莺歌海盆地中央凹陷带天然气成藏条件及有利区分析

冯冲^{1, 2}，邹华耀¹，黄志龙¹，童传新³，朱建成³，刘江涛⁴

(1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；

2. 中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依，834000；

3. 中国海洋石油总公司 湛江分公司，广东 湛江，524057；

4. 中国石油化工股份有限公司 石油工程技术研究院，北京，100101)

摘要：为分析莺歌海盆地中央凹陷带天然气成藏条件与聚集规律，利用钻井、测井资料、地震资料及地球化学资料，对莺歌海盆地的生、储、盖及温压和构造特征进行研究，分析不同地区天然气的成藏条件和成藏模式，并划分成藏有利区。研究结果表明：烃源岩大量排烃期晚是天然气成藏的基础，超压条件下的高孔隙度储层是天然气成藏的有利场所，巨厚超压的盖层有利于天然气保存。超压环境下天然气以垂向运移为主，莺歌海盆地中央凹陷带可分为底辟区混相快速排放成藏模式和非底辟区剩余压差条件下水溶气成藏模式。天然气成藏有利区都集中在盆地中心的DF区及LD区内，这2个地区成为天然气勘探重点。

关键词：有利区；成藏模式；成藏条件；天然气；莺歌海盆地

中图分类号：TE122          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2013)08-3390-08

Accumulation conditions and favorable areas of natural gas in central sag zone of Yinggehai basin

FENG Chong^{1, 2}, ZOU Huayao¹, HUANG Zhilong¹, TONG Chuanxin³, ZHU Jiancheng³, LIU Jiangtao⁴

(1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;

2. Xinjiang Oil Field Exploration and Development Institute, Karamay 834000, China;

3. China National Offshore Oil Corporation Zhanjiang Branch, Zhanjiang 524057, China;

4. Research Institute of Petroleum Engineering, China Petroleum and Chemical Corporation, Beijing 100101, China)

Abstract: In order to investigate accumulation conditions and rules of natural gas in central sag zone of Yinggehai basin, drilling, data, logging data, seismic data and geochemical data had been used to do research in hydrocarbon generation, reservoir, cap rock, temperature, pressure and structure characteristics, and analyze different areas’ accumulation conditions, accumulation patterns and favorable areas of natural gas. Result shows that: the period of a large amount of gas expulsion late is the basis of natural gas’ accumulation, the high porosity reservoir in overpressure environment is natural gas’ favorable accumulation place, thick cap rocks with overpressure is benefitial for natural gas saving. Natural gas has mainly vertical migration in the overpressure environment. In central sag zone of Yinggehai basin, there are two patterns for natural gas: miscible migration and quick expulsion pattern in diapiric area and the water-gas isolate pattern by pressure difference in non-diapiric area. Favorable areas can be found in Yinggehai basin. They are all located in DF and LD areas in the centre of the basin. These areas will be the focus of gas prospecting.

Key words: favorable areas; accumulation patterns; accumulation conditions; natural gas; Yinggehai basin

莺歌海盆地位于海南岛西侧，面积12×10⁴ km²，为南海北部大陆架西区发育的新生代转换-伸展型含油气盆地^[1]。渐新世至今，盆地可能经历了：渐新世—早中新世的左旋运动阶段^[2-4]；晚中新世过渡阶段；上新世—第四纪右旋运动阶段^[5-7]。主要由于持续的热沉降导致的欠压实作用，盆地发育强超压^[8-9]，钻井测得压力系数最大可达2.2。超压及晚期剪张应力的共同控制下，中央凹陷带发育底辟^[10]。目前莺歌海盆地钻有78口井，揭示的气藏或含气构造大致可以分为2种类型：底辟浅层气藏或含气构造(DF1-1，LD15-1和LD22-1气藏，DF29-1，LD8-1，LD28-1，LD20-1和LD21-1含气构造)和地层上倾尖灭形成的岩性含气构造(岭头1-1含气构造)。中新世、上新世和第4纪的砂岩储层探明天然气储量超过2 000×10⁸ m³。莺歌海盆地生储盖特征、温压特征和底辟活动共同控制着天然气的成藏。

1  区域地质概况

以一号断裂、红河断裂和莺西断裂为界，莺歌海盆地划分为中央凹陷带(北部为DF区，南部为LD区)、河内凹陷带，莺东斜坡带和莺西斜坡带共4个一级构造带^[11]，图1所示为莺歌海盆地地理位置及构造划分。

图1  莺歌海盆地地理位置及构造划分图

Fig. 1  Location and structural of study area within Yinggehai basin

盆地从始新世开始自下而上依次发育始新统、渐新统的崖城组和陵水组，中新统三亚组、梅山组和黄流组，上新统的莺歌海组以及第四系乐东组地层。其中始新统、渐新统的崖城组未钻遇，只能从地震剖面上识别，图2所示为莺歌海盆地地层柱状图。

图2  莺歌海盆地地层柱状图

Fig. 2  Generalized geological column for Yinggehai basin

2  天然气成藏的有利条件分析

莺歌海盆地独特的沉积沉降特征、高温超压成藏背景和底辟活动为天然气的成藏提供了良好的生、储、盖条件。

2.1  烃源岩晚期大量排烃是天然气成藏的基础

莺歌海盆地中央凹陷带内，中新统梅山组二段、三亚组一段和黄流组二段三角洲~半封闭浅海沉积的泥岩为本区重要的烃源岩，地震资料计算累积厚度约为4 000~6 000 m。中央凹陷带中新统64个样品的TOC平均值为1.12%，氯仿沥青“A”和总烃的平均含量分别是0.036 2%和319×10^-6，达到较好烃源岩级别。烃源岩的有机质类型以Ⅱ₂、Ⅲ型干酪根为主，其中灰色无定形组分占的比例较大(30%~60%)，镜质组和惰质组含量较高(30%~50%)。烃源岩成熟度R_o普遍大于1.2%，部分在0.7%~1.2%之间，达到了成熟－高成熟演化阶段。模拟计算三亚组、梅山组、黄流组的最大成熟烃源岩面积分别为16 250，34 480和34 370 km²。可见莺歌海盆地中央凹陷带内中新统烃源岩为以Ⅱ₂、Ⅲ型干酪根为主、丰度大、厚层、生烃面积广，并处在高成熟演化阶段的烃源岩，图3所示为莺歌海盆地中央凹陷带生储盖、底辟与气藏位置叠合图(底辟区位置据南海西部研究院，2007年)。

莺歌海盆地烃源岩是在超压地质环境的背景中逐渐成熟的。郝芳等^[12-13]研究证明，超压对生烃具有明显的抑制作用，超压的存在延迟了烃源岩大量排烃的到来，并延长了排烃期。排烃模拟结果显示，三亚组烃源岩在梅山期开始进入大量排烃期，梅山组烃源岩在莺歌海期开始进入大量排烃期，并都延续至今，另外黄流组也有部分烃源岩开始排烃，图4所示为中新统烃源岩不同时期排气量。可见，莺歌海盆地烃源岩大量排烃期晚。考虑到天然气易于散失的特点，大量排烃期晚缩短了气藏的扩散时间，有利于天然气藏的保存。总之，烃源岩大量排烃期晚，是莺歌海盆地天然气成藏的基础。

图3  莺歌海盆地中央凹陷带生储盖、底辟与气藏位置叠合图(底辟区位置据南海西部研究院，2007年)

Fig. 3  Simplified map showing locations of source rock, reservoirs, thickness of cap rock, diaper and gas pool in central sag zone of Yinggehai basin

图4  中新统烃源岩不同时期排气量

Fig. 4  Gas expulsion volume of Miocene source rocks in different periods

2.2  超压条件下的高孔隙度储层是天然气成藏的有利场所

莺歌海盆地中中新统黄流组发育的滨海、三角洲、浊积砂(图3中储层可能存在的范围根据南海西部研究院2004年沉积相图推测)和上新统莺歌海组及第四系的低位扇、侵蚀谷、水道浊积砂、海侵及高位风暴砂、浅海席状砂等可作为研究区天然气最主要的储层。薄片分析表明，黄流组砂岩均以原生孔隙为主(占63.0%~80.4%)，次生孔隙仅占总孔隙的19.6%~37%。

莺歌海盆地超压对砂岩的原生孔隙的保存^[14]和次生孔隙的产生具有重要的影响。欠压实作用导致的早期超压使孔隙水排出的通道受阻，超压系统的有效应力降低，压实压溶作用减弱，孔隙度下降停止或减缓^[15-16]。例如，F1井2 652~2 660 m井段处于异常高压带，按浅层的压实曲线外推，其孔隙度将减少至8%左右，渗透率为1×10^-3~2×10^-3 μm²。而实际测井资料显示该层段的平均孔隙度为15.8%，平均渗透率为26.3×10^-3 μm²。超压环境引起的胶结作用减弱。超压的形成导致岩石的成岩作用减弱，溶解在水溶液中的岩石矿物成分也随之减少，同时由于超压系统流体的流动性差，二者共同造成岩石的胶结作用减弱。例如，莺歌海盆地D8井埋藏深度超过5 000 m的砂岩中，矿物颗粒间仍保持点接触，孔隙度可达20%。超压环境产生大量次生孔隙。由于异常高压对有机质热演化和油气生成的抑制作用，拓宽了生油窗的范围，并且在有机质热演化生成油气过程中，产生大量的有机酸和排出的CO₂水解所形成的无机酸，因此超压增加了酸溶解碳酸盐胶结物的时间和强度，容易产生大量次生孔隙。超压流体周期性排放引起的深层淋滤。超压盆地中常常伴随着超压流体的周期性排放，这可以引起溶解物质的带出和溶解作用的增强，导致深层超压砂岩地层发生深层淋滤，产生次生孔隙^[17]。莺歌海盆地广泛发育底辟，底辟区是发生深层淋滤的有利地区。总之，莺歌海盆地超压条件下有利于储层原生孔隙的保存和次生孔隙的产生，高孔隙度的储层是天然气聚集成藏的有利场所。

2.3  巨厚超压的盖层有利于天然气保存

莺歌海盆地从下至上可作为天然气的盖层为莺歌海组二段区域性盖层、莺歌海组一段区域性盖层以及乐东组局部盖层，其中最重要的盖层为莺歌海组二段区域性盖层(图3)。

图5所示为莺歌海组二段泥岩盖层微观封闭能力。莺歌海组二段区域性盖层为范围广、厚度大且横向分布非常稳定的陆架、陆坡泥岩。宏观上，地震显示该套盖层的最大厚度可达3 000 m，钻井揭示泥岩含量一般都在80%以上，除底辟区发育倾角大、断距小、延伸距离短的张性或张扭性断裂外，其他大多地方断层不发育。微观上，莺歌海组二段泥岩基本未达到成熟阶段，因此不具备烃浓度封闭能力。其下部界面排替压力由盆地中心向盆地边缘逐渐增大，排替压力介于1.5~5 MPa之间(图5(a))。其中DF区、临高区和莺东斜坡带地区排替压力都在2 MPa以上，毛细管封闭能力强。盆地中心受到欠压实作用的影响导致LD区排替压力小，但考虑到LD区超压发育(图5(b))，综合分析LD区莺歌海组二段盖层的微观封闭能力仍很强。可见莺歌海组二段巨厚超压盖层有利于天然气的保存。

由此可见，莺歌海盆地超压环境下的生、储、盖特征有利于天然气大量成藏。

3  超压环境下天然气运移方向、方式及运移相态讨论

3.1  剩余压力驱动下天然气以垂向运移为主

图6所示为莺歌海盆地垂向与侧向剩余压力变化对比。超压盆地中天然气运移的主要动力是剩余压力，天然气在剩余压力作用下，由高势区向低势区运移^[18-19]。由莺歌海盆地剩余压力梯度变化可知(图6)，剩余压力在垂向上远比在侧向上的变化快，加上莺歌海盆地侧向沉积相变快，砂体连通性差，因此可以判定天然气是以垂向运移为主。

图5  莺歌海组二段泥岩盖层微观封闭能力

Fig. 5  Micro-sealing ability of Yinggehai formation’s second member mudstone cap rock

图6  莺歌海盆地垂向与侧向剩余压力变化对比

Fig. 6  Comparison of vertical and lateral excess-pressure changes in Yinggehai basin

3.2  天然气运移方式和相态讨论

莺歌海盆地天然气存在2种运移方式：

(1) 非底辟区水溶气垂向渗流运移。烃源岩生成的天然气要首先满足地层水的溶解。根据郝石生(1993)给出的CH₄的溶解度(S)与温度(t)、压力(p)和矿化度(M)之间的数学模型^[20]：

S(p，t，M)=-3.167 0×10^-10t²M+1.199 7×10^-8tM+

1.063 5×10^-10p²M-9.776 4×10^-8 pM+

2.974 5×10^-10ptM+1.623 0×10^-4t²-

2.787 9×10^-2t-2.058 7×10^-5p²+1.732 3×10^-2p+

9.523 3×10^-6pt+1.193 7，R=0.996 2     (1)

式中：S为溶解度，m³/m³；M为地层水矿化度，mg/L；p为压力，MPa；t为温度，℃。计算盆地中心黄流组底部天然气在地层水中的溶解度可达7 m³/m³，天然气在地层水中的溶解度很高。

盆地非底辟区，地震剖面和成像测井显示地层断层和裂缝很少，天然气向上运移的优势通道很少，天然气只能通过超压驱动，以渗流方式运移。水溶气在向上渗流运移过程中，不受排替压力的阻挡，而游离相天然气要受到排替压力的阻挡，实验室测得泥岩的排替压力平均值为2 MPa，可见游离相天然气向上运移阻力很大。因此，从天然气运移通道角度讲，非底辟区以水溶相天然气缓慢渗流运移为主。

通过达西定律和埋藏过程中孔隙度变化2种方式，粗略计算运移到黄流组的水溶气量分别为3.1×10¹² m³和2.7×10¹² m³，平均值为2.9×10¹² m³，运移到黄流组地层的水溶气量充足。

(2) 底辟区混相运移。在底辟区，由于深部地层底辟活动，形成一些断层和裂缝。当地层压力累积到一定程度，这些断层和裂缝开启，水溶气与游离气以混相流体的方式沿裂缝快速向上运移。

4  天然气成藏模式

按照不同地区天然气向上运移方式和相态的不同，莺歌海盆地中央凹陷带天然气成藏模式可分为2种，图7所示为莺歌海盆地天然气成藏模式示意图(剖面具体位置见图3)。

4.1  底辟区混相快速排放成藏模式

莺歌海盆地底辟活动的主要时期是在上新世以后。深部快速沉降期沉积的欠压实泥岩和地幔热活动(岩浆活动)对地层的热传导，使孔隙流体产生超压。盆地的右旋剪切引起早期的近南北向褶皱及断裂活动引起压力释放，使莺歌海盆地中央凹陷带发育底辟。底辟活动期引起的流体快速排放^[21]、底辟带上部构造－岩性和岩性圈闭的形成，与烃源岩大量排烃期的良好匹配是底辟区气藏形成的基础。

底辟区气藏的形成过程可以分成2个时期^[22-24]。(1) 底辟静止期：底辟带断裂/裂缝闭合，烃源岩排出的天然气在深层大量累积，下部地层压力缓慢上升。

图7  莺歌海盆地天然气成藏模式示意图(剖面具体位置见图3)

Fig. 7  Accumulation patterns of Yinggehai basin

(2) 底辟活动期：当地层压力增大的一定程度后，底辟带断裂/裂缝开启，由于深浅层巨大的剩余压力差，流体以底辟带断裂/裂缝为输导通道，向浅层快速充注，在底辟活动形成的构造－岩性和岩性圈闭中聚集形成底辟带浅层气藏(图7中a气藏)。由此可见：底辟构造带天然气快速排放成藏是超压流体在时间上积累和空间上集中排放的结果。

4.2  非底辟区剩余压差条件下水溶气成藏模式

莺歌海盆地内部非底辟带深部地层为半封闭－封闭超压流体系统，在烃源岩排烃后，大量的烃类溶解在中深部地层水中，地层水在剩余压差的驱动下必然会以缓慢渗流的方式由深部向浅部运移，随着压力和温度的降低，天然气在水中达到饱和进而析离出游离相天然气，遇到上部保存条件好的圈闭聚集成藏(图7中b含气构造)。非底辟区水溶相天然气垂向运移和脱溶成藏即为剩余压差条件下天然气成藏模式。

5  天然气成藏有利区讨论

图8所示为莺歌海盆地中央凹陷带天然气有利区分布。根据成藏条件发现，天然气以垂向运移为主的莺歌海盆地，有利成藏区集中在盆地中心生储盖组合好的地区(图3和8)。再根据天然气运移方式、相态及成藏模式，可将盆地中心划分为2类有利区(图8)。

有利区1为底辟带附近储层发育区。莺歌海盆地底辟活动的程度由深至浅变小。底辟一般不能在浅层莺歌海组形成大规模的断层，破坏莺歌海组盖层的封闭能力，既而使流体大量逸散(统计断距与盖层厚度比一般小于0.05，断层两侧多为泥岩与泥岩对接)。但是底辟活动可以使黄流组储层发育微裂缝，改善粉砂岩储层的物性；底辟产生的断裂和裂缝主要在黄流组及以下的深部地层，深部烃源岩生成的天然气可以以混相涌流的方式沿断层和裂缝大量运移至黄流组储层中；底辟还能造成地层局部抬升，形成凹陷中的隆起，从而成为天然气有利运移指向区和水溶气的有利脱溶区。并且底辟活动发生在盆地的中央凹陷带，超压是底辟产生的必要条件，底辟活动的地方即是超压最发育的地方，超压为天然气的运移提供了强大的动力。因此，底辟区是天然气成藏的有利区。

有利区2为超压发育的非底辟区。非底辟区断层不发育，天然气以水溶相垂向渗流运移为主。因此，发育砂岩的地层，地层顶底压差大的地区，水溶气可以大量出溶。盖层发育超压的地区，封闭天然气能力强。

由图8可看出，天然气成藏有利区都集中在盆地中心的DF区及LD区内。

图8  莺歌海盆地中央凹陷带天然气有利区分布

Fig. 8  Distribution of favorable areas of gas accumulation in central sag zone of Yinggehai basin

6  结论

(1) 莺歌海盆地烃源岩大量排烃期晚、超压条件下高孔隙储层、巨厚超压的盖层及生储盖的组合，为天然气提供了良好的成藏条件。

(2) 烃源岩生成的天然气在剩余压力的驱动下以垂向运移为主，盆地不同地区的天然气运移方式不同，分为底辟区混相运移和非底辟区水溶气垂向渗流运移。

(3) 莺歌海盆地中央凹陷带按照运移方式和运移相态的不同，可以分为2种成藏模式：底辟区混相快速排放成藏模式和非底辟区剩余压差条件下水溶气成藏模式。

(4) 分析不同地区天然气的成藏模式和成藏条件，将莺歌海盆地中央凹陷带划分为2类有利区，天然气成藏有利区都集中在盆地中心的DF区及LD区内。

参考文献：

[1] 张启明, 刘福宁, 杨计海. 莺歌海盆地超压体系与油气聚集[J]. 中国海上油气(地质), 1996, 10(2): 65-75.

ZHANG Qiming, LIU Funing, YANG Jihai. Overpressure system and hydrocarbon accumulation in the Yinggehai basin[J]. China offshore Oil and Gas(Geology), 1996, 10(2): 65-75.

[2] Seharer U, Zhang L, Tapponnier P. Duration of strike-slip movernent in large shear zones: The Red River belt, China[J]. Earth and Planetary Science Letters, 1994, 126(4): 379-397.

[3] 张连生, 钟大赉. 从红河剪切带走滑运动看东亚大陆新生代构造[J]. 地质科学, 1996, 31(4): 327-341.

ZHANG Liansheng, ZHONG Dalai. The Red River Strike-slip zone and Cenozoic tectonics of east Asia continent[J]. Scientia Geologica Sinica, 1996, 31(4): 327-341.

[4] Leloup P H, Lacassin R, Tapponnier P, et al. The Ailao Shan-Red River shear zone (Yunnan, China), Tertiary transform boundary of Indochina[J]. Tectonophysics, 1995, 251(1): 3-84.

[5] Allen C R, Gillespie A R, Han Y, et al. Red Rive and associated faults, Yunnan Province, China: Quaternary Geology, slip rates and seismic hazard[J]. Geol Soc Am Bull, 1984, 95(6): 686-700.

[6] 殷秀兰, 李思田, 马寅生, 等. 莺歌海盆地晚第三纪构造特征的三维泥料模拟实验及其动力学意义[J]. 地质论评, 2001, 47(5): 535-541.

YIN Xiulan, LI Sitian, MA Yinsheng, et al. Three-dimensional tectonic modelling of the Yinggehai Basin in the Late Tertiary and its geodynamic significance[J]. Geological Review, 2001, 47(5): 535-541.

[7] 孙珍, 钟志洪, 周蒂. 莺歌海盆地构造演化与强烈沉降机制的分析和模拟[J]. 地球科学: 中国地质大学学报, 2007, 32(3): 347-356.

SUN Zhen, ZHONG Zhihong, ZHOU Di. The analysis and analogue modeling of the tectonic evolution and strong subsidence in the Yinggehai Basin[J]. Earth Science: Journal of China University of Geosciences, 2007, 32(3): 347-356.

[8] 朱芳冰, 田世澄. 莺歌海盆地泥岩压实特征与油气初次运移[J]. 中国海上油气(地质), 1998, 12(5): 306-311.

ZHU Fangbing, TIAN Shicheng. Mudstone compaction and primary migration of oil and gas in Yinggehai basin[J]. China offshore Oil and Gas(Geology), 1998, 12(5): 306-311.

[9] 裴健翔, 于俊峰, 王立锋, 等. 莺歌海盆地中深层天然气勘探的关键问题及对策[J]. 石油学报, 2011, 32(4): 573-579.

PEI Jianxiang, YU Junfeng, WANG Lifeng, et al. Key challenges and strategies for the success of natural gas exploration in mid-deep strata of the Yinggehai basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(4): 573-579.

[10] 郝芳, 李思田, 龚再升, 等. 莺歌海盆地底辟发育机制与流体幕式充注[J]. 中国科学: D辑, 2001, 31(6): 471-476.

HAO Fang, LI Sitian, GONG Zaisheng, et al. Developing mechanism and phase filling of diapir in Yinggehai basin [J]. Science in China Series D: Earth Sciences, 2001, 31(6): 471-476.

[11] 万志峰, 夏斌, 何家雄, 等. 南海北部莺歌海盆地与琼东南盆地油气成藏条件比较研究[J]. 天然气地球科学, 2007, 18(5): 648-652.

WAN Zhifeng, XIA Bin, HE Jiaxiong, et al. The comparative study of hydrocarbon accumulation conditions in Yinggehai and Qiongdongnan basins, Northern South China Sea[J]. Natural Gas Geoscience, 2007, 18(5): 648-652.

[12] 郝芳, 李思田, 孙永传, 等. 莺歌海-琼东南盆地的有机成熟作用及油气生成模式[J]. 中国科学: D辑, 1996, 26(6): 555-560.

HAO Fang, LI Sitian, SUN Yongchuan, et al. Organic matter and petroleum generation in the Yinggehai and Qiongdongnan basins[J]. Science in China Series D: Earth Sciences, 1996, 26(6): 555-560.

[13] 郝芳, 邹华耀, 方勇, 等. 超压环境有机质热演化和生烃作用机理[J]. 石油学报, 2006, 27(5): 9-18.

HAO Fang, ZOU Huayao, FANG Yong, et al. Kinetics of organic matter maturation and hydrocarbon generation in overpressure environment[J]. Acta Petrolei Sinica, 2006, 27(5): 9-18.

[14] Scherer M. Parameters influencing porosity in sandstone: A model for sandstone porosity prediction[J]. AAPG Bulletin, 1987, 71(5): 485-491.

[15] Swarbrick R E. Diagenesis in North Sea HPHT clastic reservoirs-consequences for porosity and overpressure prediction[J]. Marine and Petroleum Geology, 1999, 16(4): 337-353.

[16] 马晓鸣, 赵振宇, 刘昊伟. 山东车西洼陷异常高压对特低渗储层的影响[J]. 中南大学学报: 自然科学版, 2011, 42(8): 2507-2513.

MA Xiaoming, ZHAO Zhenyu, LIU Haowei. Influences of abnormal overpressure on super-low permeability reservoirs in Chexi depression in Shangdong[J]. Journal of Central South University: Science and Technology, 2011, 42(8): 2507-2513.

[17] Wilkinson M D, Darby R S, Haszeldine, et al. Secondary porosity generation during deep burial associated with overpressure leak-off. Fulmar formation, U K Central Graben[J]. AAPG Bulletin, 1997, 81: 803-813.

[18] 孙明亮, 柳广弟, 李剑. 超压盆地内剩余压力梯度与天然气成藏的关系[J]. 中国石油大学学报: 自然科学版, 2008, 32(3): 19-29.

SUN Mingliang, LIU Guangdi, LI Jian. Relationship between excess-pressure gradient and gas accumulation in overpressured basin[J]. Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2008, 32(3): 19-29.

[19] 柳广弟, 孙明亮. 剩余压力差在超压盆地天然气高效成藏中的意义[J]. 石油与天然气地质, 2007, 28(2): 203-208.

LIU Guangdi, SUN Mingliang. Significance of excess differential pressure in highly efficient gas accumulation in over-pressured basins[J]. Oil & Gas Geology, 2007, 28(2): 203-208.

[20] 郝石生, 张振英. 天然气在地层水中的溶解度变化特征及地质意义[J]. 石油学报, 1993, 14(2): 12-22.

HAO Shisheng, ZHANG Zhenying. The characteristic of the solubility of natural gas in formation waters and it’s geological significance[J]. Acta Petrolei Sinica, 1993, 14(2): 12-22.

[21] 郝芳, 董伟良, 邹华耀, 等. 莺歌海盆地汇聚型超压流体流动及天然气晚期快速成藏[J]. 石油学报, 2003, 24(6): 7-12.

HAO Fang, DONG Weiliang, ZOU Huayao, et al. Overpressure fluid flow and rapid accumulation of natural gas in Yinggehai basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2003, 24(6): 7-12.

[22] Hunt J. Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid compartments[J]. AAPG Bulletin, 1990, 74(1): 1-12.

[23] Magara K. Pressure sealing: An important agent for hydrocarbon entrapment[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 1993, 9(1): 67-80.

[24] HAO Fang, SUN Yongchuan, LI Sitian, et al. Overpressure retardation of organic matter maturation and petroleum generation: A case study from the Yinggehai and Qiongdongnan basins, South China Sea[J]. AAPG Bulletin, 1995, 79(4): 551-562.

(编辑  陈爱华)

收稿日期：2012-09-11；修回日期：2012-12-30

基金项目：中国海洋石油总公司湛江分公司天然气地质基础研究项目(Z2008SLZJ-FN0149)；国家科技重大专项(2008zx05023-004-04)

通信作者：冯冲(1984-)，男，黑龙江伊春人，博士，从事石油地质研究；电话：15810896651；E-mail：fengchong135@hotmail.com