随着中浅层油气勘探程度的不断提高，深层—超深层油气勘探逐渐成为热点^[1-2]。中国深层—超深层碎屑岩油气资源丰富，勘探潜力大，近年来随着勘探开发理论认识的持续创新和地球物理、工程工艺的不断迭代，深层—超深层油气勘探取得了一系列重大突破^[3-4]。截至2024年，河套盆地白垩系—古近系巴彦油田、四川盆地须家河组合兴场气田、塔里木盆地白垩系博孜—大北气田、渤海湾盆地古近系渤中19-6气田等大型油气田相继发现^[5-7]，证实了深层—超深层已经成为中国油气增储上产的重要领域。

莺歌海盆地油气勘探始于20世纪60年代^[8]，早期主要围绕中央背斜带中浅层开展油气勘探。在坡折带重力流沉积体识别、底辟构造演化、输导体系成因一系列研究成果的指导下，XF13，XF1，XD10等多个高温高压气田被发现，莺歌海盆地高温高压气藏勘探取得了突破^[9-11]。后期油气勘探转向勘探程度较低的莺东斜坡区（莺东斜坡带—莺歌海凹陷东斜坡过渡区），在“微裂隙输导、源储压差驱动、晚期充注”成藏理论的指导下，莺东斜坡区中浅层黄流组、梅山组取得一系列勘探进展，LD10区、LD8区2个潜在商业气田相继被发现^[12-13]。然而，深层三亚组的油气勘探进展缓慢，仅2014年于莺东斜坡区北段钻遇HK29含气构造。

近期，中海石油（中国）有限公司海南分公司在莺东斜坡区三亚组南段取得勘探突破，LD5构造三亚组钻遇67 m气层，展示了莺歌海盆地深层较大的勘探潜力。前期受勘探程度较低等因素制约，针对三亚组地质特征研究相对薄弱，张新顺等^[14]和沈娇等^[15]针对莺东斜坡带北部三亚组储层，提出了“有利相带、浅埋藏、强溶蚀”的储层形成机制，并认为储层物性是成藏的主控因素之一；金博等^[16]指出莺东斜坡带复合输导体系南北分段、差异输导的特征；周杰等^[17]认为莺东斜坡带南部走滑断裂多期活动、耦合控藏；吴克强等^[18]和李绪深等^[19]基于宏观成藏地质条件分析，指出“早期走滑破裂控烃、晚期超压活化多期强充注”的成藏富集模式。这些认识在一定程度上推动了三亚组油气勘探的发展，但目前对不同地区成藏条件的差异性及主控因素缺乏系统对比，三亚组不同地区成藏主控因素尚不清晰。因此，从断层、物源的差异性入手^[16]，将莺东斜坡区划分为北段和南段，结合天然气成因与特征，分析三亚组不同地区的成藏主控因素，建立了成藏模式，以期为莺歌海盆地深层领域的油气勘探提供指导。

莺歌海盆地位于印支地块与华南地块拼接带——红河断裂带上，是一个新生代走滑-伸展盆地。该盆地为NW—SE走向，平面呈菱形，发育莺东斜坡带、中央坳陷带和莺西斜坡带等3个一级构造单元，其中中央坳陷带发育河内凹陷、临高凸起和莺歌海凹陷3个次级构造单元。研究区（莺东斜坡区）位于莺歌海盆地东部，为莺歌海凹陷东斜坡带至莺东斜坡带之间的过渡区域^[20]（图 1a）。古近系沉积时期，莺东斜坡带处于裂陷阶段，自下而上划分为始新统岭头组（T₁₀₀—T₈₀）、渐新统崖城组（T₈₀—T₇₀）、陵水组（T₇₀—T₆₀）；新近纪—第四纪，莺东斜坡带处于裂后阶段，以坳陷沉积为主，自下而上划分为中新统三亚组（T₆₀—T₅₀）、梅山组（T₅₀—T₄₀）、黄流组（T₄₀—T₃₀）、上新统莺歌海组（T₃₀—T₂₀）和更新统乐东组^[21]（图 1b）。三亚组以滨浅海、半深海沉积为主，砂岩微相以水下分流河道、河口坝及席状砂为主，下伏陵水组、崖城组均为较厚的煤系烃源岩层^[22]，上覆梅山组为稳定分布的区域盖层，生-储-盖配置优越。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 莺歌海盆地构造单元划分（a）及岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic units division(a)and comprehensive stratigraphic column(b)of Yinggehai Basin

以往研究表明，三亚组沉积时期以半封闭浅海沉积环境为主^[23]，该组烃源岩干酪根显微组分以镜质组和惰质组为主（图 2），干酪根类型为腐殖型，南段腐泥组和壳质组含量有所增大，生烃潜力相对更高。北段受沉积速率较低、海平面较低、还原性较弱等因素影响，有机质丰度相对低于南段^[24]。实测数据表明，三亚组北段烃源岩有机碳含量（TOC）平均为0.39%，南段平均TOC为0.93%（图 3）。三亚组烃源岩演化程度南北差异明显，北段镜质体反射率（R_o）为0.69%~0.88%，平均值为0.77%，有机质热演化处于成熟阶段；南段受异常高温影响，R_o为1.20%~1.23%，平均值为1.21%，有机质热演化处于成熟—高成熟阶段。此外，渐新统（陵水组、崖城组）也是莺东斜坡区重要的烃源岩层系之一。目前莺东斜坡区钻遇渐新统烃源岩实测TOC平均为1.41%，但邻区莺西斜坡区、琼东南盆地均有钻井证实渐新统以海陆过渡相煤系地层为主，崖城组平均TOC为77.3%^[22]，有机质丰度极高，琼东南盆地揭示崖城组厚度最厚可达910 m^[25]，推测莺东斜坡区渐新统烃源岩品质较好，厚度较大，具备规模供烃的物质基础。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组干酪根类型三角图 Fig. 2 Triangular diagram of kerogen types of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组TOC直方图 Fig. 3 Histogram of TOC content of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

根据莺东斜坡区三亚组干酪根生烃模拟实验结果表明，莺歌海盆地腐殖型干酪根演化与传统烃源岩演化模式总体相似，具有“低成熟度油气、湿气和干气”3个演化阶段。R_o为0.5%~1.3% 时，烃源岩处于低成熟—成熟阶段，该阶段热演化产物以低成熟度油为主，伴生少量低成熟度天然气；R_o为1.3%~2.0% 时，烃源岩处于高成熟阶段，受原油裂解影响^[26]，该阶段生油率逐渐降低，生气率逐渐升高，热演化产物以湿气为主；R_o大于2.0% 时，烃源岩处于过成熟阶段，热演化产物以干气为主（图 4a）。模拟产物碳同位素则具有“甲烷碳同位素先轻再变重、乙烷碳同位素低成熟—高成熟阶段变化不明显，过成熟阶段逐渐变重”的特征（图 4b）。根据莺东斜坡区不同构造位置埋藏史-热史演化特征（图 5），莺东斜坡区热演化具有“早期浅埋、长期处于未成熟—低成熟阶段，晚期快速深埋、短期快速进入成熟—高成熟演化阶段”的特征。三亚组北段烃源岩热演化处于成熟阶段，渐新统陵水组、崖城组烃源岩热演化处于高成熟阶段；而南段受较高的地温背景影响，三亚组烃源岩处于成熟—高成熟阶段，渐新统崖城组烃源岩热演化处于过成熟阶段，热演化程度明显高于北段。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组烃源岩生烃潜量（a）、碳同位素（b）随热演化程度变化曲线 Fig. 4 Hydrocarbon generation potential(a)and carbon isotope(b)variation with thermal evolution degree of Miocene Sanya Formation source rock in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 莺歌海盆地莺东斜坡区埋藏史-热史 Fig. 5 Burial-thermal history of Yingdong slope area, Yinggehai Basin

莺东斜坡区三亚组以三角洲沉积体系为主^[15]，储层主要发育在水下分流河道、河口坝等高能沉积微相中。三亚组北段储层岩石类型以细—中粒岩屑石英砂岩、长石石英砂岩为主，发育少量石英砂岩；南段则粒度相对较粗，主要为粗粒/含砾长石岩屑砂岩，岩屑砂岩占比极低（图 6）。由实测物性统计结果（图 7）可知，北段孔隙度为1.11%~21.02%，平均为13.56%，主峰为10%~15%，渗透率为0.007~114.340 mD，平均为1.760 mD，主峰为0.100~1.000 mD；南段孔隙度为2.10%~15.70%，平均为11.53%，主峰为10%~ 15%，渗透率为0.002~8.980 mD，平均为2.170 mD，主峰为1.000~10.000 mD。三亚组北段与南段孔渗相关性均较好，说明三亚组储层孔喉连通性较好，储渗空间以长石、岩屑等铝硅酸盐矿物溶蚀形成的粒间溶孔、粒内溶孔为主，南段残余粒间孔相对欠发育。南段碎屑颗粒裂纹、裂缝均普遍发育（图 8），是渗透性优于北段的重要因素。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组岩石类型三角图 Ⅰ. 石英砂岩；Ⅱ. 长石石英砂岩；Ⅲ. 岩屑石英砂岩；Ⅳ. 长石砂岩；Ⅴ. 岩屑长石砂岩；Ⅵ. 长石岩屑砂岩；Ⅶ. 岩屑砂岩。 Fig. 6 Triangular diagram of rock types of Miocene Sanya Formation inYingdong slope area, Yinggehai Basin

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组物性特征 Fig. 7 Physical properties of Miocene Sanya Formation reservoir in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组储集空间微观照片 （a）粒内溶孔、粒间溶孔发育，HK29井，3 623.31 m，单偏光；（b）粒间溶孔发育，HK29井，3 618.05 m，单偏光；（c）裂纹、裂缝与粒间溶孔发育，LD5井，4 280.05 m，单偏光；（d）粒间溶孔与微裂缝，LD5井，4 232.90 m，单偏光；（e）粒间溶孔发育，部分碎屑颗粒发育裂纹，LD11井，4 174.24 m，单偏光；（f）粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝发育，LD5井，4 211.20 m，单偏光。 Fig. 8 Microscopic photos of the reservoir space of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

莺东斜坡区三亚组输导体系由大规模走滑断层、裂缝/裂隙和规模砂体组成。渐新世—早新世，受左行走滑应力场的影响，莺东斜坡区发育一系列大规模走滑断层，具有“产状陡直、断阶式分布、多期活动”的特征^[17]。莺东斜坡区走滑断层大多向下断至基底，向上消失于梅山组区域性泥岩盖层内，可有效沟通渐新统烃源岩和三亚组储层，是重要的烃源断层（图 9）。以往研究表明，断层面400 m范围内均为派生裂缝发育带^[27]，普遍发育的裂缝/裂隙也是天然气运移的重要通道。铸体薄片显微镜下照片可见裂缝/微裂隙发育且呈未充填状态，可为油气运移提供有效通道（图 8）。此外，三亚组规模发育的三角洲砂体物性条件较好，实测物性证实储层孔隙度平均值大于10.00%，高于常规油气藏浮力成藏下限^[28]，说明也具备输导油气的能力。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组输导体系模式（剖面位置见图 1a） Fig. 9 Transport system models of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

综上所述，断层-裂缝/裂隙-规模砂体复合输导体系，为渐新统烃源岩内的油气运移至三亚组储层提供了高效的运移通道。

莺东斜坡区三亚组天然气组成主要为CH₄等烃类气体，非烃气体占比较少，主要为CO₂，N₂含量极低。北段烃类气体以CH₄为主，体积分数为78.54%~ 88.37%，中值为83.16%，其次为C₂H₆，体积分数为3.63%~4.95%，中值为4.37%，非烃气体CO₂体积分数为3.59%~8.71%，中值为6.31%（表 1）；南段烃类气体CH₄体积分数为87.86%~97.00%，中值为93.36%，非烃气体CO₂体积分数为1.69%~5.57%，中值为3.08%。三亚组天然气碳同位素组成在不同地区具有一定的差异性，北段δ¹³C₁为-38.70‰~ -34.76‰，δ¹³C₁值普遍低于-35.00‰，δ¹³C₂为-23.73‰~ -21.74‰，中值为-22.78‰，δ¹³C_CO2为-25.01‰~ -13.67‰，中值为-16.74‰；南段δ¹³C₁为-45.06‰~ -33.26‰，主峰区间为-40.28‰~-35.41‰，δ¹³C₂为-29.51‰~-20.25‰，中值为-29.42‰，为-22.78‰~-18.18‰，中值为-19.47‰（表 2）。天然气组分与碳同位素指示南段与北段天然气来源可能具有差异性。

表 1(Table 1)

表 1 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组天然气组分统计 Table 1 Statistics of natural gas components of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin 地区 井区 φ（天然气常规组分）/% CH4 C2H6 CO2 N2 北段 HK29 78.54~88.37/83.16 3.63~4.95/4.37 3.59~8.71/6.31 2.62~4.68/3.69 南段 LD5 87.86~97.00/93.96 0.95~4.80/1.86 1.69~5.57/3.08 0~5.45/0.60 注：最小值~最大值/中值。

下载CSV 表 1 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组天然气组分统计 Table 1 Statistics of natural gas components of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

表 2(Table 2)

表 2 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组天然气同位素统计 Table 2 Statistics of natural gas isotope of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin 地区 井区 δ13C/‰ CH4 C2H6 C3H8 CO2 北段 HK29 -38.70~-34.76/-37.53 -23.73~-21.74/-22.78 -21.58~-20.60/-21.06 -25.01~-13.67/-16.74 南段 LD5 -45.06~-33.26/-38.25 -26.98~-20.25/-23.62 -22.78~-18.18/-19.47 注：最小值~最大值/中值。

下载CSV 表 2 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组天然气同位素统计 Table 2 Statistics of natural gas isotope of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

天然气碳同位素受母质类型和天然气成熟度双重作用影响，是判断天然气来源与成熟度的常用指标，其中乙烷碳同位素具有更强的原始母质继承性，对母质来源代表性更强^[29]。根据三亚组天然气δ¹³C₁-δ¹³C₂交会图可知，该组北段和南段天然气均以煤型气为主（图 10）。结合天然气成熟度特征，三亚组北段以成熟煤型气为主，主要来自腐殖型干酪根，而南段天然气则表现出腐殖型干酪根和腐泥型干酪根2种来源的特征。来自腐泥型干酪根的天然气碳同位素δ¹³C₁小于-40‰，δ¹³C₂小于-25‰，具有低成熟度油型气的特征。根据烃源岩生排烃模拟实验（参见图 4）可知，三亚组腐殖型干酪根具有早期生油，甲烷同位素先轻再变重的特征，但δ¹³C₁最小值大于-40‰，与南段偏油型气碳同位素特征不相符。腐泥型烃源岩生烃热解模拟实验证实，其低成熟阶段（R_o小于1.5%）产物δ¹³C₁小于-45‰，说明具有腐泥型干酪根来源的天然气为三亚组南段含有一定腐泥质的干酪根演化早期生成的原油伴生气。基于天然气成因，根据碳同位素计算天然气成熟度公式：δ¹³C₁≈14.12lg R_o-34.39 ^[30]，明确了不同地区天然气成熟度与来源（表 3）。三亚组北段天然气成熟度为1.00%~1.40%，结合北段埋藏史-热史可知，主要来自三亚组和渐新统烃源岩；南段原油伴生气成熟度为0.34%~0.60%，主要来自三亚组自身烃源岩，煤型气则主要来自三亚组和下伏渐新统烃源岩。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组天然气成因与成熟度鉴别（据文献[31-32]修改） Fig. 10 Identification of natural gas genesis and maturity of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

表 3(Table 3)

表 3 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组天然气成熟度及对应烃源岩 Table 3 Maturity of natural gas and corresponding source rocks of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin 地区 井区 天然气类型 计算Ro/% 对应烃源岩 北段 HK29 成熟煤型气 1.00~1.30 三亚组+陵水组+崖城组 南段 LD5 成熟煤型气 1.30~1.70 三亚组+崖城组 原油伴生气 0.34~0.60 三亚组

下载CSV 表 3 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组天然气成熟度及对应烃源岩 Table 3 Maturity of natural gas and corresponding source rocks of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

在明确天然气成因与来源的基础上，结合埋藏史-热史、烃源岩演化史和含烃包裹体均一温度及岩相学特征，明确了莺东斜坡区三亚组“上新世—更新世多源多类型烃类分区持续差异充注”的特征。

三亚组南段含烃包裹体均一温度及岩相学特征反映主要经历了3期油气充注。第1期含烃包裹体均一温度为100.0~120.0 ℃，其类型为发蓝色荧光的油包裹体（图 11a），伴生的盐水包裹体均一温度为107.8~110.9 ℃（图 11b，图 12），对应时间为5.5~3.5 Ma，烃类充注以低成熟度原油和原油伴生气为主^[33]。第2期含烃包裹体均一温度为120.0~ 160.0 ℃（图 11c，图 12），对应时间为3.5~1.0 Ma，以成熟—高成熟煤型气充注为主，包裹体捕获压力快速升高，反映该时期随着天然气大量充注，三亚组储层内形成超压流体环境（图 13）。第3期含烃包裹体均一温度为180.0~200.0 ℃，对应时间为1.0~0 Ma，与现今三亚组温度相近，说明三亚组至今仍经历一定的油气充注，但充注强度有限。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组含烃包裹体显微照片 （a）石英颗粒裂纹内蓝色荧光油包裹体，LD5井，4 222.80 m，荧光；（b）为（a）视域放大，油包裹体及伴生盐水包裹体，LD5井，4 222.80 m，单偏光；（c）石英裂隙内气烃包裹体与伴生盐水包裹体，LD5井，4 367.90 m，单偏光；（d）石英颗粒裂隙内黄绿色油包裹体，HK29-B井，3 612.43 m，荧光；（e）为（d）视域放大，石英颗粒裂隙内油包裹体及伴生盐水包裹体，HK29-B井，3 612.43 m，单偏光；（f）石英颗粒裂隙内蓝绿色油包裹体，HK29-B井，3 613.60 m，荧光；（g）为（f）视域放大，石英颗粒裂隙内油包裹体及伴生盐水包裹体，HK29-B井，3 613.60 m，单偏光；（h）石英颗粒裂纹中气烃包裹体及伴生盐水包裹体，HK29-A井，3 614.80 m，单偏光；（i）石英颗粒裂隙内气烃包裹体及伴生盐水包裹体，HK29-B井，3 616.54 m，单偏光。 Fig. 11 Microscopic photos of hydrocarbon containing inclusions of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组含烃包裹体均一温度直方图 Fig. 12 Homogenization temperature of hydrocarbon containing inclusions of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组捕获压力-含烃包裹体均一温度相关性 Fig. 13 Correlation of captured pressure and hydrocarbon containing inclusions homogenization temperature of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

三亚组北段成藏期次与南段相似，具体时间有所差异。以往研究表明，随着成熟度由低至高，液态烃的荧光颜色从黄色→黄绿色→蓝绿色→蓝色，即发生蓝移^[34]。三亚组北段发黄绿色荧光的油包裹体均一温度为148.0 ℃（图 11d，11e），高于石英颗粒裂隙内发蓝绿色荧光的油包裹体（138.1 ℃）（图 11f，11g），说明北段具有不同来源烃类混合的特征。结合源储配置及天然气成熟度与三亚组烃源岩相近的特征，认为三亚组北段具有“自身烃源岩供给为主，下伏渐新统烃源补充有限”的特征。其第1期含烃包裹体均一温度为120.0~140.0 ℃（图 11h），对应时间为3.6~2.2 Ma，烃类充注以低成熟度原油和原油伴生气为主，该时期油包裹体荧光颜色呈蓝绿色，而三亚组烃源岩处于低成熟阶段，反映处于成熟阶段的下伏渐新统烃源岩演化产物运移进入三亚组储层；第2期含烃包裹体均一温度为140.0~180.0 ℃（图 11i），对应时间为2.2~1.0 Ma，三亚组烃源岩成熟度升高但仍处于低成熟阶段，烃源演化产物以低熟油气为主，而下伏渐新统烃源演化至成熟—高成熟阶段，结合北段三亚组天然气成熟度（R_o为1.3%~1.4%），可知该时期三亚组自身以低熟油和成熟煤型气充注为主，渐新统高成熟煤型气充注有限；此外，北段发育一定量均一温度高于现今地层温度的含烃包裹体（图 12），说明第3期成藏主要受深部热液影响，对应时间为1.0~ 0 Ma，但充注规模与丰度相对有限。综上所述，三亚组气藏具有“多期持续充注，晚期成藏为主”的特征，自上新世—更新世，均处于油气充注时期，以晚更新世充注为主。

走滑断层南北段活动的差异性控制了烃源岩热演化的进程，渐新世—中新世，受莺东斜坡区南段断层活动性高于北段的影响（图 14），南段烃源岩埋藏深度、埋藏速率等明显高于北段，现今南段埋藏深度比北段深1 000 m。断层活动也加剧了深部热液对三亚组及下伏烃源岩的影响，南段高温包裹体发育占比明显高于北段，说明受深部地热影响更强，烃源岩演化进程更快。

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组断层活动速率直方图 Fig. 14 Fault activity rate of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

物源叠合构造活动的差异性控制了莺东斜坡区三亚组不同地区储层特征的差异。以往研究表明，莺歌海盆地碎屑物质主要来自马江与红河流域、越南昆嵩隆起及东部的海南隆起3个地区^[35]。三亚组轻矿物组分含量统计表明，北段具有“富石英、贫长石、富变质岩岩屑”的特征，碎屑粒度较细，与马江和红河流域基岩以变质岩为主的母岩类型较为一致；南段则具有“石英含量较低、富长石、富岩浆岩岩屑+变质岩岩屑”的特征，与海南隆起以岩浆岩为主母岩类型相似（图 15）。北段储层受高含量刚性颗粒保护粒间孔隙和较弱的构造挤压影响，虽然裂缝相对欠发育、粒度比三亚组南段细，但受强溶蚀影响，孔隙度略优于南段，储层类型以孔隙型为主；南段则由于构造活动较强，挤压减孔造成孔隙度相对低于北段，受强烈挤压形成的裂缝/微裂隙提渗的影响，渗透率明显高于北段，储层以裂缝- 孔隙型为主。

图 15

Fig. 15

下载原图 图 15 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组轻矿物组分直方图 Fig. 15 Light mineral components of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

渐新统烃源岩是三亚组天然气重要的气源来源，因此，烃源断层及裂缝输导的有效性对天然气成藏富集具有重要的控制作用。以往研究表明，上新世—第四纪，受印度板块楔入欧亚板块内部红河断裂右旋运动影响，莺歌海盆地处于右旋拉分应力背景^[36]。莺东斜坡区断裂分段活化，南段持续活动具备输导渐新统天然气的能力，而北段断层活动性较弱，输导能力较差^[16]。LD5构造三亚组现今压力系数高达1.60，包裹体捕获压力实验结果表明，形成于更新世早期，均一温度约160 ℃的气烃包裹体，其捕获压力高达73.5 MPa，压力系数为2.02，反映储层内具有较高的压力系数，证实烃源岩内高—过成熟天然气在源储压差作用下形成的有效充注至三亚组储层中，形成超压流体环境，早期微裂缝活化破裂，为天然气运移提供高效通道，北段压力系数仅为1.40，造成其油气输导效率差于南段。

莺东斜坡区三亚组成藏受烃源条件、储层特征和输导体系等要素的耦合控制。烃源规模及演化进程决定了天然气成藏的物质基础；烃源断层-裂缝复合输导体系为深层天然气运聚至三亚组砂岩储层提供了有效通道，储层物性条件决定天然气聚集成藏的规模。基于莺东斜坡区三亚组北段和南段的地质条件，建立了三亚组不同地区的动态成藏模式。

北段：3.6~2.2 Ma，三亚组及下伏渐新统烃源岩处于低成熟阶段，烃源岩演化产物以低成熟原油及伴生气为主，低熟油气沿断层垂向运移至三亚组砂岩储层中。受砂岩物性整体较好的影响，与断层相接的储层高部位含气性相对较好，但受该时期烃源岩生烃潜量较低、断层数量有限、裂缝发育程度低等因素影响，油气充注丰度有限（图 16a）；2.2~1.0 Ma，三亚组烃源岩R_o值为0.9%~1.3%，仍处于低成熟阶段，渐新统烃源岩R_o值为1.1%~1.6%，处于成熟—高成熟阶段，烃源产物以低成熟—成熟煤型气为主，受砂岩储层致密化的影响，与断层相接且渗透率相对致密砂岩储层高部位是天然气充注的有利构造位置，受北段走滑断裂活动性、发育规模弱于南段的影响，来自渐新统烃源岩的成熟—高成熟天然气充注效率较低，以三亚组自身烃源岩供烃为主（图 16b），形成三亚组北段天然气成熟度与自身烃源岩成熟度相当的特征；1.0~0 Ma，渐新统烃源岩演化至高成熟阶段，少量异常高温热液流体在源储压差作用下沿断层-裂缝充注进入三亚组北段，但充注丰度有限（图 16c）。

图 16

Fig. 16

下载原图 图 16 莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组成藏模式（剖面位置见图 1a） Fig. 16 Hydrocarbon accumulation models of Miocene Sanya Formation in Yingdong slope area, Yinggehai Basin

南段：5.5~3.5 Ma，三亚组烃源岩处于低成熟阶段，下伏渐新统烃源岩处于成熟阶段，该时期砂岩储层物性较好，烃源岩演化生成的低熟油气及成熟煤型气沿断层及派生裂缝垂向运移至与断层相接的砂岩储层高部位。受烃源岩规模较大及断层、裂缝发育程度较高影响，其充注丰度略高于北段（图 16d）；3.5~1.0 Ma，三亚组烃源岩演化至低成熟—成熟阶段，渐新统烃源岩处于成熟—高成熟阶段，成熟—高成熟煤型气大量生成，源储压差逐渐增大，叠合致密砂岩储层受走滑断层持续挤压作用，裂缝发育程度进一步提高，大量成熟天然气沿断层-裂缝运移至三亚组砂岩储层，储层压力系数迅速升高（2.02），在超压作用下先存断层、裂缝活化开启，高效输导天然气（图 16e）；1.0~0 Ma，储层内超压流体环境造成源储压差降低，走滑断层及裂缝活化程度降低，少量天然气进一步充注下储层压力系数升高，导致储层上倾方向岩石破裂，天然气部分逸散，储层压力系数降至1.7~1.8（图 16f）。

（1）莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组烃源岩有机质类型以腐殖型干酪根为主，南段有机质丰度高于北段。渐新统发育高有机质丰度的海陆过渡相煤系烃源岩，具备规模供烃的物质基础；三亚组烃源岩具有“早期浅埋、长期处于未成熟—低成熟阶段，晚期快速深埋、短期快速进入成熟—高成熟演化阶段”的演化特征，南段烃源岩热演化进程明显快于北段。三亚组北段储层以低孔、特低渗储层为主，南段以低孔、低渗储层为主，储渗空间主要为铝硅酸盐溶蚀形成的粒间（粒内）溶孔，南段裂缝/ 裂纹发育程度高于北段。三亚组发育断层-裂缝/裂隙-规模砂体构成的复合输导体系，为天然气高效运移提供了运移通道。

（2）三亚组天然气组分以CH4为主，成因类型均为煤型气，仅南段发育少量腐殖型干酪根演化早期的低成熟度原油伴生气。天然气主要来自三亚组及下伏渐新统烃源岩，南段天然气成熟度整体高于北段。三亚组气藏具有“多期持续充注，晚期成藏为主”的特征，南北段均经历3期充注，主充注期为更新世时期，南段充注时间早于北段，充注丰度高于北段。

（3）三亚组气藏具有“走滑断层差异活动控烃、物源叠合构造活动差异控储、走滑断层活动叠合裂缝超压活化控输”的成藏特征，烃源-输导体系-储层的耦合是天然气成藏富集的主控因素。因断层差异活动造成的南北段在烃源演化、输导效率、储层特征的差异是造成南北段气藏地质特征不同的关键因素。