张向涛，汪旭东，舒誉，张素芳，阙晓铭，佘清华，王艳飞

(中海石油(中国)有限公司 深圳分公司，广东 深圳，518000)

珠江口盆地陆丰凹陷大中型油田地质特征及形成条件

张向涛，汪旭东，舒誉，张素芳，阙晓铭，佘清华，王艳飞

(中海石油(中国)有限公司 深圳分公司，广东 深圳，518000)

以珠江口盆地陆丰凹陷古近系文昌组A-1大中型油田为例，通过剖析其成藏要素和作用，探讨文昌组大中型油田的地质特征与形成条件。研究结果表明：文昌组油气主要分布在文昌组下段，为构造—地层型油气藏；储层主要为辫状河三角洲前缘水下分流河道砂岩，物性总体较差，为低孔低渗储层；原油为轻质油、油品好，成熟度Ro适中(Ro=0.73%)；深层文昌组油水关系复杂，总体处于正常温压系统；断陷盆地斜坡区的构造背景控制了大面积储盖组合的形成，长期继承性的隆起是油气运移的优势指向区；良好的生烃条件与晚期强充注为大中型油田的形成提供了充足的油源；广泛分布的“甜点”优质储层与断裂结合形成大面积构造−地层圈闭，为油气聚集提供了场所；稳定的区域盖层保证油气在圈闭范围内大规模成藏，并在后期构造活动中不被破坏，有利于大面积原生轻质油藏保存。

大中型油田；辫状河三角洲；油源；文昌组；珠江口盆地

人们对陆丰凹陷的油气勘探工作始于20世纪80年代，根据勘探目的层系的不同可分为2个阶段。早期受珠江口盆地“陆生海储”成藏规律的指导，勘探主要针对新近系海相沉积层系，先后在陆丰凹陷珠江组下段发现了4个油田和多个含油构造，获得超亿立方米的探明+控制储量，证实了凹陷内陆丰13洼为富生烃洼陷。自2008年以来，中国海油开始围绕富烃的陆丰13洼开展古近系复式油气藏勘探，提出“恩平文昌并重、由浅及深、以点带面”的勘探策略。在三维地震采集技术方面开展了多轮提高三维地震资料品质和精度攻关，采用叠前深度偏移技术对资料进行处理，在此基础上确定了一大批古近系构造。2014年通过部署钻探A-1-1井在埋深近4 km文昌组中获得日产超200 m3工业油流，三级地质储量超3×107t，达到大中型油田的标准，为在珠江口盆地古近系陆相地层中寻找可动用优质大中型油田提供了很好的例证。本文作者通过对控制陆丰 13构造带古近系油气成藏要素的精细解剖，总结古近系大中型油田的地质特征与形成条件，以便为进一步推动凹陷内古近系勘探以及在珠江口盆地其他地区寻找古近系油气田提供参考。

1 研究区概况

珠江口盆地是我国南海最大的产油气区之一，面积约为17.5×104km2，是在古生代及中生代复杂褶皱基底上形成的新生代含油气盆地。盆地大地构造位于华南大陆南缘，受太平洋板块、印度洋板块以及欧亚板块交汇作用影响，处于复杂的大陆动力学背景下[1]。多期构造运动造就了盆地现今“三隆三坳”的构造格局，自北向南分别为北部隆起带、北部坳陷带、中央隆起带、中部坳陷带、南部隆起带和南部坳陷带，南侧与洋盆直接接触。珠一坳陷是北部坳陷带的1个负向构造单元，走向 NE，受北西向低凸起及北东向断裂体系共同控制，坳陷内部凹陷分布格局具有东西分块的特征。陆丰凹陷位于珠一坳陷的东部，面积为7 760 km2(见图1)。陆丰凹陷古近纪湖盆经历了断陷和断拗2个阶段，构成了1个完整的裂陷旋回。文昌组为断陷期沉积物，综合地震波组接触关系、测井岩性组合及沉积旋回变化等因素，将文昌组划分为6个三级层序，主力油层位于文5段，其上覆的文四段为凹陷的主力烃源岩(见图2)。

图1 陆丰凹陷构造区划图Fig. 1 Structure division of Lufeng depression

图2 陆丰13洼古近系文昌组地层综合柱状图Fig. 2 Integrated histogram of Paleogene Wenchang formation layer in Lufeng 13 Sag

2 大中型油田地质特征

总体而言，研究区文昌组大中型油田具有“埋深大、油品好、构造−地层控藏、低孔低渗、油水关系复杂”的特点，原油分布表现为受缓坡带广泛分布的“甜点”优质储层控制，呈现“满带含油”特点[2−3]。

2.1 油气分布及油藏类型

始新统文昌组沉积期为古近纪裂陷旋回的断陷期，区域性强烈拉张作用及两期重要的构造运动(珠琼运动一幕和二幕)使文昌组地层产生一组 NEE—EW向断裂，断裂与储集层产状相结合，组成断层圈闭。由于遮挡的断层往往是多条，形成的圈闭类型多为复杂断块，其中，含油构造A-1断块为构造−地层，B-1为断背斜，C-1为断块，D-1为构造−地层，E-1为背斜F-1断背斜。

A-1构造就是储集层上倾方向被 3条 NE—NEE走向的大断层切割封闭，主块构造上倾方向的西段及高点位置储集层发生超覆尖灭形成侧向封堵，因此，该油藏类型属于构造−地层复合油藏，见图 3。A-1-1井及两口侧钻井揭示的文昌组油层单层厚度一般为3～12 m，垂向上分布频率高，累计厚度可达65～95 m。钻遇的5个主力油藏都为边水油藏，烃柱高度最大为300 m，最小为102 m，平均为170.6 m。文昌组油藏以旁生侧储方式成藏，文四段为主力烃源岩，见图4。A-1-2井文昌组储集孔隙类型比例见图5。

目前在缓坡带钻探的3个断块先后发现油气，主力油层均为文五段。3个断块油气分布特征表现为南北方向上不同断块储集层相接，形成整体含油、叠置连片、高部位富集、断裂控藏的大规模油气聚集。在东西方向上，储盖组合在不同构造连片分布，但受储层平面非均质性及油气充注通道不同等因素影响，油水界面并不统一。

2.2 储集层物性及分类

陆丰凹陷文昌组埋深普遍在3.5 km以上，主力油层甚至超过4.0 km，孔隙度为9%～15%，渗透率为(1～10)×10−3μm2，整体表现为低孔低渗的特点，不发育裂缝。其优质的储层特征是保持高产的主要原因，具体表现为：1) 原生粒间孔为主，连通性好；2) 砂岩纯净，泥质杂基含量低；3) 碎屑成分成熟度、结构成熟度高；4) 颗粒粒度大，细砂岩之上具有较好的物性；5) 厚层河道砂岩，中部物性优于顶底界面物性。其中，主力油层文五段储集空间以原生粒间孔为主，占面孔率为 69.2%，包括原生粒间孔和粒间溶孔；粒内溶孔占29%，见图6；孔隙度为10%～15%、渗透率主要为(3～50)×10−3μm2；以长石质石英砂岩、岩屑质石英砂岩为主(图 7)，成分成熟度高；分选中等，以磨圆次棱—次圆为主，结构成熟度较高；杂基含量低，可见少量高岭石、黄铁矿、菱铁矿、方解石充填。文昌组储层整体处于中成岩A2期[4−5]，据表1和表2所示储层分类标准，主要属于Ⅰ类和Ⅱ类储层，孔隙结构都以中小孔细喉型为主。

图3 陆丰A-1构造文五段油层顶面分布图Fig. 3 Distribution of Wenwu members oil layer top surface in Lufeng A-1 structure

图4 陆丰13东洼油气成藏模式(剖面位置见图1)Fig. 4 Reservoir forming pattern of Lufeng 13 Eastern Sag (profile’s position is shown in Fig. 1)

图5 A-1-2井文昌组储集孔隙类型比例Fig. 5 Percentage of reservoir pore types in Well A-1-2

图6 古近系储层类型三角判别图Fig. 6 Paleogene reservoir delta

图7 展示大型斜坡构造的过A-1构造典型地震剖面Fig. 7 Typical seismic profile crossing A-1 structure reveals large slope structure

表1 文昌组储层沉积特征Table 1 Sedimentary characteristics of Wenchang formation reservoir

表2 文昌组储层物性特征Table 2 Physical property characteristics of Wenchang formation reservoir

2.3 正常的温压环境

陆相盆地深层有很多发育超压，如准噶尔盆地腹部、渤海湾盆地东营凹陷等[6−7]。钻杆测试A-1-1井文昌组3.926 6 km油层温度为151.39 ℃，地层压力为38.614 MPa，计算得到的地温梯度为3.47 ℃/(100 m)，压力系数为1.003，属于正常温压系统。

3 大中型油田形成条件

随着勘探程度提高，深层低孔低渗碎屑岩、碳酸岩、火山岩储集层逐渐成为勘探的热点地区。针对这类“深度大、储集层薄、物性差、非均质性强”的储集层，运用大油气区地质勘探理论，在实现这类储集层的规模勘探、效益勘探等方面取得了显著的效果[8−11]。文昌组大中型油田有利形成条件有：断陷盆地斜坡区的构造背景控制了大面积储盖组合的形成，长期继承性的隆起是油气运移的优势指向区；良好的供烃条件与晚期强充注为大中型油田的形成提供了充足的油源；广泛分布的“甜点”优质储层与断裂结合形成大面积的构造—地层圈闭，为油气聚集提供了场所；稳定的区域盖层保证油气在圈闭范围内大规模成藏，并在后期构造活动中不被破坏，有利于大面积原生轻质油藏的保存。

3.1 大型斜坡构造背景控制储集体分布和油气运移

与中国东部如东营凹陷等大型、规则箕状断陷不同，陆丰凹陷文昌期洼陷发育规模小、分割性强，以Tg～T80等厚图和主干地震剖面为依据，可划分为多个次级洼陷，洼陷间斜裂式展布，沿走向和倾向频繁复杂变化(图1)。洼陷的非均质分布是断层和隆起联合控制的结果[12]。

陆丰13洼在结构上为北断南超的箕状洼陷，控洼断裂在剖面上以铲式为主(见图4)，沿断裂走向断块旋转幅度不同，相应的洼陷沉降幅度和地层沉积厚度不同。隆起位于洼陷的缓坡边界，其平面分布范围广，隆升幅度大，使洼陷南部发育大型的缓坡构造背景。大型的缓坡构造背景控制了圈闭的形成、储集体分布、油气的区域运移与聚集，因此，是决定大、中型油气田形成的关键要素。

3.1.1 “断隆联控”机制下形成深层大型构造−地层圈闭

圈闭是在构造和沉积联合作用下形成的, 它的发育演化与构造演化紧密相连[13]。陆丰凹陷在经历了多期的构造运动和沉积旋回后，形成了多个断鼻、断块、断背斜、构造−地层等类型的圈闭。珠琼运动一幕张裂作用在陆丰凹陷内部形成多条走向为NE—NEE、倾向为SSE的伸展型正断裂，凹陷进入初始断陷期，各次洼雏形开始形成。随着构造运动加剧，控洼断裂强烈活动，凹陷进入强烈断陷期，陆丰13洼南部缓坡带由于受“断隆联控”机制的影响，早期地层不断发生掀斜，并发育一组与控洼断裂平行但倾向相反的调节断层，断层规模大，平面组合较好，并通过与地层产状结合，形成围绕洼陷缓坡呈“串珠状”分布的断块和断鼻构造。弱断陷期伸展作用减弱，新断裂发育少、规模小，基本继承了强烈断陷期的断裂特征，但后期的挤压反转作用改善了断层的封闭性，提高了圈闭的有效性，同时也增加了圈闭面积。发生于文昌组末期的珠琼运动二幕使陆丰 13洼整体抬升，地层遭受剥蚀，对改善原有圈闭的储层物性有积极意义。进入拗陷期，断裂运动趋于安静乃至停止，文昌组圈闭最终定型，见图7。

3.1.2 发育大规模有效砂岩储集层

惠陆低凸起基底主要为花岗岩构成，自始新世以来，该低凸起处于剥蚀状态，是陆丰 13洼初始裂陷期沉积物的主要物源区。平面上惠陆低凸起与陆丰13洼走向斜交，碎屑物质沿低凸起之上形成的多条早期沟道为低洼地带提供物源，由于此时陆丰 13洼南部具有大型的缓坡构造背景，碎屑物质经过河流的搬运作用，在汇水区发生堆积，形成具有一定坡度的辫状河三角洲沉积(图 8)，水下分流河道砂岩是主要的储层类型，为斜坡带文五段主力油层形成良好的储层提供了物质基础。其辫状河三角洲水下分流河道砂岩的岩性主要为含砾极粗—粗砂岩，少量细砂岩，砂岩厚度为 0.5～32.2 m，厚度为 1～7 m 的砂岩质量分数占56.4%，大于7 m的占33.9%；砂岩孔隙度为10.0%～13.5%，平均为11.8%；渗透率以大于5×10−3μm2为主，储集层物性好，含油性好，研究区探明储量的90%蕴含在该类储层中。陆丰 13东洼烃源岩指标特征见表3。

3.1.3 油气的区域运移与聚集

文四段为陆丰凹陷的主力烃源岩，文五段成藏具有“近水楼台”的优势，决定文五段储层能否最终成藏的关键因素是油气运移的方向、通道和圈闭的有效性。陆丰13洼南部缓坡带受“断隆联控”机制影响，地层发生强烈的抬升和掀斜，且伴随大量调节断层的形成。长期继承性隆起处于低势能区，是油气运移的主要指向区，与此同时，隆起区发育大量的调节断层沟通了烃源岩，为油气在隆起区大型构造—地层圈闭聚集成藏提供了良好的油气输导通道[14−16]。

图8 陆丰13洼文五段和文四段沉积相图Fig. 8 Sedimentary facies of Wenwu member and Wensi member in Lufeng Sag

表3 陆丰13东洼烃源岩指标Table 3 Source rock standard parameters of Lufeng 13 Eastern Sag

3.2 良好的烃源条件和晚期大规模充注

3.2.1 烃源岩分布、有机质类型、丰度及成熟度

陆丰南洼陷中心烃源岩厚度超过1 km，残留分布面积超800 km2，其中烃源岩厚度超过400 m的面积为130 km2。LF13东洼、LF15洼的文四段中有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主，有机碳质量分数w(TOC)为1.5%～3.7%(图 9)，烃源岩中等—好，镜质体反射率 Ro为0.6%～0.8%，已达到生排烃门限，是陆丰地区主力烃源岩，见表3。

3.2.2 充注特征

1) 生排烃期及生烃强度。陆丰地区16 Ma时期烃源岩开始成熟，文昌组凹陷内基本达到0.7以上；到10.2 Ma时，基本上超过生烃门限，局部达到1.3，整体上进入生烃高峰期；到5.3 Ma时，都超过生烃门限，局部达到1.5以上。LF13东洼、LF15洼文昌组排烃高峰出现在 10.0 Ma，其后排油率降低，但至今一直处于排烃期，见图10。

文昌组良好的生烃潜力和供烃方式决定了大中型油气田的形成与分布。文昌组强烈断陷期，北部控洼断裂强烈活动，湖平面快速上升，湖盆中心及早前处于剥蚀状态的A-1构造地区沉积了一套以深灰色泥岩为主的中深湖相沉积(图8(b))。62块泥岩地化分析结果表明：泥岩有机碳(TOC)质量分数平均为2.60%，热解生烃潜量(S1+S2)平均为12.92 mg/g，氢指数HI平均为463 mg/g，最高峰温平均为440 ℃；有机质类型为Ⅰ型，生物标志化合物显示C304-甲基甾烷含量高，生烃母质主要为低等水生生物和微生物，陆源母质较少，属于很好烃源岩。

对比原油与烃源岩生物标志化合物谱图发现：两者具有较好的相似性，C304-甲基甾烷含量高；C27～C29规则甾烷分布呈“V”字型，树脂化合物(W，T)和奥利烷含量低；长链三环萜烷系列呈以 C23为主峰的近正态分布，伽马蜡烷含量低，C30藿烷含量高、重排甾烷含量较低为特征，Ts含量高且远比Tm的含量高(见图 11)，表明烃源岩形成于淡水—微咸水深湖相，水介质为还原环境，生烃母质主要为低等水生生物和微生物，陆源母质较少；A-1构造地区钻井揭示深灰色泥岩厚度为91～127 m，泥岩厚度自边缘向洼槽中心呈环带状增厚，叠前反演结果表明洼陷中心烃源岩厚度超过1 km，而烃源岩厚度超过400 m的面积为130 km2，地化模拟得到的洼陷生烃量为37.76亿t。

2) 生烃中心。发生在早、中始新世的珠琼运动一幕使珠江口盆地发生抬升、剥蚀，伴有断裂和岩浆活动，形成彼此分割的北、南2个断陷带，而且断陷的深度和面积增大，形成了许多深水湖盆。文昌期作为强裂陷期，使得陆丰地区具有多个沉积沉降中心。洼陷沉积中心多为中深湖相沉积，厚度最大可达2.5 km，与生烃中心吻合。陆丰地区地震反演资料显示文昌组下部为砂砾岩等粗粒沉积，中部为中深湖暗色泥岩沉积，上部为三角洲和滨浅湖砂岩等沉积，为晚期强充注提供了有利的时空匹配条件。

3) 有利的充注条件。文昌组圈闭在珠琼运动二幕之后已基本定型，位于缓坡带的构造−地层圈闭处于构造高部位，有利于接受晚期油气大规模充注成藏[17]。从钻井揭示的烃源岩与储层分布情况看，文四段烃源岩位于储层上部及靠近洼陷中心的侧翼，尽管前者已进入生排烃门限，但其内部并无超压发育，源—储压力差不存在而导致油气倒灌难以实现[18]，因此，文五段油气主要来自洼陷中心的烃源岩，通过“侧生旁储”模式聚集成藏[19]。烃源岩内生成的油气不需要通过长距离运移即可到达储集层，有效地避免了运移过程中油气的散失和分流，更有利于形成油气的规模聚集。

图9 陆丰地区烃源岩有机质类型和丰度Fig. 9 Organic matter type and abundance of source rocks in Lufeng area

图10 陆丰南含油气系统生排烃史Fig. 10 History of hydrocarbon production and exclusion in oil and gas systems of South Lufeng

3.3 广泛分布的“甜点”优质储层

3.3.1 扇三角洲(或辫状河三角洲)砂体

发育于陆丰 13洼南部大型古斜坡背景上的辫状河三角洲控制了一系列砂体的复合连片，呈“席”状展布的分流河道砂岩储层平面分布面积大，有利于油气的规模聚集。A-1-2井揭示的文五段主力产油层为一套灰色含砾极粗—粗砂岩夹细砾岩，砾石成分主要为石英，直径为 2～5 mm，发育由细砾→极粗砂岩→中→粗砂岩的正粒序变化。砂体底部常见底冲刷构造，冲刷面起伏不平，其上可见石英砾石与泥砾组成的定向排列构造，指示单向水流发育特征；砂岩尤其含砾极粗—粗砂岩中以反映高流态沉积特征的槽状交错层理、楔状交错层理、块状层理为主，指示多期水下分流河道纵向叠置。经综合分析认为，主力产油层的成因属于缓坡背景上发育的具有一定坡度、水动力能量较强、搬运距离相对较短的辫状河三角洲沉积[20−21](图 8(a))。

在初始裂陷期，随着湖盆扩不断张期，受北部控洼断裂影响，陆丰13洼形成面积较大的湖泊沉积水域格局，其南部为呈北东东向展布的斜坡，具有纵向延伸长、横向展布宽的特点。此时，惠陆低凸起为古隆起高地，受暖湿气候影响，为湖泊提供源源不断的碎屑物质。碎屑物被辫状河的持续强水流搬运，经平原亚相进入滨浅湖，形成辫状河三角洲沉积。受相对平缓的古斜坡控制，水道反复迁移摆动，形成了分布广、面积大、厚度相对稳定的砂体。由于水道沉积水动力条件较强，无论是陆上还是水下部分，沉积均以水道相为主；此外，由于湖泊能量较小，波浪的改造作用微弱，河口坝不太发育(图8(a))。经统计，辫状河三角洲河道相砂岩单层厚为 5～25 m, 砂层组累计厚度为90～180 m，分布面积达57.5 km2。

3.3.2 储集层原生孔隙发育

文五段主力产油层岩心实测孔隙度为7%～15%，平均孔隙度为 10.5%，渗透率为(0.2～268.0)×10−3μm2，平均渗透率为17.7×10−3μm2，孔隙度与渗透率具有良好的正相关关系。储集层岩性与物性的关系研究表明：砂岩粒度越大，孔渗性越好，中—粗砂粒级及之上的砂岩孔渗性最优，见图12。

图11 陆丰13洼文昌组深灰色泥岩及原油生物标记物特征Fig. 11 Dark gray mudstone and crude oil animal marker’s features of Wenchang formation in Lufeng 13 Sag

图12 陆丰13洼文昌组储层物性特征Fig. 12 Characteristics of Wenchang formation’s reservoir properties in Lufeng 13 Sag

图13 陆丰13洼文五段储层镜下特征Fig. 13 Microscopic features of Wenwu member reservoir in Lufeng 13 Sag

镜下薄片鉴定结果显示文五段砂岩岩石类型主要为岩屑石英砂岩，碎屑颗粒以点、点—线接触为主，压实作用较弱，中等分选；杂基含量低，胶结物主要为方解石，但总体含量也较低；砂岩储集空间主要为原生粒间孔，少量次生溶蚀孔，见图13。对于埋深超过4.1 km的文五段储层保存大量的原生粒间孔，一方面，水下分流河道砂岩在沉积过程中由于搬运水动力较强，碎屑颗粒经反复淘洗，杂基含量低，主要表现为净砂岩，粒间孔隙较发育；另一方面，在文五段地层沉积后期，陆丰13洼缓坡带发生强烈抬升，后期上覆沉积的文昌组地层均较薄，由于未经过后期地层的强压实作用，大量的原生孔隙被保留。

3.4 稳定分布的区域盖层

A-1构造井区钻井揭示的泥岩厚度分别为129.1～181.5 m，泥岩的颜色为深灰色，质纯、性硬，发育层状构造和水平层理，GR曲线为高值且无明显变化，表明沉积时水动力十分安静且水深较大，经综合分析认为这套泥岩为中深湖相沉积。叠前反演结果表明：文四段泥岩在平面上分布稳定，整个陆丰 13洼斜坡带泥岩厚度均大于70 m，为一套稳定分布的区域型盖层。

构造和沉积演化史表明：陆丰13洼进入湖盆强烈裂陷期，湖平面快速上升，南部物源区几近淹没，A-1构造地区接受了一套中深湖相泥岩沉积(图 8(b))，此时，东北部物源依然活跃，陆丰F13洼整体表现为填平补齐作用，深湖相泥岩构成了研究区稳定分布的区域盖层；在断陷萎缩期，相对湖平面下降，A-1构造地区接受了一套滨浅湖—半深湖相沉积，粒度偏细，含砂率低，可作为局部盖层，增强了盖层的封盖能力。正是因为这套区域泥岩盖层的有效封盖，才会在文四段以下地层聚集了大量的轻质原油。

4 结论

1) 陆丰凹陷古近系文昌组大中型油田地质特征主要表现为埋深大、油品好、构造−地层控藏、低孔低渗、油水关系复杂的特点；原油分布表现为受缓坡带广泛分布的“甜点”优质储层控制，呈现“满带含油”的特点。

2) 陆丰凹陷文昌组具备了优越的油气成藏条件：断陷盆地斜坡区的构造背景控制了大面积储盖组合的形成，长期继承性的隆起是油气运移的优势指向区；良好的供烃条件与晚期强充注为大中型油田的形成提供了充足的油源；广泛分布的“甜点”优质储层与断裂结合形成大面积的构造—地层圈闭，为油气聚集提供了场所；稳定的区域盖层保证油气在圈闭范围内大规模成藏，并在后期构造活动中不被破坏，有利于大面积原生轻质油藏的保存。

3) 陆丰凹陷下文昌组良好的储、盖配置关系与断陷湖盆特殊的构造、沉积演化过程密不可分，湖盆初始断陷期在洼陷缓坡沉积的辫状河三角洲砂岩为主要储层，进入强烈断陷期湖平面快速上升，在缓坡沉积一套中深湖相泥岩为良好的区域盖层；此后，受“断隆联控”机制影响，缓坡带被抬升形成构造−地层圈闭，接受晚期油气充足。

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Geological characteristics and forming conditions of large and medium oilfields in Lufeng Sag of Eastern Pearl River Mouth Basin

ZHANG Xiangtao, WANG Xudong, SHU Yu, ZHANG Sufang, QUE Xiaoming,SHE Qinghua, WANG Yanfei

(Shengzhen Branch of China National Offshore Oil Co. Ltd., Shenzhen 518000, China)

A-1 large and medium oilfield of Paleogene Wenchang formation in Lufeng Sag of northeast Pearl River Mouth Basin was studied to discuss the geological characteristics and forming conditions of Wenchang formation large and medium oilfield through analyzing the elements and the process. The results indicate that oil and gas of Wenchang formation mainly distributes in lower Wenchang formation, and it belongs to tectonic-stratigraphic oil and gas reservoirs.The reservoirs are dominated by braided river delta front edge underwater distributary channel sand, and belong to low porosity and low permeability reservoirs. The crude oil is light oil withmaturity (0.73%). There are complex oil-water relationships and normal temperature-pressure system in deep Wenchang Formation. Wenchang Formation in Lufeng Sag has favorable condition to form large and medium oilfields. The tectonic background of the slope area in Rifting basin controls the wide formation of reservoir cap combination, and long-term inherited uplift is the ascendant area for oil and gas migrating. Sufficient hydrocarbon source and late strong charging are favorable for the formation of large and medium oilfields. Good quality reservoirs combine with fractures to form the large-area tectonic-stratigraphic traps, which provides perfect places for petroleum accumulation. Stable regional caps provide ideal environment for hydrocarbon accumulation, and also ensure oil and gas traps not to be damaged in the late tectonic activity. These are favorable for large-area preservation of the light oil reservoirs.

large and medium oilfields; braided river delta; oil and source rock; Wenchang formation; Pearl River Mouth Basin

TE122

A

1672−7207(2017)11−2979−11

10.11817/j.issn.1672-7207.2017.11.019

2016−12−10；

2017−03−11

国家重大科技专项(2011ZX05023-001)；中国海洋石油总公司综合科研项目(YXKY-2015-SZ-02) (Project(2011ZX05023-001) supported by the National Major Science and Technology Program; Project(YXKY-2015-SZ-02) supported by Comprehensive Technology Research Program of Chinese National Offshore oil Corporation)

张向涛，高级工程师，从事油气资源勘探与评价工作；E-mail: zhangxt1@cnooc.com.cn

(编辑 陈灿华)