許馬光 范彩偉 張丹妮 胡高偉 譚建財

1.中海石油（中國）有限公司海南分公司 2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司3.中海油田服務(wù)股份有限公司油田技術(shù)事業(yè)部湛江作業(yè)公司

0 引言

鶯歌海盆地是世界3大高溫高壓盆地之一，鉆井揭示埋深2 000 m附近的地層壓力系數(shù)已達到1.5[1]。20世紀90年代在鶯歌海凹陷的底辟區(qū)附近發(fā)現(xiàn)了埋深在2 000 m以淺的東方1-1、樂東22-1等淺層常溫常壓氣田，獲得了千億立方米規(guī)模儲量。同時，也有10余口埋深超過3 000 m、壓力系數(shù)超過1.8的高壓井，但沒有獲得油氣發(fā)現(xiàn)。超高溫高壓條件下天然氣能否成藏成為地質(zhì)界爭論的焦點。查明等[2]認為超高壓將使區(qū)域水動力條件活躍起來，不利于油氣藏的保存，壓力系數(shù)超過1.9時基本不具備成藏條件；楊計海[3]認為異常溫度和壓力增強了天然氣水相運移，低勢區(qū)和超壓帶上下是天然氣成藏的有利區(qū)；黃春菊等[4]認為盆內(nèi)增壓過程對應(yīng)于氣藏破壞過程，降壓過程對應(yīng)于天然氣成藏過程；郝芳等[5]通過熱模擬實驗識別出超壓會抑制烴類的熱演化和富氫干酪根組分的熱降解。至21世紀初，超高溫高壓條件下天然氣成藏依然未取得統(tǒng)一認識。

2011年，在鶯歌海盆地東方13-1、13-2區(qū)中新統(tǒng)黃流組一段（N1h1）發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)優(yōu)質(zhì)商業(yè)氣藏（壓力系數(shù)大于1.8），高溫高壓領(lǐng)域天然氣勘探取得重大突破。隨著地質(zhì)認識和鉆井技術(shù)不斷提升，2018年在樂東區(qū)樂東01構(gòu)造黃流組二段（N1h2）鉆遇近百米優(yōu)質(zhì)氣層（壓力系數(shù)大于2.2、地層溫度大于200 ℃），測試日產(chǎn)天然氣量最高可達240×104m3，拓展了鶯歌海盆地天然氣成藏的溫壓條件門限，證實超高溫高壓巖性圈閉領(lǐng)域具有巨大的勘探潛力。樂東01氣田具有“雙高雙低”特征，即高壓力、高溫度、低孔隙度、低滲透率，在海上超高溫高壓氣田中具有代表性。不同于陸上鉆井，海上鉆探過程中施工難度大、周期長、成本高，具有高投入、高風(fēng)險特點，對地質(zhì)認識及鉆井技術(shù)要求極高。為此，利用鑄體薄片、掃描電鏡等實驗分析結(jié)果，結(jié)合源儲剩余壓力差定量評價等技術(shù)方法，研究了樂東01氣田成藏條件及各成藏要素之間的匹配關(guān)系，明確其動態(tài)成藏過程與成藏特征，以期為鶯歌海盆地乃至其他盆地超高溫高壓領(lǐng)域的勘探提供參考。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

鶯歌海盆地是一個具有斷坳雙重結(jié)構(gòu)性質(zhì)的大型新生代沉積盆地，盆地面積超過11×104km2，呈北北西軸向的長菱形。盆地演化主要經(jīng)歷了裂陷和坳陷兩個階段，內(nèi)部及邊緣發(fā)育多條大型走滑斷裂，走滑位移量介于300～700 km[6-9]。盆地內(nèi)充填序列主要由古近系、新近系和第四系組成，自下向上依次為古近系始新統(tǒng)，漸新統(tǒng)崖城組（E3y）和陵水組（E3l），新近系的中新統(tǒng)三亞組（N1s）、梅山組（N1m）和黃流組（N1h），上新統(tǒng)鶯歌海組（N2y）以及第四系樂東組（Ql）。研究區(qū)位于鶯歌海盆地東南部，處于一號斷裂帶下降盤（圖1）。按照底辟構(gòu)造變形影響范圍將鶯歌海凹陷劃分為底辟區(qū)、底辟波及區(qū)、斜坡區(qū)。其中，底辟區(qū)斷層及微裂隙發(fā)育，運聚條件好，盆內(nèi)儲量及產(chǎn)量主要來自該區(qū)；底辟波及區(qū)受底辟影響較小，斷層不發(fā)育，油氣運移通道主要為微裂隙；斜坡區(qū)遠離成熟烴源，成藏條件較差。樂東01氣田主體部位處于底辟波及區(qū)，部分處于斜坡區(qū)，目的層為黃流組二段發(fā)育的水道砂巖[10]。

2 超高溫高壓氣藏形成條件

樂東01氣田埋藏深度超過4 000 m，處于超高溫高壓的特殊地質(zhì)環(huán)境中，內(nèi)部發(fā)育5套縱向疊置的砂體（圖2），頂部砂體壓力系數(shù)達到2.3，往下至水道底部壓力系數(shù)逐漸降低至2.2；各砂體氣水界面海拔深度不同，具有“砂體獨立成藏”的氣藏特征，與底辟區(qū)發(fā)現(xiàn)的淺層常溫常壓氣藏不同，其成藏主要受控于烴源巖、儲蓋組合、成藏動力、運移通道等。

圖2 W13井黃流組二段綜合柱狀圖

2.1 中新統(tǒng)高成熟烴源巖供烴充足

鶯歌海盆地存在兩套烴源巖，包括漸新統(tǒng)崖城組烴源巖、中新統(tǒng)梅山組和三亞組烴源巖。中新統(tǒng)快速沉積的巨厚欠壓實泥巖是鶯歌海盆地的主力烴源巖[11-12]。鉆井及地震資料顯示，中新統(tǒng)發(fā)育一套三角洲相—淺海相沉積，三角洲相主要分布在盆地邊緣一號斷裂附近，淺海相泥巖從斜坡區(qū)至盆地中央均有發(fā)育，沉積厚度大且分布范圍廣，生烴潛力巨大。其中，梅山組烴源巖有機質(zhì)類型為偏腐殖混合型和腐殖型，總有機碳含量（TOC）介于0.40%～3.03%，平均值為0.85%，氫指數(shù)為255 mg/g，處于高成熟階段，總體上為中等—好烴源巖；三亞組烴源巖有機質(zhì)類型為偏腐泥混合型，平均TOC為0.95%，氫指數(shù)為420 mg/g，處于過成熟階段，為好烴源巖（圖3），均具有較好的生烴潛力。W22-7井黃流組—梅山組泥巖TOC介于1.52%～3.03%，為好—優(yōu)等烴源巖，是鶯歌海盆地中新統(tǒng)迄今所鉆遇的最好的烴源巖[13]。漸新統(tǒng)烴源巖在鶯歌海盆地斜坡區(qū)也有分布，主要為河流相、湖泊相、濱淺海相沉積物，且埋深大，大多數(shù)已進入高成熟—過成熟階段，推測為潛在烴源巖[14-16]。

圖3 樂東地區(qū)烴源巖級別及有機質(zhì)類型判別圖

前人對超高溫高壓條件下烴源巖有機質(zhì)熱演化程度方面已經(jīng)做了一些研究，主要表現(xiàn)在兩個方面：①超高溫對有機質(zhì)的熱演化程度起到了積極作用[13-14]。鶯歌海盆地中新統(tǒng)烴源巖比較年輕，但是樂東01氣田黃流組底部地層溫度已達到220 ℃，地溫梯度平均值為44.5 ℃/km，深層超高溫?zé)崃黧w的活動與局部地溫場疊加，促進了有機質(zhì)的熱演化和淺部地層有機質(zhì)提前進入生烴門限。②強超壓環(huán)境對有機質(zhì)熱演化有一定的抑制作用[5]。黃保家等[17]依據(jù)剔除鉆井液污染的樣品鏡質(zhì)體反射率（Ro）實測結(jié)果，建立有機質(zhì)熱演化的Ro趨勢線，發(fā)現(xiàn)超壓對Ro有約0.2%的抑制貢獻。總體來說，樂東01氣田高地溫梯度背景促進烴源巖中有機質(zhì)向烴類轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致梅山組烴源巖在中中新世就開始成熟，而超壓地質(zhì)環(huán)境使深層超壓地層有機質(zhì)熱演化減緩、生烴作用時間延長，延遲了生烴高峰期的到來，導(dǎo)致晚期形成的圈閉與油氣的生烴充注形成良好的匹配關(guān)系，有利于成藏。

為落實研究區(qū)烴源巖生烴潛力，以生烴動力學(xué)模型為基礎(chǔ)，采用蒙特卡洛模擬方法進行排烴量計算。計算參數(shù)以鉆桿地層測試的溫度作為現(xiàn)今溫標數(shù)據(jù)，以鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)為約束，采用構(gòu)造—熱演化正演方法進行熱史恢復(fù)，以低成熟烴源巖樣品的分析化驗數(shù)據(jù)為有機碳含量和氫指數(shù)。計算結(jié)果表明，研究區(qū)梅山組與三亞組烴源巖生烴總量超過6.91×1012m3，為氣田提供了豐富的天然氣氣源。

2.2 重力流水道砂巖及淺海相泥巖形成儲蓋組合

2.2.1 儲層沉積特征與物性特征

受全球海平面下降、區(qū)域應(yīng)力場變化的影響，在隱伏斷裂控制下，鶯歌海盆地樂東區(qū)塊黃流組二段發(fā)育大型的峽谷水道體系[18-19]，即樂東01水道。樂東01水道由西支與東支水道組成，其中，西支長度較大、范圍廣，整體呈“S”形沿盆地軸向北西向展布，北起海南隆起中部，貫通整個樂東區(qū)塊，往東南方向匯入瓊東南盆地；東支水道規(guī)模較小，走向垂直于盆地走向，是海南島方向物源重要的輸砂通道（圖1）。兩支水道對下伏地層侵蝕明顯，在地震剖面上呈V型或U型下切特征，水道交匯處是重力流碎屑物主要卸載區(qū)。樂東01水道縱向上發(fā)育正粒序特征，自下而上砂巖厚度逐漸減薄、粒度變細、泥質(zhì)含量增加。根據(jù)地層巖性組合及井震標定，將黃流組二段水道砂巖自上而下劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ共5套砂體（圖2）。頂部Ⅰ砂體由于厚度薄，沒有形成有效氣藏且缺少實物資料，暫不作討論。Ⅱ砂體與Ⅲ砂體較薄，厚度介于18～36 m，巖性主要為中砂巖和細砂巖，泥巖夾層較多，其展布范圍受水道限制，地震剖面上為連續(xù)強反射特征，被黃流組一段泥巖水道切割成東西兩塊，形成獨立砂體（圖4）。底部Ⅳ砂體與Ⅴ砂體為厚層箱狀砂巖，厚度介于56～105 m，巖性以粗砂巖、中砂巖、含礫中砂巖為主，夾薄層細砂巖、含泥中砂巖（圖2）。橫向上，W6井與W13井的Ⅳ砂體、Ⅴ砂體測井解釋氣水界面深度（W6井為4 330 m、W13井為4 227 m）及地層測試的水樣氯根含量（W6井為4 300 mg/L、W13井為3 700 mg/L）差異較大，應(yīng)為相互獨立的氣藏。根據(jù)地震反射特征（圖4），Ⅳ砂體可進一步識別出Ⅳa砂體和Ⅳb砂體，Ⅴ砂體可識別出Ⅴa砂體與Ⅴb砂體，為不同方向物源提供的碎屑物質(zhì)沉積形成。Ⅳa砂體與Ⅴa砂體在地震剖面上表現(xiàn)為連續(xù)—中等連續(xù)強振幅反射特征，由水道外海底扇相砂巖在坡折控制下滑塌進入水道內(nèi)卸載沉積，Ⅳb砂體與Ⅴb砂體在地震剖面上表現(xiàn)為弱連續(xù)弱振幅的丘狀反射特征，由斜坡區(qū)三角洲前端砂巖通過東支水道搬運進入卸載區(qū)沉積。

圖4 樂東01水道典型地震剖面圖

樂東01氣田黃流組二段水道儲層孔隙度介于8.2%～14.5%，平均值為10.3%；滲透率介于0.3～33.7 mD，平均值為2.7 mD，屬于低孔—低滲儲層。Ⅱ砂體物性最好，Ⅴ砂體次之，Ⅲ、Ⅳ砂體較差（圖2）。通過分析埋深、碳酸鹽含量、泥質(zhì)含量等參數(shù)與儲層物性的關(guān)系，結(jié)合鑄體薄片、掃描電鏡等微觀資料分析認為，壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用是影響儲層物性的主控因素，其中壓實作用、膠結(jié)作用為破壞型成巖作用，溶蝕作用為建設(shè)型成巖作用。Ⅱ砂體埋藏最淺，機械壓實作用相對較弱，且受到超壓保護[20]，保留大部分粒間孔，顆粒之間為點、線接觸關(guān)系（圖5-a）；隨著埋藏深度增加，壓實作用增強，顆粒之間為線、凹凸接觸關(guān)系，原生孔隙不發(fā)育（圖5-b），儲層整體比較致密；膠結(jié)作用是低滲透性的重要原因，Ⅲ砂體與Ⅳ砂體微觀可見孔隙中發(fā)育硅質(zhì)、黏土質(zhì)及碳酸鹽膠結(jié)物，如：石英加大邊、絲狀伊利石、鐵方解石等（圖5-c～e），膠結(jié)物充填粒間孔，堵塞喉道，降低儲層孔隙度和滲透性，導(dǎo)致儲層物性較差。Ⅴ砂體雖然埋藏最深，但處于水道底部，被下部超高溫酸性熱流體改造，超高溫?zé)崃黧w活動促進了有機質(zhì)生烴和黏土礦物的轉(zhuǎn)化，在轉(zhuǎn)化過程中析出的酸性水以及富含CO2的熱流體對儲層產(chǎn)生溶蝕，形成次生孔隙發(fā)育帶[21]，微觀可見長石、碳酸鹽等礦物被溶解形成鑄?？?、粒內(nèi)溶孔等次生孔隙（圖5-f～h），有效地改善了儲集空間和滲透性。

圖5 黃流組二段儲層孔隙類型微觀特征照片

2.2.2 蓋層分布特征與封閉機理

鶯歌海盆地超高溫高壓蓋層的封閉機理包括物性封閉和水力封閉，物性封閉即毛細管壓力封閉，其封閉能力取決于毛細管壓力大小，可用排替壓力來表征。水力封閉能力取決于孔隙流體壓力與巖石張性破裂壓力之間的壓差[22-24]，用破裂壓力—孔隙壓力表征。

樂東01氣田的蓋層分為直接蓋層和區(qū)域蓋層。直接蓋層為水道內(nèi)部覆蓋在各砂巖之上的淺海相泥巖，雖然厚度較?。╓13井Ⅲ砂體頂部泥巖僅1 m，Ⅳ砂體與Ⅴ砂體頂部泥巖分別為6 m、4 m），卻由于靠近厚層砂巖，排水通暢形成致密泥巖，密度達到2.7 g/cm3，排替壓力介于7.5～13.0 MPa（表1），有很好的分隔性，是內(nèi)部砂體獨立成藏的基礎(chǔ)（圖6）。水道頂部發(fā)育的淺海相泥巖、粉砂質(zhì)泥巖橫向分布范圍廣、厚度大，且無斷層發(fā)育，排替壓力介于8.9～12.2 MPa，封閉能力強，有效防止氣田頂部天然氣散失。

表1 樂東01氣田各砂體泥巖蓋層性能統(tǒng)計表

圖6 樂東01氣田儲蓋組合特征圖

根據(jù)聲波測井、地層承壓試驗等數(shù)據(jù)可計算得到泥巖蓋層的排替壓力、破裂壓力以及儲層的孔隙壓力。計算結(jié)果表明，樂東01氣田內(nèi)部直接蓋層破裂壓力—孔隙壓力壓差介于4.0～10.7 MPa（表1），能夠封閉一定的氣柱高度，實鉆最大氣柱高度約320 m。天然氣不斷充注導(dǎo)致孔隙壓力增大，當圈閉頂點孔隙壓力達到蓋層破裂壓力，蓋層中形成張性裂隙[23]，下部高勢能區(qū)天然氣通過裂隙向上部低勢能區(qū)運移以釋放壓力，當高勢能區(qū)壓力釋放至低于破裂壓力—孔隙壓力壓差時，蓋層再次封閉，因此蓋層上下可形成多套氣層。

2.3 源儲剩余壓力差為油氣運移提供強大成藏動力

剩余壓力差是超壓盆地中天然氣成藏的主要動力，隨著剩余壓力梯度的增加，氣藏聚集效率增高，18 kPa/m是高效天然氣成藏過程的動力界限[25-26]。樂東01氣田黃流組二段儲層埋深介于4 000～4 500 m，未達到生氣門限，而生油基本沒有增壓效果，因此，地層中的孔隙異常壓力主要來自欠壓實作用（圖7）。前已述及，梅山組—三亞組烴源巖已達到中—好級別（圖2-a），具有大量生氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，當?shù)貙勇裆畲笥? 800 m時，中新統(tǒng)烴源巖達到生氣門限，此時，生烴增壓作用顯著，隨著埋深增大，生烴增壓的貢獻增加，深層生烴增壓貢獻量甚至超過50%（圖7）。在欠壓實和生烴等增壓機制共同作用下，樂東01氣田梅山組—三亞組形成超壓封存箱，箱體內(nèi)壓力系數(shù)超過2.3[22]，與上覆黃流組二段儲層構(gòu)成了源高儲低的強壓差匯聚型剩余壓力梯度，即：烴源巖中的剩余壓力遠高于儲集層，儲集層是天然氣匯聚的指向。通過已鉆井聲波資料校正后的地震體速度計算井點處儲集巖和烴源巖的孔隙壓力，各井的源儲剩余壓力差均超過18 kPa/m，例如W6井源儲剩余壓力差介于23～37 kPa/m，在強大成藏動力作用下，盡管該區(qū)缺少大型斷裂作為垂向輸導(dǎo)體系，天然氣依然可以突破壓力封存箱頂部的泥巖微裂隙，高效地運移至低孔低滲儲集體成藏，并為儲層孔隙增加異源傳導(dǎo)壓力。

圖7 樂東區(qū)塊有機質(zhì)增壓模擬圖

2.4 斷裂左行走滑時期發(fā)育大量微裂隙

鶯歌海盆地東部僅發(fā)育一條大型左行走滑斷裂（一號斷裂），其他大型斷裂不發(fā)育，但是大量微裂隙形成的運移通道對天然氣成藏至關(guān)重要。距今10.5 Ma以前，鶯歌海盆地處于左行走滑階段[27]，在主干基底斷層沿北西—南東向左行走滑應(yīng)力場作用下，派生出南北向的張應(yīng)力，在斜坡區(qū)形成東西向雁形排列的張性破裂或微裂隙，整體沿著盆地軸向呈北西—南東向展布（圖8-a）。張性破裂無明顯斷距且平面延伸距離很短，但是垂向延伸距離很長，在相干體切片上易于識別，T40界面附近及以下地層均有發(fā)育（圖8-a），能夠溝通烴源巖[28]。往凹陷中心方向，張性破裂發(fā)育程度減弱，亞地震尺度（地震難以識別）的微裂隙成為主要的地層破裂形式，其形成機制和張性破裂一樣，都是在左行走滑時期張性應(yīng)力條件下產(chǎn)生。兩者差異產(chǎn)生的原因有兩點：①近一號斷裂位置張應(yīng)力較強，裂縫開度及橫向延伸長度較大，遠離一號斷裂方向，張應(yīng)力逐漸被釋放減弱，導(dǎo)致裂縫平面規(guī)模減??；②往凹陷中心方向沉積速度加快且泥質(zhì)含量增加，地層的塑性增強，緩沖了部分地層變形，不易產(chǎn)生破裂。微裂隙可以通過小微尺度觀測手段識別，W13井成像測井剖面上可見連續(xù)性好的高電導(dǎo)率裂隙（圖8-b），寬度介于0.03～0.90 mm，內(nèi)部被礦物充填。在井壁取心及鑄體薄片中，也發(fā)現(xiàn)這種微裂隙發(fā)育，很多裂縫被殘留的瀝青充填（圖8-c、d），表明地層微裂隙曾經(jīng)開啟作為天然氣運移的通道。

圖8 黃流組二段儲層微裂隙特征圖

張性破裂及微裂隙是樂東區(qū)塊主要的地層破裂形式。借助于測井、鑄體薄片等資料，樂東01氣田被識別出微裂隙發(fā)育，微裂隙是樂東01氣田天然氣垂向運移的主要通道。在正常靜水壓力條件下，微裂隙處于封閉狀態(tài)，當孔隙流體壓力達到破裂壓力閾值時，裂隙開啟形成天然氣運移通道，從而在上覆地層砂巖中聚集成藏，這已被樂東01氣田的發(fā)現(xiàn)所證實。

3 動態(tài)成藏過程及成藏特征

3.1 動態(tài)成藏過程

天然氣成藏過程的有效性受成藏動力、輸導(dǎo)體系和蓋層封閉條件等地質(zhì)因素的控制[26,29]。取自于W1井黃流組石英裂隙帶的35個流體包裹體均為無色兩相鹽水包裹體，包裹體均一溫度介于145～175℃，溫度連續(xù)，表明超高溫高壓氣田為連續(xù)充注（表2）。通過埋藏史及熱演化史研究認為，天然氣充注開始時間為距今1.2 Ma，一直持續(xù)到距今0.4 Ma，為晚期天然氣充注（圖9）。從模擬演化結(jié)果看（圖9），三亞組、梅山組烴源巖分別在距今5.3 Ma、1.7 Ma開始大量生氣，三亞組烴源巖在天然氣開始充注時（距今1.2 Ma）已進入過成熟階段，梅山組烴源巖則進入高成熟階段，天然氣充足；隨著生烴量增加，烴源巖孔隙流體壓力逐漸增大，產(chǎn)生源儲剩余壓力差為天然氣運移提供驅(qū)動力，當孔隙流體壓力達到微裂隙破裂壓力閾值時，左行走滑時期產(chǎn)生的微裂隙開啟，天然氣通過微裂隙向低勢區(qū)的儲集體內(nèi)運移，進而增加了儲層的異源傳導(dǎo)壓力，同時也減緩了儲層的成巖作用；黃流組二段儲層在沉積早期受到超壓保護作用較小，孔隙度下降較快，在距今3.3 Ma時已經(jīng)降至12%，形成低孔隙度儲層。隨著地層在距今3.0 Ma開始形成超壓（壓力系數(shù)1.3）且壓力系數(shù)持續(xù)增大，孔隙度降低速度逐漸減緩。超壓條件下，孔隙流體承載大部分上覆地層壓力，降低了巖石骨架承載的壓力，減緩了機械壓實作用[30]，因此樂東01氣田埋深4 000 m以下儲層仍保留部分原生孔隙，平均孔隙度仍有10%。

表2 W1井黃流組二段流體包裹體數(shù)據(jù)表

圖9 樂東01氣田成藏過程圖

綜上所述，樂東01氣田在烴源、儲蓋組合、超壓、運移等階段時空上匹配關(guān)系良好，因此天然氣可以高效聚集成藏。

3.2 成藏特征

樂東01氣田具有“中新統(tǒng)烴源巖供烴、優(yōu)質(zhì)儲蓋組合保存、源儲剩余壓力差驅(qū)動、微裂隙垂向輸導(dǎo)、天然氣晚期充注”的成藏特征（圖10）。樂東01構(gòu)造下方中新統(tǒng)淺海相巨厚泥巖在距今約5.0 Ma進入生烴門限，開始大量生氣，目前處于高成熟—過成熟階段，為該構(gòu)造提供了充足的天然氣來源；黃流組二段箱狀水道砂巖粒度粗、厚度大，發(fā)育粒間孔、溶蝕孔等類型儲集空間，與封蓋性能高的淺海相泥巖形成優(yōu)質(zhì)儲蓋組合，可以有效地聚集天然氣；地層孔隙流體壓力增加時，左行走滑活動時期發(fā)育的微裂隙幕式開啟成為油氣垂向運移通道。在生烴、欠壓實等增壓機制共同作用下，梅山組和三亞組烴源巖與黃流組二段儲層形成了源高儲低的強剩余壓力差，為晚期天然氣充注提供強大成藏動力，有利于中新統(tǒng)烴源巖生成的天然氣向樂東01圈閉高效運聚。

圖10 樂東01氣田成藏模式圖

4 結(jié)論

1）鶯歌海盆地樂東區(qū)塊黃流組二段發(fā)育重力流水道砂巖與淺海相泥巖的儲蓋組合，粒間孔、溶蝕孔是低孔—低滲儲層的主要儲集空間類型，超高溫?zé)崃黧w活動改善了儲層物性；泥巖作為直接蓋層和區(qū)域蓋層，具有較強的封蓋能力，形成“砂體獨立成藏”的氣藏特征。

2）在生烴與欠壓實等增壓機制共同作用下，中新統(tǒng)烴源巖內(nèi)部孔隙流體壓力增加，形成源高儲低的強匯聚型源儲剩余壓力梯度，為天然氣成藏提供充足的動力，是高效成藏的關(guān)鍵因素。

3）樂東01氣田屬于典型的超高溫高壓氣田，具有“中新統(tǒng)烴源巖供烴、優(yōu)質(zhì)儲蓋組合保存、微裂隙垂向輸導(dǎo)、源儲剩余壓差驅(qū)動、天然氣晚期充注”的成藏特征。

4）中新統(tǒng)高成熟烴源巖生成的天然氣在異常高壓驅(qū)動下，距今1.2～0.4 Ma期間通過增壓開啟的微裂縫運移至黃二段低孔儲層中聚集成藏。樂東01氣田的發(fā)現(xiàn)為鶯歌海盆地天然氣勘探打開一個新領(lǐng)域，對類似超高溫高壓盆地天然氣勘探具有重要參考意義。