澳大利亚Bonaparte盆地WA-406-P区块油气成藏条件及控制因素

陈爱民

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452

0 引言

WA-406-P区块位于澳大利亚西北部的帝汶(Timor)海域，东南邻澳洲大陆，北与东帝汶相望，距离达尔文市约500 km[1]。区域构造上WA-406-P区块位于澳大利亚西北陆架Bonaparte盆地的Sahul向斜及其向周边隆起构造带的过渡区。Bonaparte盆地主要由冈瓦纳古陆解体演化而来，先后经历了古生代克拉通内裂谷、中生代裂谷和新生代被动大陆边缘3个演化阶段，属于陆内裂谷与被动大陆边缘相叠加的叠合型盆地[2-3]。盆地的沉积演化经历了早期局限海、中期河流-三角洲、晚期开阔海的沉积环境变迁[4]，在早―中侏罗世时期，Bonaparte盆地属于大型的Plover三角洲沉积体系，WA-406-P区块就位于该大型三角洲的三角洲前缘和前三角洲亚相[5]。WA-406-P区块总勘探面积约为4 380 km2，整体上位于浅海区，水深大部分在200 m以内，区内主力烃源岩为中--下侏罗统的Plover组含煤系地层与上侏罗统―下白垩统的Flamingo组泥岩；主要储集层为中--下侏罗统Elang组和Plover组砂岩；上侏罗统Frigate组和上侏罗统―下白垩统Flamingo组泥岩为区域性盖层[6-7]。岩心资料统计表明，Elang组砂岩平均孔隙度为12.3%，平均渗透率为375.7×10-3μm2，整体上属于低孔、高渗型储层[8]。

WA-406-P区块于1992年开始钻井勘探，目前共钻探侏罗系的井12口，其中3口井钻遇油气层，5口井见油气显示，4口井为干井。已有生产资料表明，该区具有很好的油气勘探前景[9-10]，但是由于钻井少、地震资料分辨率低以及储层非均质性强等原因，有利储层预测难度较大，下步勘探方向不清楚。因此，笔者以油藏地质理论为依据，基于三维地震、测井录井、铸体薄片、储层物性、地球化学、压力测试及生产数据等基础资料，综合应用多种分析技术对油气成藏条件、油气藏类型及成藏控制因素等进行了系统的分析与研究，明确了研究区有利储层的分布规律，以期为下步油气勘探指明方向。

1 盆地演化特征

1.1 构造演化特征

Bonaparte盆地主要经历了古生代克拉通内裂谷、中生代裂谷和新生代被动大陆边缘等3个演化阶段[2-3, 11]。1)古生代克拉通内裂谷演化阶段。晚泥盆世―早石炭世时期冈瓦纳大陆北缘自西向东拉开，受北东-南西方向的区域拉张应力场作用，澳大利亚西北陆架形成了两个北西向的陆内裂谷，分别为现今的坎宁盆地和Bonaparte盆地的Petrel次盆(图1a、b)；二叠纪―三叠纪时期冈瓦纳大陆北缘的森布玛萨[12]、羌塘等块体向北漂移，中特提斯洋形成，澳大利亚西北陆架此时属于广泛的克拉通沉积；晚三叠时期受到南北向区域挤压作用，造成盆地内的Ashmore、Sahul台地和 Londonderry 高地以及Petrel次盆两翼隆升遭受剥蚀(图1c、d)；早--中侏罗世盆地又转入了区域坳陷沉积，直到中侏罗世晚期的卡洛夫时期开始抬升，遭受剥蚀，形成区域不整合。2)中生代裂谷演化阶段。晚侏罗世--早白垩世时期冈瓦纳大陆北部陆缘再次持续解体，自北东向南西裂开，使缅甸西块体、印度支那块体分离，并在澳大利亚西北陆架形成一系列的北东向裂谷，Bonaparte盆地内的Vulcan次盆、Sahul向斜和Malita地堑在这一阶段形成(图1e、f)。3)新生代被动大陆边缘演化阶段。早白垩世开始，西北陆架逐渐转入被动大陆边缘沉积，晚白垩世南极洲和澳洲板块分离(图1g)；始新世--中新世时期澳洲板块向北漂移与欧亚板块碰撞，Bonaparte盆地北部拱张裂陷活动加剧，形成了大量晚期断层，并使部分老断层活化(图1h)。

a. 晚泥盆世；b. 早石炭世；c. 晚二叠世；d. 晚三叠世；e. 晚侏罗世；f. 早白垩世；g. 晚白垩世；h. 中新世。NC. 北中国；SC. 南中国；T. 塔里木；I. 印度支那；QT. 羌塘；L. 拉萨；S. 滇缅马苏；WC. 西基默里；WB. 缅甸西；QI. 青藏；PS. 菲律宾海；KAZ.哈萨克斯坦。图1 Bonaparte盆地构造演化图Fig.1 Tectonic evolution of Bonaparte basin

通过3个阶段的构造演化，Bonaparte盆地形成了两期裂谷“十字”交叉的叠合型盆地。古生界为北西走向的萎缩裂谷系统，包括Petrel次盆和Berkeley、Moyle台地的侧翼；中生界两个主要的北东走向Vulcan次盆和Malita地堑被Sahul台地、Londonderry高地、Laminaria高地、Nancar海槽及Flamingo高地所隔离，形成凹、凸相间的构造格局(图2a)。受两期裂谷作用的控制，盆地最终形成了北西―南东和北东―南西走向的两组断裂体系：北西-南东向的断裂在古生代活动强烈，控制了厚层的古生界沉积；北东-南西走向的断裂在中、新生代非常活跃，控制了北东向展布的Vulcan次盆和Malita地堑(图2b)。

1.2 沉积演化特征

Bonaparte盆地沉积演化经历了早期局限海、中期河流-三角洲到晚期开阔海的沉积环境变迁。盆地早期的局限海沉积主要位于南部的Petrel次盆内，埋藏较深；三叠纪以来的河流-三角洲沉积体系是盆地的主要勘探目的层，三叠纪晚期在西北大陆架发育大型三角洲沉积，三角洲主体位于卡纳尔文盆地，在Bonaparte盆地发育的三角洲规模较小；早―中侏罗世发育大型的Plover三角洲沉积体系，WA-406-P区块就位于该大型三角洲的三角洲前缘和前三角洲亚相；晚侏罗世―早白垩世水体逐渐变深，三角洲规模逐渐减小，主要发育一些近源的小型三角洲沉积体系，从早白垩世开始逐渐演变为开阔海沉积环境。受到构造和沉积演化的双重控制，Bonaparte盆地地层充填具有明显的三层结构特征，前期裂谷层序为广泛分布的蒸发岩沉积；两期裂谷层序主要由河流-三角洲、边缘海碎屑岩沉积物组成；被动大陆边缘沉积早期为海相泥岩，晚期以厚层台地碳酸盐岩沉积为特征，局部发育低位域砂岩(图3)。

2 油气成藏条件

2.1 烃源岩特征

WA-406-P区块自下而上发育多套烃源岩，分别为中、下侏罗统三角洲平原沉积的Plover组泥岩、三角洲前缘沉积的Elang组和Frigate组泥岩、上侏罗统-下白垩统浅海沉积的Flamingo组泥岩、下白垩统Exhuca Shoals组半深海相泥岩。烃源岩总厚度为400～1 000 m，其中Plover组和Flamingo组是研究区内主要发育的两套烃源岩。通过对12口井共计272块样品进行地球化学特性的实验室测试，结合测井曲线在泥岩段的响应特征分析发现：Plover组烃源岩厚度为60～360 m，在研究区北部的Nancar海槽和Flamingo向斜沉积厚度最大(图4a)，烃源岩有机质丰度较高，一般能够达到中等-好的标准，总有机碳质量分数(w(TOC))为0.26%～8.03%，平均为1.91%，生烃潜力(w(S1+S2))为0.70～24.33 mg/g，平均为5.32 mg/g，氢指数(IH)为65.12～580.56 mg/g，平均为244.24 mg/g；Flamingo组烃源岩厚度为100～600 m，沉积中心在Sahul向斜附近(图4b)，大部分沉积厚度都在300 m以上，烃源岩有机质丰度较高，w(TOC)为0.48%～3.70%，平均为1.44%，w(S1+S2)为0.48～11.41 mg/g，平均为3.64 mg/g，IH为43.4～900.93 mg/g，平均为350.6 mg/g。

WA-406-P区块有机质类型在平面上呈现差异性分布特征，依据地化资料的对比研究发现，有机质类型在区域西北部以Ⅱ1型为主，东南部以Ⅱ2型为主(图5)，整体上从西北向东南烃源岩成熟度逐渐增加，西北部成熟门限深度在3 000 m左右，东南部成熟门限深度为2 500～2 700 m。区块西北部烃源岩成熟度偏低，主要处于生油窗阶段，向东南方向至Bayu-Undan构造附近成熟度增加，达到高成熟--过成熟阶段。地球化学资料研究表明，WA-406-P区块西北部原油主要来自Plover组烃源岩，东南部凝析油与Flamingo组源岩关系密切，Bayu-Undan构造位置的天然气主要为Plover组高成熟气，混合有Flamingo组油伴生气。

图2 Bonaparte盆地构造单元(a)及地质结构剖面图(b)Fig.2 Tectonic units (a) and geological structure profile (b) of Bonaparte basin

2.2 储层特征

WA-406-P区块在侏罗纪时期发育了多期三角洲沉积体系，三角洲类型属于潮控三角洲，其主要特点表现为：低位时河流和波浪作用较强，波浪改造作用使河口坝平行岸线呈带状分布；高位时水体加深使潮汐作用增强，形成潮控三角洲体系，河口坝垂直岸线分布，并且在浅海区发育浊积扇[13-14]。多期三角洲沉积体系相互叠加，在WA-406-P区块形成了3套有利储层，分别为Plover组、Elang组和Flamingo组砂岩。通过对研究区12口井共计338块孔隙度与渗透率样品的综合分析，结合测井曲线在砂岩段的响应特征发现，前两套砂岩在全区广泛分布，而Flamingo组砂岩仅在研究区西南部分布。从区域上看，Plover组三角洲砂体在平面上分布稳定，区块处于分流河道复合体发育区，砂地比达到60%～80%，砂岩单层厚度为7～12 m，储层物性较好，孔隙度随埋深增大而逐渐降低，当埋深小于3 500 m时，有效孔隙度可以达到8.0%以上，储层渗透率普遍较高，为(150.0～800.0)×10-3μm2，整体上属于低孔、高渗透型储层，目前区块内所发现的Bayu-Undan、Sunrise等大气田都产自该套砂岩。Elang组砂岩有效储层厚度在70 m左右，底部是海相进积的砂岩沉积，在海相砂岩之上存在2个上升旋回和1个下降旋回，属于三角洲前缘沉积体系，砂岩平均孔隙度为12.3%，平均渗透率为375.7×10-3μm2，属于低孔、高渗透型储层。

图3 Bonaparte盆地沉积特征演化图Fig.3 Evolutionary sequence of sedimentary characteristics in Bonaparte basin

a. Plover组；b. Flamingo组。图4 WA-406-P区块烃源岩厚度等值线图Fig.4 Thickness contour map of hydrocarbon resource rock in block WA-406-P

a. 西北部；b. 东南部。Tmax. 烃源岩热成因最高温度；Ro. 镜质体反射率。图5 WA-406-P区块不同区域有机质类型Fig.5 Organic matter types of different region in block WA-406-P

储层物性的影响因素比较多，主要包括沉积相、水动力条件、古地理环境及后期成岩作用等[15-17]。沉积相研究结果表明，WA-406-P区块北部为波浪改造的三角洲前缘砂坝/河道沉积，向南过渡到三角洲平原，沉积微相的变化对储层物性有一定的影响，但影响该区储集性能的主要因素是成岩作用。通过对铸体薄片及扫描电镜的综合分析：成岩作用对储层物性影响较大的主要原因是压实作用和石英次生加大作用，区块北部的压实作用明显弱于中南部洼槽区，北部埋深3 500 m时，砂岩石英颗粒仍为点-线接触(图6a)，而洼槽区在3 645 m就已经呈现线接触关系(图6b，c)；方解石及高岭石的充填胶结作用会导致储层原生孔隙减小(图6d，e)；石英次生加大初期堵塞孔隙喉道，后期石英加大胶结成块状，完全堵塞孔隙(图6f，g)。统计结果表明，石英次生加大作用对储层物性影响明显，当石英加大高于5%时，孔隙度和渗透率随石英次生加大含量的增加而快速降低。另外，溶蚀作用会改善储层的物性条件，但是影响程度有限，区块北部的溶蚀作用较为常见，溶蚀孔隙发育(图6h)，而南部溶蚀作用比较少见。

2.3 盖层条件

白垩系连续沉积的泥岩厚度达上千米，是良好的区域性盖层；另外，上侏罗统--下白垩统Flamingo组和上侏罗统Frigate组泥岩在平面上稳定分布，厚度为700～850 m，也是较好的区域性盖层。根据压力测试资料，Frigate组泥岩实测地层突破压力为20.68 MPa，通过计算可以封住670 m的油柱，由此可见盖层的封闭条件比较好。

2.4 储盖组合特征

基于砂岩与泥岩的全区分布特征可知，WA-406-P区块形成两套有利的储盖组合：① 以Elang组砂岩为储层、以上覆大套侏罗系和白垩系泥岩为盖层的储盖组合，研究区目前发现的油气藏全部属于该套组合类型；② 以Flamingo组砂岩为主力储层、以上覆大套白垩系泥岩为盖层的储盖组合，范围有限，仅在区块南部分布。

2.5 圈闭条件

通过对高精度三维地震资料的综合解释，区块主要发育“沙漏型构造样式”，即第三系浅层表现为花状地堑构造，侏罗系表现为复杂断垒构造。在Elang组顶面构造图上，北部断层主要为近东西走向，呈现出垒堑间互的结构特点，形成五垒五堑的构造格局。断垒、断鼻和断块是WA-406-P区块主要的圈闭类型，在Bluff断垒带上发现了金牛和红牛2个有利圈闭，均为复杂断垒构造类型；在Buller和Bogong两个断垒带上发现了黄牛、奔牛和福牛3个有利构造，前两者为复杂断块圈闭，福牛为一条反向断层控制的断鼻构造圈闭(图7)。

2.6 油气运移条件

区块内的油气运移以横向运移为主、垂向运移为辅(图8a)。油源对比与原油轻烃参数指标结果反映Flamingo 高地凝析油与Flamingo组烃源岩关系密切，原油主要由南面的Malita地堑运移而来，天然气为Flamingo和Plover组混合来源，以近源和远源两种供烃为主；区块北部Laminaria高地的凝析油则与Plover组烃源岩生物标志特征一致，原油主要来自于Flamingo向斜和Nancar海槽，供烃方式以近源供烃为主；Krill与Buller油藏原油介于二者之间，具有双向油源，但以近源供烃为主(图8b)。盆地模拟结果也表明，Flamingo-Laminaria构造脊长期处于有利运移指向，早期油气沿构造脊从南向北运移；晚期油气以Flamingo、Laminaria两构造为中心近源聚集。

① 金牛圈闭；② 红牛圈闭；③ 黄牛圈闭；④ 奔牛圈闭；⑤ 福牛圈闭。图7 研究区Elang组顶面构造图Fig.7 Top structure map of Elang formation in research area

2.7 成藏匹配条件

WA-406-P区块圈闭的主要形成时期为晚侏罗世―晚白垩世，最晚在第三纪早期定型。盆地模拟结果表明存在两个主要排烃高峰期：第一个在晚白垩世―始新世时期；第二个为渐新世―上新世时期。圈闭形成期在油气主排烃期之前，具有较好的成藏匹配关系。对Buffalo-2井流体包裹体进行的实验分析表明，区块内的油藏至少经历了两期充注，充注时间大约为34和17 Ma，早期充注的液态烃逐渐蚀变为沥青，晚期充注的轻质油沿石英颗粒及其次生加大边界之间的孔隙和裂隙分布，两期充注最终形成原始地层条件下的原油赋存特征。

3 成藏控制因素

Bonaparte盆地WA-406-P区块油气藏类型以断块油气藏为主，尤其以断垒最多，油藏内部多被断层切割而复杂化，进而形成了一系列更为破碎的小断块。以Buffalo油藏为例，其圈闭面积仅为5.4 km2，但内部发育多达19条断层。油气藏内部虽然被多条断层切割分离，但发育的小断层对油气不具备封存能力，因而具有统一的油水界面，属于同一套油气水系统，油藏充满度不高，面积充满系数为52%～57%。通过以上分析确定了油气藏的地质特征，不同的地质特征对油气成藏的控制作用不同。众所周知，影响油气成藏的因素比较多，主要包括沉积相、地质构造、烃源岩类型、储层物性及裂缝展布特征等[18-20]，明确WA-406-P区块的成藏控制因素，可以为下步有利勘探目标的落实提供重要的地质依据。

3.1 烃源岩分布特征的影响

烃源岩分布特征控制着油气藏的流体类型[21]。依据烃源岩地球化学元素的分布特征可以看出，WA-406-P区块平面上油气藏的分布受南北不同烃源灶的控制，北部主要形成油藏，南部主要形成气藏(图9)。结合图5不同区域有机质类型可知，区块整体上从西北向东南烃源岩成熟度逐渐增加，西北部烃源岩成熟度偏低，以Ⅱ1型为主，主要处于生油窗阶段；向东南方向至Bayu-Undan构造附近达到高成熟―过成熟阶段，以Ⅱ2型为主，主要处于干气生成阶段。因此，WA-406-P区块西北部原油主要来自Plover组烃源岩，以近源供烃为主，形成油藏；东南部凝析油与Flamingo组源岩关系密切，天然气为Flamingo组和Plover组混合来源，以近源和远源两种供烃方式为主，形成北油南气的油气藏流体分布格局。

a. 油气运移示意图；b. 轻烃参数指标判断油气运移图。PG+NG.第三系。图8 WA-406-P区块油气运移模式图Fig.8 Hydrocarbon migration pattern in block WA-406-P

图9 研究区烃源岩分布与油气成藏关系图Fig.9 Relationship of source rock distribution and hydrocarbon accumulation in research area

3.2 构造形态的影响

WA-406-P区块整体上以断块油气藏为主，构造形态及断层展布对油气成藏与富集有着明显的控制作用，目前所发现的油气藏全部位于洼中隆起带。全区近东西向展布的多个断垒带控制着主要油气藏的分布，断垒构造是区块的主要圈闭类型，每个断垒带的最高部位油气最富集。另外，从不同构造分区的油气藏分布特征可以看出：北部垒堑间互带靠近洼中隆起带，构造圈闭发育，具备最有利的成藏条件；西南斜坡带具有持续向西南抬升的斜坡构造背景，整体构造相对简单，断层不发育，且主要为顺向断层，有利圈闭发育的条件较差；东南洼槽区构造单一，断裂不发育，缺乏构造圈闭，形成油气藏的条件最差。

3.3 储层物性的影响

在构造圈闭形成的基础上，储层物性控制着油气饱和度的赋存丰度，进而影响油气藏的地质储量[22]。Elang组砂岩储层有效厚度在70 m左右，平均孔隙度12.3%，平均渗透率375.7×10-3μm2，属于低孔、高渗透型储层。图10可以看出：北部垒堑间互带地区储层处于成岩演化的中成岩A1阶段，溶蚀孔隙发育，储层平均孔隙度为14.6%，储集条件有利，油气藏储量丰度最大；东南洼槽区储层处于中成岩的A2期，溶蚀孔隙不发育，储层物性最差，平均孔隙度仅为3.7%，储量丰度最低；西南斜坡带储层处于成岩演化的中成岩A1阶段到A2阶段的过渡区，发育部分溶蚀孔隙，平均孔隙度10.6%，油气储量丰度中等。由此可见，成岩阶段控制着储层的物性，而物性又进一步控制着油气藏的储量丰度。

3.4 断层活化的影响

a. 成岩阶段分布图；b. 孔隙度等值线图；c. 有利储层平面分布图。图10 WA-406-P区块Elang组有利储层平面分布图Fig.10 Favorable reservoir distribution of Elang Formation in block WA-406-P

断层的活化作用会影响油气的富集与散失，特别是晚期断层形成对早期断层活化程度的影响，直接控制着已形成的油气藏能否完整保存[23-24]。WA-406-P区块内大量钻井流体包裹体都存在古油柱，还有部分钻井在录井过程中发现残余油以及在薄片分析中观察到沥青，说明区块内晚期断层活化对早期形成的油气藏有一定的破坏作用。通过对已发现油气藏和破坏油气藏的对比分析，构建了晚期断层活化作用影响油气成藏的3种主要类型(图11)：1)Buller型，晚期断层活动受阻于白垩系大套泥岩塑性地层，没有使早期断层活化，早期形成的油气藏得以保存；2)Laminaria型，晚期断层活动强烈，穿过泥岩塑性地层，使早期断层活化，但到上第三系活动作用停止，断层并没有延伸到海底使油气全部散失，但是降低了含油高度；3)Bogong型，晚期断层活动强烈，穿过泥岩塑性地层，使早期断层活化，并持续活动断裂到海底，而活化断层控制着油气藏的上倾方向，使油气全部散失，油气藏遭到破坏。从区块断层的展布特征可以看出，如果晚期断层与早期断层走向一致，则断层的活化作用强；反之活化作用弱。因此，北部垒堑间互带的金牛、红牛、黄牛和Buffalo构造断层活化作用弱，油气藏得以保存，是全区油气富集的主要区域；西南斜坡带和东南洼槽区构造断层的活化作用较强，不利于油气的保存与成藏。

a. Buller型；b. Laminaria型；c. Bogong型。图11 影响油气成藏的断层活化类型Fig.11 Fault activation types of hydrocarbon accumulation

4 有利勘探目标区

Bonaparte盆地WA-406-P区块侏罗系整体上属于潮控三角洲沉积体系，构造形态为“沙漏型样式”，油气藏类型以断块油气藏为主，尤其以断垒型最多。通过成藏条件及控制因素的综合分析，研究区内目前发现Buffalo、Buller和Bluff等3个油气藏，共计探明石油和凝析油可采储量为1.43×108m3，探明天然气可采储量0.72×108m3，其中Buffalo油气藏已经开发完毕，另外2个油气藏正在勘探开发阶段。油气成藏控制因素研究表明，烃源岩分布特征控制着油气藏的流体类型，形成北油南气的流体分布格局；构造形态及断层展布控制着油气藏的类型，形成以断垒构造为主的断块油气藏；储层物性控制着油气地质储量的丰度，形成从北部垒堑间互带到东南洼槽区油气储量丰度逐渐降低的分布特征；晚期断层活化作用控制着早期形成的油气藏能否完整保存，形成了3种断层活化对油气富集与散失的影响模式，明确了晚期断层与早期断层的走向夹角与断层活化程度的相关关系。基于以上分析，WA-406-P区块有利勘探目标区被分为3类：Ⅰ类为北部垒堑间互带，Ⅱ类为西南斜坡带，Ⅲ类为东南洼槽区(图12)。其中：Ⅰ类勘探区具备最有利的成藏条件，构造位置靠近洼中隆起带，具有垒堑间互结构，圈闭发育，两套主力储层Plover组和Elang组分别位于两个生油灶之上，具有优越的油源条件及油气运移通道，储层发育溶蚀孔隙，有利储层分布广泛，是下步主力勘探目标区；Ⅱ类勘探区具有持续向西南抬升的斜坡构造背景，整体构造相对简单，断层不发育，且主要为顺向断层，圈闭条件较差，面向生烃洼槽，处于油气运移的指向区，具有油气源条件，储层物性较好，储集能力中等，为次要勘探目标区；Ⅲ类勘探区处于洼槽区域，构造背景较差，断层不发育，缺乏构造圈闭，主力储层虽然位于生烃灶之上，具备油源条件，但主要以生气为主，储层溶蚀孔隙不发育，物性很差，勘探潜力较小。

图12 WA-406-P区块有利勘探目标区Fig.12 Favorable exploration area in block WA-406-P

5 结论

1)Bonaparte盆地属于陆内裂谷与被动大陆边缘相叠加的叠合型盆地，受三期构造活动和三期沉积环境演化的双重控制，盆地地层充填具有明显的三层结构特征，即前期裂谷形成的蒸发岩沉积，两期裂谷形成的碎屑岩沉积以及被动大陆边缘形成的早期海相泥岩和晚期碳酸盐岩沉积。

2)烃源岩类型在区域西北部以Ⅱ1型为主，东南部以Ⅱ2型为主，成岩作用是储集性能的主控因素，整体上属于低孔高渗透型储层，Plover、Elang和Flamingo组3套三角洲砂体与大套的海相泥岩配置形成两套有利储盖组合，油气经历了两期充注，由于圈闭形成期早于大规模油气运聚期，因而具有良好的成藏匹配关系。

3)烃源岩分布特征控制着油气藏的流体类型，构造形态及断层展布控制着油气藏的类型，储层物性控制着油气地质储量的丰度，断层活化作用控制着油气藏能否完整保存，基于构造背景、沉积微相、圈闭类型、油气源条件及储层物性的综合评价，WA-406-P区块北部垒堑间互带为Ⅰ类勘探区，西南斜坡带为Ⅱ类勘探区，东南洼槽区为Ⅲ类勘探区。