謝玉洪 劉平 黃志龍

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司 2.中國石油大學（北京）石油天然氣成藏機理教育部重點實驗室

鶯歌海盆地高溫超壓天然氣成藏地質(zhì)條件及成藏過程

謝玉洪1劉平1黃志龍2

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司 2.中國石油大學（北京）石油天然氣成藏機理教育部重點實驗室

鶯歌海盆地高溫超壓天然氣勘探的突破，使得該區(qū)域已成為勘探的熱點，但關(guān)于其天然氣成藏規(guī)律還存在許多不確定的因素。為此，對天然氣成藏地質(zhì)條件及成藏過程進行了分析，以期確定該盆地高溫超壓環(huán)境下游離天然氣成藏的主控因素。結(jié)果發(fā)現(xiàn)：①鶯歌海盆地烴源巖質(zhì)量高、烴源灶范圍大、生烴期時窗長、排烴期延遲；②高溫超壓環(huán)境有利于儲層保持較高的孔隙度和滲透率；③盆地長期處于封閉、半封閉流體系統(tǒng)，發(fā)育多套蓋層，有利于天然氣富集和保存；④中深層底辟帶半封閉式高溫超壓流體系統(tǒng)中，水溶氣在不同級差壓力下運移、釋放、聚集并成藏，同時還找到了盆地中多個水溶相天然氣出溶成藏的證據(jù)。該研究成果為鶯歌海盆地下一步的天然氣勘探提供了指向。

鶯歌海盆地 高溫 超壓 水溶氣 級差壓力 出溶 成藏機理 勘探區(qū)

自20世紀90年代以來，已經(jīng)陸續(xù)找到了一批超壓油氣藏，地質(zhì)學家對此也在成藏條件等方面取得了一些認識［1－5］。Fertl及Timko（1972）根據(jù)美國海灣地區(qū)60多口井地層壓力與溫度的關(guān)系劃分出烴和水、氣和水（水溶氣）3個區(qū)，指出目的層溫度越高，壓力越大，越接近水溶氣區(qū)；馬啟富（2000）等認為在超壓盆地中傳統(tǒng)的水動力條件已經(jīng)不適用，流體的運移方向是從超壓區(qū)向低壓區(qū)運移的，并指出尋找優(yōu)質(zhì)儲集層是超壓帶油氣勘探的關(guān)鍵；郝芳（2006）等通過熱模擬實驗識別出超壓抑制有機質(zhì)熱演化和生烴作用。近期在鶯歌海盆地鉆探的一口探井在目的層壓力系數(shù)為1.9的情況下獲得商業(yè)發(fā)現(xiàn)，實現(xiàn)了該區(qū)域高溫超壓環(huán)境下天然氣成藏勘探突破。筆者期望通過分析高溫超壓環(huán)境下天然氣成藏條件以及成藏過程，以此來指導對鶯歌海盆地中深層高溫超壓氣藏的勘探。

1 鶯歌海盆地的地層溫度、壓力場概述

鶯歌海盆地是南海北部大陸架盆地中典型的高溫超壓盆地?；阢@孔地溫數(shù)據(jù)和巖石熱物性參數(shù)表明該盆地具有高溫熱盆的熱狀態(tài)屬性，盆地中央?yún)^(qū)地溫梯度大于50.0℃／km（平均地溫梯度45.0℃／km）。由北往南盆地的熱狀態(tài)逐步增高，這主要與深部巖石圈、地殼的差異伸展和減薄程度有關(guān)。另外，斷裂發(fā)育、熱液活動及晚新生代巖漿活動等局部因素也對盆地地熱分布具有影響。實驗結(jié)果表明，沉積地層中有機質(zhì)對溫度的變化十分敏感，熱流體活動會加速有機質(zhì)的熱演化速度。通過對比盆地的地溫場特征和油氣田分布圖，發(fā)現(xiàn)鶯歌海盆地目前已探明的氣田區(qū)大多位于盆內(nèi)相對高溫區(qū)域，如鶯歌海盆地的DF區(qū)和LD區(qū)均表現(xiàn)為高地溫梯度和高溫區(qū)域特征。

盆地古近系—新近系普遍發(fā)育了異常超壓（最大實測到的壓力系數(shù)大于2.3），主要展布于盆地中部的底辟帶，具有沿盆地長軸方向——由北西向南東方向逐漸增高的趨勢，且局部異常超壓多集中在DF區(qū)和LD區(qū)；此外，從盆地中央底辟帶向盆地邊緣的斜坡區(qū)（帶），由異常超壓系統(tǒng)亦逐漸遞減為正常壓力系統(tǒng)。異常壓力在天然氣運移聚集中的作用日漸被人們所認識，即：超壓提供烴類初次運移的動力、改善儲集層性能、成為良好的蓋層、抑制有機質(zhì)熱演化以及超壓能引起幕式排烴成藏。最近，超壓氣藏勘探的突破使人們重新認識了鶯歌海盆地中深層超壓區(qū)域的油氣潛力。

2 高溫超壓天然氣成藏的有利地質(zhì)條件

2.1 烴源巖質(zhì)量高、烴源灶范圍大、生烴期時窗長

位于中央坳陷帶的LDS探井依次鉆遇樂東組、鶯歌海組、黃流組以及梅山組，于4 748 m鉆穿黃流組并揭開梅山組上部，黃流組和梅山組厚度分別為433.5 m和278.2 m（推測梅山組最大厚度超過1 500 m），黃流組巖性多為厚層泥巖以及粉、細砂巖與泥巖互層，有機碳含量介于0.39%～2.60%，平均值為1.06%；梅山組巖性主要為厚層含鈣質(zhì)深灰色泥巖夾淺灰色細砂巖，有機碳含量介于0.44%～3.17%，平均值為1.45%。有機質(zhì)類型以偏腐殖混合型、腐殖型為主，其中灰色無定形占有大的比例（30%～60%），鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組樣品含量也較高（30%～50%）。從δ13C1資料可看到，上新世鶯歌海組至中中新世梅山組的天然氣均為成熟的熱解氣。根據(jù)對井深2 153.2 m氣樣（模塊式地層電纜測試氣樣）進行的δ13C1值分析研究，其熱演化率（Ro）為1.13%～1.34%，達到了高成熟演化階段；淺層天然氣的Ro值普遍在1.2%以上，也說明烴源巖達到了高成熟演化階段。

從平面上看，有機質(zhì)豐度明顯受沉積環(huán)境控制，淺?！肷詈３练e的有機質(zhì)含量要比濱淺海、三角洲沉積高得多。處于淺?！肷詈３练e環(huán)境的中央坳陷帶基本被成熟烴源巖所覆蓋，烴源灶范圍大。

超壓對有機質(zhì)演化有明顯的抑制作用，有機質(zhì)的成熟度出現(xiàn)明顯低異常［3－4］。超壓的存在對烴源巖的影響有兩個方面：①延長了生烴時窗；②延遲了排烴高峰期。生排烴模擬結(jié)果表明：鶯歌海盆地烴源巖以生氣為主，三亞組烴源巖在梅山期進入排烴高峰期，梅山組烴源巖在鶯歌海期進入排烴高峰，并都延續(xù)至今，另外黃流組和鶯歌海組也有部分烴源巖開始排烴。生烴期時窗延長和排烴高峰期延遲，有利于天然氣藏的保存。

2.2 高溫超壓地層環(huán)境有利于儲層保持較高的孔隙度和滲透率

鶯歌海盆地是一個快速沉降、快速沉積的盆地，中深層普遍存在欠壓實地層，其孔隙度比正常壓實盆地高出許多。高溫超壓環(huán)境引起的原生孔隙保存、膠結(jié)作用減弱、大量次生孔隙產(chǎn)生以及高溫超壓流體周期性排放引起的深層淋濾等潛在有利條件造成深部砂巖儲層保持較高的孔隙度、滲透率。如DF1井2 652～ 2 660 m井段處于異常超壓帶，按淺層的壓實曲線外推，其孔隙度將減少至8%左右，滲透率為1～2 m D。而實際測井資料顯示該層段的平均孔隙度為15.8%，平均滲透率為26.3 mD；據(jù)對13塊巖屑薄片的分析其視面孔率為6%～23%，平均為15%，均高于正常壓實值。又如鶯歌海盆地LDS井埋藏深度超過5 000 m的砂巖中，礦物顆粒間仍保持點接觸，孔隙度可達20%，以及北海盆地埋藏深度超過5 000 m的超壓儲層的孔隙度在30%以上。

2.3 盆地長期處于封閉流體系統(tǒng)，發(fā)育多套蓋層，有利于天然氣富集保存

鶯歌海盆地內(nèi)部新近紀斷裂不發(fā)育，缺乏有效的流體垂向運移通道，加之細粒沉積物快速充填，導致鶯歌海盆地在無底辟發(fā)育區(qū)和底辟構(gòu)造發(fā)育前處于封閉—半封閉流體系統(tǒng)，流體包括中新世梅山組和三亞組源巖生成的烴類不能及時有效排出。根據(jù)超壓的預測結(jié)果，中央坳陷帶超壓強度側(cè)向變化存在高梯度帶，油氣也不能大規(guī)模進行長距離的側(cè)向運移。深層源巖的地球化學特征、砂巖成巖作用及氣藏異常都證明了這一點。在通常情況下，由于源巖排烴及鉆井和取樣過程中的散失，S1和S1／（S1＋S2）值一般較低。而在LDS井中，中部超壓系統(tǒng)特別是深部強超壓系統(tǒng)（深度大于4 000 m）的S1／（S1＋S2）平均值大于0.5，最大可達0.8。與之相對應(yīng)，超壓系統(tǒng)的熱解峰溫出現(xiàn)低異常；淺部（深度淺于3 200 m）Tmax隨深度增大逐漸增大，但在中部超壓系統(tǒng)和深部超壓系統(tǒng)，隨著深度增加Tmax值出現(xiàn)逐漸降低的趨勢。超壓層段異常高S1／（S1＋S2）值，表明有大量的烴類滯留在源巖中。這些滯留烴使S2峰值遷移，從而導致Tmax降低［6］。上述分析表明，鶯歌海盆地無底辟區(qū)或底辟作用發(fā)生以前超壓地層長期保持封閉流體系統(tǒng)。

對于底辟區(qū)來說，伴隨底辟產(chǎn)生的張性斷裂是天然氣向上周期性運移的主要通道。伴隨著深層地層壓力的周期性增加和降低，底辟帶斷裂封閉和開啟，中深層流體周期性向上運移。目前兩套主要烴源巖都處于排烴高峰期，根據(jù)天然氣運聚動平衡原理，正處于供大于散的階段，而且底辟區(qū)正是同層位的低勢區(qū)，大量流體由四周向底辟區(qū)匯集，因此認為底辟區(qū)也應(yīng)當有大量的烴類滯留。另外盆地中深層發(fā)育3套區(qū)域性蓋層：鶯歌海組二段、梅山組二段和三亞組一段。梅山組和三亞組本身既是烴源巖又是蓋層，鶯二段蓋層厚度巨大，全盆地分布，有利于中深層天然氣的富集和保存。

3 高溫超壓天然氣成藏的過程

3.1 烴源巖的生排烴與圈閉形成的匹配

鶯歌海盆地中央坳陷帶的生烴史顯示，三亞組烴源巖在中中新世已經(jīng)進入有機質(zhì)成熟窗，目前處于高成熟—過成熟階段，開始生成一定量的無機CO2；梅山組烴源巖在中中新世末進入有機質(zhì)成熟窗，并且目前仍然處于成熟—高成熟階段，生成大量烴氣、N2以及少量有機CO2；鶯歌海組除下部少量泥巖層，目前已經(jīng)進入成熟階段外，主要處于未成熟階段，生成生物甲烷。根據(jù)構(gòu)造平衡剖面恢復，鶯歌海盆地圈閉形成時期主要為中中新世末期以及上新世末期。

在中中新世以泥底辟為主的演化階段，地層超壓是盆地區(qū)域上壓實不均衡和三亞組大量生烴所導致，天然氣的有利充注部位為位于壓力過渡帶和常壓帶的中中新世背斜構(gòu)造。在晚中新世—第四紀以熱流體底辟為主的演化階段，盆地超壓體系的形成是不均衡壓實、三亞組生成的無機CO2以及梅山組大量生烴所導致，天然氣的有利充注部位為位于壓力過渡帶和常壓帶的上新世鶯歌海組背斜構(gòu)造。

3.2 水溶氣向上運移的動力

油氣運移的主要動力在常壓盆地中是浮力，而在超壓盆地則為剩余壓力和浮力的矢量和。對中國63個氣藏的統(tǒng)計結(jié)果顯示，剩余壓力通常遠遠高于浮力［5］，因此決定超壓盆地油氣運移方向的主要是剩余壓力。對鶯歌海盆地垂向和各主要層位側(cè)向剩余壓力梯度的分析研究表明，垂向剩余壓力梯度要遠遠大于側(cè)向剩余壓力梯度（圖1），也就是說，天然氣垂向運移的動力要遠大于側(cè)向運移的動力。

但僅僅具有動力上的優(yōu)勢并不能說明天然氣運移的主要方向是垂向，還需要對盆地的輸導網(wǎng)絡(luò)進行分析。鶯歌海盆地長期處于封閉、半封閉環(huán)境，中深層發(fā)育異常超壓，盆地的垂向和側(cè)向輸導條件都比較差。但由于盆地中央底辟的發(fā)育，在底辟帶形成了眾多垂向貫通的斷裂和裂縫，構(gòu)成了天然氣垂向運移的間歇性通道，隨著底辟帶斷裂和裂縫的周期性開啟，深層流體階段性向淺層運移。因此鶯歌海盆地天然氣具有一定的垂向輸導條件，其垂向輸導區(qū)域主要是中央坳陷帶底辟帶及其附近，目前在淺層發(fā)現(xiàn)的氣藏和含氣構(gòu)造就是天然氣垂向運移的結(jié)果。

研究區(qū)側(cè)向輸導通道主要是深入盆地的三角洲砂體以及一號斷裂帶，側(cè)向輸導油氣的方向主要是鶯東和鶯西斜坡帶。

從天然氣運移的動力和輸導通道分析來看，鶯歌海盆地的天然氣以垂向運移為主，以側(cè)向運移為輔。

3.3 級差壓力下天然氣溶解釋放與成藏

隨著地層埋深變淺，溫度和壓力降低，天然氣在水中的溶解度會大幅度降低，中央坳陷帶在三亞組二段深度溶解度值為12 m3／m3，到梅山組二段深度溶解度值降為8 m3／m3左右，到鶯歌海組一段深度又降為4 m3／m3左右，因此水溶相天然氣在級差壓力逐層出溶形成游離氣藏就成為可能。圖2為鶯歌海盆地天然氣成藏的模式，主要包括：底辟帶半封閉型超壓系統(tǒng)幕式快速成藏模式；非底辟帶封閉型超壓系統(tǒng)垂向輸導、水相脫溶成藏模式；鶯東斜坡帶開放型常壓系統(tǒng)側(cè)向輸導天然氣成藏模式。其中半封閉性式超壓流體底辟帶中深層氣藏成藏模式下，中深層水溶相天然氣在級差壓力逐層出溶形成的游離氣藏，在水量充足和供烴充足的情況下其潛力巨大。

圖1 鶯歌海盆地垂向與側(cè)向剩余壓力變化對比圖

圖2 鶯歌海盆地天然氣成藏模式圖

4 水溶相天然氣出溶成藏的證據(jù)

4.1 甲烷天然氣高度富集，干燥系數(shù)高

DF區(qū)和LD區(qū)氣田天然氣來源于高成熟的煤系烴源巖，屬于干氣，重烴含量比較低，又由于重烴在水中的溶解度遠小于甲烷，所以天然氣溶解在水中以及經(jīng)過運移從水中析出后，重烴含量會進一步降低。從研究區(qū)煤型熱成因氣樣品的干燥系數(shù)隨深度的變化可以看出：隨著深度變淺，部分含氣構(gòu)造（DF1、DF2和LD2構(gòu)造）干燥系數(shù)有明顯增加的趨勢。根據(jù)天然氣在地層中運移的色層效應(yīng)，干燥系數(shù)本身就有隨著運移距離的增加而增加的趨勢；另一種看法是研究區(qū)天然氣由深層向淺層運移的方式是幕式快速運移，因此認為色層效應(yīng)應(yīng)該不明顯，干燥系數(shù)變大主要是水溶相天然氣出溶成藏引起的。

4.2 甲烷碳同位素值異常

水溶作用可以使碳同位素發(fā)生分餾作用，是因為δ13CH4極性大于δ12CH4，δ13CH4溶解度大于δ12CH4，因此水溶氣中會富集δ13CH4，溫度、壓力降低后，釋放出的天然氣的碳同位素值也會偏重。鶯歌海盆地中央底辟帶東方區(qū)和樂東區(qū)的天然氣同位素值表現(xiàn)出明顯的分段特征，以大約1 500 m深度為界，由深及淺，下部碳同位素值逐漸變重，并在1 500 m左右出現(xiàn)明顯的增加；而上部碳同位素值迅速變輕（圖3）。根據(jù)前人研究，結(jié)合本區(qū)實際地質(zhì)情況，認為天然氣從深部到1 500 m左右的淺部儲層的過程，主要為流體的快速混相涌流，碳同位素分餾效應(yīng)主要是由于水溶氣析出引起的。因此，碳同位素值逐漸變重，并在水溶氣析出的主要層段（1 500 m左右）明顯變重；在1 500 m以上地層碳同位素值明顯變輕的原因與生物氣有關(guān)，此外，在正常壓力區(qū)內(nèi)，天然氣向更淺部地層的運移主要以氣相為主，碳同位素的分餾效應(yīng)主要是由于運移速度的差異引起的，δ12CH4比δ13CH4更容易運移，因此碳同位素值也會變輕。

圖3 各含氣構(gòu)造δ13 C隨深度的變化圖

4.3 異構(gòu)烷烴相對富集

同水溶相天然氣“甲烷化”的原理一樣，由于異構(gòu)烷烴的溶解度大于正構(gòu)烷烴［6］，水溶氣出溶后異構(gòu)烷與正構(gòu)烷的比值增加。從研究區(qū)煤系熱成因氣樣品異構(gòu)烷烴與正構(gòu)烷烴比值隨深度的變化規(guī)律可以看出（圖4）：隨著深度的變淺，iC4／nC4、iC5／nC5和iC6／nC6都具有較明顯地增加趨勢，在1 500～2 000 m深度處若干比值出現(xiàn)異常的增大。結(jié)合本區(qū)實際地質(zhì)情況，在1 500～2 000 m深度正是本區(qū)由超壓帶向常壓帶過渡的區(qū)域，因此認為由于在該深度溫度、壓力的急劇降低導致天然氣在水中的溶解度降低，水溶相天然氣達到過飽和而出溶，從而使得出溶的天然氣異構(gòu)烷烴異常富集。

圖4 鶯歌海盆地各含氣構(gòu)造天然氣中異構(gòu)烷烴與正構(gòu)烷烴之比隨深度的變化圖

4.4 芳烴、苯、甲苯含量相對富集

水溶作用對天然氣輕烴含量的影響也比較大。輕烴在水中的溶解度次序為：芳烴＞環(huán)烷烴＞鏈烷烴。由于溶解度不同，經(jīng)過水溶作用后，天然氣中的輕烴組分會發(fā)生顯著的變化：氣源氣中芳烴的含量，尤其是苯和甲苯的含量相對極少；經(jīng)過水溶作用后，水溶氣中苯和甲苯的含量顯著增加，在芳烴含量中占絕對優(yōu)勢；在溫度和壓力的降低后，水溶相天然氣達到過飽和，水溶氣析出，芳烴、苯和甲苯的含量都會明顯的增加［7］。

對煤型熱成因氣樣品的芳烴組分及苯和甲苯的含量進行統(tǒng)計，可以明顯地看出：在1 500～2 000 m深度，一些氣樣的芳烴、苯及甲苯的含量都有一個明顯的增加，但環(huán)烷烴含量變化不大。根據(jù)實測地層壓力和壓力預測結(jié)果，在該深度段正是超壓與常壓過渡區(qū)域，水溶相天然氣由于溫度和壓力的急劇降低很容易達到過飽和而析出。因此認為芳烴、苯和甲苯含量的明顯增加是由于水溶氣析出引起的。

從研究區(qū)干燥系數(shù)，異構(gòu)烷烴與正構(gòu)烷烴之比，芳烴、苯、甲苯含量，碳同位素值等判斷水中出溶天然氣的參數(shù)的統(tǒng)計分析可以看出：1 500 m深度左右各參數(shù)發(fā)生明顯的變化。綜上分析，認為淺層存在明顯的水溶相天然氣出溶的證據(jù)，水溶相天然氣出溶成藏對淺層氣藏的形成有重要貢獻。

5 結(jié)論

鶯歌海盆地存在有利的油氣成藏地質(zhì)條件：烴源巖質(zhì)量高、烴源灶范圍大、生烴時窗長、大量排烴期晚；盆地長期處于封閉流體系統(tǒng)，發(fā)育多套蓋層，高溫超壓地層環(huán)境有利于儲層的孔隙度和滲透率保存；鶯歌海盆地烴源巖的生排烴與圈閉形成時期的匹配的條件下，高溫超壓水溶氣在級差壓力下溶解釋放成藏；盆地中同時也存在甲烷天然氣高度富集區(qū)，干燥系數(shù)高，甲烷碳同位素值出現(xiàn)偏重異常，異構(gòu)烷烴相對富集，芳烴、苯、甲苯含量相對富集等水溶相天然氣出溶成藏的證據(jù)。鶯歌海盆地中深層高溫超壓區(qū)域天然氣成藏的關(guān)鍵因素為儲層的有效性，下一步勘探研究的重點為尋找有利的儲層。

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Geological conditions and pooling process of high－temperature and overpressure natural gas reservoirs in the Yinggehai Basin

Xie Yuhong1，Liu Ping1，Huang Zhilong2
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC China Co.，Ltd.，Zhanjiang，Guangdong 524057，China；2.Key Laboratory of Reservoir Mechanism，Ministry of Education∥China University of Petroleum，Beijing 100249，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.19－23，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

With the breakthrough made in gas exploration in the high temperature and over－pressured environment of the Yinggehai Basin，this area has thus become the hot spot in present gas exploration.However，there are many uncertainties about the gas pooling patterns there.In view of this，through the analysis of geological conditions and gas pooling process in this area，the main controlling factors of free gas pooling in such high temperature and over－pressured environment of this basin are clarified.The following results are achieved in this study.（1）The hydrocarbon kitchen had a wide area with good quality source rocks，hydrocarbon generation took a long time，and there was a long lag in the time of hydrocarbon expulsion.（2）Such high temperature and over－pressured environment is good for the reservoirs to keep a rather high porosity and permeability.（3）Under closed and half－closed fluid system for a long time in this basin，multiple sealing rocks are well developed and favorable for gas accumulation and preservation.（4）In those half－closed high temperature and over－pressured fluid system in the diapiric structural zones of the middle and deep basin，water－soluble gas migrates，releases，and accumulates，as a result，a gas pool has come into being.Such evidences have been found in several water－soluble gas reservoirs in this basin.This study provides guidance for further gas exploration in the Yinggehai Basin.Key words：Yinggehai Basin，high temperature，over pressure，water soluble gas，stage differential pressure，exsolution，reservoiring，mechanism

謝玉洪等.鶯歌海盆地高溫超壓天然氣成藏地質(zhì)條件及成藏過程.天然氣工業(yè)，2012，32（4）：19－23.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.005

國家科技重大專項“近海大中型油氣田形成條件及勘探技術(shù)（二期）”（編號：2011ZX05023－004）。

謝玉洪，1961年生，高級工程師，博士，本刊第七屆編委會委員；從事油氣勘探研究工作，現(xiàn)任中海石油（中國）有限公司湛江分公司總經(jīng)理。地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱。電話：（0759）3900265。E－mail：xieyh＠cnooc.com.cn

2011－12－01 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.005

Xie Yuhong，senior engineer，born in 1961，holds a Ph.D degree and is mainly engaged in research of oil and gas exploration.

Add：Mail Box 22，Potou District Zhanjiang，Guangdong 524057，P.R.China

Tel：＋86－759－3900 265