涠西南低凸起西南缘勘探突破及周缘潜力认识

2024-01-04周荔青

海洋石油 2023年4期

周荔青

（中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120）

北部湾盆地是南海北部新生代陆内裂谷盆地，1977 年湾1 井突破后，打开了北部湾盆地勘探局面。北部湾盆地历经几十年勘探，在涠西南、乌石、福山等凹陷内发现了一系列油气田和含油气构造，成为我国南海重要的油气生产区之一[1-5]。然而，涠西南低凸起西南缘勘探程度低，勘探潜力认识不足，迟迟未能获得突破。涠洲油田区位于涠西南低凸起西南缘，紧邻涠西南凹陷D 洼和海中凹陷，长期以来，该地区被认为有效源岩不发育，难以形成油气田，是勘探的禁区。近年来，为了实现新区勘探突破，落实勘探潜力，以“成盆-成烃-成藏”为主线重新评价，以“区域-区带-目标”为研究序列，优选涠11-5W 构造实施勘探，终获涠洲油田突破，目前探明储量已超千万吨。表明D 洼勘探潜力巨大，目前海中凹陷尚未突破。涠洲油田的成功经验对D 洼勘探潜力的挖掘和海中凹陷勘探的突破均有借鉴意义。基于涠洲油田勘探启示，对涠西南凹陷D 洼和海中凹陷的勘探潜力进行重新评价与再认识，优选下步勘探目标，对下部勘探部署具有重要指导意义。

1 区域地质概况

北部湾盆地位于海南岛以北的北部湾海域，南海北部红河走滑断裂带，是一个典型的新生代陆内裂谷盆地，平面上可划分为东部坳陷、徐闻隆起、南部坳陷、企西隆起和北部坳陷等5 个一级构造单元。其中，涠西南低凸起是北部坳陷内的三级构造单元，呈NEESWW 向延伸，分割涠西南凹陷和海中凹陷，属于凹间隆[6]（图1）。

图1 涠西南低凸起西南缘及周边构造纲要图Fig.1 Structural outline map of southwest margin and surrounding of Weixi'nan low uplift

涠西南低凸起西南缘及周边经历了古近纪张裂阶段和新近纪裂后热沉降阶段，具有明显的断拗双层结构；古近纪断陷期受 3 期幕式断陷活动影响，先后沉积了古新统长流组、始新统流沙港组和渐新统涠洲组，以湖相和河流相沉积体系为主，其中流沙港组自下而上分为流三段、流二段和流一段，流二段沉积时期是北部湾盆地湖盆发育的鼎盛期，中深湖沉积比较发育，是主力烃源岩发育层段；新近纪拗陷期，主要沉积了海相的下洋组、角尾组、灯楼角组、望楼港组和第四系地层[7-11]。中新世末，受东沙运动影响，在洼槽带形成明显的反转构造[12]（图2）。

图2 研究区地层综合柱状图（据文献[1]，有修改）Fig.2 Comprehensive stratigraphic column section of the study area (modified according to reference [1])

涠西南低凸起形成演化受多期构造运动影响，与3 号断裂形成演化息息相关[13]。低凸起不同部位演化的差异，控制其地层结构存在差异。低凸起顶部古近系缺失，新近系直接覆盖于基底之上，发育新近系披覆背斜油藏；低凸起东北倾末端，古近系整体向东北倾，从涠西南凹陷深洼到凸起逐渐变薄，流沙港组表现为一定的上超，涠洲组出现了明显削截，反映晚渐新世区内构造抬升，该区内已发现多个涠洲组断块油气藏以及流沙港组断块及岩性油气藏，是已经证实的油气富集区带之一[6]；低凸起西南倾末端，地质结构与东北倾末端相似，地层自D 洼和海中凹陷深凹区向低凸起逐渐减薄，流沙港组表现为一定的上超，涠洲组出现了明显削截，但地层整体向西南倾，地层序列相对完整，储盖组合发育。

2 涠洲油田勘探历程

涠洲油田的勘探主要分为三个阶段，2005 年以前的初探阶段、2005～2016 年的预探阶段和2016 年～至今的评价阶段。

（1）初探阶段（2005 年以前）

20 世纪70 年代起，涠西南凹陷相继发现了一批含油构造和具有较高商业价值的油气田，展现了良好的勘探潜力[14]，目前已整体进入高成熟勘探开发阶段，其中涠西南低凸起是主要的含油气区带之一。然而，2005 年以前，涠西南低凸起西南缘及周边，钻探4 口井以后未获发现，被认为缺少流二段有效优质源岩，潜力堪忧，勘探处于停滞阶段。

（2）预探阶段（2005～2016 年）

2005 年以后，以“成盆-成烃-成藏”为主线重新评价，明确流沙港组二段主力烃源岩沉积时期，涠西南凹陷和海中凹陷是统一湖盆，D 洼具备流沙港组半深湖-深湖相优质烃源岩发育的构造沉积背景，且通过下洼勘探，钻井证实流二段发育优质有效烃源岩，D 洼勘探潜力大大提升。以“区域-区带-目标”为研究序列，锁定有利富集区。涠西南低凸起西南缘具备长期古隆背景，紧邻D 洼有效烃源岩，涠洲组和流沙港组鼻状构造发育，是勘探突破有利区。2015 年，在涠11-5W 构造实施D4 井，涠三段两层测试均获上千吨特高产工业性油气流，创下中国石化海上单井日产最高纪录，发现涠洲油田。

（3）评价阶段（2016 年～至今）

涠洲油田突破后，按照“快速评价主脊块，整体探明储量规模”的思路，开展评价勘探，却喜忧参半，证实涠洲油田次级断块间含油气性差异明显，油水关系复杂，断裂控藏规律认识不清，涠洲油田勘探再次陷入停滞阶段，且限于储量规模，是一个边际油田，一直未能开发动用。2020 年以后，通过地震资料融合处理，开展次级断裂精细解释刻画，明确各断块间油水关系；通过典型井精细解剖，明确“NW 向压扭断层+近EW 向反向断层”组合封堵有利，多层系立体成藏，是油气规模富集区。在新认识指导下，涠洲油田评价扩储再次踏上征程，钻井再获突破，证实“NW 向压扭断层+近EW 向反向断层”组合封堵有利，多层系立体成藏（图3），涠洲油田整体探明储量超千万吨，打破效益开发储量门槛，为开发建产奠定了坚实的储量基础。同时，对涠洲油田剩余断块进行再评价，多层系叠合勘探，剩余扩储潜力超千万吨，有望形成50～100 万吨/年产建基地。

图3 涠洲油田油藏剖面Fig.3 Weizhou oilfield reservoir profile

3 勘探启示及潜力认识

3.1 边缘洼陷发育优质烃源岩

早期勘探活动认为，涠西南凹陷断陷期形成了A、B、C、D 四个次洼，其中A、B、C 为深湖相沉积，已证实为3 个富生烃洼陷；而D 洼位于盆地边缘，为滨浅湖沉积相，其本地资源潜力有限。近年来，基于盆地原型创新认识，明确北部坳陷始新世发育统一湖盆，通过勘探实践证实，边缘洼陷同样可以发育优质烃源岩，具备规模勘探的潜力。

控凹断裂断陷期强烈断陷形成“凹缘深盆”是优质烃源岩发育的基础。D 洼西部控凹断裂为涠西南大断裂南段，与涠西南凹陷主洼控凹1 号断裂流沙港组沉积时期断裂活动速率相当，均超过100 m/Ma，有利于半深湖-深湖相优质烃源岩发育（图4）。此外，源汇系统分析表明，D 洼流二段沉积时期，万山隆起物源仅发育浅小的沟谷，碎屑物质向D 洼搬运非常有限，为优质烃源岩的发育保留足够的可容纳空间。

图4 涠西南大断裂、1 号断裂和3 号断裂流二段沉积时期活动速率图Fig.4 Activity rate map of Weixi'nan major fault, No.1 fault and No.3 fault of the second Liushagang formation during the sedimentary period

钻井证实，D 洼流二段发育优质烃源岩。有机质丰度评价表明，D 洼流二段烃源岩总有机碳（TOC）含量为1.4%～7.8%，平均值3.2%；生烃潜量（S1+S2）为1.6～53.3 mg/g，平均为16.6 mg/g，D 洼流二段烃源岩有机质丰度为“好～很好”，具有较好的生烃能力（表1）。根据源岩热解参数分析表明，流沙港组优质烃源岩有机质类型属Ⅱ1-Ⅰ型，偏腐泥型，干酪根碳同位素主要集中在−24.1 ‰～−27.7 ‰，生标化合物显示，C27-C29规则甾烷中，来源于藻类等水生浮游生物的C27占优势，呈“L”型分布特征；三环萜烷系列中，C21三环萜烷含量低，甾烷系列中C304-甲基甾烷含量丰富，反映烃源岩生源以低等水生藻类为主，与涠西南主洼优质烃源岩特征相似，具备良好的生油能力（图5）。

表1 涠西探区流沙港组烃源岩有机质丰度及评价Table 1 Organic matter abundance and evaluation of source rocks of Liushagang Formation in Wexi exploration area

图5 D 洼钻井流二段烃源岩生标化合物特征Fig.5 Characteristics of source rock biogenic compounds in the second Liushagang Formation of D Sub-sag

3.2 近源有利构造背景+高效输导控制油气规模富集区

D 洼流沙港组优质烃源岩上下均与厚砂岩接触，油源断裂密度高，源储接触面积增大，烃源岩上下立体排烃效率高；东部斜坡带构造脊上涠洲组三段、四段和流三段中高孔-中高渗规模砂体发育，是高效的侧向输导层；沿构造脊发育断块圈闭群，涠洲组和流沙港组多套区域盖层稳定发育，整体封盖，构造脊高部位NW 向压扭断裂和反向边界大断裂封堵有利，整体封挡，多层系立体成藏。综合分析，D 洼东部斜坡带构造脊上具有“立体排烃、高效输导、整体封挡”的油气藏富集条件。涠洲油田所在的D 洼东部斜坡带南部构造脊，是长期继承性隆起（图6）。构造脊末端紧邻D 洼生烃中心，且钻井证实构造脊上涠洲组累计厚度近300 m 中高孔-中高渗砂体发育，具备近源有利构造背景+高效输导条件，目前已探明千万吨，证实是油气的规模富集区。

海中凹陷目前已钻探多口井，钻井油气显示活跃，但均未获得规模突破，主要原因是未发现具备有利构造背景和高效输导条件的目标。渐新世末，海中凹陷流沙港组主力烃源岩进入生油高峰期，因而渐新世末以前，具备有利构造背景，且规模砂体发育，具备高效输导体系，在油气长期运移有利指向区的目标，才能形成油气的规模富集。例如洼槽带晚期反转背斜HD14-2 构造，渐新世末不具备早期古隆背景，原生油藏不发育，中中新世反转后，才形成现今“洼中隆”构造，错过了生油高峰期，仅捕获生烃末期少量油气，虽油气显示活跃，但未规模富集。海中凹陷南部斜坡带多口钻井（HD2 井等），要么未处于近源斜坡带古隆背景上，要么规模砂体不发育，未能形成高效输导体系，不是油气长期运移的有利指向区，未能有效聚集成藏，是其失利的主要原因。

综合涠洲油田成功突破经验及海中凹陷失利井分析，认为涠西南低凸起西南缘“近源有利构造背景+高效输导体系”控制油气的规模，是寻求规模储量突破的关键。

3.3 周缘潜力认识

3.3.1 D 洼勘探潜力

D 洼流二段已证实发育优质烃源岩，盆模显示其生烃量为10.42×108t，具备形成多个中型油气藏的资源基础，目前仅发现涠洲油田，资源探明率仅10%，远小于涠西南凹陷主洼探明率34%[4]，持续勘探潜力较大。

边缘洼陷由于先天条件所限，其成藏特征与中央洼陷同样存在差异。首先，边缘洼陷虽证实富烃，但限于洼陷规模，总体供烃能力明显偏小，因而更加需要近源勘探。其次，边缘洼陷面积小，后期受构造抬升或者改造相对于中央洼陷更加剧烈，油气运聚和保存受构造控制更加突出，平面分布不均一性更加明显。洼中隆或者近源区具备长期古隆背景，区域盖层分布相对稳定，往往多层系立体成藏，呈“小而肥”特征，是勘探的最有利区带，例如涠洲油田。陡坡带的近岸扇体发育区以及缓坡带深层的构造及岩性圈闭，也具备近源成藏条件，是重要的拓展区，其勘探的关键是有利储层的刻画。

涠洲油田区构造脊涠二段区域盖层残留厚度大，保存条件好，油气在涠洲组规模富集成藏；北部构造脊涠二段区域盖层剥蚀严重，残留厚度小，涠洲组保存不利（图6），预测仅在斜坡低部位涠三段顶部砂层或者涠四段岩性圈闭中小规模成藏；流沙港组受流二段烃源岩层系泥岩整体封盖，发育源内岩性及源下构造圈闭，紧邻烃源岩层，充注有利，形成源内岩性圈闭和源下构造圈闭的规模富集区，有望形成D 洼第二个千万吨级规模储量区（图7）。

图7 D 洼油气成藏模式Fig.7 D Sub-sag hydrocarbon accumulation model

D 洼西部陡坡带近岸水下扇或扇三角洲发育，涠西南大断裂及长期继承发育的分支断裂有效沟通各类扇体有利储层，形成有效充注，高部位扇根砂砾岩体形成物性封堵，纵向上多层连续成藏。上部层系埋深浅，砂体物性好，且紧邻区域盖层，有利于充注富集；下部层系紧邻烃源岩或者处于烃源岩内，“近水楼台先得月”，优质源岩生烃形成超压充注，烃源岩层同时作为盖层整体封盖，往往大面积连续成藏，是D 洼潜在的第三个千万吨级规模储量区（图8）。

图8 涠西南凹陷-D 洼-海中凹陷构造演化剖面（剖面位置见图1）Fig.8 Structural evolution profile of Weixi'nan depression-D Sub-sag -Haizhong Depression (see Fig.1 for the profile location)

此外，涠西南凹陷主洼页岩油勘探已获突破，初步估算，D 洼具备亿吨级页岩油勘探潜力。D 洼整体规模较小，地层埋深相对中央洼陷浅，优质源岩热演化程度相对较低，大量原油仍“残留”在优质源岩中，形成页岩油有利勘探区，可在陡坡带和斜坡低带开展常规油藏与页岩油一体化勘探部署，拓展新的勘探领域。

3.3.2 海中凹陷勘探潜力

（1）海中凹陷具备规模勘探的资源基础

涠西南凹陷和海中凹陷构造演化类比分析表明，海中凹陷始新世沉积时期，与D 洼和涠西南凹陷是连通的湖盆，D 洼是海中凹陷北部的边缘次凹（图8）。D 洼钻井均已证实流二段优质烃源岩发育，海中凹陷规模更大，水体范围更广、更深，流二段优质烃源岩应更加发育。根据沉降中心的变化以及地层相对厚度关系，北部湾盆地的凹陷可划分为4 种类型：厚长流薄流沙港型、厚流沙港型、厚涠洲薄流沙港型以及持续沉降型。其中厚流沙港型凹陷，发育湖相烃源岩，是最有利富生烃凹（洼）陷；持续沉降型凹陷，发育湖相烃源岩，还发育一定量的涠洲组煤系烃源岩，且埋藏深度大，成熟度高，也是有利的生烃凹（洼）陷[15]。海中凹陷西部和东部主控断裂分别为涠西南大断裂南段和3 号断裂，涠西南凹陷控凹断裂为1 号断裂，主控断裂始新世和渐新世时期活动性差异，导致海中凹陷东部和西部以及涠西南凹陷结构特征存在差异，海中西部为持续沉降型凹陷结构，东部为厚涠洲组薄流沙港组型凹陷结构，涠西南凹陷为厚流沙港组，因而涠西南凹陷流二段主力烃源岩最发育，海中凹陷流二段主力烃源岩西部相对东部应更加发育。

综合盆地结构与演化类比分析，结合有机质烃源岩发育机理及周边井-震精细标定，明确海中凹陷流二段主力烃源岩主要在海中凹陷西部发育（图9）。结合盆地模拟，明确海中凹陷流二段主力烃源岩渐新世末达到生排油高峰，是大规模油气运聚的主要时期；中中新世以后开始生气，至今处于生凝析油气阶段，流二段有效烃源岩面积约1 050 km2，平均厚度400 m，生烃量约182.6×108t，资源基础好。

图9 海中凹陷有效烃源岩分布图Fig.9 Distribution map of effective source rock in Haizhong Depression

（2）下步有利方向

海中北部陡坡带资源量近1.5×108t，具 “深大断陷供烃-继承隆起-断砂高效输导-多类型圈闭”的大中型油气田成藏条件，其中，陡坡带西段处于涠西南低凸起西南缘长期继承性隆起区，圈闭资源规模超3 000×104t，是海中凹陷下步勘探最有利的区带，涠洲组是首选突破的层系。涠洲油田是已经证实的油气富集区，涠洲组规模砂体发育，海中北部陡坡带西段与之“一断之隔”，属于同一物源体系的不同分支，预测规模砂体发育。陡坡带西段涠洲组构造圈闭伴随着渐新世3 号断裂剧烈活动，渐新世末最终定型，与紧邻的海中洼槽带流二段主力烃源岩生排油高峰期匹配，3 号断裂及其伴生断裂是高效的垂向输导体系，断砂匹配高效充注，规模油气富集成藏；中中新世反转期，对陡坡带涠洲组圈闭影响较弱，仅靠近洼槽带局部断裂活化，可作为油气垂向运移通道，该时期流二段主力烃源岩进入生凝析油气阶段，同时涠洲组烃源岩也已成熟供烃，早期油藏充注少量天然气（图10）。

图10 海中凹陷成藏模式图Fig.10 Haizhong depression hydrocarbon accumulation model

此外，斜坡内带流三段是继北部陡坡带后较有利的拓展区带，流三段地层超覆圈闭、扇三角洲有利砂体连片发育，是烃源岩下排油气长期运移指向区，具备“长期运聚+整体封盖+连片富集”的有利成藏条件，初步估算圈闭资源量近5 000×104t，但目的层埋深普遍超过4 000 m，可作为继海中北部陡坡带后，主要的战略拓展区带（图10）。