油气藏评价与开发

井号	砂地比/%
LF13-A-1	80.72	11.55	49.63	61.71
LF13-A-2	42.96	20.17	53.58	69.11
LF13-A-3	4.30	7.74	46.56	68.45
LF13-B-2	99.38	54.56	48.34	71.51
LF13-B-3		41.46	45.81	69.24
LF13-B-4	8.00	32.73	46.15	79.70

井号	砂地比/%
LF13-A-1	80.72	11.55	49.63	61.71
LF13-A-2	42.96	20.17	53.58	69.11
LF13-A-3	4.30	7.74	46.56	68.45
LF13-B-2	99.38	54.56	48.34	71.51
LF13-B-3		41.46	45.81	69.24
LF13-B-4	8.00	32.73	46.15	79.70

陆丰凹陷陆丰13E洼西侧缓坡带古近系油气成藏条件及过程

杨懿芳 1^,2 , 高翔 3^,4 , 杨雪 3^,4 , 李文浩 1^,2

油气藏评价与开发 | 油气勘探 2026,16(5): 1018-1029

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油气藏评价与开发 |油气勘探 2026 , 16 (5) : 1018 -1029

陆丰凹陷陆丰13E洼西侧缓坡带古近系油气成藏条件及过程

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杨懿芳1^,2, 高翔3^,4, 杨雪3^,4, 李文浩1^,2

作者信息

¹　中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东　　青岛　　266580

²　中国石油大学（华东）深层油气全国重点实验室，山东　　青岛　　266580

³　中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东　　深圳　　518054

⁴　中海石油深海开发有限公司，广东　　深圳　　518054

作者简介:

杨懿芳（1999—），女，硕士，主要从事非常规油气地质和油气成藏研究。地址：山东省青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学（华东），邮政编码：266580。E-mail：2799974568@qq.com

Oil and gas accumulation conditions and processes of Paleogene in the western gentle slope zone of Lufeng 13 east subsag, Lufeng Sag

YIFANG YANG1^,2, XIANG GAO3^,4, XUE YANG3^,4, WENHAO LI1^,2

Affiliations

¹ School of Geosciences, China University of Petroleum (East China), Qingdao, Shandong 266580, China

² State Key Laboratory of Deep Oil and Gas, China University of Petroleum (East China), Qingdao, Shandong 266580, China

³ Shenzhen Company of CNOOC China Ltd., Shenzhen, Guangdong 518054, China

⁴ CNOOC Deepwater Development Ltd., Shenzhen, Guangdong 518054, China

出版时间: 2026-09-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025166

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关键词

珠江口盆地 / 珠一坳陷 / 陆丰凹陷 / 缓坡带 / 油气成藏条件 / 油气成藏过程

Key words

Pearl River Mouth Basin / Zhu Ⅰ Depression / Lufeng Sag / gentle slope belt / oil and gas accumulation conditions / oil and gas accumulation process

引用本文

杨懿芳, 高翔, 杨雪, 李文浩. 陆丰凹陷陆丰13E洼西侧缓坡带古近系油气成藏条件及过程. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (5) : 1018 -1029 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025166

YIFANG YANG, XIANG GAO, XUE YANG, WENHAO LI. Oil and gas accumulation conditions and processes of Paleogene in the western gentle slope zone of Lufeng 13 east subsag, Lufeng Sag[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (5) : 1018 -1029 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025166

正文

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近年来，中国近海海域作为国家重要的战略资源储备区和经济发展前沿，在油气勘探、科学研究及资源开发方面取得了显著进展。截至目前，中国近海油气勘探相继在渤海湾盆地、琼东南盆地、珠江口盆地等多个区域取得重大突破，为近海海域油气高质量发展奠定了坚实的储量基础^[1]。陆丰凹陷是珠一坳陷最早发现油气田的凹陷，近年勘探表明，其古近系具有巨大的油气资源勘探前景，凹陷内古近系单井自喷日产油量可达404 t^[2-3]。陆丰凹陷前后经历了近50年的勘探开发，现已进入围绕深水和深层并举的油气复式勘探阶段^[4-11]。此前，针对深层古近系油气的勘探开发也取得了一系列的突破性进展，陆丰13E洼东侧缓坡带以及陆丰15洼古近系油气成藏条件与成藏过程已基本明确^[12-14]。随着勘探程度的进一步加深，陆丰13E洼西侧缓坡带也先后发现了LF13-A以及LF13-B油气田，钻井结果显示上述构造位置具有良好的油气成藏效果，但其成藏条件及成藏过程尚不明确。该研究利用测井、地震及各类分析化验资料，结合盆地模拟等手段对陆丰凹陷陆丰13E洼西侧缓坡带油气成藏条件进行了系统的研究，明确了研究区油气成藏条件，揭示了油气聚集机制，建立了油气成藏模式，指导了研究区的勘探实践。

1　区域地质概况

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陆丰凹陷位于珠一坳陷东北部，南北分别与北部隆起带、中央隆起带相邻，东西分别与海丰凸起、惠陆低凸起相接，表现为隆起凹陷相间的构造格局，其面积约7 760 km²（图1）^[15]。陆丰凹陷南北以陆丰中低凸起为界划分为陆丰凹陷北部地区与陆丰凹陷南部地区。截至目前，陆丰凹陷是珠一坳陷勘探程度最高的含油气凹陷之一，陆丰凹陷南部地区具有较好的油气显示，其中陆丰13洼为已证实的富生烃洼陷^[16]。研究区陆丰13E洼西侧缓坡带地层发育较为齐全，自下而上依次发育古近系神狐组（分布局限）、文昌组、恩平组和珠海组，新近系珠江组、韩江组、粤海组和万山组以及第四系。该研究的目的层为古近系深层文昌组和恩平组油气藏。

2　油气成藏条件

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2.1　烃源岩条件、油气来源与充注期次

2.1.1　烃源岩条件

研究区文昌组烃源岩较为发育，依据T₈₃界面将文昌组划分为文昌组上段和文昌组下段。研究区文昌组下段烃源岩沉积厚度大，在靠近洼陷沉降中心一侧厚度可超过600 m，烃源岩发育程度较好，文昌组上段烃源岩发育程度相对较低，最大烃源岩厚度不超过400 m（图2）。文昌组下段是研究区主要烃源岩发育层段，该层段烃源岩TOC（总有机碳）含量介于1.26%~3.68%，平均值为2.43%，生烃潜量（S₁+S₂，S₁为游离液态烃含量，S₂为裂解烃含量）介于7.93~10.63 mg/g，平均值为9.40 mg/g，烃源岩有机质丰度分布于好—很好的范围内；氢指数（HI）平均值为443 mg/g，烃源岩有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ₁型（图3）。文昌组上段烃源岩TOC含量为1.57%，S₁+S₂的平均值为5.40 mg/g，烃源岩有机质丰度中等。HI介于242~462 mg/g，平均值为374 mg/g，该层段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ₁型。

2.1.2　油气来源

各层段原油生物标志化合物特征具有一定的相似性。正构烷烃呈“单峰”型，主峰碳为nC₂₇，优势碳指数（CPI）介于1.02~1.17，不具有明显的奇偶优势；姥植比（Pr /Ph，Pr为姥鲛烷，Ph为植烷）值介于1.40~3.04，平均值2.17，伽马蜡烷含量较低，伽马蜡烷指数（G/C₃₀H）平均值0.05，指示生油母质形成于弱氧化—弱还原环境下；奥利烷指数（OL /C₃₀H）介于0.16~0.49，平均值0.34。双杜松烷含量较低，双杜松烷指数（T/C₃₀H）平均值为0.53。规则甾烷C₂₇、C₂₈、C₂₉呈现“V”型分布，据此可推测原油生油母质有机质既有陆生高等植物，又有水生低等生物；Ts /（Ts+Tm）（Ts为18α（H）-C27三降藿烷，Tm为17α（H）- C27三降藿烷）值介于0.59~0.81，平均值0.68，生油母质具有较高成熟度（图4）。研究区文昌组、恩平组原油样品生物标志化合物特征与文昌组烃源岩特征具有相似性，表明研究区古近系原油来源于文昌组烃源岩。

2.1.3　油气充注期次

1）储层包裹体岩相学特征

研究区古近系储层发育油包裹体、气-油两相包裹体以及气态烃包裹体（图5）。单偏光下油包裹体与气-油两相包裹体可划分为近黄色荧光油包裹体以及近蓝色荧光油包裹体组合。其中，近黄色荧光油包裹体荧光颜色以黄色、黄绿色为主，常发育于石英成岩裂纹以及石英颗粒愈合裂缝中；包裹体粒径集中分布在10~35 μm，形态多为椭圆形及不规则状；气液比多介于10%~30%（图5a、图5c）。近蓝色荧光油包裹体组合荧光颜色以蓝白色、蓝绿色、蓝色为主，呈零星状或条带状赋存于石英成岩裂缝中；包裹体一般小于15 μm，形态多为椭圆形及不规则状；气液比集中分布于5%~10%（图5b、图5d）。气态烃包裹体在单偏光镜下呈无色或灰色，无荧光油包裹体一般分布于穿切石英颗粒的裂纹中，或以条带状分布于石英成岩裂缝中；包裹体大多小于10 μm，形态规则，以椭圆形居多（图5e、图5f）。

2）油气充注期次

为明确研究区古近系油气充注期次，该研究利用凹陷古近系文昌组和恩平组储层油包裹体及伴生的盐水包裹体展开显微测温实验，并通过均一温度、储层埋藏史与热史的综合分析，恢复了研究区古近系油气充注时期。研究区文昌组盐水包裹体均一温度分布范围较大，介于80~145 ℃，总体呈现为“双（窄）峰”型分布，指示文昌组存在两期油气大规模充注。其中，前峰温度范围介于110~120 ℃，后峰对应的温度范围介于130~145 ℃，综合利用埋藏史、热史分析可知Ⅰ期原油充注期介于12.3~7.5 Ma，Ⅱ期油气充注期介于5.7~0 Ma。恩平组盐水包裹体均一温度特征与文昌组盐水包裹体特征相似，实验数据指出恩平组Ⅰ期原油充注时间介于11.5~8.6 Ma，Ⅱ期油气充注时间介于4.8~0 Ma（图6）。

综上所述，研究区最早于12.3 Ma（韩江组沉积中期）发生大规模充注。第Ⅰ期原油充注时间介于12.3~7.5 Ma（韩江组沉积中期—粤海组沉积中期），主要为成熟度较低的原油充注；第Ⅱ期油气充注时间介于5.7~0 Ma（粤海组沉积晚期至今），主要为成熟度较高的原油混合部分天然气充注。

2.2　储层条件

目前，勘探实践表明研究区油气主要富集于古近系文昌组和恩平组。其中，文昌组储层主要为辫状河三角洲前缘砂体，储层单层厚度较薄，一般介于2~10 m，部分区域储层单层厚度最大可达40 m。储层岩性以黄色中—细砂岩以及粉砂岩为主，孔隙类型以原生粒间孔和各类次生溶蚀孔为主。储集层孔隙度主要分布于8.75%~16.25%（平均值为12.80%），其中孔隙度大于15.0%的样品仅占29.25%（图7a）；渗透率主要介于0.1×10^-3~10.0×10^-3μm²，其中大于1.0×10^-3μm²的样品仅占35.05%（图7b）。整体属于低孔低渗型储层，仅有少部分区域储层能够达到中孔中渗型储层。恩平组含砂率较高，储层单层厚度最大可达60 m，岩性以黄色粗—细砂岩为主，孔隙类型主要为原生粒间孔和各类次生溶蚀孔。储层孔隙度主要分布在13.75%~20.00%（平均值为15.97%），其中孔隙度大于15.00%的样品占71.79%（图7c）；渗透率主要介于1×10^-3~100 ×10^-3μm²，大于1×10^-3μm²的样品占82.05%（图7d），整体属于中孔中—低渗型储层。

2.3　生储盖组合特征

研究区发育“旁生侧储”和“下生上储”两套生储盖组合。第一类生储盖组合：源岩为文昌组湖相泥岩，储层为辫状河三角洲前缘砂体，盖层为深湖—半深湖区域性泥岩层。该类组合发育于文昌组，其储层厚度普遍较薄，岩性以中—细砂岩以及粉砂岩为主，粒度较细、埋深较大，以低孔低渗型储层为主，油气成藏效果较好。第二类生储盖组合：源岩为文昌组湖相泥岩，储层为恩平组辫状河三角洲平原砂体，盖层为恩平组滨浅湖局部泥岩层。该类生储盖组合储层厚度相对较大，岩性以粗—细砂岩为主，物性条件较好，以中孔中—低渗型储层为主，油气成藏效果较第一类生储盖组合差（图8）。

2.4　输导条件

研究区油气藏运移条件主要包括断裂、高渗砂体以及不整合面，近年来陆丰凹陷古近系油气藏解剖指出断裂与高渗砂体是该地区的主要油气运移通道^[18-19]。

2.4.1　断裂

研究区古近系断裂体系较为发育，平面上断裂走向主要为NW向以及近EW（东西）向。NW向断裂多呈雁列状和帚状排列，断裂延伸长度介于2.2~12.0 km，断距介于13.3~186.2 m；近EW向断裂多呈平行状排列，研究区发育程度低，断裂延伸长度介于5.9~8.3 km，断距介于34.1~49.8 m。研究区断裂体系具有向上逐渐消亡的特点，其中文昌组上段断裂密度可达0.112 0条/km²，向上至珠海组研究区内80%的断裂停止活动，断裂密度仅0.023 5条/km²。纵向上研究区可划分为2种类型的断裂，分别为“早衰”型断裂和持续活动型断裂，但持续活动型断裂发育较为局限，仅发育于洼陷边缘区域（图9）。前文已知研究区油气最早于12.3 Ma（韩江组沉积中期）开始大规模充注，“早衰”型断裂活动时期与油气大规模充注时期匹配关系差，但断裂走向与凹陷区域最大水平主应力方向平行或小角度斜交，断裂带内部堆积物松散程度高，物性条件较好，“早衰”断裂趋于开启，油气可发生垂向运移^[20-26]。持续活动型断裂活动时期与油气大规模充注时期匹配关系良好，断裂活动时期油气通过断裂带内部引发的“地震泵”抽吸作用使油气发生快速流动，而在间歇期则沿断裂带以及断裂带周围的诱导裂缝带以渗流的方式运移至储集层聚集成藏。

2.4.2　高渗砂体

砂体在油气成藏过程中兼具储集和输导功能。研究表明，当砂地比低于20%时，砂体连通性差，砂体间多被低孔渗岩层隔挡；当砂地比介于20%~80%时，砂体连通性随比值的增加而增强；而当砂地比超过80%时，砂体间连通性极好，砂体间较好的连通性可为油气运移提供优势运移通道^[27]。研究区文昌组沉积时期以湖相为主，砂地比大多介于3.37%~54.56%，平均值30.72%，除靠近惠陆低凸起一侧砂体较为发育外，其他区域砂地比较低，较低的砂地比导致砂体间接触与连通概率低，油气难以沿砂体发生大规模侧向运移。恩平组沉积时期水体较浅，砂地比介于42.77%~54.94%，平均值可达49.79%，较文昌组有所提高（图10、表1）。较高的砂地比大幅提升了砂体之间接触与连通的概率，结合前面储集层的研究发现，恩平组现今平均孔隙度可达15.97%，孔隙度最大可达20%以上，推测油气充注时期砂体物性条件优越，是油气侧向运移的良好通道。

3　油气成藏过程

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综合烃源发育特征、储层物性特征、生储盖组合特征以及输导体系特征来看，陆丰13E洼西侧缓坡带油气成藏过程可总结为以下两个阶段：

1）第一阶段：韩江组沉积中期—粤海组沉积早期（12.3~7.5 Ma），包裹体资料显示该时期捕获的油包裹体以黄色荧光为主，表明此时原油成熟度较低。研究区靠近惠陆低凸起一侧具有较高的砂地比，一部分文昌组烃源岩生成的原油沿砂体发生侧向运移，并在靠近低凸起一侧聚集成藏，文昌组区域性泥岩盖层提供了良好的封盖条件。另一部分油气沿“早衰”型断裂或持续活动型断裂垂向运移至恩平组储层聚集成藏；靠近洼陷中心区域地层砂地比较低，文昌组烃源岩生成的油气主要依靠“早衰”型断裂垂向运移至上覆恩平组储层，恩平组滨浅湖局部泥岩盖层提供了良好的封盖条件（图11a）。

2）第二阶段：粤海组沉积晚期至今（5.7~0 Ma），该阶段包裹体以蓝绿色荧光的油包裹体和气相烃包裹体为主，此时原油成熟度较第一期原油成熟度高。该阶段构造活动相对平静，陆丰凹陷进入稳定沉降阶段，研究区断裂几乎全部停止活动，油气充注路径与第一阶段油气充注路径一致。一部分油气沿砂体运移至惠陆低凸起一侧聚集成藏，另一部分油气沿“早衰”型断裂或持续活动型断裂垂向运移至恩平组储层聚集成藏（图11b）。

4　油气成藏模式及有利区

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4.1　油气成藏模式

研究区发育两种成藏模式，分别为：“旁生侧储”砂体侧向运聚成藏模式和“下生上储”断裂垂向输导运聚成藏模式。

1）“旁生侧储”砂体侧向运聚成藏模式。研究区文昌组烃源岩条件良好，所有层段均进入大量生油气阶段，油源条件良好。大量生排烃期烃源岩生成的油气沿砂体发生侧向运移至靠近惠陆低凸起一侧聚集成藏，文昌组区域性泥岩盖层为油气聚集提供了良好的封盖条件。现有勘探实践证明该种成藏模式具有良好的油气成藏效果。

2）“下生上储”断裂垂向输导运聚成藏模式。该种成藏模式主要依靠“早衰”型断裂以及持续活动型断裂垂向输导油气，烃源岩大量生排烃期，油气沿断裂垂向运移至恩平组储层，恩平组滨海相局部盖层为油气聚集提供了良好的封盖条件。现有勘探实践证明该种成藏模式下油气成藏效果相对较差，多发育厚度较小的油层或油水层（含油水层）。

对于两种油气成藏模式来说，“旁生侧储”砂体侧向运聚成藏模式具有更好的油气成藏效果，这一差异主要源于以下两方面因素：首先，文昌组储层具有更优越的油源配置条件，其紧邻油源，油气可通过侧向运移进入砂体聚集成藏；而恩平组储层则依赖断裂系统垂向输导油气，成藏效率相对较低。其次，文昌组发育两套分布稳定的区域性盖层，油气进入储层后具有良好的封盖条件，有利于油气大规模聚集成藏。相比之下，恩平组虽储层较为发育，但仅依靠局部盖层封盖油气。

4.2　有利区预测

在上述研究的基础上认为靠近惠陆低凸起一侧的文昌组是油气勘探的有利区。该区域距陆丰13E洼洼陷中心4 km范围内，文昌组深湖—半深湖相泥岩沉积提供了良好的油源条件；惠陆低凸起一侧靠近物源，发育大量砂体沉积，地层砂地比较高，其既为油气运移提供良好的输导条件，又为油气聚集提供良好的储集条件；文昌组大量生排烃期，油气通过砂体侧向运移至靠近惠陆低凸起一侧聚集成藏；文一段+文二段发育厚度较大的区域性泥岩盖层，为油气聚集提供了良好的封盖条件。该侧区域各成藏条件配置关系良好，是油气成藏的有利区域。

5　结论

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1）陆丰13E洼西侧缓坡带油气主要来源于文昌组深湖—半深湖烃源岩。包裹体资料显示其发育两期油气充注，分别为韩江组沉积中期—粤海组沉积早期（12.3~7.5 Ma）的原油充注以及粤海组沉积晚期至今（5.7 Ma至今）的油气充注。

2）研究区发育两类生储盖组合，第一类“旁生侧储”组合类型主要发育于靠近惠陆低凸起一侧的文昌组，该类组合具有良好的油气成藏效果。第二类“下生上储”组合类型主要发育于恩平组，该类组合油气成藏效果相对第一类生储盖组合类型差。

3）研究区发育两期油气充注，第一期充注时期原油沿“早衰”型断裂和持续活动型断裂发生垂向运移，高渗砂体发生侧向运移，分别在惠陆低凸起近侧的文昌组、恩平组地层聚集成藏。第二期充注时期，油气充注路径与第一期一致。依据研究区油气成藏现象划分出两种成藏模式，并指出有利区在靠近惠陆低凸起一侧的文昌组。

参考文献

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文献

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2026年第16卷第5期

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doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025166

接收时间：2025-11-03
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-09-26

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出版历史

收稿日期：2025-11-03

基金

作者信息

¹　中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东　　青岛　　266580

²　中国石油大学（华东）深层油气全国重点实验室，山东　　青岛　　266580

³　中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东　　深圳　　518054

⁴　中海石油深海开发有限公司，广东　　深圳　　518054

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

井号	砂地比/%
井号	文昌组下段	文昌组上段	恩平组	珠海组
LF13-A-1	80.72	11.55	49.63	61.71
LF13-A-2	42.96	20.17	53.58	69.11
LF13-A-3	4.30	7.74	46.56	68.45
LF13-B-2	99.38	54.56	48.34	71.51
LF13-B-3		41.46	45.81	69.24
LF13-B-4	8.00	32.73	46.15	79.70