莺歌海盆地坳陷斜坡带低孔特低渗气藏形成条件及勘探潜力*

杨计海 黄保家 陈殿远

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

近20多年来，针对莺歌海盆地中央底辟构造带浅层和中深层的天然气勘探取得了重大成果[1-5]，发现了2个千亿立方米气田和一批中小型气田[1,6-8]；然而，随着勘探不断深入，中央底辟构造带可供钻探目标越来越少，迫切需要开拓盆内天然气勘探新领域。近年来，基于新采集的三维地震资料和地质研究新认识[9-10]，针对坳陷斜坡带中深层开展了初步探索，相继钻探了乐东10-1、11-1、10-3圈闭，分别在中新统黄流组、三亚组和梅山组低孔特低渗砂岩钻获天然气层，其特征类似于致密砂岩气藏。致密砂岩气藏作为一种非常规复杂天然气藏，在世界范围内各产气盆地的低渗透含气层中几乎都存在，如美国白垩系圣胡安气田[11-13]、西加拿大盆地下侏罗统致密油气[14-15]、我国鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏[16]、塔里木盆地库车坳陷大北气田下白垩统巴什基奇克组致密砂岩气藏[17]、吐哈盆地侏罗系致密气藏[18]、四川盆地须家河组致密气藏等[19]，其最主要特点是“三低”：①孔隙度低(小于10 %)；②渗透率低(小于0.5 mD )，如鄂尔多斯盆地苏里格气田及四川盆地须家河气区储层的覆压渗透率小于0.1 mD的样品占80%～92%[16]；③含气饱和度低(小于60%)[20-22]。与国内大多数致密砂岩气藏相比，莺歌海盆地坳陷斜坡带乐东10区发现的中新统气藏不但具有“三低”和天然气流速缓慢的特点，而且还存在异常高温高压。根据测压取样数据，乐东10区气层温度达180 ℃以上、压力系数2.19～2.29，如此异常高温高压的低孔特低渗砂岩气藏在国内实属少见，由此引起了人们对该区天然气成藏机制及下步勘探方向的极大关注。

本文拟通过对莺歌海盆地坳陷斜坡带中深层已发现的天然气藏特征调查，综合分析该区中新统低孔特低渗砂岩气成藏条件特别是砂岩致密化的影响因素和天然气勘探潜力，以便进一步圈定勘探靶区、扩大战果，使莺歌海盆地天然气勘探储量发现再上新台阶。

1 区域地质背景

莺歌海盆地是一个新生代大型走滑-伸展盆地，面积约11.3×104km2，包括莺东斜坡、中央坳陷、莺西斜坡等构造单元(图1a)。其中，中央坳陷发育了多排近南北走向、呈雁行式排列的大型底辟构造，通常把这些底辟构造分布的区域称为中央底辟构造带,而在盆地中央底辟构造带至莺东斜坡之间的过渡区域被称为坳陷斜坡带(图1b)。勘探实践及研究结果表明，莺歌海盆地具有高温(地温梯度4.0～4.5℃/100 m)、高压(最大压力系数2.3)和快速沉降特点[2,6,8]，这对研究区烃源岩生烃及储层成岩演化产生了重要影响，中新统发育多套储盖组合(图2)，主要有两大类储集体[9-10,23]：中央凹陷低位海底扇和坳陷斜坡带水道或水道化海底扇分布较广、规模较大，为天然气提供了良好聚集场所。

2 已发现低孔特低渗砂岩气藏特征

2.1 地质特征

近年来，在莺歌海盆地坳陷斜坡带相继发现了3个资源潜力较大的天然气藏(图1b)。其中，乐东10-1气藏为黄流组水道砂岩性气藏，LD10-1-1井在3 967.00～4 098.14 m井段钻遇5套砂岩(累计厚度74.5 m)，以粉—细砂岩和中砂岩为主，测井解释气层37.7 m和差气层20.1 m；孔隙度主要为8.5 %～12.3 %；MDT测压流度为0.47～0.49 mD/(mPa·s)，储层致密。乐东10-3气藏为梅山组水道-海底扇砂岩储层，LD10-3-1井在3 750～4 200 m井段钻遇砂岩总厚度为196.2 m，录井气测异常183 m/24层，测井解释气层36.5 m，含水饱和度61.2%～66.0%；主要气层梅二段以细砂岩为主，含部分粉砂岩，砂岩致密,井壁取心孔隙度为9.5 %～13.2 %(大部分为10%左右)；渗透率主峰值为0.04～0.19 mD， 属特低渗储层(图3)。乐东11-1 气藏位于乐东10-3气藏西南部，储层为三亚组水道砂岩(图1b)，以中砂岩为主，局部见粗砂岩和细砂岩;LD11-1-1井在4 557.7～4 754.9 m井段钻遇气层43.3 m，含水饱和度54.4 %，孔隙度8.1%～10.9%，MDT测压流度为0.12～0.33 mD/(mPa·s)，为低孔特低渗砂岩气藏。

图3 LD10-3-1井中新统储层特征Fig .3 Characteristics of Miocene reservoir of Well LD10-3-1

2.2 天然气地球化学特征及成因

地化分析表明，研究区已发现低孔特低渗砂岩气藏的天然气组成比较复杂。其中，位于斜坡近坳一侧的乐东10-1气藏黄流组天然气以烃类气为主(76.84%～85.79%)，非烃气体含量较低，主要为CO2(主体在7.5%～16.9%)和N2(6.0%～6.7%)，干燥系数(C1/C1-5)为0.95～0.97。而坡上的乐东10-3气藏梅山组天然气中烃类气含量明显降低(48.78%～58.88%)，CO2含量明显增高(33.3%～46.3%)，干燥系数为0.96～0.98，与乐东10-1气藏天然气相近；乐东11-1气藏三亚组天然气的烃类气含量为32.08%～54.94%，平均43.63%，CO2含量高(41.59%～67.39%)，干燥系数为0.99，属于干气。

碳同位素组成分析表明，乐东10-1气藏黄流组天然气δ13C1为-32.36‰～-32.33‰，δ13C2为-23.53‰～-23.38‰，结合其高干燥系数，可划归高成熟煤型气；乐东10-3气藏梅山组天然气的δ13C1、δ13C2偏重，分别是-27.40‰～-28.67‰ 和-20.26‰～-22.63‰，反映其母岩成熟度更高。在δ13C1-δ13C2关系图上，上述两个气藏的天然气与源于梅山组—三亚组烃源岩的乐东 22-1和乐东15-1底辟气田天然气落在同一区域(图4)，表明具有相同的来源，即可能来源于中新统烃源岩。乐东10区天然气的CO2气碳同位素存在比较大的差异：乐东10-1气藏黄流组CO2碳同位素较轻，为-11.83‰‰～-11.59‰，表明主要为有机成因；而乐东10-3气藏梅山组CO2碳同位素较重，为-1.10‰～-3.63‰，显然属于无机成因。乐东10-3气藏梅山组CO2有2种可能来源：①来自幔源成因CO2，水道下方的隐伏断裂可能充当重要的运移通道；②深部高温热流体沿着隐伏断裂上侵，导致附近梅山组—三亚组断层钙质成分热分解产生CO2。鉴于天然气伴生的氦同位素组成具有明显的壳源特征(3He/4He=7.78×10-8)，因此后一种CO2来源的可能性更大。

图4 莺歌海盆地坳陷斜坡带天然气成因分类 (底图据文献[4,24])Fig .4 Genetic classification of gas in slope belt of Yinggehai basin(basemap from references[4,24])

乐东11-1气藏三亚组二段天然气δ13C1为-35.05‰～-34.23‰，δ13C2为-24.93‰～-24.58‰，样品数据点数落在崖城13-1气田与乐东10区天然气之间(图4)，且更偏向源于崖城组煤系烃源岩的崖城13-1气田天然气，可能主要来自深部渐新统崖城组高成熟烃源岩，也可能有少量来自储层附近三亚组烃源岩的贡献；天然气中的CO2气碳同位素相对较重(-5.46‰～-4.92‰)，属于无机成因。

3 中深层低孔特低渗砂岩气成藏条件

3.1 烃源条件

莺歌海盆地中新统烃源层主要分布于中央坳陷，被认为是底辟气田的主要气源层[1,3-4,25]。钻井及地震资料显示，坳陷斜坡带中新统沉积厚度较大且分布广，主要为一套三角洲—浅海沉积。现有的资料表明，位于中央拗陷带两口深井揭露的中新统烃源岩有机质丰度较高，TOC为0.40%～3.03%，平均1.58%，干酪根为Ⅱ2—Ⅲ型。其中，LD30-1-1A井钻遇黄流组及梅山组(未穿)厚度合计大于700 m，为半封闭浅海沉积，黄流组TOC为0.4%～2.37%(平均1.06%)，梅山组TOC平均为1.45%；LD22-1-7井黄流组—梅山组壁心泥岩TOC为1.52%～3.03%(图5)，达到好烃源岩级别，是莺歌海盆地中新统迄今所钻遇的最好烃源岩[25]。盆地模拟结果显示，当烃源岩层埋深达2 800 m时,Ro=0.6%，有机质进入生烃门限；当埋深至4 300～4 500 m时，进入高成熟大量生气阶段[25]。斜坡带中新统烃源岩层埋深为3 500～6 000 m，已进入成熟—高成熟，其中下中新统三亚组烃源岩生气高峰在上新世晚期—第四纪，而中上中新统梅山组—黄流组烃源岩生气高峰更晚，现今还处于大量生气阶段。

渐新统烃源岩被证实是邻区琼东南盆地崖城13-1气田和深水气田的主力烃源岩[26]。莺歌海盆地112-BT-1X井钻遇渐新统煤系烃源岩，TOC为1.0%～5.2%，IH主要为100～250 mg/g，属于Ⅱ2—Ⅲ型干酪根；莺歌海盆地东南部边缘1号断层下降盘的YC19-2-1井也钻遇了崖城组三角洲含煤烃源岩(埋深3 900～4 300 m)，TOC为1.50%～5.39%(图5)，为一套倾气型烃源岩。据地震解释结果，莺歌海盆地坳陷斜坡带也有渐新统分布，且其埋深大，大多数已进入高成熟—过成熟阶段，推测具有较大的生气能力。

图5 莺歌海盆地3口深井TOC剖面Fig .5 TOC column of 3 deep wells in Yinggehai basin

迄今为止，我国发现的大中型气田主要分布在生气强度大于20×108m3/km2的生气区及周缘[24]。莺歌海盆地中央坳陷生气量巨大，生气强度总体大于50×108m3/km2，平均82.2×108m3/km2[27]，利于天然气富集和大中型气田形成，也为斜坡带低孔特低渗砂岩气藏形成及连片分布提供了烃源基础。

3.2 储层条件

3.2.1 沉积特征及储集条件

研究及钻探证实，莺歌海盆地坳陷斜坡带低孔特低渗砂岩气藏的主要储集层为中新统。盆内中新世以浅海—半深海环境为主[9-10,23]，受不同时期海平面升降变化与海南岛物源体系供给影响，斜坡带发育一系列海底扇-轴向水道沉积体，这些水道砂体纵横叠置、交错，展布范围大(图1b)。以乐东10-1水道为例，其属于上中新统黄流组峡谷水道重力流沉积体系[10]，物源来自海南隆起，由南北两翼分支水道注入，其中北翼输送物源能力相对较大(图6)；水道内部主要包括浊积水道、浊积席状砂、天然堤与浅海泥等4种沉积微相[10]。

图6 莺歌海盆地斜坡带乐东峡谷中新统砂体充填特征Fig .6 Sand filling characteristics of Miocene in LD canyon in slope belt of Yinggehai basin

钻探揭示，LD10-1-1井上中新统黄流组一段发育浊积水道砂，砂体总厚度约200 m，以粉砂岩为主，黄流组二段轴向水道含砂率较高(54.2%～83.0%)、厚度较大，以粉—细砂岩为主，含部分中砂岩；颗粒多呈次棱角状—次圆状,分选中等—好；以微孔隙为主，其次是粒间溶孔、残余原生粒间孔，孔喉连通性较差。LD10-3-1井钻遇的梅山组海底扇砂体总厚度196.2 m，主要为粉细砂岩及灰质细砂岩，含少量中砂岩，颗粒呈次棱—次圆状，分选中等。 LD11-1-1井揭露的三亚组砂体总厚234.5 m，其中三亚组一段以中砂岩为主，局部见粗、细砂岩；三亚组二段以细、中砂岩为主，局部见粗砂岩；砂岩的分选、磨圆较好；孔隙类型包括粒间孔、微裂隙和粒间溶孔等。据井壁取心分析数据，斜坡带乐东10区中新统埋深超过3 800 m的砂岩孔隙度为7.8%～13.2%，多数为10%左右；渗透率为0.03～0.50 mD，属于低孔、特低渗储层(图3)。

3.2.2 储集层致密化影响因素

分析认为，压实作用是斜坡(近凹)带储层物性变差的主要原因。依据已钻井实测镜质体反射率Ro、泥岩伊/蒙混层中的蒙脱石含量等参数，可大致确定研究区中成岩阶段A1期、A2期的顶界深度分别为2 500 m(Ro=0.5%)和3 500 m(Ro=0.7%)。乐东10区中新统主要属中成岩阶段A2期(图3),埋深小于3 000 m的砂岩颗粒主要呈游离和点接触，部分线—点接触；埋深3 000～3 500 m时主要呈线—点、点—线接触，部分为线接触；埋深大于3 500 m时，砂岩孔隙度明显降低；埋深大于3 900 m时，砂岩颗粒主要为点—线接触或凹凸—线接触(图7)，反映压实程度随埋深增加而逐渐增强。同时，砂岩粒度与储集物性也有密切关系，相近深度下中细砂岩孔隙度及渗透率要比粉砂岩高(图3)。一般情况下，在埋深大于3 800 m以后，储集层物性明显变差，压实减孔现象较为明显，其被压实作用所消除的孔隙可占原始孔隙的75%以上；但溶蚀作用也随之增强。例如，LD10-1-1井黄流组3个样品(粗砂岩)的面孔率为8.0%～10.5%，其中被压实作用所消除的孔隙可占原始孔隙的70%～75%，而被胶结作用所消除的孔隙占原始孔隙的20%～25%；此外，镜下可见次生孔隙发育，属于中等溶蚀(图7)。尽管研究区储层也存在超压(现今压力系数为2.19～2.29)，但可能由于超压形成较晚，对孔隙的保护作用不明显。研究区中新统储层目前埋深大多为3 800～4 600 m，大致相当于地温160～195 ℃、Ro=1.2%～2.0%的深度；这一深度也正是下伏烃源岩进入高成熟生气为主的时期，但由于储层已致密化，可能妨碍了天然气大规模快速运移进入储层。

图7 莺歌海盆地坳陷斜坡带储层微观特征Fig .7 Microscopic features of reservoirs in slope belt of Yinggehai basin

此外，碳酸盐胶结物含量增加也会对砂岩储集物性尤其是渗透率产生不利影响。坳陷斜坡带南段中新统砂岩碳酸盐胶结物分析结果显示，近物源斜坡带(如LT34-1-1井)以(铁)方解石为主，局部发育白云石；稍远源斜坡带和斜坡近凹带(如 LD10-1-1井)以铁方解石+白云石为主，局部含铁白云石；凹陷中部底辟带则主要发育铁白云石和菱铁矿。总的来看，从斜坡带往凹陷中心，碳酸盐胶结物总含量在逐渐降低，其中黄流组碳酸盐胶结物在斜坡带含量为10.0%～17.3%，斜坡近凹带为6.2%，凹陷中心为5.4%；梅山组碳酸盐胶接物在斜坡带含量为10.6%～28.9%，斜坡近凹带为4.4%，凹陷中心为4.0%；三亚组碳酸盐胶结物从斜坡带往凹陷中心方向，含量由13.4%变为9.3%。早期碳酸盐岩(铁方解石)主要分布在斜坡区，含量普遍较高且呈基底式胶结，可能与1号断裂带上升盘剥蚀区母岩(碳酸盐岩)风化搬运再沉积成岩有关；晚期(铁)白云石胶结物在凹陷中部探井的样品中普遍发现，但含量较低，推测与水-岩相互作用有关。由于局部较高含量的碳酸盐胶结物堵塞喉道而降低了储层物性，故近坡缘位置的储层渗透性变差。

3.3 运移条件

地质研究结果及地震资料显示，莺歌海盆地坳陷斜坡带低孔特低渗砂岩气藏存在2种供烃方式：接触式供烃和断裂沟源的下生上储式。一方面，该区的黄流组、梅山组及三亚组储层与烃源岩直接接触，储层埋深主要为3 800～4 600 m，烃源岩成熟度Ro大于1.2%，已进入生气阶段早期，储层可优先接受附近源岩有限的气源充注；另一方面，更重要的是坳陷斜坡带存在沟通下部烃源岩的隐伏断层/裂隙，为深部高成熟烃源岩生成的天然气注入储层提供了重要运移通道和气源供给(图8)。由图8可以看出：乐东10-3、乐东11-1大型峡谷水道位于断层顶部，是早期隐伏断裂活动形成的屋脊断块及披覆背斜再活动的产物，下部裂隙发育，这可能与凹陷斜坡带1号断层南段活动性强有关。此外，研究区地震剖面及相干切片显示黄流组—梅山组存在众多的穿层流体压裂裂隙[28]，这些隐伏断层/裂隙大多数切入梅山组—三亚组乃至渐新统烃源岩,向上消失于黄流组，断裂断距极小。水道砂岩下方的异常超压通常依靠上述隐伏断层/裂隙输导系统发生泄压，利于附近的圈闭捕获天然气成藏，如乐东10-1、乐东10-3等气藏就是很好的例证。由此可见，坳陷斜坡带中深层主要以中新统水道-水道化海底扇砂岩储集，天然气通过隐伏断裂和微裂隙运移而近源成藏(图9)。

图8 过LD10-3—LD11-1构造地震剖面(剖面位置见图1b)Fig .8 Seismic profile cross LD10-3—LD11-1 structures(see Fig.1b for Location)

图9 莺歌海盆地坳陷斜坡带天然气成藏模式Fig .9 Gas accumulation model of slope belt in Yinggehai basin

值得一提的是，由于研究区中新统砂岩储层存在异常高压，故盖层及上倾方向的侧封也曾是人们关注的焦点。勘探实践证明，由于坳陷斜坡带晚中新世—第四纪断裂不发育，气层上覆直接泥岩盖层分布广、厚度较大，且没被断层切穿或断裂，起到了很好的封盖作用，再加上中新统砂岩致密(低孔特低渗)，天然气在其中的流动缓慢，致使气藏形成以后得以保存。

3.4 “甜点”储层富集成藏

综上所述，莺歌海盆地坳陷斜坡带具有形成低孔特低渗砂岩气藏的地质条件，乐东10-1等气藏的发现也为此提供了佐证。这些气藏的共同特点是储层(包括黄流组、梅山组和三亚组)为水道砂岩，岩性为中—细砂岩和粉砂岩为主，偶见粗砂岩，埋深较大(3 900～4 760 m)，强烈压实作用导致储层砂岩致密；主要靠隐伏断裂沟源和接触性充注，天然气主要来自其下伏的高成熟烃源岩(图9)。储层可能先致密后成藏，气藏包裹体信息及其成藏史分析也支持了这一点，例如LD10-3-1井梅山组砂岩储层与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度为150～170 ℃，与现今气层温度(约180 ℃)相近，说明天然气充注很晚，结合埋藏史资料分析认为充注时间大约在第四纪晚期。由于储层规模性致密，浮力作用很小[29]，故超压可能是天然气充注的重要驱动力。前已述及，莺歌海盆地坳陷斜坡带中新统储层具有低孔特低渗的特点，但水道及海底扇砂体分布广、厚度大，其中以南段水道-海底扇砂岩发育最为广泛，无疑为该区天然气聚集提供了重要场所，对天然气的成藏和保存有重要作用。基于上述储层物性的影响因素分析，应优选埋藏相对浅且距离碳酸盐台地物源供给区较远的黄流组—梅山组储层，即位处粗相带、中等压实、弱胶结、中等溶蚀等有利于“甜点”储层发育和天然气富集的地区进行勘探。已获储层物性数据对比显示，乐东10-1气藏的气层以粗—中砂岩粒级为主，孔隙度主要为10%～12%，而差气层、干层孔隙度大多<10%。可见在低孔低渗砂岩中物性相对较好的砂岩层有利于天然气富集，即“甜点”储层是富集成藏的主控因素。

4 勘探潜力及有利区预测

通过对已发现气藏特征及成藏条件分析可以看出，莺歌海盆地坳陷斜坡带烃源条件良好、中深层储层发育，围绕斜坡带上的乐东10区发育乐东10-1、10-2、10-3、10-4、10-5等一批有利目标(图1b)，勘探潜力大，是除底辟带之外有望实现天然气勘探千亿立方米储量新发现的有利区；但由于储层埋深大，地温梯度高、成岩作用强烈，导致该区中新统及上渐新统陵水组砂岩储层致密，这决定了该带是寻找低孔特低渗砂岩气藏的重要领域。目前已在该带发现乐东10-1、10-3、11-1等3个含气构造，三级天然气地质储量约900多亿立方米。尤其值得注意的是，乐东10区成藏条件优越，目标成带分布，除已钻获的乐东10-1、10-3含气构造外，还有乐东10-2、10-4、10-5等有利目标(图1b)，目的层为黄流组、梅山组或三亚组；这些目标均位于乐东10大型构造脊之上，近烃源、发育中新统低孔低渗砂岩、垂向运移条件好(图1b、图9)，预测天然气资源量达千亿立方米，勘探潜力大，是下步实现天然气勘探大突破的现实区，关键是要寻找黄流组—梅山组的“甜点”储层实施钻探，扩大战果。此外，近年来针对乐东区底辟带及周缘落实的乐东8-3梅山组海底扇目标，以及东方北区东方4-1、15-1等潜力目标也具备有利的成藏条件，但由于储层存在异常高压且埋深大，强烈的成岩压实作用会导致砂岩的孔渗条件变差，也可能形成低孔低渗砂岩气藏，必须继续探索，寻求突破。

5 结论

1) 莺歌海盆地坳陷斜坡带发现的气藏储层具有“三低一高”的特点，即孔隙度低(平均约10 %)，渗透率低(0.1～0.5 mD)，含气饱和度低(<60%)，气层压力系数高(2.19～2.29)。乐东10区气藏的天然气以烃类气为主、无机CO2含量变化比较大，这些天然气主要来自深部高成熟的中新统烃源岩。

2) 莺歌海盆地坳陷斜坡带具有有利的低孔低渗储层天然气成藏条件，富陆源有机质的中新统烃源岩及渐新统崖城组含煤烃源岩提供了丰富的气源；中新统发育三角洲及水道-海底扇中细砂岩储层，埋深较大、强烈成岩作用是导致这些砂岩低孔特低渗的主控因素；隐伏断裂沟源+接触式充注成藏，“甜点”储层富集成藏。

3) 莺歌海盆地坳陷斜坡带南段近烃源、发育中新统低孔低渗—特低渗砂岩、运移条件好，已在乐东10区钻获2个含气构造，且最近又重新落实了乐东10-2、乐东10-4、乐东10-5等一批有利目标，整体勘探潜力大，具备千亿立方米以上的天然气储量规模，是下步实现天然气勘探大突破的现实区。

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