李安琪 邱 宇 葉 綺 李夏露 王真真

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057）

0 引言

瓊東南盆地位于中國南海北部大陸邊緣，面積約為6×104km2，為在前新生代基底上發(fā)育的陸緣拉張型含油氣盆地［1-2］。崖南凹陷是目前瓊東南盆地淺水區(qū)勘探程度最高、天然氣最為富集的凹陷，1983年在該凹陷西北部發(fā)現了我國海上首個千億立方米級大型氣田——崖城13-1氣田，證實崖南凹陷發(fā)育漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系烴源巖，從而成為瓊東南盆地大中型油氣田勘探的重點區(qū)域之一［3］。但在崖城13-1 氣田發(fā)現后，崖南凹陷周緣歷經多年勘探工作均未獲得突破性進展，僅在北部崖城凸起發(fā)現崖城13-4、崖城13-6 氣藏和崖城7-4、崖城14-1 含油氣構造，以及在崖南低凸起發(fā)現崖城21-1 含氣構造，其余鉆井均只見到少量或無油氣顯示，反映出崖南凹陷周緣油氣運移成藏過程較為復雜，油氣勘探工作難度較大［4-6］。近年來李緒深等［7］和胡忠良等［8-9］通過生烴動力學研究認為，崖城凸起崖城13-4、13-6 氣藏下中新統(tǒng)三亞組一段天然氣與崖城13-1 氣田陵水組天然氣屬于同一來源，均來自于崖南凹陷崖城組海陸過渡相煤系烴源巖。趙必強［10］通過包裹體鹽度、最小捕獲壓力以及均一溫度的變化規(guī)律推斷崖城13-4、13-6氣藏為崖城13-1氣田天然氣溢出后向淺層運移再聚集的結果，提出崖南凹陷—崖城凸起區(qū)域經歷了從崖城13-1向崖城13-6再到崖城13-4的運移成藏過程。楊紅君［11］認為崖城凸起西部3-1號斷裂為崖城13-1 氣田油氣垂向運移進入崖城凸起三亞組一段崖城13-4、13-6 氣藏的重要通道。但值得注意的是，崖城13-6 氣藏巖性圈閉并未完全充滿，為何在并未充滿的情況下仍有天然氣繼續(xù)向崖城13-4氣藏運移聚集？此外目前對于崖城13-6氣藏北部邊界的認識是含氣砂巖向北部尖滅形成氣藏邊界，但崖城13-6 氣藏三亞組一段三角洲砂巖儲層主要物源方向即來自于西北方向，砂巖為何會向物源方向產生尖滅？對于現有油氣成藏認識所存在的這一系列疑問，仍需要開展進一步的深入研究工作。因此，筆者嘗試綜合分析崖城凸起區(qū)域已鉆井、三維地震以及地球化學、儲層物性分析化驗等資料，結合區(qū)域構造特征與沉積環(huán)境，從氣源對比、斷裂特征、沉積儲層、油氣運移過程等多個方面對研究區(qū)油氣成藏特征進行研究，明確崖城凸起區(qū)域三亞組一段油氣藏成藏特征以及油氣運移聚集規(guī)律，以期為下一步油氣勘探部署提供依據。

1 區(qū)域地質背景

崖城凸起位于瓊東南盆地西北部，其西南、南部以3號斷裂為界與崖南凹陷相鄰，北部、東部則與崖北凹陷相接，面積約1 000 km2（圖1）。現今構造特征表現為向西南傾的大型單斜形態(tài)，局部因斷裂活動影響形成NW-SE 走向洼槽地貌，并伴生小型披覆背斜及斷鼻構造。崖城凸起之上缺失始新統(tǒng)和漸新統(tǒng)沉積，主要發(fā)育下中新統(tǒng)三亞組和中中新統(tǒng)梅山組、上中新統(tǒng)黃流組、上新統(tǒng)鶯歌海組、第四系樂東組地層。

圖1 瓊東南盆地崖城凸起構造位置圖

三亞組一段為崖城凸起主要的勘探目的層，縱向上可根據巖性、電性特征進一步劃分為2個砂組。研究區(qū)主力含氣層系即三亞組一段一砂組，其巖性以灰色灰質中砂巖、細砂巖為主，測井自然伽馬曲線表現為箱狀、鋸齒狀，整體下粗上細的反旋回特征，地層厚度介于10～40 m，并自北向南呈逐漸減薄的趨勢；三亞組一段二砂組巖性特征與一砂組相似，均為灰色灰質中砂巖、細砂巖，但自然伽馬曲線表現為箱狀、指狀，下細上粗的正旋回特征，地層厚度介于30～80 m。一砂組、二砂組之間存在局部的泥巖隔層，其厚度在5～25 m不等，呈現出西南薄、東北部增厚，并向北部快速減薄尖滅的特征。三亞組一段上覆為梅山組地層，巖性主要為厚層灰色灰質泥巖夾薄層灰色泥質粉砂巖、灰?guī)r，地層厚度介于80～150 m，為研究區(qū)廣泛分布的區(qū)域蓋層。

2 氣藏類型及特征

崖城凸起區(qū)域在三亞組一段一砂組中已經發(fā)現崖城13-4、崖城13-6氣藏，并均已投入開發(fā)生產。其中崖城13-4 為披覆背斜型底水氣藏，其氣層壓力為27.06 MPa，壓力系數為1.001 8，地層溫度為134 ℃，為常壓氣藏。天然氣氣體組分以甲烷為主，占87.34%，凝析油含量為22.1～26.8 g／m3，凝析油氣比為0.27～0.33 m3／104m3。崖城13-4氣藏三亞組一段砂巖儲層孔隙度平均為17.6%，主要分布區(qū)間在16%～22%，滲透率平均可達494.21 mD，屬于中孔隙度高滲透率儲層，測試天然氣無阻流量達到490×104m3／d，為高產氣層。崖城13-6 氣藏為構造背景下的巖性氣藏，氣藏北部及南部均為巖性邊界，東部受到斷層邊界控制，氣藏驅動類型以弱彈性邊底水驅動為主。其氣層壓力為29.28 MPa，壓力系數為0.998 3，地層溫度為130 ℃，同為常壓氣藏。崖城13-6 氣藏三亞組一段砂巖儲層孔隙度平均為13.6%，平均滲透率為45.2 mD，計算天然氣無阻流量為33×104m3／d。從以上數據不難發(fā)現，崖城13-6 氣藏儲層物性相對崖城13-4氣藏較差，屬于低孔隙度中滲透率儲層。

3 油氣成藏特征

3.1 天然氣特征及氣源對比

崖南凹陷內主要發(fā)育漸新統(tǒng)崖城組海陸過渡相煤系烴源巖，其有機顯微組分主要表現為富鏡質組、貧惰質組、貧殼質組+腐泥組，烴源巖類型以Ⅲ型（腐殖型）有機質為主，部分為Ⅱ2型（腐泥—腐殖型）有機質，烴源巖以產氣為主［12-14］。崖城13-1 氣田多口鉆井在崖城組鉆遇煤層及碳質泥巖層，其有機碳含量高達8.55%～65.90%，S1+S2為14.3～142.8 mg，崖城組泥巖有機碳含量則在0.41%～1.96%，且絕大部分有機碳豐度均大于1.0%，具備很好的生氣潛力，為崖城13-1氣田的主力烴源層系［15-16］。

崖城13-4和崖城13-6氣藏天然氣地球化學特征表明［8-9］，其天然氣組分以烴類氣為主，其中甲烷含量介于83.94%～87.58%，干燥系數為0.93～0.94，且甲烷δ13C 同位素值偏重，為-37.32‰～-33.60‰（表1）。天然氣凝析油富含異構烷烴，天然氣芳烴化合物、陸源生物標志物“W、T”、奧利烷含量均較低，與崖城13-1 氣田陵水組天然氣及凝析油地球化學特征基本一致，說明其油氣來源均為崖南凹陷內部崖城組海陸過渡相煤系烴源巖。

表1 崖城13-4、13-6氣藏與崖城13-1氣田天然氣地球化學特征對比表

3.2 構造及斷裂特征

崖城凸起三亞組一段氣藏位于崖南凹陷以北，垂向上距離崖城組烴源巖1 000～1 500 m，且陵水組一段、二段均以厚層泥巖為主，因此溝通深部烴源巖與淺層三亞組一段三角洲砂巖的斷裂成為崖城凸起三亞組一段氣藏垂向跨層運聚“源外”成藏的重要油氣運移通道。

研究區(qū)主要發(fā)育NW、近EW 走向兩組斷裂，其中近EW 走向的3 號斷裂為崖南凹陷北部的控凹斷裂，其活動時間主要為漸新世崖城組—陵水組沉積時期，早中新世三亞組沉積時期斷距已經較小，中中新世梅山組沉積時期即停止活動，主要控制崖南凹陷內部漸新統(tǒng)沉積。在崖南凹陷烴源巖主要的油氣運移充注時刻——上新世時期斷裂并未活動，而且三亞組一段三角洲砂巖展布范圍并未延伸至3號斷裂附近，缺乏斷裂與骨架砂巖的溝通，對油氣運移貢獻較小。因此3號斷裂上升盤所鉆探的兩口鉆井未能獲得油氣發(fā)現。

研究區(qū)NW向斷裂為具有剪切性質的羽狀伴生斷裂，其中3-1號斷裂為崖城凸起的西部邊界斷層，其活動時間較長，自漸新世崖城組沉積時期至上新世鶯歌海組沉積時期均在活動，并直接切割三亞組一段三角洲砂巖，從而成為溝通崖南凹陷崖城組源巖與三亞組一段三角洲砂巖儲層的有效通道，為深部油氣向淺部儲層運移提供了良好的輸導條件，現今崖城凸起之上的油氣主要來自于西南方向3-1號斷裂的貢獻。崖城凸起之上的NW向斷裂僅在三亞組沉積時期活動，其垂向斷距較小，往往僅有10～20 m，未能完全切斷三亞組一段三角洲砂巖，斷裂側向封堵條件有限，因此斷裂上升盤形成的斷背斜、斷鼻構造有效圈閉面積往往較小，但斷裂平面展布距離較長，形成了多條NW走向的構造脊線，從而控制了崖城凸起之上油氣的側向運移聚集?，F今所發(fā)現的崖城13-4、13-6 氣藏以及崖城7-4 含油氣構造均位于構造脊線附近，即可反映崖城凸起之上的NW向斷裂對油氣側向運移的控制作用。

3.3 儲蓋組合特征

瓊東南盆地三亞組一段沉積時期主要為濱淺海沉積環(huán)境，海南隆起粗碎屑物質供應在這一時期較為充沛，并沿古地貌溝槽向低部位搬運沉積，在崖城凸起形成大型三角洲沉積體系。平面上該三角洲呈NW-SE 方向展布，面積約650 km2，崖城13-4、13-6 氣藏位于三角洲中部，主力儲層一砂組、二砂組為三角洲水下分流河道微相（圖2）。根據巖心觀察及巖石薄片資料表明，一、二砂組巖性以長石石英砂巖為主，部分為長石砂巖，巖石粒級以中砂巖為主，部分為粗砂巖，顆粒大小分布不均，分選中等—差，多呈次圓—次棱角狀?？紫额愋鸵栽ｉg孔為主，另有部分長石溶孔、生物溶孔，少量粒內溶孔和海綠石溶孔，孔隙連通性較好。

圖2 瓊東南盆地崖城凸起三亞組地層對比圖

梅山組沉積時期由于海平面持續(xù)上升，北部海南島物源碎屑物質供應相對不足，崖城凸起區(qū)域演變?yōu)榇竺娣e的淺水臺地沉積。通過精細古地貌恢復發(fā)現，崖城凸起局部存在凹槽微地貌（圖3），形成一條自北東流向南西方向的水道，并在崖城13-6 氣藏以北分為南、北兩支，呈現“Y”字形的形態(tài)特征，其下切深度自北東向南西方向逐漸加深，局部最深處可超過80 m，普遍切穿三亞組一段一砂組而未切穿二砂組。該條水道在地震剖面上“U”字形特征明顯易于辨識，其內部充填呈弱振幅、連續(xù)性差、較雜亂反射特征，波阻抗反演剖面其內部表現為高阻抗特征，據此認為水道內部主要為泥質充填，不發(fā)育砂巖沉積。

圖3 瓊東南盆地崖城凸起梅山組沉積時期古地貌形態(tài)圖

4 油氣成藏模式及勘探方向

崖南凹陷南部已經有崖城19-1、崖城21-1等多個構造在漸新統(tǒng)崖城組鉆遇壓力系數超過1.8的異常高壓層［17-20］，揭示崖南凹陷內部崖城組烴源巖由于受到晚期快速沉降引起的壓實不均衡和烴源巖成熟生排烴等多種因素作用形成異常高壓，超壓流體在壓力累積至足夠使泄壓斷裂開啟或受到構造運動誘發(fā)時，可以突破上覆封蓋層系發(fā)生集中排泄，向淺部運移成藏［21-22］。胡忠良（2005）等通過對研究區(qū)儲層流體包裹體資料的研究認為，崖南凹陷崖城組天然氣存在兩期運移充注過程，其中第一期運移充注時間在距今5.5～3.0 Ma，而第二期也是最為主要的一期，天然氣大量充注時間為距今2 Ma，屬于超壓幕式排放控制的油氣晚期快速高效成藏［8-9］。

崖南凹陷崖城組烴源巖所生成的天然氣主要向崖南凹陷西北部壓力低勢區(qū)運移，除形成崖城13-1氣田之外，油氣亦通過鶯歌海組時期仍在活動的NW走向3-1號斷裂垂向運移至崖城凸起淺層三亞組一段三角洲砂巖，并在梅山組厚層灰質泥巖、泥灰?guī)r封蓋層系之下通過三角洲輸導砂體繼續(xù)向北部側向運移，其優(yōu)勢運移路徑主要受到NW向斷裂活動形成的構造脊線背景、梅山組泥質水道與三角洲砂體切割關系的共同控制（圖4）。

圖4 瓊東南盆地崖城凸起三亞組油氣運移路徑圖

由于梅山組泥質水道南支、北支下切深度較深，完全切穿一砂組而未切穿二砂組，因此在泥質水道南側形成依靠水道側封的一砂組、二砂組巖性氣藏即崖城13-6 氣藏。梅山組“Y”字形泥質水道南支、北支所夾持的三角形區(qū)域內一砂組砂巖被泥質水道完全切割封閉。因此油氣無法向該區(qū)域的一砂組砂巖聚集成藏，但油氣仍可通過泥質水道未能完全切割封閉的二砂組砂巖繼續(xù)沿NW向斷裂形成的構造脊線向北部高部位形成運移聚集，YC7-4-1 井所鉆遇的三亞組一段氣層即來自于該條油氣運移路徑，更高部位的披覆背斜圈閉仍具備較大的成藏潛力（圖5）。

圖5 瓊東南盆地崖城凸起三亞組油氣成藏模式圖

此外，崖城13-6 氣藏的東北部邊界受到NW 走向斷層控制，但斷層垂向斷距較小，僅15～20 m，遠遠小于一、二砂組砂巖厚度，斷層兩盤砂巖未能完全斷開。因此崖城13-6氣藏氣水界面與斷層下降盤一砂組砂巖頂部埋深一致，為-3 011 m。崖城13-6氣藏所溢出的天然氣同樣可以沿斷層下降盤一砂組砂巖西南低、東北高的構造形態(tài)繼續(xù)向東北部運移聚集，從而形成崖城13-4 披覆背斜氣藏，并在崖城13-4 氣藏充滿溢出后繼續(xù)沿NW 向斷裂F2 形成的構造脊線向北部運移，該條運移路徑高部位的披覆背斜、斷鼻構造以及依靠梅山組泥質水道中支側封的巖性圈閉同樣為下步勘探的有利方向。

5 結論

1）崖城凸起緊鄰崖南凹陷崖城組海陸過渡相煤系烴源巖，具備優(yōu)越的烴源物質基礎，長期活動的溝源斷裂與崖城凸起之上廣泛分布的三亞組一段三角洲砂巖形成有效耦合，形成高效油氣垂向+側向運移輸導體系。

2）三亞組一段三角洲水下分流河道砂巖儲層埋藏淺，孔滲物性好，與上覆梅山組厚層淺水臺地相泥巖、灰質泥巖形成區(qū)域性儲蓋組合，具備形成構造、巖性油氣藏的有利條件。

3）崖城凸起三亞組一段油氣成藏主要受到NW向斷裂活動形成的構造脊線、梅山組泥質水道對三亞組一段三角洲砂體切割關系的共同控制，具有“3-1 號斷裂垂向輸導、斷裂脊線側向運聚、泥質水道切割封閉、構造巖性共同控藏”的成藏模式。

4）下一步油氣勘探工作應以落實崖城凸起區(qū)域的油氣優(yōu)勢運移輸導路徑為重點，位于油氣運移斷裂脊線路徑上的披覆背斜、斷鼻構造以及依靠泥質水道側封的巖性圈閉成藏的可能性較高。