随着南海北部富生烃凹陷勘探程度的不断提高，加强边缘凹陷勘探领域探索势在必行。近年来，南海东部开平、阳江凹陷等边缘凹陷勘探均获得突破，更加体现边缘凹陷具有良好的勘探价值^[1-4]。边缘凹陷通常具有面积小、埋藏浅、勘探程度较低的特点^[5-7]，烃源岩发育条件及预测是制约边缘凹陷勘探的关键问题。

琼东南盆地松西凹陷属于典型边缘凹陷，目前尚无井钻遇烃源岩。本文从构造背景、沉积充填等宏观角度，探讨松西凹陷烃源岩发育主控因素，并通过地震相、地震属性与地震速度谱特征对比分析，预测该区始新统中深湖相烃源岩分布。

1.   研究区位置及勘探现状

松西凹陷位于琼东南盆地北部坳陷带中部，北邻海南隆起，南靠松涛凸起，凹陷受5号断裂控制，形成北断南超的半地堑构造模式，按古近系沉积中心，可将凹陷进一步划分为东、西2个次洼(图 1)。

图  1  琼东南盆地松西凹陷区域位置

Figure  1.  Regional location of Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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早在1979年在松西凹陷南坡钻探的Y9井获得12.8 m油层发现，后续围绕松西凹陷钻探4口井均遇失利，尤其是在西次洼近洼带钻探的A-6井，首次钻遇该区始新统，岩性为褐红色砂砾岩。松西凹陷烃源岩发育机制认识不清、优质烃源岩展布及勘探潜力不明是该区面临的主要问题。

2.   烃源岩发育背景

控制烃源岩发育的因素有很多，一般认为较高的沉降速率、温暖湿润的气候条件有利于优质烃源岩的发育^[8-9]。本文从沉降速率、凹陷结构、物源注入、沉积充填等构造、沉积宏观角度进行分析，明确了烃源岩发育的主控因素，发现松西凹陷东、西次洼烃源岩发育条件差异大，松西凹陷东次洼具有良好的湖相烃源岩发育条件。

2.1   构造沉降特征

构造沉降控制了凹陷构造结构和沉积充填，构造分析是研究凹陷沉积充填的基础^[10]。始新世，琼东南盆地在NW—SE向区域伸展应力作用下，进入初始裂陷期，NE向控凹断裂的强烈活动，控制了琼东南盆地北部坳陷带各凹陷的形成^[11]。松西凹陷的形成受控于5号断裂的活动，具有典型的北断南超半地堑结构。始新世沉降中心位于北侧陡坡带，向南侧缓坡带地层逐渐减薄，为湖相沉积环境^[12]。渐新统崖城组—陵水组二段沉积时期，松西凹陷进入强烈断陷期，沉降中心仍位于北部陡坡带，凹陷沉积范围大，此时发育海陆过渡相沉积。陵水组沉积晚期松西凹陷进入断—拗转换期，断裂规模小。中新世至今，松西凹陷进入拗陷期。始新世为松西凹陷湖相烃源岩发育的主要时期，该时期松西凹陷具有东次洼、西次洼2个沉降中心，西次洼厚度略大于东次洼，沉积厚度均大于1 km(图 2，图 3)。

图  2  琼东南盆地北部坳陷带始新世古地貌

Figure  2.  Paleogeomorphy during Eocene, North Depression, Qiongdongnan Basin

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图  3  琼东南盆地松西凹陷构造演化史剖面

剖面位置见图 1的AA’。

Figure  3.  Structural evolution profile through Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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高沉降速率的欠补偿条件更有利于形成中深湖相沉积，从而为湖相优质烃源岩的发育创造条件。通过与南海北部已证实富生烃凹陷沉降速率对比发现，已证实的富生烃凹陷普遍具有较高的沉降速率，均大于150 m/Ma，松西凹陷始新世由于边界5号断层的剧烈活动，其中西次洼最大沉降速率208 m/Ma，东次洼最大沉降速率190 m/Ma，2个次洼均具有较高的沉降速率，具备优质烃源岩发育的构造背景(图 4)。

图  4  琼东南盆地松西凹陷与南海北部富生烃凹陷沉降速率对比

Figure  4.  Comparison of subsidence rates between Songxi Sag in Qiongdongnan Basin and sags rich in hydrocarbon in northern South China Sea

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2.2   次洼沉积充填特征对比

松西凹陷北侧紧邻海南隆起盆外大型物源区，大型物源注入点的发育控制凹陷内的陆源碎屑物质沉积充填，进而控制着凹陷优质烃源岩的发育与展布。

5号断裂的分段式、差异性活动，控制了北侧海南隆起大型物源向松西凹陷的注入位置，松西凹陷北侧发育两类4个大型物源注入点(图 5)：第一类为5号断层分段式活动形成的传递式断裂转换带，对应1、2号注入点；第二类为5号断裂末端形成的马尾状断阶，对应3、4号物源注入点。4个大型物源注入点控制了粗碎屑物质输入，同时在西次洼南侧松涛凸起之上发育3个小型盆内物源注入点。南北双向物源供给大量碎屑物质，使松西凹陷西次洼始新世为过充填状态，半深湖—深湖相烃源岩不发育。凹陷内钻探两口井，其中西次洼东侧的A-2井，完钻层位为陵水组。该井位于2号物源注入点前端，钻井岩性为砂砾岩，全井段砂岩含量超95%。西次洼西侧钻探的A-6井，完钻层位为始新统。该井位于1号物源注入点前端，其揭示的始新统为褐红色砂砾岩沉积。松西东次洼由于大型物源注入点发育在洼陷两侧，对洼陷内形成保护，陆源碎屑输入量少，有利于中深湖相沉积(图 6)。东、西次洼对比可以看出，即使构造沉降速率同样较高，东次洼较低的陆源碎屑输入提供了相对封闭、深度大而稳定的水体，为高古生产力和还原环境形成提供了有利条件，有利于优质烃源岩的发育。

图  5  琼东南盆地松西凹陷始新世古地貌及大型注入点分布

Figure  5.  Eocene paleogeomorphology and distribution of large injection points in Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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图  6  琼东南盆地松西凹陷东次洼钻井地震剖面

剖面位置见图 5的BB’和CC’。

Figure  6.  Well-seismic profile in eastern subsag of Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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2.3   油源特征对比

松西凹陷东次洼南坡Y9井已钻遇12.8m油层，原油密度0.855 g/cm³，具有高蜡、低密度特征，Pr/nC₁₇、Ph/nC₁₈值较低，与北部湾、珠江口原油特征相似^[13-14]，表明其烃源岩发育于弱氧化—弱还原的沉积环境。原油富含C₃₀ 4-甲基甾烷，与北部湾湖相源岩原油特征一致，表明松西凹陷发育中深湖相烃源岩(图 7)。

图  7  琼东南盆地松西凹陷Y9井原油地化指标分析

Figure  7.  Crude oil geochemical indexes in well Y9, Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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3.   优质烃源岩识别与精细刻画

综合速度特征、地震相、平面属性刻画等手段^[15-19]，对松西凹陷烃源岩进行识别与精细刻画，落实了烃源岩展布范围(图 8，图 9)。松西凹陷东次洼与西次洼始新统上部均发育一套强振幅地层，但其特征并不一致。从该套强振幅地层拾取速度谱特征对比来看，东次洼强振幅地层具有速度反转特征，地层速度低于上下围岩，与涠西南凹陷及乌石凹陷主力生油层系始新统流沙港组二段油页岩速度特征相似；从地震特征对比来看，东次洼始新统上部地层振幅异常更明显，且地震同相轴连续性更好，频率更低，与北部湾其他富生烃凹陷始新统湖相烃源岩具有可类比性。综合松西凹陷东次洼烃源岩发育条件的认识以及东、西次洼地震特征对比的差异，认为东次洼始新统上部强振幅地层为中深湖相优质油页岩。

图  8  琼东南盆地松西凹陷东、西次洼始新统地层速度谱对比

剖面位置见图 5的BB’和DD’。

Figure  8.  Eocene stratigraphic velocity spectrum in eastern and western subsags, Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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图  9  琼东南盆地松西凹陷东、西次洼地震剖面

剖面位置见图 5的EE’。

Figure  9.  Seismic profile across eastern and western subsags, Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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通过对松西凹陷东、西次洼烃源岩发育条件对比分析认为，受控于边界断裂的剧烈活动，始新统沉积期松西凹陷东、西次洼均具有较高的沉降速率，其中西次洼紧邻大型物源注入点，洼内发育大型三角洲沉积，东次洼远离大型物源注入点，发育中深湖相沉积(图 10)。结合地震相、地震属性特征(图 11a)，精细落实东次洼中深湖相油页岩分布范围，中深湖相烃源岩面积102 km²，平均厚度165 m(图 11b)。

图  10  琼东南盆地松西凹陷始新世沉积相平面分布

Figure  10.  Planar map of Eocene sedimentary facies in Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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图  11  琼东南盆地松西凹陷烃源属性与优质烃源岩厚度

Figure  11.  Hydrocarbon source attribute and thickness of high-quality source rocks in Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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4.   应用成效

在该认识指导下，在松西凹陷东次洼缓坡近洼带部署钻探B-6井，该井钻遇始新统强震幅地层，证实该套地层为中深湖相油页岩。该井在始新统共钻遇75 m灰黑色页岩、油页岩(图 12)。地化指标分析显示，该套油页岩TOC含量为1.33%~7.48%，平均3.19%；S₁+S₂为6.43~52.41 mg/g，平均21.49 mg/g，为好—优质烃源岩。最新模拟显示，松西凹陷东洼总资源潜力为1.07×10⁸ t，证实松西凹陷具有油气勘探潜力。

图  12  琼东南盆地松西凹陷B-6井综合柱状图(a)及油页岩照片(b)

Figure  12.  Comprehensive stratigraphic column and oil shale photographs of well B-6 in Songxi Sag, Qiongdongnan Basin

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5.   结论

(1) 松西凹陷沉降速率—物源注入点—凹陷结构三因素耦合控制了其烃源岩发育机制。松西凹陷沉降速率大，东洼远离大型物源注入点，发育中深湖相烃源岩；受凹陷结构控制，烃源岩主要发育在东洼洼中及缓坡带一侧。

(2) 始新统优质湖相烃源岩地震上表现为低速特征，地震相表现为低频、连续强反射特征；精细落实松西凹陷东次洼中深湖相油页岩面积102 km²，平均厚度165 m。

(3) 最新钻井证实，油页岩TOC含量为1.33%~7.48%，平均3.19%；S₁+S₂为6.43~52.41 mg/g，平均21.49 mg/g，证实了松西凹陷具备油气勘探潜力，对琼东南北部坳陷带边缘凹陷下一步勘探具有重要参考意义。