北部湾盆地海中凹陷成藏关键要素及成藏模式

杨彩虹，江东辉，周兴海，黄建军，黄苏卫，张百涛

（中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120）

海中凹陷经历几十年勘探，勘探程度仍较低，目前钻井钻探不同区带，油气勘探成效差异明显，成藏控因素不清，勘探潜力和下步突破方向不明确，导致面上难以展开。本文在最新的钻井和地震资料基础上，全面系统开展了成凹、成烃、成藏研究工作，聚焦存在问题，开展针对性的研究，深化了海中凹陷不同区代成藏关键要素认识，进行区带评价优选，有利支撑推动海中凹陷规模突破的风险探井的论证和部署。

1 概况

海中凹陷处于北部湾盆地西南角，其北邻涠西南富油凹陷，两凹陷以涠西南低凸起相隔[1]（图1）。主要发育古近系流沙港组、涠洲组、新近系下洋组、角尾组、灯楼角组、望楼港组和第四系地层。经过几十年勘探，目前凹陷内已钻10 口井，三维地震1 560 km2，仅1 口井获得工业油气流。海中凹陷钻探程度相对较低，基础石油地质问题认识不明确[2-4]。

图1 北部湾盆地北部坳陷构造区划及综合柱状图（据文献[1]，有修改）Fig.1 Tectonic division and comprehensive column diagram of northern depression in Beibu Gulf Basin (modified from reference [1])

2 石油地质特征

2.1 构造演化及特征

海中凹陷和涠西南凹陷隶属于北部坳陷，总体看构造演化特征基本相同，都经历了古近纪的断陷期及新近纪的拗陷期，形成上、下两大构造层[5]。但由于不同时期构造应力场及断块活动的差异性，两个凹陷的构造及沉积演化还存在一些区别。北部坳陷古新世至始新世早期为裂陷第一阶段，在近北西-南东向拉张应力作用下自北向南初始张裂，发育了控盆的一级断层——涠西南大断裂，控制了北部坳陷带长流组沉积。始新世中晚期为裂陷第二阶段，构造应力发生顺时针方向的旋转，转变成近北北西-南南东向的拉张应力，产生了走向北东东-南西西具有控凹作用的1号断层，在1 号断层中段下降盘和涠西南断层西段下降盘出现两个沉积中心，控制了流沙港组烃源岩的沉积，这一时期整个北部坳陷为统一的湖盆，但涠西南和海中凹陷之间发育水下古构造脊分割两个凹陷，D洼是海中凹陷的北部边缘次凹。渐新世为裂陷第三阶段，区域拉张应力场已经顺时针旋转至近南北方向，涠西南低凸起的强烈抬升和3 号断层的剧烈活动，使湖盆真正分割为两个凹陷，涠西南凹陷在渐新世晚期整体抬升，海中凹陷主体部位则持续接受沉积，最大沉积沉降中心迁移至海中凹陷，在海中凹陷沉积了巨厚的涠洲组地层。中新世北部坳陷进入了拗陷阶段，海相地层在北部坳陷广泛分布，中中新世末，区域上的“东沙运动”形成不同规模的挤压构造，在上中新世末期，挤压作用最强，尤其是在海中凹陷内形成大型挤压反转构造[6]（图1）。

海中凹陷为持续沉降型的厚流沙港组厚涠洲组简单半地堑凹陷结构，涠西南凹陷为厚流沙港组薄涠洲组的复杂半地堑凹陷结构。海中凹陷断裂相对简单，构造样式以早期伸展构造、晚期挤压反转构造为主；涠西南凹陷为复杂半地堑凹陷结构，构造样式以伸展构造为主，局部发育走滑构造、挤压抬升形成的削截不整合等。海中凹陷构造单元自北向南依次划分为北部陡坡带、中部洼槽（反转）带、南部斜坡内带和斜坡外带。海中北部陡坡带位于3 号断裂下降盘，其形成演化受3 号断裂活动控制，发育一系列断背斜、断鼻等圈闭。海中中部洼槽带位于海中凹陷中部，西部受涠西南大断裂、北部受3 号断层活动性影响，形成2 个次级沉积洼陷，分别为西洼和东洼，南部以8 号断裂带为界，沉积地层厚度最大8 000 m，圈闭类型为后期反转背斜。海中斜坡内带位于海中洼槽带南部，斜坡带6 号断裂带以北的区域，地层发育齐全，地层总体表现为由洼槽带向斜坡内带减薄，是长流组和流沙港组地层超覆尖灭发育带，主要发育断块圈闭。斜坡外带是6 号断裂带以南，企西隆起以北的区带，斜坡外带地层以涠洲组及以上地层发育为主，基底地貌整体较平缓，断裂发育，主要发育断鼻或断块圈闭（图1）。

2.2 沉积地层及储盖组合

海中凹陷地层充填与涠西南凹陷一致，分为断陷期陆相和拗陷期海相沉积，断-拗叠合盆地沉积厚度7 500～8 100 m。源-渠-汇系统研究表明，海中凹陷与涠西南凹陷一样古近纪同样发育万山隆起、企西隆起和涠西南低凸起三大物源区，其中低凸起北东段古老凸起，西南段后期抬升，逐步形成一个大凸起供给物源，D 洼东部斜坡带和海中北部陡坡带均为低凸起西部倾末端物源体系。

在控凹断层控制下，海中凹陷始新世流沙港期经历了扩张、鼎盛到萎缩的过程，早期滨浅湖沉积，发育流三段扇三角洲沉积，流二段统一湖盆发育，是半深湖-深湖相优质源岩主要发育期，局部发育湖底扇，流一段萎缩为滨浅湖环境。渐新世涠洲组为滨浅湖-正常三角洲沉积体系。北部陡坡带主要发育辫状河三角洲和扇三角洲沉积，南部缓坡东段发育辫状河三角洲沉积；涠四段、涠三段、涠二段是主要的砂岩发育层段。

海中凹陷同涠西南凹陷一样发育上（下洋组／角尾组砂岩与角尾组泥岩储盖组合）、中（涠洲组内部储盖组合）、下（长流组／流沙港组三段砂岩与流沙港组二段泥岩储盖组合、流沙港组一段内部储盖组合）三套储盖组合。其中中组合埋藏适中，是最有利的勘探目的层。由于海中凹陷涠洲组快速沉降沉积了巨厚的地层，涠洲组中部组合又可分为四套储盖组合：涠二段浅水三角洲、河流相砂岩储，滨浅湖相、泛滥平原相泥岩盖的储盖组合；涠三段三角洲相砂岩储，湖相泥岩盖的储盖组合；涠四段上亚段三角洲砂储，滨浅湖相泥盖的储盖组合；涠四段下亚段三角洲砂岩储，半深湖-滨浅湖相泥岩盖的储盖组合。海中凹陷涠洲组目的层埋深在2 000～4 500 m 之间，推测有利相带发育相对优质储层。

2.3 烃源特征

构造-沉积演化研究明确了海中凹陷与涠西南凹陷始新世流沙港组时期均为深大断陷，发育厚层流沙港组烃源岩，海中凹陷分为西洼、D 洼、东洼三个次洼，沉积中心和生烃中心主要在海中凹陷西洼呈窄条状分布，最大厚度超1 000 m（图2）。海中凹陷西洼和涠西南凹陷A 洼同为深大断陷，控西凹的涠西南大断裂南段和控A 洼的1 号断裂活动速率均近2 00 m/Ma，流二段沉积速率和残余厚度相近。井震联合研究表明流二段西部和东南部物源没有波及到沉降中心海中西洼和涠西南A 洼，沉降中心和沉积中心基本一致，涠西南和海中、D 洼为统一大湖盆的半深湖-深湖相沉积。钻井已证实涠西南A 洼和海中D 洼流二段为半深湖-深湖相沉积，发育灰色、深灰色泥页岩和油页岩，局部浊积砂，至海中凹陷南斜坡逐渐过渡为滨浅湖相沉积，见红褐色（氧化色）泥岩。海中凹陷流二段地震相也具有和涠西南A 洼和海中D洼流二段相似的低频弱反射特征，反映海中流二段也为深湖相、半深湖-深湖相广泛分布。

图2 北部湾盆地北部凹陷流沙港组残余厚度图Fig.2 Residual thickness map of Liushagang Formation of northern depression in Beibu Gulf Basin

D 洼钻井揭示流沙港组烃源岩有机质丰度1%～7%，有机质类型Ⅰ-Ⅱ1 型[7-8]，海中西洼面积广，厚度大，是生烃中心，推测海中凹陷西洼烃源岩优于D 洼。通过对比A 洼、C 洼及重点钻井沉积速率和TOC 的关系，推测海中探区至西洼中心TOC 为2.8%～3.3%。从热演化过程来看，流沙港组烃源岩渐新世末普遍进入生烃高峰期、大量生油阶段，渐新世后至中中新世开始大量生气；成熟源岩主要在洼槽带呈窄条状分布，中新世末累计生烃强度最大约37.5×108t/km2，远离洼槽带生烃强度急剧下降（＜2×108t/km2)，斜坡带有效源岩几乎不发育。

海中北次洼D 洼已证实为富烃，西洼烃源岩品质应更好、埋藏深热演化程度更高，具备较好的规模生烃潜力，是潜在的流二段富生烃凹陷。同时钻井揭示海中凹陷涠洲组发育一套中等丰度的灰色-深灰色湖沼相泥岩的中等丰度烃源岩，其有效烃源岩主要分布在3 号断层下降盘东部洼槽带（东洼）[9-10]。HD14-2-1井油源对比，天然气成因分析表明具有油型气（流沙港组来源）和煤成气（涠洲组来源）混源特征，说明海中发育流沙港组和涠洲组两套有效烃源岩[10-12]。

综上，海中凹陷D 次洼已证实为富烃洼，东洼与之相当，处于深湖中心的西洼烃源潜力应更大，具备形成大中型油气藏资源基础。

3 油气成藏关键要素

海中凹陷已钻探10 口井，油气流井1 口（ HD14-2-1 井），油气显示井6 口（油迹、荧光+气测），分布在不同的区带上，其中洼槽反转带4 口，斜坡外带4 口，北部陡坡带1 口，斜坡内带1 口，仅在洼槽反转带发现一个含油气构造，虽点上有发现，证实了凹陷具备烃源条件，但油气富集主控因素不清（图1）。

通过分布在不同区带的已钻井解剖海中凹陷不同区带成藏关键因素。

3.1 洼槽反转背斜带油气成藏关键要素

洼槽反转带按照洼上浅层反转背斜找富集的思路在涠14-2 晚期凹中反转背斜钻探了HD14-2-1 井、HD14-2-2 井、HD1 井三口井，钻后仅位于最高部位的HD14-2-1 井见110 m/39 层气测异常，荧光及油迹油气显示；测井解释涠二气层7.4 m/2 层，涠三、四致密气层71.5 m/25 层；测试获日产气42×104m3/d，日产油11 m3/d，日产水80 m3/d[11-12]。同一反转背斜的HD14-2-2 井比HD14-2-1 井低约50 m，气测最大仅0.35%，HD1 井在反转背斜最低点，显示更差仅见少量气测异常，表明此反转背斜充满度低（8.7%），油气仅在圈闭高部位聚集成藏，为下生上储凝析气藏。

HD14-2-1 井油气源对比中，成熟度及生标特征均反映出油气主要来自流沙港组烃源岩，并混有部分涠洲组煤系烃源岩的贡献。油气成藏过程分析，流二段烃源岩在23.5～16.5 Ma 大量生油，此时涠14-2 反转背斜还未形成，生成的油气向陡带和斜坡带运移；16.5～10.4 Ma，流沙港组烃源岩大量生气阶段，此时涠14-2 反转背斜仍未形成，生成的油气向陡带和斜坡带运移或向洼槽带发育的断层垂向逸散。10.4 Ma反转期形成涠14-2 反转背斜，反转期断裂活化，油源断裂发育，垂向输导体系发育，且涠一、二段区域盖层发育，泥岩厚度累计近千米，但流沙港组主力烃源岩大量生油气期已过，此时背斜仅能捕获流沙港组烃源岩晚期生成的少量天然气和涠四段烃源岩低熟油气，形成“水上漂”的小型气藏。洼槽反转背斜带圈闭定型期晚于生烃高峰期，圈源时间匹配性不佳，导致油气不富集，未获得规模突破。

3.2 斜坡内带油气成藏关键要素

斜坡内带按照近源断鼻寻突破的思路部署钻探了HD2 井，钻后仅在涠三、四段见荧光显示，主要目的层涠三、四段为砂泥互层沉积，缺乏厚储层。流二段烃源岩见氧化色泥岩，且薄砂岩普遍发育，为滨浅湖相，暗色泥岩厚度及有机质丰度较差，为差-非烃源岩。与钻前相比，有效烃源岩分布范围缩减集中在洼槽带，推测洼槽带沉积中心为深湖-半深湖相，优质烃源岩发育，具规模生烃潜力。

由于HD2 井井区烃源岩不发育，涠洲组断鼻圈闭成藏就需要海中凹陷生烃中心的油气供给，因此横向输导能力就成为油气成藏富集的关键。而实钻后HD2 井区涠洲组在沉积时期处于企西隆起东部长轴物源和南部长轴物源之间，以三角洲前缘远端席状砂和滨浅湖相砂体为主，有利于侧向长距离运移的河道砂体总体欠发育，井区岩性以粉砂岩为主，少量细砂岩，未能有效沟通洼槽带有效源岩区，导致高效的横向输导体系欠发育，缺少大规模横向油气来源，是涠洲组失利的主要原因。海中南部斜坡内带高效横向输导体系发育，是油气聚集成藏的先决条件。

3.3 北部陡坡带油气成藏关键要素

按照陡带断裂带断层利于垂向输导油气的思路，在北段陡坡带东段断鼻圈闭钻探了HD17-2-1 井，钻后在涠四段见到油斑/油迹36 m/8 层，荧光2 m/1 层，测井解释差油层0.6 m/1 层，涠洲组油气显示活跃，涠四段已成藏但不富集。

HD17-2-1 井区具有一定烃源能力(油斑/油迹36 m/8 层)，油气源对比证实可能烃源岩层为井区周边流二段-涠四段半深湖-深湖相泥岩。井震结合分析井区流二段厚度因远离流二段西部生烃中心明显减薄，处于主要生烃中心边缘，生烃强度小导致油气充注量有限。HD17-2-1 井在涠二、三段以及涠四段钻遇厚层褐灰、深灰、灰色浅湖相泥岩、炭质泥岩，其中涠四段钻遇半深湖相炭质泥岩和黑色页岩，有机质丰度相对较高平均值可达1.35%，具备较好的生烃潜力，但总体厚度也较涠四段沉降中心明显减薄，涠三段和涠二段滨浅湖相TOC 较低，平均值在1.0%以下，生烃潜力总体较差。

HD17-2-1 井涠洲组主要目的层未钻遇主物源砂主体，仅钻遇前缘远端边缘相带砂体，物性较差。差油层的井壁心孔隙度为13.2%，渗透率为(0.26～0.6)×10−3μm2，为低孔特低渗储层。3 565.0 m 以下的井壁取心样品孔隙度平均值为7.9%，渗透率在(0.04～0.28)×10−3μm2之间，为特低孔特低渗储层。前缘远端边缘相带储层埋深大，压实作用强烈导致储层整体较致密，油气充注难度大。综合分析认为HD17-2-1 井只见油气显示而未富集的主要原因：一是未钻遇有利相带物性好的储层；二是本地具有一定烃源能力，但处于主要生烃中心边缘，生烃强度小导致油气充注量有限。因此储层发育、物性好及近生烃中心是北部陡坡带成藏的关键因素。

3.4 斜坡外带油气成藏关键要素

早期借鉴紧接相邻的涠西南凹陷成功的勘探经验，围绕浅层斜坡外带披覆背斜、断背斜圈闭钻探了HD27-2-1、HD22-3-1、HD23-3-1 井和HD22-2-1 井4口井，均失利。

分析认为，斜坡外带多口井失利是由海中凹陷独有的构造特征决定的。海中处在北部湾盆地的西南角，凹陷演化具有特殊性。始新世涠西南断裂南段和渐新世3 号断层剧烈活动，使海中凹陷快速沉降，凹陷结构呈现深、窄、陡的特征，造成有效烃源岩仅分布在狭窄的洼槽中心。虽然海中凹陷的面积很大，但有效烃源分布厚且窄，向斜坡带快速减少，导致资源量整体虽大但分布不均匀，斜坡外带的资源丰度很低。斜坡外带发育良好的背斜-断背斜圈闭若要成藏，需要高效横向输导体系将生烃中心的油气长距离运聚至圈闭内。海中凹陷南部斜坡带虽运移方向总体有利，但斜坡带断裂+砂体构成的阶梯状输导体系与洼槽带窄、陡、深的生烃中心匹配不佳，导致圈-源空间匹配关系差，缺少大规模横向油气来源，是斜坡外带4 口井失利的主要原因，因此，横向输导条件是斜坡外带成藏的关键因素。

综合海中凹陷以上四个构造带成藏关键要素分析，明确了海中凹陷的成藏关键要素是近生烃中心、圈源时空匹配、油气输导条件、优质储层发育。

4 成藏模式及有利勘探区带预测

4.1 成藏模式

盆地模拟研究认为海中凹陷渐新世末进入生油高峰，因此渐新世末是油气的主要成藏期。海中凹陷主要以渐新世末充注形成的油藏为主。中新世早期反转挤压重新活化部分断层微量运移，仅形成小凝析气藏。

北部陡坡带近主生烃中心，沟源断裂发育配合涠洲组三角洲辫状河道砂体形成断砂输导运移，在涠洲组二、三、四段断块、断鼻构造圈闭和上倾尖灭岩性圈闭聚集成藏，圈源匹配性好，利于形成陡带下生上储垂向运移成藏模式（图3）。

图3 海中凹陷油气成藏模式图Fig.3 Hydrocarbon accumulation model diagram of Haizhong Sag

斜坡内带位于油气运移优势指向方向，沟源断层和横向输导层断砂匹配，油气被横向输导聚集在与断层有关的构造圈闭、岩性圈闭、地层超覆圈闭中，反向断层有利于油气遮挡聚集，形成缓坡流沙港组自生自储或上生下储成藏模式及涠洲组下生上储垂向横向双重运移成藏模式（图3）。

洼槽反转带近生烃中心，在垂向油气源断裂发育、断砂输导好的反转背斜形成下生上储垂向运移模式的小规模气藏。在流二段可能形成页岩油藏（图3）。

4.2 有利勘探区带预测

海中北部陡坡带具“两洼夹一隆”的继承性发育构造背景，紧邻海中西洼流沙港组和东洼涠洲组两个生烃中心。渐新世末生烃高峰期，圈闭定型，圈源时间匹配好有利于原油聚集；海中北部陡坡带处于东部低凸起统一长源的源汇系统中，三角洲前缘砂优质储层发育；3 号断裂及其伴生断裂是高效的油源断裂，匹配涠二、三、四段发育的优质储层，断-砂复合高效输导形成立体输导网络，油气输导条件好。为近源、圈源时空匹配佳、油气输导条件好、优质储层发育四个成藏关键要素叠合最佳区，具有“深大断陷供烃-继承性隆起-多层系圈闭-断砂输导”的大中型油气田成藏条件，是海中凹陷寻求规模油气突破的有利区带。

5 结论

（1）海中凹陷为持续沉降型的厚流沙港组厚涠洲组简单半地堑凹陷结构，断裂相对简单，构造样式以早期伸展构造、晚期挤压反转构造为主。涠洲组快速沉降沉积了巨厚的地层，是最有利的勘探目的层。海中凹陷西洼和涠西南凹陷A 洼同为深大断陷，其烃源岩品质好，热演化程度高，具备较好的规模生烃潜力，资源潜力大。

（2）海中凹陷不同区带成藏关键要素存在明显差异。圈源时间匹配性是洼槽反转背斜带的关键成藏要素；断砂匹配的高效输导体系是斜坡内带成藏的关键因素；近生烃中心和优质储层的发育是北部陡坡带成藏的关键因素；横向输导条件是斜坡外带成藏的关键因素。

（3）海中凹陷具有三种成藏模式：北部陡坡带近主生烃中心，沟源断裂发育配合涠洲组三角洲辫状河道砂体形成断砂垂向输导运移，在涠洲组二、三、四段断块、断鼻构造圈闭和上倾尖灭岩性圈闭聚集形成下生上储油藏；斜坡带位于油气运移优势指向方向，沟源断层和横向输导层断砂匹配，垂向横向双重运移条件下，油气聚集在与断层有关的构造圈闭、岩性圈闭、地层超覆圈闭中，形成缓坡流沙港组自生自储或上生下储油藏及涠洲组下生上储油藏；洼槽反转带近生烃中心，在垂向油气源断裂发育、断砂输导好的反转背斜形成下生上储垂向运移模式的小规模凝析气藏。

（4）海中北部陡坡带为近源、圈源时空匹配、油气输导条件、优质储层四个成藏关键要素叠合最佳区，是海中凹陷寻求规模油气突破的有利区带。