琼东南盆地典型渗漏型天然气水合物成藏系统的特征与控藏机制

张 伟 梁金强 陆敬安 孟苗苗 何玉林 邓 炜 冯俊熙

1.自然资源部海底矿产资源重点实验室·中国地质调查局广州海洋地质调查局 2.中国地质调查局天然气水合物工程技术中心 3.南方海洋科学与工程广东省实验室（广州）

0 引言

位于南海北部的琼东南盆地是一个富油气盆地，在准被动大陆边缘的构造地质背景下，具备形成天然气水合物（以下简称水合物）的特定高压低温稳定条件，亦成为一个赋存丰富水合物资源的大型伸展盆地[1-2]。近年来，在琼东南盆地深水区勘查研究中，除了发现了一系列与水合物赋存有关的地质、地球化学异常之外，还发现了直接指示水合物的似海底反射层（BSR）等地球物理标志[3-6]。2015年、2018年及2019年，自然资源部中国地质调查局广州海洋地质调查局（以下简称广海局）在该盆地深水区发现了包括“海马冷泉”在内的多个处于不同活动阶段的海底冷泉。2015年，广海局利用重力柱采样器在“海马冷泉”浅表层首次采集到块状渗漏型水合物实物样品，证实了琼东南盆地具备水合物成藏的潜力[7-8]。2018年，广海局在琼东南盆地东部首次实施水合物深部钻探（GMGS5航次）并获得水合物实物样品，基本探明该盆地东部水合物赋存与产出特点，初步探究了水合物分布规律与成藏特征。GMGS5航次在W07、W08、W09等3个站位共4个取心孔中发现了块状、层状、脉状、结核状等多种形态的水合物样品，证实该盆地存在厚层渗漏型水合物[9-11]。2019年，广海局再次在琼东南盆地深水区进行了水合物钻探（GMGS6航次），证实琼东南盆地南部深水区水合物赋存条件优越，南部低凸起区域是水合物分布富集的有利区。琼东南盆地迄今发现的水合物成藏类型及产出特征与韩国郁陵盆地、墨西哥湾、印度KG盆地等区域发育的渗漏型水合物类似，水合物聚集成藏与充足的气源供给及泥底辟、气烟囱、断裂等多种类型的天然气运移输导通道密切相关[12-14]。因此，深入开展琼东南盆地典型渗漏型水合物成藏系统特征研究，对于认识该盆地水合物富集成藏机制并推动中国南海水合物的勘探开发具有重要的意义。

1 区域地质背景

琼东南盆地位于南海西北部，西部与莺歌海盆地相隔，东部与珠江口盆地相接（图1）。琼东南盆地最大水深超过3 000 m，新生界最大沉积厚度超过10 000 m，具有下断上坳的双层结构[17]。古近纪深大断裂活动性较强，产生多个半地堑、地堑及其复合结构，控制了盆地的基本形态[18]。晚渐新世盆地内仅有控边断层持续活动，逐渐进入裂后热沉降阶段；中中新世晚期开始，盆地大多数断层不再活动，进入高速热沉降阶段至今[19]，盆地主要以填平补齐的沉积充填为主。

图1 琼东南盆地构造单元划分与综合地层柱状图

琼东南盆地除始新统岭头组尚未有钻井揭示外，发育了较为完整的新生代地层（图1）[20]。盆地古近系主要包括始新统、渐新统崖城组和陵水组。始新统主要为陆相沉积，属于裂陷早期产物，且其受断裂控制，盆地整体呈“多凹多凸”的特征[21]；崖城组属于裂陷晚期沉积，为盆地主力烃源岩发育层段；陵水组的底部是海陆过渡相沉积，中上部主要为海相沉积，是盆地内深层主要产气层。新近系包括中新统三亚组、梅山组、黄流组与上新统莺歌海组，其中黄流组、莺歌海组为坳陷阶段产物，泥岩为主，夹砂岩，为盆地内水道砂岩产层。第四系乐东组以黏土为主，夹薄层粉砂、细砂，富含生物碎屑，未成岩，水合物储层主要位于第四系。

2 渗漏型水合物的特征

2.1 富集区构造沉积背景与海底特征

琼东南盆地已发现水合物富集区主要位于盆地中部深水区的松南低凸起（图1）。凸起两侧分别为松南凹陷与北礁凹陷，均为生烃凹陷，凹陷深部生成的油气可通过松南低凸起斜坡带向上运移。低凸起发育NEE走向中央水道，已证实为岩性气藏储层发育区，其莺歌海组—黄流组水道砂岩中已发现包括LS17-2、LS18-1等多个大型气田，已证实天然气供给来自乐东—陵水富生烃凹陷崖城组煤系烃源岩[15-16]。

琼东南盆地渗漏型水合物独特的地质特征是在海底出现海底麻坑、海底丘状体、冷泉及伴生生物群落等渗漏现象（图2）。这些渗漏特征往往指示与地层深部渗漏型水合物形成和分解有关[22]。过水合物钻井地震剖面发现存在天然气渗漏通道，单井中深层地层有大型气烟囱存在，气烟囱顶部有BSR显示；钻井所在地震剖面显示渗漏通道有同相轴“上拉”现象，并且向上可直达海底（图3），且海底是冷泉发育点，实际调查在该区域发现了处于不同活动阶段的冷泉，部分已经接近活动后期，或者刚刚停止不久；部分早已停止活动，且天然气运移通道可能已被块状水合物或者冷泉碳酸盐岩堵塞。

图2 水合物钻探区海底地貌及获取样品照片

2.2 地震反射特征

气烟囱顶部钻探了W06、W08、W10等多口井（图3）。从地震反射剖面可以看出，气烟囱呈现出明显的空白带，其两侧地震反射同相轴发生“中断”，其内部同相轴出现“下拉”特征，在气烟囱顶部及顶部两侧出现强地震反射波组，指示了天然气通过气烟囱发生了运移和聚集。在气烟囱顶部解释出BSR，其横向延伸约4 km并且与地层斜交。气烟囱上覆3套近平行沉积的地层，地层边界为连续的强振幅反射，而内部地震反射弱，解释为块体流沉积（MTDs）。进一步精细刻画块体流沉积地层发现，其内部裂隙十分发育，尤其是气烟囱顶部向上具有明显渗漏通道的区域，裂隙更为集中，部分裂隙沟通稳定域底界向上直通海底，在海底形成类似麻坑的地形，其可能是天然气通过裂隙通道向海底渗漏导致。

图3 典型渗漏型水合物藏发育区水合物地震反射特征图

2.3 测井响应特征

琼东南盆地渗漏型水合物分布层段在测井曲线上表现为电阻率相对升高、声波时差相对减小、密度有所减小等特征，在成像测井图像上表现出高亮层。通过连井剖面，可以观察到气烟囱发育区不同位置的钻井曲线指示的水合物分布层段、厚度及饱和度等表现出明显的差异性（图4）。

图4 渗漏型水合物测井连井剖面图

W08井（水深约1 737.4 m）处于具明显渗漏通道的位置，通道两侧同相轴出现明显的“上拉”特征，这是地层中富集了水合物或者沉积了碳酸盐岩导致地层速度增加，地震波传播时间减少所引起的地震反射异常，这一现象已在韩国郁陵盆地通过水合物钻探证实[23]。W08井钻探也证实水合物稳定域0～9 mbsf发育块状碳酸盐岩沉淀，9～174 mbsf断续赋存块状、层状、瘤状等多种产出状态的渗漏型水合物[9-10]。位于气烟囱顶部中间位置的W10井（水深约1 735.5 m）没有明显的渗漏通道，钻探结果显示仅在稳定域底部（132.9～137 mbsf）发育一薄层水合物，在142.5～172.9 mbsf发育气层。W06井（水深约1 738.6 m）处于气烟囱顶部边缘位置，从地震剖面上看，该井往南东向还有BSR延伸（图3），但是实际钻井揭示水合物显示极差，仅在137.2～137.5 mbsf识别出0.3 m的水合物层，深度1 889.5 m（150.9 mbsf）以下为含气层。

2.4 产出特征与饱和度

通过保压和非保压取心在钻探区钻获了多种产状的渗漏型水合物岩心样品，水合物呈现出肉眼可见的块状、层状、结核状、脉状等多种形态，主要充填在灰黑色未固结沉积物裂缝中，为裂隙充填型水合物（图5-a），与神狐海域典型孔隙充填型水合物差异明显。X射线衍射扫描可以观察到渗漏型水合物呈现出非常明显的高亮层状或斑块状特征，对应出现水合物的局部沉积物伽马密度相对没有水合物的区域明显偏低，但是纵波速度明显升高（图5-b）。

图5 渗漏型水合物产出特征图

笔者根据GMGS5航次钻孔岩心孔隙水氯离子浓度和保压岩心释气量分别计算了水合物饱和度。根据氯离子浓度计算W07井和W08井水合物饱和度最高分别为13%和41%，根据保压岩心释气量计算W07井和W08井的水合物饱和度最高分别为7.5%和53.3%。W09井在110 mbsf附近水合物饱和度最高，根据氯离子浓度和保压岩心释气量计算的水合物饱和度最高分别为48.3%和41%。GMGS6航次W06井和W10井未取心，根据测井曲线推测水合物饱和度明显低于相邻的W08井。与扩散型水合物不同的是，渗漏型水合物并非较均匀填充在沉积物孔隙中，而大部分是以块状和层状等形式产出。因此，实际水合物饱和度可能比通过孔隙水和保压岩心释气量计算的饱和度更高。

2.5 分布特征

通常，含水合物地层特征表现为相对高波阻抗，而下伏含游离气地层特征表现为相对低波阻抗。通过W08井波阻抗反演剖面，识别出水合物稳定域内部3个相对高阻抗区域（图6），尤其是气烟囱顶部出现较大范围的高阻抗异常，指示水合物富集。气烟囱内部表现出明显的低阻抗，分布特征与气烟囱形态大体类似；同时，在气烟囱左侧中央水道内部也识别出横向延续的相对低阻抗区域，指示游离气的聚集。波阻抗反演大致圈定出了水合物和游离气在钻探区的分布范围，与实际地震反射及钻探结果基本一致。

图6 W08井水合物稳定域底界向下30 ms层段波阻抗反演剖面图

3 渗漏型水合物成藏系统的特征

3.1 水合物气体地球化学特征与来源

W08井和W09井检测出的水合物气体组分中主要为甲烷气体，绝大多数样品中甲烷含量超过80%；天然气组分中也含有较高含量的乙烷、丙烷，乙烷和丙烷的最高含量超过10%。同时大部分气样中还检出了正丁烷、异丁烷、异戊烷等高碳数气体组分，所有天然气中C1/C2＜100，根据天然气组分推测，水合物气为热解成因气[10-11]。通过甲烷碳同位素数据分析，水合物气体为偏热解成因气的混合成因气（图7）。这与琼东南盆地西部“海马冷泉”通过重力取样获得的水合物分解气地球化学测试结果一致[8]。研究区处于松南凹陷及北礁凹陷供烃运移路径，同时钻探区发育的气烟囱与中央水道Y8-1等气田有明显的沟通联系，水合物热成因气可能与深部烃源岩及油气藏具有成因联系[15,24]。根据研究区水合物气体同位素与琼东南盆地常规天然气同位素对比结果以及前人常规油气烃源对比研究结果，推测水合物气体中生物气来自晚中新统及其上部低成熟—未成熟烃源岩生成的生物气[25]，热解成因气来自崖城组或岭头组成熟—过程熟烃源岩裂解生成的热成因气[26-27]。综合所述表明，琼东南盆地水合物成藏具有热成因气和生物气双重贡献，且以热解成因气为主。

图7 琼东南盆地渗漏型水合物气体与常规天然气藏天然气成因类型对比图

3.2 天然气运移通道类型与特征

钻探目标区及其邻近区域，气烟囱异常发育，沿解释的BSR界面上下30 ms时窗提取均方根振幅属性如图8-a所示。中部1号BSR为强均方根振幅属性区，南部2号与北部3号BSR为中强均方根振幅属性区。解释识别出的BSR分布图与各关键层序构造图对比发现，BSR近北东向分布，与该区松南低凸起走向一致，且1号BSR分布于低凸起正上部，2号与3号BSR分布于低凸起两侧。

图8 钻探区BSR均方根振幅分布（a）与气烟囱检测剖面（b）图

气烟囱在地震剖面上表现出明显的模糊反射带或者空白反射带，在气烟囱侧翼及顶部出现“亮点”反射，表明天然气通过气烟囱通道发生了运移并被地层所捕获[28]。气烟囱构成了钻探目标区水合物运聚成藏之天然气运移输导通道，因大部分气烟囱“侵入”至上新统—第四系，含气流体通过气烟囱垂向向上运移至水合物稳定域时极有可能在气烟囱上部及周缘形成水合物[11]。从气烟囱检测结果来看，钻探区松南低凸起上部气烟囱通道发育，且与水合物稳定域沟通；低凸起南侧北礁凹陷下部地层气烟囱通道发育，可以沟通莺歌海组水道底部砂体，但是与水合物稳定域未发生直接沟通；低凸起北侧凹陷气烟囱通道不发育，仅零星出现小型气烟囱通道。从低凸起周缘气烟囱通道发育特征可知，低凸起顶部进入水合物稳定域的气体相对畅通，低凸起南侧较北侧气烟囱通道更发育，但低凸起两侧到达水合物稳定域的气量相对有限，结合前述气烟囱顶部不同位置钻井钻探结果，笔者认为气烟囱通道输导天然气进入水合物稳定域畅通与否是控制渗漏型水合物分布富集的重要因素。

通过地震资料解释，钻探目标区还识别出莺歌海组水道边界断层（图8-b），这些断层构成了运移进入水道砂岩储层中的天然气进一步横向阶梯状运移的通道。水道内部的强反射层可能代表气层，这些气层与水道边界断层沟通，天然气可沿边界断层向上新统和第四系运移输导，重新在第四系中聚集形成水合物，在地震剖面上观察到的第四系底部的强反射层可能是来自水道的天然气。前述的位于水合物稳定域的MTDs内部裂隙十分发育，且大部分位于气烟囱顶部及顶部侧翼，这些裂隙很可能是由气烟囱顶部含气流体超压压裂产生的[11]，天然气突破上覆地层形成的裂隙将构成通过气烟囱通道垂向运移的天然气进一步进入稳定域的通道，也构成了裂隙充填型水合物赋存的储集空间。处于稳定域内部出现明显渗漏通道位置的W08井裂隙充填型水合物显示极好、而W06井及W10井钻探位置没有明显渗漏通道，取心结果证实地层裂隙不发育且水合物显示极差。气烟囱检测发现有部分裂隙连通到海底引起了天然气渗漏，在海底形成丘状体和海底麻坑等与天然气渗漏有关的海底地貌特征。总之，钻探目标区内发育的气烟囱及伴生断裂、微裂隙及水道边界断层等共同构成了含气流体的运移通道，这些运移输导通道在空间上互相匹配，有利于古近纪烃源岩生成的热解成因气以及中新统烃源岩生成的浅层生物成因气运移输导至海底浅层水合物稳定域中聚集形成水合物藏，水合物异常分布与上述多种类型天然气运移输导通道在空间上具有一定的叠合分布关系即证明了天然气运移输导通道与水合物成藏之间的密切关系，且水合物稳定域内的部分运移输导通道构成了渗漏型水合物赋存空间。

3.3 水合物成藏的储集条件

水合物钻探区第四纪以来主要发育半深海泥质沉积和重力流沉积，水合物主要赋存于第四系。早第四纪地层主要是正常的半深海沉积，晚第四纪地层以重力流沉积为主，发育3期MTDs，上覆浊积体，二者形成交互沉积，垂向上呈现“MTDs＋浊积”的沉积叠置关系（图3）。水合物取心沉积物分析结果表明，粒度参数从岩心顶部至底部均表现出相似的变化规律，层段以粒度相对较细的黏土质粉砂为主，平均粒径介于3.9～7.8 μm，分选较差，偏态近于正偏，峰态多为中锋分布，指示沉积物来源相对较为稳定，与半深海沉积环境对应（图9）。

4 渗漏型水合物的成藏机制

4.1 气烟囱控制天然气运移及水合物分布

图9 W08井取心段沉积物粒度随深度变化特征图

水合物钻探区处于松南低凸起构造顶部，低凸起两侧的松南凹陷及北礁凹陷生成的烃类气体通过低凸起两侧斜坡不整合面及断层向低凸起上部运移聚集，形成垂向分布的气烟囱，大部分天然气通过气烟囱通道运移输导进入水合物稳定域形成水合物。GMGS5和GMGS6航次在气烟囱顶部不同位置钻探揭示，水合物仅富集于水合物稳定域内具有明显渗漏通道及储集空间的区域，而没有渗漏通道的区域则水合物显示差，仅出现薄层水合物；水合物横向分布明显与气烟囱顶部延展范围对应，超出气烟囱顶部区域，除非有充足天然气供给，水合物则难以聚集或者水合物饱和度极低。尽管波阻抗反演显示气烟囱两侧翼也赋存水合物，其应是由天然气缓慢扩散或者通过水道边界断层阶梯状运移进入稳定域形成。因此，总体上渗漏型水合物的形成和分布富集受控于松南低凸起及两侧生烃凹陷构造背景。天然气沿低凸起两侧运移和天然气通过凸起上部气烟囱的垂向高效输导是保证水合物形成聚集的前提。

4.2 浅部水合物与深部油气藏耦合叠置

从琼东南盆地深水区水合物分布的构造、沉积背景来看，水合物稳定域与下伏中央水道及深部低凸起具有上下叠置关系。低凸起两侧为富生烃凹陷，现今处于大量生油气阶段，生成的油气可沿古近纪垂向断层及低凸起斜坡带运移，部分聚集在中央水道砂岩之中形成岩性气藏[29]，水合物钻探区临近的LS17-2、LS18-1等气田已证实莺歌海组水道砂岩储集的天然气来自深部古近纪崖城组[15,24,27]。从水合物气体地球化学分析结果来看，水合物气体为偏热解气的混合成因气。通过水合物气体同位素与琼东南盆地常规气藏及含气构造天然气同位素对比，发现水合物气体与深部天然气具有相同的成因来源，尤其是中央水道LS17-2气田及由松南—宝岛凹陷供烃的BD13-3含气构造钻获的天然气与钻探区渗漏型水合物气体组分及同位素特征相近（图7）。因此，笔者认为琼东南盆地浅层水合物与深部油气藏具有同源关系，在低凸起与两侧生烃凹陷构成的构造、沉积背景以及低凸起上气烟囱的垂向输导与水合物稳定域的匹配下，浅层水合物与深部油气藏具有耦合叠置关系，二者“共生”于琼东南盆地含油气系统。

4.3 MTDs储集与封盖

MTDs通常被认为是较差的储层，其强烈的变形可能会破坏地层连续性，大量的黏土会造成地层孔渗条件变差，不利于水合物的形成与富集。但是，水合物钻探区气烟囱顶部即终止于3套MTDs底部，气烟囱上覆低孔低渗沉积地层，可能构成了直接盖层，阻止了大部分通过气烟囱垂向运移的深部天然气进一步向海底运移和渗漏，保证水合物形成具备充足的天然气供给。这3套MTDs在琼东南盆地深水区广泛分布，大部分含气流体活动终止于该MTDs底部之下，暗示其构成了天然气在海底浅层的封闭层。

海底ROV观测及水合物钻探取样结果发现，渗漏型水合物分布区稳定域范围内及海底沉淀有自生碳酸盐岩，其是甲烷气体沿渗漏通道向海底逸散过程中发生缺氧氧化作用、硫酸盐还原细菌等微生物活动形成的碳酸盐岩沉淀[30]。钻探区海底出现活动冷泉及古冷泉活动差异分布特征，同时W08井海底0～9 mbsf发育大量的冷泉碳酸盐岩以及下伏水合物层，而同处于气烟囱顶部的W06井和W10井没有明显水合物赋存，表明钻探区仅局部有充足天然气进入水合物稳定域聚集，也证明了除局部因裂隙出现而不具备封盖条件外，总体上上覆MTDs构成了下伏天然气的直接“盖层”，否则在强烈气烟囱活动下，大部分天然气将渗漏至海底，而不是出现钻探区这种仅在渗漏通道中赋存水合物的现象。此外，一旦水合物稳定域底部形成水合物之后，含水合物层形成自封闭作用，也会对下伏天然气产生封盖，天然气难以向上运移进入水合物稳定域，最终导致水合物发育分布及海底冷泉活动的空间差异。

前已述及，钻探发现MTDs内部裂隙发育，其可能是气烟囱顶部聚集的超压含气流体压裂导致，裂隙的形成极大改善了MTDs局部孔渗条件，这些裂隙构成了天然气在稳定域内部继续运移的通道，同时也构成了不同厚度及产出状态的水合物差异聚集的空间[11]。因此，在MTDs总体具有封盖的条件下，气烟囱上覆MTDs内部是否出现渗漏通道是形成和富集水合物的关键，也是造成渗漏型水合物差异聚集的关键控制因素。

5 渗漏型水合物差异成藏的模式与主控因素

综合分析研究区水合物成藏要素与运聚成藏条件，结合GMGS5和GMGS6航次已钻井揭示的水合物分布特征及地球物理反演结果，笔者在前期预测琼东南盆地水合物成藏模式的基础上[11]，建立了更为完善的典型渗漏型水合物差异成藏模式（图10）。水合物分布区发育大型气烟囱，其位于松南低凸起之上，凸起两侧凹陷深部古近纪烃源岩生成的天然气在流体势差的作用下通过低凸起斜坡带边界断层及高孔渗地层侧向运移至凸起顶部（气烟囱底部），然后通过气烟囱纵向通道及其内部可能的断裂裂隙等输导体系，自下而上，由深至浅运移并与生物气继续运移至海底浅层，最终在水合物稳定域内发育有裂隙空间的MTDs内储层中富集形成水合物藏，厚层水合物主要聚集在渗漏通道空间内，而没有裂隙等渗漏通道的区域仅有少部分气体进入稳定域而聚集薄层水合物。部分天然气也可以沿水道冲刷不整合面及边界断层等侧向输导，运移至浅部水合物稳定带，形成水合物藏。因天然气集中向低凸起顶部气烟囱运移充注，进入中部低凸起顶部稳定域气体充足，形成水合物藏规模大；低凸起上气烟囱顶部两侧稳定域气体不足而形成水合物藏规模有限。因此，在缺乏深大断裂等纵向油气输导通道沟通稳定域的区域，发育的气烟囱纵向输导通道系统即是渗漏型水合物成藏的主控因素。同时，气烟囱上覆MTDs储层内部是否出现渗漏通道是能否形成和富集水合物的关键，也是渗漏型水合物差异运聚成藏的关键控制因素。

图10 琼东南盆地典型渗漏型水合物差异运聚成藏模式图

6 结论

1）琼东南盆地深水区渗漏型水合物富集成藏受控于低凸起构造及周缘富生烃凹陷天然气供给，天然气运移通道与水合物稳定域的空间匹配决定了水合物的主要分布范围。

2）海底冷泉系统是渗漏型水合物分布的重要指示标志，通过海底冷泉活动及其伴生地貌与微生物聚集特征分析，结合含气流体渗漏地震反射异常可判断下伏地层天然气渗漏及水合物分布状况。

3）琼东南盆地渗漏型水合物主要聚集在具有明显渗漏通道构成的储集空间内部，而没有通道连通水合物稳定域的区域则难以形成和聚集形成水合物，水合物分布厚度、产状及饱和度等具有明显的非均质性。

4）琼东南海域渗漏型水合物气源具有生物气及热解气双重供给特征，热解气与深部油气藏及古近纪烃源岩有密切成因联系，常规油气藏分布区应是勘探水合物的有利靶区。

5）含气流体通过低凸起之上的气烟囱及邻近的水道边界断层等构成的通道运移聚集并在海底浅层MTDs细粒黏土质粉砂封盖条件下形成水合物。气烟囱上覆MTDs内部是否出现渗漏通道是能否形成和富集水合物的关键，也是渗漏型水合物运聚成藏的关键控制因素。