琼东南盆地深水区松南低凸起勘探潜力评价

2012-01-08游君君孙志鹏李俊良郭明刚朱继田

中国矿业 2012年8期

游君君，孙志鹏，李俊良，郭明刚，朱继田

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司研究院，广东湛江 524057)

1 区域地质概况

琼东南盆地是我国南海北部深水区油气勘探的重要领域之一[1-3]。琼东南盆地位于南海海域西北部，夹持在海南隆起区和永乐隆起区之间，以1号断层与莺歌海盆地相隔。琼东南盆地深水区主要包括中央坳陷和南部隆起2个一级构造单元，中央坳陷带深水区部分主要由乐东凹陷、陵水凹陷、北礁凹陷、松南凹陷、宝岛凹陷、长昌凹陷以及陵南低凸起、松南低凸起组成(图1)。该盆地深水区最大水深超过3200m，新生界最大沉积厚度超过10000m,具有下断上坳的双层结构[4]。琼东南盆地为在前第三系基底基础上发育的新生代大陆边缘拉张断陷型含油气盆地，其构造演化主要经历了裂陷期(始新世和渐新世崖城组沉积期)、断坳期(渐新世陵水组沉积期)、裂后热沉降期(中新世三亚、梅山和黄流组沉积期)和裂后加速沉降阶段(上新世莺歌海组沉积期和更新世乐东组沉积期)[5-7]。松南低凸起位于中央拗陷中部，低凸起呈近东西走向，形态不规则，面积约3000km2，面积较大。低凸起上地层发育不齐全，梅山组、黄流组、莺歌海组、乐东组地层发育齐全；崖城组、陵水组、三亚组地层发育基本齐全，但有少部分局部低凸起在地层沉积时期以古岛的形态出现，缺失崖城组、陵水组、三亚组地层；低凸起由于地势较高，大部分地方缺失始新统的沉积，少部分地方有始新统的沉积。

图1 琼东南盆地构造单元划分图

2 油气成藏条件分析

2.1 烃源条件

松南低凸起四面环凹，四面分别被长昌凹陷、宝岛凹陷、松南凹陷、陵水凹陷和北礁凹陷包围，多凹供烃，各凹陷主要发育始新统湖相源岩和崖城组海岸平原-浅海相泥岩两套烃源岩[8]，烃源岩提供的油气资源极其丰富，松南低凸起供烃充足。

始新统为琼东南盆地第一次张裂快速沉降期所发育的地层，此时沉降速率明显大于沉积速率，粗碎屑沉积物的供应量少，早期沉积分割性强，形成“多凸多凹”的沉积格局；在断陷中开始形成湖泊，晚期断陷加剧，湖水面积扩大，广泛发育了中深湖相沉积。始新统湖相源岩在长昌凹陷、宝岛凹陷、松南凹陷、陵水凹陷和北礁凹陷广泛分布，在地震相上表现出低频、连续强反射的特征，与松东凹陷湖相源岩地震特征上可以类比；且琼东南盆地北部浅水区ST24-1-1、BD15-3-1、BD19-2-2、YC14-1-1、Ying9井钻遇的原油或砂岩抽提物中含有丰富的4-甲基甾烷，推测是来自附近凹陷(松东、宝岛、松西凹陷或崖北凹陷)始新统湖相烃源岩，因此认为琼东南盆地应发育这套中深湖相烃源岩。另外以珠江口盆地、北部湾盆地钻遇始新统的地化分析结果来看，其有机质丰度相当高，TOC平均可达2.48%，干酪根类型为Ⅰ、Ⅱ1型，已达到好烃源岩级别，据此类推长昌凹陷、宝岛凹陷、松南凹陷、陵水凹陷和北礁凹陷内部始新统烃源岩亦应具有较大生烃潜力。

崖城组是琼东南盆地一套已被证实的主力烃源岩，这套烃源岩主要为近岸和凸起周围发育的海岸平原相煤系地层以及浅海相泥岩[9]。众所周知的崖13-1大气田，经过前人反复研究，证明其气源来自崖南凹陷崖城组的煤系地层以及半封闭的浅海相暗色泥岩[10]。另外，在琼东南盆地深水区钻探的深水井LS22-1-1井，其钻探结果表明其天然气来源于深部高成熟的崖城组煤系地层以及半封闭的浅海相暗色泥岩，证实陵水凹陷是富生气凹陷。从盆地已钻井的地化指标分析揭示，崖城组的有机质丰度高，生烃条件较好，如YC21-1-4井钻遇的崖城组的TOC在1%左右，在松南低凸起上钻遇的YL2-1-1井，崖城组烃源岩TOC含量最高达到了1.46%，这些都反映出崖城组良好的生烃潜力。类比分析表明长昌凹陷、宝岛凹陷、松南凹陷和北礁凹陷也广泛发育有海岸平原相和半封闭的浅海相沉积，应该具有良好的生烃条件和潜力。

2.2 储盖组合

图2 松南低凸起区域储盖组合特征地质剖面

松南低凸起储集体类型主要有四种：分别是生物礁灰岩、水道砂岩、滨海相砂岩和(扇)三角洲砂岩等储层类型(图2)[11]。生物礁灰岩是油气重要的富集场所，主要发育于松南低凸起东部，纵向上主要发育于梅山组，崖城组也可能发育生物礁，周边钻井XY1井209.6-1137.35m间共10块岩心样的平均孔隙度达到12%～48%，另外，在南海南部菲律宾马来帕亚油气田早渐新世发育了生物礁灰岩，并且其储层物性较好。因此松南低凸起发育的生物礁储层应该也有很好的储集性能；水道砂岩主要发育于莺歌海组，其岩性相对较粗，以中细砂岩为主，YL2-1-1井钻探表明其储层物性较好，孔隙度范围约20.6%～35.7%；滨海相砂岩主要发育于陵水组和三亚组中，陵水组时期发育的潮控滨海砂岩，都具有较高的孔隙度值，如周边钻井YC8-1-1井陵水组三段前滨-临滨的测井解释孔隙度约10%，推测松南低凸起上发育的滨海相砂岩也具有很好的储集性能；(扇)三角洲砂岩主要发育于陵水组和崖城组中，周边钻井YC13-1-1井陵水组三段扇三角洲的测井解释孔隙度约12%～18%，因此(扇)三角洲也应是松南低凸起有利储集相带。

松南低凸起主要发育了五套储盖组合：①崖城组生物礁/滩灰岩及其上覆浅海相泥岩储盖组合；②陵三段滨海相砂岩与陵二段浅海相泥岩、以及陵一段滨海相砂岩与三亚组二段浅海相泥岩储盖组合；③三亚组滨海相-浅海相砂岩与梅山组浅海相泥岩(或内部泥岩)储盖组合；④梅山组生物礁灰岩与黄流组半深海相泥岩储盖组合；⑤莺歌海组水道砂体与半深海泥岩储盖组合。

2.3 圈闭条件

松南低凸起是宝岛凹陷、陵水凹陷、松南凹陷与南部隆起之间长期发育的构造古隆起，是南部隆起与凹陷之间发育的二台阶，有利于构造的发育。该区域上发育的圈闭主要包括浅层水道内的岩性(构造+岩性)圈闭和中深层的构造圈闭以及构造+地层复合型圈闭。前者主要与中央峡谷的形成有关，为峡谷内沉积的浊积水道岩性圈闭，并且具有构造背景，主要分布于莺歌海组；后者主要是在古高地批覆背景上发育的构造圈闭以及构造+地层复合型圈闭，局部被断层切割复杂化，圈闭类型主要是背斜、断背斜、断块和构造+地层，主要发育于崖城组、陵水组和三亚组中。

2.4 油气运聚与匹配条件

松南低凸起四面环凹，发育优势的输导体系，又是中央拗陷带高压体向南的主要泄压区，因此应是油气运移的主要指向之一[12]。松南低凸起的油气运移方式主要有两种：一种以垂向运移为主(图3)。以这种运移方式为主的构造都具有本地成熟烃源，且有垂向运移通道(微裂隙、断层等)沟通，油气主要以垂向运移方式聚集到上部圈闭成藏；一种以侧向+垂向运移方式为主。以这种运移方式为主的圈闭大都不具备本地成熟烃源，凹陷中心及其附近的成熟烃源岩生成的油气通过低凸起附近发育的各种输导通道(各类型砂体，不整合面等)侧向运移到构造下部，沿着垂向运移通道(微裂隙，断裂等)聚集到圈闭成藏成藏。

松南低凸起上中深层构造圈闭发育层位包括T70至T50，崖城组沉积开始，有些构造已经开始发育，有些构造在陵三段沉积时开始发育，至梅山组沉积时期 (中中新世)构造几乎都已形成。浅层岩性(构造+岩性)圈闭发育层位主要是T30，圈闭最晚于T20以后已经形成。分析表明，松南低凸起周围的生烃凹陷基本都具备两个生排烃高峰期：陵水组-三亚组沉积时期和莺歌海组黄流组沉积时期-现今，对于中深层的构造圈闭，可以捕捉到两次高峰期的油气，而对于浅层水道内的岩性(构造+岩性)圈闭可以捕捉晚期高峰期的油气。因此，松南低凸起上的圈闭具有良好的时空匹配条件，有利于区带内的油气成藏。

图3 松南低凸起垂向运移示意图

3 勘探潜力评价

依据断裂特征、地形特点以及圈闭的展布特征，将松南低凸起划分为松南低凸起西部(断)背斜构造带和松南低凸起东部断背斜、断阶构造带(图4)。

图4 松南低凸起构造带分布图

松南低凸起西部(断)背斜构造带位于松南低凸起西区，西区主要是以缓坡形态与松南-宝岛凹陷相连，到了凸起最高部位又以缓坡形式与北礁凹陷相接。断层不太发育，位于NE向构造脊上，主要发育背斜和断背斜圈闭，圈闭也一般呈NE走向，圈闭数量较多，单个圈闭规模较大；烃源以松南、宝岛和陵水凹陷始新统湖相源岩和崖城组海岸平原-浅海相泥岩为主；生成油气通过断层垂向，砂体、不整合面侧向缓坡输导运移；主要发育了崖城组生物礁/礁滩相灰岩、莺歌海组水道砂体、崖城组和三亚组滨海相砂岩等成藏组合；天然气勘探潜力大，潜在天然气资源量约数千亿立方米，为松南低凸起勘探有利区带。该构造带内典型构造圈闭为永乐X-1构造，永乐X-1构造位于基底隆起背景上，发育了莺歌海组水道砂体T29-A、T29-B和崖城组三层圈闭：崖城组圈闭是在基底古隆起背景上发育的披覆背斜圈闭，水道砂体圈闭是在莺歌海组水道沉积物沉积以后，断层活化使水道内地层上拱，而形成的背斜以及构造+地层圈闭；储层发育，发育浊积席状砂储层，振幅异常明显，物性好；具沟通水道砂体与中深层断裂，油气运移条件好；该构造的主要风险是莺歌海组水道砂体圈闭侧封风险。总体上来说，永乐X-1构造天然气资源潜力大，成藏条件较好，为琼东南盆地深水区松南低凸起下步钻探有利目标。

松南低凸起东部背斜、断阶构造带位于松南低凸起东区，东区以深大断裂与宝岛凹陷相隔，地形抬升快，且往南的北礁凸起上基底进一步抬升，整体地形类似阶梯状向上抬升。该带断层活跃，位于断阶带上，主要发育断块、断背斜圈闭，圈闭一般呈NEE向展布；烃源以宝岛凹陷始新统湖相源岩和崖城组海岸平原-浅海相泥岩为主；生成油气通过断阶+储集体阶梯状输导运移；主要发育了崖城组滨海相砂岩和三角洲相砂岩成藏组合；天然气勘探潜力大，潜在天然气资源量约数千亿方，为松南低凸起潜在勘探有利区带。