北部湾盆地迈陈凹陷

北部湾盆地迈陈凹陷“下生上储型”更优摘要：从地质评价的角度出发，对北部湾盆地迈陈凹陷进行了简单的油气资源评价。

不同于所参考的文献中所认为的“有利区带为迈陈凹陷具有“自生自储”型成藏模式的内斜坡带西部[1]”，笔者参考了多篇文献，提出了一种新观点，认为“下生上储”型的远斜坡带是更为有利的勘探区带，原因有：“下生上储”型效率更高；时空配套更优；运聚条件更好；烃源岩丰富；构造位置有利；勘探程度低而未知性大。

关键词：下生上储型有利区带迈陈凹陷北部湾盆地0.引言迈陈凹陷位于广东省雷州半岛南部,构造上位于北部湾盆地中南部雷-琼坳陷区，是一个由若干凹陷及凸起组成的新生代断陷盆地，南北分别为福山凹陷和乌石凹陷[2]。

凹陷主体部位向西倾没于海区（图1），迈陈凹陷总面积约2 600 km2，2005年5月完钻的徐闻X1井获得了油气突破，展示了该区良好的勘探前景[1]。

图1 北部湾盆地迈陈凹陷位置[3]Fig.1 Location of Maichen Sag in Beibu gulf basin1.迈陈凹陷概况1.1地层发育特征研究区钻遇的地层包括第四系、新近系、古近系、白垩系及基底地层等。

新生界地层发育齐全，地层由新至老分别为第四系(Q)，新近系望楼港组(N2w)、灯楼角组(N1d)、角尾组(N1j)和下洋组(N1x)，古近系涠洲组(E3w)、流沙港组(E2l)和长流组(E1ch)地层。

徐闻X1井、徐闻X2a井揭示研究区古近系流沙港组一段(E 2l 1)和流沙港组二段(E 2l 2)上部地层沉积缺失（图2）。

区域勘探成果表明，迈陈凹陷东部地区主要含油层系为古近系流沙港组和涠洲组。

图2 迈陈凹陷综合地质柱状图[2]Fig.2 Generalized geological section of Maichen sag1.2构造单元划分迈陈凹陷主体部位除南部的灯楼角控凹断层外，大体上以迈1断层、迈3断层、迈5断层为界（图3），自南向北划分为南部断阶带、深凹带、内斜坡带、外斜坡带，凹陷东端与徐闻凸起接壤部位为地层上倾超覆带（图4）。

①-迈海1构造;②-迈海2构造;③-迈海8构造;④-迈海11构造;⑤-迈海5构造;⑥-迈海9构造;I-迈陈凹陷;II-乌石凹陷;III-福山凹陷图3 迈陈凹陷地理位置及地质背景图[2]Fig.3 Geological map and the location of Maichen sag图4 迈陈凹陷东部地区构造区划[1]Fig.4 Stratigraphic column in the east of the Maichen sag1.3油气成藏特征1.3.1烃源岩、储集层、盖层综合分析表明,迈陈凹陷存在流沙港组烃源岩。

现有资料证实,流沙港组半深湖-深湖相暗色泥岩是盆地范围内的主力烃源岩系,这套地层在迈陈凹陷广泛发育且厚度大(最厚可达2 500 m),其中暗色泥岩占该组段的50%以上。

研究区内储集岩层主要是流沙港组砂岩和涠洲组砂岩。

流沙港组砂岩储层主要发育在流三段,流三段以扇三角洲相-滨浅湖相沉积为主。

砂岩主要在扇三角洲中发育,岩性有含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩和细砂岩。

涠洲组主要发育辫状河三角洲和曲流河三角洲沉积,砂岩在三角洲平原和三角洲前缘亚相均较发育,砂岩单层最大厚度达30 m,岩性为砾状砂岩、含砾砂岩、含砾细砂岩、粉砂岩、细砂岩等。

迈陈凹陷主要发育流二段、涠二段和角尾组3套泥岩区域盖层,其分布广,横向连续性好,封闭条件优越。

这些泥质岩盖层与上述砂岩储层共同构成了迈陈凹陷有利的储盖组合[2]。

流沙港组、涠洲组盖层在凹陷较深部位保存完好,向斜坡高部位相变、减薄，而角尾组盖层在全区分布稳定[1]。

在流沙港组储盖组合中,盖层以流二段泥岩为主,储层以流三段砂岩为主。

在涠洲组储盖组合中,盖层为涠二段的泥岩段,储层为涠洲组河流、三角洲砂体，以及南部断裂带的水下扇体（图5）[4]。

图5迈陈凹陷生储盖组合柱状图[4]1.3.2圈闭、运聚、保存成藏及有利区带迈陈凹陷东部地区圈闭发育,圈闭类型以断鼻、断块及地层超覆型为主。

凹陷东缘与徐闻凸起接壤部位（远斜坡）,古近系流沙港组、涠洲组地层向上倾方向超覆可形成地层超覆圈闭。

时间和空间配套均较有利。

迈陈凹陷的油气输导体系由砂岩、不整合面及各级次断裂共同组成。

流体势差为油气运移提供动力。

根据断裂发育及成藏体系的划分,研究区主要包括深凹带内斜坡带、南部断阶带和外斜坡、远斜坡带三种成藏模式。

前两种成藏模式包括自生自储型、下生上储型两种类型，后一种为下生上储型。

迈陈凹陷东部具有形成油藏的油源条件,圈闭形成时间早,保存条件好,为油气富集的有利区带。

综合评判徐闻三维区临深凹的内斜坡带西部地区为下步勘探最有利的区带[1]。

2.新观点——“下生上储”型更优苏永进、唐跃刚等人（2009年）认为，“综合评判徐闻三维区临深凹的内斜坡带西部地区为下步勘探最有利的区带[1]”，在生储盖方面认为“流沙港储层发育,沉积相带有利。

流二段盖层厚度200-400 m,流沙港组盖层条件有利；徐闻X2a 涠洲组泥岩厚于徐闻X1井,涠洲组局部盖层发育[1]。

”即认为是具有“自生自储”型的内斜坡带是有利区带。

笔者根据所参考的多篇文献，提出了一种新观点，即认为“下生上储”型的远斜坡（即为凹陷东端与徐闻凸起接壤部位为地层上倾超覆带）带可能是更为有利的勘探区带（图4）。

理由如下：2.1“下生上储”型效率更高烃源岩方面，流沙港组半深湖-深湖相暗色泥岩是盆地范围内的主力烃源岩系。

钻于迈陈凹陷迈海8构造较高部位的徐闻X1井揭示(表1),流二段烃源岩生烃潜力为 1.72-8.25 mg/g,平均为3.9mg/g,有机质类型以Ⅱ1-Ⅱ2型为主。

流三段烃源岩生烃潜力为1.01-4.76 mg/g,平均为 3.42 mg/g,有机质类型以Ⅲ型为主。

显然,凹陷沉降中心处流沙港组烃源岩的有机质丰度应更高,生烃能力更强,可为凹陷油气系统的形成提供充足的烃类来源[2]。

[2]储集层方面，涠洲组优于流沙港组。

流沙港组砂岩储层主要发育在流三段，据徐闻X1井揭示，流三段砂岩孔隙度为5.1% - 11.3%，平均为7.5%，渗透率为(0.224-1.78)×10-3μm 2，平均为0.73×10-3μm 2，总体属低孔低渗储层。

而对于涠洲组，据徐闻X1井揭示，在涠二段砂岩孔隙度为9.46%-14.58%，平均为11.6%，渗透率为(2.72-7.21)×10-3μm 2，平均为4.26×10-3μm 2，属低孔低渗储层；涠三段砂岩孔隙度8%-12.95%，平均为10.7%，渗透率(0.1 -7.92)×10-3μm 2，平均为3.86×10-3μm 2，属低孔低渗储层。

迈参3井在涠洲组上段单层厚度可达50 m ，孔隙度18.1%-24.5%，渗透率(1036.4-6 685.95)×10-3μm2，属高孔高渗储层。

从上述数据可看出，即使涠二、涠三段砂岩属低孔低渗储层，但是它们的平均孔隙度和渗透率仍远高于流三段砂岩的平均孔隙度和渗透率。

对于“自生自储”型来说，烃源岩主要为流二段，储集层为流三段砂岩，盖层为流二、流三段泥岩。

首先，根据上述数据，流三段砂岩属较低孔低渗型储集层。

其次，流三段砂岩只有上部穿插于流二段底部起到一定的储集作用，油气上行，下部储集层几乎为空。

所以总体上储集效率低。

对于“下生上储”型来说，烃源岩为流二段，储集层为涠洲组砂岩，盖层为涠三段泥岩、流沙港组上部泥岩以及角尾组泥岩。

涠洲组砂岩孔渗性好，优于流沙港组，且紧邻烃源岩上方，空间配套有利，储存空间大，储集效率高。

综上所述，“下生上储”型的烃源岩、储集层、盖层配套优越，利用率高，总体效率高，优于“自生自储”型。

通俗来讲就是“下生上储”型内各要素各司其职井然有序。

2.2“下生上储”型时空配套更优从流沙港组烃源岩有机质演化历史看，因涠洲组沉积前北部湾盆地具有较高的古地温梯度，在流沙港组沉积末期该组地层古地温已接近90度即将进入生油门限，但构造抬升剥蚀使热演化停滞、生烃过程中断（图6）。

笔者认为这次的构造抬升对油气生成与成藏是有利的，若无构造抬升，甚至出现欠补偿的情况，流沙港组古地温持续升高进入生油门限开始产油气，而此时上部无配套的储层和盖层，则会造成油气的损失。

图6 徐闻1井地层剖面的埋藏-热演化史[5]随着涠洲组沉积的进行，根据埋藏-热演化史（图6），到涠洲二段沉积期末，流沙港组烃源岩埋深达到3000米，底部开始进入生烃门限，而此时又上覆涠洲组良好的储集层和盖层，恰好构成优越的“下生上储”式油藏。

综上所述，“下生上储”型油藏的生储盖时空配套优于“自生自储”型油藏。

2.3“下生上储”型具更有利的运聚条件2.3.1断层作为运移通道迈陈凹陷在发展演化史上经历了多期次构造演化活动，发育了多类型、不同性质及规模的断层，这些断层对油气运聚有明显的控制作用[2]。

始新世末的伸展构造活动形成了大量的NE向断层，作为通道。

一方面促使油气从流沙港组运移至涠洲组储集层中，形成“下生上储”型油气藏；另一方面，一定程度上也会破坏流沙港组“自生自储”型油气藏，从而转变为“下生上储”型油气藏。

2.3.2流体势差提供运移动力从04NX254测线剖面现今油势分布图（图7）可看出，深凹部位的流沙港组三段发育高流体势，两侧的缓坡带和陡坡带及其上的涠洲组皆为相对低势区。

油气是从流体势高的地方向流体势低的地方运移，故深凹部位的流沙港组主力烃源岩生成的油气会突破“自生自储”的限制，在势能差的作用下纵向上向上、横向上向两侧斜坡运移——“下生上储”型油气藏，而不会仅限于构成“自生自储”型油气藏。

图7 04NX254测线剖面现今油势分布图（流体势单位：千焦）[2]Fig.7 The oil potential distributing map at present based on Line 04NX254(unit ofoil potential:KJ)综上所述，断层和流体势差在一定程度上会破坏流沙港组“自生自储”型油气藏，而同时又构成了“下生上储”型油气藏有利的运聚条件促成该成藏模式的形成。

2.4烃源岩丰富根据迈陈凹陷的两口钻井的资料（图8），迈陈凹陷西部流沙港组沉积较薄而长流组沉积较厚，但是长流组岩性为大套砂砾岩，并不具备生烃潜力，所以迈陈凹陷的西部并不是理想的油气区。

迈陈凹陷的东部流沙港组沉积厚度明显增加，即烃源岩分布具“西少东多”的特点。

而无论是“下生上储”型的远斜坡还是“自生自储”型的内斜坡均位于迈陈凹陷东部（图4），所以均具有充足的烃源岩。

综上所述，“下生上储”型同样具有良好的物质基础。