梁 剛 甘 軍 李 興

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

瓊東南盆地陵水凹陷天然氣成因類型及來源*

梁 剛 甘 軍 李 興

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

梁剛，甘軍，李興.瓊東南盆地陵水凹陷天然氣成因類型及來源[J].中國海上油氣，2015,27(4)：47-53.

Liang Gang，Gan Jun，Li Xing.Genetic types and origin of natural gas in Lingshui sag, Qiongdongnan basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):47-53.

陵水13-2、陵水17-2大氣田的發(fā)現(xiàn)使得陵水凹陷成為瓊東南盆地天然氣勘探的熱點地區(qū)。綜合利用天然氣及烴源巖地球化學(xué)分析資料并結(jié)合地質(zhì)條件，分析了陵水凹陷天然氣組分特征、成因類型及來源，結(jié)果表明：該凹陷天然氣干燥系數(shù)較低，其中凹陷北坡為反映凝析氣藏組分特征的濕氣，南坡為反映富含凝析油氣藏特征的偏干濕氣；該凹陷天然氣中乙烷等重?zé)N碳同位素值較重，輕烴C7富含甲基環(huán)己烷，反映天然氣為典型煤型氣；該凹陷北坡天然氣成熟度低于南坡，天然氣碳同位素指紋特征以及凝析油低含蠟量、高含陸源輸入的奧利烷和雙杜松烷等生物標(biāo)志物特征均與崖城13-1氣田類似，指示天然氣主要來自該凹陷漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖，其中凹陷北坡天然氣混有中新統(tǒng)低成熟淺海相泥質(zhì)烴源巖的貢獻(xiàn)。

天然氣；煤型氣；煤系烴源巖；淺海相烴源巖；陵水凹陷；瓊東南盆地

瓊東南盆地天然氣勘探經(jīng)歷了曲折的過程。20世紀(jì)80年代在崖南凹陷鉆探發(fā)現(xiàn)了崖城13-1大氣田，此后近30年的多輪勘探效果均不佳，直到2010年在陵水凹陷南坡深水區(qū)鉆探LS22-1-1井獲得60 m厚氣層，并于2013年分別在陵水凹陷北坡與南坡深水區(qū)LS22-1-1井附近發(fā)現(xiàn)了陵水13-2和陵水17-2氣田。前人對崖城13-1氣田的天然氣成因及來源做過系統(tǒng)研究，主流觀點認(rèn)為天然氣為高成熟煤型氣，來源于崖南凹陷漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖[1-3]。對于LS22-1-1井的天然氣，前人研究認(rèn)為是高成熟煤型氣，來源與崖城13-1氣田類似，從而推斷陵水凹陷也存在與崖南凹陷類似的海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖[4-6]。筆者在前人研究基礎(chǔ)上，從陵水13-2和陵水17-2氣田天然氣地化特征入手，分析其成因類型及來源，以期為陵水凹陷乃至整個瓊東南盆地今后的油氣勘探起到啟發(fā)和借鑒作用。

1 地質(zhì)背景

瓊東南盆地是南海北部大陸邊緣新生代斷陷盆地，位于海南島與西沙群島之間，總體呈NEE向展布。該盆地的形成演化與復(fù)雜的斷裂活動相關(guān)，平面上可劃分為北部坳陷、中部隆起、中央坳陷和南部隆起等4個一級構(gòu)造單元(圖1)，剖面上具有典型的“下斷上坳”雙層結(jié)構(gòu)：下構(gòu)造層包括古近系始新統(tǒng)和漸新統(tǒng)崖城組、陵水組，其中始新統(tǒng)為陸相湖泊沉積，漸新統(tǒng)崖城組為海陸過渡相含煤沉積，陵水組為濱淺海相沉積；上構(gòu)造層包括新近系中新統(tǒng)三亞組、梅山組、黃流組，上新統(tǒng)鶯歌海組及第四系樂東組，基本為持續(xù)沉降的海相沉積[7-9](圖2)。陵水凹陷位于瓊東南盆地中央坳陷，北鄰陵水低凸起，南抵陵南低凸起，西接樂東凹陷，東與松南低凸起相鄰(圖1)，面積約4 600 km2,整體呈“北斷南超”的凹陷結(jié)構(gòu)(圖2)。陵水凹陷主要發(fā)育2套儲蓋組合[10]，其中北坡主要發(fā)育中中新統(tǒng)梅山組海底扇儲層，蓋層為上中新統(tǒng)黃流組—上新統(tǒng)鶯歌海組—第四系海相泥巖，以陵水13-2氣田為代表(該氣田為典型的高溫高壓氣藏，壓力系數(shù)為1.9，地溫梯度為3.8℃/100 m，PVT分析氣油比為2 188，是典型的凝析氣藏)；南坡主要發(fā)育上中新統(tǒng)黃流組濁積水道儲層，蓋層為上新統(tǒng)鶯歌海組—第四系海相泥巖，以陵水17-2氣田為代表(該氣田為高溫常壓氣藏,壓力系數(shù)為1.2，地溫梯度為3.7℃/100 m，PVT分析氣油比為38 378，是高含凝析油的氣藏)。

圖1 瓊東南盆地構(gòu)造單元劃分

圖2 瓊東南盆地區(qū)域構(gòu)造地震剖面(剖面位置見圖1)

2 天然氣成因類型

2.1 天然氣組分特征

根據(jù)探井MDT和DST取樣采集到的天然氣樣品分析結(jié)果(表1)，陵水凹陷天然氣主要組分為烴類氣體，非烴氣(N2+CO2)含量低。根據(jù)5口井13個氣樣天然氣組分分析結(jié)果(表1)，陵水凹陷北坡陵水13-2氣田反映出凝析氣藏天然氣組分特征，而陵水凹陷南坡陵水17-2氣田反映出富含凝析油氣藏天然氣組分特征。

表1 陵水凹陷天然氣組分及碳同位素組成

注：帶*為DST樣品，其余為MDT樣品。

2.2 天然氣碳同位素特征

天然氣δ13C2值受成熟度的影響較小，能夠較準(zhǔn)確地反映成氣母質(zhì)的屬性，因此將δ13C2值-28‰作為劃分油型氣和煤型氣的標(biāo)準(zhǔn)[11]。陵水凹陷北坡陵水13-2氣田天然氣δ13C2值為-26.49‰～-24.41‰，南坡陵水17-2氣田天然氣δ13C2值為-26.20‰～-23.51‰ (表1)，均重于-28‰，顯示出煤型氣的特征(圖3)。一般而言，天然氣δ13C1值受母質(zhì)類型和成熟度的影響，在母質(zhì)類型相同時，隨著天然氣成熟度的升高，δ13C1值逐漸變重。陵水凹陷北坡陵水13-2氣田天然氣δ13C1值為-44.89‰～-40.11‰，為成熟氣；而南坡陵水17-2氣田天然氣δ13C1值為-39.20‰～-36.78‰，為高熟氣(表1、圖3)，說明北坡天然氣成熟度低于南坡。另外，烷烴氣碳同位素系列及其倒轉(zhuǎn)情況可以為天然氣成因、原生型和次生變化提供信息[12]，其中有機成因原生烷烴氣的碳同位素系列為正碳同位素系列，而無機成因原生烷烴氣的碳同位素系列則是負(fù)碳同位素系列。陵水凹陷北坡和南坡氣田天然氣基本上表現(xiàn)為正碳同位素系列，即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4，不存在倒轉(zhuǎn)情況，說明這些烷烴氣是原生型有機成因氣。

圖3 陵水凹陷氣田天然氣碳同位素成因分類

2.3 天然氣輕烴特征

天然氣C7輕烴化合物中甲基環(huán)己烷的大量存在是煤型氣輕烴的特征，各種結(jié)構(gòu)的二甲基環(huán)戊烷的大量出現(xiàn)則是油型氣輕烴的特點，而正庚烷則主要來自藻類和細(xì)菌，并受成熟度的影響[13]，因此利用C7輕烴化合物組成三角圖可以較好地識別不同成因類型天然氣來源。陵水凹陷氣田天然氣C7輕烴化合物三角圖顯示，甲基環(huán)己烷含量最高，其次是二甲基環(huán)己烷和正庚烷，表現(xiàn)為煤型氣特征(圖4)。

圖4 陵水凹陷氣田天然氣C7輕烴化合物成因分類

3 天然氣來源

3.1 烴源巖特征

瓊東南盆地目前已發(fā)現(xiàn)油氣成因類型及油氣源對比結(jié)果表明，該盆地發(fā)育始新統(tǒng)湖相烴源巖、漸新統(tǒng)海陸過渡相烴源巖、漸新統(tǒng)淺海相烴源巖、中新統(tǒng)淺海相烴源巖等4類烴源巖，其中始新統(tǒng)烴源巖以生油為主，其余3類烴源巖均以生氣為主[4-6,14-16]。

瓊東南盆地始新統(tǒng)湖相烴源巖目前還未鉆遇，已鉆獲的原油具有高蠟低硫特征，且檢測出豐富的C304-甲基甾烷[17-18]，其生物標(biāo)志物特征與北部灣盆地始新統(tǒng)湖相烴源巖十分類似(圖5)，另外結(jié)合地震資料分析結(jié)果，推測瓊東南盆地也存在這套以生油為主的始新統(tǒng)湖相烴源巖。該盆地漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系烴源巖及鉆獲的凝析油以高含陸源輸入標(biāo)志的奧利烷和W、T雙杜松烷為特征[19](圖5)，其中碳質(zhì)泥巖和煤有機質(zhì)豐度高，TOC含量為8.55%～95.50%，具有很好的生氣潛力；漸新統(tǒng)淺海相烴源巖特征為高含奧利烷，不含雙杜松烷及C304-甲基甾烷(圖5)，TOC含量大多為0.5%～1.5%，以腐殖型干酪根為主，該套烴源巖分布廣、規(guī)模大，生氣潛力亦較大[1-3]。該盆地中新統(tǒng)淺海相烴源巖特征為中等含量的奧利烷，不含雙杜松烷及C304-甲基甾烷，與漸新統(tǒng)淺海相烴源巖相似(圖5)，部分鉆井揭示這套烴源巖有一定的生氣潛力，有機質(zhì)類型同樣以腐殖型干酪根為主，分布廣、規(guī)模大，但比漸新統(tǒng)淺海相烴源巖埋深淺、成熟度低，生氣潛力較小。

陵水凹陷目前沒有鉆遇漸新統(tǒng)烴源巖，但其南側(cè)的陵南低凸起LS33-1-1井鉆遇了漸新統(tǒng)崖城組與陵水組暗色泥質(zhì)烴源巖，其中崖城組暗色泥巖總厚度299.7 m，單層最厚75.2 m,為海岸平原沉積，TOC含量0.59%～1.17%，平均值0.81%，為中等烴源巖；陵水組暗色泥巖總厚度211.7 m，單層最厚36.6 m，為淺海相沉積，TOC含量0.54%～1.22%，平均值0.74%，為中等烴源巖。陵水凹陷東南側(cè)的北礁凹陷YL19-1-1井在崖城組一段鉆遇海岸平原沉積，暗色泥巖總厚度561.7 m，錄井發(fā)現(xiàn)3層共4.7 m厚的煤層，煤樣TOC含量最高值20.75%，平均值1.82%，為好烴源巖，與崖南凹陷海陸過渡相煤系烴源巖十分相似，因此推測陵水凹陷存在崖城組煤系烴源巖，且規(guī)模及生烴潛力均較大。另外，中新統(tǒng)淺海相烴源巖在陵水凹陷LS13-2-1等多口井鉆遇，泥巖TOC含量大都小于0.5%，部分樣品達(dá)0.5%～1.0%，為中等烴源巖。

3.2 氣源對比

3.2.1 氣-氣對比

天然氣重?zé)N氣組分反映母質(zhì)來源及成熟度，同時受運移等次生作用的影響較小，因而是氣源對比的有效指標(biāo)[20]。通過與崖南凹陷崖城13-1氣田進(jìn)行氣-氣對比來推測陵水凹陷可能的氣源巖，結(jié)果顯示陵水凹陷反映母質(zhì)來源的重?zé)N碳同位素δ13C2—δ13C4與崖城13-1氣田特征相似(圖6)，推測天然氣均來源于漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖。

3.2.2 油-氣對比

陵水北坡LS13-2-1井、陵水南坡LS17-2-1井天然氣與共生凝析油輕烴指紋特征基本一致(圖7)，表明油、氣基本同源，可以采用以凝析油作為“橋梁”的方法追蹤天然氣的來源。根據(jù)含蠟量不同，可以把瓊東南盆地凝析油分為3類，即以Ying9井為代表的高蠟型凝析油、以崖城13-1北塊(YC13-1-1/2井)為代表的中蠟型凝析油和以崖城13-1南塊(YC13-1-4/6井)為代表的低蠟型凝析油。LS13-2-1/2、LS17-2-1井凝析油屬低蠟型，與崖城13-1南塊類似，因此推測來源于漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖(圖8)。

陵水凹陷北坡的陵水13-2氣田、南坡陵水17-2氣田凝析油均高含奧利烷、雙杜松烷，不含C304-甲基甾烷，表明其與崖城13-1氣田有相似來源，均來源于漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖(圖5)。陵水凹陷氣田凝析油中奧利烷、雙杜松烷含量低于崖城13-1氣田，分析可能是由于淺海相泥巖的貢獻(xiàn)比例較大。陵水凹陷漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系和淺海相泥質(zhì)烴源巖目前處于高成熟—過成熟階段，中新統(tǒng)淺海相烴源巖處在低熟—成熟階段[4-6,21]，凹陷南坡的高成熟氣與漸新統(tǒng)烴源巖成熟度對應(yīng)較好，而北坡天然氣為成熟天然氣，其成熟度較低的原因是混入了中新統(tǒng)低成熟淺海相泥質(zhì)烴源巖的貢獻(xiàn)。

圖5 瓊東南盆地和鄰區(qū)烴源巖及油氣的甾萜烷特征

圖6 陵水凹陷氣田與崖城13-1氣田天然氣碳同位素指紋對比

from gas fields in Lingshui sag and YC13-1 gas field橫坐標(biāo)注釋：1—iC4/nC4；2—iC5/nC5；3—nC5/CC5；4—2.2-DMC4/CYC5；5—2-MC5/3—MC5；6—3-MC5/nC6；7—CYC6/2-MC6；8—nC7/MCYC6；9—3-MC6/1-c-3-DMC5；10—2-MC5/nC5；11—nC6/MCC5；12—2-MC6/2.3-DMC5；13—3-MC6/nC7；14—2-MC6/nC7；15—2MC5/nC6；16—石蠟指數(shù)I； 17—庚烷值H/10；18—Benzene/nC6；19—Toluene/nC7。

圖8 瓊東南盆地凝析油含蠟量分類

4 結(jié)論與認(rèn)識

1) 陵水凹陷北坡天然氣干燥系數(shù)小，為典型濕氣，反映凝析氣藏天然氣組分特征；南坡天然氣干燥系數(shù)大，為偏干濕氣，反映富含凝析油氣藏天然氣組分特征。該凹陷天然氣乙烷碳同位素值均較重，屬于典型煤型氣，其中北坡天然氣甲烷碳同位素值輕于南坡，反映北坡天然氣成熟度低于南坡。另外，陵水凹陷天然氣C7輕烴組分中富含甲基環(huán)己烷，同樣指示天然氣為煤型氣成因。

2) 根據(jù)凝析油及烴源巖生物標(biāo)志物特征，陵水凹陷發(fā)育4類烴源巖，即富含C304-甲基甾烷的始新統(tǒng)湖相油源巖，富含奧利烷及雙杜松烷的漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系氣源巖，含一定量奧利烷、不含雙杜松烷和C304-甲基甾烷的漸新統(tǒng)淺海相和中新統(tǒng)淺海相氣源巖。

3) 氣源對比結(jié)果表明，陵水凹陷天然氣主要來自該凹陷漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖，其中凹陷北坡天然氣混入了中新統(tǒng)低成熟淺海相泥質(zhì)烴源巖的貢獻(xiàn)。

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(編輯：張喜林)

Genetic types and origin of natural gas in Lingshui sag, Qiongdongnan basin

Liang Gang Gan Jun Li Xing

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Lingshui sag becomes a hot area of natural gas exploration in Qiongdongnan basin because of the discovery of LS 13-2 and 17-2 large gas fields. Composition characteristics, genetic types and origin of natural gas in Lingshui sag were analyzed by utilizing geochemical analysis information of natural gas and source rocks, combined with geological conditions. It is concluded that the gas drying coefficient is low in Lingshui sag, in which the gas in northern slope is wet gas, reflecting condensate gas reservoir characteristics, and the gas in southern slope is partial dry wet gas, reflecting gas reservoir characteristics with rich condensate oil. Carbon isotope ratios of heavy hydrocarbons such as ethane in the sag are heavier, and lighter hydrocarbon C7is rich in methyl cyclohexane, which indicates the typical coal-type gas. The lower natural gas maturity in northern slope of the sag than that of southern slope, fingerprint characteristics of natural gas carbon isotope, low wax content of condensate oil, high content of biological markers of terrigenous input such as oleanane and bicadinane are similar to YC 13-1 gas field, indicating the gas mainly from Oligocene marine-continental transitional facies coal measure strata and neritic facies mud hydrocarbon source rocks. Part of natural gas in northern slope of the sag is from Miocene low mature neritic facies mud source rocks.

natural gas; coal-type gas; coal measure source rock; neritic source rock; Lingshui sag; Qiongdongnan basin

梁剛，男，工程師,碩士，現(xiàn)從事地球化學(xué)與成藏生產(chǎn)和研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱(郵編：524057)。電話：0759-3910369。E-mail:lianggang@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0047-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.006

TE122.1+14

A

2014-11-24 改回日期：2015-02-23

*“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。