黃保家 王振峰 梁 剛

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司)

瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷天然氣來源及運聚模式*

黃保家 王振峰 梁 剛

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司)

瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷發(fā)育巨厚的第三系沉積,尤其是SS22-1、SS17-2氣田的重要發(fā)現(xiàn)使之成為近年來油氣勘探關(guān)注的熱點地區(qū)。綜合利用鉆獲天然氣及烴源巖地化資料,并結(jié)合深水區(qū)地質(zhì)條件,分析了中央峽谷天然氣的組成特征與成因類型、來源及運聚機理。結(jié)果表明,中央峽谷上中新統(tǒng)黃流組的天然氣以烴類氣為主且干燥系數(shù)高,甲烷、乙烷碳同位素較重,屬高成熟煤型氣;天然氣輕烴參數(shù)、甲烷氫同位素組成及烷烴氣碳同位素指紋均與YC13-1氣田天然氣相似,伴生的凝析油檢測出在崖城組烴源巖中普遍發(fā)現(xiàn)的奧利烷和樹脂化合物等特征標(biāo)志物,指示這些天然氣可能主要來自陵水凹陷南斜坡前三角洲背景下的漸新統(tǒng)崖城組煤系及淺海泥巖富含的陸源有機質(zhì);進而建立了底辟(裂隙)溝源、浮力及深部高壓驅(qū)動、晚期成藏的天然氣運聚模式,由此預(yù)示在深水區(qū)除了中央峽谷之外,中央坳陷的北部斷坡帶、緊靠崖城組烴源灶的南部低凸起也是天然氣聚集的有利場所。

天然氣;組成特征;成因類型;來源;運聚模式;中央峽谷;深水區(qū);瓊東南盆地

瓊東南盆地是南海北部大陸架4個含油氣盆地之一,面積約6.5萬km2。其中,深水區(qū)(水深＞300m)位于盆地南部,包括樂東、陵水、松南、寶島、長昌和北礁等凹陷及陵南低凸起和南部隆起,面積約4.5萬km2。大量的研究成果表明,瓊東南盆地構(gòu)造演化經(jīng)歷了早期裂陷和晚期拗陷2個主要階段[1]:古近紀斷陷期,盆內(nèi)充填了始新統(tǒng)湖相、下漸新統(tǒng)崖城組海陸過渡相和上漸新統(tǒng)陵水組濱淺海相地層,其中崖城組被認為是盆地的主要烴源巖[2-5];新近紀拗陷期,盆內(nèi)充填了淺海相—半深海相地層,自下而上為下中新統(tǒng)三亞組、中中新統(tǒng)梅山組、上中新統(tǒng)黃流組、上新統(tǒng)鶯歌海組和第四系,其中深水區(qū)中央峽谷發(fā)育于黃流組—鶯歌海組二段沉積期(10.5～3.8 Ma),其內(nèi)發(fā)育重力流優(yōu)質(zhì)儲層、巖性-構(gòu)造及巖性圈閉,是天然氣重要勘探領(lǐng)域之一[6]。迄今為止已在瓊東南盆地淺水區(qū)發(fā)現(xiàn)YC13-1氣田和多個中小型氣田及一系列含氣構(gòu)造,天然氣地質(zhì)儲量約1 000億m3。近年來,該盆地深水區(qū)天然氣勘探也獲得重要突破,在中央峽谷相繼發(fā)現(xiàn)了SS22-1和SS17-2優(yōu)質(zhì)氣藏(圖1);同時,在陵水凹陷北坡也鉆獲SS13-2氣藏,展現(xiàn)出盆地深水區(qū)蘊藏著豐富的天然氣資源和良好的勘探潛力。

關(guān)于瓊東南盆地淺水區(qū)天然氣來源與運聚模式已有不少學(xué)者作過深入工作[2,7-10],但有關(guān)盆內(nèi)深水區(qū)天然氣成因和成藏研究目前還比較薄弱,相關(guān)成果報道也甚少。為了探討瓊東南盆地深水區(qū)天然氣分布規(guī)律,進一步尋找新的大中型氣田,必須弄清深水區(qū)天然氣來源及成藏機理,為此,筆者在對盆內(nèi)深水區(qū)及其周緣已發(fā)現(xiàn)天然氣的來源進行詳細調(diào)查的基礎(chǔ)上,分析天然氣充注和成藏過程,探討深水區(qū)天然氣運聚模式,將有助于進一步圈定深水區(qū)含油氣系統(tǒng)和天然氣勘探有利區(qū)帶。

圖1 瓊東南盆地深水區(qū)和中央峽谷位置圖

1 天然氣組成特征及成因類型

1.1 烴類氣

近年來,在瓊東南盆地深水區(qū)相繼鉆獲了SS22-1、SS17-2氣藏,特別是最近在深水區(qū)自營首鉆SS17-2巖性圈閉群獲高產(chǎn)商業(yè)氣流,取得了深水區(qū)天然氣勘探實質(zhì)性的突破,展現(xiàn)出該區(qū)巨大的天然氣勘探潛力。SS22-1和SS17-2氣田位于瓊東南盆地陵水凹陷中央峽谷,水深1 300～1 400m,于上中新統(tǒng)黃流組海相砂巖發(fā)現(xiàn)優(yōu)質(zhì)商業(yè)氣藏。據(jù)MDT測試采樣分析結(jié)果,瓊東南盆地深水區(qū)天然氣組分以烴類氣為主,甲烷含量91.2%～93.3%, C2+重?zé)N含量5.9%～7.5%,非烴含量很低(如CO2含量為0.21%～0.76%、N2含量僅為0.31%～0.68%),C1/C1-5比值為0.92～0.94,最高可達0.97;來自SS22-1-1井的天然氣甲烷碳同位素值介于-38.38‰～-39.40‰,且乙烷碳同位素值明顯偏重(介于-25.90‰～-26.20‰),大于我國煤型氣乙烷碳同位素組成統(tǒng)計的下限值[11](為-27‰),天然氣成因類型應(yīng)劃歸為高成熟煤型氣(圖2)。另外,SS22-1氣田天然氣甲烷氫同位素值較重,為-144‰～-147‰(表1),甲、乙烷碳同位素和甲烷氫同位素組成都與YC13-1氣田非常相似[4],因此,在關(guān)系圖上,SS22-1與YC13-1氣田的天然氣一起同落在煤型氣區(qū)(圖2),推測深水區(qū)SS22-1和SS17-2氣田天然氣具有與YC13-1氣田天然氣相似的成烴母質(zhì),即來自崖城組腐殖型有機質(zhì)。此觀點也由天然氣中高異構(gòu)烷烴含量所支持,如SS17-2氣田天然氣C5-7輕烴以異構(gòu)烷烴為主(含量為35%～65%),正構(gòu)烷烴和環(huán)烷烴含量分別占25%～50%和5%～25%。盡管異構(gòu)烷烴的來源與有機質(zhì)類型和成熟度有關(guān),但通常情況下偏腐殖型有機質(zhì)較腐泥型有機質(zhì)生成更多的異構(gòu)烷烴[11-13]。

圖2 瓊東南盆地中央峽谷天然氣成因類型判識

1.2 二氧化碳氣

依據(jù)碳同位素組成和含量,可將在瓊東南盆地深水區(qū)及其附近已發(fā)現(xiàn)氣藏天然氣中的CO2分為2類(表1)。從表1可見,SS22-1和SS17-2氣田天然氣中的CO2含量低(＜1%),δ13CCO2介于-9.6‰～-8.5‰,該類CO2可能主要為有機成因;而位于2號斷裂附近的BD19-2陵水組二、三段氣藏CO2含量高達18.72%～87.52%,δ13CCO2值介于-7.5‰～-4.26‰之間,R/Ra為2.66～6.25,這些特征類似于我國東部巖漿侵入成因的無機。這預(yù)示來自BD19-2氣藏的幔源CO2可能是沿著2號大斷裂運移進入陵水組砂巖儲層中,縱向上,該氣藏富CO2氣層主要出現(xiàn)在漸新統(tǒng)下部的陵水組三段;而漸新統(tǒng)陵二段淺部氣層則以烴類氣為主,C1-5含量達76.66%～87.99%(如表1中樣品BD1923-1和BD1923-2),CO2含量僅為4.42%～18.72%,淺部儲層CO2含量銳減,這種分布特征與我國東部黃驊坳陷友愛村斷塊CO2氣藏相似,即深大斷裂或火成巖體附近CO2富集,離開主斷裂后CO2含量隨著埋深變淺而明顯降低[14]。這說明,該區(qū)域幔源CO2氣在縱向上的影響范圍有限,而在遠離2號斷裂的深水區(qū)鉆遇富CO2氣的風(fēng)險會大大降低。

表1 瓊東南盆地深水區(qū)天然氣組分及同位素組成

2 天然氣來源

2.1 烴源巖特征

瓊東南盆地北部淺水區(qū)的勘探及研究成果表明,漸新統(tǒng)崖城組和陵水組廣泛分布,為海岸平原—半封閉淺海沉積。崖城組為海岸平原沼澤相含煤地層,沉積受半地塹控制,已證實為該盆地的主力生氣層:煤及碳質(zhì)泥巖主要發(fā)育于崖南凹陷北部和崖北凹陷南部斜坡,凹陷中部可能漸變?yōu)榘敕忾]淺海沉積。分析認為,南海北部大陸架中新統(tǒng)烴源巖主要發(fā)育于鶯歌海盆地裂后熱沉降形成的中央坳陷,這套半封閉淺海及半深海砂泥巖地層最大厚度達5 000m,是底辟淺層氣田的主要氣源層。相比于鶯歌海盆地,瓊東南盆地樂東凹陷裂后期(N1—Q)沉積厚度也達3 000～4 000m,局部地區(qū)可達5 000m;其沉積特征與鶯歌海盆地中央坳陷帶相似,以淺海、半深海相泥巖及砂巖為主,推測其可能有一定的生氣潛力。

位于瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷的SS2-1-1井鉆遇厚約48m漸新統(tǒng)崖城組,為濱淺海相沉積,其暗色泥巖有機質(zhì)類型為Ⅲ型干酪根,TOC值在1.24%～1.46%之間,屬于較好烴源巖;位于陵水凹陷南部邊緣的SS33-1-1井鉆遇厚約300m漸新統(tǒng)崖城組暗色泥巖,單層最大厚度達75m,為濱岸平原—淺海相沉積,泥巖TOC值為0.33%～1.17%,平均值為0.8%,與淺水區(qū)鉆遇的崖城組泥巖相近[4]。值得一提的是,北礁凹陷斜坡上的SS19-1-1井在崖城組鉆遇3層累計約6m厚的薄煤層,這套煤系烴源巖TOC值高達0.5%～21.0%,是深水區(qū)的優(yōu)質(zhì)氣源巖,按照我國陸相烴源巖的評價標(biāo)準(zhǔn),應(yīng)屬于中等—好烴源巖(圖3)。由此可見,瓊東南盆地中央坳陷,特別是陵水凹陷、松南—寶島凹陷和北礁凹陷漸新統(tǒng)存在類似于崖南凹陷海岸平原—淺海相烴源巖[4]。值得注意的是,盡管半封閉淺海相崖城組泥巖TOC值不高,大多數(shù)樣品TOC值介于0.5%～1.5%之間,但其厚度大且分布廣、成熟度高,可部分補償其有機質(zhì)含量偏低的不足,因此也具有較大的生氣能力。

圖3 瓊東南盆地深水區(qū)崖城組烴源巖生烴潛力評價

有機顯微組分鑒定結(jié)果表明,SS19-1-1井崖城組樣品的有機屑顯微組成中優(yōu)勢組分為鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組,含量分別為40%～70%和8%～15%;殼質(zhì)組含量較低,通常＜25%;水生植物來源的無定形有機質(zhì)很少(圖4),類似于淺水區(qū)崖城組烴源巖干酪根顯微組成特征,有機質(zhì)類型為Ⅱ2—Ⅲ型,以生氣為主。由此可見,瓊東南盆地深水區(qū)中央坳陷也發(fā)育與淺水區(qū)相似的富含陸源有機質(zhì)的崖城組氣源巖。

圖4 瓊東南盆地深水區(qū)崖城組烴源巖干酪根顯微組成

瓊東南盆地深水區(qū)地溫梯度通常在4.0～4.4℃/ 100m[4,10],受巖漿侵入影響,局部地區(qū)出現(xiàn)熱異常,地溫梯度高達4.83℃/100m。深水區(qū)中央坳陷主力烴源巖崖城組埋深在4 000～7 000m,盆地模擬結(jié)果顯示,陵水凹陷中部的崖城組主生氣窗在中新世—上新世,而凹陷斜坡帶崖城組烴源巖大量生氣時間比較晚,大約在上新世以后[4],與中央峽谷中新世晚期圈閉形成時間匹配較好,這為天然氣大規(guī)模聚集提供了有利條件。盡管始新統(tǒng)湖相烴源巖在深水區(qū)尚未鉆遇,但地震解釋認為深水區(qū)有該套烴源巖分布,且在緊鄰寶島凹陷北東邊緣的BD15-3-1井漸新統(tǒng)陵水組油砂抽提物中發(fā)現(xiàn)比較豐富的C30-4甲基甾烷,這是相鄰的珠江口盆地始新統(tǒng)文昌組烴源巖及其生成的原油的特征生物標(biāo)志化合物[4,10],暗示瓊東南盆地深水區(qū)也可能存在始新統(tǒng)傾油性湖相烴源巖,這套地層現(xiàn)今的埋藏深度大部分超過6 000m,目前進入裂解氣階段,可能為天然氣來源提供另一種補充。

2.2 氣源對比

天然氣組分和碳同位素組成特征為氣源對比提供了有效信息[16]。就腐殖型有機質(zhì)而言,隨著熱演化程度增加,其所生成天然氣的甲烷及其同系物的碳同位素變重、C1/C1-5比值增大。前已述及,SS22-1氣田天然氣甲烷碳同位素較重(為-38.38‰～-39.40‰)、C1/C1-5比值高達0.94,在δ13C1—δ13C2關(guān)系圖上落在高成熟區(qū)域(Ro約1.5%,圖5),而產(chǎn)氣層上中新統(tǒng)黃流組埋深約2 000m(扣除海水深度),圍巖實測Ro為0.4%～0.5%,未成熟,不具備生氣條件,很顯然天然氣來自深部烴源灶。從天然氣成熟度和SS22-1氣藏單點模擬結(jié)果推定,更可能來自深部崖城組烴源巖。

圖5 SS22-1氣田天然氣δ13C1與δ13C2關(guān)系圖

天然氣碳同位素指紋氣-氣對比結(jié)果為上述結(jié)論提供了有力的證據(jù),研究結(jié)果表明天然氣中濕氣組分如乙烷、丙烷、正丁烷及異正丁烷既反映其母源和成熟度,同時受運移作用的影響很小[18],因此被認為是氣源對比更有效的工具。如圖6所示,SS22-1和YC13-1氣田天然氣烷烴碳同位素組成相似,僅甲烷碳同位素值有某些變化,而重?zé)N的碳同位素值變化很小,這2個氣田的碳同位素組成曲線具有明顯的相似性,表明它們可能來自相似的烴源巖相。同時,指示烴源巖古環(huán)境的氫同位素組成特征[19]也支持了上述觀點,表1顯示SS22-1氣田天然氣甲烷氫同位素為-144‰～-147‰,與來自崖城組煤系烴源巖的YC13-1氣田天然氣甲烷氫同位素值相近。

圖6 SS22-1與YC13-1氣田天然氣烷烴碳同位素指紋對比曲線

幸運的是,在陵水凹陷北坡發(fā)現(xiàn)的SS13-2氣藏(圖1)獲得了少量凝析油,為研究深水區(qū)天然氣來源提供了更確切的信息。據(jù)分析,來自SS13-2氣藏的凝析油密度小(為0.824 2 g/cm3)和含蠟量低(為1.42%),Pr/Ph值高達4.39,凝析油中檢測出在YC13-1氣田凝析油中普遍發(fā)現(xiàn)的陸源生物標(biāo)志化合物奧利烷及雙杜松烷,與崖城組烴源巖有密切的對比關(guān)系(圖7)。與YC13-1-2井凝析油相比,盡管SS13-2-1井凝析油的奧利烷豐度與其不相上下,但來源于被子植物的雙杜松烷含量卻低得多,說明往凹陷中部被子植物有機屑輸入逐漸減少。

綜上所述,結(jié)合深水區(qū)中央峽谷的地質(zhì)背景,推測SS22-1和SS17-2氣田天然氣主要來自陵水凹陷南部緩坡的下伏崖城組烴源巖(圖8),可能有前三角洲背景下的煤系及近岸淺海泥巖富含的陸源有機質(zhì)之共同貢獻,SS13-2氣藏天然氣也來自陵水凹陷。

圖7 SS13-2-1井凝析油/巖飽和烴色譜-質(zhì)譜對比圖

圖8 瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷SS22-1氣田天然氣運聚模式

3 天然氣運聚模式及其地質(zhì)意義

前已述及,深水區(qū)中央峽谷SS22-1和SS17-2氣田天然氣主要來自下伏崖城組烴源巖,天然氣運聚模式如圖8所示。影響天然氣運移的2個最常見動力是浮力和異常高壓。在淺層正常壓力帶,天然氣運移主要靠浮力;而在瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷成藏動力學(xué)系統(tǒng)中,商業(yè)天然氣聚集可能既有浮力又有異常壓力的驅(qū)動,從高勢區(qū)向低勢區(qū)運移。有意義的是,超壓在SS22-1-1井鉆遇,黃流組儲層砂巖井深小于3 500m(埋藏深度2 100m),壓力系數(shù)＜1.10,處于正常壓力帶;進入井深大約3 600m的梅山組地層鉆遇超壓(壓力系數(shù)＞1.5),主力烴源巖崖城組的預(yù)測壓力系數(shù)高達2.10[4]。在凹陷深部烴源巖發(fā)育的超壓無疑是油氣運移的重要驅(qū)動力,而溝通烴源巖的底辟模糊帶及裂隙則為天然氣向上運移提供了重要通道。根據(jù)過SS22-1氣田的地震剖面解釋結(jié)果,在中央峽谷的下方可見類似于鶯歌海盆地底辟構(gòu)造的氣煙囪(圖9),這些氣煙囪(模糊帶)向下切入深部崖城組烴源巖,往上潛伏于SS22-1水道底部,構(gòu)成了天然氣向上運移的重要通道。前已述及,SS22-1氣田儲層為上中新統(tǒng)黃流組,圈閉有效蓋層形成于上新世鶯歌海組沉積晚期(大約3.5 Ma以后),這意味著SS22-1氣田成藏較晚,但由于高壓驅(qū)動的天然氣運移通常具有高的排烴效率,使得該氣田在很短時間內(nèi)形成商業(yè)聚集,這從另一方面也預(yù)示位于深水區(qū)的中央凹陷帶含有較豐富的天然氣資源?？梢?從源-運角度來看,中央峽谷由于靠近烴源灶,且發(fā)育良好的儲層和油氣運移通道,故擁有適合天然氣聚集的有利條件,SS22-1及SS17-2氣藏的發(fā)現(xiàn)為這一觀點提供了很好的例證。此外,中央坳陷的北部斷坡帶由于2號斷裂系統(tǒng)向下切入高成熟的崖城組氣源巖,源-運條件優(yōu)越,無疑是盆內(nèi)天然氣勘探的另一個重要領(lǐng)域;同時,緊靠崖城組烴源灶的南部隆起也應(yīng)是天然氣聚集的有利場所(圖1、8),值得進一步深入研究。

圖9 過中央峽谷SS22-1氣田的地震剖面

4 結(jié)論與認識

1)瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷SS22-1和SS17-2氣田上中新統(tǒng)黃流組的天然氣組分以烴類氣為主, CO2含量低,干燥系數(shù)高;甲烷、乙烷碳同位素較重,屬高成熟煤型氣;反映沉積環(huán)境的甲烷氫同位素組成與YC13-1氣田天然氣相近,指示天然氣來自海相或海陸過渡相烴源巖。

2)氣源對比結(jié)果表明,瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷天然氣碳同位素指紋及輕烴參數(shù)與YC13-1氣田天然氣相似;依據(jù)共享同一生烴凹陷的SS13-2氣藏凝析油的生物標(biāo)志化合物特征及其與漸新統(tǒng)崖城組烴源巖良好的對比關(guān)系,推測中央峽谷天然氣可能主要來自陵水凹陷南斜坡前三角洲背景下的崖城組煤系及淺海相泥巖烴源巖富含的陸源有機質(zhì)。

3)瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷已發(fā)現(xiàn)的氣田位于崖城組烴源灶之上,天然氣運聚模式為底辟(裂隙)溝源、浮力和深部高壓雙重驅(qū)動、晚期成藏,這種運聚模式預(yù)示在深水區(qū)除了中央峽谷之外,中央坳陷的北部斷坡帶、緊靠崖城組烴源灶的南部低凸起也是天然氣聚集的有利場所,是下步勘探的重要領(lǐng)域。

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Natural gassource andmigration-accumulationpattern in the central canyon,the deep water area,Q iongdongnan basin

Huang Baojia Wang Zhenfeng Liang Gang
(Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong,524057)

The deep water area in Qiongdongnan basin has been one of the hydrocarbon exploration focuses in recent years because of its huge volume of Tertiarysediments,especially themajor discoveries of SS22 and SS17-2 gas fields in its central canyon.By comprehensively applying the geochemical data from the discovered gas andsource rocks and combining with the geology in the deep water area,the composition,origin,source andmigration-accumulationpattern were analyzed for the gas in the central canyon.The results revealed that:(1)The natural gas in Upper MioceneHuangliu Formation is composedpredominantly by hydrocarbon gas,high in drying coefficient and relatively heavier in carbon isotope ofmethane and ethane,and belongs to coal-type gases with highmaturity;(2)The light hydrocarbonparameters of gas,hydrogen isotope composition ofmethane and carbon isotopic fingerprints of hydrocarbon gas aresimilar to those of the gas in YC13-1 field,and the distinctive biomarkers generally found in thesource rocks of Yacheng Formation,such as oleanane and resin,have been detected in the associated condensate,indicating that the gasmay beprimarily generated from the terrigenous organicmatter in Oligocene Yacheng Formation coal-bearingsequence and neriticmudstones in aprodeltasetting on thesouthslope of Lingshuisag;(3)From the hydrocarbonmigration-accumulationpattern with diapir(fracture)pathway,buoyancy and deep high-pressure drives and late accumulation,it ispredicted that besides the central canyon,the north faulted-slope zone in the central depression and thesouth low-uplift adjacent to the hydrocarbon kitchen in Yacheng Formation will also be favorableplaces for gas accumulation in the deep water area.

natural gas;composition;origin;source;migration-accumulationpattern;the central canyon; the deep water area;Qiongdongnan basin

2014-05-05改回日期:2014-07-29

(編輯:周雯雯)

*“十二五”國家科技重大專項“南海北部深水區(qū)潛在富生烴凹陷評價(編號:2011ZX05025-002)”部分研究成果。

黃保家,男,教授級高級工程師,2003年獲中國科學(xué)院研究生院博士學(xué)位,中國海洋石油總公司勘探專家,主要從事油氣地化與成藏綜合研究。地址:廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱(郵編:524057)。E-mail:huangbj@cnooc.com.cn。