南海北部神狐海域天然气水合物成藏系统
苏丕波1,2,3, 梁金强1,2,3, 张伟1,2,3, 刘坊1,2,3, 王飞飞1,2,3, 李廷微1,2,3, 王笑雪1,2,3, 王力峰1,2,3
1.自然资源部海底矿产资源重点实验室·中国地质调查局广州海洋地质调查局;
2.中国地质调查局天然气水合物工程技术中心
3.南方海洋科学与工程广东省实验室(广州)

作者简介:苏丕波,1981年生,高级工程师,博士,本刊青年编委;主要从事海域天然气水合物资源勘查、评价及成藏系统等方面的研究工作。地址:(510760)广东省广州市黄埔区广海路188号大院58号。ORCID: 0000-0003-2615-5249。E-mail: spb_525@sina.com

摘要

深化对于南海北部神狐海域天然气水合物(以下简称水合物)成藏系统的认识,有助于科学评价该区水合物资源潜力、指导下一步的勘查工作。为此,借鉴常规油气成藏系统理论,充分利用水合物勘查实践成果,提出了水合物成藏系统的概念,并以此系统论思想为基础,从水合物成藏的气源供给、流体输导及储集层出发,利用地震、测井、取心及测试等资料,深入分析了神狐海域水合物成藏系统的特征。研究结果表明:①该区水合物成藏具有双源、多通道、多期成藏的特征;②来自浅部的生物气和深部的热成因气,通过具有渗漏能力的断裂、底辟、气烟囱等通道以及具有一定渗透性的沉积岩运移至水合物稳定域内形成水合物藏;③气源供给、输导通道及储集层共同控制了水合物的差异聚集;④水合物成藏系统在纵向上呈现出明显的成藏组合,主要表现为低饱和度水合物层—高饱和度水合物层—水合物+游离气层—游离气层上下叠置分布的特征;⑤平面上,不同区域水合物的产出状态、分布厚度、饱和度等差异明显。结论认为,神狐海域具有良好的水合物成藏条件,但水合物在聚集和分布上则呈现出不均匀性的特征,评价其资源潜力应综合考虑气源供给、输导通道及不同类型储集层在时空下的耦合关系。

关键词: 南海北部; 神狐海域; 天然气水合物成藏系统; 气源供给; 输导通道; 储集层; 资源潜力
Natural gas hydrate accumulation system in the Shenhu sea area of the northern South China Sea
SU Pibo1,2,3, LIANG Jinqiang1,2,3, ZHANG Wei1,2,3, LIU Fang1,2,3, WANG Feifei1,2,3, LI Tingwei1,2,3, WANG Xiaoxue1,2,3, WANG Lifeng1,2,3
1. Key Laboratory of marine Mineral Resources, Ministry of Natural Resources//Guangzhou Marine Geological Survey, China Geological Survey, Guangzhou, Guangdong 510075, China
2. Gas Hydrate Engineering Technology Center, China Geological Survey, Ministry of Natural Resources, Guangzhou, Guangdong 510075, China
3. Guangdong Laboratory of Southern Marine Seience and Engineering-Guangzhou, Guangzhou, Guangdong 510075, China
Abstract

Deepening the understanding of the natural gas hydrate (NGH) accumulation system in the Shenhu sea area of the northern South China Sea is conducive to scientifically evaluating the NGH resource potential and guide further exploration in this area. In this paper, the concept of NGH accumulation system was proposed based on theories of conventional hydrocarbon accumulation system, combined with practical exploration achievements. Then, based on this system theory, the characteristics of the NGH accumulation system in the Shenhu sea area were analyzed in terms of gas source supply, fluid migration and reservoir by using seismic, logging, coring and testing data. And the following research results were obtained. First, the NGH accumulation system in this area is characterized by dual-source, multi-pathway and multi-stage accumulation. Second, shallow biogenic gas and deep thermogenic gas migrate through percolating pathways (e.g., fault, diaper and gas chimney) and permeable sedimentary rocks to the NGH stability zone to form NGH reservoirs. Third, differential NGH accumulation is under the joint control of gas source supply, migration pathway and reservoir. Fourth, there is vertically an obvious play in the NGH accumulation system, which presents the superimposed distribution characteristics of low saturation NGH layers, high saturation NGH layers, NGH & free gas layers, and free gas layers. Fifth, in the plane, NGH occurrence form, distribution thickness and saturation vary greatly in different areas. In conclusion, there are good conditions for NGH accumulation, but NGH accumulation and distribution is uneven, so the coupling relationship between gas source supply, migration pathway and reservoir in space and time shall be considered comprehensively when its resource potential is evaluated.

Keyword: Northern South China Sea; Shenhu sea area; Gas hydrate accumulation system; Gas source supply; Migration pathway; Reservoir; Resource potential
0 引言

天然气水合物(以下简称水合物)是由水分子组成的笼状构架将甲烷等小型气体分子吸附其中而形成的冰状固体。自然界中, 水合物主要分布在陆域永久冻土带和海域水深大于300 m的海底沉积物中。作为一种特殊的油气资源, 水合物因其分布广泛、资源潜力大、高效清洁而备受各国科学家的关注。近年来, 国外学者[1, 2, 3, 4, 5]提出了天然气水合物含油气系统(Gas Hydrate Petroleum System)的概念, 认为在上述系统中, 决定水合物形成的各个要素是可以被识别和评价的。这些要素包括:水合物的温— 压稳定性条件、气源、水、气的运移、储集层和时间。天然气水合物含油气系统理论极大地促进了水合物勘探评价的研究, 在水合物的形成、分布和稳定性等关键问题上取得了一系列重要的进展, 有效地指导了墨西哥湾盆地及北阿拉斯加[5, 6]、郁陵盆地[7]、印度东海岸[8]等多个地区水合物的勘查与钻探。

与常规含油气系统相比, 水合物含油气系统有其独特性:①水合物成藏的储集层不是一个圈闭, 而是由一定的低温高压环境所形成的稳定域范围; ②在水合物形成的稳定域范围内, 没有足够的气体形成水合物藏, 只能靠外部天然气供给, 因此天然气运移通道是水合物含油气系统中的一个关键要素; ③水合物成藏的气体来源广泛, 除了传统的热成因气以外, 浅层生物气也是其重要的气源。基于此, 我国学者[9, 10, 11]认为水合物存在着自身成藏系统(Gas Hydrate Reservoir System), 它由烃类生成体系、流体运移体系、成藏富集体系构成。该系统概念明确了水合物成藏与含油气系统成藏的区别, 但由于当时缺乏相关实践数据, 研究者尚未阐述成藏过程地质要素及其相互作用的重要性, 缺乏对各要素之间的时空耦合性研究, 而仅从地质要素组合形成的各个过程进行了分析。

因此, 笔者利用水合物勘查实践资料, 借鉴常规油气成藏系统理论, 提出了我国海域天然气水合物成藏系统的概念(Gas Hydrate Reservoir Forming System)。认为水合物成藏系统是指水合物成藏过程中必不可少的各种地质要素及其相互作用, 其主要包含了气源供给系统、流体输导系统及矿藏储集系统, 反映了水合物从形成到保存的地质作用过程及地质要素组合。它们彼此之间在时间和空间上的有效匹配将共同决定水合物的成藏特征。笔者以此系统论思想为基础, 从水合物成藏的气源供给系统、流体输导系统及矿藏储集系统出发, 结合水合物实际调查和勘探结果, 深入分析了南海北部神狐海域勘查区水合物成藏系统特征, 以期为后续神狐海域及南海水合物勘探提供参考。

1 地质背景与水合物勘探

神狐海域水合物富集区位于南海北部陆坡中段, 构造上位于珠江口盆地深水区珠二坳陷白云凹陷(图1-a)。该区域海底地貌起伏显著, 主要发育海丘、海谷、冲蚀槽、冲蚀沟等地貌, 水深介于1 000~1 700 m, 具有优越的水合物成藏条件, 是我国水合物勘探程度最高的区域。目前, 中国地质调查局广州海洋地质调查局(以下简称广海局)已在该海域实施了GMGS1、GMGS3、GMGS4、GMGS5等多个航次的水合物科学钻探(图1-b), 钻井50余口, 获取了大量的水合物实物样品, 证实存在千亿立方米级天然气储量的水合物藏[12, 13, 14]; 2017年, 我国在神狐海域成功实施了水合物试开采, 平均日产气量为0.52× 104 m3, 最大日产气量为3.50× 104 m3, 60天产气总量达30.90× 104 m3[15]。2020年, 在神狐海域实施第二轮水合物试开采, 平均日产气量为2.87× 104 m3, 30天产气总量达86.14× 104 m3, 充分证实了神狐海域具有巨大的水合物资源潜力, 拥有广阔的水合物勘探开发前景。

图1 南海北部神狐海域水合物富集区位置图

神狐海域具有断陷裂谷和坳陷沉降双层结构[16], 自古近纪至新近纪, 断层从下到上越来越发育, 古近纪底部的断裂主要发育在现在的隆起及凹陷的边界上, 将古近纪分割成为多个孤立的箕状断陷, 主要为北东向和北西向, 是裂谷断陷期沉积的主控因素。与之相应, 神狐海域从下而上依次为陆相裂陷、海陆过渡相或海相坳陷沉积, 且总体呈海进趋势。早始新世神狐期以湖相泥岩夹薄层砂岩与粉砂岩沉积为主; 晚始新世— 早渐新世恩平期以平原河流相、沼泽相及湖相砂泥岩互层沉积为主, 夹较多的煤线及薄煤层; 晚渐新世珠海期属海陆交互相, 后期随着海平面上升以海相沉积占主导地位; 中中新世以来, 海进范围逐步加大, 在南海北部陆缘区从北向南水深逐步增大, 依次沉积了中新统珠江组— 粤海组、上新统万山组和第四系琼海组构成的滨海— 浅海— 半深海— 深海碎屑岩沉积[17]。新构造运动形成大量晚期构造圈闭, 同时诱发深部海相超压泥质岩类的塑性流动, 形成规模巨大的泥底辟和气烟囱活动带, 构成流体运移的重要通道[18]

2 水合物成藏系统
2.1 气源供给系统

水合物成藏的气源供给系统是水合物成藏系统研究中的最基本问题, 包括水合物成藏的气体来源、成因类型以及气源潜力等。碳同位素分析结果显示, 自然界目前已发现水合物藏的气体均来自有机成因气。其中, 海域发现的水合物中的甲烷绝大多数是微生物成因的; 但墨西哥湾、里海、黑海、加拿大Mallik等地区发现的水合物中的天然气为热解成因气[19, 20, 21]; 越来越多的地区勘探发现水合物中存在生物气和热解气混合成因的气体[22, 23]

2.1.1 水合物成藏的气体来源

2007年, 广海局在神狐海域首次实施水合物钻探, 成功获得水合物样品, 钻后分析结果表明, 水合物为Ⅰ 型水合物, 成藏气体主要以生物成因为主, 热成因气贡献极少[24]。但钻前根据神狐海域油气地质特征, 推测该区域应存在热成因的天然气源, 但一直未获证实。2015— 2016年, 广海局又先后在神狐海域开展了GMGS3和GMGS4两个航次的水合物钻探, 从GMGS3航次现场水合物岩心分解气、裂隙气及顶空气组分及甲烷同位素测试结果表明[25], 水合物气源组成包括生物成因气及热解成因气两种成因类型(图2)。气体组分中以甲烷占绝对优势, 其含量超过92%, 在数个站位的测试还发现含量相对较高的C2+以上烃类气体, 且呈现随深度增大而增加的趋势, 表明了深部热成因气对水合物成藏有贡献。GMGS3航次的水合物取心站位所有层段气体样品均以甲烷占绝对优势, 甲烷含量在烃类气体中均高于93.5%。并且在W11、W17、W18、W19等井中还检测到含量相对较高的乙烷和丙烷, 甚至是丁烷和戊烷, 首次揭示出该区域存在Ⅱ 型水合物的地球化学证据[22, 25]。这与GMGS1航次钻探的水合物气体有较大区别, GMGS1航次钻获的水合物气体为生物成因气, 气体组分中乙烷和丙烷等重烃含量极低, 甲烷含量占绝对优势[24]。GMGS4航次在神狐海域钻获的水合物气体样品也与GMGS3航次类似。2017年神狐海域首次水合物试采获取的天然气测试结果也表明水合物为生物气和热解气混合成因[26], 进一步证实了深部热成因气对水合物成藏有贡献。

图2 白云凹陷水合物天然气与常规天然气成因判识图(据本文参考文献[24, 25]修改)

2.1.2 水合物成藏的气源潜力

神狐海域水合物钻探区位于珠二坳陷白云凹陷— 番禺低隆起油气富集区。常规油气勘探证实, 番禺低隆起的烃类气主要为成熟气, 具有油型气和煤成气的混合成因特征, 以煤成气为主, 其主要气源岩为白云凹陷偏腐殖混合型— 腐殖型干酪根有机质的渐新统恩平组泥岩, 次要气源岩为白云凹陷腐泥型— 偏腐泥混合型干酪根有机质的始新统文昌组泥岩。与神狐海域水合物钻探区临近的PY29-1、PY30-1、PY34-1等油气田钻井证实了其油气来源于白云凹陷古近纪及始新统烃源岩, 生成的大量油气向凹陷北坡及番禺低隆起运移并聚集成藏[27]。根据神狐海域水合物与邻区常规天然气田气体同位素对比结果(图2), 结合前人对白云凹陷烃源岩的研究成果, 认为神狐海域水合物中的生物成因气来自于中新统及上部未熟— 低熟烃源岩生成的生物气, 热成因气主要来源于恩平组和文昌组湖相泥质烃源岩或煤系地层[25, 28]。该区域盆地模拟研究结果表明, 不仅浅部中新统及上部未成熟— 低成熟烃源岩的生物气生气潜力巨大, 而且深部文昌组、恩平组烃源岩热演化程度高, 热解气产气潜力同样巨大[29]

2.2 流体输导系统

通常, 水合物稳定域内部生成的微生物甲烷气较少, 也很难达到足够的温度形成热解气。因此, 要形成高丰度的水合物藏, 必须要有充足的天然气通过有效的通道运移至水合物稳定域。因此, 流体输导系统是水合物成藏系统的一个关键部分。沉积地层中, 气体主要以3种方式运移:①游离气相扩散作用; ②水溶气相随水介质运移; ③独立气相的浮力作用。扩散作用过程缓慢, 较难形成大型水合物藏, 而具有渗透性的裂缝、断裂、底辟等通道系统可以作为气体运移的高效输导系统, 有利于水合物规模成藏。全球勘探发现的水合物富集区均证实这些区域存在由断裂、底辟、气烟囱等构成的天然气输导系统, 如美国墨西哥湾和布莱克海台区水合物的形成和分布与断裂系统关系密切, 日本南海海槽和韩国郁陵盆地发育的泥底辟及气烟囱直接控制了水合物的分布[30, 31, 32, 33]

神狐海域气体运移输导体系发育, 高角度沟源断层、泥底辟、气烟囱等垂向通道发育特征明显, 大部分与似海底反射层(Bottom Simulating Reflector, 简称BSR)直接沟通, 构成了深部古近纪成熟热成因气及中新统上部生物气垂向运移的优势通道(图3)。在神狐海域GMGS1航次钻探区(SH3、SH5、SH7等井区)(图3), 典型气烟囱发育, 构成了气源垂向运移输导通道, 在地震剖面上呈现出直立的模糊和空白反射带; 在神狐海域GMGS3和GMGS4航次钻探区(W17、W18等井区)(图3), 高角度断裂、气烟囱模糊带和泥底辟发育, 同样构成了水合物气源运移通道。此外, 神狐海域第四纪海底滑塌异常发育(图4), 可在地震剖面上观察到与BSR发育具有明显联系的滑坡面及滑塌体内部的滑塌断层, 可作为水合物气源的侧向输导通道, 进一步扩大了气体的影响范围, 与水合物在神狐海域广泛分布密切相关[34]。总之, 多种类型含气流体输导通道是神狐海域水合物广泛分布、大规模成藏的基础, 同时含气流体的差异可能是导致该区域水合物非均匀分布的因素之一。

图3 神狐海域流体输导系统地震剖面特征图

2.3 水合物矿藏储集系统

理论上, 只要在一定的低温高压环境下, 具有充足的气体和适量的水, 就可形成水合物。因此, 水合物储集层不是一个圈闭, 而是一个由低温高压环境控制的稳定域范围。

已有发现表明, 水合物主要形成于稳定域深度在海底以下600 m以内的地层中。这部分地层沉积物往往为疏松未固结的黏土、砂质/粉砂质黏土, 孔隙度高, 可达50%或更高。水合物饱和度则受储集层岩性、裂隙及下部运移而来的甲烷通量共同控制。在较小的甲烷通量情况下, 岩性相对粗的砂质沉积物中或裂隙中形成的水合物饱和度更高; 在甲烷通量较大的情况下, 岩性对水合物储集层的控制作用减弱, 即使渗透性较差的黏土依靠气体压力也可以成为高饱和度水合物的储集层。

图4 神狐海域海底滑坡与BSR分布关系图

2.3.1 水合物稳定域分布特征

水合物储集层范围是指水合物形成的稳定域。它一般受温度、压力、海水盐度和气体组分的影响[35]。海底温度和压力是海域水合物稳定域主要控制因素, 而海底沉积层温度与区域热流有关, 压力则主要与水深有关。因此, 当水深一定情况下, 区域热流值越低, 地温梯度越低, 沉积层温度也越低, 形成的水合物稳定域越厚。神狐海域热流数据统计结果显示, 热流值介于96.11~60.84 mW/m2, 平均热流值为76.72 mW/m2。热流值主要集中介于65~75 mW/m2(约占47%)和75~85 mW/m2(约占28%)。与区域热流背景值对比发现, 该区的热流平均值高出珠江口盆地中央隆起带和南部坳陷带5~6 mW/m2, 表明研究区地层中流体相对活跃, 深部热液运移速度相对较大。神狐海域热流分布图(图5-a)显示:西部热流的变化趋势由南往北表现为“ 低— 高— 低— 高” 的带状分布特征, 表明该区地层的局部不均一性; 东部热流普遍较低, 呈均匀梯度变化。钻探区的西部为热流值小于76 mW/m2的相对低热流区域, 南部和北部为热流值大于80 mW/m2的高热流区域。钻探成果显示, 钻获水合物样品的井几乎均位于西部和东部热流低值中心区域, 而位于高热流区域的钻探井(如SH5井)未发现有水合物分布。因此, 可以推定, 在假设气源组分、地层盐度坡面相似以及气源供给速率大致相同的情况下, 低热流值更利于水合物成藏。

图5 神狐海域水合物分布区的热流分布(a)与稳定域底界埋深(b)图

通过对水合物温压相平衡曲线分析, 可以预测水合物稳定域深度和范围。从神狐海域甲烷水合物(Ⅰ 型水合物)稳定域底界埋深图(图5-b)可知, 现有的温度和压力条件下, 神狐海域北部的甲烷水合物稳定域埋深大部分区域均小于230 m。水合物稳定域北部浅、南部深, 没有完全与热流的分布呈负相关关系, 但是与海底深度的变化基本表现为正相关, 这说明在地形变化大的区域内(海水深度介于800~1 500 m), 压力对稳定域底界呈现出一定的驱动力。但在等深度分布时, 海底热流变化对稳定域底界制约作用明显。

2.3.2 水合物储集层的控制因素

神狐海域第四系沉积时期, 继承了上新统陆坡— 峡谷沉积体系格局, 南北走向的大型水道自南西向北东依次发育, 不同水道形成各自的天然堤— 水下扇沉积体系[36]。但受到沉积期海底起伏影响更显著, 水下扇被迫分布于不同的低洼部分, 形成不连续水下扇沉积(图6)。天然堤上的冲蚀沟槽沉积, 随着水道— 天然堤的发育, 也相应发生迁移或垂向加积, 导致天然堤上冲蚀沟槽和水下扇形成不规则沉积形态。在水道两侧的边坡以及天然堤前端向深水倾伏部位, 由于海底地形较陡, 沉积负载应力过大, 在第四系还形成了大量的局部滑塌沉积。水道及水下扇相对粗粒沉积的分布特征, 反映了相对粗粒受水道体系和海底起伏双重作用的影响:水道体系通过水动力条件控制了水道的整体输送能力; 沉积期海底起伏则进一步控制了相对粗粒沉积的具体分布形态[36]

图6 神狐海域海底峡谷沉积地震反射特征及其与高饱和度水合物成藏关系图

神狐海域水合物储层发育在深水峡谷— 水下扇体系, 总体上为黏土质粉砂沉积, 岩性偏细, 平均粒径介于6.5~12.5 μ m。测井解释表明, 水合物储层岩性和物性变化较大, 非均一性明显。细粒储层通常是不利于水合物大规模聚集成藏的, 但神狐水合物储层沉积物显微结构显示, 部分储层中富含有孔虫, 形成具有较高的孔渗性的富含有孔虫黏土质粉砂储层, 为高饱和度水合物的形成和聚集提供了储集条件[22, 37, 38]。同时, 水合物饱和度与储层中有孔虫含量呈正相关关系, 表明水合物成藏受储集空间影响。然而, 高丰度有孔虫富集层段并非总是与高饱和度水合物赋存相对应, 即有孔虫等生物碎屑的高丰度并不是水合物富集成藏的充分条件, 二者之间并没有必然联系, 这在GMGS3航次和GMGS4航次钻探的结果中得到进一步证实[14, 36]

3 成藏系统要素匹配关系

在水合物成藏系统中, 气源是基础, 运移是关键, 储集层则决定了水合物赋存特征及规模。因此, 各成藏要素并非孤立存在, 而是在有效的时空匹配关系下才能形成规模水合物藏。

3.1 空间上各成藏要素具有较好的耦合关系

从目前的钻探成果来看, 神狐海域水合物的分布与BSR分布对应较好。BSR主要分布于海底海脊的脊部及海脊向深海平原倾没位置, 且BSR的分布与泥底辟和气烟囱发育分布区有良好的空间叠置关系, 表明气体的运移输导条件可能控制了该区域水合物平面分布[34]。纵向上, BSR主要分布在水道— 天然堤体系中, 在天然堤冲蚀沟槽下部水合物稳定域底界BSR尤为明显, 表现出强反射穿层特征。在空间上, 神狐海域水合物成藏要素匹配良好, 气源、运移通道及储集层匹配越好, 水合物形成的饱和度越高。在钻获高饱和度水合物的GMGS3航次W18等井区BSR的正下部或侧下部存在地震模糊带(图3、6), 这些模糊带是地层中含气后因超压而向上部低压力部位充注和运移, 并因地震波能量被吸收而在地震反射剖面上形成模糊或空白反射的结果, 表明气体运移充注与高饱和度水合物成藏关系密切; 同时, 通过地震反射剖面, 在W11和W17等井区水合物藏下部识别出高角度断裂(图3、6), 在高角度断裂上方可以直接形成水合物藏, 断层在沟通气源与水合物稳定域及气体运移输导过程中起到关键作用[34, 36]。因此, 气源、运移通道及储集层有效空间耦合促使高饱和度水合物的运聚成藏。

3.2 时间上水合物具有多期成藏特征

钻探结果显示, 神狐海域水合物层在稳定域内部表现出产出状态多样、厚薄不一的特点。在成像测井曲线上也可清晰地观察到这一特征, 如W19井钻探揭示的水合物层呈现出分散状水合物— 薄层状水合物— 厚层状水合物变化序列(图7-a); W11井表现出薄层状或分散状水合物— 厚层状水合物— 薄层状或分散状水合物— 分散状水合物— 厚层状水合物垂向周期性产出的特点(图7-b)。这种水合物多层多产状分布现象, 可能指示神狐海域水合物具有多期成藏的特征, 不同期次水合物的形成可能与气体含量及局部储层温压变化有关。上述水合物多层多期分布的特征可能代表了水合物二次或多次成藏的过程。神狐海域海底沉积充填复杂, 峡谷水道切割充填形成水道— 天然堤系统, 具有水道迁移及多期次水道发育的特征[36]。同时, 神狐海域第四纪海底滑塌发育, 大量沉积物沿斜坡发生滑动, 形成滑坡面及滑塌体内部的滑塌断层, 部分断层切割了水合物稳定域甚至直达海底。尤其是水合物稳定域下部泥底辟及气烟囱等广泛分布, 伴随的热流体活动势必会对水合物稳定域产生影响, 引起水合物稳定域上下迁移。在这些沉积构造的影响下, 原已聚集成藏的水合物可能因温压稳定条件被破坏而发生分解, 导致水合物层减薄, 饱和度降低, 甚至消失; 当稳定域再次形成之后, 气体重新聚集在储层中形成新水合物层, 这一过程可能多次发生, 最终表现出水合物多期成藏, 垂向上呈规律性的变化特征。

图7 神狐海域水合物单井成像测井特征图

4 水合物成藏特征
4.1 纵向上呈游离气、游离气+水合物的成藏组合特征

神狐海域W17井的电阻率曲线、声波速率、孔隙水盐度等均反映出BSR上下均存在水合物[14, 39], 测井曲线指示BSR之下数十米范围内产出多个薄层水合物, 且与游离气存在共存情况。从该区域其他测井综合解释结果来看, 垂向上同样存在明显的成藏组合特征, 自下而上主要表现为游离气层、水合物+游离气层、高饱和度水合物层、低饱和度水合物层的分布特征(图8), 或者呈现出游离气层、低饱和度水合物层、高饱和度水合物层的分布特征。

图8 神狐海域水合物成藏序列测井响应特征图

从水合物成藏系统来看, 以热解气为来源形成的Ⅱ 型水合物往往比以生物气为来源形成的Ⅰ 型水合物具有更厚的稳定域分布范围。依据常规油气勘探结果, 白云凹陷珠海组和珠江组的部分烃源岩以及韩江组、粤海组、万山组和第四系的全部烃源岩的成熟度均低于0.5%, 处于未成熟阶段, 可以生成大量生物气[40]; 神狐组及恩平组烃源岩现今处于成熟— 过成熟阶段, 仍处于生排烃过程。白云凹陷— 番禺低隆起油气勘探表明, 该区油气藏具有晚期成藏特征(晚于5 Ma)[41]。对于生物气, 只要浅层烃源岩进入低成熟阶段即可大量生成, 其对水合物藏的供给要明显早于热解气。由于气源供给时间的不同, 生物成因气与热成因气分别在不同深度形成水合物。早期, 在有效时空匹配下, 生物成因气通过输导通道到达水合物稳定域先形成一层Ⅰ 型水合物, 在Ⅰ 型稳定域底界之下则聚集一定量生物气, 从而在Ⅰ 型水合物稳定域底界表现为连续性的强振幅反射的BSR。当后期来源于更深部的输导通道形成, 热成因气上升, 由于C2+气源更易形成水合物, 在BSR之下形成Ⅱ 型水合物, 从而BSR之下表现为水合物和游离气共存的特点。而在BSR之上储集空间之中形成水合物之后, 因水合物层的孔渗性降低, 将阻止下部气体进一步向浅层运移, 仅有少量的气体可通过水合物稳定域内部的断裂和裂缝及孔渗性较高的通道继续向上运移, 聚集形成饱和度相对低的水合物层。因此, BSR之上依次为较高饱和度的Ⅰ 型水合物层、较低饱和度的Ⅰ 型水合物层, BSR(Ⅰ 型水合物稳定域底界)之下至Ⅱ 型水合物底界之上, 游离气与Ⅱ 型水合物共存。Ⅱ 型水合物底界之下则往往还有存在游离气层, 神狐海域W17井和W01井水合物钻探已证实存在同一井中赋存Ⅰ 型和Ⅱ 型水合物, 且在BSR之下还出现水合物与游离气共存现象[39, 42]

4.2 平面上储集层非均一性强、水合物差异聚集明显

虽然神狐海域水合物总体是以赋存于海底以下300 m以内、以黏土质粉砂为主的细粒储层中, 但钻井揭示不同井区水合物的厚度、饱和度差异非常显著[43]。从钻探结果来看:水合物这种非均匀分布特征在GMGS1、GMGS3、GMGS4等航次钻探站位中均有体现, 不同钻井的结果之间存在较大差异(图9-a)。神狐海域不同区域水合物的赋存分布特征及其饱和度等差异明显(图9-b)。这种水合物差异性聚集的特点可能受水合物储集层及含气流体运移输导通道差异发育控制[34]。神狐海域不同井区不同深度水合物储集层非均一性特征明显, 水合物聚集空间与储层孔渗等条件关系密切, 而储集空间则影响水合物饱和度(图9-c~e)。神狐海域钻获高饱和度水合物井位储集层中含有高丰度的有孔虫化石, 其为水合物的聚集提供了更多空间[37]。然而, 并非含有有孔虫的井位就发育高饱和度水合物, 其可能受其他因素影响[36]

图9 神狐海域钻井揭示的水合物非均匀分布特征图

5 水合物成藏系统模式

根据上述神狐海域水合物成藏系统要素匹配关系及成藏特征, 神狐海域水合物成藏系统具有“ 双源、多流、多期” 特征。来自白云凹陷深部文昌组和恩平组的烃源岩生成的热解气在早期生气阶段, 由于与输导通道及储集层不具备时空匹配关系, 对水合物成藏没有贡献, 而后期则通过泥底辟、气烟囱及断层等多类型通道运移至稳定域。中新统及其上部未成熟— 低成熟烃源岩生成的生物成因气由于具有持续供烃能力, 可以通过自源近距离扩散方式进入水合物稳定域。同时, 也可通过断裂、底辟等多种通道运移至水合物稳定域。进入水合物稳定域后的气体沿海底滑塌面、滑塌内部的调节断层及裂隙等在稳定域内部运移, 最终在半深海— 深海环境下通过水道— 天然堤沉积体系形成的水下扇等相对粗粒的沉积物储集层中聚集形成水合物藏。水合物层形成之后因极低的孔渗条件而对下部气体形成阻挡作用, 自由气体将聚集在水合物层下部, 待水合物稳定域发生改变, 水合物分解、气体、水及水合物重新进入相平衡状态而形成新一期的水合物层。因此, 在气源供给及稳定域周期性变化的控制下, 神狐海域水合物多期成藏, 最终形成了自由气体, 不同饱和度水合物+游离气和纯水合物共存且在垂向上周期性出现的成藏序列。气源条件受烃源岩热演化影响, 而水合物稳定条件同样受热流、地温梯度等影响, 共同决定了水合物藏分布的大致范围; 气体运移输导通道的差异性发育决定了水合物非均匀分布的特点, 储集层的优劣则决定了水合物饱和度高低。因此, 神狐海域水合物成藏分布受双源、多流、储集层类型共同控制。水合物成藏模式如图10所示。

图10 神狐海域水合物成藏系统模式图

6 结论

1)神狐海域水合物富集区气源供给来自深部热成因气及浅部生物成因气, 具有断裂、底辟、气烟囱等复杂的输导体系, 良好的储集层主要位于深水峡谷— 水下扇有孔虫发育的区域。

2)神狐海域水合物成藏系统与常规油气系统存在联系, 水合物成藏要素在空间上匹配良好, 在双气源供给及水合物稳定域变化的控制下, 水合物具有多层分布、多期成藏特点。

3)神狐海域水合物纵向上呈游离气、游离气+水合物、水合物成藏组合特征; 平面上储集层非均一性强, 水合物差异聚集明显。

4)神狐海域水合物成藏系统具有“ 双源、多流、多期” 特征, 其成藏分布受生物气及热解气双气源、断裂及底辟与气烟囱等多通道、储集层类型共同控制。

参考文献
[1] BÜNZ S, MIENERT J, BERNDT C. Geological controls on the Storegga gas-hydrate system of the mid-Norwegian continental margin[J]. Earth and Planetary Science Letters, 2003, 209(3/4): 291-307. [本文引用:1]
[2] MILKOV A V, CLAYPOOL G E, LEE Y J, et al. Gas hydrate systems at Hydrate Ridge off shore Oregon inferred from molecular and isotopic properties of hydrate-bound and void gases[J]. Geochimica et Cosmochimica Acta, 2005, 69(4): 1007-1026. [本文引用:1]
[3] BACKUS M M, MURRAY P E, HARDAGE B A, et al. High-resolution multicomponent seismic imaging of deep-water gas hydrate systems[J]. The Leading Edge, 2006, 25(5): 578-596. [本文引用:1]
[4] COLLETT T S, JOHNSON A H, KNAPP C C, et al. Natural gas hydrates: A review[J]. AAPG Memoir, 2009, 89(1/4): 146-219. [本文引用:1]
[5] JAISWAL P, ZELT C A, PECHER I A. Seismic characterization of a gas hydrate system in the Gulf of Mexico using wide-aperture data[J]. Geophysical Journal International, 2006, 165(1): 108-120. [本文引用:2]
[6] JAISWAL J N. Measurement of gas-water relative permeability for gas hydrate systems[D]. Fairbanks: University of Alaska Fairbanks, 2004. [本文引用:1]
[7] BANK J J, KIM G Y, CHUN J H, et al. Characterization of gas hydrate reservoirs by integration of core and log data in the Ulleung Basin, East Sea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2013, 47: 30-42. [本文引用:1]
[8] BADESAB F, DEWANGAN P, USAPKAR A, et al. Controls on evolution of gas-hydrate system in the Krishna-Godavari Basin, offshore India[J]. Geochemistry, Geophysics, Geosystems, 2017, 18(1): 52-74. [本文引用:1]
[9] 吴能友, 梁金强, 王宏斌, . 海洋天然气水合物成藏系统研究进展[J]. 现代地质, 2008, 22(3): 356-362.
WU Nengyou, LIANG Jinqiang, WANG Hongbin, et al. Marine gas hydrate system: State of the art[J]. Geoscience, 2008, 22(3): 356-362. [本文引用:1]
[10] 卢振权, 吴能友, 陈建文, . 试论天然气水合物成藏系统[J]. 现代地质, 2008, 22(3): 363-375.
LU Zhenquan, WU Nengyou, CHEN Jianwen, et al. Preliminary discussion on gas hydrate geological system[J]. Geoscience, 2008, 22(3): 363-375. [本文引用:1]
[11] 苏丕波, 何家雄, 梁金强, . 南海北部陆坡深水区天然气水合物成藏系统及其控制因素[J]. 海洋地质前沿, 2017, 33(7): 1-10.
SU Pibo, HE Jiaxiong, LIANG Jinqiang, et al. Natural gas hydrate migration and accumulation system and its controlling factors on northern deep water slope of the South China Sea[J]. Marine Geology Frontiers, 2017, 33(7): 1-10. [本文引用:1]
[12] YANG Shengxiong, LEI Yong, LIANG Jinqiang, et al. Concentrated gas hydrate in the Shenhu area, South China Sea: Results from drilling expeditions GMGS3 & GMGS4[C]//Proceedings of 9th International Conference on Gas Hydrates, 25-30 June 2017, Denver, Colorado, USA. [本文引用:1]
[13] WANG X, COLLETT T S, LEE M W, et al. Geological controls on the occurrence of gas hydrate from core, downhole log, and seismic data in the Shenhu area, South China Sea[J]. Marine Geology, 2014, 357: 272-292. [本文引用:1]
[14] ZHANG W, LIANG J, WEI J, et al. Geological and geophysical features of and controls on occurrence and accumulation of gas hydrates in the first offshore gas-hydrate production test region in the Shenhu area, northern South China Sea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2020, 114: 104191. [本文引用:3]
[15] LI J F, YE J L, QIN X B, et al. The first offshore natural gas hydrate production test in South China Sea[J]. China Geology, 2018, 1(1): 5-16. [本文引用:1]
[16] 何家雄, 陈胜红, 马文宏, . 南海东北部珠江口盆地成生演化与油气运聚成藏规律[J]. 中国地质, 2012, 39(1): 106-118.
HE Jiaxiong, CHEN Shenghong, MA Wenhong, et al. The evolution, migration and accumulation regularity of oil and gas in Zhujiangkou Basin, northeastern South China Sea[J]. Geology in China, 2012, 39(1): 106-118. [本文引用:1]
[17] 张功成, 杨海长, 陈莹, . 白云凹陷——珠江口盆地深水区一个巨大的富生气凹陷[J]. 天然气工业, 2014, 34(11): 11-25.
ZHANG Gongcheng, YANG Haichang, CHEN Ying, et al. The Baiyun Sag: A giant rich gas-generation sag in the deep water area of the Pearl River Mouth Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(11): 11-25. [本文引用:1]
[18] 石万忠, 宋志峰, 王晓龙, . 珠江口盆地白云凹陷底辟构造类型及其成因[J]. 地球科学——中国地质大学学报, 2009, 34(5): 778-784.
SHI Wanzhong, SONG Zhifeng, WANG Xiaolong, et al. Diapir structure and its origin in the Baiyun Depression, Pearl River Mouth Basin, China[J]. Earth Science--Journal of China University of Geosciences, 2009, 34(5): 778-784. [本文引用:1]
[19] COLLETT T S, GINSBURG G D. Gas hydrates in the Messoyakha gas field of the west Siberian Basin: A re-examination of the geologic evidence[J]. International Journal of Offshore and Polar Engineering, 1998, 8(1): 22-29. [本文引用:1]
[20] COLLETT T S, DALLIMORE S R. Detailed analysis of gas hydrate induced drilling and production hazards[C]//Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates, 19-23 April 2002, Yokohama, Japan. [本文引用:1]
[21] DALLIMORE S R, COLLETT T S, TAYLOR A E, et al. Scientific results from the Mallik 2002 Gas Hydrate Production Research Well Program, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada preface[J]. Bulletin of the Geological Survey of Canada, 2005, 585: 957. [本文引用:1]
[22] 张伟, 梁金强, 陆敬安, . 中国南海北部神狐海域高饱和度天然气水合物成藏特征及机制[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(5): 670-680.
ZHANG Wei, LIANG Jinqiang, LU Jing'an, et al. Accumulation features and mechanisms of high saturation natural gas hydrate in Shenhu area, northern South China Sea[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(5): 670-680. [本文引用:3]
[23] LIANG Q, ZHANG W, LU J A, et al. Geological occurrence and accumulation mechanism of natural gas hydrates in the eastern Qiongdongnan Basin of the South China Sea: Insights from Site GMGS5-W9-2018[J]. Marine Geology, 2019, 418: 106042. [本文引用:1]
[24] 黄霞, 祝有海, 卢振权, . 南海北部天然气水合物钻探区烃类气体成因类型研究[J]. 现代地质, 2010, 24(3): 576-580.
HUANG Xia, ZHU Youhai, LU Zhenquan, et al. Study on genetic types of hydrocarbon gases from the gas hydrate drilling area, the northern South China Sea[J]. Geoscience, 2010, 24(3): 576-580. [本文引用:2]
[25] ZHANG W, LIANG J, WEI J, et al. Origin of natural gases and associated gas hydrates in the Shenhu area, Northern South China Sea: Results from the China gas hydrate drilling expeditions[J]. Journal of Asian Earth Sciences, 2019, 183: 103953. [本文引用:3]
[26] YE Jianliang, QIN Xuwen, QIU Haijun, et al. Data Report: Molecular and isotopic composition of the extracted gas from China's first offshore national gas hydrate production test in South China Sea[J]. Energies, 2018, 11(10): 2793. [本文引用:1]
[27] 施和生, 秦成岗, 张忠涛, . 珠江口盆地白云凹陷北坡—番禺低隆起油气复合输导体系探讨[J]. 中国海上油气, 2009, 21(6): 361-366.
SHI Hesheng, QIN Chenggang, ZHANG Zhongtao, et al. A discussion on the complex hydrocarbon transport system in the north slope of Baiyun Sag-Panyu low uplift, Pearl River Mouth Basin[J]. China Offshore Oil and Gas, 2009, 21(6): 361-366. [本文引用:1]
[28] 杨胜雄, 梁金强, 陆敬安, . 南海北部神狐海域天然气水合物成藏特征及主控因素新认识[J]. 地学前缘, 2017, 24(4): 1-14.
YANG Shengxiong, LIANG Jinqiang, LU Jing'an, et al. New understand ings on the characteristics and controlling factors of gas hydrate reservoirs in the Shenhu area on the northern slope of the South China Sea[J]. Earth Science Frontiers, 2017, 24(4): 1-14. [本文引用:1]
[29] 苏丕波, 雷怀彦, 梁金强, . 神狐海域气源特征及其对天然气水合物成藏的指示意义[J]. 天然气工业, 2010, 30(10): 103-108.
SU Pibo, LEI Huaiyan, LIANG Jinqiang, et al. Characteristics of gas source in the waters of Shenhu and their significance to gas hydrate accumulation[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30(10): 103-108. [本文引用:1]
[30] ROWAN M G, JACKSON M P A, TRUDGILL B D. Salt-related fault families and fault welds in the northern Gulf of Mexico[J]. AAPG Bulletin, 1999, 83(9): 1454-1484. [本文引用:1]
[31] BOROWSKI W S. A review of methane and gas hydrates in the dynamic, stratified system of the Blake Ridge region, offshore southeastern North America[J]. Chemical Geology, 2004, 205(3/4): 311-346. [本文引用:1]
[32] MATSUMOTO R, HIROMATSU M, BUNKYO-KU H, et al. Fluid flow and evolution of gas hydrate mounds of Joetsu Basin, eastern margin of Japan Sea: Constraints from high-resolution geophysical survey by AUV[C]//Proceedings of the 7th International Conference on Gas Hydrates(ICGH 2011), 17-21 July 2011, Edinburgh, Scotland , UK. [本文引用:1]
[33] YOO G D, KANG N K, YI B Y, et al. Occurrence and seismic characteristics of gas hydrate in the Ulleung Basin, East Sea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2013, 47: 236-247. [本文引用:1]
[34] 张伟, 梁金强, 何家雄, . 南海北部神狐海域GMGS1和GMGS3钻探区天然气水合物运聚成藏的差异性[J]. 天然气工业, 2018, 38(3): 138-149.
ZHANG Wei, LIANG Jinqiang, HE Jiaxiong, et al. Differences in natural gas hydrate migration and accumulation between GMGS1 and GMGS3 drilling areas in the Shenhu area, northern South China Sea[J]. Natural Gas Industry, 2018, 38(3): 138-149. [本文引用:4]
[35] SHIPLEY H T, HOUSTON M H, BUFFLER R T, et al. Seismic evidence for widespread possible gas hydrate horizons on continental slopes and rises[J]. AAPG Bulletin, 1979, 63(12): 2204-2213. [本文引用:1]
[36] ZHANG W, LIANG J, WAN Z, et al. Dynamic accumulation of gas hydrates associated with the channel-levee system in the Shenhu area, northern South China Sea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2020, 117: 104354. [本文引用:6]
[37] 陈芳, 苏新, 陆红锋, . 南海神狐海域有孔虫与高饱和度水合物的储存关系[J]. 地球科学——中国地质大学学报, 2013, 38(5): 907-915.
CHEN Fang, SU Xin, LU Hongfeng, et al. Relations between biogenic component (foraminifera) and highly saturated gas hydrates distribution from Shenhu area, northern South China Sea[J]. Earth Science--Journal of China University of Geosciences, 2013, 38(5): 907-915. [本文引用:2]
[38] LI J, LU J, KANG D, et al. Lithological characteristics and hydrocarbon gas sources of gas hydrate-bearing sediments in the Shenhu area, South China Sea: Implications from the W01B and W02B sites[J]. Marine Geology, 2019, 408: 36-47. [本文引用:1]
[39] LIANG J, ZHANG Z, SU P, et al. Evaluation of gas hydrate-bearing sediments below the conventional bottom-simulating reflection on the northern slope of the South China Sea[J]. Interpretation, 2017, 5(3): 61-74. [本文引用:2]
[40] 何家雄, 颜文, 祝有海, . 南海北部边缘盆地生物气/亚生物气资源与天然气水合物成矿成藏[J]. 天然气工业, 2013, 33(6): 121-134.
HE Jiaxiong, YAN Wen, ZHU Youhai, et al. Bio-genetic and sub-biogenetic gas resource potential and genetic types of natural gas hydrates in the northern marginal basins of South China Sea[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(6): 121-134. [本文引用:1]
[41] 施和生, 秦成岗, 高鹏, . 珠江口盆地番禺低隆起—白云凹陷北坡天然气晚期成藏特征[J]. 中国海上油气, 2008, 20(2): 73-76.
SHI Hesheng, QIN Chenggang, GAO Peng. et al. Late gas accumulation characteristics in Panyu low-uplift and the north slope of Baiyun Sag, Pearl River Mouth Basin[J]. China Offshore Oil and Gas, 2008, 20(2): 73-76. [本文引用:1]
[42] WEI J, FANG Y, LU H, et al. Distribution and characteristics of natural gas hydrates in the Shenhu Sea area, South China Sea[J]. Marine and Petroleum Geology, 2018, 98: 622-628. [本文引用:1]
[43] YANG S X, ZHANG M, LIANG J Q, et al. Preliminary results of China's third gas hydrate drilling expedition: A critical step from discovery to development in the South China Sea[J]. Fire in the Ice, 2015, 15(12): 1-5. [本文引用:]