张新顺，黄志龙，朱建成，吴红烛

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249； 3.中海石油（中国）有限公司 湛江分公司，广东 湛江 524057； 4.浙江省地球物理地球化学勘查院，浙江 杭州 310005）

0 引言

莺歌海盆地海口A区位于盆地中央凹陷北部，靠近莺东斜坡北部地带，处于莺东斜坡和临高区之间，属于油气运移优势区.目前已钻探井2口，三亚组目的层均有气测显示异常，出气量少，为低丰度气藏.莺歌海盆地是在新生代板块之间张扭构造背景下形成的走滑-拉分盆地，在中央凹陷黄流组发育重力流优质储层，在高温高压条件下发育的断裂裂隙系统为良好油气运移通道，形成大型岩性或背斜圈闭气藏［1］；张伙兰等认为莺歌海盆地中央凹陷带黄流组受超压影响保留较好的物性［2］；赵宝峰等认为盆地中深层在高温超压条件下发育水力破裂缝，结合砂体形成良好的侧向运移通道［3］；梁宏伟、Luo Xiaorong、何家雄等认为莺东斜坡带和临高区具有超压，砂体发育，成岩作用相对较弱［4-5］，并存在优质储层和隐蔽圈闭发育地区［6］；童传新、高煜婷等认为莺东斜坡局部发育高孔渗带［7-8］.海口A区为莺歌海盆地勘探有利区，但仅获得低产气流，由于钻井等资料较少，缺少对其天然气低丰度成因方面研究文献［8］.笔者根据莺歌海盆地2口取心探井资料，采用扫描电镜、薄片观察和储层孔隙度恢复等方法，研究海口A区储层特征及其成岩演化特征；结合地球化学数据分析天然气来源和成藏期，根据其他成藏条件，分析成藏期储层致密化是海口A区天然气低丰度的主要原因.因此，储层条件为研究区成藏主控因素，明确天然气勘探主要方向.

1 区域地质概况

莺歌海盆地位于中国南海北部大陆架西部地区，在海南岛以西与越南之间，形态上呈NNW走向的长菱形.盆地主要划分为莺西斜坡、河内凹陷、临高凸起、中央凹陷和莺东斜坡5个构造单元，斜坡带位于盆地东西边缘，西北部的河内凹陷和东南部的中央凹陷被临高凸起分隔（见图1），为在印支地块与华南地块缝合线（红河断裂）上发展起来的新生代转换—伸展型含油气沉积盆地［7］；两侧发育北西向基底大断裂，其中东北部（靠海南岛一侧）为一号断裂带.盆地内部充填巨厚的新生代地层，从上到下划分为第四纪乐东组，上新统莺歌海组（T20—T30），中新统黄流组（T30—T40）、梅山组（T40—T50）、三亚组（T50—T60），以及渐新统陵水组（T60—T70）、崖城组（T70），其中崖城组和梅山—三亚组泥岩为盆地主要供烃源岩［8］（见图2（a））.研究区海口A区位于莺歌海盆地中央坳陷带北部，紧邻临高凸起，东面与莺东斜坡带有一号断裂带相隔（见图1）；主要目的储层为三亚组滨浅海砂岩，上覆梅山—莺歌海组盖层，为较好的背斜圈闭（见图2（b））.

2 储层及成岩演化特征

2.1 矿物组成及孔渗特征

莺歌海盆地海口A区三亚组储层沉积物源来自越南红河和海南岛两个方向，以海南岛方向物源为主［9］，岩性以滨浅海粉砂岩和细砂岩为主.储层矿物颗粒以石英为主（见图3），次要矿物长石和海绿石等质量分数相对较低，泥质质量分数相对较高；颗粒分选差，磨圆中等偏差；储层孔隙以铸模孔、粒间溶孔和粒内溶孔等次生孔隙为主，原生孔隙面孔率非常低（见图4）.储层孔隙度为10%～15%，渗透率为（0.01～1.00）×10-3μm2，为典型的中孔低渗储层特征，属较差储层［10-11］.恒速压汞实验表明，储层平均喉道半径为1.1μm，平均孔喉比为173，平均排替压力为0.54MPa.储层非均质性较强，A2井3 620m处2块岩心薄片样品分析结果显示，孔隙度都为13.5%，渗透率分别为0.4×10-3和1.21×10-3μm2（见图4（e）和（f））.

2.2 储集空间特征

海口A区三亚组储层现今埋深在3 500m以下，经历成岩作用较强.云母压弯、缝合线、长石溶蚀残余和碳酸盐溶蚀残余等现象在扫描电镜下有明显表现.邻近莺东斜坡带上海口B区三亚组储层现今埋深为1 800m，孔隙度为15%～19%，渗透率为（40～400）×10-3μm2.因为海口B区位于A区东侧，更靠近海南岛，同样以海南岛方向物源为主［9］，因而两区三亚组储层具有可对比性.海口A区相对于B区远离沉积物源，颗粒较小，埋深大，压实作用强烈，受过溶蚀作用影响，储层中各类长石、碳酸盐岩质量分数较低（见图3、图4（a）、图4（b））.总体上，海口A区三亚组储层现今埋深深，成岩作用影响强烈，导致储层中颗粒易溶矿物大部分已被溶蚀，进而导致扫描电镜下海口A区储层样品发育大量铸模孔、粒间溶孔和粒内溶孔等次生孔隙，在孔隙度上也不比海口B区储层的小太多，而压实作用导致A区储层的颗粒排列紧密，渗透率远不及B区储层的.

2.3 黏土矿物发育

海口A区三亚组储层中，大量钠长石小晶体和毛发、丝缕状伊利石包裹石英颗粒边缘（见图4（gi）），减小或堵塞喉道，导致该区孔喉比偏大，孔隙连通性差，水敏和速敏性强.通过储层Tmax（有机质成熟度）、岩石固结程度、孢粉颜色、伊蒙混层比和自生矿物发育等资料，确定海口A区三亚组储层目前为中成岩B期［12］，储层中伊／蒙混层（I／S）、蒙脱石质量分数随埋藏深度增加而减少，绿泥石、高岭石质量分数随埋藏深度增加而增大；至2 800m以下，绿泥石、高岭石质量分数随埋藏深度增加而大幅减少，伊利石质量分数急剧上升（见图5）.原因是随着埋藏深度和温度的增加，地层中钾长石等溶解形成富含K＋的环境，为伊利石的形成提供物质保障.另外，受地层深部热流上涌作用影响，中央凹陷带和附近临高凸起区存在黏土矿物演化的异常段［12］；海口区受到深部热流的影响较小，黏土矿物表现为规律演化特征.

3 储层孔隙度演化

为研究成藏期时海口A区储层特征，对该孔隙度进行恢复，原始孔隙度计算公式［14-15］为

式中：φ0为原始孔隙度；S0为Task分选因数和Q3分别为粒度累积曲线中25%和75%处的粒径值，通过薄片镜下粒度分析的方法确定S0.利用式（1）计算海口A区储层原始孔隙度平均为29.1%.

莺歌海盆地是新生代盆地，自形成以来经历的大规模构造活动相对较少，主要以热沉降为主.研究区位于盆地中央凹陷靠近莺东斜坡带地区，三亚组储层自沉积以来未曾出露地表，也未受风化剥蚀等表生成岩作用.影响研究区三亚组储层孔隙度演化的因素主要为上覆岩层压实作用、胶结作用和碳酸盐、长石等矿物的溶解作用.

对每块岩心样品随机取3～6张镜下铸体岩石薄片图像，应用图像分析软件对图像中不同类型孔隙进行区分和标识（见图4（e-f）），分别计算各类型孔隙所占面孔率，假设它近似于岩石孔隙度［16］，定量表征成岩作用对孔隙发育的影响.

海口A区三亚组不同时刻孔隙度表示为

式中：φ为孔隙度；a为孔隙度随深度变化拟合因数，a＝2.76×10-4；φy、φj、φr分别为压实、胶结和溶蚀作用孔隙度；t0y、t0j、t0r分别为储层经历的压实、胶结和溶蚀作用时间；ty、tj、tr分别为某时刻已经历的压实、胶结和溶蚀作用时间.根据储层薄片鉴定结果和储层埋藏史选取参数，通过模拟计算得到海口区三亚组储层孔隙度演化图（见图6）.

由图6可见，在黄流组二段沉积（8.2Ma）以前，即三亚组储层从开始沉积到埋深为1 800m时，主要受强烈的压实作用和胶结作用影响，以减孔作用为主；由于储层颗粒以粉细砂岩为主，孔隙度逐渐降低至10%～11%.从黄流组二段到莺歌海二段沉积期（8.2～3.6Ma），储层继续受压实作用和胶结作用影响，同时碳酸盐和长石等易溶矿物开始溶解，在减孔作用和增孔作用共同作用下，孔隙度缓慢降至8%～9%；由于钾长石溶蚀，孔隙水中K＋富集，为毛发状伊利石的形成提供良好环境，进一步影响储层的孔渗，形成相对致密的储层.从莺歌海二段沉积至第四纪沉积期（3.6～1.6Ma），随着储层埋深加大、温度增高，压实作用和胶结作用影响减弱；有机质的热演化产生的有机酸进入储层，加速易溶矿物溶解，储层以受增孔作用影响为主.第四纪以来，由于碳酸盐、钾长石等易溶矿物已基本被溶蚀（见图3、图4），溶蚀孔隙增加减缓，总孔隙度趋于不变.

4 天然气来源与成藏期

莺歌海盆地主要包括2套烃源岩，分别为渐新统崖城组含煤地层烃源岩和中新统梅山—三亚组海相烃源岩［7，17］.崖城组主要分布在盆地中央凹陷区，埋深普遍较大，多为10km左右，主要处于过成熟阶段［17-18］；梅山—三亚组埋深为3～4km，处于成熟—高成熟阶段.海口A区靠近莺东斜坡带，其下伏烃源岩成熟度较中央凹陷的稍低.根据海口A区现今烃源岩埋藏深度和地温梯度，以及莺歌海盆地烃源岩研究结果［18-19］，认为该区三亚组烃源岩Ro为0.90%～1.10%，崖城组烃源岩Ro＞2.50%.

研究区A2井MDT测试取样分析结果表明，海口A区三亚组天然气以甲烷为主，干燥因数为0.92，N2和CO2体积分数较低；同位素δ13C1为-38.7‰～-35.0‰，δ13C2为-22.3‰～-23.7‰，δ13CO2为-15‰～25‰，属有机成因CO2.乙烷同位素与以梅山—三亚组烃源岩供烃为主的东方区天然气（δ13C2平均为-25‰）和乐东区天然气（δ13C2平均为-23.5‰）相近［20］，与以崖城组烃源岩供烃为主的临高区天然气（δ13C2平均为-27‰）和琼东南盆地崖城区天然气（δ13C2平均为-26.5‰）相差较大.另外，煤型气δ13C1与Ro关系［21］显示，三亚组天然气折算的Ro为0.95%～1.05%，与三亚组烃源岩成熟度大致相当，并且A1井录井资料显示，在3 590～3 610m段岩屑油迹明显，说明该段烃源岩已进入生油气阶段，因而推断该区三亚组天然气为本身源岩生成天然气.

测定研究区三亚组储层160个样品的含烃盐水包裹体及伴生盐水包裹体的均一温度，表明温度主要分布在150～155℃之间，对应成藏期为2.0Ma左右的莺歌海组沉积末期（见图6）.该时期三亚组烃源岩已进入成熟阶段，崖城组烃源岩处于过成熟阶段，与研究区天然气成熟度匹配，即研究区三亚组天然气为三亚组自身源岩晚期生成天然气.

5 油气低丰度影响因素

莺歌海盆地海口A区位于中央坳陷边缘，邻近生烃中心并靠近斜坡带，属于油气运移优势区［9，22］.崖城组和梅山组泥岩为盆地内主要烃源岩，三亚组也有一定程度的烃源岩发育.崖城组主要分布在凹陷中心，埋深较大；梅山组紧邻三亚组之上广泛分布，厚度较大且连续性较好，为三亚组的良好盖层.利用声波时差估算梅山组泥岩流体压力和排替压力［23］，流体压力因数为1.4左右，排替压力为2.0～2.5MPa，海口A区盖层条件较好.研究区A1井3 608～3 625m储层段水型为MgCl2型，矿化度为30.457g／L，反映储层与外界水体连通差，即该区气藏具有较好保存条件.

海口A区三亚组储层下部发育许多断距为十几米到几十米之间、开启性较差的小断层［4］（见图2（a））；这些小断层在梅山组地层基本不发育，对盖层不造成破坏，但具有沟通邻近源岩的能力.该区与中央凹陷区和临高凸起区黏土矿物演化不同在于未出现明显的异常演化阶段，反映深部热流上涌现象不明显，原因是该区泥底辟不发育和断层开启性差［5］.研究区自沉积以来未经历长期暴露剥蚀，采用地层回剥法研究古构造特征［24］，结果表明海口A区背斜圈闭形成于梅山组沉积末期；该时期崖城组烃源岩处于高成熟到过成熟阶段，大量生烃期结束，在梅山组沉积之后研究区未经历大的构造运动，深层聚集的崖城组高熟天然气很难再进入储层.此外，背斜圈闭形成后三亚组内部夹杂的泥岩和邻近梅山组底部泥岩开始热成熟生烃，由于天然气难以向下部地层运聚，形成海口A区三亚组储层以三亚组烃源岩供烃为主的情况，同时储层中包裹体均一温度较高.莺歌海组沉积末期，海口A区三亚组烃源岩开始大量生烃，生烃质量较梅山组和崖城组烃源岩的差，且储层受压实、胶结等成岩作用变得致密，难以形成大规模天然气聚集.

综上所述，海口A区生储盖组合和圈闭条件良好，位于油气运移路径上［4，7，22］，但天然气成藏期时，储层受成岩作用影响过早致密，阻碍天然气充注，难以形成大规模气藏，导致低天然气丰度.由于该区除储层外其他成藏要素较好，建议下一步勘探重点为寻找优质储层圈闭，以降低油气勘探风险.

6 结论

（1）海口A区三亚组储层为中孔、低渗储层，现今处于中成岩B期，孔隙以次生孔隙为主.沉积物颗粒细和强烈的压实作用为储层致密主要原因，毛发状、丝缕状伊利石和钠长石小晶体是堵塞喉道、降低渗透率的主要原因.储层受压实作用影响，随埋深加大孔隙度快速降低，至莺歌海组沉积期，储层孔隙度达到最低.

（2）海口A区三亚组天然气与临高区天然气来源不同，前者以三亚组本身供烃为主，后者以崖城组供烃为主.三亚组储层天然气充注期为2Ma至今，成藏期时储层已经致密，阻碍天然气大规模充注，造成该区天然气低丰度.

（3）分析海口A区生储盖等油气成藏条件，优质储层是油气成藏的主控因素，寻找优质储层圈闭是该区下一步勘探重点.

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