涠西南凹陷新近系油气成藏主控因素分析

盖永浩 欧阳敏 覃利娟

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

在中国东部的断陷盆地普遍发育新近系油气藏。根据各盆地的特点，研究人员对新近系油气的成藏规律从构造演化、油源对比、成藏动力学等方面做了很多研究[1-6]。研究人员就南海西部地区的涠西南凹陷对其深层古近系的成藏规律进行过研究[7]，但是对涠西南凹陷的新近系成像规律研究较少。

涠西南凹陷是中国南海北部湾盆地的一段富生烃凹陷，属于典型的北断南超、近东西走向箕状断陷湖盆。经过多年的勘探，在涠西南凹陷已经发现多个油田和含油气构造，极具勘探潜力。该凹陷先后经历了古近系裂陷阶段和新近系裂后热沉降阶段。在古近系裂陷阶段，主要发育长流组、流沙港组、涠洲组等湖相地层，其中流沙港组二段沉积时期发育中深湖相烃源岩；在新近系裂后热沉降阶段，海水侵入，主要发育下洋组、角尾组、望楼港组、灯楼角组等海相地层。根据区域沉积演化特征，可将涠西南凹陷自下而上分为6套储盖组合。

该区的烃源岩类型主要是古近系流沙港组二段中深湖相的泥岩、页岩，因此，一直以靠近烃源岩的古近系流沙港组和涠洲组为其主要勘探目的层。在针对古近系目标的钻探过程中，我们发现新近系地层钻遇的油气显示良好。这说明油气已经运移至新近系地层，且极具勘探潜力。但是，实际勘探结果显示，新近系的油藏分布不均，很不规律。针对此现状，本次研究将就涠西南凹陷新近系油气成藏因素作进一步分析，以便为下一步勘探工作提供理论依据。

1 涠西南凹陷新近系成藏背景

涠西南凹陷新近系地层发育一套良好的储盖组合，图1所示为其沉积充填序列图。其中，角尾组下部发育浅海相砂岩储层，而在角尾组顶部发育海相泥岩。涠西南凹陷新近系地层属海相沉积环境，其横向构造较稳定。但受古近系构造发育的影响，凹凸相间，该凹陷可分为5个主要构造单元，分别是北部隆起区、北部陡坡带、中央断裂带、南部缓坡带及南部隆起区。经过多年勘探，在角尾组的区域盖层(T41)之下已经发现了多个含油气构造，主要分布于涠西南凹陷的中部断裂带和边部隆起区(见图2)。

由涠西南凹陷成藏模式图(见图3)可知，新近系角尾组油藏主要沿垂向和侧向两条路径汇聚而成。在凹陷内深层生成的油气首先需要通过深大断裂沟通运移，因此，缺少沟源断层的北部陡坡带和南部缓坡带油气运移比较困难，未见油气显示。而凹陷中央的断裂带沟源断裂发育后，流二段生成的油气首先沿这些大断裂垂向运移，运移至角尾组，然后被角尾组上部的区域盖层阻挡，并汇聚成藏。在凹陷边部隆起区汇聚成藏的油气主要以侧向运移为主，深层生成的油气沿砂体和断裂组成的侧向运移通道横向运移。在浮力的作用下，油气运移至凹陷的边部，最后在边部隆起区的披覆背斜中汇聚成藏。

图1 涠西南凹陷沉积充填序列图

图2 涠西南凹陷新近系油藏平面分布图

从新近系油气藏平面分布来看，虽然油气运移规律基本清晰，但油气分布很不均匀。研究认为，有效烃源岩、沟源断裂、涠洲组上部泥岩、运移路径特征、局部基底古隆起是控制新近系油气分布的主要控制因素，它们最终控制了油气的运移、成藏和分布。其中，有效烃源、涠洲组上部泥岩控制油气垂向运移和分布；油气运行路径特征、基底古隆起控制油气的横向运移和分布。

2 涠西南凹陷新近系成藏主控因素

2.1 有效烃源、沟源断裂、涠洲组上部泥岩的影响

有效烃源、沟源断裂、涠洲组上部泥岩对凹陷内的油气垂向运移和分布具有重大影响。由于古近系流二段是该区的主要烃源岩段，因而在凹陷的中央部位油气以垂向运移为主，有效烃源岩范围决定了浅层油气藏范围[8-9]。涠西南凹陷烃源条件很好，测试1 800 ms(深度约2 400 m)即达烃源岩的成熟门限，属于有效烃源岩。在凹陷中央有效烃源岩的分布范围内(见图4)，油气才会沿着深及烃源岩中的断层垂向运移，然后在浅层新近系圈闭中汇聚成藏。

如前所述，凹陷内仅中央断裂带发育沟源断裂，油气可以沿沟源断裂运移至浅层新近系。但是，从新近系油气藏的平面分布来看，仅中央断裂带西段有油气显示，其中东段未见油气显示。油气没有成藏，在运移路线上受到了阻挡。由前述涠西南凹陷岩性图可知，流一段和涠洲组下部地层含砂率高，难以阻挡油气向上运移，而涠洲组上部泥岩偏多且较厚，且泥岩涂抹对断层起到较好的封堵作用；因此，涠洲组上部泥岩会成为油气沿断层继续向上运移的一道阻挡屏障。

图3 涠西南凹陷成藏模式图

从涠西南凹陷的沉积构造特征来看，凹陷内部涠洲组上部泥岩的厚度是有差异的，其成藏模式如图5所示。在古近系晚期，受区域构造应力变化的影响，凹陷西部被抬升并遭受剥蚀。中央断裂带西部的涠洲组上部泥岩被剥蚀殆尽，剩余很薄的泥岩难以阻挡油气继续向上运移，因此，凹陷内的中央断裂带西部才能有油气运移上来并汇聚成藏。在涠西南凹陷中央，位于中央断裂带西部的涠洲11-1构造可以成藏；凹陷中央的涠洲12-1构造背斜圈闭发育，且位于成熟烃源范围内及沟源断裂发育，但是受涠洲组上部厚层泥岩阻挡未能成藏。

根据涠洲11-1构造新近系油气成藏要素分析，在涠西南凹陷的中央，油气在新近系地层成藏需满足多个条件。首先，必须在有效烃源岩发育范围内；其次，要发育沟通烃源的深大断裂；最后，不能受厚层涠洲组上部泥岩阻挡。在凹陷内寻找新近系油藏，应明确勘探方向，继续沿着中央断裂带向西探索。

2.2 古近系运移路径特征、边缘基底古隆起的影响

古近系运移路径特征、边缘基底古隆起对凹陷边缘油气的侧向运移和分布产生重大影响。根据前述分析，涠洲组上部泥岩在涠西南凹陷分布广泛，导致凹陷中央大部分地区油气难以穿过涠洲组地层到达新近系，因而深层生成的油气只能先沿沟源断裂垂向运移，运移至涠洲组上部泥岩底板后再侧向运移，沿着断层和砂岩组成的侧向运移路线运移至凹陷边缘的新近系地层中。在凹陷边缘的披覆背斜捕获油气并成藏的概率很高。在凹陷边缘，局部的古隆起是形成披覆背斜的主要控制因素。局部的基底古隆起是凹陷边缘油气的有利汇聚区，它控制着油气在涠西南凹陷边缘的平面分布。

图5 沿中央断裂带新近系角尾组油气成藏模式

目前，凹陷边缘的北部陡坡隆起区和南部缓坡隆起区勘探成效差异很大。在凹陷南部隆起区，已经相继发现了多个油田和含油构造，而北部的陡坡带隆起区目前只发现1处油气田，勘探成功率较低。古近系的油气运移路线特征对凹陷边缘新近系地层成藏有重要的控制作用，这一点与渤海湾盆地新近系的油藏控制因素有相似之处[10-11]。

在北部陡坡带隆起区，当深部上来的油气在向隆起区运移时，涠洲组储层与沟源断层的组合类型为反向接触(见图6)，油气运移不畅。在运移过程中，经过的大部分油气被截留，只有小部分油气能够继续向上运移至新近系地层，因而北部隆起区新近系成藏较困难。

在南部缓坡带隆起区，深部地层与沟源断层之间的组合类型为顺向接触(见图6)，油气运移顺畅[10-12]。在此过程中，大部分油气会沿着涠洲组砂岩和断层组成的侧向运移路径横向运移至边界隆起区，最终在隆起区的新近系聚集成藏。目前，在南部缓坡区已发现多个油田和含油构造，说明分析结果准确。在凹陷边缘寻找新近系潜力油藏，应以凹陷南部隆起区为主，北部隆起为辅。

图6 断层-地层组合

3 结 语

北部湾盆地涠西南凹陷新近系油藏分布不均。在凹陷内主要分布于中央断裂带西段，在凹陷边缘的南北两端的隆起区均有发育，但是南部多而北部少。有效烃源、沟源断层、涠洲组上部泥岩控制了凹陷内垂向运移油气的分布，建议今后对凹陷内的新近系油气勘探区域以中央断裂带西段为主。油气运移的路径特征、边缘古隆起决定了凹陷边缘的新近系油气分布，对于凹陷边缘新近系油气的勘探应以南部隆起带为主。