莺歌海盆地高温超压天然气成藏地质条件及成藏过程

谢玉洪 刘平 黄志龙

1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司 2.中国石油大学（北京）石油天然气成藏机理教育部重点实验室

莺歌海盆地高温超压天然气成藏地质条件及成藏过程

谢玉洪1刘平1黄志龙2

1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司 2.中国石油大学（北京）石油天然气成藏机理教育部重点实验室

莺歌海盆地高温超压天然气勘探的突破，使得该区域已成为勘探的热点，但关于其天然气成藏规律还存在许多不确定的因素。为此，对天然气成藏地质条件及成藏过程进行了分析，以期确定该盆地高温超压环境下游离天然气成藏的主控因素。结果发现：①莺歌海盆地烃源岩质量高、烃源灶范围大、生烃期时窗长、排烃期延迟；②高温超压环境有利于储层保持较高的孔隙度和渗透率；③盆地长期处于封闭、半封闭流体系统，发育多套盖层，有利于天然气富集和保存；④中深层底辟带半封闭式高温超压流体系统中，水溶气在不同级差压力下运移、释放、聚集并成藏，同时还找到了盆地中多个水溶相天然气出溶成藏的证据。该研究成果为莺歌海盆地下一步的天然气勘探提供了指向。

莺歌海盆地 高温 超压 水溶气 级差压力 出溶 成藏机理 勘探区

自20世纪90年代以来，已经陆续找到了一批超压油气藏，地质学家对此也在成藏条件等方面取得了一些认识［1－5］。Fertl及Timko（1972）根据美国海湾地区60多口井地层压力与温度的关系划分出烃和水、气和水（水溶气）3个区，指出目的层温度越高，压力越大，越接近水溶气区；马启富（2000）等认为在超压盆地中传统的水动力条件已经不适用，流体的运移方向是从超压区向低压区运移的，并指出寻找优质储集层是超压带油气勘探的关键；郝芳（2006）等通过热模拟实验识别出超压抑制有机质热演化和生烃作用。近期在莺歌海盆地钻探的一口探井在目的层压力系数为1.9的情况下获得商业发现，实现了该区域高温超压环境下天然气成藏勘探突破。笔者期望通过分析高温超压环境下天然气成藏条件以及成藏过程，以此来指导对莺歌海盆地中深层高温超压气藏的勘探。

1 莺歌海盆地的地层温度、压力场概述

莺歌海盆地是南海北部大陆架盆地中典型的高温超压盆地。基于钻孔地温数据和岩石热物性参数表明该盆地具有高温热盆的热状态属性，盆地中央区地温梯度大于50.0℃／km（平均地温梯度45.0℃／km）。由北往南盆地的热状态逐步增高，这主要与深部岩石圈、地壳的差异伸展和减薄程度有关。另外，断裂发育、热液活动及晚新生代岩浆活动等局部因素也对盆地地热分布具有影响。实验结果表明，沉积地层中有机质对温度的变化十分敏感，热流体活动会加速有机质的热演化速度。通过对比盆地的地温场特征和油气田分布图，发现莺歌海盆地目前已探明的气田区大多位于盆内相对高温区域，如莺歌海盆地的DF区和LD区均表现为高地温梯度和高温区域特征。

盆地古近系—新近系普遍发育了异常超压（最大实测到的压力系数大于2.3），主要展布于盆地中部的底辟带，具有沿盆地长轴方向——由北西向南东方向逐渐增高的趋势，且局部异常超压多集中在DF区和LD区；此外，从盆地中央底辟带向盆地边缘的斜坡区（带），由异常超压系统亦逐渐递减为正常压力系统。异常压力在天然气运移聚集中的作用日渐被人们所认识，即：超压提供烃类初次运移的动力、改善储集层性能、成为良好的盖层、抑制有机质热演化以及超压能引起幕式排烃成藏。最近，超压气藏勘探的突破使人们重新认识了莺歌海盆地中深层超压区域的油气潜力。

2 高温超压天然气成藏的有利地质条件

2.1 烃源岩质量高、烃源灶范围大、生烃期时窗长

位于中央坳陷带的LDS探井依次钻遇乐东组、莺歌海组、黄流组以及梅山组，于4 748 m钻穿黄流组并揭开梅山组上部，黄流组和梅山组厚度分别为433.5 m和278.2 m（推测梅山组最大厚度超过1 500 m），黄流组岩性多为厚层泥岩以及粉、细砂岩与泥岩互层，有机碳含量介于0.39%～2.60%，平均值为1.06%；梅山组岩性主要为厚层含钙质深灰色泥岩夹浅灰色细砂岩，有机碳含量介于0.44%～3.17%，平均值为1.45%。有机质类型以偏腐殖混合型、腐殖型为主，其中灰色无定形占有大的比例（30%～60%），镜质组和惰质组样品含量也较高（30%～50%）。从δ13C1资料可看到，上新世莺歌海组至中中新世梅山组的天然气均为成熟的热解气。根据对井深2 153.2 m气样（模块式地层电缆测试气样）进行的δ13C1值分析研究，其热演化率（Ro）为1.13%～1.34%，达到了高成熟演化阶段；浅层天然气的Ro值普遍在1.2%以上，也说明烃源岩达到了高成熟演化阶段。

从平面上看，有机质丰度明显受沉积环境控制，浅海—半深海沉积的有机质含量要比滨浅海、三角洲沉积高得多。处于浅海—半深海沉积环境的中央坳陷带基本被成熟烃源岩所覆盖，烃源灶范围大。

超压对有机质演化有明显的抑制作用，有机质的成熟度出现明显低异常［3－4］。超压的存在对烃源岩的影响有两个方面：①延长了生烃时窗；②延迟了排烃高峰期。生排烃模拟结果表明：莺歌海盆地烃源岩以生气为主，三亚组烃源岩在梅山期进入排烃高峰期，梅山组烃源岩在莺歌海期进入排烃高峰，并都延续至今，另外黄流组和莺歌海组也有部分烃源岩开始排烃。生烃期时窗延长和排烃高峰期延迟，有利于天然气藏的保存。

2.2 高温超压地层环境有利于储层保持较高的孔隙度和渗透率

莺歌海盆地是一个快速沉降、快速沉积的盆地，中深层普遍存在欠压实地层，其孔隙度比正常压实盆地高出许多。高温超压环境引起的原生孔隙保存、胶结作用减弱、大量次生孔隙产生以及高温超压流体周期性排放引起的深层淋滤等潜在有利条件造成深部砂岩储层保持较高的孔隙度、渗透率。如DF1井2 652～ 2 660 m井段处于异常超压带，按浅层的压实曲线外推，其孔隙度将减少至8%左右，渗透率为1～2 m D。而实际测井资料显示该层段的平均孔隙度为15.8%，平均渗透率为26.3 mD；据对13块岩屑薄片的分析其视面孔率为6%～23%，平均为15%，均高于正常压实值。又如莺歌海盆地LDS井埋藏深度超过5 000 m的砂岩中，矿物颗粒间仍保持点接触，孔隙度可达20%，以及北海盆地埋藏深度超过5 000 m的超压储层的孔隙度在30%以上。

2.3 盆地长期处于封闭流体系统，发育多套盖层，有利于天然气富集保存

莺歌海盆地内部新近纪断裂不发育，缺乏有效的流体垂向运移通道，加之细粒沉积物快速充填，导致莺歌海盆地在无底辟发育区和底辟构造发育前处于封闭—半封闭流体系统，流体包括中新世梅山组和三亚组源岩生成的烃类不能及时有效排出。根据超压的预测结果，中央坳陷带超压强度侧向变化存在高梯度带，油气也不能大规模进行长距离的侧向运移。深层源岩的地球化学特征、砂岩成岩作用及气藏异常都证明了这一点。在通常情况下，由于源岩排烃及钻井和取样过程中的散失，S1和S1／（S1＋S2）值一般较低。而在LDS井中，中部超压系统特别是深部强超压系统（深度大于4 000 m）的S1／（S1＋S2）平均值大于0.5，最大可达0.8。与之相对应，超压系统的热解峰温出现低异常；浅部（深度浅于3 200 m）Tmax随深度增大逐渐增大，但在中部超压系统和深部超压系统，随着深度增加Tmax值出现逐渐降低的趋势。超压层段异常高S1／（S1＋S2）值，表明有大量的烃类滞留在源岩中。这些滞留烃使S2峰值迁移，从而导致Tmax降低［6］。上述分析表明，莺歌海盆地无底辟区或底辟作用发生以前超压地层长期保持封闭流体系统。

对于底辟区来说，伴随底辟产生的张性断裂是天然气向上周期性运移的主要通道。伴随着深层地层压力的周期性增加和降低，底辟带断裂封闭和开启，中深层流体周期性向上运移。目前两套主要烃源岩都处于排烃高峰期，根据天然气运聚动平衡原理，正处于供大于散的阶段，而且底辟区正是同层位的低势区，大量流体由四周向底辟区汇集，因此认为底辟区也应当有大量的烃类滞留。另外盆地中深层发育3套区域性盖层：莺歌海组二段、梅山组二段和三亚组一段。梅山组和三亚组本身既是烃源岩又是盖层，莺二段盖层厚度巨大，全盆地分布，有利于中深层天然气的富集和保存。

3 高温超压天然气成藏的过程

3.1 烃源岩的生排烃与圈闭形成的匹配

莺歌海盆地中央坳陷带的生烃史显示，三亚组烃源岩在中中新世已经进入有机质成熟窗，目前处于高成熟—过成熟阶段，开始生成一定量的无机CO2；梅山组烃源岩在中中新世末进入有机质成熟窗，并且目前仍然处于成熟—高成熟阶段，生成大量烃气、N2以及少量有机CO2；莺歌海组除下部少量泥岩层，目前已经进入成熟阶段外，主要处于未成熟阶段，生成生物甲烷。根据构造平衡剖面恢复，莺歌海盆地圈闭形成时期主要为中中新世末期以及上新世末期。

在中中新世以泥底辟为主的演化阶段，地层超压是盆地区域上压实不均衡和三亚组大量生烃所导致，天然气的有利充注部位为位于压力过渡带和常压带的中中新世背斜构造。在晚中新世—第四纪以热流体底辟为主的演化阶段，盆地超压体系的形成是不均衡压实、三亚组生成的无机CO2以及梅山组大量生烃所导致，天然气的有利充注部位为位于压力过渡带和常压带的上新世莺歌海组背斜构造。

3.2 水溶气向上运移的动力

油气运移的主要动力在常压盆地中是浮力，而在超压盆地则为剩余压力和浮力的矢量和。对中国63个气藏的统计结果显示，剩余压力通常远远高于浮力［5］，因此决定超压盆地油气运移方向的主要是剩余压力。对莺歌海盆地垂向和各主要层位侧向剩余压力梯度的分析研究表明，垂向剩余压力梯度要远远大于侧向剩余压力梯度（图1），也就是说，天然气垂向运移的动力要远大于侧向运移的动力。

但仅仅具有动力上的优势并不能说明天然气运移的主要方向是垂向，还需要对盆地的输导网络进行分析。莺歌海盆地长期处于封闭、半封闭环境，中深层发育异常超压，盆地的垂向和侧向输导条件都比较差。但由于盆地中央底辟的发育，在底辟带形成了众多垂向贯通的断裂和裂缝，构成了天然气垂向运移的间歇性通道，随着底辟带断裂和裂缝的周期性开启，深层流体阶段性向浅层运移。因此莺歌海盆地天然气具有一定的垂向输导条件，其垂向输导区域主要是中央坳陷带底辟带及其附近，目前在浅层发现的气藏和含气构造就是天然气垂向运移的结果。

研究区侧向输导通道主要是深入盆地的三角洲砂体以及一号断裂带，侧向输导油气的方向主要是莺东和莺西斜坡带。

从天然气运移的动力和输导通道分析来看，莺歌海盆地的天然气以垂向运移为主，以侧向运移为辅。

3.3 级差压力下天然气溶解释放与成藏

随着地层埋深变浅，温度和压力降低，天然气在水中的溶解度会大幅度降低，中央坳陷带在三亚组二段深度溶解度值为12 m3／m3，到梅山组二段深度溶解度值降为8 m3／m3左右，到莺歌海组一段深度又降为4 m3／m3左右，因此水溶相天然气在级差压力逐层出溶形成游离气藏就成为可能。图2为莺歌海盆地天然气成藏的模式，主要包括：底辟带半封闭型超压系统幕式快速成藏模式；非底辟带封闭型超压系统垂向输导、水相脱溶成藏模式；莺东斜坡带开放型常压系统侧向输导天然气成藏模式。其中半封闭性式超压流体底辟带中深层气藏成藏模式下，中深层水溶相天然气在级差压力逐层出溶形成的游离气藏，在水量充足和供烃充足的情况下其潜力巨大。

图1 莺歌海盆地垂向与侧向剩余压力变化对比图

图2 莺歌海盆地天然气成藏模式图

4 水溶相天然气出溶成藏的证据

4.1 甲烷天然气高度富集，干燥系数高

DF区和LD区气田天然气来源于高成熟的煤系烃源岩，属于干气，重烃含量比较低，又由于重烃在水中的溶解度远小于甲烷，所以天然气溶解在水中以及经过运移从水中析出后，重烃含量会进一步降低。从研究区煤型热成因气样品的干燥系数随深度的变化可以看出：随着深度变浅，部分含气构造（DF1、DF2和LD2构造）干燥系数有明显增加的趋势。根据天然气在地层中运移的色层效应，干燥系数本身就有随着运移距离的增加而增加的趋势；另一种看法是研究区天然气由深层向浅层运移的方式是幕式快速运移，因此认为色层效应应该不明显，干燥系数变大主要是水溶相天然气出溶成藏引起的。

4.2 甲烷碳同位素值异常

水溶作用可以使碳同位素发生分馏作用，是因为δ13CH4极性大于δ12CH4，δ13CH4溶解度大于δ12CH4，因此水溶气中会富集δ13CH4，温度、压力降低后，释放出的天然气的碳同位素值也会偏重。莺歌海盆地中央底辟带东方区和乐东区的天然气同位素值表现出明显的分段特征，以大约1 500 m深度为界，由深及浅，下部碳同位素值逐渐变重，并在1 500 m左右出现明显的增加；而上部碳同位素值迅速变轻（图3）。根据前人研究，结合本区实际地质情况，认为天然气从深部到1 500 m左右的浅部储层的过程，主要为流体的快速混相涌流，碳同位素分馏效应主要是由于水溶气析出引起的。因此，碳同位素值逐渐变重，并在水溶气析出的主要层段（1 500 m左右）明显变重；在1 500 m以上地层碳同位素值明显变轻的原因与生物气有关，此外，在正常压力区内，天然气向更浅部地层的运移主要以气相为主，碳同位素的分馏效应主要是由于运移速度的差异引起的，δ12CH4比δ13CH4更容易运移，因此碳同位素值也会变轻。

图3 各含气构造δ13 C随深度的变化图

4.3 异构烷烃相对富集

同水溶相天然气“甲烷化”的原理一样，由于异构烷烃的溶解度大于正构烷烃［6］，水溶气出溶后异构烷与正构烷的比值增加。从研究区煤系热成因气样品异构烷烃与正构烷烃比值随深度的变化规律可以看出（图4）：随着深度的变浅，iC4／nC4、iC5／nC5和iC6／nC6都具有较明显地增加趋势，在1 500～2 000 m深度处若干比值出现异常的增大。结合本区实际地质情况，在1 500～2 000 m深度正是本区由超压带向常压带过渡的区域，因此认为由于在该深度温度、压力的急剧降低导致天然气在水中的溶解度降低，水溶相天然气达到过饱和而出溶，从而使得出溶的天然气异构烷烃异常富集。

图4 莺歌海盆地各含气构造天然气中异构烷烃与正构烷烃之比随深度的变化图

4.4 芳烃、苯、甲苯含量相对富集

水溶作用对天然气轻烃含量的影响也比较大。轻烃在水中的溶解度次序为：芳烃＞环烷烃＞链烷烃。由于溶解度不同，经过水溶作用后，天然气中的轻烃组分会发生显著的变化：气源气中芳烃的含量，尤其是苯和甲苯的含量相对极少；经过水溶作用后，水溶气中苯和甲苯的含量显著增加，在芳烃含量中占绝对优势；在温度和压力的降低后，水溶相天然气达到过饱和，水溶气析出，芳烃、苯和甲苯的含量都会明显的增加［7］。

对煤型热成因气样品的芳烃组分及苯和甲苯的含量进行统计，可以明显地看出：在1 500～2 000 m深度，一些气样的芳烃、苯及甲苯的含量都有一个明显的增加，但环烷烃含量变化不大。根据实测地层压力和压力预测结果，在该深度段正是超压与常压过渡区域，水溶相天然气由于温度和压力的急剧降低很容易达到过饱和而析出。因此认为芳烃、苯和甲苯含量的明显增加是由于水溶气析出引起的。

从研究区干燥系数，异构烷烃与正构烷烃之比，芳烃、苯、甲苯含量，碳同位素值等判断水中出溶天然气的参数的统计分析可以看出：1 500 m深度左右各参数发生明显的变化。综上分析，认为浅层存在明显的水溶相天然气出溶的证据，水溶相天然气出溶成藏对浅层气藏的形成有重要贡献。

5 结论

莺歌海盆地存在有利的油气成藏地质条件：烃源岩质量高、烃源灶范围大、生烃时窗长、大量排烃期晚；盆地长期处于封闭流体系统，发育多套盖层，高温超压地层环境有利于储层的孔隙度和渗透率保存；莺歌海盆地烃源岩的生排烃与圈闭形成时期的匹配的条件下，高温超压水溶气在级差压力下溶解释放成藏；盆地中同时也存在甲烷天然气高度富集区，干燥系数高，甲烷碳同位素值出现偏重异常，异构烷烃相对富集，芳烃、苯、甲苯含量相对富集等水溶相天然气出溶成藏的证据。莺歌海盆地中深层高温超压区域天然气成藏的关键因素为储层的有效性，下一步勘探研究的重点为寻找有利的储层。

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Geological conditions and pooling process of high－temperature and overpressure natural gas reservoirs in the Yinggehai Basin

Xie Yuhong1，Liu Ping1，Huang Zhilong2
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC China Co.，Ltd.，Zhanjiang，Guangdong 524057，China；2.Key Laboratory of Reservoir Mechanism，Ministry of Education∥China University of Petroleum，Beijing 100249，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.19－23，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

With the breakthrough made in gas exploration in the high temperature and over－pressured environment of the Yinggehai Basin，this area has thus become the hot spot in present gas exploration.However，there are many uncertainties about the gas pooling patterns there.In view of this，through the analysis of geological conditions and gas pooling process in this area，the main controlling factors of free gas pooling in such high temperature and over－pressured environment of this basin are clarified.The following results are achieved in this study.（1）The hydrocarbon kitchen had a wide area with good quality source rocks，hydrocarbon generation took a long time，and there was a long lag in the time of hydrocarbon expulsion.（2）Such high temperature and over－pressured environment is good for the reservoirs to keep a rather high porosity and permeability.（3）Under closed and half－closed fluid system for a long time in this basin，multiple sealing rocks are well developed and favorable for gas accumulation and preservation.（4）In those half－closed high temperature and over－pressured fluid system in the diapiric structural zones of the middle and deep basin，water－soluble gas migrates，releases，and accumulates，as a result，a gas pool has come into being.Such evidences have been found in several water－soluble gas reservoirs in this basin.This study provides guidance for further gas exploration in the Yinggehai Basin.Key words：Yinggehai Basin，high temperature，over pressure，water soluble gas，stage differential pressure，exsolution，reservoiring，mechanism

谢玉洪等.莺歌海盆地高温超压天然气成藏地质条件及成藏过程.天然气工业，2012，32（4）：19－23.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.005

国家科技重大专项“近海大中型油气田形成条件及勘探技术（二期）”（编号：2011ZX05023－004）。

谢玉洪，1961年生，高级工程师，博士，本刊第七届编委会委员；从事油气勘探研究工作，现任中海石油（中国）有限公司湛江分公司总经理。地址：（524057）广东省湛江市坡头区22号信箱。电话：（0759）3900265。E－mail：xieyh＠cnooc.com.cn

2011－12－01 编辑 韩晓渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.005

Xie Yuhong，senior engineer，born in 1961，holds a Ph.D degree and is mainly engaged in research of oil and gas exploration.

Add：Mail Box 22，Potou District Zhanjiang，Guangdong 524057，P.R.China

Tel：＋86－759－3900 265