北部湾盆地涠西南凹陷西南缘油气成藏条件及模式

张 萍，郑 军，席敏红，王文军，黄建军，王修平

(中国石化 上海海洋油气分公司研究院，上海 200120)

北部湾盆地涠西南凹陷西南缘油气成藏条件及模式

张 萍，郑 军，席敏红，王文军，黄建军，王修平

(中国石化 上海海洋油气分公司研究院，上海 200120)

结合近两年勘探成果，应用现代油气成藏、地球物理学、地球化学等理论和方法，对北部湾盆地涠西南凹陷西南缘开展了油气成藏条件和成藏模式研究。结果表明，该区发育流沙港组半深湖—深湖相优质烃源岩，古近系发育4套有利的储盖组合，断鼻、断块、构造—地层复合圈闭发育，成藏要素时空配置良好，油气成藏地质条件有利。鉴于以上成藏条件研究及对本区超压的认识，提出以超压面为界的上、下2种油气成藏模式：超压界面以下油气以自生自储—侧向运移、上生下储—垂向运移的方式汇聚成藏；超压界面以上油气以下生上储—垂向运移方式为主汇聚成藏。研究区近洼陷生烃中心的陡坡带和缓坡带为有利勘探区带。

油气成藏模式；油气成藏条件；涠西南凹陷西南缘；北部湾盆地

1 基本地质特征

涠西南凹陷位于北部湾盆地北部坳陷北部，为一北断南超的箕状凹陷，北部以涠西南大断裂为界，南部以3号断层及涠西南低凸起与海中凹陷相隔，东部与涠洲岛相邻(图1)。勘探证实，涠西南凹陷为富生烃凹陷，目前，西南缘油气勘探虽有突破，但整体勘探程度较东北部低。

涠西南凹陷经历了古近纪3次张裂作用和新近纪裂后热沉降作用(图2)。第一次张裂作用发生在古新世，受珠琼运动一幕的影响，在近NW-SE向区域拉张应力作用下发生初始张裂，产生了NE向涠西南大断裂，控制了长流组沉积，形成长流组的半地堑，并在其中堆积了红色砂砾岩、泥岩为主的洪、冲积相沉积；第二次张裂作用发生在始新世，受珠琼二幕影响，在近NNW-SSE向的拉张应力作用下，产生了走向NEE-SWW具控凹作用的1号断层，控制了流沙港组烃源岩的沉积；第三次张裂作用发生在中晚渐新世，受南海运动影响，在近SN向张扭应力作用下，产生了近E-W走向起控带作用的2号断层，控制了裂陷晚期涠洲组沉积。涠西南凹陷在新近纪进入裂后热沉降阶段，整体接受海相沉积[1-7]。

图1 北部湾盆地涠西南凹陷西南缘位置

2 油气成藏的地质条件

2.1 烃源岩

始新世的张裂活动使北部湾盆地在欠补偿条件下接受了大范围的流沙港组沉积[8-10]，涠西南凹陷油气勘探和地质研究证实，始新统流沙港组是主要烃源岩层系[11-15]，发育大套灰色、深灰色、褐灰色泥、页岩。钻井揭示流二段半深湖—深湖相暗色泥岩发育，岩石中暗色泥岩含量均在85%以上，暗色泥岩最大厚度约400 m。另外，该区近洼槽部位M3井钻揭流一段亦发育半深湖—深湖相暗色泥岩，厚度约280 m。

主力烃源岩流二段有机碳含量平均为2.9%，氯仿沥青“A”含量平均值2 246.1×10-6，总烃含量平均值为1 609.3 ×10-6，岩石热解生烃潜力(S1+S2)平均值为14.4 mg/g；M3井钻探证实流一段有机碳含量0.7%～4.8%，平均值为2.4%，S1+S2平均值为9.6 mg/g，亦评价为好的烃源岩。有机质类型以Ⅱ1型为主，少量Ⅰ型。2号断层下降盘的西南洼槽部位流沙港组地层埋深大于生烃门限深度(2 400 m)，目前已进入成熟生烃阶段(图3)，且M3井油源对比证实原油与流二、流一段泥岩具亲缘关系。

图2 北部湾盆地涠西南凹陷西南缘地层

2.2 储集层

研究区主要勘探目的层系流沙港组、涠洲组储层条件较为优越。流沙港组储层类型为三角洲前缘—三角洲平原、浊积扇砂岩，主要岩性为粉、细砂岩，砂岩储层主要在流一、流三段发育，研究区中部涠10-10-1等井揭示流二段中部亦发育浊积扇砂岩；涠洲组储层类型为三角洲前缘—三角洲平原砂岩，主要岩性为细砂岩、中砂岩、粗砂岩及含砾砂岩，涠洲组中下部三段、四段砂岩较涠洲组上部发育，砂岩含量在50%左右。涠洲组储层物性较流沙港组储层好，涠洲组砂岩属Ⅰ-Ⅱ类储层(高—中孔、高—中渗)，流沙港组具有中孔中渗—低孔低渗的特征，综合评价为Ⅱ-Ⅲ储层。储层的储集性能总体上受沉积环境、成岩作用和后期构造运动改造的共同制约，储层物性主要受沉积环境的控制，三角洲前缘尤其是前缘近端、浊积扇砂岩储层物性好，主要发育Ⅰ-Ⅱ类储层，是有利的砂岩储层相带。

图3 北部湾盆地涠西南凹陷西南缘烃源岩分布特征

2.3 盖层

本区盖层岩性为泥质岩类，主要发育1套区域盖层：流二段；2套局部盖层：分别为流一段和涠洲组上部涠一、二段。

流二段既是研究区主力烃源岩，又是各成藏区带的区域盖层。宏观特征表现为半深湖—深湖相泥岩发育，单层厚度大、分布稳定；微观上存在超压、物性及烃浓度封闭作用。涠西南凹陷流二段普遍存在欠压实[16]，超压强化了泥岩的封盖作用；M3井顶空轻烃指标高说明具有较好的烃浓度封盖作用；另外，酸解烃浓度高值说明盖层颗粒中值半径小，吸附性强，存在物性封闭。流二段泥岩盖层封闭性轻烃评价为较好，M1井流二段泥岩盖层微孔隙结构检测其封盖质量可达到Ⅱ类，物性封闭作用较好，属于良好的区域盖层。

流一段由于受始新世末区域隆升运动的影响，研究区东北部剥蚀严重，而西南部由于涠西南大断裂的持续活动地层得以保存。该部位M3井流一段钻遇280 m半深湖—深湖相暗色泥岩，且流一段顶部的异常高压强化了泥岩的封盖作用，另外，泥岩盖层封闭性轻烃评价多为较好—中等。

涠一、涠二段作为局部盖层，研究区东北部剥蚀严重，而西南缘洼槽部位分布连续，泥岩含量高，累计厚度较大，对阻挡烃类垂向运移起到关键性作用，有利于油气保存。前人研究认为，泥岩在1 500～2 500 m至4 000 m区间具有最佳封闭能力[17]，研究区涠洲组上部泥岩盖层埋深适中，主要处于早成岩B期—晚成岩A期，泥岩封闭性评价为中等—好。

2.4 生储盖组合

勘探证实，研究区流沙港组半深湖—深湖相暗色泥岩为烃源岩，且质量好；有利的储盖组合主要在古近系发育，其中，流沙港组3套，涠洲组1套(图2)。

2.4.1 流沙港组

流三段储层主要为三角洲平原—前缘河道砂，砂体厚度较大，钻井统计砂质岩含量占53%～88%，但流三段埋深相对较大，物性偏差，为低孔、低渗储层，所以该组合勘探成功的关键是流三段埋深相对较浅、物性较好且存在上覆流二段泥岩盖层。

流二段既是良好的烃源岩，又是区域盖层[13]，寻找有利储层是关键。该区中部涠10-10-1等井揭示流二段中部钻遇浊积砂体，且储层物性较好，钻井失利原因主要是烃源问题，因此，该组合应在烃源岩成熟区寻找有利储层。

流一段储层主要为(扇)三角洲前缘相砂体，受埋深和沉积环境影响，其物性较流二段好，为中高孔、中高渗储层。但流一段受渐新世末区域隆升运动影响，研究区剥蚀区域较大，而近涠西南大断裂南段的区域由于断层的持续活动，地层保存较完整，储盖组合有利。该部位M3井在本组合中见到良好的油气显示。

2.4.2 涠洲组

目前凹陷东部已有大量的油气发现，如涠6-8、涠12-1等油田均以涠洲组为主要产层。本区钻井揭示，涠三、涠四段储层相对发育，主要为三角洲平原—前缘相砂体，物性条件较好，为中高孔—中高渗储层；涠一、二段为一套滨浅湖相沉积，以灰绿色、棕红色泥岩为主，泥质含量较高，可作为本组良好的盖层。

2.5 圈闭特征

涠西南凹陷多期次构造运动、多种沉积类型组合形成了众多构造、地层圈闭。受古新世—渐新世的珠琼、南海构造运动(特别是古新世末期及始新世末期的张裂运动)影响，形成一系列以断鼻、断块为主的圈闭。由于渐新世末期地层的抬升、剥蚀，形成以不整合为遮挡的地层圈闭，地层圈闭包括不整合圈闭、地层超覆圈闭和古潜山圈闭。此外在涠西南凹陷还发现少量以断层—岩性圈闭为主的复合圈闭[16,18]。研究区沿断裂主要发育一系列断鼻、断块圈闭，近涠西南低凸起发育构造—地层复合圈闭。

3 油气运聚及时空配置关系

3.1 油气运聚的介质条件

涠西南凹陷在发展演化史上经历了多期次构造活动，发育了多类型、不同性质及规模的断层。一方面，断层直接连通了流沙港组烃源岩和涠洲组储集层，这些沟源断层对油气运聚有明显的控制作用。凹陷东北部勘探证实，断层控制油气分布，断穿层位基本与含油气层位一致；另一方面，断层沟通了不同深度、不同层位的砂体和圈闭，使油气沿砂体—断层—砂体呈总体向上的“阶梯”状运移，使流沙港组排出的油气能够向上运移数千米到涠洲组中聚集成藏[2,9]。

受古太平洋消减及南海扩张的影响，神狐运动、珠琼运动及南海运动等多期构造运动在研究区形成了Tg、T7、T4、T2区域性不整合面。这些区域性不整合面构成的空间网络系统为油气的侧向运移提供了良好的通道。本区发育多套储集层，这些渗透性好的储集层也是油气侧向运移通道的重要组成部分。

综上所述，洼槽带流沙港组生成的油气主要通过不整合面和其他渗透层作侧向运移，通过断裂作垂向运移，以不同的组合方式使油气在适当的圈闭中聚集成藏。

3.2 时空配置关系分析

对油气成藏控制因素的研究结果表明，油气的运聚成藏除了需具备生、储、盖和圈闭等静态地质条件外，这些地质条件在时空上的匹配也至关重要。油气成藏期次研究表明，研究区流沙港组烃源岩存在渐新世末期、中中新世末—现今2期排烃高峰(图4)，其中渐新世末期为主要排烃期，且以排油为主。该区构造圈闭主要形成于始新世—渐新世的珠琼、南海运动，到渐新世末构造基本定型，流沙港组烃源岩排烃高峰在时间上与圈闭定型期相当或晚于圈闭定型期，因此，烃源岩生排烃与聚集成藏具有较好的配置关系。

始新世构造层(流沙港组)2期排烃高峰对其都有贡献，关键时刻可确定在现今。渐新世构造层(涠洲组)因主要靠中晚渐新世构造运动形成有效油气运移通道(油源断裂)与流沙港组烃源层沟通，并在涠洲组圈闭中形成油气聚集，由于中中新世以后，研究区多数断层活动不太明显，因此推断涠洲组油气运聚活动可持续到中中新世，因而涠洲组圈闭油气成藏的关键时刻应确定在渐新世晚期—中中新世，中中新世后进入保存阶段(图4)。

4 油气成藏模式

研究区M3井钻探证实，异常高压始于流一段上部半深湖—深湖相泥岩，流沙港组表现为低速度特征(图5)，最大地层压力系数1.75。而涠西南凹陷东北部流二段半深湖—深湖相泥岩段中现今存在异常压力[19]，在渐新世中晚期由于主力烃源层流二段的生烃作用，加之其原始快速沉积而形成超压[16,19]。据构造—沉积背景、有机质成烃演化的综合分析，研究区流二段超压普遍存在；而流一段超压顶界面始于其上部地层，平面上主要分布于研究区洼槽带的半深湖—深湖区。

图4 北部湾盆地涠西南凹陷西南缘成藏要素时空配置关系

图5 北部湾盆地涠西南凹陷西南缘M3井地层压力结构

异常压力的发育对地下流体运动起到分割作用，限制了流体只在其间作侧向运动，只有在断层、不整合面、边缘粗相带等联络体系相互沟通的情况下，流体才可以穿过高压界面向上或向下运移。因此，根据研究区具体的油气成藏地质条件，总结出本区以超压面为界存在上、下2种油气成藏模式(图6)。

图6 北部湾盆地涠西南凹陷西南缘油气成藏模式

4.1 下部高压自源半封闭成藏模式(Ⅰ)

主要由超压界面以下流一段中下部、流二段、流三段构成。流沙港组烃源岩生成的流体在势差、高压作用下，通过断层、连通砂体由生烃中心向近物源区的缓坡、陡坡带的断块圈闭运移；储集类型主要为缓坡、陡坡带的三角洲砂体及洼槽带流二段的浊积砂，油气以自生自储—侧向运移、上生下储—垂向运移的方式汇聚成藏。本区陡坡带M3井已在超压界面下流一段储集层中钻揭良好的油气显示，证实了该模式中油气以自生自储—侧向运移的方式聚集成藏。东北部邻区如涠11-1油田wan4井等佐证了该模式中油气亦可通过上生下储—垂向运移的方式汇聚成藏。此类油藏近生油洼槽，超压界面下部烃源岩生成的流体在势差、高压作用下，通过断层、流三段辫状河心滩及三角洲前缘水下分流河道砂等连通砂体发生运移并聚集成藏。

4.2 上部常压自源开放成藏模式(Ⅱ)

由超压界面以上包含流一段上部地层、涠洲组及沟通下部成藏动力学系统Ⅰ的涠洲组断裂体系、T4不整合面及靠近涠西南低凸起西倾伏端的三角洲等边缘粗相带构成。流沙港组烃源岩生成的流体沿中晚渐新世构造运动发育起来的涠洲组断裂体系(沟通流沙港组烃源岩的断层)，垂向—短距离侧向运移至上部涠三、四段断块圈闭中；储集类型主要为缓坡、陡坡带的三角洲砂体，油气以下生上储—垂向运移方式为主汇聚成藏。虽然该模式尚未在本区有实钻证实，但东北部邻区12-1等油田在流二段超压界面以上涠洲组储集层中发现高丰度、高产、轻质油即为该模式佐证。该类油藏近生油洼槽，超压界面上部砂岩与其上覆泥岩组成良好的储盖组合，超压界面下部烃源岩层与上部储集层存在巨大压差，为油气运移提供动力，油气最终通过沟源断层垂向运移至超压界面上部砂岩储层中聚集[19-20]。

5 结论

(1)涠西南凹陷西南缘具有良好的油气成藏地质条件。该区湖相优质烃源岩发育，存在4套有效的储盖组合，多种类型的圈闭发育，油气输导体系有利，各成藏要素时空配置关系较好。

(2)研究区以超压面为界存在上、下2种油气成藏模式。下部高压自源半封闭成藏模式主要由流一段中下部及以下的流沙港组构成，油气通过断层、砂体以自生自储—侧向运移、上生下储—垂向运移的方式汇聚成藏。上部常压自源开放成藏模式主要由涠洲组及流一段上部地层构成，油气通过断层、砂体及不整合面以下生上储—垂向运移方式为主汇聚成藏。研究区近洼陷生烃中心的陡坡带和缓坡带为有利勘探区带。

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(编辑 徐文明)

Hydrocarbon accumulation conditions and patterns in the southwestern margin of Weixinan Sag, Beibuwan Basin

Zhang Ping, Zheng Jun, Xi Minhong, Wang Wenjun, Huang Jianjun, Wang Xiuping

(InstituteofSINOPECShanghaiOffshoreOil&GasCompany,Shanghai200120,China)

The hydrocarbon accumulation conditions and patterns in the southwestern margin of the Weixinan Sag of the Beibuwan Basin were studied based on modern reservoir theory, geophysics and geochemistry. Favorable hydrocarbon source rocks of semi-deep or deep facies developed in the Paleogene Liushagang Formation. Four sets of favorable reservoir and cap rock assemblages were deposited in the Paleogene. Faulted nose, faulted block and structure-formation complex traps formed. The good configuration of time and space was favorable for hydrocarbon accumulation. Two accumulation patterns, an upper one and a lower one, were determined, which were separated by an overpressure interface. For the lower system, hydrocarbon was self-generated, self-reservoir and migrated laterally, or upper-generated, lower-reservoir and migrated vertically. For the upper system, hydrocarbon was lower-generated, upper-reserved and migrated vertically. The steep and gentle slopes close to the deep depression were favorable exploration targets.

hydrocarbon accumulation patterns; hydrocarbon accumulation conditions; southwestern margin of Weixinan Sag; Beibuwan Basin

1001-6112(2015)02-0157-07

10.11781/sysydz201502157

2014-01-02；

2015-01-29。

张萍(1984—)，女，硕士，工程师，从事石油地质研究工作。E-mail :zp.unique@163.com。

TE122.3

A