南海西部海域高温高压天然气成藏机理与资源前景——以莺-琼盆地为例

谢玉洪

中国海洋石油总公司

南海西部海域高温高压天然气成藏机理与资源前景
——以莺-琼盆地为例

谢玉洪

中国海洋石油总公司

南海莺-琼盆地已发现X1-1、Y13-1等多个常压大气田，但受中深部地震资料品质差、高温高压地质条件复杂及钻完井工程难度大等限制，高温高压领域天然气成藏机理认识不清，严重制约了莺-琼盆地高温高压领域天然气勘探发现。以破解莺-琼盆地高温高压条件下成藏机理关键理论问题为核心，利用钻井地质、地震勘探资料，开展了高温高压条件下烃源岩生烃、天然气溶解实验、高温高压领域大型储集体沉积模式和盖层封盖机制研究。研究认为：莺-琼盆地高温场促进有机质生气，高压早期抑制、晚期促进有机质生气；高温高压条件下天然气能够出溶形成游离气；莺-琼盆地发育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂储集体；超压封盖控制了莺-琼盆地高压气田的成藏富集。构建了“陆源海相烃源岩生烃、重力流储集体聚气、断裂/超压裂隙输导、超压盖层封气”的高温高压天然气成藏模式。研究成果为莺-琼盆地高温高压领域勘探突破提供了理论依据，指导了近年X13-1/X13-2、L25-1等大中型高压气田的发现。莺-琼盆地发育的一系列的深、大高压凹陷且中深层整体勘探程度较低，尚有规模巨大的天然气资源量待发现。

南海西部海域；高温高压；天然气；成藏机理；资源前景；莺-琼盆地

南海地处欧亚、印支和太平洋三大板块交汇的复杂构造区，盆地沉积类型、油气分布十分复杂。莺歌海盆地、琼东南盆地（简称莺-琼盆地）位于南海北部大陆架，总面积约为19×104km2（图1）［1-3］。莺-琼盆地经历了断陷、拗陷两个构造演化阶段，分别沉积了断陷期湖相始新统、海陆过渡相—海相渐新统崖城组和陵水组、拗陷期海相中新统三亚组、梅山组、黄流组和上新统莺歌海组等地层。始新统湖相泥岩、渐新统海陆过渡相—海相泥岩及中新统海相泥岩为盆地内3套烃源岩，钻井证实渐新统和中新统为主力气源岩［3］，前者主要分布于琼东南盆地，后者分布于莺歌海盆地。储层主要有3种类型，包括：上渐新统陵水组三段扇三角洲砂岩、中新统黄流组重力流沉积砂岩和上新统莺歌海组重力流水道砂、浅海席状砂。盖层主要有陵水组二段、黄流组及莺歌海组海相泥岩［3］。

图1 莺-琼盆地构造区划Fig.1 Geotectonic division of the Ying-Qiong Basin

莺-琼盆地具有高温高压的特征，对天然气生成、运移、成藏与分布产生重要影响。莺歌海盆地地温梯度3～5 ℃/100 m，平均4.04 ℃/100 m；琼东南盆地地温梯度3～4 ℃/100 m，平均3.67 ℃/100 m。纵向上，3 000 m埋深莺歌海盆地温度为110～163℃，琼东南盆地温度为99～145 ℃；5 000 m埋深，莺歌海盆地温度为170～260 ℃，琼东南盆地温度为152～229 ℃，莺歌海盆地地温高于琼东南盆地。莺-琼盆地异常压力主要是快速沉积引起的厚层泥岩排水不畅造成的，此外，深部水热、生烃作用、纵横向压力传递等对地层增压也有贡献。不同区带、埋深的地层压力变化较大，莺歌海盆地中深部压力具有“南高北低、中央坳陷高斜坡区低”的格局，以上中新统黄流组顶面T30为例，北部东方区地层压力系数为1.3～2.1，南部乐东区地层压力系数为1.7～2.4。琼东南盆地高压主要发育于盆地西部乐东、陵水凹陷，T30界面地层压力系数1.5～2.1，上渐新统陵水组顶面T60地层压力系数1.8～2.2。

莺-琼盆地已发现了X1-1、Y13-1等多个常压大中型气田。由于中深部地震勘探资料品质差、温压条件复杂、钻完井工程实施难度大，莺-琼盆地高温高压领域天然气勘探工作长期停滞不前，关键问题在于对中深部高温高压条件下天然气成藏机理认识不清。经过“十一五”、“ 十二五”多年的科技攻关，以破解莺-琼盆地天然气成藏机理关键问题为核心，精细解剖典型气田和含气构造，开展高温高压条件下天然气溶解实验，研究高温高压条件下生、储、盖和温压场演化等天然气成藏主控因素，创建了高温高压条件下天然气成藏机理与模式和配套的地球物理勘探技术体系，为莺-琼盆地大中型气田勘探突破提供了理论依据、勘探技术。近年来相继发现并成功评价X13-1/X13-2、L25-1高温高压大气田，开创了莺-琼盆地高温高压领域勘探新局面。

1 高温高压领域天然气成藏机理和成藏模式

Hydrocarbon accumulation mechanism and pattern of HTHP natural gas reservoirs

1.1 高温促进有机质生气，高压早期抑制、晚期促进有机质生气

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

莺-琼盆地发育渐新统、中新统陆源海相烃源岩，有机质类型为Ⅲ～Ⅱ2，以生气为主［4-6］，普遍处于高温高压环境。由于缺少高温高压条件下生烃热模拟实验，高温高压条件下烃源岩生烃机制的认识不清晰，且烃源岩品质、规模认识不深入，导致对盆地地质资源的认识不乐观，2005年度全国资源评价时，莺-琼盆地地质资源不到30 000×108m3［7］。

本研究通过宏观区域地质与烃源岩微观解剖结合，运用新钻井样品，对莺-琼盆地烃源岩品质、空间展布进行了重新研究。莺-琼盆地发育渐新统崖城组和中新统梅山—三亚组2套主力气源岩，其中渐新统烃源岩主要为滨岸平原沼泽相、滨海相和浅海相沉积，揭露该套地层的钻井多分布在凹陷边缘或低凸起上，其中邻近河流—三角洲的地层中发育煤线、炭质泥岩和暗色泥岩，如Y13-1低凸起煤线和炭质泥岩有机质丰度非常高，总有机碳（TOC）高达43.5%～95.9%，已被证实为琼东南盆地Y13-1气田烃源岩；暗色泥岩有机质丰度也比较高，TOC在0.64%～3.46%之间。琼东南盆地中央坳陷带崖城组浅海相泥岩由于富含南部、北部含煤三角洲带来的大量陆源有机质，推测有机质丰度达到中等～高，加之该套地层厚度大，达到600～2 400 m，现今已达成熟—高成熟阶段，具备强大的生气潜力，生气强度达到（20～120）×108m3/km2，近期发现的L25、L17大气田天然气均来源于崖城组浅海相泥岩。莺歌海盆地中新统梅山—三亚组浅海泥岩分布广，凹陷中心埋深普遍大于5 000 m，是该盆地主力气源岩，位于莺歌海盆地中央坳陷的Z30-1-1A井和Z22-1-7井揭露的梅山—三亚组地层有机质丰度高，TOC在0.4%～4.51%之间，而且在越南海域的莺西斜坡也已钻获TOC＞1.0%的中新统浅海相泥岩，表明莺歌海盆地中新统具备发育较高有机质丰度的地质条件。梅山—三亚组地层以泥岩为主，在陆架-陆坡体系中可发育三角洲、海底扇沉积，同时造就邻近的浅海泥岩有机质丰度较高，由于中新统厚度巨大，高达2 000～6 500 m，现今大部分进入成熟—高成熟阶段，局部达过成熟阶段，具备强大的生气潜力，生气强度约（20～48）×108m3/km2。

莺-琼盆地属于热盆，特别是莺歌海盆地底辟构造带存在热流体活动，受其影响的层段，平均地温梯度在4.6 ℃/100 m以上，甚至达5.4 ℃/100 m，热场叠加效应导致烃源岩“提前成熟”，生烃门限比非热流体活动区浅了约350 m［8］。

高压对烃源岩生气的影响比较复杂［9-11］。本区钻井崖城组烃源岩在不同压力条件下生烃模拟表明，低成熟阶段，高压（150 MPa）对甲烷产率有抑制作用；成熟—高成熟阶段，高压对甲烷产率有促进作用（图2a、图2b）。对C2～C5湿气而言，在生成阶段，压力有抑制作用，在裂解阶段，压力对其有促进作用。另外，对比煤和海相泥岩的烃产率，海相泥岩在高成熟阶段的烃产率达300 mL/g（TOC），大于煤的烃产率（图2c）。通过上述高温高压生烃模拟实验结果、综合分析，提出“莺-琼盆地高温场促进有机质生气，高压早期抑制、晚期促进有机质生气”的认识。

莺歌海盆地的中央坳陷和琼东南盆地中央坳陷带普遍发育高温高压。高温高压的形成与泥岩排水不畅、生烃有关。烃源岩层段高温高压，尤其超高压的发育，表明凹陷深部是一个封闭的生气环境，考虑烃源岩埋藏生气过程（不考虑排烃），按照理想气体状态方程，若泥岩孔隙体积在埋藏成岩作用下缩小2/3，地层温度升高1倍，则地层孔隙流体压力急遽增加5倍，这种压力增大主要是生气作用造成的。因此，莺-琼盆地众多高压～超高压凹陷的存在也间接证实了深部烃源岩的生气作用。

综合运用莺-琼盆地最新的烃源岩生烃动力学参数、热历史研究成果，建立逼近地质条件下生气模式，同时考虑沉积相及各凹陷深部烃源岩层系超压发育状况，重新定量评价莺-琼盆地生烃热演化史、生气量及聚集量。结合面积丰度类比法、圈闭统计法，由特尔菲法综合评价莺-琼盆地高温高压领域天然气资源量。研究表明莺-琼盆地天然气地质资源量达到XX万亿m3，勘探潜力巨大。

图2 Y8-2-1井泥岩/煤干酪根样品气态烃产率热模拟实验结果Fig.2 Thermal simulation experiment results of hydrocarbon gas yield of mudstone/coal kerogen samples from Well Y8-2-1

1.2 高温高压下天然气大规模出溶成藏

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

高温高压条件下天然气能否出溶成藏，是高温高压领域天然气勘探的重大理论问题。以往根据Price等人的实验，甲烷气在蒸馏水中的溶解度随温压升高而增大，在206 ℃、150 MPa时达到22.5 m3/ m3。据此认为高温高压领域难以形成大规模的气藏。然而上述实验中的溶剂并非地层水，并不能代表地下的真实情况。“十二五”期间，采用先进的可视化高压流体相态分析实验装置，按莺-琼盆地实钻资料，自配矿化度为19 256 mg/L的NaHCO3型实验用地层水，模拟地层条件下不同温压地层水中天然气的溶解度（图3）。实验结果表明，在90 MPa时，温度从80 ℃增加到180 ℃，溶解度5～6 m3/m3，约为Price实验的1/2。当地层温度、压力逐渐降低时，甲烷在地层水中的溶解度还会进一步降低，实验结果为高温高压地层条件下天然气出溶成藏提供了依据。

莺歌海盆地中央底辟带中新统普遍发育高温高压，在底辟活动期，溶有天然气的地层水由深部向浅层运移过程中，温度和压力逐渐降低，甲烷气溶解度也随之降低而从地层水中析出。结合实验测得的不同温压条件下甲烷在地层水中的溶解度，分析认为地层埋深由深到浅，甲烷在地层水中的相态会由水溶气为主变为以出溶游离气为主，天然气大规模出溶成藏的深度下限为5 500 m，相应的地层温度为220 ℃（图4）。结合地层压力、储层物性变化规律和盖层分布特点，确定莺歌海盆地中央底辟带中深层2 500～4 000 m左右的黄流组一段—梅山组一段是纵向上天然气的有利成藏带。

图3 不同温压条件下CH4在地层水中的溶解度Fig.3 Solubility of CH4 in formation water under different pressures and temperatures

图4 莺歌海盆地地层水中甲烷溶解度和天然气含量纵向变化Fig.4 Vertical change of CH4 solubility and natural gas content of formation water in the Yinggehai Basin

1.3 发育非限制、限制型大型重力流砂岩储层

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

从伸展-走滑构造、断裂研究出发，利用钻井、地震勘探资料，基于构造地质学、沉积学理论，以重矿物分析、母岩类型和锆石年谱测量为主要手段，重新认识莺-琼盆地物源体系，建立莺-琼盆地伸展-走滑背景下重力流储层沉积新模式，有效指导了莺-琼盆地大型非限制型海底扇和限制型水道砂储集体的发现。

1.3.1 大型非限制型海底扇储集体 莺歌海盆地东方区上中新统黄流组一段X13大型气田海底扇是发育在非经典坡折之下、外浅海背景中的大型非限制型海底扇［12-13］，面积约1 700 km2。X14井揭示其为以赤褐铁矿、白钛矿为主，少量电气石、锆石的重矿组合，与X11井储层重矿组合相似，为西部物源特征；具有多期砂体叠置、地震剖面上呈“非对称水道”强振幅特征，朵叶砂分布广；以细砂岩为主，泥质杂基含量低，孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为粒内溶孔、粒间溶孔等，储层以中孔、中渗为主。X13-2区平均孔隙度17.4%，平均渗透率18.1mD。良好的储层物性使得X13大型非限制型海底扇成为莺-琼盆地深部有利的大型天然气聚集区。

XF区西部由于受构造运动的影响，特别是在中晚中新世，受盆地边界断裂带——莺西断裂带不均衡构造活动的影响，导致沿断裂带走向上沉降速率发生极大变化，盆地不同部位的沉降速率在时空上均显示出极大的差异性，在XF区西部形成构造坡折带——非经典陆坡，有别于被动大陆架边缘构造背景的沉积坡折带，坡折下形成较深水的浅海环境。同时，莺西斜坡带发育断裂转换带，形成物源注入点，触发盆缘富砂的古蓝江三角洲前缘滑塌，形成重力流砂质块体搬运沉积的大型海底扇（图5）。

图5 莺歌海盆地东方区黄流组非限制型海底扇沉积模式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储集体 莺-琼盆地大型限制型重力流水道发育于晚中新世—上新世，具有“多幕式”沉积的典型特征，平面上分布于莺歌海盆地乐东Y10区及琼东南盆地中央坳陷L25/17/18区［14-15］，前者长90 km、宽10 km，后者长420 km、宽20 km（图6）。琼东南盆地L25/17/18区晚中新世黄流期限制型水道贯穿整个盆地中央坳陷，其中早期水道分布于乐东凹陷北，晚期水道分布于乐东、陵水以及松南凹陷，早晚期水道在L25区形成纵向叠置，两期限制型重力流水道砂岩构成L25/17区上中新统黄流组主力储层，以粉砂岩、细砂岩为主，局部中砂岩，L17区平均孔隙度达30.7%，平均渗透率543 mD，属高孔、高渗储层。目前已发现L25、L17等深水优质大气田和Z10等含气圈闭，邻区还有多个有利目标待钻探。

图6 莺-琼盆地黄流组沉积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

中央坳陷区限制型重力流水道的古洼槽地貌的形成与构造演化、深水沉积作用关系密切。中中新世，琼东南盆地进入被动大陆边缘盆地演化阶段，盆地北部出现陆架坡折，坡折以下为半深海—深海沉积环境，海底平原区距离盆地北部、南部隆起物源区远，向南受斜坡、隆起限制，从而形成沿盆地轴向分布的限制型古洼槽地貌。来自海南岛、昆嵩隆起和南部隆起物源区的物源在陆架陆坡背景下形成大面积陆架三角洲，三角洲沉积物在一定触发机制作用下发生二次搬运，沿中央坳陷区近东西向的低洼部位下切侵蚀、沉积，钻井、地震勘探资料揭示中央坳陷区限制型重力流水道具有“多幕式”沉积的特征。

1.4 天然气运移通道

Natural gas migration pathway

除了底辟、断裂外，大量发育的裂隙构成了莺-琼盆地高温高压领域天然气运移的重要通道，这些裂隙在地震剖面上往往难以识别。莺歌海盆地浅层勘探研究揭示，底辟模糊带是天然气垂向运移的优势通道，底辟内发育的众多断裂、裂隙及天然气充注是造成其模糊的主要原因。近年勘探发现，在底辟周边深部也存在大量裂隙，可作为天然气运移重要通道。从东方区各取心井观察结果看，中深部泥质粉砂岩和粉砂岩中均不同程度发育裂隙，这些裂隙以近水平缝为主，多未被充填。由于裂隙规模小，在地震剖面上多表现为同相轴轻微扭曲，这些裂隙成为高温高压带油气垂向输导通道。东方区高品质大三维资料清楚地反映断裂不只在底辟核部大量发育，在离开底辟核部的X13区也可见为数众多的裂隙，这些断裂系向下延伸至梅山—三亚组烃源岩，向上断入黄流组一段砂体并结束于上覆大套泥岩内，为深部烃源岩生成天然气向上运移提供主要通道。

莺-琼盆地裂隙的大量发育与超压密切相关。中新统、渐新统烃源岩由于生烃作用和欠压实作用，地层压力急遽升高，当地层压力接近或达到地层破裂压力时，地层发生破裂，超压流体通过裂隙排出然后进入邻近的储层，发生天然气的初次运移。超压压裂地层产生的裂隙广泛分布于底辟区、主干断裂带等薄弱区，是高温高压区油气运移的主要运移通道，同时也控制了天然气的大规模聚集。

1.5 超压封盖控制高压气田的成藏富集

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

X13-1高压气田盖层封气能力研究表明，超压封盖控制了高压气田的成藏富集。高压储层探区盖层能否封闭天然气，主要取决于盖层突破压力、盖层超压之和与储层排替压力、储层剩余压力之和的差值大小（因盖层泥岩突破压力、储/盖层超压均远大于储层排替压力，封闭能力评价时忽略），因此，盖层泥岩的封气能力可以用下式表示：

式中，S为盖层泥岩的封气能力，MPa；pa为盖层泥岩的突破压力，MPa；Δpc为盖层泥岩的剩余压力，MPa；Δpr为储层的剩余压力，MPa。

如果盖层突破压力、盖层超压之和大于气藏储层剩余压力，那么就能封闭天然气，有利于天然气的聚集与保存。以X13-1高压气田盖层泥岩的封气能力评价为例，X13-1高压气田黄流组一段盖层底部泥岩突破压力为12 MPa（图7）；此外，盖层泥岩封闭能力还包括排液不畅形成的超压，盖层的剩余压力为20.5 MPa，即X13-1高压气田盖层泥岩的封闭能力为32.5 MPa，其中盖层超压占封闭能力贡献的63%，由此可见盖层超压在高压气田盖层封闭能力上占据主导地位，仅靠盖层泥岩突破压力难以封闭高压气田。X13-1高压气田黄流组一段储层剩余压力26.5 MPa。X13高压气田盖层泥岩的封闭能力大于储层剩余压力，盖层泥岩具备封闭高压气藏能力，有利于天然气的聚集、保存。

图7 X13-1高压气田14井盖层突破压力剖面Fig.7 Breakthrough pressure profile of cap rocks in Well 14,X13-1 high-pressure gasfield

1.6 高温高压领域天然气成藏模式

Hydrocarbon accumulation pattern of HTHP natural gas reservoirs

莺-琼盆地中央坳陷带在区域走滑-伸展构造作用下发育一系列深大凹陷，形成了规模巨大的渐新统、中新统陆源海相烃源岩，高温高压条件有利于大量生气，生烃强度大，气源充足；同时，走滑-伸展变形控制沉降、沉积中心迁移，在盆地内发育多种中新统大型重力流储集体、形成岩性圈闭；超压驱动，天然气沿断裂/超压裂隙或古构造脊运移，多期充注，超压封盖控制天然气保存、富集，形成了“陆源海相烃源岩生烃、重力流储集体聚气、断裂/裂隙输导、超压盖层封气”的高温高压天然气成藏模式。根据莺-琼盆地不同区带纵向压力结构与天然气大规模聚集的关系，可分为2类成藏模式，一类是高压封存箱内相对低势区垂向运移成藏，以莺歌海盆地X13-1/13-2大气田为代表；另一类是高压封存箱外常压区垂向+侧向运移成藏，以琼东南盆地L25-1、Y13-1气田为代表。

1.6.1 高压封存箱内相对低势区垂向运移成藏 莺歌海盆地中央底辟带气源充足、构造翼部发育大规模西物源海底扇砂体、源储压差大、裂缝高效输导、良好的超压泥岩封盖条件等多个成藏要素的时空配置好，形成了底辟翼部优质高效的天然气成藏环境（图8），X13-2黄流组气藏压力系数在1.7左右，烃类气含量在90%以上。底部翼部源储剩余压力差可达50～60 MPa，较大的源储压力差为出溶相天然气的垂向运移提供了强大动力。底辟翼部自3.6 Ma以来，天然气表现为早期至晚期持续充注和成藏，以早期（3.6～2.7 Ma）为主、晚期（1.5 Ma左右）叠加形成规模较大的气藏群。而底辟核部由于受多期底辟活动的强烈影响，泥岩封盖条件差，黄流组气藏规模小且压力系数大于1.9，CO2含量最高达70%左右。从纵向压力结构分析，底部翼部的X13-2处于高压封存箱内的相对低势区，黄流组海底扇砂体物性好且压力相对低，是天然气大规模成藏的有利场所。

图8 莺歌海盆地中央底辟带X13-2—X1-1天然气成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation pattern of X13-2—X1-1 natural gas reservoirs in central diapir belt,the Yinggehai Basin

1.6.2 高压封存箱外常压、压力过渡带垂向+侧向运移成藏 琼东南盆地中央坳陷带的崖南、乐东、陵水、松南凹陷是已证实的富生气凹陷，深部的中新统或渐新统烃源岩均以高温高压为特征。目前该区已发现的Y13-1、L25-1、L17-2等气田均主要为常压、压力过渡带，表现为封存箱外大规模成藏的特征。L25-1位于乐东凹陷的东南缘，是黄流组轴向水道砂与上下覆泥岩形成的岩性圈闭。该区纵向发育上、下2个压力封存箱。下部封存箱主要由盆地深部生烃作用形成，压力系数大于1.8，强超压范围向上延伸到黄流组底部。根据琼东南盆地已钻井地层破裂实验数据统计，当地层孔隙流体压力系数大于2.0时，地层开始出现裂隙网络。L25-1黄流组气田下部地层发育大量的超压裂隙，深部崖城组生成的天然气在超压和浮力的驱动下沿着这些垂向裂隙带高效地向浅部大规模运移（图9）。上部压力箱主要分布于莺歌海组二段，主要由中新世晚期盆地快速沉降沉积、泥岩排水不畅欠压实形成，压力系数在1.4左右，上部压力箱对黄流组气藏起到很好的封盖作用。L25-1区黄流组发育大型的轴向重力流水道砂且处于上下2个封存箱间，是该区天然气大规模聚集的主控因素。

2 高温高压天然气勘探新进展与资源前景

New exploration progress and resource prospect of HTHP natural gas reservoirs

在高温高压天然气成藏模式的指导下，莺-琼盆地天然气勘探不仅取得一系列重大突破，成功发现并评价一系列大中型优质气田，同时，还提出了莺歌海盆地中深层低位海底扇和轴向水道、琼东南盆地环崖南凹陷古近系构造圈闭带和乐东凹陷—陵水北坡中新统岩性圈闭带等一系列勘探新领域，为今后高温高压领域天然气勘探的进一步突破打下了坚实基础。

图9 琼东南盆地乐东凹陷天然气成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation pattern of natural gas reservoirs in Ledong sag,the Southeast Qiong Basin

2.1 高温高压天然气勘探新进展

New exploration progress of HTHP natural gas reservoirs

莺-琼盆地高温高压领域天然气勘探取得了重大突破，相继发现并成功评价了X13-1/X13-2、L25-1、L13-2等气田，新增天然气探明储量XX亿m3。

X13-1/X13-2气田位于X1-1构造西翼，是以莺歌海盆地西物源、二级坡折控制下的非限制型重力流海底扇为储层的超压大气田，产层为上中新统黄流组一段，地层温度153 ℃，压力系数达1.91。该气田烃类气含量67.9%～87.0%，DST（Drilling Stem Test）测试无阻流量超1×107m3/d。X13-1/X13-2大气田是中国近海首个高温高压千亿方级大气田，它的发现破解了高温高压条件下富烃天然气成藏机理的理论难题，彻底打消了高温高压天然气勘探的疑虑，开辟了南海高温高压广阔的勘探新领域。

自1983年发现Y13-1大气田以来，琼东南盆地天然气勘探一直没有突破。2013年，在中央坳陷陵水凹陷北坡研究发现梅山组低位海底扇L13-2岩性圈闭，利用1井钻探揭示的低渗气层资料和新三维地震勘探资料，识别出储层甜点发育区，在储层甜点新认识指导下，部署钻探了L13-2-2井，该井在中中新统梅山组低位海底扇钻遇高压优质气层，揭示中渗气层16 m，储层温度168 ℃，压力系数高达1.98，DST测试获得超百万方的天然气产能。L13-2优质气田的发现，证实了陵水凹陷为生气凹陷，打开了琼东南盆地高温高压领域、岩性圈闭勘探局面。2014—2015年，在新三维地震勘探资料研究认识指导下，在琼东南盆地乐东凹陷发现了L25-1大气田，是乐东凹陷首个重大勘探发现，是以昆嵩隆起物源为主、上中新统黄流组限制型重力流水道砂为储层的常压-超压叠置的大气田，其中L25-1-2井揭示的上中新统黄流组Ⅳ气组，储层温度135 ℃，压力系数达1.84，平均孔隙度17.7%，平均渗透率11.1 mD，气田天然气中甲烷含量76.0%～84.0%，二氧化碳含量8.9%～12.1%，天然气组分优。L25-1大气田勘探发现证实琼东南盆地乐东凹陷为富生烃凹陷，展现了L25区良好的天然气成藏条件和勘探前景。

2.2 高温高压领域天然气资源前景

Resource prospect of HTHP natural gas reservoirs

南海西部高温高压领域天然气勘探研究及实践均证实，深部高温高压有利于天然气大量生成，高压提供垂向运移动力和通道，高压层系天然气大规模成藏的关键是大型储集体和高压封盖条件。莺-琼盆地发育的一系列深、大高压凹陷及大型重力流储集体，为天然气大规模生成及聚集提供了有利条件。

莺歌海盆地中央凹陷高温高压领域天然气勘探程度较低，尚有规模巨大的天然气资源量待发现。据统计，高温高压领域的剩余圈闭天然气资源量达XX亿m3，占盆地总资源量的83%。上述剩余圈闭层系上主要为中央底辟带及近凹斜坡带中新统岩性圈闭。通过对X13区黄流组天然气大规模聚集规律的进一步认识与完善，对盆地各区带的成藏条件综合类比分析，确定了莺歌海盆地目前两大重点勘探领域。按照沉积体系来划分，分别为低位海底扇体系和轴向水道体系。低位海底扇体系主要位于中央底辟带，包括东方区、昌南区和乐东区，涵盖了黄流组一段、二段及梅山组一段3个层段，该领域中发育大型储集体，压力相对低的目标最有希望取得新突破。轴向水道体系广泛分布于近凹斜坡带，发育层系包括莺歌海组、黄流组和梅山组，该领域目前已发现Z10-1气藏，预示该领域巨大的勘探潜力。

琼东南盆地目前发现的Y13-1、L25-1及L17-2大气田的天然气分别来自崖南、乐东及陵水等高压凹陷，从含油气系统的角度都属于广义的高温高压天然气成藏体系。据统计崖南、乐东、陵水及松南等高压凹陷周边剩余圈闭天然气资源量达XX亿m3，占盆地总资源量的75%以上。近期勘探重点区大崖城区是指崖南凹陷周缘、乐东凹陷西北浅水区及陵水凹陷北坡、陵水低凸起周缘地区，以崖南凹陷、乐东—陵水凹陷含气系统为主，这一区域成藏条件较好，主力成藏组合梅山组、黄流组已分别发现L13-2和Y27-2等高温高压气藏。随着勘探目的层逐步向中深层延伸，高温高压的勘探目标会越来越多。研究认为，环崖南古近系构造圈闭带和乐东凹陷—陵水凹陷周缘中新统—渐新统构造+岩性圈闭是琼东南盆地近期2个重点勘探区带，共落实13个目标，天然气总资源量达XX亿m3，是下步发现大中型气田的有利探区。

3 结论

Conclusions

（1）莺-琼盆地高温场促进有机质生气，高压早期抑制、晚期促进有机质生气。高温高压条件下天然气能够出溶形成出溶气。

（2）莺-琼盆地发育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂储集体。超压封盖控制了莺-琼盆地高压气田的成藏富集。

（3）完善了高温高压天然气成藏理论，构建了“陆源海相烃源岩生烃、重力流储集体聚气、断裂/超压裂隙输导、超压盖层封气”的高温高压天然气成藏模式。

（4）研究成果为莺-琼盆地高温高压领域大中型气田勘探突破提供了理论依据，指导了近年相继发现并成功评价X13-1/X13-2、L25-1等大中型气田。莺-琼盆地发育的一系列的深、大高压凹陷中深层整体勘探程度较低，尚有规模巨大的天然气资源量待发现。

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（修改稿收到日期 2016-10-11）

〔编辑 朱 伟〕

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

谢玉洪.南海西部海域高温高压天然气成藏机理与资源前景——以莺-琼盆地为例 ［J］ .石油钻采工艺，2016，38（6）：713-722.

TE51

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0713-10

10.13639/j.odpt.2016.06.001

:XIE Yuhong.Hydrocarbon accumulation mechanism and resource prospect of HTHP natural gas reservoirs in Western South China Sea:a case study on the Ying-Qiong Basin［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):713-722.

“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突破方向”（编号：2011ZX05023-004）。

谢玉洪（1961-），教授级高工，现从事海洋油气勘探、开发生产科研与工程管理工作。通讯地址：（100010）北京市东城区朝阳门北大街25号。E-mail:xieyh@cnooc.com.cn