琼东南盆地深水区古近系层序地层特征及烃源岩分布预测*

王振峰甘华军王 华任金锋刘小龙

（1．中海石油（中国）有限公司湛江分公司； 2．中国地质大学（武汉）资源学院）

琼东南盆地深水区古近系层序地层特征及
烃源岩分布预测*

王振峰1甘华军2王 华2任金锋2刘小龙2

（1．中海石油（中国）有限公司湛江分公司； 2．中国地质大学（武汉）资源学院）

在充分利用琼东南盆地北部浅水区钻井资料以及二维地震资料的基础上，运用层序地层学和沉积学等理论方法，以陵水凹陷为主要研究区建立了古近系地堑式和半地堑式的层序格架样式，总结出了单阶断裂坡折型、多级断阶坡折型和挠曲坡折型等3种主要层序构成样式，理清了陵水凹陷古近系崖城组高丰度海陆过渡相含煤系烃源岩发育受相对海平面变化、构造及古地形、沉积与沉降速率等因素的控制，并确立了烃源岩的发育模式。在此基础上，采用分频谱成像技术对研究区内发育的含煤系地层进行了识别，认为陵南低凸起与陵水凹陷东南缘相接的缓坡带、松南低凸起与松南凹陷西南缘相接的缓坡带和松南低凸起南侧构造脊的西倾没端等处为高丰度海陆过渡相烃源岩发育区带。

琼东南盆地；深水区；古近系；层序地层；烃源岩；分频谱成像技术

琼东南盆地位于我国南海西北部，深水区面积约为5万km2，主要包括中央坳陷和南部隆起2个一级构造单元，其中中央坳陷主要由乐东、陵水、北礁、松南、宝岛和长昌凹陷以及陵南、松南低凸起组成（图1）。目前对于该盆地深水区勘探主要存在以下问题：一是地震资料品质不一，中深层特别是②号断层以南的深水区资料品质较差，加之深水区钻井稀少，地质资料缺乏，给中深层特别是古近系地层解释带来很大困难；二是盆地深水区优质烃源岩分布规律及发育主控因素尚未明确，对于其识别还没有找到行之有效的方法，也未形成统一认识的烃源岩发育模式。本次研究以陵水凹陷为主要研究区（图1中黑色方框），确定深水区古近系层序地层格架和沉积体系时空配置关系，并在此基础上明确陵水凹陷中、高丰度烃源岩的发育特征及主控因素，建立烃源岩发育模式，结合地球物理技术对高丰度烃源岩进行识别并确定其分布，从而为我国南海北部深水区油气评价与勘探提供依据。

图1 琼东南盆地构造单元划分

1 深水区古近系层序地层与沉积特征

1.1 层序地层格架及沉积相特征

1.1.1半地堑层序地层样式

陵水凹陷东部发育半地堑层序地层样式。在近南北方向上，陵水凹陷为一典型的北断南超箕状半地堑（图2）。该凹陷北侧为受②号断层控制形成的陡坡，陡坡之上的陵水低凸起在裂陷早期出露地表遭受剥蚀为凹陷直接提供近源碎屑物，形成相带较窄的近源扇三角洲沉积；凹陷南部为多条次级反向断裂控制形成的缓坡，该缓坡区可接受南部陵南低凸起提供的物源，在始新统沉积期形成展布范围相对较大的扇三角洲沉积，而到了渐新统崖城组和陵水组沉积期形成海陆过渡相和滨浅海相沉积。

1.1.2对称地堑层序地层样式

陵水凹陷中—西部发育对称地堑层序地层样式。在近南北方向上，陵水凹陷为一典型的双断式对称地堑（图3）。凹陷北、南两侧分别为受控凹的②号断层和○13号断层所共同控制形成的陡坡，陡坡之上北侧陵水低凸起以及南侧陵南低凸起为凹陷两侧陡坡带提供近源碎屑物；受次级断裂活动的影响，陵南低凸起上发育2个半地堑式次级断洼，并于崖城组时期开始接受沉积。

1.2 层序构成样式及其对沉积的控制

不同类型构造坡折带控制发育不同类型的层序构成样式［1-7］。陵水凹陷层序构成样式可以总结为3种类型：单阶断裂坡折型层序、多级断阶坡折型层序和挠曲坡折型层序（图4）。

图2 陵水凹陷过AA′测线半地堑层序地层格架样式（具体位置见图1）

图3 陵水凹陷过BB′测线对称地堑层序地层格架样式（具体位置见图1）

图4 陵水凹陷坡折类型及层序构成样式

1.2.1单阶断裂坡折型层序

此类层序主要发育在陵水凹陷东部②号断层附近和凹陷南部○13号断层附近，在北礁西凹陷以及陵南低凸起上次级断层附近也有发育。古近系沉积早期（始新统与崖城组沉积期），陵水凹陷构造活动较强，碎屑物进入凹陷后，在断裂陡坡带下降盘堆积形成近源扇三角洲。陵水组沉积时期，凹陷处于断坳转换期，控凹断层活动减弱，并且伴随海侵作用的加剧，水体加深，凹陷边缘作为物源供给的凸起范围急剧减小，使得扇三角洲规模减小，主扇体由早期的扇三角洲向海底扇演化。在该型层序中，低位域沉积时期，水系携带沉积物向凹陷方向推进，形成低位域进积型扇三角洲、盆底扇、斜坡扇；高位域沉积时期，扇三角洲前缘—前扇三角洲沉积物由于受坡降等因素的影响容易发生再搬运，形成海底浊积扇体。

1.2.2多级断阶坡折型层序

根据断层活动性差异，可将多级断阶坡折型层序划分为高陡断阶坡折型层序（断阶陡坡型）和低缓断阶坡折型层序（断阶缓坡型）。整个古近系中陵水凹陷西部由②号断层和次级断层共同控制形成同向断阶坡折带，进而控制形成断阶陡坡型层序。该型层序中，低位域沉积时期因水域面积较小，发育的扇三角洲或近岸水下扇等沉积体向凹陷中心方向推进相对较远；高位域发育扇三角洲或近岸水下扇等沉积（图4）。始新统和崖城组沉积时期，在陵水凹陷东部南缘，次级断裂控制形成反向断阶坡折带，进而控制形成断阶缓坡型层序。该型层序中，低位域沉积时期，凸起区出露水面范围较大，物源体系进入凹陷后沉积形成扇三角洲，并可在深凹处沉积形成盆底扇；高位域沉积时期，水域范围较低位域时期扩大，形成的扇体规模相对较大（图4）。

1.2.3挠曲坡折型层序

陵水组沉积时期，构造活动减弱，陵水凹陷南部缓坡等部位控制形成挠曲坡折型层序。海洋沉积滨岸线位置是古地貌弯曲的脊线部位，脊线与海洋古地形之间的槽线之间即为同沉积挠曲坡折带［8］。坡折带以下形成低位域，主要由水下扇、浊积扇形成的低位扇或小型扇三角洲进积体形成的低位楔组成；坡折带以上不发育低位域或仅发育低位域的下切谷。由于沉积物供应不足，挠曲坡折带控制形成的海侵体系域主要形成巨厚的海相泥岩，高位体系域则主要沉积形成扇三角洲。随着海侵作用的持续，水体加深，物源区范围减小，且沉积物的补偿堆积使同沉积构造挠曲坡折带的脊线和槽线向盆地沉降中心发生迁移，挠曲坡折带对沉积物的控制作用减弱，控制形成的扇体规模逐渐变小，多沉积形成半深海—深海相泥岩（图4）。

2 深水区烃源岩发育的层序模式

目前在琼东南盆地还没有钻井钻遇到始新统泥岩，但通过与构造演化背景类似的北部湾盆地和珠江口盆地对比可以推断始新统烃源岩的存在［9-11］。始新世之后，琼东南盆地进入裂陷扩张期，沉积海陆过渡相，发育一套以海岸平原相煤系地层、碳质泥岩和隆洼区泻湖相泥岩为主的烃源岩；主要集中发育在盆地下渐新统的崖城组地层，被认为是目前琼东南盆地的一套主力烃源岩，且研究证实该套烃源岩是崖13-1大气田的主要气源岩［9，12-14］。目前琼东南盆地已发现的油气资源主要以渐新统海陆过渡相烃源岩组合为气源岩，海相烃源岩次之，而始新统湖相烃源岩目前贡献不大［15］。本文主要针对渐新统海陆过渡相烃源岩组合及海相烃源岩的发育主控因素进行探讨。

2.1 烃源岩发育的主控因素

2.1.1相对海平面变化

Bohacs、Holz以及邵龙义等［16-18］指出可容空间的变化对聚煤有着重要的控制作用，即可容空间增长速率与泥炭堆积速率的相对平衡状态决定了煤层厚度。图5展示了琼东南盆地Well1井崖三段相对海平面变化与煤层及总有机碳（TOC）分布的相关图，从中可以看出，在Well1井所处的斜坡位置上，聚煤作用主要发生在海侵体系域及最大海泛面附近，且最大海泛面附近的TOC含量最高；而进入高位体系域，由于相对海平面持续下降，聚煤作用逐渐减弱，到了高位体系域晚期，海岸平原化加强，再次出现了含煤系地层。

图5 琼东南盆地斜坡带层序格架内海平面变化与煤层发育分布

2.1.2构造及古地形

古地形对海陆过渡相高丰度烃源岩以及海相泥质烃源岩发育的控制作用非常显著，而古地形从本质上是由构造活动演化所控制形成的。首先，古凸起的存在是陆生高等植物大量繁殖的前提，可为凹陷烃源岩提供大量有机质；其次，古凸起向陵水凹陷过渡的边缘平台区、缓坡区以及隆上次洼等浅覆水区域是发育海陆过渡相烃源岩组合的重要区带，这些地区地形平缓，覆水适当，易形成利于泥炭堆积的低能沼泽环境，从而成为陆源有机质聚集的有利场所。

2.1.3沉降-沉积速率

沉降速率及其与沉积速率的相对平衡关系是泥炭沼泽及海相烃源岩发育的重要条件。Boyd和Diessel［19］对全新世沼泽的研究表明，泥炭的堆积速率介于1～7 mm／a，即意味着沼泽可在100～177 m／Ma的沉降速率条件下发育［17，20-21］。龚再升、李思田等［22］在研究南海北部诸盆地时总结得出，沉降速率为50～200 m／Ma时易发育泥炭沼泽，＜50 m／Ma的沉降速率易发育河流平原，而＞200 m／Ma的沉降速率则易发育滨浅海环境。目前已经证实有煤系地层发育的崖南凹陷在崖城组沉积时期，其沉降速率大约在100～200 m／Ma之间，处在利于泥炭沼泽发育的范围内。

2.2 烃源岩发育的层序模式

综合考虑烃源岩发育的主控因素，结合陵水凹陷层序地层格架样式，分别建立了半地堑层序格架样式和双断地堑层序格架样式控制下的烃源岩发育模式。

2.2.1半地堑层序格架样式下的烃源岩发育模式

该模式主要发育在陵水凹陷东部半地堑结构中（图6a）。盆缘低凸起为主要物源区，且低凸起之上可繁殖大量的高等植被，是凹陷烃源岩发育的主要有机质来源。由于陡坡带聚煤作用弱，聚煤作用主要发生在缓坡带，为陵水凹陷崖城组主要的聚煤场所。在滨海沉积相带，由于距离物源区相对较近，有数量可观的陆生有机质输送至此，但由于滨海相常伴有碎屑物的高能沉积，且水体深度不足以形成还原环境，有机质难以得到有效的保存而不具备高丰度烃源岩发育的条件，在滨海相与浅海相的过渡部位，有一定量的陆生有机质供应，且水体深度适当，可以形成利于有机质保存的还原环境，发育中等有机质丰度的海相烃源岩。

图6 陵水凹陷不同类型烃源岩发育模式图

不同部位煤系烃源岩发育的规律也不相同，主要表现为：凹陷边缘平台区主要在高位体系域早期发育一套煤系地层；缓坡带坡折以上地形平缓的区域，在海侵域上部和高位域下部发育2套煤系地层，而在坡折以下的深凹区不发生聚煤作用。

2.2.2地堑层序格架样式下的烃源岩发育模式

该模式主要发育在陵水凹陷中—西部邻近乐东凹陷的一侧，凹陷受②号、○13号断层共同控制呈双断地堑结构（图6b）。与半地堑模式中的断裂陡坡带具有很强的相似性，该模式主要发育海相泥质烃源岩，而聚煤作用仅在凹陷边缘的平台区有微弱程度的发生，对本区油气贡献不大。在三级层序内部，中等有机质丰度的海相烃源岩主要发育在海侵体系域和高位体系域，其主要受三级海平面变化及距物源区的距离等因素控制。

3 深水区烃源岩的识别与分布

琼东南盆地崖城组发育的煤层厚度整体较薄，且钻井资料的缺乏以及地震品质较差为本研究区煤层识别研究带来了巨大的挑战和困难。本次研究从含煤层厚度较大的地层出发，尝试运用新的地球物理方法对高含煤的煤系地层（即高丰度海陆过渡相烃源岩）进行地震识别，并预测其平面分布。

3.1 含煤系烃源岩识别

根据煤系地层的测井响应特征，煤层具有“三高三低”特征［23］，即高声波时差、高中子孔隙度、高电阻率，低密度、低自然伽马和低自然电位。对Well2井未取心段进行煤层识别，如图7所示。图中可见，在识别的煤层处密度曲线和自然伽马曲线均表现为明显的低值响应，其中部分识别的煤层段在岩屑录井剖面上也有显示。根据Well2井的岩屑统计，崖一段钻遇煤层16层，总厚度为7.55 m；崖二段钻遇煤层7层，总厚度约2.79 m；崖三段钻遇煤层12层，总厚度为6.5 m。从图7a、b可以看出，识别的煤层主要集中分布在崖一段中下部，由于该井处于崖城凸起的构造高部位，崖一段沉积期低位域不发育，因此煤层主要发育于海侵域和高位域下部。

利用频谱成像技术对Well2井井旁地震道进行时频分析（图7c），可以看出井旁地震道信号在Well2井煤系地层处发生明显的频率“拐点”，地震主频率在煤系地层处从25～35 Hz迅速下降至13 Hz左右，正是因为煤层的密度很低，具有吸收纵波能量的作用，以致于煤层段保留了低频信息，这也正是本文利用分频谱成像技术进行高丰度烃源岩识别研究的重要依据。

图7 琼东南盆地Well2井和地震含煤地层时频分析识别图

图8 利用分频谱成像技术对CC′剖面进行烃源岩识别分析

在上述对煤系地层识别方法的可行性及有效性分析的基础上，利用分频谱成像技术对研究区煤系地层（高丰度烃源岩组合）进行识别。图8为利用分频谱成像技术对一条横切陵南低凸起有利区带的二维地震测线CC′剖面中的一段（图1中CC′蓝色部分）进行的处理分析结果。图8b为对多个单道地震信号进行的时频分析图，图中单道信号的时频分析结果显示，在陵南低凸起缓坡带的崖一段中下部以及崖二段中下部均出现了频率衰减“拐点”，地震主频降低至18 Hz左右；通过分频谱成像技术提取18 Hz分频谱剖面，利用频率“拐点”位置对有利的能量轴进行识别（图8c），确定有利能量轴在垂向上分布于崖一段下部和崖二段中下部，处于高丰度海陆过渡相烃源岩的有利发育层段；利用28 Hz分频谱剖面对挑选的有利能量轴进行低频、高频差异性分析（图8d）：有利能量轴在18 Hz分频谱剖面中表现为中强轴的连续分布，而在28 Hz分频谱剖面中能量轴却明显呈现出减弱不连续分布的趋势，甚至趋于消失，这一现象很可能是由煤系地层对地震高频信息的吸收作用所致，从而确定了含煤系地层的分布。在横向上，有利能量轴主要分布在高丰度烃源岩发育的有利区带内，且沿有机质输送方向表现为能量逐渐减弱的特点，可能是有机质丰度逐渐降低导致煤系地层与顶板岩层波阻差异减小所致。根据以上分析，判断图8c中有利能量轴在地震剖面中对应的位置很可能为研究区崖城组发育的高丰度海陆过渡相烃源岩组合。

3.2 烃源岩分布预测

受海平面变化及构造演化特征等多种因素的影响，高丰度海陆过渡相含煤系烃源岩发育有利区带在崖城组各沉积期继承性发育的基础上，表现出有一定规律性的迁移：崖三段沉积期高丰度海陆过渡相烃源岩发育区带向凹陷内部延伸相对较远，且区带范围相对较大（图9a）；崖二段沉积期有利区带范围有所减小，且随岸线向陆方向迁移（图9b）；崖一段沉积期由于海水的退却和盆地的区域抬升，有利区带再一次向凹陷方向迁移，且区带范围较崖二段有所增加（图9c）。垂向上，崖三段受构造活动影响，海陆交替频繁，聚煤作用不稳定，发育的煤层具有层数多、单层薄以及横向变化快的特点；崖二段沉积期构造活动性减弱，聚煤环境趋于稳定，形成的煤层具有层数少、单层厚度大的特点；崖一段沉积期，由于琼东南盆地西部的区域抬升以及海平面下降，聚煤环境再次动荡不定，形成的煤层特点与崖三段有很大的相似性。而在每个三级层序内部，煤层的分布规律在不同构造部位同样具有差异性，具体表现在：位于缓坡带坡折之上的平台区，高丰度烃源岩组合主要集中在高位域下部，而在缓坡带坡折之上靠近坡折点的部位，高丰度烃源岩则主要分布在最大海泛面上下及高位域中上部；陡坡带坡折之上仅在高位域早期有少量的煤系地层发育。

图9 琼东南盆地陵水凹陷崖城组海陆过渡相煤系烃源岩分布

4 结论

1）南海北部深水区陵水凹陷古近系层序地层格架样式主要有双断式地堑层序地层样式和单断式箕状半地堑层序地层样式，发育2种构造坡折带类型：断裂坡折与挠曲坡折。对应于不同的构造坡折类型，陵水凹陷主要有3种类型层序样式：单阶断裂坡折型、多级断裂坡折型（高陡型与低缓型）和挠曲坡折型。

2）陵水凹陷古近系海陆过渡相烃源岩为陵水凹陷古近系主要的烃源岩，其发育受相对海平面变化、构造-古地貌以及沉积-沉降速率等因素的控制。

3）陵水凹陷具有2种烃源岩发育模式：双断式地堑烃源岩发育模式和单断式半地堑烃源岩发育模式。

4）利用崖南凹陷已钻遇煤层钻井资料以及地震资料，采用分频谱成像技术对陵水凹陷有利区带内的煤系地层进行了识别，认为崖城组含煤系烃源岩为研究区主力烃源岩，陵南低凸起与陵水凹陷东南缘相接的缓坡带、松南低凸起与松南凹陷西南缘相接的缓坡带和松南低凸起南侧构造脊的西倾没端等处为高丰度海陆过渡相烃源岩发育的区带。

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Paleogene sequence stratigraphy and source rock distribution in the deep water area，Q iongdongnan basin

Wang zhenfeng1Gan Huajun2Wang Hua2Ren Jinfeng2Liu Xiaolong2
（1.zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，524057；2.Faculty of Earth Resources，China University of Geosciences，Wuhan，430074）

On a basis of the drilling and 2D seismic data in the northern shallow-water area，Qiongdongnan basin，and by applying the theories of sequence stratigraphy and sedimentology，the sequence framework styles of graben and half-graben were established，and three major sequence types were also identified，including single-terrace-faulted slope break，multi-terrace-faulted slope break

and flexural slope break，in the main research area，i．e．Lingshui depression．For the rich coalmeasure source rock of oceanic-continental transitional facies in Paleogene Yacheng formation，it was determined that its development was controlled by the relative sea-level changes，tectonics，paleotopography and sedimentation and subsidence rates，and its development model was built．Furthermore，the spectrum imaging technique was used to identify the coal-measure intervals in the research area，and three specific zones can be considered as the areas where the rich source rock of oceanic-continental transitional facies has developed，i．e．the gentle slope between Lingshui lowuplift and the southeast margin of Lingshui depression，the gentle slope between Songnan low-uplift and the southwest margin of Songnan depression and the west plunging end of South ridge in Songnan low-uplift．

Qiongdongnan basin；deep water area；Paleogene；sequence stratigraphy；source rock；spectrum imaging technique

2013-11-28改回日期：2014-01-05

（编辑：周雯雯）

*“十二五”国家科技重大专项“南海北部深水区富生烃凹陷评价（编号：2011z X05025-002-02-02）”、国家自然科学基金资助项目“北部湾涠西南含烃流体运移特征及其地温异常效应分析（编号：41202074）”部分研究成果。

王振峰，男，教授级高级工程师，1982年毕业于原山东海洋学院海洋地质学系，2006年获中国地质大学矿产普查与勘探专业博士学位，现任中海石油（中国）有限公司湛江分公司副总经理，长期从事含油气盆地石油天然气地质勘探研究与管理。地址：广东省湛江市坡头区中海石油（中国）有限公司湛江分公司（邮编：524057）。E-mail：wangzhf＠cnooc．com．cn。