0 引言
北部湾盆地涠西南凹陷经历了40多年的油气勘探，已发现多个大中型油气藏和含油气构造，成为南海西部主要产油基地之一。然而，随着时间推移，常规碎屑岩领域油气勘探已经进入晚期阶段，规模油气发现难度越来越大，亟需开拓油气勘探新领域。前期研究表明，涠西南凹陷石炭系碳酸盐岩潜山主要分布在一、二号断裂带之间，油气运聚活跃，溶洞、裂缝储层规模发育，同时发育多个负反转构造，具备良好的油气成藏条件[11]，且发现了多个小型碳酸盐岩潜山油田及含油气构造[12-13]，展现了该领域广阔的勘探前景。尽管前人已在石炭系碳酸盐岩潜山储层主控因素、构造演化、储层特征以及负反转构造演化过程等方面取得诸多成果[2,14 -15]，但受认识水平和技术条件等限制，涠西南凹陷石炭系潜山整体勘探程度仍处于较低水平。目前，碳酸盐岩古潜山储层多因素协同发育机制、负反转构造对储层的改造模式尚未明确，成为制约勘探突破的关键瓶颈。为此，本文基于钻井、录井、岩心、地震及成像测井等资料，针对北部湾盆地涠西南凹陷一、二号断裂带石炭系潜山负反转构造识别及其演化过程开展系统研究，分析负反转构造对优质储层的控制作用，旨在为北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气勘探部署提供科学依据。
1 区域地质概况
北部湾盆地位于南海北部大陆架的西部，面积约为3.9×104 km2，是一个以新生界沉积为主的油气勘探区。涠西南凹陷位于北部湾盆地的北部坳陷区域，是北部湾盆地的重要组成部分，其长约135 km，最宽处有37 km，整体面积约3 000 km2，凹陷内部自北向南发育A洼、B洼、C洼3个主要的次级生烃洼陷（见图1a）。涠西南凹陷主要由多个断裂带、东南斜坡带和西南低凸起等构造单元组成，包含北东向3条主要断裂及大量伴生断裂，其中一号断裂带长约为42 km、二号断裂带长约为33 km、三号断裂带长约为7 km。一号断裂及二号断裂对油气勘探具有重要的影响，断裂的活动时间、强度不仅影响了区域内的沉积模式，还与油气的聚集密切相关，而断裂的发育与活动又受区域应力场演化的直接控制。前人研究认为[16-19]，涠西南凹陷石炭系灰岩潜山应力场演化具多期次特征，主控应力场演化序列主要为：海西晚期北东东—南西西向挤压、印支期—燕山中期北西—南东向挤压、燕山晚期—喜马拉雅早期北北西—南南东向与北西—南东向拉张、喜马拉雅中期由北西—南东向至南北向拉张转换。喜马拉雅期，北部湾盆地于隆起背景下发生伸展断陷，形成具断坳双层结构的新生代陆内裂谷盆地。
涠西南凹陷一号断裂带和二号断裂带钻遇潜山的地层以石炭系灰岩为主。纵向上，下石炭统自下而上为岩关组孟公拗段（C1m）、大塘组石蹬子段（C1sdz）、测水段（C1cs）和梓门桥段（C1zm）。孟公拗段主要由砂质灰岩、硅质灰岩等组成；石蹬子段主要由灰岩和少部分泥灰岩组成；测水段主要为泥质粉砂岩和炭质泥岩互层分布，底部厚层灰岩；梓门桥段主要为角砾灰岩和泥灰岩。上石炭统自下而上为大埔组（C2d）和黄龙组（C2h），大埔组主要由泥质白云岩、灰质白云岩等组成；黄龙组主要由灰岩、白云质灰岩和白云岩组成（见图1b）。平面上，不同断裂带潜山的层位也有所区别，一号断裂带潜山钻遇地层主要为上石炭统黄龙组；二号断裂带潜山钻遇地层则主要为下石炭统大塘组石蹬子段和岩关组孟公拗段。此外，涠西南凹陷石炭系潜山上面还沉积了大套新生界，自下而上分别是：古新统长流组、始新统流沙港组、渐新统涠洲组、中新统下洋组、角尾组、灯楼角组和上新统望楼港组。其中烃源岩主要发育于始新统流沙港组[20-22]，以流沙港组二段（简称流二段）下亚段半深湖—深湖亚相油页岩为主，流三段上亚段泥页岩为辅。储层集中于石炭系，下石炭统石蹬子段灰岩及上石炭统黄龙组白云质灰岩为主要储层，受构造破裂与表生岩溶改造显著。盖层以流沙港组流二段厚层泥岩为直接封盖层，渐新统涠洲组和中新统下洋组泥岩作为区域性次级盖层，形成多层封盖体系。
2 涠西南凹陷负反转构造识别与演化
负反转断层是早期挤压应力场下形成的逆冲断层，后期受拉张应力场影响发生正向运动；负反转构造则指反转断层及相关隆升区受拉张作用后发生伸展变形，导致原隆起部位沉降[15,23]。涠西南凹陷经历“挤压-拉张”多期应力场转换，地层由挤压形成逆冲推覆构造遭受剥蚀，再到拉张阶段正向运动接受沉降，具备负反转构造发育条件。基于过井地震剖面结合负反转构造演化模式图（见图2a）分析发现，E、F潜山附近发育典型负反转构造（见图2b、图2c）。其识别特征为：①下降盘地层厚度明显小于上升盘（薄皮构造），这一现象源于前期逆冲推覆构造受风化剥蚀程度高，导致后期沉积厚度相应减小；②上盘地层于断层处向上弯曲（反转正牵引），该现象系早期逆断层在伸展应力下反转为正断层，进而致使地层弯曲幅度自断层向远端递减。
为厘清E、F潜山负反转构造演化与石炭系潜山储层的关系，基于地震剖面及涠西南凹陷应力场演化分析，重建海西期—喜马拉雅晚期二号断裂带内E、F潜山负反转构造演化过程。其中，F潜山为内幕单斜断块型，E潜山为内幕褶皱断块型[24]，两者构造演化如下：海西早期，区域均接受石炭系差异沉积（见图3a、图4a）。海西晚期，受北东—南西向应力挤压，F潜山未见显著逆冲推覆，而E潜山在东吴运动影响下形成显著逆冲推覆构造，导致石炭系大埔组、黄龙组被完全剥蚀（见图3b）。印支期—燕山中期，北西—南东向强烈挤压促使涠西南凹陷一、二号断裂带形成逆冲推覆构造，经长期风化剥蚀，F潜山仅残留孟公拗段—石蹬子段（见图4b）。喜马拉雅早期，区域应力场由北西—南东向挤压转换为北北西—南南东向拉张，E潜山受北西—南东向拉张应力影响，北东向断层正向运动微弱，同时沉积长流组—流沙港组三段（见图3c），F潜山沿先存逆冲断裂面正向运动，原隆起部位沉降，同步沉积古新统长流组—始新统流沙港组三段（见图4c）；喜马拉雅晚期，区域应力场由北西—南东向至南北向拉张转换，E潜山沿先存断裂面正向运动，发育显著负反转构造，喜马拉雅晚期断裂活动终止，涠西南凹陷整体沉降，区域广泛沉积流沙港二段及其之上的地层（见图3d、图4d）。
3 石炭系潜山优质储层的主控因素
3.1 石炭系高能沉积相带为改善储层奠定良好基础
涠西南凹陷石炭系沉积相通过控制碳酸盐岩岩性组合，奠定了潜山储层发育的物质基础。下石炭统孟公拗段—石磴子段沉积期，开阔台地环境下仅F潜山、D潜山等局部古地貌高地发育生屑滩、颗粒滩相，形成低泥质、高纯度灰岩沉积[6-7]；测水段—梓门桥段沉积期，全区以泥岩、泥质粉砂岩等碎屑岩沉积为主，梓门桥段虽发育泥灰岩和角砾灰岩，但受沉积能量降低与陆源碎屑输入的影响，相比孟公拗段—石磴子段的纯净碳酸盐岩，其泥质含量明显增加，碳酸盐矿物含量显著下降；上石炭统黄龙组沉积期，西北部潮坪环境中，A潜山、D潜山等台缘高能带发育灰岩、白云质灰岩与白云岩互层，其高白云质含量与低泥质杂质含量的特征，使得碳酸盐岩具有极强的化学溶蚀潜力，为后期岩溶改造提供了关键物质基础。
受沉积相带控制，涠西南凹陷石炭系碳酸盐岩潜山主要分布于一、二号断裂带。其中一号断裂带潜山主体为黄龙组台缘滩相生屑灰岩沉积，岩性组合以富白云质碳酸盐岩为主，其矿物成分易被酸性流体溶蚀，且原生孔隙发育为流体运移提供通道，故溶蚀缝洞系统高度发育；二号断裂带潜山以孟公拗段—石磴子段台内滩相灰岩沉积为主，岩性呈现泥质含量较低的高纯度灰岩特征，但由于原生孔隙结构偏致密，加之白云质矿物含量较低，导致整体抗溶蚀能力较强，储层后期改善效果略逊于一号断裂带潜山储层。
3.2 多期应力转换为优质储层发育创造了动力学条件
涠西南凹陷历经多期挤压、拉张应力场转换，负反转构造通过3方面控制古潜山优质储层发育：①伴生断裂形成裂缝网络，提升流体运移能力，且断层活动引发深部流体运移，增强埋藏岩溶作用强度；②构造抬升引发地层差异剥蚀，出露有利于后期储层改造的优势岩性； ③塑造古地貌高地，为表生岩溶作用创造有利条件。
3.2.1 负反转构造控制裂缝发育规模与地层差异剥蚀
负反转构造对裂缝发育规模的控制，核心源于多期应力场转换驱动的断裂体系活化与叠加改造，且负反转活动强弱直接决定裂缝发育规模。涠西南凹陷在挤压—拉张应力交替作用下，区内一、二号断裂带经历“逆冲成缝—拉张扩缝”多期改造：挤压逆冲阶段形成的构造裂缝为流体运移提供初始通道，而拉张期断层负反转活化则促使裂缝进一步扩展、连通，最终构成规模性缝洞网络骨架。其中F潜山因长期处于区域应力集中中心，海西期—燕山期负反转构造活动强烈，叠加古近纪裂陷期的多期拉张应力，断层持续活化导致晚期裂缝密集发育。F潜山成像测井资料显示：自顶部向下300 m范围内溶蚀缝洞大规模交错发育，岩溶组构自上而下呈现“多裂缝少溶洞—多裂缝多溶洞—少裂缝少溶洞”的分布特征（见图5），这一现象与流体渗流机理密切相关：潜山顶部受重力驱动的地表水优先沿高角度裂缝下渗，通过溶蚀—扩缝作用形成垂向延伸的大尺度溶蚀缝；潜山中部则以层间侧向渗流为主，流体动能低且溶蚀时间短，裂缝尺度较小。
负反转构造驱动的断裂活动不仅塑造了裂缝网络，而且还借助断层两盘差异性升降控制了地层剥蚀程度。鉴于F潜山负反转构造特征显著且代表性强，本文以F潜山为例，重点剖析负反转构造对F潜山及周缘地层的差异剥蚀过程的控制：海西早期，区域整体接受沉降，沉积厚层碳酸盐岩（见图6a）；海西晚期，区域受北东向挤压应力（东吴运动）影响，发育F1逆断层及小规模逆冲推覆构造，F1断层上盘（Ⅱ区块）受差异剥蚀作用，上石炭统大埔组和黄龙组残留厚度明显减薄（见图6b）；印支期—燕山期，北西向挤压应力致使F2逆断层形成（二号断裂），其控制的上盘（Ⅲ区块）成为构造高部位（见图6c），受到风化剥蚀作用最为显著；燕山晚期，Ⅲ区块花岗岩基底出露，F1断层上盘（Ⅱ区块）剥蚀至石蹬子段和孟公拗段。而F2、F1断层下盘（Ⅰ区块）因处于构造低部位，下石炭统测水段和梓门桥段得以较好保存（见图6c、图6d）；燕山晚期以来，区域应力场由挤压应力转换为拉张应力，先后经历北西—南东向及南北向拉张作用，F1、F2断层持续正向活动，形成现今构造格局。
负反转构造驱动的差异剥蚀进一步凸显了F潜山周缘各断块的地层岩性分异特征，其中Ⅰ区块花岗岩风化壳和Ⅱ区块低泥质生屑滩相灰岩为更加优质的溶蚀载体，为储层后期的岩溶改造提供了好的物质条件基础。这种差异剥蚀对地层的“选择”，是F潜山优质储层发育的关键控制因素。
3.2.2 负反转构造对储层表生-埋藏岩溶的控制作用
负反转构造对储层表生-埋藏岩溶作用的控制，是潜山优质储层发育的核心驱动因素。在负反转构造控制下，不同潜山呈现差异化的岩溶改造路径：一号断裂带A潜山在拉张期相对快速抬升，形成长期暴露的古地貌高地（见图4c），大气降水沿构造裂缝持续下渗，发育垂直溶蚀缝、水平溶洞及岩溶角砾岩等典型表生岩溶特征[25-27]；二号断裂带F潜山呈现分期次的岩溶改造特征，海西期—燕山期构造抬升使其接受表生岩溶作用（见图4b），喜马拉雅期断层正向运动导致地层快速埋藏后，转而依赖负反转断层沟通深部流体运移，进入埋藏岩溶阶段[28-29]（见图7）：随着新生代巨厚烃源岩沉积压实，压释水携带丰富的有机酸、CO₂、H₂S等活性物质，通过负反转断层与古风化壳裂缝组成的立体网络向下渗流，压释水沿裂缝下渗时优先溶蚀早期胶结的高角度裂缝及高孔渗围岩，形成新生溶蚀缝洞，同时溶解产生的Ca²⁺与白云石、石膏发生方解石化反应导致局部胶结充填[30]；反应生成的SO₄²−和Mg²⁺随混合流体向潜山顶部对流，引发方解石白云石化及白云石充填。
3.3 多因素耦合控储模式
涠西南凹陷石炭系潜山优质储层的发育是多因素耦合的结果。海西期沉积形成的优质碳酸盐岩作为物质基础，在多期挤压、拉张应力转换背景下，负反转构造通过裂缝网络构建-地层剥蚀筛选-多期岩溶改造的耦合作用，塑造了现今的高裂缝密度+强溶蚀改造的优质储层（见图8），其演化过程如下：①加里东期，涠西南凹陷受北西—南东向挤压应力引发地层褶皱与岩浆底辟侵入，为构造演化奠定基础（见图8a）；②海西早期，差异风化剥蚀后，沉积石炭系孟公拗段—黄龙组，优质碳酸盐岩构成储层物质基础（见图8b）；③印支期—燕山中期，区域再次受到北西—南东向强烈挤压形成逆冲推覆构造，发育一号、二号断裂，石炭系经长期表生岩溶改造，A、F潜山原生储集空间发生显著改造（见图8c）；④喜马拉雅早期—中期，应力场由北西—南东向转为南北向拉张，断裂持续正向活动，二号断裂下盘F潜山进入浅埋藏阶段，并伴生大量构造缝；A潜山经长期表生风化淋滤，发育大量溶蚀缝/洞（见图8d）；⑤喜马拉雅晚期在多期拉张作用下，A、F潜山均进入中—深埋藏阶段，压释水对潜山储层开展埋藏溶蚀改造，表生期形成的溶蚀缝洞不仅构成埋藏期改造的核心空间基础，其保存规模与溶蚀改造共同决定优质储层发育潜力，其中埋藏岩溶改造更是实现优质储层发育的关键环节（见图8e）。
4 勘探实践与成效
北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山油气勘探最早可追溯至20世纪70年代，具体的勘探历程可划分为2个阶段。①前期研究与探索发现阶段：2019年以前，以碳酸盐岩潜山为评价对象，开展了大量碳酸盐岩潜山构造沉积演化特征、地层岩性识别、油气成藏条件及资源潜力等研究工作，并先后在一、二号断裂带共钻了27口井，但受当时的地质认识水平和技术条件的限制，石炭系碳酸盐岩潜山储层差异发育机理、有效储层展布特征一直未明确，导致整体勘探成效不佳，仅零星发现了A、C、D、F等几个小型碳酸盐岩油田或含油气构造。②重点攻关与重大突破阶段：2020年以来，通过基于高精度三维地震资料的古地貌恢复技术、构造解析与断裂系统研究技术、叠前地震反演与属性分析技术等碳酸盐岩勘探关键技术，系统开展了涠西南凹陷负反转构造及其演化过程、负反转构造对优质储层的控制作用研究，明确了负反转构造控制石炭系遭受差异性剥蚀风化淋滤、出露优势地层同时促进裂缝发育、利于油气运移的储层发育机理；指出负反转构造控制表生-埋藏岩溶作用是碳酸盐岩古潜山优质储层发育的主控因素；有效解决了涠西南凹陷碳酸盐岩潜山优质储层机理发育认识不清、下步勘探方向不明等难题；在上述认识的指导下，在一、二号断裂带新落实了B、E等一批有利碳酸盐岩潜山目标，经实施钻探B-1井、B-2井，效果十分显著，其中B-1井全井段共钻遇油气显示162 m，在石炭系碳酸盐岩潜山段可见油气显示120 m，含油级别最高可达富含油，测井解释油层厚达411 m；经裸眼测试，自喷求产，20.64 mm油嘴最高产油量超1 000 m3/d，成功获得北部湾盆地首口测试日产油超1 000 m3的碳酸盐岩潜山井突破，展现出石炭系碳酸盐岩潜山的良好油气勘探前景。
5 结论
涠西南凹陷二号断裂带经历海西晚期北东东—南西西向挤压、印支期—燕山中期北西—南东向挤压及燕山晚期—喜马拉雅早期北北西—南南东向与北西—南东向拉张，至喜马拉雅中期北西—南东向转为南北向拉张的多期应力场转换，促使F、E潜山发育显著负反转构造。涠西南凹陷石炭系潜山优质储层发育，主要受海西期优质碳酸盐岩沉积及负反转构造控制。多期挤压-拉张应力交替作用下，负反转构造对优质储层的控制作用体现在3方面：①驱动裂缝规模化发育以提供原始改造通道。涠西南凹陷在挤压—拉张应力交替作用下，区内一、二号断裂带经历“逆冲成缝—拉张扩缝”多期改造形成复杂缝洞网络骨架，负反转活动强弱直接决定裂缝发育规模；②控制地层差异剥蚀以筛选优势岩性作为物质基础。以F潜山为例，负反转构造驱动的差异剥蚀筛选出F潜山周缘各断块的地层岩性差异，其中Ⅰ区块花岗岩风化壳和Ⅱ区块低泥质生屑滩相灰岩为更加优质的溶蚀载体，为储层后期的岩溶改造提供了好的物质条件基础；③塑造古地貌高地并通过断层活动引发深部流体运移，协同增强表生-埋藏多期岩溶改造强度。F潜山经历表生至埋藏岩溶作用的转变，早期表生岩溶形成的宏观缝洞为深部流体运移提供通道，埋藏岩溶则通过溶蚀扩大既有裂缝、形成新生溶洞改造储集空间。同时，压释水与深部混合流体局部胶结堵塞潜山顶部裂缝，经溶蚀—胶结循环改造，潜山中部形成优质储层。
研究成果直接指导勘探实践，在北部湾盆地实现首口日产油超过1 000 m3的碳酸盐岩潜山探井突破，证实负反转构造通过“裂缝网络构建-地层剥蚀筛选-多期岩溶改造”的耦合作用，构成优质储层发育的关键控制机制。该认识为涠西南凹陷石炭系潜山增储上产提供了明确的地质模型与勘探方向，可显著提升复杂构造区碳酸盐岩潜山的勘探成功率。