崖城13-1气田天然气富集条件及成藏模式_工程实践

摘要

摘要：位于琼东南盆地西部的崖城13-1气田是中海石油(中国)有限公司的一个对外合作海上大气田，自1996年投产以来，一直肩负着向香港特别行政区和海南省供气的任务。为提高该气田的

摘要：位于琼东南盆地西部的崖城13-1气田是中海石油(中国)有限公司的一个对外合作海上大气田，自1996年投产以来，一直肩负着向香港特别行政区和海南省供气的任务。为提高该气田的天然气采收率、满足下游用户不断增长的用气需求量，基于前人的研究成果，结合大量实钻资料，对该气田的天然气富集条件以及成藏模式进行了深入研究。结论认为，崖城13-1气田为基底隆起背景上发育起来的披覆背斜，因顶部遭受削蚀作用而形成的构造-岩性地层复合气藏，气层厚度大、分布稳定、产能高，属高丰度大型气田。该气田同时具有：①有多套烃源岩；②圈闭形成早；③储层厚度大、物性好、产能高；④超压盖层等优越的天然气富集条件。但该气田圈闭范围内，不同断块气、水界面深度不一致，并且构造高部位——南部S3-2含气充满度低，致使该气田的成藏规律复杂化，通过断块间的压力干扰研究，结果证明断层对天然气具有明显的封堵作用。研究成果为该气田后期管理提供了决策依据。

关键词：琼东南盆地；崖城13-1气田；天然气富集条件；气藏形成；含气充满度；气水界面；断层封堵；后期；管理

位于琼东南盆地西部的崖城13-1气田是中海石油(中国)有限公司的一个对外合作海上大气田，自1996年投产以来，一直肩负着向香港特别行政区和海南省供气的任务。为提高该气田的天然气采收率、满足下游用户不断增长的用气需求量，基于前人的研究成果，结合大量实钻资料，对该气田的天然气富集条件以及成藏模式进行了深入研究，获得了一些新认识。研究成果对于该气田的后期管理具有借鉴作用。

1 气田地质特征

崖城13-1气田位于琼东南盆地崖南凹陷西缘的崖城13-1构造带上，隔①号断层与莺歌海盆地相邻(图1)，是一个丰度高、成藏条件优越、聚集方式特殊的海上大气田^[1～4]。该气田地理位置位于海南省三亚市西南方约91km的南海北部海域，地层从上至下可划分为第四系、上新统-上中新统莺黄组、中中新统梅山组、下中新统三亚组、渐新统陵水组、渐新统崖城组。

1.1 构造条件有利

崖城13-1气田位于琼东南盆地西北缘崖城凸起高部位，为北西一南东向的半背斜，长轴长度为13.5km，短轴长度为5.5km，闭合高度为420m。渐新统崖城组超覆在基岩隆起上，其顶面为完整的背斜构造，主要储层——陵三段在构造高点偏西南翼一侧被严重剥蚀，出现沿轴向的狭长地层缺失区，使之成为一个不完整的背斜而成为岩性地层-构造复合型的圈闭。圈闭面积上小下大，地层倾角下陡上缓，向两翼地层加厚，具明显的基岩生长背斜特征。

气田内部发育着两组断裂(图2)：一组为北西向和近南北向的断裂，另一组NEE向的断裂将崖城13-1气田分成南、北两块，其中南块又可分为S1、S2及S3块；气田内部断层的断距较小，一般都小于70m(图3)，未完全错断陵三段近200m厚的储集层，似乎对油气不起封堵作用。

1.2 气源丰富

崖南凹陷的渐新统崖城～陵水组为滨海相及海岸平原沼泽沉积环境，富含煤，厚度293～852m，有机碳含量相对较高，TOC介于0.47%～1.16%，含丰富的混合型-腐殖型干酪根。经计算，生气强度达40×10⁸～60×10⁸m³/km²。下伏的始新统中深湖相泥岩也是重要的气源岩。①号断层西侧莺歌海盆地除始新统、渐新统烃源岩外，中新统三亚组和梅山组也是主要的烃源岩，可通过莺歌海盆地东部斜坡向崖城凸起运移^[2]，莺歌海盆地的东方、乐东气田群的勘探开发成果已证明该盆地中新统梅山组-三亚组是主要烃源岩且所生成的天然气资源量丰富。

在构造区，由于基底长期暴露，渐新统依次超覆于基岩之上，上覆巨厚的中新世坳陷期地层。崖城组为厚度介于0～482.6m的一套煤系地层，纵向上呈粗-细-粗的完整旋回。崖二段含煤地层是重要的气源岩，崖一段在构造上已被剥蚀殆尽，为崖二段生成的气向陵三段储层运移创造了有利条件。

1.3 储层物性优良

崖城13-1气田有3套储产层，分别为三亚组砂岩、陵二段砂岩和陵三段砂岩。

1) 共有4口井钻遇三亚组砂岩，其中2口井钻遇气层，气层中部深度为3820m，高部位三亚组以泥岩为主，顶部、中部和底部存在3套细砂岩，向低部位砂岩增厚、粒度变粗、物性变好。高部位气层厚度为19.7m，平均孔隙度为13.3%；低部位气层厚度为70.8m，平均孔隙度为14.5%。平均渗透率为2446mD，属于优质储层。

2) 陵二段砂岩超覆在陵三段之上，陵二段仅残存于构造冀部低部位，顶薄翼厚，毛厚介于12.31～61.87m，净厚介于4.1～26.21m，为细到中砂岩，砂岩中夹薄层泥岩，平均孔隙度为12%，渗透率介于0.21～20.53mD，中孔低渗。

3) 陵三段储层在构造顶部受到剥蚀，仅分布在构造翼部且向下倾方向逐渐加厚，以粗粒、分选差-好的长石碎屑砂岩为主，其次为中粒砂岩、含砾砂岩-砾岩。从下至上，地层的沉积环境由早期的河控三角洲相为主向晚期以潮汐相控制为主演变，放下部气层以河道与舌形砂坝沉积为主，上部以指状砂坝沉积为主，砂坝自下而上有逐渐减少的趋势，砂坝的形态由舌形逐渐向指状过渡，反映了潮汐作用逐渐增强的规律。并可分A、B、C、D共4个流动单元^[5]。储层厚度大，介于139.6～350m，气层厚度也相应较大，纯气区气层厚度介于116.0～195.4m。陵三段是主力产气层，平均孔隙度为14%，最高达22%，平均渗透率为100mD，最高超过1000mD。单层测试无阻流量均超过100×10⁴m³/a。

1.4 构造形成早。处于低势区，有利于捕集大量油气

崖城13-1构造在崖城组沉积之前为基岩隆起剥蚀区，始新统在构造上部缺失，构造形成早。圈闭形成于梅山组沉积之后的中中新世，距今约13.8Ma。

生排烃时间较晚，约在距今10.5Ma以后才进入大量生排烃期，现今仍处于大量聚集期(陈红汉，1997)。距今40～10.5Ma，为早期缓慢浅埋阶段，崖城组-梅山组的埋深小于2000m，未进入生气门限；距今10.5Ma至现今，为晚期快速深埋阶段，凹陷区的基底埋深均大于4000m，最深者达10000m，进入大量生排烃期。

根据陵水组天然气储集层中流体包裹体化学成分和形成温度的研究，进入储集层的烃类有3期，第一期均一化温度为145～155℃；第二期均一化温度为160～180℃；第三期均一化温度为180～190℃。第一期成藏时间在距今5.8～2.0Ma，即上新世，当时储集层埋深仅3000m左右；第二、三期是天然气大量进入储集层的时期，成藏时间为距今2.0Ma至现今，储集层深埋介于3700～3800m(李绪深，2005)。张启明等(1997)也认为崖城组源岩从距今1.5Ma开始进入成熟门限，距今0.23Ma进入高成熟阶段，至今还在继续进行着天然气的充注成藏。故构造形成早于生排烃期，有利于天然气的聚集成藏。

另外，崖城13-1构造位于莺琼盆地交界处的古构造脊上，兼处于西侧莺歌海盆地和东南侧崖南凹陷这两个高温超压体的边缘，即压力封存箱的边缘，有利于捕集来自这两个高势烃源区的油气。

1.5 超压含钙泥岩作为主要盖层

天然气成藏对盖层的要求远高于原油。陵三段及陵二段气藏为同一压力系统，气藏的压力系数为1.05，崖城13-1气田的梅山组钙质泥岩具备物性封闭、烃浓度封闭及欠压实流体封闭3种可能。其与侧翼的三亚组、陵二段局部泥岩的毛细管压力封闭一起构成了良好的天然气保存条件。梅山组受西侧的莺歌海盆地的高压传递，地层压力系数达到从东往西递增(1.38升至1.68)，到①号断层下降盘的崖城19-2-1井处达到最高(1.85)，与储层相比剩余压力介于23.2～26.92MPa^[2]，上覆的黄流组-莺歌海组也存在欠压实高压，进一步增强了封闭能力(图4)。故该气藏气柱高度达426.7m，圈闭充满度接近100%，超压盖层的作用非常明显。

2 断层的封堵性与天然气成藏模式

由于陵三段储层厚，气柱高度大，一直被认为是具统一气水边界的均一气藏。但气田范围内发育许多断层，因断距较小，断层的封堵性常未引起重视。随着十几年的持续开发，气田的动静储量差别较大。在构造南块S3-1高部位的A12井，竟然在主力气层出现水层，其气水界面高出“统一”气水界面276m，令所有研究者十分困惑。通过对该井压力资料进行分析，A12井区北侧断层Y3随着生产压力下降而开启，开井时地层压力系数只有0.7。为进一步挖掘与S3-1相邻的S3-2的储量，又钻了Y9井，结果更令人费解，只钻遇薄气层及厚水层，与S3-2东侧低部位的Y6井矛盾，因为Y6井无水层。经小层对比，储层横向变化不大且断层并不能断开储层段。

统一气藏具有统一的压力系统，有无井间干扰是判断气藏连通性常用的手段。Y9井开井时地层压力系数为1.09，保持原始压力，与其他井开钻时一致，说明Y9井区是一个独立区块。而A12、A13井MDT压力下降，说明F3断层开启，A14-MDT保持原始地层压力，说明F5、F4断层封闭(图5)，A12井与Y9井的压力系数不一致，表明F15封闭。

根据天然气甲烷、乙烷均相对富集重碳同位素(乙烷δ¹³C₂平均值为-25.8‰)，天然气中汞含量较高(430～4500μmg/m³，据陈践发等，2001)，以及天然气伴生的凝析油Pr/Ph值达4～8，C₆、C₇轻烃组分中芳香烃、环烷烃十分丰富，指示高等植物的生物标记化物奥利烷和r-羽扇烷非常丰富等诸方面的特征，判断崖城13-1气田的油气主要为来自腐殖型有机质^[1,6]，说明油气主要为来自崖南凹陷的崖城组。

有机包裹体内含的组成预示，烃源很大程度上来自西侧的莺歌海盆地。气相包裹体中C0₂含量普遍很高，介于75.7%～86.12%。与位于西侧莺歌海盆地的乐东30-1-1井的包裹体成分一致，也与莺歌海盆地中新统一上新统海相烃源岩的热模拟结果相吻合，表明崖城13-1气田陵三段储层中的天然气很大程度上来自莺歌海盆地中新统上新统超压地层。

另外崖城13-1气田包裹体中烃类生物标志化合物的分布特征与该气田凝析油的生物标志化合物有很大差别。凝析油的组成特征反映出了以煤系陆源高等植物输入为主的母源特征。而包裹体有机成分则显示具有陆源有机质输入的贫氧环境。包裹体中检测出的有机质以链烷烃为主，还有少量环烷烃、轻芳烃、有机酸、酯、酮及酚，链烷烃的分布为前峰型，主峰碳为C₁₇和(或)C₁₈，碳数分布范围为C₁₃～C₃₂。无环类异五二烯烷烃的分布具有明显的植烷优势，姥/植比仅约为0.3，反映强贫氧环境。还见有反映陆源高等植物输入的卡达烯系列化合物。根据甲基菲指数(MPI)为1.143～1.383，推算出烃类的成熟度R_c为1.7%～1.8%，显示包裹体中烃类为高成熟到过成熟阶段的产物。

因崖城13-1气田处于莺歌海盆地和琼东南盆地的交界处，走滑断层——红河断裂在崖城13-1构造西南处发生转折，断裂两侧陵三段分别属于高温超压和常温常压系统，表明13-2块处于相对封闭的状态，故Y9井并不与气田主力区相通(图6)。预示在气田的南侧，崖19-3构造也有可能具备成藏的可能，值得进一步研究。

3 结论与认识

崖城13-1气田具备气源丰富，圈闭形成早，储盖组合好，储层厚度大、物性好等成藏条件，尤其是储层常压，盖层高压这一特定因素，为大气田形成提供了良好保存条件。因紧邻烃源丰富的崖南凹陷和莺歌海盆地，两侧均有烃源贡献，混源特征明显。

崖城13-1气田南块内部一些断层虽然小，但也起封堵作用，由此解释了该区高部位因相对封闭而未充满的原因。对气田南侧下降盘的崖城19-3构造值得进一步研究。

致谢：成文中，得到了成涛、周家雄等同事的大力支持，在此表示衷心的感谢。

参考文献

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(本文作者：谢玉洪¹ 童传新^1，21.中海石油(中国)有限公司湛江分公司；2.中国地质大学武汉)