琼东南盆地深水区超压演化与油气运移模拟
翟普强1, 2，陈红汉1，谢玉洪3，王振峰3，童传新3
(1. 中国地质大学(武汉) 构造与油气资源教育部重点实验室，湖北 武汉，430074；
2. 中海石油(中国)有限公司 深圳分公司，广东 广州，510240；
3. 中海石油(中国)有限公司 湛江分公司，广东 湛江，524057)
摘要：基于2D盆地模拟技术研究深水区超压演化和油气运移。研究结果表明：中央裂陷带在渐新世崖城期就已形成超压，裂陷期内可分为东、西两大压力系统，约10.5 Ma以来逐渐演化为西部一个超压系统，并自西向东呈传递趋势，现今超压顶面和油气运移顶面都具有西浅东深特征。东部和西部地区大致分别经历了3个和3.5个压力旋回。这种超压的旋回性演化主要受构造、断裂活动和沉积环境演变控制，生烃作用影响不大。晚中新世以来是晚期天然气运移和聚集的关键时期，中央坳陷带北坡是深水区油气运移的优势方向。西部地区压力过渡带和常压带内的圈闭以及东部地区断裂附近低幅超压带内的圈闭最有利于油气聚集。
关键词：超压演化; 油气运移; 盆地模拟; 深水区; 琼东南盆地
中图分类号：P618.13；TE122 文献标志码：A 文章编号：1672-7207(2013)10-4187-15
Modelling of evolution of overpressure system and hydrocarbon migration in deepwater area of Qiongdongnan basin, South China Sea
ZHAI Puqiang1, 2, CHEN Honghan1, XIE Yuhong3, WANG Zhenfeng3, TONG Chuanxin3
(1. Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources, Ministry of Education,
China University of Geosciences, Wuhan 430074, China;
2. Shenzhen Branch, China National Offshore Oil Corporation Limited, Guangzhou 510240, China;
3. Zhanjiang Branch, China National Offshore Oil Corporation Limited, Zhanjiang 524057, China)
Abstract: The evolution of overpressure system and its coupling relationship with hydrocarbon accumulation in the deepwater area of Qiongdongnan basin were studied based on 2D basin modeling. The results show that overpressure system in the central depression has already developed during the Yacheng period and consisted of an eastern subsystem and a western subsystem during the initial rifting period. They gradually evolve into a big overpressure system in the west till 10.5 Ma and exhibit a trend transferring eastward. The current top overpressured surface (TOS) totally deepens eastward, similarly with the top migration surface (TMS). The eastern basin experiences three pressure cycles while the western basin experiences three and a half. It is recognized that tectonics, fault activity and sedimentation play important roles in the cyclicity of pressure evolution, while hydrocarbon generation cannot be a dominant factor. The critical period for petroleum migration and accumulation is from the late Miocene, and the predominant direction should be the northern slope of the central depression. The most favorable targets for future exploration should be the traps in the transitional pressure zone and normal pressure zone in the western basin and the traps near faults in the low scope or transitional pressure zone in the eastern basin.
Key words: overpressure evolution; hydrocarbon migration; basin modeling; deepwater; Qiongdongnan basin
世界被动大陆边缘深水区(水深＞300 m)是近些年海洋油气勘探的热点[1-2]。目前我国南海陆坡深水勘探已有所突破，珠江口盆地近几年接连发现荔湾3-1、流花34-2和流花29-1等重要天然气田，说明陆坡深水区具备形成大型油气聚集的基本地质条件。位于陆坡西部的琼东南盆地已被证实为富油气盆地[2]，但目前勘探程度仍很低，深水区钻井稀少。前人研究已经证实，超压盆地内的油气聚集与常压带/超压顶界面(压力系数为1.00~1.27)的分布有密切联系，低幅超压带/压力过渡带(亦称泄压带)及其附近的常压带是最有利的油气富集区[3-5]。当然，在一定地质条件下超压带(压力系数≥1.27)内也有油气聚集[4-7]，如莺歌海盆地东方13-1构造在中新统黄流组一段钻遇90 m浅灰色含气细砂岩，储层压力系数达1.9。琼东南盆地深水区也发育超压[1, 8]，然而迄今针对超压储层的勘探均告失利，除去钻井工程和储层预测方面的因素，一个重要问题在于对超压形成和演化过程，以及这种高温超压环境下的油气运聚规律认识尚不很清楚。前人应用速度分析和模拟等方法讨论过这类问题[9-12]，但主要是针对北部浅水区或局部层段，尚未对深水区超压演化和油气运移进行整体模拟。本文作者基于盆地模拟技术，宏观地分析了流体压力场时空演化和油气运移特征，并讨论了主要影响因素。
1 区域地质概况
琼东南盆地是在前第三系基底之上形成的新生代NE向裂谷型盆地；西部以1号断裂与莺歌海盆地相接，北部为海南隆起区，东部以神狐隆起与珠江口盆地相隔。盆地主体位于深水区，最大水深达3 km以上，中央坳陷带的新生界最大沉积厚度达8~12 km。本文研究范围主要是陆坡—中央坳陷带及其以南的深水区(图1)[13]，平均地温梯度为40~50 ℃/km。
该盆地发育在由西北向东南逐渐减薄的过渡型地壳之上，充填的新生界具有典型的下断上坳双层结构(以T60不整合为界)，分别对应裂陷期和裂后热沉降期(图2)[14-15]。盆地整体表现出“东西分段、南北分带”的特征[16]，沿盆地走向可分为西段(主要发育近EW向和近NW向断裂，一般止于T60或其之下)、中段(主要发育近EW向断裂，表现为构造调节带)和东段(主要发育近NE—NEE向断裂，一般可延伸到T60之上)，垂直于盆地走向可分为北部坳陷带、中部隆起带、中央坳陷带、中央低凸起带和南部隆起带。
盆地构造演化主要受古太平洋板块俯冲后撤、南海海底扩张和红河走滑断裂等多种因素影响，具有“东早西晚”特征[16-19]。由于研究范围和掌握资料不同，前人关于构造演化阶段及发生时间的厘定存在一些分歧[14, 16, 20-22]，但基本都分为2个阶段(以T60为界)，可进一步细分为6个构造幕：(1) Tg~T100为初始裂谷期；(2) T100~T80为早期裂陷期；(3) T80~T70为强烈断陷期；T70~T60为弱裂陷期；(4) T60~T40为裂后热沉降期；(5) T40~T30为构造活化期，陆架-陆坡体系开始发育；(6) T30以来为区域加速沉降期，主要受新构造运动控制(图2)。盆地复杂的结构和演化特征控制了烃源岩的发育、分布和热演化。下构造层发育有三套烃源岩：(1) 始新统中深湖相烃源岩(Ⅰ和Ⅱ1型干酪根为主)，主要发育在强裂陷期各裂陷中心部位；(2) 下渐新统崖城组海岸平原相含煤岩系以及半封闭浅海相泥岩(Ⅱ2和Ⅲ型干酪根为主)；(3) 上渐新统陵水组海侵体系域和高位体系域的浅海相泥岩(Ⅲ型干酪根为主)。其中，始新统和崖城组是研究区的主力烃源岩，H与C的原子数比高，具有很好的生油潜力[23-24]，其他海相烃源岩以生气为主。下构造层的储层主要为渐新统的滨浅海相和(扇)三角洲相砂岩，主要分布在崖城组和陵三段；盖层主要为陵二段浅海相泥岩(同时也是有效烃源岩)。上构造层的烃源岩主要为中新统海相泥岩(Ⅲ型干酪根为主)；储集层主要为低位体系域砂体，盖层主要为高位体系域泥岩。
图1 琼东南盆地构造单元划分和模拟测线分布简图(基底断裂据雷超等[13])
Fig. 1 Map showing structural division, basement faults and modeling lines distribution in Qiongdongnan basin
图2 琼东南盆地沉积地层与构造-热事件演化简表 (构造-热幕次据谢文彦等[14]和Yuan等[15]修改)
Fig. 2 Schematic column presenting stratigraphy,tectonic and thermal events in Qiongdongnan basin
2 模拟模型和参数
本研究选用Schlumberger开发的PetroMod软件[25]，主要应用其2D/3D模块来模拟孔隙流体压力的演化和流体运移，它应用的是有限元法，考虑了机械压实、流体膨胀(包括了烃类生成/裂解作用、黏土矿物脱水和水热作用)和化学压实等增压效应。如图1所示，垂直盆地走向选取了15条NW—NE向组合剖面，基本覆盖了深水区主要凹陷和重要构造部位。建立地质模型的过程中，输入参数的合理性经过反复考证，关键参数参考实测资料统计值和前人成果来指定，岩性、烃源属性、热流和古水深等采用插值法指定。
2.1 建立剖面地质模型
基于地震剖面解释，选取图2所示T100至海底共12个界面的深度数据搭建地层格架。建立地质模型的关键在于地震相划分，它是岩性和烃源属性参数指定的依据。根据地震反射特征，结合单井相分析、区域物源分析、沉积环境演变分析、断裂活动性分析和前人沉积相研究资料，识别出了湖相、滨海、浅海、(半)深海、(扇)三角洲、近岸水下扇和低位扇等地震相类型。
2.2 埋藏史模型相关参数
埋藏史恢复应用回剥法并考虑了压实校正和水深校正[25]。岩性和岩相参数主要参考岩性统计、单井相、区域沉积相和地震相解释结果来指定。纯岩性的热导率和热容等物理参数以及部分井的物性参数根据统计值指定。
剥蚀厚度恢复考虑了T70，T60和T40等剥蚀面，其中T40仅在隆起区视为剥蚀，在斜坡区视作沉积间断。剥蚀量计算在有井区采用镜质组反射率法[1]，在无井区采用地层对比法。对于隆起区及其边缘斜坡带，T70剥蚀厚度一般为100~250 m，T60剥蚀厚度一般为200~500 m(YC21-1构造处可达800 m)，T40剥蚀厚度一般为100~300 m。古水深趋势主要结合构造和层序发育情况、现今水深以及古生物资料综合估算[1, 26]，一般取海岸平原0 m，滨海1~20 m，浅海21~200 m，中深海201~1 000 m，深海1 001~2 500 m。海平面变化在30 Ma以来的参考郝诒纯等[26]的研究成果，30 Ma以前的参考Haq[27]的成果。
2.3 热史模型相关参数
热史恢复采用2D/3D热流模型，考虑了热传导、热对流、瞬时热效应以及辐射生热，主要有顶底2个边界参数，即沉积-水界面温度(SWIT，也称作海底温度)和基底热流(HF)[25]。研究中不考虑季节变化对SWIT的影响，一般水深＜100 m时取20 ℃，水深800 m时取4~6 ℃，水深＞1 000 m时取2~4 ℃[28]。前人研究证实盆地现今大地热流值也具有南北分带特征[15, 29-30](图3)，且大多在44.5~94.7 mW/m2之间，平均(72.9±14.2) mW/m2；北部陆架浅水区平均值为60~63 mW/m2，与中国大陆平均值(61±15.5) mW/m2[31]相近；南部深水区平均值为73~84 mW/m2。
伸展断陷盆地的基底热流演化与盆地发育史密切相关，每一期张裂基本可对应一个热流演化旋回，拉张期热流随时间线性递增，拉张停止时热流随时间指数衰减[32-33]。与拉张期次相对应，琼东南盆地深水区至少存在三期热流升高的加热过程(图2)，现今高背景热流实质为不长地质时期内多期拉张加热事件叠加的结果。基底热流演化研究已有较成熟的方法和可信的结论[29, 34-35]，这里参考He等[29]和袁玉松[35]的研究将热流演化简化为3个旋回，在不同构造部位定义了不同的演化趋势HF1~HF5(图3)，并在对应模拟剖面上应用插值法指定。
图3 现今热流值分布和古热流演化趋势(据Yuan等[15]和He等[31]修改)
Fig. 3 Current distribution of heat flow and palaeo-heat flow evolving curves
2.4 烃源岩成熟生烃史模型相关参数
烃源岩成熟-生烃史模拟需确定的参数包括有机质类型、总有机碳(TOC)和氢指数(HI)等。据张功成等[36]的研究，琼东南盆地和珠江口盆地始新统沉积环境均为中深湖相，渐新世海陆转换琼东南比珠江口来得早，因此始新统取值主要参考庞雄等[37]在珠江口盆地的研究，渐新统则主要参考朱伟林等[1]的研究。莺黄组及更浅部地层沉积晚且有机质丰度和热演化程度都不高，模拟中未考虑其生烃作用。尽管始新统湖相烃源岩并未实际钻遇，但普遍认为是存在的并具良好烃源潜力，模拟中给定较高有机质丰度(表1)。需注意的是：统计值总体偏低，考虑其实际是经过漫长热演化后的现今残余值，而目前有机质丰度恢复尚存争 议[38-39]，模拟中取值一般比统计值稍大(为5%~20%)，且Ⅱ型干酪根的补偿值要比Ⅲ型干酪根的大，往往埋藏越深热演化程度越高，实际补偿值也越大。
成熟史模拟采用目前应用较广的EASY%Ro镜质体成熟度模型。该模型基于Burnham和Sweeney提出的“VITRIMAT”模型经改进和简化而来[40-41]，充分考虑到加热速率的影响并经过残留镜质体H与C原子数比以及O与C原子数比校正，适用范围广(镜质体反射率Ro在0.25%~4.50%之间)，特别是海相源岩在高压环境下的高温热解反应。生烃动力学模型选用Burnham[42]提出的“T2和T3”模型，分别对应于Ⅱ型和Ⅲ型干酪根。排烃模型采用含烃饱和度法，取含烃量达到孔隙度20%时开始排烃。
2.5 油气运移模型相关参数
运移模拟选用PetroMod独有的达西/流线混合模拟技术(Hybrid)[25]，取开放盆地边界，输导层渗透率阀值取200 mD。断层选用边界元法，断层的开启与封闭根据断层活动性分析来判断，前人[43-46]从构造和沉积的角度分析了1号、2号和5号等控盆断裂的活动性，这里对于控盆控砂的基底断裂或油源断裂，认为其活动期内垂向输导性很高，非活动期但垂向断距不大的则横向输导性很好。
在琼东南盆地，裂陷期为断裂发育和活动的主要时期，裂后热沉降期断裂活动总体趋于稳定，控盆大断裂表现为局部性分段式活动，如2号断裂中新世以来仅在松南段有较强活动性。中中新世，东部地区断裂的活动性明显强于西部，控盆断裂大多延伸到了T60之上，推测可能受到邻区东沙运动的影响。晚中新世以来大多断裂基本停止活动，但晚期海域的新构造运动又使得东部的断裂发生局部活化，一些断裂甚至延伸到了T20或T30之上。
表1 最终拟定的烃源岩属性参考取值(范围)
Table 1 Finally choosen value ranges to source rock properties
3 模拟结果与讨论
3.1 模拟结果与检验
根据测线过井情况，主要用中央坳陷带附近的YC21-1-4井、LS4-2-1井、BD19-2-2井(图4)和深水区仅有几口钻井的测试资料来检验模拟结果，局部井段因油基泥浆污染造成的Ro数据异常已剔除。
对于YC21-1构造，钻探揭示4井下部强超压(压力系数≥1.75)顶面埋深约4 957 m(陵三段)，而沿凸起更高部位的2井、1井和3井下部强超压顶面埋深约分别在4 606，4 639和4 575 m，均位于三亚组二段底部或T60不整合附近，说明超压顶面(TOS)向崖南凹陷中心方向逐渐加深，模拟结果与此一致。4井计算的TOS埋深约4 800 m，并且5 089~5 220 m井段(崖城组)计算压力为108~111 MPa，与实测值110~115 MPa(压力系数约2.2)很接近(图4(a))。该构造在崖城组砂岩储层钻遇高压水溶气，在三亚组灰岩段和砂岩段都钻遇含气层，在黄流组亦见少量含气显示，说明该构造部位输导条件良好，天然气已经运移到了浅部储层，模拟结果与此认识基本一致，并且显示该构造上方有少量天然气垂向运移到了莺歌海组底部。这种局部地向浅层突破式的运移与其下部发育的强超压系统明显相关。
LS4-2-1井钻探揭示TOS埋深约3 760 m，而模拟结果约3 550 m；陵三段顶部4 468~4 531 m砂岩段测试压力为85.0~85.6 MPa(压力系数约1.94)，而模拟压力约83 MPa，误差不大(图4(c))。该井莺黄组和梅山组均以大套泥岩为主，仅在梅山组见气测异常，说明该构造盖层封闭性良好。三亚组和陵二段主要为厚层砂泥叠置，均见良好气显示，且陵三段扇三角洲砂岩中见多层高压水溶气，模拟结果与实际显示情况吻合很好，天然气少量运移到了梅山组底部，但仍很接近TOS，表明下部强超压未能有效突破盖层封闭。
图4 模拟结果检验
Fig. 4 Calibration of modelling results
BD19-2-2井在3 136 m(三亚组二段)和5 248 m(陵三段)储层测试压力分别为32.5 MPa和70.0 MPa，而模拟压力分别为37.0 MPa和74.0 MPa，可见误差不大(图4(e))。该井在黄流组见有气测异常，在梅山组钻遇差气层，在陵三段钻遇高含CO2气层，模拟结果显示该构造天然气大量运移到陵水组和三亚组，在2号断裂浅部末端附近少量运移到梅山组(图5(f))，与实际油气显示情况非常接近。
此外，L1测线的模拟结果显示乐东凹陷范围内TOS主要位于莺黄组2 900~4 800 m之间且向南北斜坡方向渐深，天然气局部运移到黄流组底部(图5)；在距其超压中心东部约14 km的YC35-1构造，测井揭示TOS埋深约4 389 m(黄流组一段)，且在梅山组和三亚组储层均见到高压水溶气显示，这与模拟显示的趋势一致。对于深水区，LS22-1构造钻探揭示3 330~ 3 400 m(黄流组)压力系数约1.2，地震速度预测4 000 m处压力系数为1.7~1.8，测井预测TOS深度为3 550~ 3 600 m(梅山组)，而邻近的LS33-1构造钻探揭示梅山组发育低幅超压且压力系数在三亚组顶部达到最大(约1.5)，这说明陵南低凸起东缘现今处于过渡压力带内。YL2-1构造钻探揭示其全井段的压力系数不超过1.2，说明松南低凸起东部现今位于常压带内。可见：总体模拟结果与实测资料吻合较好，反映所选模型和参数基本适用于本区，可据其进一步分析压力场演化和油气运移特征。
3.2 早期两大超压系统演化为现今一个超压系统
根据全区模拟结果，中央坳陷带在崖城组晚期就已形成乐东、陵水、宝岛和长昌4个强超压中心，超压范围与裂陷范围基本一致(图6和图7)。崖城组末期至陵三段末期各超压中心都明显发生了泄压，纵向上最强超压层段位于崖城组下部。陵二段至陵一段末期，中央坳陷带整体增压显著，除中部隆起剥蚀区(松南低凸起)外几乎全在超压范围之内，过渡压力带向外围大幅扩张到各主要凸起/低凸起边缘，此时乐东-陵水凹陷超压范围已然连成一片，纵向上最强超压层段主要位于崖城组上部和陵三段。接着，陵一段末期至三亚二段末期又明显发生了泄压，三亚一段时期虽然又有增压，但总体格局改变不大。梅山组末期整体再次经历大幅泄压，黄流组时期除乐东和华光凹陷有增压外，整体再次经历小幅泄压；此时，除乐东和长昌凹陷中心局部发育超压之外，中央坳陷带整体为低幅超压，纵向上局限在三亚一段之下。
图5 测线L1和L8对应地质模型及现今(0 Ma)过剩压力与油气运移分析剖面
Fig. 5 Established geological model of line 1 and line 8, and analysis profile of excess pressure and petroleum migration at 0 Ma
黄流组末期至现今，盆地西部明显经历了大幅增压，而东部压力变化不大，甚至仍呈泄压趋势(图6和图7)。现今中央坳陷带超压顶界面(TOS)表现出西浅东深特征(图5)，西部的浅层超压中心主要在莺黄组内，东部的低幅超压主要在松南凹陷莺歌海组以下、宝岛凹陷三亚组以下以及长昌凹陷的下构造层。
整体上，裂陷期形成的超压中心都各具一定的独立性，但大致可分为东、西两大压力系统，中部被隆起剥蚀区分隔，超压局限在凹陷范围以内，明显受断层活动和岩性分隔等影响。裂陷期后超压范围大幅扩张，经历几轮增压-泄压旋回后约10.5 Ma以来逐渐演化为西部一个超压系统，形成以乐东凹陷为最强超压中心并呈向东传递趋势。松南低凸起、北礁凸起、陵南低凸起东部、崖北地区南部以及松涛凸起南坡始终位于超压带周缘，是主要的过渡压力区。
3.3 构造-热演化控制了超压的形成和旋回性演变
前述中央坳陷带经历的增压-泄压旋回可由各主凹崖城组底部超压中心的压力演化曲线直观地体现出来。图8所示为各主要凹陷崖城组底部超压中心的压力演化曲线。由图8可见：东部和西部早期演化趋势相似，10.5/5.5 Ma以来出现明显分异；乐东—陵水凹陷大致经历了3个半旋回：35.0~25.5~17.5~10.5/5.5~0 Ma，极大值分别在31.0，22.0，15.5和0 Ma；宝岛—长昌凹陷大致经历了3个旋回：35.0~25.5~17.5~0 Ma，极大值分别在31.0，22.0和15.5 Ma；松南凹陷表现出过渡型特征，10.5 Ma前与宝岛—长昌凹陷相似，10.5 Ma后与乐东—陵水凹陷相似。
分析认为，超压的旋回性演变与盆地的构造演化史、沉积环境演变以及断裂活动等密切相关。晚白垩世—中始新世(Tg—T80)，盆地经历初始裂谷和早期裂陷形成了地堑、半地堑及其复合结构，中央坳陷带格局初步形成，发育的NE向断裂中2号断裂非常活跃，构造坡折带控制了始新统湖相烃源岩发育，为超压的孕育奠定了基础。晚始新世—早渐新世(T80—T70)盆地经历强烈断陷和大规模海进海退，控盆断裂活动性强(尤其是2号断裂松南段)加上沉积环境交替变化，裂陷中心局部沉降速率可达1 km/Ma(图9)，此时始新统烃源岩尚未大量排烃，因而崖城组较高沉积速率导致的欠压实是早期超压的主要成因。早渐新世末(T70)区域应力场由NW—SE向转变为近SN向[13]，隆起区抬升遭受剥蚀，导致早期泄压。
图6 崖城组底部(T80)压力系数演化平面图
Fig. 6 Ichnographies of pressure coefficient on T80 showing overpressured system evolution
图7 崖城组底部(T80)过剩压力梯度演化平面图
Fig. 7 Ichnographies of excess pressure gradient on T80 showing overpressured system evolution
晚渐新世(T70—T60)为盆地弱裂陷期，主要发育EW向和NWW向断裂，但这些断裂末期大多并不活跃，控盆断裂只在局部继承性活动，如2号断裂只在其西段、中段和东段的中部活跃，同时陵水组在裂陷中心仍具有较高的沉积速率，这些因素共同导致了第二轮增压。晚渐新世末期(T60)盆地区域抬升遭受剥蚀，导致再次泄压。
早中新世—中新世(T60—T40)为盆地热沉降期，多数断层不活动，如2号断裂三亚期仅在松南段有较弱活动；由于物源不足，梅山期的沉积速率很低(图9)，三亚组厚度差异也很大，这些因素导致东、西部压力演变开始不同步，增压或泄压幅度也不同。晚中新世(T40—T30)以来构造活化导致南部隆起区快速下沉，盆内沉积由浅水向深水转变，陆架-陆坡体系开始形成。上新世(T30—)新构造运动造成盆地西部区域性海进，与莺歌海相接处物源充足而加速沉降，陆架-陆坡体系迅速向南推进，快速沉降的上中新统—全新统巨厚半深海细粒沉积物普遍发育欠压实并对下部地层形成有效封闭，同时快速深埋也使得下构造层成熟—过熟烃源岩大量生气或裂解，这些因素导致西部发育强超压。该时期东部明显处于饥饿—半饥饿沉积状态(图9(b))，部分断裂活化并向上延至中新统或更浅部位(图5(d))，在长昌东部地区甚至可见渐新统和中新统之间发育大量穿层的晚期断裂系，这些因素造成了东部晚期持续泄压。
图8 各主要凹陷崖城组底部超压中心的压力演化曲线(L1~L15分别为图1中相应测线所过凹陷的超压中心)
Fig. 8 Formation pressure coefficients vs. geological age evolving curves of overpressured centers at bottom of Yacheng Formation in each primary depression
图9 西部L1测线和东部L8测线的沉积速率曲线(数据点P1~P6位置在图5相应剖面上已标出)
Fig. 9 Sedimentation rate curves of line 1 in west and line 8 in east
然而，生烃作用的增压贡献到底有多大呢？模拟结果表明(图10)：对于相同构造部位，生烃增压贡献向深部逐渐增大，尤其是10.5 Ma以来，但最大值只有15%左右，说明生烃增压只在深部有较大影响；而对于相同层位，西部的生烃增压贡献总体上只是略比东部的大。可见：各时期的浅层超压宏观上主要受构造活动和沉积作用控制，基本都是在细粒沉积物高速沉降和局部构造相对不活跃的背景下形成，欠压实是主要成因，当然也不排除局部因压力传递(包括垂向断裂沟通和侧向地层沟通)造成，而生烃增压只在深层具有一定贡献。
图10 有生烃作用和无生烃作用下的压力演化曲线(N1m, E3l1, E2l各地层的数据点位置见图5中S1, S2, S3所示)
Fig. 10 Pressure evolution curves with and without hydrocarbon generation
3.4 晚中新世以来陆坡形成和构造活化对油气运移有重要影响
根据模拟结果，崖城组晚期各深凹中心处始新统烃源岩逐渐成熟并开始排烃，崖城末期隆升剥蚀又造成排烃终止和大幅泄压，虽然该时期断裂系统很发育，但因生烃量太少不可能有大规模油气运移。陵水组时期，始新统烃源岩大量生油并逐渐高成熟，崖城组和陵三段的烃源岩也逐渐成熟并大量生气，各主凹中心逐渐转为生气为主，伴随第二轮增压凹陷范围内的油气运移初具规模，但由于断层活动性减弱，油气运移顶面(TMS)局限在陵二段以下。陵水末期的第二轮泄压并不彻底，油气运移规模只在斜坡带局部断裂活动强的部位有所增大，所以第二轮压力旋回只对深部早期油气藏的形成具有一定贡献。三亚组和梅山组时期，各深凹中心处陵水组烃源岩逐渐全面成熟，但成为天然气生成的主力却是在梅山期之后。黄流组时期以来，由于深部烃源岩逐渐过成熟且烃类裂解作用增强，各主凹内普遍大量生气，在西部快速增压和东部持续泄压背景下，全盆可见天然气向浅部大规模运移(图5)，因而晚中新世(10.5 Ma)以来是晚期天然气成藏的关键时期。崖城、松涛和宝岛地区大量的流体包裹体研究[47-50]已证实晚中新世、上新世和第四纪是该盆地油气运移的主要时期。
由图5(c)和图9(a)可见：晚中新世以来陆坡迅速向南推进致使乐东凹陷整体发育超压且强超压中心向北坡偏移，由于2号断裂乐东段上下盘地层岩性都较粗，所以，YC21-1断背斜构造的压力演化和油气运移必然受到崖南凹陷和乐东凹陷强超压的共同影响。由图8可见：在YC21-1构造圈闭形成过程中(中新世)崖南凹陷处于持续泄压状态而乐东凹陷的强超压却相对稳定，虽然崖南凹陷上新世(5.5 Ma)以来逐渐形成了强超压，但发育强度始终弱于乐东凹陷，这说明YC21-1构造晚中新世以来相对于崖南凹陷可能一直处于油气运移的高势区。该构造的陵三段和崖城组岩性都很粗，理想状态下应有利于崖南凹陷生成的油气向该构造侧向运移，但模拟结果却表明强超压的存在使得这种运移并不明显，相对而言来自乐东凹陷的贡献更大。在该构造最顶部的3井，崖城组所取天然气样品中CO2体积分数占24%，表明2号断裂深部的热流体已经向该构造大量充注，根据胡忠良等[48]的流体包裹体研究推测该充注大约发生在上新世。此外，模拟结果还显示该构造上方的压力过渡带内有垂向和顺层两个方向的流体运移，说明三亚组和梅山组的油气显示也有来自乐东凹陷的贡献，并且有证据[4, 51]表明该处还可能发生过短暂的水力破裂致使水溶气向上渗漏。所以，乐东凹陷晚中新世以来超压中心的迁移对崖南低凸起地区的油气运移有重要意义。
由图5(f)和图9(b)可见：宝岛地区晚中新世以来物源相对盆地西部明显不足，地层沉积较薄并在2号断裂带上方形成较陡陆坡，虽没能持续向南推移，但已使得凹陷北坡的压力状态和油气运移都明显强于南坡。模拟结果显示陆坡下方深部天然气沿2号断裂带大量运移到常压带的三亚组，并且低幅超压顶面和TMS都沿北坡变浅，这说明北坡的输导条件整体优于南坡断阶带。钻探证实BD19-2-2井梅二段至陵二段的砂地比(砂岩的厚度与地层总厚度的比值)均在30%~40%之间，陵三段的砂地比更是高达76%，并且2号断裂在此区出现多条分支，所以陆坡带的垂向和侧向输导条件都比南坡的好。该井在陵三段钻遇61.6 m气层(CO2体积分数高达81.5%~87.9%)，δ13C1偏重(-38.8‰~-39.3‰)说明所含烃类来自深层的高成熟煤成气，综合邻近井的δ13C1分析认为梅山组差气层也有少量来自深层高成熟气的贡献，这些证据表明宝岛凹陷深部的热流体已经运移到2号断裂带并在附近上下第三系圈闭中聚集成藏。相比之下，宝岛凹陷南坡断阶带的TMS还较深，浅部储层尚未有油气充注，邻近的松南低凸起边缘YL2-1-1井的钻探几无油气发现即验证了模拟结果。此外，模拟结果显示晚中新世以来宝岛凹陷中心一直处于低幅超压状态甚至呈泄压趋势(图8)，说明该区晚中新世以来的压力释放和流体运移应该是一个持续的过程，明显受到构造活化的影响，刘正华等[49]的流体包裹体研究提供了这方面的证据。
综合图8和油气运移模拟结果，认为晚中新世以来西部地区的陆坡快速迁移和东部地区的构造活化共同控制了压力场的差异性演化，导致中央坳陷带的流体运移方式和运移环境发生分异。由于中央坳陷带北坡更近物源，其主断裂-砂体泄压通道明显优于南坡断阶带，因而是深水区油气运移的优势方向，有效天然气聚集应在晚中新世以后。
3.5 有利勘探区带
对于盆地西部，晚中新世以来中央坳陷带总体处于能量场持续积累状态，油气成藏主要与高温超压环境下的流体运移有关。一般认为，地层压力达到静岩压力的70%~90%时容易引起周期性的水力破裂[52]和断裂/裂缝重新开启而泄压，但YC21-1，YC26-1，YC35-1，LS15-1和LS4-2等构造的强超压储层压力系数都达到2.0左右，且深部的天然气主要以水溶相形式赋存，说明这些部位的封闭环境非常好，岩性和成岩分隔作用相当强，流体很难有效突破盖层，因而也不利于浅部成藏。事实上，前述分析已经表明这些部位浅层的油气显示中来自深部的贡献很少，模拟结果显示乐东凹陷TMS主要在梅山组和黄流组底部，远未到达TOS。所以，西部的强超压环境不利于油气聚集，至少目前尚未在强超压储层内发现工业油气流，相对而言南北斜坡的压力过渡带和常压带更有利于油气聚集。模拟显示崖城凸起、陵南低凸起东段至松南低凸起一带长期处在超压带边缘，且现今油气运移已经到达过渡压力带和常压带，因而这些部位的构造圈闭和地层岩性圈闭是较有利的勘探目标。
对于盆地东部，晚中新世以来中央坳陷带总体处于能量场持续释放状态，油气成藏表现为低幅超压-常压环境下的流体运移。前述已经表明，东部的断裂发育程度比西部强，而新构造运动又使得局部断裂活化，甚至发育一些近似平行断裂系，在沟通深部流体源的同时也可破坏早期形成的油气藏。模拟显示沿断裂的油气运移非常明显(图5(f))，松南—宝岛地区TMS主要在三亚组，位于低幅超压顶面之上；宝岛东部—长昌地区TMS主要在陵一段和三亚组，与低幅超压顶面接近。所以，东部地区靠近低幅超压带或宽缓压力过渡带的部位相对于常压带而言更有利于油气聚集。松涛凸起东段、松南低凸起至北礁凸起东段一带的较深部位长期处于过渡压力带边缘，且模拟显示现今油气运移已经到达，因而，这些部位的构造圈闭、地层岩性圈闭及其复合圈闭是较有利的勘探区带。
4 结论
(1) 深水区中央坳陷带各主凹在崖城期就已形成超压，裂陷期内整体可分为东、西两大压力系统，约10.5 Ma以来逐渐演化为西部一个超压系统，并呈向东传递的趋势。西部大致经历了3.5个压力旋回：35.0~25.5~17.5~10.5/5.5~0 Ma，东部大致经历了3个压力旋回：35.0~25.5~17.5~0 Ma。
(2) 超压的旋回性演化主要受构造、断裂活动以及沉积环境演变控制。各时期浅部发育的超压主要为欠压实成因，不排除局部由压力传递造成，烃类裂解增压只在深部有一定的贡献。
(3) 晚中新世(10.5 Ma)以来是晚期天然气运移和聚集的关键时期。陆坡的快速迁移和构造的活化共同导致中央坳陷带的压力演化和流体运移环境发生分异。中央坳陷带北坡的泄压通道要优于南坡断阶带，是深水区油气运移的优势方向。
(4) 晚中新世以来中央坳陷带西部的油气成藏主要与高温超压环境下的流体运移有关，位于压力过渡带和常压带内的构造圈闭和地层岩性圈闭是最有利的勘探目标；而东部的油气成藏主要与低幅超压-常压环境下的流体运移有关，靠近断裂附近且位于低幅超压带或宽缓压力过渡带边缘部位的构造圈闭、地层岩性圈闭及其复合圈闭是最有利的勘探目标。
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(编辑 杨幼平)
收稿日期：2012-12-05；修回日期：2013-04-15
基金项目：“十二五”国家科技重大专项项目(2011ZX05023-004-010)
通信作者：翟普强(1983-)，男，湖北京山人，博士，从事沉积盆地含烃流体地质、油气成藏动力学与成藏过程研究；电话：027-67848512；E-mail：zhaipq@163.com
