临高构造区构造－岩性圈闭型天然气成藏模式

大量研究成果表明作为油气运移的主要输导体包括高孔渗砂体、不整合界面、断裂或裂隙体系。临高区发育明显不整合界面有S₆₀和S₄₀界面，地震剖面均揭示了对下伏地层的削截现象和上覆地层的超覆现象，而其他三级层序界面多数以整合或相对短时间间断。因而，相比而言，S₆₀和S₄₀两界面具有更强的流体输导能力，而其他界面输导能力微弱。

临高构造带深部断裂系统均不切过三亚组及以上地层，而是以隐伏断裂的形式控制上覆地层的坡折带分布和地层厚度的变化，因此，这些隐伏断裂不能构成裂后期地层中流体和天然气的输导体。莺歌海盆地北部天然气主要输导体是高孔渗砂体和S₆₀、S₄₀不整合界面。在断陷期天然气成藏中，断裂系统可能起到重要的作用。由于裂后期切穿式断裂不发育，因而对该区油气聚集十分不利。因此，临高构造带天然气成藏应是与断陷期烃源岩之间具有输导通道的储层，特别是位于S₆₀、S₄₀不整合界面之上的低位三角洲和盆底扇储层，其可能天然气成藏模式包括以下两类。

1.盆地中央低位三角洲成藏模式

如前所述，强制海退所形成的低位三角洲为海平面初始下降时产物，砂体的底为层序的底界面，并与上一个层序的高水位体系域相邻。低位进积楔具有如下一些特征:

(1)出现向海的一侧，相对较粗，孤立存在，与上一个层序的高水位体系域相邻。

(2)低水位进积楔的顶面由许多小的阶梯状递降序列形成，表现为一个向海倾斜的斜坡。

(3)低水位进积楔形成之后，当后期海侵开始时，对低水位进积楔产生一定程度的改造，并在低水位进积楔顶部形成冲刷面，这样在低水位进积楔顶部形成相对较粗的砂岩层，如图6－18所示，以低水位进积楔顶部岩性最粗，其远端逐渐变细。

(4)低水位进积楔之上通常被海侵泥岩所覆盖。所以，低水位进积楔构成缓斜坡背景条件下岩性圈闭的最有利地区。如果存在好的油源，该低水位进积楔砂体则是很好的岩性油气藏类型。

研究成果表明，盆地北部莺西斜坡带在三亚组和梅山组及黄流组沉积时期均为缓斜坡背景，在S₅₁、S₅₀、S₄₀、S₃₁界面形成规模不等的低位三角洲和斜坡扇沉积。该类扇体成藏模式具有如下特点:

图6－18 低位三角洲及其岩性变化

(1)研究区南部低位三角洲分布区仅三亚组和梅山组进入生烃门限，特别是三亚组和梅山组位于临高构造南部有效烃源岩分布区内，甚至可能夹于有效烃源岩之间，气源丰富。

(2)莺西斜坡带低位三角洲为远源三角洲沉积，以细粒砂岩为主，由于其上覆莺歌海组厚度不大，因而具有较好的物性条件。

(3)在临高构造至东方1－1构造地区，深部断裂均未刺穿上覆裂后期沉积地层，所以该区天然气输导体主要是S₆₀、S₄₀强削蚀的不整合界面以及砂岩体。这些低位三角洲直接伸入烃源岩内，或者本身与下伏高位体系域砂体毗邻，构成了良好的输导能力。值得注意的是在S₅₁、S₅₀界面的低位三角洲，由于层序界面输导能力较弱，对其成藏不利。

(4)根据研究区区域分析，三亚组和梅山组地层埋藏较浅，只有研究区南部地层可能出现超压现象，但其超压强度远小于中央坳陷地区。

(5)不利因素是研究区南部三亚组低位三角洲砂体由于埋藏较深，加大了勘探成本。在S₄₀、S₃₁界面发育的低位三角洲由于有S₄₀这类强削蚀的不整合界面作为良好的输导通道，对天然气成藏条件十分有利。

2.临高构造低位体成藏模式

临高构造是盆地深部隐伏断裂在伸展过程中形成的同沉积披覆背斜，在临高构造东侧与中央凹陷发育构造坡折带，这些坡折带在三亚组和梅山组形成斜坡扇等低位域砂体，这些砂体与临高构造的结合构成了该区有利的成藏组合。该类砂体成藏模式具有如下特点(图6－19，图6－20)。

(1)临高构造地区由于三亚组和梅山组埋藏较浅，大多未进入生烃门限，因而该区主要有效烃源岩为深部的崖城组和陵水组，位于临高构造东侧中央拗陷带三亚组和梅山组部分已进入生烃门限，可提供部分烃源。

(2)临高构造斜坡扇的物源来自于红河和莺西斜坡带，沉积物以细粒砂岩为主，部分为临高构造高部位剥蚀产物。

图6－19 盆地中央低位三角洲成藏模式图

图6－20 临高构造低位体成藏模式

(3)崖城组和陵水组所形成的烃源岩主要通过深部断裂向上运移，然后通过砂岩层或S₆₀强削蚀的不整合界面进行侧向输导。从输导系统特征来看，越毗邻于S₆₀不整合界面对天然气成藏越有利。

(4)从LG20－1－1资料可以看出，临高构造深部崖城组和陵水组可能存在超压现象，这种异常高流体压力可作为天然气运移主要驱动力。

(5)不利因素是临高构造深部断裂系统大多不穿过三亚组地层，有些地方甚至不穿过陵水组地层，尽管该区深部存在较厚的崖城组和陵水组地层，这样对该区排烃和二次运移非常不利。因此，该区勘探方向应以陵水组和三亚组低位体为主，特别是岩性尖灭与构造复合的圈闭。