南海琼东南盆地东区天然气成因类型与烃源探讨

张迎朝，范彩伟，徐新德，袁 冰

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

南海琼东南盆地东区天然气成因类型与烃源探讨

张迎朝，范彩伟，徐新德，袁 冰

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

根据钻井测试、地震等资料，运用天然气地球化学、成藏综合研究方法，分析了琼东南盆地东部松东凹陷和宝岛凹陷天然气成因及来源。研究表明，研究区天然气主要为油型气，其中松东凹陷北坡的BF13和SF24区中新统天然气为成熟的油型气；宝岛凹陷北缘二号断裂带BF19-2-3井区上渐新统陵水组天然气为高成熟—过成熟油型气，可能混入少量煤型气。该认识有别于以往莺琼盆地报道的典型煤型气。已发现的油型气主要来源于始新统湖相烃源岩，可能部分有崖城组煤系源岩的贡献，推断琼东南盆地除崖城组煤系气源岩之外存在另一套重要的气源岩。松东凹陷和宝岛凹陷下一步重点天然气勘探方向为松东凹陷西北坡和宝岛凹陷北缘二号断裂带。

天然气成因；油型气；烃源岩；始新统；松东凹陷；宝岛凹陷；琼东南盆地

自琼东南盆地崖城13-1大气田发现以来，许多学者利用天然气组分、烷烃气碳同位素组成及凝析油生物标志化合物等资料，对天然气及凝析油地球化学特征、烃源岩构成以及成藏条件进行了研究[1-10]，认为崖城13-1气田天然气为煤型气，下渐新统崖城组海陆过渡相含煤地层为其主力烃源岩。而盆地东区松东凹陷和宝岛凹陷周缘天然气除了部分与西区典型煤型气类似外，大部分天然气重烃含量高(>8%)，烃类气碳同位素明显偏轻(δ13C1为-48.91‰～-35.98‰，δ13C2为-32.02‰～-29.9‰，δ13C3在-29.08‰～-28.13‰之间)，具有油型气的特征，有别于以往莺琼盆地报道的典型煤型气。据统计，中国陆地和近海大中型气田的天然气主要是煤型气和油型裂解气[3]。因此，松东凹陷和宝岛凹陷周缘天然气成因及来源成为亟待解决的关键地质问题。本文在前人研究的基础上，运用天然气组分、稳定碳同位素和天然气轻烃气相色谱分析资料，对天然气成因类型进行了鉴别，结合天然气成熟度、烃源岩埋藏及热演化分析，对松东凹陷和宝岛凹陷烃源岩、天然气勘探方向进行了系统剖析，以期为该区下步油气勘探提供依据。

1 区域地质概况

琼东南盆地是南海北部大陆架一个以新生代沉积为主的裂陷型含油气盆地，西以①号断裂与莺歌海盆地为界，东与珠江口盆地隔神狐隆起相望；主要包括海南隆起、北部坳陷、中部隆起、中央坳陷和南部隆起5个二级构造单元。松东凹陷位于北部坳陷东部，受控于⑥号大断裂，为一“南断北超”的箕状断陷，凹陷面积1 500 km2，古近系最大沉积厚度达3 600 m。宝岛凹陷位于中央坳陷东部，②号大断裂为凹陷北部边界断裂，水深190～1 500 m，凹陷面积达4 600 km2，古近系最大沉积厚度达4 000 m，是琼东南盆地最大的生烃凹陷(图1)。

琼东南盆地具有“古近纪断陷、新近纪拗陷”双层结构，经历断陷阶段陆相盆地(古新世—始新世)、断陷阶段海相盆地(渐新世)、拗陷阶段被动大陆边缘盆地(新近纪—第四纪)3个成盆阶段[11]。始新世裂陷期，琼东南盆地受珠琼运动一幕控制，构造应力以北西—南东向伸展应力为主，形成了NE-SW走向控盆、控凹断裂体系，推断发育了一套湖相生油岩。据油气发现和邻区钻井资料，其生源母质以富含低等水生生物标志化合物C30-4-甲基甾烷为主要特征，陆源高等植物输入少，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型。在渐新世，盆地仍处于断陷演化阶段，受海侵影响，自早渐新世已发展成为海相盆地，形成了与邻区北部湾、珠江口盆地同期陆相断陷沉积有较大差异的海相和海陆交互相沉积；下渐新统崖城组海陆交互相沉积为重要的气源岩，含丰富的陆源高等植物——树脂化合物(W、T双杜松烷)和煤系标志物奥利烷，不含C30-4-甲基甾烷，有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主，具有陆生高等植物生源母质特点。晚渐新世，以海相沉积充填为主，凹陷中央主要充填大套厚层浅海泥岩，大型骨架砂岩主要分布在物源供应充沛的滨岸带和深水区。进入中新世，盆地构造活动减弱，发展为陆架滨海—浅海、陆坡半深海至盆底深海环境，发育了中新统海相储盖组合。上新世以来，大范围海侵，发育了巨厚海相泥岩区域性盖层。

2 天然气地球化学特征与成因类型

根据天然气组成和碳同位素组成特征等可以研究和判识天然气的成因[12-22]。本文从天然气组分、轻烃组成及碳同位素分布特征等方面阐述研究区天然气地球化学特征、成因及来源。

2.1 天然气组分特征

除②号断裂带个别气藏天然气高含二氧化碳外，松东凹陷和宝岛凹陷周缘含气构造天然气组分以烃类气体为主(76.7%～96.4%)，其中甲烷含量为72.9%～86.1%，C2+重烃含量较高，为8.1%～11.4%，干燥系数(C1/ΣC1+)0.82～0.95，为湿气，除BF19-2含气构造外，主要为原油伴生气；非烃气体主要是氮气和二氧化碳，含量均较低，其中氮气的含量为1.5%～8.9%，二氧化碳的含量为0.6%～18.7%(表1)。

2.2 天然气轻烃组成

轻烃是天然气重要组成之一，C6、C7轻烃中正构烷烃、异构烷烃、环烷烃和芳烃的相对组成可用于判识天然气的生源构成，进而判识其成因和来源。一般说来，天然气轻烃组分中正构烷烃主要来源于生油为主的腐泥型母质，支链烷烃(异构烷烃)也与富氢组分有关，芳烃和环烷烃则主要源于生气为主的腐殖型母质[23-25]。研究区天然气C6-C7轻烃总体以异构烷烃(支链烷烃)为主，其次为环烷烃和正构烷烃，显示生烃母质中高等植物与低等水生生物共存。芳烃含量除BF19-2-3井上渐新统陵水组Ⅰ气组(3 911 m样品)和Ⅱ气组(3 934.5 m样品)可能有腐殖型生烃母质贡献较高外，其他天然气样品芳烃含量普遍极低(表2)，反映二者在来源上存在一定差异。琼东南盆地东部天然气轻烃C6、C7构成与北部湾盆地涠西南凹陷典型的油型气构成(表2中WZ1、WZ2、WZ3样品)较为接近。

运用C7轻烃系列可以较有效地进一步鉴别天然气成因类型，划分油型气和煤型气。C7轻烃系列化合物包括正庚烷(nC7)、甲基环己烷(MCH)和各种结构的二甲基环戊烷(ΣDMCC5)。甲基环己烷主要来自高等植物木质素、纤维素等，其热力学性质稳定，是反映陆源母质类型的重要参数，其大量存在是煤型气的特点；各种结构的二甲基环戊烷主要来自水生生物的类脂化合物；正庚烷则主要来自藻类和细菌。可以用甲基环己烷指数来区分不同母质生成的天然气[23]，以50%±2%为界，小于50%±2%者为腐泥型母质生成的油型气。松东凹陷和宝岛凹陷气藏天然气C7轻烃化合物中，甲基环己烷指数偏低，普遍小于50%(表3)，属于油型气，仅BF19-2陵水组天然气甲基环己烷指数略高，可能是该油型气中混入少量煤型气的缘故，或者腐泥型源岩中含一定丰度的陆源输入物。研究区天然气轻烃甲基环己烷指数较北部湾盆地涠西南凹陷典型的油型气甲基环己烷指数略高(表3中WZ1、WZ2、WZ3样品)。

表1 琼东南盆地松东凹陷和宝岛凹陷含气构造天然气组分与碳同位素特征

表2 琼东南盆地和北部湾盆地天然气轻烃气相色谱C6和C7系列数据

1)地层模块测试； 2)钻杆测试；3)模块地层动态测试。

表3 琼东南盆地和北部湾盆地主要气藏天然气C7轻烃组成

注：甲基环己烷指数=MCH/(MCH+nC7+ΣDMCP)×100%。

2.3 天然气同位素组成

依据甲烷碳同位素(δ13C1)划分天然气是有机还是无机成因，国内外学者提出了3个界限值，分别为δ13C1大于-20‰[13，26-27]，大于-25‰[28]和大于-30‰[29-30]。本文采用δ13C1>-30‰作为有机和无机成因天然气的界限。松东凹陷和宝岛凹陷周缘天然气甲烷碳同位素主要分布于-48.91‰～-35.17‰，为有机成因天然气(表1)。深、浅部气藏天然气甲烷碳同位素有差异：新近系中新统三亚组和梅山组天然气的甲烷碳同位素较轻，集中在-48.91‰～-45.53‰之间；古近系陵水组天然气甲烷碳同位素偏重，为-35.98‰～-35.17‰，说明深部陵水组天然气成熟度高于浅部三亚组和梅山组天然气，当然不排除浅层有生物气混入的可能性。

天然气中重烃气碳同位素组成主要受控于生气母质，国外学者采用乙烷碳同位素(δ13C2)界定天然气成因[31]。国内学者根据对天然气中重烃碳同位素统计，将煤型气标准定为δ13C2>-28.1‰、δ13C3>-23.2‰；将油型气标准定为δ13C2<-28.8‰、δ13C3<-25.5‰[32-33]。松东凹陷和宝岛凹陷周缘天然气乙烷碳同位素为-30.92‰～-27.45‰，仅1个样品(δ13C2为-27.45‰)大于-28.8‰，其余均小于-28.8‰；丙烷碳同位素为-31.35‰～-27.62‰，均小于-25.5‰(表1)。结合天然气中含有大量重烃气(重烃含量大于8%)的事实，判断松东凹陷和宝岛凹陷北缘天然气属于油型气。事实上，松东凹陷和宝岛凹陷周缘天然气与珠江口盆地西部文昌A凹陷凝析气藏天然气、文昌13-1/2油田典型油型气的碳同位素分布特征接近，处于同一点群，也表明松东凹陷和宝岛凹陷周缘天然气为油型气(图2)。可以看出，根据碳同位素判断BF19-2陵水组II气组天然气成因与根据C7轻烃资料判断的结果略有出入，分析应该是油型气中混入少量煤型气的缘故，或者与天然气的烃源岩中含较高陆源输入物有关。

天然气中二氧化碳分为有机和无机成因两类。无机成因二氧化碳一般相对富集重碳同位素。松东凹陷和宝岛凹陷周缘天然气中二氧化碳含量0.61%～18.72%，二氧化碳碳同位素介于-29.33‰～-4.26‰之间(表1)，依据戴金星等关于有机和无机成因二氧化碳碳同位素的划分标准[29-30]，既有有机成因，也有无机成因。

2.4 油气来源与天然气勘探方向

对于琼东南盆地天然气来源，目前普遍认为来自下渐新统崖城组的海陆过渡相、浅海相烃源岩[34-36]，而始新统湖相烃源岩的生气贡献鲜有报道。根据研究区构造、沉积地质背景和石油地质条件及勘探成果，结合前述天然气主要为油型气的地质实际，推断琼东南东部松东、宝岛地区天然气主要来自始新统湖相烃源岩，可能有部分崖城组煤系地层生气的贡献。

图2 松东凹陷、宝岛凹陷周缘和文昌凹陷 天然气中δ13C2-δ13C3关系

虽然目前在松东凹陷和宝岛凹陷钻井尚未揭露始新统烃源岩，但在SF24-1-1井下中新统三亚组产出的凝析油、BF15-3-1井上渐新统陵水组(2 269.5 m)油砂抽提物中，均检测出较为丰富的C30-4-甲基甾烷(图3)[37]，反映其烃源岩中含有低等水生生物来源的生油母质。SF24-1-1井凝析油轻烃中以链烷烃为主，芳烃含量很低，有别于盆地西区崖城13-1气田以陆源高等植物输入为主的芳烃型凝析油，推断松东凹陷和宝岛凹陷发育良好的始新统湖相烃源岩。综上所述，始新统湖相烃源岩是松东凹陷和宝岛凹陷重要的烃源岩构成之一。

天然气成熟度是指生气母质的热演化程度，天然气中甲烷、乙烷和丙烷等碳同位素与其密切相关。Stahl建立了甲烷碳同位素与天然气母质成熟度的关系式：δ13C1=AlgRo-B，其中A、B为常数[38]。根据上式，不同的学者根据不同研究区，提出了不同成因类型天然气的A、B常数[39]。宝岛凹陷北缘②号断裂带BF19-2上渐新统陵水组天然气，其碳同位素呈现出油型气特征。根据赵文智等的腐泥型油型气公式[40]，计算得到的天然气成熟度Rc范围为1.94%～2.74%。按生气高峰期在5.5 Ma，此时宝岛凹陷始新统埋深6 000～7 500 m(图4)[41]，其Ro在2.00%以上，处于高成熟—过成熟阶段；崖城组埋深更浅，根据始新统、崖城组在5.5 Ma时的热演化程度与天然气成熟度的匹配，分析BF19-2上渐新统陵水组天然气主要来自高—过成熟阶段的始新统湖相烃源岩，崖城组煤系地层有一定贡献。这与以往琼东南盆地天然气成因与气源认识不同[36]。

图3 琼东南盆地松东凹陷 SF24-1-1井凝析油萜烷和甾烷特征 据黄保家等[37]修改。

在凹陷按照赵文智等提出的腐泥型油型气公式[40]，用甲烷碳同位素计算出的天然气成熟度Rc为0.87%～1.15%，属于腐泥型干酪根在正常成熟阶段形成的天然气，与松东凹陷北坡始新统烃源岩埋藏热演化史吻合，相应于3 Ma时[36]，始新统烃源岩埋深3 600～5 400 m时生成轻质油或凝析油、油型热解气，这与油气成藏条件分析认识一致。SF24-1-1、BF13-1-1等钻井揭示的中新统气藏，系晚中新世断裂沟通了松东凹陷北坡始新统湖相烃源岩灶，此时北坡的始新统湖相烃源岩处于油窗阶段，生成的油气沿晚中新世NWW走向断裂垂向运移，在浅部中新统三亚组、梅山组断鼻圈闭中聚集成藏。松东凹陷始新统沉积受NE-SW走向、NW倾向的⑥号断裂控制，凹陷中心位于SF24-1气藏的西南部，并且向凹陷中心方向始新统烃源岩沉积厚度变大，埋藏变深，生烃母质还原环境及保存条件更有利于生成过成熟的油型裂解气。因此，自松东凹陷北部SF27和SF28区发育的上渐新统陵水组构造脊，向南延伸，是重要的天然气运聚方向，是下步寻找油型裂解气的重点勘探方向之一。

图4 过松东凹陷东部和宝岛凹陷典型剖面5.5 Ma以来构造发育史 据黄保家等[41]修改；剖面位置见图1。

综上所述，盆地东区，无论北部坳陷的松东凹陷还是中央坳陷的宝岛凹陷，目前发现的天然气均为始新统湖相烃源岩在不同成熟阶段生成的油型气(部分混有崖城组煤型气)，丰富了天然气成因类型，进一步佐证了琼东南盆地除崖城组煤系气源岩之外的另一套重要的气源岩，拓宽了琼东南盆地天然气的来源和勘探领域，不仅北部浅水区宝岛凹陷、松东凹陷是下步寻找油型气的重要勘探方向，而且对南部深水区中央坳陷天然气勘探也有重要指导意义。

3 结论

(1)天然气组分、天然气轻烃及烷烃气碳同位素组成特征表明，琼东南盆地东部松东凹陷和宝岛凹陷已发现的天然气为油型气，BF19-2陵水组天然气可能有少量煤型气的混入，不排除有部分崖城组海陆过渡相、浅海相烃源岩生气的贡献。推断松东凹陷和宝岛凹陷发育良好的始新统湖相烃源岩，其为松东凹陷和宝岛凹陷重要的烃源岩构成之一。

(2)除了下渐新统崖城组海陆过渡相煤系地层和浅海相烃源岩生成的煤型气外，始新统湖相腐泥型烃源岩生成的油型气也是琼东南盆地新的天然气成因类型之一，不仅对松东凹陷和宝岛凹陷，而且对琼东南盆地浅水区、深水区天然气勘探也具有重要指导意义。

(3)松东凹陷西北坡SF27和SF28区、宝岛凹陷北缘②号断裂带是下步重要的天然气勘探方向。

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(编辑 徐文明)

Genesis and sources of natural gas in eastern Qiongdongnan Basin, South China Sea

Zhang Yingzhao, Fan Caiwei, Xu Xinde, Yuan Bing

(CNOOCZhanjiangBranchCompany,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

The genesis and sources of natural gas in the Songdong and Baodao sags in the eastern Qiongdongnan Basin were analyzed through gas geochemistry and pool-forming research methods based on sample tests and seismic data. The natural gas in the study area is mainly the oil type. In the BF13 and SF24 regions on the northern slope of the Songdong Sag, mature natural gas of the oil type was found in the Miocene. In the BF19-2-3 region in the fault belt no.2 in the northern Baodao Sag, high-maturity and over-mature natural gas of the oil type (sometimes mixed with coal gas) was found in the Upper Oligocene Lingshui Formation. The findings differed from former reports about the coal-type gas in the Yinggehai and Qiongdongnan basins. The discovered oil type natural gas mainly was sourced from lacustrine deposits in the Eocene, and partially from the coal formations in the Yacheng Formation. It was deduced that there was another set of important gas source rocks besides the coal formations in the Yacheng Formation. The northwestern slope of the Songdong Sag and the fault belt no. 2 in the northern Baodao Sag are important exploration targets for natural gas.

genesis of natural gas; oil-type gas; source rock; Eocene; Songdong Sag; Baodao Sag; Qiongdongnan Basin

1001-6112(2015)04-0466-07

10.11781/sysydz201504466

2014-07-13；修改日期：2015-06-012。

张迎朝(1971—)，男，博士，教授级高级工程师，从事南海油气勘探、科研工作。E-mail：zhangyingzh@cnooc.com.cn。

国家科技重大专项(2011ZX05023-001-007)和中海石油(中国)有限公司重大科技攻关项目(CNOOC-KJ125ZDXM07LTD02-ZJ)资助。

TE122.2

A