摘要：

瓊東南盆地寶島凹陷沉積構造演化復雜，存在多套生儲蓋組合。南北斷階帶是寶島凹陷現(xiàn)今主要油氣富集區(qū)，古近系陵水組三段優(yōu)質的三角洲砂體是其主要目的層。本文綜合測井、地震、地球化學等資料，開展陵水組三段天然氣富集靜態(tài)要素對比研究，并結合盆地模擬技術，闡明天然氣動態(tài)成藏的差異性，總結其主要控制因素。研究表明：北部斷階帶甲烷體積分數(shù)偏低，非烴類氣體體積分數(shù)高，以干氣為主；南部斷階帶天然氣組分中烴類氣體體積分數(shù)高，具有干氣與濕氣混合特征。北部斷階帶為中孔、低滲儲層，輸導模式主要為T字型+Z字型混合輸導；南部斷階帶為中孔、低滲特低滲儲層，輸導模式以Z字型輸導為主。北部斷階帶BD211區(qū)塊圈閉定型于三亞組末期，圈閉構造高點轉為東西向，控凹斷層活動，控圈斷層持續(xù)變形，早期崖城組內生成的油氣通過次級斷層進入儲層，后期控凹斷層停止活動，通過控圈斷層垂向運移至陵水組砂體。南部斷階帶YL106區(qū)塊北部圈閉定型于三亞組末期，后期受擠壓應力影響，于F101斷裂處形成小背斜圈閉，其早期與晚期輸導體系類型均為Z字型。南北斷階帶陵水組三段均經(jīng)歷了3期油氣充注，天然氣差異富集機理為各生烴次洼生烴潛力、油氣初次運移富集程度和二次運移保存條件的差異。

關鍵詞：

差異富集機理；成藏期次；天然氣；儲層；寶島凹陷；南北斷階帶；陵水組三段；瓊東南盆地

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20240239

中圖分類號：TE12;P618.13

文獻標志碼：A

袁朱曄斐， 田楊， 熊小峰，等. 瓊東南盆地寶島凹陷南北斷階帶古近系陵水組三段天然氣差異富集機理.吉林大學學報（地球科學版），2024，54（6）：19982013. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20240239.

Yuan Zhuyefei， Tian Yang， Xiong Xiaofeng， et al. Comparative Analysis of Gas Enrichment Differences in the Third Member of the Paleogene Lingshui Formation in the South-North Step-Fault Zone of Baodao Sag， Qiongdongnan Basin. Journal of Jilin University （Earth Science Edition），2024，54（6）：19982013. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20240239.

收稿日期：20240830

作者簡介：袁朱曄斐（1999—）， 男， 碩士研究生， 主要從事油氣成藏方面的研究， E-mail： 2022710399@yangtzeu.edu.cn

通信作者：田楊（1989—），男，講師，主要從事非常規(guī)油氣地質資源評價、油氣成藏動力學和油氣成藏機理方面的研究， E-mail： ty@yangtzeu.edu.cn

基金項目：國家自然科學基金項目（42172179）；湖北省教育廳科學研究計劃資助項目（Q20221311）

Supported by the National Natural Science Foundation of China （42172179） and the Scientific Research Project Funded by the Education Department of Hubei Province （Q20221311）

Comparative Analysis of Gas Enrichment Differences in the Third Member of the Paleogene Lingshui Formation in the South-North Step-Fault Zone of Baodao Sag， Qiongdongnan Basin

Yuan Zhuyefei1， Tian Yang1， Xiong Xiaofeng2， Ye Lin1， Zuo Gaokun2， Wu Nan1，Zhu Jinjie3

1. School of Geosciences， Yangtze University， Wuhan 430100， China

2. CNOOC China Limited， Hainan Branch，" Haikou 570312， China

3. School of Earth Resources， China University of Geosciences （Wuhan）， Wuhan 430074， China

Abstract：

The sedimentary-tectonic evolution of Baodao sag in the Qiongdongnan basin is complex， with many sets of source-reservoir-seal assemblages in Baodao sag， Qiongdongnan basin. The south-north step-fault zone is the main oil and gas enrichment area in Baodao sag， the high-quality deltaic sand bodies in the Third Member of the Lingshui Formation of Paleogene are the main target beds. Based on the data of logging， seismic and geochemical data， this paper makes a comparative study on the static factors of gas enrichment in the Third Member of Lingshui Formation， and expounds the difference of gas dynamic accumulation by combining with basin simulation technology， the main control factors were summarized. The results show that the methane content is low and the non-hydrocarbon gas content is high in the northern step-fault zone， and the dry gas is the main gas in the southern step-fault zone. In the northern part of the step-fault zone， the medium porosity and low permeability reservoirs are mainly transported by Ttype and Ztype mixed reservoirs， while in the southern part of the step-fault zone， the medium porosity， low permeability and ultra-low permeability reservoirs are mainly transported by Ztype reservoirs. The trap of block BD211 in the northern fault step zone was formed at the end of the Sanya Formation， and the structural high point of the trap turned to the east-west direction， in the early stage， the oil and gas generated in Yacheng Formation entered the reservoir through secondary faults. The trap in the northern part of block YL106 in the southern fault step was characterized as a small anticline trap at the F101 fault zone， which was formed at the end of the Sanya Formation and was influenced by compressive stress at the late stage. The Third Member of Lingshui Formation in the south-north step-fault zone experienced three stages of oil and gas charging. The gas differential enrichment depends on the differences in hydrocarbon potential of sub-depression， enrichment degree during primary migration， and preservation situation of secondary migration.

Key words：

differential enrichment mechanism; accumulation period; natural gas;" reservoir; Baodao sag; the south-north step-fault zone; the Third Member of Lingshui Formation; Qiongdongnan basin

0" 引言

瓊東南盆地位于我國南海西北部，屬于新生代沉積盆地，具有豐富的油氣儲備以及巨大的勘探價值［13］。該盆地西部已發(fā)現(xiàn)多個大中型氣田，如Y13大型氣田，L17、L18等大—中型氣田［4］。伴隨著勘探技術的發(fā)展以及地震數(shù)據(jù)資料的不斷完善，2022年在寶島凹陷北部斷階帶發(fā)現(xiàn)了深層、深水油氣田——BD211大型氣田［56］，推動了該地區(qū)古近系油氣勘探的新格局。

前人［78］關于瓊東南盆地寶島凹陷北部斷階帶構造演化早有研究，并且也進行了以此為基礎的構造控藏研究，但普遍以局部成藏條件差異研究為主，如構造控烴源、構造轉換帶控砂和輸導體系格架控制天然氣富集等，尚缺乏對瓊東南盆地寶島凹陷南北斷階帶天然氣差異富集機理的研究。隨著地震資料全覆蓋及鉆井資料逐漸豐富，關于寶島凹陷南北斷階帶構造差異及其成藏差異也有了更深入的認識。實鉆表明，南部斷階帶YL106區(qū)塊與北部斷階帶BD211區(qū)塊具備相似的條件：臨近洼陷斷裂發(fā)育、目的層儲蓋組合類似、輸導體系配置良好以及構造脊發(fā)育并指向構造高點。沉積構造演化的復雜性導致該地區(qū)油氣成藏過程變得極為復雜，天然氣富集規(guī)律難以掌握。

因此，在前人研究基礎上，本文對研究區(qū)內鉆井資料進行了詳細剖析，并結合研究區(qū)4口新單井YL106A、YL106B、YL106C和YL106D分析化驗資料，綜合分析研究區(qū)南北斷階帶天然氣成藏的差異性，以期為后續(xù)同類型盆地的勘探提供最新研究信息。

1" 區(qū)域地質背景

寶島凹陷位于瓊東南盆地北部，屬被動大陸邊緣伸展盆地，表現(xiàn)為南、北雙斷的地塹特征［7］（圖1a）。

寶島凹陷內沉積的新生代地層自下而上分別為始新統(tǒng)嶺頭組（T100T80），漸新統(tǒng)崖城組（T80

T70）、陵水組（T70T60），中新統(tǒng)三亞組（T60T50）、梅山組（T50T40）、黃流組（T40T30），上新統(tǒng)鶯歌海組（T30T20）以及全新統(tǒng)更新統(tǒng)樂東組（T20T10）（圖1b）［9］。崖城組半封閉海相泥巖、煤系烴源巖層為研究區(qū)主力烴源巖，始新統(tǒng)嶺頭組湖相泥巖為潛在烴源巖［1015］。

瓊東南盆地新生代以來共經(jīng)歷了3個構造演化階段，分別為斷陷階段（T100T70）、斷坳轉換階段（T70T60）和坳陷階段（T60至今）［1617］，具有下斷上坳的特征［1820］。斷陷階段印度板塊向北推進與歐亞板塊發(fā)生碰撞，太平洋板塊北北西向俯沖［2122］。該時期沉積的始新統(tǒng)嶺頭組以湖相沉積為主；漸新統(tǒng)崖城組以濱淺海相沉積為主，上部巖性為深灰色厚層泥巖夾薄層黃色泥質粉砂巖及細砂巖，下部為黃色細砂巖夾薄層深灰色泥巖。斷坳轉換階段印度板塊持續(xù)向北推進，印度歐亞板塊發(fā)生全面碰撞。該時期沉積的漸新統(tǒng)陵水組為濱淺海相沉積，發(fā)育大規(guī)模三角洲砂體，巖性為黃色厚層泥質粉砂巖夾不等厚灰色泥巖，是寶島凹陷的重要儲集層。漸新世晚期由于南海擴張運動，海盆發(fā)生南北向擴張，南海南緣塊體開始從華南大陸裂離并向南漂移，盆地東部水體迅速加深。坳陷階段以來，區(qū)域構造運動強度減弱，板塊碰撞激烈程度降低，太平洋板塊向歐亞板塊俯沖速度降低［1926］，盆地以半深海深海相沉積為主。

2" 南北斷階帶天然氣富集差異性

本文綜合利用測井、地震、地球化學等資料，結合盆地模擬技術，綜合分析了寶島凹陷南北斷階帶天然氣地球化學、儲層、輸導體系類型、圈閉演化、輸導體系演化及天然氣充注過程的差異性。

2.1" 天然氣分布

寶島凹陷油氣藏分布在南北斷階帶處，主要為構造型圈閉油氣藏，其中北部斷階帶以斷鼻型圈閉為主，南部斷階帶則為斷塊型圈閉和斷塊+巖性型圈閉，主要儲層均為漸新統(tǒng)陵水組三段。根據(jù)研究區(qū)內典型完鉆井油氣分布分析（圖2）：北部斷階帶鉆井獲得油氣層，均為氣層，未見油層，集中分布于陵水組三段。南部斷階帶YL106A和YL106B井陵水組三段以氣層為主；YL106C井在陵水組三段遇見良好油氣顯示，解釋為油層；YL106D井分別在陵水組二段鉆遇油層和陵水組三段鉆遇

油水同層和含油水層；南部斷階帶天然氣分布較分散，且多口井未見氣層。整體上，北部斷階帶天然氣富集性優(yōu)于南部斷階帶。

2.2" 天然氣富集靜態(tài)要素

2.2.1" 天然氣地球化學特征

本次研究從南北斷階帶共搜集87個天然氣組分樣品和13個天然氣碳同位素樣品，測試分析皆在中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司中海油實驗中心湛江實驗中心完成，具體實驗流程、儀器參數(shù)和標樣情況參見文獻［27］。

灰色為上覆地層及蓋層；黃色為主要砂巖層；藍色為烴源巖；粉色為基底。

1）天然氣組分特征

寶島凹陷北部斷階帶和南部斷階帶古近系天然氣平均密度分別為0.872 kg/m3和0.762 kg/m3，天然氣相對密度

由北向南呈現(xiàn)逐漸變小的特征。北部斷階帶天然氣組分中烴類氣體體積分數(shù)普遍小于70%（圖3a），天然氣甲烷（CH4）體積分數(shù)偏小，主要介于 27.28%～72.54% 之間（圖3b），重烴（C2+）體積分數(shù)小，其值普遍低于10%（圖3c），超過60%的樣品干燥系數(shù)大于0.90（圖3d），主要以成熟度較高的干氣為主。北部斷階帶CH4體積分數(shù)小，但干燥系數(shù)大，其原因為非烴類氣體體積分數(shù)大所致。南部斷階帶烴類氣體體積分數(shù)占絕對優(yōu)勢，體積分數(shù)主要集中在90.47%～99.17%之間（圖3a），天然氣CH4體積分數(shù)大，主要介于72.89%～90.00%之間（圖3b），C2+組分體積分數(shù)明顯大于北部斷階帶（圖3c），天然氣干燥系數(shù)主要集中分布在小于0.80和0.90～0.95兩個區(qū)間內，表明南部斷階帶天然氣類型為干氣與濕氣混合型（圖3d）。

目的層深層天然氣藏中非烴氣均以CO2和N2為主（表1），CO2體積分數(shù)介于0.71%～58.81%之間，集中分布于2.00%～30.00%之間。CO2高值區(qū)出現(xiàn)在北部斷階帶靠近控凹斷層F12處的部分井，如BD211B井4 268.5 m（體積分數(shù)28.99%）、BD211C井4 218.5 m（48.83%）。其CO2體積分數(shù)偏大的原因為F12斷層長期活動且伸入基底，幔源產(chǎn)生的CO2沿該斷層向上運移，受該斷層影響區(qū)域CO2體積分數(shù)普遍偏大，位于研究區(qū)周緣的神狐隆起的BD153A井揭示其CO2體積分數(shù)高達

97.39%。南部斷階帶CO2體積分數(shù)介于0.71%～7.26%之間，集中分布于1.00%～3.00%之間。北部斷階帶N2體積分數(shù)介于0.06%～20.50%之間。綜上所述，北部斷階帶非烴氣體明顯高于南部斷階帶。

2）天然氣碳同位素特征

研究區(qū)甲烷碳同位素（δ13C1）值介于-41.10‰～-37.45‰之間（表1），平均值為-39.97‰；北部斷階帶δ13C1最小為BD211F井，最大為BD211B井；南部斷階帶相較于北部斷階帶天然氣δ13C1值較大，平均值為-39.14‰。乙烷碳同位素（δ13C2）值介于-30.42‰～-28.18‰之間，平均值為-29.40‰，北部斷階帶BD211B井最??；北部斷階帶與南部斷階帶平均值分別為-29.48‰和-29.24‰。丙烷碳同位素（δ13C3）值變化幅度小，介于-27.62‰～-25.82‰之間，平均值為-26.92‰。丁烷碳同位素（δ13C4）值變化介于-26.39‰～-24.96‰之間，平均值為-25.71‰。寶島凹陷南北斷階帶深層天然氣碳同位素值整體偏小，并且具有δ13C1lt;δ13C2lt;δ13C3lt;δ13C4的特征。南北斷階帶碳同位素略有差異，南部斷階帶天然氣碳同位素相較于北部斷階帶重，二者天然氣碳同位素特征均指示有腐泥型有機質的貢獻［28］。

3）天然氣成因特征

通過對研究區(qū)天然氣碳同位素組成分析可知，古近系深層天然氣δ13C1lt;-30.0‰，證明研究區(qū)天然氣為典型的有機成因氣［2930］。戴金星等［29］研究認為，煤成氣的δ13C2值基本上重于-28.0‰，油型氣的δ13C2值基本上輕于-28.5‰，當δ13C2介于-28.5‰～-28.0‰之間為兩類氣共存區(qū)，且以煤成氣為主。將研究區(qū)古近系陵水組三段深層天然氣δ13C1、δ13C2及δ13C3值投入天然氣成因模型［31］（圖4），研究區(qū)天然氣碳同位素值主要落入煤成氣和油型氣區(qū)，表明研究區(qū)具有明顯混源成藏特征。

2.2.2" 儲層特征

寶島凹陷北部斷階帶陵水組三段砂巖樣品的儲層孔隙度為0.91%～20.04%，主要介于10%～15%之間，平均值為11.26%（圖5a）；滲透率介于0.06×10-3～267.65×10-3 μm2之間，集中分布于0.1×10-3～10×10-3 μm2之間，平均值為3.21×10-3 μm2（圖5b），為中孔、低滲儲層。南部斷階帶陵水組三段砂巖樣品的儲層孔隙度主要集中在11.46%～20.78%之間，平均值為14.85%（圖5c）；滲透率介于0.03×10-3～547.97×10-3 μm2之間，總體上小于1×10-3 μm2，平均值為0.41×10-3 μm2（圖5d），為中孔、低滲特低滲儲層。

本次研究統(tǒng)計了10口單井砂地比、砂巖層均厚和砂巖層最大厚度（圖6）。結果表明：北部斷階帶平均砂地比為52.28%，平均最大厚度為29.15 m，

砂巖層均厚為5.65 m；南部斷階帶平均砂地比為37.53%，平均最大厚度為26.98 m，砂巖層均厚為5.50 m。北部斷階帶儲層孔隙度、滲透率、砂地比和儲層均厚等均高于南部斷階帶儲層，整體上，北部斷階帶儲層優(yōu)于南部斷階帶儲層。

2.2.3" 輸導體系類型

切穿多套地層的主控斷裂、斷塊內次級控圈斷裂以及不同沉積類型的規(guī)模砂體，組成了空間中的立體輸導格架，形成了混合輸導模式和Z字型復合輸導模式（圖7）。T字型輸導類型指油氣經(jīng)斷裂垂向運移后進入不整合面和砂體并向兩側運移。Z字型輸導類型是由多條正斷層組成斷階，相鄰斷裂之間由砂體相連接，油氣沿著通源斷裂以及呈階梯狀排列的砂體逐漸向凹陷邊緣構造高部位運聚［32］。寶島凹陷北部斷階帶其輸導模式主要為T字型+Z字型混合輸導。T字型主要為天然氣通過斷塊內部溝通烴源巖的次級斷層短距離垂向輸導后向南北兩側砂體中運移，其次為通過F12斷層垂向輸導后再向北部隆起沿不整合面和砂體輸導。Z字型輸導主要為天然氣通過F121和F2斷層經(jīng)過長距離垂向輸導，再通過斷塊內部次級斷層構成的斷階及砂體形

成的側向輸導。南部斷階帶輸導模式則為Z字型輸導，油氣主要通過南部斷階帶的通源斷層先垂向輸導，再沿斷階帶內砂體呈臺階狀向高部位運移。寶島凹陷北部隆起以T字型輸導為主。與南部斷階帶相比，北部斷階帶沿主要控凹斷裂垂向運移距離更遠。

2.3" 天然氣富集動態(tài)演化

2.3.1" 圈閉演化

寶島凹陷北部斷階帶BD211區(qū)塊早期以控凹斷層垂向輸導為主，陵水組末期，圈閉內總體表現(xiàn)為西高東低的格局（圖8a），構造高點位于區(qū)塊西部，BD211A井至BD211G井發(fā)育北西向脊狀構造高點。區(qū)塊東部處于構造低部位，無明顯圈閉發(fā)育。圈閉定型于三亞組末期（圖8b），該時期區(qū)塊整體格局發(fā)生較大變化，西部構造高點走向從北西向轉為近東西向，發(fā)育于BD211A井至BD211D井一線。區(qū)塊東部BD211E井區(qū)域由于東部邊緣抬升形成構造巖性圈閉，后期東沙運動及新構造運動導致圈閉內部構造高點的持續(xù)變化，最終形成現(xiàn)今西低東高的形態(tài)，加之局部控圈斷層的開啟，造成了早期氣藏在圈閉內部的重新分配（圖8c）。

寶島凹陷南部斷階帶YL106區(qū)塊北部圈閉在陵水組末期形成（圖9a）。控凹斷層短距離近源運聚，圈閉定型于三亞組末期（圖9b）。后期東沙運動及新構造運動導致內部控圈斷層局部構造應力變化，由于局部走滑形成的擠壓應力（圖9c），形成沿南部F101斷層的擠壓小背斜圈閉（圖9d），油氣沿垂向斷裂與砂體構造脊快速運移成藏。

2.3.2" 輸導體系演化

陵水組末期（23.03 Ma），崖城組烴源巖開始成

熟，北部斷階帶內部總體形成小型斷階，以Z字型輸導和T字型輸導為主（圖10a）。早期生成的油氣

沿控

凹斷層短距離運聚到崖城組砂體內部成藏。三亞組末期（15.97 Ma），F(xiàn)121斷層持續(xù)活動，F(xiàn)33、F4斷層持續(xù)變形。部分油氣通過F121進入陵水組三段砂體，早期崖城組內形成的油氣藏也可能通過F33、F4等次級斷層調整進入陵水組三段砂體。在斷階帶以Z+T字型輸導為主，近洼帶以Z字型輸導為主。梅山組—黃流組末期（10.50～5.50 Ma），F(xiàn)121、F33、F4等斷層基本停止活動，砂體內部形態(tài)調整。隆起帶以T字型運移為主，斷階帶內部以丘狀運移為主，近洼帶以Z字型運移為主。油氣主要從B洼沿F2、F1等控圈斷層垂向和陵水組砂體側向運移至圈閉。南部斷階帶早期以Z字型輸導為主（圖10b），東沙運動以后，在南部斷階帶仍以Z字型輸導為主，僅在控圈斷層f1東西段因活動強度的差異導致垂向輸導能力的不同。天然氣總體從深洼區(qū)沿控圈斷層垂向+扇三角洲砂體側向往高部位運聚。相較于北部斷階帶，南部斷階帶輸導模式較為單一，且沿主控斷層垂向運移距離短。

2.3.3" 天然氣充注過程

據(jù)前人研究表明，BD211氣田發(fā)育有黃、綠、藍白色包裹體，具有多期充注的特點［6，33］。北部斷階帶BD211A井陵水組三段儲層識別出3類包裹體：均一溫度為80～100 ℃的油包裹體、均一溫度為130～150 ℃的烴類氣鹽水包裹體（主峰）、均一溫度為140～160 ℃的CO2伴生鹽水包裹體（圖11a）。崖城組儲層識別出2類包裹體：80～90 ℃的油包裹體，以及均一溫度集中在150～160 ℃的烴類氣鹽水包裹體（主峰）（圖11b）。結合BD211A單井埋藏史圖（圖11c）分析，認為陵水組三段儲層經(jīng)歷了3期油氣充注：中新世（16.0～8.0 Ma）油充注、中新世（5.0 Ma）高成熟烴類氣充注，以及現(xiàn)今高成熟烴類伴幔源CO2充注。崖城組儲層經(jīng)歷了2期油氣充注：中新世（20.0～19.0 Ma）油充注，以及中新世（10.0 Ma）至今的高成熟烴類氣充注。

南部斷階帶YL106氣田YL106D井陵水組三段儲層內識別出石英顆粒內發(fā)藍色熒光油包裹體、CH4氣包裹體和含CO2鹽水包裹體，未檢測到發(fā)藍色熒光油包裹體的同期鹽水包裹體。根據(jù)本次實驗所測得流體包裹體均一溫度數(shù)據(jù)，YL106D井陵水組三段流體包裹體均一溫度分布直方圖（圖12a）分析表明，與CO2包裹體同期鹽水包裹體溫度介于97.9～193.1 ℃之間，其主峰均一溫度介于132.3～139.3 ℃之間。CH4氣包裹體伴生的同期鹽水包裹體均一溫度分布范圍廣，其均一溫度介

于92.3～195.4 ℃之間，其主峰均一溫度介于140.2～149.6 ℃之間。YL106D井陵水組三段至少存在2期充注，為一期天然氣充注和一期CO2充注，其主峰均一溫度均明顯高于地質歷史時期地層溫度，而CO2為酸性氣體是熱液中的常見成分［34］，推測為熱液活動所致。結合YL106D井埋藏史圖（圖

12b）分析，YL106區(qū)塊存在3期油氣充注：上新世（5.0 Ma）油充注，以及現(xiàn)今天然氣充注與CO2充注。

3" 差異富集機理

3.1" 生烴潛力的差異

寶島凹陷北部斷階帶BD211區(qū)塊周圍環(huán)繞A洼、B洼和C洼3個生烴洼陷（圖13），具有較高的有機質豐度及較厚的烴源巖，為油氣富集的關鍵。根據(jù)收集的

中海石油（中國）有限公司海南分公司測得烴源巖熱解數(shù)

據(jù)［33］分析可知，漸新統(tǒng)崖城組發(fā)育的黑灰色泥巖的w（TOC）值為0.66%～1.11%，平均值為0.82%，w（S1+S2）為0.61～4.46 mg/g，平均值為3.04 mg/g，為中等偏好的烴源巖。該段烴源巖厚度大，尤其是在BD211區(qū)塊南部C洼內，其烴源巖厚度主要為600～800 m，最厚可達900 m，為BD211氣田的形成提供了優(yōu)質的物質基礎。與北部斷階帶相比，南部斷階帶YL106區(qū)塊僅在北部有一個生烴洼陷D洼，其烴源巖w（TOC）值為0.44%～1.13%，平均值為0.71%，w（S1+S2）為0.75～3.59 mg/g，平均值為2.08 mg/g，為中等偏好的烴源巖。崖城組烴源巖厚度主要為500～700 m?？傮w上，北部斷階帶BD211區(qū)塊具有更多的生烴洼陷，更有利于油氣富集成藏。

3.2" 初次運移條件差異

初次運移的有效性和發(fā)育與烴源巖接觸面積較大的規(guī)模性砂體有關［35］。實鉆結果及地震資料表明，YL106區(qū)塊與BD211區(qū)塊具有相似的特征，卻沒有發(fā)現(xiàn)大規(guī)模油氣藏。據(jù)圖14a分析可知，該時期北部斷階帶發(fā)育大規(guī)模扇三角洲，且伸入生烴主洼內部。從實際巖性（圖14b）分析，BD211A井崖城組三段沉積時沉積了厚約60 m的長石砂巖以及150 m厚的細砂巖與泥巖互層，單層厚度大都在5 m以上，最大可達49 m。相較于寶島凹陷北部斷階帶，南部斷階帶崖城組三段沉積時期扇三角洲砂體沉積規(guī)模小，未能伸入生烴洼陷內。因此，北部斷階帶初次運移條件優(yōu)于南部斷階帶。

3.3" 二次運移保存條件差異

北部斷階帶BD211區(qū)塊斷層活動具有控凹大斷層停止活動時間晚，控圈斷層停止活動時間早的特點，控凹斷層部分區(qū)段在T40（10.50 Ma）后仍具有活動性，而大部分次級斷層于T60（23.03 Ma）前停止活動（圖15a）?？匕紨鄬油砥诘幕顒訛闊N源巖中的油氣向上輸導提供了主要通道，天然氣從崖城組烴源巖經(jīng)過垂向輸導，再經(jīng)砂體側向輸導進入由停止活動的次級斷層構成的相對穩(wěn)定的圈閉中。南部斷階帶斷層則普遍具有靠近凹陷中心斷層停止活動時間晚，遠離凹陷中心停止活動時間早的特點。以YL106A井區(qū)為例，控圈斷層f1西側于T50前停止活動，其輸導條件差，保存條件較好。該井控制的圈閉成藏得益于北部的斷裂活動停止晚，且溝通烴源巖，通過垂向輸導結合短距離側向輸導進入圈閉成藏。而YL106C井圈閉（圖15b），主干斷層于T50（15.97 Ma）前停止活動，其輸導較差，保存能力較好。油氣主要通過北部斷階帶垂向輸導，再經(jīng)由砂體側向輸導進入圈閉中成藏。與北部斷階帶相比，南部斷階帶缺乏大規(guī)模的穩(wěn)定區(qū)塊，輸導和保存能力具有分帶性。南部斷階帶北側斷層的輸導能力強而保存能力弱，油氣成藏主要通過垂向輸導結合短距離側向輸導進入相對保存較好的圈閉中；靠近隆起區(qū)斷層輸導能力弱而保存能力增強，油氣成藏主要通過北部斷階垂向輸導再經(jīng)過較長距離的側向輸導進入到圈閉中。

據(jù)文獻［36］修編。

4" 結論

1）北部斷階帶CH4體積分數(shù)偏低，非烴類氣體體積分數(shù)高，干燥系數(shù)普遍大于0.90，以干氣為主；南部斷階帶天然氣組分中烴類氣體體積分數(shù)高，且具有干氣與濕氣混合特征。南北斷階帶陵水組三段為中孔、低滲特低滲儲層，輸導模式主要為T字型+Z字型混合輸導。

2）北部斷階帶自陵水組沉積末期持續(xù)變形，形成西高東低的形態(tài)，三亞組末期控凹斷層持續(xù)活動，控圈斷層持續(xù)變形，油氣通過控凹斷層進陵水組三段儲層，早期形成的油氣藏通過次級斷層調整進入儲層中，再通過控圈斷層垂向和陵水組砂體側向運移至圈閉。南部斷階帶圈閉于陵水組末期形成，定型于三亞組末期，后期由于局部走滑形成的擠壓應力，形成小背斜圈閉。南部斷階帶油氣充注時間晚于北部斷階帶。

3）YL106區(qū)塊相比BD211區(qū)塊周圍生烴洼陷少，且油氣初次運移條件較差。北部斷階帶BD211控凹斷層停止活動時間晚，控圈斷層停止活動時間早的特點利于油氣成藏。南部斷階帶凹陷中心斷層停止活動時間晚，缺乏大規(guī)模的穩(wěn)定區(qū)塊。

參考文獻（References）：

［1］" 鐘佳，王巖泉.瓊東南盆地松南低凸起花崗巖年代學、地球化學特征及構造環(huán)境［J］.吉林大學學報（地球科學版），2022，52（1）：134148.

Zhong Jia， Wang Yanquan. Geochronology， Geochemistry Characteristics and Tectonic Setting of the Songnan Low Uplift Granite of Qiongdongnan Basin［J］. Journal of Jilin University" （Earth Science Edition）， 2022，52（1）： 134148.

［2］" 張迎朝，徐新德，甘軍，等.瓊東南盆地深水大氣田地質特征、成藏模式及勘探方向研究［J］.地質學報，2017，91（7）：16201633.

Zhang Yingzhao， Xu Xinde， Gan Jun， et al. Study on the Geological Characteristics， Accumulation Model and Exploration Direction of the Giant Deepwater Gas Field in the Qiongdongnan Basin［J］. Acta Geologica Sinica， 2017， 91（7）： 16201633.

［3］" 施和生，楊計海，張迎朝，等.瓊東南盆地地質認識創(chuàng)新與深水領域天然氣勘探重大突破［J］.中國石油勘探，2019，24（6）：691698.

Shi Hesheng， Yang Jihai， Zhang Yingzhao， et al. Geological Understanding Innovation and Major Breakthrough to Natural Gas Exploration in Deep Water in Qiongdongnan Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2019， 24（6）： 691698.

［4］" 王振峰，孫志鵬，張迎朝，等.南海北部瓊東南盆地深水中央峽谷大氣田分布與成藏規(guī)律［J］.中國石油勘探，2016，21（4）：5464.

Wang Zhenfeng， Sun Zhipeng， Zhang Yingzhao， et al. Distribution and Hydrocarbon Accumulation Mechanism of the Giant Deepwater Central Canyon Gas Field in Qiongdongnan Basin， Northern South China Sea［J］. China Petroleum Exploration， 2016， 21（4）： 5464.

［5］" 鄧勇，裴健翔，胡林，等.南海西部海域寶島211氣田的發(fā)現(xiàn)與成藏模式［J］.中國海上油氣，2022，34（5）：1322.

Deng Yong， Pei Jianxiang， Hu Lin， et al．Discovery and Hydrocarbon Accumulation Models of Baodao 211 Gas Field in the Western South China Sea［J］. China Offshore Oil and Gas， 2022， 34（5）： 1322.

［6］" 徐長貴，鄧勇，吳克強，等.南海北部強活動型被動陸緣盆地寶島211大氣田的發(fā)現(xiàn)及地質意義［J］.石油學報，2023，44（5）：713729.

Xu Changgui， Deng Yong， Wu Keqiang， et al. Discovery and Geological Significance of the Large Gas Field Baodao 211 in a Passive Picontinental Basin with Strong Activity in the Northern South China Sea［J］. Acta Petrolei Sinica， 2023， 44（5）： 713729.

［7］" 徐長貴，尤麗.瓊東南盆地松南—寶島凹陷北坡轉換帶特征及其對大中型氣田的控制［J］.石油勘探與開發(fā)，2022，49（6）：10611072.

Xu Changgui， You Li. North Slope Transition Zone of Songnan-Baodao Sag in Qiongdongnan Basin and Its Control on Medium and Large Gas Fields， South China Sea［J］. Petroleum Exploration and Development， 2022， 49（6）： 10611072.

［8］" 甘軍，張亞震，林璐，等.瓊東南盆地寶島凹陷天然氣差異聚集主控因素與成藏模式［J］.地球科學，2023，48（2）：439450.

Gan Jun， Zhang Yazhen， Lin Lu， et al. Main Controlling Factors of Natural Gas Differential Accumulation Model， in Baodao Sag， Qiongdongnan Basin［J］. Earth Science， 2023， 48（2）： 439450.

［9］" 郭書生，廖高龍，梁豪，等.瓊東南盆地BD21井深水區(qū)天然氣勘探重大突破及意義［J］.中國石油勘探，2021，26（5）：4959.

Guo Shusheng， Liao Gaolong， Liang Hao， et al. Major Breakthrough and Significance of Deep-Water Gas Exploration in Well BD21 in Qiongdongnan Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2021， 26（5）： 4959.

［10］" 雷超，任建業(yè)，李緒深，等.瓊東南盆地深水區(qū)結構構造特征與油氣勘探潛力［J］.石油勘探與開發(fā)，2011，38（5）：560569.

Lei Chao， Ren Jianye， Li Xushen， et al. Structural Characteristics and Petroleum Exploration Potential in the Deep-Water Area of the Qiongdongnan Basin， South China Sea［J］. Petroleum Exploration and Development， 2011， 38（5）： 560569.

［11］" 戴娜，鐘寧寧，鄧運華，等.中生代—新生代大陸邊緣盆地海相烴源巖成因類型［J］.石油學報，2015，36（8）：940953.

Dai Na，Zhong Ningning， Deng Yunhua， et al. Genetic Types of Marine Source Rock in Meso-Cenozoic Continental Margin Basins［J］. Acta Petrolei Sinica， 2015， 36（8）： 940953.

［12］" 黃保家，李緒深，王振峰，等.瓊東南盆地深水區(qū)烴源巖地球化學特征與天然氣潛力［J］.中國海上油氣，2012，24（4）：17.

Huang Baojia， Li Xushen， Wang Zhenfeng， et al. Source Rock Geochemistry and Gas Potential in the Deep Water Area， Qiongdongnan Basin［J］. China Offshore Oil and Gas， 2012， 24（4）： 17.

［13］" 張功成，屈紅軍，劉世翔，等.邊緣海構造旋回控制南海深水區(qū)油氣成藏［J］.石油學報，2015，36（5）：533545.

Zhang Gongcheng， Qu Hongjun， Liu Shixiang， et al. Tectonic Cycle of Marginal Sea Controlled the Hydrocarbon Accumulation in Deep-Water Areas of South China Sea［J］. Acta Petrolei Sinica， 2015， 36（5）： 533545.

［14］" 吳飄，侯讀杰，甘軍，等.瓊東南盆地深水東區(qū)漸新統(tǒng)烴源巖發(fā)育模式［J］.沉積學報，2019，37（3）：633647.

Wu Piao， Hou Dujie， Gan Jun， et al. Developmental Model of Oligocene Source Rock in the Eastern Deep-Water Area of Qiongdongnan Basin［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2019， 37（3）： 633647.

［15］" 孫瑞，韓銀學，曾清波，等.瓊東南盆地深水區(qū)東段崖城組沉積特征及對海相烴源巖的控制［J］.石油學報，2019，40（增刊2）：5766.

Sun Rui， Han Yinxue， Zeng Qingbo， et al. Sedimentary Characteristics of Yacheng Formation in the Eastern Deep Water Area in Qiongdongnan Basin and Their Control on Marine Source Rocks［J］. Acta Petrolei Sinica， 2019， 40（Sup.2）： 5766.

［16］" 韓光明，李緒深，王立鋒，等.瓊東南盆地寶島凹陷北坡斷裂體系新認識及與天然氣成藏關系［J］.天然氣地球科學，2013，24（2）：352355.

Han Guangming， Li Xushen， Wang Lifeng， et al. New Explanation of Fault System in Baodao Sag’s Northern Slope of Qiongdongnan Basin and Its Affect for Natural Gas Accumulation［J］. Natural Gas Geoscience， 2013， 24（2）： 352355.

［17］" 賀婉慧，汪偉，尹宏偉，等.瓊東南盆地深水區(qū)構造演化及東西段構造差異對比［J］.高校地質學報，2022，28（5）：644654.

He Wanhui， Wang Wei， Yin Hongwei， et al. Structural Evolution in Deep Water Area of Qiongdongnan Basin and Comparison of Structural Differences Between Eastern and Western Segments［J］. Geological Journal of China Universities， 2022， 28（5）： 644654.

［18］" 楊金海，楊希冰，周杰，等.瓊東南盆地深水區(qū)松南—寶島凹陷反轉構造帶發(fā)育特征及油氣地質意義［J］.海洋學報，2019，41（5）：97106.

Yang Jinhai， Yang Xibing， Zhou Jie， et al. Characteristics of Inversion Structure Belts and Their Hydrocarbon Geological in the Songnan-Baodao Sag in Deep Water Area of the Qiongdongnan Basin［J］. Haiyang Xuebao， 2019， 41（5）： 97106.

［19］" 雷超，任建業(yè)，裴健翔，等.瓊東南盆地深水區(qū)構造格局和幕式演化過程［J］.地球科學：中國地質大學學報，2011，36（1）：151162.

Lei Chao， Ren Jianye， Pei Jianxiang， et al. Tectonic Pattern and Curtain Evolution of the Deep-Water Zone in the Qiongdongnan Basin［J］. Earth Science：Journal of China University of Geosciences， 2011， 36（1）： 151162.

［20］" Taylor B，Hayes D E. The Tectonic Evolution of the South China Basin［M］//Hayes D E. The Tectonic and Geologic Evolution of Southeast Asian Seas and Islands. Washington：American Geophysical Union，1980：89104.

［21］" 姚伯初，萬玲，吳能友.大南海地區(qū)新生代板塊構造活動［J］.中國地質，2004，31（2）：113122.

Yao Bochu， Wan Ling， Wu Nengyou. Cenozoic Plate Tectonic Activity in the Great South China Sea［J］. Geology in China， 2004，31 （2）： 113122.

［22］" 林長松，初鳳友，高金耀，等.論南海新生代的構造運動［J］.海洋學報，2007，29（4）：8796.

Lin Changsong， Chu Fengyou， Gao Jinyao， et al. On the Tectonic Movement of the Cenozoic in the South China Sea［J］. Haiyang Xuebao， 2007，29（4）： 8796.

［23］" 龐雄，任建業(yè)，鄭金云，等.陸緣地殼強烈拆離薄化作用下的油氣地質特征：以南海北部陸緣深水區(qū)白云凹陷為例［J］.石油勘探與開發(fā)，2018，45（1）：2739.

Pang Xiong， Ren Jianye， Zheng Jinyun， et al. Petroleum Geology Controlled by Extensive Detachment Thinning of Continental Margin Crust： A Case Study of Baiyun Sag in the Deep-Water Area of Nnorthern South China Sea［J］. Petroleum Exploration and Development， 2018， 45（1）： 2739.

［24］" 劉曉鋒，孫志鵬，劉新宇，等.南海北部深水區(qū)LS33a鉆井微體古生物年代地層格架［J］.沉積學報，2018，36（5）：890902.

Liu Xiaofeng， Sun Zhipeng， Liu Xinyu， et al. Chronostratigraphic Framework Based on Micro-Paleontological Data from Drilling LS33a in Deep Water Area of Northern South China Sea［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2018， 36（5）： 890902.

［25］" 任建業(yè)，龐雄，于鵬，等.南海北部陸緣深水超深水盆地成因機制分析［J］.地球物理學報，2018，61（12）：49014920.

Ren Jianye， Pang Xiong， Yu Peng， et al. Characteristics and Formation Mechanism of Deepwater and Ultra-Deepwater Basins in the Northern Continental Margin of the South China Sea［J］. Chinese Journal of Geophysics， 2018， 61（12）： 49014920.

［26］" 任建業(yè)，羅盼，高圓圓，等.南海西南次海盆地殼巖石圈伸展破裂過程的構造、沉積和巖漿作用記錄［J］.地球科學，2022，47（7）：22872302.

Ren Jianye， Luo Pan， Gao Yuanyuan， et al. Structural， Sedimentary and Magmatic Records During Continental Breakup at Southwest Sub-Basin of South China Sea［J］. Earth Science， 2022， 47（7）： 22872302.

［27］" 周剛，胡德勝，游君君，等.北部灣盆地潿西南凹陷天然氣地球化學特征及來源探討［J］.天然氣地球科學，2024，35（11）：19231934.

Zhou Gang， Hu Desheng， You Junjun， et al. Geochemical Characteristics and Sources of Natural Gas in the Weixinan Sag， the Beibuwan Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2024，35（11）：19231934.

［28］" 戴金星. 天然氣中烷烴氣碳同位素研究的意義［J］. 天然氣工業(yè)， 2011， 31（12）： 16.

Dai Jinxing. Significance of the Study on Carbon Isotopes of Alkane Gases［J］. Natural Gas Industry， 2011， 31（12）： 16.

［29］" 戴金星，夏新宇，秦勝飛，等.中國有機烷烴氣碳同位素系列倒轉的成因［J］.石油與天然氣地質，2003，24（1）：16.

Dai Jinxing， Xia Xinyu， Qin Shengfei， et al. Causation of Partly Reversed Orders of δ13C in Biogenic Alkane Gas in China［J］. Oil amp; Gas Geology， 2003， 24（1）： 16.

［30］" 戴金星，鄒才能，張水昌，等.無機成因和有機成因烷烴氣的鑒別［J］.中國科學：地球科學，2008，38（11）：13291341.

Dai Jinxing， Zou Caineng， Zhang Shuichang， et al. Identification of Organic Alkane Gases and Inorganic Alkane Gases［J］. Scientia Sinica Terrae， 2008， 38（11）： 13291341.

［31］" 戴金星，倪云燕，秦勝飛，等.四川盆地超深層天然氣地球化學特征［J］.石油勘探與開發(fā)，2018，45（4）：588597.

Dai Jinxing， Ni Yunyan， Qin Shengfei， et al. Geochemical Characteristics of Ultra-Deep Natural Gas in the Sichuan Basin， SW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2018， 45（4）： 588597.

［32］" 楊德彬，朱光有，蘇勁，等.中國含油氣盆地輸導體系類型及其有效性評價［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2011，33（3）：817，189190.

Yang Debin， Zhu Guangyou， Su Jin， et al. Types and Effectiveness Evaluation of the Transporting Systems in China’s Petroliferous Basins［J］. Journal of Southwest Petroleum University （Science amp; Technology Edition）， 2011，33（3）： 817 ，189190.

［33］" 尤麗，權永彬，庹雷，等.瓊東南盆地深水區(qū)寶島211氣田天然氣來源及輸導體系［J］.石油與天然氣地質，2023，44（5）：12701278.

You Li， Quan Yongbin， Tuo Lei， et al. Natural Gas Sources and Migration Pathways of the Baodao 211 Gas Field in the Deep-Water Area of the Qiongdongnan Basin［J］. Oil amp; Gas Geology，2023，44（5）：12701278.

［34］" 王玉萍，董春梅，陳洪德，等.鄂爾多斯盆地中西部奧陶紀熱液活動的證據(jù)及其對儲層發(fā)育的影響［J］.海相油氣地質，2014，19（2）：2331.

Wang Yuping， Dong Chunmei， Chen Hongde， et al. Evidence of Ordovician Hydrothermal Activity in the West-Central Ordos Basin and Its Influence on Rreservoir Development［J］. Marine Origin Petroleum Geology， 2014， 19（2）： 2331.

［35］" 劉道理，杜忠明，許新明，等.古近系油氣初次運移有效性的主控因素：以珠江口盆地西江A和西江B構造圈閉油氣勘探效果對比為例［J］.海洋地質前沿，2017，33（10）：4048.

Liu Daoli， Du Zhongming， Xu Xinming， et al. The Main Controlling Factors of the Effectiveness of Paleoproterozoic Oil and Gas Primary Transport： The Comparison of the Oil and Gas Exploration Effectiveness of Xijiang A and Xijiang B Tectonic Enclosures in the Pearl River Estuary Basin as an Example［J］. Marine Geology Frontiers， 2017， 33（10）： 4048.

［36］" 張功成，紀沫，陳瑩，等.瓊東南盆地“氣聚集帶”的成藏特征與勘探潛力［J］.石油學報，2024，45（1）：226240.

Zhang Gongcheng， Ji Mo， Chen Ying， et al. Accumulation Characteristics and Exploration Potentials of Gas Accumulation Belt in Qiongdongnan Basin［J］. Acta Petrolei Sinica， 2024， 45（1）：226240.