南海西部海域高溫高壓天然氣成藏機(jī)理與資源前景
——以鶯-瓊盆地為例

謝玉洪

中國海洋石油總公司

南海西部海域高溫高壓天然氣成藏機(jī)理與資源前景
——以鶯-瓊盆地為例

謝玉洪

中國海洋石油總公司

南海鶯-瓊盆地已發(fā)現(xiàn)X1-1、Y13-1等多個(gè)常壓大氣田，但受中深部地震資料品質(zhì)差、高溫高壓地質(zhì)條件復(fù)雜及鉆完井工程難度大等限制，高溫高壓領(lǐng)域天然氣成藏機(jī)理認(rèn)識(shí)不清，嚴(yán)重制約了鶯-瓊盆地高溫高壓領(lǐng)域天然氣勘探發(fā)現(xiàn)。以破解鶯-瓊盆地高溫高壓條件下成藏機(jī)理關(guān)鍵理論問題為核心，利用鉆井地質(zhì)、地震勘探資料，開展了高溫高壓條件下烴源巖生烴、天然氣溶解實(shí)驗(yàn)、高溫高壓領(lǐng)域大型儲(chǔ)集體沉積模式和蓋層封蓋機(jī)制研究。研究認(rèn)為：鶯-瓊盆地高溫場促進(jìn)有機(jī)質(zhì)生氣，高壓早期抑制、晚期促進(jìn)有機(jī)質(zhì)生氣；高溫高壓條件下天然氣能夠出溶形成游離氣；鶯-瓊盆地發(fā)育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂儲(chǔ)集體；超壓封蓋控制了鶯-瓊盆地高壓氣田的成藏富集。構(gòu)建了“陸源海相烴源巖生烴、重力流儲(chǔ)集體聚氣、斷裂/超壓裂隙輸導(dǎo)、超壓蓋層封氣”的高溫高壓天然氣成藏模式。研究成果為鶯-瓊盆地高溫高壓領(lǐng)域勘探突破提供了理論依據(jù)，指導(dǎo)了近年X13-1/X13-2、L25-1等大中型高壓氣田的發(fā)現(xiàn)。鶯-瓊盆地發(fā)育的一系列的深、大高壓凹陷且中深層整體勘探程度較低，尚有規(guī)模巨大的天然氣資源量待發(fā)現(xiàn)。

南海西部海域；高溫高壓；天然氣；成藏機(jī)理；資源前景；鶯-瓊盆地

南海地處歐亞、印支和太平洋三大板塊交匯的復(fù)雜構(gòu)造區(qū)，盆地沉積類型、油氣分布十分復(fù)雜。鶯歌海盆地、瓊東南盆地（簡稱鶯-瓊盆地）位于南海北部大陸架，總面積約為19×104km2（圖1）［1-3］。鶯-瓊盆地經(jīng)歷了斷陷、拗陷兩個(gè)構(gòu)造演化階段，分別沉積了斷陷期湖相始新統(tǒng)、海陸過渡相—海相漸新統(tǒng)崖城組和陵水組、拗陷期海相中新統(tǒng)三亞組、梅山組、黃流組和上新統(tǒng)鶯歌海組等地層。始新統(tǒng)湖相泥巖、漸新統(tǒng)海陸過渡相—海相泥巖及中新統(tǒng)海相泥巖為盆地內(nèi)3套烴源巖，鉆井證實(shí)漸新統(tǒng)和中新統(tǒng)為主力氣源巖［3］，前者主要分布于瓊東南盆地，后者分布于鶯歌海盆地。儲(chǔ)層主要有3種類型，包括：上漸新統(tǒng)陵水組三段扇三角洲砂巖、中新統(tǒng)黃流組重力流沉積砂巖和上新統(tǒng)鶯歌海組重力流水道砂、淺海席狀砂。蓋層主要有陵水組二段、黃流組及鶯歌海組海相泥巖［3］。

圖1 鶯-瓊盆地構(gòu)造區(qū)劃Fig.1 Geotectonic division of the Ying-Qiong Basin

鶯-瓊盆地具有高溫高壓的特征，對(duì)天然氣生成、運(yùn)移、成藏與分布產(chǎn)生重要影響。鶯歌海盆地地溫梯度3～5 ℃/100 m，平均4.04 ℃/100 m；瓊東南盆地地溫梯度3～4 ℃/100 m，平均3.67 ℃/100 m。縱向上，3 000 m埋深鶯歌海盆地溫度為110～163℃，瓊東南盆地溫度為99～145 ℃；5 000 m埋深，鶯歌海盆地溫度為170～260 ℃，瓊東南盆地溫度為152～229 ℃，鶯歌海盆地地溫高于瓊東南盆地。鶯-瓊盆地異常壓力主要是快速沉積引起的厚層泥巖排水不暢造成的，此外，深部水熱、生烴作用、縱橫向壓力傳遞等對(duì)地層增壓也有貢獻(xiàn)。不同區(qū)帶、埋深的地層壓力變化較大，鶯歌海盆地中深部壓力具有“南高北低、中央坳陷高斜坡區(qū)低”的格局，以上中新統(tǒng)黃流組頂面T30為例，北部東方區(qū)地層壓力系數(shù)為1.3～2.1，南部樂東區(qū)地層壓力系數(shù)為1.7～2.4。瓊東南盆地高壓主要發(fā)育于盆地西部樂東、陵水凹陷，T30界面地層壓力系數(shù)1.5～2.1，上漸新統(tǒng)陵水組頂面T60地層壓力系數(shù)1.8～2.2。

鶯-瓊盆地已發(fā)現(xiàn)了X1-1、Y13-1等多個(gè)常壓大中型氣田。由于中深部地震勘探資料品質(zhì)差、溫壓條件復(fù)雜、鉆完井工程實(shí)施難度大，鶯-瓊盆地高溫高壓領(lǐng)域天然氣勘探工作長期停滯不前，關(guān)鍵問題在于對(duì)中深部高溫高壓條件下天然氣成藏機(jī)理認(rèn)識(shí)不清。經(jīng)過“十一五”、“ 十二五”多年的科技攻關(guān)，以破解鶯-瓊盆地天然氣成藏機(jī)理關(guān)鍵問題為核心，精細(xì)解剖典型氣田和含氣構(gòu)造，開展高溫高壓條件下天然氣溶解實(shí)驗(yàn)，研究高溫高壓條件下生、儲(chǔ)、蓋和溫壓場演化等天然氣成藏主控因素，創(chuàng)建了高溫高壓條件下天然氣成藏機(jī)理與模式和配套的地球物理勘探技術(shù)體系，為鶯-瓊盆地大中型氣田勘探突破提供了理論依據(jù)、勘探技術(shù)。近年來相繼發(fā)現(xiàn)并成功評(píng)價(jià)X13-1/X13-2、L25-1高溫高壓大氣田，開創(chuàng)了鶯-瓊盆地高溫高壓領(lǐng)域勘探新局面。

1 高溫高壓領(lǐng)域天然氣成藏機(jī)理和成藏模式

Hydrocarbon accumulation mechanism and pattern of HTHP natural gas reservoirs

1.1 高溫促進(jìn)有機(jī)質(zhì)生氣，高壓早期抑制、晚期促進(jìn)有機(jī)質(zhì)生氣

High temperature promotes the gas generation of organic matters,and high pressure plays the inhibiting effect in the early stage but promoting in the late stage

鶯-瓊盆地發(fā)育漸新統(tǒng)、中新統(tǒng)陸源海相烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅲ～Ⅱ2，以生氣為主［4-6］，普遍處于高溫高壓環(huán)境。由于缺少高溫高壓條件下生烴熱模擬實(shí)驗(yàn)，高溫高壓條件下烴源巖生烴機(jī)制的認(rèn)識(shí)不清晰，且烴源巖品質(zhì)、規(guī)模認(rèn)識(shí)不深入，導(dǎo)致對(duì)盆地地質(zhì)資源的認(rèn)識(shí)不樂觀，2005年度全國資源評(píng)價(jià)時(shí)，鶯-瓊盆地地質(zhì)資源不到30 000×108m3［7］。

本研究通過宏觀區(qū)域地質(zhì)與烴源巖微觀解剖結(jié)合，運(yùn)用新鉆井樣品，對(duì)鶯-瓊盆地?zé)N源巖品質(zhì)、空間展布進(jìn)行了重新研究。鶯-瓊盆地發(fā)育漸新統(tǒng)崖城組和中新統(tǒng)梅山—三亞組2套主力氣源巖，其中漸新統(tǒng)烴源巖主要為濱岸平原沼澤相、濱海相和淺海相沉積，揭露該套地層的鉆井多分布在凹陷邊緣或低凸起上，其中鄰近河流—三角洲的地層中發(fā)育煤線、炭質(zhì)泥巖和暗色泥巖，如Y13-1低凸起煤線和炭質(zhì)泥巖有機(jī)質(zhì)豐度非常高，總有機(jī)碳（TOC）高達(dá)43.5%～95.9%，已被證實(shí)為瓊東南盆地Y13-1氣田烴源巖；暗色泥巖有機(jī)質(zhì)豐度也比較高，TOC在0.64%～3.46%之間。瓊東南盆地中央坳陷帶崖城組淺海相泥巖由于富含南部、北部含煤三角洲帶來的大量陸源有機(jī)質(zhì)，推測有機(jī)質(zhì)豐度達(dá)到中等～高，加之該套地層厚度大，達(dá)到600～2 400 m，現(xiàn)今已達(dá)成熟—高成熟階段，具備強(qiáng)大的生氣潛力，生氣強(qiáng)度達(dá)到（20～120）×108m3/km2，近期發(fā)現(xiàn)的L25、L17大氣田天然氣均來源于崖城組淺海相泥巖。鶯歌海盆地中新統(tǒng)梅山—三亞組淺海泥巖分布廣，凹陷中心埋深普遍大于5 000 m，是該盆地主力氣源巖，位于鶯歌海盆地中央坳陷的Z30-1-1A井和Z22-1-7井揭露的梅山—三亞組地層有機(jī)質(zhì)豐度高，TOC在0.4%～4.51%之間，而且在越南海域的鶯西斜坡也已鉆獲TOC＞1.0%的中新統(tǒng)淺海相泥巖，表明鶯歌海盆地中新統(tǒng)具備發(fā)育較高有機(jī)質(zhì)豐度的地質(zhì)條件。梅山—三亞組地層以泥巖為主，在陸架-陸坡體系中可發(fā)育三角洲、海底扇沉積，同時(shí)造就鄰近的淺海泥巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，由于中新統(tǒng)厚度巨大，高達(dá)2 000～6 500 m，現(xiàn)今大部分進(jìn)入成熟—高成熟階段，局部達(dá)過成熟階段，具備強(qiáng)大的生氣潛力，生氣強(qiáng)度約（20～48）×108m3/km2。

鶯-瓊盆地屬于熱盆，特別是鶯歌海盆地底辟構(gòu)造帶存在熱流體活動(dòng)，受其影響的層段，平均地溫梯度在4.6 ℃/100 m以上，甚至達(dá)5.4 ℃/100 m，熱場疊加效應(yīng)導(dǎo)致烴源巖“提前成熟”，生烴門限比非熱流體活動(dòng)區(qū)淺了約350 m［8］。

高壓對(duì)烴源巖生氣的影響比較復(fù)雜［9-11］。本區(qū)鉆井崖城組烴源巖在不同壓力條件下生烴模擬表明，低成熟階段，高壓（150 MPa）對(duì)甲烷產(chǎn)率有抑制作用；成熟—高成熟階段，高壓對(duì)甲烷產(chǎn)率有促進(jìn)作用（圖2a、圖2b）。對(duì)C2～C5濕氣而言，在生成階段，壓力有抑制作用，在裂解階段，壓力對(duì)其有促進(jìn)作用。另外，對(duì)比煤和海相泥巖的烴產(chǎn)率，海相泥巖在高成熟階段的烴產(chǎn)率達(dá)300 mL/g（TOC），大于煤的烴產(chǎn)率（圖2c）。通過上述高溫高壓生烴模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果、綜合分析，提出“鶯-瓊盆地高溫場促進(jìn)有機(jī)質(zhì)生氣，高壓早期抑制、晚期促進(jìn)有機(jī)質(zhì)生氣”的認(rèn)識(shí)。

鶯歌海盆地的中央坳陷和瓊東南盆地中央坳陷帶普遍發(fā)育高溫高壓。高溫高壓的形成與泥巖排水不暢、生烴有關(guān)。烴源巖層段高溫高壓，尤其超高壓的發(fā)育，表明凹陷深部是一個(gè)封閉的生氣環(huán)境，考慮烴源巖埋藏生氣過程（不考慮排烴），按照理想氣體狀態(tài)方程，若泥巖孔隙體積在埋藏成巖作用下縮小2/3，地層溫度升高1倍，則地層孔隙流體壓力急遽增加5倍，這種壓力增大主要是生氣作用造成的。因此，鶯-瓊盆地眾多高壓～超高壓凹陷的存在也間接證實(shí)了深部烴源巖的生氣作用。

綜合運(yùn)用鶯-瓊盆地最新的烴源巖生烴動(dòng)力學(xué)參數(shù)、熱歷史研究成果，建立逼近地質(zhì)條件下生氣模式，同時(shí)考慮沉積相及各凹陷深部烴源巖層系超壓發(fā)育狀況，重新定量評(píng)價(jià)鶯-瓊盆地生烴熱演化史、生氣量及聚集量。結(jié)合面積豐度類比法、圈閉統(tǒng)計(jì)法，由特爾菲法綜合評(píng)價(jià)鶯-瓊盆地高溫高壓領(lǐng)域天然氣資源量。研究表明鶯-瓊盆地天然氣地質(zhì)資源量達(dá)到XX萬億m3，勘探潛力巨大。

圖2 Y8-2-1井泥巖/煤干酪根樣品氣態(tài)烴產(chǎn)率熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.2 Thermal simulation experiment results of hydrocarbon gas yield of mudstone/coal kerogen samples from Well Y8-2-1

1.2 高溫高壓下天然氣大規(guī)模出溶成藏

Natural gas is exsolved in the large scale under high temperature and pressure for hydrocarbon accumulation

高溫高壓條件下天然氣能否出溶成藏，是高溫高壓領(lǐng)域天然氣勘探的重大理論問題。以往根據(jù)Price等人的實(shí)驗(yàn)，甲烷氣在蒸餾水中的溶解度隨溫壓升高而增大，在206 ℃、150 MPa時(shí)達(dá)到22.5 m3/ m3。據(jù)此認(rèn)為高溫高壓領(lǐng)域難以形成大規(guī)模的氣藏。然而上述實(shí)驗(yàn)中的溶劑并非地層水，并不能代表地下的真實(shí)情況。“十二五”期間，采用先進(jìn)的可視化高壓流體相態(tài)分析實(shí)驗(yàn)裝置，按鶯-瓊盆地實(shí)鉆資料，自配礦化度為19 256 mg/L的NaHCO3型實(shí)驗(yàn)用地層水，模擬地層條件下不同溫壓地層水中天然氣的溶解度（圖3）。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在90 MPa時(shí)，溫度從80 ℃增加到180 ℃，溶解度5～6 m3/m3，約為Price實(shí)驗(yàn)的1/2。當(dāng)?shù)貙訙囟取毫χ饾u降低時(shí)，甲烷在地層水中的溶解度還會(huì)進(jìn)一步降低，實(shí)驗(yàn)結(jié)果為高溫高壓地層條件下天然氣出溶成藏提供了依據(jù)。

鶯歌海盆地中央底辟帶中新統(tǒng)普遍發(fā)育高溫高壓，在底辟活動(dòng)期，溶有天然氣的地層水由深部向淺層運(yùn)移過程中，溫度和壓力逐漸降低，甲烷氣溶解度也隨之降低而從地層水中析出。結(jié)合實(shí)驗(yàn)測得的不同溫壓條件下甲烷在地層水中的溶解度，分析認(rèn)為地層埋深由深到淺，甲烷在地層水中的相態(tài)會(huì)由水溶氣為主變?yōu)橐猿鋈苡坞x氣為主，天然氣大規(guī)模出溶成藏的深度下限為5 500 m，相應(yīng)的地層溫度為220 ℃（圖4）。結(jié)合地層壓力、儲(chǔ)層物性變化規(guī)律和蓋層分布特點(diǎn)，確定鶯歌海盆地中央底辟帶中深層2 500～4 000 m左右的黃流組一段—梅山組一段是縱向上天然氣的有利成藏帶。

圖3 不同溫壓條件下CH4在地層水中的溶解度Fig.3 Solubility of CH4 in formation water under different pressures and temperatures

圖4 鶯歌海盆地地層水中甲烷溶解度和天然氣含量縱向變化Fig.4 Vertical change of CH4 solubility and natural gas content of formation water in the Yinggehai Basin

1.3 發(fā)育非限制、限制型大型重力流砂巖儲(chǔ)層

Non-restricted and restricted large gravity flow sandstone reservoirs are developed

從伸展-走滑構(gòu)造、斷裂研究出發(fā)，利用鉆井、地震勘探資料，基于構(gòu)造地質(zhì)學(xué)、沉積學(xué)理論，以重礦物分析、母巖類型和鋯石年譜測量為主要手段，重新認(rèn)識(shí)鶯-瓊盆地物源體系，建立鶯-瓊盆地伸展-走滑背景下重力流儲(chǔ)層沉積新模式，有效指導(dǎo)了鶯-瓊盆地大型非限制型海底扇和限制型水道砂儲(chǔ)集體的發(fā)現(xiàn)。

1.3.1 大型非限制型海底扇儲(chǔ)集體 鶯歌海盆地東方區(qū)上中新統(tǒng)黃流組一段X13大型氣田海底扇是發(fā)育在非經(jīng)典坡折之下、外淺海背景中的大型非限制型海底扇［12-13］，面積約1 700 km2。X14井揭示其為以赤褐鐵礦、白鈦礦為主，少量電氣石、鋯石的重礦組合，與X11井儲(chǔ)層重礦組合相似，為西部物源特征；具有多期砂體疊置、地震剖面上呈“非對(duì)稱水道”強(qiáng)振幅特征，朵葉砂分布廣；以細(xì)砂巖為主，泥質(zhì)雜基含量低，孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔等，儲(chǔ)層以中孔、中滲為主。X13-2區(qū)平均孔隙度17.4%，平均滲透率18.1mD。良好的儲(chǔ)層物性使得X13大型非限制型海底扇成為鶯-瓊盆地深部有利的大型天然氣聚集區(qū)。

XF區(qū)西部由于受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，特別是在中晚中新世，受盆地邊界斷裂帶——鶯西斷裂帶不均衡構(gòu)造活動(dòng)的影響，導(dǎo)致沿?cái)嗔褞ё呦蛏铣两邓俾拾l(fā)生極大變化，盆地不同部位的沉降速率在時(shí)空上均顯示出極大的差異性，在XF區(qū)西部形成構(gòu)造坡折帶——非經(jīng)典陸坡，有別于被動(dòng)大陸架邊緣構(gòu)造背景的沉積坡折帶，坡折下形成較深水的淺海環(huán)境。同時(shí)，鶯西斜坡帶發(fā)育斷裂轉(zhuǎn)換帶，形成物源注入點(diǎn)，觸發(fā)盆緣富砂的古藍(lán)江三角洲前緣滑塌，形成重力流砂質(zhì)塊體搬運(yùn)沉積的大型海底扇（圖5）。

圖5 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組非限制型海底扇沉積模式Fig.5 Sedimentation model of Huangliu Formation non-restricted submarine fan in Dongfang Area of the Yinggehai Basin

1.3.2 大型限制型重力流水道砂儲(chǔ)集體 鶯-瓊盆地大型限制型重力流水道發(fā)育于晚中新世—上新世，具有“多幕式”沉積的典型特征，平面上分布于鶯歌海盆地樂東Y10區(qū)及瓊東南盆地中央坳陷L25/17/18區(qū)［14-15］，前者長90 km、寬10 km，后者長420 km、寬20 km（圖6）。瓊東南盆地L25/17/18區(qū)晚中新世黃流期限制型水道貫穿整個(gè)盆地中央坳陷，其中早期水道分布于樂東凹陷北，晚期水道分布于樂東、陵水以及松南凹陷，早晚期水道在L25區(qū)形成縱向疊置，兩期限制型重力流水道砂巖構(gòu)成L25/17區(qū)上中新統(tǒng)黃流組主力儲(chǔ)層，以粉砂巖、細(xì)砂巖為主，局部中砂巖，L17區(qū)平均孔隙度達(dá)30.7%，平均滲透率543 mD，屬高孔、高滲儲(chǔ)層。目前已發(fā)現(xiàn)L25、L17等深水優(yōu)質(zhì)大氣田和Z10等含氣圈閉，鄰區(qū)還有多個(gè)有利目標(biāo)待鉆探。

圖6 鶯-瓊盆地黃流組沉積期限制型重力流水道Fig.6 Restricted gravity flow channel during the sedimentation of Huangliu Formation in the Ying-Qiong Basin

中央坳陷區(qū)限制型重力流水道的古洼槽地貌的形成與構(gòu)造演化、深水沉積作用關(guān)系密切。中中新世，瓊東南盆地進(jìn)入被動(dòng)大陸邊緣盆地演化階段，盆地北部出現(xiàn)陸架坡折，坡折以下為半深海—深海沉積環(huán)境，海底平原區(qū)距離盆地北部、南部隆起物源區(qū)遠(yuǎn)，向南受斜坡、隆起限制，從而形成沿盆地軸向分布的限制型古洼槽地貌。來自海南島、昆嵩隆起和南部隆起物源區(qū)的物源在陸架陸坡背景下形成大面積陸架三角洲，三角洲沉積物在一定觸發(fā)機(jī)制作用下發(fā)生二次搬運(yùn)，沿中央坳陷區(qū)近東西向的低洼部位下切侵蝕、沉積，鉆井、地震勘探資料揭示中央坳陷區(qū)限制型重力流水道具有“多幕式”沉積的特征。

1.4 天然氣運(yùn)移通道

Natural gas migration pathway

除了底辟、斷裂外，大量發(fā)育的裂隙構(gòu)成了鶯-瓊盆地高溫高壓領(lǐng)域天然氣運(yùn)移的重要通道，這些裂隙在地震剖面上往往難以識(shí)別。鶯歌海盆地淺層勘探研究揭示，底辟模糊帶是天然氣垂向運(yùn)移的優(yōu)勢通道，底辟內(nèi)發(fā)育的眾多斷裂、裂隙及天然氣充注是造成其模糊的主要原因。近年勘探發(fā)現(xiàn)，在底辟周邊深部也存在大量裂隙，可作為天然氣運(yùn)移重要通道。從東方區(qū)各取心井觀察結(jié)果看，中深部泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖中均不同程度發(fā)育裂隙，這些裂隙以近水平縫為主，多未被充填。由于裂隙規(guī)模小，在地震剖面上多表現(xiàn)為同相軸輕微扭曲，這些裂隙成為高溫高壓帶油氣垂向輸導(dǎo)通道。東方區(qū)高品質(zhì)大三維資料清楚地反映斷裂不只在底辟核部大量發(fā)育，在離開底辟核部的X13區(qū)也可見為數(shù)眾多的裂隙，這些斷裂系向下延伸至梅山—三亞組烴源巖，向上斷入黃流組一段砂體并結(jié)束于上覆大套泥巖內(nèi)，為深部烴源巖生成天然氣向上運(yùn)移提供主要通道。

鶯-瓊盆地裂隙的大量發(fā)育與超壓密切相關(guān)。中新統(tǒng)、漸新統(tǒng)烴源巖由于生烴作用和欠壓實(shí)作用，地層壓力急遽升高，當(dāng)?shù)貙訅毫咏蜻_(dá)到地層破裂壓力時(shí)，地層發(fā)生破裂，超壓流體通過裂隙排出然后進(jìn)入鄰近的儲(chǔ)層，發(fā)生天然氣的初次運(yùn)移。超壓壓裂地層產(chǎn)生的裂隙廣泛分布于底辟區(qū)、主干斷裂帶等薄弱區(qū)，是高溫高壓區(qū)油氣運(yùn)移的主要運(yùn)移通道，同時(shí)也控制了天然氣的大規(guī)模聚集。

1.5 超壓封蓋控制高壓氣田的成藏富集

Hydrocarbon accumulation and enrichment of high-pressure gas fields controlled by overpressure sealing

X13-1高壓氣田蓋層封氣能力研究表明，超壓封蓋控制了高壓氣田的成藏富集。高壓儲(chǔ)層探區(qū)蓋層能否封閉天然氣，主要取決于蓋層突破壓力、蓋層超壓之和與儲(chǔ)層排替壓力、儲(chǔ)層剩余壓力之和的差值大小（因蓋層泥巖突破壓力、儲(chǔ)/蓋層超壓均遠(yuǎn)大于儲(chǔ)層排替壓力，封閉能力評(píng)價(jià)時(shí)忽略），因此，蓋層泥巖的封氣能力可以用下式表示：

式中，S為蓋層泥巖的封氣能力，MPa；pa為蓋層泥巖的突破壓力，MPa；Δpc為蓋層泥巖的剩余壓力，MPa；Δpr為儲(chǔ)層的剩余壓力，MPa。

如果蓋層突破壓力、蓋層超壓之和大于氣藏儲(chǔ)層剩余壓力，那么就能封閉天然氣，有利于天然氣的聚集與保存。以X13-1高壓氣田蓋層泥巖的封氣能力評(píng)價(jià)為例，X13-1高壓氣田黃流組一段蓋層底部泥巖突破壓力為12 MPa（圖7）；此外，蓋層泥巖封閉能力還包括排液不暢形成的超壓，蓋層的剩余壓力為20.5 MPa，即X13-1高壓氣田蓋層泥巖的封閉能力為32.5 MPa，其中蓋層超壓占封閉能力貢獻(xiàn)的63%，由此可見蓋層超壓在高壓氣田蓋層封閉能力上占據(jù)主導(dǎo)地位，僅靠蓋層泥巖突破壓力難以封閉高壓氣田。X13-1高壓氣田黃流組一段儲(chǔ)層剩余壓力26.5 MPa。X13高壓氣田蓋層泥巖的封閉能力大于儲(chǔ)層剩余壓力，蓋層泥巖具備封閉高壓氣藏能力，有利于天然氣的聚集、保存。

圖7 X13-1高壓氣田14井蓋層突破壓力剖面Fig.7 Breakthrough pressure profile of cap rocks in Well 14,X13-1 high-pressure gasfield

1.6 高溫高壓領(lǐng)域天然氣成藏模式

Hydrocarbon accumulation pattern of HTHP natural gas reservoirs

鶯-瓊盆地中央坳陷帶在區(qū)域走滑-伸展構(gòu)造作用下發(fā)育一系列深大凹陷，形成了規(guī)模巨大的漸新統(tǒng)、中新統(tǒng)陸源海相烴源巖，高溫高壓條件有利于大量生氣，生烴強(qiáng)度大，氣源充足；同時(shí)，走滑-伸展變形控制沉降、沉積中心遷移，在盆地內(nèi)發(fā)育多種中新統(tǒng)大型重力流儲(chǔ)集體、形成巖性圈閉；超壓驅(qū)動(dòng)，天然氣沿?cái)嗔?超壓裂隙或古構(gòu)造脊運(yùn)移，多期充注，超壓封蓋控制天然氣保存、富集，形成了“陸源海相烴源巖生烴、重力流儲(chǔ)集體聚氣、斷裂/裂隙輸導(dǎo)、超壓蓋層封氣”的高溫高壓天然氣成藏模式。根據(jù)鶯-瓊盆地不同區(qū)帶縱向壓力結(jié)構(gòu)與天然氣大規(guī)模聚集的關(guān)系，可分為2類成藏模式，一類是高壓封存箱內(nèi)相對(duì)低勢區(qū)垂向運(yùn)移成藏，以鶯歌海盆地X13-1/13-2大氣田為代表；另一類是高壓封存箱外常壓區(qū)垂向+側(cè)向運(yùn)移成藏，以瓊東南盆地L25-1、Y13-1氣田為代表。

1.6.1 高壓封存箱內(nèi)相對(duì)低勢區(qū)垂向運(yùn)移成藏 鶯歌海盆地中央底辟帶氣源充足、構(gòu)造翼部發(fā)育大規(guī)模西物源海底扇砂體、源儲(chǔ)壓差大、裂縫高效輸導(dǎo)、良好的超壓泥巖封蓋條件等多個(gè)成藏要素的時(shí)空配置好，形成了底辟翼部優(yōu)質(zhì)高效的天然氣成藏環(huán)境（圖8），X13-2黃流組氣藏壓力系數(shù)在1.7左右，烴類氣含量在90%以上。底部翼部源儲(chǔ)剩余壓力差可達(dá)50～60 MPa，較大的源儲(chǔ)壓力差為出溶相天然氣的垂向運(yùn)移提供了強(qiáng)大動(dòng)力。底辟翼部自3.6 Ma以來，天然氣表現(xiàn)為早期至晚期持續(xù)充注和成藏，以早期（3.6～2.7 Ma）為主、晚期（1.5 Ma左右）疊加形成規(guī)模較大的氣藏群。而底辟核部由于受多期底辟活動(dòng)的強(qiáng)烈影響，泥巖封蓋條件差，黃流組氣藏規(guī)模小且壓力系數(shù)大于1.9，CO2含量最高達(dá)70%左右。從縱向壓力結(jié)構(gòu)分析，底部翼部的X13-2處于高壓封存箱內(nèi)的相對(duì)低勢區(qū)，黃流組海底扇砂體物性好且壓力相對(duì)低，是天然氣大規(guī)模成藏的有利場所。

圖8 鶯歌海盆地中央底辟帶X13-2—X1-1天然氣成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation pattern of X13-2—X1-1 natural gas reservoirs in central diapir belt,the Yinggehai Basin

1.6.2 高壓封存箱外常壓、壓力過渡帶垂向+側(cè)向運(yùn)移成藏 瓊東南盆地中央坳陷帶的崖南、樂東、陵水、松南凹陷是已證實(shí)的富生氣凹陷，深部的中新統(tǒng)或漸新統(tǒng)烴源巖均以高溫高壓為特征。目前該區(qū)已發(fā)現(xiàn)的Y13-1、L25-1、L17-2等氣田均主要為常壓、壓力過渡帶，表現(xiàn)為封存箱外大規(guī)模成藏的特征。L25-1位于樂東凹陷的東南緣，是黃流組軸向水道砂與上下覆泥巖形成的巖性圈閉。該區(qū)縱向發(fā)育上、下2個(gè)壓力封存箱。下部封存箱主要由盆地深部生烴作用形成，壓力系數(shù)大于1.8，強(qiáng)超壓范圍向上延伸到黃流組底部。根據(jù)瓊東南盆地已鉆井地層破裂實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，當(dāng)?shù)貙涌紫读黧w壓力系數(shù)大于2.0時(shí)，地層開始出現(xiàn)裂隙網(wǎng)絡(luò)。L25-1黃流組氣田下部地層發(fā)育大量的超壓裂隙，深部崖城組生成的天然氣在超壓和浮力的驅(qū)動(dòng)下沿著這些垂向裂隙帶高效地向淺部大規(guī)模運(yùn)移（圖9）。上部壓力箱主要分布于鶯歌海組二段，主要由中新世晚期盆地快速沉降沉積、泥巖排水不暢欠壓實(shí)形成，壓力系數(shù)在1.4左右，上部壓力箱對(duì)黃流組氣藏起到很好的封蓋作用。L25-1區(qū)黃流組發(fā)育大型的軸向重力流水道砂且處于上下2個(gè)封存箱間，是該區(qū)天然氣大規(guī)模聚集的主控因素。

2 高溫高壓天然氣勘探新進(jìn)展與資源前景

New exploration progress and resource prospect of HTHP natural gas reservoirs

在高溫高壓天然氣成藏模式的指導(dǎo)下，鶯-瓊盆地天然氣勘探不僅取得一系列重大突破，成功發(fā)現(xiàn)并評(píng)價(jià)一系列大中型優(yōu)質(zhì)氣田，同時(shí)，還提出了鶯歌海盆地中深層低位海底扇和軸向水道、瓊東南盆地環(huán)崖南凹陷古近系構(gòu)造圈閉帶和樂東凹陷—陵水北坡中新統(tǒng)巖性圈閉帶等一系列勘探新領(lǐng)域，為今后高溫高壓領(lǐng)域天然氣勘探的進(jìn)一步突破打下了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

圖9 瓊東南盆地樂東凹陷天然氣成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation pattern of natural gas reservoirs in Ledong sag,the Southeast Qiong Basin

2.1 高溫高壓天然氣勘探新進(jìn)展

New exploration progress of HTHP natural gas reservoirs

鶯-瓊盆地高溫高壓領(lǐng)域天然氣勘探取得了重大突破，相繼發(fā)現(xiàn)并成功評(píng)價(jià)了X13-1/X13-2、L25-1、L13-2等氣田，新增天然氣探明儲(chǔ)量XX億m3。

X13-1/X13-2氣田位于X1-1構(gòu)造西翼，是以鶯歌海盆地西物源、二級(jí)坡折控制下的非限制型重力流海底扇為儲(chǔ)層的超壓大氣田，產(chǎn)層為上中新統(tǒng)黃流組一段，地層溫度153 ℃，壓力系數(shù)達(dá)1.91。該氣田烴類氣含量67.9%～87.0%，DST（Drilling Stem Test）測試無阻流量超1×107m3/d。X13-1/X13-2大氣田是中國近海首個(gè)高溫高壓千億方級(jí)大氣田，它的發(fā)現(xiàn)破解了高溫高壓條件下富烴天然氣成藏機(jī)理的理論難題，徹底打消了高溫高壓天然氣勘探的疑慮，開辟了南海高溫高壓廣闊的勘探新領(lǐng)域。

自1983年發(fā)現(xiàn)Y13-1大氣田以來，瓊東南盆地天然氣勘探一直沒有突破。2013年，在中央坳陷陵水凹陷北坡研究發(fā)現(xiàn)梅山組低位海底扇L13-2巖性圈閉，利用1井鉆探揭示的低滲氣層資料和新三維地震勘探資料，識(shí)別出儲(chǔ)層甜點(diǎn)發(fā)育區(qū)，在儲(chǔ)層甜點(diǎn)新認(rèn)識(shí)指導(dǎo)下，部署鉆探了L13-2-2井，該井在中中新統(tǒng)梅山組低位海底扇鉆遇高壓優(yōu)質(zhì)氣層，揭示中滲氣層16 m，儲(chǔ)層溫度168 ℃，壓力系數(shù)高達(dá)1.98，DST測試獲得超百萬方的天然氣產(chǎn)能。L13-2優(yōu)質(zhì)氣田的發(fā)現(xiàn)，證實(shí)了陵水凹陷為生氣凹陷，打開了瓊東南盆地高溫高壓領(lǐng)域、巖性圈閉勘探局面。2014—2015年，在新三維地震勘探資料研究認(rèn)識(shí)指導(dǎo)下，在瓊東南盆地樂東凹陷發(fā)現(xiàn)了L25-1大氣田，是樂東凹陷首個(gè)重大勘探發(fā)現(xiàn)，是以昆嵩隆起物源為主、上中新統(tǒng)黃流組限制型重力流水道砂為儲(chǔ)層的常壓-超壓疊置的大氣田，其中L25-1-2井揭示的上中新統(tǒng)黃流組Ⅳ氣組，儲(chǔ)層溫度135 ℃，壓力系數(shù)達(dá)1.84，平均孔隙度17.7%，平均滲透率11.1 mD，氣田天然氣中甲烷含量76.0%～84.0%，二氧化碳含量8.9%～12.1%，天然氣組分優(yōu)。L25-1大氣田勘探發(fā)現(xiàn)證實(shí)瓊東南盆地樂東凹陷為富生烴凹陷，展現(xiàn)了L25區(qū)良好的天然氣成藏條件和勘探前景。

2.2 高溫高壓領(lǐng)域天然氣資源前景

Resource prospect of HTHP natural gas reservoirs

南海西部高溫高壓領(lǐng)域天然氣勘探研究及實(shí)踐均證實(shí)，深部高溫高壓有利于天然氣大量生成，高壓提供垂向運(yùn)移動(dòng)力和通道，高壓層系天然氣大規(guī)模成藏的關(guān)鍵是大型儲(chǔ)集體和高壓封蓋條件。鶯-瓊盆地發(fā)育的一系列深、大高壓凹陷及大型重力流儲(chǔ)集體，為天然氣大規(guī)模生成及聚集提供了有利條件。

鶯歌海盆地中央凹陷高溫高壓領(lǐng)域天然氣勘探程度較低，尚有規(guī)模巨大的天然氣資源量待發(fā)現(xiàn)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，高溫高壓領(lǐng)域的剩余圈閉天然氣資源量達(dá)XX億m3，占盆地總資源量的83%。上述剩余圈閉層系上主要為中央底辟帶及近凹斜坡帶中新統(tǒng)巖性圈閉。通過對(duì)X13區(qū)黃流組天然氣大規(guī)模聚集規(guī)律的進(jìn)一步認(rèn)識(shí)與完善，對(duì)盆地各區(qū)帶的成藏條件綜合類比分析，確定了鶯歌海盆地目前兩大重點(diǎn)勘探領(lǐng)域。按照沉積體系來劃分，分別為低位海底扇體系和軸向水道體系。低位海底扇體系主要位于中央底辟帶，包括東方區(qū)、昌南區(qū)和樂東區(qū)，涵蓋了黃流組一段、二段及梅山組一段3個(gè)層段，該領(lǐng)域中發(fā)育大型儲(chǔ)集體，壓力相對(duì)低的目標(biāo)最有希望取得新突破。軸向水道體系廣泛分布于近凹斜坡帶，發(fā)育層系包括鶯歌海組、黃流組和梅山組，該領(lǐng)域目前已發(fā)現(xiàn)Z10-1氣藏，預(yù)示該領(lǐng)域巨大的勘探潛力。

瓊東南盆地目前發(fā)現(xiàn)的Y13-1、L25-1及L17-2大氣田的天然氣分別來自崖南、樂東及陵水等高壓凹陷，從含油氣系統(tǒng)的角度都屬于廣義的高溫高壓天然氣成藏體系。據(jù)統(tǒng)計(jì)崖南、樂東、陵水及松南等高壓凹陷周邊剩余圈閉天然氣資源量達(dá)XX億m3，占盆地總資源量的75%以上。近期勘探重點(diǎn)區(qū)大崖城區(qū)是指崖南凹陷周緣、樂東凹陷西北淺水區(qū)及陵水凹陷北坡、陵水低凸起周緣地區(qū)，以崖南凹陷、樂東—陵水凹陷含氣系統(tǒng)為主，這一區(qū)域成藏條件較好，主力成藏組合梅山組、黃流組已分別發(fā)現(xiàn)L13-2和Y27-2等高溫高壓氣藏。隨著勘探目的層逐步向中深層延伸，高溫高壓的勘探目標(biāo)會(huì)越來越多。研究認(rèn)為，環(huán)崖南古近系構(gòu)造圈閉帶和樂東凹陷—陵水凹陷周緣中新統(tǒng)—漸新統(tǒng)構(gòu)造+巖性圈閉是瓊東南盆地近期2個(gè)重點(diǎn)勘探區(qū)帶，共落實(shí)13個(gè)目標(biāo)，天然氣總資源量達(dá)XX億m3，是下步發(fā)現(xiàn)大中型氣田的有利探區(qū)。

3 結(jié)論

Conclusions

（1）鶯-瓊盆地高溫場促進(jìn)有機(jī)質(zhì)生氣，高壓早期抑制、晚期促進(jìn)有機(jī)質(zhì)生氣。高溫高壓條件下天然氣能夠出溶形成出溶氣。

（2）鶯-瓊盆地發(fā)育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂儲(chǔ)集體。超壓封蓋控制了鶯-瓊盆地高壓氣田的成藏富集。

（3）完善了高溫高壓天然氣成藏理論，構(gòu)建了“陸源海相烴源巖生烴、重力流儲(chǔ)集體聚氣、斷裂/超壓裂隙輸導(dǎo)、超壓蓋層封氣”的高溫高壓天然氣成藏模式。

（4）研究成果為鶯-瓊盆地高溫高壓領(lǐng)域大中型氣田勘探突破提供了理論依據(jù)，指導(dǎo)了近年相繼發(fā)現(xiàn)并成功評(píng)價(jià)X13-1/X13-2、L25-1等大中型氣田。鶯-瓊盆地發(fā)育的一系列的深、大高壓凹陷中深層整體勘探程度較低，尚有規(guī)模巨大的天然氣資源量待發(fā)現(xiàn)。

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（修改稿收到日期 2016-10-11）

〔編輯 朱 偉〕

Hydrocarbon accumulation mechanism and resource prospect of HTHP natural gas reservoirs in Western South China Sea:a case study on the Ying-Qiong Basin

XIE Yuhong
China National Offshore Oil Corporation,Beijing 100010,China

Many normal-pressure giant gas fields have been discovered in the Ying-Qiong Basin,South China Sea,e.g.X1-1 and Y13-1.However,the hydrocarbon accumulation mechanism of HTHP natural gas reservoirs are not figured out due to poor-quality seismic data of middle-deep layers,complex HTHP geological conditions and high-difficulty drilling and completion engineering.And as a result,the exploration discovery of HTHP natural gas in the Ying-Qiong Basin is seriously restricted.This paper is aimed at finding out the key theories on HTHP hydrocarbon accumulation mechanism of the Ying-Qiong Basin.A series of studies were carried out by using drilling,geological and seismic data,including hydrocarbon generation of source rocks under high temperature and pressure,natural gas dissolution experiment,sedimentation model of large reservoirs under high pressure and temperature,and sealing mechanism of cap rocks.It is indicated that the high temperature field in the Ying-Qiong Basin promotes the gas generation of organic matters,and the high pressure inhibits the gas generation of organic matters in the early stage,but promotes in the late stage.Under high temperatureand pressure,natural gas can be exsolved in the form of free gas.In the Ying-Qiong Basin,large non-restricted gravity-flow submarine fan and restricted gravity-flow channel sand reservoirs are developed.In the Ying-Qiong Basin,the hydrocarbon accumulation and enrichment of high-pressure gas fields is controlled by overpressure sealing.Finally,the hydrocarbon accumulation pattern of HTHP natural gas reservoirs was established as “hydrocarbon generated by land-derived marine source rocks,gas accumulated in gravity flow reservoirs,gas transported along fractures/overpressure fissures and gas sealed by overpressure cap rocks”.The research provides theoretical bases for exploration breakthrough of HTHP gas reservoirs in tne Ying-Qiong Basin,and they are used as the reference for the discovery of large and medium high-pressure gas fields,such as X13-1/X13-2 and L25-1.In the Ying-Qiong Basin,a series of large,deep high-pressure sags are developed and the overall exploration degree of middle-deep reservoirs is lower,so the potential of natural gas resources is immense.

Western South China Sea;high temperature and high pressure;natural gas;hydrocarbon accumulation mechanism;resource prospect;the Ying-Qiong Basin

謝玉洪.南海西部海域高溫高壓天然氣成藏機(jī)理與資源前景——以鶯-瓊盆地為例 ［J］ .石油鉆采工藝，2016，38（6）：713-722.

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“十二五”國家科技重大專項(xiàng)“鶯-瓊盆地高溫高壓天然氣成藏主控因素及勘探突破方向”（編號(hào)：2011ZX05023-004）。

謝玉洪（1961-），教授級(jí)高工，現(xiàn)從事海洋油氣勘探、開發(fā)生產(chǎn)科研與工程管理工作。通訊地址：（100010）北京市東城區(qū)朝陽門北大街25號(hào)。E-mail:xieyh@cnooc.com.cn