琼东南盆地深水区源—储共控的天然气成藏模式

2022-11-01张迎朝杨希冰熊小峰

高校地质学报 2022年5期

甘军，张迎朝，杨希冰，罗威，熊小峰，李兴，梁刚

中海石油（中国）有限公司湛江分公司，湛江 524057

琼东南盆地位于南海北部大陆架西部，是发育在中生代结晶基底之上的新生代被动大陆边缘断陷盆地。目前按国际上通用的300 m水深线为界划分深水区和浅水区（朱伟林，2009），盆地东南部主体现今均处于深水区，主要包括中央坳陷和南部隆起两个一级构造单元。深水区可以分为东西两部分，西区包括乐东凹陷、陵水凹陷、陵南低凸起、北礁凹陷四个二级构造单元，东区包括松南低凸起、松南—宝岛凹陷、长昌凹陷、北礁凸起四个二级构造单元（图1）。琼东南盆地在结构上整体表现为下断上坳型，经历了中生代碰撞造山、古近纪断陷期和新近纪坳陷期等三个阶段（张迎朝等，2017；施和生等，2019）。在中生代，凸起区沿北西、北东断裂带主要发育印支期、燕山期花岗岩；到了始新世—渐新世时期，沉积环境由湖相逐渐向障壁海湾及浅海相转变，其中早期的崖城组以海陆过渡相、滨浅海相为主，晚期的陵水组海侵作用增强，以浅海相为主。中新世以来，盆地进入坳陷阶段，属于裂后热沉降期和加速沉降期，发育半深海—深海沉积，陆架、陆坡体系逐渐形成（图2）。

图1 琼东南盆地构造区划示意图Fig. 1 Structure division sketch map in the Qiongdongnan basin

图2 琼东南盆地构造—沉积充填演化图Fig. 2 Structural-sedimentary filling evolution map of Qiongdongnan Basin

琼东南盆地的深水区天然气成藏研究前人已做过很多工作。在烃源岩研究方面，通过钻获的油气地化特征、与浅水烃源岩资料对比，认为琼东南盆地深水区发育渐新统崖城组海陆过渡相煤系和陆源海相烃源岩（黄保家等, 2012, 2014；李友川等,2013；戴娜等, 2015；梁刚等, 2015；徐新德等,2016；李增学等, 2018）。在油气运移方面，深水区除了峡谷气田的底辟垂向运聚模式外（甘军等，2018），近期勘探实践又证实了松南低凸起中生界潜山长距离的侧向运聚模式（张迎朝等，2019）。但对海相优质烃源岩的发育环境、天然气运移过程及凸起区长距离侧向运移的机制还不甚明了，这些问题制约着深水区的勘探突破。渤海海域的勘探实践证实，渤中凹陷古近系的烃源—储层（含古潜山）空间配置及正向构造背景是形成多个大中型油气田的关键因素（薛永安等，2016），琼东南盆地深水区油气地质特征与渤中凹陷类似，两者主力烃源岩均形成于新生代裂陷期，并处于地壳减薄的高热流值带上，具备形成大型气田的丰富物质基础，发育古近系裂陷阶段和裂后新近系坳陷阶段两套成藏组合（何仕斌等，2001）。因此古近系烃源—储层的沉积环境及构造背景是深水区勘探研究的重点方向。

1 渐新统烃源岩—储层发育的沉积模式及主控因素

1.1 烃源岩—储层发育的沉积模式

琼东南盆地早渐新世断—坳陷转换阶段，受控于差异构造沉降，形成隆凹相间古地貌，隆起、凸起区以河流、三角洲沉积体系为主。该时期为亚热带湿暖气候，河流—三角洲可携带盆地边缘隆起区大量高等植物碎屑及营养物质到浅海区（图3），在浅海区水体分层促使陆源有机质和低等水生生物以共生的形式存在并埋藏保存，形成以Ⅲ型干酪根为主、混有部分Ⅱ2型干酪根的沉积有机质（邓运华，2010; 甘军等， 2019）。根据陆源海相烃源岩沉积模式分析，有机质丰度大于1%、氢指数大于200×10-3TOC且埋藏深度大的优质海相烃源岩主要分布在三角洲前端（图3）。

图3 松南低凸起及周缘崖城组沉积相平面图Fig. 3 sedimentary facies map of Yacheng formation, Songnan Sag

深水区发现的L17气田、Y8-1气田证实，隆起/凸起区陆源高等植物形成的有机质，经崖城组三角洲搬运入海、异地扩散至浅海再埋藏保存，可以形成中—好的陆源海相烃源岩，这类烃源岩虽然有机质丰度虽然不如煤系地层高，但具有厚度大、埋深大的优势，而且与同期发育的三角洲前缘砂体直接大面积接触，由于烃源岩与储层的孔喉半径是数量级的差别，在二者界面能差的驱动下利于发生大规模排烃（初次运移）。因此崖城组三角洲的分布及其规模决定了烃源岩的生排烃及成藏规模。

构造—沉积演化分析表明，琼东南盆地②号断裂在始新世—早渐新世持续活动，导致松南低凸起、陵南低凸起断块旋转翘倾及持续隆升，为凸起周缘提供了长期稳定的物源供给（周杰等，2019）。NE向断裂形成的断槽及侵蚀沟谷为崖城组大量碎屑物质向凹陷的汇聚及推进提供了有利的输砂通道，形成了两种三角洲发育模式（图4）： “侵蚀型”沟谷和“断槽型”沟谷及其形成的三角洲。勘探实践证实，松南低凸起Y8-1附近“断槽型”沟谷形成的NE向三角洲储层厚度大，向凹延伸远，可作为良好的砂岩输导体。晚渐新世—早中新世随着海平面上升，凸起范围缩小，供砂量也逐渐减小，仅在凸起周缘局部发育小型的扇三角洲或海底扇。

图4 松南低凸起崖城组三角洲储层发育模式Fig. 4 Development model of delta reservoirs in Yacheng formation, Songnan Sag

1.2 烃源岩—储层差异成岩热演化

琼东南盆地深水区基底热流研究成果表明，深水西区热流分布在65～85 mW/m2，深水东区热流分布在85～105 mW/m2。已钻井分析显示深水区从西到东，生烃门限逐渐变浅，主要与东区深部地幔热流上升影响加大有关（王良书等, 1989; Wang et al.,2014; 施小斌等, 2015; 甘军等, 2019）。影响崖城组烃源岩—储层成岩热演化除温度、热流因素外，沉积地层结构也是一个关键因素，深水东西区在中中新世以前沉积地层厚度差异小，没有明显差别；中中新世以后中央坳陷从西到东，拉张量增大而物源供应减少（Zhao et al., 2015; 张迎朝等, 2019），梅山组—乐东组地层厚度逐渐减薄，对烃源岩—储层热演化有显著影响。

受早中新世以来盆地东西区差异构造—沉积充填演化及平面上古水深变化的控制，中央拗陷的乐东、陵水凹陷及松南凹陷，凹陷主体（凹陷中心及南斜坡）位于深水区，北斜坡位于浅水区，凹陷结构表现为古近系、新近系均厚的特点。由于中中新世以后地层快速沉积、厚度大，造成崖城组烃源岩持续快速深埋，扣除水深后凹陷中心普遍埋深近10000 m，烃源岩现今成熟度整体达到高成熟—过成熟（Tissot, 1987），位于凹陷南斜坡、现今达到大量生气阶段的优质海相烃源岩（Ro≥1.3%）主要分布在崖城组三角洲前端；这些三角洲储层物源主要来自松南低凸起、陵南低凸起，由于处于深水区，扣除水深后三角洲砂岩实际埋深仅500～2000 m左右，成岩作用弱，以中高孔为主，输导油气的能力强（Stricker et al., 2016）。而乐东、陵水凹陷及松南凹陷北坡是受②号断裂控制的陡坡，崖城组主要发育扇三角洲和滨海砂岩，由于崖城组砂岩实际埋深普遍达3000～4000 m，成岩作用强，以低孔为主，输导油气能力弱（图5）。

图5 琼东南盆地凹陷结构图Fig. 5 Structural map of depression in Qiongdongnan Basin

2 天然气成藏模式与有利勘探方向

2.1 中央峡谷气田成藏过程再认识

目前中央峡谷天然气成藏的认识主要是高压底辟垂向运移+峡谷水道侧向运移模式，即在凹陷深部热流体和高压作用下，在构造应力集中释放区形成底辟，底辟连通了崖城组烃源和黄流组水道砂；底辟内部发育大量的断裂、裂隙，成为天然气运移的良好通道。根据地震相特征可以圈出底辟主要分布在峡谷气田下方的斜坡上，呈串珠状分布，单个底辟直径一般不超过5 km,底辟区的崖城组海相泥岩生烃量较小，不足以对峡谷大气田供烃，因此凹陷深部的崖城组烃源岩应该是峡谷大气田的主要贡献者。

综合考虑凹陷热演化、温压场、成岩场差异，提出中央峡谷水道天然气运移的主控因素。主要包括：①断裂、底辟；②异常高压；③砂体；④构造脊。其中前三者主要对油气二次运移及聚集起关键作用，而邻近陆源海相烃源岩的崖城组三角洲砂体对油气的初次运移（即排烃）起关键作用，中央峡谷充填沉积以黄流组厚层砂岩夹薄层泥岩为主，单层厚度约10～15 m，多层厚度累计上百米，自然伽玛等电性特征一般呈箱状，储层物性极好（孔隙度高达30%以上，渗透率超过600 mD），除去海水埋深一般仅2000～3000 m，成岩作用弱，压力测试为常压，其上伏地层莺歌海组沉积大套半深海—深海泥岩发育弱幅超压作为盖层，因此中央峡谷水道砂整体上处于有利的低势能区（许怀智等，2014、王振峰等，2016）。重新认识中央峡谷L25气田的深部构造，发现气田下方古近系具有鼻状构造背景，该鼻状构造向东南延伸到陵南低凸起。陵南低凸起与松南低凸起一样也可以作为物源区，沿北西向断槽形成较大规模的崖城组三角州，三角洲砂岩向前推进到凹陷深部，与高成熟陆源海相烃源岩大面积接触，有利于发生大规模的初次运移（图6）。成熟天然气在泥岩、砂岩间的界面能差驱动下，进入邻近的崖城组三角洲砂岩，经砂体侧向输导进入底辟区，然后再在高压驱动下垂向运移至中新统峡谷中聚集成藏。

图6 中央峡谷L25气田天然气成藏模式图Fig. 6 Hydrocarbon accumulation mode of L25 gas field in central canyon

峡谷气田成藏过程分析表明，深水区存在两个有利的勘探新领域：一是峡谷水道下方的梅山组海底扇岩性圈闭，多口钻井已证实该领域储层发育油气运移活跃,成藏的关键是圈闭的有效性。二是陵南低凸起区的中生界潜山圈闭,该领域发育有多个构造脊伸入崖城组成熟烃源岩,成藏的关键是崖城组三角洲砂岩是否发育及其与构造脊的匹配关系。

2.2 松南低凸起天然气侧向运移通道及方向

对于深水东区松南低凸起上发现的Y8-1气藏，气—源对比表明天然气主要来自其东北部的松南凹陷，油气运移距离约30 km。松南凹陷为典型的北断南超的半地堑，南部缓坡及松南低凸起位于深水区。在崖城组—陵三段沉积时期，该区“凸凹相间”古地貌、控凹断层旋转翘倾及低凸起持续供源等因素造成三角州砂岩推进到凹陷深部，之后随着区域快速海侵，发育了晚渐新世—第四系厚层浅海、深海泥岩盖层。松南凹陷南斜坡渐新统砂体分布及其上覆区域盖层的存在决定了天然气能够发生大规模初次运移及远距离二次运移（图7）。

图7 松南低凸起天然气长距离运聚模式图Fig. 7 Long-distance migration and accumulation pattern of natural gas in Songnan low uplift

区域构造分析表明，松南低凸起Y8-1气藏的北东方向发育一条构造脊（1号脊）伸向松南凹陷（图8），该构造脊由反向断层遮挡而形成，通过典型剖面输导层与反向断层一侧砂泥对接关系总结出两种样式，其一为反向断层半遮挡成脊（输导砂层部分与泥岩对接），其二为反向断层全遮挡成脊（输导砂层完全与泥岩对接）（图9），与崖城组三角洲砂岩和上覆区域盖层形成北东向的“输导脊”，该输导脊可汇聚松南凹陷生成的天然气，经远距离运移至Y8区成藏。同理，Y10-1构造的北侧发育一条伸向宝岛凹陷的2号构造脊，也是油气汇聚的有利指向。