琼东南盆地深水区天然气运移规律与成藏组合

朱继田，郭明刚，熊小峰，曾小宇，贺 懿，唐历山，宋 鹏

中海石油( 中国) 有限公司 湛江分公司，南海西部石油研究院，湛江 524057

在中央峡谷大气田发现之后（王振峰等，2016），琼东南盆地深水区的勘探不断拓展，围绕中央坳陷带一系列(潜在)富生烃凹陷及其周缘，钻探了多口井。总体来看，在低风险已证实的深水西区乐东—陵水富生烃凹陷中央峡谷及其周缘成熟领域勘探成功率较高，证实生烃凹陷内超压驱动—底辟垂向运移—浅层海底扇/浊积水道砂成藏模式在本地区的有效性，但是套用这一模式在拓展深水东区新领域勘探时成功率比较低，油气运移有效路径和优势方向判断失误是主要失利原因。目前需要的是对深水区天然气运移规律有一个系统完整认识，才能指导走出中央峡谷后在新区新领域的靶区确定和目标优选，对于油气勘探生产才有实际意义。

本文在大量调研基础上，总结了油气运移基本原理和规律。利用区内钻井、构造、地化和地震等资料，解剖了区内已发现大中型气田的形成机制，明确了深水区天然气运移主控因素。利用盆地模拟等软件，重点开展了与天然气运移密切相关的“流体势场” —“通道场（输导体系格架）”—“约束场（区域盖层）”深入研究，探讨了3场形成的构造演化机制，明确了大中型气田形成诱发因素。综合以上成果，在天然气运移模拟基础上，明确了深水区天然气运移规律，指出了深水区有利成藏组合和区带，有效指导了下一步的天然气勘探，并在松南低凸起深层成藏组合获得天然气勘探重大突破。

1 区域地质背景

琼东南盆地是受到欧亚板块、太平洋板块和印支板块3者共同影响在中生代基底基础上形成的新生代叠合沉积盆地（赵民等，2010），面积接近9.0×104km2。新生代经历3期构造演化，早期始新世的裂陷阶段、渐新世—早中新世的“断—拗”阶段和之后的拗陷阶段，沉积了一套由陆相到海相演变的厚层新生代地层（张迎朝等，2017），中中新世陆坡形成后，整体实现了浅海向深海的转变。成盆过程中伴随高温超压的形成（杨计海，1999；甘军等，2019），油气勘探勘探以天然气为主。

3期构造演化7期构造运动促使盆地形成了南北分带和东西分块的构造格局（ 蔡周荣等，2010；张佳星等，2018）。断陷期和“断—拗”期是区内主要的拉张伸展阶段，应力场具有顺时针旋转特征，NE、NEE和近EW向断裂发育，沉积了崖城组主力气源岩、输导层地层和陵水组区域盖层。拗陷期是主要的区域热沉降阶段，形成了一批深水海底扇—浊积水道砂储集体，其中5.5 Ma之后的新构造运动又导致了部分早期断裂的活化或晚期断裂和底辟的形成（郭明刚等，2019）。深水区主要位于2号断裂带和神狐隆起以南的地区，水深在500～3200 m之间，总面积超过7×104km2，包括了中央坳陷带和南部隆起2个一级构造单元，其中中央坳陷带又由7大凹陷和2个低凸起构成（图1）。

2 油气运移基本原理与规律

前人做了大量的油气运移实验和数值模拟（罗晓容，2003；金之钧等，2005；周波等，2008；江山等，2009）。总的来看，油气运移垂向优先，侧向运移只有在垂向受阻（顶封盖层）的情况下才会大规模发生，侧向运移集中在顶部区域盖层之下，并且垂直于凹陷长轴的构造脊等优势路径承载绝大部分油气的输送。初次运移路径确定后，后期运移路径在已发生运移地区基本不会发生改变。圈闭幅度和顶封盖层封堵能力决定了油气什么时候发生垂向泄漏。

运移垂向优先的动力机理在于垂向流体势梯度一般会大于侧向，大规模油气长距离侧向运移还需要优秀区域盖层等其他多项条件配合，这些条件就是远距离侧向运移规模成藏必备条件。从国内外含油气盆地运移统计来看，一般需要4个条件：充足油气源和动力，优质输导通道和盖层，稳定发育古斜坡，“源” —“圈”间没有大型圈闭或油气田拦截（霍秋立等，1999；胡朝元，2005；朱光有等，2013；刘卫民等，2015；潘树新等，2015）。在以上原理和规律指导下，对深水区天然气运移开展了系统研究。

3 琼东南盆地深水区天然气运聚成藏规律

深水区凹陷深部成熟烃源岩生成的天然气，在流体势场驱动下，区域盖层约束下，沿输导体系运移到区带内圈闭成藏，因此起点和终点之间与运移密切相关的流体势、区域盖层和疏导体系是运移研究的重点。

3.1 烃源与输导体系格架特征

深水区具有充足的气源，足够支撑形成多个大中型气田。渐新世早期是琼东南盆地伸展应力场由北西—南东向逐步向南—北向转变的时期。受此控制，盆地内NE向和近EW向正断层发育，形成一系列半地堑和地堑型凹陷，为气源岩地层发育提供充足空间。同时海平面逐渐上升，沉积环境由海陆过渡相转变为海相，崖城组海陆过渡相煤系气源岩和陆源海相气源岩发育（黄保家等，2012；Huang et al.，2016）。深水区陆源海相气源岩主要发育在滨浅海环境，有机质丰度0.5%～2%，有机质类型主要为Ⅲ型—Ⅱ2型，以生气为主。由于有海相有机质（浮游藻类等）混入，富氢，单位有机质生烃量比煤系气源岩高。历史上经历3期增温事件，凹陷内大部分气源岩已经成熟，甚至过成熟。最新盆地模拟表明其资源潜力约5×1012m3，是煤系气源岩资源量的6倍，因此是深水区的主力气源岩，也是中央峡谷气田的主力气源岩，其大量生排烃时期在5.5 Ma至今。

输导通道是流体势驱使天然气运移的载体。深水区输导通道的形成受到了构造运动、古地貌和海水进退等因素控制。在新生代喜山期内多期构造运动控制下，深大沟通气源断裂和底辟，输导砂体和不整合面等输导通道发育，前两者是主要的垂向运移通道，后两者是主要的侧向运移通道（郭明刚等，2016；张迎朝等，2017；江汝锋等，2018；周杰等，2018）。而构造脊仅仅是有利侧向运移通道的几何学特形态，不能单独作为输导通道，但它可以明显降低天然气在侧向运移通道内的运移损耗运移更远。受到构造活动、先存断裂和基底性质差异的影响，深水东区沟通气源断裂、大型输导砂体和继承性构造脊等多种通道均发育，而深水西区底辟和边界断裂等垂向运移通道相对更为发育。

喜山期古近系 “断—拗早期”在珠琼运动一幕控制下形成了深水区主力侧向输导体，崖城组滨海—（扇）三角州大规模砂体。在早期珠琼运动影响下，海水由东向西经西沙海槽侵入琼东南盆地。盆地内受早期断陷影响，凹凸相间，凹陷规模也相对较小，南北物源距离近，河流—三角州体系发育，携带大量含砂碎屑进入盆地，位于凹陷边缘—低凸起及以上部位近源地区，崖城组大型滨海—（扇）三角州砂体发育。这些地区的砂体具有粒度大，埋深浅，成岩程度低，物性好特点，地震上多呈现为中低频连续强反射特征，沿三角洲推进方向向低部位逐渐变薄下超歼灭，垂直方向为丘状双向下超。YL_A井录井为白色细砂岩，电性上表现为低伽马、低电阻和低密度的三低特征，测井解释为孔隙度超过20%、渗透率高达上千毫达西的水层。更可贵的是这套高砂地比地层直接与凹陷深部同层系的陆源海相优质气源岩接触，天然气进入方便。砂体顶面构造脊发育，上覆陵水组厚层浅海—半深海泥岩。区域上砂体主要位于中央坳陷带南部，紧邻生烃凹陷，晚渐新世之后一直是稳定斜坡形态，多项有利条件易促成侧向优势运移通道的形成。YL_A和YL_C等井均发现有较多的蓝白色荧光石油包裹体，显示崖城组运移活跃。因此，崖城组既是主力气源岩也是深水区主要侧向疏导层发育层系。

深水区差异性的构造运动（Wang et al.，2017；Li et al., 2018；张佳星等，2018；张迎朝等，2019）形成了东西区差异性的输导样式，并已得到钻探证实。凹内近源底辟垂向输导样式，主要分布在深水西区中央峡谷及其围区；凹内近源断裂垂向输导样式，主要分布在2号断裂带等边界深大断裂发育处（ST_A）； 斜坡—低凸起及以上地区“断裂—砂体—构造脊”复合输导体系样式，主要分布在深水东区陵南斜坡—松南低凸起（YL_B）（图2），东西区具有不同的输导样式。

图2 凹内和斜坡—低凸起—隆起区输导样式图Fig. 2 Transport pattern in sag and slope-low uplift-uplift Zone

3.2 流体势场结构特征

流体势场结构决定了深水区天然气运移趋势。天然气在流体势的驱动下总是从高势区向低势区运移（刘震等，2000），垂向优先，受阻时才会向低势的低凸起及以上等高部位侧向运移。并且，输导体系格架要素也会对流体势场空间分布产生影响（付广等，2000）。

综合钻井、构造、沉积、地化和地震等资料，利用Petromod盆地模拟软件，恢复了深水区区域流体势场。从现今来看，深水区流体势场总体呈现为西区高于东区。横向上从凹内到斜坡—低凸起及以上部位逐渐降低，但在陵水组区域盖层完整性被破坏的地区崖城组烃源岩流体势场有异常降低现象。纵向上从深部下渐新统气源岩地层到浅层第四系地层逐渐降低，但部分低凸起周缘陵水组由于超压发育导致与其下崖城组的流体势出现反转。这些流体势场的局部异常，对区域天然气移产生了重大影响（郭明刚等，2019）。不满足于基于区域流体势场特征上的潜在油气运移趋势定性判断，在局部加密解释数据和最新钻井数据的基础上，参考重磁场数据处理和研究方法，采用流体势脊和流体势梯度两种参数对局部流体势场做了进一步分析，这对于相对相对小尺度的区带和目标优选更有生产意义。其中，流体势脊是表征油气长距离侧向运移活跃通道特征参数，从计算结果来看，包含紧邻生烃凹陷的松南低凸起在内的南部斜坡带是流体势脊发育主要地区（图3）。流体势梯度是表征本地小范围油气运移潜在活跃程度参数，深水东区松南低凸起北部紧邻松南凹陷边缘地带、深水西区凹陷中心区域（中央峡谷底部附近区域）和2号断裂带是高梯度区（图4）。这几个地区是潜在的天然气运移有利地区。

图3 深水区崖城组顶面(T70)天然气流体势脊分布图(0 Ma)Fig. 3 Distribution map of gas fluid potential ridge of Yacheng formation top (T70) (0 Ma)

图4 深水区崖城组顶面(T70)天然气流体势梯度图(0 Ma)Fig. 4 Gas fluid potential gradient map of Yacheng formation top (T70) (0 Ma)

3.3 区域约束层

区域盖层约束了天然气运移趋势和方向。在区域盖层完整的地方，天然气垂向运移受阻，在盖层约束下沿着砂体顶面侧向向上运移，在高部位某个圈闭内聚集。在盖层被破坏的地方，比如底辟带和活动的沟通气源断裂处，天然气优先垂向运移。

“断—拗”晚期在珠琼运动二幕控制下形成了直接覆盖在深水区烃源和输导层上的区域盖层—陵水组厚层海相泥岩地层。晚渐新世，深水区水体侵入速度非常快，2号断裂以南的深水区沉降大，整体为浅海—半深海环境，快速沉积一套1000～5000 m直接覆盖在崖城组上以泥岩为主地层。由于沉积速率快，欠压实严重，普遍发育高压（图5），进一步增强封堵能力，其提高量为盖层超压值2倍（付广等，1995；吕延防等，2000）。定量评价表明，在未破裂情况下，凹陷内可封堵天然气气柱高度超过300 m，低凸起区在250～300 m，隆起区200～250 m（图6）。但局部盖层被晚期底辟、活动的深大边界断裂和火山破坏严重，其中中央峡谷、2号断裂带和宝岛—长昌凹陷中心是主要3个破坏区，天然气运移垂向为主，而陵南斜坡—松南低凸起及围区盖层保存相对完整，盖层和输导层流体势场反转，天然气运移侧向为主。

图5 过中央坳陷带LS_A-YL_C-YL_B-YL_A井连井压力系数对比图Fig. 5 LS_A-YL_C-YL_B-YL_A well connected pressure coefficient correlation figure in Central depression

图6 陵水组区域盖层封堵最大气柱高度平面等值线图Fig. 6 Plane contour map of the maximum gas column height blocked by the the Lingshui caprock formation

3.4 大中型气田形成的诱发机制

流体势演化史分析结果表明，受到构造运动的影响，流体势演化史整体表现为多期阶段性的“缓慢积累抬升” —“短时爆发下降”重复循环，每一次的“短时爆发”伴随着地下天然气的集中大量运移 （郭明刚等，2019）。结合烃源岩演化史，发现新构造运动（5.5 Ma）所导致的晚期流体势能量场调节时间与深水区崖城组气源岩大量生排烃时间耦合，有利于大中型气田形成。目前莺琼已发现的大多数气田，包括深水区中央峡谷气田，都是在5.5 Ma之后形成的（王振峰等，2016）。在新构造运动影响下，晚期深水区流体势场剧烈调整，底辟或者沟通气源断裂开始形成或者重新活动，高势含烃流体大量涌出，进入底辟、晚期活化断裂或崖城组输导层，在区域盖层约束下，垂向或侧向运移，在低势浅层或低凸起等高部位深层形成了一系列的大中型气田。所以新构造运动诱发了深水区晚期天然气大规模集中运移形成大中型气田的这一过程。

3.5 深水区天然气运移规律和有利成藏组合

关键时刻的流体势形成运移的动力场，输导体系形成运移的通道场，区域盖层形成运移的约束场。最终“流体势场” —“通道场（输导体系格架）”—“约束场（区域盖层）”三场耦合形成两种有利天然气优先集中运移配置样式（图7）。高流体势梯度、底辟（晚期活化沟通气源断裂）和破坏性区域盖层配置样式，有利于天然气突破厚层盖层遮挡垂向运移至浅层成藏，这种样式容易在区域盖层之上形成多个中小规模气藏组成的浅层大中型岩性气田。高流体势梯度、约束性（完整）区域盖层和汇聚型流体势脊配置样式，有利于天然气长距离侧向运移至凹外深层成藏，这种样式容易在区域盖层之下形成大规模整装构造型气田。据此，结合其他成藏要素，认为深水区主要形成了位于陵水组区域盖层上下的2套成藏体系和3个有利成藏组合 （图8）。

图7 深水区天然气运移配置样式图Fig. 7 Three field coupling style map in the deep water

图8 琼东南盆地深水区大中型气藏成藏模式图Fig. 8 The accumulation model of large-medium gas reservoirs in the deep-water area of the Qiongdongnan Basin

3.5.1 深层成藏体系（中生代—古近系成藏体系）

深层成藏体系位于陵水组区域盖层之下，既是垂向上盖层完整性好的地区，也是横向上紧邻高势生烃凹陷的低势区，“断裂—砂体—构造脊”复合输导体系发育，运移侧向为主。有利成藏组合是古潜山—崖城组滨海—（扇）三角洲成藏组合，容易形成大型构造型天然气田。

该成藏组合主要位于被四周多个高势的（潜在）富生烃凹陷包围的斜坡—低凸起区，汇聚型流体势场发育。多个凹陷为该成藏组合提供充足气源，并发育有中生代花岗岩古潜山储层（锆石测年250 Ma）和大型（扇）三角洲碎屑岩储集体。沟通气源深大断裂、与气源岩同层系的大型滨海—（扇）三角洲砂体和多条垂直于凹陷长轴的构造脊构成了独有的“断裂—砂体—构造脊”汇流型侧向输导体系，上覆厚层高压陵水组盖层形成的“压力反转—超压天花板盖层”约束天然气集中在崖城组输导层内长距离侧向运移，在斜坡—低凸起上形成了深部古潜山—崖城组滨海—（扇）三角洲成藏组合，具有“陆源海相源岩供烃—汇聚型流体势场驱动—汇流型输导体系运移—超压天花板盖层约束—新构造运动诱发晚期成藏”的特点，领域潜力大，有利区带为陵南斜坡—松南低凸起（郭明刚等, 2017）。目前研究成果已经指导在松南低凸起上获得天然气勘探突破，比如YL_B中小型气藏。围绕这一地区继续拓展，扩大发现，则有望在深水区形成中央峡谷外的又一个千亿方气田群。

3.5.2 浅层成藏体系（新近系—第四系成藏体系）

浅层成藏体系位于陵水组区域盖层之上，盖层完整性被底辟或晚期活化沟通气源断裂破坏，是位于深部高势烃源之上的浅层低势区，运移以垂向为主。发育中部三亚组—梅山组（陆架边缘）三角洲—海底扇成藏组合和上部黄流组—莺歌海组浊积水道砂—海底扇成藏组合。

“断—拗”晚期—“拗陷”早期，也就是下中新世—中中新世，构造活动逐渐减弱，热沉降作用加强，盆地北部海南剥蚀区较为稳定，部分碎屑物沿多个水系输入盆地，并受控于2号断裂坡折，发育多个陆架边缘三角州—海底扇沉积体系，如ST_A、BD_A和LS_B等。深部是超压发育的崖城组陆源海相气源岩，压力系数最大可达2.2以上，通过晚期活化沟通气源断裂刺穿厚层盖层并与浅层中新统海底扇砂体连通，在凹内形成中部三亚组—梅山组（陆架边缘）三角洲—海底扇成藏组合，具有“凹内近源—超压驱动—晚期活化断裂垂向运移—浅层中新统海底扇成藏” 的特点。领域潜力中等，有利区带是2号断裂带。目前已经在该区带内获得突破性发现，发现了ST_A气藏。规模成藏的主要风险在于由于物源输送距离远导致储层风险。

“拗陷”期晚中新世—上新世，受西沙运动影响，在中央坳陷带形成了NE向正向构造，其高部位是应力集中地带，相对容易破碎和发生侵蚀作用。晚中新世区域海退时，西物源重力流沿构造高部位破碎区下切，最终形成琼东南盆地巨型轴向中央峡谷（Chen et al., 2015；Mao et al., 2015；Shang et al.,2015）。发育上部黄流组—莺歌海组浊积水道砂—海底扇成藏组合成藏组合，具有“超压驱动—底辟垂向运移—（晚中新世—上新世）浊积水道砂和朵叶型海底扇成藏”的特点（王振峰，2012）。区内已发现中央峡谷大气田，虽然勘探程度相对较高，但仍有潜力可挖，依然是深水区继续扩大储量发现的重要领域。

4 结论

（1）深水区天然气运移主要受到“流体势场”—“通道场（输导体系格架）”—“约束场（区域盖层）”3场耦合的控制。

（2）高势生烃凹陷内的底辟带和晚期活化沟通气源断裂发育区的陵水组区域盖层完整性被破坏，天然气垂向运移为主，利于在区域盖层之上形成多个中小规模气藏组成的浅层大中型岩性型气田；部分凹陷边缘—低凸起及之上地区陵水组区域盖层保存完整，断裂—砂体—构造脊汇聚型复合输导体系发育，天然气运移侧向为主，利于在区域盖层之下形成深层整装构造型大中型气田。

（3）三场耦合的结果促使深水区形成了浅层和深层两套成藏体系，发育了3套成藏组合：古潜山—崖城组滨海—（扇）三角洲成藏组合，三亚组—梅山组（陆架边缘）三角洲—海底扇成藏组合和黄流组—莺歌海组浊积水道砂—海底扇成藏组合。成果指导勘探，首次在深层成藏组合天然气勘探中获得突破发现。