万安盆地油气地质特征及成藏条件*

赵志刚 刘世翔 谢晓军 阳怀忠 王一博 胡文博 毕研坤 董 伟

(中海油研究总院 北京 100028)

万安盆地油气地质特征及成藏条件*

赵志刚 刘世翔 谢晓军 阳怀忠 王一博 胡文博 毕研坤 董 伟

(中海油研究总院 北京 100028)

以前人大量研究成果为基础，综合利用钻井、地震等资料，对万安盆地构造-沉积充填演化进行了研究，重点分析了万安盆地烃源岩、储集层和圈闭等油气地质特征和成藏条件。研究认为,万安盆地在新南海构造旋回中经历了渐新世—早中新世的伸展断拗、中中新世的走滑改造、晚中新世—现今的区域沉降等3个构造演化阶段，其中晚渐新世—早中新世发育三角洲—半封闭海湾沉积体系，中中新世—现今发育三角洲—正常开阔海沉积体系。万安盆地发育渐新统和下中新统2套主力烃源岩、渐新统—中新统碎屑岩和中新统碳酸盐岩2类主要储集层以及渐新统—中新统层内局部盖层和上新统—第四系区域性盖层，发育构造和生物礁2类油气藏，具有“自生自储”和“下生上储”2类成藏模式。新南海构造旋回对万安盆地油气成藏有重要控制作用，其中伸展断拗期控制盆地主力烃源岩(主要分布于北部坳陷和中部坳陷)的发育以及盆地西侧砂岩储层和构造圈闭的形成，走滑改造期控制盆地中东部碳酸盐岩储层和碳酸盐岩建隆的形成，同时所形成的深大断裂沟通了深部烃源岩。

万安盆地；构造-沉积充填演化；油气地质特征；成藏条件；新南海构造旋回

1 研究区概况

万安盆地位于南沙地块以西、印支地块东南缘的陆架和陆坡区，东界紧邻西雅隆起，北部、西北部连昆仑隆起，西南部为纳土纳隆起(图1)[1]，呈近南北走向的纺锤状，面积约7.8万km2。该盆地位于大陆架—上陆坡，主体水深小于500 m，最大水深约1 800～2 000 m，是叠置在较薄陆壳和高热流值背景下的新生代走滑拉张盆地[2]。根据重力资料计算的莫霍面深度，陆架区深度为24～26 km，陆坡区深度为20～24 km，属减薄的大陆型地壳。南沙地块莫霍面深度为16～22 km，属过渡型地壳[3]。万安盆地是在中生代晚期岩浆岩、火山岩和前始新世变质沉积岩的基底上形成的，其成因除与万安走滑断裂有关外，还受南海扩张作用的影响[4]。受区域构造格架的影响，将万安盆地划分为北部坳陷、北部隆起、中部坳陷、西部坳陷、西北断阶带、西南斜坡、中部隆起、南部坳陷、东部隆起和东部坳陷等10个二级构造单元(图1)。

图1 万安盆地构造区划

万安盆地油气资源丰富。截至2012年，万安盆地累计钻井168口，其中探井136口；共发现油气田30个，累计发现石油地质储量超过3亿t、天然气地质储量超过3 300亿m3。我国从20世纪70年代开始在万安盆地进行地震采集和油气资源调查工作[5-7]。本文在总结前人大量研究成果的基础上，综合利用地震及钻井资料，对万安盆地石油地质条件进行了全面分析，并探讨了构造演化在盆地油气聚集中的作用。

2 构造-沉积充填演化特征

万安盆地新生代经历了多期构造运动，相应形成了多期不整合界面。钻井资料揭示，盆地基底为中生代火山岩或变质岩；新生界自上而下分别为第四系、上新统、中新统、渐新统，始新统与古新统暂未钻遇(盆地较深部位可能发育)。根据井震标定，识别出5个主要地震反射界面(图2)，其中T40和T100是盆地内最主要的2个区域不整合，代表2次强烈的构造运动。T100为盆地新生代基底，为燕山运动末期形成的不整合；T40对应万安运动，是发生在中中新世与晚中新世之间的一次挤压运动，在盆地内形成一系列背斜构造[8]。

2.1 构造演化

从中生代末期开始，由于古南海的消亡和新南海的形成，南海经历了古南海和新南海2期构造旋回。古南海构造旋回中，古南海扩张前南海具有统一拼合基底“古南海陆块”，白垩纪末—始新世为扩张期，渐新世—第四纪为萎缩期，现今洋壳已基本消减殆尽；新南海旋回中，古新世—始新世为陆内裂谷期，渐新世晚期—中中新世为洋壳扩张期，中中新世至今为萎缩期，表现为南北向扩张停滞，菲律宾岛弧向西仰冲，但处于萎缩期早期。 上述2个旋回叠加控制了南海区域构造格局的形成[9]。

万安盆地是在南海边缘海构造旋回的演化过程中逐渐演化形成的。渐新世—中中新世，万安盆地受南海扩张作用(32～16 Ma)的影响而发生拉张作用；中中新世，新南海扩张停止，受南海西缘断裂带的走滑作用，盆地发生走滑改造，形成扭性断拗型盆地；晚中新世开始，盆地整体进入区域沉降阶段。总体上，该盆地新生代以来经历了伸展断拗期、走滑改造期和区域沉降期三大构造演化阶段(图3)。

图2 万安盆地综合地层柱状图

图3 万安盆地结构典型剖面(剖面位置见图1)

1) 伸展断拗期(渐新世—早中新世)。

该时期万安盆地主要受南海北西—南东向扩张的影响。南海持续向西南方向扩张使得该盆地处于北西向拉伸作用背景之下，发育了大量北东向伸展断裂，表现为北强南弱的特征：盆地北部伸展作用最强，发育大规模的铲式正断层，控制了北部坳陷和中部坳陷的发育；盆地南部的南部坳陷和东部坳陷伸展作用逐渐减弱；盆地最南端(即南部坳陷南端)地层厚度几乎不受断层影响，表现为整体沉降的特点。

2) 走滑改造期(中中新世)。

该时期万安盆地及周边区域构造背景发生了显著变化[10-12]。南海逐渐停止扩张，万安盆地区域上不再遭受北西向拉伸作用，主要受东部万安断裂左旋走滑作用的影响，表现为东强西弱的特征(图4)，同时派生出一组北东向拉分应力和一组北西向挤压应力，使得万安盆地发育北西向张扭和北东向压扭构造。其中，北西向张扭构造在万安盆地最南部形成了强烈的拉分沉降作用，控制了中中新统沉积，最大厚度1 200 m；而北东向压扭构造则形成了大量的受北东向断层控制的反转背斜，背斜顶部常发育削截剥蚀，形成角度不整合，如中部坳陷内部反转背斜形成了“坳中隆”结构。这些压扭构造形成的反转背斜在平面上呈北东向条带状展布，且主要分布于万安盆地的中东部。

图4 万安盆地走滑断层(剖面位置见图1)

3) 区域沉降期(晚中新世—第四纪)。

自晚中新世开始，万安盆地及周边区域整体进入构造相对稳定的区域沉降期，经历了晚中新世的缓慢沉降和上新世以来的快速沉降，但整体构造相对稳定，以陆架—陆坡沉积环境为主。

2.2 沉积充填演化

伸展断拗和走滑改造阶段(渐新世—中中新世)，万安盆地物源体系以周边隆起为主，盆地西北侧的昆仑隆起和西南侧的纳土纳隆起均可提供物源[13]。区域沉降阶段(晚中新世—第四纪)，物源体系以远源大型河流输入为主，物源主要来自西北方向的湄公河三角洲和西南方向的巽他陆架[14]。盆地整体经历了早渐新世的内陆湖泊、晚渐新世—早中新世的半封闭海湾以及中中新世—现今的正常开阔海沉积演化。

早渐新世，推测盆地可能发育三角洲—滨浅湖—深湖沉积体系，晚渐新世开始发育三角洲—滨浅海沉积体系。渐新世盆地发育3个大型三角洲，主要位于盆地北部、西部和西南部，其中西南方向的三角洲规模最大。

早中新世，盆地主要发育三角洲—滨浅海沉积体系。盆地西南侧、西侧及西北侧发育3个三角洲，其中西南侧三角洲面积最大，并且与西部三角洲连片发育；靠近盆地西北侧的三角洲之间发育海岸平原亚相；盆地东侧主体发育滨浅海亚相。

中中新世，盆地主要发育三角洲—滨浅海—碳酸盐台地沉积体系。三角洲来自盆地西部，面积较早渐新世有所减小；盆地主体发育滨浅海亚相；该时期是碳酸盐台地的主要发育时期，碳酸盐台地主要分布在盆地的北部隆起、中部隆起和东部隆起。

晚中新世，盆地主要发育三角洲—滨浅海—半深海沉积体系。三角洲来自盆地西部，规模较中中新世有所扩大，三角洲前缘局部出现滑塌浊积体；碳酸盐台地主要发育在盆地中南部的滨浅海环境中；随着海平面上升，盆地东北部开始出现半深海沉积。

上新世—第四纪，盆地主要发育陆架边缘三角洲—陆坡—半深海沉积体系。盆地西部发育陆架边缘三角洲，陆架上发育下切水道；东部为陆坡带和半深海相沉积，发育滑塌浊积体。

3 油气地质特征及成藏条件

3.1 烃源岩

勘探实践证实，万安盆地主要发育3套烃源岩，即渐新统湖湘泥岩及三角洲煤系、下中新统半封闭海相泥岩及三角洲煤系、中中新统浅海相泥岩[15]，其中渐新统—下中新统烃源岩有机质含量高，生烃潜力较大，是万安盆地主力烃源岩(图5)。渐新统烃源岩干酪根为Ⅱ1—Ⅱ2型，TOC值为1%～10%，地震资料显示渐新统厚度为400～5 000 m。下中新统烃源岩干酪根为Ⅱ—Ⅲ型，TOC值一般为1%左右，局部为1%～10%，下中新统平均厚度为1 000 m。而中中新统烃源岩干酪根为Ⅲ型，TOC值大部分小于1%，属差烃源岩。

图5 万安盆地烃源岩生烃潜力

分析认为，新南海构造旋回对万安盆地的石油地质条件有明显的控制作用[16]，新南海扩张与万安盆地3套烃源岩的形成密切相关。渐新世—早中新世的伸展断拗期是万安盆地主力烃源岩发育期，该时期由于受到新南海北西向的扩张(扩张中心位于盆地东北侧)并持续向西南推进的作用，万安盆地整体受北西向伸展拉张作用，盆地东北部(靠近新南海扩张中心)的拉张作用强，盆地西南部(远离新南海扩张中心)的拉张作用弱，从而形成了向东北方向开口的海湾沉积环境，有利于烃源岩的发育。在此期间，盆地的沉降沉积中心靠近新南海扩张中心，位于盆地的北部坳陷和中部坳陷，因此烃源岩层系也呈“北厚南薄”的特征。同时，新南海的扩张控制了盆地的地温场，北部坳陷和中部坳陷更靠近新南海扩张中心，伸展作用更强，地温梯度更高，更利于烃源岩的成熟[17]。

3.2 储集层

万安盆地主要发育砂岩、灰岩和花岗岩风化壳等3类储层。

万安盆地渐新统和下中新统砂岩储层已有大量油气发现。渐新世—早中新世的伸展断拗期，由于北西向伸展构造作用自北东向南西减弱，在盆地的西南侧形成了大规模的向北东方向倾斜的缓坡沉积背景，并发育大规模的冲积扇和三角洲沉积体系。这些砂体与泛滥平原相泥岩、浅湖相和滨海相泥岩组成了1套“自生自储自盖”的成藏组合模式，砂岩的储集性能好，其平均孔隙度约为18%，平均渗透率约为200 mD，但储集体分布规律复杂，且分布不稳定，已发现油气田相应的具有产层多、产能不稳定的特点，如大熊油气田(图6)。中中新世走滑改造期，构造作用东强西弱，在盆地西部继续发育斜坡背景的三角洲沉积砂体，这些砂体与滨浅海相泥岩组成的储盖组合具有储集体分布稳定、物性较好、盖层分布较稳定的特点，如海蓝宝石气田。

图6 万安盆地大熊油气田成藏剖面图(剖面位置见图1)

中—晚中新世，在盆地内继承性隆起和后期构造因素形成的水下高地发育1套台地相碳酸盐岩和礁灰岩储层，这类储层多为颗粒灰岩和生物粘结灰岩，储层物性非常好，主要分布在盆地的中部低隆起和东部低隆起。中中新世的走滑改造期，构造作用东强西弱，万安盆地中东部发育大量的隆起构造(北部隆起和中部隆起)，在隆起背景上发育碳酸盐岩建造，与上覆半深海相泥岩组成的储盖组合具有储集体分布稳定、厚度大、物性好以及盖层分布稳定、封盖能力强等特点，易形成产层厚度较大、产量规模较大、产能较稳定的块状油气田，如西兰花气田[18]。

此外，盆地内前古近系花岗岩和花岗闪长岩基底经过地表风化淋滤作用形成了裂缝性孔洞基岩储层，孔隙度为15%～20%[19]。

3.3 盖层

万安盆地新生代海平面不断上升，海域逐渐扩大，总体上发育良好盖层。上新世—第四纪，万安盆地进入区域沉降阶段，形成1套浅海—半深海相泥质沉积，分布稳定、厚度大，厚度1～5 km，后期未受到构造运动的影响，因而成为盆地内1套良好的区域盖层[20]；已发现油气均位于上新统之下，充分说明了这套盖层对油气纵向分布的控制作用。除此之外，渐新统—中新统的泥岩夹层又构成了构造圈闭的局部盖层。

3.4 生储盖组合

万安盆地经历了3期构造演化，发育了渐新统和下中新统2套主力烃源岩、渐新统—中新统碎屑岩和中新统碳酸盐岩2类主要储集层、渐新统—中新统层内局部盖层和上新统—第四系区域性盖层，在沉积上表现出多旋回韵律性特点，纵向上烃源岩层、储层和盖层相互配合，由老到新形成了4套良好的生储盖组合：①烃源岩为渐新统泥岩和碳质泥岩，储层为渐新统砂岩，盖层为渐新统层内泥岩，形成1套“自生自储”的成藏组合；②烃源岩为下中新统泥岩、碳质泥岩和煤，储层为下中新统三角洲相砂岩，盖层为下中新统层内泥岩，形成“自生自储”的成藏组合；③烃源岩为渐新统泥岩、碳质泥岩和下中新统泥岩、碳质泥岩和煤，储层为中中新统砂岩和碳酸盐岩，盖层为上中新统—第四系泥岩，形成“下生上储”的成藏组合；④烃源岩为下中新统页岩、碳质泥岩和煤，储层为上中新统浊积砂和碳酸盐岩/生物礁，盖层为上新统和第四系的泥岩，形成“下生上储”的成藏组合。

3.5 圈闭类型及分布

万安盆地的圈闭极为发育[21]，既有构造圈闭，又有岩性地层圈闭。渐新世—早中新世伸展断拗期和中中新世走滑改造期形成的断块、披覆背斜和滚动背斜等构造圈闭是万安盆地主要的圈闭类型，主要分布在盆地西侧和中部坳陷的“坳中隆”；圈闭面积和闭合幅度都比较大，为长期继承性发育。此外，盆地内岩性地层圈闭主要有台地灰岩、生物礁和潜山基岩等类型，主要分布在北部隆起和中部隆起。

渐新世—早中新世的伸展断拗期，在新南海扩张的影响下，万安盆地断裂活动较为强烈，广泛发育断块和断背斜圈闭。中中新世的走滑改造期，由于其构造变形具有“东强西弱”的特点，在盆地中部和东部低部位形成了一系列滚动背斜和披覆背斜圈闭，而在较高部位形成了一系列碳酸盐岩圈闭(图7)。

图7 万安盆地圈闭类型分布模式图(剖面位置见图1)

3.6 断裂活动与油气运移

由于走滑改造期构造活动东强西弱，在盆地中东部，中中新世发育的深断裂利于沟通下部渐新统—下中新统烃源岩和上部中—上中新统碳酸盐岩储层，形成“下生上储”油气藏；而在盆地西部，中中新世构造活动较弱，断裂大部分终止于下中新统，因此以渐新统—下中新统“自生自储”油气藏为主。

4 结论

1) 万安盆地受到新南海扩张、万安断裂走滑等作用的共同影响，经历了渐新世—早中新世伸展断拗、中中新世走滑改造及晚中新世以来的区域沉降等3个构造演化阶段，相应地发育了早渐新世的内陆湖泊、晚渐新世—早中新世的半封闭海湾、中中新世—现今的正常开阔海的沉积体系。

2) 渐新统和下中新统是万安盆地主力烃源岩层系，渐新统和中新统河流—三角洲砂岩及中新统碳酸盐岩台地沉积是盆地的重要储层，上新统和第四系浅海—半深海相泥岩是区域性盖层，垂向上形成了4套良好的生储盖组合。

3) 盆地构造演化及断裂发育对油气聚集成藏有着重要的控制作用，其中伸展断拗期控制盆地主力烃源岩(主要分布于北部坳陷和中部坳陷)的发育以及盆地西侧砂岩储层和构造圈闭的形成，走滑改造期控制盆地中东部碳酸盐岩储层和碳酸盐岩建隆的形成，同时所形成的深大断裂沟通了深部烃源岩。

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(编辑：张喜林)

Hydrocarbon geological characteristics and reservoir forming conditions in Wan’an basin, South China Sea

Zhao Zhigang Liu Shixiang Xie Xiaojun Yang Huaizhong Wang Yibo Hu Wenbo Bi Yankun Dong Wei

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

Based on many previous research achievements, drilling and seismic data, tectonic evolution and sedimentary filling of Wan’an basin are studied, especially focusing on hydrocarbon geological characteristic of source rocks, reservoirs, traps, and accumulation conditions. Results show that Wan’an basin experiences three tectonic evolution stages in the tectonic cycle of Neo-South China Sea (SCS):Oligocene—Early Miocene extensional fault-depression stage, Middle Miocene strike-slip reformation stage, and Late Miocene—Quaternary regional susidence stage, in which delta and semi-enclosed bay sedimentary systems develop in Late Oligocene—Early Miocene, delta and open sea sedimentary systems develop in Middle Miocene—Quaternary. Two sets of Oligocene and Lower Miocene main hydrocarbon source rocks, two main reservoirs of Oligocene—Miocene clastic rocks and Miocene carbonate rocks, the local cap in the inner layer of Oligocene—Miocene and Pliocene—Quaternary regional cap develop in Wan’an basin. Two reservoir types of reef and structure develop with the characteristics of lower-generation and upper-preserving, and self-generation and self-preserving. Wan’an basin’s hydrocarbon accumulation is affected by the tectonic cycle of Neo-SCS significantly, in which extensional fault-depression stage controls main source rocks (mainly in North and Central depressions) and sandstone reservoir and structural traps in western Wan’an basin, strike-slip reformation stage controls carbonate reservoirs and carbonate buildups in eastern wan’an basin, while deep faults formed in this stage connect the deep source rocks.

Wan’an basin; tectonics and sedimentary filling evolution; hydrocarbon geological characteristics; reservoir forming conditions; tectonic cycle of Neo-South China Sea

*国家自然科学基金“南海深海地质演变对油气资源的控制作用(编号：91528303)”、“十二五”国家科技重大专项“海洋深水区油气勘探关键技术(二期)(编号：2011ZX05025)”部分研究成果。

赵志刚，男，高级工程师，1998年毕业于中国地质大学(武汉)，获硕士学位，现主要从事海上油气地质综合研究工作。E-mail：zhaozg@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)04-0009-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.04.002

TE121.1

A

2015-06-23 改回日期：2015-08-03

赵志刚,刘世翔,谢晓军，等.万安盆地油气地质特征及成藏条件[J].中国海上油气，2016,28(4)：9-15.

Zhao Zhigang,Liu Shixiang,Xie Xiaojun,et al.Hydrocarbon geological characteristics and reservoir forming conditions in Wan’an basin, South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(4):9-15.