“Multi–factor control of sandboies distribution”in the Pinghu Formation, Pingbei region of Baochu slop, the Xihu Sag
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摘要: 随着勘探开发程度的不断升高，西湖凹陷保俶斜坡带平北地区中上始新统平湖组构造―岩性复合油气藏显示出较大的勘探潜力。然而，该区构造―岩性复合油气藏勘探基础薄弱，加之构造、沉积条件复杂，砂体展布规律不清，阻碍了该区的勘探进程。本文基于三维地震及钻井等资料，从构造、层序及沉积3个方面对砂体分布的控制因素进行分析，认为构造古地貌及可容纳空间控制地层厚度及沉积体规模；同沉积断裂坡折带控制砂体的展布；体系域类型控制砂体的时空配置，沉积微相类型控制砂体的储集物性。综合分析控砂因素认为：断陷期的平下下段和平下上段是构造―岩性圈闭发育的主要层段，勘探方向为低位体系域控沉积断层下降盘的地势低洼汇砂区，而平中上段有利的岩性圈闭勘探区为三角洲前缘砂地比低或三角洲前端发育的潮汐砂脊带。Abstract: With the progress of hydrocarbon exploration and development, structural-lithologic reservoirs have become more and more significant. However, the exploration of the structural-lithologic reservoirs is not so successful owing to the complexity of the tectonic evolution of the region and the changes in related sedimentary conditions. The sand bodies’distribution boundaries and patterns are difficult to define and have always become the difficult problems to exploration. Based on the newly acquired 3D seismic and drilling data, this article analyzed the controlling factors on sand bodies from the viewpoints of structure, stratigraphic sequence and sedimentation. It is found that there are four factors to be considered: The paleotectonics, paleogeomorphology and accommodation spaces, which control the thickness of the strata and the spatial distribution of sand bodies; the syn-depositional faulting slope break belt which restricted the lateral extension of sand bodies; the sequence patterns and system tracts, which control the spatial and temporal framework of sand bodies; and the types of sedimentary microfacies which determines the reservoir physical properties. The Lower Pinghu Formation was deposited in an intensive faulting period, in which there developed plenty of structural - lithologic traps, which are always been found in the low-lying areas of the downthrow block of syn-depositional fault. However the favorable structural-lithologic traps in the upper-middle Pinghu Formation may occur in the delta front deposits and tidal ridge sandbodies.
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南海是西太平洋最大的边缘海之一，南海中南部是指北纬17°05′以南的海域，可进一步细分为西部盆地群、中部盆地群和南部盆地群，西部盆地群包括万安盆地和中建南盆地，中部盆地群包括南薇西盆地、北康盆地、南沙海槽盆地、礼乐盆地和巴拉望盆地，南部盆地群包括曾母盆地和文莱-沙巴盆地（图1）[1-2]，其中南部盆地群油气资源最为富集。IHS数据库2012年数据表明，曾母盆地和文莱-沙巴盆地2P油气可采储量相当，分别为29.1亿t和24.9亿t，占南海中南部可采储量的92%，但盆地间的含油气性差异巨大，曾母盆地以产气为主，气油比为6∶1，文莱-沙巴盆地以产油为主，气油比为2∶3。盆地内油气分布也极不均衡，曾母盆地东巴林坚坳陷富集了盆地70%以上的可采原油，而天然气则集中分布在南康台地和康西坳陷，文莱-沙巴盆地油气则均匀分布在盆地内。Wan Hasiah Abdullah团队对曾母盆地和文莱-沙巴盆地煤系烃源岩做了较为深入的研究，主要从煤相、组分等方面分析了成煤环境、有机质母质来源和生油能力[3-6]，还有很多国内外学者对曾母盆地和文莱-沙巴盆地的油气开展地球化学分析[7-10]，但鲜有针对两个盆地油气性差异巨大和油气分布不均的解释报道。本文在前人研究成果的基础上，从古气候、古植被、沉积演化与沉积相带差异等因素综合考虑，总结了两个盆地海陆过渡相烃源岩的发育及分布模式，揭示了其对盆地油气分布的影响，以期对南海中南部油气勘探起到一定指导作用。
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图 1 研究区位置及地层对比图Figure 1. The location map and stratigraphic chart of the research area1. 研究背景
曾母盆地和文莱-沙巴盆地同位于南海南部加里曼丹岛陆架之上。渐新世以来，曾母盆地和文莱-沙巴盆地近岸持续发育大型三角洲，构造活动弱，发育自生自储的成藏组合，远岸构造活动强，主要发育下生上储式碳酸盐岩成藏组合。对于曾母盆地，渐新世至早中新世发育的潮上三角洲平原和潮间红树林提供了烃源岩发育的有机质来源，从而在三角洲发育煤系烃源岩，并为近海提供了充足的陆源有机质，形成了陆源海相烃源岩。文莱-沙巴盆地与曾母盆地烃源岩具有相似性，但由于南沙地块与加里曼丹岛的碰撞，文莱-沙巴盆地渐新统发生褶皱变质，渐新统烃源岩基本丧失生烃能力，因此中新统是文莱-沙巴盆地主要烃源岩发育层系。与曾母盆地类似，文莱-沙巴盆地中新统烃源岩也包括煤系烃源岩和陆源海相烃源岩。虽然在相同沉积背景下，发育相同类型的烃源岩，但曾母盆地与文莱-沙巴盆地却有着截然不同的油气分布特征，究其根本，烃源岩分布模式是重要的控制因素。
2. 南海南部盆地烃源岩差异
曾母盆地钻井揭示的数据表明，煤系烃源岩热解烃含量（S2）最高可达291 mg/g，具有较大生烃潜力，而海相烃源岩有机碳含量（TOC）为0.3%～5.5%，其中近一半的样品TOC低于1.0%，S2普遍小于10 mg/g，绝大多数小于2 mg/g，生烃潜力明显弱于煤系，属于中等—好烃源岩。文莱-沙巴盆地钻井的数据也证实其煤系烃源岩具有较大生烃潜力，据IHS（2011）数据，中新统煤、炭质泥岩和泥岩的有机碳含量平均为70.02%、17.89%、1.74%；生烃潜量（S1+S2）平均为289.41、26.92和2.23 mg/g，煤的生烃能力最强，炭质泥岩次之，泥岩生烃能力较差。值得说明的是，受到资料的不完整性制约，这里的泥岩包括了煤系烃源岩中的泥岩和海相泥岩，但仍能反映出文莱-沙巴盆地煤系烃源岩生烃潜力明显优于海相烃源岩。
虽然两个盆地钻遇的煤系烃源岩质量相似，但钻井揭示的煤层分布存在显著差别。在曾母盆地，钻井揭示的煤层厚度从盆地边缘向盆地中心减薄，D35井和C2井揭示了渐新世三角洲平原的大量连续煤层，且单层厚度均可达1 m以上，自西向东，在三角洲前缘亚相的North Acis-2井和Yu-1井钻遇的煤层明显减薄、不连续，在Sompotan-1和Serunai井则没有揭示煤层[11]（图2）。而在文莱-沙巴盆地，即使在半深海环境的远岸带都揭示有煤层（图3），反映了曾母盆地和文莱-沙巴盆地海陆过渡相煤系烃源岩的发育及分布模式存在显著差异。
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图 2 曾母盆地不同沉积相带烃源岩地球化学剖面Figure 2. Geochemical profiles of source rocks in different sedimentary facies in Zengmu Basin![]()
图 3 沙巴地区不同区带揭示的烃源岩生烃潜量Figure 3. Hydrocarbon generation potential of source rocks for different belts of Sabah area这种显著差异从曾母盆地和文莱-沙巴盆地已发现原油的地化特征上也能体现。在东南亚地区，渐新统至中新统时期，充沛的陆源高等植物是烃源岩有机质的重要来源，双杜松烷指示高等植物中的达玛树脂化合物，而树脂体抗降解能力最差，只能在原地埋藏或者微距离搬运埋藏的煤系地层中富集，因此双杜松烷一直是东南亚煤成油的典型鉴别标志[12]。南海南部渐新统—中新统海陆过渡相煤系烃源岩与陆源海相烃源岩在双杜松烷含量上存在明显差别，海陆过渡相煤系烃源岩的T-双杜松烷/C30藿烷（T/C30H）较高，为0.6～2.0，而陆源海相烃源岩的T/C30H均小于0.6（图4）。
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图 4 曾母盆地和文莱-沙巴盆地油岩对比Figure 4. Correlation of oil source rocks between Zengmu and Baram-Sabah Basins根据这项指标，曾母盆地已发现原油可分为两种类型，东巴林坚凹陷及周缘原油具有明显较高的T/C30H指标，为0.6～8，与海陆过渡相烃源岩的特征一致，为海陆过渡相烃源岩来源原油，南康台地（尤其是靠远岸一侧）原油的T/C30H均小于0.6，最低仅为0.02，为陆源海相烃源岩来源原油，平面上由陆向海，陆源海相烃源岩贡献增加。这两类原油的分布也佐证了盆地西南部主要发育海陆过渡相煤系烃源岩，而盆地东南部地区主要发育海相烃源岩。文莱-沙巴盆地已发现原油在生物标志化合物组成上则具有较强相似性，原油的T/C30H均大于0.6，反映为海陆过渡相煤系烃源岩来源，这与远岸带也揭示到煤层的结果十分吻合。
3. 烃源岩发育的主控因素
3.1 古气候与古植被
南海南部渐新世—中新世海相泥岩野外露头样品的孢粉中检测出了大量诸如海桑科之弗氏粉（Florschuetzia）、水龙骨科之水龙骨单缝孢（Polypodiaceaesporites）、棕榈科之双沟粉（Dicolpopollis）、椴树科之椴粉（Tiliaepollenites）等指示热带、亚热带地区的孢粉化石，揭示了当时的炎热、湿润气候。其中重要分子弗氏粉的含量最高，其母体植物海桑属为热带红树林植物（图5），指示渐新世—中新世南海南部滨海的热带红树林植物繁盛。
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图 5 沙捞越地区渐新统—中新统野外露头样品检出的弗氏孢粉a和b为半瓣弗氏粉，c和d为光极弗氏粉。Figure 5. The florschuetzia detected on the Oligocene-Miocene outcrops in SarawakFlorschuetzia semilobata is shown in a and b, Florschuetzia levipoli is shown in c and d.红树林植物喜盐，生长在陆地与海洋交界的滩涂地带，根系异常发达。刘焕杰等对现代红树林植物成炭的不同位置的泥炭剖面进行显微组分研究[13]，认为泥炭坪成煤（原地煤）具有以下显微组分特征：以镜质组为主，但壳质组相对丰富，平均可达32%；镜质组以基质镜质体和团块为主；壳质组以角质体、根皮体、藻类体、沥青质体为主。以上显微组分特征表明，红树林来源的泥炭较一般高等植物来源泥炭具有明显高的生烃潜力，尤其是生油潜力。
曾母盆地东巴林坚坳陷渐新统煤样和文莱-沙巴盆地中新统煤样呈现相似的组分特征：以镜质组含量为主，其中主要为基质镜质体和均质镜质体，壳质组平均分别可达31%和30%[2, 14]。前人更是在曾母盆地煤样中观察到树皮鞣质体，是红树林成煤的直接证据[15]。此次在沙捞越地区采集到的渐新统—中新统野外露头样品中检出的海桑科之弗氏粉也证实了南海南部红树林是重要的成煤母质。因此南海南部渐新统—中新统煤系烃源岩因其有机质以红树林来源为主而表现出具有较强的生油能力，是该地区重要的生油岩。
3.2 沉积相带
沉积环境分析表明，曾母盆地和文莱-沙巴盆地渐新统和中新统三角洲发育的期次多，规模巨大[16-17]。曾母盆地上渐新统沉积时期，其南部发育两个巨型三角洲，三角洲面积分别为25700和22300 km2；下中新统沉积期，其南部发育的两个巨型三角洲面积分别为34500和29000 km2；中中新统沉积期，其南部发育的两个巨型三角洲面积分别为33200和38800 km2。文莱-沙巴盆地则发育三期巨型三角洲，早期为冠军三角洲，中期为梅丽干三角洲，晚期为巴兰三角洲，单期三角洲的规模均达到20000 km2以上（图6）。三角洲平原的沼泽微相由于排水不良，处于停滞的还原环境，植物碎片原地沉积会发生泥炭化，从而形成高有机质丰度的煤层，因此这些巨型三角洲的发育提供了很好的成煤环境，是煤系烃源岩重要的分布区。同时，三角洲作用下，陆源高等植物碎片和陆源有机质还会被带到滨海、浅海，甚至半深海[18-19]，为海相烃源岩的形成奠定了很好的物质基础。
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图 6 曾母和文莱-沙巴盆地渐新世—中新世沉积环境演化Figure 6. Sedimentary facies of the Zengmu and Baram-Sabah Basins in Miocene-Oligocene periods但曾母盆地和文莱-沙巴盆地由于古地理差异，其海陆过渡相煤系烃源岩的分布也存在差异。曾母盆地由于陆架宽、坡度缓，浊积岩不发育，三角洲形成的煤系烃源岩主要分布于盆地南部边缘，而文莱-沙巴盆地陆架较窄，三角洲沉积物不稳定，极易在盆地内形成浊积沉积，这些浊积岩将三角洲形成的含煤沉积输送到陆坡或深水沉积下来，导致了不但盆地边缘的三角洲富含煤系烃源岩，而且盆地内部的浊积岩中也发育煤系烃源岩的这种“满盆含煤”的现象。
4. 海陆过渡相烃源岩分布模式差异
曾母盆地和文莱-沙巴盆地在成煤母质上相同，因此，两个盆地发育的海陆过渡相煤系烃源岩均具有较强生油能力，但受地质背景和沉积环境差异控制，其煤系烃源岩存在不同的分布模式。
4.1 “三角洲煤系-陆源海相”烃源岩分布模式
曾母盆地烃源岩属于“三角洲煤系-陆源海相”烃源岩分布模式（图7），海陆过渡相煤系烃源岩发育和分布均受控于三角洲，主要分布在三角洲平原亚相，滨浅海—半深海地区则发育陆源海相烃源岩。这种烃源岩分布模式具有分带性，三角洲体系发育的煤系烃源岩，其有机质丰度高，生烃潜量高，因为更加富氢，具有很强的生油能力，前三角洲—滨浅海发育陆源海相泥质烃源岩，有机质丰度明显较煤系烃源岩低，且由于藻类不发育，有机质以高等植物来源为主，相对贫氢，以生气为主。受海陆过渡相煤系烃源岩分布的控制，曾母盆地原油大多集中在东巴林坚坳陷及其周缘。
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图 7 曾母盆地“三角洲煤系-陆源海相”烃源岩分布模式Figure 7. The “deltaic coaly facies -terrestrially sourced marine facies ”source rocks model in Zengmu Basin4.2 “三角洲-浊积含煤”烃源岩分布模式
文莱-沙巴盆地烃源岩属于“三角洲-浊积含煤”烃源岩分布模式（图8），海陆过渡相煤系烃源岩发育受控于三角洲，而分布受控于浊积岩。文莱-沙巴盆地不仅近岸三角洲沉积区发育煤系烃源岩，而且由于中新世沉积时期物源十分充足，三角洲规模巨大，陆架坡折带较窄，导致深水浊积沉积十分发育[20]。大量高等植物叶片及植物碎屑通过崩塌或者浊流的形式搬运至深水区，并伴随浊积岩埋藏而保存下来，形成富有机质的浊积岩，早期形成的富氢煤层也会通过浊流的形式搬运至深水区再次伴随浊积岩埋藏，形成夹杂在浊积岩中的含煤浊积岩。在沙巴Labuan地区野外露头观察到的夹杂在大套砂岩中、缺乏根土岩的透镜状煤层就是煤层被搬运的直接证明[21]。在这种模式控制下，文莱-沙巴盆地富氢煤系广泛分布，在三角洲体系下发育的煤系烃源岩，有机质丰度高、富氢，具有很强生油能力；在陆坡—半深海地区，浊积岩中的煤层与三角洲体系的煤层一样，也具有很强的生油能力。全盆地的烃源岩地球化学特征一致，均表现出很强的生油能力，且在盆地内广泛分布，这是文莱-沙巴盆地富油的重要原因。
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图 8 文莱-沙巴盆地“三角洲-浊积含煤”烃源岩分布模式Figure 8. The “deltaic- turbidite -coaly source rocks” model in Baram-Sabah Basin5. 南海南部烃源岩分布规律
基于对曾母盆地和文莱-沙巴盆地烃源岩和油气地球化学特征的系统剖析，认为渐新世—中新世三角洲-浅海沉积体系下的海陆过渡相煤系烃源岩和陆源海相烃源岩的发育严格受控于沉积相带。在曾母盆地，受控于三角洲分布，海陆过渡相煤系烃源岩主要分布在盆地南缘，同时发育较好的陆源有机质贡献为主的海相烃源岩，而文莱-沙巴盆地不但在近岸三角洲发育煤系烃源岩，在浊积体中同样发育煤系烃源岩，由于浊积体广泛发育，相应的煤系烃源岩分布也十分广泛。由此，笔者推测在文莱-沙巴盆地北部的南沙海槽盆地可能具有比较好的烃源岩发育。
6. 结论
（1）受到古气候、古植被控制，南海南部曾母盆地和文莱-沙巴盆地烃源岩有机质虽以高等植物来源为主，但相对富氢，具有较强生油能力。
（2）受沉积演化和沉积相带差异影响，曾母盆地和文莱-沙巴盆地海陆过渡相煤系烃源岩具有不同的发育与分布模式，曾母盆地为“三角洲煤系-陆源海相”烃源岩分布模式，从三角洲平原到半深海，烃源岩有机质丰度和类型依次变差，海陆过渡相煤系烃源岩局限分布在三角洲平原，文莱-沙巴盆地为“三角洲-浊积含煤”烃源岩分布模式，不但陆上的三角洲相含煤，受浊积影响，陆地煤和富氢陆源有机质夹杂在砂岩中被浊流带到半深海、甚至深海沉积，造成海陆过渡相煤系烃源岩“满盆分布”的现象。
（3）海陆过渡相烃源岩分布模式控制了油气平面分布。东巴林坚凹陷煤系烃源岩分布在三角洲，因此曾母盆地已发现原油集中分布在东巴林坚坳陷及其周缘，而文莱-沙巴盆地煤系烃源岩伴随浊积体“满盆分布”，因此文莱-沙巴盆地已发现原油亦“满盆分布”。
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图 2 平湖组不同时期古地貌图、地层厚度图、沉积体展布范围对比图
Figure 2. Diagram of paleogeomorphy, strata thickness and depositional areas in different stages of Pinghu Formation
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图 3 平北地区断裂体系、组合方式及控砂模式图
Figure 3. Map of fractures system and their distribution patterns and their control over sandbodies in Pingbei region
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图 5 平北地区典型钻井层序对比图
Figure 5. Sequence stratigraphic profile of typical wells in Pingbei region
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图 4 平北地区层序模式图（以垒堑型为例）
Figure 4. Sequence stratigraphy of the Pingbei region（Take the horst-graben pattern for example）
表 1 平北地区不同类型砂体特征
Table 1 The characteristics of different sandbodies in Pingbei region
砂体类型 平下段 平中-上段 水道 河口湾砂坝 水下分流河道 单砂厚 20～70m 10～30m 10～40m 颜色 浅灰、灰白 浅灰、灰白 浅灰、灰白 岩性 砂岩 砂岩 砂岩 粒度 中-粗砂，含砾 细-粗砂，偶含砾 细砂-砾岩 岩电特征 
沉积构造 
孔隙度（%） 9.9～15（12.5） 9～19.56（13.77） 8～22.23（13.12） 渗透率（mD） 0.5～31.6（5.1） 0.49～145（21.88） 1～227（35.98） 
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