莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式*

谢玉洪 李绪深 童传新 刘 平 吴红烛 黄志龙

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2.中国石油大学(北京) 北京 102249；3.浙江省地球物理地球化学勘查院 浙江杭州 310005)

莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式*

谢玉洪1李绪深1童传新1刘 平1吴红烛2,3黄志龙2

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2.中国石油大学(北京) 北京 102249；3.浙江省地球物理地球化学勘查院 浙江杭州 310005)

谢玉洪,李绪深,童传新，等.莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式[J].中国海上油气，2015,27(4)：1-12.

Xie Yuhong,Li Xushen,Tong Chuanxin,et al.High temperature and high pressure gas enrichment condition, distribution law and accumulation model in central diapir zone of Yinggehai basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):1-12.

莺歌海盆地东方13大气田的发现，揭示了盆地高温高压带具备优越的天然气成藏条件。在解剖东方区天然气成藏条件的基础上，系统分析了莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式。莺歌海盆地中央底辟带天然气富集条件优越，底辟翼部大型储集体和优质储层是中央底辟带高温高压天然气富集高产的关键因素，底辟波及区有利于形成优质气藏。中央底辟带高温高压天然气成藏模式有3种，即底辟核部区及其周缘半封闭超压系统的“混相改造型”成藏模式、底辟波及带远端的“气相渗滤型”成藏模式和非底辟带封闭型超压系统的“水相脱溶型”成藏模式。底辟周缘中新统黄流组和梅山组上部是近期天然气勘探的主要方向，东方区和乐东区底辟构造翼部大型海底扇储集体是下一步勘探的优选目标。

莺歌海盆地；中央底辟带；黄流组；梅山组；高温高压天然气；富集条件；分布规律；成藏模式；勘探方向

莺歌海盆地是南海西北部新生代转换-伸展型含油气高温高压盆地[1-3]，面积约11万km2，最大沉积厚度约17 km，呈NNW走向的菱形，主要由东南部的莺歌海坳陷、西北部的河内坳陷以及两坳陷间的临高凸起所组成(图1)。根据盆地的结构构造变形特征，莺歌海坳陷可以进一步划分出莺东斜坡带、中央底辟带、莺西斜坡带等构造单元[2-7]，其中中央底辟带主要包括5排雁列式底辟构造[3]，中深层高温高压普遍，天然气富集成藏颇具特色。长期以来，我国高温高压钻探技术与经验不足。Price等[8]天然气溶解度研究成果显示，高温高压地层水中甲烷的溶解度高达20 m3/m3。北海、墨西哥湾等诸超压盆在地温超过138℃或地层压力系数大于1.96的地层中发现的均是高压水溶气藏[9]，邻区琼东南盆地已钻10余口高压探井中天然气均未成藏[10]，这让许多人支持“莺歌海盆地高温高压领域无游离相成藏”的观点。莺歌海盆地中央底辟构造附近先后施钻的DF1-1-1、DF1-1-11、DF1-1-12及LD22-1-7井等中深层高温高压领域目标均告失利，并且于目的层钻遇的是大套泥岩或细粒岩沉积，这更加使人们深信盆地中央底辟带中深层缺乏大型储集体。上述这些不利因素和问题让莺歌海盆地高温高压领域的勘探工作举步维艰。

图1 莺歌海盆地构造单元划分

近年来，通过大力引进国外高温高压钻探技术与经验，莺歌海盆地高温高压领域勘探取得了长足进展：应用高分辨地球物理技术发现了盆地中央底辟带中深层大规模非经典坡折带重力流沉积体[11-12]；高温高压水溶相天然气溶解度物理模拟实验证实，莺琼盆地目前地层条件下天然气在地层水中的饱和溶解度约为7～8 m3/m3，中深层中新统黄流组和梅山组存在游离相天然气[13]；高温高压领域成藏机理研究显示，盆地中深层具有水溶相脱溶成藏的条件[14]及流体幕式混相聚集的机制[15]。这些新的技术方法和认识指导发现了东方1-1中深层和东方13区高温高压大气田，实现了莺歌海盆地高温高压领域天然气勘探的突破。笔者通过对中央底辟带天然气成藏条件和东方13区高温高压大气田分布规律的分析，来探讨中央底辟带高温高压天然气富集的主要控制因素，并建立该区天然气成藏模式，以期为盆地高温高压领域近期的油气勘探提供指导。

1 天然气富集条件

前人研究表明，莺歌海盆地凹陷区气源充足[16-18]，巨厚而广布的泥岩超压盖层封盖能力强，中央底辟带发育的底辟构造也被证实是油气运聚的优势通道，浅海大套泥岩沉积背景下发育的非经典坡折带重力流海底扇复合储集体与优质储层为高温高压天然气富集提供了储集空间，底辟上拱活动为圈闭和高效输导体系的形成及天然气运移创造了条件。因此，中央底辟带天然气富集条件良好。

1.1 广覆式高质量海相烃源岩奠定丰厚的物质基础

莺歌海盆地纵向上可能存在渐新统崖城组和中新统三亚组—梅山组2套气源岩[11-12]，渐新统崖城组是一套海陆过渡相—浅海相含煤烃源岩，中新统三亚组—梅山组是一套海相泥质烃源岩。根据地球物理资料推测，莺歌海盆地临高地区及其东北部可能有崖城组烃源岩分布，但目前盆内尚无钻井揭示。而中新统浅海相烃源岩却广布于盆地中央坳陷区，被证实是盆地中央底辟区浅层气田(包括东方1-1、乐东22-1、乐东15-1等大气田)的主要气源岩[16-18]，也是研究区高温高压带东方13-1/13-2气田最可能的气源岩。

1) 中新统烃源岩质量好，规模大。

中新统海相泥质烃源岩在莺歌海盆地裂后热沉降形成的中央坳陷区大面积分布(图2)，厚度大，纵向上主要分布在3 000～6 000 m深度段，预测烃源岩段泥地比为70%；盆地坳陷区LD22-1-7井揭示了厚442.5 m的高有机质丰度的梅山组灰色纯泥岩。这些高质量、大规模泥岩为高温高压气藏的形成奠定了丰富的物质基础。

图2 莺歌海盆地中新统烃源岩分布图

钻遇中新统的大多数探井位于盆地边缘或斜坡带，揭示的泥岩有机质丰度总体不高，TOC为0.4%～0.5%。而位于中央坳陷区的YGH61井和YGH57井揭示的泥岩有机质丰度明显增高，TOC为0.40%～4.51%；LD30-1-1A井钻遇的梅山组泥岩TOC为0.40%～2.97%(图3)；LD22-1-7井黄流组泥岩壁心样品的TOC为1.88%～3.03%，梅山组泥岩壁心样品的TOC为1.52%～2.40%，均达到好烃源岩标准。

2) 中新统烃源岩Ⅱ2—Ⅲ型有机质具有生气为主的成烃特征。

莺歌海盆地中新统烃源岩有机质类型与琼东南盆地崖城组颇为相似，为Ⅱ2—Ⅲ型，但它们的生源构成却不尽相同。干酪根显微组成分析结果表明，莺歌海盆地中新统烃源岩中镜质组和惰质组含量为20%～50%，灰色无定形占优势(30%～80%)，这种灰色无定形可能主要源于浮游植物的生物聚合物转变而成的灰色无定形地质聚合物以及部分腐殖物，据此推测中新统烃源岩成烃母质既有陆源高等植物又有浮游植物的贡献。正是由于中新统和渐新统烃源岩富含偏腐殖型有机质，导致了莺歌海盆地具有以生气为主的成烃特点。

图3 莺歌海盆地中央坳陷区中新统烃源岩特征

1.2 大型重力流储集体创造良好的储集条件

大型储集体的发育为天然气富集创造了良好储集空间。莺歌海盆地中央坳陷区储层总体上不及盆地边部发育，纵向上随着埋深加大，压实和成岩作用增强，中深层储层有变差的趋势。中央底辟带中深层一般发育浅海环境下大套泥岩背景的沉积体系，由于远离物源输送端，沉积物粒度普遍偏细，储层物性差。DF1-1-12井钻遇浅海砂坝差储层，LD22-1-7井未钻遇储层，均揭示盆地中央沉积物粒度偏细。因此，寻找大型储集体并预测优质储层是多年来莺歌海盆地勘探中的难题，查明大型储集体和优质储层的分布规律是莺歌海盆地寻找大气田的先决条件。

钻井、地震及层序分析表明，莺歌海盆地中深层主要发育中央凹陷带低位海底扇和斜坡近凹带水道两大类型储集体(图4)。其中，中央凹陷带沉积坡折和构造坡折通过坡度、水深等条件间接控制了低位海底扇朵叶体的展布形态、迁移方向，决定了海底扇储集体的发育规模，进而控制了优质水道砂储层分布。在古生物、地震、岩心、测井资料基础上，利用海底扇子体雕刻与三维可视化技术，综合区域构造、层序格架、沉积体系分析，确定了东方13区黄流组沉积期发育来自西部越南方向物源的四级层序控制下的4期海底扇，且4期海底扇有规律地由南往北迁移。高精度层序地层研究发现4期海底扇发育了11期朵叶砂体，通过精细刻画海底扇朵叶体水道砂岩性圈闭发现了东方13-1、东方13-2构造区发育的海底扇水道细砂岩储层，不仅厚度大、分布广，且基质少、胶结程度低，属于中孔、中—低渗优质储层。这些海底扇水道多期次发育，由南往北、由早及晚横向迁移展布，造成多个朵叶砂体纵横叠置分布，且由于底辟构造进入上新世以后才发生抬升隆起，所以这些砂体在地震剖面上表现为似上超状自西向东超覆尖灭于构造的西翼，其周围被浅海相泥岩所包围，形成了为数众多的岩性圈闭，为油气大量运移、聚集创造了良好的储集空间，为大中型气田的形成奠定了基础。

图4 莺歌海盆地乐东区梅山组一段—黄流组层序格架及砂体发育预测图

1.3 高温流体溶蚀和超压保护是优质储层形成的关键，岩性岩相是控制储层质量的先决条件

莺歌海盆地中央底辟带普遍发育的异常高压支撑了部分埋藏负载，减小了压实作用的影响，使异常高原始储层孔隙可以被保存下来。同时，强超压抑制粘土转化和有机质演化，增加了溶解作用的持续时间和强度，进而增加了砂岩储层溶蚀作用产生的次生孔隙度[19-24]，对储层质量的改善和优质储层的形成至关重要。值得一提的是，高温高压带溶蚀作用产生的次生孔隙对储层改善起重要作用，但高压流体对原生孔隙的保存起主导作用，二者共同作用使黄流组一段砂岩保留良好储集空间。因此，高温流体溶蚀和超压保护是黄流组海底扇优质储层形成的关键。

沉积环境差异是黄流组海底扇储层物性非均质性的重要影响因素，体现在沉积相带和岩性(包括粒度、泥质杂基特征)两方面。东方13区发育的大型海底扇储集体以东方13-2距物源更近，其海底扇水道砂等优质储层更发育，而且沉积的砂岩储层岩石粒度较东方13-1稍粗，抗压实成岩作用强，因此东方13-2砂岩储层物性先天性优于东方13-1砂岩储层。此外，东方13-1黄流组一段Ⅰ气组砂岩粒度(大于100 μm)要粗于Ⅱ气组砂岩，因此Ⅰ气组砂岩物性更好。

1.4 巨厚海相泥岩超压盖层提供良好的保存条件

厚盖层具有横向分布稳定性，能有效阻止天然气垂向逸散，有利于天然气的大规模聚集成藏[16-22]。莺歌海盆地中深层异常高温高压条件下泥岩盖层是否有效，它能否封盖住大规模异常高压气藏，一直是地质家和勘探家们担心的问题。DF1-1-1C井和DF1-1-11井是盆地中央坳陷带东方区中深层的2口探井，均处于底辟背斜构造核心区，在黄流组一段揭示了大套浅海相泥质岩盖层(岩性多为粉砂质泥岩)，由于这套泥岩盖层岩性不纯，盖层质量可能受到影响，这就增大了人们对中深层泥岩盖层质量欠佳的忧虑。

然而，随后相继在东方1-1底辟构造西侧、底辟背斜之外的东方13-1、东方13-2及东方13-2西区钻探了DF1-1-14等探井，均钻遇了这套盖层。与DF1-1-1C井和DF1-1-11井不同的是，底辟西侧黄流组一段这套海侵—高位体系域浅海泥岩盖层厚度大(约220 m)，泥岩纯，塑性强，物性封盖能力强，测井密度最高(平均2.58 g/cm3)，声波时差最小(平均89.88 μs/ft)，泥岩突破压力最大(平均9.7 MPa)，反映泥岩封盖能力好(表1)。同时，泥岩欠压实程度高，发育异常超压(压力系数为1.5～1.8)，表现出良好的高压封盖性能。预测结果显示，这套直接盖层分布范围广，为超压带内天然气大规模聚集提供了保障。

此外，莺歌海盆地超压面附近(压力系数1.2，莺歌海组二段)碳酸盐岩含量出现异常高值，为正常成岩演化成因。这种极低渗透率的钙质致密泥岩直接封盖超压泥岩，对超压气藏起到间接封闭作用。

表1 莺歌海组东方区黄流组一段盖层特征

1.5 底辟活动造就多种类型圈闭及垂向高效输导体系

莺歌海盆地中央底辟带沉积了浅海相环境下的海底扇、浊积水道、砂坝等砂体，这些砂体多被浅海相泥岩包裹，呈孤立状、席状或叠合连片产出，与底辟这种类穹隆构造耦合，在底辟顶部和翼部分别形成了背斜圈闭群(包括背斜、断鼻、断块、岩性等类型圈闭)、岩性圈闭群(包括岩性、构造-岩性、断块等类型圈闭)。底辟翼部为单斜构造背景，发育于翼部的砂体一般以岩性圈闭的形式出现，底辟活动过程中其翼部还时常产生一批微小断裂，这些微小断裂有可能会切割早先形成的岩性圈闭，从而演变成构造-岩性圈闭、断块圈闭和岩性圈闭3种类型，但底辟翼部仍以岩性圈闭为主(如东方13-1、东方13-2等气田)，其他类型圈闭较少。对于底辟顶部的浅层，由于垂向上拱作用或超压释放后的塌陷作用，那些早先发育的背斜圈闭被放射状或环状断裂复杂化，形成以背斜圈闭为主，断块圈闭、断鼻圈闭和岩性圈闭为辅的背斜圈闭群(如东方1-1、乐东22-1和乐东15-1等气田)。

2) 底辟活动形成了垂向高效输导体系。

东方区高品质大三维地震资料清楚地反映了底辟构造核心区密集的束状输导体系，由一系列微小断裂组成，断裂近乎直立、断距小，在高温高压环境下易开启成为高效输导通道(图5)。这些断裂系向下已断至梅山组—三亚组烃源岩，向上断入黄流组一段大型海底扇储集砂体，并结束于上覆大套泥岩内，为深部梅山组—三亚组烃源岩生成的天然气向上运移提供了高效输导通道，而深部地层的异常高压则提供了天然气向上运移的主要动力。研究还发现，断裂不只在底辟构造核心区大量发育，在远离东方1-1底辟的翼部或非底辟区也见到众多的微断裂束，这些微断裂形成于上新世早中期，在成因上无疑是东方区大型底辟活动的产物，对沟通深部烃源向东方13-1、东方13-2等砂体中运移提供了良好的垂向运移通道。东方13-1和东方13-2两个大中型气田的发现，充分说明这些微断裂通道不仅存在，而且是有效的。另外，中央底辟带东方1-1气田罐顶气和气层气同位素特征反映天然气来源于深部烃源岩，这也从侧面证明了底辟核心区的模糊带是沟通深部成熟烃源岩与中浅层莺歌海组二段储层的良好输导通道。

图5 过东方1-1构造西侧地震偏移剖面

同理，不难发现乐东区的底辟构造虽然规模不如东方区底辟，但其底辟活动强度高。从流体穿层效应反映的地层结构分析，乐东区的裂隙束更发育，说明该底辟区这种由微断裂和裂隙组成的高效输导体系普遍存在。

2 大中型高温高压气田分布规律

莺歌海盆地中央凹陷带处于浅海相泥岩沉积环境，大型南江物源海底扇优质储集体发育于东方1-1底辟构造西翼，底辟构造顶部及东侧发育较小规模交汇区差储层砂体，这一分布特征决定了中央凹陷带中深层岩性气藏分布于底辟翼部(或称底辟波及区)。此外，底辟翼部受底辟活动改造作用小，先期聚集的富烃优质天然气易保存下来，受后期富CO2天然气影响微弱，CO2勘探风险低。

对于“传记”的定义辨析，国内外学界尤其是传记文学界已有广泛的讨论，这里不作一一概述了，这里需要探讨的是“传记史学”的定义辨析。

2.1 中深层岩性气藏分布于底辟构造翼部

1) 大型优质储集体的分布特征决定了中深层岩性气藏分布于底辟构造翼部。

早期的沉积研究认为，莺歌海盆地东西两侧海南岛与越南东岸短物源携带的大部分粗粒物只沉积在斜坡部位，中央凹陷带以巨厚细粒沉积为主，缺乏大型储集体和优质储层。

近年来在层序地层学和深水沉积研究思潮的共同影响下，研究发现中新世莺歌海盆地左旋走滑—右旋走滑转换活动导致盆地东、西边界隐伏断裂不同位置持续非均衡沉降，形成局部挠曲坡折，并触发东、西两侧斜坡近岸三角洲沿盆地短轴方向往凹陷区产生重力流沉积，这些重力流沉积体在盆地中央凹陷带形成横向连片、纵向多期叠置的海底扇大型储集体(被称之为非经典坡折带重力流沉积体系)。通过海底扇砂体的精细雕刻，发现它位于中央凹陷带东方1-1底辟构造西翼，且该南江物源海底扇大型储集体向东超覆在东方1-1底辟构造之上，海底扇前缘(即东方1-1构造顶部及东侧)发育东西物源交汇区砂体及正常浅海相原地泥岩沉积。这些沉积现象在东方1-1构造东、西区地震剖面上有明显响应：东方1-1构造西区T31界面具有明显的侵蚀现象，界面之下平行连续地震反射和界面之上丘状杂乱反射是重力流这种强外力作用产生的地震反射特征；东方1-1构造东区平行连续地震反射是正常浅海相沉积响应特征(图6)。中央凹陷带储层研究显示，海底扇复合体内部浅侵蚀型分支水道与深侵蚀充填型主水道是2类优质储层，其孔渗性能好，已发现的东方13-1和东方13-2两气田的大量高产气层便是这2类储层。而交汇区储层规模相对较小，物性较差，渗透率在0.5 MD以下，所发现的产层多为低产能，并伴随产水。

图6 莺歌海盆地东方大三维区地震偏移剖面

2) 高压封存箱内烃类气大规模聚集成藏是高压带天然气分布的基础。

20世纪90年代至21世纪初，莺-琼盆地一系列高温高压目标钻探失利,给莺-琼盆地高温高压领域的天然气勘探蒙上了阴影。近年来水溶相天然气溶解度物理模拟实验及莺歌海盆地高温高压领域成藏机理研究发现，莺-琼盆地目前地层条件下天然气在地层水中的饱和溶解度约为7～8 m3/m3，中深层溶解度最高可达到12 m3/m3，具有水溶相脱溶成藏的条件，东方区水溶相脱溶深度约为5 500 m，黄流组和梅山组存在游离相天然气的条件。由于CO2的饱和溶解度在26～42 m3/m3[13]，比烃类气高4～6倍，在高温高压条件下若没有大量的CO2补充，随温度和压力下降时烃类气比CO2更易析出成藏。莺歌海盆地高温高压中深层主要以烃类气为主，无机成因CO2主要位于晚期输导断裂附近。根据这些新认识，再结合储盖层分布、圈闭和运聚等条件的分析，优选在底辟周缘进行钻探，获得了DF1-1-14井的重大突破，开辟了高温高压中深层封存箱内勘探新领域。

研究表明，莺歌海盆地垂向剩余压力梯度远远大于侧向剩余压力梯度，水溶相天然气在垂向级差压力驱替下逐层出溶可形成游离气藏，并且在盆地欠压实地层水量充足和供烃充足的情况下天然气脱溶成藏潜力巨大[14]，封存箱内外低势区和低势层是天然气运聚的有利场所(图7)，如已获得良好天然气勘探发现及含气显示的东方1-1中深层2 800～3 000 m段及东方13区2 900～3 400 m段便是很好的例证。此外，多触发机制造成超压封存箱封隔层周期性“开启-闭合-开启”，引发箱内高压流体沿底辟、断裂等输导通道发生多幕脉冲式混相(溶解气水、游离气和少量油)涌流，这样超压箱内及异常压力过渡带就有条件发生大规模天然气聚集，莺歌海盆地中浅层东方气田和乐东气田天然气被证实是以幕式混相方式聚集成藏的[25-29]。国外超压盆地墨西哥湾沿岸区钻达古近系的25 204口井(深度为600～6 000 m)完井资料统计也证实，油气比较集中分布于超压顶面上下300 m附近，而且油高峰偏上，气高峰偏下。

图7 过东方1-1构造某测线现今过剩压力模拟剖面

2.2 底辟活动波及区有利于形成优质气藏

莺歌海盆地油气勘探实践证实，中央凹陷带天然气的富集成藏受底辟活动影响，中深层高温高压天然气藏的分布特征与底辟构造密切相关，主要体现在底辟核心区和波及区天然气地球化学特征(诸如烃类气成熟度、CO2含量和稳定碳同位素组成等)呈现明显的差异性分布,气藏充满度和含气饱和度表现出不同变化规律。

底辟波及区(如东方1-1S和东方13-2)发育大型海底扇优质储集体，具有沟通中新统主力气源岩与黄流组海底扇储集体的小断裂或微裂缝组成的优势输导体系，而且距离底辟核部较远，保存条件好，天然气的运移和成藏受底辟活动影响程度相对较小(图8)，中新统烃源岩生成的早期成熟度较低的富烃天然气可借助小断裂或微裂缝向上运移，就近进入中深层黄流组和梅山组中富集，这些先期形成的气藏受后期底辟作用和晚期高成熟度富CO2组分天然气的改造作用弱。因此，在底辟波及区形成了充满度较高的岩性气藏群(或大中型气田)，其天然气一般具有“富烃组分含量高、有机成因CO2含量低、烷烃气正碳同位素系列和甲烷同位素较轻”等特征，是一类优质天然气[27]。

底辟核心区(如东方1-1/东方13-1构造)受底辟活动影响强烈，且发育的密集小断裂和微裂缝系组成的输导体系深达基底，因此早期聚集的天然气往往在后期底辟活动过程中受到晚期生成的天然气的改造[28]，在中深层形成“高成熟度、无机成因CO2含量高、烷烃碳同位素序列局部倒转”为特征的多期混合改造型天然气[27-28]，在浅层则形成“高成熟度与低成熟度、有机成因与无机成因CO2、烷烃碳同位素正序列与局部倒转序列混杂”的再运移次生型和多期混合改造型并存的天然气。

图8 莺歌海盆地东方区受底辟影响的天然气运聚特征(据文献[27],有修改)

3 天然气成藏模式

底辟核部区天然气运聚与底辟活动密切相关，流体运移相态特征和充注机制在底辟静止期和底辟活动期存在较大差异。底辟静止期，底辟核部区微断裂和裂缝闭合，烃源岩排出的烃类在深部地区大量累积，一方面形成底辟活动期混相幕式运聚成藏的物质基础，另一方面天然气在源-储剩余压力差作用下以水溶相缓慢通过盖层向浅部地层运移，以水溶相脱溶成藏模式聚集成藏。底辟活动期，底辟核部区微断裂和裂缝开启，超压封存箱破裂，已聚集成藏的天然气发生再运移，在浅部圈闭中再聚集形成次生气藏；高源-储剩余压力差作用又使地层深部流体以混相(天然气呈水溶相和游离相、地层水以汽相和液相)快速向浅部地层运移，水溶相天然气以幕式脱溶方式成藏，游离相天然气则发生幕式充注，由于深部储层条件下天然气能在浮力作用下发生自由分异，因此盆地高温高压带深部地层中能形成连续气柱的游离相气藏。

1) 底辟核部区及其周缘半封闭超压系统“混相改造型”成藏模式。

在底辟核部区，底辟活动强度大，后一期底辟活动对前一期底辟活动过程中已形成的气藏具有较强改造作用，这样底辟核部区高温高压带黄流组和梅山组便只聚集晚期的高—过成熟天然气，而浅层常压带既发育成熟天然气，也发育晚期的高—过成熟天然气。目前东方1-1区和东方13-1区中深层天然气就是以这种模式成藏的，如图9中C、D井区。

2) 底辟波及带远端“气相渗滤型”成藏模式。

底辟波及带远端为封闭型超压系统，深部发育大量近直立沟通源-储的微断裂垂向输导通道，在底辟活动期深部流体主要呈游离相或混相的方式，通过微裂缝向浅部黄流组储层中运移，其运移动力主要为浮力。该地区高温高压带已被早期成熟天然气聚集的圈闭，底辟活动期晚期的高—过成熟天然气和无机成因CO2对其改造作用弱，主要形成原生气藏；而晚期生成的高—过成熟天然气和无机成因CO2则向浅层常压带圈闭中运聚，即该区带天然气分布规律及深层与中浅层天然气地球化学特征差异与常规浮力作用下运聚形成的常规气藏相似，如图9中A、B井区。

图9 莺歌海盆地中央底辟带天然气成藏模式

3) 非底辟带封闭型超压系统“水相脱溶型”成藏模式。

中央凹陷区非底辟带处于封闭型超压系统，可能存在“水力破裂”形成的微裂缝，但缺乏流体长距离垂向运移的微断裂通道。烃源岩生成的烃类(主要指天然气)大量滞留于深部地层中，成为非底辟带中深层天然气成藏的物质基础。在高源-储剩余压力差作用下，天然气呈水溶相缓慢通过盖层或微裂缝向浅部运移，由于运移过程中温度和压力降低，水溶相天然气逐渐过饱和析出游离相气泡，遇到合适圈闭聚集成藏，如图9中A井区偏左处区域。

4 勘探方向

研究表明，莺歌海盆地中央底辟带中深层“生、盖、圈、运”等成藏要素配置关系优越，大型储集体和优质储层制约大中型气田和高丰度气藏的形成，保存条件(是否远离底辟核部)决定大中型高温高压气田的分布，因此中央底辟带除东方13-2区和东方13-1区分别为已探明的现实区之外，东方13-2W为近期最有利勘探区，该区远离底辟核部，小断层和微裂缝等输导通道较发育，且靠近西部越南物源区，主河道和分流河道砂体发育，其物性可能与东方13-2区相当或更优。此外，应加强乐东区的勘探，尤其是乐东8-1、10-1等底辟波及区的海底扇储集体，勘探前景良好。

中央底辟带天然气成藏特征差异与天然气成藏模式研究、高温高压天然气模拟实验和莺歌海盆地流体相态演变规律研究表明，埋深3 000～5 000 m的黄流组下部和梅山组深层高温高压带仍是游离相天然气成藏的有利部位，埋深超过5 000 m地层中的天然气可能主要呈水溶相存在，气水分异作用较差，高丰度气藏形成难度大。因此，埋深3 000～5 000 m的黄流组下部和梅山组是今后深层天然气勘探的有益探索方向。

5 结论

1) 莺歌海盆地中央底辟带天然气富集条件优越，中深层高温高压天然气富集成藏受控于大型储集体、优质储层和底辟位置等三大条件，底辟翼部或波及区有利于优质高产气藏的形成和保存。

2) 莺歌海盆地中央底辟带存在底辟核部区及其周缘半封闭超压系统的“混相改造型”、底辟波及带远端的“气相渗滤型”以及非底辟带封闭型超压系统的“水相脱溶型”等3种成藏模式。

3) 莺歌海盆地中央底辟带中新统黄流组和梅山组上部是近期天然气勘探的主要方向，东方区和乐东区底辟构造翼部大型海底扇储集体是下一步勘探的优选目标。

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(编辑：崔护社 张喜林)

High temperature and high pressure gas enrichment condition, distribution law and accumulation model in central diapir zone of Yinggehai basin

Xie Yuhong1Li Xushen1Tong Chuanxin1Liu Ping1Wu Hongzhu2,3Huang Zhilong2

(1.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang，Guangdong524057,China; 2.ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;3.ZhejiangGeophysicalandGeochemicalExplorationInstitute,Hangzhou，Zhejiang310005,China)

The discovery of DF13 gas field in Yinggehai basin reveals that the basin has the favorable settings for high temperature and high pressure gas accumulation. Based on studies of gas accumulation conditions in DF zone, this paper systematically analyzed high temperature and high pressure gas enrichment conditions, distribution laws and accumulation models in central diapir zone of Yinggehai basin. The central diapir zone has favorable gas enrichment conditions, the large and high quality reservoir bodies in diapir wings are key factors controlling high temperature and high pressure gas enrichment, and the affected areas of diapirs are favorable settings for high quality gas reservoirs. There are three accumulation models for high temperature and high pressure gas in the central diapir zone: semi-enclosed overpressure system “miscible reformed” model in the core and periphery zones of diapirs, “gas phase infiltration” model in affected zones of diapirs and closed overpressure system “water phase exsolution” model in non-diapir areas. Huangliu Formation and Upper Member of Meishan Formation of Miocene in the periphery of Diapirs are important exploration directions, and the large submarine fan reservoir bodies in diapir wings in LD and DF zones are priority exploration targets.

Yinggehai basin; central diapir zone; Huangliu Formation; Meishan Formation; high temperature and high pressure gas; enrichment condition; distribution law; accumulation model; exploration direction

谢玉洪，男，教授级高级工程师，长期从事南海西部海域油气勘探与技术管理工作。地址：广东省湛江市坡头区南调路1388号(邮编：524057)。E-mail:xieyh@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0001-12

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.001

TE5122.1

A

2015-05-22 改回日期：2015-07-02

*“十二五”国家科技重大专项“莺琼盆地高温高压天然气成藏主控因素及勘探方向(编号：2011ZX05023-004)”部分研究成果。