潿西南凹陷南斜坡流二段成藏條件新認(rèn)識(shí)及勘探實(shí)踐＊

胡德勝 鄧 勇 李安琪 張建新 蓋永浩

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057）

潿西南凹陷南斜坡流二段成藏條件新認(rèn)識(shí)及勘探實(shí)踐＊

胡德勝 鄧 勇 李安琪 張建新 蓋永浩

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057）

儲(chǔ)層和油氣運(yùn)移條件是制約北部灣盆地潿西南凹陷南斜坡流二段油氣勘探的兩大關(guān)鍵問題。利用鉆井、FMI成像測(cè)井、巖心、分析化驗(yàn)、地震重處理等資料對(duì)潿西南凹陷南斜坡流二段物源體系、沉積相類型、古地貌特征以及沉積體系展布特征進(jìn)行了綜合分析，認(rèn)為該區(qū)發(fā)育西南物源長(zhǎng)源三角洲砂體；同時(shí)通過斷裂特征、圈閉的形成以及烴源巖生排烴史和油氣輸導(dǎo)體系進(jìn)行時(shí)空匹配綜合分析，認(rèn)為構(gòu)造高部位的超覆圈閉群發(fā)育早期形成的常壓油藏，中部斷階帶的斷塊圈閉群后期近源形成超壓油藏。這些創(chuàng)新認(rèn)識(shí)指導(dǎo)了該地區(qū)流二段勘探取得重大突破，對(duì)北部灣盆地具有相似成藏背景的其他凹陷的后續(xù)勘探具有一定的指導(dǎo)和借鑒意義。

潿西南凹陷；流二段；沉積體系；斷裂系統(tǒng)；構(gòu)造演化；油氣成藏

潿西南凹陷位于北部灣盆地的東北部，面積約3 800 km2，整體上呈近東西向展布，具有北斷南超、北陡南緩的構(gòu)造格局，經(jīng)歷了古新世—始新世早期的弱裂陷階段、始新世中晚期的強(qiáng)裂陷階段、漸新世的走滑弱伸展階段和新近紀(jì)裂后熱沉降階段。與構(gòu)造活動(dòng)相呼應(yīng)，潿西南凹陷古近紀(jì)完整經(jīng)歷了湖盆的出現(xiàn)、發(fā)展至消亡［1－4］，其中始新世中晚期的強(qiáng)裂陷階段盆地水體最深，沉積范圍最廣，沉積環(huán)境以中深湖為主，發(fā)育了巨厚的流沙港組二段（簡(jiǎn)稱為流二段）泥、頁(yè)巖和油頁(yè)巖，是盆地主要的烴源巖。長(zhǎng)期以來，流二段都是作為潿西南凹陷烴源巖進(jìn)行研究［5－8］，但是從區(qū)域構(gòu)造背景、古生物以及鉆井巖性組合分析，流二段沉積中期存在一次短暫的湖退，從而在盆緣沉積了一套湖退時(shí)期的砂體，并與其上下中深湖泥巖形成了良好的自生自儲(chǔ)自蓋組合，是重要的勘探領(lǐng)域，尤其是凹陷南斜坡流二段勘探的突破，拓展了整個(gè)北部灣盆地的勘探層系。本文從早期流二段勘探存在的問題出發(fā)，闡述南斜坡流二段成藏條件的創(chuàng)新認(rèn)識(shí)和勘探實(shí)踐，以期為后續(xù)油氣勘探提供一定的借鑒。

1 早期勘探存在的問題

潿西南凹陷南斜坡北臨B洼，為始新世時(shí)期形成的沉積斜坡，是凹陷內(nèi)六大正向構(gòu)造單元之一。南斜坡區(qū)內(nèi)發(fā)育NE、近E－W、NW向等三組斷裂，其中兩條大型NE向斷裂將南斜坡流二段劃分為北部深洼帶、中部斷階帶、南部超覆帶，NW向和近E－W向斷裂又將3個(gè)構(gòu)造帶復(fù)雜化，三組斷裂共同控制了研究區(qū)“南北分帶、東西分塊”的構(gòu)造格局（圖1）。南斜坡流二段早期的勘探主要集中于中部斷階帶，共部署7口井（A－1—A－7），其中6口有油氣發(fā)現(xiàn)，但是巖性組合以細(xì)砂、粉砂與泥巖互層為主，砂體單層厚度薄，滲透率平均值1．18 mD，孔隙度平均值10%，為低孔特低滲儲(chǔ)層，油藏壓力系數(shù)1．288～1．599。分析認(rèn)為，南斜坡中部斷階帶高部位斷層封堵性強(qiáng)，流二段砂體直接包裹于成熟源巖之中持續(xù)接受油氣充注，近源形成超壓油藏而油氣向南部超覆圈閉群運(yùn)移困難。此外，南斜坡中部斷階帶高部位流二段烴源巖現(xiàn)今仍未達(dá)到生烴門限［9－11］，雖然發(fā)育南部超覆圈閉群，但是同時(shí)存在儲(chǔ)層和油氣運(yùn)移兩大風(fēng)險(xiǎn)，因此導(dǎo)致勘探進(jìn)程緩慢。

圖1 潿西南凹陷南斜坡流二段構(gòu)造綱要圖Fig．1 Structure outline map of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

2 沉積體系新認(rèn)識(shí)

關(guān)于潿西南凹陷南斜坡流二段沉積相類型，“十一五”期間已有研究，但是存在很大爭(zhēng)議，主要表現(xiàn)在對(duì)沉積相的厘定上：一種觀點(diǎn)是從流二段宏觀背景分析，結(jié)合取心可見局部重力流特征，認(rèn)為是近源的小型扇體；另一種相對(duì)主流的觀點(diǎn)認(rèn)為，流二段中期發(fā)育短暫湖退，南斜坡是相對(duì)的淺水高地，為灘壩相沉積［12－13］。隨著研究的深入，綜合運(yùn)用多種分析化驗(yàn)資料、FMI成像測(cè)井資料、鉆井取心資料等，同時(shí)結(jié)合地震相以及古地貌分析，認(rèn)為南斜坡地區(qū)發(fā)育物源來自西南方向的大型長(zhǎng)源三角洲沉積，具體特征分析如下。

2．1 沉積體系特征

2．1．1 物源分析

南斜坡流二段沉積時(shí)期的物源供給區(qū)主要為南部企西隆起，重礦物、鉆井含砂率統(tǒng)計(jì)及FMI成像測(cè)井古水流方向綜合分析認(rèn)為流二段物源來自西南方向的企西隆起剝蝕區(qū)。早期已鉆井重礦物分析表明，該區(qū)以鋯石＋電氣石＋石榴石＋赤褐鐵礦＋白鈦礦的組合為主，其中赤褐鐵礦含量最高，達(dá)55%～85%；各井重礦物特征相似，表明來自同一物源；ZTR指數(shù)從西南向北東方向呈增大的趨勢(shì)，表明其物源方向以西南方向?yàn)橹鳎▓D2）。鉆井巖性、粒度、含砂率以及砂巖單層最大厚度的變化趨勢(shì)也反映出物源來自西南方向的特征（圖2），近源區(qū)A－7井為細(xì)砂巖，含砂率高達(dá)65．2%，砂巖總厚達(dá)88．3 m，單層最大厚度達(dá)22．5 m；A－6井為含礫粗砂和細(xì)砂，含砂率達(dá)56．3%，其中含礫粗砂含量為15．2%，砂巖最大單層厚度為17 m。相對(duì)遠(yuǎn)源區(qū)A－5井雖然含砂率為54．2%，但是粒度變細(xì)，粉砂巖含量達(dá)36．3%，含礫細(xì)砂為10．5%，細(xì)砂巖為7．4%，砂巖總厚度為60．3 m，最大單層厚度只有7 m；遠(yuǎn)源端的A－3井在粒度變細(xì)的同時(shí)，含砂率降低為37．8%，砂巖總厚度僅34．1 m，最大單層厚度僅2 m。雖然出現(xiàn)了近源的A－7井砂巖粒度比相對(duì)遠(yuǎn)源的部分鉆井局部砂體要細(xì)，但是近源區(qū)A－7井含砂率最高，砂巖單層厚度最大，分析原因是鉆遇近源水道的側(cè)緣；此外，A－6井厚層砂巖段FMI成像測(cè)井分析認(rèn)為古水流方向是由西南流向北東。因此，結(jié)合以上分析認(rèn)為南斜坡流二段物源主要來自西南方向。

圖2 潿西南凹陷南斜坡流二段重礦、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 巖心沉積相特征

砂巖巖石類型、粒度曲線、C－M圖綜合分析表明，南斜坡區(qū)流二段總體表現(xiàn)為相對(duì)遠(yuǎn)源、分選好、牽引流沉積為主，局部發(fā)育重力流沉積的特征。巖石類型以長(zhǎng)石巖屑石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，樣品中石英平均含量達(dá)67%，長(zhǎng)石平均含量9%，巖屑平均含量24%，砂巖成分成熟度均值高達(dá)2．3，分選中—好，磨圓次棱—次圓，結(jié)構(gòu)成熟度較高，表明砂巖搬運(yùn)距離較遠(yuǎn)，但是各鉆井由于距離物源的遠(yuǎn)近以及沉積微相的不同又具有一定的差異性，如近源的A－6井以及遠(yuǎn)源的A－4井濁流沉積段巖屑組分含量較高（圖3）。粒度曲線有3種類型，近源區(qū)水動(dòng)力強(qiáng)，表現(xiàn)為滾動(dòng)、跳躍與懸浮的三段式，以跳躍和懸浮為主（圖4a）；而遠(yuǎn)源區(qū)表現(xiàn)為跳躍和懸浮的兩段式，缺少粗粒的滾動(dòng)組分，表明位于沉積體系的前端，沉積物以細(xì)粒為主（圖4b），此外A－4井取心段頂部可見粒度曲線呈一段至兩段過渡式，三組分明顯區(qū)分不開，斜率變化不大，表現(xiàn)為重力流沉積的特點(diǎn)（圖4c）。C－M圖在整個(gè)區(qū)段樣點(diǎn)均有分布（圖5），其中A－4井樣點(diǎn)C＝M，明顯反映出重力流沉積的特點(diǎn)，其余樣點(diǎn)以SR及RQ段為主，表明整個(gè)流體搬運(yùn)過程中存在明顯的重力機(jī)械分異過程，總體仍以牽引流沉積為主。

圖3 潿西南凹陷南斜坡流二段砂巖類型Fig．3 Rock types of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

圖4 潿西南凹陷南斜坡流二段粒度曲線特征Fig．4 Granularity curve characteristics of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

2．1．3 FMI成像測(cè)井及鉆井取心特征

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

A－6井FMI成像測(cè)井及A－4井鉆井取心分析表明，南斜坡流二段為一套三角洲沉積（圖6）。A－6井巖性組合為一套厚層含礫粗砂巖、細(xì)砂巖與泥巖的互層沉積，測(cè)井曲線多呈反韻律疊加小型鐘形、箱形的正韻律形態(tài)，其中FMI成像測(cè)井在GR呈箱形砂巖發(fā)育段可見交錯(cuò)層理發(fā)育，而且層系間交錯(cuò)層理產(chǎn)狀變化明顯，反映水流強(qiáng)度的變化，還可見多期正粒序的疊加以及巖性接觸面的沖刷充填構(gòu)造，反映多期水道疊加的特征；而FMI成像測(cè)井在GR呈漏斗形層段可見多期反韻律的疊加，粒度自下而上變粗，發(fā)育小型低角度交錯(cuò)層理，還可見生物鉆孔、小型變形構(gòu)造等（圖6a）。因此，綜合分析認(rèn)為A－6井鉆遇三角洲前緣前端水下分流河道與河口壩復(fù)合體。

A－4井鉆井取心為一套砂泥互層的沉積，下部主要為灰色粉砂巖夾泥質(zhì)條帶，砂巖層理不發(fā)育，局部見波狀交錯(cuò)層理，可見厚約5 cm的風(fēng)暴砂重力流沉積，分析認(rèn)為是浪基面附近的沉積，位于席狀砂發(fā)育區(qū)。上部可見厚層的泥巖沉積，呈深灰色，頂部為一套含礫細(xì)砂巖，層理不發(fā)育，呈塊狀，粒度曲線和C－M圖特征表明偏重力流沉積，分析認(rèn)為是三角洲前緣滑塌濁積體（圖6b）。因此，綜合分析認(rèn)為A－4井取心層段沉積時(shí)期具有一定的水深環(huán)境，水動(dòng)力較弱，砂泥互層段為三角洲前緣席狀砂微相，并非相對(duì)高能的灘壩相。

2．1．4 連井相特征

圖6 潿西南凹陷南斜坡A－6井流二段FMI電阻率成像及A－4井流二段鉆井取心特征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

圖7 潿西南凹陷南斜坡流二段A－7井—A－6井—A－5井—A－4井—A－1井連井相剖面圖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

南斜坡早期已鉆井的連井相剖面圖（圖7）表明，近源的 A－7、A－6井鉆遇厚層的細(xì)砂巖、含礫粗砂巖與泥巖的互層，砂巖單層厚度大，粒度相對(duì)較粗，GR曲線主要表現(xiàn)為漏斗形加箱形、鐘形的下反上正特征，分析認(rèn)為鉆遇了三角洲前緣水下分流河道與河口壩的復(fù)合體。隨著向NE向遠(yuǎn)離物源，A－5、A－4、A－1井鉆遇砂巖粒度變細(xì)，以粉砂巖為主，單層厚度變小，GR曲線變?yōu)槁┒沸?、指形，分析認(rèn)為鉆遇了三角洲前緣河口壩，遠(yuǎn)砂壩—席狀砂沉積。綜合分析認(rèn)為，上述連井相特征顯示出典型的三角洲由近源到遠(yuǎn)源的沉積特征。

2．2 古地貌特征及沉積體系展布規(guī)律

在明確了南斜坡流二段中期沉積相類型為三角洲之后，其發(fā)育規(guī)模和展布范圍是勘探關(guān)注的重點(diǎn)之一。在重處理地震資料精細(xì)解釋的基礎(chǔ)上，對(duì)南斜坡流二段古地貌進(jìn)行了恢復(fù)，整體上表現(xiàn)為向B洼傾沒的斜坡（圖8a）。南斜坡東段流二段表現(xiàn)為層層上超的發(fā)育模式，說明東段在流二段沉積時(shí)期為一水下低凸起，沒有大型物源供給；而西南方向在流二段中期湖退時(shí)期為剝蝕高地，由西南向北東方向發(fā)育一大型的溝槽地貌，地勢(shì)平坦，利于物源的向洼推進(jìn)。該地區(qū)雖然斷裂復(fù)雜，但是地震剖面上仍然可以見到明顯的斜交前積層的發(fā)育，而且近源端表現(xiàn)為雜亂丘型反射的特征，反映出較強(qiáng)的水動(dòng)力特征；隨著向NE向遠(yuǎn)離物源，地震同相軸成層性變好，振幅變強(qiáng)，前積現(xiàn)象明顯，鉆井證實(shí)發(fā)育厚層水下分流河道砂體（圖8b），而且前述A－6井交錯(cuò)層理發(fā)育段FMI成像測(cè)井也顯示古水流來自西南方向。綜合已有鉆井、地貌分析、新地震資料的地震相分析，最終確定了西南方向長(zhǎng)源三角洲的展布范圍（圖8c），研究區(qū)高部位超覆圈閉群在流二段沉積中期由西南向北東方向依次發(fā)育水下分流河道、河口壩和遠(yuǎn)砂壩、席狀砂微相。

圖8 潿西南凹陷南斜坡流二段古地貌（a）、地震相（b）及沉積相平面圖（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 油氣成藏模式新認(rèn)識(shí)

潿西南凹陷南斜坡地區(qū)沉積體系的新認(rèn)識(shí)為勘探提供了儲(chǔ)層依據(jù)，但高部位超覆帶油氣是如何運(yùn)聚成藏的，這是勘探取得突破的關(guān)鍵問題。通過對(duì)斷裂演化特征、圈閉形成以及烴源巖生排烴史和油氣輸導(dǎo)體系的時(shí)空匹配的綜合分析，提出了新的油氣成藏模式。

3．1 斷裂演化特征

利用重處理的地震資料對(duì)南斜坡地區(qū)三組斷裂進(jìn)行了重新落實(shí)，斷裂演化特征表現(xiàn)為：①NW向斷裂開始活動(dòng)于長(zhǎng)流組—流三段沉積期，流二段沉積之后停止活動(dòng)（圖9a—c），整體上規(guī)模較小，構(gòu)造樣式簡(jiǎn)單；剖面上表現(xiàn)為小角度的平直斷裂，基本不控制沉積，斷裂向下斷至基底，向上終止于流二段頂面（圖9e）。②NE向斷裂開始活動(dòng)于流二段沉積期，后期持續(xù)活動(dòng)至潿洲組沉積末期，新近紀(jì)后停止活動(dòng)（圖9b—e），是研究區(qū)內(nèi)規(guī)模最大的一組斷裂；剖面上表現(xiàn)為簡(jiǎn)單的單條鏟型，傾向NW，向下斷距消失于流二段底部油頁(yè)巖內(nèi)，向上斷至潿洲組頂面，是區(qū)內(nèi)的主要控圈斷裂（圖9e）。③近EW向斷裂主要活動(dòng)于潿洲組沉積時(shí)期，新近系下洋組沉積時(shí)期微弱活動(dòng)，角尾組沉積期之后停止活動(dòng)（圖9d、e）；剖面上由于構(gòu)造位置不同而以不同形式發(fā)育，凹陷內(nèi)斷裂表現(xiàn)為蓋層滑脫型，向下斷距消失于流二段泥巖之中，向上斷至下洋組頂面，而構(gòu)造高部位流二段泥巖較薄，泥巖塑性變形不足以抵消構(gòu)造應(yīng)力，斷裂以基底卷入型發(fā)育，向下斷至基底，向上斷至下洋組頂面。該組斷裂的發(fā)育使得流二段的圈閉更加破碎化（圖9e）。

3．2 圈閉形成

南斜坡地區(qū)三組斷裂的活動(dòng)和演化控制了流二段圈閉的形成，可以分為3個(gè)階段：

圖9 潿西南凹陷南斜坡構(gòu)造演化及流二段油氣成藏模式（剖面位置見圖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）圈閉雛形期。古新世—早始新世初始裂陷階段，北部灣盆地主要受控于NW向拉張應(yīng)力的作用，控凹斷裂1號(hào)、2號(hào)斷層開始活動(dòng)，并控制了長(zhǎng)流組和流三段的沉積，此時(shí)期整個(gè)凹陷北斷南超的格局開始形成，南斜坡地區(qū)位于整個(gè)凹陷的緩坡帶，只沉積了流三段，地層厚度向凹陷中心加厚，在NW向共軛應(yīng)力的作用下，NW斷裂以調(diào)節(jié)斷層發(fā)育（圖9a），形成了南斜坡地區(qū)東西分塊的格局。中晚始新世強(qiáng)裂陷階段，北部灣盆地構(gòu)造應(yīng)力發(fā)生一個(gè)小角度的右旋，構(gòu)造應(yīng)力加強(qiáng)，控凹的1號(hào)斷裂強(qiáng)烈活動(dòng)，2號(hào)斷裂繼承性活動(dòng)，但是活動(dòng)性較1號(hào)斷裂弱，此時(shí)期潿西南凹陷A洼、B洼還是一個(gè)整體，北斷南超的格局基本形成，而南斜坡地區(qū)早期的NW向斷層持續(xù)活動(dòng)，同時(shí)區(qū)內(nèi)發(fā)育與1號(hào)斷裂平行的NE向斷裂，并與早期活動(dòng)的NW向斷裂共同控制了研究區(qū)“南北分帶、東西分塊”的格局，流二段圈閉雛形基本形成（圖9b、c）；

2）圈閉改造期。漸新世強(qiáng)走滑弱裂陷階段，北部灣盆地構(gòu)造應(yīng)力繼續(xù)右旋，由早期的NW向旋轉(zhuǎn)為近S－N向，此時(shí)期1號(hào)斷裂繼承性活動(dòng)，但是活動(dòng)性減弱，2號(hào)斷裂強(qiáng)烈活動(dòng)，整體上呈雁列狀。此時(shí)期潿西南凹陷A洼、B洼分成兩個(gè)洼陷，南斜坡地區(qū)NW向斷裂停止活動(dòng)，而NE向斷裂則繼承性活動(dòng)，同時(shí)近E－W向斷裂開始活動(dòng)，向下斷至流二段泥巖之中，部分?jǐn)嗔询B加于早期的兩組斷裂之上，將流二段圈閉復(fù)雜化。漸新世末期，盆地由于受區(qū)域擠壓應(yīng)力的影響，整體抬升剝蝕，形成了全區(qū)的T60不整合面，流二段圈閉基本定型（圖9d）；

3）圈閉最終定型期。進(jìn)入新近紀(jì)之后，斷裂活動(dòng)逐漸減弱，只有部分近E－W向斷裂微弱活動(dòng)，向上消失于下洋組之中，整個(gè)盆地進(jìn)入熱沉降的拗陷階段，流二段圈閉最終定型（圖9e）。

3．3 油氣成藏模式

潿西南凹陷南斜坡直接面臨主生烴B洼陷，洼陷內(nèi)流二段是主力烴源巖。生烴模擬分析表明，流二段烴源巖的生烴門限深度在2 400～2 500 m，B洼中心的烴源巖在流一段沉積時(shí)期開始進(jìn)入生烴門限，潿洲組沉積時(shí)期—現(xiàn)今進(jìn)入大規(guī)模生排烴階段［11，14－15］，而南斜坡 地區(qū)高 部位的流二段烴 源巖現(xiàn)今仍未成熟（圖9d、e）。從圈閉形成時(shí)間分析，高部位流二段中期的砂體包裹于早期、晚期的厚層泥巖之中，地層－巖性超覆圈閉群在流一段沉積開始就已經(jīng)形成。此外，NE、近E－W向兩組順向斷裂在古近系沉積期持續(xù)繼承性活動(dòng)，斷裂處于開啟狀態(tài)，為B洼中心油氣向高部位運(yùn)移提供了通道，再加上向B洼中心傾斜的大型三角洲砂體，就組成了斷裂＋砂體＋構(gòu)造脊的高效油氣輸導(dǎo)體系，低部位B洼中心的成熟源巖早期生成的油氣可以運(yùn)移至高部位的圈閉內(nèi)早期成藏（圖9d）。古近紀(jì)末期，南斜坡地區(qū)斷裂基本停止活動(dòng)，而漸新世末期區(qū)域的擠壓應(yīng)力使早期起運(yùn)移作用的順向斷裂都處于封閉狀態(tài)，流二段整體上又是富泥的背景，很容易就形成較強(qiáng)的封堵，新近紀(jì)之后油氣就很難向高部位運(yùn)移。由于中部斷階帶從流一段沉積開始就處于成熟烴源的包裹之中，運(yùn)移斷裂形成封堵之后，持續(xù)接受圍區(qū)油氣的近源充注，隨著圍區(qū)烴源大規(guī)模的生排烴，就形成了早期鉆探證實(shí)的超壓油藏（圖9e）。通過綜合分析斷裂活動(dòng)、圈閉的形成、生排烴及油氣疏導(dǎo)體系的時(shí)空匹配，認(rèn)為南斜坡地區(qū)高部位圈閉群具有早期成藏的可能性，勘探潛力大，值得探索。

4 油氣勘探突破

在儲(chǔ)層和油氣運(yùn)聚創(chuàng)新認(rèn)識(shí)的指導(dǎo)下，潿西南凹陷南斜坡地區(qū)高部位相繼部署的8口鉆井有7口獲得了良好的油氣發(fā)現(xiàn)，從而使該地區(qū)早期的邊際含油氣構(gòu)造一躍成為潿西南凹陷目前第二大油氣田。新鉆井證實(shí)，研究區(qū)高部位發(fā)育三角洲砂體，而且埋深淺，物性好，B－2、B－3、B－4等3口井共43個(gè)井壁取心實(shí)測(cè)平均孔隙度為20．7%，平均滲透率高達(dá)167．1 mD。近源區(qū) B－2、B－5新鉆井鉆遇厚層箱形砂巖，總厚度高達(dá)98．7 m，單層厚度最大達(dá)28 m，巖性以含礫中砂巖、含礫細(xì)砂巖為主，含砂率高達(dá)74%（圖2），GR曲線呈箱形，為水下分流河道沉積微相。相對(duì)遠(yuǎn)源的B－1、B－3、B－4井區(qū)則主要以細(xì)砂巖為主，其次為中砂巖、粉砂巖，砂巖總厚度和單層厚度減小，粒度變細(xì)，含砂率逐漸降低（圖2），GR曲線以漏斗形為主，局部為小型箱形，主要為三角洲前緣水道末端、河口壩沉積微相；B－6、B－7井巖性以粉砂巖為主，局部可見細(xì)砂巖，單層厚度2～3 m，GR曲線以指形和小型漏斗形為主，以遠(yuǎn)砂壩—席狀砂微相為主。

從油藏特征分析，中部斷階帶早期鉆井證實(shí)均為超壓油藏，新鉆井B－1井各油組壓力系數(shù)為1．434～1．465，同樣為超壓油藏，進(jìn)一步證實(shí)NE向斷層后期封堵性較強(qiáng)。而南部超覆帶新鉆6口井各油組壓力系數(shù)為1．059～1．121，為常壓油藏。此外，原油成熟度參數(shù)分析表明，中部斷階帶原油成熟度高，αααC2920S／（20S＋20R）主要介于0．56～0．79，南部超覆帶成熟度相對(duì)較低，αααC2920S／（20S＋20R）主要介于0．45～0．49，表明高部位的超覆帶油藏為烴源巖演化早期生成的油氣聚集成藏，而中部斷階帶油藏為晚期烴源較高演化階段生成的油氣聚集成藏。

5 結(jié)論

1）綜合運(yùn)用多種分析化驗(yàn)資料、FMI成像測(cè)井資料、鉆井取心資料等，同時(shí)結(jié)合地震相及古地貌分析，提出了沉積體系新認(rèn)識(shí)，認(rèn)為潿西南凹陷南斜坡地區(qū)發(fā)育西南物源的大型長(zhǎng)源三角洲沉積。

2）通過斷裂演化特征、圈閉的形成以及烴源巖生排烴史和輸導(dǎo)體系的時(shí)空匹配綜合分析，提出了油氣成藏模式新認(rèn)識(shí)，認(rèn)為潿西南凹陷南斜坡地區(qū)高部位的地層－巖性超覆圈閉群發(fā)育斷裂＋砂體＋構(gòu)造脊的油氣輸導(dǎo)體系，斷裂活動(dòng)時(shí)期低部位烴源巖早期生成的油氣向高部位運(yùn)聚形成常壓油藏；中部斷階帶斷塊圈閉群在斷裂停止活動(dòng)形成封堵后，直接接受周圍成熟烴源的持續(xù)供烴，后期近源形成超壓油藏。

3）沉積體系和油氣成藏模式的創(chuàng)新認(rèn)識(shí)指導(dǎo)了潿西南凹陷南斜坡地區(qū)流二段的勘探突破，開辟了新的勘探層系，拓展了勘探領(lǐng)域，對(duì)北部灣盆地具有相似成藏背景的其他凹陷的后續(xù)勘探具有指導(dǎo)和借鑒意義。

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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，F(xiàn)MI 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

胡德勝，鄧勇，李安琪，等．潿西南凹陷南斜坡流二段成藏條件新認(rèn)識(shí)及勘探實(shí)踐［J］．中國(guó)海上油氣，2017，29（5）：30－38．

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1673－1506（2017）05－0030－09

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．004

＊“十三五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“南海西部海域低滲油藏勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)（編號(hào)：2016ZX05024－006）”部分研究成果。

胡德勝，男，工程師，2010年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢），主要從事油氣勘探研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)南油一區(qū)研究院檔案樓309室（郵編：524057）。E－mail：hudsh1＠cnooc．com．cn。

2016－11－29 改回日期：2017－02－16

（編輯：馮 娜）