琼东南盆地深水区中央峡谷天然气来源及运聚模式*

黄保家 王振峰 梁 刚

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司)

琼东南盆地深水区中央峡谷天然气来源及运聚模式*

黄保家 王振峰 梁 刚

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司)

琼东南盆地深水区中央峡谷发育巨厚的第三系沉积,尤其是SS22-1、SS17-2气田的重要发现使之成为近年来油气勘探关注的热点地区。综合利用钻获天然气及烃源岩地化资料,并结合深水区地质条件,分析了中央峡谷天然气的组成特征与成因类型、来源及运聚机理。结果表明,中央峡谷上中新统黄流组的天然气以烃类气为主且干燥系数高,甲烷、乙烷碳同位素较重,属高成熟煤型气;天然气轻烃参数、甲烷氢同位素组成及烷烃气碳同位素指纹均与YC13-1气田天然气相似,伴生的凝析油检测出在崖城组烃源岩中普遍发现的奥利烷和树脂化合物等特征标志物,指示这些天然气可能主要来自陵水凹陷南斜坡前三角洲背景下的渐新统崖城组煤系及浅海泥岩富含的陆源有机质;进而建立了底辟(裂隙)沟源、浮力及深部高压驱动、晚期成藏的天然气运聚模式,由此预示在深水区除了中央峡谷之外,中央坳陷的北部断坡带、紧靠崖城组烃源灶的南部低凸起也是天然气聚集的有利场所。

天然气;组成特征;成因类型;来源;运聚模式;中央峡谷;深水区;琼东南盆地

琼东南盆地是南海北部大陆架4个含油气盆地之一,面积约6.5万km2。其中,深水区(水深＞300m)位于盆地南部,包括乐东、陵水、松南、宝岛、长昌和北礁等凹陷及陵南低凸起和南部隆起,面积约4.5万km2。大量的研究成果表明,琼东南盆地构造演化经历了早期裂陷和晚期拗陷2个主要阶段[1]:古近纪断陷期,盆内充填了始新统湖相、下渐新统崖城组海陆过渡相和上渐新统陵水组滨浅海相地层,其中崖城组被认为是盆地的主要烃源岩[2-5];新近纪拗陷期,盆内充填了浅海相—半深海相地层,自下而上为下中新统三亚组、中中新统梅山组、上中新统黄流组、上新统莺歌海组和第四系,其中深水区中央峡谷发育于黄流组—莺歌海组二段沉积期(10.5～3.8 Ma),其内发育重力流优质储层、岩性-构造及岩性圈闭,是天然气重要勘探领域之一[6]。迄今为止已在琼东南盆地浅水区发现YC13-1气田和多个中小型气田及一系列含气构造,天然气地质储量约1 000亿m3。近年来,该盆地深水区天然气勘探也获得重要突破,在中央峡谷相继发现了SS22-1和SS17-2优质气藏(图1);同时,在陵水凹陷北坡也钻获SS13-2气藏,展现出盆地深水区蕴藏着丰富的天然气资源和良好的勘探潜力。

关于琼东南盆地浅水区天然气来源与运聚模式已有不少学者作过深入工作[2,7-10],但有关盆内深水区天然气成因和成藏研究目前还比较薄弱,相关成果报道也甚少。为了探讨琼东南盆地深水区天然气分布规律,进一步寻找新的大中型气田,必须弄清深水区天然气来源及成藏机理,为此,笔者在对盆内深水区及其周缘已发现天然气的来源进行详细调查的基础上,分析天然气充注和成藏过程,探讨深水区天然气运聚模式,将有助于进一步圈定深水区含油气系统和天然气勘探有利区带。

图1 琼东南盆地深水区和中央峡谷位置图

1 天然气组成特征及成因类型

1.1 烃类气

近年来,在琼东南盆地深水区相继钻获了SS22-1、SS17-2气藏,特别是最近在深水区自营首钻SS17-2岩性圈闭群获高产商业气流,取得了深水区天然气勘探实质性的突破,展现出该区巨大的天然气勘探潜力。SS22-1和SS17-2气田位于琼东南盆地陵水凹陷中央峡谷,水深1 300～1 400m,于上中新统黄流组海相砂岩发现优质商业气藏。据MDT测试采样分析结果,琼东南盆地深水区天然气组分以烃类气为主,甲烷含量91.2%～93.3%, C2+重烃含量5.9%～7.5%,非烃含量很低(如CO2含量为0.21%～0.76%、N2含量仅为0.31%～0.68%),C1/C1-5比值为0.92～0.94,最高可达0.97;来自SS22-1-1井的天然气甲烷碳同位素值介于-38.38‰～-39.40‰,且乙烷碳同位素值明显偏重(介于-25.90‰～-26.20‰),大于我国煤型气乙烷碳同位素组成统计的下限值[11](为-27‰),天然气成因类型应划归为高成熟煤型气(图2)。另外,SS22-1气田天然气甲烷氢同位素值较重,为-144‰～-147‰(表1),甲、乙烷碳同位素和甲烷氢同位素组成都与YC13-1气田非常相似[4],因此,在关系图上,SS22-1与YC13-1气田的天然气一起同落在煤型气区(图2),推测深水区SS22-1和SS17-2气田天然气具有与YC13-1气田天然气相似的成烃母质,即来自崖城组腐殖型有机质。此观点也由天然气中高异构烷烃含量所支持,如SS17-2气田天然气C5-7轻烃以异构烷烃为主(含量为35%～65%),正构烷烃和环烷烃含量分别占25%～50%和5%～25%。尽管异构烷烃的来源与有机质类型和成熟度有关,但通常情况下偏腐殖型有机质较腐泥型有机质生成更多的异构烷烃[11-13]。

图2 琼东南盆地中央峡谷天然气成因类型判识

1.2 二氧化碳气

依据碳同位素组成和含量,可将在琼东南盆地深水区及其附近已发现气藏天然气中的CO2分为2类(表1)。从表1可见,SS22-1和SS17-2气田天然气中的CO2含量低(＜1%),δ13CCO2介于-9.6‰～-8.5‰,该类CO2可能主要为有机成因;而位于2号断裂附近的BD19-2陵水组二、三段气藏CO2含量高达18.72%～87.52%,δ13CCO2值介于-7.5‰～-4.26‰之间,R/Ra为2.66～6.25,这些特征类似于我国东部岩浆侵入成因的无机。这预示来自BD19-2气藏的幔源CO2可能是沿着2号大断裂运移进入陵水组砂岩储层中,纵向上,该气藏富CO2气层主要出现在渐新统下部的陵水组三段;而渐新统陵二段浅部气层则以烃类气为主,C1-5含量达76.66%～87.99%(如表1中样品BD1923-1和BD1923-2),CO2含量仅为4.42%～18.72%,浅部储层CO2含量锐减,这种分布特征与我国东部黄骅坳陷友爱村断块CO2气藏相似,即深大断裂或火成岩体附近CO2富集,离开主断裂后CO2含量随着埋深变浅而明显降低[14]。这说明,该区域幔源CO2气在纵向上的影响范围有限,而在远离2号断裂的深水区钻遇富CO2气的风险会大大降低。

表1 琼东南盆地深水区天然气组分及同位素组成

2 天然气来源

2.1 烃源岩特征

琼东南盆地北部浅水区的勘探及研究成果表明,渐新统崖城组和陵水组广泛分布,为海岸平原—半封闭浅海沉积。崖城组为海岸平原沼泽相含煤地层,沉积受半地堑控制,已证实为该盆地的主力生气层:煤及碳质泥岩主要发育于崖南凹陷北部和崖北凹陷南部斜坡,凹陷中部可能渐变为半封闭浅海沉积。分析认为,南海北部大陆架中新统烃源岩主要发育于莺歌海盆地裂后热沉降形成的中央坳陷,这套半封闭浅海及半深海砂泥岩地层最大厚度达5 000m,是底辟浅层气田的主要气源层。相比于莺歌海盆地,琼东南盆地乐东凹陷裂后期(N1—Q)沉积厚度也达3 000～4 000m,局部地区可达5 000m;其沉积特征与莺歌海盆地中央坳陷带相似,以浅海、半深海相泥岩及砂岩为主,推测其可能有一定的生气潜力。

位于琼东南盆地深水区中央峡谷的SS2-1-1井钻遇厚约48m渐新统崖城组,为滨浅海相沉积,其暗色泥岩有机质类型为Ⅲ型干酪根,TOC值在1.24%～1.46%之间,属于较好烃源岩;位于陵水凹陷南部边缘的SS33-1-1井钻遇厚约300m渐新统崖城组暗色泥岩,单层最大厚度达75m,为滨岸平原—浅海相沉积,泥岩TOC值为0.33%～1.17%,平均值为0.8%,与浅水区钻遇的崖城组泥岩相近[4]。值得一提的是,北礁凹陷斜坡上的SS19-1-1井在崖城组钻遇3层累计约6m厚的薄煤层,这套煤系烃源岩TOC值高达0.5%～21.0%,是深水区的优质气源岩,按照我国陆相烃源岩的评价标准,应属于中等—好烃源岩(图3)。由此可见,琼东南盆地中央坳陷,特别是陵水凹陷、松南—宝岛凹陷和北礁凹陷渐新统存在类似于崖南凹陷海岸平原—浅海相烃源岩[4]。值得注意的是,尽管半封闭浅海相崖城组泥岩TOC值不高,大多数样品TOC值介于0.5%～1.5%之间,但其厚度大且分布广、成熟度高,可部分补偿其有机质含量偏低的不足,因此也具有较大的生气能力。

图3 琼东南盆地深水区崖城组烃源岩生烃潜力评价

有机显微组分鉴定结果表明,SS19-1-1井崖城组样品的有机屑显微组成中优势组分为镜质组和惰质组,含量分别为40%～70%和8%～15%;壳质组含量较低,通常＜25%;水生植物来源的无定形有机质很少(图4),类似于浅水区崖城组烃源岩干酪根显微组成特征,有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型,以生气为主。由此可见,琼东南盆地深水区中央坳陷也发育与浅水区相似的富含陆源有机质的崖城组气源岩。

图4 琼东南盆地深水区崖城组烃源岩干酪根显微组成

琼东南盆地深水区地温梯度通常在4.0～4.4℃/ 100m[4,10],受岩浆侵入影响,局部地区出现热异常,地温梯度高达4.83℃/100m。深水区中央坳陷主力烃源岩崖城组埋深在4 000～7 000m,盆地模拟结果显示,陵水凹陷中部的崖城组主生气窗在中新世—上新世,而凹陷斜坡带崖城组烃源岩大量生气时间比较晚,大约在上新世以后[4],与中央峡谷中新世晚期圈闭形成时间匹配较好,这为天然气大规模聚集提供了有利条件。尽管始新统湖相烃源岩在深水区尚未钻遇,但地震解释认为深水区有该套烃源岩分布,且在紧邻宝岛凹陷北东边缘的BD15-3-1井渐新统陵水组油砂抽提物中发现比较丰富的C30-4甲基甾烷,这是相邻的珠江口盆地始新统文昌组烃源岩及其生成的原油的特征生物标志化合物[4,10],暗示琼东南盆地深水区也可能存在始新统倾油性湖相烃源岩,这套地层现今的埋藏深度大部分超过6 000m,目前进入裂解气阶段,可能为天然气来源提供另一种补充。

2.2 气源对比

天然气组分和碳同位素组成特征为气源对比提供了有效信息[16]。就腐殖型有机质而言,随着热演化程度增加,其所生成天然气的甲烷及其同系物的碳同位素变重、C1/C1-5比值增大。前已述及,SS22-1气田天然气甲烷碳同位素较重(为-38.38‰～-39.40‰)、C1/C1-5比值高达0.94,在δ13C1—δ13C2关系图上落在高成熟区域(Ro约1.5%,图5),而产气层上中新统黄流组埋深约2 000m(扣除海水深度),围岩实测Ro为0.4%～0.5%,未成熟,不具备生气条件,很显然天然气来自深部烃源灶。从天然气成熟度和SS22-1气藏单点模拟结果推定,更可能来自深部崖城组烃源岩。

图5 SS22-1气田天然气δ13C1与δ13C2关系图

天然气碳同位素指纹气-气对比结果为上述结论提供了有力的证据,研究结果表明天然气中湿气组分如乙烷、丙烷、正丁烷及异正丁烷既反映其母源和成熟度,同时受运移作用的影响很小[18],因此被认为是气源对比更有效的工具。如图6所示,SS22-1和YC13-1气田天然气烷烃碳同位素组成相似,仅甲烷碳同位素值有某些变化,而重烃的碳同位素值变化很小,这2个气田的碳同位素组成曲线具有明显的相似性,表明它们可能来自相似的烃源岩相。同时,指示烃源岩古环境的氢同位素组成特征[19]也支持了上述观点,表1显示SS22-1气田天然气甲烷氢同位素为-144‰～-147‰,与来自崖城组煤系烃源岩的YC13-1气田天然气甲烷氢同位素值相近。

图6 SS22-1与YC13-1气田天然气烷烃碳同位素指纹对比曲线

幸运的是,在陵水凹陷北坡发现的SS13-2气藏(图1)获得了少量凝析油,为研究深水区天然气来源提供了更确切的信息。据分析,来自SS13-2气藏的凝析油密度小(为0.824 2 g/cm3)和含蜡量低(为1.42%),Pr/Ph值高达4.39,凝析油中检测出在YC13-1气田凝析油中普遍发现的陆源生物标志化合物奥利烷及双杜松烷,与崖城组烃源岩有密切的对比关系(图7)。与YC13-1-2井凝析油相比,尽管SS13-2-1井凝析油的奥利烷丰度与其不相上下,但来源于被子植物的双杜松烷含量却低得多,说明往凹陷中部被子植物有机屑输入逐渐减少。

综上所述,结合深水区中央峡谷的地质背景,推测SS22-1和SS17-2气田天然气主要来自陵水凹陷南部缓坡的下伏崖城组烃源岩(图8),可能有前三角洲背景下的煤系及近岸浅海泥岩富含的陆源有机质之共同贡献,SS13-2气藏天然气也来自陵水凹陷。

图7 SS13-2-1井凝析油/岩饱和烃色谱-质谱对比图

图8 琼东南盆地深水区中央峡谷SS22-1气田天然气运聚模式

3 天然气运聚模式及其地质意义

前已述及,深水区中央峡谷SS22-1和SS17-2气田天然气主要来自下伏崖城组烃源岩,天然气运聚模式如图8所示。影响天然气运移的2个最常见动力是浮力和异常高压。在浅层正常压力带,天然气运移主要靠浮力;而在琼东南盆地深水区中央峡谷成藏动力学系统中,商业天然气聚集可能既有浮力又有异常压力的驱动,从高势区向低势区运移。有意义的是,超压在SS22-1-1井钻遇,黄流组储层砂岩井深小于3 500m(埋藏深度2 100m),压力系数＜1.10,处于正常压力带;进入井深大约3 600m的梅山组地层钻遇超压(压力系数＞1.5),主力烃源岩崖城组的预测压力系数高达2.10[4]。在凹陷深部烃源岩发育的超压无疑是油气运移的重要驱动力,而沟通烃源岩的底辟模糊带及裂隙则为天然气向上运移提供了重要通道。根据过SS22-1气田的地震剖面解释结果,在中央峡谷的下方可见类似于莺歌海盆地底辟构造的气烟囱(图9),这些气烟囱(模糊带)向下切入深部崖城组烃源岩,往上潜伏于SS22-1水道底部,构成了天然气向上运移的重要通道。前已述及,SS22-1气田储层为上中新统黄流组,圈闭有效盖层形成于上新世莺歌海组沉积晚期(大约3.5 Ma以后),这意味着SS22-1气田成藏较晚,但由于高压驱动的天然气运移通常具有高的排烃效率,使得该气田在很短时间内形成商业聚集,这从另一方面也预示位于深水区的中央凹陷带含有较丰富的天然气资源。可见,从源-运角度来看,中央峡谷由于靠近烃源灶,且发育良好的储层和油气运移通道,故拥有适合天然气聚集的有利条件,SS22-1及SS17-2气藏的发现为这一观点提供了很好的例证。此外,中央坳陷的北部断坡带由于2号断裂系统向下切入高成熟的崖城组气源岩,源-运条件优越,无疑是盆内天然气勘探的另一个重要领域;同时,紧靠崖城组烃源灶的南部隆起也应是天然气聚集的有利场所(图1、8),值得进一步深入研究。

图9 过中央峡谷SS22-1气田的地震剖面

4 结论与认识

1)琼东南盆地深水区中央峡谷SS22-1和SS17-2气田上中新统黄流组的天然气组分以烃类气为主, CO2含量低,干燥系数高;甲烷、乙烷碳同位素较重,属高成熟煤型气;反映沉积环境的甲烷氢同位素组成与YC13-1气田天然气相近,指示天然气来自海相或海陆过渡相烃源岩。

2)气源对比结果表明,琼东南盆地深水区中央峡谷天然气碳同位素指纹及轻烃参数与YC13-1气田天然气相似;依据共享同一生烃凹陷的SS13-2气藏凝析油的生物标志化合物特征及其与渐新统崖城组烃源岩良好的对比关系,推测中央峡谷天然气可能主要来自陵水凹陷南斜坡前三角洲背景下的崖城组煤系及浅海相泥岩烃源岩富含的陆源有机质。

3)琼东南盆地深水区中央峡谷已发现的气田位于崖城组烃源灶之上,天然气运聚模式为底辟(裂隙)沟源、浮力和深部高压双重驱动、晚期成藏,这种运聚模式预示在深水区除了中央峡谷之外,中央坳陷的北部断坡带、紧靠崖城组烃源灶的南部低凸起也是天然气聚集的有利场所,是下步勘探的重要领域。

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Natural gassource andmigration-accumulationpattern in the central canyon,the deep water area,Q iongdongnan basin

Huang Baojia Wang Zhenfeng Liang Gang
(Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong,524057)

The deep water area in Qiongdongnan basin has been one of the hydrocarbon exploration focuses in recent years because of its huge volume of Tertiarysediments,especially themajor discoveries of SS22 and SS17-2 gas fields in its central canyon.By comprehensively applying the geochemical data from the discovered gas andsource rocks and combining with the geology in the deep water area,the composition,origin,source andmigration-accumulationpattern were analyzed for the gas in the central canyon.The results revealed that:(1)The natural gas in Upper MioceneHuangliu Formation is composedpredominantly by hydrocarbon gas,high in drying coefficient and relatively heavier in carbon isotope ofmethane and ethane,and belongs to coal-type gases with highmaturity;(2)The light hydrocarbonparameters of gas,hydrogen isotope composition ofmethane and carbon isotopic fingerprints of hydrocarbon gas aresimilar to those of the gas in YC13-1 field,and the distinctive biomarkers generally found in thesource rocks of Yacheng Formation,such as oleanane and resin,have been detected in the associated condensate,indicating that the gasmay beprimarily generated from the terrigenous organicmatter in Oligocene Yacheng Formation coal-bearingsequence and neriticmudstones in aprodeltasetting on thesouthslope of Lingshuisag;(3)From the hydrocarbonmigration-accumulationpattern with diapir(fracture)pathway,buoyancy and deep high-pressure drives and late accumulation,it ispredicted that besides the central canyon,the north faulted-slope zone in the central depression and thesouth low-uplift adjacent to the hydrocarbon kitchen in Yacheng Formation will also be favorableplaces for gas accumulation in the deep water area.

natural gas;composition;origin;source;migration-accumulationpattern;the central canyon; the deep water area;Qiongdongnan basin

2014-05-05改回日期:2014-07-29

(编辑:周雯雯)

*“十二五”国家科技重大专项“南海北部深水区潜在富生烃凹陷评价(编号:2011ZX05025-002)”部分研究成果。

黄保家,男,教授级高级工程师,2003年获中国科学院研究生院博士学位,中国海洋石油总公司勘探专家,主要从事油气地化与成藏综合研究。地址:广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编:524057)。E-mail:huangbj@cnooc.com.cn。