珠江口盆地惠州凹陷泥岩压实特征及其成因

中国南海北部珠江口盆地白云凹陷的动力学分析摘要：白云凹陷是珠江口盆地斜坡上发展出的一个深凹陷，它作为一种水平式的复合地堑，是由两个洼陷和一个低隆起组成的。

垂向上沉积体系可以分为三层即底部的断陷层、位于中部断裂韧性伸展层和顶部的覆盖层。

凹陷的主要断裂阶段具有韧性延伸和地壳减薄的特点，这个特殊的变形方式是有可能归结于白云凹陷恰好位于先前存在的薄弱区的构造转换带上，特殊的构造位置使得白云凹陷成为强烈构造变形区，并伴随以岩石圈地壳强烈减薄和剧烈的岩浆活动作为特征。

白云凹陷下急剧上升的地幔是发生韧性变形的重要机制，它还引起了上地幔的部分熔融。

这部分熔融物质上涌至地壳上部的沉积层受到张应力的作用并引起垂向的无间断沉积。

岩浆在第一个断裂阶段后在构造转换带聚集，向白云凹陷东北东部分和西西南部分运移至北西向基底深大断裂处, 在基地断裂处北西西向剪切断裂发展为断裂群。

该断层活动和白云凹陷的沉积历史受到了在24Ma左右洋中脊跃迁事件和在16Ma左右海底扩张停止事件的影响。

关键词：白云凹陷动力分析构造转换带韧性伸展1 引言深水勘探自上世纪90年代以来就已经取得了巨大进步，例如墨西哥就已经发现了超过124个的深水油田，其中储量最大的达到了15亿桶。

这个深水扇形系统成为了增加石油产量和储量的主要勘探目标，超过60多个国家致力于深水的研究与勘探。

作为中国南海北部陆坡上最大的一个深水凹陷，白云凹陷吸引了各大石油公司和海洋科学家们的集体关注。

它的研究也标志着中国深水扇形系统展开全面研究的开始。

白云凹陷位处珠江口盆地的珠二坳陷内（如图 1），整体走向近东西，面积约2x104 km2。

白云主凹与南凹之间以低隆起相隔，其中南凹还是南隆起区域的一部分。

白云凹陷的北侧是番禺低隆起。

西侧以一条北西走向的基底断裂和岩浆活动带为界与东沙隆起和开平坳陷相邻；凹陷的东侧是东沙隆起。

白云凹陷在断裂阶段聚集了一层厚的早第三纪沉积。

在Zhu-1和Zhu-2洼陷的勘探表明早第三纪的烃源岩具有良好的生烃潜力。

[收稿日期]2010-10-13[基金项目]国家/十一五0重大专项(2008ZX05023-002)。

[作者简介]聂晓庆(1983-),女,2008年大学毕业,硕士生,现主要从事隐蔽油气藏成藏分析方面的研究工作。

珠江口盆地惠州凹陷SQ2~SQ4岩性油气藏成藏分析聂晓庆,张尚锋(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州434023) 施和生 (中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东广州510240) 杜家元 油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州434023中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东广州510240朱 锐,罗 明 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州434023)周凤娟 (中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东广州510240)[摘要]从目前惠州凹陷岩性油气藏勘探结果来看,岩性油气藏大多分布在SQ2~SQ 4等3个层序中,分析总结这3个层序中的典型岩性油气藏形成的控制因素,油气运移通道等,建立该地区的岩性油气藏成藏模式,指导惠州凹陷岩性油气藏勘探。

惠州凹陷的烃源岩主要有文昌组和恩平组烃源岩,其中文昌组烃源岩对岩性油气藏成藏贡献较大;岩性砂体的发育受到沉积坡折和沉积相带的共同控制,储层物性较好;油气可以沿着断层和砂体运移到有利圈闭中成藏。

[关键词]珠江口盆地;惠州凹陷;岩性油气藏;成藏控制因素[中图分类号]T E12211[文献标识码]A [文章编号]1000-9752(2011)04-0029-05图1 珠江口盆地中新世地层发育柱状图南海北部大陆边缘发育了众多不同类型的新生代沉积盆地,珠江口盆地是南海北部边缘展布规模最大的含油气盆地。

该盆地属于南海北部准被动大陆边缘上的断陷裂谷盆地,由北向南可划分为北部断阶带、北部裂陷带、中央隆起带和南部裂陷带及南部隆起带等5个一级构造单元[1]。

惠州凹陷位于北部裂陷带,处于大陆架背景,以发育海相地层为主,且地层相对比较平缓。

石油地质与工程2022年1月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第36卷第1期文章编号：1673–8217（2022）01–0014–06珠江口盆地恩平凹陷海相高泥质砂岩储层特征及主控因素陈一鸣，谢明英，闫正和，魏启任，卫喜辉，孙晓娜（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518000）摘要：随着珠江口盆地恩平凹陷油田群的发现并投入开发，发现大量高含泥质的海相砂坝储层，储层特征及开发特征与常规海相砂岩差异较大。

为研究其储层特征及主控因素，以恩平凹陷A油田高泥质储层为例，对比其储层特征、开发特征和B油田常规海相砂岩储层的差异，研究表明：与常规海相砂岩储层相比，高泥质储层黏土矿物含量更高、孔喉更小、粒度更细、物性更差，开发过程中具有低阻产水、易出泥砂、能量不足的特点，明确了高泥质储层宏观上受控于弱水动力的沉积环境，细粒沉积物及黏土矿物的胶结作用是储层渗透率降低的主要因素，并对油田开发造成不利的影响。

关键词：珠江口盆地；恩平凹陷；沉积环境；海相砂岩；高泥质储层中图分类号：TE112.23 文献标识码：AReservoir characteristics and main controlling factors of marine high argillaceoussandstone in Enping sag of Pearl River Mouth basinCHEN Yiming, XIE Mingying, YAN Zhenghe, WEI Qiren, WEI Xihui, SUN Xiaona(Shenzhen Company of CNOOC (China) Co., Ltd. , Shenzhen, Guangdong 518000, China) Abstract: With the discovery and development of oilfields in Enping sag of Pearl River Mouth basin, many marine sand bar reservoirs with high argillaceous content have been found. The reservoir characteristics and development characteristics are quite different from that of conventional marine sandstone. In order to study its reservoir characteristics and main controlling factors, by taking the high argillaceous reservoir of A oilfield in Enping sag as an example, the differences of reservoir characteristics and development characteristics between it and the conventional marine sandstone reservoir of B oilfield are compared. The research shows that compared with conventional marine sandstone reservoir, high argillaceous reservoir has higher clay mineral content, smaller pore throat, finer particle size and worse physical properties. During the development process, it has the characteristics of low resistance, easy mud and sand production and insufficient energy. It makes clear that the high argillaceous reservoir is macroscopically controlled by the sedimentary environment of weak hydrodynamic force. The cementation of fine-grained sediments and clay minerals is the main factor for the reduction of reservoir permeability and has an adverse impact on oilfield development.Key words:Pearl River Mouth basin; Enping sag; sedimentary environment; marine sandstone; high argillaceous reservoir南海珠江口盆地经过30年的开发实践，形成了独特的海相砂岩高速高效开发对策和技术，这类储层在珠江口盆地可称为常规海相砂岩储层，具有物性好、分布稳定、展布范围广、连通性好、边底水天收稿日期：2021–03–30；修订日期：2021–05–17。

珠江口盆地惠州凹陷深部古近系储层特征及发育控制因素龙更生;施和生;郑荣才;杜家元;陈淑慧;葛彦昭【摘要】惠州凹陷古近系自下而上依次发育文昌组、恩平组及珠海组,深部储层主要发育在恩平组和珠海组.储层的孔隙类型包括粒间溶孔、粒内溶孔、黏土矿物微孔等次生孔隙,同时还含有剩余原生粒间孔和裂缝.其中,原生孔隙度平均为2.4%,占总孔隙度的22.2%;次生孔隙度为5.6%,占总孔隙度的65.2%;裂缝孔隙度为1.0%,占总孔隙度的12.5%.深层岩样的平均面孔率在9.1%.次生孔隙的发育大大提高了深层砂岩的储集性能,其成因主要是有机酸对砂岩骨架颗粒和基质组分的溶解作用.有机酸参与的溶蚀作用是储层的主要建设性成岩作用,长石含量的多少直接影响着次生孔隙的发育程度.次生孔隙发育带深度范围主要为3500～4200m,物性相对较好;4200～4500m仍以发育次生孔隙为主,但由于晚期的再胶结和压实作用,孔隙度总体明显下降.恩平组储层主要发育在水下分流河道上,珠海组储层主要发育在三角洲平原的分流河道、三角洲前缘的水下分流河道--河口坝及滨岸砂体.【期刊名称】《海相油气地质》【年(卷),期】2011(016)003【总页数】8页(P71-78)【关键词】惠州凹陷;古近系;储层特征;次生孔隙;成岩作用;控制因素【作者】龙更生;施和生;郑荣才;杜家元;陈淑慧;葛彦昭【作者单位】中海油深圳分公司;中海油深圳分公司;成都理工大学;中海油深圳分公司;中海油深圳分公司;华北油田公司【正文语种】中文【中图分类】TE112.23惠州凹陷是珠江口盆地北部坳陷带内的一个次级构造单元［1］，是南海东部海域主要的原油生产基地。

先前的勘探主要针对中浅层的新近系，而对深层的古近系只是兼探，虽偶有发现，但尚未专门进行研究，其原因主要是受制于古近系的埋深较大和担心储层的风险。

随着勘探工作的深入、勘探难度的加大以及社会对油气资源需求的不断增加，向深层进军正成为全球油气勘探的必然和热点［2-3］，南海也是这样。