断裂-砂体-潜山复式天然气输导体系及成藏模式——以琼东南盆地深水区为例

王耀华 ，甘军 ，梁刚 ，李兴 ，杨威 ，高之业 ，熊书苓

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249；3.中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南 海口 570312）

0 引言

自20世纪90年代以来，油气成因及来源、油气运移输导体系及成藏各因素的配置关系成为油气成藏模式研究的主要内容［1-2］。20世纪初，Munn最早使用物理模拟实验方法研究水流对石油分布情况的影响，此后国内外学者利用物理模拟实验，围绕不同含油气盆地优势输导体系、油气充注成藏过程及成藏理论模式的构建开展一系列研究［3-4］。但之前的研究多围绕陆地及大陆架浅水区油气勘探领域开展［5-6］。目前，我国针对深水领域油气运聚规律及成藏过程的研究依然薄弱。

我国南海北部的琼东南盆地属于准被动大陆边缘盆地，初步勘探表明，盆地深水区从烃源岩、油气储盖组合、圈闭及油气运聚成藏条件等方面均具备良好的油气勘探前景与资源潜力［7］。然而，由于琼东南盆地不同含气构造带天然气成藏机制存在差异［8-9］，长期以来对天然气运聚规律认识深度不够，且深水区松南-宝岛凹陷和松南低凸起区域构造演化复杂，存在砂体、不整合、断裂等复合输导体系，对天然气运移路径、成藏机制及有利区带特征的研究尚浅，制约了油气持续勘探。

本文以琼东南盆地松南-宝岛凹陷Y1构造带和Y5构造带天然气为研究对象，基于研究区已有的地质资料及二维地震剖面建立地质模型。以地质模型为依据，针对不同构造带开展天然气成藏物理模拟实验，揭示不同构造部位天然气优势运移路径，阐明研究区天然气输导体系，并构建了琼东南盆地深水区不同构造带天然气成藏模式。研究成果对丰富含油气盆地断裂-砂体-潜山复式天然气输导体系下的天然气运聚成藏理论及指导我国深水领域天然气的效益勘探开发具有重要理论和现实意义。

1 区域地质概况

琼东南盆地位于海南岛以南、西沙群岛以北的海域中，其西以1号断层与莺歌海盆地分界，东北与神狐隆起及珠三坳陷相邻，北为海南隆起，南与永乐隆起相接。研究区Y1构造带位于松南-宝岛凹陷的凹中反转带［10］，Y5构造带位于松南-宝岛凹陷的西南部（见图1）。松南-宝岛凹陷具有下断上拗的双层结构，南部为松南低凸起北斜坡带。松南低凸起位于琼东南盆地中央坳陷中部，整体呈东西走向，新生代始新世—渐新世早期形成了一系列的断鼻、断背斜及断块构造［11］。中新世及以后，构造活动轻微，断裂不发育。盆地内的沉积岩主要由新近系和第四系地层组成，从下往上依次为始新统，渐新统的崖城组和陵水组，中新统的三亚组、梅山组和黄流组，上新统的莺歌海组以及第四系［12］（见图 2）。

图1 琼东南盆地区域构造单元划分示意

图2 琼东南盆地地层柱状图（据李才等［12］修改）

松南-宝岛凹陷崖城组发育厚层品质优良的高成熟度海相烃源岩，为Y1，Y5构造带天然气运移提供了丰富的气源供给。Y1构造带广泛发育崖一段、陵三段扇三角洲和滨浅海砂岩储层，以及陵二段滨浅海相、浅海相泥岩、上覆地层的浅海—半深海相泥岩、钙质砂岩盖层，两者形成良好的储盖组合。天然气主要来源于松南-宝岛凹陷，且沿断裂、构造脊和砂岩层经松南低凸起北斜坡带长距离侧向运移，在低凸起崖城组储层及花岗岩古潜山风化壳中聚集成藏。Y5构造带陵一段和三亚组滨浅海相、扇三角洲相砂岩储层与三亚组—梅山组浅海—半深海相泥岩、钙质砂岩盖层组成优良的储盖组合，崖城组烃源岩直接披覆于古潜山构造上，有利于天然气向该潜山披覆圈闭带直接充注成藏。

研究区的断层以东西向和北西向为主，这些断层在生排烃及后期油气成藏过程中基本上不活动，处于半封闭状态，输导和运移油气能力较弱。总体来看，研究区古近系陵水组砂岩储集体承担主要的油气长距离侧向输导，而断裂体系主要起封闭作用。

2 实验模型与步骤

为了揭示松南-宝岛凹陷和松南低凸起天然气的运聚过程及其控制因素，基于构造带砂体物性、断裂体系发育特征，以及实际地层的断裂-砂体输导组合关系、二维地震剖面，建立了3类实验模型（见图3。图中数字序号为砂体编号）。根据理论地质模型，分别设计与之对应的实验模型用于模拟实验。

模型一为“长砂体+半封闭断裂”（见图3a），进行4组实验（实验1—4），研究Y1构造带长砂体输导层物性和断裂封闭性对天然气的运移和聚集的影响。模型二为“烃源灶-潜山接触”（见图3b），进行1组实验（实验5），研究烃源岩与潜山风化壳直接接触以及半封闭断裂沟通烃源岩与砂体储层时，天然气沿油源断层与潜山自源成藏的规律。模型三为“短砂体+半封闭断裂”（见图3c），进行1组实验（实验6），研究砂体输导层与潜山风化壳侧向接触以及半封闭断裂沟通烃源岩与砂体储层时，天然气沿油源断层与潜山自源成藏的规律，并且对比分析了模型二与模型三这2种输导模式下的天然气运移差异。实验目的在于研究天然气侧向运移模式中，砂体输导层物性和断层封闭性对天然气运移和聚集的影响，模拟研究天然气在断裂-砂体复合型输导体系中的运移方向、优势运移路径和有利聚集部位，重构天然气运聚过程和特征。

图3 天然气成藏物理模拟实验模型

烃源岩层砂体为过渡层，为了实现烃源岩到储层的面状充注，设置其与注气口相连接。理论上源储界面的毛细管力指向储层，但是在实验中由于使用的砂体为玻璃珠，其孔渗与实际相比过大。因此，对不同构造部位充填不同粒径的砂岩（见表1），使得各模拟构造的砂体渗透性差异符合实际地质背景。

表1 实验模型砂岩物性参数

实验步骤为：1）在橡胶板上绘制已建立好的等比缩小地质模型，切割地质模型；2）确定实验模型砂岩物性参数；3）在成藏实验装置中固定橡胶模型，将不同粒径的亲水石英砂分层装入模型，进行振动、压实；4）用吸耳球向模型注入红墨水，利用HZ-1213B，RoHs 2种胶对模型气密封加固；5）实验前，利用平流泵向模型中砂体处注入红墨水，将模型中的气体驱出，直到注入量等于输出量，模型中砂体饱和水，各部分砂体红色均匀；6）实验开始后，用ISCO泵由进气口向模型中注入0.01 MPa的恒压氮气，每间隔1.5 min增大充注压力0.01 MPa，当充注至6.0 min时，注气压力达到0.05 MPa，此后充注压力每1.5 min增加0.05 MPa，氮气注入最大压力为0.25 MPa；7）用玻璃量筒收集出水口处排出的红墨水；8）由于气体充注进入砂体，相应部位的红色液体被排出，导致该部位砂体红色变淡，通过砂体颜色变淡，观察气体的运移轨迹和聚集部位，对气体的运移聚集过程进行观察和拍摄，同时记录固定时间下的注入压力及排水量。

3 实验结果与讨论

3.1 实验结果

3.1.1 “长砂体+半封闭断裂”

2.1 问卷回收情况 调查医疗机构共113所，其中省市级医院24所，区级医院21所，社区卫生服务中心/乡镇卫生院等46所，民营医院22所。发放调查问卷759份，有效回收689份，问卷有效回收率90.8%。其中省市级医院164份，占23.8%；区级医院154份，占22.4%；社区卫生服务中心/乡镇卫生院等239份，占34.7%；民营医院132份，占19.2%。

根据气体充注过程中A，B出水口排水量与排水时间关系（见图4实验1—4），气体充注过程主要分为3个阶段。实验初期为缓慢充注阶段，由于起始充注压力较低（0.01 MPa），此时气体由烃源岩（砂体①）向长砂体（砂体②）缓慢充注，并沿长砂体不断向上运移，在长砂体顶部聚集，A出水口开始排水，且相同时间段气体在实验3长砂体顶部充注区域明显大于实验1。当气体充注至3.0 min时，进入快速充注阶段，此时充注压力达到0.03 MPa，气体向长砂体快速充注，该阶段A出水口排水量显著增加，B出水口开始缓慢排水。最终实验达到稳定阶段，此时长砂体内基本充满气体，气体开始向断裂中运移，并且沿断层处砂体（砂体③，④，⑤）侧向运移至最高部位聚集，直至最终充满模型。该阶段A出水口排水速率逐渐变慢，B出水口排水速率随压力增加而逐渐加快。

图4 排水量随排水时间的变化

不同实验达到稳定阶段的时间不同。长砂体渗透性较好的实验1，2在气体充注至7.5 min、充注压力增大至0.10 MPa时，达到稳定阶段；长砂体渗透性较差的实验3，4在气体充注至9.0 min、充注压力增大至0.15 MPa时，达到稳定阶段。含气饱和度随着充注压力的增加而增大（见图5）。在断层渗透性相同的条件下，长砂体渗透性较好的实验1最终含气饱和度更大，为93.46%；长砂体渗透性较差的实验3最终含气饱和度相对较小，为89.23%。在长砂体渗透性相同的条件下，断层渗透性较差的实验组最终含气饱和度更大，说明断层处砂体③，④，⑤中有气体聚集。

3.1.2 “烃源灶-潜山接触”与“短砂体+半封闭断裂”

由图4实验5，6可以看出，“烃源灶-潜山接触”与“短砂体+半封闭断裂”实验中，气体充注过程并未表现出明显的阶段性，即没有明显的缓慢充注阶段与快速充注阶段。实验初期充注压力较小时，实验5气体首先向砂体②运移至顶部聚集，相同时间段内，实验6气体由短砂体（砂体⑧）向砂体②顶部运移，且实验5天然气在砂体②的聚集面积大于实验6，A出水口排水迅速，B出水口排水缓慢。当气体充注至9.0 min、充注压力为0.10 MPa时，实验5砂体②中的气体充注完全，气体沿断层F3向上运移至砂体⑤，⑥，⑦处聚集，断层F1，F2及砂体③，④中基本无气体充注现象，A出水口持续排水，B出水口停止排水。实验6砂体②底部仍未被气体充注，气体沿断层F2，F3向上运移至断层处砂体中聚集。A，B出水口排水变缓。当气体充注至13.5 min、充注压力为0.25 MPa时，2组实验A，B出水口均不排水。当实验结束时，实验5潜山顶部A出水口排水量为178 mL，断层F3顶部砂体（砂体⑦）B出水口排水量为13 mL；实验6潜山顶部A出水口排水量为160 mL，断层F3顶部砂体（砂体⑦）B出水口排水量为28 mL。含气饱和度随着充注压力的增加而逐渐增大（见图5）。实验5和实验6的最终含气饱和度分别为88.43%，87.04%。

图5 含气饱和度随充注压力的变化

3.2 实验讨论

3.2.1 “长砂体+半封闭断裂”

Y1构造带处于超压环境下，凹中反转带内的油源断裂基本上不活动，处于半封闭状态。直接延伸至松南-宝岛凹陷古近系崖城组烃源岩中的陵水组砂体具有厚度大、砂体连续、物性好的特点，成为有利的泄压通道，生成的天然气主要沿陵水组厚砂体进行长距离侧向运移，且于松南低凸起沿砂体向上运移至构造高部位聚集成藏。当油源断裂活动性加强，源储压差较大时，对构造带超压系统造成破坏，断裂处形成泄压带，天然气沿陵水组砂体进行长距离侧向运移的同时，沿油源断裂逸散，且越靠近生烃中心的油源断裂逸散作用越强。部分断裂沟通浅部三亚组储层，天然气沿断裂垂向向上运移至三亚组砂体，且向砂体高部位运聚成藏。多组实验结果对比表明，油源断裂的封闭性强、源储压差大，有利于天然气进行长距离侧向运移。

3.2.2 “烃源灶-潜山接触”与“短砂体+半封闭断裂”

4 输导体系与成藏模式

琼东南盆地Y1构造带横跨松南-宝岛凹陷凹中反转带和松南低凸起北斜坡带，输导体系为“它源-断层-砂体复合型+砂体主导型”［11］。在凹中反转带，输导体系为“油源断裂垂向输导+砂体侧向输导”。该研究区发育较密集的油源断裂向下切穿至深部崖城组海岸平原相、浅海相烃源岩，向上沟通浅部三亚组物性较好的砂岩储层。天然气沿油源断裂垂向运移至三亚组砂岩储层中，并沿三亚组砂岩储层进行短距离侧向运移至较高部位成藏。在松南低凸起的斜坡带，输导体系为“长砂体主导，远距离侧向输导型”。天然气从松南-宝岛凹陷陵水组连续分布的砂岩储集体中沿大型鼻状构造脊聚集，并远距离侧向运移至松南低凸起，最终于松南低凸起潜山顶部风化壳中聚集。

总体来看，由于凹中反转带油源断层活动性较差，陵水组高渗透性砂岩储集体是Y1构造带天然气优势输导通道，使得松南-宝岛凹陷深部崖城组烃源岩生成的天然气大范围、长距离侧向运移。在Y1构造带形成“远源天然气压差充注、深层构造脊汇聚、长砂体侧向运移为主，沟源断裂垂向运移为辅，潜山构造风化壳顶部成藏，厚层海相泥岩封盖”的成藏模式（见图 6a）［13］。

Y1构造带这种砂体主导的沿构造脊远距离侧向运移的成藏模式，在其他深水盆地同样适用［14-15］。例如渤海湾盆地歧口凹陷南部斜坡区，自歧口主凹向斜坡区方向发育多处构造脊，地质构造特征与琼东南盆地较为接近，且凹陷区高压特征也极为相似［16］。该地区新近系馆陶组发育连通性及物性较好的大段储层砂体，且各类砂体沟通至烃源岩中，有利于油气进入储集层，并以连通“砂体-不整合-断层”的复合输导体系沿砂体上倾方向进行油气远距离侧向运移，于远源构造高部位成藏［17］。

琼东南盆地松南-宝岛凹陷Y5构造带的输导体系为“自源-断裂-砂体-古潜山风化壳型”的复式输导体系［18］。受燕山期造山运动控制，Y5构造带发育大型优质潜山。在长期风化淋滤作用下，表层风化壳花岗岩原始结构严重破坏，促使大面积的砂质风化壳和风化裂缝带形成。随着埋深增加，风化淋滤作用减弱，花岗岩的原始结构得以保留，纵向上具有明显的分带性，它们既是天然气的输导层，又是储层。研究区崖城组烃源灶横向上直接与古潜山接触，油气主要通过内部的压力释放，向古潜山顶部风化壳进行充注。其次，Y5构造带周缘断裂体系发育。一方面，近古潜山断裂发育导致裂缝的发育，加速花岗岩基底的风化淋滤进程，在潜山顶部形成大面积优质储层，从而促进了近源天然气向潜山顶部风化壳的直接充注；另一方面，少部分断裂沟通下部崖城组烃源岩与上部三亚组砂岩储集体，形成了研究区内有效的运移通道。

输导体系与成藏过程及成藏要素的时空耦合关系表明，潜山油气藏是琼东南盆地松南-宝岛凹陷Y5构造带主要的油气藏类型，其成藏模式为“陆源海相烃源岩供烃、潜山近源充注、顶部风化壳成藏为主，沟源断裂运移、三亚组构造-岩性圈闭聚集成藏为辅，厚层泥岩封盖”（见图 6b）。

图6 琼东南盆地典型构造带天然气成藏模式

辽河坳陷西部古潜山储层油气藏具有与琼东南盆地Y5构造带相似的成藏模式［19-20］。该潜山位于西斜坡低部位，上覆沙四段泥岩，盖层条件良好。由于强烈的溶蚀淋滤作用及断裂作用的影响，潜山顶部形成的风化壳发育大量溶蚀孔隙和裂缝，成为良好的储集空间。潜山侧翼与清水洼陷的沙四段烃源岩直接接触，油气在异常高压和浮力作用下，直接进入潜山顶部风化壳储层，形成良好的油气藏。Y5构造带的烃源灶与潜山直接接触，潜山近源充注成藏为主的成藏模式在深水盆地古潜山优势输导体系控制下的成藏模式中具有普适性，辽河坳陷西部齐家潜山的成藏模式也可以从侧面证实这一点。

5 结论

1）“长砂体+半封闭断裂”实验，证实了琼东南盆地Y1构造带砂体输导层物性好、断层封闭性强，有利于天然气进行远距离侧向运移。“烃源灶-潜山接触”与“短砂体+半封闭断裂”实验，明确了Y5构造带烃源岩与潜山风化壳直接接触的方式更有利于天然气成藏。

2）琼东南盆地Y1构造带的成藏模式为“远源天然气压差充注、深层构造脊汇聚、长砂体侧向运移为主，沟源断裂垂向运移为辅，潜山构造风化壳顶部成藏，厚层海相泥岩封盖”，Y5构造带的成藏模式为“陆源海相烃源岩供烃、潜山近源充注、顶部风化壳成藏为主，沟源断裂运移、三亚组构造-岩性圈闭聚集成藏为辅，厚层泥岩封盖”。

3）琼东南盆地Y1构造带和Y5构造带输导体系及成藏模式的确立，对我国含油气盆地深水区环生烃凹陷“近源-远源天然气运聚成藏”模式的理论研究及有利区预测具有重要参考价值。