微生物地球化学勘探技术在琼东南盆地深水区陵水凹陷烃类检测中的应用*

何丽娟 张迎朝 梅 海 孙志鹏 张 毅 郭明刚 张 焱 薛健华 姚 哲 宋爱学

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2. 盎亿泰地质微生物技术(北京)有限公司 北京 102200)

微生物地球化学勘探技术在琼东南盆地深水区陵水凹陷烃类检测中的应用*

何丽娟1张迎朝1梅 海2孙志鹏1张 毅1郭明刚1张 焱1薛健华2姚 哲1宋爱学1

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2. 盎亿泰地质微生物技术(北京)有限公司 北京 102200)

何丽娟,张迎朝,梅海，等.微生物地球化学勘探技术在琼东南盆地深水区陵水凹陷烃类检测中的应用[J].中国海上油气，2015,27(4)：61-67.

He Lijuan,Zhang Yingzhao,Mei Hai,et al.Applying microbial geochemical exploration technology for hydrocarbon detection of Lingshui sag in deep water area of Qiongdongnan basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):61-67.

以微生物油气勘探技术(MOST)为主要手段，以琼东南盆地深水区陵水凹陷南部已证实的A-1含气构造为正演模型，对A研究区的MV异常值进行了划分，总结出了该研究区含油气构造的MV异常值分布特征，据此预测相邻A-2待钻构造的含油气性，并以土壤吸附烃(SSG)分析为辅助手段预测A-2构造的油气性质为干气。A-2构造的预测结果与实钻结果相吻合，证实了微生物地球化学勘探技术在琼东南盆地深水区勘探目标烃类检测方面具有较高的可行性。

微生物地球化学勘探技术；MOST；SSG；MV异常值；烃类检测；深水区；陵水凹陷；琼东南盆地

微生物地球化学勘探(Microbial Geo-Chemical Exploration，MGCE)技术最早源于前苏联[1]。1937年，前苏联微生物学家莫吉列夫斯基提出了微生物油气勘探方法，他推断地表中烃类气体季节性变化的主要原因是由于细菌繁殖，从而首次提出了利用微生物技术进行石油和天然气勘探的设想[2]。MGCE技术的研究方法包括确定油气藏存在与分布的微生物油气勘探技术[3](Microbial Oil Survey Technology，MOST)和确定油气藏性质的土壤吸附烃(Sorbed Soil Gas，SSG)分析[4]，前者为主后者为辅互相补充。20世纪50年代后期起，经过美国和德国地质微生物学家、地球化学家们持续的探索、研发以及在全球的实践和完善，在充分论证了轻烃微渗漏理论可靠性的基础上，提高了微生物烃类检测技术和解释模型的准确性，使微生物烃类检测技术成为提高油气钻探成功率、降低勘探风险的新型综合勘探法的重要组成部分[5-7]。1986—2000年，Phillips 公司在我国南海北部和渤海4个合作区块的勘探中先后采用微生物油气勘探技术获得了重大油气发现[1]。

琼东南盆地深水区面积广、领域多，但由于水深大、勘探程度低、钻探成本高昂，严重影响了油气勘探进程，亟待探寻低成本、可行的新技术来降低琼东南盆地深水区油气勘探风险。笔者采用MGCE技术对琼东南盆地深水区中央峡谷陵水凹陷南部待钻A-2构造进行了预测，实钻结果表明该研究区MV异常值划分及MV异常值分布特征与含油气性之间的对应关系合理，吸附烃异常与油气性质之间的对应关系准确，证实了MGCE技术在琼东南盆地深水区勘探目标烃类检测方面具有较高的可行性。

1 微生物地球化学勘探技术原理

油气藏中的轻烃气体在油气藏压力驱动下以微泡上浮[8-9]或连续气相流形式[10]沿复杂微裂隙垂直向上运移。轻烃运移进入表层沉积物的过程中,一部分成为专性烃氧化菌的食物使烃氧化菌异常发育,另一部分被粘土矿物吸附和次生碳酸盐胶结物包裹，导致在油藏上方表层沉积物中形成了与下伏油气藏正相关的微生物异常和吸附烃异常[1]。采用微生物学方法检测微生物异常可以预测下伏地层油气藏是否存在，采用地球化学方法检测土壤吸附烃可以预测油气藏性质。

1.1 微生物油气勘探技术

MOST的原理是选择性测定土壤样品中以烃类为食料的某种专性烃氧化菌的数量，指出油气微渗漏烃的存在，达到寻找油气的目的。MOST检测结果以轻烃微生物值(Microbial Value，MV)指标评价体系表示，MV值是将微生物进行选择性培养后，显微计数结果(菌落数)和生长性等综合分析得出的一个无量纲值，其数值大小反映样品中专性微生物发育的相对浓度，并非绝对的微生物数量[7]。微生物测量的对象有甲烷氧化菌、烃氧化菌，甲烷本身来源的多样性会造成甲烷氧化菌异常的多解性，目前多用专属代谢丁烷的丁烷氧化菌作为检测对象。MV异常值划分及MV异常值分布特征是MOST技术的关键。

1.2 土壤吸附烃分析

SSG分析是MOST的重要辅助技术。下伏油气藏的地球化学性质与近地表土壤或海洋沉积物中吸附烃的组分之间存在密切联系，通过分析地表土壤或海洋沉积物中的轻烃组分特征可以可靠地预测地下深层油气藏性质(如油、气、凝析油)。吸附介质的亲和性容易引起吸附烃含量的波动，但吸附烃的内组成在不同介质中通常以相同比例进行吸附，因此，含相似比例的气体，不管其绝对值如何，都可以指示成因有联系的气体簇群，从而有助于进行微渗漏趋势的分析[7]。根据全球数据库已有勘探认识划分烃源岩、原油、凝析油气、干气、生物成因气、深层混合气、蚀变油气的分布区，采用近地表土壤或海洋沉积物的酸解物分析C1—C5+气体，通过分析各烃组分之间的比值及其在经验模式图版(图1)上的投落区对潜在油气藏性质进行鉴定[11]。

2 在琼东南盆地深水区陵水凹陷烃类检测中的应用

琼东南盆地位于南海海域西北部，夹持在海南隆起区和永乐隆起区之间，以1号断层与莺歌海盆地相隔，主要包括中央坳陷和南部隆起2个一级构造单元，中央坳陷深水区主要由乐东、陵水、北礁、松南、宝岛、长昌凹陷和陵南、松南低凸起组成(图2)[12]。中央峡谷陵南段位于琼东南盆地深水区中央坳陷带陵水凹陷南部，紧邻乐东、陵水和北礁凹陷，三面环凹，是凹陷与陵南低凸起之间发育的过渡带，水深1 500～2 100 m，海底较为平缓。钻探证实，该区的油气主要来自于陵水凹陷始新统湖相烃源岩和渐新统崖城组海陆过渡相烃源岩[13-22]；储层主要包括上中新统黄流组浊积水道砂体和上新统莺歌海组海底扇砂体[23-26]，莺-黄组上覆大套深海相泥岩是可靠的区域性盖层；油气成藏模式为始新统和崖城组烃源岩生成的油气在深部高压的驱动下，沿底辟和裂隙构成的主要输导体系运移至圈闭内成藏，并具有快速充注、晚期成藏的特点。

图2 琼东南盆地构造单元划分

A研究区位于中央峡谷陵南段东部(图2)，是陵水凹陷与陵南低凸起之间发育的过渡带，处于陵水凹陷向东北延伸的洼槽内。该研究区下方发育底辟、断裂和裂隙，是流体垂向运移的有利通道，具有近源垂向供烃的特点。该研究区勘探面积约800 km2， A-1构造已钻探一口井，在主要目的层黄流组浊积水道砂内见油气显示，测井解释为气层，有效厚度为58.4 m，泥质含量为8.3%，有效孔隙度为27%，含气饱和度为75.1%，已证实成藏。因此，亟需对与其相邻的A-2待钻构造成藏性进行预测。

2.1 样品采集方案

依据微生物地球化学样品采集规范、A研究区海底基本情况和目标圈闭分布范围，制定了相应的采样方式和采样密度。图3为2013年在A研究区设计的采集站位，A-1、A-2构造均采用均匀测网-测线方式，采样间距为750 m×750 m。由于喜氧烃氧化菌在海洋沉积物距海底20 cm处较为发育，因此微生物样品的采样深度选为距海底距海底20 cm，酸解烃样品的采样深度选为距海底100 cm。采集样品经过预处理后直接送实验室进行MOST检测和SSG分析。

图3 陵水凹陷A研究区微生物样品采集站点

2.2 MV异常值划分

首先以数理统计方法初步确定A研究区微生物分级值与背景值的界限，然后结合A-1构造已钻A-1-1含气井正演模型和MOST全球数据库中相应地貌条件微生物值的分布情况确定MV背景值和各级异常值门槛。根据该研究区微渗漏异常点、异常带和异常区，将MV 异常值原始数据划分为5个等级，包括超高异常、高异常、中异常、低异常和背景值(表1)，其中低异常值与中异常值的界限4为MV异常门槛值。

表1 陵水凹陷A 研究区微生物异常值分级表

Table 1 Classification of microbial abnormal value of A study area in Lingshui sag

MOST技术已在珠江口盆地白云凹陷取得较好的应用效果[7]。类比发现，白云凹陷MV异常值范围及门槛值与A研究区存在较大差异：白云凹陷MV异常值范围是5～622，异常门槛值为79；A研究区MV异常值范围是0～97，异常门槛值为4。分析认为，导致这2个研究区MV异常值差异大的原因为：①油气藏性质不同，A研究区为干气，而白云凹陷为凝析油气[7]，凝析油气的逸散强度可能大于干气，从而导致凝析油气藏上覆海底表层的丁烷氧化菌数量较干气藏多；②断裂活动时间不同，陵水凹陷南部始新世时期断裂开始活动，持续至渐新世，进入中新世断裂活动基本停止[25-27]，而白云凹陷断裂活动时间长，从始新世一直持续活动至第四纪[28]，更有利于微渗漏烃沿断裂活动产生的微裂隙向上逸散。

2.3 MV异常值分布特征

从A-1构造深度等值线与微生物异常值分布叠合图(图4)可以看出：井点处显示为MV背景值；在构造范围内，MV超高和高异常值主要聚集在高部位，低部位以中、低异常值和背景值为主，存在少量超高和高异常点，但分布比较零散；在构造范围外，存在MV超高和高异常值。分析认为，井点处显示为背景值是受上覆地层性质和运移路径差异的影响，构造范围外出现高异常和超高异常点是受浅层其他小规模气藏的影响(图5)。

图4 陵水凹陷A-1构造微生物异常值与深度等值线叠合图

图5 过A-1-1井地震剖面(剖面位置见图3)

根据已证实的A-1构造气藏特征(图6)可知，高部位含气饱和度高，气藏厚度大，含气丰度高，轻烃气体渗透性强度大，导致地表MV异常值较高；而低部位含气饱和度低，气藏厚度薄，含气丰度低，轻烃气体渗透性强度弱，导致地表MV异常呈现低值和背景值。A-1气藏分布规律与MV异常分布特征基本吻合。

综上所述，虽然A-1构造井点处MV异常值为背景值，但是只要在构造范围内，MV异常值整体分布特征具有大量高异常点集中分布，周边有中、低异常值和背景值对其形成支撑的特点，故可以判断A研究区构造下伏油气藏存在。

图6 陵水凹陷A-1构造气底之上砂体厚度图(单位：m)

2.4 有利勘探目标预测

MOST检测结果(图7)表明，A-2构造范围内MV超高、高和中异常值主要分布在高部位，低部位为低异常值和背景值；A-2构造范围外也存在一些MV超高异常和高异常值。由于A-2构造范围内、外的MV异常值分布特征与已证实的A-1气藏MV异常值分布特征相似，因此推测A-2构造为独立油气藏，且在该构造之上的其他浅部层系存在小规模油气藏。SSG分析结果(图8)表明，A-2构造范围内实测数据点在C1/(C2+C3)与C2/(C3+C4)经验模式图版上主要分布在干气区，推测该油气藏主要为干气。基于上述认识，综合地质、地球物理、微生物等多方面的研究，预测了A-2构造气底之上砂体厚度分布，并优选出探井A-2-1井(图9)。钻探结果表明，A-2构造为构造-岩性复合圈闭，主要目的层为发育在上中新统黄流组的多套浊积水道砂体，A-2-1井在主要目的层均有油气显示，测井解释为气层，与MGCE预测结果吻合较好。

图7 陵水凹陷A-2构造微生物异常值与深度等值线叠合图

图8 陵水凹陷A-2构造C1/(C2+C3)与C2/(C3+C4)分析

图9 陵水凹陷A-2构造气底之上砂体厚度分布预测及预探井位优选(单位：m)

3 结论与建议

1) 以琼东南盆地深水区陵水凹陷南部已证实的A-1含气构造为正演模型，对A研究区的MV异常值进行了划分，总结出了该研究区含油气构造的MV异常值分布特征。A研究区MV异常值范围是0～97，异常门槛值为4；构造范围内MV异常值有大量超高、高异常点集中分布，周边有中、低异常值和背景值对其形成支撑。

2) MOST检测结果推测A-2构造为独立油气藏，SSG分析结果推测该油气藏主要为干气。实钻结果显示，A研究区MV异常值划分及MV异常值分布特征与该区含油气性之间的对应关系合理，吸附烃异常与油气性质之间的对应关系准确，表明MGCE技术在预测琼东南盆地深水区勘探目标烃类检测方面具有较高的可行性。

3) 在多套油气层、水层纵向叠置的情况下，MGCE技术只能在平面上预测整体含油气范围，不能预测具体的含油气层系。考虑到轻烃微渗漏强度受垂向运移距离的影响可能与油气藏埋深之间存在对应关系，下一步应开展MV异常值强度与油气藏埋深关系的研究，从而达到识别含油气层系的目的。

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(编辑：冯 娜)

Applying microbial geochemical exploration technology for hydrocarbon detection of Lingshui sag in deep water area of Qiongdongnan basin

He Lijuan1Zhang Yingzhao1Mei Hai2Sun Zhipeng1Zhang Yi1Guo Minggang1Zhang Yan1Xue Jianhua2Yao Zhe1Song Aixue1

(1.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China;2.AE&EGeomicrobialTechnologiesInc.,Beijing102200,China)

Taking microbial oil survey technology (MOST) as a main tool, and considering confirmed A-1 gas-bearing structure as forward model in southern part of Lingshui sag in deep water area of Qiongdongnan basin, the MV abnormal values of petroleum structure in A study area and their distribution characteristics were classified and summarized, which was used to predict petroleum possibility of A-2 structure to be drilled in. Taking sorbed soil gas (SSG) as an auxiliary method, the oil-gas reservoir property of A-2 structure was predicted to be dry gas which was consistent to the drilling result. Research results show that microbial geochemical exploration technology can be used for hydrocarbon detection of exploration target in deep water area of Qiongdongnan basin with relatively high confidence.

microbial geo-chemical exploration technology; microbial oil survey technology; sorbed soil gas; MV abnormal value; hydrocarbon detection; deep water area; Lingshui sag; Qiongdongnan basin

*中海石油(中国)有限公司湛江分公司综合科研课题“琼东南盆地深水区油气微生物检测”部分研究成果。

何丽娟，女，工程师，2009年毕业于中国地质大学(武汉)地球探测与信息技术专业，获硕士学位，现主要从事琼东南盆地深水区油气勘探研究工作。 E-mail:helj@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0061-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.008

TE19

A

2015-01-12 改回日期：2015-02-26