“源热共控”琼东南盆地的天然气勘探潜力

张功成 张义娜 沈怀磊 何玉平

中海石油研究总院

琼东南盆地位于南海北部大陆边缘西北部，是新生代形成的北东—北东东向伸展盆地，盆地北部为海南隆起，南部为永乐隆起，西与莺歌海盆地相邻，东北部为神狐隆起与珠江口盆地［1－3］。盆地构造演化经历了古近纪断陷、新近纪早—中中新世坳陷、晚中新世以来的新构造运动3个阶段。在古近纪断陷阶段，盆地自下到上充填了始新统陆相沉积、下渐新统崖城组海陆过渡相沉积、上渐新统陵水组海相沉积；在新近纪阶段，分别沉积了中新统三亚组、梅山组、黄流组、上新统莺歌海组和第四系的滨浅海—深海微相［1，4－6］。琼东南盆地平面结构具有南北分带、东西分块的特征［7］，从北至南分为北部坳陷、中部隆起、中央坳陷、南部隆起、南部坳陷，其中，北部坳陷自西至东又包括崖北凹陷、松西凹陷与松东凹陷；中央坳陷包括崖南凹陷、乐东凹陷、陵水凹陷、北礁凹陷、松南凹陷、宝岛凹陷与长昌凹陷；南部坳陷主要包括甘泉凹陷和华光凹陷等（图1）。

图1 琼东南盆地区域位置及构造单元划分示意图

琼东南盆地从1979年开始勘探，在崖南凹陷周缘发现了崖城13－1和崖城13－4气田，证实了崖南凹陷是富烃凹陷，也是琼东南盆地唯一的经勘探和研究证实的富烃凹陷；同时，在浅水区也发现了多个含油气构造，展现了良好的勘探前景［8］。2010年底在琼东南盆地深水区浅层首次钻探，获得了陵水22－1构造的天然气发现，使得位于深水区的陵水凹陷获得突破。但之后也遭遇了一些深水区目标钻探的失利，揭示了琼东南盆地深水区油气成藏的复杂性［9－10］，也给盆地深水区的勘探走向带来困惑。特别是通过对近年来深水区的钻井进行分析，发现有效烃源岩是制约该盆地深水区能否获得突破的关键因素，而渐新统崖城组烃源岩是目前琼东南盆地被钻井证实的最主要的1套烃源岩。

为此，笔者试图从“源热共控论”［11－13］的角度，讨论琼东南盆地各凹陷崖城组烃源岩的发育特征及地温场特征，结合已发现油气情况，以期对整个盆地各凹陷的潜力做初步预测与分类。

1 崖城组烃源岩发育特征

崖城组已被证实为琼东南盆地的主力烃源岩层，崖城组整体属于海陆过渡相—半封闭浅海相环境，发育煤系地层和厚层灰色泥岩沉积。

1．1 沉积环境

琼东南盆地崖城组形成于断陷晚期，当时古湖泊正消亡，大规模海侵即将开始，普遍以海陆过渡相沉积环境为主。崖城组孢粉呈沼泽光叶藤、红树林科罗曼娜环孔粉占优势的特征，而同期的珠江口盆地恩平组为栎粉、双沟粉、水龙骨孢常见，这两者均表明当时为热带、亚热带湿热的气候［14］，利于沼泽环境的发育，而此时正是凹陷烃源岩大规模形成的阶段。受北东向与东西向断裂控制及古隆起的继承性发育，崖城组时期凹陷之间仍以部分连通、部分分隔状态存在，北部坳陷、南部坳陷与中央坳陷间受崖城凸起、陵水低凸起、松涛凸起与陵南低凸起、松南低凸起形成的障壁遮挡，相对稳定与封闭的环境也有利于烃源岩有机质的富集和保存。

与同处于南海北部的珠江口盆地不同，琼东南盆地缺少类似古珠江流域这样的大河来为盆地提供巨厚的沉积物，因此，盆地内物源相对不充分，较明显的为来自盆地西北部的三亚河和东北部的万泉河，带来了一定的物源供给，形成了相对较厚的三角洲沉积。以钻遇三亚河三角洲的SS4井为例（图2，图3－a、3－b），该井主要为灰白色、浅灰色砾岩、砂砾岩、粗砂岩、中砂岩夹薄层灰色碳质泥岩，砾岩呈次棱角状—次圆状，分选差—中等，砾石直径可达4cm，多次见冲刷面与滞留沉积，正韵律发育，沉积现象丰富（如槽状交错层理、平行层理、波状层理、变形层理、生物扰动构造、见炭化的植物茎），总体为辫状河三角洲平原至前缘的沉积。砂岩粒度概率曲线有三段式与两段式2种，分别代表了辫状河道与水下分流河道沉积。显微镜下看以中粒长石石英砂岩、粗粒长石岩屑砂岩、长石杂砂岩等为主，富含云母、长石等不稳定矿物，成熟度较低，反映较近源沉积环境。GR测井曲线上，下部表现为齿化钟形，上部表现为大幅度微齿化箱形、钟形、漏斗形，且以箱形为主，反映下部水动力频繁活动，上部相对较稳定。测井解释煤层8层，总厚度为3．56m，主要的成煤环境为辫状河三角洲平原。该井崖三段早期植物角质丰度大，指示陆相环境，而晚期有孔虫、海相沟鞭藻呈不连续但高浓度分布，表明该部位受到海侵影响。

图2 SS4井崖城组三段取心段综合柱状图

图3 崖南凹陷周缘钻井典型岩心照片

崖城13－1气田的其他钻井具有同样的沉积特征（图3－c、3－d、3－e），与SS4井紧邻的SS5井崖三段也有类似特点（图3－f）。位于SS5井南部的SS6井崖三段下部为灰白色砂岩夹灰色、深灰色泥岩，往上为灰白色砂岩与灰色泥岩的互层，见清晰的反映潮汐作用的透镜状层理、脉状层理与波状层理（图3－g），虫孔发育，代表水体加深、受潮汐影响变强，该部位主要的成煤环境为潮坪的潮上带。而位于崖南凹陷南部崖南低凸起的SS7井，其崖城组下部以浅灰色粗砂岩夹薄层灰黑色泥岩为主，上部为深灰色泥岩夹薄层浅灰色细砂岩或两者的互层，见丰度不等的有孔虫、钙质超微化石，有孔虫以近岸底栖种群为主，主要粒径大于0．125 mm，早期浮游有孔虫也具较高浓度，丰度为30～400枚／50g，并伴有少量共生的浅海介形虫，见粒面球藻、瘤面球藻、褶皱藻等孢粉化石，反映沉积时期为滨海或受限的浅海环境，主要的烃源岩形成环境为浅海。

崖南凹陷周缘的这组钻井反映崖城13－1气田区为辫状河三角洲沉积，至SS6井变为受障壁遮挡的潮坪沉积，到SS7井已经与南部的浅海连通，为滨海—浅海的沉积环境。崖南凹陷崖城组发育1套三角洲—障壁海岸海陆过渡相含煤层序［15］，烃源岩属于近岸沉积型［16］，与其处于同一个二级构造单元的崖北、松西、松东凹陷也有类似的特征，但烃源岩质量的好坏与入凹的三角洲的有无及规模大小有关。

位于琼东南盆地深水区中央坳陷南部陵南低凸起之上的SS1井，其崖城组整体为大段泥岩夹薄层石灰岩、粉砂岩、细砂岩，其中，下部泥岩为灰色夹棕红色，上部为深灰色泥岩，反映水体不断加深。含海绿石、黄铁矿、绿泥石颗粒，录井见碳质碎片和煤线。古生物分析结果为：有孔虫、钙质超微、海相沟鞭藻为较连续分布，但早期丰度与分异度均较低，晚期较高，有孔虫以浮游型为主，海相沟鞭藻的分布与陵水组—莺歌海组大致相同，反映早期为海岸平原，晚期为浅海相沉积。SS3井位于中央坳陷长昌凹陷中部，崖城组为大段灰色、灰黑色泥岩，局部夹薄层粉砂岩。浮游藻类分析表明，反映淡水环境的绿藻与球藻含量较低，不足10%，而反映海相环境的海相沟鞭藻浓度可达到65%，且连续分布，这反映该井崖城组为典型的开阔海洋环境。因此，通过这2口典型井可以看出，琼东南盆地中央坳陷崖城组为海相环境，坳陷东部与大洋相通，为开阔海环境，烃源岩为凹陷中央的浅海泥岩、斜坡海岸平原与三角洲煤系。

平面上（图4），崖三段沉积时期，海平面相对较低，水体较浅，凹陷边缘以粗碎屑的辫状河三角洲为主，潟湖及滨浅海面积较小，此时以辫状河三角洲平原煤系烃源岩为主，潮坪煤系、潟湖泥岩、浅海泥岩烃源岩为辅，但由于水动力强、环境动荡、坡度大、粒度粗，煤层较薄且易发生分叉；崖二段沉积期发生第1次海侵，水体扩张，沉积范围变大，辫状河三角洲只在崖城13－1气田区、松东凹陷东北部、宝岛凸起等发育，凹陷周缘以大面积的潮坪、小面积的海岸平原沉积为主，主要的成煤环境为辫状河三角洲平原、潮坪、海岸平原，潟湖、浅海为泥岩烃源岩形成的主要环境；崖一段中期发生了第2次海侵，晚期发生海退，但水体深度大于崖二段［14］，环境相对稳定，岩性较细，煤层多与泥岩互层，有利于优质烃源岩的发育，主要的烃源岩发育环境和模式与崖二段类似。

图4 琼东南盆地崖城组平面沉积相图

1．2 烃源岩地球化学特征

凹陷烃源岩好坏的评价指标很多，如烃源岩的规模、烃源岩有机质的类型、丰度、成熟度、凹陷的生排烃量等［17－19］，对琼东南盆地各凹陷崖城组烃源岩评价要结合沉积相带进行其指标的对比与分析。

前人研究已经证实琼东南盆地主要烃源岩为海陆过渡相和海相烃源岩2类，其中，海陆过渡相烃源岩主要指1套由煤、碳质泥岩、泥岩组成的煤系烃源岩，其发育与三角洲平原沼泽、河湖沼泽、海岸平原沼泽等有关［13，20－22］。因此对于这类盆地烃源岩的研究，不仅要像陆相湖盆中深湖烃源岩的研究那样看凹陷中央的范围，还要更多地考虑边缘相带的有效性。

从琼东南盆地崖城组厚度图上不难看出，整个中央坳陷沉积面积广、厚度大，说明当时海相泥岩的规模较大。以陵水凹陷为例，凹陷内部可划分为陵水20洼和陵水15洼，崖城组时期洼陷面积分别为2 500km2和2 260km2，最大厚度分别为2 750m 和3 200m，但煤系地层的规模还需要结合凹陷边缘相带进行分析；南部坳陷的北礁凹陷与中部坳陷的崖南凹陷规模相当，崖城组时期洼陷面积分别为1 400km2和800 km2，最大厚度分别为2 150m 和2 300m，但受物源充足与否的影响，北礁凹陷优质烃源岩的规模要小于崖南凹陷；华光凹陷崖城组烃源岩的厚度介于200～1 000m，但面积较大，可达5 000km2。崖北凹陷崖城组面积较大，厚度偏小，位于同一个构造带的松西凹陷与松东凹陷在凹陷面积与厚度方面均较小，但松东凹陷受东北侧物源提供大量有机质的影响，煤系烃源岩的范围较大，生烃潜力大大提升。

根据环崖南凹陷及邻区烃源岩分析，海陆过渡相烃源岩组合的有机质丰度普遍较高，生烃母质主要为腐殖型干酪根，少量为偏腐殖混合型，为1套高丰度烃源岩；海相泥岩烃源岩有机质丰度偏低，只在局部地区局部层段较高，生烃母质同样反映陆源输入的腐殖型干酪根为主。2种烃源岩有机质主要来源于陆生高等植物，水生藻类的贡献很少［20，23］。

崖南凹陷西北崖西低凸起之上的崖城13－1气田区，钻遇多套辫状河三角洲平原沉积，有机质丰度较高，TOC可超过10%（图5）；前端SS7井崖城组未见煤层，有机质丰度依次降低，至SS7井滨浅海泥岩TOC最高为1．2%（图5），岩石热解生烃潜量为1．0～5．0mg／g，反映有机质丰度的高低明显受河流、三角洲等陆生高等植物供给的影响。位于深水区北礁凹陷中央的SS2井，在崖城组钻遇3层约6m的薄煤层，为海陆过渡相潮坪沉积，但由于该井处于潮道位置，水体动荡，为偏氧化环境，有机质丰度不高，且该井未取到煤样，泥岩的TOC为0．4%～0．9%（图5），岩石热解生烃潜量多介于1．0～2．0mg／g，少量在2．0～3．0 mg／g。盆地深水区已钻井揭示的海相泥岩烃源岩有机质丰度普遍偏低，如位于中央坳陷长昌凹陷的SS3井，崖城组烃源岩TOC为0．4%～0．8%（图5），岩石热解生烃潜量为2．0mg／g左右；位于陵南低凸起之上的SS1井浅海相泥岩TOC为0．33%～1．17%，平均值为0．79%［8］，岩石热解生烃潜量为2．0～4．0mg／g。这种烃源岩有机质丰度的受控因素与变化规律与中国近海外带其他盆地相一致，如东海盆地西湖凹陷始新统平湖组三角洲平原煤层累计最大厚度可达75．8m，煤TOC平均大于50%，而丽水凹陷古新统灵峰组海相泥岩TOC为1．6%［20］；珠江口盆地白云凹陷北坡钻井在恩平组中钻遇薄煤层与碳质泥岩，为三角洲平原沉积，煤有机质丰度高，TOC可达58．76%［20］，凹陷东部的钻井在恩平组钻遇浅海泥岩烃源岩，TOC介于1%～2%。这2组数据均反映物源供给充足的三角洲煤系烃源岩优于浅海相泥岩烃源岩。

图5 琼东南盆地多井烃源岩有机质丰度对比图（红色虚线之下为崖城组）

2 琼东南盆地热特征

2．1 现今地温场与热流值特征

盆地现今地温梯度和热流异常的分布主要受隆起区与坳陷区热导率横向差异引起的浅层热流再分配和地下水活动的控制［24］。实测资料与研究结果均表明，受新生代岩石圈伸展拉张程度控制和新构造运动的影响，陆坡地壳减薄，盆地深水区地温梯度、现今温度与大地热流值普遍较高。北部浅水区钻井地温梯度平均为3．66±0．6℃／100m，深水区钻井地温梯度平均为3．91±0．74℃／100m，高于世界范围内沉积盆地地温梯度的平均值（3．0℃／100m）［25］。深水区中央坳陷崖城组现今温度最高持续在350℃，北礁凹陷与浅水区崖南凹陷最高温度也在200℃左右。北部浅水区大地热流值平均为66±9．8mW／m2，陆坡深水区大地热流值平均为77．5±14．8mW／m2（图6），比中国大陆地区大地热流平均值（63±24．2mW／m2）［26］高10mW／m2以上。

图6 琼东南盆地大地热流值分布图

形成深水区“热盆”的原因主要有3点［27］：①新生代岩石圈伸展拉张程度不同，南部深水区比北部浅水区强烈，岩石圈的拉张减薄产生的热异常导致南部深水区基底热流值高于北部浅水区；②晚中新世末—上新世的新构造运动导致盆地加速沉降，深部强烈拉张形成附加热流值，引发热异常；③岩浆与断裂活动导致大地热流值局部出现高值异常。

2．2 热对烃源岩成熟度的影响

烃源岩所经历的地质时间、温度、热作用等影响其有机质的热演化、成熟度和生烃状况［28－29］，高地温除了促进烃源岩的生烃作用外，同时能够加速烃源岩中残留烃的裂解，使烃源岩中富氢有机质最大限度地裂解生成天然气，提高烃源岩的生烃效率和生烃能力［20］。同时，高热背景不仅决定深水区凹陷以生气为主，也会使浅水区埋深较浅的烃源岩处于生油窗而生成石油。从澳大利亚波拿巴盆地单井模拟地温与该井侏罗系烃源岩成熟度拟合结果可看出［30］，成熟度有随温度升高而变大的趋势，且单井现今热流值高的部位对应烃源岩成熟度高的部位，也与盆地主要生气的部位相一致。琼东南盆地不同坳陷带烃源岩有机质热演化程度不同，离坳陷中央越近，烃源岩有机质热演化程度越高［31］。北部坳陷烃源岩Ro值主要分布在0．6%～2．1%，烃源岩既可以生油，又能生气；中央坳陷烃源岩Ro值多数大于2．0%，以生气为主；南部坳陷烃源岩Ro值主要分布在0．6%～2．5%，与北部坳陷类似，为油气兼生［31－32］。因此，烃源岩的热演化史对琼东南盆地烃源岩的有效性和油气勘探潜力具有重要的意义。

盆地的构造沉降与埋藏史不同也导致成熟度演化轨迹的不同，快速的沉降与埋藏往往会对应烃源岩的快速增熟和热演化程度的升高。图7为琼东南盆地94216号测线的地层埋藏史与烃源岩成熟度史模拟叠合图，2个人工井点分别位于凹陷边缘与凹陷中央。可以看出：崖城组存在2期快速沉降与1期缓慢沉降阶段，同时对应2期烃源岩的快速增熟与1期缓慢增熟过程。早期的快速沉降发生在32．0～23．3Ma，为盆地裂陷期快速拉张阶段，此阶段虽然发生了烃源岩的快速增熟，但凹陷边缘烃源岩的热演化程度尚很低，刚刚或尚未进入生油窗，凹陷中央早期演化程度偏低，但晚期可进入生气窗；第2期的快速沉降发生于5．4 Ma以来，盆地受红河断裂带构造体制转换的影响加速沉降，沉积了巨厚的莺歌海组，导致崖城组烃源岩热演化程度迅速增高，达到高成熟—过成熟阶段。

图7 琼东南盆地qdn94216号测线地层埋藏史与烃源岩成熟度史叠合图

3 “源热共控”——琼东南盆地各凹陷勘探潜力

源热共控油气形成，潜在烃源岩是油气形成的内因，热是油气形成的外因，内因和外因缺一不可，二者耦合作用控制了油气区油气的生成与否、生烃规模、相态（石油或天然气）类型与区域分布模式［12］。

3．1 已发现油气情况

琼东南盆地目前共有3个商业性油气发现及一系列含油气构造（图1），3个商业性发现分别为崖南凹陷周缘的崖城13－1气田、崖城13－4气田及陵水凹陷浅层的陵水22－1气田。其中崖城13－1气田的储量近千亿立方米［33－34］，烃源岩为崖南凹陷崖城组海陆过渡相煤系及泥岩；LS22－1－1井在浅层莺歌海组水道中解释气层超过50m，且为高成熟煤型气，烃源岩为陵水凹陷崖城组海岸平原煤系及浅海相泥岩。经分析宝岛凹陷北坡天然气的地球化学特征［35］，认为宝岛凹陷13区浅层天然气可能以生物气／低熟气为主，含有部分成熟气，其中，生物气／低熟气来源于附近松东凹陷未熟—低熟的中新统—渐新统烃源岩，成熟气来自宝岛凹陷；宝岛19－2构造陵水组二段钻获高成熟天然气，分析认为其来自宝岛凹陷北坡。另外，一些小的含油气构造的发现也直接或间接地证实了部分凹陷的生烃能力。

3．2 各凹陷勘探潜力分析

前面分别从“源”和“热”2个角度对琼东南盆地主要的烃源岩层段——崖城组进行了详细的分析，根据两者耦合控制油气生成的原理，对琼东南盆地11个主要凹陷进行了勘探潜力总结与初步排队（表1、图8），希望对今后的勘探有所指导与帮助。

Ⅰ类凹陷有崖南、陵水、宝岛、乐东、华光凹陷。崖南凹陷已被证实为琼东南盆地的富烃凹陷，周围有崖城13－1大气田，崖城组三角洲的发育为烃源岩带来了充足的有机质，且埋藏较深，成熟度较高，凹陷勘探潜力最大；陵水凹陷浅层中央水道中钻获高成熟腐殖型烃源岩生成的天然气，推测为海岸平原煤系及浅海相泥岩烃源岩生成，受该处高热流值影响而成熟并运移到浅层，凹陷南部陵南低凸起具有极大的勘探潜力，但要考虑近源成藏及寻找优质储层；宝岛凹陷被证实能生成优质成熟的天然气，且已经运移至北坡浅层成藏，而其南部的松南低凸起由于与宝岛凹陷之间的沟源断层不发育不易成藏，因此该凹陷南部的勘探应以相对近源为出发点；乐东凹陷仅有崖城35－1含气构造，该凹陷目前虽无大的突破，但由于凹陷规模大、热流值高、成熟度高，浅海相泥岩烃源岩具有一定的规模，因此勘探潜力不容忽视；华光凹陷由于勘探起步晚，缺乏地震资料和钻井资料，制约了对该区的地质认识和油气勘探［36］，但通过基础研究，认为其具有广阔的勘探前景。

表1 琼东南盆地主要凹陷分类表

图8 琼东南盆地主要凹陷分类图

Ⅱ类凹陷有北礁、崖北、松南、长昌凹陷。北礁凹陷具有与崖南凹陷类似的结构、规模、成熟度等，但缺少大规模物源的输入，仅以潮坪相煤系泥岩为主要烃源岩，有机质丰度略低，其勘探应以寻找优质烃源岩、近源成藏、优质储层发育区为目标；崖北凹陷周缘钻井较多，但均无商业发现，经分析认为东南缓坡可能是潮坪相煤系烃源岩最发育部位，潜力较大；松南凹陷与长昌凹陷目前均未见与之相关的油气显示，但2个凹陷的规模相对较大，埋藏较深，特别是在长昌凹陷凹中隆起近源钻探有望获得突破。

Ⅲ类凹陷为松东、松西凹陷。这2个凹陷规模较小、埋藏较浅、热流值偏低，很难形成高成熟的、具有商业性的天然气，但可能形成油。另外，松东凹陷东北部物源较充足，可能会形成较好的煤系烃源岩。

4 结论

1）琼东南盆地崖城组烃源岩为2类：海陆过渡相煤系烃源岩与浅海相泥岩烃源岩，两者的生烃母质均为腐殖型干酪根，少量为偏腐殖混合型，有机质丰度的高低均受陆源输入多少的控制，但前者有机质丰度普遍较高，而后者丰度偏低。海陆过渡相煤系烃源岩的主要形成环境为三角洲平原、海岸平原、障壁海岸的潮坪沼泽等。

2）受新生代岩石圈伸展拉张程度控制和新构造运动的影响，琼东南盆地深水区地温梯度、大地热流值普遍较高，高热背景不仅决定深水区凹陷以生气为主，也会使浅水区埋深较浅的烃源岩处于生油窗而生成石油。同时，高地温除了促进烃源岩的生烃作用外，还能加速烃源岩中残留烃的裂解，提高生烃效率和生烃能力。

3）从“源”和“热”2个角度对琼东南盆地各凹陷进行详细分析，根据两者共同作用控制油气生成的原理，对琼东南盆地11个主要凹陷进行勘探潜力总结与初步排队，认为崖南、陵水、宝岛、乐东、华光凹陷为一类凹陷，天然气勘探潜力最大。

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