琼东南盆地深水区基岩潜山超压成因及油气成藏特征

Origin of the Overpressure and Hydrocarbon Accumulation Characteristics of Bedrock Buried Hills in the Deepwater Area, Qiongdongnan Basin

摘要

海洋深水区是当今全球油气勘探的热点，随着深水油气勘探的不断推进，基岩潜山逐渐成为重要的接替领域. 近年来，琼东南盆地深水区基岩潜山气藏获得了重大突破，展现了潜山重要的勘探潜力. 但是基岩潜山普遍存在高压，超压如何影响规模成藏是亟需解决的一个重要问题.基于此，以陵水32⁃1基岩潜山为例，通过已钻井岩心、薄片观察、温压场模拟、流体包裹体等综合分析，揭示潜山内部存在两个压力系统，上部压力系数为1.68，下部压力系数为1.76~1.85. 10.48 Ma时凹陷内烃类流体压力传导至潜山，潜山开始发育超压；3.02 Ma时潜山压力系数达1.7，进入强超压阶段. LS32⁃1⁃A井分别在3.0~1.9 Ma和1.8 Ma~现今经历两期油气充注，充注时间与潜山超压形成时间一致. 研究表明：（1）潜山储层可分为砂砾质带、风化带、致密带、内幕裂缝带，以潜山内幕裂缝、基底断裂及垂向微裂隙为天然气运移的主要通道；（2）超压成因主要为早期欠压实和生烃增压，晚期受烃类流体侧向压力传导控制；（3）强超压形成时间与烃类流体充注时间匹配性好，生烃凹陷内的压力演化以及流体向潜山的充注过程控制着潜山大型油气藏形成；（4）陵水32⁃1构造具有“近源供烃，优势充注；超压传导，内幕成储；超压封盖，规模保存”的成藏模式. 研究为琼东南盆地深水区基岩潜山油气藏的进一步勘探提供了重要依据.

Abstract

Deepwater reservoirs are the hotspot of global oil and gas exploration. With the continuous development of deepwater exploration, overpressure bedrock buried hills have gradually become an important successor field. The breakthrough of Lingshui 32⁃1 buried hill gas reservoir in the western deepwater area of the Qiongdongnan Basin reveals the insider fracture reservoir as well as the formation of large gas fields, and demonstrates the exploration potential of Lingnan Low Uplift buried⁃hills. However, overpressures are prevalent in buried hills, and how overpressure affects gas reservoir accumulation is a vital issue that needs to be solved urgently. To explore the overpressure characteristics, development mechanism of overpressure, and the relationship between overpressure and hydrocarbon accumulation, the drilled cores, thin⁃section observation, numerical simulation, and fluid inclusions analyses were utilized, revealed the two pressure systems, with an upper pressure coefficient of 1.68 and a lower pressure coefficient of 1.76 to 1.85, and two phases of gas filling from 3.0 to 1.9 Ma and from 1.8 Ma to the present day, respectively, and the gas filling process is consistent with the overpressure formation. Lingshui 32⁃1 buried hill consists of gravelly reservoirs, weathered crust reservoirs, tight interval, and internal fracture reservoirs. The fracture, basement fault, and vertical microfracture are the main channels for natural gas migration. The overpressure mechanism of Lingshui 32⁃1 buried hill is mainly due to disequilibrium compaction and hydrocarbon pressurization in the early stage, and lately controlled by lateral transmission of fluids pressure. The timing of strong overpressure formation matches well with the gas filling. The overpressure within the depression and the gas filling process into the buried hills control the gas reservoir accumulation. Eventually, an accumulation model of overpressure⁃controlled hydrocarbon generation, transmission, filling, and preservation developed. This study provides an important basis for further exploration of bedrock buried hill reservoirs in the deepwater area of the Qiongdongnan Basin.

Graphical abstract

关键词

超压 / 基岩潜山 / 流体充注 / 深水区 / 琼东南盆地 / 石油地质.

Key words

overpressure / bedrock buried⁃hills / gas filling / deepwater / Qiongdongnan Basin / petroleum geology

0 引言

深水油气是全球油气勘探开发的重要领域. 截至目前，全球海洋深水区已经发现约2 000个油气田（张功成等， 2022）. 我国深水油气勘探主要集中在南海北部陆缘区莺歌海盆地、琼东南盆地和珠江口盆地，总面积约27×10⁴ km²，以产气为主、产油为辅（Zhu et al.， 2012），具备继续发现大型油气田群的潜力.

在深水油气勘探中，基岩潜山逐渐成为勘探的新领域和热点之一. 近年来，越南湄公盆地白虎油田（陈文玲和周文， 2012）、巴西的坎波斯盆地（吴伟涛等， 2014）以及中国近海多类型的潜山油气藏，包括渤中19⁃6太古界暴露型潜山大型凝析气田（范廷恩等， 2021）、渤中13⁃2大型覆盖型潜山油气藏（李慧勇等， 2021）、珠江口盆地惠州26⁃6潜山油气藏（施和生等， 2022）等的成功发现均展示出潜山领域良好的勘探前景. 琼东南盆地作为南海北部天然气勘探的主战场，其深水区松南低凸起永乐8区前古近系钻遇超百米优质气层，并经测试获得高产气流，实现了深层“双古”领域（古近系、古潜山）的重要勘探突破. 近期勘探揭示陵南低凸起中生界超压潜山钻遇百米气层，是继松南低凸起后又一重要勘探发现，扩展了琼东南盆地深水勘探新层系，揭示了中生界花岗岩潜山储层的巨大勘探潜力.

琼东南盆地深水区基岩整体处于超压背景下，前人在凹陷生烃演化过程、温压场特征、油气运移特征、油气分布和含油气系统等方面都进行了系统研究，认为超压强度与生烃作用密切相关，有效烃源岩对超压的形成的保存有重要影响（蒋有录等， 2016），超压系统附近的压力过渡带或常压带是油气良好的泄压带，因此成为油气赋存的主要场所（张启明和董伟良， 2000； 王敏芳， 2003； 翟普强等， 2013），超压和浮力的共同驱动则是天然气长距离运移和有效成藏的重要动力（李兴等， 2023）；在超压分布和形成机制方面，认为琼东南盆地超压分布主要受沉积中心、埋藏和岩性变化控制，不均衡压实、高地温场是盆地超压形成的主要影响因素，水热增压和新生流体作用对超压的发育的形成也有一定贡献，同时断层封闭性、超压系统泄压也是超压天然气聚集和保存的主要影响因素（祝建军等， 2011； 翟普强等， 2013； 王子嵩等， 2014）. 前人也应用速度分析、盆地模拟等方法对盆地压力场演化和油气运聚规律进行讨论，认为超压演化主要受断裂活动以及沉积环境影响，高温超压背景下的压力积累和流体运移是深水区油气成藏的主要控制因素（李绪深等， 2005； 翟普强等， 2013）. 琼东南盆地在深水区潜山虽然已经发现了一定规模的气藏和含气构造（周杰等， 2019； 李胜勇等， 2021），但由于超压储层非均质性强，各区带储层发育特征及展布差异性大，地震响应杂乱，在钻井工程和地质条件方面，相比于常规碎屑岩储层勘探难度更大，制约了基岩超压油气藏勘探（徐守立等， 2019）. 根本原因在于对琼东南盆地深水区超压形成和演化过程，以及高温超压背景下的油气运聚规律及成藏机制等问题尚不清楚，也缺乏对于深水区超压演化和流体运移的模拟实验. 基于此，本文以陵南低凸起中生界陵水32⁃1构造为例，结合其他低凸起潜山勘探实践，分析潜山的超压分布特征及成因机制，探讨超压与油气成藏的关系，以期为琼东南盆地深水区潜山油气的进一步勘探提供依据.

1 区域地质概况

琼东南盆地是新生代以来在前古近系基底之上发育起来的大型叠合型含油气盆地（姚哲等， 2015），呈北东向展布，北邻海南岛隆起，南接西沙隆起区，西与莺歌海盆地相邻，东部为珠江口盆地（图1a）. 盆地自下而上依次发育始新统岭头组、渐新统崖城组和陵水组，中新统三亚组、梅山组和黄流组，上新世莺歌海组及及更新统乐东组（图1b）. 盆地新生代主要经历了裂陷期（始新世和早渐新世）、断拗期（晚渐新世）、裂后热沉降期（中新世-第四纪）（朱伟林， 2010； 何玉林等， 2022）. 裂陷期构造运动强烈，多期构造活动控制着环乐东-陵水凹陷及其周缘低凸起带断裂体系的形成，整体上形成了平面坳隆相间，垂向下断上坳的构造格局（图1c）.

琼东南盆地在松南低凸起和陵南低凸起、崖城凸起等多个正向构造单元盆地基底发育中生代火成岩（甘军等， 2022）. 目前琼东南盆地深水区陵南-松南“双古”领域已钻井10口，发现气田2个，含气构造1个（图1a）. 深水西区陵南低凸起、松南低凸起属于“凹中隆”，构造位置优越，周缘发育乐东、陵水、松南、宝岛等多个富生烃凹陷；深水西区早渐新世近源扇三角洲砂岩埋深浅，物性好，但储层规模较小，整体发育欠佳，而中生界基岩潜山裂缝发育，纵向具有明显分带性，储集性能较好；晚期厚层莺歌海-乐东组半深海-深海泥岩盖层保存条件好. 总体上深水西区潜山构造从供烃条件、储盖组合及生储盖配置关系、圈闭发育、运聚成藏时空匹配等方面均具备大型油气田的勘探前景和资源潜力.

研究区陵南低凸起位于琼东南盆地中央坳陷带乐东-陵水凹陷东南部，水深1 000~1 600 m，面上呈菱形，面积约3 500 km²（李胜勇等， 2021）. 受地震资料品质及周缘钻井较少等影响，该区基岩潜山领域勘探程度较低，目前仅有2口井钻遇潜山，分别为LS26⁃1⁃A井和LS32⁃1⁃A井（图1a）.

2 陵水32⁃1构造潜山油气藏特征

陵水32⁃1构造属源边低位宽缓潜山，LS32⁃1⁃A井是南海西部首口深水高温高压潜山钻井（图2）. 钻探揭示314.55 m花岗岩，测井解释超百米优质气层，声-电成像资料显示潜山内幕裂缝有效厚度可达150 m. 陵水32⁃1构造紧邻乐东-陵水富生烃凹陷，面积大，埋藏深，烃源供给充足，崖城组主力烃源岩有机质类型为Ⅱ₂⁃Ⅲ型，以生气为主、凝析油也较多，已处于高成熟-过成熟阶段，整体处于生气窗内（黄合庭等， 2017； 李胜勇等， 2021）. 天然气地球化学分析表明，LS32⁃1⁃A井致密带上、下段天然气均表现为煤型气特征，上段天然气干燥系数低于0.94，δ¹³C₁分布在-37‰~-35‰之间，R_o介于1.1%~1.8%，平均1.5%；下段干燥系数高于0.96，δ¹³C₁变重至-34‰~-28‰，R_o介于1.8%~2.7%，平均2.3%，整体表现为上段“偏湿偏轻”，下段“偏干偏重”的特征（图3）.

结合壁心、岩屑录井、成像测井及岩石薄片鉴定等资料综合分析，陵南低凸起潜山储层的储集空间具有“溶蚀孔隙-构造裂缝”双重属性，储层纵向分带明显. LS32⁃1⁃A井潜山储层垂向结构单元由上至下可以分为砂砾质带、风化带、致密带、内幕裂缝带（图4a~4h），实钻压力显示，致密带上下存在不同压力系统，上部压力系数1.68，下部压力系数可达1.85（图5）.

砂砾岩带：厚度较薄，整体风化较强烈，钻井岩屑可见长石碎片，长石颗粒软化、泥化，结构大多不完整，主要为中性侵入岩（低石英）风化产物，整体上长石含量高、石英含量低（宋爱学等， 2021）（图4a，4b）.

风化带：基岩碎裂化严重，伴随大量裂缝和粒间孔，可见X型剪节理（侯明才等， 2023）. 岩石薄片鉴定为二长岩、二长花岗岩、花岗闪长岩和碎裂花岗岩等，长石表面可见断层擦痕，可见粘土矿物充填长石微裂缝或颗粒间（图4c，4d）.

致密带：潜山内幕中岩性相对致密均一，未受风化作用影响和断裂改造，其孔隙度和裂缝密度、规模较低（衣健等， 2022）. 岩性主要为花岗岩夹中性浅成玢岩/闪长岩侵入体（图4e，4f）.

内幕裂缝带：钻遇近200 m内幕裂缝带，主要为花岗质碎斑岩、花岗闪长岩、碎斑岩和二长花岗岩等，裂缝带下部为辉绿岩侵入体，整体岩石风化蚀变强烈，微裂缝不均匀分布，局部可见黄铁矿或风化后的粘土矿物充填. 储集空间为孔隙-裂缝，主要发育连续缝、溶蚀缝、微裂缝，表现为孤立单一裂缝特征，未见明显网状缝特征（图4g，4h）. 壁心显示花岗岩孔洞较为发育，但局部被钙质、硅质充填，断裂带现象明显，可见断层擦痕（图4i）.

前人研究已证实琼东南盆地凸起带发育的潜山裂缝性储层受中生代以来的多期构造事件控制（侯明才等， 2023）. 印支期花岗岩侵入，后期构造抬升，潜山暴露地表，遭受长期风化剥蚀和大气水淋滤作用，导致风化壳的形成，裂缝的复活及新的裂缝的产生，改造并扩大了裂缝发育的深度及规模；燕山-喜山期构造运动形成了丰富的断裂和裂缝体系（谢玉洪等， 2015； 王耀华等， 2022），潜山内幕形成多组交叉缝网，最终形成了凸起带表层风化带和潜山内幕裂缝带优质储集体.

3 潜山超压特征及成因机制

常压地层随埋深增加，会由于地质、地球化学、动力学等多种因素及机制逐渐向超压地层转变，包括不均衡压实、生烃、粘土矿物脱水、烃类裂解、构造挤压等（张启明和董伟良， 2000； 刘玉华和王祥， 2011）. 按照压力梯度大小，超压自上而下一般分为压力过渡带、超压带及强超压带. 压力过渡带及常压带是油气富集有利区，油气聚集通常与常压带/超压顶界面（压力系数为1.00~1.27）的分布也有密切联系（翟普强等， 2013）. 琼东南盆地深水区整体处于高温超压背景，超压呈多区带多层系分布特点.

3.1　超压平面分布特征

根据地层压力差异将琼东南盆地分为强超压区（压力系数大于1.7）、压力过渡区（压力系数介于1.3~1.7）和常压区（压力系数小于1.3）（表1）. 受控于琼东南盆地东西分块，南北分带的区域构造特征，深水区超压具有西高东低，北高南低的特征. 中央坳陷带各大凹陷中心均发育强超压（苏龙等， 2012），西部乐东-陵水凹陷压力系数高，超压顶界面浅，T₇₀界面压力系数可达2.3，T₅₀界面压力系数在1.7~2.0范围内，超压强度由凹陷中心向南北两侧凸起或低凸起逐渐降低（祝建军等， 2011； 王子嵩等， 2014； You et al.， 2020）；陵南低凸起位于乐东-陵水凹陷强超压区和南部隆起常压区之间，属二者之间的压力过渡区，T₇₀界面压力系数较乐东-陵水凹陷低，约1.4~1.7，T₅₀界面压力系数稳定在1.7左右；松南低凸起T₇₀界面压力系数约1.6~1.8，T₅₀界面压力系数为1.4~1.7，也处于压力过渡区. 超压范围总体上由北向南逐渐扩大（图6）.

对于陵南低凸起的超压带来说，同为源边潜山，LS32⁃1⁃A井为低位宽缓潜山，距乐东凹陷更近，源-山接触面积大，其超压带压力系数最高可达1.85；而距供烃凹陷较远的LS26⁃1⁃A井，属高陡型潜山，测井资料显示该井裂缝相对不发育，以溶蚀孔隙为主，输导通道缺乏，压力传导能力较差，潜山段未能成藏. 因此，陵南低凸起的超压发育程度与潜山构造距供烃凹陷距离关系较大，同时也受到输导条件、源储关系等因素的影响.

3.2　超压纵向结构特征

3.2.1　盆地压力结构特征

实测地层压力显示琼东南盆地深水区超压层系主要于中生界、崖城组、陵水组、梅山组及莺歌海组-黄流组，深部崖城组生烃作用形成压力系数大于1.7的强超压系统，超压可延伸至黄流组；中间层系梅山组及三亚组压力系数为1.08~2.09，压力变化大，强超压主要分布在乐东-陵水凹陷周缘，黄流组和莺歌海组下部地层的压力系数由1.76向上逐渐过渡为常压（表1）.

琼东南盆地已钻井的压力结构形态主要分为以下3种：双层超压结构（图7a）、单层超压结构（图7b）及常压结构. 双层超压结构在崖城、陵水、松南、宝岛地区均有发育，该类型在浅层常压带以下具有两个以上不同埋深的超压带，两个超压带之间为一常压或弱超压带，下部超压段顶部可见泄压带，属两套超压系统.

3.2.2　LS32⁃1⁃A井纵向压力特征

LS32⁃1⁃A井新生代碎屑岩地层与中生界花岗岩潜山均有较为明显的异常超压现象. 地层从莺歌海组二段（T₃₁界面）开始出现超压，随埋深缓慢增加. 海平面至T₃₁界面主要为常压，压力系数在1.0~1.3范围内，超压不发育；T₃₁界面至潜山（T₁₀₀界面）为超压过渡带，压力系数在1.3~1.7范围内，超压逐渐发育；进入潜山后（T₁₀₀界面以下）发育超压带，压力系数可达1.7以上，超压持续发育.

实钻压力显示，中生界花岗岩潜山内部存在两个压力系统，上部风化带压力系数1.68，下部内幕裂缝带整体压力系数为1.76~1.85，并随埋深逐渐增大（图5）. 从超压纵向结构上来看，整体上超压在深部大、浅部小，向上逐渐过渡为正常压力，内幕裂缝压力向上幕式传递. 下部超压系统压力系数较高，为流体的垂向运移和泄压提供动力.

3.3　超压成因机制

3.3.1　压力演化模拟及超压阶段划分

本研究应用Petromod软件进行单井温压演化史和剖面演化史模拟分析. 在区域构造和沉积研究等基础上，对剥蚀量进行恢复，使用PetroMod 1D软件，通过对地层属性（包括年龄、岩性、孔隙度、渗透率等）参数赋值，选取对应的古水深和古热流数据，对单井温压演化史进行恢复. 在地质分析和一维单井压力模拟的基础上，通过选取有代表性的地震测线，应用PetroMod 2D软件系统进行二维剖面压力演化史模拟重建（图8）. 建模过程中构造沉降史采用Airy均衡模型，地层埋藏史采用指数模型和修正的kozeny carman方程模型，热流史和地温史采用瞬间热流模型，选取深凹区YC36⁃2⁃A井，利用Easy%R_o法计算有机质成熟度史，并采用化学动力学法求取生烃史，排烃史采用R_o⁃排烃率法，古水深和热流值参考文献数据（康波， 2014）.

中新世后，由于热沉降和快速沉积，黄流组-三亚组巨厚泥岩盖层内流体排出受阻，压实作用逐渐开始影响凹陷压力（图9a，9b）. 10.48 Ma开始，乐东凹陷内压力逐渐增大，此时潜山顶部形成弱超压，压力系数达到1.3，源储压差为烃类的充注提供条件；沉降持续进行，10.48~3.02 Ma时期，乐东凹陷内压力持续缓慢升高，供烃量明显增大，此时潜山顶部由于凹陷生烃，烃类流体压力传导，形成强超压，压力系数达到1.7；3.02 Ma~现今，凹陷持续生烃，压力持续增加，并向侧向传导至潜山顶部，潜山顶部压力系数超过1.7，大规模生烃增压也造成的了潜山内幕压力系统的调整（图10a）. 孔隙压力演化剖面显示，超压的分布与潜山和生烃凹陷的距离有关，对比LS32⁃1⁃A井和LS26⁃1⁃A井，A点至D点、B点至E点、C点至F点压力系数逐渐降低，表明越靠近乐东凹陷，由凹陷生烃传至潜山的压力越强（图9c， 9d），因此，宽缓潜山相对高陡潜山而言，接受生烃增压传递更充分，更易在潜山聚集成藏.

3.3.2　超压分布控制因素

超压的分布本质上受到超压形成机制和超压传递的泄压机制共同控制. 琼东南盆地压力的形成和演化过程是增压和泄压相互作用的结果，局部可能还存在来自莺歌海盆地强超压的侧向传递，超压分布控制因素十分复杂. 综合乐东凹陷沉积速率、压力系数、生烃量及压力演化史综合分析表明，陵水32⁃1构造超压形成的主要原因为早期欠压实和生烃增压，后期烃类流体充注和压力侧向传导.

（1）欠压实和生烃增压是早期超压形成的主要成因机制.欠压实作用的本质是由于压实过程中地层内的孔隙流体不能正常排出或排出受阻，流体也承受了上覆地层的负荷，从而产生高于正常压实情况的异常孔隙流体压力. 异常压力的形成一般经历多期多幕的累积与释放，形成生烃增压-压力累积-排烃泄压反复的过程（苏龙等， 2012； 康波， 2014； 甘军等， 2018）. 琼东南盆地乐东-陵水凹陷具有高沉降和沉积速率的区域沉积背景， 10.5 Ma以来出现了构造沉降速率和沉积速率异常加速增长（谢辉等， 2021），盆地超压形成主要受沉积作用控制，尤其5.5 Ma以来处于高速沉降阶段（李亚敏等， 2012），沉积了巨厚的以深海相和半深海相泥岩为主的上中新统黄流组与上新统莺歌海组，莺歌海组的最大沉积速率为650 m/Ma，乐东组的最大沉积速率为1 300 m/Ma，其最大沉积速率位于崖南-乐东-陵水凹陷，与强超压的发育中心一致. LS32⁃1⁃A井在3 Ma左右达到沉积速率最大值，超过1 000 m/Ma（图10b），并且此时潜山顶部压力系数达到最大值，表明高沉积速率发生的时间与超压形成的时间密切相关. 快速沉积沉降形成的高泥质沉积在区域上形成了超压发育和保存的良好地质条件，是超压的主要控制因素之一，欠压实是早期超压形成的重要机制.

琼东南盆地深水区凹陷和斜坡带内大范围、高成熟的崖城组主力烃源岩有机质丰度高，厚度超过1 500 m，地温梯度高，生烃能力强，对超压形成具有重要作用. 盆地内的高温加速了干酪根的进一步成熟，生烃作用增强，高压在晚期又加速了天然气的生成. 崖城组主力烃源岩成熟时间早，在陵水-三亚组沉积时期，盆地中心已经达到高成熟阶段，截至现今，大部分已进入过成熟阶段，盆地斜坡及边缘也到到高成熟阶段（王子嵩等， 2014）（图11）. LS32⁃1⁃A井在潜山风化带钻遇高成熟气，内幕裂缝带钻遇过高成熟-过成熟气，相较于其他生烃凹陷，乐东凹陷生烃增压规模较大，进一步控制早期超压形成.

（2）烃类流体压力传导是超压潜山储层形成的主控因素.崖城组主力烃源岩生成的成熟油气通过优势构造脊和断裂向古潜山侧向传导，高强度充注，导致潜山内发育强超压，随着后期生烃增压和流体充注规模的进一步加大，导致潜山内压力进一步分异，天然气由顶部的风化带向深部的潜山内幕裂缝带充注，内幕裂缝带成为压力传导通道，在不断地充注和调整中，形成了多个压力系统. 随着沉降的持续，逐渐增大的超压对储层物性也产生影响，出现胶结、交代、重结晶等现象，包括长石颗粒的钠长石化，发育自生石英和碳酸盐胶结物（图12），部分裂缝被粘土质、黄铁矿等矿物填充等（图4e， 4f），使得早期构造运动形成的裂缝网络非均质性增强，同时潜山内幕还出现了致密带，形成封隔，裂缝连通性减弱，对流体泄压过程产生影响.

可以看出，陵水32⁃1构造潜山储层的超压主要是烃类流体向潜山的高强度充注产生的侧向压力传导所致，超压的传递过程通过多种类型的优势泄压通道完成，包括构造脊，基底断裂或微裂隙、内幕裂缝带、连通的砂体等，凹陷内部的源岩与常压潜山构造带通过优势通道对接，由于持续热沉降和生烃增压过程大规模高强度排烃，形成巨大的源储压差. 成藏动力强，潜山构造带成为良好泄压区，超压伴随烃类流体传递至潜山基岩中，加上厚层深海相泥岩覆盖，没有后期构造破坏，利于形成高压潜山气藏（图13）.

4 超压形成与油气成藏的关系

4.1　油气成藏期次

本研究根据地层分层数据、实测R_o数据、大地热流值、地层岩性数据及剥蚀厚度，运用Basinmod恢复了研究区LS32⁃1⁃A井的埋藏史、热史. 通过对琼东南盆地LS32⁃1⁃A井流体包裹体分析测试，结合烃包裹体荧光特征及其同期的盐水包裹体的均一温度测定和埋藏史及热史，得到对应的时间及古埋深，从而得到不同期次的充注时间. 根据温度对应的油气充注地质时间，较为准确的获得烃类充注的时间与主成藏期.

陵南低凸起LS32⁃1⁃A井在相对致密带和内幕裂缝带均存在轻质油包裹体和气态烃包裹体（图14a，14b），对其荧光特征进行对比可见蓝色和蓝绿色两期. 油气充注所伴生的盐水包裹体特征显示，其多存在于石英内裂纹中，以次生成因为主，形态可见方形、三角形、条形、椭圆形、长方形和不规则形态等，大小6~30 μm，气液比6%~7%. 其中第一期盐水包裹体冰点温度约-2.2 ℃，盐度约3.7%；第二期盐水包裹体冰点温度约-2.0 ℃，盐度约3.3%（表2）. 风化带捕获流体温度分布为前峰型，内幕裂缝带与致密带为双峰型（后峰为主），表明该区存在两期成藏，时间在3.0 Ma以后. 其中，第一期包裹体均一温度分布在126~133 ℃，对应时间为3.0~1.9 Ma，主要为轻质油和成熟气主力充注期；第二期包裹体均一温度分布在135~142 ℃，对应的油气充注时间为1.8 Ma~现今，主要为高成熟-过成熟气主力充注期（图15）；两期油气充注均发生在莺歌海组-乐东组沉积期内. 内幕裂缝带与相对致密带均有第一期流体少量充注，但第二期流体充注占比更高.

4.2　油气充注对超压发育的影响

乐东-陵水凹陷烃源岩成熟度与盆地地温场的“高热”密切相关，烃源岩进入生烃门限的时间较早，生排烃时间长，深凹区主要经历陵水-三亚期和梅山组晚期至今共2期生排烃高峰（甘军等， 2019； 李金帅等， 2021）.

由Petromod单井压力模拟显示，陵南低凸起内强超压形成时间与烃类流体充注时间密切相关. 流体包裹体显示LS32⁃1⁃A井经历两期油气充注，分别在3.0~1.9 Ma和1.8 Ma~现今. 压力演化模拟显示约在3.02 Ma后强超压形成，压力系数达到1.7，并随埋深逐渐增大. 强超压形成时间与烃类流体一期充注时间相匹配，说明流体充注对超压形成的贡献较大. 同时早期的油气充注一定程度上可以增加储层的抗压实作用（夏青松等， 2019），有利于孔隙的保存和后期流体充注.

总体来看，油气生成、油气充注、超压演化三者的时空匹配说明了生烃过程及流体充注是陵南低凸起潜山超压形成主要原因. 因此，深水区乐东凹陷内的压力演化以及向潜山的压力传导是潜山大型油气藏形成的主要控制因素.

4.3　油气成藏模式

琼东南盆地松南低凸起永乐8区（图16）和陵南低凸起陵水32⁃1构造（图17）基岩潜山均发育，但在潜山成藏规律上有明显差异（图18）. 构造位置和供烃条件上，陵水32⁃1构造位于陵南低凸起前排近凹带，紧邻乐东富生烃凹陷，海陆过渡相—半封闭浅海相烃源岩厚度大、成熟度高，且超压规模大、强度高，部分有效烃源岩直接与潜山接触，运移距离相对较短；永乐8区位于松南低凸起带构造高部位，由松南-宝岛凹陷陆源海相烃源岩供烃，整体距离生烃凹陷较远. 源储关系及储盖配置上，陵南低凸起与松南低凸起潜山均为印支期特提斯域花岗岩，整体具有印支期成缝、燕山期剪切缝网化、喜山期走滑拉张再活化的特征. 陵水32⁃1构造潜山易破碎，网状裂缝发育，且暴露时间长，风化带和内幕裂缝带有效储层厚度较大，储层以巨厚弱溶蚀-高密裂缝型为主，基底断裂直接沟通烃源岩和潜山孔-缝型储层，上覆深海泥岩盖层厚达3 500 m，直接盖层为三亚组泥岩地层，具有一定高压，储盖配置较好；松南低凸起潜山构造裂缝密度小，数量较少，储层以溶蚀-裂缝型为主，源储不接触. 运聚特征上，陵南低凸起近洼潜山构造带发育大型构造脊深入乐东凹陷与主力烃源岩接触，超压背景下充注动力强，运移路径畅通，天然气通过大型构造脊汇聚，同时陵南低凸起潜山内幕带发育规模连通缝，和基底断裂型垂向裂隙共同构成垂向输导通道，同时断裂与砂体侧向连通性好，形成断裂-砂体匹配及断裂-超压裂隙为一体的运聚体系；松南低凸起周缘长期活动的深大沟源断裂发育，同时配合崖城组大型三角洲砂体和古构造脊，共同构成以基底断裂和裂缝为主、砂体为辅的长距离复合输导体系.

整体来看，陵南低凸起具备的优越地质背景和成藏条件，3.0~1.9 Ma，大规模的生烃增压，高熟气沿边界断裂、构造脊和砂砾岩带注入潜山，形成早期天然气充注；1.8 Ma~现今，源储压差达到高峰，高熟-过熟天然气突破潜山内幕，沿内幕断裂、裂缝充注，形成晚期天然气充注气藏，并形成两套压力系统，最终形成基岩潜山的规模气藏. LS32⁃1⁃A井的成功钻探，不仅证实了高压潜山可规模成藏，还揭示了陵南低凸起发育潜山风化壳和裂缝带大规模裂缝型储层，整体上具有“近源供烃，优势充注；超压传导，内幕成储；超压封盖，规模保存”的成藏模式.

5 主要结论和认识

（1）陵水32⁃1构造发育中生界基岩潜山储层，储层垂向结构单元由上至下可以分为砂砾质带、风化带、致密带、内幕裂缝带，储集空间具有“溶蚀孔隙-构造裂缝”双重属性，天然气通过大型构造脊汇聚，以潜山内幕裂缝、基底断裂及垂向微裂隙为主要运移通道.

（2）陵水32⁃1构造超压发育机制早期为欠压实和生烃增压，晚期以压力侧向传导/流体充注为主. LS32⁃1⁃A井潜山分为两期充注，强超压形成时间在烃类流体第一期充注后，说明晚期流体充注导致的压力侧向传导对潜山超压形成及天然气成藏起主要贡献.

（3）陵水32⁃1构造发育潜山风化壳和内幕裂缝带大规模裂缝型储层，高压潜山可规模成藏，整体上具有“近源供烃，优势充注；超压传导，内幕成储；超压封盖，规模保存”的成藏模式.

附件见：https://doi.org/10.3799/dqkx.2023.199

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基金资助

“十四五”重大科技项目《南海深水盆地油气运聚成藏分析与突破方向》(KJGG⁃2022⁃0103)

湖北省自然科学基金创新群体项目(2021CFA031)