Natural Gas Geoscience >

2019 , Vol. 30 >Issue 9: 1312 - 1318

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.02.002

Source rock controlling effects on hydrocarbon migration and accumulation of Weizhou11⁃4 & Weizhou11⁃4N oil fields in Weixi′nan Sag, Beibuwan Basin

  • Shi-ju Liu , 1 ,
  • Gang Gao , 1 ,
  • Xin-de Xu 2 ,
  • Xiao-xiao Zhou 1 ,
  • Feng-yan Liu 3 ,
  • Jun Gan 2 ,
  • Gang Liang 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration/School of Earth Sciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China
  • 2. Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd. , Zhanjiang 524057, China
  • 3. Exploration & Development Research Institute, PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu 062552, China

Received date: 2018-11-29

  Revised date: 2019-02-11

  Online published: 2019-10-14

Fold

Highlights

Based on the biomarker analysis, crude oil types are divided into type A and type B. Type A oil has a higher maturity and came from oil shale in the Second member of the Liushagang Formation, and type B oil has a lower maturity and derived mainly from mudstones in the upper part of the 2nd member and 1st member of the Liushagang Formation. Type A oil was distributed both in the Neogene Jiaowei Formation of the WZ11⁃4 oil field located in the high structural position of the sag margin and in the 3rd member of the Liushagang Formation of the WZ11⁃4N oil field in low structural position in sag. Type B oil was distributed mainly in the Weizhou and the 1st member of the Liushagang Formation of the WZ11⁃4N oil field. Spatial distribution relation of crude oil types and source rocks indicates that type A oil was accumulated chiefly in the 3rd member of the Liushagang Formation and high structural position in the margin of sag. Type B oil migrated vertically along faults and accumulated in the sag. This indicates that the crude oil coming from lower mature source rock accumulates mainly in sag, with a close migration distance, while type A oil accumulates chiefly in the reservoirs nearby the bottom oil shale layer of the 2nd member of the Liushagang Formation and in high structural positions in sag margin.

Cite this article

Shi-ju Liu , Gang Gao , Xin-de Xu , Xiao-xiao Zhou , Feng-yan Liu , Jun Gan , Gang Liang . Source rock controlling effects on hydrocarbon migration and accumulation of Weizhou11⁃4 & Weizhou11⁃4N oil fields in Weixi′nan Sag, Beibuwan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2019 , 30(9) : 1312 -1318 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.02.002

0 引言

北部湾盆地是南海北部大陆架西区一个在古生代基底上发展起来的中新生代裂陷沉积盆地，以新生代沉积为主[1,2,3]。该盆地位于粤桂隆起区以南，海南隆起区之北，东至雷州半岛东部海域，西越东经108°线，盆地的外部轮廓近东西向，面积约为3.5×104km2 [1]。北部湾盆地已发现的油气主要集中分布在涠西南凹陷[4]。涠西南凹陷是北部湾盆地的一个二级构造单元，位于盆地北部坳陷的北部，面积约为3 800km2（图1）。该凹陷属于典型的陆相断陷湖盆，经历了古近纪断陷和新近纪拗陷两个构造—沉积演化阶段[5,6,7]。根据凹陷基底埋深与沉积盖层厚度又可以分为A、B、C 3个次凹/洼陷[图1(a)] [8]，其中C洼陷沉积盖层自下而上依次为古近系长流组（Ech）、流沙港组（El，自上而下为流一段El 1、流二段El 2和流三段El 3）、涠洲组（Ew，自上而下为涠一段Ew 1、涠二段Ew 2和涠三段Ew 3）陆相沉积,新近系下洋组（Nx，自上而下为下一段Nx 1、下二段Nx 2）、角尾组（Nj，自上而下为角一段Nj 1、角二段Nj 2）、灯楼角组（Nd）和望楼港组（Nw）海相沉积以及第四系（Q）[图1(b)]。流沙港组为烃源岩层段，其中流一段和流三段主要为页岩，流二段底部有一套油页岩，而中上部主要为页岩[9,10,11]。目前C洼陷共发现了构造高部位的涠洲11⁃4油田和构造低部位次洼内的涠洲11⁃4N油田共2个油田[12]，它们的油气在分布层位、油气藏类型和原油类型等方面均存在一定差异。本文拟从油气来源分析入手，结合地层、构造特征、流体包裹体和烃源岩热演化等分析这2个油田的油气成藏关系。
图1 涠西南凹陷构造单元与地层柱状图

Fig.1 The location and basic tectonic element map of the Weixi′nan Sag

1 基本地质特征

涠洲11⁃4油田位于涠西南低凸起东部[图1(a)]。主要含油气层位为新近系角尾组和下洋组，圈闭类型为背斜型，储集层岩性主要为砂岩，盖层为页岩。涠洲11⁃4N油田位于涠洲11⁃4油田的东北部、涠西南凹陷C洼陷的东部[图1(a)]，主要含油气层位为涠洲组三段、流一段和流三段，其中的涠洲组和流
三段圈闭类型主要为断层型，流一段主要为断层型、断层—岩性型，储集层岩性主要为砂岩，盖层为页岩。

2 原油类型与来源

采集1个涠洲11⁃4油田角二段、1个涠洲11⁃4N油田流三段、3个流一段共5个原油样品及4个流三段、35个流二段、5个流一段共44个页岩样品，对样品分别进行了碳同位素组成、族组分分离与定量与饱和烃气相色谱—质谱分析（表1,表2）。
表1 涠洲11⁃4油田和涠洲11⁃4N油田原油生物标志化合物参数与碳同位素组成数据

Table 1 The biomarker parameters and carbon isotope composition of the crude oil in the Weizhou 11⁃4 and 11⁃4N oil fields in the study area

油田 涠洲11⁃4 涠洲11⁃4N
WZ11⁃4⁃1 WZ11⁃7⁃2 WZ11⁃7⁃2 WZ11⁃7N⁃3 WZ11⁃7N⁃5
深度/m 989.50 2 646.00 2 063.60 2 190.20 2 410.00
层位 角二段 流三段 流一段 流一段 流一段
原油类型 A A B B B
全油δ13C/‰ -26.65 -25.20 -28.80 -29.26 -28.86
Pr/Ph 1.40 1.62 2.35 1.81 1.87
Ts/Tm 2.51 6.44 1.13 0.94 1.03
C21/C27甾烷 1.09 1.45 0.07 0.10 0.06
重排C27甾烷/ααα⁃20R⁃C27甾烷 2.59 2.80 0.71 0.68 0.62
ααα⁃20R⁃C27/C29甾烷 0.88 1.04 1.37 1.38 1.32
20S/(20S+20R)⁃C29甾烷 0.58 0.59 0.27 0.32 0.27
ββ/(ββ+αα)⁃C29甾烷 0.52 0.55 0.35 0.38 0.34
三环萜烷/五环萜烷 0.21 0.31 0.02 0.02 0.03
C21/C23⁃三环萜烷 1.02 1.01 0.94 0.97 0.89
C24 四环萜烷/C26三环萜烷 0.83 1.23 2.27 2.75 2.11
C29 Ts/C30⁃降藿烷 0.78 2.62 0.41 0.35 0.37
C30重排藿烷/C30降藿烷 0.54 2.54 0.13 0.09 0.01
C30⁃莫烷/C30藿烷 0.15 0.20 0.13 0.14 0.12
伽马蜡烷/C30藿烷 0.06 0.14 0.04 0.04 0.03
表2 部分烃源岩生物标志化合物参数与碳同位素组成数据

Table 2 The biomarker parameters and carbon isotope composition of some source rocks

井号 层位 深度/m 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
WZ11⁃4N⁃C 流二段 2 807.0 1.41 4.21 1.10 1.67 1.11 0.53 0.55 0.24 1.10 1.44 1.24 0.58 0.22 0.05
WZ12⁃2⁃A 流三段 2 894.0 1.53 2.61 1.91 2.37 1.19 0.60 0.48 0.41 1.15 1.84 0.97 0.61 0.23 0.08
WZ11⁃8⁃A 流二段 3 152.0 2.01 3.59 1.29 2.47 2.02 0.59 0.55 0.32 1.28 2.19 1.71 1.42 0.53 0.09
WZ11⁃2⁃A 流二段 3 344.0 1.66 21.91 1.62 1.43 0.98 0.49 0.56 0.43 1.11 1.38 2.04 1.20 0.45 0.07
WZ11⁃2⁃A 流二段 3 242.0 1.80 5.66 0.89 2.66 1.29 0.47 0.55 0.19 0.76 1.38 0.95 0.72 0.25 0.07
WZ10⁃8⁃A 流二段 2 712.0 3.31 1.05 0.17 1.22 1.10 0.46 0.37 0.06 0.96 2.86 0.45 0.10 0.06 0.04
WZ11⁃2⁃A 流二段 3 326.0 1.36 9.88 1.09 2.50 1.68 0.50 0.58 0.32 0.97 1.32 1.99 2.08 0.63 0.12
WZ11⁃4N⁃F 流一段 2 203.3 2.30 0.54 0.06 0.68 0.35 0.22 0.22 0.03 1.08 4.06 0.30 0.04 0.03 0.03
WZ12⁃2⁃C 流二段 2 938.0 5.06 3.47 1.38 3.47 0.92 0.41 0.60 0.09 1.14 4.07 0.73 0.39 0.12 0.05
WZ6⁃3⁃A 流二段 2 204.5 0.77 0.61 0.68 1.17 0.43 0.16 0.23 0.13 1.25 1.93 0.40 0.07 0.02 0.06
WZ10⁃3W⁃D 流二段 1 997.0 1.84 0.30 0.16 1.34 0.47 0.06 0.25 0.03 1.75 4.43 0.43 0.10 0.03 0.07
WZ6⁃3⁃1B 流二段 2 705.5 1.45 0.53 0.07 0.32 0.12 0.32 0.25 0.05 0.80 1.92 0.26 0.04 0.04 0.03
WZ5⁃7⁃A 流二段 3 210.0 3.35 0.78 0.20 2.05 1.66 0.41 0.36 0.06 1.17 3.05 0.47 0.12 0.07 0.06
WZ11⁃4N⁃C 流一段 2 127.0 1.70 0.64 0.08 0.67 0.29 0.17 0.26 0.02 1.25 2.44 0.34 0.07 0.04 0.04
WZ10⁃7⁃A 流二段 2 184.0 1.63 0.62 0.09 0.61 0.19 0.10 0.21 0.03 1.54 2.31 0.41 0.06 0.03 0.02
WZ11⁃7⁃A 流一段 2 505.1 2.62 1.98 0.12 3.06 3.30 0.43 0.45 0.04 1.09 2.81 0.80 0.27 0.11 0.06

注：1：Pr/Ph；2：Ts/Tm；3：C21/C27甾烷；4：重排C27甾烷/ααα⁃20R⁃C27甾烷；5：ααα⁃20R⁃C27/C29甾烷；6：20S/(20S+20R)⁃C29甾烷；7：ββ/(ββ+αα)⁃C29甾烷；8：三环萜烷/五环萜烷；9：C21/C23⁃三环萜烷；10：C24 四环萜烷/C26三环萜烷；11：C29 Ts/C30⁃降藿烷；12：C30重排藿烷/C30降藿烷；13：C30⁃莫烷/C30藿烷；14：伽玛蜡烷/C30藿烷

根据分析结果来看，涠洲11⁃4和涠洲11⁃4N油田的原油生物标态化合物与碳同位素组成均有明显差异（表1）。主要依据甾烷、萜烷生物标志化合物组成差异，将原油分为A、B两类（表1,图2―图6）。并与烃源岩数据进行对比。
图2 研究区A类原油与相应烃源岩饱和烃TIC、m/z191和m/z217质谱

Fig.2 The mass chromatograms(TIC，m/z 191 and m/z 217) of the saturates fraction from the group A of crude oils in the study area

图6 A与B类油Pr/nC17与Ph/nC18关系

Fig.6 The cross plot of Pr/nC17 versus Ph/nC18 of groups A and B crude oils

在甾烷m/z 217质谱图（图2，图3）中，A类原油的孕甾烷（C21）和升孕甾烷（C22）相对含量总体偏高，C21/C27甾烷在1.0~1.5之间，而B类原油的孕甾烷和升孕甾烷相对含量较低（图3，图4），C21/C27甾烷在0.05~0.11之间（表1，图4）；在20R⁃ααα⁃C27、C28、C29甾烷组成中，A、B类原油的20R⁃ααα⁃C28相对含量均最低，但A类原油的20R⁃ααα⁃C27甾烷/C29甾烷和20R⁃ααα⁃C27甾烷/C28甾烷参数总体稍高于B类原油；在20R⁃ααα⁃C27、C28、C29组成三角图中，B类原油比A类原油更靠近20R⁃ααα⁃C27甾烷（图5）。A类原油的4⁃甲基⁃C30甾烷含量显著地高于20R⁃ααα⁃C29甾烷（图2），而B类原油的4⁃甲基⁃C30甾烷含量明显低于20R⁃ααα⁃C29甾烷（图3）；A、B类原油均有较多的重排C27甾烷，但A类原油的C27重排甾烷/20R⁃ααα⁃C27甾烷略高于B类原油（表1，图4）。A类原油的C29甾烷的成熟度参数20S/(20S+20R) ααα⁃C29甾烷和ββ/(ββ+αα) 20R-C29甾烷分别介于0.57~0.60和0.52~0.55之间，显示为成熟原油，而B类原油相应值分别介于0.27~0.32之间和0.34~0.38之间，为低成熟原油[13,14]。
图3 研究区B类原油与相应烃源岩饱和烃TIC、m/z191和m/z217质谱

Fig.3 The mass chromatograms (TIC，m/z 191 and m/z 217) of the saturates fraction from the group B of crude oils in the study area

图4 研究区A与B类原油生物标志化合物参数对比

Fig.4 Contrast diagram for biaomarker parameters of groups A and B crude oils in the study area

图5 A与B类油20R⁃ααα⁃C27、C28、C29甾烷

Fig.5 The ternary plot for 20R⁃ααα⁃C27,C28,C29 steranes of groups A and B crude oils

在萜烷m/z 191质谱图中，A类原油的三环萜烷含量相对较高，三环萜烷/五环萜烷值在0.20~0.32之间，明显高于B类原油的0.02~0.03之间值（表1）；A类原油的C24⁃四环萜烷相对含量总体低于B类原油（图2―图4），它们的C24 四环萜烷/C26三环萜烷分别在0.8~1.3之间和2.1~2.8之间（表1，图4）。A、B类原油的伽马蜡烷含量均非常低，但相比之下，A类原油的伽马蜡烷/C30藿烷值在0.06~0.14之间，略高于B类原油0.03~0.04之间的值（表1）。此外，A类原油的碳同位素值总体偏高，在-25.5‰~-26.8‰之间，而B类原油偏低，在-28.8‰左右（表1）。原油的Pr/Ph值均大于1，但A类原油主要在1.4~1.7之间，B类主要在1.8~2.4之间，在Pr/n⁃C17—Ph/n⁃C18关系图中，A类原油显示母质沉积环境的还原性略强于B类原油（图6）。除上述参数差异外，A、B类原油的其他参数也有明显差异（表1）。由上述分析可见，A、B原油特征的差异主要是成熟度明显不同，A类原油的烃源岩沉积环境盐度略高于B类原油，还原性相对较强。
根据原油与烃源岩对比结果，A类原油主要与流二段底部油页岩有关（图2）。C洼陷的流二段底部油页岩有一小的沉积中心，最大沉积厚度为60m，其中WZ11-7-3厚度最大为70.4m。由于其有较大的埋藏深度，有机质的演化处于成熟阶段。目前涠西南凹陷发现的原油主要都与该套油页岩有关。B类原油主要与流二段上部—流一段的页岩有关（图3），该页岩成熟度总体低于流二段油页岩，但也已进入生油门限，可以生成一定量的烃类。
两类原油在两个油田的分布不同，涠洲11⁃4油田角二段的原油主要为A类；涠洲11⁃4N油田的流三段原油主要为A类，涠洲组和流一段主要为B类。原油与烃源岩的20S/（20S+20R）⁃C29甾烷、Ts/Tm与深度的关系（图7）显示，随深度增加，烃源岩参数值不断增大。涠洲11⁃4油田角二段的原油埋藏浅，涠洲11⁃4N油田的原油埋深较大。涠洲11⁃4N油田的A类和B类原油的参数值与相近深度的烃源岩参数值接近或一致，表明该油田的原油运移距离较小，属于近源运移特征，而涠洲11⁃4油田角二段的A类原油参数明显与深部涠洲11⁃4N油田的A类原油参数接近或略低，显示较大的垂向运移距离，估算的垂向运移距离在1 500m以上（图7）。
图7 涠洲11⁃4和涠洲11⁃4N油田原油—源岩饱和烃20S/(20S+20R)—C29甾烷、Ts/Tm—深度关系

Fig.7 Diagram of depth against 20S/(20S+20R)⁃C29 sterane and Ts/Tm of source rocks and crude oils in the oil fields of the Weizhou 11⁃4 and the Weizhou 11⁃4N in the study area

3 油气运聚模式

涠洲11⁃4油田和涠洲11⁃4N油田原油分布的差异性与其源岩分布和输导通道的差异性密切相关。依据地震和钻井成果绘制通过2个油田的构造与油气运聚演化剖面（图8）。由图8可知，到流沙港期末，烃源岩埋深还不是很大，未进入成熟阶段，此时较大的断裂主要为同生断层，长期活动，向上通至地表，即使有油气生成，也以散失为主，难以聚集。到涠洲期末，凹陷深部位烃源岩埋深大，部分进入生油门限深度，可以生成油气，但此时较大的断裂仍沟通地表，运移的油气难以保存，以散失为主。涠洲期构造抬升后，涠西南凹陷整体进入拗陷阶段，断裂基本停止活动或活动性大大减弱（图8）。此时烃源岩持续埋深，成熟度不断增加，油气不断生成，是烃类运移、油气藏形成的主要时期。图8显示涠洲11⁃4N油田的断裂沟通了流二段顶部以上的流一段、涠洲组储集层与流二段底部的油页岩段，但其上部只有B类原油，无底部油页岩贡献的A类原油，A类原油只分布在底部的流三段。这主要与涠洲期末构造抬升后、构造活动减弱和断层面上、下流二段巨厚的泥岩发育而封闭性好有关。涠洲11⁃4N油田的流二段泥岩厚度达400~600m以上，而主要断层的断距不到100m，远低于泥岩厚度，所以，断裂两盘主要为泥岩—泥岩对接，有利于静止期断裂的封闭。可见，上述地质、构造特征与泥岩的配置关系综合决定了涠洲11⁃4油田新近系的来自流二段底部油页岩的A类原油主要通过流三段储集层沿斜坡向构造高部位运移，然后断层垂向调整，有较大的垂向运移距离（图8），A类原油主要分布在流二段底部流三段和凹陷边缘构造高部位的新近系储集层中，可以有较大的侧向和垂向运移距离，以构造油气藏为主；B类原油则主要就近运移至上部烃源岩层之上的邻近储集层中聚集，以构造和构造—岩性油气藏为主。
图8 涠西南凹陷的C洼陷涠洲11⁃4—涠洲11⁃4N构造成烃与构造演化剖面

Fig.8 The section of the hydrocarbon generation-accumu-lation and the tectonic evolution through the Weizhou 11⁃4 and Weizhou 11⁃4N structures in the C Subsag

4 结论与认识

研究区的原油分为A和B两类：A类原油成熟度高，主要来自流二段底部油页岩；B类原油成熟度低，主要来自流二段上部和流一段泥岩。涠西南凹陷C洼陷构造高部位的涠洲11⁃4和构造低部位的涠洲11⁃4N两个油田的油气成藏既有联系，又有差别。涠洲11⁃4油田的目的层主要为新近系角尾组，原油类型主要为A类。涠洲11⁃4N油田原油主要聚集于涠洲组、流一段和流三段，其中的涠洲组和流一段原油主要为B类，流三段主要为A类。在涠洲11⁃4N油田，由于断层面上、下的流二段巨厚的泥岩阻止了流二段底部油页岩生成的A类油垂直向上运移，所以，A类原油主要在涠洲11⁃4N构造深部的流二段油页岩之下的流三段聚集成藏，其上部的流一段和涠洲组主要聚集了流二段上部和流一段泥岩生成的、通过断裂近距离垂向运移B类原油。涠洲11-4油田的新近系角尾组A类原油主要是流二段底部油页岩生成的油气沿流三段砂体侧向向构造高部位运移聚集而成。这暗示在整个涠西南凹陷流二段底部油页岩生成的油气主要在其临近和构造高部位聚集成藏，而凹陷内部成熟度相对较低烃源岩生成的油气主要在凹陷内聚集成藏。

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