琼东南盆地深水区第四系超浅层大型气藏盖层类型及封盖机理

Caprock Type and Sealing Mechanism of Quaternary Ultra Shallow Large Gas Reservoir in Deep Water Area of Qiongdongnan Basin, China

摘要

盖层是决定油气能否成藏的重要因素，目前盖层研究多关注中深层固结岩石的封盖能力，而围绕浅层疏松未固结盖层的研究较少，对于深水浅埋地层中的盖层评价则更为少见.基于琼东南盆地深水区三维地震解释、三轴应力实验、测井评价、圆锥触探试验等研究成果，明确了L36区第四系乐东组浅埋气藏盖层的发育类型及封堵能力，总结了研究区盖层封盖机理.结果表明：（1）深水区乐东组发育深海泥、块体流、含水合物地层3类盖层，三者均可起到有效封盖作用；（2）综合地震‒地质解释及实验成果，明确了3类盖层封盖能力从小到大依次为深海泥、块体流、含水合物地层，其中深海泥在海底埋深200 m处可封盖59 m天然气，为研究区主要目的层盖层封堵下限.（3）深水浅埋盖层封堵机理占主导作用的是毛细管封闭、水力封闭，低温高压环境下饱和盐水封堵机制发挥了特色性增封作用.以上认识得到近两年钻探的验证，这不仅为琼东南盆地乐东组的后续勘探开发提供了理论依据，也可为其他深水浅埋地区的天然气勘探提供有益借鉴.

Abstract

Caprock plays an important role in determining whether hydrocarbon accumulation is available. Previous studies of caprock mainly focus on the sealing ability of medium-deep consolidated rock, while less attention is paid to the shallow unconsolidated caprock, and the evaluation of caprock of shallow buried formations in deep water area is rare. Based on the research results of seismic interpretation, uniaxial stress test, logging evaluation, and cone penetration test in the deep water area of Qiongdongnan Basin, the development type and sealing ability of the caprock for the gas reservoir of the Ledong Formation in the L36 area are studied in this paper. The results show that: (1) There are three types of caprock (deep-sea mud, mass transport deposits, and hydrate-bearing strata) in the deep water area of the Ledong Formation, which could all have the effective sealing effect. (2) Based on the seismic and geological interpretation and experimental results, it is clear that the sealing capacity increases in the order of deep-sea mud, mass transport deposits，and hydrate-bearing strata; and the deep-sea mud can seal 59 m hydrocarbon at 200 m below seafloor, which is the threshold of sealing ability for the main target layer in the study area. (3) The capillary sealing and hydraulic sealing plays a dominant role in the sealing mechanism of shallow buried caprock in the deep water area, under low temperature and high pressure environment, the saturated salt water sealing mechanism plays a characteristic role in increasing sealing capacity. The above results have been verified by drilling in the past two years, which not only provides a theoretical basis for the follow-up exploration and development of the Ledong Formation in Qiongdongnan Basin, but also can provide a useful reference for the natural gas exploration in other shallow buried areas in the deep water area.

Graphical abstract

关键词

琼东南盆地 / 深水区 / 第四系 / 超浅层气藏 / 盖层类型 / 封盖机理 / 石油地质学.

Key words

Qiongdongnan Basin / deep water area / Quaternary / ultra shallow gas reservoir / caprock type / sealing mechanism / petroleum geology

0 引言

深水油气勘探中储层一直是研究的重点（Rayeva et al.，2014；Baur et al.，2018），然而最常见的钻井失利原因是盖层失效（Downey，1984；Castillo et al.，2000；Cartwright et al.，2007；Rudolph and Goulding，2017），盖层封闭性是决定勘探成功与否的关键因素.目前深水盆地主要资料是二维、三维地震数据，仅根据地震资料目前还难以有效预测盖层封堵能力（Fryer and Jobe，2019；Jackson et al.，2019；Cardona et al.，2022）.

对于深水浅埋的第四系地层，盖层类型可能是多样的，例如深水沉积中广泛发育的半远洋泥、远洋泥、块体流都可能成为盖层物质来源.除此之外，深水浅埋地层长期处于高压、低温环境，水分子和甲烷分子在一定温‒压场内（稳定域）可聚合成天然气水合物，含水合物地层也可作为一种有效盖层（Yang et al.，2013）.从目前全球油气勘探结果上看，如何在深水沉积中有效识别、定量评价不同类型盖层仍是摆在勘探家们面前的难题.

深水区油气勘探开发成本巨大，岩心、壁心等实物资料及实验较匮乏，难以系统评价不同类型盖层封盖能力，常规认识中深水浅埋沉积物含水量高、固结程度低，盖层封盖能力较差，而天然气分子量小、逸散能力强（贾茹，2018），导致盖层难以封盖较高气柱，这似乎预示着在深水浅埋地层中成功寻找大‒中型级气藏的可能性微乎其微.

要系统开展深水浅埋地层中的盖层研究，应重点考虑如何识别深水浅埋地层中的盖层类型，如何评价不同类型盖层封盖能力和封盖机理，与常规盖层有何差异等关键问题.本文围绕琼东南盆地第四系乐东组开展了大量地震‒地质解释工作，明确了浅层发育的盖层类型，基于三轴应力实验、测井解释、圆锥触探试验等落实了不同类型盖层封盖能力，厘清了研究区目的层段（海底以下埋深200 m）封堵气柱高度下限.最后，根据国内外盖层调研成果，结合工区勘探实际，总结了深水浅埋盖层的封盖机理和特色性封盖机制.

1 区域地质概况

琼东南盆地位于中国南海北部被动大陆边缘西端，是在中生代基底上发育的新生代裂陷盆地，整体呈NE⁃SW向展布（裴健翔等，2023），盆地面积近8×10⁴ km²，水深80~3 000 m，深水区（水深大于300 m）面积约5×10⁴ km².琼东南盆地平面上具有“南北分带、东西分块”的构造格局，自北向南依次划分为北部坳陷、中部隆起、中央坳陷、南部隆起等4个一级构造单元，中央坳陷进一步可划分为乐东凹陷、陵水凹陷、松南凹陷、宝岛凹陷、长昌凹陷、陵南低凸起、松南低凸起等多个二级构造单元（图1a）.

琼东南盆地具有明显的“下断上拗”双层结构，以区域不整合面T60（23 Ma）为界划分为上、下两大构造层，下构造层为古近纪断陷期和断拗期沉积，上构造层为新近纪裂后热沉降沉积.目前琼东南盆地天然气勘探主要针对上新统以下的层系.对于深水区第四系乐东组（图1b），因地层埋藏浅、弱成岩，传统观念认为天然气难以有效聚集，即使蕴藏天然气，过去也只是在钻井作业中将这些浅层气视作工程地质灾害尽量避免，并不认为是天然气勘探的有利领域.

近期，在琼东南盆地深水区乐东组第四系超浅层（水深1 500 m左右、海底以下埋深小于300 m）发现了高丰度大气田（图1a），这意味着深水浅埋盖层客观上很可能已满足大中型天然气成藏的条件，该发现为超浅层天然气勘探带来了曙光；并引起了地质勘探家的极大重视，认为大量游离气在深水超浅层规模聚集表明这一领域具备形成大中型天然气藏的地质条件.盖层类型、封盖能力、盖层封盖机理研究在后续圈闭有效性评价中扮演着至关重要的角色.

2 深水浅埋盖层类型

盖层岩性是最常见的盖层类型划分标准，一般认为膏盐岩、碳酸盐岩和泥岩为典型盖层类型，其中膏盐岩封盖能力最强，泥岩盖层发育最为广泛.膏盐岩主要发育于干旱氧化环境，琼东南盆地第四纪深水浅埋地层中尚未发现规模性膏盐岩发育.碳酸盐岩沉积环境主要遵循“暖、清、浅”原则，即水体温暖、清澈、埋深较浅，琼东南盆地深水区碳酸盐岩较为少见，很难作为大套稳定分布盖层的物质来源.琼东南盆地深水区处于低温、超压、厌氧还原环境，按常规盖层分类方法，泥岩是研究区主要盖层类型.

本次研究数据基础为地震、测井、圆锥触探试验、三轴应力实验等资料，其中地震资料为2016、2023年采集的三维地震资料，基于该资料开展三维地震解释，总结了不同类型盖层在深水浅埋地层中的差异性反射特征.测井资料为2023-2024年电缆测井资料，包括伽马、声波、电阻率、密度、中子孔隙度几种数据.本文基于块体流、深海泥的纵波速度来明确MTDs的排替压力.圆锥触探试验主要测量海底下100 m以内的地层突破压力，研究对象主要为弱固结岩石（该技术不适用成岩阶段的岩石），该技术将应用于含水合物地层/不含水合物地层的对比研究中.三轴应力实验样品主要来自于壁心，根据测量结果对影响排替压力的关键参数进行拟合，最终得到适用于研究区的盖层定量化公式.

基于研究区精细地震-地质综合解释，发现琼东南盆地深水浅埋地层发育有深海泥、块体流、含水合物地层三类不同类型盖层（图2），深海泥主要分布于陆坡以下深海环境，具有缓慢沉降堆叠特征，地震剖面中特征一般为中强振幅‒强连续性；而块体流主要来自斜坡失稳垮塌后沉积，地震剖面中以弱振幅‒杂乱分布为主；含水合物地层则主要来自天然气运移至稳定域后以固体形式赋存于地层孔隙之中形成的地层，地震剖面中以极强振幅‒似海底反射为主.下面对研究区这三类盖层特征分别进行详细描述.

2.1　深海泥

本文中深海泥特指深海环境下缓慢沉积的泥，之所以加上“深海”二字是为了与浅海环境下发育的泥有所区分.研究区深海泥上覆盖有 1 500 m以上厚度的海水，完全处于还原环境，岩性特征上其与浅海泥有明显差异（图3），深海泥呈深黑色、质软无成岩性，而浅海泥颜色稍浅、固结程度略好，原因可能与取样位置有关.浅水环境可发育高位三角洲、扇三角洲、近岸水下扇、水下分流河道等沉积相，导致泥岩固结程度与深海泥具有明显区别，因此这里的浅海泥样品仅作参考.

研究区浅层深海泥主要发育于陆坡以下的深海环境中，以较平整连续的中‒强波峰反射为特征，测井曲线上呈现高伽马、低电阻的特点，多作为乐东组海底扇层间局部盖层.深海泥局部变形特征与周围地层基本一致，均体现出弱固结地层变形的特点（图2）.

2.2　块体流

块体流全称为块体搬运沉积体系（Mass Transport Deposits，简称MTDs）或者块体搬运复合体（Mass Transport Complexes，简称MTC）.概念上MTDs一般指单期滑塌沉积作用，而MTC指多期滑塌沉积作用（Bull et al.，2009），然而多期块体流常相互叠置难以识别，且沉积机制上二者又具有相似性，为简略起见本文将二者均简称为块体流.前人注意到块体流既可以作为储层（Welbon et al.，2007；Shanmugam et al.，2009；Meckel，2011；Bhatnagar et al.，2019），也可以作为盖层（Godo，2006；Algar et al.，2011；Cardona et al.，2016；Kessler and Jong，2018；Amy，2019），甚至还可作为烃源岩（Tänavsuu⁃Milkeviciene and Sarg，2012；Johnson et al.，2015），本文中仅讨论块体流作为盖层的情况.

从形成机制上看，块体流是坡折或斜坡区泥岩重力失稳呈块体搬运至深水的沉积物，深海环境中经过滑动、滑塌作用，在重力作用下顺着陆坡滑向盆底，因此陆坡以下及盆底上多见块体流发育.在地震剖面中，块体流的顶底轮廓一般为较连续的地震反射轴，其内部常体现为杂乱弱反射，并带有线形空白反射，表现出较强的软沉积物变形特征.

从内部结构上看，块体流滑动搬运沉积过程中，因其内部受力差异发育三种不同的结构带，分别为头部、中部与尾部（Cardona et al.，2016），其中头部主要受拉张作用控制，地震剖面中以大量平行的拉张断层为主要特征，剖面中类似Shanmugam提出的重力流发育模式里的滑塌阶段；而中部主要以滑动剪切作用为主，发育断层相对较少，在地震剖面中常见明显的垂向空白反射（可能是裂隙标志）；而尾部以逆冲作用为主，发育与拉张带倾向相反的断层系列.国内外学者对三种结构带发育情况进行分析（Bull et al.，2009；Cardona et al.，2016），认为尾部逆冲带最常见，中部剪切带较常见；而头部拉张带不一定能被观测，原因可能是头部拉张带可以与尾部逆冲带相距甚远，甚至可发育在陆架靠陆地方向，而该区域往往没有覆盖三维地震资料.

基于块体流顶底轮廓及内部识别标志，在研究区识别了多套块体流，认为其物质来源主要来自陆坡和越南中部昆嵩隆起，南部凸起供源较少.以研究区乐东组海底扇顶部块体流为例，基于地震解释和地震属性手段，分析块体流搬运方向及内部构型，其中地震解释主要涉及块体流外形轮廓、内部构型划分等，而地震属性主要采用弧长属性（反映沉积结构）与均方根振幅属性（反映岩性特征）.

研究区地震属性分析结果表明（图4、图5），块体流物源来自西北陆坡、西南越中两个方向.西北源块体流，垂向上因地震反射特征差异可分为上段、下段两部分（图4a），剖面上可分为拉张带、剪切带、逆冲带，岩性上拉张带最粗、剪切带最细，逆冲带位于二者之间，盖层岩性越细则封盖能力越好，因此该西北源块体流盖层能力中部最强.

地震属性揭示西北源块体流主体发育在西北陆坡之上（图4b、4c），平面上呈带状展布，其中下段块体流搬运过程中底部往往发育多条线状擦痕，擦痕走向与搬运方向基本平行，擦痕前端发育多条平行的弧形逆冲带；上段块体流同样发育擦痕和弧形逆冲带，位置上略有偏移，但整体与下段差距不明显，可认为是同一地点相似成因的块体流先后发育的结果（Liu et al.，2024）.研究区不同方向块体流具有不同的结构和平面分布规律，与西北源块体流不同，西南源块体流地震剖面中同相轴反射特征较为一致（图5a），而且地震振幅属性揭示该块体流内部可分为两个NE向不同条带（图5b）.各条带振幅差异性明显，东部条带范围最大，内部非均质性较强，可见发育多条弱反射富泥沟道（紫色线条）；西部条带振幅均一，表示该条带岩性变化不显著，且可能发育砂质条带（黄绿色线条），未发现线型擦痕（图5b）.

2.3　含水合物地层

天然气水合物（本文中简称水合物）是由水和天然气组成具有笼状结构的晶体化合物，由固态水格架包容气体分子而成，水合物的形成首先要有气体分子溶解到水中，并和水一起形成一种类似冰碎片的基本骨架；然后气体分子再扩散到由基本骨架构成的空腔内，并被选择性吸附形成水合物晶体.水合物形成于一定温度、压力范围的稳定域内，以固态形式赋存于地层中（Sha et al.，2015），按富集空间类型可分为裂隙型与孔隙型，裂隙型水合物多发育于泥岩裂缝之中，纵向长但面积小，导致资源量较小，可成块状和脉状发育；而孔隙型水合物多分布于砂岩孔隙间，分布面积与资源量相对较大，可成结节状和弥散状发育.L36区水合物主要以孔隙型水合物为主，水合物比深海泥具有更大的密度和地震速度，因此在浅层地震资料中多呈强阻抗反射（图2红轴）.从研究区地震解释结果来看，水合物有时并未区域性连片发育（图2的L36⁃1b井、L36⁃1c井），说明水合物的分布除受海底地形影响外，还受复杂岩性和地温场等因素控制.

深部热成因气或者浅层原生游离态生物气运移到稳定域内时会部分转化为水合物，一方面水合物充填地层孔隙，使得有效孔隙度降低；另一方面，固态水合物硬度比含水饱和度高的黏土大，导致原地层突破压力增强，可封堵气柱高度增加.当水合物作为游离态天然气的直接盖层时，需注意水合物动态演化特点，例如南海新构造运动作用下地层埋深逐步增大，原先在稳定域底部稳定分布的水合物因脱离了原先的温度、压力条件转化为游离气，而原来水合物顶部与稳定域顶部之间地层则会重新发育水合物，使水合物在稳定域内的发育范围大体保持一致.

3 封盖能力评价

盖层封盖能力评价可分为定性和定量两种，其中定性评价主要从孔隙度、含水量等角度分析.不同岩性的盖层因孔隙度和含水量有差别，封盖能力上有明显差异.同种岩性盖层，在不同压实程度、不同地质环境下盖层封盖能力也会不同.一般情况下盖层孔隙度越小、含水量越低则盖层封盖能力越强（Schmatz et al.，2010）.定量评价常用排替压力、突破压力等参数，石油工业界常用最大烃柱高度进行评价.对成岩程度高的盖层，常基于单轴或三轴应力实验明确盖层水力破裂压力，进而根据地下水对烃类净浮力公式求取最大烃柱高度，不同岩性盖层封闭的最大烃柱高度存在明显差异，膏岩封闭烃柱高度最大，泥岩和碳酸盐岩次之.而对于未成岩盖层的封盖能力很少被关注.为定量表征琼东南盆地已发现的三类盖层封盖能力，本文将依据已有数据基础，利用针对性方法开展定量评价，为后续天然气勘探提供参考.

3.1　深海泥封盖能力

为评价深海泥的盖层封盖能力，本文从水力封闭、毛细管封闭两种角度对盖层进行研究，水力封闭研究主要基于三轴应力实验直接对深海泥破裂压力进行分析，毛细管封闭研究则通过测井参数间接预测盖层排替压力.

3.1.1　水力封闭

为明确乐东组主要目的层段（海底以下埋深200 m左右）储层上覆直接盖层的封盖能力，本文在前人研究的基础上推导了高含水条件下深海泥盖层水力破裂压力定量评价公式.前人开展了大量三轴应力实验（Byerlee，1978），发现盖层破裂压力P_f与泥岩样品所受垂向应力σ_v成正比：

P_f = Aσ_v .（1）

当盖层完全浸泡在海水中时，因深水区浅埋盖层颗粒间成点‒游离式接触，孔隙中流体支撑了上覆海水重力，盖层受有效垂向应力为海底至目的层的地层重力减去所受浮力.另外，琼东南盆地第四系整体为大海侵背景为主，海底以下埋深200 m以内钻探结果基本均为泥岩，因此盖层厚度H可近似认为是盖层的海底以下埋深；琼东南盆地深水浅埋条件下，盖层单位面积所受有效垂向应力σ_v为：

σ_v ≈（ρ_岩-ρ_水）gH_埋 ，（2）

式中：ρ_岩为盖层密度（g/cm³）；ρ_水为地层水密度（g/cm³）；g为重力加速度（m/s²），这里取9.8 m/s²；H_埋为盖层海底以下埋藏深度（m）.

单位面积天然气所受净浮力F_浮为：

F_浮=（ρ_水-ρ_气）gH_气 ，（3）

式中：ρ_气为气藏中气体密度（g/cm³）；H_气为天然气柱的高度（m）.

当单位面积天然气所受净浮力F_浮达到盖层破裂压力P_f时，盖层产生破裂，联立公式（1）、（2）、（3）可得适用于深水浅埋盖层的最大封盖烃柱高度公式：

H_气≈A（ρ_岩-ρ_水）H_埋/（ρ_水-ρ_气）.（4）

由公式（4）可知，盖层可封堵的气柱高度H_气跟盖层上覆平均岩石密度ρ_岩、地层水密度ρ_水、海底埋深H_埋、气体在目的层内密度ρ_气密切相关.对于琼东南盆地海底以下埋深200 m左右的深海泥，三轴实验结果表明系数A为0.22，由密度测井可知ρ_岩为2.1 g/cm³，根据测压取样得到ρ_水为1.04 g/cm³，可计算出盖层可封堵最大烃柱高度约为59 m.

3.1.2　毛细管封闭

毛细管力封闭与水力封闭不同，其与颗粒之间孔喉大小息息相关，更多反映盖层孔隙度特征，而与盖层厚度关系较小.本次研究尝试通过测井孔隙度间接求取盖层排替压力，并与水力封闭结果进行对比.

以L36⁃1a井为例（表1、图6），该井水深1 550 m、1 770~2 011 m深度段测井孔隙度预测结果为15%~25%.前人研究认为盖层实测孔隙度与排替压力呈指数关系（谢玉洪，2019），可知L36⁃1a井盖层排替压力为0.7~1.9 MPa，对应最大烃柱高度为84~246 m.该方法统计结果结论如下：①孔隙度与排替压力具有负相关关系；②300 m厚度范围中排替压力具有多个随深度增加的旋回；③泥岩厚度与排替压力之间无明显相关关系，说明盖层质量（盖层排替压力）与盖层厚度无明显相关关系；④毛细管封闭气柱高度大于水力封盖气柱高度，说明深水浅埋盖层最低封盖下限应以水力封闭结果59 m为准.

3.2　块体流封盖能力

块体流作为外源事件型沉积，固结程度常高于深海泥，作盖层时封盖能力一般更好，但目前定量研究较少.因研究区尚无块体流测井实测数据，本次研究基于墨西哥湾地区测井资料（Sun and Alves，2020），明确块体流和深海泥的纵波速度、纵波速度差异（表2），间接获取块体流与垂向相邻的深海泥排替压力比值，进而明确块体流封盖能力.

测井参数上块体流比深海泥的体积密度大、孔隙度低、电阻率高、纵波速度高、含水饱和度低，体现出固结程度高的特点.墨西哥湾地区块体流声波时差为160 µs/ft，深海泥为177 µs/ft，依据盖层实测孔隙度与排替压力间指数关系（谢玉洪，2019），可知块体流盖层排替压力约为深海泥的1.28倍.

3.3　含水合物地层封盖能力

水合物在稳定域中存在形式为固体，因水合物样品一旦脱离稳定域就开始不稳定，导致在非稳定域环境下，原本呈固态的水合物转为气态甲烷.因此在没有昂贵的保温保压取样条件时，岩心或壁心取样至地表后很难发现有效水合物，要定量评价含水合物地层的封盖能力，最好通过原位测试的实验方法.

原位测试目前主要依据圆锥触探试验（Cone Penetration Test，简称CPT），CPT原位测试和常规测试相比具有得天独厚的优势，常规实验测试一般将岩心、壁心等盖层样品运送至实验室，且需要尽量恢复地层埋藏条件下的温度、压力条件，这个过程可能会有较大误差.而CPT原位测试可以完美避开这些问题，能反映盖层地下埋藏状态下真实盖层封堵能力，唯一限制是其只有较窄的测量深度范围，目前一般为海底以下100 m内.

琼东南盆地海底埋深22.5 m的CPT实验结果表明（图7），固态水合物的存在明显增强了地层的抗剪强度，当地层孔隙被固态水合物充填时，原位测试含水合物地层破裂压力是常规泥岩地层的1.67倍，可作为深水浅埋优质盖层.

4 深水浅埋盖层封盖机理

20世纪80年代末，Watts为盖层封盖机理研究做出了卓越贡献，他认为盖层毛细管封闭机理（Membrane seal）和水力封闭机理（Hydraulic seal）是最核心的封盖机理（Watts，1987）.这两种封盖机理广泛适用于不同类型盖层，其中毛细管力封闭指当盖层毛细管力大于储层毛细管力时，盖层具有垂向封盖油气藏的能力，否则盖层失效（图8a），其临界值为岩样中非润湿相流体（油、气）驱替润湿相流体（水）所需要的最小压力（即有效盖层最大连通孔隙喉道具有的毛细管力），也称为排替压力.该原理着重体现油气藏从储层孔隙输导至盖层孔隙的驱替过程，并不明显破坏盖层内部结构，即体现盖层在不发生破裂的前提下能够封堵天然气的能力，物理模拟实验中往往用突破压力来表征.

水力封闭则不同，其机理是油气藏所受的垂向浮力小于等于一定厚度盖层不破裂的极限.当油气藏所受浮力超过盖层承受极限时，水力封闭机理失效（图8b）.盖层的厚度越大，水力封闭的能力越强，但不完全呈线形叠加，主要原因是下伏天然气是逐层突破盖层的，当盖层底部产生破裂后封盖能力急剧降低，此时有效盖层厚度降低，基于实验测的最大烃柱高度小于多层盖层的累加值，体现出一定衰减效应.因此，水力封闭能力跟盖层厚度呈正相关，盖层需要满足一定厚度条件才具备封盖能力（蒋有录，1998），三轴应力物理模拟实验结果体现为样品越厚，测得的水力破裂压力越高.毛细管封闭与盖层孔隙度呈反比，更多地反映盖层“质量”好坏；而水力封闭与盖层厚度相关，跟盖层质量相关性较小，更多地反映盖层“叠置”封盖的好坏.

继Watts汇总提出两种封盖机理后，国内外学者围绕封盖机理开展进一步研究，拓展为毛细管封闭、水力封闭、超压封闭和烃浓度封闭机理四种类型（贾茹，2018）；这些类型的提出主要针对已固结成岩的盖层，而围绕弱固结、未固结地层的研究较少.超浅层油气藏主要受浮力作用控制，地层压实程度弱，不具备大规模超压发育环境，因此超压封闭类型在研究区不发育.烃浓度封闭主要发生在盖层充当有效烃源岩时，即源岩向下生排烃条件下，下伏储层中的油气藏烃浓度小于盖层，无法驱替源岩孔隙中的烃类产物，从而以烃浓度差的形式封盖油气藏；浅层目前生物气类烃源未规模性发育，烃浓度封堵机理同样不是研究区浅部盖层的主要封盖机理.

与深部盖层所处高温高压环境不同（汪洋等，2016；Zou et al.，2023），深水浅层中发育的深海泥、块体流、含水合物地层沉积于低温高压环境，三种盖层沉积机制不同，封盖机理也具有一定差异（图9）.

对于深海泥而言，未成岩疏松地层含水饱和度增加时，蒙脱石等矿物水化膨胀、分散或脱落，导致孔喉结构变差，甚至有部分喉道会被封死，气液两相共流区域体积减小，导致气体流动需要克服的毛细管阻力和流体流动的摩擦阻力更大，盖层封盖能力得以提高（李剑等，2007）.同时在钻井作业过程中，可用饱和盐水泥浆体系来增强井壁稳定性（李凤九，1982），侧面说明了饱和盐水对于盖层封盖能力具有提升作用，因此深海泥封盖机理主要是毛细管力封闭和水力封闭，饱和盐水封堵是研究区特色性封盖机制.

对于块体流而言，Cardona et al. （2016）提出块体流封盖机理主要为毛细管力封闭和水力封闭，根据研究区天然气勘探实践，块体流剪切带具有良好的封盖能力，在其下伏区域成功发现了气层（图2中L36⁃1b井），证实其可作为超浅层气藏的封盖条件，而在块体流逆冲带的勘探则失利（图4中L36⁃1a井），说明块体流内部结构对于盖层有效性具有重要影响.

对于含水合物地层而言，其多富集于第四系乐东组富砂沉积物中，以固态形式充填于砂岩孔隙间，导致原本是储层的砂岩因整体孔隙度降低变成了盖层，对天然气直接起到垂向封盖作用，封盖机理以水力封闭为主，该类封盖模式在琼东南地区超浅层最为常见.结合以上认识，本文认为琼东南盆地超浅层封盖机理主要以毛细管力封闭和水力封闭为主，饱和盐水封堵机制起到明显增封作用.

5 水深条件对盖层影响

5.1　理论分析

深水与浅水条件下同种岩性盖层封盖能力究竟有多大差别目前尚无文献报道，不同水深最大的区别可能体现为压力、温度条件上的差异，而温度、压力的变化对于盖层封盖能力具有明显控制作用（图10）.

盖层毛细管力P_c计算公式为：

P_c = （2γcosθ）/R，（5）

式中：γ为油气水界面张力（N/m）；θ为润湿角（°）；R为毛细管孔喉半径（m）.可知水表面张力γ越大，盖层毛细管力越大，能够封堵的气柱高度越高.深海环境下，温度降低，水界面张力增高，盖层孔喉半径不变情况下毛细管力明显增强（图10a），例如超深水（温度20 ℃、压力17 MPa）盖层排替压力比浅水浅层（温度60 ℃、压力5 MPa）增强11.6%.

另一方面，天然气密度在温度降低、压力升高条件下密度会增加，导致海水对其净浮力降低（图10b），在上述温度、压力对比条件下天然气所受净浮力降低21.88%.因此，浅水转变为深水环境时，温度降低、压力增加的结果一方面增大了盖层自身毛管压力，另一方面因天然气密度增高，使得天然气所受净浮力减弱；这意味着天然气对盖层封盖能力要求相应减小，两方面共同作用结果导致深水区超浅层盖层可封堵最大气柱高度约为浅水浅层的1.48倍.结合第4节饱和盐水封盖相关论述，认为低温高压环境下饱和盐水封堵机制在研究区发挥了特色性增封作用.

5.2　CPT验证

CPT方法受技术限制，目前无法对埋深200 m以上地层进行剖析，然而对深水、浅水浅埋盖层对比是一种极好的技术手段，为盖层评价带来了不一样的视角，例如以往评价中‒深层盖层时，常认为上覆地层压力越高，盖层压实程度越好，封盖能力亦相应增强.如按照以上思路评价浅层未成岩盖层，则会认为超过1 500 m的海水必然会对深海泥产生巨大的垂压，使得深海泥孔隙度减小，极大增强深海泥的封盖能力，并且海水深度越大盖层封盖能力越好.然而，琼东南盆地浅水、深水浅层CPT测试结果对这一观念提出了挑战（图11）.

本次研究基于浅水井DF⁃X（水深63.8 m，海底埋深40.5 m内测试）与深水井LS17⁃2（水深1 396 m，海底埋深34 m内测试）的CPT结果对比，阐述水深对浅层盖层的影响.

从海底0~11.2 m样品的CPT结果可看出，无论是深水还是浅水，海底表层沉积物最开始均为非常软的淤泥或黏土，不排水抗剪强度从 0 kPa开始缓慢增加.整体上看，DF⁃X井浅层样品变化规律为非常软的黏土（0~11.2 m）‒硬到稍硬的黏土（11.2~14 m）‒稍硬的黏土（14~ 24 m）‒稍硬到硬的黏土（24~40.5 m），趋势有随着埋深增加地层固结程度相应逐步增强的特点.其中11~14 m样品具有明显高于背景值的抗剪强度，说明该段存在硬黏土，很可能是源区固结程度较好的黏土沉积物搬运至浅层沉积的结果.

LS17⁃2井浅层样品变化规律为非常软到软黏土（0~4.1 m）⁃软黏土（4.1~5.7 m）⁃稍硬黏土（5.7~12.1 m）⁃硬黏土（12.1~17.2 m）⁃含水合物粉砂质硬黏土（17.2~30 m）⁃稍硬到硬黏土（30~44.9 m），其垂向趋势同样为随埋深增加，地层不排水抗剪强度增强.与浅水井DF⁃X不同的是，LS17⁃2井在22~30 m深度段内的黏土包括砂质粉砂岩、贝壳碎片，底部还含有水合物，导致该段黏土整体偏硬.

比较两口井均为稍硬到硬的黏土段的CPT大小（例如海底埋深30 m），LS17⁃2样品不排水抗剪强度为60 kPa，而DF⁃X井样品为45 kPa，深水浅埋盖层是浅水浅埋盖层的1.3倍，可见浅水浅层、深水浅层盖层强度的差距没有常规认识预想的那么大.

该现象出现的本质原因可能是无论是浅水还是深水环境下，超浅层盖层受海水全方位持续性浸泡，尽管上覆有巨厚的海水施以较大垂向负荷，但仍无法顺利地将地层水排出，导致孔隙度未明显减小.值得一提的是，尽管得到了深水浅层黏土比浅水浅层黏土不排水抗剪强度更高的初步结论，但事实不一定总是如此，深水沉积物搬运距离较远，粒度较细，固结程度一般较弱，而浅层沉积环境相比深水相对更为复杂，因此还需依据具体情况具体分析.

6 结论

（1）琼东南盆地深水浅埋地层发育有深海泥、块体流沉积、含水合物地层三类盖层，海底埋深、温度、压力是控制盖层封盖能力的主控因素，海底埋深越深、温度越低、压力越高则盖层封盖能力越好.

（2）从盖层封盖能力上讲，琼东南盆地深水区深海泥、块体流沉积、含水合物地层从小到大依次增强，深海泥可封堵最大烃柱高度约为

59 m，为研究区浅层（海底以下埋深约200 m）盖层封堵下限，块体流沉积封盖能力是深海泥的1.28倍，含水合物地层封盖能力是深海泥的1.67倍.需要说明的是，这里倍数仅供勘探初期参考，随后续样品数量及实验增多，块体流、含水合物地层与深海泥封盖能力倍数会持续更新.

（3）在封盖机理上，深水浅埋盖层主要为毛细管封闭、水力封闭，研究区具有两点区别于陆上盖层的特色封盖机制：一是盖层饱含盐水后膨胀导致孔隙度减小，封盖能力增强；二是深水盖层处于低温、高压环境，盖层表面张力增强，而天然气所受净浮力减弱，导致深水浅埋盖层具有封盖大型气田能力.

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基金资助

中国海油南海油气能源院士工作站基金项目

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