涠洲12-A油田的勘探始于1993年，W1在流沙港组二段(以下简称流二段，L2)的成功钻探证实了该油田为一具有工业油流的含油构造，并由此进入评价井钻探阶段，随后钻探4口井后，认为是滨浅湖滩坝沉积，物源来自于东南方向[1]，但2010年钻探W6后，发现与前期的地质认识相矛盾。因此急需对研究区的物源方向和沉积相进行再研究，来指导油田的下一步勘探方向。 1 区域地质概况

涠洲12-A油田位于南海北部湾盆地涠西南凹陷东南斜坡带，涠洲12-8构造脊上(图 1)，为始新世末期形成的复杂断块构造+岩性油藏[2]。流二段Ⅱ油组是该油田的主力产油层位，岩性以粉砂岩、细砂岩为主，少量中砂岩，粗砂岩和砂砾岩，流二段Ⅱ油组进一步细分成L2Ⅱa、L2Ⅱb和L2Ⅱc三个亚油组。涠洲12-A油田勘探开发潜力很大，具有良好的生储盖组合和油气运移通道，流二段底部和顶部各发育一套厚层的油页岩和泥岩，中部为储集砂体，构成“下生上储”组合，主力烃岩源为涠西南凹陷的B洼。

物源分析对于确定沉积物物源位置、搬运路径、沉积相分析和寻找有利储层具有重要的作用[3,4,5,6,7]，沉积物成分的变化反映了盆地边缘造山带的隆升与盆地沉降的相对关系，在物源分析方面扮演了重要的角色。本次研究选择区域构造背景、沉积物岩性、单层最大砂岩厚度和地震反射特征4个方面来综合判断物源方向。 2.1 区域构造背景

涠洲12-A油田位于涠洲12-8构造脊的斜坡带上(图 1)，往东北和西北方向地势变低。由涠洲12-8构造脊山中的河流携带着沉积物可由地势高的地方往地势低的东北部运移，在水动力减弱的时候，沉积物发生卸载沉积。 2.2 地震反射特征

地震反射结构可以帮助判断地层的沉积背景与沉积时期的构造特征，对物源方向的判断具有重要作 用[8]。通过观察各个方向地震剖面，发现西南方向地震剖面的前积反射特征最明显(图 2)，W9和W8井上砂体较发育，叠瓦状前积现象明显，指示了古水流方向，由西南向东北方向流。

通常情况下，距离物源越近，沉积物岩性越粗，粒度越大；距离物源越远，沉积物岩性越细，粒度越小。通过岩芯、壁心和岩屑录井等资料来看，L2Ⅱc油组在油田西南部的W7、W6、W15和W9井等粗砂岩和砾岩含量偏多，岩性较粗、粒度较大；往东北方向，岩性变细、粒度变小(图 3)，这表明研究区的物源来自于西南方向。

单层最大砂岩厚度受水动力、距物源远近、地形影响较大，通常距离物源越近，水动力越强，细粒的泥岩夹层越不容易沉积，隔夹层越少，单层最大砂岩厚度越大；离物源越远，水能量减弱，细粒的泥岩沉积越多，隔夹层发育，单层最大砂岩厚度越小，由图 3可看出，在L2Ⅱc油组研究区西南部的W7、W6、W12和W9井单层最大砂岩厚度较大；往东北方向，厚度变小，到了W14井变为了0 m，这说明研究区的物源来自于西南方向。 3 层序划分

识别不同级别的层序界面是进行层序划分，建立等时层序地层格架的基础和关键[9]。应用高分辫率层序地层理论，再结合井上岩性—电性以及地震反射终止关系识别出层序界面和洪泛面[10,11,12]，在涠洲12-A油田流二段划分了2个长期旋回(1个下降半旋回和1个上升半旋回)，其中L2Ⅱ油组进一步划分出了3个中期旋回。L2Ⅱc油组处在长期下降半旋回晚期，L2Ⅱb和L2Ⅱa油组处在长期上升半旋回早、中期。再根据单井的层序划分，建立研究区的等时层序地层格架(图 4)，在下降半旋回向上升半旋回的转换面(层序界面)处砂体较发育，在洪泛面处泥岩较发育。

由于涠洲12-A油田早期在油田的北部钻井(W1~W5井)，在L2Ⅱ油组表现为砂泥岩薄互层，伽马测井曲线表现为中薄层中高幅漏斗型和指状特征，岩性以灰色粉细砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主，岩芯上生物潜穴和扰动、波状层理和水平层理发育，认为是滨浅湖滩坝沉积。但后期在研究区的中南部和西南部钻探(W6~W12井)发现岩性比北部粗，岩性以灰色粉砂岩、细砂岩为主，少量中砂岩、粗砂岩和砂砾岩，伽马测井曲线可见大量厚层高幅钟形的河道特征，岩芯上冲刷面、大型槽状交错层理、板状交错层理发育，还可以见植物根茎，是典型的三角洲沉积，明显不是早期的滩坝沉积错误认识。研究区整体为三角洲沉积，北部是三角洲前缘远端的远砂坝和席状沉积，而不是滩坝沉积。

根据区域地质背景、岩芯、壁心、测井、地震属性特征等资料研究认为：研究区沉积相垂向上变化快(底部的L2Ⅱc油组与顶部的L2Ⅱb和L2Ⅱa油组沉积差异明显)，L2Ⅱc油组处于基准面下降晚期，地形较陡，沉积物岩性较粗，砂体发育，岩芯可见大套的砂砾岩，但粗粒砂体分布范围有局限性，伽马测井曲线可见厚层高幅箱形和厚层高幅漏斗形特征，粒度概率累积曲线中悬浮段较发育，表现为重力流特征；随着基准面的上升，填平补齐，地形坡度变缓，沉积物供给也充足，L2Ⅱb和L2Ⅱa油组岩性较细，岩芯不见砂砾岩，主要为粉细砂，少量中粗砂岩，砂体分布范围广，伽马测井曲线不见厚层高幅箱形和厚层高幅漏斗形特征，以中层高幅钟形和薄层中高幅指状特征为主，粒度概率累积曲线上表现为跳跃—悬浮两段式，牵引流特征明显。因此认为L2Ⅱc油组为扇三角洲前缘沉积，L2Ⅱb和L2Ⅱa油组为正常三角洲前缘沉积，总体上，由下往上水体变深，沉积物粒度变细。主要识别和划分出以下几种沉积微相：扇三角洲前缘划分了水下分流河道、辫流坝、河口坝、席状砂、远砂坝和水道间6种沉积微相；正常三角洲前缘划分了水下分流河道、河口坝、席状砂、远砂坝和间湾5种沉积微相(表 1)。

W15井进行了2次取芯，共23.37 m，分别在L2Ⅱa和L2Ⅱc油组，两者岩性差异明显。由图 5可以看出，L2Ⅱa油组岩性较细，主要为粉砂岩、泥质粉砂岩以及泥岩，常见植物碳屑和云母，偶见植物茎杆，反映了水动力较弱的远物源缓慢沉积；而L2Ⅱc油组岩性较粗，主要为砾岩，含砾粗砂岩以及粉细砂岩，局部还可以看到一些漂砾和定向排列的砾石，反映了水动力较强的近物源快速沉积。

沉积构造是鉴别沉积环境和划分沉积微相的重要标志，同生期的各种原生构造，最能反映沉积物形成过程中的水动力条件和古地形地貌。通过岩芯观察描述，L2Ⅱa油组主要发育生物潜穴、生物扰动、波状层理、铁质结核和流水沙纹层理、少量的变形构造，是一种比较典型三角洲前缘席状砂沉积；L2Ⅱc油组正粒序明显，冲刷面、大型槽状交错层理、板状交错层理和平行层理发育、少量流水沙纹层理，是一种比较典型的水下分流河道沉积(图 5)[13,14,15,16]。 4.2 粒度

岩石粒度分布和分选性是衡量沉积物搬运介质性质、搬运能力和方式的主要指标之一，是判别沉积环境和水动力条件的良好标志[17,18]，因此粒度分析是沉积微相研究的一种重要手段，通常利用粒度概率累积曲线来分析[19,20]。L2Ⅱa和L2Ⅱb油组的粒度概率累积曲线特征为明显的跳跃—悬浮两段式，跳跃段在1~4 之间，占5%~40%，粒度较细，分选中等，牵引流特征明显(图 6)；L2Ⅱc油组也是跳跃—悬浮两段式，但悬浮段更加发育，跳跃段在-2~1 之间，粒度较粗，分选较差，偏重力流特征(图 7)。

不同的沉积体系，在测井曲线上响应差异较大，由于自然伽马曲线对岩性反映较敏感，L2Ⅱc油组在自然伽马曲线主要表现为厚层高幅箱形、钟形和漏斗形(辫流坝，水下分流河道和河口坝)[21]，反映了水动力较强的快速沉积；L2Ⅱb和L2Ⅱa油组主要表现为中层中高幅钟形(水下分流河道)、薄层中低幅指状(席状砂)，反映了水动力相对较弱的缓慢沉积(图 4)。 5 沉积演化

流二段刚开始沉积时，处于基准面旋回下降初期，湖平面仍然处于高水位，物源供给不足，可容纳空间较大，沉积了大套厚层深湖相色深质纯的黑色或黑褐色泥页岩。随着湖平面的相对下降，到了基准面下降的晚期，在L2Ⅱc油组沉积时期研究区开始接受来自西南方向陡坡带的扇三角洲沉积，由于坡度较陡，点物源供给难以形成较大规模的连片分布，只是在研究区近物源端沉积了大套厚层的灰褐色砾岩、含砾砂岩，分布范围有局限性(图 8)；随后在L2Ⅱb油组沉积时期，由于L2Ⅱc油组沉积了扇三角洲，对研究区有一定的填平补齐作用，使坡度相对变缓，此时又处于基准面旋回的上升初期，变成正常三角洲沉积体系，三角洲向湖盆中心延伸范围更广，由于水下分流河道摆动和分叉较多，砂体分布较广，砂体分布面积比L2Ⅱc油组更大；最后在L2Ⅱa油组沉积时期，湖平面短暂性下降，物源供给又充足，三角洲延伸范围最广，由于坡度又变缓，水下分流河道摆动和分叉较多，河道末端由于波浪的淘洗作用，在三角洲末端发育远砂坝砂体。

(1) 根据区域构造背景、沉积物岩性、单层最大砂岩厚度和地震反射特征等资料综合认为涠洲12-A油田流二段物源来自于西南方向的涠洲12-8构造脊。

(2) 流二段Ⅱ油组划分了2个长期基准面旋回(1个下降半旋回和1个上升半旋回)、3个中期基准面旋回。

(3) 识别出了两种沉积相，L2Ⅱc油组为扇三角洲沉积，岩性较粗，砾岩，含砾粗砂岩为主、发育大型槽状交错层理和板状交错层理、粒度概率累积曲线中悬浮段较发育，表现为偏重力流特征、测井曲线上常见厚层高幅箱形和漏斗形；L2Ⅱb和L2Ⅱa油组为正常三角洲沉积，岩性偏细，细砂岩，粉砂岩为主、生物潜穴和扰动，波状层理发育、粒度概率累积曲线上表现为跳跃—悬浮两段式，牵引流特征明显，测井曲线上常见中层中高幅钟形、薄层中低幅指状。

(4) 厘清了涠洲12-A油田流二段Ⅱ油组的演化规律：L2Ⅱc油组地形较陡，处于基准面旋回下降晚期，沉积了扇三角洲，近物源沉积，分布范围较小；到了L2Ⅱb和L2Ⅱa油组由于前面的填平补齐作用，坡度变缓，并且随着基准面旋回慢慢上升，沉积物供给充足，演变为正常三角洲沉积，向湖盆中心延伸较远，沉积范围大。