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(jī)理

摘要：

瓊東南盆地寶島凹陷沉積構(gòu)造演化復(fù)雜，存在多套生儲(chǔ)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(zhì)的三角洲砂體是其主要目的層。本文綜合測(cè)井、地震、地球化學(xué)等資料，開展陵水組三段天然氣富集靜態(tài)要素對(duì)比研究，并結(jié)合盆地模擬技術(shù)，闡明天然氣動(dòng)態(tài)成藏的差異性，總結(jié)其主要控制因素。研究表明：北部斷階帶甲烷體積分?jǐn)?shù)偏低，非烴類氣體體積分?jǐn)?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?jǐn)?shù)高，具有干氣與濕氣混合特征。北部斷階帶為中孔、低滲儲(chǔ)層，輸導(dǎo)模式主要為T字型+Z字型混合輸導(dǎo)；南部斷階帶為中孔、低滲特低滲儲(chǔ)層，輸導(dǎo)模式以Z字型輸導(dǎo)為主。北部斷階帶BD211區(qū)塊圈閉定型于三亞組末期，圈閉構(gòu)造高點(diǎn)轉(zhuǎn)為東西向，控凹斷層活動(dòng)，控圈斷層持續(xù)變形，早期崖城組內(nèi)生成的油氣通過次級(jí)斷層進(jìn)入儲(chǔ)層，后期控凹斷層停止活動(dòng)，通過控圈斷層垂向運(yùn)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(yīng)力影響，于F101斷裂處形成小背斜圈閉，其早期與晚期輸導(dǎo)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(jī)理為各生烴次洼生烴潛力、油氣初次運(yùn)移富集程度和二次運(yùn)移保存條件的差異。

關(guān)鍵詞：

差異富集機(jī)理；成藏期次；天然氣；儲(chǔ)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(hào)：TE12;P618.13

文獻(xiàn)標(biāo)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(jī)理.吉林大學(xué)學(xué)報(bào)（地球科學(xué)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(jiǎn)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(zhì)資源評(píng)價(jià)、油氣成藏動(dòng)力學(xué)和油氣成藏機(jī)理方面的研究， E-mail： ty@yangtzeu.edu.cn

基金項(xiàng)目：國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（42172179）；湖北省教育廳科學(xué)研究計(jì)劃資助項(xiàng)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(guó)南海西北部，屬于新生代沉積盆地，具有豐富的油氣儲(chǔ)備以及巨大的勘探價(jià)值［13］。該盆地西部已發(fā)現(xiàn)多個(gè)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(shù)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(dòng)了該地區(qū)古近系油氣勘探的新格局。

前人［78］關(guān)于瓊東南盆地寶島凹陷北部斷階帶構(gòu)造演化早有研究，并且也進(jìn)行了以此為基礎(chǔ)的構(gòu)造控藏研究，但普遍以局部成藏條件差異研究為主，如構(gòu)造控?zé)N源、構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶控砂和輸導(dǎo)體系格架控制天然氣富集等，尚缺乏對(duì)瓊東南盆地寶島凹陷南北斷階帶天然氣差異富集機(jī)理的研究。隨著地震資料全覆蓋及鉆井資料逐漸豐富，關(guān)于寶島凹陷南北斷階帶構(gòu)造差異及其成藏差異也有了更深入的認(rèn)識(shí)。實(shí)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(chǔ)蓋組合類似、輸導(dǎo)體系配置良好以及構(gòu)造脊發(fā)育并指向構(gòu)造高點(diǎn)。沉積構(gòu)造演化的復(fù)雜性導(dǎo)致該地區(qū)油氣成藏過程變得極為復(fù)雜，天然氣富集規(guī)律難以掌握。

因此，在前人研究基礎(chǔ)上，本文對(duì)研究區(qū)內(nèi)鉆井資料進(jìn)行了詳細(xì)剖析，并結(jié)合研究區(qū)4口新單井YL106A、YL106B、YL106C和YL106D分析化驗(yàn)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(zhì)背景

寶島凹陷位于瓊東南盆地北部，屬被動(dòng)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(nèi)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(lái)共經(jīng)歷了3個(gè)構(gòu)造演化階段，分別為斷陷階段（T100T70）、斷坳轉(zhuǎn)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(jìn)與歐亞板塊發(fā)生碰撞，太平洋板塊北北西向俯沖［2122］。該時(shí)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(zhì)粉砂巖及細(xì)砂巖，下部為黃色細(xì)砂巖夾薄層深灰色泥巖。斷坳轉(zhuǎn)換階段印度板塊持續(xù)向北推進(jìn)，印度歐亞板塊發(fā)生全面碰撞。該時(shí)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(zhì)粉砂巖夾不等厚灰色泥巖，是寶島凹陷的重要儲(chǔ)集層。漸新世晚期由于南海擴(kuò)張運(yùn)動(dòng)，海盆發(fā)生南北向擴(kuò)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(lái)，區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)強(qiáng)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(cè)井、地震、地球化學(xué)等資料，結(jié)合盆地模擬技術(shù)，綜合分析了寶島凹陷南北斷階帶天然氣地球化學(xué)、儲(chǔ)層、輸導(dǎo)體系類型、圈閉演化、輸導(dǎo)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(gòu)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(chǔ)層均為漸新統(tǒng)陵水組三段。根據(jù)研究區(qū)內(nèi)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(xué)特征

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

灰色為上覆地層及蓋層；黃色為主要砂巖層；藍(lán)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(duì)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?jǐn)?shù)普遍小于70%（圖3a），天然氣甲烷（CH4）體積分?jǐn)?shù)偏小，主要介于 27.28%～72.54% 之間（圖3b），重?zé)N（C2+）體積分?jǐn)?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?jǐn)?shù)小，但干燥系數(shù)大，其原因?yàn)榉菬N類氣體體積分?jǐn)?shù)大所致。南部斷階帶烴類氣體體積分?jǐn)?shù)占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，體積分?jǐn)?shù)主要集中在90.47%～99.17%之間（圖3a），天然氣CH4體積分?jǐn)?shù)大，主要介于72.89%～90.00%之間（圖3b），C2+組分體積分?jǐn)?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(gè)區(qū)間內(nèi)，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?jǐn)?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?jǐn)?shù)28.99%）、BD211C井4 218.5 m（48.83%）。其CO2體積分?jǐn)?shù)偏大的原因?yàn)镕12斷層長(zhǎng)期活動(dòng)且伸入基底，幔源產(chǎn)生的CO2沿該斷層向上運(yùn)移，受該斷層影響區(qū)域CO2體積分?jǐn)?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?jǐn)?shù)高達(dá)

97.39%。南部斷階帶CO2體積分?jǐn)?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?jǐn)?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(jī)質(zhì)的貢獻(xiàn)［28］。

3）天然氣成因特征

通過對(duì)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(jī)成因氣［2930］。戴金星等［29］研究認(rèn)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(dāng)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(chǔ)層特征

寶島凹陷北部斷階帶陵水組三段砂巖樣品的儲(chǔ)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(chǔ)層。南部斷階帶陵水組三段砂巖樣品的儲(chǔ)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(chǔ)層。

本次研究統(tǒng)計(jì)了10口單井砂地比、砂巖層均厚和砂巖層最大厚度（圖6）。結(jié)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(chǔ)層孔隙度、滲透率、砂地比和儲(chǔ)層均厚等均高于南部斷階帶儲(chǔ)層，整體上，北部斷階帶儲(chǔ)層優(yōu)于南部斷階帶儲(chǔ)層。

2.2.3" 輸導(dǎo)體系類型

切穿多套地層的主控?cái)嗔?、斷塊內(nèi)次級(jí)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(dǎo)格架，形成了混合輸導(dǎo)模式和Z字型復(fù)合輸導(dǎo)模式（圖7）。T字型輸導(dǎo)類型指油氣經(jīng)斷裂垂向運(yùn)移后進(jìn)入不整合面和砂體并向兩側(cè)運(yùn)移。Z字型輸導(dǎo)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(gòu)造高部位運(yùn)聚［32］。寶島凹陷北部斷階帶其輸導(dǎo)模式主要為T字型+Z字型混合輸導(dǎo)。T字型主要為天然氣通過斷塊內(nèi)部溝通烴源巖的次級(jí)斷層短距離垂向輸導(dǎo)后向南北兩側(cè)砂體中運(yùn)移，其次為通過F12斷層垂向輸導(dǎo)后再向北部隆起沿不整合面和砂體輸導(dǎo)。Z字型輸導(dǎo)主要為天然氣通過F121和F2斷層經(jīng)過長(zhǎng)距離垂向輸導(dǎo)，再通過斷塊內(nèi)部次級(jí)斷層構(gòu)成的斷階及砂體形

成的側(cè)向輸導(dǎo)。南部斷階帶輸導(dǎo)模式則為Z字型輸導(dǎo)，油氣主要通過南部斷階帶的通源斷層先垂向輸導(dǎo)，再沿?cái)嚯A帶內(nèi)砂體呈臺(tái)階狀向高部位運(yùn)移。寶島凹陷北部隆起以T字型輸導(dǎo)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(yùn)移距離更遠(yuǎn)。

2.3" 天然氣富集動(dòng)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(dǎo)為主，陵水組末期，圈閉內(nèi)總體表現(xiàn)為西高東低的格局（圖8a），構(gòu)造高點(diǎn)位于區(qū)塊西部，BD211A井至BD211G井發(fā)育北西向脊?fàn)顦?gòu)造高點(diǎn)。區(qū)塊東部處于構(gòu)造低部位，無(wú)明顯圈閉發(fā)育。圈閉定型于三亞組末期（圖8b），該時(shí)期區(qū)塊整體格局發(fā)生較大變化，西部構(gòu)造高點(diǎn)走向從北西向轉(zhuǎn)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(gòu)造巖性圈閉，后期東沙運(yùn)動(dòng)及新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致圈閉內(nèi)部構(gòu)造高點(diǎn)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(nèi)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）?？匕紨鄬佣叹嚯x近源運(yùn)聚，圈閉定型于三亞組末期（圖9b）。后期東沙運(yùn)動(dòng)及新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致內(nèi)部控圈斷層局部構(gòu)造應(yīng)力變化，由于局部走滑形成的擠壓應(yīng)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(gòu)造脊快速運(yùn)移成藏。

2.3.2" 輸導(dǎo)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(nèi)部總體形成小型斷階，以Z字型輸導(dǎo)和T字型輸導(dǎo)為主（圖10a）。早期生成的油氣

沿控

凹斷層短距離運(yùn)聚到崖城組砂體內(nèi)部成藏。三亞組末期（15.97 Ma），F(xiàn)121斷層持續(xù)活動(dòng)，F(xiàn)33、F4斷層持續(xù)變形。部分油氣通過F121進(jìn)入陵水組三段砂體，早期崖城組內(nèi)形成的油氣藏也可能通過F33、F4等次級(jí)斷層調(diào)整進(jìn)入陵水組三段砂體。在斷階帶以Z+T字型輸導(dǎo)為主，近洼帶以Z字型輸導(dǎo)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(dòng)，砂體內(nèi)部形態(tài)調(diào)整。隆起帶以T字型運(yùn)移為主，斷階帶內(nèi)部以丘狀運(yùn)移為主，近洼帶以Z字型運(yùn)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(cè)向運(yùn)移至圈閉。南部斷階帶早期以Z字型輸導(dǎo)為主（圖10b），東沙運(yùn)動(dòng)以后，在南部斷階帶仍以Z字型輸導(dǎo)為主，僅在控圈斷層f1東西段因活動(dòng)強(qiáng)度的差異導(dǎo)致垂向輸導(dǎo)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(cè)向往高部位運(yùn)聚。相較于北部斷階帶，南部斷階帶輸導(dǎo)模式較為單一，且沿主控?cái)鄬哟瓜蜻\(yùn)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(lán)白色包裹體，具有多期充注的特點(diǎn)［6，33］。北部斷階帶BD211A井陵水組三段儲(chǔ)層識(shí)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(chǔ)層識(shí)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(jié)合BD211A單井埋藏史圖（圖11c）分析，認(rèn)為陵水組三段儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層內(nèi)識(shí)別出石英顆粒內(nèi)發(fā)藍(lán)色熒光油包裹體、CH4氣包裹體和含CO2鹽水包裹體，未檢測(cè)到發(fā)藍(lán)色熒光油包裹體的同期鹽水包裹體。根據(jù)本次實(shí)驗(yàn)所測(cè)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(zhì)歷史時(shí)期地層溫度，而CO2為酸性氣體是熱液中的常見成分［34］，推測(cè)為熱液活動(dòng)所致。結(jié)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(jī)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(gè)生烴洼陷（圖13），具有較高的有機(jī)質(zhì)豐度及較厚的烴源巖，為油氣富集的關(guān)鍵。根據(jù)收集的

中海石油（中國(guó)）有限公司海南分公司測(cè)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(nèi)，其烴源巖厚度主要為600～800 m，最厚可達(dá)900 m，為BD211氣田的形成提供了優(yōu)質(zhì)的物質(zhì)基礎(chǔ)。與北部斷階帶相比，南部斷階帶YL106區(qū)塊僅在北部有一個(gè)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(yùn)移條件差異

初次運(yùn)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(guān)［35］。實(shí)鉆結(jié)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(shí)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(nèi)部。從實(shí)際巖性（圖14b）分析，BD211A井崖城組三段沉積時(shí)沉積了厚約60 m的長(zhǎng)石砂巖以及150 m厚的細(xì)砂巖與泥巖互層，單層厚度大都在5 m以上，最大可達(dá)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(shí)期扇三角洲砂體沉積規(guī)模小，未能伸入生烴洼陷內(nèi)。因此，北部斷階帶初次運(yùn)移條件優(yōu)于南部斷階帶。

3.3" 二次運(yùn)移保存條件差異

北部斷階帶BD211區(qū)塊斷層活動(dòng)具有控凹大斷層停止活動(dòng)時(shí)間晚，控圈斷層停止活動(dòng)時(shí)間早的特點(diǎn)，控凹斷層部分區(qū)段在T40（10.50 Ma）后仍具有活動(dòng)性，而大部分次級(jí)斷層于T60（23.03 Ma）前停止活動(dòng)（圖15a）。控凹斷層晚期的活動(dòng)為烴源巖中的油氣向上輸導(dǎo)提供了主要通道，天然氣從崖城組烴源巖經(jīng)過垂向輸導(dǎo)，再經(jīng)砂體側(cè)向輸導(dǎo)進(jìn)入由停止活動(dòng)的次級(jí)斷層構(gòu)成的相對(duì)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(dòng)時(shí)間晚，遠(yuǎn)離凹陷中心停止活動(dòng)時(shí)間早的特點(diǎn)。以YL106A井區(qū)為例，控圈斷層f1西側(cè)于T50前停止活動(dòng)，其輸導(dǎo)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(dòng)停止晚，且溝通烴源巖，通過垂向輸導(dǎo)結(jié)合短距離側(cè)向輸導(dǎo)進(jìn)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(dòng)，其輸導(dǎo)較差，保存能力較好。油氣主要通過北部斷階帶垂向輸導(dǎo)，再經(jīng)由砂體側(cè)向輸導(dǎo)進(jìn)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(dǎo)和保存能力具有分帶性。南部斷階帶北側(cè)斷層的輸導(dǎo)能力強(qiáng)而保存能力弱，油氣成藏主要通過垂向輸導(dǎo)結(jié)合短距離側(cè)向輸導(dǎo)進(jìn)入相對(duì)保存較好的圈閉中；靠近隆起區(qū)斷層輸導(dǎo)能力弱而保存能力增強(qiáng)，油氣成藏主要通過北部斷階垂向輸導(dǎo)再經(jīng)過較長(zhǎng)距離的側(cè)向輸導(dǎo)進(jìn)入到圈閉中。

據(jù)文獻(xiàn)［36］修編。

4" 結(jié)論

1）北部斷階帶CH4體積分?jǐn)?shù)偏低，非烴類氣體體積分?jǐn)?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?jǐn)?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(chǔ)層，輸導(dǎo)模式主要為T字型+Z字型混合輸導(dǎo)。

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(dòng)，控圈斷層持續(xù)變形，油氣通過控凹斷層進(jìn)陵水組三段儲(chǔ)層，早期形成的油氣藏通過次級(jí)斷層調(diào)整進(jìn)入儲(chǔ)層中，再通過控圈斷層垂向和陵水組砂體側(cè)向運(yùn)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(yīng)力，形成小背斜圈閉。南部斷階帶油氣充注時(shí)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(yùn)移條件較差。北部斷階帶BD211控凹斷層停止活動(dòng)時(shí)間晚，控圈斷層停止活動(dòng)時(shí)間早的特點(diǎn)利于油氣成藏。南部斷階帶凹陷中心斷層停止活動(dòng)時(shí)間晚，缺乏大規(guī)模的穩(wěn)定區(qū)塊。

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