張厚和，赫栓柱，劉 鵬，廖宗寶，徐慶梅，朱筱敏,徐耀輝

(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；3.長江大學(xué) 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室，武漢 430100)

萬安盆地油氣地質(zhì)特征及其資源潛力新認(rèn)識

張厚和1，赫栓柱1，劉 鵬1，廖宗寶1，徐慶梅1，朱筱敏2,徐耀輝3

(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；3.長江大學(xué) 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室，武漢 430100)

利用最新掌握的地震及分析化驗資料，系統(tǒng)分析了萬安盆地地質(zhì)條件、油氣分布特征及富集規(guī)律，獲得了對其油氣地質(zhì)特征和資源潛力的新認(rèn)識。萬安盆地總體上經(jīng)歷了斷拗期和拗陷期2大構(gòu)造演化階段，發(fā)育近岸湖沼、扇三角洲、濱海三角洲、濱?！獪\海、半深海相沉積，物源自西向東；主力烴源巖為漸新統(tǒng)、下中新統(tǒng)的泥巖、頁巖、煤及含煤泥巖，分布于中部坳陷和北部坳陷；儲層主要有三類，分別為漸新統(tǒng)到上新統(tǒng)砂巖、中—上中新統(tǒng)碳酸鹽巖、前古近系基巖；蓋層為上新統(tǒng)—第四系和上漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)2套區(qū)域性地層；發(fā)育西部油氣帶、中部油氣帶和南部氣帶3大有利油氣聚集區(qū)。萬安盆地油氣資源潛力巨大，盆地地質(zhì)資源量分別為石油29.38×108t，天然氣34 897×108m3。

構(gòu)造演化；沉積特征；油氣地質(zhì)條件；油氣富集規(guī)律；萬安盆地

萬安盆地位于我國南海西南部陸架—陸坡上，是我國在南海中南部海域勘探與研究程度最高的盆地。從1970年代開始，我國就已經(jīng)開展了萬安盆地區(qū)域地質(zhì)和油氣地質(zhì)綜合研究。越南和印度尼西亞從1970年代中期以來，分別和多家國際石油公司合作在萬安盆地從事油氣勘探活動， 目前已累計發(fā)現(xiàn)油氣田30個，地質(zhì)儲量分別為石油2.76×108t、天然氣3 573×108m3。其中，有16個油氣田位于我國傳統(tǒng)疆域內(nèi)，累計地質(zhì)儲量分別為石油1.88×108t、天然氣2 753×108m3。因此，系統(tǒng)分析萬安盆地油氣地質(zhì)條件和成藏規(guī)律是開展萬安盆地油氣資源評價的基礎(chǔ)，對于深化認(rèn)識其油氣資源潛力具有重要意義。依托“十一五”、“十二五”國家科技重大專項和2013年全國油氣資源動態(tài)評價項目，在廣泛調(diào)研國內(nèi)外相關(guān)研究成果的基礎(chǔ)上，利用地震資料最新重處理和解釋成果，結(jié)合最新收集整理的5 700樣次分析化驗資料，系統(tǒng)分析了盆地構(gòu)造演化、沉積充填、油氣地質(zhì)條件、油氣分布特征及富集規(guī)律，獲得了對其油氣地質(zhì)特征和資源潛力的新認(rèn)識。

1 地質(zhì)概況

萬安盆地位于南海西南部，為萬安斷裂西側(cè)的一個扭張盆地[1]。盆地近南北向，中間寬，兩頭窄，形似梭形或紡錘狀，最寬約280 km，長約600 km，面積約7.8×104km2，其中我國傳統(tǒng)疆域內(nèi)面積約5.5×104km2；主體水深小于500 m，最大水深約1 800～2 000 m。

萬安盆地為早期拉張、后期受走滑斷裂影響的走滑拉張盆地，形成了“五坳五隆”的構(gòu)造格局，即劃分為北部坳陷、北部隆起、中部坳陷、西部坳陷、西北斷階帶、西南斜坡、中部隆起、南部坳陷、東部隆起和東部坳陷共10個一級構(gòu)造單元[2](圖1)。構(gòu)造單元基本呈坳隆相間，區(qū)域走向為NNE-SSW。中部坳陷面積最大，新生代最大沉積厚度達(dá)12 500 m，是本區(qū)的主要沉降中心。

圖1 萬安盆地構(gòu)造區(qū)劃

圖2 萬安盆地地層綜合柱狀圖

萬安盆地形成于晚始新世—漸新世，基底為中生代晚期巖漿巖、火山巖和前始新世變質(zhì)巖、沉積巖[3]。沉積蓋層為一套巨厚的上始新統(tǒng)—第四系地層，由下而上由西衛(wèi)群、萬安組、李準(zhǔn)組、昆侖組、廣雅組和第四系等組成(圖2)。

2 構(gòu)造演化特征

萬安盆地整體上經(jīng)歷了斷拗期(漸新世—中中新世)和拗陷期(晚中新世—第四紀(jì))2大構(gòu)造演化階段[3]。

2.1斷拗期(漸新世—中中新世)

萬安盆地在漸新世—中中新世的斷拗期階段又可進(jìn)一步分為伸展斷拗期和走滑改造期2個次級演化階段。

在伸展斷拗期(漸新世—早中新世)，萬安盆地主要受控于南海北西向擴(kuò)張。伸展構(gòu)造變形作用導(dǎo)致盆地發(fā)育大量的北東向伸展性斷裂(圖3)，從而奠定了盆地北東向隆坳相間的構(gòu)造格局[4]。伸展作用北東強(qiáng)、南西弱，在盆地北部發(fā)育了大規(guī)模的鏟式正斷層，控制了北部坳陷和中部坳陷的發(fā)育；在盆地中南部伸展作用減弱，形成雙斷式地塹結(jié)構(gòu)；在盆地南部，伸展作用進(jìn)一步減弱，發(fā)育了一系列西傾正斷層，控制了半地塹結(jié)構(gòu)；到盆地最南端整體沉降，伸展作用微弱，地層厚度基本上不受斷層的影響。

圖3 萬安盆地時間等厚圖及同期主要斷裂分布

在走滑改造期(中中新世)，盆地受東南部區(qū)域碰撞擠壓事件的影響，在東部形成左旋走滑構(gòu)造作用，使盆地發(fā)育了北西向張扭構(gòu)造與北東向壓扭構(gòu)造。前者形成的拉分沉降作用非常強(qiáng)烈，從而使得中中新統(tǒng)沉積了較厚的地層，最大厚度在1 000 m以上。該構(gòu)造變形主要發(fā)育在盆地的最南部，并形成了一個向東南突出的北西向狹長條帶(圖3)。北西向張扭構(gòu)造在盆地大部分地區(qū)多表現(xiàn)為切割、改造早期構(gòu)造和地層；而北東向壓扭構(gòu)造則導(dǎo)致了大量的受斷層控制的“正形負(fù)花”式反轉(zhuǎn)背斜構(gòu)造，背斜頂部常被削截，形成角度不整合。在坳陷內(nèi)部，反轉(zhuǎn)背斜形成了“坳中隆”結(jié)構(gòu)；而當(dāng)這種壓扭構(gòu)造與早期隆起(地壘)重疊時，會促使隆起進(jìn)一步強(qiáng)化隆升。從平面上，這些壓扭構(gòu)造形成的反轉(zhuǎn)背斜呈北東向條帶展布，且主要分布于盆地的中東部。

2.2拗陷期(晚中新世—第四紀(jì))

中中新世之后，萬安盆地及周邊區(qū)域整體進(jìn)入相對穩(wěn)定的區(qū)域拗陷期[4]。盆地經(jīng)歷了晚中新世的緩慢沉降和上新世以來的快速沉降，但整體構(gòu)造相對穩(wěn)定，以陸架—陸坡沉積環(huán)境為主。

3 沉積特征

3.1前斷拗期沉積充填特征

根據(jù)地震相解釋，認(rèn)為漸新世之前的前斷拗期(古新世—始新世)該區(qū)發(fā)育2套向上變細(xì)的陸相充填(圖4)。沉降速度由快轉(zhuǎn)慢，早期盆地內(nèi)為粗碎屑磨拉石沉積，進(jìn)而演變?yōu)闆_積扇、扇三角洲以及湖相沉積，扇三角洲物源由西往東。沉積沉降中心均位于盆地的北部，地層呈現(xiàn)出北部厚、南部薄的特點。

3.2斷拗期沉積充填特征

斷拗期經(jīng)歷了漸新世、早中新世和中中新世3期不同的沉積充填(圖4)。

漸新世時期，盆地處于三面環(huán)山的封閉環(huán)境中，西北部、西部和南部均可為其提供物源，其中尤以西北部和西部物源最為重要。沉積中心主要位于中部坳陷和南部坳陷，沉積物以近源快速堆積為主，分選—磨圓較差，在盆地西部和西北部發(fā)育扇三角洲沉積體。早期發(fā)育厚層的湖相泥巖，晚漸新世發(fā)育濱淺海相泥巖。

早中新世時期，雖然印支半島逐漸抬升，同時萬安盆地持續(xù)沉降，但由于湄公盆地和昆嵩隆起的阻擋，萬安盆地內(nèi)部沉積體系尚保持一定的獨立性，沉積面貌更多地繼承了漸新世特征；西部和西北部由早期近源、粗粒的扇三角洲轉(zhuǎn)變?yōu)檫h(yuǎn)源、細(xì)粒的三角洲，由于斷拗作用依然較為強(qiáng)烈，西南部發(fā)育扇三角洲粗粒沉積物。另一方面，海平面持續(xù)上升，盆地內(nèi)部海侵范圍進(jìn)一步擴(kuò)大，在中部坳陷和南部坳陷沉積了濱淺海相深灰色泥巖。

圖4 萬安盆地沉積相分布

中中新世早期，海平面再次快速上升，海水從東向西侵入，北部隆起、中部隆起和南部隆起均被海水淹沒，形成水下高地，易于碳酸鹽巖臺地和生物礁的形成與生長。另一方面，雖然海侵造成了西部和西北部三角洲的不斷退積，但同期來自古湄公河的碎屑物質(zhì)部分越過昆嵩隆起，為萬安盆地提供了遠(yuǎn)源、細(xì)粒但穩(wěn)定的物源供給，在盆地的西部發(fā)育了三角洲相沉積。

3.3拗陷期沉積充填特征

拗陷期沉積經(jīng)歷了晚中新世和上新世—第四紀(jì)2期沉積充填(圖4)。

晚中新世時期，盆地物源主要來源于印支半島上的古湄公河，也有部分可能來自局部隆起或者湄南河。盆地斷陷特征不再明顯，沉積砂巖大多細(xì)粒、分選—磨圓較好。同時在遠(yuǎn)離物源區(qū)的北部坳陷、北部隆起、中部隆起、東部隆起以及東部坳陷，發(fā)育了良好的碳酸鹽巖臺地和生物礁[5]。

上新世—第四紀(jì)時期，沉積面貌繼承性發(fā)育。受古湄公河的影響，在盆地西北部發(fā)育了三角洲沉積體。在盆地東部發(fā)育一套淺?！肷詈３练e物，近南北向分布，越往東水體越深。該時期碳酸鹽巖臺地和生物礁相對不發(fā)育。

4 油氣地質(zhì)條件

4.1烴源巖特征

萬安盆地的烴源巖主要分布于中部坳陷和北部坳陷，主力烴源巖發(fā)育于漸新統(tǒng)、下中新統(tǒng)[6]，次要烴源巖發(fā)育于中中新統(tǒng)。

漸新統(tǒng)和下中新統(tǒng)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，TOC分別為1.51%和0.62%，S1+S2分別為5.63 mg/g和1.68 mg/g，為中—好烴源巖，Ⅱ-Ⅲ型有機(jī)質(zhì)，處于成熟階段；中中新統(tǒng)TOC為0.43%，S1+S2平均20.36 mg/g，為差—中等烴源巖，Ⅱ-Ⅲ型有機(jī)質(zhì)，處于低熟階段(圖5)。平面上，中、北部坳陷為盆地的主要生烴區(qū)，生烴潛力大。

下中新統(tǒng)—漸新統(tǒng)烴源巖Ro主要分布在0.5%～1.0%，大部分處于成熟階段(圖6)。漸新統(tǒng)烴源巖在中中新世開始生油，隨后達(dá)到生油高峰；下中新統(tǒng)烴源巖則在晚中新世達(dá)到生油高峰，現(xiàn)今以產(chǎn)高熟原油和伴生氣為主；中中新統(tǒng)烴源巖現(xiàn)今以產(chǎn)低熟原油和生物氣為主。中東部地層厚度、埋深均比西部大，有機(jī)質(zhì)熱演化程度高，自南西—北東逐漸升高。中新統(tǒng)及其下部烴源巖在中中新世期間開始排出液態(tài)烴。

圖5 萬安盆地?zé)N源巖Tmax與IH劃分有機(jī)質(zhì)類型

圖6 萬安盆地Ro與Tmax隨深度變化

4.2儲層特征

萬安盆地發(fā)育3類儲集巖：漸新統(tǒng)到上新統(tǒng)砂巖、中—上中新統(tǒng)碳酸鹽巖和前古近系基巖[7-9](圖2)。

4.2.1 砂巖儲層

主要分布于漸新統(tǒng)和中新統(tǒng)中，在盆地西部上新統(tǒng)也有一定分布，該類儲層是萬安盆地的主要儲集體，具有分布廣、不同層段物性差異大的特點。砂巖儲層已獲得高產(chǎn)油氣流，例如：Dua-1井漸新統(tǒng)砂巖儲層日產(chǎn)量為原油305.5 t，天然氣49.8×104m3。

漸新統(tǒng)砂巖儲層的形成環(huán)境主要是濱海、海灣和淺海，沉積相類型以三角洲平原和前緣砂體、盆底扇和濱淺海砂體為主。巖性多為石英砂巖，孔隙度在18%～25%之間。

中新統(tǒng)砂巖儲層縱向上存在一定的差異。下中新統(tǒng)主要屬濱海、淺海、淺大陸架沉積，巖性主要為石英砂巖和夾雜粉砂質(zhì)或碳質(zhì)雜砂巖。中中新統(tǒng)屬淺海大陸架沉積。上中新統(tǒng)形成于淺海環(huán)境，沉積相類型為三角洲前緣和淺海相，巖性以石英砂巖為主，一般分選較好，分布穩(wěn)定；孔隙度為13%～30%之間，滲透率為(15～130)×10-3μm2。

4.2.2 碳酸鹽巖儲層

主要分布于中—中新統(tǒng)和上中新統(tǒng)中，沉積環(huán)境為淺海，巖性為臺地灰?guī)r和礁灰?guī)r，在盆地的東部區(qū)域較發(fā)育?？紫抖冉橛?0%～38%，局部區(qū)域因受蟲孔結(jié)構(gòu)和溶蝕作用影響，孔隙度較高。

4.2.3 基巖儲層

主要由前古近系花崗巖、花崗閃長巖和變質(zhì)巖的風(fēng)化裂隙層構(gòu)成，頂界埋深3 000～10 000 m。風(fēng)化層厚50～100 m，發(fā)育裂隙、洞穴及孔隙，孔隙度17.5%；裂隙層最大厚度可達(dá)1 000 m，平均500 m，基質(zhì)孔隙度為5%[10]。該類儲層目前已有油氣發(fā)現(xiàn)，如大熊油田。從地質(zhì)構(gòu)造演化史來看，北部隆起和中部隆起可能是基巖儲層發(fā)育的主要地區(qū)。

總體而言，盆地儲層物性最好的是下—中中新統(tǒng)砂巖，上中新統(tǒng)儲層次之，漸新統(tǒng)儲層較差。

4.3蓋層和保存條件

萬安盆地存在局部蓋層和區(qū)域蓋層2類蓋層。

局部蓋層包括漸新統(tǒng)和中新統(tǒng)黏土巖、粉砂、碳質(zhì)頁巖和鈣質(zhì)黏土巖，厚度為幾米至幾十米，主要分布在地塹和半地塹，特別是在盆地東部區(qū)域，該類蓋層分布頻繁，它們形成于海灣和淺海環(huán)境中。黏土巖礦物成分中，高嶺石占60%～70%、伊利石占30%～40%，反映了中等—好封蓋性。

區(qū)域性蓋層是下上新統(tǒng)—第四系和漸新統(tǒng)頂部—下中新統(tǒng)底部的2套細(xì)粒沉積物。上新世—第四紀(jì)期間，萬安盆地發(fā)育了一套富含泥質(zhì)的淺?！鉁\海相碎屑巖，其海進(jìn)體系域和高水位體系域中的密集段泥巖特別發(fā)育，沉積厚度在幾十米到上百米，并廣泛分布在盆地內(nèi)，形成萬安盆地良好的區(qū)域性蓋層[10—11]。在漸新統(tǒng)頂部—下中新統(tǒng)底部以泥巖和頁巖為主的細(xì)粒碎屑沉積巖，亦是一套良好的區(qū)域蓋層，它往往與油氣聚集和超高壓帶相關(guān)[12]。

4.4生儲蓋組合

萬安盆地在新生代地質(zhì)歷史演化過程中，形成了4套良好的生儲蓋組合(圖2)。

第一套組合：烴源巖為漸新統(tǒng)的泥巖、頁巖和含煤泥巖，儲集層為前古近系的基巖，蓋層為漸新統(tǒng)內(nèi)部的細(xì)碎屑沉積。該套組合為新生古儲式成藏組合。

第二套組合：烴源巖為漸新統(tǒng)的泥巖、頁巖和含煤泥巖，儲集層為漸新統(tǒng)內(nèi)部的砂巖，蓋層為漸新統(tǒng)內(nèi)部三角洲間灣相和海相泥巖。該套組合是漸新統(tǒng)內(nèi)部烴源巖和砂巖儲層交互沉積形成的自生自儲式成藏組合。

第三套組合：烴源巖為漸新統(tǒng)的泥巖、頁巖和含煤泥巖以及下中新統(tǒng)淺海頁巖、煤和含煤泥巖，儲集層為中新統(tǒng)砂巖。蓋層有2類：一類為上新統(tǒng)和第四系的泥巖，該蓋層分布穩(wěn)定，封堵能力強(qiáng)，為區(qū)域性蓋層；另一類為中新統(tǒng)內(nèi)部與砂巖交互沉積的細(xì)碎屑巖，該套蓋層分布范圍相對較小，封蓋能力差，為局部蓋層。這套組合屬古生新儲或自生自儲式成藏組合。

第四套組合：烴源巖與第三套組合的烴源巖一樣，為漸新統(tǒng)和下中新統(tǒng)2套烴源巖；儲層為中新統(tǒng)碳酸鹽巖/生物礁；蓋層為上新統(tǒng)和第四系的泥巖。該套組合為古生新儲或側(cè)生側(cè)儲式成藏組合。

根據(jù)萬安盆地演化特點和地層發(fā)育特征，第一套和第二套儲蓋組合發(fā)育范圍較廣，全盆地都有可能發(fā)育，但主要發(fā)育區(qū)可能在北部坳陷、北部隆起、中部坳陷和中部隆起；第三套成藏組合主要發(fā)育于盆地西部；第四套成藏組合主要發(fā)育于中部坳陷及其以南和以東的地區(qū)。

5 油氣分布富集特征與資源潛力

5.1圈閉類型與分布

萬安盆地以西衛(wèi)、南沙2大構(gòu)造運(yùn)動為界，形成了第三系基底構(gòu)造層、漸新統(tǒng)—中中新統(tǒng)構(gòu)造層和上中新統(tǒng)構(gòu)造層，三大構(gòu)造層發(fā)育了不同類型的圈閉。

5.1.1 漸新世—中中新世圈閉

該構(gòu)造層斷層發(fā)育，一些背斜構(gòu)造多被斷層復(fù)雜化，在圈閉類型上多表現(xiàn)為斷鼻、半背斜、斷塊等圈閉類型，完整的穹窿、背斜圈閉也有發(fā)育，但相對較少。同時在盆地東部發(fā)育碳酸鹽巖的陸臺和生物礁。儲集巖性在盆地的西部以砂巖為主，在盆地的東部發(fā)育砂巖和碳酸鹽巖2類儲層；儲集空間主要為粒間孔和溶蝕空洞。目前發(fā)現(xiàn)的大部分油氣田分布于該構(gòu)造層中，如Rong Doi、Rong Doi Tay、Hai Thach等油氣田。

5.1.2 上中新世圈閉

該構(gòu)造層由于基本處于盆地發(fā)育的區(qū)域沉降階段，構(gòu)造活動較弱，沉積環(huán)境為濱淺海。形成的圈閉為繼承性發(fā)育的斷鼻、半背斜、斷塊、背斜、披覆背斜等圈閉類型。儲集層巖性和儲集空間與漸新統(tǒng)—中中新統(tǒng)構(gòu)造層圈閉相似，已發(fā)現(xiàn)了Lan Tay、Lan Do等氣田。

5.1.3 前古近世圈閉

以沉積基底所發(fā)育的風(fēng)化裂隙潛山圈閉為主。儲集巖巖性為花崗巖、花崗閃長巖和變質(zhì)巖，儲集空間為風(fēng)化裂隙、溶洞以及構(gòu)造裂縫。目前發(fā)現(xiàn)了大熊、04-3-TU 1X和11-1-GC 1X等油氣田。

5.2油氣藏類型與分布

萬安盆地目前已發(fā)現(xiàn)了30個油氣田。地層對比和圈閉類型分析表明，萬安盆地發(fā)育了4種油氣藏類型：一是斷塊、斷背斜、斷鼻、披覆背斜圈閉；二是褶皺背斜、擠壓背斜圈閉；三是碳酸鹽臺地、古風(fēng)化殼等地層—巖性圈閉；四是與地層—巖性圈閉成因有關(guān)的斷塊、背斜、礁隆、基巖等。

根據(jù)萬安盆地油氣藏的產(chǎn)層層位和油氣藏類型統(tǒng)計分析表明，油藏(含伴生氣)在盆地的各個層位都有發(fā)育，大熊油氣田DH—8X井甚至在其花崗巖基巖的裂縫中也見到了油流；凝析氣藏則主要位于盆地較老的地層之中；氣藏則在盆地的較新地層與較老地層中均有發(fā)育[13-14](圖7)。平面上，萬安盆地已發(fā)現(xiàn)油氣藏主要分布在西北斷階帶、北部隆起、中部坳陷和中部隆起4個構(gòu)造單元，西部坳陷、西南斜坡見少量油氣藏或含油氣構(gòu)造，而北部坳陷、南部坳陷、東部隆起和東部坳陷僅見零星油氣顯示，未見工業(yè)油氣流。

圖7 萬安盆地大熊油田成藏模式據(jù)參考文獻(xiàn)[1]修改。

5.3油氣富集規(guī)律

萬安盆地發(fā)育三大有利油氣聚集區(qū)，即西部油氣帶、中部油氣帶和南部氣帶。

西部油氣帶主要位于西北斷階帶和中部坳陷西部，油氣田數(shù)量多，儲量規(guī)模大。目前已發(fā)現(xiàn)地質(zhì)儲量累計石油2.46×108t、天然氣1 298.1×108m3，同比占萬安盆地總量的81%和39%。以漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)三角洲自生自儲油氣藏為主，如大熊油氣田。

中部油氣帶主要位于中部坳陷內(nèi)的坳中隆，氣多油少。目前已發(fā)現(xiàn)地質(zhì)儲量累計石油0.66×108t、天然氣1 265.9×108m3，同比占盆地總量的18%和37%。油氣主要聚集于坳中隆上發(fā)育的圈閉中，以下生上儲式油氣藏為主，如海藍(lán)寶石氣田。

南部氣帶主要位于中部隆起，目前已發(fā)現(xiàn)地質(zhì)儲量累計石油200×104t、天然氣824.1×108m3，同比占盆地總量的1%和24%。圈閉為碳酸鹽巖建隆，以下生上儲式氣藏為主，如西蘭花氣田和紅蘭花氣田。

5.4油氣資源潛力

根據(jù)萬安盆地勘探程度、最新收集的大量分析化驗資料，以及近年來綜合地質(zhì)最新研究成果與認(rèn)識，應(yīng)用盆地模擬法、油氣田規(guī)模序列法、規(guī)模概率分布法、勘探效率分析法、地質(zhì)—統(tǒng)計模型綜合法、面積豐度類比法等6種方法，分別計算了油氣資源量，并采用對數(shù)正態(tài)概率法獲得盆地資源評價結(jié)果。萬安盆地地質(zhì)資源量為石油29.38×108t、天然氣34.9×1011m3，其中我國傳統(tǒng)疆域內(nèi)油23.12×108t、天然氣27.5×1011m3；待發(fā)現(xiàn)地質(zhì)資源量為石油26.62×108t、天然氣31.3×1011m3，其中我國傳統(tǒng)疆域內(nèi)為石油21.24×108t、天然氣24.7×1011m3。

從盆地構(gòu)造單元來看，油氣資源集中分布于中部坳陷、中部隆起、北部坳陷、南部坳陷；從深度來看，石油資源主要分布于中深層，天然氣資源主要分布于中深層、淺層；從地理環(huán)境來看，油氣資源主要位于淺水區(qū)。

6 結(jié)論

(1)萬安盆地總體上經(jīng)歷了斷拗期和拗陷期2大構(gòu)造演化階段，先抬升后沉降，早期發(fā)育碳酸鹽巖，晚期發(fā)育濱淺海、淺?！肷詈Ｏ喑练e，物源自西向東，以遠(yuǎn)源的河流為主。

(2)萬安盆地油氣地質(zhì)條件整體較好，發(fā)育了4套良好的生儲蓋組合。

(3)萬安盆地總體上發(fā)育西部油氣帶、中部油氣帶和南部氣帶3大有利的油氣聚集區(qū)。西部油氣帶主要位于西北斷階帶和中部坳陷西部，目前已發(fā)現(xiàn)的油氣田數(shù)量多，儲量規(guī)模大；中部油氣帶主要位于中部坳陷內(nèi)的坳中隆，目前已發(fā)現(xiàn)儲量氣多油少；南部氣帶主要位于中部隆起。

(4)萬安盆地油氣資源潛力巨大，盆地地質(zhì)資源量分別為石油29.38×108t、天然氣34.9×1011m3，其中我國傳統(tǒng)疆域內(nèi)地質(zhì)資源量分別為石油23.12×108t、天然氣27.5×1011m3；待發(fā)現(xiàn)資源量分別為石油26.62×108t、天然氣31.3×1011m3，其中我國傳統(tǒng)疆域內(nèi)待發(fā)現(xiàn)資源量分別為石油21.24×108t、天然氣24.7×1011m3。

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(編輯徐文明)

NewunderstandingofoilandgasgeologicalcharacteristicsandresourcepotentialinWan’anBasin

Zhang Houhe1, He Shuanzhu1, Liu Peng1, Liao Zongbao1, Xu Qingmei1, Zhu Xiaomin2, Xu Yaohui3

(1.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China; 2.StateKeyLaboratoryofPetroleumandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 3.KeyLaboratoryofOilandGasResourcesandExplorationTechnologyofMinistryofEducation,YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China)

The geological conditions, hydrocarbon distribution and enrichment regularity in the Wan’an Basin were systematically analyzed based on the latest seismic and test data. Some new understanding of oil and gas geological characteristics and resource potential were obtained. The Wan’an Basin experienced two tectonic evolution stages: fault depression phase and depression phase. Inshore limnetic, shore delta, fan delta, coastal-shallow sea, and bathyal facies deposited. Sediments are from west to east. The major source rocks are mudstone, shale, coal and coal-bearing mudstone in the Oligocene and Miocene, which mainly distributed in the central and northern depressions. There are three kinds of reservoirs, respectively the sandstones of Oligocene to Pliocene, the carbonate rocks of Middle to Upper Miocene, and the bed rocks of pre-Tertiary. There are two sets of regional cap rocks, the Pliocene-Quaternary and the Upper Oligocene-Lower Miocene. There are three favorable oil-and-gas regions, the west, the central and the southern zones. Oil and gas potential of the Wan’an Basin is tremendous, and the geology resources of oil and gas are 29.38×108t and 34 897×108m3, respectively.

tectonic evolution; sedimentary characteristics; oil and gas geological condition; enrichment regularity; Wan’an Basin

1001-6112(2017)05-0625-08

10.11781/sysydz201705625

TE122

：A

2017-07-07；

：2017-09-20。

張厚和(1967—)，男，教授級高工，從事油氣勘探規(guī)劃、資源評價與儲量評價研究。E-mail：zhanghouhe@cnooc.com.cn。

劉鵬(1987—)，男，碩士，工程師，從事油氣勘探規(guī)劃、資源評價研究。E-mail：liupeng38@cnooc.com.cn。

國家科技重大專項(2011ZX05025-005)和全國油氣資源動態(tài)評價(2013，2015)資助。