莺-琼盆地中新统大型重力流储集体发育条件、沉积特征及天然气勘探有利方向*

王振峰 裴健翔 郝德峰 王亚辉 王立锋 朱继田

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

莺-琼盆地中新统大型重力流储集体发育条件、沉积特征及天然气勘探有利方向*

王振峰 裴健翔 郝德峰 王亚辉 王立锋 朱继田

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

王振峰,裴健翔,郝德峰，等.莺-琼盆地中新统大型重力流储集体发育条件、沉积特征及天然气勘探有利方向[J].中国海上油气，2015,27(4)：13-21.Wang Zhenfeng,Pei Jianxiang,Hao Defeng,et al.Development conditions, sedimentary characteristics of Miocene large gravity flow reservoirs and the favorable gas exploration directions in Ying-Qiong basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):13-21.

重点分析了莺-琼盆地中新统大型重力流储集体发育的必要条件与沉积特征，明确了该区大型储集体发育规律及有利勘探区带。充足的物源供给、区域性相对海平面的大幅下降、适宜的古地貌条件以及频繁的构造运动等因素的有机耦合造就了莺-琼盆地中新统主要发育海底扇和轴向水道这2种大型储集体。中中新统梅山组沉积时期，东方区、乐东-陵水凹陷发育大规模海底扇；晚中新世黄流组沉积时期，东方区和乐东区均发育大型海底扇(群)，与此同时琼东南盆地中央峡谷水道体系、莺歌海盆地乐东10-1水道体系亦较发育。钻井揭示，莺-琼盆地中新统大型海底扇和峡谷水道内充填的水道砂储层物性均较好，可以作为良好的储层。圈闭、烃源与运移条件等综合分析认为，莺-琼盆地近海深水区是获得规模储量的成熟区，崖城区是寻找大中型油气藏的现实区，莺歌海凹陷及周边是下步勘探的重要领域。

莺-琼盆地；中新统；大型重力流储集体；海底扇(群)；峡谷水道；发育条件；沉积特征；天然气勘探方向

莺歌海盆地和琼东南盆地(合称莺-琼盆地)是南海北部大陆架西区富含天然气盆地[1-2]。自20世纪末连续发现东方1-1、崖13-1等多个天然气藏后，此后的十几年里该区再未有大中型油气田发现，分析认为制约本区油气勘探突破的核心问题是大型储集体是否存在。近年来，随着大范围高品质三维地震的不断实施，重新认识了莺-琼盆地构造演化、沉积充填序列和源-汇体系，并系统分析了中新统深水环境砂岩的沉积规律及纵向演化规律；在此基础上，识别和发现了莺-琼盆地中新统大型重力流储集体，为下一步油气勘探指明了方向。

1 区域地质背景

莺-琼盆地是目前我国海域重要的油气探区和产区[3-5]。莺歌海盆地呈NNW向展布，位于印支半岛与南海北部大陆架交接区，属于红河断裂带在海域的延伸部分[6]；琼东南盆地呈NEE向展布，西部和东北部分别与莺歌海盆地和珠江口盆地为邻(图1)。莺-琼盆地自始新世以来一直作为一个整体共同接受沉积，自下而上依次发育了始新统，渐新统崖城组和陵水组，中新统三亚组、梅山组和黄流组，上新统莺歌海组以及第四系乐东组[7]。始新世,在当前莺-琼盆地所在区域发育多个独立的断陷湖盆；早渐新世(即崖城组沉积时期),两海盆开始连接在一起并共同接受沉积。两盆地自始新世以来不仅在古地貌上紧密相连，而且海平面升降一致，陆源碎屑注入相互影响，构造活动彼此联动，因此从莺-琼盆地这一宏观角度分析该地区的储集体分布与油气富集规律更为合理。

图1 莺-琼盆地区域位置图

2 中新统大型重力流储集体发育条件

充足的物源供给、区域性相对海平面大幅下降、适宜的古地貌条件以及频繁的构造活动提供的恰当的触发机制是形成大型储集体的有利条件，中新世时期莺-琼盆地这4个条件的有机耦合造就了海底扇和峡谷(水道)等典型深水大型储集体的发育。

2.1 充足的物源供给

晚中新世以来，印度板块向东和菲律宾板块向西的双向挤压构造运动[8-9]造成了滇西高原抬升及越南半岛大规模隆升，高原被剥蚀夷平、准平原化，为中国南海盆地提供了充足的物源[10]。地理位置上，莺-琼盆地中新统沉积受到越南东部的蓝江、越南中部的秋盆河以及我国海南岛昌化江、万泉河等多条河流水系的影响。钻井已证实，越南东部蓝江在莺歌海盆地西部黄流组沉积时期发育大规模三角洲，并在三角洲前缘发育大型优质海底扇砂体[11]。

2.2 区域性相对海平面大幅下降

相对海平面大幅升降直接影响物源供给能力、沉积物搬运及沉积方式[12]。莺-琼盆地新近系中新统沉积充填序列中发育全区可追踪的不整合界面，该界面体现了区域性海平面的大规模下降[7，13]。海平面大规模下降导致下伏地层遭受明显剥蚀，并引起陆架-陆坡体系内沉积体系的时空变化,如三角洲不断推进到陆架边缘，同时不断进积、加积使三角洲前缘带变宽、变厚，导致三角洲前缘沉积物不稳定性增加，在适合的触发机制或自身建设作用下形成滑塌并下切下伏地层。

2.3 适宜的古地貌条件

适宜的古地貌条件为盆地内部大型储集体的发育提供了有利场所。以琼东南盆地为例，古近纪以来，该盆地中央坳陷带继承发育SW—NE向负向盆底地形，中中新世末逐渐形成北部陆架陆坡，与南部隆起组成南部、北部高，中部“凹槽”，且西高东低、向东延伸的古地形特征(图2)，这种古地形及充足物源成为琼东南盆地中新世时期中央峡谷、海底扇发育的必要条件。

图2 琼东南盆地中中新世古地形图

2.4 频繁的构造活动

莺-琼盆地中新世时期频繁的构造活动为大型重力流储集体的发育提供了恰当的触发机制。11.0～5.5 Ma发生了一系列区域构造事件，包括Khroat高原相对于南海顺时针旋转15°，菲律宾与太平洋板块向NWW向运动[14-15]，5.5 Ma左右红河断裂发生大规模右旋走滑反转等事件[16-17]，这些构造活动易触发盆地边缘不稳定沉积物发生崩裂、滑塌与滑移，形成间歇性重力流,这也可能是导致莺-琼盆地中新世发育规模较大的海底扇和平行陆坡的重力流水道(常称为轴向水道)的原因之一。与此同时，莺歌海盆地东方区西部的莺西斜坡带发育构造转换带，使得越南中部的蓝江物源通过昆嵩隆起进入盆地，形成大规模的三角洲及海底扇体系[11]。

3 中新统大型重力流储集体沉积特征

莺-琼盆地在中新世时期具备发育大型重力流储集体的条件，勘探证实中新统尤其是梅山组、黄流组沉积时期发育大规模的海底扇(群)和轴向水道沉积体。

3.1 大型海底扇体系(群)

莺-琼盆地中新统海底扇体系在各凹陷均较发育。从目前的研究程度来看，海底扇体系主要发育在中新统梅山组和黄流组沉积时期，三亚组沉积时期宝岛-长昌凹陷同样发育。从分布位置来看，海底扇体系主要集中在陆架坡折或者断裂坡折之下的浅海—半深海区(图3、4)。

中中新世梅山组沉积时期莺-琼盆地东方区、乐东-陵水凹陷等地区分别发育的DF1、Y35、L13海底扇群具有个体规模大、分布面积广、砂岩发育的特征(图3)。乐东三维地震区梅山组振幅镂空图显示了Y35海底扇群的组成与展布(图5)，目前已钻遇的扇体在岩性、粒度、岩石类型等方面均显示出不同的特征，反映了该海底扇群因接受不同方向物源所产生的差异。

图3 莺-琼盆地中中新统梅山组大型储集体平面分布

图4 莺-琼盆地上中新统黄流组大型储集体平面分布

L13区海底扇岩性主要为浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩与灰色粉砂质泥岩、泥岩不等厚互层,粒度概率累积曲线为两段式，以悬浮搬运组分为主；概率累积曲线上颗粒含量1%对应的粒径C值与累积曲线上50%对应的粒径M值绘成的C-M图表现为重力流特征[18]；取心段砂岩发育块状层理、粒序层理、沙纹层理、负载构造、砂球构造、生物扰动和泥质条带等，可见冲刷面,在灰色泥岩、泥质粉砂岩中具有变形层理等。依据岩矿特征、粒度分析、沉积构造以及地震剖面与均方根振幅属性等方面的研究，L13区海底扇主要发育中扇分支水道、水道间、天然堤-漫溢等沉积微相。分支水道以厚度为0.10～1.00 m的块状砂岩为主，岩性以灰绿色—灰色细砂岩、粉砂岩为主，分选中等，磨圆较好；在块状砂岩内部可见棱角状撕裂泥屑(图6a，相当于鲍马序列Ta段)，可见正粒序层理(图6a—f)、平行层理(图6g)。分支水道沉积存在多个逆粒序砂岩-正粒序砂岩-平行层理砂岩的叠置，每个韵律层顶部夹有薄层水道间泥岩或粉砂质泥岩。分支水道砂岩测井自然伽马曲线呈齿化箱型或钟型。海底扇在地震剖面上具有振幅异常，明显区别于周围深水区的弱反射地层，扇体内水道侵蚀特征明显；均方根振幅属性图上可见明显长条形水道。分支水道砂岩测井孔隙度可达24.5%，平均值17.5%，是该区海底扇中有利的储层单元，目前已在该扇体中获得了油气发现。

图5 琼东南盆地乐东三维地震区梅山组海底扇振幅镂空图

相对于L13海底扇，乐东凹陷海底扇群沉积则有较大差异。Y35井揭示的海底扇砂岩以长石岩屑砂岩为主，粒度概率累积曲线表现为多段式，滚动组分含量占10%，跳跃组分含量占30%；分选较差；C-M图上表现为以典型重力流沉积特征为主。取心段底部为黑色粉砂质泥岩，有植物茎化石，块状层理，夹有黄褐色灰岩；向上以砾岩沉积为主(粗砾岩、中砾岩、细砾岩、含砾粗砂岩)，具反递变层理，可见5次反粒序变化；砾石砾径大多在2～5 mm之间，最大砾径>10 mm；自下而上，砾石砾径越来越大，含量越来越高。

晚中新世黄流组沉积时期莺-琼盆地海底扇体系主要发育在莺歌海凹陷DF1、L8等区域以及琼东南盆地北部陆架坡折带之下(图4)。DF1区发现的大气田以海底扇水道砂储集体为主[11]，储层物性较好，DST测试获得高产天然气流[11，19]。该海底扇为一套中—厚层浅灰色细砂岩和灰色泥岩的组合，以内—中扇主水道及分支水道沉积微相最为发育。其中，内扇主水道岩性为浅灰色粉细砂岩，成分以石英为主,块状层理。主水道具有多套鲍马序列AB段组合，A段为块状细砂岩或粉细砂岩，块状砂岩中见不规则细小泥砾；B段为细砂岩或粉细砂岩，平行层理或沙纹层理，局部见变形层理、小型交错层理与火焰构造。C-M图上显示递变悬浮特征，粒度概率累积曲线显示两段式,且悬浮组分比例较大。对应的测井自然伽马曲线为明显的箱形，对应的地震剖面表现为低频、连续的强振幅特征，对下伏地层具有明显侵蚀现象。而中扇分支水道有多口井钻遇，录井岩性为浅灰色细砂岩，成分以石英为主，少量暗色矿物，偶见白云母和黄铁矿。粒度概率累积曲线表现为两段式，自然伽马曲线呈钟形-齿化箱形，地震剖面上主要表现为单轴、低频、连续的强振幅特征。除水道微相外，该海底扇还发育水道间、天然堤、漫溢沉积微相，多以泥岩为主，夹一些薄层的粉砂岩组合。外扇亚相带主要为深灰色泥岩和粉砂质泥岩，局部可夹有滑塌和浊流水道沉积。

图6 琼东南盆地L13区海底扇沉积构造组合

3.2 轴向水道体系

莺-琼盆地轴向重力流水道主要发育于晚中新世时期(图4)，主体位于莺歌海盆地乐东区及琼东南盆地中央坳陷带内，以莺歌海盆地乐东10-1峡谷水道、琼东南盆地中央峡谷为典型代表，目前已有L30、C17、Y25等多井钻遇。

莺歌海盆地乐东10-1水道北起莺东斜坡，南至乐东凹陷西侧，呈NW—SE向展布，长182 km，宽3～8 km(图4)。该水道形成于中中新世末—晚中新世期间，位于S40界面之上，其头部同海南岛西部陆上白沙河水系相连，顺陆坡进入莺歌海盆地乐东区后转而呈近SE向展布，贯穿整个莺歌海盆地乐东区，最终在琼东南盆地乐东凹陷以海底扇形式沉积[7]。该水道为莺歌海盆地迄今为止所发现的规模最大的水道,且通过莺-琼结合部近SSE向地堑同琼东南盆地乐东凹陷相连，并给乐东凹陷提供陆源碎屑。乐东10-1峡谷水道充填特征可见文献[7]。

琼东南盆地中央峡谷整体呈“S”型展布，总体延伸方向NE—NEE，自西向东依次经乐东凹陷、陵水凹陷、松南低凸起、宝岛-长昌凹陷至西沙海槽，最终汇入西北次海盆[20](图4)，全长约570 km，宽9～30 km。峡谷内部为多期次充填，可识别出浊积水道、海底扇、块体流以及后期泥质水道等多种充填类型。目前钻遇的浊积水道在地震剖面上表现为强振幅、低频、较连续的地震反射特征(图7)，可进一步细分为水道加积复合体和水道侧积复合体[21-22]。Y35、C17等井均钻遇黄流组浊积水道复合体，岩性以大套浅灰色、灰色粉砂岩、细砂岩夹薄层深灰色泥岩为主；砂岩成分以石英为主，次圆—次棱角状，分选较好，见少量黑云母碎片、海绿石；泥岩中含少量化石[7]。

图7 琼东南盆地中央峡谷地震剖面特征(剖面位置见图4)

4 天然气勘探有利方向

4.1 近海深水区

莺-琼盆地中新统大型海底扇水道砂和峡谷水道砂体均可作为天然气聚集的有效储层。钻井已证实琼东南盆地中央峡谷水道砂体储层物性很好，钻遇气层属于高孔、高—特高渗储层；乐东-陵水凹陷海底扇在梅山组沉积时期主要受西部物源体系的影响，如Y35井钻遇的梅山组主要发育砂砾岩、粗砂岩，砂岩类型主要是岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，储层以中孔、中渗为主。中新世时期莺-琼盆地整体以半深海—深海环境为主，凹陷内部各层段均发育了稳定的深海相泥岩，使得凹陷内各层段的储集体具备了良好的盖层条件；同时，由于晚期构造活动、泥岩切割等多种因素的影响，使得上述储集体具备了良好的圈闭条件。如琼东南盆地中央峡谷水道砂体被后期泥质水道、块体流分割，使其具侧向遮挡而形成有效的圈闭；梅山组大型海底扇储集体也均形成了独立的岩性圈闭。因此，以这些大型海底扇(群)体系和峡谷水道体系所提供的储集体为基础，形成了莺-琼盆地多个大型岩性或构造-岩性圈闭群(图1)，这些圈闭群均具备良好的圈闭配置[23]，且紧邻生烃凹陷。

研究认为，琼东南盆地深水区中央坳陷带六大凹陷天然气总资源量约为3.5万亿m3。深水区钻遇崖城组海岸平原相煤系烃源岩，其中泥岩TOC平均值大于1%，煤层TOC达15%～20%，有机质丰度均较高，为优质烃源岩[24-25]。中央坳陷带西部乐东、陵水凹陷底辟较发育，C17大型气田区及周缘多个底辟沟源运聚成藏，成藏条件优越[26-27]；中央坳陷带东部构造活跃，断裂发育，持续活动至中新世晚期，多个断裂带断层沟通烃源至陵水组、三亚组目的层，成藏匹配条件较好，油气可沿断裂垂向运移到有利目标区聚集成藏。中央坳陷带发育中央峡谷圈闭群、乐东-陵水凹陷海底扇圈闭群和长昌-宝岛凹陷海底扇圈闭群等多个大型圈闭群，均以底辟、断裂作为通道垂向近源运移，成藏条件优越。除已发现的C17外，上述目标群天然气勘探潜力巨大，是当前获得规模储量的成熟区。

4.2 崖城区

崖城区中新统存在坡控海底扇圈闭群和轴向水道岩性圈闭群，该领域的有利目标分布众多(图8)。海底扇群、水道砂岩储集体位于坡折带附近，坡折带位置本身即是地层最薄弱、最易破碎的地区，又是深部压力垂向传递的主要地区，因此也是天然气垂向运移的高效带。差异沉降或热沉降产生差异压实作用造成的鼻状凸起正地形背景也是岩性圈闭天然气富集的有利位置，如获得油气发现的L13和Y26X均分布在深入凹陷的鼻状凸起区，环陵水—乐东凹陷发育的多个鼻状凸起均是油气富集的有利区。因此，崖城区中新统圈闭群天然气勘探潜力很大，是寻找大中型天然气田的现实区。

图8 琼东南盆地崖城区成藏模式图

4.3 莺歌海凹陷及周边

研究认为，莺歌海凹陷DF1和L8等大型海底扇群和轴向水道体系是莺-琼盆地下一步天然气勘探的重点领域。大型海底扇主要位于中央底辟带及周缘，轴向水道体系亦广泛分布于中央底辟带及东侧，这些地区盖层、侧封、运移、聚集等成藏条件优越。莺歌海盆地烃源主要为中新统梅山组—三亚组烃源岩。根据莺歌海凹陷乐东区L22井和L30井黄流组、梅山组泥岩地化分析结果，有机质丰度比较高，TOC在0.4%～3.1%，平均值1.28%，达到好烃源岩级别[28]。中新统储层紧临烃源岩，由于源储距离近，对垂向运移的断裂要求相对较低，因而运聚条件优越[29]。近年来，DF1区黄流组岩性气藏的发现揭开了高温高压大气田勘探的序幕，所建立的“下生上储、底辟或微断裂垂向运移、底辟构造翼部优质天然气富集成藏”这一成藏新模式[30]有力地指导了该盆地的天然气勘探。

5 结束语

研究表明，物源、海平面变化、古地形及触发机制等多因素耦合控制了莺-琼盆地中新统大型海底扇和峡谷(水道)等储集体的发育，这些储集体规模大、分布面积广，区域上具备良好的盖层组合；同时，由于后期泥岩水道切割、晚期构造活动及底辟等多种因素的共同作用，构成了优越的油气藏形成条件。已发现的陵水17-2大型气田就是具高孔隙度、高渗透率特征的峡谷浊积水道充填砂岩。因此，莺-琼盆地中新统大型储集体形成的岩性油气藏勘探经验可以拓展到整个南海海域中新统的油气勘探之中，可望发现多个大中型油气田。

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(编辑：周雯雯)

Development conditions, sedimentary characteristics of Miocene large gravity flow reservoirs and the favorable gas exploration directions in Ying-Qiong basin

Wang Zhenfeng Pei Jianxiang Hao Defeng Wang Yahui Wang Lifeng Zhu Jitian

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

The necessary conditions and sedimentary characteristics of Miocene large gravity flow reservoirs were analyzed to reveal the development regularity of reservoirs and favorable exploration zone in Yinggehai-Qiongdongnan (Ying-Qiong) basin. In the basin, Miocene large submarine fan and axial channel sandstone reservoirs develop due to sufficient sediment supply, significant regional sea level drop, suitable geomorphology and frequent tectonic movements. In Meishan Formation of mid-Miocene, large scale submarine fans deposit in Dongfang area and Ledong-Lingshui sag of Ying-Qiong basin. In Huangliu Formation of late-Miocene, large submarine fans (group) develop in Dongfang and Ledong area. Meanwhile, channel systems such as central canyon in Qiongdongnan basin and the Ledong 10-1 channel in Yinggehai basin also develop. Drilling results indicate good reservoir properties of channel sand bodies in submarine fan and central canyon. Comprehensive analyses of trap, hydrocarbon source and migration conditions show that offshore deep water area is a mature area to obtain scale exploration reserves, Yacheng is a realistic area to explore large-medium reservoirs, and Yinggehai sag and its neighborhood are important targets in future exploration.

Ying-Qiong basin; Miocene; large gravity flow reservoir; submarine fan(group); canyon channel; developmental condition; sedimentary characteristics; natural gas exploration direction

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，长期从事石油天然气地质勘探与管理工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：524057)。E-mail：wangzhf@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0013-09

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.002

TE5121.3

A

2014-12-25 改回日期：2015-03-27

*“十二五”国家科技重大专项“海洋深水区油气勘探关键技术(编号：2011ZX05025)”部分研究成果。