油气储存于基底变质岩、火成岩裂缝中，并通过背斜或渗透率的差异性而成藏，最早LANDES等[1]在1960年将之定义为古潜山油气藏。当时该类油气藏在委内瑞拉、加利福尼亚、堪萨斯和摩洛哥等地区产量高达17000桶/天（约2400t/d），随后的20年，巴西、利比亚、阿尔及利亚、埃及和俄罗斯等地区陆续也有同样的古潜山油气藏发现[2]。最典型的古潜山研究案例是越南库隆盆地的断裂基底花岗岩油气藏，通过地震解释和构造重建技术对该类油气藏进行了深入研究[3,4]。国内最早的古潜山油气勘探可追溯到1959年的酒西盆地古潜山油藏发现，目前已经在辽河、冀中、济阳、黄骅、渤中等坳陷发现数百个古潜山油气藏。近年来国内学者从古潜山成藏组合、成藏分类、勘探技术以及运移聚集机理方面开展了很多工作[5,6,7,8,9,10,11]。

琼东南盆地深水东区位于盆地东南部，自西向东包含了松南凹陷、松南低凸起、宝岛凹陷、长昌凹陷4个二级构造单元和南部隆起1个一级构造单元（图1），其中松南—宝岛凹陷深水区又可划分为近凹—斜坡带和低凸起（图2），是本文研究的重点区域。近年来深水东区展现出很好的天然气勘探前景，前人对松南低凸起天然气成藏条件与勘探潜力、来源及侧向运聚模式已做了一些研究[12,13]，但运移成藏机制不明确的问题至今未得到解决，影响了进一步勘探成效。深水东区目前勘探现状呈现出明显的差异性，比较好的发现主要集中在松南低凸起Y8区，在下渐新统崖城组和前古近系潜山发现了优质厚气层，而靠近凹陷沉积中心的近凹带勘探效果并不是很好，同在松南低凸起上的Y8区东侧Y2、Y3和其南侧的Y13也均钻探失利。通过文献调研对比发现，Y8潜山领域砂质风化壳、风化裂缝带成藏模式不同于以往报导的碳酸盐岩基底和内幕裂缝带潜山。因此有必要对深水东区天然气的差异富集进行深入研究，急需采用天然气地球化学参数示踪及数值模拟计算等综合方法来揭示古潜山领域天然气运移聚集机制。

图1琼东南盆地构造区划分示意

图2松南—宝岛凹陷结构

1、天然气地球化学特征

1.1天然气成因

深水东区目前发现的天然气主要分布于松南—宝岛凹陷近凹带和松南低凸起区，近凹带以SS36含气构造为代表，松南低凸起区则以Y8-1/8-3气藏为代表，纵向上近凹带天然气主要位于三亚组，低凸起区天然气在三亚组、崖城组和前古近系中均有分布。这些天然气组分普遍富烃，绝大多数含量超过95%。低凸起区天然气组分偏干，干燥系数（C1/C1-5）达0.97以上，甲烷碳同位素值变化区间为-45.5‰～-42.7‰，乙烷碳同位素值分布于-28.4‰～-26.7‰之间。与之形成鲜明对比的是近凹带天然气表现为湿气的特征（干燥系数为0.87），甲乙烷碳同位素值分别为-37‰和-27.4‰（表1）。戴金星[14]研究认为，煤型气的δ13C2值基本上大于-28‰，油型气乙烷碳同位素值则小于-28‰，据该标准深水东区主要为煤型气。

从平面上看近凹带和低凸起区天然气甲烷碳同位素值差异明显，两者相差5～8个千分点，乙烷丙烷碳同位素值变化范围不大，分别介于-28.4‰～-26.7‰和-27.9‰～-26.4‰2个区间，不同样品之间的差异不超过2‰，反映不同区带天然气同源，甲烷碳同位素值差异主要因素为成熟度差异或别的次生作用。在同源条件下，随着烃源岩热演化程度的升高，生成天然气中甲烷同位素组成逐渐变重，松南低凸起区天然气甲烷碳同位素组成轻于近凹带，说明其成熟度相对较低。

本文通过中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室的黄金管—高压釜封闭热模拟实验，建立了渐新统不同相带的泥岩样品热成熟度与甲烷碳同位素之间的分馏动力学实验关系，结果显示松南低凸起Y8气藏天然气对应烃源岩RO值为1.52%～1.7%，近凹带SS36天然气对应烃源岩RO值约为2.3%，推测深水东区不同构造带天然气均达到高熟，低凸起区甲烷碳同位素组成轻于近凹带可能主要受控于成熟度。值得指出的是，低凸起区Y8气藏钻井揭示的地层并无生烃能力，距斜坡—近凹带烃源岩距离至少达40km以上[12]，导致其甲烷碳同位素组成偏轻可能还受长距离侧向运移过程的影响。

表1琼东南盆地深水东区天然气组分、碳同位素特征

1.2气源对比分析

琼东南盆地松南低凸起古潜山领域北面松南—宝岛凹陷，西接陵水凹陷东次凹，南靠北礁凹陷，东部又与长昌凹陷相邻，具有多凹供烃的成藏条件，但具体以哪个方向上的烃类为主依然模糊不清，天然气主运移方向或主充注点的确定直接影响了下步勘探决策。

天然气中的乙烷、丙烷等重烃碳同位素受二次运移等次生作用影响较小，可与烃源岩保持较好的对比性[14,15]，不同类型烃源岩生成的天然气往往会表现出差异性，因此常被用来追踪天然气来源并取得很好的效果。在琼东南盆地深水东区天然气运移路径表征的基础上，认为其乙烷丙烷碳同位素及烷烃碳同位素差值等参数可识别出深水东区潜山领域天然气来源，从图3中可看出琼东南盆地深水西区的陵水凹陷来源的天然气与深水东区的松南—宝岛凹陷天然气明显不同，深水东区天然气δ13C1-δ13C2差值、δ13C2-δ13C3差值分布范围分别为-18.2‰～-15.4‰和-0.7‰～0.8‰2个区间，尤其是δ13C2-δ13C3差值，同时乙烷和丙烷碳同位素组成相比西区更轻，说明母质继承性较强的该两项参数均显示与松南—宝岛凹陷相似，而钻井已证实北礁凹陷、长昌凹陷天然气均缺乏运移过来的路径，因此推测深水东区潜山领域天然气主要来源于松南—宝岛凹陷烃源岩。

图3琼东南盆地深水区天然气碳同位素分布特征

据琼东南盆地钻获的烃源岩干酪根同位素分析（图4），崖城组烃源岩干酪根同位素值介于-30‰～-24‰，且大致以-27‰为界，低于该值为海陆过渡相煤系源岩、高于该值则为陆源海相烃源岩，根本原因是由于海岸平原相烃源岩陆源高等植物更加富集，其干酪根碳同位素组面较轻，而海相沉积环境，海洋浮游微生物作用加强，会导致烃源岩干酪根同位素组成明显偏重，中新世沉积环境主要为半深海—深海相，有机质来源几乎以海洋浮游微生物为主，其泥岩干酪根碳同位素组成更重，主频值分布于-25.68‰～21.82‰之间（绝大多数高于-24‰），显然深水东区潜山领域天然气乙烷碳同位素与崖城组陆源海相烃源岩基本吻合（-27‰～-24‰），在这个区间与深水西区相比更轻，可能是由于深水东区烃源岩陆源有机质输入相对更占优势。

图4琼东南盆地泥岩干酪根碳同位素分布特征

天然气伴生的凝析油地球化学特征可以很好地说明这一点，深水东区Y8区和SS36原油规则甾烷呈倒“L”型分布、高姥植比（Pr/Ph=3.8～4.6）、高含量奥利烷、含树脂化合物、原油同位素值为-25.24‰～-26.7‰。这与崖城组沉积时期深水东区近凹—斜坡带多发育滨海相，水体较浅，更有利于陆源有机质堆积有关。

2、天然气运移中的碳同位素示踪

天然气运移过程中碳同位素分馏受运移作用的影响的机理是“质量分馏效应”和“溶解分馏效应”，以游离相运移的天然气，运移过程中碳同位素的分馏受“质量分馏效应”控制，天然气中的12C和13C由于分子质量不同，其扩散能力亦不同，质量越小扩散能力越强，运移距离会越大，随着运移距离的增加，在运移方向上逐渐富集12C轻同位素[16,17,18]。深水东区所有钻井中潜山风化壳均未钻遇水层，说明天然气以游离相运移为主，松南低凸起Y8区天然气甲烷碳同位素组成相比近凹带SS36偏轻符合运移过程中碳同位素的“质量分馏效应”。但随着运移距离增加对甲烷碳同位素分馏效应程度的影响还存在颇多争议。

天然气运移在输导层内进行，其碳同位素分馏程度势必会受运移距离、输导层物性、围岩矿物成分等因素的综合影响，有些学者认为天然气在运移过程中随着运移距离增加发生的碳同位素分馏最大可达5‰，有些学者基于物理模拟实验提出游离相天然气在高孔高渗输导层、连通性好的砂体或裂缝中运移时甲烷碳同位素值变化小（不超过1‰），而在低孔低渗或黏土矿物含量高的输导层中运移时甲烷碳同位素的分馏最大可达9.8‰[19,20,21,22,23]。总的来说，天然气运移过程中碳同位素分馏程度大小受输导层物性的影响，当输导层物性条件好时即输导空间主要是裂缝、不整合面、高孔高渗孔隙时，碳同位素几乎不发生分馏，只有在输导层物性变差时碳同位素会发生明显分馏作用。

松南低凸起Y8区与SS36近凹带烃源岩水平距离超过40km，钻井及地震资料揭示了松南低凸起潜山领域普遍发育砂质风化壳和风化裂缝带，其上覆古近系则发育一套三角洲—滨海相沉积体系，并可延伸至SS36处的近凹带，Y8区的古近系平均孔隙度为15%～32%、渗透率为（1.1～84）×10-3μm2，基本达到高中孔中渗级别，基底潜山砂质风化壳和风化裂缝孔隙度为1.6%～21.8%、渗透率为（0.05～13.9）×10-3μm2，为中孔中低渗级别。前已述及这些滨海相砂岩末端的SS36天然气与Y8区来源于同一套烃源岩，结合前人的认识，推论长距离侧向运移可能也是导致后者甲烷碳同位素组成偏轻的另外一个因素，均指示了深水东区天然气运移路径为低凸起区—近凹带连片的崖城组三角洲—滨海相砂岩以及前古近系砂质风化壳复合高效输导体系。

3、天然气运移定量预测及优势运聚方向

油气的运聚是一个动力学作用过程，油气运移动力与阻力之间的相互制约决定了油气的运移方向。作为一种“可迁移型”地下有机流体矿产，天然气成藏过程遵循能量定律，能量场的分布决定了天然气运移方向、方式和聚集部位。琼东南盆地在以往的研究中较多涉及到能量分布与油气藏分布之间的关系，但甚少定量分析成藏动力的构成，或者说各部分动力在油气运聚过程中的相对贡献。本文研究创新引入了天然气超压驱动、浮力及排替压力技术，定量表征了运移动力和运移阻力，从而客观评价天然气成藏动力的大小。

3.1砂岩输导天然气机理

大量研究表明，天然气在地下除可以游离相通过砂岩输导层发生运移外，还可以水溶相和扩散相通过砂岩输导层发生渗滤和扩散。砂岩对游离相天然气的输导主要为异常孔隙流体压力和毛细管力的界面能差，毛细管力对游离相天然气运移的影响实质是砂岩的排替压力小于或等于游离相天然气的能量，即可促进游离相天然气运移；否则将对游离相天然气运移形成阻碍。砂岩输导层排替压力越大，对游离相天然气运移能力阻碍越大；反之则越弱。异常孔隙流体压力虽然不能直接作用于游离相天然气，但其存在可使砂岩输导层运移动力增强，从而造成砂岩输导层对游离相天然气的运移作用。异常孔隙流体压力越大，砂岩输导层运移能力越强，对游离相天然气的输导能力越强；反之则越弱。

水溶相天然气的运移不同于游离相天然气。砂岩输导层对水溶相天然气的输导，实际上是对水的输导，而水通过砂岩输导层孔隙运移时，不存在毛细管力的阻挡，主要是通过砂岩中黏土矿物颗粒对水的吸附作用来阻止水溶相天然气的运移。砂岩输导层吸附阻力越大，对水溶相天然气的阻碍能力越强；反之则越弱。异常孔隙流体压力的存在也可减小砂岩输导层的吸附阻力，从而使砂岩对水溶相天然气输导能力增强。所以天然气运移能力研究的本质是超压驱动与运移阻力的机械组合，两者相加即为流体势，本文在地球化学参数运移路径表征认识的基础上，参考ENGLAND等[24]经典流体势公式：开展深水区潜山领域天然气运移定量表征。

3.1.1运移动力定量预测

尽管驱动地下流体运动的力包括浮力、水动力、构造力、热力以及超压等，但在较大尺度（如盆地、区带）范围内流体势被认为是流体运动的机械能，其分布和相对大小决定了油气运移的方向和能力。通过换算，发现流体势梯度由浮力与超压驱动组成，尤其是对长距离侧向运移分析效果比较明显，因此，浮力与超压是深水东区潜山流体动力场分析的主要内容。

天然气运移动力主要来自烃源岩层的异常高压，其他外力还包括浮力、重力等，在断裂活动停滞期，浮力是天然气运聚的主要动力，源下油气藏的油气运移动力主要为剩余压力。深水东区Y8气藏横向上远离烃源灶，因此认为其运移动力为异常高压和浮力，浮力用公式F浮=ρ*g*Z三者相乘得出，其中（ρ为油气密度，g为重力加速度，Z为储层埋深），异常高压可通过静水压力乘以地层的压力系数，即Pw*×Cp=H×ρw×g×Cp其中（H为储层埋深，ρw为水密度，g为重力加速度，Cp为储层压力系数），区域天然气密度（深水东区天然气密度为0.7～0.9kg/m3）、重力加速度、水密度均为常量，储层埋深和压力系数根据目前已有钻井资料校正及地震层速度等数据定量预测（图5），高压带分布在松南—宝岛凹陷近凹—沉积中心地区，SS36崖城组烃源岩压力高达140MPa，与松南低凸起区形成明显的压力差，是促使天然气往南部运移的主要动力。

3.1.2运移阻力定量预测

油气运移阻力包括砂岩毛细管阻力、砂岩层上覆水柱压力、岩石吸附及黏滞力等。与砂岩毛细管阻力相比，岩石吸附及黏滞力的作用很小，可忽略不计。因此，运移阻力的本质即孔隙介质对天然气的毛细管力。

图5琼东南盆地深水东区崖城组烃源岩压力分布特征

在少井甚至无井的深水东区很难实现以点带面定量预测毛细管力。孔隙结构是指岩石内的孔隙和喉道类型、大小、分布及其相互连通关系，岩石的孔隙系统由孔隙和喉道2部分组成，孔隙是流体赋存于岩石中的基本储集空间，而喉道则是控制流体在岩石中渗流的重要通道，一般认为砂岩孔隙度和排替压力呈反比关系，而排替压力的本质是指岩石中非润湿相流体进入最小孔喉时的毛细管力，因此认为孔隙度与毛细管力存在反比相关性。通过统计深水东区所有已钻井的孔隙度与排替压力数据发现两者符合这一规律，用指数关系式表示：

式中：Y为等效埋深（h);X为孔隙度（Φ）。将式（1）代入排替压力与孔隙度指数关系式（2）换算：

图6琼东南盆地东部已钻井孔隙度与深度关系

最后可简化为排替压力（Pd）与等效埋深（h）的关系。通过该方法计算琼东南盆地东部地区基底面的孔隙度和排替压力，结果表明松南低凸起区Y8-1潜山风化壳/风化裂缝预测孔隙为18%、崖城组预测孔隙为21%，与实测平均孔隙对应的比较好。松南低凸起区潜山和崖城组预测排替压力分别为0.03～1MPa和0.2～3MPa，区域同层位对比为较低值，说明往南部松南低凸起深水区运移阻力更小，运移相对更占优势，与前文天然气从松南—宝岛凹陷（近凹带）向南部低凸起区长距离侧向运移地球化学表征的结果吻合。

3.1.3成藏动力和运移路径耦合下的优势运移方向

天然气运移动力和阻力的机械总合即为流体势，是目前定量反映天然气优势运移方向的常用参数，通过计算得出琼东南盆地深水东区的古潜山顶面的流体势分布特征（图7）。从图中可以看出，Y8区潜山流体势能分布于34.7～36.5MPa之间，其北部浅水区松涛凸起势能分布于33.8～80MPa之间，定量排序结果为松南低凸起<松涛凸起。势能越小越有利于天然气运移，松南—宝岛凹陷的优势运移方向应为南部深水区，随着Y8区厚层优质天然气的持续成功发现，为该方法有效性和实用性提供了有力支撑。

图7深水东区基底流体势平面等值线图

地震及钻井古生物资料显示松南低凸起区古近纪以来都处于剥蚀区，为松南—宝岛凹陷提供了充足的物源，渐新世围绕局部高地形成了一套三角洲—滨海相沉积体系，并往凹陷内部发育连续分布的滨海相砂岩，是油气运移的良好通道。近凹带—低凸起区气—气、气源对比也指示出该条运移路径，烃源岩顶面构造等值线表现为往凹陷中心“凸字型”分布，说明运移路径属于大型的入凹构造脊，直接沟通优质烃源岩和储层，非常有利于促成天然气发生长距离汇聚型运移聚集。松南—宝岛凹陷经历了“断陷→断—拗→拗陷深水盆地”构造演化，T60时期之后为拗陷深水盆地，中新世以来受控于整个凹陷裂后热沉降和加速沉降作用，沉积一套巨厚的半深海—深海相泥岩，钻井揭示近凹带中新统地层发育超压，对天然气垂向运移形成“顶板效应”，是很好的区域盖层。因此在同一含油气系统分析的基础上，参考南北坡砂岩排替压力、流体势数值和运移路径的分布特征，认为天然气主运移方向为南部深水区，盆地模拟结果表明该方向上的天然气资源量占整个凹陷的80%，勘探潜力巨大。

4、深水东区潜山领域天然气成藏模式

基于前人对古潜山油气藏研究大致可分为4种成藏模式：分别为上覆烃源岩在压实过程中，生成的油气向下部潜山基岩排出；横向上古潜山直接与烃源岩对接，油气通过内部的压力释放往古潜山进行充注成藏；横向上远离古潜山的位置，地形较低处发育烃源岩，油气从中被挤压到下伏的载体层（不整合面或者连续砂体）中，通过该载体层向上运移，进入基岩潜山；较低部位的横向储层，由于倾斜或充注过满之后，通过晚期烃类物质持续充注在构造低部位溢出再往高处运移聚集。

深水东区潜山领域Y8天然气已证实的成藏模式为第三种，属于长距离侧向运移聚集，在国内尚属首次。受燕山期造山运动控制，松南低凸起发育成带成片的古山头，长期风化淋滤作用促使大面积的砂质风化壳和风化裂缝带形成。这些储集层主要分布在继承性较好的古隆起上，是油气运聚的有利指向区，它们既是天然气的输导层又是储集层。由于古潜山强烈的非均质性，天然气运移过来之后很难再逸散，形成了一山一藏式聚集，与其上部的崖城组地层空间展布控制了天然气大面积分布和成藏，整体上属于富气区。Y8潜山气藏主要来源于松南—宝岛凹陷陆源海相烃源岩，天然气以高熟煤型气为主，由于长距离运移导致甲烷碳同位素组成普遍偏轻，同时储层埋深较浅混入生物气导致组分偏干的特征明显。这些气藏与区域烃源岩成熟度对比分析认为属于晚期成藏，主要成藏期为三亚组大面积深海相泥岩盖层形成之后的黄流期至现今，长期持续的天然气充注造成了现今的气柱高度大，平均接近700m。深水东区松南低凸起长期发育的古隆起地质背景为该区优势运移聚集提供了有利条件，纵向上多层系天然气分布很好的说明了这一点，储层之上大套巨厚的深海相超压泥岩为有效盖层，与古潜山、崖城组储层构成良好的储盖组合。优质大规模烃源岩高效生排烃，在超压、浮力驱动下沿古潜山砂质风化壳、风化裂缝带以及崖城组滨海相连片砂岩复合输导体系控制了深水东区古潜山领域及其上碎屑岩储层的天然气复式分布。综合优势沉积相带、区域盖层、优势运移路径（构造脊）和低势区等优势成藏要素，认为Y8区低部位南部斜坡的Y1区是天然气优势运移的必经之地，很可能存在与优质烃源岩直接对接型的成藏模式（图8），对比国内的油气成藏特征认为这种模式的成藏规模可能会更大，是深水东区下步勘探最为有利的区域。

图8松南—宝岛凹陷成藏模式

5、结论

（1）琼东南深水东区潜山领域天然气属于高成熟煤型气，均来源于松南—宝岛凹陷近凹—斜坡带崖城组陆源海相烃源岩，天然气甲烷碳同位素组成偏轻受控于不同区带成熟度差异和长距离侧向运移，气—气对比、碳同位素示踪表征了天然气从北向南部的运移方向。

（2）在长距离侧向运移成藏模式的基础上创新性引入天然气超压驱动、浮力及排替压力技术，定量表征了运移动力和阻力，综合计算出松南低凸起区潜山领域流体势分布于40MPa，区域对比为较低值，揭示为松南—宝岛凹陷的主运移方向。

（3）深水东区Y8潜山领域天然气成藏模式在国内尚属首次，优质烃源岩大规模高效生排烃，在超压、浮力驱动下沿古潜山砂质风化壳、风化裂缝带以及崖城组滨海相连片砂岩复合输导体系控制了深水东区古潜山领域及其上覆碎屑岩储层的天然气复式分布，对比分析认为Y8区低部位南部斜坡的Y1区是天然气往南部优势运移的主充注点，很可能存在与优质烃源岩直接对接型的成藏模式。

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基金:国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(编号:2016ZX05026-002)资助.