南海西部海域高溫高壓天然氣成藏機理與資源前景
——以鶯-瓊盆地為例

謝玉洪

中國海洋石油總公司

南海西部海域高溫高壓天然氣成藏機理與資源前景
——以鶯-瓊盆地為例

謝玉洪

中國海洋石油總公司

南海鶯-瓊盆地已發現X1-1、Y13-1等多個常壓大氣田，但受中深部地震資料品質差、高溫高壓地質條件復雜及鉆完井工程難度大等限制，高溫高壓領域天然氣成藏機理認識不清，嚴重制約了鶯-瓊盆地高溫高壓領域天然氣勘探發現。以破解鶯-瓊盆地高溫高壓條件下成藏機理關鍵理論問題為核心，利用鉆井地質、地震勘探資料，開展了高溫高壓條件下烴源巖生烴、天然氣溶解實驗、高溫高壓領域大型儲集體沉積模式和蓋層封蓋機制研究。研究認為：鶯-瓊盆地高溫場促進有機質生氣，高壓早期抑制、晚期促進有機質生氣；高溫高壓條件下天然氣能夠出溶形成游離氣；鶯-瓊盆地發育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂儲集體；超壓封蓋控制了鶯-瓊盆地高壓氣田的成藏富集。構建了“陸源海相烴源巖生烴、重力流儲集體聚氣、斷裂/超壓裂隙輸導、超壓蓋層封氣”的高溫高壓天然氣成藏模式。研究成果為鶯-瓊盆地高溫高壓領域勘探突破提供了理論依據，指導了近年X13-1/X13-2、L25-1等大中型高壓氣田的發現。鶯-瓊盆地發育的一系列的深、大高壓凹陷且中深層整體勘探程度較低，尚有規模巨大的天然氣資源量待發現。

南海西部海域；高溫高壓；天然氣；成藏機理；資源前景；鶯-瓊盆地

南海地處歐亞、印支和太平洋三大板塊交匯的復雜構造區，盆地沉積類型、油氣分布十分復雜。鶯歌海盆地、瓊東南盆地（簡稱鶯-瓊盆地）位于南海北部大陸架，總面積約為19×104km2（圖1）［1-3］。鶯-瓊盆地經歷了斷陷、拗陷兩個構造演化階段，分別沉積了斷陷期湖相始新統、海陸過渡相—海相漸新統崖城組和陵水組、拗陷期海相中新統三亞組、梅山組、黃流組和上新統鶯歌海組等地層。始新統湖相泥巖、漸新統海陸過渡相—海相泥巖及中新統海相泥巖為盆地內3套烴源巖，鉆井證實漸新統和中新統為主力氣源巖［3］，前者主要分布于瓊東南盆地，后者分布于鶯歌海盆地。儲層主要有3種類型，包括：上漸新統陵水組三段扇三角洲砂巖、中新統黃流組重力流沉積砂巖和上新統鶯歌海組重力流水道砂、淺海席狀砂。蓋層主要有陵水組二段、黃流組及鶯歌海組海相泥巖［3］。

圖1 鶯-瓊盆地構造區劃Fig.1 Geotectonic division of the Ying-Qiong Basin

鶯-瓊盆地具有高溫高壓的特征，對天然氣生成、運移、成藏與分布產生重要影響。鶯歌海盆地地溫梯度3～5 ℃/100 m，平均4.04 ℃/100 m；瓊東南盆地地溫梯度3～4 ℃/100 m，平均3.67 ℃/100 m。縱向上，3 000 m埋深鶯歌海盆地溫度為110～163℃，瓊東南盆地溫度為99～145 ℃；5 000 m埋深，鶯歌海盆地溫度為170～260 ℃，瓊東南盆地溫度為152～229 ℃，鶯歌海盆地地溫高于瓊東南盆地。鶯-瓊盆地異常壓力主要是快速沉積引起的厚層泥巖排水不暢造成的，此外，深部水熱、生烴作用、縱橫向壓力傳遞等對地層增壓也有貢獻。不同區帶、埋深的地層壓力變化較大，鶯歌海盆地中深部壓力具有“南高北低、中央坳陷高斜坡區低”的格局，以上中新統黃流組頂面T30為例，北部東方區地層壓力系數為1.3～2.1，南部樂東區地層壓力系數為1.7～2.4。瓊東南盆地高壓主要發育于盆地西部樂東、陵水凹陷，T30界面地層壓力系數1.5～2.1，上漸新統陵水組頂面T60地層壓力系數1.8～2.2。

鶯-瓊盆地已發現了X1-1、Y13-1等多個常壓大中型氣田。由于中深部地震勘探資料品質差、溫壓條件復雜、鉆完井工程實施難度大，鶯-瓊盆地高溫高壓領域天然氣勘探工作長期停滯不前，關鍵問題在于對中深部高溫高壓條件下天然氣成藏機理認識不清。經過“十一五”、“ 十二五”多年的科技攻關，以破解鶯-瓊盆地天然氣成藏機理關鍵問題為核心，精細解剖典型氣田和含氣構造，開展高溫高壓條件下天然氣溶解實驗，研究高溫高壓條件下生、儲、蓋和溫壓場演化等天然氣成藏主控因素，創建了高溫高壓條件下天然氣成藏機理與模式和配套的地球物理勘探技術體系，為鶯-瓊盆地大中型氣田勘探突破提供了理論依據、勘探技術。近年來相繼發現并成功評價X13-1/X13-2、L25-1高溫高壓大氣田，開創了鶯-瓊盆地高溫高壓領域勘探新局面。

1 高溫高壓領域天然氣成藏機理和成藏模式

Hydrocarbon accumulation mechanism and pattern of HTHP natural gas reservoirs

1.1 高溫促進有機質生氣，高壓早期抑制、晚期促進有機質生氣

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

鶯-瓊盆地發育漸新統、中新統陸源海相烴源巖，有機質類型為Ⅲ～Ⅱ2，以生氣為主［4-6］，普遍處于高溫高壓環境。由于缺少高溫高壓條件下生烴熱模擬實驗，高溫高壓條件下烴源巖生烴機制的認識不清晰，且烴源巖品質、規模認識不深入，導致對盆地地質資源的認識不樂觀，2005年度全國資源評價時，鶯-瓊盆地地質資源不到30 000×108m3［7］。

本研究通過宏觀區域地質與烴源巖微觀解剖結合，運用新鉆井樣品，對鶯-瓊盆地烴源巖品質、空間展布進行了重新研究。鶯-瓊盆地發育漸新統崖城組和中新統梅山—三亞組2套主力氣源巖，其中漸新統烴源巖主要為濱岸平原沼澤相、濱海相和淺海相沉積，揭露該套地層的鉆井多分布在凹陷邊緣或低凸起上，其中鄰近河流—三角洲的地層中發育煤線、炭質泥巖和暗色泥巖，如Y13-1低凸起煤線和炭質泥巖有機質豐度非常高，總有機碳（TOC）高達43.5%～95.9%，已被證實為瓊東南盆地Y13-1氣田烴源巖；暗色泥巖有機質豐度也比較高，TOC在0.64%～3.46%之間。瓊東南盆地中央坳陷帶崖城組淺海相泥巖由于富含南部、北部含煤三角洲帶來的大量陸源有機質，推測有機質豐度達到中等～高，加之該套地層厚度大，達到600～2 400 m，現今已達成熟—高成熟階段，具備強大的生氣潛力，生氣強度達到（20～120）×108m3/km2，近期發現的L25、L17大氣田天然氣均來源于崖城組淺海相泥巖。鶯歌海盆地中新統梅山—三亞組淺海泥巖分布廣，凹陷中心埋深普遍大于5 000 m，是該盆地主力氣源巖，位于鶯歌海盆地中央坳陷的Z30-1-1A井和Z22-1-7井揭露的梅山—三亞組地層有機質豐度高，TOC在0.4%～4.51%之間，而且在越南海域的鶯西斜坡也已鉆獲TOC＞1.0%的中新統淺海相泥巖，表明鶯歌海盆地中新統具備發育較高有機質豐度的地質條件。梅山—三亞組地層以泥巖為主，在陸架-陸坡體系中可發育三角洲、海底扇沉積，同時造就鄰近的淺海泥巖有機質豐度較高，由于中新統厚度巨大，高達2 000～6 500 m，現今大部分進入成熟—高成熟階段，局部達過成熟階段，具備強大的生氣潛力，生氣強度約（20～48）×108m3/km2。

鶯-瓊盆地屬于熱盆，特別是鶯歌海盆地底辟構造帶存在熱流體活動，受其影響的層段，平均地溫梯度在4.6 ℃/100 m以上，甚至達5.4 ℃/100 m，熱場疊加效應導致烴源巖“提前成熟”，生烴門限比非熱流體活動區淺了約350 m［8］。

高壓對烴源巖生氣的影響比較復雜［9-11］。本區鉆井崖城組烴源巖在不同壓力條件下生烴模擬表明，低成熟階段，高壓（150 MPa）對甲烷產率有抑制作用；成熟—高成熟階段，高壓對甲烷產率有促進作用（圖2a、圖2b）。對C2～C5濕氣而言，在生成階段，壓力有抑制作用，在裂解階段，壓力對其有促進作用。另外，對比煤和海相泥巖的烴產率，海相泥巖在高成熟階段的烴產率達300 mL/g（TOC），大于煤的烴產率（圖2c）。通過上述高溫高壓生烴模擬實驗結果、綜合分析，提出“鶯-瓊盆地高溫場促進有機質生氣，高壓早期抑制、晚期促進有機質生氣”的認識。

鶯歌海盆地的中央坳陷和瓊東南盆地中央坳陷帶普遍發育高溫高壓。高溫高壓的形成與泥巖排水不暢、生烴有關。烴源巖層段高溫高壓，尤其超高壓的發育，表明凹陷深部是一個封閉的生氣環境，考慮烴源巖埋藏生氣過程（不考慮排烴），按照理想氣體狀態方程，若泥巖孔隙體積在埋藏成巖作用下縮小2/3，地層溫度升高1倍，則地層孔隙流體壓力急遽增加5倍，這種壓力增大主要是生氣作用造成的。因此，鶯-瓊盆地眾多高壓～超高壓凹陷的存在也間接證實了深部烴源巖的生氣作用。

綜合運用鶯-瓊盆地最新的烴源巖生烴動力學參數、熱歷史研究成果，建立逼近地質條件下生氣模式，同時考慮沉積相及各凹陷深部烴源巖層系超壓發育狀況，重新定量評價鶯-瓊盆地生烴熱演化史、生氣量及聚集量。結合面積豐度類比法、圈閉統計法，由特爾菲法綜合評價鶯-瓊盆地高溫高壓領域天然氣資源量。研究表明鶯-瓊盆地天然氣地質資源量達到XX萬億m3，勘探潛力巨大。

圖2 Y8-2-1井泥巖/煤干酪根樣品氣態烴產率熱模擬實驗結果Fig.2 Thermal simulation experiment results of hydrocarbon gas yield of mudstone/coal kerogen samples from Well Y8-2-1

1.2 高溫高壓下天然氣大規模出溶成藏

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

高溫高壓條件下天然氣能否出溶成藏，是高溫高壓領域天然氣勘探的重大理論問題。以往根據Price等人的實驗，甲烷氣在蒸餾水中的溶解度隨溫壓升高而增大，在206 ℃、150 MPa時達到22.5 m3/ m3。據此認為高溫高壓領域難以形成大規模的氣藏。然而上述實驗中的溶劑并非地層水，并不能代表地下的真實情況。“十二五”期間，采用先進的可視化高壓流體相態分析實驗裝置，按鶯-瓊盆地實鉆資料，自配礦化度為19 256 mg/L的NaHCO3型實驗用地層水，模擬地層條件下不同溫壓地層水中天然氣的溶解度（圖3）。實驗結果表明，在90 MPa時，溫度從80 ℃增加到180 ℃，溶解度5～6 m3/m3，約為Price實驗的1/2。當地層溫度、壓力逐漸降低時，甲烷在地層水中的溶解度還會進一步降低，實驗結果為高溫高壓地層條件下天然氣出溶成藏提供了依據。

鶯歌海盆地中央底辟帶中新統普遍發育高溫高壓，在底辟活動期，溶有天然氣的地層水由深部向淺層運移過程中，溫度和壓力逐漸降低，甲烷氣溶解度也隨之降低而從地層水中析出。結合實驗測得的不同溫壓條件下甲烷在地層水中的溶解度，分析認為地層埋深由深到淺，甲烷在地層水中的相態會由水溶氣為主變為以出溶游離氣為主，天然氣大規模出溶成藏的深度下限為5 500 m，相應的地層溫度為220 ℃（圖4）。結合地層壓力、儲層物性變化規律和蓋層分布特點，確定鶯歌海盆地中央底辟帶中深層2 500～4 000 m左右的黃流組一段—梅山組一段是縱向上天然氣的有利成藏帶。

圖3 不同溫壓條件下CH4在地層水中的溶解度Fig.3 Solubility of CH4 in formation water under different pressures and temperatures

圖4 鶯歌海盆地地層水中甲烷溶解度和天然氣含量縱向變化Fig.4 Vertical change of CH4 solubility and natural gas content of formation water in the Yinggehai Basin

1.3 發育非限制、限制型大型重力流砂巖儲層

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

從伸展-走滑構造、斷裂研究出發，利用鉆井、地震勘探資料，基于構造地質學、沉積學理論，以重礦物分析、母巖類型和鋯石年譜測量為主要手段，重新認識鶯-瓊盆地物源體系，建立鶯-瓊盆地伸展-走滑背景下重力流儲層沉積新模式，有效指導了鶯-瓊盆地大型非限制型海底扇和限制型水道砂儲集體的發現。

1.3.1 大型非限制型海底扇儲集體 鶯歌海盆地東方區上中新統黃流組一段X13大型氣田海底扇是發育在非經典坡折之下、外淺海背景中的大型非限制型海底扇［12-13］，面積約1 700 km2。X14井揭示其為以赤褐鐵礦、白鈦礦為主，少量電氣石、鋯石的重礦組合，與X11井儲層重礦組合相似，為西部物源特征；具有多期砂體疊置、地震剖面上呈“非對稱水道”強振幅特征，朵葉砂分布廣；以細砂巖為主，泥質雜基含量低，孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為粒內溶孔、粒間溶孔等，儲層以中孔、中滲為主。X13-2區平均孔隙度17.4%，平均滲透率18.1mD。良好的儲層物性使得X13大型非限制型海底扇成為鶯-瓊盆地深部有利的大型天然氣聚集區。

XF區西部由于受構造運動的影響，特別是在中晚中新世，受盆地邊界斷裂帶——鶯西斷裂帶不均衡構造活動的影響，導致沿斷裂帶走向上沉降速率發生極大變化，盆地不同部位的沉降速率在時空上均顯示出極大的差異性，在XF區西部形成構造坡折帶——非經典陸坡，有別于被動大陸架邊緣構造背景的沉積坡折帶，坡折下形成較深水的淺海環境。同時，鶯西斜坡帶發育斷裂轉換帶，形成物源注入點，觸發盆緣富砂的古藍江三角洲前緣滑塌，形成重力流砂質塊體搬運沉積的大型海底扇（圖5）。

圖5 鶯歌海盆地東方區黃流組非限制型海底扇沉積模式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儲集體 鶯-瓊盆地大型限制型重力流水道發育于晚中新世—上新世，具有“多幕式”沉積的典型特征，平面上分布于鶯歌海盆地樂東Y10區及瓊東南盆地中央坳陷L25/17/18區［14-15］，前者長90 km、寬10 km，后者長420 km、寬20 km（圖6）。瓊東南盆地L25/17/18區晚中新世黃流期限制型水道貫穿整個盆地中央坳陷，其中早期水道分布于樂東凹陷北，晚期水道分布于樂東、陵水以及松南凹陷，早晚期水道在L25區形成縱向疊置，兩期限制型重力流水道砂巖構成L25/17區上中新統黃流組主力儲層，以粉砂巖、細砂巖為主，局部中砂巖，L17區平均孔隙度達30.7%，平均滲透率543 mD，屬高孔、高滲儲層。目前已發現L25、L17等深水優質大氣田和Z10等含氣圈閉，鄰區還有多個有利目標待鉆探。

圖6 鶯-瓊盆地黃流組沉積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

中央坳陷區限制型重力流水道的古洼槽地貌的形成與構造演化、深水沉積作用關系密切。中中新世，瓊東南盆地進入被動大陸邊緣盆地演化階段，盆地北部出現陸架坡折，坡折以下為半深海—深海沉積環境，海底平原區距離盆地北部、南部隆起物源區遠，向南受斜坡、隆起限制，從而形成沿盆地軸向分布的限制型古洼槽地貌。來自海南島、昆嵩隆起和南部隆起物源區的物源在陸架陸坡背景下形成大面積陸架三角洲，三角洲沉積物在一定觸發機制作用下發生二次搬運，沿中央坳陷區近東西向的低洼部位下切侵蝕、沉積，鉆井、地震勘探資料揭示中央坳陷區限制型重力流水道具有“多幕式”沉積的特征。

1.4 天然氣運移通道

Natural gas migration pathway

除了底辟、斷裂外，大量發育的裂隙構成了鶯-瓊盆地高溫高壓領域天然氣運移的重要通道，這些裂隙在地震剖面上往往難以識別。鶯歌海盆地淺層勘探研究揭示，底辟模糊帶是天然氣垂向運移的優勢通道，底辟內發育的眾多斷裂、裂隙及天然氣充注是造成其模糊的主要原因。近年勘探發現，在底辟周邊深部也存在大量裂隙，可作為天然氣運移重要通道。從東方區各取心井觀察結果看，中深部泥質粉砂巖和粉砂巖中均不同程度發育裂隙，這些裂隙以近水平縫為主，多未被充填。由于裂隙規模小，在地震剖面上多表現為同相軸輕微扭曲，這些裂隙成為高溫高壓帶油氣垂向輸導通道。東方區高品質大三維資料清楚地反映斷裂不只在底辟核部大量發育，在離開底辟核部的X13區也可見為數眾多的裂隙，這些斷裂系向下延伸至梅山—三亞組烴源巖，向上斷入黃流組一段砂體并結束于上覆大套泥巖內，為深部烴源巖生成天然氣向上運移提供主要通道。

鶯-瓊盆地裂隙的大量發育與超壓密切相關。中新統、漸新統烴源巖由于生烴作用和欠壓實作用，地層壓力急遽升高，當地層壓力接近或達到地層破裂壓力時，地層發生破裂，超壓流體通過裂隙排出然后進入鄰近的儲層，發生天然氣的初次運移。超壓壓裂地層產生的裂隙廣泛分布于底辟區、主干斷裂帶等薄弱區，是高溫高壓區油氣運移的主要運移通道，同時也控制了天然氣的大規模聚集。

1.5 超壓封蓋控制高壓氣田的成藏富集

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

X13-1高壓氣田蓋層封氣能力研究表明，超壓封蓋控制了高壓氣田的成藏富集。高壓儲層探區蓋層能否封閉天然氣，主要取決于蓋層突破壓力、蓋層超壓之和與儲層排替壓力、儲層剩余壓力之和的差值大小（因蓋層泥巖突破壓力、儲/蓋層超壓均遠大于儲層排替壓力，封閉能力評價時忽略），因此，蓋層泥巖的封氣能力可以用下式表示：

式中，S為蓋層泥巖的封氣能力，MPa；pa為蓋層泥巖的突破壓力，MPa；Δpc為蓋層泥巖的剩余壓力，MPa；Δpr為儲層的剩余壓力，MPa。

如果蓋層突破壓力、蓋層超壓之和大于氣藏儲層剩余壓力，那么就能封閉天然氣，有利于天然氣的聚集與保存。以X13-1高壓氣田蓋層泥巖的封氣能力評價為例，X13-1高壓氣田黃流組一段蓋層底部泥巖突破壓力為12 MPa（圖7）；此外，蓋層泥巖封閉能力還包括排液不暢形成的超壓，蓋層的剩余壓力為20.5 MPa，即X13-1高壓氣田蓋層泥巖的封閉能力為32.5 MPa，其中蓋層超壓占封閉能力貢獻的63%，由此可見蓋層超壓在高壓氣田蓋層封閉能力上占據主導地位，僅靠蓋層泥巖突破壓力難以封閉高壓氣田。X13-1高壓氣田黃流組一段儲層剩余壓力26.5 MPa。X13高壓氣田蓋層泥巖的封閉能力大于儲層剩余壓力，蓋層泥巖具備封閉高壓氣藏能力，有利于天然氣的聚集、保存。

圖7 X13-1高壓氣田14井蓋層突破壓力剖面Fig.7 Breakthrough pressure profile of cap rocks in Well 14,X13-1 high-pressure gasfield

1.6 高溫高壓領域天然氣成藏模式

Hydrocarbon accumulation pattern of HTHP natural gas reservoirs

鶯-瓊盆地中央坳陷帶在區域走滑-伸展構造作用下發育一系列深大凹陷，形成了規模巨大的漸新統、中新統陸源海相烴源巖，高溫高壓條件有利于大量生氣，生烴強度大，氣源充足；同時，走滑-伸展變形控制沉降、沉積中心遷移，在盆地內發育多種中新統大型重力流儲集體、形成巖性圈閉；超壓驅動，天然氣沿斷裂/超壓裂隙或古構造脊運移，多期充注，超壓封蓋控制天然氣保存、富集，形成了“陸源海相烴源巖生烴、重力流儲集體聚氣、斷裂/裂隙輸導、超壓蓋層封氣”的高溫高壓天然氣成藏模式。根據鶯-瓊盆地不同區帶縱向壓力結構與天然氣大規模聚集的關系，可分為2類成藏模式，一類是高壓封存箱內相對低勢區垂向運移成藏，以鶯歌海盆地X13-1/13-2大氣田為代表；另一類是高壓封存箱外常壓區垂向+側向運移成藏，以瓊東南盆地L25-1、Y13-1氣田為代表。

1.6.1 高壓封存箱內相對低勢區垂向運移成藏 鶯歌海盆地中央底辟帶氣源充足、構造翼部發育大規模西物源海底扇砂體、源儲壓差大、裂縫高效輸導、良好的超壓泥巖封蓋條件等多個成藏要素的時空配置好，形成了底辟翼部優質高效的天然氣成藏環境（圖8），X13-2黃流組氣藏壓力系數在1.7左右，烴類氣含量在90%以上。底部翼部源儲剩余壓力差可達50～60 MPa，較大的源儲壓力差為出溶相天然氣的垂向運移提供了強大動力。底辟翼部自3.6 Ma以來，天然氣表現為早期至晚期持續充注和成藏，以早期（3.6～2.7 Ma）為主、晚期（1.5 Ma左右）疊加形成規模較大的氣藏群。而底辟核部由于受多期底辟活動的強烈影響，泥巖封蓋條件差，黃流組氣藏規模小且壓力系數大于1.9，CO2含量最高達70%左右。從縱向壓力結構分析，底部翼部的X13-2處于高壓封存箱內的相對低勢區，黃流組海底扇砂體物性好且壓力相對低，是天然氣大規模成藏的有利場所。

圖8 鶯歌海盆地中央底辟帶X13-2—X1-1天然氣成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation pattern of X13-2—X1-1 natural gas reservoirs in central diapir belt,the Yinggehai Basin

1.6.2 高壓封存箱外常壓、壓力過渡帶垂向+側向運移成藏 瓊東南盆地中央坳陷帶的崖南、樂東、陵水、松南凹陷是已證實的富生氣凹陷，深部的中新統或漸新統烴源巖均以高溫高壓為特征。目前該區已發現的Y13-1、L25-1、L17-2等氣田均主要為常壓、壓力過渡帶，表現為封存箱外大規模成藏的特征。L25-1位于樂東凹陷的東南緣，是黃流組軸向水道砂與上下覆泥巖形成的巖性圈閉。該區縱向發育上、下2個壓力封存箱。下部封存箱主要由盆地深部生烴作用形成，壓力系數大于1.8，強超壓范圍向上延伸到黃流組底部。根據瓊東南盆地已鉆井地層破裂實驗數據統計，當地層孔隙流體壓力系數大于2.0時，地層開始出現裂隙網絡。L25-1黃流組氣田下部地層發育大量的超壓裂隙，深部崖城組生成的天然氣在超壓和浮力的驅動下沿著這些垂向裂隙帶高效地向淺部大規模運移（圖9）。上部壓力箱主要分布于鶯歌海組二段，主要由中新世晚期盆地快速沉降沉積、泥巖排水不暢欠壓實形成，壓力系數在1.4左右，上部壓力箱對黃流組氣藏起到很好的封蓋作用。L25-1區黃流組發育大型的軸向重力流水道砂且處于上下2個封存箱間，是該區天然氣大規模聚集的主控因素。

2 高溫高壓天然氣勘探新進展與資源前景

New exploration progress and resource prospect of HTHP natural gas reservoirs

在高溫高壓天然氣成藏模式的指導下，鶯-瓊盆地天然氣勘探不僅取得一系列重大突破，成功發現并評價一系列大中型優質氣田，同時，還提出了鶯歌海盆地中深層低位海底扇和軸向水道、瓊東南盆地環崖南凹陷古近系構造圈閉帶和樂東凹陷—陵水北坡中新統巖性圈閉帶等一系列勘探新領域，為今后高溫高壓領域天然氣勘探的進一步突破打下了堅實基礎。

圖9 瓊東南盆地樂東凹陷天然氣成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation pattern of natural gas reservoirs in Ledong sag,the Southeast Qiong Basin

2.1 高溫高壓天然氣勘探新進展

New exploration progress of HTHP natural gas reservoirs

鶯-瓊盆地高溫高壓領域天然氣勘探取得了重大突破，相繼發現并成功評價了X13-1/X13-2、L25-1、L13-2等氣田，新增天然氣探明儲量XX億m3。

X13-1/X13-2氣田位于X1-1構造西翼，是以鶯歌海盆地西物源、二級坡折控制下的非限制型重力流海底扇為儲層的超壓大氣田，產層為上中新統黃流組一段，地層溫度153 ℃，壓力系數達1.91。該氣田烴類氣含量67.9%～87.0%，DST（Drilling Stem Test）測試無阻流量超1×107m3/d。X13-1/X13-2大氣田是中國近海首個高溫高壓千億方級大氣田，它的發現破解了高溫高壓條件下富烴天然氣成藏機理的理論難題，徹底打消了高溫高壓天然氣勘探的疑慮，開辟了南海高溫高壓廣闊的勘探新領域。

自1983年發現Y13-1大氣田以來，瓊東南盆地天然氣勘探一直沒有突破。2013年，在中央坳陷陵水凹陷北坡研究發現梅山組低位海底扇L13-2巖性圈閉，利用1井鉆探揭示的低滲氣層資料和新三維地震勘探資料，識別出儲層甜點發育區，在儲層甜點新認識指導下，部署鉆探了L13-2-2井，該井在中中新統梅山組低位海底扇鉆遇高壓優質氣層，揭示中滲氣層16 m，儲層溫度168 ℃，壓力系數高達1.98，DST測試獲得超百萬方的天然氣產能。L13-2優質氣田的發現，證實了陵水凹陷為生氣凹陷，打開了瓊東南盆地高溫高壓領域、巖性圈閉勘探局面。2014—2015年，在新三維地震勘探資料研究認識指導下，在瓊東南盆地樂東凹陷發現了L25-1大氣田，是樂東凹陷首個重大勘探發現，是以昆嵩隆起物源為主、上中新統黃流組限制型重力流水道砂為儲層的常壓-超壓疊置的大氣田，其中L25-1-2井揭示的上中新統黃流組Ⅳ氣組，儲層溫度135 ℃，壓力系數達1.84，平均孔隙度17.7%，平均滲透率11.1 mD，氣田天然氣中甲烷含量76.0%～84.0%，二氧化碳含量8.9%～12.1%，天然氣組分優。L25-1大氣田勘探發現證實瓊東南盆地樂東凹陷為富生烴凹陷，展現了L25區良好的天然氣成藏條件和勘探前景。

2.2 高溫高壓領域天然氣資源前景

Resource prospect of HTHP natural gas reservoirs

南海西部高溫高壓領域天然氣勘探研究及實踐均證實，深部高溫高壓有利于天然氣大量生成，高壓提供垂向運移動力和通道，高壓層系天然氣大規模成藏的關鍵是大型儲集體和高壓封蓋條件。鶯-瓊盆地發育的一系列深、大高壓凹陷及大型重力流儲集體，為天然氣大規模生成及聚集提供了有利條件。

鶯歌海盆地中央凹陷高溫高壓領域天然氣勘探程度較低，尚有規模巨大的天然氣資源量待發現。據統計，高溫高壓領域的剩余圈閉天然氣資源量達XX億m3，占盆地總資源量的83%。上述剩余圈閉層系上主要為中央底辟帶及近凹斜坡帶中新統巖性圈閉。通過對X13區黃流組天然氣大規模聚集規律的進一步認識與完善，對盆地各區帶的成藏條件綜合類比分析，確定了鶯歌海盆地目前兩大重點勘探領域。按照沉積體系來劃分，分別為低位海底扇體系和軸向水道體系。低位海底扇體系主要位于中央底辟帶，包括東方區、昌南區和樂東區，涵蓋了黃流組一段、二段及梅山組一段3個層段，該領域中發育大型儲集體，壓力相對低的目標最有希望取得新突破。軸向水道體系廣泛分布于近凹斜坡帶，發育層系包括鶯歌海組、黃流組和梅山組，該領域目前已發現Z10-1氣藏，預示該領域巨大的勘探潛力。

瓊東南盆地目前發現的Y13-1、L25-1及L17-2大氣田的天然氣分別來自崖南、樂東及陵水等高壓凹陷，從含油氣系統的角度都屬于廣義的高溫高壓天然氣成藏體系。據統計崖南、樂東、陵水及松南等高壓凹陷周邊剩余圈閉天然氣資源量達XX億m3，占盆地總資源量的75%以上。近期勘探重點區大崖城區是指崖南凹陷周緣、樂東凹陷西北淺水區及陵水凹陷北坡、陵水低凸起周緣地區，以崖南凹陷、樂東—陵水凹陷含氣系統為主，這一區域成藏條件較好，主力成藏組合梅山組、黃流組已分別發現L13-2和Y27-2等高溫高壓氣藏。隨著勘探目的層逐步向中深層延伸，高溫高壓的勘探目標會越來越多。研究認為，環崖南古近系構造圈閉帶和樂東凹陷—陵水凹陷周緣中新統—漸新統構造+巖性圈閉是瓊東南盆地近期2個重點勘探區帶，共落實13個目標，天然氣總資源量達XX億m3，是下步發現大中型氣田的有利探區。

3 結論

Conclusions

（1）鶯-瓊盆地高溫場促進有機質生氣，高壓早期抑制、晚期促進有機質生氣。高溫高壓條件下天然氣能夠出溶形成出溶氣。

（2）鶯-瓊盆地發育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂儲集體。超壓封蓋控制了鶯-瓊盆地高壓氣田的成藏富集。

（3）完善了高溫高壓天然氣成藏理論，構建了“陸源海相烴源巖生烴、重力流儲集體聚氣、斷裂/超壓裂隙輸導、超壓蓋層封氣”的高溫高壓天然氣成藏模式。

（4）研究成果為鶯-瓊盆地高溫高壓領域大中型氣田勘探突破提供了理論依據，指導了近年相繼發現并成功評價X13-1/X13-2、L25-1等大中型氣田。鶯-瓊盆地發育的一系列的深、大高壓凹陷中深層整體勘探程度較低，尚有規模巨大的天然氣資源量待發現。

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（修改稿收到日期 2016-10-11）

〔編輯 朱 偉〕

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

謝玉洪.南海西部海域高溫高壓天然氣成藏機理與資源前景——以鶯-瓊盆地為例 ［J］ .石油鉆采工藝，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”國家科技重大專項“鶯-瓊盆地高溫高壓天然氣成藏主控因素及勘探突破方向”（編號：2011ZX05023-004）。

謝玉洪（1961-），教授級高工，現從事海洋油氣勘探、開發生產科研與工程管理工作。通訊地址：（100010）北京市東城區朝陽門北大街25號。E-mail:xieyh@cnooc.com.cn