莺歌海盆地东方区中深层天然气地球化学特征与成因

童传新，马 剑，裴健翔，徐新德，刘 平（1.中国地质大学资源学院，武汉40074；.中海石油湛江分公司，广东湛江54057；.中国石油大学地球科学学院，北京1049）

莺歌海盆地东方区中深层天然气地球化学特征与成因

童传新1，2，马 剑3，裴健翔2，徐新德2，刘 平2
（1.中国地质大学资源学院，武汉430074；2.中海石油湛江分公司，广东湛江524057；3.中国石油大学地球科学学院，北京102249）

为查明莺歌海盆地底辟带东方区中深层天然气成藏规律，在底辟活动研究成果基础上，利用天然气地球化学分析技术，对高温高压带天然气地球化学特征、分布差异及其与成藏关系进行了研究。研究结果表明：东方区高温高压带存在成熟煤型气、高成熟含混合成因CO2煤型气和高成熟富无机CO2煤型气等3种类型热成因气，其主力气源岩为中新统梅山组；底辟核部和近底辟核心区高温高压带发育多期混合充注天然气，晚期改造作用强，底辟斜坡带D13-2气田保留大量早期充注的天然气；底辟带及其周边天然气分布与充注期次和底辟活动强度密切相关。D1-1井区底辟的影响范围大约为10 km，10 km以外范围天然气品质变好，以富烷烃的天然气为主。

莺歌海盆地；东方区；底辟；天然气充注；高温高压带；地球化学特征

莺歌海盆地中央坳陷带底辟区具有优越的天然气成藏条件[1]，目前已在盆地异常高温高压带（压力系数大于1.8）外部的上新统莺歌海组二段上部和乐东组（下文称浅层）中发现了大量天然气，这些天然气成分复杂，具有成藏期近、成藏时间短及高温幕式充注等特点[2-4]，一直以来都是众多学者研究的热点。近年来，莺歌海盆地天然气勘探方向逐渐转向中深层高温高压领域，许多学者和专家曾一度对该领域天然气成藏问题表示担忧，认为莺歌海盆地中压力系数大于1.8的强超压区天然气难以成藏[5]。但D11井、D14井和W1井先后在D1-1井区、D13-1井区和D13-2井区高温高压带中新统黄流组和梅山组大型叠置海底扇砂体储集层中，获得了重大突破[6-7]，多口井获得日产100×104m3以上的高产气流，如D13-2-1井和D1-1-14井等，这表明莺歌海盆地东方区高温高压带天然气能够成藏。盆地中深层高温高压带天然气勘探的突破和大量地质、地球化学资料的获得，为天然气成藏研究带来了契机。中深层底辟带和非底辟带天然气与浅层天然气在地球化学特征方面是否有差异，它们是不是同期形成的，其运聚过程又有何不同？对于这些问题，目前尚未开展过系统研究。本文通过对比东方区中深层高温高压带与浅层正常压力带、压力过渡带天然气组成及碳同位素特征差异，结合底辟活动特征，分析了莺歌海盆地高温高压带天然气地球化学特征及其与天然气充注的关系。

1 区域地质概况

莺歌海盆地位于我国海南省与越南之间的莺歌海海域，是在前古近系基底上发育的新生代高温高压盆地，其形态呈北北西走向长条形，面积约12.7× 104km2[8]。盆地可划分为3个一级构造单元：莺东斜坡带、莺西斜坡带和中央坳陷带（图1）。由于受近代板块运动诱发的岩石圈多幕伸展与红河断裂右旋扭动联合作用，中央坳陷带发育5排雁列式排列的底辟构造。研究区位于中央坳陷带中央底辟区北部，包括底辟核部的D1-1井区及斜坡带的D13-1井区、D13-2井区和D13-2w井区（图1），目的层位中新统黄流组（N1h）和梅山组（N1m）处于高温超压带。研究表明，莺歌海盆地存在2套气源岩：渐新统崖城组和中新统三亚组—梅山组[9-10]。崖城组是一套海岸平原含煤烃源岩，在莺歌海盆地临高地区及其东北可能有分布。中新统烃源岩主要分布于莺歌海盆地中央坳陷区，是底辟区浅层气田的主要气源岩。截至2012年底，研究区内成功钻探20余口高温高压探井，在异常高温高压带发现大量岩性气藏和构造-岩性气藏。

图1 莺歌海盆地区域构造划分与地层柱状剖面（据中海石油湛江油田分公司，略有修改）

2 中深层天然气地球化学特征及气源分析

2.1 天然气组分及其碳同位素分布特征

（1）天然气组分特征莺歌海盆地东方区高温高压带天然气由烃类和非烃类两部分组成，烃类包括甲烷和乙烷及少量重烃组分，非烃类气体主要包括二氧化碳和氮气，也含有少量稀有气体，这些组成特征与浅层正常压力带天然气相同。但与浅层天然气相比，高温高压带各气藏天然气组成差异较大，甲烷含量为22.80%~84.70%，二氧化碳含量为0.22%~63.40%，重烃含量一般不超过4.95%，且随碳数增加，重烃含量逐渐降低。天然气干燥系数（C1/C1-5）为0.92~0.99，大都具有典型干气的特点。

（2）天然气碳同位素分布特征与浅层天然气相比，中深层高温高压带天然气甲烷碳同位素（δ13C1）分布范围较窄（图2），为-39.27‰~-30.28‰，重δ13C1的样品较多，表明中深层高成熟度天然气会更多。乙烷和丙烷碳同位素分布范围明显较浅层的宽，超压带天然气δ13C2主要分布在-27.0‰~-24.0‰，δ13C3主要分布在-27.0‰~-23.0‰，δ13C2和δ13C3较中浅层天然气偏轻（约1.0‰~2.0‰），且有较多样品的δ13C2和δ13C3小于-27.0‰（图2），反映了深部气源贡献更高。超压带天然气δ13CCO2分布范围与浅层的基本相同，主要在-20.0‰~0，具有机和无机两种成因。此外，盆地中央底辟区高温超压带天然气多见局部倒转序列，即δ，但倒转天然气样品数在不同地区分布有差异。底辟核部D1-1井区天然气基本都具有局部倒转特征，底辟周缘D13-1井区大部分天然气样品碳同位素局部倒转，距离底辟区较远的D13-2井区则以正序列为主。

图2 莺歌海盆地中央底辟区浅层与中深层高温高压带天然气碳同位素对比

2.2 天然气来源分析

对于莺歌海盆地底辟带东方区浅层煤型气的来源，学者们已作过大量研究，认为它们主要来自中新统三亚组和梅山组烃源岩[10]。而研究区中深层煤型气乙烷碳同位素多为-26.9‰~-21.7‰（图2），与浅层莺歌海式煤型气乙烷碳位素范围（-25‰~-20‰）相近[11]，明显重于崖城组气源岩所生天然气的碳同位素（崖13-1气田天然气δ13C2为-27‰~-25‰），因此，认为中深层天然气主要来自中新统。此外，目前已发现的中深层天然气富集层位为莺歌海组和黄流组一段，其成藏期不应早于黄一段沉积期，即成藏期应在距今5.5×106a至今。莺歌海盆地地层埋藏史研究表明，盆地中央坳陷带崖城组在距今5.5×106a时埋深大于8 000 m，推测其镜质体反射率至少3.0%以上，远大于现今发现的天然气的成熟度，即这些天然气不可能来自渐新统。

文献［12］建立的莺琼盆地碳同位素（δ13C1）与镜质体反射率（Ro）关系方程为

莺歌海盆地气源岩埋藏深度（D）与镜质体反射率（Ro）关系方程为

根据（1）式和（2）式计算的东方区高温高压带天然气主力气源岩的镜质体反射率为0.89%~1.26%，埋藏深度为3 400~4 100 m，即烃类主要来自黄流组和梅一段上部泥岩，这显然与研究区实际地质情况不符。

梅山组岩样测定结果建立的莺琼盆地碳同位素（δ13C1）与镜质体反射率（Ro）关系方程为

根据（3）式计算了盆地中央底辟区超压带内天然气的成熟度，发现其镜质体反射率较（1）式计算结果略高，D1-1井区和D13-1井区黄流组和梅山组天然气为高成熟气（Ro为1.34%~1.69%），D13-2井区黄流组天然气为成熟—高成熟气（Ro为0.83%~1.43%），推测其主力气源岩为梅山组泥岩，这与前人研究认识基本一致[2，6-7，13]，也符合东方区成藏期幕式充注的地质条件。东方区目前尚无中新统三亚组—梅山组泥岩镜质体反射率数据，但盆地高温高压带烃源岩演化受强超压抑制作用已被证实[10]。此外，根据莺歌海盆地中央凹陷D1井、邻区LD22-1-7井和受超压抑制作用明显的LD30-1-1A井[14]泥岩镜质体反射率与深度关系，推测东方区埋藏深度小于4 000 m的黄流组泥岩，其镜质体反射率不足0.75%（图3）。因此，莺歌海盆地中央底辟区深层超压带内天然气主要来自深部三亚组和梅山组烃源岩或渐新统烃源岩，莺歌海组—黄流组烃源岩贡献较小。

图3 莺歌海盆地中央底辟区中深层高温高压带天然气成熟度与泥岩成熟度对比

3 高温高压带天然气类型及分布特征

在天然气成熟度研究基础上，根据中深层天然气组分和碳同位素特征，可以将其划分为成熟煤型气（Ⅰ类）、高成熟富无机CO2煤型气（Ⅱ1类）及高成熟含混合成因CO2煤型气（Ⅱ2类）（图4）。其中，成熟煤型气（Ⅰ类）以具有低含量有机成因CO2组分（δ13CCO2较轻）和甲烷碳同位素较轻为特征，高成熟富无机CO2煤型气（Ⅱ1类）以具有含量较高的无机CO2（δ13CCO2较重）和甲烷碳同位素较重为特征，高成熟含混合成因CO2煤型气（Ⅱ2类）的特征介于前面二者之间。从不同类型天然气的分布来看，研究区中深层高温高压带的天然气分布与底辟关系很明显：成熟煤型气（Ⅰ类）主要分布于底辟核部D1-1井区的浅层莺歌海组（N2y）和底辟斜坡带的D13-2井区高温高压带的黄流组（N1h），其烷烃碳同位素多为正序列；高成熟富无机CO2煤型气（Ⅱ1类）多见于底辟核部D1-1井区和底辟斜坡带D13-1井区高温高压带黄流组及底辟斜坡带D13-2井区浅层莺歌海组，其烷烃碳同位素序列以局部倒转为特征；高成熟含混合成因CO2煤型气（Ⅱ2类）在深层高温高压带的不同部位皆有分布。不同类型天然气的分布及特征的差异与底辟的多期活动及天然气多期充注有关。

图4 莺歌海盆地中深层天然气类型划分

4 高温高压带天然气分布差异与成藏关系

4.1 底辟核部及周缘高温高压带为多期混合充注，晚期改造作用强

底辟核部D1-1井区D1-1-12井黄流组Ⅲ气组储集层包裹体均一温度表明，该气藏至少存在2期流体充注：第1期100~140℃；第2期为160~200℃.从气藏现今的天然气组分和碳同位素来看，这两期流体是以烷烃气为主，CO2含量低，两期天然气混合充注导致了该气藏烷烃气碳同位素的局部倒转（表1）。

表1 D1-1-12井、D13-1-4井和D13-1-6井高温高压气层天然气地球化学特征对比

D13-1井区D13-1-6井黄流组Ⅱ气组和D13-1-4井黄流组Ⅰ气组储集层包裹体均一温度显示，气藏存在3期流体充注：第1期均一温度为110~150℃；第2期为150~190℃；第3期为190~230℃.将这两口井储集层包裹体均一温度特征、天然气组分及碳同位素特征与D12井黄流组Ⅲ气组进行对比，判断第3期流体是以无机成因CO2（δ13CCO2>-4.0‰）为主（表1），气藏CO2含量皆大于40%，即CO2为最后一期充注形成。该气藏二氧化碳碳同位素（δ13CCO2）大于-4.0‰，是深部无机碳酸盐岩分解形成的。D13-1-6井和D13-1-4井两气组烷烃气碳同位素局部倒转是多期混合作用形成的。

此外，D1-1-11井3 410—3 450 m井段梅山组天然气甲烷碳同位素为-30.69‰（计算Ro为1.65%），天然气干燥系数（C1/C1~5）却为0.85，表现出湿气特征，反映局部仍有早期充注的成熟天然气的存在，也说明底辟核部和近底辟核心区天然气多为高成熟—过成熟天然气与早期充注的成熟天然气的混合。

从高温高压带天然气甲烷、二氧化碳含量和碳同位素关系来看，甲烷碳同位素大于-34.0‰的天然气（Ro大于1.33%）既有与无机成因CO2伴生的（D1-1-13，D13-1-4，D13-1-6和D13-1-8等井），也有与有机成因CO2共生的（D13-1-10井Ⅱ气组、D1-1-1和D1-1-12井Ⅲ气组和D13-1-7井Ⅰ气组等）。与有机成因CO2共生的天然气中CO2含量都不高（图5），表明中深层高温高压带存在一期δ13C1大于-34.0‰的高成熟—过成熟烷烃气的充注，这期天然气与无机CO2并非同一期充注形成。前人研究也指出，莺歌海盆地中央底辟区烷烃气充注早，无机CO2为晚期充注[2，4]，充注期在距今0.4×106a之后[6]。

图5 莺歌海盆地中央底辟区深层高温高压带内天然气充注期次分析

因此，中深层超压带至少存在3期流体充注：早期为热成因成熟烷烃气，之后为高成熟—过成熟天然气，最晚期为无机CO2，底辟核部和近底辟核心区的D1-1井区和D13-1井区高温高压带黄流组和梅山组气藏是多期混合作用形成的。

4.2 底辟斜坡带天然气特征

与底辟核部相比，底辟斜坡带后期改造作用较弱，导致底辟斜坡带D13-2井区保留大量早期充注的天然气，晚期充注的天然气相对较少。

从底辟核部D1-1井区到近底辟核心区D13-1井区再到底辟斜坡带的D13-2井区，高温高压带烷烃碳同位素局部倒转序列天然气样品逐渐减少，碳同位素正序列样品逐渐增多，反映底辟活动对其周边天然气成藏的影响是有差异的。D13-2井区离底辟较远，受后期底辟活动影响较弱，天然气样品以正碳同位素序列为主，后期高成熟—过成熟天然气和无机CO2的影响明显减弱。因此，D13-2井区黄流组以成熟煤型气为主，其组分中CO2多为有机成因，表明它受晚期高成熟煤型气和无机CO2改造弱，目前气藏中的天然气主要为早期充注的成熟煤型气。

4.3 高温高压带天然气分布差异与成藏关系

底辟多期上拱活动，对底辟及其周边产生不同程度的影响，不同地区天然气赋存受底辟活动差异和天然气充注成藏过程的控制。

（1）在底辟区核部及其周缘地区，受底辟作用影响大，发育大量密集型微裂缝系，为混相幕式充注提供了便利条件，在该地区高温高压带富集的高成熟、富无机成因CO2组分、烷烃碳同位素基本局部倒转的天然气（图6），是多期混合作用的结果，浅层聚集的成熟烷烃气则是早期成藏，后期调整再运移形成的。

图6 莺歌海盆地中央底辟区D1-1气田及其周缘D13-1气田热成因天然气组分碳同位素与深度关系

（2）底辟斜坡带D13-2井区由于受底辟活动影响弱，其输导通道微断裂—裂缝系统远不及底辟核部区发育，黄流组中早期聚集的成熟天然气受后期改造作用弱，以碳同位素正常序列为主，组分中CO2含量低。

（3）东方区中深层高温高压带气藏随着离底辟核部距离的增大，其甲烷含量升高，二氧化碳含量降低，甲烷碳同位素减小（成熟度降低），二氧化碳碳同位素也减小，逐渐变成有机成因为主，这一变化规律正是底辟活动对不同地区影响差异的结果（图7）。D1-1井区底辟的影响范围大约在10 km以内，10 km之外天然气品质变好，以富烷烃的天然气为主（图7）。

图7 莺歌海盆地中央底辟区中深层高温高压带天然气组分、碳同位素与其距底辟距离的关系

5 结论

（1）莺歌海盆地中深层高温高压带存在3种类型的热成因煤型气：成熟煤型气、高成熟含混合成因CO2煤型气和富无机CO2高成熟煤型气。

（2）底辟多期活动及其对周边各地区影响的差异，使底辟核部（D1-1井区）和近底辟核心区（D13-1井区以及底辟斜坡带D13-2井区）天然气分布呈现以下规律：D13-2井区距底辟核部远，受底辟活动影响弱，在黄流组聚集早期充注的原生型天然气，晚期充注的高成熟烷烃气和无机成因CO2对其改造作用弱；D1-1井区和D13-1井区受底辟活动影响强烈，黄流组沉积早期聚集的成熟煤型气在底辟再活动期调整至浅层莺歌海组成藏，黄流组气藏被破坏后残留的成熟煤型气与晚期高成熟煤型气、无机成因CO2混合形成富无机成因CO2、碳同位素局部倒转序列的高成熟煤型气。

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Geochemical Characteristics and Origin Types of Mid⁃Deep Natural Gas in Dongfang Area，Yinggehai Basin

TONG Chuanxin1,2,MA Jian3,PEI Jianxiang2,XU Xinde2,LIU Ping2
(1.School of Resource,ChinaUniversity of Geosciences,Wuhan,Hubei 430074,China;2.ZhanjiangBranch,CNOOC,Zhanjiang, Guangdong524057,China;3.School of Earth Sciences,ChinaUniversity of Petroleum,Beijing 102249,China)

In order to make clear the accumulation patterns of mid⁃deep natural gas in Dongfang area of diapir zone in Yinggehai basin, this paper studied the geochemistry,distribution of natural gas in high temperature and high pressure zone,and their relationship with gas accumulation based on the researches of diapir activity,using the geochemical analysis technology.The results indicate that there exist three types of thermogenic gases mainly generating from Meishan formation,including the matured coal⁃related gas,the high⁃matured and CO2⁃bearing coal⁃related gas,and the high⁃matured and CO2⁃rich coal⁃related gas;there are multistage mixed charging natural gases in high temperature and high pressure zones in diaper core and near it,which are characterized by strong late reworking,and there is a large amount of early charging gas in D13⁃2 gas field;such a distribution and charging period in the diapir belt and surroundings are closely re⁃lated to the diapir activity intensity differences.The influencing range of Diapir D1⁃1 is about 10 km,beyond which the quality of natural gas is gettingbetter,and dominated by alkane⁃rich gas.

Yinggehai basin;Dongfangarea;diapir;gas charging;high temperature and high pressure zone;geochemical feature

TE125

A

1001-3873（2015）03-0258-06

10.7657/XJPG20150302

2015-01-12

2015-03-23

国家科技重大专项（2011ZX05023-004-008）

童传新（1968-），男，江苏扬州人，高级工程师，博士研究生，石油地质，（Tel）010-89734162（E-mail）202majian@163.com.