琼东南盆地深水区松南低凸起天然气成藏条件与勘探潜力*

杨计海 黄保家 杨金海

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

南海西部琼东南盆地深水区占据盆地的主体，具有多凹深盆结构、巨厚的古近系—新近系沉积以及丰富的天然气资源,引起了中外勘探家的极大兴趣[1-4]。近年来，在盆地深水区中央峡谷中新统水道及海底扇砂岩储层的勘探取得了重大成果，发现了陵水17-2等大气田[4-5]，展现出中央坳陷良好的生气潜力。勘探实践表明，紧邻生烃凹陷的凸起是油气聚集的有利部位之一[6]，如南海北部大陆架珠江口盆地的番禺低隆起[7]、北部湾盆地的涠西南低凸起等均已找到大量油气。琼东南盆地松南低凸起四面环凹，构造位置优越，多年来也受到了人们的重点关注[6,8]，但因其远离大型隆起且缺乏钻井及高质量地震资料，因此对该区古近系及基岩潜山发育什么类型的储层，储集性能如何，凹陷中的油气能否规模运移至该凸起上富集成藏等问题一直存在争论，进而也阻碍了油气勘探进程。本文以松南低凸起为研究靶区，利用新采集的高精度三维地震资料及新钻风险探井SS8-1-1井数据，分析该区天然气来源与烃源条件、储层类型与储集性能、圈闭类型与发育特征以及运移条件与成藏模式，进而评价研究区天然气勘探潜力并圈定有利的钻探靶区，对进一步拓展琼东南盆地深水区天然气勘探新领域具有重要意义。

1 地质背景及构造演化特征

1.1 地质背景

琼东南盆地是南海北部的新生代断陷盆地，总体呈北东向，现今水深为300～3 000 m的深水区面积约5.0×104km2，覆盖了中央坳陷区和南部隆起区。以破裂不整合面T60为界，可将该盆地划分为上、下两大构造层；根据基底断裂展布和下构造层的地层相对厚度，可将该盆地进一步划分为11个凹陷和7个凸起或低凸起(图1)。从区域构造位置看，该盆地深水区正好位于西沙地块北翼，其东部为西沙海槽的西端，现今水深最大，向西水深逐渐变浅，总体呈东深西浅的变化趋势。研究表明，该盆地构造演化主要经历了裂陷期(始新世和早渐新世)、断拗期(晚渐新世)、裂后热沉降期(中新世—第四纪)[1,3,8]，其中断陷期构造及断裂活动强烈，在盆内形成多个古隆起，如松南低凸起。该低凸起是1个位于盆地深水区松南-宝岛凹陷与北礁凹陷之间的大型古隆起，面积约3 000 km2[8]，呈近东西走向，其上披覆的古近系厚度较薄，新近系厚度大于古近系(图2、3)。迄今为止，在该低凸起上仅钻探了1口探井SS8-1-1井，且在花岗岩基底及渐新统崖城组砂岩储层钻获了80多米的优质气层，这无疑为深入分析该区天然气成藏条件提供了重要的地质信息。

图1 琼东南盆地构造区划及研究区位置Fig .1 Structural divisions of the Qiongdongnan basin and the location of the study area

图2 琼东南盆地松南低凸起地层柱状图Fig .2 Stratigraphic columns of the Songnan low uplift, Qiongdongnan basin

图3 松南低凸起构造发育史(剖面位置见图1)Fig .3 Structural evolution history of Songnan low uplift(see Fig.1 for location)

1.2 构造演化特征

从图3可以看出，伴随着盆地的构造演化，松南低凸起也经历了裂陷期、断拗转换期及拗陷期等3个阶段。始新世及早渐新世裂陷期，松南低凸起南北两侧的边界断层持续活动，逐步形成低凸起及周边凹凸相间的构造格局[8]，该低凸起相对隆起发生剥蚀，缺失始新统，其上沉积了海陆过渡相及三角洲相的崖城组。晚渐新世断拗转换期，松南低凸起上沉积了以滨-浅海沉积为主的陵水组。崖城组沉积末期，该低凸起发生了短暂的抬升，导致相对高的部位水体变浅或出露水面，且后来陵水组早期沉积的地层厚度也很薄。至陵水组沉积晚期，随着琼东南盆地海平面下降，该低凸起又发生了明显的隆升(图2)，受到古地貌的控制，陵水组局部遭受剥蚀或缺失，形成了盆地规模的T60破裂不整合。自早中新世开始，松南低凸起发生区域性沉降，随着海平面不断上升，沉积了以浅海—半深海相为主的三亚组—梅山组；进入晚中新世，特别是5.5 Ma以来为强烈的拗陷热沉降阶段，海平面快速上升，沉积了上中新统黄流组、上新统莺歌海组及第四系半深海泥岩为主的地层，构成了良好的区域盖层(图3)。

2 天然气成藏条件

2.1 呈现多凹供烃，烃源条件良好

从图1可以看出，松南低凸起的北、西、南均被生烃凹陷所环绕，烃源条件良好，主要供烃凹陷是松南-宝岛凹陷及陵水凹陷，其次为北礁凹陷。勘探实践表明，琼东南盆地凹陷区发育崖城组海岸平原—浅海相烃源岩，同时局部地区可能存在始新统湖相源岩[5-6,9]。其中，中央坳陷崖城组烃源岩包括煤系烃源岩及陆源浅海烃源岩，前者主要分布于低凸起及其往凹陷方向的斜坡区，后者分布广(凹陷及斜坡)[5,10]、厚度大(主体400～1 000 m)、成熟度高；盆地模拟结果显示，这套煤系及陆源浅海源岩的生气潜力大，是盆地的主力烃源岩[5,11]。深水区中央峡谷发现的陵水17-2大气田的气源主要来自下伏崖城组的烃源岩[12-13]，进一步证实陵水凹陷是富生烃凹陷。

迄今为止，松南-宝岛凹陷及周缘仅LS4-2-1及YL2-1-1井钻遇渐新统。其中，LS4-2-1井钻遇崖城组炭质泥岩，有机碳含量(TOC值)为0.70%～2.45%；YL2-1-1井钻遇崖城组三角洲相含炭质薄层泥岩,TOC值为1.0%～1.46%，与浅水区钻遇的崖城组浅海相泥质烃源岩[5]相近，达到烃源岩级别为较好。值得注意的是，北礁凹陷北斜坡YL19-1-1井揭露崖城组煤系烃源岩， TOC值变化较大，其中暗色泥岩TOC值为0.3%～2.0%(图4)，而炭质泥岩及煤TOC值为4.8%～40%，具有很好的生气潜力。泥岩干酪根显微有机质组分鉴定结果表明，来自LS4-2-1井、YL19-1-1井崖城组样品的有机屑组合中，以煤质组和木质组占优势(占70%～90%)，壳质组分(包括角质+壳质+孢质)含量较低(通常小于25%)，源于低等水生植物如藻类来源的无定形有机质含量很少(为0～5%)；但煤样显微有机质组分主要是煤质组和木质组，指示崖城组烃源岩有机质类型属于Ⅱ2—Ⅲ型，以生气为主，兼生少量凝析油。

图4 琼东南盆地中央坳陷3口井TOC剖面Fig .4 TOC column of three wells in the Central Depression, Qiongdongnan basin

更加引人注目的是，位于松南-宝岛凹陷的SS36-2-1D井梅山组储层钻获了来自深部崖城组的高成熟天然气。此外，位于松南低凸起上的SS8-1-1井发现厚层优质天然气，以甲烷为主，干燥系数(C1/C1-5)达0.97～0.98；甲烷碳同位素值为-45.44‰～-46.07‰，乙烷碳同位素值为-26.39‰～-27.19‰，丙烷碳同位素值为-26.30‰～-27.11‰，类似于我国煤型气的特征[14]；天然气的δC3-δC2差值约为0.1‰～0.3‰。据报道[15]，天然气成熟度越高，δC3-δC2差值越小，说明SS8-1-1井天然气主体成熟度较高并存在混合气的可能性。从天然气C1-C2-C3碳同位素对比曲线(图5)可见，SS8-1-1井与SS36-2-1D井天然气的C2、C3碳同位素值相近说明二者具有相同的母源特征，而甲烷同位素值不同则反映二者成熟度的差异。因此，结合天然气高的干燥系数及运移路径分析，推测SS8-1-1井天然气可能大部分来自宝岛-松南凹陷崖城组成熟—高成熟烃源岩，在向凸起运移的过程中捕获了凸起缓坡上崖城组海岸平原相烃源岩生成的少部分低熟气/生物气，导致其甲烷碳同位素值偏轻。这说明，松南-宝岛凹陷和北礁凹陷崖城组存在类似于浅水区崖南凹陷海岸平原/三角洲相煤系烃源岩和陆源浅海相泥质烃源岩。值得一提的是，尽管松南-宝岛凹陷、陵水凹陷发育的崖城组陆源浅海相泥岩TOC值不高(大多数样品为0.5%～1.5%)，但其规模大、埋藏深、热演化程度高，可部分补偿其TOC值偏低的不足，因此其生气潜量较大。据报道[12-13]，陵水17-2大气田存在的天然气来自崖城组陆源浅海相烃源岩。地震解释及沉积相研究结果表明，陵水凹陷、松南-宝岛凹陷主力烃源岩崖城组埋深为4 000～8 000 m，凹陷深水区地温梯度较高(平均达4.00～4.25 ℃/100 m)，新近纪晚期快速沉降及高热流导致该区崖城组烃源岩大规模进入成熟—高成熟阶段，部分进入过成熟阶段，大量生气；而崖城组下伏的始新统湖相烃源岩现今大部分已进入过成熟—裂解气阶段,可为该区气源提供另一种补充[5-6]。

图5 SS8-1-1和SS36-2-1D井天然气碳同位素组成对比Fig .5 Correlation of alkane carbon isotopes in natural gases from SS8-1-1 and SS36-2-1D wells

2.2 发育多套储层，储集性能优良

松南低凸起自前新生界至新近系共发育4套储层：前古近系基岩潜山、渐新统崖城组与陵水组和下中新统三亚组。其中，三亚组储层为水道砂岩及滨海砂岩，以中细砂岩为主，紧邻松南低凸起北侧的YL2-1-1井钻遇的三亚组储层物性较好，孔隙度为20.6%～35.7%；陵水组发育潮控滨海砂岩及三角洲砂岩，尽管研究区未钻遇这套储层，但地震资料及沉积相解释结果表明有分布(图6)，且浅水区YC8-1-1井陵水组三段前滨-临滨砂岩测井解释孔隙度约10%，崖城13-1气田主要储层就是陵水组三段扇三角洲砂岩，因此推测松南低凸起上发育的滨海相砂岩及三角洲砂岩也具有良好的储集性能。最新资料显示，松南低凸起上的崖城组发育三角洲优质砂岩储层，新钻探的SS8-1-1井钻遇崖城组三角洲砂砾岩—细砾砂岩(图7)，以石英为主，少见燧石、长石、岩屑及花岗岩块、变质岩块，中—特高孔、高渗，气层段平均孔隙度为24.5%、渗透率约为187 mD，储集物性优良。

前古近系基底潜山是松南低凸起发育的1种新类型储层，而我国渤海湾盆地的潜山油气储量在盆地新增储量中占较大比例[16-17]。研究区潜山主要为中生代花岗岩，松南低凸起上SS8-1-1井钻遇的基底花岗岩锆石同位素测年时间为250 Ma，表明研究区大套花岗岩侵入体是在三叠纪形成的，与华南大陆及珠江口盆地分布的某些花岗岩形成时代相当[18]。综合松南低凸起的构造发育史及基底花岗岩测年数据，推测三叠纪晚期至始新世研究区长期暴露遭受风化剥蚀；而新生代以来，琼东南盆地构造演化受太平洋板块、欧亚板块和印度洋板块的共同作用，应力场从北西—南东向逐渐向南北向顺时针旋转，形成多期次断裂响应，导致松南低凸起基底花岗岩孔隙裂缝较为发育[19]。松南低凸起基底潜山沿层相干体切片显示，花岗岩内幕存在以北东向为主的网状裂缝(图8)。松南低凸起SS8-1-1井岩心观察表明，基底花岗岩主要为红褐色—浅灰色弱风化花岗岩，以长石为主，其次为石英，局部见裂缝(图7)，斑块状，可分为风化带及花岗岩裂缝带，其中基岩潜山土壤-砂砾质风化带内物性好，发育高—中孔储层，以裂缝-孔隙型为主，气层段平均孔隙度为21.4%、渗透率约为51.5 mD。

图6 松南低凸起陵水组和崖城组沉积相Fig .6 Sedimentary facies of Lingshui and Yacheng Formations in Songnan low uplift

图7 SS8-1-1井岩心及薄片照片Fig .7 Photographs of cores and rock thin-sections from Well SS8-1-1

图8 松南低凸起沿基底向下10 ms处相干体属性切片Fig .8 Coherence attribute slice of the base-rock at 10 ms in Songnan low uplift

当然，盖层条件是潜山能否成藏的重要因素之一。从图6可以看出，松南低凸起高部位渐新统崖城组、陵水组为三角洲或滨-浅海相，尤其是崖城组沉积物相对较粗、缺乏纯泥岩盖层。然而，新近纪松南低凸起断裂活动减弱，整体进入拗陷下沉阶段，中新统沉积了1套浅海—半深海相地层，与古近系表现为角度不整合接触，区内发育三亚组直接盖层和梅山组、黄流组等2 套区域性盖层，为大套厚层灰色泥岩、灰黑色泥岩夹薄层粉砂质泥岩，封盖能力强，可对油气运移聚集及保存起到重要的控制作用。

2.3 形成多种圈闭，纵向叠置特征明显

松南低凸起的形成演化控制了圈闭的发育与分布。研究区主要发育潜山+地层+构造复合型圈闭及水道内的三亚组岩性圈闭(图9)，其中潜山披覆构造由2部分组成：潜山风化壳-花岗岩裂缝带和崖城组/陵水组披覆构造。松南低凸起构造发育史分析表明，受南海神狐运动、珠琼运动和南海运动的影响，前古近系基底隆升暴露地表遭受风化剥蚀，直到渐新世以后才开始沉入水下，接受崖城组或陵水组及以后地层沉积，形成地层超覆或潜山披覆构造。“山顶”披覆构造局部被断层切割复杂化，形成半背斜和断背斜，圈闭大多数定型于早中新世或中中新世(图9)；“山外”局部地区形成三亚组水道砂岩性圈闭；凸起缓坡上形成地层超覆圈闭。各层系的不同类型圈闭纵向叠置特征明显，根据三维地震资料解释成果，在松南低凸起西南部发现了一系列潜山+断背斜构造圈闭，且多层圈闭纵向叠置、埋深浅(200～1 000 m)、面积较大，如永乐13-C潜山-披覆背斜圈闭面积达90 km2(图10)。这些圈闭为从凹陷深部运移而来的天然气提供了很好的聚集场所。

图9 松南低凸起永乐8区不同类型圈闭发育特征Fig . Developed features of different type of traps in YL8 area of Songnan low uplift

图10 过永乐13-C区地震剖面(剖面位置见图1)Fig .10 Seismic profile cross the YL13-C area(see Fig.1 for location)

2.4 通过复合输导，汇聚式运移成藏

研究表明，新生代各地质时期松南低凸起始终被陵水凹陷、松南-宝岛凹陷、北礁凹陷、长昌凹陷所包围[6]，处于低势区(为正常压力)，而凹陷区存在异常高压(最高压力系数在2.0以上)，在浮力及源-储压差的作用下，天然气总体上由高势区向低势区，通过断裂+不整合+骨架砂体的复合输导[6]，以构造脊汇聚式运移至松南低凸起上的合适圈闭中聚集成藏。油气运移路径主要有2类：一是沿凸起边缘同生长断裂垂向运移后再通过不整合面侧向运移至圈闭中聚集(图11)，如松南低凸起北侧为松南-宝岛凹陷，缓坡带顺向断裂较为发育，且多为早期活动断裂，这些凸起边缘同生长断裂切入发育于凹陷及斜坡的崖城组烃源岩，可作为油气输导通道，沿断层垂向运移的油气遇到不整合面(如S70、S60等大型区域不整合面)后作侧向运移，进入三亚组、陵水组、崖城组砂岩及潜山储层的圈闭中聚集成藏；二是沿构造脊侧向运移，即源自凹陷的油气也可沿着基底及古近系多个不整合面构造脊和骨架砂体侧向运移至松南低凸起的圈闭中聚集成藏。从关键时刻T70古构造图及T100基底构造图(图12、13)可以看出，尽管位于松南低凸起上的永乐8-A圈闭距离松南-宝岛凹陷生烃中心相对较远，但其所在的构造部位始终有2条构造脊伸入松南-宝岛生烃凹陷，崖城组烃源岩生成的油气通过这些不整合面构造脊及崖城组骨架砂体汇聚式运移，在断背斜、潜山圈闭中聚集成藏，SS8-1-1井在崖城组及前古近系潜山钻获80多米厚优质气层就是很好的例证。盆地模拟结果显示,松南-宝岛凹陷中部的崖城组主生气窗在中新世—上新世,而凹陷斜坡带崖城组烃源岩大量生气时间较晚，大约在上新世以后[5,12]，与圈闭形成时间匹配较好,这为大规模天然气聚集提供了有利条件。

图11 过永乐8-A/B构造地震剖面(剖面位置见图12)Fig .11 Seismic profile cross the YL8-A/B (see Fig.12 for location)

图12 研究区T70(@5.5 Ma)深度构造图Fig .12 Depth structure map of T70 (@5.5 Ma) in the study area

图13 研究区T100深度构造图Fig .13 Depth structure map of T100 in the study area

基于上述分析，可建立松南低凸起天然气成藏模式(图14)：陵水凹陷、松南-宝岛凹陷、长昌凹陷及北礁凹陷的成熟—高成熟崖城组煤系及陆源海相倾气型烃源岩提供丰富的气源，凸起上发育的前古近系花岗岩潜山储层、渐新统崖城组与陵水组三角洲砂岩以及下中新统三亚组滨海相砂岩与三角洲砂岩均具有良好的储集性能，油气通过断裂+不整合+骨架砂体复合输导，以构造脊汇聚式运移至松南低凸起上合适的圈闭聚集，从而形成潜山基岩风化壳+裂缝油气藏、新生界的披覆背斜/断背斜油气藏及地层-岩性油气藏。松南低凸起SS8-1-1井钻获厚层热成因天然气就是很好的例证。

图14 松南低凸起永乐8区天然气成藏模式Fig .14 Model of gas accumulation in YL8 area of the low uplift

3 天然气勘探潜力

综上所述，琼东南盆地深水区松南低凸起具备良好的天然气成藏条件。尤其值得一提的是，松南低凸起为多类型储层垂向叠合的有利地区；主要目的层是基岩潜山、崖城组及陵水组，其次为三亚组，它们埋藏浅、储集性能好；发育多层系多类型圈闭(如三亚组水道砂岩性圈闭、陵水组—崖城组背斜/断背斜圈闭、前古近系古潜山圈闭)，仅在松南低凸起西南部永乐8区已解释落实多个潜山+断背斜复合圈闭，包括永乐8-A、永乐8-B、永乐13-C等。其中，永乐13-C为潜山+披覆背斜，圈闭面积大(达90 km2)，无疑是松南低凸起下一步实现天然气藏勘探突破的重点目标。该构造位于松南低凸起NE—SW向构造脊的高部位，既可接收陵水凹陷的天然气，也可就近捕获北礁凹陷生成的油气；主要目的层为前古近系花岗岩潜山和崖城组三角洲砂岩，烃类检测结果显示，目的层纵波阻抗和纵横波速度比异常值明显，属于Ⅳ类AVO异常，目标上方存在疑似浅层气的振幅异常(图10)，成藏可能性大，初步预测圈闭天然气资源量达千亿立方米。因此，该重点目标勘探一旦成功，将会带动松南低凸起及周缘一批目标实现立体式勘探。

4 结论

1) 琼东南盆地深水区松南低凸起为一继承性隆起，经历了裂陷期、断拗转换期、拗陷期等3个构造演化阶段。

2) 松南低凸起呈现多凹供烃，崖城组倾气型源岩主力供烃，烃源条件良好；发育花岗岩潜山、崖城组与陵水组三角洲砂岩以及三亚组水道砂等多套储层，储集性优良；形成前古近系潜山+古近系披覆背斜+地层超覆以及三亚组水道砂岩性圈闭等多种圈闭，纵向叠置特征明显。

3) 松南低凸起是油气沿台缘同生长断裂+古近系多个不整合面构造脊汇聚式运移的有利指向区，勘探潜力大，其中永乐8区位于松南低凸起西南部高部位，发育前古近系潜山+古近系披覆背斜及下中新统三亚组水道砂岩性圈闭，圈闭面积大，且为多层系叠合，目标层具有含气地震信息，是下一步天然气藏勘探的有利靶区。