北部灣盆地海中凹陷成藏關鍵要素及成藏模式

楊彩虹，江東輝，周興海，黃建軍，黃蘇衛，張百濤

（中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司，上海 200120）

海中凹陷經歷幾十年勘探，勘探程度仍較低，目前鉆井鉆探不同區帶，油氣勘探成效差異明顯，成藏控因素不清，勘探潛力和下步突破方向不明確，導致面上難以展開。本文在最新的鉆井和地震資料基礎上，全面系統開展了成凹、成烴、成藏研究工作，聚焦存在問題，開展針對性的研究，深化了海中凹陷不同區代成藏關鍵要素認識，進行區帶評價優選，有利支撐推動海中凹陷規模突破的風險探井的論證和部署。

1 概況

海中凹陷處于北部灣盆地西南角，其北鄰潿西南富油凹陷，兩凹陷以潿西南低凸起相隔[1]（圖1）。主要發育古近系流沙港組、潿洲組、新近系下洋組、角尾組、燈樓角組、望樓港組和第四系地層。經過幾十年勘探，目前凹陷內已鉆10 口井，三維地震1 560 km2，僅1 口井獲得工業油氣流。海中凹陷鉆探程度相對較低，基礎石油地質問題認識不明確[2-4]。

圖1 北部灣盆地北部坳陷構造區劃及綜合柱狀圖（據文獻[1]，有修改）Fig.1 Tectonic division and comprehensive column diagram of northern depression in Beibu Gulf Basin (modified from reference [1])

2 石油地質特征

2.1 構造演化及特征

海中凹陷和潿西南凹陷隸屬于北部坳陷，總體看構造演化特征基本相同，都經歷了古近紀的斷陷期及新近紀的拗陷期，形成上、下兩大構造層[5]。但由于不同時期構造應力場及斷塊活動的差異性，兩個凹陷的構造及沉積演化還存在一些區別。北部坳陷古新世至始新世早期為裂陷第一階段，在近北西-南東向拉張應力作用下自北向南初始張裂，發育了控盆的一級斷層——潿西南大斷裂，控制了北部坳陷帶長流組沉積。始新世中晚期為裂陷第二階段，構造應力發生順時針方向的旋轉，轉變成近北北西-南南東向的拉張應力，產生了走向北東東-南西西具有控凹作用的1號斷層，在1 號斷層中段下降盤和潿西南斷層西段下降盤出現兩個沉積中心，控制了流沙港組烴源巖的沉積，這一時期整個北部坳陷為統一的湖盆，但潿西南和海中凹陷之間發育水下古構造脊分割兩個凹陷，D洼是海中凹陷的北部邊緣次凹。漸新世為裂陷第三階段，區域拉張應力場已經順時針旋轉至近南北方向，潿西南低凸起的強烈抬升和3 號斷層的劇烈活動，使湖盆真正分割為兩個凹陷，潿西南凹陷在漸新世晚期整體抬升，海中凹陷主體部位則持續接受沉積，最大沉積沉降中心遷移至海中凹陷，在海中凹陷沉積了巨厚的潿洲組地層。中新世北部坳陷進入了拗陷階段，海相地層在北部坳陷廣泛分布，中中新世末，區域上的“東沙運動”形成不同規模的擠壓構造，在上中新世末期，擠壓作用最強，尤其是在海中凹陷內形成大型擠壓反轉構造[6]（圖1）。

海中凹陷為持續沉降型的厚流沙港組厚潿洲組簡單半地塹凹陷結構，潿西南凹陷為厚流沙港組薄潿洲組的復雜半地塹凹陷結構。海中凹陷斷裂相對簡單，構造樣式以早期伸展構造、晚期擠壓反轉構造為主；潿西南凹陷為復雜半地塹凹陷結構，構造樣式以伸展構造為主，局部發育走滑構造、擠壓抬升形成的削截不整合等。海中凹陷構造單元自北向南依次劃分為北部陡坡帶、中部洼槽（反轉）帶、南部斜坡內帶和斜坡外帶。海中北部陡坡帶位于3 號斷裂下降盤，其形成演化受3 號斷裂活動控制，發育一系列斷背斜、斷鼻等圈閉。海中中部洼槽帶位于海中凹陷中部，西部受潿西南大斷裂、北部受3 號斷層活動性影響，形成2 個次級沉積洼陷，分別為西洼和東洼，南部以8 號斷裂帶為界，沉積地層厚度最大8 000 m，圈閉類型為后期反轉背斜。海中斜坡內帶位于海中洼槽帶南部，斜坡帶6 號斷裂帶以北的區域，地層發育齊全，地層總體表現為由洼槽帶向斜坡內帶減薄，是長流組和流沙港組地層超覆尖滅發育帶，主要發育斷塊圈閉。斜坡外帶是6 號斷裂帶以南，企西隆起以北的區帶，斜坡外帶地層以潿洲組及以上地層發育為主，基底地貌整體較平緩，斷裂發育，主要發育斷鼻或斷塊圈閉（圖1）。

2.2 沉積地層及儲蓋組合

海中凹陷地層充填與潿西南凹陷一致，分為斷陷期陸相和拗陷期海相沉積，斷-拗疊合盆地沉積厚度7 500～8 100 m。源-渠-匯系統研究表明，海中凹陷與潿西南凹陷一樣古近紀同樣發育萬山隆起、企西隆起和潿西南低凸起三大物源區，其中低凸起北東段古老凸起，西南段后期抬升，逐步形成一個大凸起供給物源，D 洼東部斜坡帶和海中北部陡坡帶均為低凸起西部傾末端物源體系。

在控凹斷層控制下，海中凹陷始新世流沙港期經歷了擴張、鼎盛到萎縮的過程，早期濱淺湖沉積，發育流三段扇三角洲沉積，流二段統一湖盆發育，是半深湖-深湖相優質源巖主要發育期，局部發育湖底扇，流一段萎縮為濱淺湖環境。漸新世潿洲組為濱淺湖-正常三角洲沉積體系。北部陡坡帶主要發育辮狀河三角洲和扇三角洲沉積，南部緩坡東段發育辮狀河三角洲沉積；潿四段、潿三段、潿二段是主要的砂巖發育層段。

海中凹陷同潿西南凹陷一樣發育上（下洋組／角尾組砂巖與角尾組泥巖儲蓋組合）、中（潿洲組內部儲蓋組合）、下（長流組／流沙港組三段砂巖與流沙港組二段泥巖儲蓋組合、流沙港組一段內部儲蓋組合）三套儲蓋組合。其中中組合埋藏適中，是最有利的勘探目的層。由于海中凹陷潿洲組快速沉降沉積了巨厚的地層，潿洲組中部組合又可分為四套儲蓋組合：潿二段淺水三角洲、河流相砂巖儲，濱淺湖相、泛濫平原相泥巖蓋的儲蓋組合；潿三段三角洲相砂巖儲，湖相泥巖蓋的儲蓋組合；潿四段上亞段三角洲砂儲，濱淺湖相泥蓋的儲蓋組合；潿四段下亞段三角洲砂巖儲，半深湖-濱淺湖相泥巖蓋的儲蓋組合。海中凹陷潿洲組目的層埋深在2 000～4 500 m 之間，推測有利相帶發育相對優質儲層。

2.3 烴源特征

構造-沉積演化研究明確了海中凹陷與潿西南凹陷始新世流沙港組時期均為深大斷陷，發育厚層流沙港組烴源巖，海中凹陷分為西洼、D 洼、東洼三個次洼，沉積中心和生烴中心主要在海中凹陷西洼呈窄條狀分布，最大厚度超1 000 m（圖2）。海中凹陷西洼和潿西南凹陷A 洼同為深大斷陷，控西凹的潿西南大斷裂南段和控A 洼的1 號斷裂活動速率均近2 00 m/Ma，流二段沉積速率和殘余厚度相近。井震聯合研究表明流二段西部和東南部物源沒有波及到沉降中心海中西洼和潿西南A 洼，沉降中心和沉積中心基本一致，潿西南和海中、D 洼為統一大湖盆的半深湖-深湖相沉積。鉆井已證實潿西南A 洼和海中D 洼流二段為半深湖-深湖相沉積，發育灰色、深灰色泥頁巖和油頁巖，局部濁積砂，至海中凹陷南斜坡逐漸過渡為濱淺湖相沉積，見紅褐色（氧化色）泥巖。海中凹陷流二段地震相也具有和潿西南A 洼和海中D洼流二段相似的低頻弱反射特征，反映海中流二段也為深湖相、半深湖-深湖相廣泛分布。

圖2 北部灣盆地北部凹陷流沙港組殘余厚度圖Fig.2 Residual thickness map of Liushagang Formation of northern depression in Beibu Gulf Basin

D 洼鉆井揭示流沙港組烴源巖有機質豐度1%～7%，有機質類型Ⅰ-Ⅱ1 型[7-8]，海中西洼面積廣，厚度大，是生烴中心，推測海中凹陷西洼烴源巖優于D 洼。通過對比A 洼、C 洼及重點鉆井沉積速率和TOC 的關系，推測海中探區至西洼中心TOC 為2.8%～3.3%。從熱演化過程來看，流沙港組烴源巖漸新世末普遍進入生烴高峰期、大量生油階段，漸新世后至中中新世開始大量生氣；成熟源巖主要在洼槽帶呈窄條狀分布，中新世末累計生烴強度最大約37.5×108t/km2，遠離洼槽帶生烴強度急劇下降（＜2×108t/km2)，斜坡帶有效源巖幾乎不發育。

海中北次洼D 洼已證實為富烴，西洼烴源巖品質應更好、埋藏深熱演化程度更高，具備較好的規模生烴潛力，是潛在的流二段富生烴凹陷。同時鉆井揭示海中凹陷潿洲組發育一套中等豐度的灰色-深灰色湖沼相泥巖的中等豐度烴源巖，其有效烴源巖主要分布在3 號斷層下降盤東部洼槽帶（東洼）[9-10]。HD14-2-1井油源對比，天然氣成因分析表明具有油型氣（流沙港組來源）和煤成氣（潿洲組來源）混源特征，說明海中發育流沙港組和潿洲組兩套有效烴源巖[10-12]。

綜上，海中凹陷D 次洼已證實為富烴洼，東洼與之相當，處于深湖中心的西洼烴源潛力應更大，具備形成大中型油氣藏資源基礎。

3 油氣成藏關鍵要素

海中凹陷已鉆探10 口井，油氣流井1 口（ HD14-2-1 井），油氣顯示井6 口（油跡、熒光+氣測），分布在不同的區帶上，其中洼槽反轉帶4 口，斜坡外帶4 口，北部陡坡帶1 口，斜坡內帶1 口，僅在洼槽反轉帶發現一個含油氣構造，雖點上有發現，證實了凹陷具備烴源條件，但油氣富集主控因素不清（圖1）。

通過分布在不同區帶的已鉆井解剖海中凹陷不同區帶成藏關鍵因素。

3.1 洼槽反轉背斜帶油氣成藏關鍵要素

洼槽反轉帶按照洼上淺層反轉背斜找富集的思路在潿14-2 晚期凹中反轉背斜鉆探了HD14-2-1 井、HD14-2-2 井、HD1 井三口井，鉆后僅位于最高部位的HD14-2-1 井見110 m/39 層氣測異常，熒光及油跡油氣顯示；測井解釋潿二氣層7.4 m/2 層，潿三、四致密氣層71.5 m/25 層；測試獲日產氣42×104m3/d，日產油11 m3/d，日產水80 m3/d[11-12]。同一反轉背斜的HD14-2-2 井比HD14-2-1 井低約50 m，氣測最大僅0.35%，HD1 井在反轉背斜最低點，顯示更差僅見少量氣測異常，表明此反轉背斜充滿度低（8.7%），油氣僅在圈閉高部位聚集成藏，為下生上儲凝析氣藏。

HD14-2-1 井油氣源對比中，成熟度及生標特征均反映出油氣主要來自流沙港組烴源巖，并混有部分潿洲組煤系烴源巖的貢獻。油氣成藏過程分析，流二段烴源巖在23.5～16.5 Ma 大量生油，此時潿14-2 反轉背斜還未形成，生成的油氣向陡帶和斜坡帶運移；16.5～10.4 Ma，流沙港組烴源巖大量生氣階段，此時潿14-2 反轉背斜仍未形成，生成的油氣向陡帶和斜坡帶運移或向洼槽帶發育的斷層垂向逸散。10.4 Ma反轉期形成潿14-2 反轉背斜，反轉期斷裂活化，油源斷裂發育，垂向輸導體系發育，且潿一、二段區域蓋層發育，泥巖厚度累計近千米，但流沙港組主力烴源巖大量生油氣期已過，此時背斜僅能捕獲流沙港組烴源巖晚期生成的少量天然氣和潿四段烴源巖低熟油氣，形成“水上漂”的小型氣藏。洼槽反轉背斜帶圈閉定型期晚于生烴高峰期，圈源時間匹配性不佳，導致油氣不富集，未獲得規模突破。

3.2 斜坡內帶油氣成藏關鍵要素

斜坡內帶按照近源斷鼻尋突破的思路部署鉆探了HD2 井，鉆后僅在潿三、四段見熒光顯示，主要目的層潿三、四段為砂泥互層沉積，缺乏厚儲層。流二段烴源巖見氧化色泥巖，且薄砂巖普遍發育，為濱淺湖相，暗色泥巖厚度及有機質豐度較差，為差-非烴源巖。與鉆前相比，有效烴源巖分布范圍縮減集中在洼槽帶，推測洼槽帶沉積中心為深湖-半深湖相，優質烴源巖發育，具規模生烴潛力。

由于HD2 井井區烴源巖不發育，潿洲組斷鼻圈閉成藏就需要海中凹陷生烴中心的油氣供給，因此橫向輸導能力就成為油氣成藏富集的關鍵。而實鉆后HD2 井區潿洲組在沉積時期處于企西隆起東部長軸物源和南部長軸物源之間，以三角洲前緣遠端席狀砂和濱淺湖相砂體為主，有利于側向長距離運移的河道砂體總體欠發育，井區巖性以粉砂巖為主，少量細砂巖，未能有效溝通洼槽帶有效源巖區，導致高效的橫向輸導體系欠發育，缺少大規模橫向油氣來源，是潿洲組失利的主要原因。海中南部斜坡內帶高效橫向輸導體系發育，是油氣聚集成藏的先決條件。

3.3 北部陡坡帶油氣成藏關鍵要素

按照陡帶斷裂帶斷層利于垂向輸導油氣的思路，在北段陡坡帶東段斷鼻圈閉鉆探了HD17-2-1 井，鉆后在潿四段見到油斑/油跡36 m/8 層，熒光2 m/1 層，測井解釋差油層0.6 m/1 層，潿洲組油氣顯示活躍，潿四段已成藏但不富集。

HD17-2-1 井區具有一定烴源能力(油斑/油跡36 m/8 層)，油氣源對比證實可能烴源巖層為井區周邊流二段-潿四段半深湖-深湖相泥巖。井震結合分析井區流二段厚度因遠離流二段西部生烴中心明顯減薄，處于主要生烴中心邊緣，生烴強度小導致油氣充注量有限。HD17-2-1 井在潿二、三段以及潿四段鉆遇厚層褐灰、深灰、灰色淺湖相泥巖、炭質泥巖，其中潿四段鉆遇半深湖相炭質泥巖和黑色頁巖，有機質豐度相對較高平均值可達1.35%，具備較好的生烴潛力，但總體厚度也較潿四段沉降中心明顯減薄，潿三段和潿二段濱淺湖相TOC 較低，平均值在1.0%以下，生烴潛力總體較差。

HD17-2-1 井潿洲組主要目的層未鉆遇主物源砂主體，僅鉆遇前緣遠端邊緣相帶砂體，物性較差。差油層的井壁心孔隙度為13.2%，滲透率為(0.26～0.6)×10?3μm2，為低孔特低滲儲層。3 565.0 m 以下的井壁取心樣品孔隙度平均值為7.9%，滲透率在(0.04～0.28)×10?3μm2之間，為特低孔特低滲儲層。前緣遠端邊緣相帶儲層埋深大，壓實作用強烈導致儲層整體較致密，油氣充注難度大。綜合分析認為HD17-2-1 井只見油氣顯示而未富集的主要原因：一是未鉆遇有利相帶物性好的儲層；二是本地具有一定烴源能力，但處于主要生烴中心邊緣，生烴強度小導致油氣充注量有限。因此儲層發育、物性好及近生烴中心是北部陡坡帶成藏的關鍵因素。

3.4 斜坡外帶油氣成藏關鍵要素

早期借鑒緊接相鄰的潿西南凹陷成功的勘探經驗，圍繞淺層斜坡外帶披覆背斜、斷背斜圈閉鉆探了HD27-2-1、HD22-3-1、HD23-3-1 井和HD22-2-1 井4口井，均失利。

分析認為，斜坡外帶多口井失利是由海中凹陷獨有的構造特征決定的。海中處在北部灣盆地的西南角，凹陷演化具有特殊性。始新世潿西南斷裂南段和漸新世3 號斷層劇烈活動，使海中凹陷快速沉降，凹陷結構呈現深、窄、陡的特征，造成有效烴源巖僅分布在狹窄的洼槽中心。雖然海中凹陷的面積很大，但有效烴源分布厚且窄，向斜坡帶快速減少，導致資源量整體雖大但分布不均勻，斜坡外帶的資源豐度很低。斜坡外帶發育良好的背斜-斷背斜圈閉若要成藏，需要高效橫向輸導體系將生烴中心的油氣長距離運聚至圈閉內。海中凹陷南部斜坡帶雖運移方向總體有利，但斜坡帶斷裂+砂體構成的階梯狀輸導體系與洼槽帶窄、陡、深的生烴中心匹配不佳，導致圈-源空間匹配關系差，缺少大規模橫向油氣來源，是斜坡外帶4 口井失利的主要原因，因此，橫向輸導條件是斜坡外帶成藏的關鍵因素。

綜合海中凹陷以上四個構造帶成藏關鍵要素分析，明確了海中凹陷的成藏關鍵要素是近生烴中心、圈源時空匹配、油氣輸導條件、優質儲層發育。

4 成藏模式及有利勘探區帶預測

4.1 成藏模式

盆地模擬研究認為海中凹陷漸新世末進入生油高峰，因此漸新世末是油氣的主要成藏期。海中凹陷主要以漸新世末充注形成的油藏為主。中新世早期反轉擠壓重新活化部分斷層微量運移，僅形成小凝析氣藏。

北部陡坡帶近主生烴中心，溝源斷裂發育配合潿洲組三角洲辮狀河道砂體形成斷砂輸導運移，在潿洲組二、三、四段斷塊、斷鼻構造圈閉和上傾尖滅巖性圈閉聚集成藏，圈源匹配性好，利于形成陡帶下生上儲垂向運移成藏模式（圖3）。

圖3 海中凹陷油氣成藏模式圖Fig.3 Hydrocarbon accumulation model diagram of Haizhong Sag

斜坡內帶位于油氣運移優勢指向方向，溝源斷層和橫向輸導層斷砂匹配，油氣被橫向輸導聚集在與斷層有關的構造圈閉、巖性圈閉、地層超覆圈閉中，反向斷層有利于油氣遮擋聚集，形成緩坡流沙港組自生自儲或上生下儲成藏模式及潿洲組下生上儲垂向橫向雙重運移成藏模式（圖3）。

洼槽反轉帶近生烴中心，在垂向油氣源斷裂發育、斷砂輸導好的反轉背斜形成下生上儲垂向運移模式的小規模氣藏。在流二段可能形成頁巖油藏（圖3）。

4.2 有利勘探區帶預測

海中北部陡坡帶具“兩洼夾一隆”的繼承性發育構造背景，緊鄰海中西洼流沙港組和東洼潿洲組兩個生烴中心。漸新世末生烴高峰期，圈閉定型，圈源時間匹配好有利于原油聚集；海中北部陡坡帶處于東部低凸起統一長源的源匯系統中，三角洲前緣砂優質儲層發育；3 號斷裂及其伴生斷裂是高效的油源斷裂，匹配潿二、三、四段發育的優質儲層，斷-砂復合高效輸導形成立體輸導網絡，油氣輸導條件好。為近源、圈源時空匹配佳、油氣輸導條件好、優質儲層發育四個成藏關鍵要素疊合最佳區，具有“深大斷陷供烴-繼承性隆起-多層系圈閉-斷砂輸導”的大中型油氣田成藏條件，是海中凹陷尋求規模油氣突破的有利區帶。

5 結論

（1）海中凹陷為持續沉降型的厚流沙港組厚潿洲組簡單半地塹凹陷結構，斷裂相對簡單，構造樣式以早期伸展構造、晚期擠壓反轉構造為主。潿洲組快速沉降沉積了巨厚的地層，是最有利的勘探目的層。海中凹陷西洼和潿西南凹陷A 洼同為深大斷陷，其烴源巖品質好，熱演化程度高，具備較好的規模生烴潛力，資源潛力大。

（2）海中凹陷不同區帶成藏關鍵要素存在明顯差異。圈源時間匹配性是洼槽反轉背斜帶的關鍵成藏要素；斷砂匹配的高效輸導體系是斜坡內帶成藏的關鍵因素；近生烴中心和優質儲層的發育是北部陡坡帶成藏的關鍵因素；橫向輸導條件是斜坡外帶成藏的關鍵因素。

（3）海中凹陷具有三種成藏模式：北部陡坡帶近主生烴中心，溝源斷裂發育配合潿洲組三角洲辮狀河道砂體形成斷砂垂向輸導運移，在潿洲組二、三、四段斷塊、斷鼻構造圈閉和上傾尖滅巖性圈閉聚集形成下生上儲油藏；斜坡帶位于油氣運移優勢指向方向，溝源斷層和橫向輸導層斷砂匹配，垂向橫向雙重運移條件下，油氣聚集在與斷層有關的構造圈閉、巖性圈閉、地層超覆圈閉中，形成緩坡流沙港組自生自儲或上生下儲油藏及潿洲組下生上儲油藏；洼槽反轉帶近生烴中心，在垂向油氣源斷裂發育、斷砂輸導好的反轉背斜形成下生上儲垂向運移模式的小規模凝析氣藏。

（4）海中北部陡坡帶為近源、圈源時空匹配、油氣輸導條件、優質儲層四個成藏關鍵要素疊合最佳區，是海中凹陷尋求規模油氣突破的有利區帶。