南沙海域大中型油氣田分布與油氣地質(zhì)特征

張厚和，劉 鵬，廖宗寶，赫栓柱，楊明慧

（1.中海油研究總院，北京 100028；2.中國石油大學(xué)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249）

南沙海域發(fā)育曾母、萬安、文萊—沙巴、巴拉望、禮樂、北康、南薇和中建南等新生代沉積盆地，油氣資源十分豐富。我國在該區(qū)的油氣地質(zhì)調(diào)查與油氣勘探研究工作較少，至今尚無鉆探。面對這一嚴(yán)峻現(xiàn)實，我國多年來一直積極開展綜合研究工作，特別是“十一五”、“十二五”期間持續(xù)開展了國家科技重大專項攻關(guān)，這不但有益于該區(qū)油氣地質(zhì)綜合評價，而且有利于加快南沙海域油氣資源勘探的步伐，進一步切實體現(xiàn)存在與實際占有的國家地位。本文在前人大量的研究基礎(chǔ)之上，收集IHS、C&C、USGS數(shù)據(jù)庫最新的鉆井、油氣田資料，系統(tǒng)分析南沙海域大中型油氣田分布及其油氣地質(zhì)特征，總結(jié)成藏規(guī)律。

1 大中型油氣田時空分布

1.1 大中型油氣田地層分布

根據(jù)油氣田可采儲量規(guī)模的大小，可以把油氣田劃分為四類（見表1）。從南沙海域127個大中型油氣田的層位分布數(shù)量統(tǒng)計看，大中型油田、氣田和油氣田均主要分布在中新統(tǒng)，分別有16、52和59個，分別占大中型油田、氣田和油氣田總數(shù)的94%、90%和81%（圖1）。

表1 油氣田可采儲量規(guī)模分類

圖1 南沙海域不同層位大中型油氣田數(shù)量統(tǒng)計

從南沙海域大中型油氣田不同層位油氣地質(zhì)儲量統(tǒng)計來看，主要集中在中新統(tǒng)，其油氣地質(zhì)儲量分別約為42×108t和6×1012m3，分別占研究區(qū)大中型油氣田油氣總地質(zhì)儲量的89%、91%（圖2）。

圖2 南沙海域不同層位大中型油氣田地質(zhì)儲量統(tǒng)計

1.2 大中型油氣田區(qū)域分布

從南沙海域主要盆地大中型油氣田數(shù)量統(tǒng)計來看，大中型油田、氣田、油氣田主要集中在文萊—沙巴盆地和曾母盆地，其次是萬安盆地。大中型油田主要集中在文萊—沙巴盆地，共14個，占油田總數(shù)的78%。大中型氣田主要在曾母盆地，其次在文萊—沙巴盆地，分別有32、17個，占?xì)馓锟倲?shù)的57%、30%。大中型油氣田主要集中在文萊—沙巴盆地，共49個，占油氣田總數(shù)的62%；其次是曾母盆地和萬安盆地，分別有16、11個，占油氣田總數(shù)的20%、14%（圖3）。

圖3 南沙海域主要盆地大中型油氣田數(shù)量統(tǒng)計

2 大中型油氣田主要油氣地質(zhì)特征

經(jīng)對比分析，南沙海域主要沉積盆地發(fā)育時間大多較晚，除禮樂和南沙海槽盆地外，一般都在始新世末—漸新世才開始成盆，有的甚至更晚。同時，各盆地新生界地層發(fā)育過程中，除基底不整合外，一般都存在漸新統(tǒng)/中新統(tǒng)、中中新統(tǒng)/上中新統(tǒng)、中新統(tǒng)/上新統(tǒng)三個明顯的不整合面，把新生界劃分為四套構(gòu)造層序：上始新統(tǒng)—漸新統(tǒng)，為盆地早期沉積，主要為近岸河湖及濱淺海砂泥巖；下—中中新統(tǒng)為一大套以碎屑巖為主的海進沉積，分布廣泛，厚度較大；上中新統(tǒng)是本區(qū)一套有特色的地層，為濱淺海沉積，在萬安、曾母盆地中臺地灰?guī)r、礁灰?guī)r發(fā)育，文萊—沙巴盆地發(fā)育大型三角洲；上新統(tǒng)—第四系為穩(wěn)定的淺?！肷詈Ｏ癄畛练e，分布廣泛，厚度大[1]。在上述區(qū)域地質(zhì)背景上發(fā)育起來的南沙海域各沉積盆地，其油氣形成規(guī)律具有許多類似之處，具體表現(xiàn)在生、儲、蓋、運、聚等油氣形成條件上。

2.1 烴源巖分期、分區(qū)特征

據(jù)研究，湖相烴源巖包括裂谷期的湖泊沉積和泛濫平原上的湖泊沉積[2]。南沙海域古近紀(jì)處于低緯度熱帶地區(qū)，中始新世—漸新世發(fā)育的大陸邊緣裂谷轉(zhuǎn)化為湖泊，沉積了富含有機質(zhì)沉積物，以富含淡水藻類薄層為特征的泥巖烴源巖厚度可達數(shù)十米。其中，深湖或半深湖泥巖一般含盤星藻和葡萄藻，是該區(qū)的主要成油母質(zhì)類型。淺湖邊緣相發(fā)育烴源巖，但比深湖相烴源巖的生烴潛力小。西部盆地發(fā)育淺湖邊緣相烴源巖[3]。泛濫平原湖泊一般發(fā)育期短，水深＜50 m。通過潮汐或瀉湖與海洋聯(lián)通，這類湖相烴源巖對油氣儲量貢獻不大。

海陸過渡相沉積體系主要包含河流、海岸平原、濱前、分流間灣、河口灣、前三角洲、三角洲前緣和三角洲平原等沉積環(huán)境，其烴源巖主要由高等陸生植物及少量藻類物質(zhì)組成，巖性主要有頁巖、含煤（炭質(zhì)）泥巖和煤層[4]。下海岸平原—濱海潮上帶的煤層和泥巖由于細(xì)菌改造，具有高的生油氣潛力，最佳烴源巖為富含異地煤的三角洲相泥巖。上海岸平原的煤層通常只具有生氣潛力。前三角洲相—海相泥巖也是氣源巖。

據(jù)曾母盆地東部區(qū)域地球化學(xué)研究，沉積相顯著控制烴源巖的品質(zhì)[5]。如果以產(chǎn)烴率為5 kg/ t作為良好烴源巖的下限，上漸新統(tǒng)—中新統(tǒng)海陸過渡相沉積具備良好烴源巖潛力，而海相泥巖生烴潛力較差。沖積平原/海灣相頁巖由于含有海相標(biāo)志物，明顯受海相沉積環(huán)境影響，其產(chǎn)烴率可達50 kg/t；未受海侵影響的沖積平原相頁巖，尤其是煤層，具備最高的生烴潛力（圖4）。在產(chǎn)烴率＞5 kg/t的樣品中，不同沉積環(huán)境的樣品的氫指數(shù)（HI）和生油氣指數(shù)（GOGI值）變化范圍很大，但大多數(shù)下海岸平原的煤巖樣品具有生油潛力（圖5）。

圖4 曾母盆地東巴林堅坳陷生烴潛量與沉積相關(guān)系 [5]

圖5 曾母盆地巴林堅坳陷HI和GOGI與沉積相關(guān)系 [5]

此外，含煤（炭質(zhì)）泥巖通常具有高生烴潛力，海岸平原和河口灣相頁巖具排油和排氣潛力，其生烴潛力與含大量紅樹林沉積體系有關(guān)。含紅樹林沉積體系具高有機物生成量，可形成具生油能力的含蠟質(zhì)碎屑。這類泥巖大多分布在潮間帶或潮下帶/下河口灣相。據(jù)前人研究，南沙海域的湖相泥巖干酪根類型為Ⅰ-Ⅱ型，以生油為主；海相泥巖干酪根類型為Ⅱ-Ⅲ型，以生氣為主；海陸過渡相含煤泥巖干酪根類型為Ⅱ-Ⅲ型，但以生油為主。這種海相生氣為主、海陸過渡相和湖相生油為主的烴源巖發(fā)育特征無疑是造就了“深水區(qū)富氣、淺水區(qū)富油”這一油氣分布規(guī)律的物質(zhì)基礎(chǔ)。

（1）分期特征—兩期烴源巖

①裂谷（漂移）期（晚漸新世—早中新世海陸交互相煤系）烴源巖

曾母盆地巴林堅構(gòu)造區(qū)的上漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)烴源巖主要為淺?！侵藓撼练e（圖6），干酪根類型為Ⅲ型，其頂面的Ro＜1.3%，處于生油階段[6]。南康臺地、康西坳陷為淺海—半深海沉積，相當(dāng)于Setap組頁巖的下部[7]。在康西坳陷，其頂面的Ro＞2%；南康臺地晚漸新統(tǒng)頂面的Ro為1.3%~2%。由此，這兩個區(qū)的晚漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)烴源巖已處于生氣階段。西部斜坡（康西坳陷以西）的下中新統(tǒng)稱阿蘭組，為一套三角洲—淺海含煤砂泥巖沉積，厚度達1 800 m，其泥巖中有機質(zhì)含量為0.69%~0.93%，其頂面Ro達0.65%，在沉積中心部位＞2.0%[8]。

圖6 南沙海域晚漸新世—早中新世裂谷期烴源巖分布圖

萬安盆地主要烴源巖為上漸新統(tǒng)近岸湖泊—三角洲泥巖和下中新統(tǒng)淺海泥巖，前者TOC含量為0.5%~2.26%，處于過成熟階段，以生氣為主；后者為0.69%~0.93%，處于成熟—高成熟階段，可生成大量的油氣。干酪根類型為Ⅱ-Ⅲ型，其中，Ⅱ型有機質(zhì)主要分布在盆地中、北部，Ⅲ型有機質(zhì)則分布在盆地西、南部[9]。

在南沙海域東部，烴源巖年代相對較老。禮樂盆地下漸新統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)含量少，僅局部含有一定數(shù)量的有機質(zhì)，有機質(zhì)類型以Ⅱ型干酪根為主，有機碳含量較低，生烴能力較弱，是較差的烴源巖。北巴拉望盆地以下中新統(tǒng)鈣質(zhì)泥巖為主要生油巖。

②后裂谷期（中—晚中新世前三角洲泥巖）烴源巖

中—晚中新世前三角洲泥質(zhì)烴源巖主要分布在文萊—沙巴盆地，為后裂谷期產(chǎn)物（圖7）。其中，主要烴源巖為晚中新世泥頁巖；中中新世泥巖為次要烴源巖。最好的烴源巖為晚中新世的下濱岸平原含煤頁巖和碳質(zhì)頁巖[10]。

除沙巴“外帶”構(gòu)造區(qū)為Ⅲ型、Ⅱ/Ⅲ型干酪根外，其它構(gòu)造區(qū)均以Ⅲ型干酪根為主；有機碳含量一般介于0.5%~2%之間；有機質(zhì)成熟度在各構(gòu)造區(qū)內(nèi)也不同，其中“內(nèi)帶”構(gòu)造區(qū)南部烴源巖為未成熟到成熟早期，北部烴源巖已進入生油高峰，“外帶”構(gòu)造區(qū)烴源巖主要為未成熟到成熟早期，個別達到過成熟和成熟[11]。

（2）分區(qū)特征——兩端老、中部新

受西巴蘭、巴拉巴克區(qū)域大斷裂（及區(qū)域構(gòu)造演化）控制，萬安、曾母和巴拉望盆地發(fā)育晚漸新世—早中新世烴源巖，文萊—沙巴盆地發(fā)育中—晚中新世烴源巖；禮樂盆地發(fā)育最老的下白堊統(tǒng)烴源巖（圖8）。這種烴源巖的分區(qū)與盆地演化存在聯(lián)系。禮樂、巴拉望、曾母盆地的基底均為裂解分離的原華南古陸殼，具有比較穩(wěn)定的性質(zhì)，而萬安盆地基底則可能是巽他陸殼的一部分。相對而言，禮樂盆地基底可能尚未與南側(cè)的地塊發(fā)生碰撞，其烴源巖形成于早白堊裂谷期的沉積充填。曾母、巴拉望以及萬安盆地的基底均在晚漸新世—早中新世發(fā)生裂陷，具有類似的構(gòu)造沉積演化特征，發(fā)育同期的陸相或海陸交互相煤系和泥質(zhì)烴源巖。

圖7 南沙海域中-晚中新世后裂谷期烴源巖分布圖

圖8 南沙海域烴源巖分期分區(qū)圖

文萊—沙巴盆地是南沙地塊在中中新世向婆羅洲地塊俯沖而形成的前陸盆地，堆積來自克羅克褶皺沖斷帶剝蝕的沉積物。該盆地中發(fā)育的烴源巖分別與中—晚中新世冠軍三角洲及晚中新世—上新世巴蘭三角洲的前三角洲泥巖有關(guān)[11]。

2.2 儲集層分帶特征

南沙海域儲集層受區(qū)域構(gòu)造演化階段控制和沉積環(huán)境影響，具有分帶特征，表現(xiàn)為“外帶老（晚漸新世—下中新統(tǒng)）、內(nèi)帶新（中、上中新統(tǒng)）”（圖9）。

圖9 南沙海域儲集層分期分區(qū)圖

2.2.1 外帶晚漸新世—早中新世儲層特征

外帶砂巖儲層主要分布于曾母盆地下中新統(tǒng)巴林堅區(qū)和萬安盆地晚漸新世—下中新統(tǒng)近岸地區(qū)。巴林堅地區(qū)不同相帶砂巖儲層的儲集性能存在較大的差異，其中河道和分流河道砂體分選較好。該類儲層主要見于南部下中新統(tǒng)河道砂巖、近岸砂體和淺海相砂巖。目前，該區(qū)已經(jīng)探明了多個砂巖油田。萬安盆地上漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)砂巖孔隙度為12%~27%，主要為三角洲前緣砂體、盆底扇和濱淺海相砂巖等，均已獲高產(chǎn)油氣流[12]。如大熊油田下中新統(tǒng)砂巖儲層單井最高日產(chǎn)原油1 287 t；Dua-1井上漸新統(tǒng)砂巖儲層日產(chǎn)原油305.5 t和天然氣 49.8×104m3。

外帶灰?guī)r儲層見于巴拉望盆地，以晚漸新世—早中新世泥灰?guī)r為主。這些灰?guī)r油氣田包括尼多油田、西里拉帕參油田、馬拉穆帕亞油氣田等。

2.2.2 內(nèi)帶中—晚中新世儲層特征

內(nèi)帶中—上中新統(tǒng)儲層包括萬安、曾母盆地的灰?guī)r和文萊—沙巴盆地的砂巖。

萬安盆地灰?guī)r儲層包括陸棚灰?guī)r、臺地灰?guī)r或礁灰?guī)r和臺地邊緣塌積相碎屑灰?guī)r。陸棚灰?guī)r儲層主要分布在北部隆起和南部地區(qū)。臺地灰?guī)r、礁灰?guī)r儲層主要分布在盆地南部的中部隆起和東部隆起，巖性以粒泥灰?guī)r和泥?；?guī)r為主，儲層孔隙度變化大。臺地邊緣塌積相碎屑灰?guī)r主要分布在臺地的周圍[13-14]。

曾母盆地中—上中新統(tǒng)碳酸鹽巖儲層發(fā)育一系列大中型氣田，主要分布在西部斜坡和南康臺地，儲層類型為臺地灰?guī)r和生物礁灰?guī)r。西部斜坡的儲層巖性為粘結(jié)灰?guī)r、粒泥灰?guī)r、泥?；?guī)r和粒屑灰?guī)r，以粘結(jié)灰?guī)r孔隙度最好[8]。L構(gòu)造鉆遇含氣碳酸鹽巖1 600 m厚。南康臺地已發(fā)現(xiàn)200多個碳酸鹽巖隆，包括平臺狀巖隆和塔型巖隆，次生孔隙發(fā)育，孔隙度為10%~40%，滲透率可達2 500h10-3μm2。

文萊—沙巴盆地的巴蘭三角洲地區(qū)儲層以上中新統(tǒng)和下上新統(tǒng)最為發(fā)育。屬海岸平原、海岸和河海沉積環(huán)境中的海退層序的一部分，發(fā)育三角洲、濱岸、下海岸平原沉積相[11]。該區(qū)儲層以細(xì)—中粒砂巖為主，分選良好，滲透率為20~1 200h10-3μm2，孔隙度15%~30%。沙巴地區(qū)在中中新世以后，沉積環(huán)境逐漸由海相到海/陸過渡相再到海相，從而發(fā)育淺海和濱岸、三角洲、河流等沉積相，這些相內(nèi)所發(fā)育的砂體是沙巴地區(qū)的主要儲集層，其STAGEⅣA（中中新統(tǒng)）、STAGEⅣC（上中新統(tǒng)）、STAGEⅣD（上中新統(tǒng)）內(nèi)的砂巖是該區(qū)重要的儲集層，其滲透率為10~600h10-3μm2，孔隙度為 10%~30%。

2.3 圈閉分帶特征

南沙海域圈閉類型十分豐富，既有以構(gòu)造作用為主形成的構(gòu)造圈閉，又有以地層因素為主形成的地層—巖性圈閉，也有構(gòu)造、地層因素共同作用形成的復(fù)合圈閉（圖10）。

圖10 南沙海域已發(fā)現(xiàn)油氣田圈閉類型分帶分區(qū)圖

構(gòu)造圈閉有滾動背斜、披覆背斜、斷塊、斷鼻和泥底辟等，地層—巖性圈閉有生物礁隆、碳酸鹽巖隆、古潛山、地層尖滅、三角洲砂體、濁積砂體和不整合圈閉等，構(gòu)造—地層復(fù)合圈閉主要有斷塊—礁隆、斷塊—碳酸鹽巖隆、古潛山—披覆背斜帶。目前，已發(fā)現(xiàn)的油氣田和含油氣構(gòu)造的圈閉類型有滾動背斜、披覆背斜、斷背斜、斷塊和礁隆、碳酸鹽巖隆、濁積砂體等。其中，礁隆、碳酸鹽巖隆等地層圈閉主要發(fā)育于曾母盆地南康臺地[15]、萬安盆地；背斜、斷背斜等構(gòu)造圈閉主要分布于萬安盆地、沙巴—文萊盆地陸棚和曾母盆地巴林堅地區(qū)；構(gòu)造—地層、地層—構(gòu)造等復(fù)合型圈閉則見于曾母盆地的中帶、文萊—沙巴盆地的內(nèi)帶（包括深水扇地層—構(gòu)造圈閉）以及禮樂盆地和北巴拉望盆地。大體具有內(nèi)帶以地層圈閉為主，外帶則以構(gòu)造圈閉為主的特征。

3 南沙海域大中型油氣田分布規(guī)律

南沙海域油氣田分布規(guī)律具有“外帶富砂巖油氣、內(nèi)帶富碳酸鹽巖氣”的特點；或“外帶以砂巖油氣藏為主、內(nèi)帶以碳酸鹽巖氣藏為主”。

南沙海域油氣田的分布受烴源巖成熟演化控制，在平面上呈淺水砂巖儲層富油帶、深水區(qū)碳酸鹽巖儲層富氣帶的半環(huán)帶狀（圖11）。外環(huán)砂巖儲層油氣帶包括萬安盆地的西北斷階帶、西部坳陷和西南斜坡，曾母盆地的東巴林堅坳陷，文萊—沙巴盆地的陸架區(qū)以及巴拉望盆地淺水外側(cè)，以油藏、油氣藏為主；內(nèi)環(huán)碳酸鹽巖儲層富氣帶包括萬安盆地的中部坳陷，曾母盆地的南康臺地、西部斜坡和文萊—沙巴盆地、巴拉望盆地深水內(nèi)側(cè)，以氣藏為主。

圖11 南沙海域油氣分布及規(guī)律圖

南沙海域的油氣資源不僅在縱向上具有分層性，在橫向上還具有分帶性。據(jù)已發(fā)現(xiàn)油氣可采儲量統(tǒng)計，南沙海域萬安盆地、曾母盆地、文萊—沙巴盆地和北巴拉望盆地油氣具有中間多、兩翼少的特點。這一特點似與南沙海域發(fā)育的盧帕爾、廷賈、西巴蘭、巴拉巴克和烏魯根等多個NW向斷層中的分隔性有關(guān)。在東西方向上，不僅儲蓋組合分布有差異，構(gòu)造樣式有不同，而且油氣產(chǎn)出的相態(tài)也有不同。其中，最值得關(guān)注的是廷賈斷層。其東側(cè)文萊—沙巴盆地以三角洲沉積為主，富油；西側(cè)曾母盆地以碳酸鹽臺地或生物礁沉積為主，富氣。

4 結(jié)論

（1）南沙海域已發(fā)現(xiàn)大中型油氣田主要分布在文萊—沙巴盆地和曾母盆地，其次是萬安盆地；無論是油氣田數(shù)量還是油氣儲量規(guī)模均集中于中新統(tǒng)地層。

（2）南沙海域主要沉積盆地海相生氣型、海陸過渡相和湖相生油型的烴源巖分布特征無疑是造就“深水區(qū)富氣、淺水區(qū)富油”這一油氣分布規(guī)律的物質(zhì)基礎(chǔ)。主要發(fā)育兩期烴源巖，即裂谷（漂移）期晚漸新世-早中新世海陸交互相煤系烴源巖、后裂谷期中-晚中新世前三角洲泥巖烴源巖。烴源巖分布具有分區(qū)特征——兩端老、中部新，受西巴蘭、巴拉巴克斷裂帶及區(qū)域構(gòu)造演化階段控制，萬安、曾母和巴拉望盆地發(fā)育晚漸新世—早中新世烴源巖，文萊—沙巴盆地發(fā)育中—晚中新世烴源巖，禮樂盆地發(fā)育最老的下白堊統(tǒng)烴源。

（3）南沙海域儲集層受區(qū)域構(gòu)造演化階段控制和沉積環(huán)境影響，具有分帶特征，表現(xiàn)為“外帶老（晚漸新世—下中新統(tǒng)）、內(nèi)帶新（中、上中新統(tǒng)）”。

（4）南沙海域大中型油氣田分布具有“外帶以砂巖油氣藏為主、內(nèi)帶以碳酸鹽巖氣藏為主”的特點。

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