琼东南盆地乐东、陵水凹陷中新统岩性地层圈闭成藏条件*

范彩伟 李绪深 刘 昆 谭建财 宋 鹏 李 虎

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

琼东南盆地乐东、陵水凹陷中新统岩性地层圈闭成藏条件*

范彩伟 李绪深 刘 昆 谭建财 宋 鹏 李 虎

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

区域构造-沉积背景分析及大面积三维地震资料处理结果表明，渐新世早期受红河断裂走滑侧翼拉分作用，琼东南盆地乐东、陵水凹陷形成了大规模的崖城组海陆过渡—半封闭浅海相烃源岩。该区主要勘探目的层系为中新统深水沉积储层，其中，上中新统黄流组轴向水道分为海南隆起水系提供主要物源的早期水道和昆嵩隆起秋盆河提供主要物源的晚期水道，2期水道砂岩具有不同的空间展布规律和沉积形态；中中新统梅山组坡控海底扇受物源和古地形影响发育斜坡水道型、盆底扇型和底流改造型等3种沉积样式，不同沉积样式控制不同的储层沉积和物性特征。这2种类型深水储集体在沉积和差异沉降作用下形成4种类型岩性地层圈闭，其下伏深部地层由于水热和生烃增压作用而形成区域范围的裂隙网络，从而沟通了深部烃源岩地层，使天然气在超压和浮力作用下运移到中新统岩性地层圈闭富集成藏。

琼东南盆地；乐东凹陷；陵水凹陷；轴向水道；海底扇；岩性地层圈闭；超压驱动；裂隙运移

乐东、陵水凹陷是琼东南盆地规模最大的2个凹陷，具有地层埋深大、沉积厚度大、高温超压的特点[1-2]。长期以来这2个凹陷的勘探潜力未被看好，主要原因为：一是受地震资料限制，下渐新统崖城组(烃源岩)资源潜力存在较大不确定性；二是大部分地区新近纪断裂活动微弱或不活动，油气垂向运移的通道及效率风险大；三是由于缺乏钻井和三维地震资料支持，中新统砂岩储层的物源、形成机制、主控因素、分布及空间演化规律认识争议较大[3-6]。

近年来，大面积三维地震采集及处理技术应用(包括坡折带地区大范围叠前深度偏移技术的应用)为该区崖城组烃源岩的识别和评价奠定了良好的资料基础，使得利用地震沉积学对中新统沉积古地貌的描述及对沉积单元的刻画成为可能，并且高分辨率电测成像测井技术可以很好地反映地层沉积结构并用于研究储层沉积环境。此外，通过大面积三维地震速度基础上的压力和成藏关系研究，认为该区深部的压力箱在持续的增压作用下造成地层破裂形成裂隙带，油气在超压驱动下通过裂隙网络垂向运移到中新统储集体富集成藏。这些研究成果与认识在一定程度上解决了该区天然气从烃源到圈闭的成藏机制问题，并且指导该区天然气勘探获得了成功。

1 构造背景和资源潜力

乐东、陵水凹陷位于琼东南盆地西南部，其中乐东凹陷呈南北向宽、东西向窄的不规则方形，陵水凹陷呈西部宽、东部窄的不规则梯形(图1)。早期乐东凹陷主要呈双断地堑式结构，西部南北向最大伸展距离达到138 km，陵水凹陷东部最窄处南北向伸展量只有20 km左右，北部的边界断层分段活动、断距较小，南部的边界断层断距较大。早期陵水凹陷中西部表现为双断地堑式结构，而东部为北断南超的缓坡断阶型半地堑特征。这种凹陷结构伸展量的明显不平衡反映2个凹陷在东西部构造应力存在不同，西部受渐新世早期红河断裂(1号断裂)的走滑拉伸作用而具有更大的伸展量，这一时期是区域烃源岩发育的重要时期，因此预示着乐东凹陷比陵水凹陷发育更厚、更大面积的烃源岩。

图1 琼东南盆地构造纲要

目前研究区没有探井钻遇渐新统及更深的地层，上中新统黄流组储层中天然气以烃类为主，甲烷占绝对优势(含量>90%)，C2+含量低，干燥系数大于0.9，表现为干气特征；烃气碳同位素-40‰>δ13C1>-34‰、-26‰>δ13C2>-22‰,气体组分特征及δ13C1和δ13C2同位素值与邻近的崖南凹陷崖城13-1气田气样组分相似[7]，反映其气源同样主要来自崖城组煤系。近年连片的三维地震采集处理和有效的重处理技术为重新认识研究区地层层序奠定了很好的基础，地震地层对比表明乐东、陵水凹陷发育巨厚的下渐新统崖城组，而始新统仅分布于控凹断裂附近的局限地区；并且南北向对比崖北、崖南和乐东凹陷地层结构发现始新统向南沉积规模变小，而崖城组向南逐渐变厚，反映渐新世盆地西区凹陷伸展具有向南接替的规律。这一认识与先前认为这2个凹陷始新统与崖城组以大规模浅海沉积环境为主的观点[8-9]有很大的不同。

研究表明，乐东、陵水凹陷崖城组厚度横向分布较稳定，有多个不明显的沉积中心，反映沉积期地势整体较平稳，这种古地貌有利于形成海陆交互相沉积环境并发育煤系，其中浅海沉积主要在凹陷中央呈长条形分布，这种较封闭的浅海环境也有利于富集高丰度有机质。据估算，乐东凹陷崖城组厚度超过2 000 m的范围超过5 300 km2， 而陵水凹陷相同厚度的崖城组面积约3 900 km2。钻井揭示邻区崖南凹陷崖城组的煤岩TOC值平均约为20%，碳质泥岩的TOC值平均约为5%。这些凹陷中崖城组烃源岩干酪根类型均为Ⅲ型，以产气为主，且随着热演化可长期持续生烃，加上厚层和分布范围大，在一定程度上弥补了煤系薄互层的不足。

2 中新统砂岩储层沉积特征

2.1 黄流组轴向水道

上中新统黄流期轴向水道在整个盆地中央均有分布，其中早期水道分布于乐东凹陷北部，晚期水道分布于乐东凹陷东部，并贯穿整个陵水凹陷及以东地区。

研究表明，黄流组轴向水道来自多个物源体系[10-16]，其中早期水道主要来自海南隆起西、南部水系，晚期昆嵩隆起中部秋盆河物源占主导地位。早期水道规模较小、弯度较大，数量多且相互切割频繁，水道内砂体平面分布不稳定；早期水道主要发育在黄流组底部，由于当时斜坡较为平缓，重力流侵蚀下切作用不强，因此造成水道横向摆动较为频繁，水道向东集中汇聚。晚期水道规模大，汇聚为一条中央峡谷，形态较为平直，反映地势西高东低且坡度较大；西侧昆嵩隆起中部秋盆河提供的陆源碎屑沉积物在乐东凹陷堆积并向东推进，充足的物源供应加大了盆地西高东低的地形坡度，也有助于重力流的侵蚀下切作用加速进行。分析认为，充足的物源和较陡的地形有利于平直且深大限制性峡谷的形成，限制性地形进一步使峡谷多次下切，峡谷规模越来越大、弯度越来越小，这种大规模的侵蚀作用直到海侵范围扩大到一定程度才停止，并转变为接受沉积；这种大规模负地形有利于峡谷内多期砂岩垂向叠置，最终砂岩的累计厚度超过400 m。

乐东、陵水凹陷黄流组2期轴向水道均以大套灰色块状细砂岩为主(图2)，伽马测井曲线整体上以平滑-低幅齿化箱形为主，泥质含量普遍小于10%，反映古水体能量较强。砂岩单层厚度比较稳定，钻遇的最大厚度50 m，一般为20～30 m；石英含量平均约为70%，成分成熟度较高，分选中等—好，磨圆次棱—次圆，自西向东成分成熟度变高。水道粒度概率曲线表现为两段式，C-M图取样点部分平行于C-M线，除了反映其较强的沉积水动力条件外，也说明沉积过程中受底流(内潮汐)作用的影响明显。岩心观察见包卷层理、负载构造、鲍马序列、底冲刷等沉积构造，成像测井见块状层理、递变层理、包卷层理、负载构造等，反映重力流沉积成因。另外，水道也多见波状层理、脉状层理、双向交错层理、低角度层理等沉积结构，特别是见双向水流作用的双泥岩纹层，反映水道砂岩沉积受内潮汐等底流改造作用。总之，研究区黄流组轴向水道内沉积充填既有重力流沉积作用，也有内潮汐底流作用，并且早期水道内潮汐作用明显，晚期水道主要以重力流成因为主。这种改造作用使得泥质被大量冲刷淘洗掉，储层平均渗透率约为30 mD，与一般的重力流沉积储层相比具有泥质含量低、砂岩干净的特点。

图2 乐东、陵水凹陷黄流组轴向水道沉积特征

2.2 梅山组坡控海底扇

已有的钻井揭示乐东、陵水凹陷梅山组沉积物源主要来自海南隆起的五指山西南宁远河、陵水河水系，分析认为区域海平面在13.8 Ma附近大幅度下降，这些水系携带的陆源碎屑越过北部陆架区，从乐东、陵水凹陷的北部坡折带注入，形成重力流海底扇沉积。另外，乐东凹陷西南斜坡也可能提供部分物源，但还缺乏地震等基础资料的支持，需要进一步研究。

受陆架边缘三角洲位置、海平面下降持续时间、海底古地貌(位置)、底流改造作用等影响，乐东、陵水凹陷梅山组海底扇复合体表现为沉积样式(类型)较多、平面形态差异较大的特征，不同的沉积样式最终决定这些海底扇的储层规模和物性特征。按照海底扇发育的位置、沉积形态和特征，将研究区梅山组海底扇分为3种类型(图3、4)。

1) 斜坡水道化型：主要发育在斜坡或坡脚地势较陡的位置，是海底扇发育较早的产物，沉积中心横向迁移变化频繁，造成砂体垂向厚度相对较薄(单层

普遍小于40 m)。主水道具有窄、直的平面形态，很少发育分支水道；由于主水道横向变迁快，沉积时期相对较短，砂体主要呈长条形分布；主水道垂向下切幅度普遍较小，前缘舌状体主要以长条形为主，面积较小。沉积单元可分为水道主体、水道边缘和前缘舌状体，由于斜坡区坡度相对较大，坡脚地区经常有滑塌沉积侵入或改造，储层泥质含量普遍较高，以粉砂岩为主；“干净”的粉细砂岩储层主要集中于水道主体，水道主体单元伽马测井曲线呈微齿化箱形，发育平行、递变层理，底部见冲刷面。

图3 乐东、陵水凹陷梅山组海底扇分布及类型

图4 乐东、陵水凹陷梅山组海底扇分类及特征

2) 盆底扇型：由于差异沉降作用，琼东南盆地在中新世并未形成典型的海底平原，而在乐东、陵水凹陷从坡脚到凹陷中心区域存在多个地势开阔的低洼区，有利于形成稳定的海底扇叠置沉积，具有经典的扇状外形，沉积单元可分为内扇供给水道、分支水道、漫溢-天然堤和前缘朵叶体等。供给水道发育在坡脚，呈北西—南东向展布，形态直而短，延伸长度约10 km，宽度约1 km，两期水道在末端汇聚而呈叠置特征，反映沉积中心稳定，地震反射具有中—强振幅、同相轴连续性好的特征；供给水道与下伏地层存在明显“V”形下切面，水道边缘天然堤不发育，钻井揭示水道内充填物为中—粗砂岩，分选较差，伽马测井曲线呈箱形。

3) 底流改造型：分布在乐东、陵水凹陷中心低洼区，也是盆地中央位置，是盆底扇型海底扇远端部分，但并不是远端朵叶体，因为砂体在平面上沿着盆地长轴呈长条形分布，与盆底扇型海底扇物源方向基本呈垂直关系，砂体厚度与相邻的盆底扇厚度对比突然减薄(近1/2)，砂体底界面可见低幅的下切特征。上述这些特征均说明在盆地中央底部存在与坡折带平行的底流作用，推测在梅山组沉积晚期乐东、陵水凹陷中央低洼区内潮汐等底流开始作用，这可能是轴向水道雏形的开始，这种经过底流改造再搬运沉积的砂体的分选性、均质性、渗透性都是在3种海底扇类型中最优的。钻井、测井及地震资料证实，底流改造型海底扇伽马曲线为箱形，主要发育块状层理，以细砂岩为主，砂体厚度大，分选较好，平面上呈长条状分布，水道下切侵蚀作用弱，中—强振幅地震反射。

3 中新统岩性地层圈闭类型

黄流组轴向水道和梅山组海底扇通过沉积和构造差异沉降作用形成了4种岩性地层圈闭类型(图5)，其中沉积作用在圈闭形成过程中起主要作用，其具体的表现方式是沉积尖灭和冲刷侵蚀作用。

黄流组早期水道迁移变化快，废弃水道易形成砂岩尖灭型圈闭(图5a)；而晚期水道由于峡谷限制性地形，峡谷内的晚期水动力搬运作用易对早期沉积砂岩侵蚀改造，形成似砂坝或似背斜型圈闭(图5b)；在洼隆相间沉积的下伏深部地层受差异沉降作用，在中新统形成一系列宽缓的鼻状构造，这些鼻状构造走向整体由北向南或由南向北伸入凹陷中央，与东西走向长条形展布的水道砂岩交叉，形成构造背景型圈闭(图5c)。

图5 乐东、陵水凹陷岩性地层圈闭分类

梅山组海底扇砂层形成圈闭的方式比较单一，主要是沉积尖灭型(图5d)。由于琼东南盆地新近纪整体持续沉降，后期构造差异沉降作用影响圈闭的构造高低，上新世—更新世盆地沉降中心逐渐迁移到乐东凹陷，地势由沉积时期的西高东低转化为现今的西低东高，造成底流改造的海底扇东部尖灭位置成为圈闭高点。

4 超压驱动、裂隙运移的成藏模式

除陵水北坡2号断裂带晚期(新近纪)再活动外，乐东、陵水凹陷晚期断裂活动不明显，该区油气运移主要通过超压驱动下沿裂隙垂向运移的方式。

高压对该区油气运移起着非常重要的作用。根据琼东南盆地已钻井地层破裂实验数据统计，当地层孔隙流体压力系数大于2.0时，地层开始出现区域规模裂隙网络(并不是全部)，如图6所示。在浮力和强超压驱动下，该区深部地层的天然气(包括二次运移)沿裂隙网络运移，而且这种运移过程是持续的，因为乐东、陵水凹陷在10.5 Ma后地层压力持续增加，这种压力加强作用可以持续到裂隙开启。此外，在构造差异沉降明显的地区，由于地层发生挠曲也会产生破裂，裂隙发育密度会更大；同时这些地区也容易形成构造背景上的岩性地层圈闭，因此是油气勘探的重点地区之一。目前该区已发现的LS25气田就是发育在陵南低凸起伸入乐东凹陷的鼻状构造背景上的大气田，钻探结果已证实该气田下部地层发育大量的裂隙(图7)。

图6 乐东、陵水凹陷高压裂隙与岩性地层圈闭关系

图7 陵水凹陷LS25气田下部地层沿层最正曲率

5 结论

受渐新世早期红河断裂侧翼拉分作用，琼东南盆地乐东、陵水凹陷下渐新统崖城组海陆过渡相和半封闭浅海相烃源岩大规模发育，资源潜力巨大。该区在中新世中晚期陆源碎屑供给充分，发育上中新统黄流组轴向水道砂岩和中中新统梅山组海底扇砂岩2类储集体，并在沉积和差异沉降作用下形成4类岩性地层圈闭。这些圈闭深部地层由于水热和生烃增压作用形成区域范围的裂隙网络，沟通深部烃源岩地层，天然气在超压和浮力作用下运移到中新统岩性地层圈闭富集成藏。

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(编辑：张喜林)

Hydrocarbon accumulation condition of Miocene litho-stratigraphic trap in Ledong & Lingshui sags,Qiongdongnan basin

Fan Caiwei Li Xushen Liu Kun Tan Jiancai Song Peng Li Hu

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Regional tectonic-sedimentary background analysis and large-area 3D seismic interpretation results show that large scale marine-continental transitional facies and half closed marine facies source rocks of Yacheng Formation develop in Ledong & Lingshui sags due to the Red River flank strike-slip pull-apart fault in Early Oligocene. The main objective exploration strata in this area are deep water deposited reservoir during the Miocene. Upper Miocene Huangliu reservoir is axial channel sandstone, which is composed of the early channel whose source is provided by river system of Hainan uplift and the late channel whose source is mainly from ancient Qiupen River of Kunsong uplift, and both axial channels exhibit different spatial distribution patterns and deposit morphologies. Slope break-control submarine fan of Meishan Formation is influenced by provenance and palaeotopography in Middle Miocene, which can be divided into such three types as slope channelled fan, basin floor fan and bottom current reworked fan, and different fan deposited styles have different sedimentary and physical properties. These two kinds of reservoirs can form four types of litho-stratigraphic traps under sedimentation and differential settlement. Regional fracture networks in the deep formation caused by over-pressure of hydrothermal processes and hydrocarbon generation can connect deep source rock, so gas is driven by overpressure and buoyancy force to migrate into the Miocene litho-stratigraphic trap to accumulate and form pool.

Qiongdongnan basin; Ledong sag; Lingshui sag; axial channel; submarine fan; litho-stratigraphic trap; overpressure drive; fracture migration

范彩伟，男，高级工程师，1998年毕业于原石油大学(华东)，获学士学位，主要从事莺-琼盆地油气地质勘探研究工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：524057)。E-mail：fancw@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)02-0053-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.006

TE122.3+22 ；P618.130.2+4

A

2015-09-26 改回日期：2015-12-01

*“十二五”国家科技重大专项“莺琼盆地高温高压天然气成藏主控因素及勘探方向(编号:2011ZX05023-004)”部分研究成果。

范彩伟,李绪深,刘昆，等.琼东南盆地乐东、陵水凹陷中新统岩性地层圈闭成藏条件[J].中国海上油气，2016,28(2)：53-59.

Fan Caiwei,Li Xushen,Liu Kun,et al.Hydrocarbon accumulation condition of Miocene litho-stratigraphic trap in Ledong & Lingshui sags,Qiongdongnan basin[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):53-59.