Hydrocarbon Charging Stages and Their Differences in Different Structural Units of the Deep Zhuhai Formation in Wenchang A Sag, Pearl River Mouth Basin
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摘要: 珠江口盆地文昌A凹陷深部的古近系珠海组油气资源丰富，但不同区带油气成藏分布复杂，油气成藏时期的关键证据——包裹体的研究相对薄弱.为了准确厘定文昌A凹陷珠海组烃类充注时期，以研究区珠海组砂岩储层中的烃包裹体及其伴生盐水包裹体为研究对象，利用荧光光谱测定、激光拉曼光谱分析、显微测温等实验测试，结合包裹体捕获压力计算、埋藏史、热演化史、生烃演化史等分析，开展了凹陷中心及近珠三南断裂带油气成藏期次与差异性研究.结果表明，储层砂岩中烃包裹体及其伴生盐水包裹体成分主要为CH4、C2H6、CO2和H2O，同期盐水包裹体均一温度集中分布于95~180 ℃. 断裂带与凹陷中心均存在3期烃类充注，但油气充注时间有差别. 其中，凹陷中心第1期发生在21.9~13.9 Ma，第2期油充注发生在12.0~8.9 Ma，第3期油气充注时间7.8~4.8 Ma；断裂带第1期油充注发生在约21.7~10.2 Ma，第2期油充注发生在约9.1~4.9 Ma，第3期油气充注时间约为3.9~1.5 Ma.差异性构造沉降导致的烃源岩埋深的差异，以及多期断裂活动强度及其时空配置关系的不同，是造成凹陷中心及断裂带烃源岩生烃高峰的差异及油气成藏时间有先后之分的主要原因. 该结果为研究区油气勘探目标的选取与部署提供科学依据.Abstract: The Paleogene Zhuhai Formation in the deep Wenchang A Sag of the Pearl River Mouth Basin is rich in oil and gas resources, but the distribution of oil and gas reservoirs in different regions is complex, and the study of inclusions, the key evidence of oil and gas accumulation period, is relatively weak. In order to accurately determine the hydrocarbon charging periods of Zhuhai Formation in Wenchang A Sag, the hydrocarbon inclusions and their associated brine inclusions in the sandstone reservoirs of Zhuhai Formation in the study area were taken as the research object. Fluorescence spectroscopy, laser Raman spectroscopy, micro thermometry and other related experiment were used, combined with the analysis of inclusion capture pressure calculation, burial history, paleogeothermal evolution history, and thermal evolution history of hydrocarbon source rocks. The research on hydrocarbon charging stages and their differences in the central depression and the fault zone has been carried out. The results show that there are three kinds of inclusions, including high⁃density single⁃phase oil inclusions, two⁃phase of gas⁃liquid hydrocarbon inclusions and two⁃phase of gas⁃liquid saline inclusions in the sandstonereservoir. The components of hydrocarbon inclusions and the associated brine inclusions are mainly CH4, C2H6, SO2, CO2 and H2O, and the homogenization temperature of brine inclusions distributed mainly from 95 to 180 ℃. Three stages of hydrocarbon filling occurred both in the central depression and the fault zone, but the hydrocarbon filling time is different. The first hydrocarbon charging occurred in the central depression rangesfrom 21.9 to 13.9 Ma, the second oil filling occurred at 12.0 to 8.9 Ma, and the third oil and gas filling occurred at 7.8 to 4.8 Ma. However, in the fault zone, the first oil charging occurred at 21.7 to 10.2 Ma, the second one occurred at 9.1 to 4.9 Ma, and the third oil and gas filling was about 3.9 to 1.5 Ma. The difference of source rock burial depth, multi⁃stage fault activity and their spatio⁃temporal configuration caused by different tectonic subsidence is the main reason for the difference of hydrocarbon generation peak and hydrocarbon accumulation time in the central depression and fault zone. The research results provide a scientific basis forselection and deployment of oil and gas exploration targets in the study area.
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0. 引言
油气成藏期次对于研究油气成藏过程及油气藏的分布具有重要意义，是油气成藏研究的热点问题之一. 随着科学技术的发展，油气成藏期次的厘定已逐渐由单一成藏要素确定法发展到以烃源岩生烃史为基础，结合流体充注历史分析等多种方法综合判定成藏期次(鲁雪松等，2012；Ping et al., 2017；Yong et al., 2019). 成岩过程中伴随流体运移捕获的大量包裹体，反映了不同时期成岩流体的性质，也记录了不同时期地层流体的信息，如温度、成分、压力等，可作为揭示油气藏充注历史及分布规律的重要工具(Volk et al., 2003；操应长等，2014). 由于油包裹体在紫外可见光下的荧光特性通常反映了所含芳烃类型的不同(斯尚华等，2018)，可借助油包裹体的荧光特性，对包裹体内不同有机质成熟度进行划分，结合包裹体拉曼光谱分析、盐水包裹体均一温度及捕获压力测算等方法，精确厘定油气成藏时期.
文昌A凹陷位于我国珠江口盆地珠三坳陷内，是一个构造演化复杂、内部断裂带发育且油气资源十分丰富的“箕状”断陷(李辉等，2014). 凹陷内发育文昌组、恩平组两套湖相烃源岩，生烃潜力大；古近系渐新统珠海组发育的扇三角洲前缘-潮坪相储层为凹陷内主要的深层储集层系之一，具有良好的勘探开发前景. 但区内构造活动强烈，不同区带油气富集规律有明显的差异，油气成藏特征十分复杂(林兴荣和孙志鹏，1999；王柯，2014；王柯等，2014). 前人对文昌A凹陷的油气成藏期次主要是通过包裹体均一温度的单一因素获得(甘军, 2009, 陈林等，2021). 而对油气成藏期次的精确厘定，不仅有助于深入探究深层油气藏的形成与分布，且对研究区油气勘探目标的选取与部署有重要参考意义(Schubert et al., 2007；薛楠等，2020). 本文在流体包裹体岩相学镜下观察研究基础上，利用砂岩孔隙内烃类及油包裹体荧光光谱分析、激光拉曼成分与均一温度测定，结合埋藏热史确定油气的充注时间，以上多种方法相互制约、印证，以期能较为精准地厘定油气充注期次，并结合构造演化史、生烃史、油气运移史对凹陷内不同构造单元带油气的差异性充注进行分析.
1. 区域地质概况
文昌A凹陷位于珠江口盆地西部珠三坳陷内，是以中新世沉积为主的南断北超型凹陷，整体呈NE⁃SW走向，已发现多个含油气构造(图 1a)，属于富烃凹陷(王碧维等，2020). 文昌凹陷具有“下断上坳”的特点，是典型的半地堑结构，其沉积演化共经历了3个阶段. 陆相断陷湖盆阶段(65~28.4 Ma的古新世-早渐新世)，主要发育中深湖相及河流沼泽相沉积，从下到上依次沉积了文昌组及恩平组，是凹陷内主要的两套烃源岩(李珊珊等，2019)；断-坳转换阶段(28.4~18.3 Ma晚渐新世-早中新世)，主要为陆相-半封闭海湾相过渡沉积，从下到上依次沉积珠海组及珠江组下部. 其中，珠海组为主要含油层组，从下到上可进一步细分为珠海组三段(简称珠三段)、珠海组二段(简称珠二段)及珠海组一段(简称珠一段)；坳陷阶段(18.3 Ma中新世以来)，主要为陆架海盆沉积，发育珠江组上部及韩江组、粤海组、万山组、琼海组等(图 1b)，其中珠江组上部及韩江组的浅海泥岩起到区域盖层的作用(钟泽红等，2018).
图 1 研究区构造特征及井位与地层分布综合图据陈林等(2021)修改Fig. 1. Comprehesive diagram shows structural characteristics and well and formationdistribution in the study area文昌A凹陷珠海组的油气主要来源于文昌组-恩平组的湖相烃源岩. 文昌期与恩平期不同的构造强度及古气候条件导致形成文昌期半深湖相腐泥-腐殖型混合型和恩平期浅湖相腐殖-腐泥混合型烃源岩. 其中，文昌组烃源岩干酪根类型以II1型居多，占比37.5%，以生成石油为主. 恩平组则以III型居多，占比40%，以生成天然气为主(陈林等，2021). 文昌组烃源岩最大厚度为3 000 m，位于凹陷中南部，有机碳均值为0.6%，氯仿沥青“A”平均值为0.13%，生烃潜量(S1+S2)平均为1.11 mg/g，属于较差-中等烃源岩级别. 恩平组烃源岩最大厚度为2 400 m，位于凹陷东南部，有机碳均值为1.12%，氯仿沥青“A”平均值为0.63%，生烃潜量(S1+S2)平均为2.61 mg/g，属于中等-好烃源岩级别. 由于埋深与热演化时间的差异，文昌组烃源岩成熟度高于恩平组(王柯等，2014). 平面上，从凹陷中心到凹陷边缘的断裂带，文昌组-恩平组湖相烃源岩成熟度逐渐降低.
受沉积环境及断裂活动的控制，凹陷内不同构造单元的沉积特征有明显的差异. 凹陷中心区域距离南部物源相对较远，主要表现为扇三角洲前缘中-远端的沉积特征，沉积物粒度较细；近南部边缘断裂带(珠三南断裂)区域距离物源较近，呈现近源沉积特征，沉积物颗粒较粗(徐燕红等，2020；姜平等，2021). 另外，构造沉降的差异导致不同区带地层埋深存在较大差异. 凹陷中心珠海组的埋深(2 883~4 705 m，平均3 794 m)大于断裂带埋深(2 197~4 294 m，平均3 245.5 m). 较快的沉降速度也是研究区地温梯度较高(实测地温梯度为3.95 ℃/100 m)的主要原因之一. 考虑到文昌A凹陷近珠三南断裂对沉积扇体的控制作用，以及凹陷中心与近珠三南断裂带的埋深、构造位置和构造演化差异对烃类成熟度及其充注特征的影响，本文将文昌A凹陷划分为近珠三南断裂区域(下文称断裂带)以及凹陷中心区域两个构造单元，对烃类充注特征开展对比研究.
2. 样品信息及测试方法
2.1 样品信息
本研究在珠江口盆地文昌A凹陷14口取心井珠海组不同深度层位共获得79块砂岩样品，样品含油性较好，样品在井分布均匀(图 1a)，具有代表性. 其中制得铸体薄片43片，用于岩矿及孔隙的镜下观察；多功能薄片36片，用于荧光分析、包裹体均一温度测温、激光拉曼光谱等分析测试与实验. 所有分析测试实验均在西北大学大陆动力学国家重点实验室完成. 此外，收集中海石油(中国)有限公司湛江分公司薄片鉴定资料1 023份.
2.2 测试方法
2.2.1 铸体薄片及多功能薄片制备
挑选珠海组不同深度段的43个两套钻柱，其中一套洗油后在真空环境下用蓝色环氧树脂注入孔隙中，切割磨制成厚度0.03 mm的铸体薄片，部分薄片用茜素红及铁氰化钾混合液染色. 另一套样品(不洗油)磨制成厚约0.05 mm、双面抛光的多功能薄片(表 1).
表 1 样品及包裹体信息Table Supplementary Table Information of samples and inclusions井号 深度段(m) 层位 制片数量(铸体片/多功能片) 包裹体数量(油包裹体/盐水包裹体) W101 4 374~4 381 珠二段~珠三段 2/2 3/17 W102 3 341~3 688 珠二段~珠三段 5/3 3/27 W103 3 332~3 764 珠一段~珠三段 3/3 2/15 W112 3 564~3 566 珠二段 2/1 3/7 W144 2 246~2 386 珠一段 3/3 2/12 W84 2 629~2 726 珠一段 3/3 2/10 W911 3 407~3 746 珠二段~珠三段 3/3 4/27 W912 3 230~3 243 珠二段 3/3 3/18 W915 3 759~3 769 珠三段 3/3 2/15 W92 3 984~3 996 珠二段 3/2 2/15 W93 3 750~3 846 珠二段 2/1 2/11 W94 3 204~4 383 珠一段~珠三段 6/5 12/32 W97 3 544~3 553 珠二段 2/1 2/7 W98 3 795~3 852 珠三段 3/3 4/13 2.2.2 储层岩石学及包裹体岩相学研究
利用蔡司偏光显微镜(Carl Zeiss Axio Scope A 1型)对铸体薄片进行岩石学特征的观察与研究，运用图版目估法统计薄片中的骨架矿物成分及其含量、颗粒接触关系、自生矿物种类与含量、孔隙类型及含量和面孔率. 对制备好的43块多功能薄片在显微镜下开展包裹体的岩相学特征研究. 内容包括烃类分布情况及其与成岩矿物之间的关系，流体包裹体类型与相态、大小、气/液比、包裹体赋存矿物或产状、包裹体形成期次等. 以确定选出的流体包裹体最能反映成岩环境，例如位于石英加大边、石英内部和石英微裂缝中的包裹体. 选择形状、相界清晰的油包裹体及其伴生的盐水包裹体用于后续实验. 本次最终挑选出油包裹体46个，伴生盐水包裹体226个. 其中，油包裹体用于荧光光谱分析，伴生盐水包裹体用于激光拉曼成分鉴定及包裹体均一温度、冰点温度测量及捕获压力的计算.
2.2.3 荧光光谱分析
利用本研究团队新购置的荧光光谱仪与偏光显微镜一体联用的高光荧光光谱成像仪(GaiaFieldPro⁃V10)，该设备的特点是将显微镜下荧光强度的定性描述转换成以“点”或“像元”微区(3.5~5 nm)荧光成像图谱与荧光强度的定量数据表达，对珠海组36块多功能薄片在紫光下进行烃类及含烃包裹体的荧光观察及荧光光谱测定，并针对薄片中不同产状的烃类、不同荧光特征的含烃包裹体，进行了荧光光谱定量分析，结合光谱图像处理平台ENVI对荧光中及包裹体中的荧光进行像元级别的光谱采集与分析，以期最大限度地避免叠加效应的影响. 在此基础上划分烃类充注期次.
2.2.4 激光拉曼光谱分析
本次研究利用显微激光拉曼光谱仪(型号为Renishaw in Via，激光器波长514.5 nm，横向空间分辨率1 μm，纵向空间分辨率2 μm，扫描范围为100~4 500 cm-1)获取流体包裹体成分，实验条件为室温度25 ℃，湿度20%，测试对象为珠海组砂岩储集层内次生气液两相含烃盐水包裹体，实验条件为室温度25 ℃，湿度20%的条件. 将获取的实验数据利用Renishaw WiRE 2.0软件对拉曼光谱特征峰进行面积积分，用强度面积积分法(叶美芳等，2009)计算单个包裹体的气相及液相组分相对含量. 实验分别获得40个含有机质包裹体的液相与气相成分数据，用于根据包裹体成分辅助划分油气充注期次.
2.2.5 显微包裹体测温
将标记包裹体成分测定后的薄片区域分割成22 mm×20 mm大小，利用英国产LinkamTHMSG600、温度范围在在-196~600 ℃的冷热台，逐一测定与荧光包裹体伴生的纯盐水包裹体的均一温度. 初始加热速率为10~20 ℃/min，每5~10 ℃进行一次观察和记录，直到温度升高包裹体发生相变，当接近气相或液相消失时前，加热速率降至0.5~1.0 ℃/min，当包裹体达到均一温度后，仍要升温5~10 ℃，观察其是否均一. 并记录此时的均一温度. 本研究共测得186个纯盐水包裹体的均一温度及冰点温度. 用于划分包裹体形成期次，计算捕获压力及恢复充注时间.
2.2.6 古压力计算
针对包裹体的捕获压力，卢焕章(2004)将获取方法大体分为3类：等容线图解法、密度式与等容式计算法、PVT模拟法. 本文选用的是Zhang and Frantz(1987)导出的等容式. Zhang and Frantz通过研究发现，流体包裹体均一温度、捕获温度、盐度、捕获压力4个参数之间有一定的函数关系，其中，包裹体均一温度通过实验获得，本研究中盐度采用Hall等(Hall et al., 1988)提出的盐度-冰点经验公式获得，继而通过相关公式即可得到其形成压力(Zhang and Frantz, 1987). 公式如下：
$$ P=A_{1}+A_{2}×T. $$ (1) 公式(1)中：
$$ A_{1}=6.1×10^{-3}+(2.385×10^{-1}-a_{1})×T_\text{h}-(2.855×\\ 10^{-3}+a_{2})×T_\text{h}^{2}-(a_{3}×T+a_{4}×T_\text{h}^{2})×m\text{，} $$ (2) $$ A_{2}=a_{1}+a_{2}×T_\text{h}+9.888×10^{-6}T_\text{h}^{2}+(a_{3}+a_{4}×\\T_\text{h})×m\text{，} $$ (3) $$ M=1 000×w/[58.5×(100-w)]\text{，} $$ (4) $$ w=1.78T_{m}-0.044 2T_{m}^{2}+0.000 557T_{m}^{3} \text{，} $$ (5) 其中：P为捕获压力(10-1MPa)；T为捕获温度(℃)，公式如下(毛毳等，2015)；a1、a2、a3、a4为常数，在NaCl⁃H2O体系中分别为：2.873×101，-6.477×10-2，-2.009×10-1，3.186×10-3；Th为均一温度(℃)；m为盐类质量摩尔浓度(mol/kg)；w为盐度(%).
$$ T=T_\text{h}+0.260 2T_\text{h}-11.153.$$ (6) 经过校正得到古静水压力之后利用下式求得古压力系数λ(米敬奎等，2003)：
$$ λ=P/f_\text{w}=P/(ρ×g×h/1 000), $$ (7) 式中：fw为古静水压力(MPa)；h为古埋深(m)，通过将捕获温度投影至埋藏史图获得；g为重力换算常数(9.8N/kg)；ρ为地层水密度(g/cm3)，采用盐水流体包裹体密度计算公式求得.
3. 实验结果
3.1 储层岩石学特征
文昌A凹陷古近系珠海组以灰色、灰白色、灰绿色的细砂岩、中砂岩和粗砂岩为主，部分含砾砂岩和砂砾岩. 铸体薄片观察分析结果表明，研究区不同构造单元的砂岩类型有一定差别. 凹陷中心以细砂岩和中砂岩为主，岩性主要为长石岩屑砂岩，含少量岩屑砂岩、岩屑石英砂岩；断裂带以中砂岩和粗砂岩为主，岩性主要为岩屑砂岩，含少量长石岩屑砂岩，粒度较粗(图 2a，2b). 研究区杂基主要为泥质，胶结物包括碳酸盐胶结物、硅质胶结物和粘土矿物等，其中，凹陷中心相比较下更发育泥质杂基、粘土矿物、石英加大，断裂带则更发育碳酸盐胶结物(图 2c).
图 2 文昌A凹西区不同构造单元珠海组砂岩类型及填隙物含量分布直方图Fig. 2. Sandstone types and interstitial content distribution histogram of Zhuhai Formation in different tectonic units in the western area of Wenchang A Sag3.2 利用孔隙内烃类荧光光谱特征判断油气充注期次
有机质荧光颜色的不同代表其热演化程度的差异. 有机质成熟度演化过程中，随成熟度的增加，荧光颜色由红色向黄色、黄绿色、蓝绿色、蓝色不断演化(张鼐等，2010；斯尚华等，2013). 对研究区珠海组砂岩储层孔隙内烃类物质的荧光及其分布特征的观察. 统计发现，研究区断裂带和凹陷中心储层内均发育有3种不同颜色的荧光：黄色、黄绿色、蓝绿色.
对3种不同荧光颜色的烃类物质进行荧光光谱的测定结果显示，黄色荧光光谱峰值为545.8 nm(图 3a~3c)；黄绿色光谱峰值为512.7 nm(图 3d~3f)；蓝绿色光谱峰值为470.1 nm(图 3g~3i).
图 3 文昌A凹西区珠海组储层中孔隙内的烃类荧光及光谱特征a，b. 同一视域孔隙内烃类物质，3 565.62 m，W112；a.单偏光，b.荧光，c.黄色荧光包裹体光谱图；d，e. 同一视域孔隙内烃类物质，3553.45 m，W97；d.单偏光，e.荧光，f.黄绿色荧光包裹体光谱图；g，h，i. 同一视域孔隙内烃类物质，3 341.8 m，W102；g.单偏光，h.荧光，i.蓝绿色荧光包裹体光谱图Fig. 3. Hydrocarbon fluorescence and spectral characteristics of pore filling in Zhuhai Formation reservoir in western area of Wenchang A Sag3.3 利用流体包裹体研究烃类充注期次
成岩环境中捕获的流体包裹体的先后穿插关系、油气包裹体形态、相态、分布、成分、均一温度、荧光特征等记载了地质演化的历程信息. 本研究在储层流体包裹体岩相观察基础上，主要通过充填孔隙的烃类及烃包裹体荧光光谱测定及相关实验测试对研究区油气充注期次进行研究.
3.3.1 包裹体岩相学特征
包裹体岩相学研究表明，文昌A凹陷珠海组发育了多种类型的包裹体，其中，包裹体主要分布在石英愈合裂纹中，呈一线分布(图 4a). 包裹体在透射光下整体呈无色，气液比为10%~19%，边缘呈灰黑色且厚，在荧光照射下具有微弱发光性(图 4b，4c)其直径分布在8~22 μm，形状以椭圆形、方形及不规则形状为主(图 4d~4f)；在珠海组中可见油包裹体，其直径相对较小(4~6 μm)，在透射光下成不透明黑色，在荧光下呈黄色、黄绿色和蓝绿色. 其形态多为较规则的椭圆形(图 4b，4c).
图 4 文昌A凹西区珠海组储层中包裹体岩相学特征a.包裹体分布在石英粒内愈裂缝及颗粒内，单偏光，3752.53 m，W103；b.含烃包裹体在偏光下边缘呈灰黑色，单偏光，3 752.53 m，W103；c.包裹体在紫外光照射下发荧光，3 752.53 m，W103；d.椭圆状包裹体，4 375.4 m，W101；e.方形包裹体，3 205.3 m，W92；f.不规则状包裹体，单偏光，3 769.53 m，W94Fig. 4. Petrographic characteristics of inclusions in Zhuhai Formation reservoir in western area of Wenchang A Sag3.3.2 包裹体荧光光谱参数特征
目前主流的荧光光谱分析主要是紫外线荧光发射光谱法，利用肉眼初步分辨颜色，再结合紫外线下含烃包裹体发光特性，通过光谱仪定量记录油包裹体的主峰波长λmax和红绿熵值Q和QF535这3个参数，从而判断古油藏成熟度，以及不同油包裹体与古油藏的亲缘关系(斯尚华，2018).
本文所测得的包裹体荧光光谱数据主要通过前人提出的公式来计算QF535、λmax和Q值反应有机质演化的成熟度，λmax指荧光光谱最高值对应的波长，其与成熟度呈反比；QF535值代表包裹体中大分子的组分占比，其与成熟度呈反比，QF535计算公式为：QF535=S(λ720~λ535)/S(λ535~λ420)，即波长720~535 nm所对应的的值域与波长535~420 nm所对应的值域的面积之比(斯尚华等，2018).
文昌A凹陷珠海组砂岩样品在荧光照射下共捕获3种不同颜色油包裹体，对观察到的油包裹体进行荧光光谱测定，从而获得其荧光光谱曲线，并根据获得的曲线结合上述公式计算λmax，Q和QF535值，实验结果显示3种荧光分别与孔隙内3种烃类荧光的荧光谱峰值相对应，证明包裹体内的烃类来源与孔隙内相同.
表 2为测定不同荧光颜色后计算得出的荧光光谱主峰λmax，红绿熵Q和QF535数值，结合烃包裹体的荧光光谱可以看出，文昌A凹陷珠海组主峰波长分别表现为3组不同的值，从表 2中可以看出，珠江口盆地珠海组第一组为黄色荧光光油包裹体，λmax=545.8 nm，Q=0.64~0.90，QF535=1.07~1.12；第二组黄绿色荧光油包裹体λmax=512.7 nm，Q=0.37~0.56，QF535=0.87~0.96；第三组蓝绿色荧光油包裹体λmax=470.1 nm，Q=0.21~0.31，QF535=0.71~0.80(图 5).
表 2 文昌A凹陷珠海组部分原油包裹体荧光光谱参数Table Supplementary Table Fluorescence spectral parameters of some crude oil inclusions in Zhuhai Formation of Wenchang Sag井号 深度(m) 颜色 幕次 λmax Q QF535 W102 3 684.17 黄绿色 第1 545.8 0.905 1.12 黄绿色 第1 545.8 0.691 1.08 蓝绿色 第2 512.7 0.417 0.90 蓝绿色 第2 512.7 0.455 0.91 黄绿色 第1 545.8 0.745 1.09 蓝色 第3 470.1 0.307 0.80 W915 3 759.51 蓝色 第3 470.1 0.215 0.71 黄绿色 第1 545.8 0.644 1.07 3 769.53 蓝绿色 第2 512.7 0.360 0.87 蓝绿色 第2 512.7 0.367 0.87 蓝绿色 第2 512.7 0.555 0.96 W101 4 375.40 蓝色 第3 470.1 0.306 0.80 
图 5 文昌A凹陷西区珠海组储层中的原油包裹体及其典型光谱a，b. 同一视域黄色荧光油包裹体，3 684.17 m，W102；a.单偏光，b. 荧光，c.黄色荧光包裹体光谱图；d，e. 同一视域黄绿色荧光包裹体，3 769.53 m，W915；d. 单偏光，e.荧光，f. 黄绿色荧光包裹体光谱图；g，h，i. 同一视域蓝绿色荧光包裹体，4 375.4 m，W101；g. 单偏光，h. 荧光，i. 黄绿色荧光包裹体光谱图Fig. 5. Crude oil inclusions and their typical spectra in Zhuhai Formation reservoir in west area of Wenchang A Sag3.3.3 包裹体激光拉曼光谱成分特征
激光拉曼作为一种无损地可定性定量对单个流体包裹体进行成分分析地技术，对于研究烃类包裹体有机质的成分提供了简单可行的手段. 通过不同的拉曼光谱即可对包裹体内的物质进行精确测定(陈勇等，2009). 对所有两相包裹体进行测定，共测得气液两相共计80个有效的数据点，其余均为普通盐水包裹体(80个测点的井位及深度信息见表 1). 80个测点均测得CH4，部分测点测得CO2、C4H6、C2H6等，通过与上述岩相学及光谱的数据对比发现包裹体成分分布具有极强的规律性：第1幕黄色荧光包裹体伴生的盐水包裹体中，主要以CO2、C4H6、CH4为主，气相CH4占比达到68%，C4H6达到24%，CO2达到8%；液相CH4占比达到45%，C4H6达到23%，CO2达到32%(图 6c，表 3). 第2幕黄绿色荧光包裹体伴生的盐水包裹体中，主要以C2H6和CH4为主，气相CH4占比达到69%，C2H6达到10%，C4H6达到13%，CO2达到8%；液相CH4占比达到78%，C2H6达到7%，CO2达到15%(图 6f，表 3)；第3幕蓝绿色荧光包裹体伴生的盐水包裹体中，主要以高强度谱峰的CH4为主，其中气相CH4占比达到98%；液相CH4占比达到95%，(图 6i，表 3).
图 6 文昌A凹陷珠海组典型包裹体激光拉曼光谱及岩相学特征a. 包裹体单偏光，3 684.17 m，W102；b. 同期次油包裹体荧光谱峰；c. 包裹体激光拉曼谱图；d.包裹体单偏光，3 760.8 m，W915；e.同期次油包裹体荧光谱峰；f.包裹体激光拉曼谱图；g.包裹体单偏光，3 760.8 m，W915；h.同期次油包裹体荧光谱；i.包裹体激光拉曼谱图Fig. 6. Laser Raman spectra and petrographic characteristics of typical inclusions in Zhuhai Formation in Wenchang A Sag表 3 激光拉曼包裹体成分测定计算结果Table Supplementary Table Calculation result of laser Raman inclusion composition measurement相态 荧光颜色 CO2(%) CH4(%) C4H6(%) C2H6(%) 包裹体个数 气相 黄色 8 68 24 0 18 黄绿色 8 69 13 10 14 蓝绿色 2 98 0 0 12 液相 黄色 32 45 23 0 13 黄绿色 15 78 0 7 13 蓝绿色 0 95 0 5 10 3.3.4 包裹体显微测温结果
流体包裹体均一温度作为包裹体研究中的重要地化参数，可作为划分油气成藏期次的重要证据，其通常与被捕获时的古地温信息密切相关(李美俊，2007). 由于含油气盆地中烃类流体运移聚集时的环境往往十分复杂，通常处于多种相态的不混融状态，故烃包裹体的均一温度无法准确代表古地温. 因此，通过测量烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度是获取古地温较为准确的手段(刘德汉等，2008).
对实验中获得的与油包裹体伴生的盐水包裹体进行均一温度测定，结果如表 4. 从纵向分布上来看，温度高值主要集中于3 700~4 300 m，整体呈现随深度增加均一温度不断升高的趋势. 从不同构造带温度分布来看，凹陷中心的温度分布区间为95.3~181.7 ℃，主要集中于130~170 ℃，断裂带的温度分布区间为103.3~178.6 ℃，主要集中于120~160 ℃(表 4). 本次研究由于挑选的包裹体均为与油包裹体伴生的同期盐水包裹体，所有包裹体在同序列中均可以检测出同期油包裹体的光谱曲线，排除了矿物内其它包裹体. 结合对孔隙内烃类的荧光光谱测定来看，实验中挑选的的流体包裹体的温度峰值数可以代表烃类充注期次.
表 4 文昌A凹陷珠海组砂岩储层中盐水包裹体均一温度测试结果Table Supplementary Table The test results of the brine inclusion in sandstone reservoir in Zhuhai Formation of Wenchang A sag井号 构造单元 深度(m) 层位 均一温度范围(℃) W102 断裂带 3 395.65~3 341.80 珠二段 139.1~147.5(n=6) 3 684.17~3 688.25 珠三段 129.1~160.8(n=8) W103 断裂带 3 340.30 珠一段 125.5~135.3(n=6) 3 752.53 珠三段 158.2~178.6(n=6) W112 断裂带 3 565.62 珠二段 119.4~162.7(n=5) W144 断裂带 2 367.11~2 369.48 珠一段 103.3~131.2(n=9) W101 凹陷中心 4 375.40~4 381.50 珠三段 155.5~181.7(n=14) W84 凹陷中心 2 695.77~2 726.70 珠一段 102.7~122.8(n=8) W911 凹陷中心 3 407.20 珠二段 138.4~151.2(n=11) 3 746.70 珠三段 131.1~159.4(n=13) W912 凹陷中心 3 234.00 珠二段 95.3~121.6(n=15) W915 凹陷中心 3 759.51~3 769.53 珠三段 143.1~161.1(n=13) W92 凹陷中心 3 990.23~3 990.93 珠二段 141.5~169.8(n=12) W93 凹陷中心 3 845.61 珠二段 141.9~162.2(n=9) W94 凹陷中心 3 205.30~3 659.60 珠一段 121.3~163.0(n=7) 4 216.83 珠三段 155.1~171.3(n=20) W97 凹陷中心 3 553.45 珠二段 135.5~165.7(n=5) W98 凹陷中心 3 851.50 珠三段 140.0~144.2(n=10) 3.3.5 包裹体捕获压力特征
本文获得的捕获压力主要是依据Zhang and Frantz(1987)导出的等容式，利用实验测得的包裹体均一温度、冰点温度测定的结果，以及由冰点温度计算的盐度数据基础上，结合拉曼测定结果，选择纯盐水包裹体，按照前述古压力计算方法，计算捕获温度，恢复研究区包裹体捕获压力如下(表 5).
表 5 珠海组砂岩含烃流体包裹体捕获压力及古压力系数计算结果Table Supplementary Table Calculation of trapping pressure and paleopressure coefficient based onmeasurement of the hydrocarbon bearing fluid inclusions in sandstone of Zhuhai Formation荧光颜色 盐度(%) 捕获压力(MPa) 古压力系数 样品数(个) 范围 平均值 范围 平均值 范围 平均值 黄色 0.18~13.83 4.59 28.48~29.66 29.11 0.80~1.00 0.9 104 黄绿色 0.88~14.97 6.26 29.76~30.84 30.31 0.80~1.21 1.1 51 蓝绿色 0.53~12.28 7.03 30.67~33.83 31.76 1.10~1.32 1.2 38 捕获压力及古压力系数的计算结果表明，文昌A凹陷珠海组砂岩第一幕流体包裹体捕获压力范围为28.48~29.66 MPa，平均29.11 MPa，古压力系数范围为0.8~1.0，平均0.9；第二幕流体包裹体捕获压力范围为29.76~30.84 MPa，平均30.31 MPa，古压力系数范围为0.8~1.21，平均1.1；第三幕流体包裹体捕获压力范围为30.67~33.83 MPa，平均31.76 MPa，古压力系数范围为1.1~1.32，平均1.2.
4. 油气成藏时期与模式
4.1 区域构造演化及热演化史
根据地层分层数据、实测Ro数据、大地热流值、地温梯度及剥蚀厚度，运用petrolmod软件恢复了研究区凹陷中心典型井W915、断裂带典型井W103的热演化史. 考虑到研究区关于古水深的研究相对缺乏，模拟的古水深默认为0，未做调整. 沉积界面温度参数则利用软件提供的全球统一沉积界面温度-时间模板(SWIT)，结合研究区现今的区域位置，选取最终温度参数. 古热流参数依据实测的大地热流值，并参考前人对南海地区热流演化的研究成果(徐行等，2011). 本次研究采用Easy% Ro法计算有机质成熟度史(Burnham and Sweeney, 1989)，所需数据均由中海石油(中国)有限公司湛江分公司提供，模拟结果得到Ro验证(图 7a，7b)，符合实际地质情况. 模拟结果显示，凹陷中心珠海组地层在渐新世早期为快速沉降阶段，埋深迅速达到1 000 m，之后沉降速度减缓，渐新世末时珠海组埋深达到1 800 m. 在中新世前期(约22 Ma)沉降速度加快，至中新世中期(约16 Ma)时埋深达到3 300 m，沉降速度减缓并持续至今(图 7c). 断裂带在渐新世早期短暂快速沉降至1 200 m后速度短暂减缓后又加快，进入中新世时埋深达到2 400 m，而后沉降速度稳定至今(图 7d).
图 7 文昌A凹陷断裂带及凹陷中心典型井模拟置信图及埋藏热史-生烃史图a.凹陷中心W915井模拟置信图；b.断裂带W103井模拟置信图；c.凹陷中心W915井热演化史图；d.断裂带W103井热演化史图Fig. 7. The calibration, burial thermal history and hydrocarbon generation history of typical wells in the fault zone and the central depression of Wenchang A Sag柳广弟(2008)提出，由于沉降速度较快，埋藏历史相对较短，Ro的演化在相对较高的温度及高地温梯度下才能达到生烃门限. 通过petrolmod模拟发现，文昌A凹陷的生烃门限温度约为90~110 ℃. 由于凹陷中心和断裂带珠海组埋深差异较大，导致Ro在两个构造单元达生烃门限的时间有先后之分. 断裂带前期沉降速度较小，在约21.5 Ma时，珠海组埋深约为2 400 m时烃源岩达到生烃门限(Ro=0.55%)；凹陷中心则在约22.3 Ma时，珠海组埋深约2 100 m时烃源岩达到生烃门限.
4.2 油气充注期次
实验结果显示，断裂带与凹陷中心含油包裹体呈现出的3种荧光颜色与储层孔隙中的烃类荧光颜色与荧光光谱峰值值相同，暗示两个构造单元珠海组储层中的烃类可能来自同一套烃源岩. 孔隙中的烃类与含油包裹体随着荧光颜色从黄色、黄绿色到蓝绿色的演化，包裹体中CH4比例不断增高，C4H6比例不断降低，反映了碳链不断缩短，包裹体内烃类成分由低成熟逐渐向高成熟转化. 另据包裹体盐度计算结果，盐度分布范围较宽(0.18%~14.97%). 其中，盐度在0~8%的流体包裹体的均一温度在118.2~173.5 ℃之间，平均146 ℃；盐度 > 8%的流体包裹体的均一温度在130.4~180.0 ℃之间，平均155 ℃，表明随着均一温度的升高及烃类演化成熟度增加，高盐度包裹体的占比随之增大，暗示晚期储层成岩作用可能受到了较高温度、高盐度流体的影响. 从包裹体均一温度分布特征可以看出，两个构造单元均可划分出3个峰值区(图 8)，表明研究区珠海组储层均经历了3期烃类充注. 相比而言，凹陷中心的均一温度范围(95.3~181.7 ℃)略宽于断裂带的温度区间(103.3~178.6 ℃). 结合两个单元文昌组-珠海组埋深的差异，推测凹陷中心可能经历了较早的油气充注及较长时间的烃类演化过程. 根据含烃包裹体捕获压力及压力系数计算结果，也可将其划分为3期不同的烃类充注，各期次包裹体的捕获压力有较大区别(见表 5)，但各期包裹体被捕获时的流体压力普遍低于现今地层压力(现今地层压力实测约34.569 MPa，压力系数约1.2). 说明研究区在第三期烃类充注之后，珠海组地层压力处于缓慢持续升高的过程. 前人关于文昌凹陷底部剩余压力演化的研究也印证了这一点(王柯等，2014).
图 8 珠海组储层中包裹体均一温度直方图Fig. 8. Homogenization temperature histogram of inclusions in Zhuhai Formation Reservoir烃包裹体荧光特征及其同期盐水包裹体的激光拉曼成分与均一温度测定，以及捕获压力计算综合分析认为，研究区凹陷中心与断裂带珠海组储层中均存在3幕油气充注. 第一幕成熟度较低，孔隙内捕捉的烃类物质及同期油包裹体在荧光下呈黄色，该期盐水包裹体激光拉曼测定成分主要以C4H6、CH4、CO2为主，凹陷中心均一温度分布范围为90~120 ℃，断裂带均一温度分布范围为100~130 ℃，包裹体捕获压力为28.48~29.66 MPa；第二幕成熟度中等，该期烃类物质及同期油包裹体显示黄绿色荧光，同期盐水包裹体激光拉曼测定成分主要以CH4、C2H6和CH4为主，凹陷中心均一温度分布范围为130~160 ℃，断裂带均一温度分布范围为130~150 ℃，包裹体捕获压力为29.76~30.84 MPa；第三幕成熟度最高，该期油包裹体及同期油包裹体呈蓝绿色荧光，同期盐水包裹体激光拉曼成分测定主要以CH4为主，凹陷中心同期盐水包裹体一温度分布范围为160~180 ℃，断裂带同期盐水包裹体一温度分布范围为150~178 ℃，包裹体捕获压力为30.67~33.83 MPa.
4.3 油气充注时间
根据实验获得的包裹体均一温度数据，将均一温度投影至埋藏史图中，即可获得对应的时间及古埋深，从而得到不同期次的充注时间. (Guo et al., 2012；石刚等，2014). 根据与温度对应的时间轴上油气充注的地质时间，即可获得较为准确的烃类充注时间与主成藏期.
通过将前述凹陷中心与断裂带的包裹体均一温度投至演化史图中(珠海组一段盐水包裹体较少，且投影后未对时间边界产生影响)综合得出：文昌A凹陷珠海组储层中凹陷中心与断裂带充注时间有较为明显的差异. 凹陷中心第一期充注发生在21.9~13.9 Ma，第二期油充注发生在12.0~8.9 Ma，第三期油气充注时间7.8~4.8 Ma. 断裂带第一期油充注发生在约21.7~10.2 Ma，第二期油充注发生在约9.1~4.9 Ma，第三期油气充注时间约为3.9~1.5 Ma(图 9).
图 9 文昌A凹陷断裂带及凹陷中心油气充注时间图a.凹陷中心; b.断裂带Fig. 9. Diagram shows oil and gas filling time at the fault zone and the central depressionin Wenchang A Sag4.4 油气差异性充注因素分析
4.4.1 构造活动强度对差异性油气充注的影响
文昌A凹陷内油气藏以断块、断背斜等以断层控制的圈闭为主. 在珠江组一段沉积以前，因断层活动，圈闭难以形成. 珠江组一段-韩江组沉积期，断裂活动逐渐减弱直至停止，期间沉积的海相泥岩成为该区良好的区域盖层，有利于凹陷内圈闭的形成. 构造活动对油气充注的影响主要体现在两方面：一是凹陷中心主要以背斜圈闭为主，受断裂活动影响较小，其下部珠海组二段的圈闭在珠海组二段沉积时期(约26.5 Ma起)开始形成. 而南断裂带从前古近系基底直至珠江组，边缘区域边界断裂活动一直较为强烈，之后的次生断层活动影响至粤海组以上地层. 南断裂带附近在珠海组一段至珠江组二段时期(约25.3 Ma起)开始形成断层圈闭(甘军等，2009)；二是由于构造活动导致凹陷中心沉降速度比断裂带附近块，造成烃源岩埋深的不同，对后续烃源岩热演化时间有影响(图 10). 另外，研究区内凹陷中心六号断裂沟通了底部文昌组与恩平组的烃源岩，是油气向上运移的重要通道.
图 10 文昌A凹陷构造特征及成藏模式图剖面位置见图 1Fig. 10. Sketch showing structural characteristics and hydrocarbon pool forming mode of Wenchang A Sag4.4.2 烃源岩成熟时间对差异性油气充注的影响
现有资料显示，文昌A凹陷珠海组中的油气主要来源于下部的恩平组与文昌组烃源岩. 前文提到，沉降速度的差异导致埋深不同，故凹陷中心文昌组开始生烃时间较早，现今已处于过成熟阶段. 大约于45.5 Ma时进入生烃门限，31.5 Ma时大量生烃. 恩平组烃源岩成熟时间较晚，大约于31.1 Ma开始生烃. 其中，凹陷中心文昌组烃源岩经历了低成熟-成熟-高成熟演化过程，埋深可达7 000 m. 恩平组埋深较浅，生油高峰期比文昌组晚，大约在珠江-韩江沉积时期进入主生油期. 断裂带文昌组烃源岩埋深较浅，成熟时间较晚，目前处于成熟阶段，主要以生油为主，恩平组现今达到生油高峰期(陈林等，2021). 因此，文昌A凹陷不同构造单元地层埋深及构造演化的差异是烃源岩热演化过程存在差别的重要因素，也是造成油气多期次充注、不同构造单元油气充注时间差异的主要原因. 前人通过对断裂带及凹陷中心原油成分的分析结果显示，凹陷中心以凝析气藏为主，为典型浅湖相烃源岩生烃；断裂带整体以挥发油藏为主，含少量凝析气藏，成熟度相对较低，且呈多种油气来源，既有凹陷中部的早期油藏，又有晚期断裂带烃源岩的贡献(黄保家等，2007).
4.4.3 研究区油气差异聚集成藏特征
生排烃史、圈闭演化史、油气运移规律及包裹体油气充注期次等综合研究认为，文昌A凹陷珠海组具有多期生烃、多期充注的成藏规律. 烃源岩生烃高峰的差异、多期断裂活动及其时空配置关系的不同，是造成不同烃源原油及天然气先后多期充注的主要原因.
凹陷中心沉积物厚度及埋深大、烃源岩热演化程度高，生烃中心更靠近具垂向输导优势的“六号断裂”及次级断裂带，早期生成的油主要通过断裂带及砂体输导层运移，优先于下降盘有利的构造-岩性圈闭中聚集成藏，表现为以垂向运移近源优先成藏之特征. 随着烃源岩中有机质演化程度增高，晚期高成熟天然气主要通过扇三角洲砂岩输导层向周缘侧向运移，并对早期低成熟油进行驱替，造成外油内气的分布格局. 根据前人的研究结果(龚再升和李思田，2004)，南断裂带下降盘受断陷期NW⁃SE向拉张应力场和断拗转换期近南北向拉张应力场的影响，发育一系列向下切入文昌组~恩平组的拉张断裂，从而有效沟通圈闭和烃源岩. 晚渐新世以后断裂的持续活动与扇三角洲骨架砂体一道构成深部油气向上运移的有效运移通道，形成“下生上储”油气藏(图 10). 由于断裂带的部分早期低成熟原油来自凹陷中心烃源岩，故断裂带早期低成熟油的充注时间(约21.7 Ma)与凹陷中心(约21.9 Ma)接近. 而后随着凹陷中心与断裂带烃源岩生烃高峰的差异，后续两期充注时间在两个地区有先后之分. 凹陷中心自12 Ma左右开始了第二期充注. 而在断裂带，成熟后的油气自9.1 Ma左右开始第二期充注，成熟时间较晚，主要通过断裂带向上运移. 第二期烃类整体成熟度更高，包裹体捕获的成分更趋于单一. 约7.8 Ma凹陷中心开始第三期充注，断裂带则在约3.9 Ma时开始第三期高成熟度的油气充注. 晚期高成熟度充注期捕获压力更高，以气藏为主.
5. 结论
(1) 文昌A凹陷中心及断裂带珠海组砂岩储层中发育单相油包裹体、气液两相盐水包裹体和气液两相含烃包裹体3种类型的包裹体，并以单相油包裹体和气液两相盐水包裹体为主.
(2) 气液两相包裹体可划分为3类. 第一类(早期)为黄色荧光油包裹体伴生，含烃包裹体成分以C4H6、CH4、CO2为主，同期盐水包裹体均一温度为95~144 ℃，捕获压力为28.48~29.66 MPa；第二类(中期)为黄绿色荧光油包裹体伴生，含烃包裹体主要成分为CH4、C2H6和CH4，同期盐水包裹体均一温度为145.3~159.5 ℃，捕获压力为29.76~30.84 MPa；第三类(晚期)为蓝绿色荧光油包裹体伴生，含烃包裹体主要成分为CH4，同期盐水包裹体均一温度为161~179.2 ℃，捕获压力为30.67~33.83 MPa. 由早到晚，成熟度与捕获压力依次增高.
(3) 文昌A凹陷断裂带与凹陷中心珠海组共经历了3期油气充注和成藏过程. 差异性构造沉降导致的烃源岩不同埋深、多期断裂活动及其时空配置关系的不同，是造成凹陷中心及断裂带烃源岩生烃高峰的差异及油气成藏时间有先后之分的主要原因. 凹陷中心早期原油主要通过断裂带及砂体输导层垂向运移，近源优先于下降盘有利的构造-岩性圈闭中聚集成藏；晚期高成熟天然气主要通过砂岩输导层向周缘侧向运移，并对早期低成熟油进行驱替，造成外油内气的分布格局. 断裂带发育的断裂与扇三角洲骨架砂体一道构成油气向上垂向运移的通道，形成“下生上储”油气藏分布格局. 由于断裂带早期低成熟原油的一部分来自凹陷中心，故断裂带早期充注时间(约21.7 Ma)与凹陷中心(约21.9 Ma)接近. 而后随着凹陷中心与断裂带烃源岩生烃高峰的差异，后续两期充注时间在两个地区有先后之分. 其中，凹陷中心第2期油充注和第3期油气充注分别发生在12.0~8.9 Ma和7.8~4.8 Ma；断裂带第2期油充注和第3期油气充注分别发生在9.1~4.9 Ma和3.9~1.5 Ma.
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图 1 研究区构造特征及井位与地层分布综合图
据陈林等(2021)修改
Fig. 1. Comprehesive diagram shows structural characteristics and well and formationdistribution in the study area
图 2 文昌A凹西区不同构造单元珠海组砂岩类型及填隙物含量分布直方图
Fig. 2. Sandstone types and interstitial content distribution histogram of Zhuhai Formation in different tectonic units in the western area of Wenchang A Sag
图 3 文昌A凹西区珠海组储层中孔隙内的烃类荧光及光谱特征
a，b. 同一视域孔隙内烃类物质，3 565.62 m，W112；a.单偏光，b.荧光，c.黄色荧光包裹体光谱图；d，e. 同一视域孔隙内烃类物质，3553.45 m，W97；d.单偏光，e.荧光，f.黄绿色荧光包裹体光谱图；g，h，i. 同一视域孔隙内烃类物质，3 341.8 m，W102；g.单偏光，h.荧光，i.蓝绿色荧光包裹体光谱图
Fig. 3. Hydrocarbon fluorescence and spectral characteristics of pore filling in Zhuhai Formation reservoir in western area of Wenchang A Sag
图 4 文昌A凹西区珠海组储层中包裹体岩相学特征
a.包裹体分布在石英粒内愈裂缝及颗粒内，单偏光，3752.53 m，W103；b.含烃包裹体在偏光下边缘呈灰黑色，单偏光，3 752.53 m，W103；c.包裹体在紫外光照射下发荧光，3 752.53 m，W103；d.椭圆状包裹体，4 375.4 m，W101；e.方形包裹体，3 205.3 m，W92；f.不规则状包裹体，单偏光，3 769.53 m，W94
Fig. 4. Petrographic characteristics of inclusions in Zhuhai Formation reservoir in western area of Wenchang A Sag
图 5 文昌A凹陷西区珠海组储层中的原油包裹体及其典型光谱
a，b. 同一视域黄色荧光油包裹体，3 684.17 m，W102；a.单偏光，b. 荧光，c.黄色荧光包裹体光谱图；d，e. 同一视域黄绿色荧光包裹体，3 769.53 m，W915；d. 单偏光，e.荧光，f. 黄绿色荧光包裹体光谱图；g，h，i. 同一视域蓝绿色荧光包裹体，4 375.4 m，W101；g. 单偏光，h. 荧光，i. 黄绿色荧光包裹体光谱图
Fig. 5. Crude oil inclusions and their typical spectra in Zhuhai Formation reservoir in west area of Wenchang A Sag
图 6 文昌A凹陷珠海组典型包裹体激光拉曼光谱及岩相学特征
a. 包裹体单偏光，3 684.17 m，W102；b. 同期次油包裹体荧光谱峰；c. 包裹体激光拉曼谱图；d.包裹体单偏光，3 760.8 m，W915；e.同期次油包裹体荧光谱峰；f.包裹体激光拉曼谱图；g.包裹体单偏光，3 760.8 m，W915；h.同期次油包裹体荧光谱；i.包裹体激光拉曼谱图
Fig. 6. Laser Raman spectra and petrographic characteristics of typical inclusions in Zhuhai Formation in Wenchang A Sag
图 7 文昌A凹陷断裂带及凹陷中心典型井模拟置信图及埋藏热史-生烃史图
a.凹陷中心W915井模拟置信图；b.断裂带W103井模拟置信图；c.凹陷中心W915井热演化史图；d.断裂带W103井热演化史图
Fig. 7. The calibration, burial thermal history and hydrocarbon generation history of typical wells in the fault zone and the central depression of Wenchang A Sag
图 8 珠海组储层中包裹体均一温度直方图
Fig. 8. Homogenization temperature histogram of inclusions in Zhuhai Formation Reservoir
图 9 文昌A凹陷断裂带及凹陷中心油气充注时间图
a.凹陷中心; b.断裂带
Fig. 9. Diagram shows oil and gas filling time at the fault zone and the central depressionin Wenchang A Sag
图 10 文昌A凹陷构造特征及成藏模式图
剖面位置见图 1
Fig. 10. Sketch showing structural characteristics and hydrocarbon pool forming mode of Wenchang A Sag
表 1 样品及包裹体信息
Table 1. Information of samples and inclusions
井号 深度段(m) 层位 制片数量(铸体片/多功能片) 包裹体数量(油包裹体/盐水包裹体) W101 4 374~4 381 珠二段~珠三段 2/2 3/17 W102 3 341~3 688 珠二段~珠三段 5/3 3/27 W103 3 332~3 764 珠一段~珠三段 3/3 2/15 W112 3 564~3 566 珠二段 2/1 3/7 W144 2 246~2 386 珠一段 3/3 2/12 W84 2 629~2 726 珠一段 3/3 2/10 W911 3 407~3 746 珠二段~珠三段 3/3 4/27 W912 3 230~3 243 珠二段 3/3 3/18 W915 3 759~3 769 珠三段 3/3 2/15 W92 3 984~3 996 珠二段 3/2 2/15 W93 3 750~3 846 珠二段 2/1 2/11 W94 3 204~4 383 珠一段~珠三段 6/5 12/32 W97 3 544~3 553 珠二段 2/1 2/7 W98 3 795~3 852 珠三段 3/3 4/13 
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表 2 文昌A凹陷珠海组部分原油包裹体荧光光谱参数
Table 2. Fluorescence spectral parameters of some crude oil inclusions in Zhuhai Formation of Wenchang Sag
井号 深度(m) 颜色 幕次 λmax Q QF535 W102 3 684.17 黄绿色 第1 545.8 0.905 1.12 黄绿色 第1 545.8 0.691 1.08 蓝绿色 第2 512.7 0.417 0.90 蓝绿色 第2 512.7 0.455 0.91 黄绿色 第1 545.8 0.745 1.09 蓝色 第3 470.1 0.307 0.80 W915 3 759.51 蓝色 第3 470.1 0.215 0.71 黄绿色 第1 545.8 0.644 1.07 3 769.53 蓝绿色 第2 512.7 0.360 0.87 蓝绿色 第2 512.7 0.367 0.87 蓝绿色 第2 512.7 0.555 0.96 W101 4 375.40 蓝色 第3 470.1 0.306 0.80
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表 3 激光拉曼包裹体成分测定计算结果
Table 3. Calculation result of laser Raman inclusion composition measurement
相态 荧光颜色 CO2(%) CH4(%) C4H6(%) C2H6(%) 包裹体个数 气相 黄色 8 68 24 0 18 黄绿色 8 69 13 10 14 蓝绿色 2 98 0 0 12 液相 黄色 32 45 23 0 13 黄绿色 15 78 0 7 13 蓝绿色 0 95 0 5 10
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表 4 文昌A凹陷珠海组砂岩储层中盐水包裹体均一温度测试结果
Table 4. The test results of the brine inclusion in sandstone reservoir in Zhuhai Formation of Wenchang A sag
井号 构造单元 深度(m) 层位 均一温度范围(℃) W102 断裂带 3 395.65~3 341.80 珠二段 139.1~147.5(n=6) 3 684.17~3 688.25 珠三段 129.1~160.8(n=8) W103 断裂带 3 340.30 珠一段 125.5~135.3(n=6) 3 752.53 珠三段 158.2~178.6(n=6) W112 断裂带 3 565.62 珠二段 119.4~162.7(n=5) W144 断裂带 2 367.11~2 369.48 珠一段 103.3~131.2(n=9) W101 凹陷中心 4 375.40~4 381.50 珠三段 155.5~181.7(n=14) W84 凹陷中心 2 695.77~2 726.70 珠一段 102.7~122.8(n=8) W911 凹陷中心 3 407.20 珠二段 138.4~151.2(n=11) 3 746.70 珠三段 131.1~159.4(n=13) W912 凹陷中心 3 234.00 珠二段 95.3~121.6(n=15) W915 凹陷中心 3 759.51~3 769.53 珠三段 143.1~161.1(n=13) W92 凹陷中心 3 990.23~3 990.93 珠二段 141.5~169.8(n=12) W93 凹陷中心 3 845.61 珠二段 141.9~162.2(n=9) W94 凹陷中心 3 205.30~3 659.60 珠一段 121.3~163.0(n=7) 4 216.83 珠三段 155.1~171.3(n=20) W97 凹陷中心 3 553.45 珠二段 135.5~165.7(n=5) W98 凹陷中心 3 851.50 珠三段 140.0~144.2(n=10)
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表 5 珠海组砂岩含烃流体包裹体捕获压力及古压力系数计算结果
Table 5. Calculation of trapping pressure and paleopressure coefficient based onmeasurement of the hydrocarbon bearing fluid inclusions in sandstone of Zhuhai Formation
荧光颜色 盐度(%) 捕获压力(MPa) 古压力系数 样品数(个) 范围 平均值 范围 平均值 范围 平均值 黄色 0.18~13.83 4.59 28.48~29.66 29.11 0.80~1.00 0.9 104 黄绿色 0.88~14.97 6.26 29.76~30.84 30.31 0.80~1.21 1.1 51 蓝绿色 0.53~12.28 7.03 30.67~33.83 31.76 1.10~1.32 1.2 38
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