0 引言
浅层天然气指赋存在浅部地层中的天然气，目前还没有统一的深度定义，通常用来与常规中深层天然气相区分，具有埋藏较浅、固结性弱、气源多样、分布广泛等特征[1-2]，由于其埋深浅、地层压力小，资源丰度相对较低，因此长期以来未被作为主要的天然气资源加以利用。近年来，随着对天然气这一低碳清洁能源需求的增加和开采技术进步，浅层天然气的开发利用逐渐被重视。陆上浅层天然气开发门槛较低，开采时间较早，例如大庆长垣浅层天然气[3-4]；海上浅层天然气开发成本较高，通常作为影响海上工程作业的灾害性气体看待，钻井时如果遇到该类天然气需避开或者释放，近年来才逐渐被开发利用[5-6]。目前，对于水深超过1 500 m、埋藏深度小于300 m的地层中赋存的天然气（简称超深水超浅层天然气），由于其成藏条件更为复杂，全球范围内鲜有相关研究。但与陆上及浅水浅层天然气对比，超深水超浅层天然气具有更高的压力、更低的温度，资源丰度更高、潜力更大，是一种新型的天然气资源；同时，超深水超浅层天然气与天然气水合物（简称水合物）具有共生的特征，超浅层天然气的开发使得地层压力降低，促进水合物的分解，有利于实现水合物的开发利用，为水合物的开发提供新的思路和路径，具有较高的研究意义。
超深水超浅层天然气领域可查询的研究成果较少。利用IHS数据库，对全球海上埋藏深度小于500 m的气田进行统计：目前已勘探发现55个，其中80%分布在中国南海、挪威海、孟加拉湾及北海浅水区，90%地质储量不超过200×108 m3；11个已开发气田中，9个位于浅水区，如中国乐东22-1气田，深水区仅有孟加拉湾Dhirubhai 22和Dhirubhai 29气田在近两年才投入生产，气田水深1 400~1 832 m，储层埋深268~300 m（见表1 ）；储层类型以砂岩和碳酸盐岩为主；地层年代跨度较大，从中生代到新生代地层均有；圈闭类型以构造圈闭和岩性-构造圈闭为主。目前已有的资料对超深水超浅层天然气富集机理与成藏模式方面的研究较少。
表1 全球在生产的11个海上浅层天然气田开发特征参数表（据IHS数据库） |
| 区域 | 国家 | 气田 | 水深/m | 目的层埋深/m | 气田面积/km2 | 生产状态 | 地质储量/108 m3 | 可采储量/108 m3 | 累计产量/108 m3 | 采收率/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 孟加拉湾 周边 | 印度 | Dhirubhai 22 | 1 400 | 275 | 5.50 | 在生产 | 96.29 | 64.43 | 67 | |
| 印度 | Dhirubhai 29 | 1 832 | 243 | 10.08 | 在生产 | 56.64 | 39.65 | 70 | ||
| 缅甸 | Zawtika | 146 | 354 | 128.15 | 在生产 | 240.72 | 169.92 | 288.90 | ||
| 南海周边 | 中国 | Ledong 22-1 | 95 | 272 | 156.70 | 在生产 | 318.88 | 166.84 | 142.18 | 52 |
| 文莱 | Osprey | 71 | 204 | 18.10 | 在生产 | 185.50 | 101.95 | 55 | ||
| 印度尼西亚 | Arjuna APN | 100 | 366 | 135.48 | 在生产 | 167.51 | 118.94 | 79.23 | 71 | |
| 印度尼西亚 | Maleo | 58 | 483 | 16.60 | 在生产 | 108.47 | 99.12 | 86.55 | 91 | |
| 北海 | 荷兰 | A12-FA | 30 | 352 | 64.66 | 在生产 | 128.57 | 84.96 | 79.13 | 66 |
| 荷兰 | B13-FA | 44 | 486 | 98.62 | 在生产 | 63.01 | 50.27 | 48.76 | 80 | |
| 地中海 | 意大利 | Calpurnia | 72 | 498 | 2.51 | 在生产 | 41.63 | 23.17 | 23.00 | 56 |
| 克罗地亚 | Izabela | 37 | 368 | 26.57 | 在生产 | 15.58 | 11.02 | 10.52 | 71 |
琼东南盆地发育广阔的深水—超深水环境，为中国南海北部重要的深水天然气生产区，目前已发现深水中层大型气田（深海一号气田）和深水深层大型气田（宝岛21-1气田）[7-8]。而超深水超浅层能否规模成藏，面临许多科学难题，比如超深水超浅层天然气成因类型与资源潜力不明确、超深水超浅层远离物源能否发育规模优质储层、超浅层未—弱成岩地层能否有效封盖以及超浅层的运移方式和富集机理认识不清等。近年来，中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）针对琼东南盆地超深水超浅层天然气成藏条件及勘探关键技术开展攻关，发现了中国首个超深水超浅层大型气田——陵水36-1气田。本文以陵水36-1气田为例，利用新采集三维地震和钻井资料，在基本油气地质特征认识的基础上，重点分析了超深水超浅层天然气气源条件、储层-圈闭条件、盖层封盖机制和运移输导条件，总结富集机理与成藏模式，以期对超深水超浅层领域天然气勘探和国家能源战略研究提供参考。
1 琼东南盆地地质概况
琼东南盆地位于中国南海北部，是在中生代基底上发育的新生代裂陷盆地，整体呈北东—南西向展布（见图1a ）[9]，盆地面积近8×104 km2，水深80~3 000 m，深水区（水深大于300 m）面积约5×104 km2。琼东南盆地平面上具有“南北分带、东西分块”的构造格局，自北向南依次划分为北部坳陷、中部隆起、中央坳陷、南部隆起4个一级构造单元，进一步可划分为陵水凹陷、北礁凹陷、陵南低凸起等多个二级构造单元（见图1b ）。
琼东南盆地第四系乐东组处于加速沉降期，除盆地北缘发育小型三角洲外，主体表现为区域泥岩沉积，坡折区及海底平原区局部发育重力流沉积，是盆地超浅层勘探的主要储集体[14]。结合已钻井古生物资料、岩性组合及地震反射特征、南海海平面升降变化及全球冰期旋回，将乐东组划分为3个三级层序和9个四级层序（见图1c ）。
2 陵水36-1气田基本地质特征
陵水36-1气田具有埋藏浅、储层物性好、分布面积大、气源多样、与水合物伴生及地球物理异常显著等特征。
2.1 油气地质特征
陵水36-1气田主体位于琼东南盆地陵南低凸起之上，水深1 500~1 700 m，主要目的层埋深170~300 m，储层为第四系乐东组大型深水海底扇砂岩，圈闭类型主要为岩性圈闭，气藏沿海底扇呈北东—南西向展布，一砂一藏，横向分块，纵向叠置，面积12~155 km2，气藏含气饱和度较高，气藏类型以全充满或边水为主。根据已钻井情况，目前划分出L2Ⅰ、L2Ⅱ、L3Ⅰ、L3Ⅱ、L3Ⅲ、L3Ⅳ、L3Ⅴ、L3Ⅵ共8个气组，整体规模较大（见图2 ）。
琼东南盆地陵水36-1气田发育第四系乐东组二段和乐东组三段2套成藏组合，储层岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，含少量细—中砂颗粒（见图3a 、图3b ），成分以石英为主（见图3d 、图3e ），磨圆棱角—次棱角状，分选中等—好（见图3f ）。由于地层埋深浅、固结程度弱，岩石颗粒呈点接触、游离接触，粒间孔隙保存好，因此储层孔隙度大、渗透性好，岩心、壁心孔隙度26.1%~48.0%，平均38.9%，渗透率（31.4~3 636.5）×10-3 μm2，平均983.7×10-3 μm2，整体为高孔—特高孔、中渗—特高渗储层。
图3 琼东南盆地陵水36-1气田乐东组三段储层岩心宏微观特征（a）LS36-1c井，1 765.5 m，灰色粉砂岩，疏松，性软，未成型，微含细砂，见0.2~0.3 mm石英颗粒，分选较好，井壁取心照片；（b）LS36-1d井，1 880.3 m，灰色粉砂岩，疏松，性软，未成型，可见少量中砂—细砾颗粒，井壁取心照片；（c）LS36-1d井，1 952.0 m，灰色泥岩，呈块状，弱固结，成型较好，井壁取心照片；（d）LS36-1a井，1 902.0 m，颗粒粒级为细粒，石英为主，岩屑水洗后照片；（e）LS36-1a井，1 877.0 m，样品呈散砂状，无砂岩结构，主要为细砂，少量极细砂，颗粒以石英为主，岩屑薄片；（f）LS36-1d井，1 879.5 m，颗粒游离接触、点接触，弱压实，棱角—次棱角状，分选中—好，见丰富生物碎屑，井壁取心薄片 |
已钻井对比研究显示，储层物性差异主要受控于海底扇演化阶段和沉积微相。具体表现为海底扇昌盛期沉积砂岩厚度较大，粒度较粗，物性普遍较好；海底扇衰退期沉积砂岩厚度较薄，粒度较细，泥质含量增加，物性变差。例如LS36-1a井钻探乐东组三段海底扇昌盛期沉积砂岩，厚度大、粒度较粗、泥质含量低，其中分支水道微相岩性为粉—细砂岩为主，平均孔隙度34.27%，泥质含量12.55%，渗透性好；乐东组二段L2Ⅰ和L2Ⅱ气组储层为海底扇衰退期沉积，沉积微相为席状砂，砂体面积较小，厚度较薄，储层单层厚度2~3 m，岩性以泥质粉砂岩为主，平均孔隙度37.8%，泥质含量25.5%，渗透性相对较差（见图3 ）。
陵水36-1气田针对两套主力气组分别测试，其中L3Ⅰ气组射开气层13.1 m，测试稳定日产气23.04×104 m3，估算无阻流量超1 000×104 m3/d。L3Ⅱ气组射开气层10.3 m，测试日产气28.94×104 m3，估算无阻流量约96.00×104 m3/d。证实为商业气层产能，探明天然气资源量超1 000×108 m3。
陵水36-1气田天然气来源包括热成因气和生物气。热成因气来源于深部烃源岩热降解作用，生物气来源于浅部地层中的有机物在细菌降解作用下产生的生物成因气。天然气成因可通过甲烷碳同位素组成（δ13C1）与干燥系数（C1/C1—5）分析进行判别，生物气分布在δ13C1值小、C1/C1—5值大的区域，热成因的裂解气分布在δ13C1值大、C1/C1—5值大的区域，热成因的热解气处于二者之间[15-16]（见图5 ）。天然气分析表明，陵水36-1气田不同井区天然气组分均以甲烷为主，天然气干燥系数0.997 7~1.000 0，为干气气藏，但甲烷碳同位素组成具有明显差异，显示气源与运移条件存在差异。陵水36-1气田西块钻探两口井，其中LS36-1a井气水同层电缆测压取样天然气δ13C1值为-66.7‰，LS36-1g井气层电缆测压取样天然气δ13C1值为-55.2‰，指示以生物气为主。气田中东块钻探多口井，气层电缆测压取样天然气δ13C1值为-48.9‰~-43.8‰，指示其气源以热成因为主，混有生物气。而且，由构造低部位LS36-1d井向构造高部位LS36-1b、LS36-1c井，δ13C1值逐渐变轻（见表2 ），指示热成因天然气由构造低部位向高部位运移。
表2 陵水36-1气田天然气组分及碳同位素组成数据表 |
| 井名 | 埋深/m | 气样品取样方式 | 天然气组分/% | δ13C1/‰ | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| C1 | C2 | C3+ | C1/C1—5 | ||||
| LS36-1a | 404.7 | 电缆测压取样气 | 99.190 | 0.170 | 0.010 | 0.998 3 | -66.7 |
| LS36-1b | 204.2 | 电缆测压取样气 | 99.560 | 0.390 | 0.020 | 0.996 0 | -47.6 |
| LS36-1c | 195.1 | 电缆测压取样气 | 98.580 | 0.250 | 0.020 | 0.997 3 | -48.9 |
| LS36-1d | 239.8 | 电缆测压取样气 | 99.730 | 0.250 | 0.010 | 0.997 4 | -43.8 |
| LS36-1e | 205.2 | 电缆测压取样气 | 99.420 | 0.430 | 0.140 | 0.994 5 | -46.3 |
| LS36-1f | 189.6 | 电缆测压取样气 | 99.500 | 0.390 | 0.070 | 0.995 4 | -46.0 |
| LS36-1g | 170.8 | 电缆测压取样气 | 99.600 | 0.330 | 0.040 | 0.996 6 | -55.2 |
2.2 地球物理特征
超深水超浅层地层埋深浅、年代新，固结较弱，砂岩与泥岩均具有较高的孔隙度。当砂岩饱含水时，砂岩纵波阻抗与泥岩纵波阻抗差异较小，地震上较难区分；当砂岩含气后，纵波速度迅速下降，密度下降，导致砂岩纵波阻抗明显降低，与上覆泥岩形成负反射系数界面，地震呈强反射特征；当砂岩含水合物后，纵波速度迅速增大，纵波阻抗明显升高，与上覆泥岩形成正反射系数界面，地震反射增强。因此可以利用地震反射特征定性判断超深水超浅层砂岩含气性。此外，超深水超浅层储层含气后常表现为低纵横波速度比、Ⅲ—Ⅳ类振幅随偏移距变化（AVO）异常、高频吸收衰减异常等特征，因此，可以通过岩石物理敏感参数分析及地震反演等多手段来指导天然气的识别和预测[17⇓⇓-20]。以LS36-1c井为例，气层表现为低密度、低纵波速度、低纵波阻抗、低纵横波速度比特征，含水合物层表现为较高密度、高纵波速度、高纵波阻抗、较高纵横波速度比特征（见图6 ）。在正极性地震资料中，气层呈低频、强振幅波谷反射特征，含水合物层对应低频、强振幅波峰反射（见图7a ）。地震反演资料中，气层呈低纵波阻抗、低纵横波速度比特征，含水合物层对应高纵波阻抗、高纵横波速度比特征（见图7b 、图7c ）。
研究区已钻井发现气层多为高电阻率特征（大于2 Ω·m），与中深层气层相似，典型超深水超浅层气层测井响应呈现高电阻率、低密度、高声波时差、低中子孔隙度特征（见图3 、图6 ）。气层由于含气性增加，密度降低，中子测井因“挖掘效应”中子孔隙度值明显降低，标准刻度上中子、密度曲线交会明显，因此中子、密度曲线交会是识别超深水超浅层气层的标志。研究区电阻率与含气饱和度具有较好正相关关系，高饱和度气层呈现高电阻率，局部已钻井电阻率最高91 Ω·m，对应含气饱和度高达82.2%。研究区也存在电阻率2 Ω·m之下的气层，中子、密度曲线呈弱交汇或不交会特征，测压取样落实气层电阻率下限1.5 Ω·m，饱和度下限约20%。前人研究认为，形成低电阻率气层的原因包括高束缚水储层、构造幅度低、近气水界面、阳离子附加导电作用强、钻井液侵入等原因[21-22]。本区储层粒度较细，一方面局部储层泥质含量较高，由于黏土矿物具有较强的吸附作用，弱压实条件下造成束缚水偏高，从而形成低电阻气层；另一方面局部气层近气水界面，含气饱和度低形成低电阻气层。综合分析认为储层束缚水含量较高和近气水界面是本区低电阻率气层形成的主要原因。
3 超深水超浅层天然气藏形成条件与富集机理
以陵水36-1气田为例，总结了超深水超浅层天然气藏的形成条件，包括充足的气源、良好的储层和圈闭、有效的盖层、高效天然气运移通道和较好的保存条件等，并提出“深浅双源供烃、气烟囱-海底扇复合输导、深海泥岩-块体流泥岩-含水合物地层三元封盖、第四系大型海底扇高点规模富集”的天然气成藏新模式。
3.1 生物气和热成因气两类气源
超深水超浅层天然气气源主要有深部热成因气源及浅部生物气源两类。热成因气是指烃源岩有机质深埋过程中经过高温加热，干酪根发生热降解生成的以烃类为主的气体，热成因气的生成量主要与有机质类型、丰度、热演化阶段及烃源岩体积有关。生物气是浅层沉积物中有机质在多种微生物种群联合代谢活动作用下，降解形成的以甲烷为主的气体，生物气生成量主要与甲烷细菌种群数量、有机质丰度、烃源岩体积及适合甲烷细菌活动的温度有关。
琼东南盆地深水区烃源岩主要为渐新统崖城组海陆过渡相及陵水组海相沉积岩，烃源岩有机碳含量（TOC）为0.4%~2.1%，平均值0.86%，有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型，天然气生烃量达到55×1012 m3。适宜甲烷细菌活动的温度一般为30~70 ℃，琼东南盆地适宜甲烷菌活动的地层主要为乐东组—莺歌海组—黄流组海相泥岩。本区还没有适合的样品做生物气模拟实验，根据陵水凹陷深水区浅层泥岩样品有机碳及热解数据分析结果，TOC值为0.3%~1.8%，平均值0.58%，有机质类型主要为Ⅲ型，借用邻近莺歌海盆地上中新统—第四系泥岩的生物气模拟实验产气率模型[23]，通过数值模拟方法，结果显示琼东南盆地深水区生物气生气量达到约7×1012 m3。
此外，超深水超浅层发育水合物稳定域，有利于天然气的长期积累聚集。传统认为烃源岩排出的天然气最终只有少部分聚集在运移路径上的圈闭内，大部分的天然气最终散失在空气中。这种认识在浅水区是适用的，而深水区天然气聚集、逸散过程与浅水区不同。琼东南盆地中央坳陷自新近纪逐渐进入深水环境，超浅层具备了水合物稳定发育的温压条件，天然气运移至超浅层后在水合物稳定域内以水合物状态赋存，特别是在超深水区，水合物稳定域长期较为稳定存在，有利于阻止天然气向空气中散失。
3.2 海底扇砂体储层和大型岩性圈闭
超深水超浅层处于远离物源区的沉积环境，是否发育规模优质储层是能否形成大气田的基础条件。超深水超浅层以深海泥岩沉积为主，远距离搬运沉积的重力流砂岩是超深水超浅层天然气主要储层类型，包括重力流水道、海底扇等。深水重力流砂岩总体处于泥包砂环境，在有效封盖条件下可形成岩性、构造+岩性等类型圈闭。
琼东南盆地第四系乐东组深水区主要发育两类海底扇：海南岛物源斜坡扇和越南物源大型水道化海底扇。海南岛物源斜坡扇主要分布在北部大陆坡区，受线状物源及陆坡地貌控制，分散状分布，形态主要为北西—南东向展布的长条形、舌形或者朵形特征，晚中新世之后海南岛物源整体供给不足，因此琼东南盆地斜坡扇单个规模较小，厚度较薄，物性一般。越南物源大型水道化海底扇主要分布在大陆隆区，受越南昆嵩隆起点物源和限制性古地貌控制，呈南西—北东向长条形展布。分析认为，琼东南盆地自晚中新世形成南北高、中间低的限制性古地貌，继承性发育轴向沉积体系[24⇓⇓-27]。第四纪以来，在全球海平面快速下降背景下，昆嵩隆起秋盆河等水系向盆地大规模输送沉积物，沉积物经陆坡峡谷输送，在深水西区限制性古地貌之上沉积大型水道化海底扇[14]。琼东南盆地第四系大型海底扇轴向长度最大约150 km，宽度最大约40 km，面积超3 000 km2，为超深水超浅层大型优质储集体。根据四级层序特征，将海底扇进一步细分为6期3个阶段，发育历经初始阶段（SSQ1）、昌盛阶段（SSQ2—SSQ4）和衰退阶段（SSQ5—SSQ6），整体呈向东南迁移特征（见图8 ）。陵水36-1气田气层主要位于第5期和第6期海底扇，储层微相以扇中分支水道、席状砂为主。
琼东南盆地超深水超浅层圈闭以岩性圈闭、构造+岩性复合圈闭为主，砂体局部形成低幅背斜圈闭。第四系乐东组越南物源大型海底扇纵向发育6期，每期海底扇内发育多套砂体（见图9 ），纵向上多期砂体叠置，连通性复杂，平面上被泥质水道或块体流切割分块，形成侧封条件，受层间盖层或区域盖层封盖，形成大规模岩性圈闭群。
3.3 深海泥岩-块体流泥岩-含水合物地层三元封盖
传统观点认为超深水超浅层未—弱成岩地层对天然气的封盖能力较差，天然气难以规模富集成藏。然而勘探实践证明超深水超浅层天然气可以规模成藏，未—弱成岩地层具有封盖能力。为了评价封盖能力，对超深水超浅层地层盖层类型和封盖机理开展了研究。
研究表明，琼东南盆地超深水超浅层发育3种类型有效盖层：深海泥岩、块体流泥岩、含水合物地层。深海泥岩具有缓慢加积、质纯等特征，其在地震剖面中一般表现为中—弱振幅、平行、连续反射特征；块体流主要是斜坡沉积物失稳、垮塌后再沉积形成，地震剖面中以弱振幅、杂乱反射特征为主；含水合物地层是天然气运移至水合物稳定域后以固态的形式赋存于地层孔隙之中的产物，地震剖面中呈强振幅、连续反射特征，常以发育似海底反射（BSR）为标志（见图10 ）。
另外，根据盖层所处位置及厚度可以将超深水超浅层盖层分为层间盖层和区域盖层两种。层间盖层为多套目的层之间的层间泥岩，主要为深海泥岩，厚度较薄，横向分布不稳定。区域盖层为气田最上部覆盖的区域性盖层，区域稳定分布。陵水36-1气田多数气藏分布在区域盖层之下，少数气藏分布在较厚的层间盖层之下，显示出盖层厚度和稳定性对超深水超浅层天然气成藏具有重要作用。
琼东南盆地超深水超浅层盖层封盖机理主要包括毛细管封闭、饱和盐水封闭两种。毛细管封闭，即储层内天然气浮力小于盖层的毛细管压力而被有效封闭，其中浮力主要取决于烃类密度和烃柱高度，毛细管压力主要取决于烃-水表面张力、润湿角和盖层岩石孔喉半径。琼东南盆地超深水超浅层已钻井壁心资料显示深海泥岩粒度非常细，质纯，与砂岩对比表现出一定的固结性和粘结性（见图3c ），具有更小的孔喉半径，更大的毛细管压力，是能够有效封闭天然气的主要原因[28]。对比浅水区，超深水环境温度更低，压力更高，孔隙水界面张力增强，天然气密度增加后其所受浮力减少，因此同等埋深下深海泥岩封盖能力较浅水更强。
块体流泥岩在搬运过程中发生强剪切变形和排水作用[31]，较正常沉积泥岩具有更高密度、更低孔隙度和更大声波速度，因此封盖能力更强。含水合物地层中的水合物呈固态填充于岩石孔隙内，不仅有效减小了地层孔隙度，而且大大增强了地层硬度和突破压力，可有效封盖天然气，本区多口井在含水合物地层之下发现天然气（见图2 ）。整体而言，研究区盖层封盖机理以毛细管封闭为主，饱和盐水封闭为辅。
3.4 复式运移输导格架和脊线规模富集
超深水超浅层天然气运移条件多样，自源生物气可以通过扩散作用直接进入圈闭内成藏，他源生物气或热成因气的运移通道包括断层、气烟囱、裂隙等垂向运移通道，这些垂向运移通道也可以与大型砂体、不整合面等侧向运移通道形成复合输导格架。
琼东南盆地超深水超浅层天然气主要存在2类有效运移方式。第1类是垂向运移。琼东南盆地深水区断层主要发育在古近系中，新近系沟通深部烃源岩的断层极少，研究认为，单纯依靠扩散作用运移效率非常低，超深水超浅层天然气难以在短时间内富集成藏，需要依靠气烟囱及垂向裂隙等垂向运移通道输导[10-11]。受新构造运动影响，气烟囱及垂向裂隙在陵水凹陷、陵南低凸起和松南低凸起上广泛分布[32]，地震反射上表现为不规则的柱状模糊带（见图11 ），蚂蚁体等属性体上可见模糊带内微裂隙密集发育，地震速度分析表明其相对周缘具有低速的特征，是琼东南盆地超深水超浅层天然气运移的重要通道。陵水36-1气田钻遇的生物气藏主要通过气烟囱及垂向裂隙运移至圈闭内成藏。第2类是复合运移。大型砂体、不整合面等侧向运移通道与断层、气烟囱、裂隙等垂向运移通道的组合成复合运移通道。钻探证实，陵水36-1气田天然气以深部热成因气为主，然而气田所在的陵南低凸起之上并无成熟烃源岩发育，而且气田距离凹陷中心较远，热成因气如何远距离运移至目标区富集成藏?通过运移路径精细刻画，落实了琼东南盆地超深水超浅层一种特殊的天然气输导方式，即通过中央峡谷砂岩侧向迁移、连片叠置实现天然气远距离复合输导。中中新世以来，沿琼东南盆地轴向展布的中央峡谷体系继承性发育，且受古地貌控制，不断向东南方向迁移。峡谷内沉积大型海底扇及浊积水道砂岩，包括梅山组海底扇、黄流组峡谷水道、莺歌海组限制型海底扇及乐东组弱限制性海底扇，砂岩规模大，连片分布，侧向叠置，形成中央峡谷体系由中深层到超浅层独特的侧向接力输导通道。深部热成因气沿断层、气烟囱、裂隙等垂向运移通道进入中央峡谷后，沿独特的中央峡谷侧向接力输导通道运移至超浅层乐东组海底扇。乐东组海底扇砂岩顶面受泥质水道切割，形成3条北东—南西向构造脊，热成因天然气进入海底扇中块和东块后，在构造脊之上发育的岩性圈闭内规模富集（见图1a 、图11 ）。地球化学分析显示，陵水36-1气田中块及东块气藏除了有少量本地生物气近源供给外，主要依靠深部成熟烃源岩生成的热成因气，而且陵水36-1气田与中央峡谷深海1号气田的天然气具有同源特征，证实天然气复合输导运移。
4 超深水超浅层成藏模式与资源前景
对比莺歌海盆地乐东22-1气田的超浅层气藏认为，超深水超浅层富集成藏具有以下显著差异：①浅水区陆架整体为富砂环境，储层以三角洲、滨外沙坝沉积为主，超深水区整体为富泥环境，储层以重力流沉积的海底扇、水道为主；②浅水区盖层以泥岩为主，超深水区除深水泥岩盖层外，还发育块体流泥岩、含水合物地层等特殊盖层，低温高压条件下封盖能力增强；③浅水区富砂，圈闭类型以构造型圈闭为主，主要是背斜圈闭，超深水区富泥，以岩性圈闭为主，同时发育低幅构造型圈闭；④超深水区较浅水区温度更低、压力更高，单位体积天然气丰度高，PVT实验显示超深水超浅层天然气体积系数约210~240；⑤浅水区地层富砂，且不发育水合物稳定域，天然气易向海底逸散，超深水区地层富泥，发育水合物稳定域，具有固碳作用，同时增强盖层封盖能力，可有效减少天然气逸散，气藏保存条件更好。对比认为，超深水超浅层天然气勘探潜力更大。
基于本次研究，总结了琼东南盆地超深水超浅层天然气成藏模式。琼东南盆地超深水超浅层天然气具有热成因气和生物气双源供烃特征，天然气来源包括深部高成熟热成因气和浅部地层生物成因气，为大型气田形成提供了充足气源基础；储层为第四系乐东组大型深水海底扇，岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，但固结较弱，孔渗性高，储层物性好；圈闭类型主要为岩性圈闭，受海底扇沉积控制，纵向叠置、横向分块，成群分布；盖层类型包括深海泥岩、块体流泥岩和含水合物地层，其中区域盖层厚度大，封堵有效性高，层间盖层厚度薄，分布不稳定，封堵有效性较低；发育垂向和复合两种运移方式，前者包括气烟囱、裂隙等，主要为生物气运移通道，后者为大型砂体、不整合面等侧向运移通道与断层、气烟囱、裂隙等垂向运移通道的组合，主要为热成因气运移通道；超浅层圈闭形成时间晚（距今时间小于0.5 Ma），目前仍处于成藏期，钻井揭示气-水过渡带较长，气-水未完全分异，目前仍在动态调整过程中；受远距离运移控制，天然气沿海底扇构造脊富集成藏。通过陵水36-1气田研究，总结提出超深水超浅层天然气“深浅双源供烃、气烟囱-海底扇复合输导、深海泥岩-块体流泥岩-含水合物地层三元封盖、晚期动态成藏、脊线规模富集”的天然气成藏新模式，实现琼东南盆地浅—中—深层立体勘探战略（见图12 ）。
琼东南盆地陵水36-1气田探明储量超1 000×108 m3，证实了超深水超浅层新领域的勘探价值。中国有广阔的深水领海面积，主要位于南海，包括琼东南、珠江口、台西南、礼乐、南薇西、北康等盆地的深水区，深水超浅层领域资源潜力巨大。目前，初步评价琼东南盆地深水超浅层天然气潜在资源量超3 000×108 m3；珠江口盆地超浅层天然气潜在资源量超800×108 m3；礼乐、南薇西盆地深水超浅层为重要勘探层系，天然气潜在资源量超20 000×108 m3。同时，深水区还蕴藏着丰富的水合物资源，初步分析认为利用超浅层天然气带动水合物开发，具有可观的资源开发前景，对中国清洁能源保障具有重要意义。此外，本次在琼东南盆地超深水超浅层发现超3 000 km2大型砂岩储集体，可用于进行二氧化碳水合物封存和咸水层封存矿场实验，对相关理论研究和实现“双碳”目标具有现实意义[33-34]。
5 结论
琼东南盆地陵水36-1气田是中国发现的首个超深水超浅层天然气田，成藏层系为第四系乐东组深水海底扇，储集岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，为高孔—特高孔、中渗—特高渗储层。天然气组分99%以上为甲烷气，δ13C1值为-66.7‰~-43.8‰，天然气来源包括热成因气和生物成因气。钻探证实气藏主要分布在区域盖层之下，一砂一藏，并与水合物伴生，气藏含气饱和度较高，圈闭充满度较高。
超深水超浅层天然气主要富集成藏条件：充足的气源条件，包括深部高成熟热成因气和浅部地层生物成因气；规模发育的储层，主要为重力流沉积砂岩，包括重力流海底扇、水道等；圈闭类型主要为岩性圈闭；盖层类型包括深海泥岩、块体流泥岩和含水合物地层；发育垂向和复合两种运移方式；稳定构造背景、厚层区域泥岩及水合物稳定域为油气保存提供保障。
通过琼东南盆地超深水超浅层天然气勘探实践研究，总结提出“深浅双源供烃、气烟囱-海底扇复合输导、深海泥岩-块体流泥岩-含水合物地层三元封盖、晚期动态成藏、脊线规模富集”的成藏新模式，为下一步该领域勘探开发研究提供参考借鉴。