曾母盆地油气地质条件、分布特征及有利勘探方向＊

谢晓军 张功成 赵志刚 刘世翔王 龙 兰 蕾 郭 佳 王一博 宋 双 毕研坤

（中海油研究总院 北京 100028）

谢晓军，张功成，赵志刚，等.曾母盆地油气地质条件、分布特征及有利勘探方向［J］.中国海上油气，2015，27（1）：19-26.

据不完全统计，截至2012年，南海曾母盆地已钻探井514口，共发现油气田134个，发现地质储量50.79亿t油当量，其中石油4.89亿t，凝析油1.6亿t，天然气4.43万亿m3。因此，系统分析曾母盆地的成盆、成烃和成藏机制对于该盆地剩余资源量评价和有利勘探方向选择具有重要意义。1994年以来，国内若干机构开展了南沙海域的油气勘探专项研究工作，中国海油亦对南沙西部海区开展了区域构造演化-沉积充填、盆地石油地质特征分析及油气资源评价等方面的专题研究。本文在前人研究的基础上，综合利用国内外的地震、钻井、露头和相关最新研究成果，通过对盆地构造-沉积演化、油气地质条件及成藏机制等方面的系统总结，以期对曾母盆地未来的油气勘探起到一定的指导作用。

1 地质概况

曾母盆地是位于中国南海西南海域的一个大型新生代沉积盆地，面积16.9万km2，其中水深小于300 m的面积为10.6万km2。

综合钻井、地震等资料，将曾母盆地划分为北部坳陷及南部隆起2个构造单元，其中北部坳陷可进一步划分为西部斜坡、康西凹陷、南康台地和东巴林坚凹陷等4个次级构造单元，南部隆起可进一步划分为索康凹陷、拉奈凸起、塔陶垒堑和西巴林坚凸起等4个次级构造单元（图1）。与前人构造区划方案不同，本次划分构造单元时主要考虑了以下2点：①南康台地新生代沉积了厚达3 s的渐新统—下中新统，说明南康台地在早期不是一个相对高的区域；②由渐新统—下中新统剖面和平面图可以看出，西部斜坡、南康台地、东巴林坚凹陷及康西凹陷是相互连通的，所以把上述4个构造单元划分为统一的坳陷是比较合理的，例如由图2可以看出南康台地与东巴林坚凹陷在渐新世—第四纪沉积期是相互连通的。曾母盆地基底主要由古新统—始新统变质岩组成，北部可见下白垩统花岗闪长岩，上始新统（？）—第四系最大沉积厚度超过15 km，渐新统—第四系发育齐全，盆地为周缘前陆盆地［1-4］。

图1 曾母盆地构造区划图Fig.1 Tectonic division of Zengmu basin

图2 过南康台地与东巴林坚凹陷地质剖面（剖面位置见图1）Fig.2 Geological section across Nankang platform and east Balingian sag（section position shown in Fig.1）

2 构造演化及沉积充填特征

2.1 构造演化特征

曾母盆地位于卢卡尼亚地块之上，是在南海构造演化的过程中逐渐形成的。南海是西太平洋最重要的边缘海之一，新生代以来经历了多期扩张，其构造演化呈多旋回特征，集中表现为古南海与新南海两大边缘海构造旋回。因此，曾母盆地的形成演化过程受控于这两大边缘海构造旋回。

前人通过不同资料对曾母盆地构造演化与沉积充填特征具有不同的认识［5-15］。本次研究在最新研究成果的基础上［16-25］，结合区域构造演化、岩相古地理背景等资料，认为曾母盆地构造演化阶段可划分为：

1）晚白垩世—始新世。中生代末，古南海向西南婆罗洲陆块之下俯冲，在卢帕尔构造带发育一套蛇绿岩带，该时期曾母盆地与卢卡尼亚地块处于被动大陆边缘的位置，与婆罗洲没有发生陆-陆碰撞（图3a）；晚始新世，古南海持续向南俯冲，卢卡尼亚地块下沉，曾母盆地可能发生局部裂陷作用，卢卡尼亚地块与婆罗洲地块开始陆-陆碰撞（图3b）。

2）渐新世—早中新世。新南海扩张（32～16 Ma）伴随古南海的逐渐消亡，卢卡尼亚地块与婆罗洲地块继续陆-陆碰撞，中生界—始新统逐渐抬升剥蚀或深埋变质形成盆地的基底，卢卡尼亚地块南部抬升幅度较大形成了前陆造山带，为曾母盆地后期的沉积提供了丰富的物源。该时期曾母盆地进入断拗阶段（图3c）。

3）中中新世—第四纪。中中新世，同时受澳大利亚陆块向北漂移、印-亚板块碰撞进入壳-幔均衡调整阶段和南海西缘断裂带的右旋走滑活动的影响，婆罗洲地块逆时针旋转活动加强；与此同时，新南海停止扩张，整个南海进入扩张后的热沉降阶段。该时期卢卡尼亚地块之上的曾母盆地中北部大幅度沉降，整体进入拗陷阶段（图3d）。

图3 曾母盆地构造演化Fig.3 Tectonic evolution model of Zengmu basin，South China Sea

2.2 沉积充填特征

1）断拗期（渐新世—早中新世）：曾母盆地主要发育河流—海岸平原—三角洲—滨浅海相，物源主要来自盆地西南侧（图4a、b）。三角洲向东北方向进积、规模逐渐增大，主要分布于盆地南部与西南部；海岸平原主要分布于盆地南部和西部；其余大部分区域为滨浅海相。

2）拗陷期（中中新世—第四纪）：曾母盆地主要发育河流—海岸平原—三角洲—生物礁或碳酸盐岩台地—滨浅海—半深海相，物源主要来自盆地东南侧（图4c、d、e）。来自西南侧的物源逐渐减少，表现为西南部的三角洲规模逐渐变小，至上新世已不发育；东南部三角洲规模有变小（中中新世—晚中新世）再变大（晚中新世—第四纪）的特征。中中新世—晚中新世，西部斜坡和南康台地发育大量碳酸盐岩或生物礁，海岸平原持续在盆地南部发育，半深海相持续在盆地北部发育。

总体来说，渐新世—第四纪大型三角洲持续在曾母盆地南部发育，断拗期与拗陷期的沉积体系有两大不同点：①断拗期的物源主要来自西南侧，拗陷期的物源主要来自东南侧；②生物礁或碳酸盐岩台地和半深海相主要在拗陷期发育，断拗期基本不发育。

图4 曾母盆地沉积相平面图Fig.4 Sedimentary facies of Zengmu basin

3 油气地质条件

3.1 烃源岩

曾母盆地渐新统—下中新统发育煤系（包括煤和碳质泥岩）和陆源海相2类烃源岩［26-32］，干酪根类型为Ⅱ2—Ⅲ型。

煤系烃源岩多分布在曾母盆地南部，其热解烃（S2）值为10～291 mg／g（图5），显示生烃潜力较好；以Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根为主，含少量Ⅱ1型；显微组分揭示其壳质组含量为15%～35%，比一般腐殖型煤高，显示有一定生油潜力。生物标志化合物方面表现出明显的高Pr／Ph和Tm／Ts特征，指示偏氧化的沉积环境；较高的C24四环萜烷、C29甾烷优势、中—高含量双杜松烷和适中的奥利烷，均指示高等植物来源。

陆源海相烃源岩主要分布在曾母盆地中北部，总有机碳（TOC）含量为0.3%～5.5%，平均值为1.4%，指示中等—好烃源岩（图5）；以Ⅲ型干酪根为主，含部分Ⅱ2型。生物标志化合物方面表现为较煤系烃源岩低的Pr／Ph，低双杜松烷和较高的奥利烷。

图5 曾母盆地烃源岩生烃潜力Fig.5 Hydrocarbon potential of source rocks in Zengmu basin

曾母盆地渐新统—下中新统烃源岩发育受沉积相带控制，从岸到海烃源岩生烃潜力呈下降的趋势：三角洲平原煤样的氢指数（IH）为48～387 mg／g，其中近一半的样品大于200 mg／g；三角洲前缘的IH为67～400 mg／g，TOC含量为0.7%～5.5%；滨浅海相的IH为20～300 mg／g，TOC含量为0.4%～2.2%（图6）。总之，三角洲平原煤系烃源岩干酪根类型为Ⅱ2和Ⅲ型，有机质丰度高；三角洲前缘煤系烃源岩干酪根类型以Ⅲ型为主，有机质丰度中等—高；滨浅海相发育Ⅲ型、丰度中等的陆源海相烃源岩。

图6 曾母盆地烃源岩特征Fig.6 Features of source rocks in Zengmu basin

3.2 储集层

曾母盆地发育砂岩和碳酸盐岩（主要为生物礁）2类储层。砂岩储层主要分布于南部隆起和东巴林坚凹陷，碳酸盐岩储层分布于北部坳陷的西部斜坡和南康台地相对水浅的位置，在平面上具有“南砂北礁”的分布格局（图7）。砂岩储层可采储量为2.6亿t油当量，约占盆地可采储量的9%；碳酸盐岩储层的可采储量为26.5亿t油当量，约占盆地可采储量的91%。

曾母盆地砂岩储层以断拗期发育的渐新统—下中新统三角洲分流河道和河口坝细—粗砂岩为主。砂岩储层孔隙度为10%～38%，平均值为14%。砂岩储层渗透率主要为100～1 500 mD。碳酸盐岩储层以拗陷期发育的中—上中新统生物礁滩、颗粒灰岩及泥灰岩为主，孔隙度为10%～40%，平均值为26%。总体上，曾母盆地储层物性向上变好。

图7 曾母盆地油气田储层类型图Fig.7 Types of oil and gas reservoir in Zengmu basin

3.3 盖层

曾母盆地发育区域盖层和局部盖层［3，26，33］。区域盖层为上新统—第四系的滨浅海—半深海相泥岩或灰质泥岩，该套地层分布广、厚度大，从南到北有增厚的趋势，最大厚度位于康西凹陷中北部，超过3 000 m，如位于盆地西北侧西部斜坡的L气田，其盖层为上新统—第四系的滨浅海相泥岩。局部盖层包括渐新统—中新统各种相带的泥岩、泥岩夹层和致密泥灰岩，如位于盆地东南侧东巴林坚凹陷中的D18油气田，其盖层为下中新统前三角洲—滨浅海相泥岩。

4 油气分布特征及有利勘探方向

曾母盆地是以产气为主、产油为辅的新生代沉积盆地。据不完全统计，截至2012年已发现石油可采储量1.65亿t，天然气可采储量3.27万亿m3，凝析油可采储量1.18亿t。已发现油气田主要位于南康台地、西部斜坡、东巴林坚凹陷和西巴林坚凸起等4个构造单元，其油气可采储量占整个盆地油气可采储量99%以上，其中南康台地和西部斜坡油气可采储量分别占盆地油气可采储量的47.70%和36.51%。

4.1 油气分布特征

平面上，油气分布具有南油北气的特征。石油主要分布于曾母盆地东南侧的东巴林坚凹陷和南康台地，石油可采储量分别为1.18亿t和0.43亿t，分别占盆地石油可采储量的71.52%和26.06%。天然气主要分布于南康台地、西部斜坡和西巴林坚凸起，其天然气可采储量分别为1.60、1.32和0.23万亿m3，分别占盆地天然气可采储量的48.96%、40.33%和6.99%。

垂向上，油气主要富集于中—上中新统，曾母盆地油气可采储量的91.28%分布于该套地层。其中，石油可采储量0.43亿t，占盆地石油可采储量的26%；天然气可采储量3.11万亿m3，占盆地天然气可采储量的95.1%；凝析油可采储量1.13亿t，占盆地凝析油可采储量的95.8%。

4.2 油气藏类型与成藏模式

曾母盆地主要发育生物礁和构造油气藏。生物礁油气藏发育于西部斜坡和南康台地，是盆地最主要的油气藏，油气可采储量约占盆地的94.72%，其中石油可采储量为0.45亿t，凝析油可采储量为1.15亿t，天然气可采储量为3.13万亿m3。构造油气藏主要发育于东巴林坚凹陷、西巴林坚凸起、塔陶垒堑及康西凹陷南部，其圈闭类型多为断块、断背斜、披覆背斜和断裂复杂化背斜；构造油气藏油气可采储量约占盆地的5.25%，其中石油可采储量为1.2亿t，凝析油可采储量为200万t，天然气可采储量为1 300亿m3。

曾母盆地发育下生上储型和自生自储型2种油气成藏模式（图8）。下生上储型成藏模式是盆地最主要的成藏模式，主要分布于西巴林坚凸起、南康台地、康西凹陷和西部斜坡，其烃源岩为下中新统陆源海相烃源岩，储层为中—上中新统生物礁，盖层为上新统—第四系广泛分布的区域泥岩盖层，油气可采储量占盆地的90.7%。例如西部斜坡的L气田，其烃源岩为下中新统陆源海相泥岩，储层为中—上中新统生物礁，盖层为上新统—第四系滨浅海相泥岩，天然气可采储量1.31万亿m3。自生自储型成藏模式主要位于盆地东南部的东巴林坚凹陷，其烃源岩为渐新统—下中新统的煤系（煤和碳质泥岩），储层为渐新统—下中新统的河口坝、分流河道砂体，盖层为泥岩夹层，油气可采储量占盆地的9.3%。例如东巴林坚凹陷内的D18油气田，其烃源岩为渐新统—下中新统的碳质泥岩，储层为上渐新统—下中新统三角洲砂岩，盖层为层间泥岩，是一个典型的自生自储型断背斜油气藏，石油可采储量950万t，天然气可采储量42亿m3。

图8 曾母盆地油气成藏模式图Fig.8 Hydrocarbon accumulation model in Zengmu basin

4.3 有利勘探方向

曾母盆地钻井和已发现油气田主要分布在中南部，位于西北部的康西凹陷中北部，特别是水深大于300 m区域的勘探程度较低。康西凹陷中北部是下步油气勘探的有利区域，具有广阔的勘探前景，主要原因为：①康西凹陷是一个继承性深大凹陷，是盆地的沉积-沉降中心，新生界沉积厚度超过15 km，具有形成大量油气资源的物质基础；②该凹陷是一个已证实的富生烃凹陷，周缘已有大中型油气田发现（如L气田）；③该凹陷的油气剩余资源量较大，盆地模拟显示仅天然气剩余资源量就有近5万亿m3；④深水区具备有利圈闭发育条件，三角洲前缘重力滑脱形成的挤压背斜是重要的圈闭类型，该圈闭类型在曾母盆地东侧的文莱-沙巴盆地深水区已经得到证实。

5 结论

1）曾母盆地是一个沉积巨厚的新生代盆地，渐新世—第四纪共经历2期构造-沉积演化阶段。其中，渐新世—早中新世为断拗期，主要发育河流—海岸平原—三角洲—滨浅海相，物源主要来自盆地西南侧；中中新世—第四纪为拗陷期，主要发育河流—海岸平原—三角洲—生物礁或碳酸盐岩台地—滨浅海—半深海相，物源主要来自盆地东南侧。

2）曾母盆地发育渐新统—下中新统的煤系和陆源海相2类烃源岩；主要发育2类储层，分别是渐新统—下中新统的碎屑岩和中—上中新统的生物礁，其中后者是盆地油气主力储层；发育2类盖层，分别是上新统—第四系的区域泥岩盖层和渐新统—中新统的局部泥质盖层。

3）曾母盆地油气分布总体呈南油北气的特征，垂向上油气主要分布于中—上中新统。主要发育生物礁和构造油气藏，发育渐新统—下中新统自生自储型和中新统—第四系下生上储型2种成藏模式，位于曾母盆地西北部的康西凹陷中北部，特别是深水区是下步油气勘探的有利区域。

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