琼东南盆地西南部深水古潜山天然气成藏模式

Natural Gas Accumulation Models of Deep-Water Buried Hill in the Southwestern Qiongdongnan Basin

摘要

前古近系花岗岩潜山气藏是近年琼东南盆地深水－超深水油气勘探新领域，这种深水古潜山油气藏具有典型的新生古储特征，而且油气成藏史及圈闭与新近系碎屑岩圈闭不同。利用地球化学分析、包裹体均一温度检测以及成藏史恢复等技术方法，深入分析研究了琼东南盆地西南部深水区陵南低凸起古潜山带油气运聚成藏过程，并总结建立了古潜山油气运聚成藏模式。研究表明，陵南低凸起W321潜山气藏烃源供给主要来自渐新统崖城组煤系烃源岩，天然气组成比邻区中浅层中央浊积水道中新统及上新统气藏具更高的甲烷含量和干燥系数，甲烷及同系物碳同位素亦偏重。古潜山储层包裹体捕获温度主要为129.6 ~ 135.3 ℃，且对应着1期集中充注，具体时间为晚中新世黄流组末期-上新世莺歌海组沉积时期（约5.5 Ma）。此外，陵南低凸起古潜山主断层活动在中新世三亚组沉积末期结束，圈闭形成较早。很显然这种“早充注、早定型”的古潜山圈闭有利于天然气运聚成藏及富集保存。陵南低凸起古潜山天然气成藏模式可具体总结为：邻近乐东-陵水凹陷崖城组烃源岩提供的天然气，沿陵南低凸起构造脊、沟源断裂及构造裂缝等构成的输导体系侧向运移，并最终在古潜山圈闭的前古近系花岗岩风化壳和裂缝型优质储层中富集，形成新生古储、侧生上储（古储）型天然气藏。该研究成果及认识，对深水-超深水古潜山油气资源的勘探评价及新勘探领域拓展等，尤其是古潜山油气有利勘探区带和钻探目标优选等，均具有重要的借鉴意义。

Abstract

Pre-Paleogene granite buried-hill gas reservoirs represent a new frontier for deepwater–ultradeepwater oil and gas exploration in the Qiongdongnan Basin in recent years. Such deepwater buried-hill reservoirs are characterized by typical “young-generation old-storage” features， and their hydrocarbon accumulation history and trap evolution differ distinctly from those of Neogene clastic traps. Based on geochemical analyses of natural gas samples from regional wells， homogenization temperature measurements of fluid inclusions， and reconstruction of hydrocarbon accumulation histories， this study systematically investigates the hydrocarbon migration， accumulation and pooling processes of the buried-hill belt in the Lingnan Low Uplift， southwestern deepwater Qiongdongnan Basin， and establishes a corresponding hydrocarbon accumulation model. Results show that hydrocarbon supply to the W321 buried-hill gas reservoir in the Lingnan Low Uplift is mainly derived from coal-measure source rocks of the Oligocene Yacheng Formation. Compared with middle–shallow Miocene and Pliocene gas reservoirs in the central turbidity channel of the adjacent area， natural gas in this buried-hill reservoir exhibits higher methane content and dryness coefficient， as well as heavier carbon isotopic compositions of methane and its homologues. Homogenization temperatures of fluid inclusions in the buried-hill reservoirs range mainly from 129.6 ℃ to 135.3 ℃， corresponding to a single episode of intensive gas charging during the late stage of the Late Miocene Huangliu Formation to the Pliocene Yinggehai Formation （approximately 5.5 Ma）. In addition， major fault activity in the buried hills of the Lingnan Low Uplift ceased by the end of the Miocene Sanya Formation， indicating early trap formation. Such “early charging and early stabilization” buried-hill traps are clearly favorable for natural gas migration， accumulation， enrichment and preservation. In summary， the natural gas accumulation model of the buried hills in the Lingnan Low Uplift can be summarized as follows： natural gas generated from the Yacheng Formation source rocks in the adjacent Ledong-Lingshui Sag migrates laterally along a carrier system composed of structural ridges， source-connected faults and tectonic fractures， and finally accumulates in high-quality weathered crust and fractured reservoirs of Pre-Paleogene granite within buried-hill traps， forming “young-generation old-storage” and “lateral-generation upper-storage （old-storage）” gas reservoirs. The findings of this study provide important guidance and reference for exploration evaluation and new frontier expansion of deepwater-ultradeepwater buried-hill oil and gas resources， particularly for the optimization of favorable exploration zones and drilling targets in buried-hill plays.

Graphical abstract

关键词

琼东南盆地 / 基岩潜山 / 天然气藏 / 埋藏史 / 成藏模式

Key words

Qiongdongnan Basin / basement buried hill / natural gas reservoir / burial history / hydrocarbon accumulation model

0 引言

琼东南盆地位于中国南海西北部，20世纪90年代末以前，勘探工作主要集中在浅水区，期间虽相继发现YC13－1等大中型气田群及一系列含油气构造，但总体油气资源规模有限。此后，勘探方向逐步转向盆地南部深水区，深水油气勘探工作有序推进，迄今已在深水区探明天然气地质储量达3000亿立方米；近期更在超深水浅层、深水深层及前古近系古潜山油气勘探领域有新发现，首次在深水－超深水前古近系花岗岩潜山气藏（YL8－1/8－3古潜山）获得突破，为古潜山领域的进一步勘探奠定了基础。需要指出的是，古潜山油气藏类型多样，油气运聚成藏过程及控藏条件复杂苛刻，且储层非均质性强、评价预测难度较大，这极大增加了油气勘探开发及评价的难度与风险^［1］。以YL8－1前古近系花岗岩潜山气藏为例，尽管其埋藏深度（扣除水深1830 m）不超过1100 m，但地史时期盆地深部生烃产生的超压及其传导作用，使得气藏的形成与演化过程变得极为复杂，显著增加了油气勘探开发与评价预测的难度。针对这一难点，前人对琼东南盆地中东部松南低凸起、西南部陵南低凸起^{［2 - 3］}、渤海盆地渤中19-6构造、珠江口盆地浅水区惠州26-6构造^{［4 - 6］}等多个典型古潜山油气区开展了大量研究工作，并取得一系列重要成果。相关研究初步揭示了潜山花岗岩储层中风化壳储集空间与内幕裂隙体系的发育特征，总结并建立了松南低凸起YL8-1/YL8-3潜山的天然气运聚成藏模式^{［2，7 - 9］}，明确其天然气主力气源来自陵水凹陷与松南凹陷，油气运移路径呈现“先横向输导、后纵向充注”的特征，为琼东南盆地东部深水区古潜山油气成藏机理及勘探评价研究提供了重要理论依据与实践参考。但现有古潜山油气勘探研究成果及核心认识，仍存在明显的局限性，相关研究主要集中于琼东南盆地深水区中东部的松南低凸起区带，受勘探程度限制，盆地西南部深水区前古近系花岗岩古潜山油气藏的勘探与研究工作相对滞后，目前整体仍处于油气地质条件初步评价及资源潜力预测的起步阶段，尚未形成系统的成藏理论体系，对该区域古潜山油气的富集规律、气源供给机制及成藏主控因素等关键问题仍缺乏明确认知。基于此，立足琼东南盆地西南部深水区陵南低凸起的区域地质背景，深入分析前古近系花岗岩潜山的天然气成藏全过程，重点剖析油气运聚成藏演化历史与成藏关键条件，精准判识气源供给特点、来源及成因类型，系统总结并建立符合该区地质特征的古潜山天然气成藏模式，不仅能够完善琼东南盆地深水区古潜山油气成藏理论体系，填补西南部深水区古潜山研究的空白，更可有效指导该区下一步潜山油气勘探部署，为区域油气勘探与开发提供重要的理论支撑和实践指导。

1 地质概况

琼东南盆地西南部陵南低凸起处于乐东凹陷东部和陵水凹陷南部区域，属于盆地深水区南部隆起的西隅（图1（a）），该区水深超过1200 m，低凸起上古潜山埋深为2400 m左右，相对于深水区中东部松南低凸起古潜山埋藏更深。目前已经在该区东北部邻区乐东-陵水凹陷中央峡谷水道勘探发现了LS171、LS221等一批新近系莺歌海组-黄流组中浅层气田^［10］，其与陵南低凸起古潜山油气藏邻近，空间上可划为同一油气分布区。

琼东南盆地新生代时期为典型被动大陆边缘裂谷盆地，受区域板块构造演化的控制，形成了“下断上坳、下陆上海”的双层结构及相应沉积特征。盆地内主要发育两套地层，分别为古近系陆相-海陆过渡相地层与新近系海相坳陷地层，二者共同构成了盆地油气成藏的基础地质框架。盆地内地震反射界面T100以上为完整的新生代沉积地层，T100以下为盆地古基底，其岩性以花岗岩为主（图1（b）和（c））。古近系渐新统崖城组-陵水组为海陆过渡相泥岩与海岸平原相煤系地层，是该盆地的主要烃源岩^{［11 - 12］}。该套烃源岩广泛超覆于古隆起斜坡及断裂带附近，可同时为中新统中央峡谷水道系统砂体圈闭和前古近系（主要为中生界）潜山圈闭提供稳定的烃源供给。需强调的是，中生代早期，琼东南盆地处于欧亚板块、印度-澳大利亚板块与太平洋板块的汇聚碰撞带，强烈的区域构造运动诱发了大规模岩浆活动^{［13 - 15］}。岩浆活动形成了大量花岗质岩体，这些岩体在印支期造山运动的挤压作用下，发生了显著的抬升与变形；出露地表的花岗质岩体经风化剥蚀、大气淡水淋滤等外力改造，在古潜山表层形成了厚度不均的风化壳，成为了潜山储层重要的组成部分。与此同时，花岗岩潜山内幕受构造应力作用影响，发育了大量相互连通的断层与裂缝，构成优质缝洞型储层，既为天然气运聚提供了良好的储集空间，也是油气富集的关键。当这些优质储集空间与古近系烃源供给系统形成良好耦合关系时，即可形成“新生古储”型潜山油气藏。

2 实验与方法

本次在W3211井中生界花岗岩储层含气层段4266.4～4277.0 m共采集了6罐气样，进行了天然气组分及碳同位素分析，天然气组分分析采用GB/T 13610－2003《天然气的组成分析气相色谱法》标准进行，其色谱仪型号为Agilent6890N；天然气碳同位素分析测定采用SY/T 5238－2008《有机物和碳酸盐岩碳、氧同位素分析方法》标准执行，其同位素比例质谱仪型号Isoprime100，检测限：（甲烷）1.0x10－10 g/s，检测条件：室温。另在该井中生界花岗岩储层4090～4400 m采集了11个岩石样品，进行了包裹体分析，包裹体分析检测方法依据EJ/T 1105—1999（矿物流体包裹体温度的测定）执行，采用LINKAM THMS600型冷热台，温度为25 ℃，湿度为40%。实验过程中，利用加热或冷却装置对样品进行温度控制。通过逐渐调整样品的温度，观察包裹体在温度变化过程中的行为。当包裹体中的流体或气体达到均一状态时，即其内部成分在温度上达到平衡，此时记录下对应的温度值，即为包裹体的均一温度。Ro分析测定引用了前人对W3211井2450～4080 m沉积岩9个样品的分析测定数据结果，该井4080 m以下的Ro值由本次实测数据拟合获得。采用的技术方法依据GB/T 19144－2010《沉积岩中干酪根分离方法》，SY/T 5124－2012《沉积岩中镜质体反射率测定方法》，应用Axio.Scope.A1－MSP200显微光度计，检测时的环境条件，温度为23 ± 3 ℃，湿度为70%以下，检测限0.001%。总之，本文涉及的大部分样品（罐头气、包裹体薄片）的分析测试均由中海油实验中心完成，精准可靠可信，符合研究要求。

另外，埋藏史模拟中，相关参数包括地层岩性、古水深、温度梯度、沉积速率、压实系数等均根据探井钻探结果及相关研究报告获得。其中，岩性主要依据（图1（b））的钻探综合地层岩性参数，古水深参考谢金有发表的莺琼盆地海平面变化结果^［24］，地温梯度利用已钻井的测试温度回归获得。最终根据分析和解释的结果，对油气地质模型进行优化和迭代。并通过不断调整模型参数和结构，改进和提高了模拟结果的准确性和可靠性。

3 天然气地球化学特征

W321前古近系潜山气藏花岗岩气层天然气组成以烃类为主，其中甲烷占绝对优势，含量为90.10%～92.05%，远远高于邻区LS221和LS251上中新统黄流组天然气气藏的甲烷含量（85.17%～91.53%）（表1）。花岗岩气层的重烃含量即C_2-5含量为3.38%～5.26%，干燥系数（C₁/C_1-5）为0.94～0.96，亦高于邻区LS221，LS251浅层黄流组气藏的干燥系数（0.92～0.93）。此外，本区花岗岩气藏CO₂含量为2.73%～5.92%，而且N₂含量低，均比较低，属于富烃优质气藏。W321前古近系潜山气藏花岗岩气层天然气碳同位素特征具有典型煤型成熟-高熟天然气特点，其甲烷碳同位素δ¹³ C₁为-38.56‰～-36.02‰，乙烷碳同位素δ¹³ C₂为-24.42‰～-24.94‰，与邻区LS221、LS251上中新统黄流组天然气碳同位素特征基本相似，均属于典型成熟-高熟煤型气^［16］。

4 古潜山天然气运聚成藏探讨

4.1 天然气运聚成藏演化史

镜质体反射率（Ro）是表征生油岩成熟度的一个重要指标^［11］。一般情况下，可以按照镜质体反射率的变化将有机质的演化分为3个阶段。当Ro ≤ 0.5%时，有机质处于未成熟阶段；0.5% < Ro < 1.6%时，样品处于成熟阶段，有利于油气的形成。其中Ro为0.5%～0.8%时，进入成熟阶段初期；Ro为0.8%～1.2%时，处于成熟阶段中期；Ro为1.2%～1.6%时，处于成熟阶段末期。但当Ro ≥ 1.6%时，属于过成熟度阶段^［17］。

根据W3211井沉积岩Ro值拟合的结果可知（图2），本井Ro为0.5%～0.8%。琼东南盆地烃源岩热演化在2000～3000 m左右开始成熟，根据Ro模拟陵水凹陷的烃源岩达到高成熟（Ro值1.2%）的埋深在6000 m左右。在8000～10000 mRo值达1.6%～2.0%，进入高-过成熟阶段。而目前，乐东凹陷沉降中心的崖城组烃源岩埋深达到12000 m（水深1500 m），属于高-过成熟阶段。结果表明，乐东-陵水凹陷生成的天然气，沿着陵南低凸起的古构造脊，或者是主断裂运移至古隆起上部圈闭成藏。

4.2 流体包裹体特征及成藏时期

利用地质分析、地球化学示踪等方法，可以研究天然气的成藏时间、演化历程及各阶段的主要特征^［18］。流体包裹体信息是探索和理解认识相关地质过程的关键，如成矿作用机制和流体运移。通过古流体的定性和定量分析，我们可以解读这些包裹体所揭示的各种地质作用过程^{［19 - 21］}。

本文选取W321古潜山气藏花岗岩储层11块样品，观察流体包裹体岩相特征，发育有烃类包裹体及伴生盐水包裹体，主要存在四种包裹体类型（图3）：烃类包裹体、含烃盐水包裹体、含CO₂盐水包裹体以及盐水包裹体。这些包裹体都有其独有的特征和形成温度范围。例如，4090 m处的烃气和盐水包裹体主要是无色的，呈椭圆形或无规则形，大小在4～7 μm之间。这些包裹体主要分布在石英颗粒的裂缝内或附近，其均一温度在129.6 ℃～135.3 ℃之间（图3（a）-（f））。而单偏光下，石英颗粒内成岩裂纹附近也检测到三相CO₂包裹体，呈近圆形或者不规则形，它们的均一温度约30 ℃。

对W321潜山气藏花岗岩储层的流体包裹体分析见表2。均一温度分布在124～156 ℃之间。主峰存在于130～140 ℃，揭示了一期油气充注（图4），部分流体包裹体温度高于140 ℃多与下部热流体作用有关。

将油气伴生的有机包裹体、共生盐水包裹体的均一温度与W321井的埋藏史进行对比，笔者判识确定了W321古潜山油藏的油气充注时间。如图5所示，其纯气包裹体对应的均一温度在该区地质埋藏史图上所对应的充注时间为上中新世黄流组末期－上新世莺歌海组初期（约5.5 Ma）。

另外，从研究区的油气地质特征分析，W321古潜山构造的油气盖层条件良好（图1（c）），由于离中浅层的中央峡谷水道较远，圈闭没有受到水道的侵蚀破坏而引起油气藏破坏泄漏影响。晚期热沉降作用使得超厚的下中新统三亚组泥岩沉积盖层覆盖在潜山之上，对油气封闭起到良好的作用。

通过构造演化剖面分析（图6），可以清晰地看到，控制W321古潜山圈闭的主断裂活动时间短，在下中新统三亚组一段沉积期停止。这一地质现象表明，该断裂在圈闭形成后很长时间内都是不活跃的^［22］。这些发现为我们揭示了乐东凹陷最主要的排烃充注期与构造停止活动时期是一致的，意味着在构造不活动时期，正是烃类运聚充注最旺盛的时期。

综上所述，通过包裹体分析和古潜山埋藏史恢复的烃类气运聚充注时间，以及盖层保存条件判识和构造活动改造的预测结果，均充分揭示了W321古潜山气藏的运聚成藏过程及天然气富集成藏的控制因素。

4.3 天然气运移通道及花岗岩储层特点

陵南低凸起位于乐东凹陷东部，陵水凹陷南部，呈现东高西低的形态。该区域发育了一组向乐东凹陷和陵水凹陷倾伏的构造脊，为凹陷中油气运移至圈闭提供了有利的构造条件。在构造脊附近，发育一条主断层，即沟源断裂。该断层与构造脊的展布方向一致，产状较陡，是新生代伸展作用的产物。该断层不仅切割了古潜山火山岩基底，还控制了崖城组的厚层烃源岩的分布。

在盆地陵水组加速沉降期，由于断层控制的沉降速率超过了海侵引起的海平面上升速率，导致盆地的可容纳空间迅速增加。此时，潜山的风化剥蚀碎屑逐渐堆积在断层附近，形成了水下扇沉积。这种沉积体系不仅可以作为油气的储集空间，还能作为油气二次运移的有效通道。

通过地震和钻井资料的综合分析，笔者发现与沟源断裂连通的古潜山裂缝十分发育。这些裂缝不仅构成了油气的储集空间^［23］，还为油气运移聚集提供了有效的通道和富集场所。地震资料显示，陵南低凸起古潜山内部地震剖面具有明显的条状杂乱反射结构，其呈断裂X型共轭关系（图7（a）），从深部延伸至潜山顶部^［19］。这种断裂结构与海南岛南部的地表露头观察到的X型共轭节理相一致（图7（b））。此外，钻井的FMI和取心资料也进一步证实了大量潜山裂缝的存在（图7（c）-（g））。这些裂缝规模不一，有的被石英脉充填，有的则保持开放状态。这些裂缝与断裂的配置共同构成了良好的运移通道网。

4.4 天然气成熟度与成因

利用烃类气体的碳同位素组成不仅能较好地判别气体成因类型，而且能够判识确定气源构成特点以及烃源岩的成熟度^［4］。由表1和图8所示，W321的花岗岩基岩潜山气层天然气甲烷碳同位素δ¹³C₁为-38.56‰～-36.02‰，乙烷碳同位素δ¹³C₂为-24.42‰～-24.94‰，属于典型煤型气。其与邻区LS251的黄流组中天然气碳同位素分布特征亦基本一致（δ¹³C₁为-38.30‰～-36.10‰；δ¹³C₂为-25.2‰～-26.2‰），表明两者气源构成及来源基本相同，两者均为煤型气。

从表1可知该区有机烷烃气均为正碳同位素系列，而无机烷烃气为负碳同位素系列，而且3个气藏天然气甲烷碳同位素值均大于乙烷碳同位素，因此为有机成因气。国内学者对中国主要天然气田天然气同位素分析统计及研究表明^{［21，27 - 29］}，煤型气δ¹³C₂值通常较油型气偏重，大于-28.8‰（煤型气门槛值）；而油型气天然气δ¹³C₂偏轻，小于-28.8‰。W321天然气δ¹³C₂值为-24.75‰～-24.42‰，LS251天然气δ¹³C₂值-25.25‰～-25.24‰，LS221天然气δ¹³C₂值-25.90‰～-26.20‰，均明显大于煤型气门槛值，且这些气藏的乙烷碳同位素基本一致，应属于崖城组海岸平原相煤系地层供烃，热解形成的典型煤型气^{［10，24，30］}（图9）。

总之，W321潜山气藏花岗岩气层较高的甲烷含量和干燥系数表明，本区古潜山气层天然气成藏时期更早，成熟度更高。而邻区中浅层LS221，LS251气藏天然气干燥系数与碳同位素均明显相对偏干、偏低，表明其成熟度相对低一些，天然气生烃母质类型相对含有较多陆源腐殖成分。也有可能与来自上渐新统陵水组、下中新统三亚组生成的较低成熟度天然气与上渐新统崖城组高成熟度天然气的相互混合充注作用有关。

4.5 古潜山天然气运聚成藏模式分析与建立

根据以上陵南低凸起潜山区油气地质条件的综合分析，W321古潜山气藏是以邻近乐东凹陷崖城组烃源岩为气源，通过沟源断裂与印支期花岗岩风化壳和内幕裂缝型储层耦合，最终在古潜山花岗岩储层圈闭中富集成藏（图10）。

W321潜山气藏天然气地球化学特征已证实，其气源主要来自乐东凹陷崖城组海岸平原相煤系地层的，这与深水区乐东凹陷LS251气田及陵水凹陷LS172气田群特征相似^{［26，31 - 33］}。同时，陵南低凸起附近，乐东凹陷崖城组烃源岩在低凸起附近厚度达1300 m左右，烃源层向低凸起方向产状上倾，倾角度约15°，有利于油气向潜山带运移。

印支期的花岗岩、二长花岗岩以及晚期侵入的基性岩脉为气藏提供了岩石基础。其中，花岗岩和二长花岗岩两类岩石成分上均由长石、石英以及少量暗色矿物构成，长石的含量差异较大。岩石中石英颗粒较为完整，少数颗粒发生破碎，并发育裂缝，长石多遭受蚀变，呈黏土化^［33］，部分长石被酸性水溶蚀，黏土质碎屑液化，使长石呈蜂窝孔状态，代表了较强的溶蚀作用。钻井揭示，整个花岗岩储层纵向上可以划分两个带：潜山上部的风化裂缝带和下部的内幕裂缝带。风化裂缝带在岩心上可见大量溶蚀孔，这些溶蚀孔在海南岛南部的野外露头表现为沿着X型裂缝（节理）的交汇处下渗，然后横向扩溶，其孔径最大可达40 cm。钻井过程中也多次遇到放空现象。内幕裂缝带多为具有平直的节理面，岩石薄片表现为裂缝多穿过石英，或者单一裂缝出现，或者多条密集发育，亦见X型交叉型。野外的裂缝表现为两期，以NNW和NNE向一组为主，延伸长，产状稳定，裂缝宽度2～8 mm；另一组为NW向，发育规模小。由于部分储层被脉体充填，以及孔隙、裂缝发育的极大非均质性，陵南潜山储层孔隙度分布在0.1%～16.7%，平均值为4.25%，渗透率分布在0.05 × 10^-3～13.2 × 10^-3 μm，平均值为2.178 × 10^-3 μm。

依据潜山低凸起带发育的输导体系类型判断，油气主要通过构造脊及附近的沟源断裂-近岸水下扇和潜山内幕裂缝运移充注成藏^{［34 - 37］}。一方面，陵南低凸起乃至整个琼东南盆地的主断裂自古近纪的断陷作用，一直活动到中新世早期^［38］，不但控制了凹陷的沉降中心位置，即烃源岩发育的最有利部位，还在其下降盘形成以陵南低凸起为物源的近岸水下扇沉积。成熟的天然气沿构造脊或者断裂－近岸水下扇输导至潜山顶部，在三亚组一段盖层的遮挡下进行横向运移至W321构造的表层潜山风化裂缝带成藏。另一方面，由于坳陷阶段主断层活动程度逐渐降低，甚至停止活动，主断层也很可能在断层泥的遮挡下封闭，不再起到输导油气的作用，此时，超压天然气沿着断层附近的裂缝先进行横向运移，然后再纵向运移至浅层的内幕裂缝带以及风化裂缝带。由此可见，潜山内幕裂缝既是花岗岩潜山的储层，也在成藏后期起到了主要的油气输导作用^［39］。

5 结论

（1）天然气成因分析表明，W321花岗岩潜山气藏气源供给主要来自下渐新统崖城组煤系烃源岩，比邻区黄流组－莺歌海组中央浊积水道中浅层气藏具更高的甲烷含量和干燥系数，且成熟度更高。

（2）包裹体和构造活动的研究证实，W321花岗岩基岩潜山气藏包裹体的捕获温度为130～140 ℃，对应着该区1期集中充注，主要为黄流组末期－莺歌海组初期（5.5 Ma左右）。此外，主断层在三亚组二段沉积末期已结束活动，有利于花岗岩储层圈闭中天然气富集保存。

（3）陵南低凸起W321古潜山花岗岩天然气运聚成藏模式：以邻近乐东凹陷崖城组烃源岩为气源，印支期花岗岩储层风化壳和内幕裂缝为优质储层，低凸起带之古构造脊、深大沟源断裂及构造裂缝等为输导体系，三者共同相互耦合配置。

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基金资助

南海西部高温高压气藏勘探开发技术及勘探新领域研究（CNOOC－KJ 135 ZDXM38ZJ02ZJ）

广东省软科学研究项目(2018B030323028)