粟 莉，杨鹏程，张 昆，许 梦，白玉洪
（1.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120；
2.中石化海洋石油工程有限公司上海特殊作业分公司，上海 200137）
含油气盆地油气分布规律及控制因素研究是石油地质学研究的重要理论问题，涉及到成藏要素的各个方面以及有机组合。刘震等（2006）对二连盆地岩性油气富集因素进行了研究，认为丰富的油源、优质的砂岩体圈闭和存在汇流通道是油气富集的物质基础[1]；
蒋有录等（2011）对渤海湾盆地的油气富集主控因素进行了研究，认为富生烃洼陷、储盖配置、油源断裂及输导体系往往是陆相断陷盆地油气富集的主要控制因素[2]；
平贵东等（2013）对海拉尔盆地乌尔逊-贝尔凹陷油气富集规律及主控因素进行了分析，认为长期活动的断层和区域性盖层共同控制油气富集层位，优质烃源岩和优质储层共同控制油气分布范围，反向断层、隆起带和扇体前缘控制油气聚集的部位[3]。可见，不同盆地的油气成藏条件不同，油气富集的控制因素也必然有所差异，并且在长期实践中，同一盆地不同构造部位，油气差异富集控制因素也不同。
W 构造位于北部湾盆地北部坳陷的涠西南低凸起西斜坡，该构造钻井揭示油气具有差异富集的特点，平面上既有涠a 井“千吨井”，又有涠b 井失利井；
纵向上以涠三段W3Ⅱ和W3Ⅲ砂层组油气最富集，其它层系油气富集程度低。而差异富集的主控因素尚不明确，这极大制约了下一步的油气勘探。
涠西探区位于北部湾盆地北部坳陷西部，涉及的三级构造单元主要有涠西南凹陷、海中凹陷以及涠西南低凸起（图1(a)）。W 构造位于涠西南低凸起西斜坡，紧邻涠西南凹陷D 洼，是南部的3 号断层和北部的Fb 断层夹持的鼻状构造，中间被Fc 断层、Fd 断层切割，分成了东、西、南、北四个断块（图1(b)）。
新生代以来北部坳陷主要经历了古近纪的裂陷期和新近纪的拗陷期两个阶段，分别沉积了陆相环境的古近系和海相环境的新近系地层，古近系自下而上依次为古新统长流组、始新统流沙港组和渐新统涠洲组。其中流沙港组一段、二段是主要的优质烃源岩层系[5]，为湖相沉积环境，发育大套泥页岩；
古近系地层发育两套储盖组合，第一套以流三段滨浅湖三角洲相砂岩为储层，以流一段、流二段泥岩为盖层；
第二套以涠洲组涠三段、涠四段三角洲河道砂体为储层，以涠一段、涠二段泥岩为盖层（图1(c)）。
W 构造目前有四口钻井，分别是西块的涠a 井、北块的涠b 井、南块的涠c 井以及东块的涠d 井（图1(b)）。从油气分布来看（图2），涠b 井为失利井，全井未见油气显示，其余三口井虽有油气发现，但油气富集层位有很大的差异。整体来看，油层主要分布在涠洲组，集中在W3Ⅱ砂层组、W3Ⅲ砂层组，但涠c 井在流沙港组也发现了薄油层。油气显示来看，从低部位的涠a 井向高部位的涠c 井、涠d 井油气显示层数及厚度均有所减少，油气分布层系上移。流沙港组见到油层及显示层则表明了油气既有向上部涠洲组的运移，也有向下部流沙港组的排烃。本次研究从油气成藏关键要素对比入手，在明确油气来源与成藏期次的前提下，重点研究了输导体系和保存条件对差异富集的控制作用。
图2 砂体连井及各井油气层分布Fig.2 Sand body connecting well diagram and distribution of oil and gas layers in each well
2.1 油气性质与来源
W 构造原油根据物理性质差异主要可以分为两类：轻质油和中质油。整体来看，低部位的涠a 井W3Ⅱa+b 油层、W3Ⅱc 油层以及涠c 井下部W3Ⅲb+c 油层、L2 油层均为轻质油；
中质油则主要是涠c 井上部W3Ⅱc 油层以及高部位涠d 井的W3Ⅰb 油层、W4Ⅱ油层。涠c 井中质油的典型特点为原油密度大于等于0.9 g/cm3，黏度较大，可达21.92 mPa·s，气油比较低，仅39 m3/m3，轻组分的饱和烃含量较低，仅43%；
重组分的胶质、沥青质含量高，分别为24.27%和5.4%，含蜡量4.35%，凝固点7 ℃。
虽然原油物性存在很大的差异性，但反映原油成因的生物标志物特征却基本相同（图3）。原油饱和烃色谱姥植比Pr/Ph＜3，指示偏还原的沉积环境；
伽马蜡烷Gam 含量很低，Gam/C30H（伽马蜡烷/C30藿烷）＜0.05，指示了淡水的沉积环境；
规则甾烷分布形式上以C27ααα20R（C27规则甾烷）为主，也有较高的C29ααα20R（C29规则甾烷），表明原油主要生源为藻类等低等生物，也有高等植物的贡献。甾烷成熟度C29ααα20S/20S+20R 大于0.4，表明原油已成熟，因此，W 构造原油应该同源，均以偏还原淡水沉积环境的藻类生源为主。
图3 原油和烃源岩生物标志化合物参数Fig.3 Parameters of biomarker compounds of crude oil and source rocks
原油生源特征与探区流沙港组优质烃源岩的生源特征一致[6]，表明原油主要来自于流沙港组烃源岩。利用反映有机质沉积环境、母质来源的生物标志物进行了多参数油源对比（图3），同样证实了原油主要来自于流沙港组烃源岩。此外，原油成熟度较高，高于井区烃源岩的成熟度，因此推测原油主要是生烃凹陷的成熟原油运移而来。
2.2 运移方向
前人研究认为：涠西南低凸起自始新世末期就开始抬升，抬升强度先由强减弱，再到渐新世末地层抬升剥蚀强烈[7]，涠西南低凸起及周缘的地层剥蚀区主要受渐新世末期的褶皱控制[8]。因此，涠西南低凸起作为继承性的古隆起是油气运移的优势方向，涠西南凹陷和海中凹陷可双向供烃。
从原油性质来看，以原油密度、黏度、气油比和含蜡量作为四边形的四个端点，若运移过程以氧化作用为主，则会出现密度、黏度增大，气油比降低，含蜡量降低的特点，四边形纵向变长；
反之，若运移过程以层析作用为主，原油性质则出现相反的变化规律，即四边形横向变长。比较涠a 井、涠c 井、涠d 井的原油性质，显然，涠c井的W3Ⅱc 原油以及涠d 井原油表现出一定的氧化作用的特征，而涠a 井原油则体现出层析作用的特点（图4）。
原油芳烃二苯并噻吩类化合物4-/1-MDBT（甲基二苯并噻吩异构体）,2,4-/1,4- DMDBT（二甲基二苯并噻吩异构体）值兼具表征有机质成熟度以及油气运移的属性[9]，沿油气运移方向比值降低（王铁冠，2005）。从图4中这一指标看，尽管推测油气主要来自于涠西南D 洼，涠c 井油气成藏的运移距离比涠a 井更远。
图4 过涠a 井、涠c 井、涠d 井油藏剖面图（平面位置见图1（b）A-A "）Fig.4 Reservoir cross section of Well Wei a,Well Wei c and Well Wei d ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) A-A ")
2.3 成藏期次
涠a 井流二段烃源岩94%为暗色泥岩，厚度413 m，有机碳含量平均2%左右，氯仿“A”含量平均0.17 %，干酪根类型为II1-II2型，评价为优质烃源岩，与涠西南D 洼流二段优质烃源岩有机质特征相似、形成条件相同[6]，推测油气来源以涠西南D 洼为主，海中凹陷为辅。
基于这样的实测资料及前人研究成果，在D洼虚拟一口钻井A（图1(a)）模拟主力烃源岩的生排烃特征，结合钻井实测流体包裹体特征综合确定了W 构造的油气成藏期次，结果显示油气成藏期较晚，为中中新世至现今。
烃源岩的主力生排烃时期能够定性分析油气成藏时期，因为油气成藏时期总是晚于油气开始生成及排出时期。D 洼流二段烃源岩排烃模拟结果显示主力排烃期为中中新世之后（图5），对应的构造运动为东沙运动（图1(c)），并且东沙运动的主应力方向与主控断层Fc、Fd 断层小角度相交，有利于断层垂向的开启和油气运移。
图5 D 洼流二段虚拟井排烃速率模拟Fig.5 Simulation of hydrocarbon expulsion rate of virtual well of Liushagang Formation II in the Sub-Sag D
涠c 井涠三段包裹体特征显示涠c 井基本无烃类包裹体，油气只赋存在孔隙和胶结物中，GOI 较低，表明油气充注时间较晚；
盐水包裹体主要为次生包裹体，发育在切穿石英颗粒的裂隙和石英的次生加大边中，包裹体测温集中在90.5～99.6 ℃，高于储层现今的地层温度（74 ℃），推测有异常热事件的影响，或者指示其为新近热流体活动的结果。流体活动期距今时间短，尚未与周围地层的背景环境温度相融合、协调，指示了晚期成藏的特征。
输导体系是连接油源与油气藏的重要桥梁，是油气富集的首要条件。W 构造的输导体系主要由油源断裂以及砂岩输导层组成。
3.1 油源断裂
W 构造主要断裂包括控圈的3 号断裂、Fb 断裂、Fc 断裂以及Fd 断裂，根据断层与成熟烃源岩的分布、断层面倾向以及断层断穿层位等综合分析，认为Fd 断裂北端及伴生断裂是W 构造的主要油源断裂。
海中凹陷目前缺少流二段烃源岩的实测资料，因此3 号断裂暂不作为油源断裂参与分析。而Fb断裂、Fc 断裂以及Fd 断裂与涠西南凹陷D 洼流二段烃源岩相通，断裂经历了先张后压的发展过程，并影响了W 构造的涠a、涠b、涠c、涠d 井的成藏差异。
涠a 井所在断块四边正断层皆系油源断裂，东侧受油源断裂Fd 控制，处下降盘位置；
南侧受油源断裂Fc 控制，处上升盘位置（图1(b)）。其西侧断裂处于下降盘，南侧断裂处于上升盘。这些断裂均是近45°角的正断层，因此对断层两侧的油气疏导能力必然存在差异。差异之一，下降盘有涠洲组砂体错断后直接与深部流二段烃源岩对接的机会；
差异之二，断面倾向之上的地层属于流体势高压向低压，有利于疏导。断面倾向之下的断裂属于流体势低压向高压，不利于疏导。综上所述，涠a 井东西两侧断裂疏导有利，因此，成藏条件满足。
涠b 井所在断块三边均为油源断裂，东侧受油源断裂Fb 控制，处上升盘位置；
而南侧油源断裂亦处于上升盘位置，其西侧断裂为Fd，也处于上升盘（图1(b)）。因此，油气疏导极为不利，成藏条件不满足。况且，涠b 井所在断块在地层上倾方向上与不整合面直接接触，对成藏也极为不利（图6）。
涠c 井所在断块三边为断裂包围，东侧受油源断裂Fd 控制，处下降盘位置；
北侧受油源断裂Fc 控制，处下降盘位置（图1(b)）。其南侧与3号断裂接触，处于上升盘位置（图6）。综上所述，涠c 井北西两侧断裂疏导有利，因此，成藏条件满足。
图6 过主要断裂剖面（平面位置见图1（b）B-B "、C-C "）Fig.6 Cross section of main fault ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) B-B ",C-C " )
涠d 井所在断块断裂较多，其北侧受油源断裂Fc 控制，处下降盘位置；
西侧受油源断裂Fd控制，处上升盘位置（图1(b)）。其南侧与3 号断裂接触，处于上升盘位置（图6）。综上所述，涠d 井南侧油源断裂疏导有利，因此，成藏条件满足。
3.2 砂岩输导层
钻井揭示了W 构造主要砂岩输导层是涠三段、涠四段的三角洲平原-前缘的砂体。从砂岩发育程度来看，涠三段的W3Ⅱ砂层组、W3Ⅲ砂层组、W3Ⅳ砂层组以及W4Ⅱ砂层组砂岩发育程度好，其中W3Ⅱ砂层砂地比44.2%～73.9%，砂岩总厚度115.4～138 m，砂岩单层最大厚度10.8～86.7 m；
W3Ⅲ砂层组砂地比49.7%～73.1%，砂岩总厚度79.2～93.3 m，砂岩单层最大厚度7.1～41.3 m，具有砂地比高、砂岩总厚度大、砂岩单层厚度大的特点（图2），为W 构造优势输导层。
物性方面，W 构造涠三段和涠四段物性整体较好，其中又以W3Ⅱ 和W3Ⅲ 砂组的物性最佳（图7）。W3Ⅱ 砂组砂岩单井孔隙度平均值为17.1%～23.2%，单井渗透率平均值为67.4～169.0×10-3μm2；
W3Ⅲ 砂组砂岩单井孔隙度平均值为18.2%～23.3%，单井渗透率平均值为(36.8～203.1)×10-3μm2。而W3Ⅱ 和W3Ⅲ 砂组也是W 构造油气富集的主要层位，因此W3Ⅱ和W3Ⅲ 砂组是区域盖层之下的优势砂岩输导层，是油气运移的主要层位。
图7 涠a 井-涠c 井-涠d 井-涠b 井储层物性剖面Fig.7 Reservoir physical property section of Well Wei a- Well Wei c- Well Wei d- Well Wei b
宋国奇（2012）[10]结合砂岩物性和倾角提出了定量评价砂岩输导能力的参数，公式如下：S=θ/h，其中S为输导能力参数，kg/m；
θ为砂体倾角，°；
h为临界油柱高度，m。该公式中θ代表了浮力沿倾角方向的作用力，体现了油气充注的动力；
h为临界油柱高度，指油气在浮力驱动下要克服砂岩毛细管力需要聚集的单位面积最小油柱高度，最终取决于砂岩的物性，代表了运移的毛管阻力。因此，倾角θ越大，临界油柱高度h越小，S越大，输导能力越强。对W 构造不同断块不同砂层组的输导能力参数进行了计算，同时参考了砂岩厚度、砂岩分布范围参数（图8），结果显示W3Ⅱ砂层组、W3Ⅲ砂层组是W 构造区域盖层下的优势砂岩输导层，W4 I 砂层组、W4 II砂层组是次一级优势疏导层。
图8 砂岩输导能力-砂岩厚度/长度交会图Fig.8 Crossplot of sandstone transport capacity-sandstone thickness / length
4.1 区域盖层
涠一段、涠二段的厚层泥岩是W 构造的区域盖层，南海运动（图1(c)）导致盖层厚度往东部高部位减薄，北块高部位有区域盖层剥蚀的情况，导致了涠三段、涠四段的砂体与不整合之上的下洋组海相砂砾岩接触引起油气散失，而这也是北块涠b 井失利的主要原因（图9(b)）。另外，区域盖层对油气的控制还表现在油气紧邻区域盖层分布，W3Ⅱ砂层组、W3Ⅲ砂层组距区域盖层距离近，油气纵向上保存条件好。通过邻井井深1 715 m 的取心资料对泥岩盖层进行定量评价，泥岩盖层突破压力为5.55 MPa、中值半径为6.94 nm、孔隙度一般小于7%、扩散系数为5.388 6×10-6cm2·s-1，封盖质量可达到II 类，属于良好的区域盖层。钻井揭示，涠西南凹陷D 洼涠二段厚度大、泥质含量较高且泥岩单层厚度大，其中涠a 井区域盖层厚度455 m，垂深1 512.8～1 967.8 m，单层最大厚度33 m，泥岩单层厚度和连续厚度均较大，封盖性最好；
c 井、d 井区域盖层厚度均小于200 m，泥地比大于50%，单层最大10～20 m，封盖性较好；
说明越靠近D 洼内部，区域盖层封盖性越好（图9(a)）。
图9 涠洲组区域盖层厚度及过涠b 井岩性示意图Fig.9 Regional caprock thickness of Weizhou Formation and lithology diagram of Well Wei b
4.2 断层封堵性
在油气运移聚集过程中，断层既可成为油气运移的通道，又可成为油气聚集的遮挡物，对油气聚集分布有重要的控制作用。断层封闭能力主要取决于断裂带物质及其两侧岩性的排替压力，断层封闭性的影响因素较多，主要有对接封闭、断层岩封闭以及胶结封闭[11]（吕延防，2010）。RiehardG.Gibson (1994)定量研究了页岩涂抹系数SSF 与断层封闭性的关系，并建立了SSF 与烃柱高度的关系[12]。目前，针对断层封闭性的研究方法已经逐渐由定性向定量方向发展，目前主要有砂泥岩对接概率法、泥岩涂抹因子法、断面正压力法以及组合评价等。
针对W 构造涠三段、涠四段砂岩发育程度高、两盘砂岩对接概率大的情况，本次主要从直接盖层发育情况及泥岩涂抹因子数据两方面对断层封堵性进行研究。一方面对单井的直接泥岩盖层厚度及泥岩百分含量进行统计，结果表明，直接盖层发育程度高，对应的含油气概率大（图10(a)）；
同时对油柱高度进行统计，与泥岩发育程度进行拟合，拟合结果显示二者具有良好的线性关系，泥岩发育程度高，对应的含油高度越大（图10(b)）。另一方面计算主要过井剖面的泥岩涂抹因子SGR，结果同样显示SGR 越大，对应的含油概率越大（图10(c)）。
图10 断层封堵性定量表示图Fig.10 Quantitative representation of fault sealing
根据拟合公式定量计算涠a 井未揭示油气砂层组的含油高度（图10(d)），结合泥岩涂抹因子SGR 计算涠a 井沿井轨迹含油高度，计算结果同样证实了泥岩直接盖层对断层封堵的重要作用。钻井揭示涠a 井W3Ⅲ砂层组、W3Ⅳ砂层组、W4Ⅱ砂层组没有油气显示，但是井上倾方向靠近断层部位有预测油层，只是充满度低，油层分布范围局限。这是由于这三套砂层组直接泥岩盖层厚度相对较小，导致泥岩涂抹能力差，断层排替压力差小，纵向上封堵的油柱高度低，W 构造油气纵向上差异富集与直接泥岩盖层密切相关（图11）。
图11 涠a 井沿井轨迹含油高度预测（平面位置见图1（b）E-E "）Fig.11 Prediction of oil-bearing height along wellbore trajectory of Well Wei a ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) E-E " )
中中新世末期，D 洼流二段烃源岩成熟并大量排烃，一部分油气沿油源断裂及伴生断裂以优先上倾方向地层的方式输导进入涠三段、涠四段储层，然后沿着砂体向斜坡高部位运移，其中W3Ⅱ、W3Ⅲ砂层组是区域盖层下的优势砂岩输导层；
另一部分油气以断层错断烃储对接的排烃方式进入流三段储层，并沿着流三段向高部位输导，形成了立体输导网络。在油气沿高效输导层运移过程中受到断层遮挡不同程度地聚集成藏，其中W3Ⅱ、W3Ⅲ砂层组直接盖层更为发育，泥岩涂抹能力强，断层封闭的油柱高度更大，油气更为富集。同时，不同断块之间由于区域盖层发育程度的差异及输导层与油源断裂关系的差异导致油气在平面上差异富集，油气主要富集在区域盖层更发育、源储关系更好的西块和南块。高部位涠c 井W3Ⅱc 油层、涠d 井W3Ⅰb 油层在成藏后遭受了轻微生物降解作用，原油物性稍微变大。综上所述，在油气输导及保存条件双重因素影响下，W 构造最终形成了平面和纵向的油气差异富集特征（图12）。
图12 立体成藏模式图（平面位置见图1（b）F-F "，G-G "）Fig.12 Stereoscopic hydrocarbon accumulation model ( Plane position shown in Figure 1 ( b ) F-F ",G-G " )
（1）W 构造油源主要来自于D 洼流二段源岩，W 构造油藏为晚期成藏，成藏期为中中新世至现今。
（2）W3Ⅱ砂层组、W3Ⅲ砂层组是区域盖层下的优势砂岩输导层，是油气运聚的主要通道，受油源断裂发育与区域盖层分布的影响，涠b 井失利，这是油气平面上差异富集的主要原因。
（3）直接泥岩盖层的发育程度决定了断层不同位置泥岩涂抹能力，进而决定了油气纵向上含油高度的差异，这是油气垂向上差异富集的主要控制因素。
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