育,形成多條構造脊,并在各構造傾末端低部位直接與烴源巖層或主要通源斷層對接,成為橫向高效運移的通道[30]。

開平11鼻狀構造帶主要發育3條構造脊(1-1號、1-2號和1-3號)。A1、A3、A5井位于開平11鼻狀構造帶1-1號構造脊,與烴源巖主體位置最近,A7、A8井分別位于1-2號、1-3號構造脊,位于烴源巖發育較好區域(圖8)。

開平18鼻狀構造帶發育3條構造脊(2-1號、2-2號和2-3號)。2-1號構造脊向開平主洼延伸,主要運移來自主洼的油氣;2-2號構造脊位于主洼與東洼之間,可溝通主洼與東洼的油氣;2-3號構造脊向開平東洼延伸,主要運移來自東洼的油氣。開平18-1井區可同時接受3條構造脊的油氣充注(圖8)。

4.3.3斷層

開平凹陷斷裂恩平組沉積期之后整體不活動或活動弱,決定了以古近系成藏為主的特點。油源斷裂以NEE—EW走向的斷層為主,僅開平10和開平18構造帶發育多條平行的NNW向斷層組成的新近系斷裂帶。開平11-4井區發育多條NEE—EW向斷裂,斷裂向下切割烴源巖,向上斷穿T60層,溝通恩平組—文昌組儲層,為有利的油源斷層;開平18-1井區NNW向斷裂晚期持續活動,可將油氣運移至珠海組、恩平組成藏(圖8)。

4.3.4源-脊-斷匹配高效運移

A1井位于開平11鼻狀構造帶1-1號運移脊,對接的通源斷層雖然晚期(恩平組沉積期之后)不活動,但依然能夠成為垂向運移通道,且斷層對接烴源巖地層厚度大、烴源發育好,成為油氣強充注區域。但是該路徑垂向運移層段有限,最淺只能運至恩平組成藏,油氣可在文昌組和恩平組富集成藏。A7、A8井位于開平11鼻狀構造帶2條運移脊上,斷層較為不發育,僅局部發育幾條小規模斷層,恩平組沉積期終止活動,活動性也弱于A1井區油源斷層,斷層對接烴源巖厚度相對較薄,因此斷層總體垂向運移油氣規模有限,以烴源巖層橫向運移成藏為主,油氣運移至文昌組成藏。

開平18鼻狀構造帶低部位斷層晚期一直活動至韓江組沉積期,與區域規模成藏期相匹配。這些晚期活動斷層成為垂向調節運移油氣至中淺層的高效通道,開平18-1井區恩平組上段至珠海組規模成藏主要歸因于這些晚期斷層與3條橫向運移脊高效匹配。

4.4 油氣成藏模式

珠江口盆地開平南油田位于開平凹陷南部斜坡帶上,是油氣運移的優勢指向區。開平主洼文昌組優質湖相烴源巖提供充足的油氣來源,開平11和開平18鼻狀構造帶被烴源巖層覆蓋,發育多條有利的油氣匯聚脊,多期通源斷裂垂向輸導控制油氣差異富集。開平11-4井區斷裂結束活動早,油氣主要在深層恩平組下段及文昌組成藏。開平18-1井區斷裂晚期活躍,油氣主要受區域蓋層控制在恩平組頂部和珠海組成藏。10 Ma以來烴源巖大量排烴,使得油氣快速聚集成藏。綜上,開平南油田總體具有“近源強勢充注—斷脊差異運聚—晚期快速成藏”的模式(圖9)。

圖9 開平南油田油氣成藏模式

5 結束語

珠江口盆地開平南大型深水深層輕質油田的發現,實現了開平凹陷的勘探突破,也是南海東部海域首個深水古近系原油勘探突破,極大拓展了珠江口盆地油氣勘探的領域和層系,展示出珠江口盆地深水區良好的勘探前景。同時,開平凹陷是典型的陸緣伸展區“拆離-核雜巖”型凹陷,目前“拆離-核雜巖”型含油氣盆地研究非常少,其油氣成藏條件研究和勘探經驗都非常缺乏,開平南油田的發現證實了該類型凹陷的巨大勘探潛力,也可為相似凹陷的勘探提供借鑒。