迈陈凹陷构造沉积特征及对油气成藏控制作用

胡爱玉

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院,江苏 扬州 225009)

迈陈凹陷构造沉积特征及对油气成藏控制作用

胡爱玉

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院,江苏 扬州 225009)

迈陈凹陷位于北部湾盆地，其成盆演化经历了“断拗-断陷-拗陷”三个不同阶段，形成了上、下两套断裂系统，继承与改造关系复杂，凹陷边界断层发育特征也有较大差异，进而对地层沉积的影响存在较大差别。分析表明，迈陈凹陷东部地区存在南部和北部两个方向的物源体系，受古地貌和水体变化控制，断拗期流沙港组以河流-三角洲-湖相沉积体系为主；断陷期涠洲组以扇三角洲-河流-三角洲沉积体系为主。构造和沉积演化的差异性导致区内形成了上、下两套成藏系统，储盖组合是控制成藏的主控因素，构造背景影响富集规模，储层物性制约油层产能。

构造演化 沉积演化 成藏规律 控制因素

迈陈凹陷位于我国南部北部湾盆地，是盆地内的一个次级构造单元，具有典型的箕状断陷特征。钻探揭示，新生代地层自下而上分别为古近系长流组(E1ch)、流沙港组(E2l)、涠洲组(E3w)，新近系下洋组(N1x)、角尾组、灯楼角组和望楼港组[1]；其中，E2l和E3w是主要勘探层系[2-3]。至2015年，迈陈凹陷东部陆域部分已钻井多口，多口井见到良好的油气显示，有的井获得工业油流[4,5]。目前，该凹陷勘探程度仍较低，加之地质特征复杂、地震资料品质不高，导致认识存在诸多问题：(1)未能理清断裂系统及主干断层在成盆过程中所起的作用；(2)物源方向、沉积相类型模糊不清；(3)不同层系成藏主控因素不清。本文在深入分析构造、沉积特征基础上，探讨不同层系油气成藏特征，油气富集主控因素。

1 构造特征分析

1.1 凹陷演化特征

北部湾盆地新生代经历神狐、珠琼I幕、珠琼II慕和南海4期主要的构造运动[6-8]，位于北部湾盆地中部坳陷带(图1)的迈陈凹陷与此一致，并形成了古近纪陆相断拗、陆相断陷和新近纪-第四纪海相拗陷的不同阶段建造。

图1 北部湾盆地区域构造单元分布(据李春荣等，2012年修改)

(1)古新-始新世，陆相断拗演化阶段

北部湾盆地是在白垩纪末发生的区域性神狐运动，剥蚀夷平前古近系基底岩石基础上，受太平洋板块向亚洲大陆俯冲，印度-欧亚板块碰撞，共同在华南大陆边缘形成区域拉张应力场，发生了区域裂陷形成的新生界盆地。在古新世，受伸展拉张影响，北部湾地区产生NE走向的断裂体系，形成一系列NNE-NE展布的断裂和半地堑构造[8,9]，迈陈凹陷由此开始生长，建造了盆地第一套陆相沉积E1ch地层，此为裂陷I幕。

古新世末期，北部湾地区发生了珠琼运动I幕，盆地抬升遭受普遍剥蚀；到始新世早期，珠琼I幕运动发展成为区域性的更大规模的裂陷，迈陈凹陷再次张裂沉降，开始E2l3逐步水进式的砂泥岩沉积；此时NW-SN的拉张作用加强，NE-NEE断陷进一步发育[5]。始新世中期，珠琼I幕造成的区域性张裂拉伸沉降到达鼎盛，表现为E2l2沉积期盆地的沉降速度远大于沉积速度，湖盆不断扩大，水体迅速加深，并沉积了巨厚的富有机质暗色泥岩、页岩地层，成为迈陈凹陷的主要烃源岩。始新世晚期，随着基底下伏的地幔柱作用降低，盆地逐渐收缩反转，沉积也由湖侵转向湖退高位域，建设E2l1砂泥岩地层；至始新世末期，受珠琼运动Ⅱ幕影响，盆地迅速回返露出水面，抬升导致流沙港组上部遭受区域性剥蚀，构成全盆性E2l与上覆地层E3w之间的角度不整合。迈陈凹陷受珠琼Ⅱ幕影响更强烈，E2l1几乎剥蚀殆尽。此为裂陷Ⅱ幕。

古新-始新世，北部湾裂陷盆地一方面呈现为断陷构造格局特征；另一方面，各凹陷湖盆又具有广泛的连通性和统一性，尤其E2l具有明显的拗陷构造-沉积特征，故称作断拗演化。

(2)渐新世，陆相断陷演化阶段

始新世末的珠琼运动Ⅱ幕结束了前期断拗成盆建设；到渐新世初期，盆地再次发生裂陷沉降，只是各凹陷沉降速度较慢，主干断裂分割和断陷作用显著增强，各断陷湖盆范围明显小于前期E2l,因此各凹陷呈分隔独立断陷沉积E3w。渐新世中晚期，随着欧亚板块与印度板块的碰撞达到顶峰，印支半岛向东挤出，印度板块向北挤入形成的右旋区域应力场对东亚大陆作用增强，在NEE右旋剪切应力场影响下，南海扩张方向顺时针旋转，由NW-SE转为近SN，形成近EW走向的构造格局[9，10]；至晚渐新世，区域构造活动逐渐减弱，盆地开始向拗陷阶段过渡，此为裂陷Ⅲ幕。渐新世末，随着南海运动降临，结束了古近纪断拗-断陷盆地演化。

(3)新近-第四纪，海相拗陷阶段

新近纪，南海地区受印度板块向北东俯冲，南海左行拉开；在南海北部，大陆架的南部边缘形成一系列大型拗陷。北部湾盆地除中新世早期为陆相沉积外，中期到第四纪全部为海相建造。迈陈凹陷也表现为拗陷演化特征，断层数量显著减少，除少数边界大断层继承性活动外，凹陷内多数断层活动迅速减弱并消亡，整体呈区域性披覆沉积。

1.2 双层结构断裂系统特征

剖面上，地震资料反映迈陈凹陷以涠洲组底面、流沙港组顶面为界(对应地震T4反射波组)，古近系盖层具有明显的上、下双层结构特征(图2)，新生代断裂系统也表现为上、下两套系统。

下部断裂系统：主要形成于断拗期(古新世E1ch～始新世E2l)，受珠琼运动影响，凹陷在纯拉张作用下形成一系列张性断裂。这些断裂多为单一向北倾向倾斜，向下断至中生界，向上多消失于流二段，控制E1ch、E2l地层沉积。

图2 迈陈凹陷东部典型地震剖面

上部断裂系统：受南海运动影响，区域构造应力场发生转变，太平洋板块向华南大陆NWW俯冲及印度板块向北挤入造成的右旋应力场的作用下形成一系列张扭性断裂，向下断至E2l3内部，向上消亡于拗陷期下洋组。倾向既有北倾，也有南倾。在剖面上多呈“Y”字型，控制E3w地层沉积(图2)。

平面上，这两套断裂系统存在较大的差异：下部断裂系统断层相对较少，断层走向以NE、NEE为主；上部断裂系统断层数量增多，整体呈近EW走向展布(图3)。断裂走向的变化体现了所受区域主应力方向的转变。

图3 迈陈凹陷东部地区断裂分布

1.3 主干断层

(1)南部边界断层——迈①断层

迈①断层是迈陈凹陷的南部边界断层。图3反映，该断裂平面上在工区范围内延伸约17.5 km长，呈NE走向，倾向NW，断面倾角35°～60°；剖面上，断切基底中生界，盖层古近系E1ch、E2l、E3w和新近系N1x地层，最大断距达4 000 m(图4)，属基底生长断裂。迈①断层的断面总体下缓上陡，为铲式，底部存在滑脱特征。迈①断层从西往东规模逐渐减小，西部规模很大，对地层厚度具有明显控制作用；向东规模逐渐减小，并转变为多条分支，剖面上呈快速下降的阶梯状特征，地层厚度也相应减薄。

图4 迈①断层发育特征及模式

(2)东部边界断层——徐闻断层

徐闻断层是迈陈凹陷的东部边界断层。平面上，如图3所示，在工区内延伸16km，走向NNW，倾向SW，倾角50°～70°；剖面上，形态变化不大，断面较平直，主要断切中生界、盖层古近系E1ch、E2l、E3w和新近系N1x地层，上盘地层呈正牵引形状。徐闻断层是在盆地的伸展过程中发生被动左旋走滑，由基底断裂生长形成的。

徐闻断裂作为迈陈凹陷盆地东部的边界，整体活动不强，从图3、图5看出，E1ch-E3w2地层厚度中心远离断层，说明徐闻断层对地层沉积厚度控制较弱，仅在E3w1和N1x沉积期有一定控制作用。因此，徐闻断层主要作为限制迈陈凹陷的东部边界[11]。

图5 徐闻断层发育特征及模式

2 沉积特征分析

通过钻井岩心观察，录井及测井等资料分析，结合区域沉积特征、古地貌恢复等，认为研究区目的层E2l、E3w主要发育近岸水下扇、辫状河、三角洲、扇三角洲、湖泊相等沉积。总体上，迈陈凹陷E2l、E3w沉积体系类型及其展布特征，与渤海湾盆地诸断陷所谓的“沟扇对应”模式[12]有较多的相似性，即断裂陡坡发育扇，缓坡建设洲；而与苏北盆地高邮断陷戴南组物源-坡折控扇模式[13]有较大区别。

2.1 E2l沉积特征

始新世开始，盆地进入持续断拗发育阶段。在琼珠运动作用下，北西-南东向的拉张作用进一步加强，盆地发生大规模湖侵，E2l沉积了相对稳定、处于还原环境的地层。E2l3期为分散断陷，多断层控凹，接受来自南部和东北部凸起的物源供给。受迈①、迈②、迈③等断层影响，断层下降盘主要为深湖-半深湖沉积体系，往北部斜坡主要表现为滨浅湖-三角洲沉积体系。平面上，可划分为辫状河三角洲前缘、前三角洲、浅湖-半深湖，南部边界断层处发育近岸水下扇(图6)，已得到钻井证实。

E2l2主要为广湖沉积，建造了区内主要的烃源岩层系。E2l1在本区受珠琼运动Ⅱ幕影响，地层几乎剥蚀殆尽。涠西南凹陷本段地层最发育。

图6 迈陈凹陷E2l3古地貌及沉积相平面

2.2 E3w沉积特征

E3w3是在E2l沉积后盆地隆升遭受剥蚀，进而转入稳定沉降发育阶段时沉积的地层，此时为集中断陷，凹陷沉降集中在南部边界断层处。这时期湖盆迅速缩小，水体变浅，可容纳空间减小，陆源碎屑大量进入凹陷。大小不等的携带粗粒沉积物的辫状分支河道自北东方向注入研究区，发育一套扇三角洲沉积(图7)，平面上可划分为扇三角洲平原、扇三角洲前缘、前扇三角洲-滨浅湖；南部断裂带下降盘接受来自南部的物源，快速堆积形成近岸水下扇。

与E3w3时期的湖泊相比，E3w2时期凹陷坡度趋于平缓，湖泊范围变大，水体加深。多条大的河道由北向南注入，沉积了一套三角洲平原-三角洲前缘-滨浅湖相类型(图8)，工区范围以三角洲前缘沉积为主；南部断裂带下降盘发育快速堆积形成的近岸水下扇。

E3w1沉积期，盆地逐渐从快速沉降的裂陷期向缓慢沉降的拗陷期转化，盆地沉降速率已经很低，可容纳空间很小，充足的物源供给形成一套河流-三角洲平原沉积。

图7 迈陈凹陷E3w3古地貌及沉积相平面

图8 迈陈凹陷E3w2古地貌及沉积相平面

3 成藏主控因素分析

E2l、E3w构造特征、沉积特征的差异，使得工区形成上下两套油气成藏系统。这两套含油气组合所表现出的成藏特征及主控因素，与苏北后生-同生断陷盆地油气富集特点[14]不同，也与渤海湾盆地典型断陷油气分布规律[12]有差异。

3.1 储盖组合差异导致成藏主控因素不同

(1)E2l近源成藏，盖层底面形态控制油气分布

E2l3储层紧邻烃源岩，处于内斜坡的徐闻1块、徐闻6块紧邻生烃次凹，油源条件好，具有E2l2厚泥岩盖层的良好封盖条件，断层和连通砂体是沟通油源的良好通道，形成上生下储的油藏。

北斜坡断层较发育，多为NE、NEE向北掉断层，少数为南掉断层，易形成反向遮挡型断块圈闭，控圈断距与泥岩厚度的匹配决定圈闭的保存条件。认为控圈断层断距应小于上覆E2l2泥岩厚度才能保证圈闭的有效性。内斜坡E2l2泥岩厚度约为100～200 m，据统计内斜坡断层断距在80～180 m，基本与E2l2泥岩匹配，因此具有良好的保存条件。

所以，分析认为有效烃源岩范围内E2l3能否成藏主要取决于油气汇聚情况，而输导层中的石油运移路径取决于三维空间封盖面的形态，在封盖面下油气沿构造上最有利的路径运移[12,13]。通过对E2l2泥岩盖层分析可以看出(图9)，徐闻6块、徐闻1块均位于油气有利汇聚部位，但徐闻6块穹窿封盖面优于徐闻1块倾伏背斜封盖面。

图9 E2l2泥岩盖层底面深度

(2)E3w泥岩发育程度是油气成藏关键

E3w储层发育，物性好，但缺少区域稳定盖层，油气保存条件稍差。基于已钻探井的分析，E3w2存在局部有利盖层。认为局部盖层的展布以及控圈断层侧向封挡是涠洲组油气藏的主控因素。

E3w2为曲流河三角洲前缘亚相，发育多套泥岩段，可以作为良好的局部盖层。其中又以E3w2底部的泥岩段为最好局部盖层，厚达160m左右，泥岩百分含量约70%，单层泥岩最厚达25 m。徐闻X1、徐闻X6井在E3w油气显示均位于这几套盖层之下，证实E3w2盖层是油气成藏关键，决定了含油气层段主要位于E3w2泥岩盖层之下，形成有效储盖组合。

E3w2和E3w3砂岩储层纵向上表现为砂泥高频互层特征，受控圈断层控制两盘地层侧向对接，是否能形成封堵与断距和两盘的砂泥岩对置关系有关。在断距小于上覆盖层厚度，封盖较好的情况下，两盘砂-泥对接侧向封堵，可形成有效圈闭，而砂-砂对接则不能封堵。徐闻X6井的钻探揭示E3w3砂岩百分比仅为24%，表现为“泥包砂”特点，无论是横向上还是侧向上，封堵概率高，保存条件好，证实了E3w泥岩盖层发育是油气成藏的关键。

在徐闻X6井钻探后分析认为不仅E3w3可成藏，E3w2由于泥岩发育，具有很好的储盖组合和侧向封挡条件，也可以成藏，后经开发井钻探证实。

3.2 构造背景不同影响油气富集程度

徐闻6块位于东高带被断层复杂化的破背斜上，表现为洼中隆的构造特征。E2l2烃源岩在下洋组沉积期进入生油窗，角尾组沉积期至今为生油高峰期。所在的背斜构造形成早于烃源岩生烃期，紧邻生油深凹处于油气长期运移和聚集的有利地区。徐闻X6井涠洲组油气显示井段顶底达254 m，流沙港为49 m，该构造油气富集，油气源供给充足。

与之相比，徐闻X1井所处西高带的形成和演化存在比较大的差异。E3w表现为上凸特征，但E2l则表现为下凹特征，上下构造不匹配，整体表现为下凹上凸的特征(图10)，因此油气汇聚能力比东高带差。徐闻X1井荧光显示井段顶底E3w只有58 m，E2l仅1层5.9 m。进一步证实了构造背景对油气富集程度具有重要的影响作用。

图10 迈陈凹陷东西向联络线地震剖面

3.3 储层物性影响油气产能

徐闻X6井E3w油气显示特征及试油层产能均与砂岩储层有较好相关性。E3w3：2 920.48 m～2 924.1 m，岩性为灰褐色含砾中砂岩，顶部0.25m没有油气显示且试油不含水，物性差，孔隙度为6.2%，渗透率为0.239×10-3μm2；中下部岩心为油斑显示，物性较好，孔隙度11.4%～20.9%，渗透率2.01×10-3μm2～53.6×10-3μm2。整体特征表现为物性较好砂岩储层，油气显示好，两段储层中间没有泥岩隔层，表明储层物性控制着含油性。

徐闻X6井与徐闻X1井E2l储层相比较可以看出，徐闻X1井储层物性较好于徐闻X6井，其产能也较高于徐闻X6井。所以可以看出储层物性好、单层厚度大，则产能高，反之则低(表1)。

表1 XW6井与XW1井E2l储层特征及产能对比

4 结论

(1)迈陈凹陷经历了四期构造运动，可划分为三个演化阶段：断拗阶段、断陷阶段和拗陷阶段，并且发育上下两套断裂系统。

(2)迈陈凹陷不同时期沉积特征存在差异：E2l以河流-三角洲-湖相沉积体系为主，其中流二段为广湖沉积，为本区最主要的烃源岩层段；断陷期涠洲组以扇三角洲、河流-三角洲沉积体系为主。

(3)迈陈凹陷具有上下两套成藏系统，储盖组合影响成藏主控因素：流沙港组为近源成藏，盖层底面形态控制油气分布。涠洲组而言，泥岩发育程度是油气成藏的关键。构造背景影响富集规模：东高带下凸上凸的洼中隆背斜背景要优于西高带下凹上凸斜坡背景。储层物性影响油层产能：储层物性好、单层厚度大，则产能高，反之则低。

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(编辑 吴一华)

The tectonic and sedimentary characteristics of Maichen Sag and its control function to hydrocarbon accumulation

Hu Aiyu

(ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China)

Maichen Sag is located in Beibu Gulf Basin.MaiChen Sag has experienced three stages of evolution which are rifting depression-rift-regional depression,and developed two sets of fault systems which have complicated relationship.And there are big differences in the development characteristics of boundary faults and their influences on the formation sedimentary.Analysis results show that eastern Maichen Sag have two directions of the material source system from the south and north.Controlled by the changes of ancient landform and water level,the Liushagang Formation in rifting depression stage developed river-delta-lacustrine sedimentary system.The Weizhou Formation in rift stage developed fan delta-river-delta sedimentary system.The structural and sedimentary evolution differences led to two sets of accumulation system.The reservoir-seal assemblage is the major factor controlling oil accumulation.The structural background affects the accumulation size,and the reservoir physical properties affect the reservoir productivity.

structural evolution;sedimentary evolution;accumulation rule;controlling factors

2016-08-15；改回日期：2016-09-27。

胡爱玉(1968—)，女，高级工程师，现从事勘探地理物理综合研究工作，电话：13951042679，E-mail:huay.jsyt@sinopec.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.04.001

TE122

A