南海西部涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏条件及勘探潜力*

赵顺兰 杨希冰 陈 林 周 刚 焦立波 赵亚卓

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司南海西部石油研究院 广东湛江 524057)

涠西南凹陷是南海西部北部湾盆地已证实的最富烃凹陷，自20世纪70年代以来相继发现了涠洲10-3、涠洲11-4/4N、涠洲12-1/2等多个大中型油田和一批含油气构造[1-2]，以背斜、断背斜、断鼻和断块油气藏为主。随着勘探不断深入，构造油气藏剩余资源潜力小、勘探难度越来越大，迫切需要寻找勘探新领域。潜山油气藏作为断陷盆地一种重要的油气藏类型，储量丰度大、产能高，一直是油气勘探的重点领域，备受勘探家们的关注[3-4]。涠西南凹陷碳酸盐岩潜山主要分布在一、二号断裂带之间[5]，勘探程度低，钻井揭示油气显示活跃、测试产能高(最高日产油上千立方米)；已发现多个碳酸盐岩潜山油气田或含油气构造(图1)，展示了该领域广阔的勘探前景。然而,涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏条件如何？资源潜力有多大？有利勘探方向在哪里？这些都是亟需解决的关键问题。笔者基于钻井、测井、地震等资料，运用有机地球化学、储层综合评价、盆地模拟、缝洞储层识别与预测等技术，对研究区碳酸盐岩潜山油气成藏条件进行深入剖析并明确其勘探潜力，以期为下步油气勘探决策提供依据。

图1 北部湾盆地涠西南凹陷及周缘构造区划简图Fig .1 Sketch map showing structure units in Weixinan sag and its margin,Beibuwan basin

1 区域地质背景

北部湾盆地位于南海北部大陆边缘，是一个发育在前古近系基底之上、以新生代沉积为主的断陷盆地，自北向南分为北部坳陷、企西隆起和南部坳陷等3个一级构造单元[6]。涠西南凹陷位于北部坳陷，面积约3 800 km2，其北以涠西南断裂为界，南邻企西隆起和涠西南低凸起，西与海中凹陷相连，东接企西隆起，为典型的“北断南超”箕状凹陷(图1);其基底主要为古生界志留系—泥盆系变质岩、石炭系碳酸盐岩、中生界花岗岩等，上覆古新统长流组，始新统流沙港组，渐新统涠洲组，中新统下洋组、角尾组、灯楼角组，上新统望楼港组及第四系(图2)。

自海相石炭系沉积以来，涠西南凹陷碳酸盐岩潜山主要经历了以下3个构造演化阶段[7-8]：

图2 北部湾盆地涠西南凹陷地层综合柱状图Fig .2 Comprehensive stratigraphic column of Weixinan sag,Beibuwan basin

1) 晚古生代—中生代潜山雏形阶段。石炭纪末，海西运动使石炭系碳酸盐岩地层发生轻度褶皱和整体抬升、出露地表遭受风化剥蚀，为后续碳酸盐岩潜山的形成奠定了基础。二叠纪—白垩纪，受印支-燕山运动第二幕影响，来自NW—SE向的挤压应力作用加剧，使涠西南凹陷进一步挤压褶皱-推覆成山，形成NE—SW向展布以古生界为主体的大型背向斜(图3a—d)。此时，碳酸盐岩潜山已具雏形。

2) 新生代早期潜山改造阶段。古近纪燕山运动第三幕—喜山运动第二幕，在NW—SE向区域拉张应力作用下，研究区内产生了一系列近NE走向的张性断裂，如一号断裂。一号断裂长期继承性活动控制了凹陷的形成，在断裂下降盘一侧碳酸盐岩潜山之上大面积沉积了长流组、流沙港组及涠洲组；而在断裂上升盘沉积了长流组之后，碳酸盐岩潜山持续抬升、暴露地表，从而缺失了流沙港组和涠洲组。期间在近NE走向的主干断裂附近产生了大量次级断裂，对潜山储层的改造起到了至关重要的作用，主要表现为断裂活动使潜山地层产生大量裂缝；同时有利于地下水的流动，产生溶蚀孔、洞等(图3e—k)。

3) 新生代晚期潜山定型阶段。喜山运动第三幕，断裂活动趋于停止，碳酸盐岩潜山基本定型。涠西南凹陷整体沉降，大面积沉积了下洋组、角尾组和灯楼角组等海相地层(图3l)。

图3 北部湾盆地涠西南凹陷基底构造演化Fig .3 Tectonic evolution of basement in Weixinan sag,Beibuwan basin

2 碳酸盐岩潜山油气成藏条件

2.1 烃源条件

中始新世裂陷期是北部湾盆地湖盆发育的鼎盛时期，沉积了盆地最主要的烃源岩，即流沙港组二段中深湖相暗色泥岩及油页岩，面积超过1 000 km2[9-10]。钻井揭示暗色泥岩厚度较大，最厚约400 m；油页岩主要分布在流沙港组二段顶、底部，其中顶部厚为7～25 m，底部厚为15～98 m[11-12]。暗色泥岩有机质丰度较高，TOC主要为1%～4%，S1+S2平均为9.23 mg/g，IH平均为347.82 mg/g·TOC，属中等—好烃源岩。油页岩生烃品质更佳，TOC为3.07%～19.06%，S1+S2平均为25.7 mg/g，IH多为300～600 mg/g·TOC，综合评价为优质烃源岩。根据Tmax与IH数据可将暗色泥岩及油页岩干酪根划分为Ⅰ—Ⅱ1型，显示良好的生油能力。另外，还可检测到高丰度的C304-甲基甾烷，基本不含“W、T”等树脂化合物[11]，指示生烃母质主要为低等水生生物。实测Ro为0.24%～0.89%，处于低熟—成熟演化阶段，推测凹陷中心深部流沙港组二段烃源岩成熟度更高。盆地模拟确定其生烃门限深度为2 400 m左右，现今主体仍处于生油窗范围内。油源对比显示，该套烃源岩是已发现碳酸盐岩潜山油藏的主要来源(图4)。

图4 北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山原油与烃源岩饱和烃质量色谱特征对比Fig .4 Mass chromatograms of the saturated hydrocarbon of carbonate buried hill oils and source rocks in Weixinan sag,Beibuwan basin

2.2 储集条件

2.2.1储集空间类型

受差异升降、风化淋滤和断裂活动的影响，涠西南凹陷碳酸盐岩潜山储层发育，主要分布在一、二号断裂附近。其中，一号断裂带主要为上石炭统黄龙组浅灰色灰岩、白云质灰岩、白云岩互层，泥质含量少，有利于后期溶蚀，发育裂缝-孔洞型储层；二号断裂带以下石炭统下部石磴子段、孟公拗段灰色、深灰色灰岩为主，相对较致密，方解石脉发育，主要为裂缝型储层。综合岩心观察、薄片鉴定、测井、钻井等资料，可将其储集空间划分为溶洞、裂缝及孔隙等3种。

溶洞是涠西南凹陷碳酸盐岩潜山的主要储集空间。在一号断裂带附近碳酸盐岩潜山岩溶现象普遍，溶洞发育，呈多棱角不规则状、串珠状分布，部分被方解石、硅质和泥质等充填(图5a、b)。在钻井过程中常发生泥浆漏失、钻速加快和钻具放空等现象；测井响应具有井径明显扩大、声波时差增大、电阻率偏低特征；在地震剖面上可见潜山表层风化壳呈现层状连续反射，潜山内幕呈现星点状断续反射、似串珠状反射等特征(图6)。根据直径大小，又可分为大型溶洞和中小型溶洞，其中大型溶洞直径一般大于50 cm，中小型溶洞直径为0.2～50.0 cm。

裂缝是沟通溶蚀孔、洞之间的桥梁，为油气运移提供良好渗流通道，也为酸性流体溶蚀作用形成溶蚀孔、洞提供有利条件。按成因可分为构造缝、压溶缝、解理缝及溶蚀缝等,其中构造缝多为直立缝、高斜缝，主要发育在断裂附近，常呈两组或两组以上出现，缝宽0.01～2.00 mm,按形成期次又可进一步分为早期缝、中期缝和晚期缝。早期缝一般被方解石、白云石及硅质等全充填；中期缝被方解石、白云石及硅质半充填，缝中发育有晶洞；晚期缝未充填，为张开缝(图5c)。压溶缝又称缝合线，由压溶作用形成，呈锯齿状，常切割藻灰岩角砾、方解石脉等；镜下可见沥青充填(图5d)，发中亮蓝绿—黄绿色荧光，缝宽20～174 μm。解理缝主要发育在大裂缝、溶洞充填的方解石晶体中，由方解石晶体受力沿解理裂开而形成，宽度一般小于10 μm。溶蚀缝多发育于碳酸盐岩潜山上部及近断层处，主要由其他裂缝经溶蚀扩大而形成(图5e)，常半充填，缝宽0.003～100.000 μm。

孔隙也是涠西南凹陷碳酸盐岩潜山的重要储集空间。主要为藻架孔、生物骨架孔、晶间孔、砾(粒)间孔及溶蚀孔等次生孔隙。其中，藻架孔、生物骨架孔主要由藻架支撑及生物骨架构成，多发育于含生屑泥晶藻砂屑灰岩中，孔径为3～120 μm，视面孔率为7%～29%;晶间孔多发育于白云岩中，孔径为25～7 500 μm，多被后期方解石充填，视面孔率在1%左右;砾(粒)间孔在表层风化壳砂砾岩、含砾砂岩中较常见。此外，还发育一些由其他原生孔隙经溶蚀扩大而形成的小型溶蚀孔(图5f)。

(a)a-3井，1 678.6m，风化壳半充填溶洞；(b)a-1井，1 555.00～1 555.25 m，串珠状溶洞；(c)d-4井，3 471.43 m，张开缝切割方解石脉；(d)d-1井，3 050 m，缝合线充填沥青质；(e) a-1井，1 555.2 m，溶蚀缝缝切割早期裂缝；(f)d-3井，3 225 m，粒内溶蚀孔

图5北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山储层特征

Fig.5CharacteristicsofcarbonateburiedhillreservoirsinWeixinansag,Beibuwanbasin

图6 北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山典型剖面(剖面位置见图1)Fig .6 Typical profile through carbonate buried hills in Weixinan sag,Beibuwan basin(see Fig.1 for location)

2.2.2储层物性特征

涠西南凹陷碳酸盐岩潜山储层在垂向上具有明显的分带性，从上至下可分为表层风化壳与潜山内幕灰(云)岩段两部分，其储集物性有所差异。

表层风化壳由淋滤、溶蚀、构造、充填等成因形成，发育了众多溶洞、裂缝、砂砾(岩)填充物、网状方解石脉等。其钻井过程中漏失情况普遍，溶洞率最高为36.36%，平均17.6%。由于风化壳孔、洞、缝极为发育，加之裂缝与溶蚀孔、洞的相互连通，其储集性能较好。但受充填物影响，孔隙度和渗透率变化较大。a-3、a-4两口井岩心实测显示，孔隙度为4.0%～28.9%，平均10.2%；渗透率为0.012～671.000 mD，平均87 mD。

潜山内幕为碳酸盐岩潜山的主体，储集空间以裂缝和溶蚀孔、洞为主，非均质性较强。d-4井是揭露潜山内幕碳酸盐岩层段最多的井，钻厚达624.5 m。基质孔隙基本不发育，岩心实测孔隙度一般小于2%，渗透率小于1 mD。而裂缝发育层段物性较好，测井孔隙度为4.6%～20.9%，平均11%；渗透率为0.49～389.00 mD，平均84.8 mD。与表层风化壳相比，潜山内幕溶蚀强度较弱，a-1、a-2井揭示潜山内幕溶洞率不到3%，可见裂缝、溶蚀孔、洞在碳酸盐岩潜山储层中起着至关重要的作用。

2.3 盖层条件

涠西南凹陷经历了多期构造运动和湖平面频繁升降作用，滨浅湖、中深湖和泛滥平原相十分发育，形成流沙港组二段中深湖相厚层泥页岩、涠洲组二段浅—中深湖相厚层泥岩和角尾组中—上部滨浅海相泥岩等3套区域盖层。其中，流沙港组二段中深湖相泥页岩成岩性好，单层厚度大，分布广，横向连续性好；且因普遍存在欠压实而发育异常高压，对封盖能力具有一定的强化作用[13]；实测显示其突破压力可达5.55 MPa，中值半径为6.94 nm，孔隙度一般小于7%，扩散系数为5.388 6×10-6cm/s[14]，表明封闭条件优越，属良好的区域盖层。另外，局部盖层也较发育，主要包括长流组洪积相红色泥岩,流沙港组一、三段上部泥页岩,涠洲组三段泥岩和下洋组泥岩等[15]。

2.4 油气运移条件

勘探实践表明，断层、骨架砂体、构造脊及不整合面构成了涠西南凹陷重要的输导体系,其中断层是研究区最为重要的一种垂向输导体系[16]，根据断层是否沟通烃源岩及活动期次可划分为长期活动通源型、两期活动通源型、后期活动通源型、后期活动未通源型和早期活动型等5种。其次，骨架砂体、构造脊及不整合面等主要起油气侧向运移作用。如古近系—新近系发育的冲积扇、扇三角洲、河流三角洲、湖底扇、滨浅湖滩坝和滨浅海沿岸砂坝等不同类型骨架砂体一般具有较好的物性[17]，油气从烃源岩排出后可沿骨架砂体由高势区向低势区运移。而构造脊是油气汇聚的重要构造部位，油气可通过深入洼中的构造脊运移至高部位碳酸盐岩潜山圈闭中成藏。除此之外，研究区内发育多个不整合面，包括渐新统涠洲组顶部不整合面、基底石炭系顶部不整合面等，也是油气侧向运移的重要通道[18]。

3 油气成藏模式

油气成藏模式是对烃源岩、储层、盖层、运移通道、聚集机理及赋存地质特征等的高度概括，同时也是各种成藏静态要素和动态过程综合作用的结果[19]。根据潜山位置与烃源岩接触关系(直接接触或间接接触)、供烃方式(单向供烃或多向供烃)、主要输导体系类型等，可将涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏模式归纳为2种，即间接接触单向供烃型和直接接触多向供烃型(表1)。

表1 北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏模式特征Table 1 Characteristics of hydrocarbon accumulation pattern of carbonate buried-hills in Weixinan sag,Beibuwan basin

3.1 间接接触单向供烃型成藏模式

间接接触单向供烃型碳酸盐岩潜山油气藏主要发育在陡坡带、缓坡带[20]。由于此类潜山圈闭发育在凹陷边缘，未与有效烃源岩直接接触，具有油气运移距离远、单源单向间接供烃的特点,油气往往经过断层、砂体及不整合面组成的立体输导网络进行长距离运移，才能进入凹陷边缘的碳酸盐岩潜山圈闭中成藏，如一号断裂带上升盘潜山油藏(图7)。碳酸盐岩潜山圈闭距生烃洼陷越近，油气充满度越高。该类潜山圈闭能否成藏以及成藏规模大小主要受控于运移条件的好坏和油源的充足与否。

图7 北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山间接接触单向供烃型成藏模式(剖面位置见图1)Fig .7 Hydrocarbon accumulation pattern of “indirect contact and one way hydrocarbon supply” for carbonate buried-hills in Weixinan sag,Beibuwan basin(see Fig.1 for location)

3.2 直接接触多向供烃型成藏模式

直接接触多向供烃型碳酸盐岩潜山油气藏主要发育在洼陷带、中央隆起带[20]。碳酸盐岩潜山圈闭往往被多个生烃洼陷包围，两侧通过断面与烃源岩对接，上部被烃源岩与源下红层覆盖。这种潜山一般埋深较大，但与烃源岩直接接触，具有油气运移距离近、油源供给充足、多源多向直接供烃的特点。由于欠压实，烃源岩层段普遍存在异常超压，碳酸盐岩潜山圈闭处于异常超压释放区。油气在异常压力作用下从高势区向低势区直接运移进入碳酸盐岩潜山储集体中成藏，如二号断裂带潜山油藏(图8)。该类潜山圈闭能否成藏以及成藏规模大小主要取决于优势储层的发育程度。

图8 北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山直接接触多向供烃型成藏模式(剖面位置见图1)Fig .8 Hydrocarbon accumulation pattern of “direct contact and multi direction hydrocarbon supply” for carbonate buried-hills in Weixinan sag,Beibuwan basin (see Fig.1 for location)

4 勘探潜力

在非常规及特殊油气藏勘探中，高分辨率的地震资料和岩石物理分析是前提和基础，二者缺一不可。为落实研究区碳酸盐岩潜山的有利目标和勘探潜力，采用了新采集的海底电缆宽方位三维地震资料，其主频变高、断层偏移归位更清晰、基底成像效果得到明显改善，多次波也得到很好的压制。另一方面，由于研究区碳酸盐岩缝洞储层同时受到区域应力、岩性、流体等多种因素影响，非均质性较强，传统的碎屑岩岩石物理模型无法适用，针对性建立了适用本区的复杂碳酸盐岩岩石物理模型。与此同时，还引入了多种基于振幅域和频率域的非均质反演方法，包括叠前同时反演、叠前纯纵波反演、叠前混合迭代反演、叠前压噪密度反演、叠前频率依赖AVO反演等，以获取准确的纯纵波、横波、密度、泊松比、频散信息参数等弹性信息，精确刻画缝洞储层及流体分布特征。最终在一、二号断裂带落实了X1、X2、X3等一批有利目标，估算原油潜在资源量超亿立方米，勘探潜力大。

4.1 一号断裂带

一号断裂带是涠西南凹陷控凹边界主断裂，总体呈NEE—SWW走向。该断裂带上升盘发育多个碳酸盐岩潜山目标，下降盘临近生烃强度较大的涠西南A洼陷，且自古新世至渐新世末期持续活动，不仅与烃源岩生排烃高峰期匹配较好，还可与砂体、不整合面构成良好的运移通道。除此之外，碳酸盐岩潜山之上的角尾组、下洋组等新近系泥岩发育，封盖条件优越。目前，在该断裂带已有a、b、c等潜山油气藏发现。X2、X3为一号断裂带上升盘碳酸盐岩潜山中面向主生烃洼陷的第一排构造，具有目的层埋藏浅、缝洞储层发育等优势，圈闭面积约7～8 km2，估算原油潜在资源量分别接近2 000×104m3，是一号断裂带新层系、新领域拓展勘探的重点目标。

4.2 二号断裂带

二号断裂带是涠西南凹陷自早始新世开始发育并多期活动的主干断裂，总体呈NE—SW走向，横贯整个凹陷，延伸距离约55 km。该断裂带是涠西南凹陷油气最为富集的区带之一，从石炭系基底至流沙港组、涠洲组三段及新近系角尾组均有油气藏分布，在纵向上呈“多层系复式聚集”特征。其基底具有“凹中隆”的构造背景，碳酸盐岩潜山周围被多个富生烃洼陷包围，流沙港组二段中深湖相烃源岩发育且广泛分布，烃源供给充足[21]。另外，四面下倾的碳酸盐岩潜山顶部被上覆长流组砂质泥岩、流沙港组湖相泥岩覆盖，封盖条件好。目前该断裂带碳酸盐岩潜山勘探程度较低，仅发现d潜山油藏。X7位于二号断裂带中段，整体呈背斜形态，被涠西南A、B、C等3个洼陷夹持；且处于异常超压释放区，是油气运聚的有利指向；受地层岩性、古地貌和多期构造活动影响，主要发育裂缝型储层；圈闭面积约23 km2，估算原油潜在资源量超3 000×104m3，是二号断裂带新层系、新领域拓展勘探的重点目标。

5 结论

1) 北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山自石炭系沉积后经历海西、印支期褶皱、抬升剥蚀，最终在古近纪被埋藏而形成。中始新世裂陷期沉积的流沙港组二段中深湖相烃源岩为碳酸盐岩潜山油气藏形成奠定了雄厚的物质基础，油源对比表明已发现碳酸盐岩潜山油气主要来自该套烃源岩。受多期构造活动、风化淋滤和溶蚀作用等影响，碳酸盐岩潜山溶洞、裂缝、孔隙等储集空间发育。多期次、多阶段的构造-沉积作用在凹陷内形成多套区域和局部盖层。另外，长期继承性活动的断层与砂体、不整合面构成了有利油气运移通道。综合分析认为，涠西南凹陷碳酸盐岩潜山具备良好的油气成藏条件。

2) 根据烃源、储层及输导体系等成藏要素的配置关系，构建了涠西南凹陷碳酸盐岩潜山“间接接触单向供烃型”和“直接接触多向供烃型”两种油气成藏模式。利用新采集与处理的海底电缆宽方位三维地震资料，在一、二号断裂带落实了X1、X2、X3等多个有利碳酸盐岩潜山目标，估算原油潜在资源量超亿立方米，勘探潜力大。