Influencing Factors and Accumulation Modes of Gas Hydrate in South Low Uplift and Its Surrounding Area of Qiongdongnan Basin
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摘要: 为了厘清琼东南盆地南部低凸起及其周缘区天然气水合物富集影响因素及成藏模式，利用天然气水合物钻探获取的钻井、测井及2D/3D地震资料，分析了研究区天然气水合物赋存的地质、地球物理特征，探讨了水合物富集控制成藏的影响因素，建立了水合物成藏模式.结果表明：琼东南盆地南部低凸起及其周缘区位于中央坳陷带南坡的深部流体输导优势方向上.多个站位水合物钻探显示，水合物具有分层、多类型储集层的特征.测井上含水合物层段总体具有高电阻率、低声波时差特征.地震剖面分析显示气烟囱顶部气体横向充注现象明显，气体垂向运移受限.研究区水合物的气源兼具微生物成因和热解气成因.断层、气烟囱以及孔‒缝渗漏体系为深层热解气的运移提供了良好的输导条件.浅层块体搬运沉积的快速堆积使得其内部孔隙流体难以迅速排出，从而其孔隙流体压力相比上覆和下伏地层要高，使得下伏流体的垂向输导受阻，形成封盖作用.超压封盖层是研究区多类型储集层水合物主要的控制因素.根据封盖能力的差异性及其对水合物富集程度的影响提出了封闭系统和开放系统两种类型的水合物成藏模式.Abstract: In order to clarify the influencing factors and accumulation model of gas hydrate in the southern low uplift and its surrounding area of Qiongdongnan basin, using drilling, logging and 2D/3D seismic data obtained from gas hydrate drilling, the geological and geophysical characteristics of gas hydrate occurrence in the study area are analyzed, and the influencing factors of hydrate accumulation control are discussed, and the gas hydrate accumulation model is established. The results show that the southern low uplift of Qiongdongnan basin and its surrounding areas are located in the dominant direction of deep fluid transport on the southern slope of the central depression zone. Gas hydrate drilling at multiple stations shows that the gas hydrate has the characteristics of stratified and multi-type reservoirs. In logging, gas hydrate formation is characterized by high resistivity and low acoustic.The seismic profile analysis shows that the gas filling at the top of gas chimney is obvious, and the gas vertical migration is limited. The gas source of hydrate in the study area is both biogenic and thermogenic gas. Faults, gas chimney and and pore fracture leakage system provide good transportation conditions for the migration of thermogenic gas. The rapid accumulation of shallow mass transport deposits makes it difficult for the internal pore fluid to discharge rapidly, so the pore fluid pressure is higher than that of the overlying and underlying strata, which hinders the vertical dispersion of the underlying fluid and forms a sealing effect. Overpressure sealing layer is the main controlling factor of hydrate in multi-type reservoirs in the study area. According to the difference of sealing ability and its influence on gas hydrate accumulation, two types of hydrate accumulation and enrichment models of closed system and open system are summarized.
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Key words:
- Qiongdongnan basin /
- gas hydrate /
- shallow overpressure /
- influencing factor /
- accumulation model /
- petroleum geology
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天然气水合物（以下简称“水合物”）是以甲烷为主的烃类气体分子与水分子在特定高压低温条件下组成的一种似冰状固体，其主要分布于陆地永久冻土带和海域水深超过300 m的陆坡带（Xu and Ruppel, 1999；Milkov，2004；杨胜雄等，2017；Liang et al., 2019）.以往的研究表明，海域环境中水合物的形成主要受稳定域、气源、输导体系及孔隙水盐度等成藏因素的控制（沙志彬等，2015）.其中，稳定域是指温度和压力处于水合物形成的热力学稳定范围内的层段，其厚度主要受水深、海底温度、地温梯度以及孔隙水盐度的影响（啜世阳等，2019；刘杰等，2019）.水合物气源主要为生物气和热解气两种类型，分别由微生物作用和有机质热演化作用形成（Liang et al., 2019；杜浩等，2021），浅层生物气和深部热解气往往通过滑塌体、断裂带、泥底辟及气烟囱等构造向稳定域内运移，这些构造作为输导体系对水合物的形成和差异分布具有重要作用（Chun et al., 2011）.除此之外，现有研究表明南海北部陆坡区块体搬运沉积体系（MTDs）广泛发育，其具有低孔隙度和低渗透率的致密特性，可有效抑制游离气的快速扩散，是形成水合物的有利封盖条件（王秀娟等，2011）.
前人研究表明，琼东南盆地中央坳陷带各凹陷具有丰富的烃源岩，可为油气、天然气水合物成藏提供优质烃源岩（Zhang et al., 2020）.琼东南盆地中央坳陷带具备超压特征，南部凸起及其斜坡带是中央坳陷带泄压优势方向，是深部流体输导优势方向.琼东南深水区水合物钻探结果证实，浅层水合物气源类型与深部油气关系密切.气烟囱/底辟、断层、浅层裂缝等通道为水合物气体运移聚集起到重要作用（Liang et al., 2019；Wei et al., 2019）.关于琼东南盆地天然气水合物成藏模式的研究，何家雄等（2013）提出微生物作用“自源扩散型”自生自储原地成藏模式和热降解作用“他源渗漏型”下生上储异地成藏模式；并进一步根据输导类型的差异性划分出生物气自生自储型、热解气断层裂隙下生上储型和热解气底辟/气烟囱下生上储型3类模式.陈多福等（2005）将水合物成藏类型划分为自源生物气扩散型、生物‒热解气混合型和他源热解成熟气渗漏型.张伟等（2017）针对琼东南盆地渗漏型水合物开展运聚成藏模式研究，提出了气烟囱作为主要输导系统的天然气水合物成藏模式.总体而言，琼东南盆地水合物成藏的早期研究主要集中于气源类型、主要运移体系和水合物成藏条件等方面的分析.对琼东南盆地浅部封盖条件对水合物富集程度影响的研究；深水区南部凸起及其斜坡带构造背景下的水合物成藏影响因素分析；琼东南盆地孔隙充填型和渗漏型天然气水合物共存的成藏模式研究不够.因此，笔者以广州海洋地质调查局水合物钻探获得的资料为基础，结合地震、测井和相关分析化验资料，分析了琼东南盆地南部凸起及其周缘区天然气水合物地质‒地球物理响应特征、气源、输导条件以及浅层储层特征，厘清琼东南盆地南部凸起构造及其周缘天然气水合物成藏主控因素，总结该类型水合物的富集影响因素和成藏模式，以期能够为下一步勘探研究提供指导.
1. 区域地质背景
琼东南盆地是位于南海北部大陆边缘的新生代沉积盆地，南北方向上与西沙群岛、海南岛相接，东西向被珠江口盆地、莺歌海盆地夹持，总体沿海南岛南部边界呈弧形展布（Zhu et al., 2009；Li et al., 2013）（图 1）.浅水区发育北部坳陷和中央隆起、深水区发育中央坳陷和南部隆起区4个一级构造单元，盆地内的次一级构造单元包括松南低凸起、松南‒宝岛凹陷、长昌凹陷、北礁凸起、乐东凹陷、陵水凹陷、陵南低凸起、北礁凹陷（Su et al., 2014；Li et al., 2017；Ma et al., 2017）.琼东南盆地为典型的下断上坳双层结构，经历了断陷期和坳陷期以及新构造期3个构造演化阶段（Yu，1994；Barckhausen et al., 2014；Li et al., 2014）（图 2）.古新统和始新统主要为断陷湖盆沉积.渐新统主要沉积崖城组、陵水组，沉积环境由断陷湖盆逐渐转变为海陆过渡相和浅海相，其中早期的崖城组以海陆过渡相、滨浅海相为主，晚期的陵水组以浅海相为主.古近系与新近系以界面T6为分界，同时也是琼东南盆地的断坳转换面.中新统以来主要发育半深海‒深海沉积，由老到新依次沉积三亚组、梅山组、黄流组.上新统主要沉积莺歌海组，陆坡陆架体系逐渐成型.新近系与第四系以界面T2为分界，是区域上重要的不整合界面.第四纪以来沉积乐东组，以深海细粒泥质沉积为主，同时在乐东组沉积中发现大量块体搬运沉积体系（MTDs）（Liang et al., 2019）.琼东南盆地是我国南海深水盆地中重要的油气产区（郑民等，2019），其中水合物主要发育在松南、陵南低凸起和陵水、宝岛凹陷等区域（王秀娟等，2021）.研究区主要位于琼东南盆地中央坳陷带南部松南低凸起及陵南低凸起及其周缘地区（图 1）.广州海洋地质调查局2015年在琼东南盆地陵南低凸起首次发现海马冷泉并取得水合物样品，2018年、2019年在松南低凸起和陵南低凸起的深水钻探作业在多个站位取得水合物样品（张伟等，2017；Liang et al., 2019；Wei et al., 2019），表明琼东南盆地中央坳陷带南部低凸起区水合物资源潜力巨大.
图 1 琼东南盆地构造单元分区及研究区位置Fig. 1. The geographical location and structural unit division of the Qiongdongnan basin
图 2 琼东南盆地地质综合柱状图（修改自杨金海等，2019）Fig. 2. Schematic stratigraphic column of the study area in the Qiongdongnan basin (modified from Yang et al., 2019)2. 水合物赋存特征
2.1 岩心观察及测井特征
大量的钻探实践证实，含水合物地层的测井响应主要表现为声波时差明显减小、电阻率明显增大，密度总体上变化不大或略微降低（宁伏龙等，2020）.依据水合物赋存的储层和孔隙空间类型可将水合物划分为两大类：孔隙型水合物和裂隙型水合物.孔隙型水合物主要充填在砂质储层的孔隙空间中，饱和度总体较高且均一；裂隙型水合物则主要充填在沉积物的裂缝或孔洞中，形态不规则，饱和度变化较大（王秀娟等，2021）.近年来，广州海洋地质调查局在研究区实施了一批水合物钻探，其中12个站位的随钻测井结果具有天然气水合物赋存的测井异常，其中松南低凸起区W07站位、陵南低凸起区W01、W03站位上均获得了可视水合物实物样品，证实了琼东南深水区发育孔隙充填型和裂隙充填型水合物（Wei et al., 2021）.在W01站位钻获两套水合物储层，5.2~43.2 mbsf（mbsf：meter below sea floor）层段厚度为38 m、52.2~118.2 mbsf层段厚度为66 m，主要以块状、片状水合物为主.其中在56~64 mbsf段，发育不可视的砂质储层孔隙充填型水合物.在W03站位钻获两套水合物储层，56.28~131.53 mbsf层段厚度为75.25 m、139.53~158.63 mbsf层段厚度为19.1 m，发育可视的脉状、片状水合物.在W07站位钻获2套水合物储层，22~49 mbsf层段厚度为27 m、52~72.3 mbsf层段厚度为20.3 m，主要以块状、脉状可视水合物为主.研究区水合物的赋存状态主要表现为：①脉状、片状裂隙充填型水合物；②呈块状、结核状、较厚裂隙充填水合物；③单层或多层、中等‒高饱和度孔隙充填型水合物.
研究区钻获的裂隙充填型水合物主要充填在沉积物中的小型裂隙中，呈薄片状或脉状产出，测井显示水合物饱和度局部变化较大、总体饱和度较低，声波时差减小、电阻率明显增大的特征（图 3中的b段、图 4中的c段）.块状裂隙充填型水合物主要形成于较大的裂隙空间中，呈块状、结核状、厚层状产出，测井显示水合物饱和度总体较高，伽马（GR）出现大幅的低值异常，声波时差明显减小，电阻率显著增大，密度也有较大幅度的降低（图 3中的a段）.W01站位52~63 mbsf为泥质粉砂沉积，水合物主要充填在沉积物孔隙中，为典型的孔隙充填型水合物.其电阻率明显升高，呈漏斗型，声波时差明显减小，为较高饱和度水合物层（图 3中的c段）.W03站位58~110 mbsf段表现为整体低声波时差，高电阻的测井特征.解释认为该层段表现为较高饱和度的水合物特征.通过钻探取心证实发育片状和脉状可视水合物及孔隙充填的细粒水合物颗粒（图 4）.取心结果表明该层段主要为裂隙充填型和孔隙充填型混合的水合物储层.
图 3 琼东南盆地W01井测井曲线及岩心照片Fig. 3. Logging curves and cores of well W01 in the Qiongdongnan basin
图 4 琼东南盆地W03井测井曲线及岩心照片Fig. 4. Logging curve and cores of Well W03 in the Qiongdongnan basin2.2 地震特征
基于地震资料对似海底反射（BSR）和含水合物地层的识别，是水合物勘探的关键环节，且利用BSR界面位置并结合区域地温梯度和压力的计算，可以较好地刻画局部水合物稳定域的厚度（王真真等，2014）.研究区BSR的识别特征有以下5个方面：（1）BSR全部发育于第四纪沉积地层中，大部分发育于气烟囱顶部；（2）BSR以下普遍发育低频率地震反射或强地震反射，指示在BSR以下游离气体聚集；（3）部分BSR被上拉地层所截断，指示局部出现流体渗漏现象；（4）研究区属于深水平原区，BSR与海底几乎平行，与沉积地层几乎不斜交.因此，大部分BSR地震响应特征不明显.（5）研究区内BSR发育，主要分布在凸起构造高点和凸起斜坡上，并与气烟囱具有较好的一致性.研究区内BSR埋深范围为130~170 m（图 5）.同时，BSR也受特殊沉积体（如MTDs）和构造活动（如岩浆侵入、断层发育）的影响，这些问题都为研究区BSR的精确识别带来了一定的困难.研究区发育大量渗漏通道中的水合物，其分布受通道的展布范围及其输导有效性控制.水合物稳定带内渗漏通道中发育高饱和度的裂隙充填型水合物（图 3）.受下伏流体活跃程度影响，在不同的地质时期渗漏至海底.当受到上覆沉积地层封堵，下部流体无法突破地层时，将向横向输导形成气体聚集带（图 5）.
图 5 琼东南盆地过W01井和W03井地震剖面显示的似海底反射层（BSR）反射特征剖面位置见图 1AA’、BB’；其中a、b为过W01井空白剖面，a’、b’为解释剖面Fig. 5. Reflection characteristics of bottom simulating reflector (BSR) in the through-well W01 and W03 seismic profile in the Qiongdongnan basin世界上多个盆地的水合物钻探结果显示，一定饱和度的水合物层会导致明显的振幅异常.考虑到水合物层的厚度、地震资料的垂向分辨率及调谐效应的影响，厚层的水合物层可能有明显的顶底界面，而相对薄层的水合物则表现为与海底极性一致的强振幅反射（王秀娟等，2021）.测试资料表明，研究区内水合物层的平均饱和度较高，局部可达到60%~80%，可在稳定域内识别出由高饱和度水合物引起的局部振幅加强和较明显的边界，同时可以观察到厚层水合物内部呈模糊和空白反射（图 5a’、5b’）.
2.3 海底露头
在W01井站位上开展的海底深潜器调查（ROV：Remote Operated Vehicle）露头观测发现了大型活动性冷泉露头.有大量冷泉生物，包括活动的贻贝、虾、蟹等，也有发现自生碳酸盐岩，并通过现场取样获取了块状水合物实物样品（图 6）.从地震剖面上看，表现为显著的地震反射极性反转现象（图 5）.以上现象表明在该站位处发生了大型的甲烷渗漏活动.深部烃类气体通过气烟囱等通道向浅层运移，在浅部地层中聚集，在地震剖面上表现为强反射响应.部分流体通过裂隙或者沉积物孔隙向水合物稳定带内继续扩散.高通量的游离气从而在浅表层沉积物中形成孔隙充填型、脉状乃至块状水合物.当这样的渗漏活动不断继续，沿着气烟囱上来的高温流体改变了渗漏通道中的水合物稳定状态，使得渗漏通道中水合物不断地分解和形成.水合物分解形成的甲烷气体通过渗漏通道运移至海底，为冷泉生物系统提供了物质基础.
3. 水合物富集影响因素
3.1 温压条件
琼东南盆地分布范围大，受断陷期快速热沉降影响，构造格局复杂，地温梯度差异较大.其中松南、宝岛、陵水和乐东凹陷的平均地温梯度为40 ℃/km，而中央坳陷南部的深水区地温梯度可达70 ℃/km以上（王秀娟等，2011）.前人利用盆地模拟软件对研究区的水合物稳定域进行计算，稳定带厚度约为220~340 m.研究区属于琼东南盆中央坳陷南部斜坡，深部流体活跃，表现出较高热流值.根据水合物钻探结果显示，W01/W03/W07井地温梯度分别为：78 ℃/km、76 ℃/km、103.7 ℃/km.琼东南盆地多数水合物钻井水深达到1 500~1 700 m，海底温度为2~4 ℃.基于对研究区地震剖面结合钻井对比，水合物稳定域底界约为160~170 mbsf，与计算水合物稳定域底界相符（Wei et al., 2021）.
3.2 气源与运移条件
3.2.1 气源条件
世界范围内众多的水合物勘探实践表明，形成水合物的气体来源主要包括微生物气和热解气以及两者的混合气3种类型（Lorenson and Collett, 2018）.水合物的气源成因主要通过水合物分解气的气体组成和同位素特征进行判识，微生物气甲、乙烷含量的比值通常高于1 000，甲烷碳同位素δ13C1值小于-60‰；热解成熟气甲、乙烷含量的比值低于100，甲烷碳同位素组成δ13C1值大于-50‰；而当甲、乙烷含量的比值为100~1 000，甲烷碳同位素δ13C1值为-60‰~-50‰时则为生物‒热解混合成因（张伟等，2017；Wei et al., 2021）.研究区水合物分解气的气体组成和同位素特征分析结果表明，该区水合物的气源与微生物气和热解气均有关系，属于生物‒热解混合成因（图 7）.迄今为止，全球勘查发现的天然气水合物类型多以生物成因为主（何家雄等，2013），但与全球范围内其他地区相比，南海北部的水合物样品的甲、乙烷含量的比值明显偏低，表明水合物气源构成中来自深层热解成因的重烃组分含量相对较高（何家雄等，2008）.由此可见，琼东南盆地深层热解气对于水合物的形成贡献较大.事实上，琼东南盆地发育始新统湖相、崖城组煤系热解气气源岩以及上新统‒第四系生物气气源岩等多套可用于供给水合物成藏的气源岩（何家雄等，2013；徐立涛等，2021），气源条件充足.
图 7 琼东南盆地水合物气源成因分析结果（据Liang et al., 2019修改）Fig. 7. Analysis of gas source origin of gas hydrate in the Qiongdongnan basin (modified from Liang et al., 2019)3.2.2 运移条件
前文已述及，琼东南盆地深层热解气为水合物的形成提供了气体基础，而深层气源岩埋深较大，因此输导体系是其由深部运移至浅部的关键.琼东南盆地具有典型的断‒坳双层结构，在断陷阶段形成了大量的基底断层（周杰等，2019）.同时，盆地由于欠压实作用和生烃作用普遍蕴含高温超压潜能，致使地层内普遍发育泥底辟/泥火山及气烟囱等特殊地质体（张伟等，2017）.而这些断层、底辟及气烟囱等构造往往是烃类气体运移、聚集的高效通道，在水合物成藏中发挥了重要作用（Wan et al., 2017；Zhang et al., 2018）.本文基于地震剖面的观察与精细解释，识别出研究区的3种输导体系类型：
（1）气烟囱. 研究表明，在南海北部多个水合物富集区普遍发育底辟‒气烟囱构造（Wan et al., 2018）.研究区气烟囱十分发育，深部流体向浅部运移过程中使沉积地层疏松、同时携带大量富含甲烷的流体输送到稳定带，造成气烟囱内部地层下拉、频率降低等异常地震反射特征（图 8a）；另外，盆地在超压背景下，使得深部流体通过气烟囱向浅层泄压，气烟囱亦十分发育（张伟等，2017）.这些气烟囱通常伴随着大量的流体上涌活动，具有低密度特征，因此可作为优势运移通道.研究区气烟囱大部分发育于构造高点处及断裂发育处（图 5、图 8），表明研究区气烟囱内部流体的运移极有可能是前期气体扩散或者沿断裂疏散过程中，逐步充填在断裂及压力薄弱地层中.流体的扩散促进地层的孔渗结构改善，形成气烟囱，再而有益于流体向浅层运移.研究区气烟囱发育与BSR分布具有较好的符合，表明气体由该通道不断地向水合物稳定带渗漏，在温压稳定域内形成天然气水合物藏.同时，在琼东南盆地南部低凸起及周缘区发育大量气烟囱，推断研究区天然气水合物成藏的气源有较大部分来自深部热成因气源.
图 8 琼东南盆地南部气烟囱及断层地震反射特征Fig. 8. Seismic reflection features of gas chimneys and faults in the southern Qiongdongnan basin（2）断层体系. 断层具有较强的渗流能力，通常被视为最常见的烃类气体的运移通道.研究区位于盆地南部低凸起及其周缘区，极易形成两种类型的断层.第一种表现为沿着凹陷与凸起区发育的构造转换断层（图 8a）.琼东南盆地受渐新统快速裂陷作用影响，南部低凸起及其周缘区深部主要发育沿凹陷边缘分布的断层.这样的基底断层能够有效切割深部断陷构造层的烃源岩，从而可使大量烃类流体向上部地层运移.第二种表现为受沉积地层差异压实，断层再活化而形成.自渐新世快速裂陷阶段以来，琼东南盆地深水区沉积地层中央坳陷带最厚，向周缘凸起及其斜坡带沉积地层变薄.由于上覆地层沉积厚度的差异，使得凸起构造高点南北两端形成了“翘翘板”结构.因此，研究区发育沿着凸起及其周缘区分布的断层（图 8b）.由此可见，深部裂陷层内烃源岩产生的烃类气体主要通过基底断层向上运移，是主要的深部流体运移输导通道.当烃类气体向上运移至坳陷层时，第2种类型断层起到了流体进一步扩散的作用.烃类气体通过第2种类型断层及其他类型输导体系类型（如气烟囱等构造）继续向浅层运移，从而使烃类气体进入稳定域内形成水合物.
（3）孔‒缝渗漏体系. 浅层巨厚的未固结沉积物具有较大的孔隙度和渗流能力，这些高孔高渗地层中的烃类流体主要通过扩散作用进行运移和聚集（侯正瑜等，2013）.尤其是海底浅层微生物作用形成的生物气分布较广，其主要通过微孔隙、微裂缝等通道近源聚集（张伟等，2017）.同时，富泥质沉积物的快速沉积致使盆地深水区地层普遍存在欠压实成因超压，加之高热流背景促使有机质大量生烃增压（张伟等，2017）.在此背景下，浅层沉积物中普遍发育微裂缝系统，主要由下部超压地层泄压时突破上覆沉积物所形成.当深部烃类气体运移至浅层时，即使断层或气烟囱系统不发育，在这种高孔渗地层背景下，烃类气体亦可通过浮力作用继续向浅层稳定域内进行运移直至形成水合物（图 5）.
3.3 聚集条件
3.3.1 储集条件
大量的钻探实践表明，水合物主要赋存在沉积物的孔隙或微裂隙中（陈芳等，2013；王秀娟等，2021）.不同类型储层对水合物的产状、饱和度等有显著的影响.
研究区测井结果指示，W01井在7.8~ 46.8 mbsf段（图 3中a、b段，图 5a’中水合物层1）主要发育裂隙充填型水合物，计算平均有效孔隙度为59.5%，平均含水合物饱和度为43.9%，平均渗透率为0.15 mD（毫达西）；在67.21~121.0 mbsf段（图 3中c段，图 5a’中水合物层2）发育裂隙充填型和孔隙充填型水合物，计算平均有效孔隙度为48.9%，平均含水合物饱和度为22.0%，平均渗透率为0.1 mD.W03井在56.3~131.5 mbsf段（图 4中a、b段，图 5b’中水合物层）发育砂质储层的裂隙充填型和孔隙充填型水合物，计算平均有效孔隙度为51.8%，平均含水合物饱和度为51.5%，平均渗透率为0.06 mD.W01井和W03井的保压岩心资料指示，砂质储层中发育的水合物主要充填在沉积物的孔隙空间中，通常呈分散状产出，总体具有较高的饱和度；而在泥质储层中的水合物主要发育在沉积物的微裂隙中，通常呈块状、脉状、片状产出，饱和度差异较大，主要受控于微裂隙的产状、密度和连通性，平均水合物饱和度偏低（图 3，图 4）.
总体上看，W01井上部储层（水合物层1）主要为块体流沉积，发育块状、层状水合物.由于接近海底严重欠压实，表现为较高孔隙度，较为中等平均水合物饱和度；下部储层（水合物层2）主要包括块体流沉积及其下部一套砂质沉积，虽然水合物饱和度较低仅22%，但该层孔隙度较高达48.9%.与W01下部储层相反的是，W03井只发育一套连续的水合物层，储层包括了块体流沉积及其下部砂质沉积，同样是较高孔隙度，水合物饱和度却达到51.5%.研究区扩散型水合物主要发育于砂质沉积中，而块体流沉积主要形成裂隙充填型水合物储层.这与块体流内部流体扩散难度大有较大关系，块体流沉积内部流体的输导作用较差，影响流体扩散，进一步限制了水合物的饱和度.
3.3.2 块体搬运沉积体的封盖作用
（1）块体搬运沉积体系（MTDs）.通过琼东南盆地深水区2D和3D地震资料解释发现，研究区上新世及第四系地层中MTDs较发育，表现为杂乱、半透明的弱振幅或不连续的层状，头部发育滑脱断层，端部发育逆冲断层，其底部剪切层具有连续的强反射（图 5，图 9）.与正常沉积地层相比，稳定域内的MTDs具有较低的孔隙度和渗透率（王秀娟等，2011），当浅部高孔渗地层中的烃类流体在浮力作用下向上运移至上覆的MTDs底界时，MTDs对流体纵向扩散起到封堵作用，减缓天然气向海底泄漏的速率，并使其沿MTDs底部剪切层侧向运移，可以扩大稳定域内的天然气丰度和平面分布范围，从而有利于水合物的形成.
图 9 琼东南盆地W01井(a)与W03井(b)井-震对比解释的天然气水合物分布特征Fig. 9. Distribution characteristics of gas hydrate interpreted by well-seismic correlation of wells W01 (a) and W03 (b) in Qiongdongnan basin（2）孔隙流体超压封盖作用. 研究表明，海洋陆坡深水区未固结的沉积物普遍存在欠压实成因超压，块体流沉积往往是控制欠压实发育的主要因素（Long et al., 2011）.块体流沉积的快速堆积，使得孔隙流体不能及时排出，而形成孔隙流体超压.超压层对下伏流体（游离气）的向上输导运移具有一定的封盖作用.本次研究通过将测试压力垂向分布进行井震对比分析.此处测试压力值是指在原位静力触探测试（CPT：cone penetration test）中，孔隙流体压力随时间的变化到终止测试时的终止压力值.在水合物钻探过程中，可以通过使用CPT测试原位地层的初始压力和终止压力来获取岩石力学参数和判定地层的渗透率.研究区浅部地层发育多期次厚层块体流沉积体，通过井震对比，标定了研究区块体流沉积、水合物发育层与测试压力异常层位（图 9）.这样的测试压力异常层与测井‒地震识别出的块体流沉积对应.W01井上可识别出40~50 m区间段发育压力异常段而在下部发育较大规模的水合物，但由于后期输导通道突破超压层，天然气继续向上运移，在超压层上部发育一套较小规模的水合物矿藏（图 3，图 9a）.W03井约40~50 m段发育压力异常段，表明该层段具有孔隙流体超压特征.该层电阻率响应呈锯齿状中‒高值，天然气水合物零星分布于裂隙中.在孔隙流体超压下部，当深部气体通过纵向输导通道运移至超压段的下部时难以大量继续向上扩散，水合物主要形成于超压段的下部地层中，含水合物地层的地震相呈现较为明显的杂乱特征及能量衰减.由此推测，块体流沉积形成的孔隙流体超压层段存在对水合物的产出规模和水合物富集饱和度有积极作用.
4. 水合物成藏模式
综合琼东南盆地南部低凸起及其周缘区各类成藏要素的分析，表明研究区烃源岩沉积规模大，成熟度高，气源条件优越，气烟囱、断层、裂隙等高渗透性通道组合形成的输导网络对于水合物的形成尤为重要，气源及输导通道主导着该区水合物的形成及分布.同时，大面积展布的块体流以及其产生的孔隙流体超压层可起到区域封盖作用，能够有效减缓下部气体向海底渗漏.因此，气源是水合物成藏的基础，输导通道是控制热解气运移至浅部的关键，封盖层是防止天然气逸散至海底的重要保障，三者协同影响着高饱和度水合物矿藏的形成.
通过进一步对水合物原位封盖条件及其与水合物发育特征的关系分析，可将研究区水合物成藏模式划分为封闭系统和开放系统两种类型.封闭系统类型是天然气在封盖作用下形成水合物的成藏模式.正常深海沉积内部为静水压力（P1），块体流沉积的快速堆积致使其下部沉积物中孔隙流体不能及时排出，使其产生孔隙流体超压（P2）；随着深度继续增加，地层压力向下逐渐过渡到正常静水压力（P3）.天然气由沟通深层烃源岩的输导体系运移至浅层稳定域内的块体流/超压段下部进行滞留而增加天然气的聚集浓度，并与浅层生物气混合，聚集的天然气甚至沿着超压层下界发生侧向运移并横向连片，进而在适宜的低温高压条件下形成较为均质分布的中‒高饱和度水合物.此外，水合物占据沉积物的孔隙空间后同样可使地层渗透率降低，从而对下伏的游离气进行封堵，游离气丰度升高.此模式强调了封闭层的纵向封堵作用，块体流/孔隙超压层、水合物层对下伏的游离气均具有封盖能力（图 10）.当超压封闭层后期被烃类气体向上突破，天然气继续向上运移从而形成多层水合物，通常下部为高饱和度水合物层，上部常压段为低饱和度水合物层.
图 10 琼东南盆地低凸起及其周缘区天然气水合物发育模式示意Fig. 10. Enrichment pattern of gas hydrate of low uplift and its surrounding area in Qiongdongnan basin开放系统类型是天然气在静水压力条件下形成水合物的成藏模式.当浅部地层被游离气通过气烟囱突破了较为致密的块体流沉积层/孔隙流体超压层时，烃类气体运移至稳定域内具备储层条件的未固结沉积物时形成水合物富集，或渗漏至海底形成表层块状水合物.其中在稳定域内的游离气体在适宜的温压条件、适当的天然气通量下形成水合物聚集带.由于常压状态下的天然气聚集浓度有限，除了局部形成高饱和度的块状水合物以外，大多形成中‒低饱和度的分散状水合物类型（图 10）.
5. 结论
（1）琼东南盆地深水区水合物成藏储集类型主要分为两大类：孔隙型水合物和裂隙型水合物.前者赋存在沉积物的孔隙空间中，常呈单层或多层产出；后者赋存在沉积物的微裂隙中，往往呈脉状、片状、块状、结核状、厚层状等显性形态产出.含水合物地层具有高电阻率、低声波时差以及强似海底反射（BSR）特征.
（2）琼东南盆地深水区凸起及其周缘区快速裂陷期发育凸起构造周缘断层为深部流体提供了快速运移通道.凸起构造高点处的气烟囱将深部热解气及生物气输送至浅层水合物温压稳定域内，形成水合物.渗漏通道和孔‒缝渗漏体为浅部游离气的扩散、聚集提供了二次输导通道.稳定域内广泛发育的块体搬运沉积体系对游离气起到了封盖作用.研究区具备有良好的深部气源供给体系、气烟囱主导的运移体系及温压稳定域内水合物储集体系等成藏因素，是天然气水合物的有利勘探目标.
（3）研究区浅层多期次发育的块体搬运沉积体系形成孔隙流体超压层，对气体的扩散和渗漏起到了封盖作用.根据封盖条件的差异性将水合物成藏模式划分为封闭系统和开放系统2种类型.封闭系统类型是天然气在孔隙流体超压封堵作用下形成水合物的成藏模式，多形成单层或多层中‒高饱和度水合物；开放系统类型是天然气在静水压力条件下形成水合物的成藏模式，多形成中‒低饱和度水合物类型.
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图 1 琼东南盆地构造单元分区及研究区位置
Fig. 1. The geographical location and structural unit division of the Qiongdongnan basin
图 2 琼东南盆地地质综合柱状图（修改自杨金海等，2019）
Fig. 2. Schematic stratigraphic column of the study area in the Qiongdongnan basin (modified from Yang et al., 2019)
图 3 琼东南盆地W01井测井曲线及岩心照片
Fig. 3. Logging curves and cores of well W01 in the Qiongdongnan basin
图 4 琼东南盆地W03井测井曲线及岩心照片
Fig. 4. Logging curve and cores of Well W03 in the Qiongdongnan basin
图 5 琼东南盆地过W01井和W03井地震剖面显示的似海底反射层（BSR）反射特征
剖面位置见图 1AA’、BB’；其中a、b为过W01井空白剖面，a’、b’为解释剖面
Fig. 5. Reflection characteristics of bottom simulating reflector (BSR) in the through-well W01 and W03 seismic profile in the Qiongdongnan basin
图 7 琼东南盆地水合物气源成因分析结果（据Liang et al., 2019修改）
Fig. 7. Analysis of gas source origin of gas hydrate in the Qiongdongnan basin (modified from Liang et al., 2019)
图 8 琼东南盆地南部气烟囱及断层地震反射特征
Fig. 8. Seismic reflection features of gas chimneys and faults in the southern Qiongdongnan basin
图 9 琼东南盆地W01井(a)与W03井(b)井-震对比解释的天然气水合物分布特征
Fig. 9. Distribution characteristics of gas hydrate interpreted by well-seismic correlation of wells W01 (a) and W03 (b) in Qiongdongnan basin
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