莺歌海盆地中深层黄流组高压气藏形成新模式＊——DF14井钻获强超压优质高产天然气层的意义

王振峰 裴健翔

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司）

莺歌海盆地中深层黄流组高压气藏形成新模式＊
——DF14井钻获强超压优质高产天然气层的意义

王振峰 裴健翔

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司）

DF14井在莺歌海盆地中深层黄流组一段（压力系数大于1.9）获得优质高产天然气流，具有重要的领域突破意义。分析了黄流组高压气藏成藏机制，指出气藏具有纵向聚集、高压封盖、大型海底扇砂岩储集、向底辟构造远端超覆尖灭形成侧封的岩性气藏新模式。

莺歌海盆地 中深层 黄流组 高压 岩性气藏 成藏模式

莺歌海盆地是南海北部大陆架边缘西区的一个富含天然气盆地，上世纪90年代曾发现一批浅层常温常压底辟型天然气藏，但在此后的十几年里再未有大中型油气田发现，人们一度陷于迷茫。而近期完钻的DF14井在压力系数大于1.9的中深层黄流组一段获得日产60多万立方米的优质高产天然气流，具有重要的领域突破意义。

1 中深层强超压优质高产气层的发现

莺歌海盆地中深层领域天然气勘探一直存在着异常高温高压条件下天然气能否成藏、优质储层是否发育等瓶颈问题。基于该盆地多年已取得的各种地质、钻井资料和有关文献，对盆地高温高压天然气成藏诸要素进行了分析，认为莺歌海盆地底辟构造带中深层紧邻烃源岩，处于烃源向浅层气藏运移的必经之路上，烃源条件优越，同时底辟活动造就了良好的垂向运移通道，那么中深层领域天然气成藏的关键就是优质储层和具有良好封盖条件的圈闭的落实。

层序地层学和沉积相研究发现，在中深层黄流组沉积时期，莺歌海盆地东方区处于滨浅海环境，特别是在黄流组一段（T30—T31层序）低位体系域发育时期，东方区处于东侧海南物源和西侧越南物源的交汇区（图1）。东侧海南物源控制的沉积是一套富泥质浅海滩坝粉砂岩，地震相表现为平行、连续的强反射（图2），分布在东方1－1构造东北侧，这套粉砂岩为DF12井所揭示，取心资料分析孔隙度为12.8%～16.9%（平均为15.5%），渗透率为0.25～0.96 mD（平均为0.42 mD），属于中—低孔、特低渗储层，物性差。西侧越南物源控制的沉积是一套规模较大的低位扇（海底扇），面积约2000 km2，主体位于东方1－1构造西侧，并在背斜西翼快速尖灭，地震相表现为中—强振幅、丘状反射，T31界面见明显下切侵蚀现象（图2），反映了高能环境下以重力流为主的沉积发育特征，DF11井揭示了这套扇体多套薄层细砂岩，岩心分析孔隙度为19.89%～21.86%（平均为20.57%），渗透率为 2.38～6.12 mD（平均为3.57 mD），物性较DF12井要好。通过比较分析，认为处于西侧越南物源控制的这套扇体与DF11井钻遇的细砂岩在储层物性上可以类比，因此推测这套扇体应该发育较好的储层。

基于三维地震资料重处理，利用相干体分析及叠后、叠前反演等各种技术手段反复研究，解释出一批相互独立、纵向叠置、横向连片的岩性圈闭。由于这些砂体所处位置均低于DF11井已钻遇气水界面的同期砂体，所以它们成藏的关键取决于是否与DF11井的砂体分隔而成为有效的岩性圈闭。综合地质研究充分论证了这些砂体的圈闭有效性、运移通道条件、储层物性及其含气性，在此基础上优选靶区和井位，提出了DF14井钻探建议。钻探结果表明，DF14井在黄流组一段2910～2997 m井段钻遇厚达87 m的浅灰色含气细砂岩，对顶部细砂岩进行DST测试获得了日产60多万立方米的高产天然气流，烃类气含量约80%，地层压力系数达1.9，地层温度143℃，属于强超压优质高产气层。

2 中深层黄流组高压气藏形成新模式

研究认为，DF14井在中深层黄流组一段揭示了纵向聚集、高压封盖、大型海底扇砂岩储集、向底辟构造远端超覆尖灭形成侧封的岩性气藏新模式（图3）。

2.1 纵向聚集

DF14井钻获天然气组分分析结果表明，烃类气占76.72% ～79.47%，CO2占 13.94% ～15.28%，N2占6.57%～8.00%，属于含非烃优质天然气；天然气干燥系数（C1/∑C1－5）为0.97～0.98，甲烷碳同位素为－36.67‰～－35.52‰，属于高成熟阶段生成的天然气；乙烷碳同位素为－26.15‰～－25.35‰，反映其来源为腐殖型母质类型烃源岩生成的天然气；二氧化碳碳同位素为－9.37‰～－5.60‰。从较低的CO2含量与相对较轻的δ13CCO2关系分析，认为该井CO2为有机与无机混合成因的产物，且来自烃源岩中钙质泥岩热分解的可能性较大。DF14井中深层天然气的上述特征与东方1－1气田浅层发现的高成熟富烃天然气组成相似、碳同位素特征相近，说明两者的来源应该一致。据前人研究，东方1－1气田的高成熟富烃天然气主要来自下伏深埋的、处于成气高峰期的中中新统梅山组—下中新统三亚组富含腐殖型有机质的海相泥岩[1]。

图3 莺歌海盆地东方区中深层黄流组高压气藏成藏模式

东方1－1气田天然气的运移与底辟活动密切相关，底辟活动产生的大量断层、裂隙为深部梅山组—三亚组烃源岩生成的天然气向上运移提供了主要通道，底辟下部的异常高压则提供了天然气向上运移的主要动力[2－3]。研究发现，断裂不只在底辟构造内大量发育，在东方1－1构造西侧也可见为数众多的断裂，其中包括有些错断比较清晰的断层，向下已断进梅山组—三亚组烃源岩，向上断入黄流组一段砂体并结束于上覆大套泥岩内。这些断裂形成于上新世早—中期，从成因上看无疑是东方区大型底辟活动的产物，对沟通深部烃源向DF14井区砂体运移提供了良好的垂向运移通道。DF14井的钻探成功，充分说明这些通道不仅存在，而且有效。

包裹体地球化学和生烃动力学研究表明，东方1－1气田天然气幕式充注中甲烷和CO2的聚集具有相对独立性，烃类气充注期早，在3.7 Ma以来开始大量充注，而CO2充注期晚，主要在0.4 Ma之后的晚期（图4）。对于中深层圈闭而言，由于其形成时间早，更临近烃源，利于捕获早期生成的烃类气，烃类气优先充注中深层圈闭内并聚集成藏，这是DF14井发现优质气藏的重要原因。

图4 DF11井黄流组一段储层流体包裹体均一温度（a）和生烃动力学模拟的生气史（b）

2.2 高压封盖

莺歌海盆地中深层泥岩盖层能否有效封盖较大规模的异常高压气藏，这是勘探研究人员一直担心的焦点问题之一，问题的实质是担心中深层泥岩盖层的质量不够好，因而封盖能力不够强。以前在中深层钻探的2口探井DF1C井和DF11井均处于底辟背斜构造内，虽然在黄流组一段揭示了大套浅海泥岩，但分析表明泥岩不纯，多为粉砂质泥岩，导致盖层质量不高而未获得成功。

DF14井钻遇的盖层泥岩与DF1C、DF11井明显不同。DF14井位于DF1－1底辟构造西侧，处于底辟背斜之外，钻探揭示黄流组一段上部海侵－高位体系域浅海泥岩厚达220 m，这套直接盖层不仅厚度大，而且泥岩纯，塑性强（可钻性差），受压实程度较高，分布范围较广，具有超压（压力系数为1.5～1.8），表现出良好的高压封盖性能。对DF14、DF1C和DF11井从岩性、电性（密度、声波时差）、泥岩突破压力等方面综合比较（表1），结果表明DF14井泥岩盖层密度最高（平均2.578 g/cm3）、声波时差最小（平均89.879μs/ft）、泥岩突破压力最大（平均5.16 MPa），这3项指标均明显优于DF1C井和DF11井，反映DF14井钻遇泥岩封盖能力最好。

DF14井钻探结果充分说明，在莺歌海盆地中深层砂泥岩系统之中发育有质量好、突破压力高、封闭能力强的优质泥岩盖层，这为异常高压气藏的形成提供了重要保障（图5）。

表1 东方区黄流组一段盖层岩性、电性特征与突破压力统计对比表

2.3 大型海底扇砂岩储集

DF14井黄流组一段下部为一套厚层浅灰色细砂岩和灰色泥岩的组合（图6）。细砂岩薄片鉴定结果表明，该井黄流组一段顶部粒度较粗，为岩屑石英中—细砂岩，中下部为岩屑石英极细砂岩；胶结类型为孔隙式或充填交代—孔隙式，颗粒支撑，点接触为主，少量点—线接触，反映在成岩过程中受压实、压溶的作用不大。该井FMI成像测井表明，黄流组一段顶部发育明显的交错层理，见冲刷面；下部以块状层理发育为主，见交错层理，反映水道充填特征。粒度分析表明，该井黄流组一段顶部分选较好，下部分选较差，CM图反映重力流特征。综合岩性、粒度、测井相、成像测井等特征综合分析，DF14井黄流组一段沉积微相以海底扇中扇主水道为主，顶部气层段为底流改造砂坝；储集物性总体上较好，测井孔隙度为14.6%～15.7%，核磁渗透率为 2.5～7.4 mD，尤其以顶部气层段物性最好，DST测试获得高产天然气流。

依据DF14井沉积微相特征对东方区黄流组一段地震相进行了标定和追踪解释，结果表明在东方1－1构造以西及西南发育众多的海底扇砂体，这些砂体大小不一，呈叠覆式展布，分布在约2000 km2的区域内，规模宏大（图7）；这些海底扇砂体沉积于黄流组一段（T30—T31层序）低水位时期，受西侧上倾方向的莺西斜坡构造坡折带控制，物源来自越南东部蓝江、马江等水系入海形成的低位三角洲，粒度虽细但厚度大、分选良好，具备较好的储集能力，是中深层储层条件比较好的一种新类型。

2.4 向底辟构造远端超覆尖灭形成侧封

图7 莺歌海盆地东方区黄流组一段海底扇分布图

前已述及，黄流组一段沉积时期盆地经历了一次区域海平面下降，西部越南物源的低位三角洲在构造斜坡控制下向东发展，从而在东方区形成了多期叠置、纵横广布的海底扇砂体，其周围被浅海相泥岩所包裹。海底扇砂体以中—强振幅、丘状反射地震相为特征，与泥岩的连续弱反射地震相形成鲜明对比，在高品质三维地震剖面上清晰可辨（图8）。在DF14井区，这套砂体向东部超覆于浅海相泥岩之上，东侧超覆的边界在DF11井附近，由于东方1－1底辟构造抬升隆起较晚（进入上新世以后），所以在现今剖面形态上表现为似上超状超覆于构造的西翼，其它方向的超覆边界也十分清楚，从而形成了具有良好侧封条件的岩性圈闭。

图8 过DF14井的地震剖面

3 前景展望

DF14井在中深层黄流组一段高压领域首获优质高产气流，这一重要发现揭示了一种高压气藏形成的新模式，在莺歌海盆地具有领域突破的重大意义：①中深层强超压领域（压力系数＞1.8）可以形成优质气藏；②盆地中深层黄流组具备发育大型储集体的良好地质条件；③证实中深层岩性圈闭可以成藏，拓宽了盆地天然气勘探领域。

研究表明，黄流组是莺歌海盆地中深层储层发育条件十分有利的一个层系，埋深适中，成藏条件好，成藏潜力大，DF14井钻探成功是一强有力的佐证。另外，利用新采集和重处理的东方大三维地震资料，在DF13－1—DF29－1区已落实出多个与DF14井钻遇砂体成因类似的岩性圈闭，这些圈闭纵向叠置、横向联片，圈闭总面积约800 km2，勘探潜力可观。

总之，莺歌海盆地中深层具备形成强超压优质气藏的良好地质条件，DF14井揭示的黄流组强超压优质气藏具有纵向聚集、高压封盖、大型海底扇砂岩储集、向底辟构造远端超覆尖灭形成侧封的岩性气藏新模式，该模式拓宽了莺歌海盆地天然气勘探领域，预示着盆地新一轮天然气发现高潮即将到来。

[1] 董伟良，黄保家.东方1－1气田天然气组成的不均一性与幕式充注[J].石油勘探与开发，1999，26（2）：15－18.

[2] 王振峰，胡代圣.莺歌海盆地中央泥拱构造带大气田勘探方向[J].天然气工业，1999，19（1）：28－30.

[3] 郝芳，董伟良，邹华耀，等.莺歌海盆地汇聚型超压流体流动及天然气晚期快速成藏[J].石油学报，2003，24（6）：79－85.

A new accumulation model of high pressure gas in Huangliu Formation of the middle－deep interval in Yinggehai basin：the significance of discovering a good－quality gas pay with overpressure and high production in Well DF14

Wang Zhenfeng Pei Jianxiang
（Zhanjiang Branch of CNOOC Limited，Guangdong，524057）

A gas pay with good quality and high production was discovered in Member 1（with a pressure coefficient＞1.9），Huangliu Formation of the middle－deep interval in Yinggehai basin by drilling Well DF14，having the significance to make a play breakthrough.The accumulation mechanism was analyzed for this overpressure gas reservoir，and a new model of lithological gas reservoir was presented，which is characterized by vertical accumulation，high－pressure sealing，reservoiring in large submarine fans and lateral sealing by a distal overlap toward the diapir structure.

Yinggehai basin；middle－deep interval；Huangliu Formation；high pressure；lithological gas reservoir；accumulation model

＊国家“十一五”重点科技攻关课题“莺琼盆地高温高压天然气成藏主控因素及勘探突破方向（编号：2008ZX05023－004）”部分研究成果。

王振峰，男，高级工程师，1982年毕业于山东海洋学院海洋地质学系，2006年获中国地质大学矿产普查与勘探专业博士学位，现任中海石油（中国）有限公司湛江分公司总地质师，长期从事石油天然气地质勘探与管理。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱（邮编：524057）。E－mail：wangzhf＠cnooc.com.cn。

2011－02－21改回日期：2011－04－14

（编辑：崔护社）