琼东南盆地陵水凹陷天然气成因类型及来源*

梁 刚 甘 军 李 兴

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

琼东南盆地陵水凹陷天然气成因类型及来源*

梁 刚 甘 军 李 兴

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

梁刚，甘军，李兴.琼东南盆地陵水凹陷天然气成因类型及来源[J].中国海上油气，2015,27(4)：47-53.

Liang Gang，Gan Jun，Li Xing.Genetic types and origin of natural gas in Lingshui sag, Qiongdongnan basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):47-53.

陵水13-2、陵水17-2大气田的发现使得陵水凹陷成为琼东南盆地天然气勘探的热点地区。综合利用天然气及烃源岩地球化学分析资料并结合地质条件，分析了陵水凹陷天然气组分特征、成因类型及来源，结果表明：该凹陷天然气干燥系数较低，其中凹陷北坡为反映凝析气藏组分特征的湿气，南坡为反映富含凝析油气藏特征的偏干湿气；该凹陷天然气中乙烷等重烃碳同位素值较重，轻烃C7富含甲基环己烷，反映天然气为典型煤型气；该凹陷北坡天然气成熟度低于南坡，天然气碳同位素指纹特征以及凝析油低含蜡量、高含陆源输入的奥利烷和双杜松烷等生物标志物特征均与崖城13-1气田类似，指示天然气主要来自该凹陷渐新统海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩，其中凹陷北坡天然气混有中新统低成熟浅海相泥质烃源岩的贡献。

天然气；煤型气；煤系烃源岩；浅海相烃源岩；陵水凹陷；琼东南盆地

琼东南盆地天然气勘探经历了曲折的过程。20世纪80年代在崖南凹陷钻探发现了崖城13-1大气田，此后近30年的多轮勘探效果均不佳，直到2010年在陵水凹陷南坡深水区钻探LS22-1-1井获得60 m厚气层，并于2013年分别在陵水凹陷北坡与南坡深水区LS22-1-1井附近发现了陵水13-2和陵水17-2气田。前人对崖城13-1气田的天然气成因及来源做过系统研究，主流观点认为天然气为高成熟煤型气，来源于崖南凹陷渐新统海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩[1-3]。对于LS22-1-1井的天然气，前人研究认为是高成熟煤型气，来源与崖城13-1气田类似，从而推断陵水凹陷也存在与崖南凹陷类似的海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩[4-6]。笔者在前人研究基础上，从陵水13-2和陵水17-2气田天然气地化特征入手，分析其成因类型及来源，以期为陵水凹陷乃至整个琼东南盆地今后的油气勘探起到启发和借鉴作用。

1 地质背景

琼东南盆地是南海北部大陆边缘新生代断陷盆地，位于海南岛与西沙群岛之间，总体呈NEE向展布。该盆地的形成演化与复杂的断裂活动相关，平面上可划分为北部坳陷、中部隆起、中央坳陷和南部隆起等4个一级构造单元(图1)，剖面上具有典型的“下断上坳”双层结构：下构造层包括古近系始新统和渐新统崖城组、陵水组，其中始新统为陆相湖泊沉积，渐新统崖城组为海陆过渡相含煤沉积，陵水组为滨浅海相沉积；上构造层包括新近系中新统三亚组、梅山组、黄流组，上新统莺歌海组及第四系乐东组，基本为持续沉降的海相沉积[7-9](图2)。陵水凹陷位于琼东南盆地中央坳陷，北邻陵水低凸起，南抵陵南低凸起，西接乐东凹陷，东与松南低凸起相邻(图1)，面积约4 600 km2,整体呈“北断南超”的凹陷结构(图2)。陵水凹陷主要发育2套储盖组合[10]，其中北坡主要发育中中新统梅山组海底扇储层，盖层为上中新统黄流组—上新统莺歌海组—第四系海相泥岩，以陵水13-2气田为代表(该气田为典型的高温高压气藏，压力系数为1.9，地温梯度为3.8℃/100 m，PVT分析气油比为2 188，是典型的凝析气藏)；南坡主要发育上中新统黄流组浊积水道储层，盖层为上新统莺歌海组—第四系海相泥岩，以陵水17-2气田为代表(该气田为高温常压气藏,压力系数为1.2，地温梯度为3.7℃/100 m，PVT分析气油比为38 378，是高含凝析油的气藏)。

图1 琼东南盆地构造单元划分

图2 琼东南盆地区域构造地震剖面(剖面位置见图1)

2 天然气成因类型

2.1 天然气组分特征

根据探井MDT和DST取样采集到的天然气样品分析结果(表1)，陵水凹陷天然气主要组分为烃类气体，非烃气(N2+CO2)含量低。根据5口井13个气样天然气组分分析结果(表1)，陵水凹陷北坡陵水13-2气田反映出凝析气藏天然气组分特征，而陵水凹陷南坡陵水17-2气田反映出富含凝析油气藏天然气组分特征。

表1 陵水凹陷天然气组分及碳同位素组成

注：带*为DST样品，其余为MDT样品。

2.2 天然气碳同位素特征

天然气δ13C2值受成熟度的影响较小，能够较准确地反映成气母质的属性，因此将δ13C2值-28‰作为划分油型气和煤型气的标准[11]。陵水凹陷北坡陵水13-2气田天然气δ13C2值为-26.49‰～-24.41‰，南坡陵水17-2气田天然气δ13C2值为-26.20‰～-23.51‰ (表1)，均重于-28‰，显示出煤型气的特征(图3)。一般而言，天然气δ13C1值受母质类型和成熟度的影响，在母质类型相同时，随着天然气成熟度的升高，δ13C1值逐渐变重。陵水凹陷北坡陵水13-2气田天然气δ13C1值为-44.89‰～-40.11‰，为成熟气；而南坡陵水17-2气田天然气δ13C1值为-39.20‰～-36.78‰，为高熟气(表1、图3)，说明北坡天然气成熟度低于南坡。另外，烷烃气碳同位素系列及其倒转情况可以为天然气成因、原生型和次生变化提供信息[12]，其中有机成因原生烷烃气的碳同位素系列为正碳同位素系列，而无机成因原生烷烃气的碳同位素系列则是负碳同位素系列。陵水凹陷北坡和南坡气田天然气基本上表现为正碳同位素系列，即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4，不存在倒转情况，说明这些烷烃气是原生型有机成因气。

图3 陵水凹陷气田天然气碳同位素成因分类

2.3 天然气轻烃特征

天然气C7轻烃化合物中甲基环己烷的大量存在是煤型气轻烃的特征，各种结构的二甲基环戊烷的大量出现则是油型气轻烃的特点，而正庚烷则主要来自藻类和细菌，并受成熟度的影响[13]，因此利用C7轻烃化合物组成三角图可以较好地识别不同成因类型天然气来源。陵水凹陷气田天然气C7轻烃化合物三角图显示，甲基环己烷含量最高，其次是二甲基环己烷和正庚烷，表现为煤型气特征(图4)。

图4 陵水凹陷气田天然气C7轻烃化合物成因分类

3 天然气来源

3.1 烃源岩特征

琼东南盆地目前已发现油气成因类型及油气源对比结果表明，该盆地发育始新统湖相烃源岩、渐新统海陆过渡相烃源岩、渐新统浅海相烃源岩、中新统浅海相烃源岩等4类烃源岩，其中始新统烃源岩以生油为主，其余3类烃源岩均以生气为主[4-6,14-16]。

琼东南盆地始新统湖相烃源岩目前还未钻遇，已钻获的原油具有高蜡低硫特征，且检测出丰富的C304-甲基甾烷[17-18]，其生物标志物特征与北部湾盆地始新统湖相烃源岩十分类似(图5)，另外结合地震资料分析结果，推测琼东南盆地也存在这套以生油为主的始新统湖相烃源岩。该盆地渐新统海陆过渡相煤系烃源岩及钻获的凝析油以高含陆源输入标志的奥利烷和W、T双杜松烷为特征[19](图5)，其中碳质泥岩和煤有机质丰度高，TOC含量为8.55%～95.50%，具有很好的生气潜力；渐新统浅海相烃源岩特征为高含奥利烷，不含双杜松烷及C304-甲基甾烷(图5)，TOC含量大多为0.5%～1.5%，以腐殖型干酪根为主，该套烃源岩分布广、规模大，生气潜力亦较大[1-3]。该盆地中新统浅海相烃源岩特征为中等含量的奥利烷，不含双杜松烷及C304-甲基甾烷，与渐新统浅海相烃源岩相似(图5)，部分钻井揭示这套烃源岩有一定的生气潜力，有机质类型同样以腐殖型干酪根为主，分布广、规模大，但比渐新统浅海相烃源岩埋深浅、成熟度低，生气潜力较小。

陵水凹陷目前没有钻遇渐新统烃源岩，但其南侧的陵南低凸起LS33-1-1井钻遇了渐新统崖城组与陵水组暗色泥质烃源岩，其中崖城组暗色泥岩总厚度299.7 m，单层最厚75.2 m,为海岸平原沉积，TOC含量0.59%～1.17%，平均值0.81%，为中等烃源岩；陵水组暗色泥岩总厚度211.7 m，单层最厚36.6 m，为浅海相沉积，TOC含量0.54%～1.22%，平均值0.74%，为中等烃源岩。陵水凹陷东南侧的北礁凹陷YL19-1-1井在崖城组一段钻遇海岸平原沉积，暗色泥岩总厚度561.7 m，录井发现3层共4.7 m厚的煤层，煤样TOC含量最高值20.75%，平均值1.82%，为好烃源岩，与崖南凹陷海陆过渡相煤系烃源岩十分相似，因此推测陵水凹陷存在崖城组煤系烃源岩，且规模及生烃潜力均较大。另外，中新统浅海相烃源岩在陵水凹陷LS13-2-1等多口井钻遇，泥岩TOC含量大都小于0.5%，部分样品达0.5%～1.0%，为中等烃源岩。

3.2 气源对比

3.2.1 气-气对比

天然气重烃气组分反映母质来源及成熟度，同时受运移等次生作用的影响较小，因而是气源对比的有效指标[20]。通过与崖南凹陷崖城13-1气田进行气-气对比来推测陵水凹陷可能的气源岩，结果显示陵水凹陷反映母质来源的重烃碳同位素δ13C2—δ13C4与崖城13-1气田特征相似(图6)，推测天然气均来源于渐新统海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩。

3.2.2 油-气对比

陵水北坡LS13-2-1井、陵水南坡LS17-2-1井天然气与共生凝析油轻烃指纹特征基本一致(图7)，表明油、气基本同源，可以采用以凝析油作为“桥梁”的方法追踪天然气的来源。根据含蜡量不同，可以把琼东南盆地凝析油分为3类，即以Ying9井为代表的高蜡型凝析油、以崖城13-1北块(YC13-1-1/2井)为代表的中蜡型凝析油和以崖城13-1南块(YC13-1-4/6井)为代表的低蜡型凝析油。LS13-2-1/2、LS17-2-1井凝析油属低蜡型，与崖城13-1南块类似，因此推测来源于渐新统海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩(图8)。

陵水凹陷北坡的陵水13-2气田、南坡陵水17-2气田凝析油均高含奥利烷、双杜松烷，不含C304-甲基甾烷，表明其与崖城13-1气田有相似来源，均来源于渐新统海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩(图5)。陵水凹陷气田凝析油中奥利烷、双杜松烷含量低于崖城13-1气田，分析可能是由于浅海相泥岩的贡献比例较大。陵水凹陷渐新统海陆过渡相煤系和浅海相泥质烃源岩目前处于高成熟—过成熟阶段，中新统浅海相烃源岩处在低熟—成熟阶段[4-6,21]，凹陷南坡的高成熟气与渐新统烃源岩成熟度对应较好，而北坡天然气为成熟天然气，其成熟度较低的原因是混入了中新统低成熟浅海相泥质烃源岩的贡献。

图5 琼东南盆地和邻区烃源岩及油气的甾萜烷特征

图6 陵水凹陷气田与崖城13-1气田天然气碳同位素指纹对比

from gas fields in Lingshui sag and YC13-1 gas field横坐标注释：1—iC4/nC4；2—iC5/nC5；3—nC5/CC5；4—2.2-DMC4/CYC5；5—2-MC5/3—MC5；6—3-MC5/nC6；7—CYC6/2-MC6；8—nC7/MCYC6；9—3-MC6/1-c-3-DMC5；10—2-MC5/nC5；11—nC6/MCC5；12—2-MC6/2.3-DMC5；13—3-MC6/nC7；14—2-MC6/nC7；15—2MC5/nC6；16—石蜡指数I； 17—庚烷值H/10；18—Benzene/nC6；19—Toluene/nC7。

图8 琼东南盆地凝析油含蜡量分类

4 结论与认识

1) 陵水凹陷北坡天然气干燥系数小，为典型湿气，反映凝析气藏天然气组分特征；南坡天然气干燥系数大，为偏干湿气，反映富含凝析油气藏天然气组分特征。该凹陷天然气乙烷碳同位素值均较重，属于典型煤型气，其中北坡天然气甲烷碳同位素值轻于南坡，反映北坡天然气成熟度低于南坡。另外，陵水凹陷天然气C7轻烃组分中富含甲基环己烷，同样指示天然气为煤型气成因。

2) 根据凝析油及烃源岩生物标志物特征，陵水凹陷发育4类烃源岩，即富含C304-甲基甾烷的始新统湖相油源岩，富含奥利烷及双杜松烷的渐新统海陆过渡相煤系气源岩，含一定量奥利烷、不含双杜松烷和C304-甲基甾烷的渐新统浅海相和中新统浅海相气源岩。

3) 气源对比结果表明，陵水凹陷天然气主要来自该凹陷渐新统海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩，其中凹陷北坡天然气混入了中新统低成熟浅海相泥质烃源岩的贡献。

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(编辑：张喜林)

Genetic types and origin of natural gas in Lingshui sag, Qiongdongnan basin

Liang Gang Gan Jun Li Xing

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Lingshui sag becomes a hot area of natural gas exploration in Qiongdongnan basin because of the discovery of LS 13-2 and 17-2 large gas fields. Composition characteristics, genetic types and origin of natural gas in Lingshui sag were analyzed by utilizing geochemical analysis information of natural gas and source rocks, combined with geological conditions. It is concluded that the gas drying coefficient is low in Lingshui sag, in which the gas in northern slope is wet gas, reflecting condensate gas reservoir characteristics, and the gas in southern slope is partial dry wet gas, reflecting gas reservoir characteristics with rich condensate oil. Carbon isotope ratios of heavy hydrocarbons such as ethane in the sag are heavier, and lighter hydrocarbon C7is rich in methyl cyclohexane, which indicates the typical coal-type gas. The lower natural gas maturity in northern slope of the sag than that of southern slope, fingerprint characteristics of natural gas carbon isotope, low wax content of condensate oil, high content of biological markers of terrigenous input such as oleanane and bicadinane are similar to YC 13-1 gas field, indicating the gas mainly from Oligocene marine-continental transitional facies coal measure strata and neritic facies mud hydrocarbon source rocks. Part of natural gas in northern slope of the sag is from Miocene low mature neritic facies mud source rocks.

natural gas; coal-type gas; coal measure source rock; neritic source rock; Lingshui sag; Qiongdongnan basin

梁刚，男，工程师,硕士，现从事地球化学与成藏生产和研究工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：524057)。电话：0759-3910369。E-mail:lianggang@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0047-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.006

TE122.1+14

A

2014-11-24 改回日期：2015-02-23

*“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。