琼东南盆地超深水超浅层大型气田天然气成藏模式及勘探启示

　　2024 年8 月，在琼东南盆地探获全球首个超深水超浅层千亿立方米大气田——陵水36-1 气田，开辟了全球深水天然气勘探新领域，至此，在南海北部累计探明天然气地质储量超万亿立方米，但该气田的成藏条件和成藏过程尚不清楚，制约了天然气的勘探开发。为此，基于琼东南盆地陵水36-1 气田的地震、地质、测井、录井、测试等资料，系统剖析了形成超深水超浅层大型气田的烃源岩、储层、盖层、运移等关键成藏要素，梳理了超深水超浅层气田的成藏过程，建立了天然气成藏模式，并总结了超深水超浅层气田发现的勘探启示。研究结果表明：①陵水36-1 气田天然气具有热成因气、生物成因气2 类烃气来源，陵水凹陷和北礁凹陷具备形成生物成因气和热成因气的物质基础;②第四系乐东组大型海底扇砂岩是超深水超浅层天然气的主要储集体，砂岩总厚度可达15.3 ~88.2 m，以岩屑长石质石英砂岩、长石石英砂岩为主，储层孔隙类型以原生粒间孔隙为主，平均孔隙度为38.9%，平均渗透率为$983.7 ×10^{-3} mu m²$，属高孔-特高孔、高-特高渗储层，其形成与物源区强烈隆升、多源汇聚限制性地貌、周期性海平面下降及强烈的底流淘洗作用密切相关;③深海泥、块体流、含水合物地层是气田的重要盖层，封盖能力依次增大，中央峡谷体系叠置砂体、陵水36-1 气田海底扇和气烟囱、裂隙、断层等组成天然气侧向和垂向复式运移通道;④大型优质储层、热成因气的有效充注和稳定分布的区域盖层是超深水超浅层形成规模天然气藏的关键控制因素，总体控制了陵水36-1 气田天然气的空间分布。结论认为，陵水36-1 气田超深水超浅层天然气领域的勘探突破，推动了中国海洋油气的持续规模增储上产，展示中国在全球深水复杂油气资源勘探开发中的技术实力，研究成果对于全球相似地质条件的天然气勘探具有重要启示意义。

　　关键词：琼东南盆地;超深水超浅层;陵水36-1 气田;天然气成藏地质要素;天然气成藏地质过程;天然气成藏模式

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　　0 引言

　　目前，对于水深超过1 500 m、海底以下埋藏深度小于300 m 的地层中赋存的天然气称为超深水超浅层天然气。这类气藏通常具有分布广、埋藏浅、储层未成岩、与天然气水合物伴生等特点。与陆上不同的是，海上作业成本高，超浅层天然气在以前常作为影响钻探作业安全的负面影响因素而尽量规避。近年来，为了拓展天然气勘探领域，超浅层天然气勘探与开发逐步受到重视。如在莺歌海盆地勘探发现的乐东22-1 气田，最浅埋深仅276 m，但仅限于浅水区。根据埃信华迈数据库(IHS)资料显示，目前全球已发现埋深小于300 m 的超浅层气田有88% 分布在南海、挪威海、孟加拉湾及北海的浅海地区及水深小于1 500 m 的深水区，已发现的17 个气田中只有2 个位于超深水区，且单个天然气地质储量较小。由此可见，超深水超浅层天然气的勘探开发是海洋清洁能源勘探的前沿领域。

　　浅层气一般指埋深小于1 500 m 的各类天然气资源，前人研究结果认为，浅层气虽然分布较广但受成藏条件限制，单个气藏储量较小，500 m 以浅的地层难以形成大气藏，只有埋深超过500 m 地层在生储盖条件较为优越时才能形成较大规模气藏。琼东南盆地超深水超浅层天然气成藏勘探面临4 大难题：①超深水超浅层领域整体处于半深海-深海沉积环境，离物源区远(距岸线大于200 km)，物源供给较弱，已有的钻探结果也显示超浅层储层主要以黏土、粉砂质黏土为主，超深水超浅层能否发育规模优质储层是其成藏所面临的首要难题;②埋深小于300 m 的超深水超浅层海相泥仍然处于未固结状态，封盖能力差，而天然气由于分子小对盖层封盖能力要求高，因此，超深水超浅层泥能否对天然气成藏起到有效封盖作用，尤其是能否封盖较高气柱存疑;③浅层气成因复杂，具有多源性、多层位、多类型等特征，琼东南盆地超深水超浅层气源尚不清楚;④琼东南盆地第四系远离深部气源(距离深部成熟气源灶横向约35 000 m，垂向约4 000 m)，且构造运动不活跃，垂向上识别不出明显的断裂等输导体系，天然气运移富集条件认识不清。上述难题制约了琼东南盆地超深水超浅层天然气的勘探开发。

　　陵水36-1 大气田的发现，标志着超深水超浅层领域天然气勘探取得重要突破，证实了超深水超浅层可以大规模成藏。为此，笔者基于琼东南盆地陵水36-1 气田地震、测井、录井、测试等资料，系统剖析了琼东南盆地超深水超浅层大型气田的烃源岩、储层、盖层、运移等关键成藏要素，探讨了超深水超浅层天然气的成藏地质过程，明确了成藏模式，以期为类似超浅层领域天然气的勘探提供启示。

　　1 地质背景

　　琼东南盆地是南海北部大陆架上的新生代伸展盆地，位于中国海南岛与西沙群岛之间，呈北东-南西走向展布，主要包括北部坳陷、中部隆起、中央坳陷和南部隆起4 个一级构造单元。以国际上通常采用的300 m 水深线为界，可将盆地分为浅水区和深水区，深水区面积约为$5 ×10^{4} ~km^{2}$，包括中央坳陷和南部隆起2 个一级构造单元，其中，中央坳陷主要由乐东、陵水、北礁、松南、宝岛、长昌等凹陷以及陵南、松南等低凸起组成。深水区中水深超过1 500 m 区域又称之为超深水区，主要包括北礁凹陷、宝岛凹陷、长昌凹陷、陵南低凸起、松南低凸起等。

　　琼东南盆地自下而上发育古近系始新统岭头组、渐新统崖城组和陵水组，新近系中新统三亚组、梅山组和黄流组，上新统莺歌海组和第四系乐东组。岭头组以湖相沉积为主;崖城组沉积环境由早期断陷湖盆逐渐转变为断陷晚期半封闭海湾环境，主要充填了浅海相和海岸沼泽平原沉积物，是盆地主要烃源岩;陵水组主要以滨浅海相沉积为主，是一套半封闭浅海相潜在烃源岩。陵水组三段扇三角洲砂岩、黄流组重力流沉积砂岩和莺歌海组重力流水道砂、浅海席状砂是盆地的主要储层;陵水组二段、黄流组及莺歌海组海相泥岩是盆地主要盖层。近年来，随着勘探层系不断向浅层拓展，乐东组逐渐受到广泛关注。研究结果表明，乐东组仍然发育晚期峡谷体系，存在3 期半限制型规模海底扇群，被认为是超浅层气藏的有利发育层系。

　　本文研究对象为陵水36-1 气田，其主体位于琼东南盆地陵南低凸起东部，紧邻陵水凹陷与北礁凹陷，水深为1 500 ~1 680 m，主要目的层乐东组位于海底以下埋深170 ~300 m。陵水36-1 气田乐东组储层为西部昆嵩隆起物源的沉积物经过长距离搬运形成的大型海底扇，海底扇长轴延伸方向为南西-北东，总体呈狭长舌状，扇体形态向西发散、向东收敛，即呈近源区宽度较大而向远源方向收窄的“倒扫把”形状，展布范围大，其长度超过150 km，总面积超过$3000 km²$。乐东组顶界构造为单斜构造，地层倾角较小(小于1°)，构造幅度较低。气田圈闭类型为构造背景下的岩性圈闭。

　　此外，陵南低凸起及周缘有2 口井钻遇到崖城组烃源岩，显示烃源岩有机质丰度较高，为生气为主的$II _{2}$、Ⅲ型烃源岩。已发现陵水32、陵水26 等含气构造，储层为中生界古潜山，天然气甲烷碳同位素($delta^{13} C_{1}$)值为-36.38‰~-34.56‰，证实了陵南低凸起周源烃源岩具有生烃潜力。

　　2 超深水超浅层大气田的发现

　　近年来，针对超深水超浅层领域勘探面临的成藏难题开展了多轮评价。第一轮评价聚焦陵南低凸起陵水36-1 气田乐东组大型海底扇，2022 年优选海底扇主体兼顾构造部署钻探L36-1 井，该井虽然未钻遇成熟热成因气层，但钻遇厚度为86 m 以细砂岩为主的优质储层。第二轮评价进一步聚焦圈闭条件评价和运移路径刻画，建立了乐东组高精度层序地层格架并落实了6 期海底扇，在优势运移路径上精选圈闭钻探，2023 年5 月部署L36-3 井与L36-2 井，分别钻获高电阻率(89.0 Ω·m)气层、低电阻率(1.5 Ω·m)气层，发现了超深水超浅层天然气藏。为了落实超深水超浅层天然气藏规模，2023 年7 月开展了第三轮整体评价，对乐三段A2、A3 砂体进行重点评价，部署4 口井全获成功，其中L36-8 井乐三段A2 砂体测试日产气量为$23.04 ×10^{4} ~m^{3}$，证实了乐三段A2 砂体能够规模成藏。2024 年，继续往构造高、低部位拓展，进一步扩大气藏规模。先后部署完钻12 口井，多口井获气层发现，其中L36-13 井钻获乐三段A3 砂体气层厚度为19.73 m，测试获得日产气量为$28.94 ×10^{4} ~m^{3}$，无阻流量超$100 ×10^{4} ~m^{3} / d$。截至2024 年底，陵水36-1 气田新增探明天然气地质储量超千亿立方米，标志着超深水超浅层天然气勘探取得重大突破。

　　陵水36-1 气田主要含气层位为乐三段，主力含气砂体为乐三段A2 和A3 砂体，产层呈现水合物、含水合物气层、气层纵向有序叠置，储层具有“超深水、超浅层、超疏松，高孔、高渗、高含烃、高含气饱和度、高产”等特征，气藏最高含气饱和度为82.10%，纯烃含量99.28% ~99.98%。由此可见，该气藏为高含气饱和度、高产气量优质气藏。

　　陵水36-1 气田为常温常压气田，天然气组分主要以甲烷为主(98.53% ~99.60%)，各气组地层压力为17.25 ~19.24 MPa，地层压力系数为1.024 ~1.057，为正常压力系统，原始地层温度为13.89 ~16.88 ℃，地温梯度为4.65 ~6.98 ℃/100 m。陵水36-1 气田的发现，证实了超深水超浅层领域天然气虽然成藏难度大，但当具备系列成藏条件时，仍然可以大规模成藏。

　　3 超深水超浅层大气田形成条件及成藏模式

　　超深水超浅层领域远离物源且埋藏浅，沉积物未固结，缺乏形成大储层和好盖层的有利条件。前人研究结果表明，陵水36-1 气田主力烃源岩为崖城组4300m。琼东南盆地超深水超浅层海底以下埋深小于300 m，距离主力烃源岩距离远。尽管存在一系列成藏“劣势”，但陵水36-1 大型气田的形成仍与烃源、储层、盖层及运聚等成藏条件密切相关。

　　3.1 烃源条件

　　天然气从成因类型上来看可以分为生物成因气、热成因气和混合成因气。其中，生物成因气是在低温条件下，厌氧微生物通过分解有机物而生成以甲烷为主的天然气，影响其生成的最重要因素是甲烷细菌的存在和有机质的供给。微生物的存在及其代谢作用是生物成因气生成的先决条件，由于其生态习性所致只能在一定的环境和温度条件下生存，且其活性最佳状态也限定于一定的温度范围内，因此，温度是影响生物成因气形成的主要因素之一。前人研究结果认为，相邻莺歌海盆地生物成因气形成的上限温度为85 ℃(井深约2 000 m，实际埋深约1 900 m)。陵水36-1 气田地层温度为13.89 ~16.88 ℃，明显处于生物成因气形成的适宜温度内，具备形成生物成因气的条件。

　　现代海洋环境观察结果表明，为了保障海相沉积物中甲烷的生成，所需要的可代谢有机物最少应相当于0.5% 总有机碳含量(TOC)。实验研究结果表明，沉积环境中的有机质含量与发酵细菌数量之间存在一定的相关性，即有机质的丰度越大发酵细菌的数量也就越多，越有利于生物成因气的生成。经统计发现，陵水凹陷浅层乐东组和莺歌海组烃源岩TOC 为0.12% ~2.09%，有少部分样品$TOC >1.00 \%$，平均值为0.58%，高于柴达木盆地第四系烃源岩TOC 的0.35% 平均值，可为甲烷生成提供物质基础。除此之外，沉积速度对于生物成因气生成具有重要意义。研究区乐东组和莺歌海组沉积期为广海沉积环境，自上新世以来持续快速沉积且未发生沉积间断，持续沉降和快速沉积使沉积物中的有机质得以及时埋藏保存，避免遭受氧化破坏，能较快进入还原-强还原环境，可为微生物群落的生存与繁殖创造有利的环境和物质条件。

　　热成因气是沉积有机质达到一定热演化阶段，在生成烃类化合物和石油裂变过程中热分解的产物。即烃源岩的生烃潜力与其热演化程度和有机质丰度等密切相关。从埋藏深度来看，陵水36-1 气田下部的烃源岩埋藏较浅，埋深为3 200 ~4 100 m，尚未达到大规模生气门限，而与其紧邻的陵水凹陷和北礁凹陷均钻遇渐新统烃源岩。前人研究结果表明，崖城组海陆过渡相-浅海相烃源岩是琼东南盆地深水区主要生气层，其中陵水凹陷崖城组陆源海相烃源岩TOC 为0.13% ~1.17%，平均值为0.79%。北礁凹陷崖城组海陆过渡相煤系烃源岩TOC 最高可达20.79%，平均值为1.96%，可见陵水凹陷和北礁凹陷崖城组烃源岩条件好，可为大气田形成提供物质基础，尤其是陵水凹陷崖城组烃源岩生气强度高，可成为陵水36-1 气田的主力烃源岩。烃源岩生成的热成因气可在源储压力差和浮力的双重作用下，沿输导体系运移至浅层乐东组圈闭中成藏。

　　2021 年以来，陵水36-1 气田超深水超浅层领域陆续钻探了22 口井，获取了天然气实物样品，地球化学测试分析结果显示，天然气以烃类气为主，甲烷含量极高，为98.97% ~99.80%，重烃含量极低。不同井区天然气碳同位素差别较大。如L36-1 井和L36-7 井天然气甲烷碳同位素($delta^{13} C_{1}$)相对偏轻，分布范围为-66.78‰~-54.80‰，干燥系数$C_{1} / C_{1-5}$值为0.996 4 ~0.998 3，表现为生物成因气为主的特征(典型生物成因气$delta^{13} C_{1}<-55.00 \%$，干燥系数超过0.98)。L36-2、L36-3、L36-4、L36-5 和L36-6 等井区气层的天然气$delta^{13} C_{1}$相对偏重，分布范围为-48.67‰~-43.76‰，表现为热成因气与生物成因气混合的特征;另外，该气田L36-2、L36-3、L36-4、L36-5 和L36-6 等井区的水合物层、含水合物气层天然气与其气层产出的天然气组分和$delta^{13} C_{1}$特征相似，甲烷含量极高，$delta^{13} C_{1}$分布范围为-48.83‰~-46.51‰，显示气层、水合物层和含水合物气层天然气具有相同的气源特征，即为热成因气与生物成因气的混合。天然气的混合是相对简单的物理过程，化学组成不发生变化，因此符合质量守恒定律以及同位素可叠加原理。混源天然气中某种组分的碳同位素值取决于两种不同生源的天然气在混合前各自的碳同位素值以及混合后各自所占的比例。因此可采用如下公式定量计算热成因气和生物成因气的混合比例：

　　$$delta^{13} C_{混 }=(1-x) delta^{13} C_{热}+x delta^{13} C_{生 }$$

　　式中$delta^{13} C_{混}$表示混合气体甲烷碳同位素值;$delta^{13} C_{热}$表示热成因气甲烷碳同位素值;$delta^{13} C_{生 }$表示生物成因气甲烷碳同位素值;x 表示生物成因气在混合气中的比例。

　　选取研究区已发现的生物成因气($delta^{13} C_{1}$ 为-66.70‰)和陵水凹陷已发现的热成因气($delta^{13} C_{1}$ 为-31.00‰)作为两个端元，计算获得该气田L36-7 井区样品生物成因气含量可达70%，显示以生物成因气为主;其他井区混合气中生物成因气含量占比为40% ~50%。

　　陵水36-1 气田天然气的地球化学特征进一步证实，尽管研究区下部烃源岩埋藏浅未达到大量生热成因气门限，但是一方面具备形成生物成因气条件，另一方面周缘的陵水凹陷和北礁凹陷，尤其是陵水凹陷崖城组烃源岩品质好规模大，具备大规模生成热成因气的物质基础。因此，在具备圈闭、盖层以及良好的运移通道时，天然气可以大规模成藏。

　　3.2 储层条件

　　规模优质储层是形成高产大型油气藏的重要因素。研究区远物源深水区规模优质储层的形成与物源区的强烈隆升、多源汇聚的限制性地貌、周期性的海平面下降及强烈的底流淘洗作用密切相关。

　　盆地内钻井与周边物源区锆石年龄谱的对比表明，研究区乐东组与梅山组及莺歌海组-黄流组特征相似，锆石年龄谱既有来自西部昆嵩隆起距今时间为760.00 ~945.00 Ma 的特征峰值，也有来自海南隆起距今时间为60.00 ~153.00 Ma 的年龄峰值，且以昆嵩隆起的年龄峰值占主导，揭示研究区受到昆嵩隆起和海南隆起物源的共同影响，且以昆嵩隆起为主。物源区隆升史的研究结果表明，受印支板块与欧亚板块碰撞导致的新构造运动影响，昆嵩隆起和海南隆起在第四纪均发生了快速隆升，磷灰石裂变径迹热史揭示昆嵩隆起岩体在距今3.00 Ma 以来从90 ~110 ℃冷却至约20 ℃;海南隆起岩体在距今5.00 Ma以来从50~60 ℃冷却至约20 ℃，二者的共同隆升，特别是西部昆嵩隆起的快速隆升，为研究区超过$3000 ~km^{2}$ 大型海底扇的发育奠定了充分的物质基础。

　　古地貌是影响沉积的主要外部因素。盆地限制性的地貌为大量物源的远距离汇聚提供了有利的地形条件。乐东组沉积时期莺歌海盆地与琼东南盆地连为一体，受东北部海南隆起、西部昆嵩隆起及南部西沙隆起的限制，盆地呈现两翼高中间低的限制性地貌形态，中间的凹槽状地貌从莺歌海盆地延伸至琼东南盆地，并在琼东南盆地西部进入深水区，最终沿深水区直达西沙海槽。上述限制性的凹槽地貌为来自昆嵩隆起和海南隆起的砂质碎屑向深水区远距离汇聚创造了有利的地形条件，特别是来自西部昆嵩隆起的物源，受快速隆升的影响，供给相对充足，可沿凹槽或陆架-斜坡直达研究区。

　　周期性的海平面下降直接导致多期砂体向深水区的远距离推进。大量研究证实第四纪以来冰期和间冰期交替出现，其中冰期引起全球海平面下降的最大幅度可达135 m。深海氧同位素阶段及冰川事件的研究结果揭示乐东组可分为乐一段、乐二段和乐三段 3 个三级层序，进一步基于各层序内的主要及次要冰期事件，可识别9 个四级层序(S 为层序界面)。在地震剖面上可以看到，四级层序的海平下降期坡折以进积为主，大量碎屑物质可沿沟谷等向深海区输送;四级层序的海平上升期坡折以加积为主，大量碎屑物质被截留于陆架之上，从而在研究区形成了多期叠置的大型海底扇。同时剖面上还可以看到，乐三段早-中期物源供给充足，三角洲及坡折均快速进积;乐三段晚期至乐一段沉积期物源供给不足，坡折进积速度减缓，三角洲以退积为主。受上述四级层序海平面变化及物源供给的控制，在研究区乐三段至乐二段早期形成了6 期海底扇，平面上具有早期进积、规模逐渐扩大，晚期退积、规模快速萎缩的特征。同时受多期泥质水道切割影响，平面上海底扇还可分为东、中、西三块。

　　第四纪琼东南盆地强烈的底流淘洗作用为优质储层的发育提供了有利的水动力条件。现今南海洋流循环研究表明水团运动方向可分为3 层，其中中层水团主要由南海流向太平洋，受其自西向东流动影响，研究区海底扇被沿盆地轴向拉长成瘦长的楔状。在此过程中强烈的底流作用对海底扇砂体进行了广泛分选、淘洗和改造，将细粒泥质沉积剥离，从而形成了低泥质含量、高石英砂的规模优质砂岩储层。钻井揭示砂岩总厚度可达15.3 ~88.2 m，以岩屑长石质石英砂岩、长石石英砂岩为主;粒度偏细，以中粉砂-粗粉砂为主;成岩作用较弱，呈半固结-未固结状;颗粒磨圆呈次棱角-棱角状，以点接触及游离-点状接触为主;储层孔隙类型以原生粒间孔隙为主，其次为生物体腔孔等;岩心与壁心实测孔隙度为28.4% ~43.6%，平均孔隙度为38.9%，中值孔隙度为40.0% ;实测渗透率为$(71 ~ 2561) ×10^{-3} mu m^{2}$，平均渗透率为$983.7 ×10^{-3} mu m^{2}$，中值渗透率为$759.4 ×10^{-3} mu m^{2}$，属高孔-特高孔、高-特高渗储层，打破了远物源区超深水超浅层难以形成规模优质储层的传统认识。

　　3.3 盖层条件

　　盖层有效封盖是天然气得以良好保存的关键因素。传统观点认为，超深水超浅层沉积物含水量高、成岩程度低，盖层质量较差，而天然气逸散作用强，盖层难以垂向或侧向封盖大-中型天然气藏，几乎不可能在超浅层形成工业级天然气藏。同时超浅层钻井取样和井壁取心均显示泥岩质软、固结程度弱，似乎也印证了这一观点。然而，L36-2 等井在浅层成功钻遇气层说明研究区深水、浅埋、低温、高压条件下可发育大中型气田所需的有效盖层。进一步研究结果发现，从盖层纵向分布范围来看，超深水超浅层盖层可分为区域盖层与层间盖层，从盖层发育类型上看，深海泥、块体流、含水合物地层是超深水超浅层气田最重要的3 类盖层。研究区3 类盖层均可以形成区域盖层，而层间盖层主要为深海泥。

　　深海泥主要分布在陆坡及以下深海环境中，具有缓慢沉积、堆叠等特征。地震剖面上一般表现为中强振幅-强连续性的反射特征，其纵向和横向上与周边地层产状相似，3 类盖层中其分布范围最广，该类盖层可封盖高度为59 m 的天然气层。与浅水浅层环境相比，超深水超浅层温度更低、压力更高，在这种环境下盖层界面张力增大，突破压力会增强，同时天然气密度增加，浮力会减小。因此，超深水超浅层深海泥封盖能力比浅水浅层更高。

　　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，在地震剖面上表现为杂乱-弱反射特征。块体流主体受强剪切高度变形具有排水效应，相对正常沉积泥岩，块体流密度更大、孔隙度更低、固结程度更高，封盖能力优于未变形泥岩。基于纵波速度与排替压力间经验公式，预测块体流盖层排替压力约为深海泥的1.28 倍。

　　含水合物地层是超深水超浅层气田最具特色的一类盖层，在地震剖面上表现为强振幅-强连续的反射特征。在上覆高水柱和高压条件下，下部天然气运移至水合物稳定域后以固体的形式赋存于地层孔隙之中，一方面水合物充填到地层孔隙中会造成其有效孔隙度降低，另一方面固态水合物硬度比含水饱和度高的黏土大，因此会导致原地层突破压力增大，进而对超浅层天然气的逸散起到较强阻碍作用。根据琼东南盆地海底埋深22.50 m 的圆锥触探试验结果，固态水合物的存在明显增强了地层的抗剪强度，含水合物地层破裂压力是常规泥岩地层的1.67 倍，含水合物地层可作为超深水超浅层气田区域优质盖层。陵水36-1 气田中块、东块高部位、东块低部位的含水合物地层发育区下伏多发育气层，证实了含水合物地层可有效封盖规模气层。

　　值得一提的是，尽管含水合物地层具有较好封盖能力，且水合物的生成说明已有一定天然气运移至稳定域内，但并不意味着其下方一定发育气层，原因是“上覆天然气水合物、下伏气层”的资源配置需要充足的气源，一旦气源较少则可能仅发育含水合物地层。例如，陵水36-1 气田西块含水合物地层发育区下伏并没有气层，主要原因是西块不是天然气优势运移路径，气源供给少导致部分区域仅形成含水合物地层。另一方面，在没有水合物的地区如L36-6 井，虽没有水合物盖层，但泥岩封盖条件好，同样可以成藏。因此含水合物地层与气层的分布范围具有一定叠合但不完全叠合。可见含水合物地层在超深水超浅层气田形成过程中起到非常重要的作用，但非决定性作用。

　　3.4 运移条件

　　陵水36-1 气田海底扇储层下部的烃源岩未达到大规模生气门限，同时距离陵水凹陷崖城组烃源岩生气中心较远(距离生气中心横向距离为35 km，垂向距离为4 km)，因此，有效的运移通道是天然气能够规模成藏的核心因素。

　　新近纪以来，琼东南盆地西部物源供应充足，坡折线不断向海推进，受其控制盆地轴向峡谷水道体系不断南迁，盆地的中、东部物源供应不足，坡折线变化不大，多期峡谷水道迁移距离小。同时浊流侵蚀并多期充填峡谷，充填满后的水道复合体及满溢沉积物使多期水道砂侧向、纵向叠置连片，空间上“接力”相续，成为天然气运移的“碗状”中转站。值得注意的是，该“碗状”中转站早期起到汇聚天然气作用，晚期因差异热沉降向北西方向发生倾斜，呈现“北西低、东南高”的形态，天然气更容易向东南部的陵水36-1 气田乐东组海底扇方向泄漏，崖城组烃源岩生成的热成因气沿中央峡谷体系叠置砂体侧向输导运移至陵水36-1 气田乐东组海底扇。同时，陵南低凸起区局部发育气烟囱、裂隙、断层等垂向输导通道，近源形成的浅层生物成因气可沿此运移至乐东组超浅层海底扇储层。天然气运移至陵水36-1 气田乐东组海底扇储层中可进行再分配，海底扇扇体低部位的早期砂体相互切割侵蚀，下部砂体圈闭失效，为天然气向上部层系运移提供通道。受泥质水道下切，扇体顶部形成北东-南西向构造脊，天然气从扇体中低部位沿构造脊线向各块脊线汇聚。乐东组海底扇的扇体中块、东块与莺歌海组的海底扇接触，侧向运聚条件最优，西块运移条件相对稍差。位于西块高部位的L36-1、L36-7 等井的天然气δ13C1 相对偏轻，为-66.70‰~-55.70‰，主要表现为生物成因气特征，中块与东块高部位的L36-3 和L36-6 等井的天然气δ13C1 为-48.8‰~-44.90‰，指示天然气为生物成因气和热成因气混源特征，证实中央峡谷的成熟气已运移至中块高部位，其运移条件较西块好。

　　3.5 成藏模式

　　琼东南盆地超深水超浅层气田具有热成因气和生物成因气双源供烃特征。天然气包括下部崖城组烃源岩生成的热成因气和浅部地层微生物生成的生物成因气。储层为乐东组大型海底扇沉积体，岩性以粉砂岩为主，局部含有细砂及以上的粗颗粒，且为特高孔、高渗-特高渗储层。深海泥、块体流、含水合物地层是超深水超浅层气藏最重要的3 类盖层。圈闭为整体南西-北东向展布的水道化海底扇岩性圈闭群。前人研究成果表明，中央峡谷陵水17-2 气田具有“底辟(裂隙)沟源、浮力和深部高压双重驱动、晚期成藏(距今时间约在3.50 Ma 以后)”特点，通过圈闭形成时间法推测陵水36-1 气田天然气成藏时间更晚，约在距今0.68 Ma 以后。

　　下部崖城组烃源岩生成的热成因气在深部高压驱动和浮力的双重作用下运移至峡谷水道汇聚成藏，更晚期峡谷水道壁发生侧向倾斜，天然气向陵水36-1 气田乐东组海底扇方向漏失，并沿峡谷体系叠置砂体侧向输导运移至陵水36-1 气田乐东组海底扇，之后与近距离充注的生物成因气混合，从扇体中低部位沿构造脊线向各块脊线高部位汇聚。同时，深部热成因气和生物成因气还可沿陵南低凸起区下部发育的气烟囱、裂隙、断层等垂向输导通道向上运移至超浅层海底扇储层。热成因气和生物成因气运移至储层中，在深海泥、块体流、含水合物地层等盖层封盖下大规模成藏。

　　同时，下部崖城组烃源岩生成的热成因气和浅层原生游离态生物成因气运移至稳定域内时会部分转化为水合物，水合物和浅层气呈“上冰下气”发育特征。一方面水合物可以作为盖层封盖游离态天然气，另一方面水合物还可以作为“储集”天然气的“储层”。水合物的成分和气源与浅层气基本一致，水合物的成藏过程与浅层气成藏要素特征相似。除了浅层气成藏要素之外，水合物的成藏还受稳定域控制，随着地层埋深逐步增大，原本处于稳定域底部的稳定分布的水合物，由于脱离了原来的温压条件会重新转化为游离气，而原本处于水合物上部与稳定域顶部之间的地层，由于进入了稳定域则会重新形成水合物，从而使得水合物在稳定域内稳定分布。

　　天然气成藏是一个聚散动平衡的过程，当充注至圈闭中的天然气量大于圈闭中散失的量时则可以形成天然气藏。天然气向圈闭的充注速率与天然气的散失速率差值越大，天然气成藏越快，成藏效率越高，因此，可采用天然气在成藏至保存阶段单位圈闭面积的天然气净聚集速率($q$)来表征其成藏过程的有效性，并且按照以$100 ×10^{6} ~m^{3} /(km^{2} cdot Ma)$和$10 ×10^{6} ~m^{3} /(km^{2} cdot Ma)$作为分界点将天然气成藏过程划分为高效、中效和低效3 个等级：

　　$$q=Q /(t S)$$

　　式中 q 表示天然气净聚集速率，$m^{3} /(km^{2} cdot Ma)$;Q 表示天然气藏的探明地质储量，$m^{3}$;S 表示含气面积，$km^{2}$;t 表示天然气藏形成时间，Ma。

　　钻井揭示，陵水36-1 气田高孔、高渗储层中气水过渡带较宽，气水未完全分异，天然气目前仍处于动态调整过程中。通过圈闭形成时间法来推测陵水36-1 气田天然气成藏时间约在距今0.68 Ma 以后，利用公式计算出陵水36-1 气田天然气净聚集速率约为$431 ×10^{6} ~m^{3} /(km^{2} cdot Ma)$，与中国其他大中型天然气田相比，属于高效成藏。由此可见，陵水36-1 超深水超浅层大型天然气田是一个目前仍处于聚散动平衡调整过程中的晚期高效天然气田。

　　4 勘探启示

　　4.1 大型优质储层是超深水超浅层天然气规模成藏的重要因素

　　超深水区一般远离物源，以深海泥等沉积为主。因此，寻找大型优质储层是超深水区天然气勘探的首要任务，也是超深水超浅层天然气成藏至关重要的因素。储层对超深水超浅层天然气成藏的控制主要表现在两个方面：①大型优质储层为超浅层天然气的规模聚集提供了有利的储集空间。大量研究结果揭示，大型储集体因物源供给充足、规模大，物性好的优势相带更为发育，可为气藏的形成提供有利的储集空间;同时，超浅层天然气藏一般丰度较低，因此，规模成藏也更依赖于规模储层提供的储集空间。②大型优质储层为超浅层天然气的聚集创造了更为广阔的汇烃范围。超浅层气藏因远离烃源岩，往往经历了深部气藏泄漏再汇聚成藏的过程，大型储集体因面积广阔，更有利于深部泄漏天然气的汇聚;同时，生物成因气也为超浅层天然气的重要气源，其聚集成藏也需要大型优质储层提供的广阔汇烃单元。

　　琼东南盆地的钻探也表明大型优质储层是超深水超浅层天然气规模成藏的关键，如陵水36 区因海底扇规模大，面积超$3000 ~km^{2}$，汇聚了中央峡谷等区域泄漏的热成因天然气和浅层泥岩生成的生物成因气，从而形成了千亿立方米级规模的大气田;而陵水18 区因来自海南岛的斜坡扇规模小，面积仅$93 ~km^{2}$，储层物性差，以泥质粉砂岩为主，虽然周缘也发育气烟囱等气源通道，但仅有一套厚度约为1.81 m 的水合物层，未规模成藏。

　　4.2 天然气充注强度和运移路径是控制超深水超浅层气田气水分布格局主要因素

　　陵水36 区及周缘具备形成生物成因气和热成因气的物质基础，陵水17-2 气田的发现也证实了这一点。超深水超浅层远离深部气源灶，因此运移条件尤为重要。陵水36 区超深水超浅层具备“双凹双源供烃+大型构造脊聚气+裂隙带垂向输导”的成藏条件，其中L36-2、L36-6、L36-17 等多口井在主力含气砂体(A3)均钻遇气层。

　　另外值得注意的是，位于高部位的L36-17 井在A3 砂体钻遇水层，而位于相对低部位的L36-19、L36-6、L36-2 等井却均为气层。L36-17 井在乐三段钻探的A3 砂体厚度为6.77 m，由泥质粉砂岩夹泥岩组成，测井解释气层0.62 m，其他为含气水层。从分布位置来看，L36-17 井位于L36-1 气田乐东组海底扇西块的较高部位，气田乐东组海底扇中块、东块与莺歌海组的海底扇接触，侧向运聚条件最优，相比之下，西块低部位未与莺歌海组海底扇连接，侧向运移路径没有中块、东块通畅。L36-17 井钻遇的天然气$delta^{13} C_{1}$偏轻(-52.50‰)，判识为生物成因气-亚生物成因气，推测没有规模热成因气充注，进一步验证相比于陵水36-1 气田中块和东块，西块以生物成因气为主，天然气充注强度不足。

　　4.3 区域盖层对超深水超浅层天然气的封盖起关键作用

　　前文所述，深海泥、块体流、含水合物地层是深水超浅层气田最重要的盖层类型，可以有效封盖运移至圈闭储层中的天然气。深海泥分布范围广，既可以作为区域性盖层也可作为层间盖层;块体流封盖能力强于深海泥，常与深海泥一起作为区域盖层，只是二者分布范围具有一定差异;含水合物地层可作为超深水超浅层区域优质盖层;层间盖层则主要是多套储层中间的泥岩，横向分布不稳定，且厚度较薄。钻井显示，陵水36-1 气田多数气藏均是分布于厚层区域盖层之下，仅有少数气藏分布在较厚的层间盖层之下，表明稳定分布的厚层区域盖层对超深水超浅层天然气的封盖起到关键作用，而层间盖层对超深水超浅层天然气的封盖作用较小。

　　5 结论

　　1)琼东南盆地陵水36-1 大型气田是全球首个发现的超深水超浅层大型天然气田，实现了超深水超浅层天然气领域勘探突破。陵水36-1 气田天然气表现为热成因气与生物成因气混合烃质来源的特征，其周缘的陵水凹陷和北礁凹陷，尤其是陵水凹陷崖城组烃源岩品质好、规模大，具备大规模生成热成因气的物质基础。

　　2)乐东组大型海底扇沉积体是陵水36-1 气田主要储集体。陵水36 区远物源深水区规模优质储层的形成与物源区的强烈隆升、多源汇聚的限制性地貌、周期性的海平面下降及强烈的底流淘洗作用密切相关。

　　3)深海泥、块体流、含水合物地层是超深水超浅层天然气最重要的3 类盖层，封盖能力依次增大。其中，块体流、含水合物地层主要作为区域盖层;深海泥分布范围广，既可以作为区域性盖层也可作为层间盖层。

　　4)有效的运移通道是天然气成藏的核心因素。崖城组烃源岩生成的热成因气沿中央峡谷体系叠置砂体侧向接力输导通道长距离运移至陵水36-1 气田海底扇储层。同时，近源形成的生物成因气沿陵南低凸起发育的气烟囱、裂隙、断层等垂向输导通道运移至超浅层海底扇储层。天然气运移至陵水36-1 气田海底扇储层中后可沿受泥质水道下切形成的北东向构造脊进行再分配。乐东组海底扇中块、东块与莺歌海组的海底扇接触，侧向运聚条件最优，西块运移条件相对稍差。

　　5)大规模优质储层、热成因气的有效充注和稳定分布的区域盖层是超深水超浅层形成规模天然气藏的关键，控制了陵水36-1 超深水超浅层大型气田天然气的空间分布。

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