胡德胜 邓 勇 李安琪 张建新 盖永浩

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057）

涠西南凹陷南斜坡流二段成藏条件新认识及勘探实践＊

胡德胜 邓 勇 李安琪 张建新 盖永浩

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057）

储层和油气运移条件是制约北部湾盆地涠西南凹陷南斜坡流二段油气勘探的两大关键问题。利用钻井、FMI成像测井、岩心、分析化验、地震重处理等资料对涠西南凹陷南斜坡流二段物源体系、沉积相类型、古地貌特征以及沉积体系展布特征进行了综合分析，认为该区发育西南物源长源三角洲砂体；同时通过断裂特征、圈闭的形成以及烃源岩生排烃史和油气输导体系进行时空匹配综合分析，认为构造高部位的超覆圈闭群发育早期形成的常压油藏，中部断阶带的断块圈闭群后期近源形成超压油藏。这些创新认识指导了该地区流二段勘探取得重大突破，对北部湾盆地具有相似成藏背景的其他凹陷的后续勘探具有一定的指导和借鉴意义。

涠西南凹陷；流二段；沉积体系；断裂系统；构造演化；油气成藏

涠西南凹陷位于北部湾盆地的东北部，面积约3 800 km2，整体上呈近东西向展布，具有北断南超、北陡南缓的构造格局，经历了古新世—始新世早期的弱裂陷阶段、始新世中晚期的强裂陷阶段、渐新世的走滑弱伸展阶段和新近纪裂后热沉降阶段。与构造活动相呼应，涠西南凹陷古近纪完整经历了湖盆的出现、发展至消亡［1－4］，其中始新世中晚期的强裂陷阶段盆地水体最深，沉积范围最广，沉积环境以中深湖为主，发育了巨厚的流沙港组二段（简称为流二段）泥、页岩和油页岩，是盆地主要的烃源岩。长期以来，流二段都是作为涠西南凹陷烃源岩进行研究［5－8］，但是从区域构造背景、古生物以及钻井岩性组合分析，流二段沉积中期存在一次短暂的湖退，从而在盆缘沉积了一套湖退时期的砂体，并与其上下中深湖泥岩形成了良好的自生自储自盖组合，是重要的勘探领域，尤其是凹陷南斜坡流二段勘探的突破，拓展了整个北部湾盆地的勘探层系。本文从早期流二段勘探存在的问题出发，阐述南斜坡流二段成藏条件的创新认识和勘探实践，以期为后续油气勘探提供一定的借鉴。

1 早期勘探存在的问题

涠西南凹陷南斜坡北临B洼，为始新世时期形成的沉积斜坡，是凹陷内六大正向构造单元之一。南斜坡区内发育NE、近E－W、NW向等三组断裂，其中两条大型NE向断裂将南斜坡流二段划分为北部深洼带、中部断阶带、南部超覆带，NW向和近E－W向断裂又将3个构造带复杂化，三组断裂共同控制了研究区“南北分带、东西分块”的构造格局（图1）。南斜坡流二段早期的勘探主要集中于中部断阶带，共部署7口井（A－1—A－7），其中6口有油气发现，但是岩性组合以细砂、粉砂与泥岩互层为主，砂体单层厚度薄，渗透率平均值1．18 mD，孔隙度平均值10%，为低孔特低渗储层，油藏压力系数1．288～1．599。分析认为，南斜坡中部断阶带高部位断层封堵性强，流二段砂体直接包裹于成熟源岩之中持续接受油气充注，近源形成超压油藏而油气向南部超覆圈闭群运移困难。此外，南斜坡中部断阶带高部位流二段烃源岩现今仍未达到生烃门限［9－11］，虽然发育南部超覆圈闭群，但是同时存在储层和油气运移两大风险，因此导致勘探进程缓慢。

图1 涠西南凹陷南斜坡流二段构造纲要图Fig．1 Structure outline map of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

2 沉积体系新认识

关于涠西南凹陷南斜坡流二段沉积相类型，“十一五”期间已有研究，但是存在很大争议，主要表现在对沉积相的厘定上：一种观点是从流二段宏观背景分析，结合取心可见局部重力流特征，认为是近源的小型扇体；另一种相对主流的观点认为，流二段中期发育短暂湖退，南斜坡是相对的浅水高地，为滩坝相沉积［12－13］。随着研究的深入，综合运用多种分析化验资料、FMI成像测井资料、钻井取心资料等，同时结合地震相以及古地貌分析，认为南斜坡地区发育物源来自西南方向的大型长源三角洲沉积，具体特征分析如下。

2．1 沉积体系特征

2．1．1 物源分析

南斜坡流二段沉积时期的物源供给区主要为南部企西隆起，重矿物、钻井含砂率统计及FMI成像测井古水流方向综合分析认为流二段物源来自西南方向的企西隆起剥蚀区。早期已钻井重矿物分析表明，该区以锆石＋电气石＋石榴石＋赤褐铁矿＋白钛矿的组合为主，其中赤褐铁矿含量最高，达55%～85%；各井重矿物特征相似，表明来自同一物源；ZTR指数从西南向北东方向呈增大的趋势，表明其物源方向以西南方向为主（图2）。钻井岩性、粒度、含砂率以及砂岩单层最大厚度的变化趋势也反映出物源来自西南方向的特征（图2），近源区A－7井为细砂岩，含砂率高达65．2%，砂岩总厚达88．3 m，单层最大厚度达22．5 m；A－6井为含砾粗砂和细砂，含砂率达56．3%，其中含砾粗砂含量为15．2%，砂岩最大单层厚度为17 m。相对远源区A－5井虽然含砂率为54．2%，但是粒度变细，粉砂岩含量达36．3%，含砾细砂为10．5%，细砂岩为7．4%，砂岩总厚度为60．3 m，最大单层厚度只有7 m；远源端的A－3井在粒度变细的同时，含砂率降低为37．8%，砂岩总厚度仅34．1 m，最大单层厚度仅2 m。虽然出现了近源的A－7井砂岩粒度比相对远源的部分钻井局部砂体要细，但是近源区A－7井含砂率最高，砂岩单层厚度最大，分析原因是钻遇近源水道的侧缘；此外，A－6井厚层砂岩段FMI成像测井分析认为古水流方向是由西南流向北东。因此，结合以上分析认为南斜坡流二段物源主要来自西南方向。

图2 涠西南凹陷南斜坡流二段重矿、含砂率及古水流方向Fig．2 Heavy mineral，sand ratio and water paleotransport of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

2．1．2 岩心沉积相特征

砂岩岩石类型、粒度曲线、C－M图综合分析表明，南斜坡区流二段总体表现为相对远源、分选好、牵引流沉积为主，局部发育重力流沉积的特征。岩石类型以长石岩屑石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，样品中石英平均含量达67%，长石平均含量9%，岩屑平均含量24%，砂岩成分成熟度均值高达2．3，分选中—好，磨圆次棱—次圆，结构成熟度较高，表明砂岩搬运距离较远，但是各钻井由于距离物源的远近以及沉积微相的不同又具有一定的差异性，如近源的A－6井以及远源的A－4井浊流沉积段岩屑组分含量较高（图3）。粒度曲线有3种类型，近源区水动力强，表现为滚动、跳跃与悬浮的三段式，以跳跃和悬浮为主（图4a）；而远源区表现为跳跃和悬浮的两段式，缺少粗粒的滚动组分，表明位于沉积体系的前端，沉积物以细粒为主（图4b），此外A－4井取心段顶部可见粒度曲线呈一段至两段过渡式，三组分明显区分不开，斜率变化不大，表现为重力流沉积的特点（图4c）。C－M图在整个区段样点均有分布（图5），其中A－4井样点C＝M，明显反映出重力流沉积的特点，其余样点以SR及RQ段为主，表明整个流体搬运过程中存在明显的重力机械分异过程，总体仍以牵引流沉积为主。

图3 涠西南凹陷南斜坡流二段砂岩类型Fig．3 Rock types of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

图4 涠西南凹陷南斜坡流二段粒度曲线特征Fig．4 Granularity curve characteristics of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

2．1．3 FMI成像测井及钻井取心特征

图5 涠西南凹陷南斜坡流二段C－M特征图Fig．5 C－M characteristics figure of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

A－6井FMI成像测井及A－4井钻井取心分析表明，南斜坡流二段为一套三角洲沉积（图6）。A－6井岩性组合为一套厚层含砾粗砂岩、细砂岩与泥岩的互层沉积，测井曲线多呈反韵律叠加小型钟形、箱形的正韵律形态，其中FMI成像测井在GR呈箱形砂岩发育段可见交错层理发育，而且层系间交错层理产状变化明显，反映水流强度的变化，还可见多期正粒序的叠加以及岩性接触面的冲刷充填构造，反映多期水道叠加的特征；而FMI成像测井在GR呈漏斗形层段可见多期反韵律的叠加，粒度自下而上变粗，发育小型低角度交错层理，还可见生物钻孔、小型变形构造等（图6a）。因此，综合分析认为A－6井钻遇三角洲前缘前端水下分流河道与河口坝复合体。

A－4井钻井取心为一套砂泥互层的沉积，下部主要为灰色粉砂岩夹泥质条带，砂岩层理不发育，局部见波状交错层理，可见厚约5 cm的风暴砂重力流沉积，分析认为是浪基面附近的沉积，位于席状砂发育区。上部可见厚层的泥岩沉积，呈深灰色，顶部为一套含砾细砂岩，层理不发育，呈块状，粒度曲线和C－M图特征表明偏重力流沉积，分析认为是三角洲前缘滑塌浊积体（图6b）。因此，综合分析认为A－4井取心层段沉积时期具有一定的水深环境，水动力较弱，砂泥互层段为三角洲前缘席状砂微相，并非相对高能的滩坝相。

2．1．4 连井相特征

图6 涠西南凹陷南斜坡A－6井流二段FMI电阻率成像及A－4井流二段钻井取心特征Fig．6 FMI resistivity imaging characteristics of Well A－6and core characteristics of Well A－4of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Wexinan sag

图7 涠西南凹陷南斜坡流二段A－7井—A－6井—A－5井—A－4井—A－1井连井相剖面图Fig．7 Sedimentary facies of the Well A－7—A－6—A－5—A－4—A－1profile of Member 2of Liushangang Formation in the south slope of Weixinan sag

南斜坡早期已钻井的连井相剖面图（图7）表明，近源的 A－7、A－6井钻遇厚层的细砂岩、含砾粗砂岩与泥岩的互层，砂岩单层厚度大，粒度相对较粗，GR曲线主要表现为漏斗形加箱形、钟形的下反上正特征，分析认为钻遇了三角洲前缘水下分流河道与河口坝的复合体。随着向NE向远离物源，A－5、A－4、A－1井钻遇砂岩粒度变细，以粉砂岩为主，单层厚度变小，GR曲线变为漏斗形、指形，分析认为钻遇了三角洲前缘河口坝，远砂坝—席状砂沉积。综合分析认为，上述连井相特征显示出典型的三角洲由近源到远源的沉积特征。

2．2 古地貌特征及沉积体系展布规律

在明确了南斜坡流二段中期沉积相类型为三角洲之后，其发育规模和展布范围是勘探关注的重点之一。在重处理地震资料精细解释的基础上，对南斜坡流二段古地貌进行了恢复，整体上表现为向B洼倾没的斜坡（图8a）。南斜坡东段流二段表现为层层上超的发育模式，说明东段在流二段沉积时期为一水下低凸起，没有大型物源供给；而西南方向在流二段中期湖退时期为剥蚀高地，由西南向北东方向发育一大型的沟槽地貌，地势平坦，利于物源的向洼推进。该地区虽然断裂复杂，但是地震剖面上仍然可以见到明显的斜交前积层的发育，而且近源端表现为杂乱丘型反射的特征，反映出较强的水动力特征；随着向NE向远离物源，地震同相轴成层性变好，振幅变强，前积现象明显，钻井证实发育厚层水下分流河道砂体（图8b），而且前述A－6井交错层理发育段FMI成像测井也显示古水流来自西南方向。综合已有钻井、地貌分析、新地震资料的地震相分析，最终确定了西南方向长源三角洲的展布范围（图8c），研究区高部位超覆圈闭群在流二段沉积中期由西南向北东方向依次发育水下分流河道、河口坝和远砂坝、席状砂微相。

图8 涠西南凹陷南斜坡流二段古地貌（a）、地震相（b）及沉积相平面图（c）Fig．8 Paleogeomorphic（a），seismic facies（b）and sedimentary plane graph（c）of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

3 油气成藏模式新认识

涠西南凹陷南斜坡地区沉积体系的新认识为勘探提供了储层依据，但高部位超覆带油气是如何运聚成藏的，这是勘探取得突破的关键问题。通过对断裂演化特征、圈闭形成以及烃源岩生排烃史和油气输导体系的时空匹配的综合分析，提出了新的油气成藏模式。

3．1 断裂演化特征

利用重处理的地震资料对南斜坡地区三组断裂进行了重新落实，断裂演化特征表现为：①NW向断裂开始活动于长流组—流三段沉积期，流二段沉积之后停止活动（图9a—c），整体上规模较小，构造样式简单；剖面上表现为小角度的平直断裂，基本不控制沉积，断裂向下断至基底，向上终止于流二段顶面（图9e）。②NE向断裂开始活动于流二段沉积期，后期持续活动至涠洲组沉积末期，新近纪后停止活动（图9b—e），是研究区内规模最大的一组断裂；剖面上表现为简单的单条铲型，倾向NW，向下断距消失于流二段底部油页岩内，向上断至涠洲组顶面，是区内的主要控圈断裂（图9e）。③近EW向断裂主要活动于涠洲组沉积时期，新近系下洋组沉积时期微弱活动，角尾组沉积期之后停止活动（图9d、e）；剖面上由于构造位置不同而以不同形式发育，凹陷内断裂表现为盖层滑脱型，向下断距消失于流二段泥岩之中，向上断至下洋组顶面，而构造高部位流二段泥岩较薄，泥岩塑性变形不足以抵消构造应力，断裂以基底卷入型发育，向下断至基底，向上断至下洋组顶面。该组断裂的发育使得流二段的圈闭更加破碎化（图9e）。

3．2 圈闭形成

南斜坡地区三组断裂的活动和演化控制了流二段圈闭的形成，可以分为3个阶段：

图9 涠西南凹陷南斜坡构造演化及流二段油气成藏模式（剖面位置见图1）Fig．9 Tectonic evolution and pool－forming pattern of hydrocarbon of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag（see Fig．1 for location）

1）圈闭雏形期。古新世—早始新世初始裂陷阶段，北部湾盆地主要受控于NW向拉张应力的作用，控凹断裂1号、2号断层开始活动，并控制了长流组和流三段的沉积，此时期整个凹陷北断南超的格局开始形成，南斜坡地区位于整个凹陷的缓坡带，只沉积了流三段，地层厚度向凹陷中心加厚，在NW向共轭应力的作用下，NW断裂以调节断层发育（图9a），形成了南斜坡地区东西分块的格局。中晚始新世强裂陷阶段，北部湾盆地构造应力发生一个小角度的右旋，构造应力加强，控凹的1号断裂强烈活动，2号断裂继承性活动，但是活动性较1号断裂弱，此时期涠西南凹陷A洼、B洼还是一个整体，北断南超的格局基本形成，而南斜坡地区早期的NW向断层持续活动，同时区内发育与1号断裂平行的NE向断裂，并与早期活动的NW向断裂共同控制了研究区“南北分带、东西分块”的格局，流二段圈闭雏形基本形成（图9b、c）；

2）圈闭改造期。渐新世强走滑弱裂陷阶段，北部湾盆地构造应力继续右旋，由早期的NW向旋转为近S－N向，此时期1号断裂继承性活动，但是活动性减弱，2号断裂强烈活动，整体上呈雁列状。此时期涠西南凹陷A洼、B洼分成两个洼陷，南斜坡地区NW向断裂停止活动，而NE向断裂则继承性活动，同时近E－W向断裂开始活动，向下断至流二段泥岩之中，部分断裂叠加于早期的两组断裂之上，将流二段圈闭复杂化。渐新世末期，盆地由于受区域挤压应力的影响，整体抬升剥蚀，形成了全区的T60不整合面，流二段圈闭基本定型（图9d）；

3）圈闭最终定型期。进入新近纪之后，断裂活动逐渐减弱，只有部分近E－W向断裂微弱活动，向上消失于下洋组之中，整个盆地进入热沉降的拗陷阶段，流二段圈闭最终定型（图9e）。

3．3 油气成藏模式

涠西南凹陷南斜坡直接面临主生烃B洼陷，洼陷内流二段是主力烃源岩。生烃模拟分析表明，流二段烃源岩的生烃门限深度在2 400～2 500 m，B洼中心的烃源岩在流一段沉积时期开始进入生烃门限，涠洲组沉积时期—现今进入大规模生排烃阶段［11，14－15］，而南斜坡 地区高 部位的流二段烃 源岩现今仍未成熟（图9d、e）。从圈闭形成时间分析，高部位流二段中期的砂体包裹于早期、晚期的厚层泥岩之中，地层－岩性超覆圈闭群在流一段沉积开始就已经形成。此外，NE、近E－W向两组顺向断裂在古近系沉积期持续继承性活动，断裂处于开启状态，为B洼中心油气向高部位运移提供了通道，再加上向B洼中心倾斜的大型三角洲砂体，就组成了断裂＋砂体＋构造脊的高效油气输导体系，低部位B洼中心的成熟源岩早期生成的油气可以运移至高部位的圈闭内早期成藏（图9d）。古近纪末期，南斜坡地区断裂基本停止活动，而渐新世末期区域的挤压应力使早期起运移作用的顺向断裂都处于封闭状态，流二段整体上又是富泥的背景，很容易就形成较强的封堵，新近纪之后油气就很难向高部位运移。由于中部断阶带从流一段沉积开始就处于成熟烃源的包裹之中，运移断裂形成封堵之后，持续接受围区油气的近源充注，随着围区烃源大规模的生排烃，就形成了早期钻探证实的超压油藏（图9e）。通过综合分析断裂活动、圈闭的形成、生排烃及油气疏导体系的时空匹配，认为南斜坡地区高部位圈闭群具有早期成藏的可能性，勘探潜力大，值得探索。

4 油气勘探突破

在储层和油气运聚创新认识的指导下，涠西南凹陷南斜坡地区高部位相继部署的8口钻井有7口获得了良好的油气发现，从而使该地区早期的边际含油气构造一跃成为涠西南凹陷目前第二大油气田。新钻井证实，研究区高部位发育三角洲砂体，而且埋深浅，物性好，B－2、B－3、B－4等3口井共43个井壁取心实测平均孔隙度为20．7%，平均渗透率高达167．1 mD。近源区 B－2、B－5新钻井钻遇厚层箱形砂岩，总厚度高达98．7 m，单层厚度最大达28 m，岩性以含砾中砂岩、含砾细砂岩为主，含砂率高达74%（图2），GR曲线呈箱形，为水下分流河道沉积微相。相对远源的B－1、B－3、B－4井区则主要以细砂岩为主，其次为中砂岩、粉砂岩，砂岩总厚度和单层厚度减小，粒度变细，含砂率逐渐降低（图2），GR曲线以漏斗形为主，局部为小型箱形，主要为三角洲前缘水道末端、河口坝沉积微相；B－6、B－7井岩性以粉砂岩为主，局部可见细砂岩，单层厚度2～3 m，GR曲线以指形和小型漏斗形为主，以远砂坝—席状砂微相为主。

从油藏特征分析，中部断阶带早期钻井证实均为超压油藏，新钻井B－1井各油组压力系数为1．434～1．465，同样为超压油藏，进一步证实NE向断层后期封堵性较强。而南部超覆带新钻6口井各油组压力系数为1．059～1．121，为常压油藏。此外，原油成熟度参数分析表明，中部断阶带原油成熟度高，αααC2920S／（20S＋20R）主要介于0．56～0．79，南部超覆带成熟度相对较低，αααC2920S／（20S＋20R）主要介于0．45～0．49，表明高部位的超覆带油藏为烃源岩演化早期生成的油气聚集成藏，而中部断阶带油藏为晚期烃源较高演化阶段生成的油气聚集成藏。

5 结论

1）综合运用多种分析化验资料、FMI成像测井资料、钻井取心资料等，同时结合地震相及古地貌分析，提出了沉积体系新认识，认为涠西南凹陷南斜坡地区发育西南物源的大型长源三角洲沉积。

2）通过断裂演化特征、圈闭的形成以及烃源岩生排烃史和输导体系的时空匹配综合分析，提出了油气成藏模式新认识，认为涠西南凹陷南斜坡地区高部位的地层－岩性超覆圈闭群发育断裂＋砂体＋构造脊的油气输导体系，断裂活动时期低部位烃源岩早期生成的油气向高部位运聚形成常压油藏；中部断阶带断块圈闭群在断裂停止活动形成封堵后，直接接受周围成熟烃源的持续供烃，后期近源形成超压油藏。

3）沉积体系和油气成藏模式的创新认识指导了涠西南凹陷南斜坡地区流二段的勘探突破，开辟了新的勘探层系，拓展了勘探领域，对北部湾盆地具有相似成藏背景的其他凹陷的后续勘探具有指导和借鉴意义。

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New understanding of hydrocarbon accumulation and exploration practice in Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag，Beibuwan basin

HU Desheng DENG Yong LI Anqi ZHANG Jianxin GAI Yonghao
（Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd．，Zhanjiang，Guangdong524057，China）

Reservoir and hydrocarbon accumulation are two key factors constraining，Beibuwan basin the petroleum exploration of Member 2 of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag，Beibuwan basin．Based on drilling，FMI data，core samples，testing data and reprocessed seismic data，the provenance systems，geomorphic features，types and distribution characteristics of sedimentary facies of Member 2 of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag are comprehensively analyzed and results indicate that southwest direction delta system develops grossly in this area．The space－time matching relationship of fault characteristics，trap forming，hydrocarbon generation and expulsion history，and hydrocarbon migration system are analyzed，and conclusions that the early－formed normal pressure reservoirs distribute in stratigraphic overlap traps in higher position of the structure，and the later－formed overpressure reservoirs distribute in fault block traps in the near－source central fault terrace zone are drawn．The new understandings guide petroleum exploration breakthrough in this area and have significance for further exploration in similar sags of Beibuwan basin．

Weixinan sag；Member 2 of Liushagang Formation；sedimentary system；fault system；tectonic evolution；hydrocarbon accumulation

TE121

A

胡德胜，邓勇，李安琪，等．涠西南凹陷南斜坡流二段成藏条件新认识及勘探实践［J］．中国海上油气，2017，29（5）：30－38．

HU Desheng，DENG Yong，LI Anqi，et al．New understanding of hydrocarbon accumulation and exploration practice in Member 2 of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag，Beibuwan basin［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：30－38．

1673－1506（2017）05－0030－09

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．004

＊“十三五”国家科技重大专项“南海西部海域低渗油藏勘探开发关键技术（编号：2016ZX05024－006）”部分研究成果。

胡德胜，男，工程师，2010年毕业于中国地质大学（武汉），主要从事油气勘探研究工作。地址：广东省湛江市坡头区南油一区研究院档案楼309室（邮编：524057）。E－mail：hudsh1＠cnooc．com．cn。

2016－11－29 改回日期：2017－02－16

（编辑：冯 娜）