南海北部海域高温超压天然气勘探新进展与关键技术*——以莺歌海盆地乐东斜坡带为例

李绪深 杨计海 范彩伟 邓 勇 李 辉 谭建财 李 虎 刘爱群

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057）

随着我国油气勘探逐渐由陆上向海上发展，南海北部海域已经成为油气勘探主战场，其中莺歌海盆地是我国南海北部海域重要的高温高压含油气盆地，该盆地发育大型走滑及底辟等构造活动，具有断裂缺乏、快速沉降、泥多砂少等特征[1-5]。莺歌海盆地历经多年勘探，先在底辟带浅层发现东方1-1、乐东15-1、乐东22-1等浅层气田，后续在东方区底辟带中深层发现东方13-1、13-2等多个大中型高温高压气田[6-7]。

随着莺歌海盆地底辟区油气勘探程度的逐渐提高，以及琼东南盆地深水重力流峡谷水道勘探的成功启示[8-9]，莺歌海盆地勘探重点开始向乐东斜坡带重力流岩性圈闭成藏体系转移，但是该区相对底辟区具有地层埋藏更深、温压更高等特征。乐东斜坡带地层钻杆或电缆测试资料表明，埋深4 000 m以下层段的地层压力超过100 MPa，压力系数达2.30，地层温度超过200℃，地温梯度达46.8℃／km，具有典型高温超压属性，从而导致该区成藏条件更为复杂，一直以来都是盆地勘探高风险地区（以往勘探失利井占比达92%，商业成功率为0），研究人员曾普遍怀疑该区是否具备大型储集体和天然气运移富集条件。

“十三五”期间，基于大量新采集三维地震资料和已钻井录测井资料，重点开展了乐东斜坡带深水砂岩沉积过程和高温超压天然气富集等成藏条件研究[10-11]，建立了斜坡带不同重力驱动机制发育的深水砂岩沉积模式和“早期走滑破裂+晚期超压活化”天然气富集新模式；同时创新形成了非欠压实地层孔隙压力预测和非亮点岩性气藏预测等勘探技术，解决了高温超压条件下的非欠压实地层孔隙压力预测和非亮点储层预测的难题，促使莺歌海盆地斜坡带中深层高温超压勘探获得重大突破，实现了盆地斜坡带第一个商业气田和千亿方天然气富集区的勘探发现。

1 区域地质概况

莺歌海盆地是我国南海北部海域的一个大型新生代沉积盆地，盆地东北侧毗邻北部湾盆地的南部隆起和海南隆起区，西侧与昆嵩隆起相接并延伸至河内坳陷，面积约为11×104km2，新生代最大沉积厚度超过17 km。受红河走滑断裂带的影响，该盆地沿北西-南东向呈菱形展布（图1）。

图1 莺歌海盆地基底构造纲要及地层柱状图Fig.1 Basement structure outline and stratigraphic column of Yinggehai basin

乐东斜坡带位于莺歌海盆地凹陷斜坡带南段，自下而上发育始新统岭头组，渐新统崖城组和陵水组，中新统三亚组、梅山组和黄流组，上新统莺歌海组，以及第四系更新统乐东组等地层。其中，梅山组和三亚组的浅海相泥岩是乐东斜坡带主要烃源岩，梅山组、黄流组重力流海底扇水道与浅海相泥岩构成了主要储盖组合（图1）。

2 高温超压天然气勘探新进展

“十三五”期间，通过对乐东斜坡带高温超压天然气的储集体预测以及运移通道和盖层评价等成藏条件的研究，取得了一系列勘探新进展，创新形成了两项勘探关键技术，解决了高温超压条件下的非欠压实地层孔隙压力预测和非亮点储层预测难题，在该地区先后钻探了L1、L3、L2等多个相邻构造，所钻井在中新统梅山组、黄流组均钻遇了厚层气层。其中，L1构造X6井单井测井解释气层135.8 m，储层孔隙度9.6%，含气饱和度63.8%，该井在L1构造黄流组主水道钻遇厚层气层，首次完整揭示了主水道5个气组，创造了莺歌海盆地单井发现气层最厚的记录。另外，L1构造X3井测试结果证实了乐东斜坡带低孔-低渗储层具备商业产能，实现了莺歌海斜坡带商业气田的重大突破。迄今为止，乐东斜坡带岩性圈闭群获得天然气地质储量约2 000×108m3，资源潜力超过4 800×108m3，成为中国海上首个高温超压天然气富集区，证实了南海北部海域高温超压天然气勘探潜力，也体现了高温超压天然气成藏条件研究和勘探技术创新在油气勘探中的指导作用。

2.1 不同条件重力驱动触发的深水砂岩沉积模式准确预测优质储集体发育位置

莺歌海凹陷内重力流沉积物主要受物源供应与沉降中心的双重控制，大型海底扇多集中于中央底辟带，对轴向重力流水道的研究则多侧重于琼东南盆地中央峡谷区。此前对乐东区及毗邻斜坡带的盆地中央海底扇和轴向水道也有初步研究，但盆地中央海底扇和轴向水道是否富砂的预测难题一直未能解决。“十三五”期间，通过沉积物力学原理分析、岩心观察、测井成像和地震沉积学特征的研究，进一步开展了莺琼盆地成盆构造与深水砂岩沉积过程的研究，发现乐东区临近海南岛一侧较大规模的三角洲陆源碎屑物源注入是深水沉积富砂的先决条件，在先存构造控制的二级坡折及张性滑移面附近发育了滑移搬运沉积、砂质碎屑流搬运沉积和滑塌搬运沉积，重力驱动是该区深水砂岩搬运来源的主要方式。在此基础上，建立了盆地中央海底扇和轴向水道等深水砂岩沉积模式和分布预测方法，该方法已成功应用到莺歌海盆地乐东斜坡带，准确预测了深水砂岩优质油气储集体的发育位置。

研究表明，乐东区临近海南岛一侧（即一号断裂上升盘）较大规模的三角洲陆源碎屑物源注入是深水沉积富砂的先决条件，大范围分布、厚层深水砂岩发育地区上倾物源方向总是对应较大的古浅水三角洲；地震剖面显示三角洲为大套前积楔状体，平均厚度超过200 m，钻井揭示其岩性为厚层含砾中砂岩。研究发现，河流水系、大型古浅水三角洲、深水砂岩储集体具有一一对应关系，乐东区一号断裂坡折三角洲前积体向海南隆起方向对应宁远河和灯楼河（其中宁远河长约84 km，平均流量20.6 m3／s），向凹陷中心方向均发育了黄流组深水砂岩（图2）。

乐东斜坡带大范围发育滑移沉积、相对上倾的三角洲和相对下倾的滑塌及碎屑流厚层沉积，其中滑移沉积区地层厚度薄，甚至缺失，但通过相干和倾角切片、成像测井技术可以识别滑移地层并确定其空间分布。该区滑移范围近500 km2，发育在三角洲前端和大型水道之间，滑移地层多呈阶梯状，滑移断层断面呈中低角度，走向与斜坡平行（图3）。L2构造上探井钻遇单层砂岩厚度约50 m，厚度只有三角洲平均厚度的1／8～1／6，岩性和粒度与上倾的三角洲基本一致，主要为含砾细砂岩—中砂岩；沉积构造主要为块状层理和叠合层理，局部少见变形层理，砂岩底部与下伏泥岩呈突变接触，内部可见较多低—中角度天然裂缝（为灰质充填，方向较为杂乱），推测这些较高频率出现的低—中角度裂缝是砂岩在滑移过程中剪切产生的。

图2 莺-琼盆地黄流组沉积相图Fig.2 Sedimentary facies map of Huangliu Formation in Yinggehai-Q iongdongnan basins

图3 乐东斜坡深水重力驱动沉积地震剖面解释图（剖面位置见图2）Fig.3 Seismic profile interpreation deep water gravitv-driven deposition in Ledong slope（see Fig.2 for locaiton）

乐东斜坡带轴向水道主要由大规模的滑移作用所形成（图3）。这些水道均位于盆地二级坡折处，该部位地层坡度变大、沉降速率大，泥岩沉积增厚明显，受先存隐伏断裂的影响会形成大型穿时张性滑移面，地层沿滑移面会形成大型条形张裂巨沟，连续的下倾滑动使多段张裂巨沟相连，最终发育成平行于坡折方向的轴向水道或峡谷。水道或峡谷地貌一旦形成，底流改造和重力流汇聚作用会进一步侵蚀加大水道的规模。乐东10-1水道是滑移和滑塌作用成因的典型实例。该水道下倾深部发育张性滑动面，滑动面切入深部梅山组地层，张性滑移形成的大型水道宽约3.5～12.0 km，长约180 km，下切深度300～500 m；滑移和滑塌作用形成的轴向大型水道是大规模砂质碎屑流沉积富集区，砂质碎屑岩沉积段厚度超过300 m，岩性以含砾中—细砂岩为主，泥质含量低，与对应母源三角洲岩性一致；该水道沉积特征丰富，主要为块状层理，可见变形构造、冲刷面、混杂堆积、火焰构造、冲刷面等沉积构造，局部夹双纹层泥岩，内部含不规则砂砾及撕裂泥砾（砂质碎屑流沉积物）。

2.2 “早期走滑破裂+晚期超压活化”天然气富集新模式准确预测高温超压天然气富集区

莺歌海盆地发育渐新统、中新统2套海陆过渡相或海相烃源岩，其中中新统梅山组、三亚组以浅海相泥岩为主、厚度大，是乐东斜坡带主要生烃层系[11]。在大型构造脊的油气优势运移通道附近寻找有利的储盖组合和圈闭类型，是乐东区斜坡带高温超压天然气勘探取得突破的重要途径。基于沉积储层、运移裂隙和盖层评价等成藏条件的研究，在该区建立了“早期走滑破裂+晚期超压活化”天然气富集新模式和基于水力破裂压力系数计算的不同成藏体系盖层定量评价方法。

黄流组沉积晚期受盆地左行走滑作用的影响，北段河内凹陷构造挤压遭受剥蚀，南段莺歌海凹陷旋转伸展控制了乐东斜坡带深部发育的鼻狀凸起[2]。同时，大型挤压鼻状构造伴生了多期近东西向张性T破裂，相干属性切片及地震剖面显示乐东斜坡带伴生了多期大量的张性T破裂，其上限基本止于梅山组顶界面T40（图4）。

图4 莺歌海盆地乐东斜坡带中新统T破裂相干属性切片（a）及2 750 ms地震剖面（b）Fig.4 Section of the Miocene T fractures（a）and 2 750 ms of seismic section（b）in Yinggehai basin Ledong slope belt

随着乐东区中深层的埋深、温度和压力的增大，梅山组、三亚组烃源岩进入高成熟阶段并大量生烃，在晚期超压驱动下发生大规模排烃运移；同时，走滑断裂及其伴生的微裂隙在晚期生烃增压作用下开始活化并持续发育，沟通了三亚组、梅山组烃源和黄流组圈闭，成为立体高效的油气运移通道体系。乐东区中深层地层在强超压作用下由深至浅发生水力破裂，形成了大量微断裂或裂隙，这些微断裂或裂隙在剖面上表现为密集发育的小断距或无断距的微断裂，是中深层天然气跨层垂向运移的有利通道。在晚期深部地层超压驱动下，油气通过活化走滑断裂及其伴生的微裂隙、强超压水力破裂的微裂隙，先垂向运移至各期水道-海底扇储集体，受到黄流组一段高质量泥岩盖层的封盖遮挡后，再沿构造脊和砂体经过一定距离的横向运移到达岩性圈闭高部位富集成藏，这种模式形成的气藏主要是构造背景控制下的岩性油气藏（图5）。

盖层定量评价表明，不同成藏体系盖层条件差异明显。区域研究认为，乐东斜坡带黄流组沉积晚期主要沉积浅海相砂泥互层，地层泥质含量高、压实作用强，与上覆莺歌海组半深海相巨厚层欠压实泥岩组合形成了高质量区域盖层，具有良好的封闭能力。计算结果表明，乐东区底辟部位的盖层水力破裂压力系数大于1，该套盖层现今仍保持水力破裂，随着距底辟距离的逐渐增大，盖层水力破裂压力系数向周缘逐渐降低；而在乐东斜坡带，其盖层水力破裂压力系数则明显低于底辟带，盖层普遍具有较好的封闭能力（图6）。乐东斜坡带水道砂体纵横叠置交错，横向展布范围大，具有广泛的储集空间，有利于深部的油气运移至圈闭最终成藏，勘探前景良好。

图5 莺歌海盆地乐东斜坡带成藏模式图（剖面位置见图1）Fig.5 Pattern of accumulation in Ledong slope belt of Yinggehai basin（see Fig.1 for location）

图6 莺歌海盆地斜坡带黄流组一段盖层水力破裂压力系数Fig.6 Hydraulic fracturing pressure coefficient of a section of Huangliu formation in slope belt of Yinggehai basin

3 高温超压天然气勘探关键技术

3.1 非欠压实地层孔隙压力预测技术

莺歌海盆地浅层及底辟区地层孔隙压力预测都是基于传统的泥岩欠压实模式，利用地层速度预测计算地层孔隙压力精度高。但在乐东斜坡带L1构造X1、X2井钻井过程中，传统泥岩欠压实模式预测地层孔隙压力误差较大，导致钻井提前完钻而未能实现地质目的。分析认为，乐东斜坡带中深层孔隙压力预测存在2个方面的难点：①地层速度不能反映地层压力变化（高速高压），除传统的泥岩欠压实异常压力成因外，该区可能还存在非欠压实异常压力成因；②超高的地层孔隙压力和相对低的地层破裂压力使得钻井作业窗口较窄，对孔隙压力预测精度要求更高。

乐东斜坡带已钻探5口井，地层孔隙压力系数最高达2.28，利用地层速度按照泥岩欠压实模式计算的地层孔隙压力远小于实际的测压数据，表明除传统的泥岩欠压实异常压力成因外，该区还存在非欠压实异常压力成因。为此，针对乐东斜坡带中深层提出了非欠压实地层孔隙压力预测技术，通过已钻井速度与密度交会，建立地层加载趋势线（趋势线代表欠压实异常压力成因），当数据点明显偏离加载趋势线时，表明存在非欠压实异常压力成因；再与经典实验模型成因曲线对比，判断压力成因机制为水热增压和生烃增压；最后采用拟合函数法实现孔隙压力预测，即先利用地层速度计算背景泥岩孔隙压力，再统计不同深度背景压力与实测压力的误差，最后将压力系数误差和地层埋深构建拟合函数（图7）。该技术成功解决了利用地层速度按照欠压实模式预测地层孔隙压力精度较低的问题，并能准确判断非欠压实异常压力成因机制，而且通过拟合函数法可以突破不同层段限制，应用范围广。利用该技术对该区X3—X6等多口井地层孔隙压力进行了预测，平均钻井作业窗口误差率由前2口井的13%降低至3.5%，对合理设计井身结构和作业窗口提供了资料支持和技术保障。

图7 莺歌海盆地乐东斜坡带非欠压实地层孔隙压力预测技术Fig.7 Non-underpressure field layer pore pressure prediction technique of the Ledong slope zone in Yinggehai basin

3.2 中深层高温高压非亮点储层综合预测技术

乐东斜坡带中深层储层埋深大，成岩作用强，储层普遍低孔、低渗，岩石物理特性表现为高阻抗，地震上表现为不同于东方13区中层“两红夹一黑强振幅、低频亮点”的非亮点响应特征。正演研究表明，随着储层物性变好，孔隙度增加，其纵波阻抗降低，砂泥岩阻抗更加接近，这给该区甜点储层预测带来两大挑战：①由于非亮点储层纵波阻抗高于或接近泥岩阻抗，利用振幅属性、波阻抗反演等方法难以区分该区非亮点储层和泥岩；②该区水道-海底扇侧向迁移快，晚期水道对早期水道有较强的侵蚀切割作用，储层横向分布不稳定，由于甜点储层与泥岩阻抗差异小，导致每一期水道-海底扇内甜点储层的边界难以刻画。

针对以上地质难题，从基础岩石物理分析、地震正演研究入手，发现非亮点储层顶面表现为I类、II类AVO特征，围岩表现为IV类AVO特征。因此，利用AVO类型的差异，通过叠前反演、构建Fn属性、分角度叠加数据与叠前反演数据联合解释的技术手段，攻克了中深层非亮点储层预测及砂体边界刻画等难题，建立了乐东斜坡带高温超高压非亮点储层预测技术方法（图8），主要包括：

1）岩石物理分析及正演研究：该区非亮点储层表现为低密度、高纵波速度、高纵波阻抗、低纵横波速度比特征，砂泥岩纵波阻抗、纵横波速度比有一定重叠。

2）AVO正演分析：该区非亮点储层顶面表现为I类和II类AVO特征，其中I类AVO储层近道部分叠加数据表现为强反射波峰，远道部分叠加数据表现为弱波峰，全叠加数据表现为强波峰；II类AVO储层近道部分叠加数据表现为中等强度波峰，远道部分叠加数据表现为弱波峰或弱波谷，全叠加数据表现为弱波峰或弱波谷反射。

图8 莺歌海盆地乐东斜坡带中深层高温高压非亮点储层综合预测技术Fig.8 Comprehensive prediction technology of middle and deep high temperature and high pressure non-bright spot reservoirs in Ledong slope zone of Yinggehai basin

3）叠前反演：纵横波速度比（Vp／Vs）数据体可以在一定程度上识别该区非亮点储层，但由于叠前道集品质及叠前反演的稳定性问题，单独利用叠前反演数据识别暗点储层存在一定多解性，依然存在较大风险，需结合其他数据体来降低暗点储层识别风险。

4）构建Fn属性：该区II类AVO非亮点储层在叠后地震上表现为弱振幅，通过远道数据叠加与近道数据叠加差值构建Fn属性，可实现对II类AVO非亮点储层的“亮点”成像。

5）多数据体联合解释与综合识别：该区I类AVO型储层在全叠加数据体上表现为强振幅波峰，在叠前反演数据上表现为低Vp／Vs；II类AVO型非亮点储层在Fn属性体上表现为强振幅，在近道数据上表现为强反射波峰，在叠前反演数据上表现为低Vp／Vs。通过以上数据体联合解释可有效识别该区非亮点储层，大大降低甜点储层识别的风险和砂体边界刻画的不确定性。

利用该技术在乐东斜坡带共落实非亮点岩性圈闭7个，识别率提升了90%，预测潜在天然气资源量超过3 000亿立方米，钻井已证实预测砂体钻探符合率达到87%。

4 结论

1）针对莺歌海盆地乐东区及毗邻斜坡带盆央海底扇和轴向水道富砂预测的难题，建立了盆央海底扇和轴向水道等深水砂岩沉积模式和分布预测方法。较大规模的三角洲陆源碎屑物源注入是深水沉积富砂的先决条件，二级坡折及张性滑移面附近发育滑移搬运沉积、砂质碎屑流搬运沉积和滑塌搬运沉积，其中滑移搬运和砂质碎屑流沉积物可作为有利储集体。

2）基于运移裂隙和盖层评价等成藏条件的研究，建立了“早期走滑破裂+晚期超压活化”天然气富集新模式和基于水力破裂压力系数计算的不同成藏体系盖层定量评价方法。乐东斜坡带形成了大型构造脊、走滑断裂与T破裂微断裂组合构成的油气运移通道体系，且盖层水力破裂压力系数小，水力破裂风险较低，是莺歌海盆地高温超压天然气成藏的有利区带。

3）创新形成了2项勘探关键技术，即非欠压实地层孔隙压力预测技术和中深层非亮点储层综合预测技术，解决了高温超压条件下的非欠压实地层孔隙压力预测和非亮点储层预测难题，促进了乐东斜坡带大中型气田的发现。