0 引言

中国南海琼东南盆地是已证实的富生烃盆地，是南海北部大陆边缘新生代断陷盆地，盆地的形成发育与复杂的断裂活动相关，在纵向上形成下断上坳结构特征，平面上具有“南北分带，东西分块”的构造格局(图 1)，具有“下断上坳双层结构和多凸多凹”的特点.综合分析沉积速率、地温场分布特征及断层发育体系的基础上，认为琼东南盆地多种压力结构的成因机制主要有3个：(1) 裂陷期的快速沉降沉积作用引起的欠压实作用为主因；(2) 断裂或是大型沉积体疏导泄压；(3) 大型沉积体低部位伸向高压区，侧向压力传递导致高压.同一盆地不同构造单元压力结构差异很大，分为松东-松西常压带、松南-宝岛区断裂泄压带、崖城凸起砂体泄压型低压带和大崖城区异常高压带，不同的压力结构其压力成因存在差异，并且压力结构与油气的成藏也具有非常密切的关系，而且地层压力结构与钻井井身结构和钻井安全息息相关.为了提高压力预测精度和钻井安全，研究琼东南高压盆地压力结构与油气成藏关系是十分必要和有意义的！

1 琼东南盆地压力结构特征 1.1 松东-松西常压带

松东-松西带现今各套地层均处于静水压力中，三亚组和陵水组压力系数演化趋势相似.三亚组在5.5 Ma时压力系数为1.2左右，处于静水压力状态；之后在4.2~3 Ma发育了超压，压力系数介于1.25~1.7之间.之后随时间演化，压力不断减小，演化至现今，三亚组地层又处于静水压力.陵水组在距今8 Ma和4.2~3 Ma发育了两期弱超压，在8 Ma时压力系数为1.4左右，处于弱超压系统中；之后压力系数缓慢递减，至6.5 Ma时，压力系数降到1.3左右，进入常压；一直持续缓慢递减至5.5 Ma(褚庆忠，2001；樊洪海等，2005；艾池，2007)，压力系数又开始缓慢递增，在4~3.5 Ma，压力系数达到最大1.5，为弱超压.之后随时间演化，压力不断减小，进入3 Ma之后压力系数为1左右，为常压，演化至现今，陵水组地层为常压.

1.2 松南-宝岛区断裂泄压带

东部松南-宝岛区断裂发育，沉积体也较为发育.从琼东南盆地各层位的压力系数与断裂叠合图(图 2)整体来看，东部的断裂比西部发育，断裂越发育的地区压力系数越低，特别是二号断裂以北和松涛凸起以东的地区断裂最为发育，因此导致该区域基本为常压，整体上具有明显的对应关系.从断裂分布与压力系数分布的对应关系上能够看出：断裂越发育的地方，压力系数越低，甚至为正常压力，表明断裂系统对超压具有明显的释放作用；现今断裂与压力系数的分布特征可以得出一个认识：断裂对压力具有释放作用，正是断裂对超压的释放才使得现今压力分布西部高于东部地区.

1.3 崖城凸起砂体泄压型低压带

流体运移和散失会造成压力的变化，在没有增压的前提下，就会造成超压的降低，因此是控制超压分布及演化的重要因素.崖南—乐东—陵水凹陷断裂不发育，但沉积有从崖城凸起来的三角洲砂体，这些砂体是压力释放的通道，能够影响崖南—乐东—陵水凹陷的压力分布及演化特征.在琼东南盆地崖南凹陷多口钻井都钻遇到了“低幅超压层”，经过与钻井对比，“低幅超压层”从岩性上来看基本都是厚层砂岩夹薄层粉砂岩组合，这些富砂组合在地震剖面上都对应为三角洲前缘沉积，且分布范围较大，经前人解释和追踪该三角洲在三亚组、梅山组分布较为广泛(郝芳等，2003；何家雄等，2005；黄保家等，2005；谢习农等，2006)，并且单井计算压力在该层段明显压力回转(图 3).

1.4 大崖城区异常高压带

大崖城区梅山组的沉积速率约为30~60 m/Ma，黄流组的沉积速率约为40~80 m/Ma，莺歌海组的沉积速率约为100~300 m/Ma，乐东组的沉积速率约为300~800 m/Ma(刘泉稳等，2005；刘振等，2006).无论是莺歌海组的沉积速率还是乐东组的沉积速率，由北向南逐渐增加，这与该区的压力分布特征和超压顶面埋深的变化特征较为一致，这表明大崖城区的超压形成也主要受控于欠压实作用.压力传导在大崖城区也存在，过大崖城区已钻井典型压力剖面(图 4)，在断裂附近其超压顶面明显高于其他地区，另外断层附近的压力也明显高于其他地区，这表明存在压力的传导，可能深部高压流体沿着断裂传导到了浅层，使得断层附近的压力升高，进而也使得超压顶面埋深减小.在陵水北坡，靠近2号断裂的超压顶面高于其他地区，说明陵水北坡靠近2号断裂处的压力传导对该带的压力分布及演化具有较大的影响.

2 压力结构特征成因分析

琼东南盆地的压力结构特征多样，有常压区、断裂泄压区、沉积体泄压区和异常高压区.对于常压区而言成因相对比较简单，主要是未经历过大型的地层快速沉积过程，而且储层发育孔渗条件好，便于压力的卸载.那么对于异常高压型和高压卸载型压力结构，其成因就比较复杂，下面重点分析这两种压力结构的成因.

2.1 欠压实成因是超压形成的主因

琼东南盆地为典型的沉积盆地，地层欠压实特征明显.欠压实作用又称为不均衡压实作用，指在沉积物压实过程中地层中的孔隙流体不能正常排出，从而导致孔隙流体压力高于正常压实情况下的孔隙流体压力，此套地层一般为一套巨厚的泥岩.欠压实作用的产生有几个必要条件：① 沉积物一般为细粒的泥岩；② 巨厚的沉积物；③ 快速沉降与沉积(王振峰等, 1999, 2004；孙武亮，2007；孙明亮等，2008).沉积速度越快，对流体排出的速率要求就越高，难度就越大，在巨厚的泥岩地层沉积压实过程中，泥岩层的外层的流体总是先被排出，原因是其与相邻的渗透性相对较高的地层接触排水较易，而中部地层流体不易被排出而形成欠压实地层.在沉积盆地中，随着上覆负荷的增加，地层的有效应力增大，孔隙度随着埋深的增加随之减小，在埋深较浅时，孔隙流体会随着上覆压力的增加正常排出，埋深继续增加，在一定的条件下，流体排出不畅，形成超压，地层的孔隙度较之正常压实情况下的孔隙度偏大.对于导致高压的其他因素，包括生烃增压、水热增压和粘土矿物成岩转化增压，在琼东南盆地压力形成机制中所占比重较小，可以忽略不计.

2.2 断裂和大型沉积体泄压

高压释放通道主要有断裂、裂缝和连通的砂体，这已是大家的共识.琼东南盆地东部地区崖城组到三亚组期间松东凹陷、松西凹陷和松涛凸起发育有广泛的断裂，这些地区基本为正常压力；崖北凹陷和崖城凸起也发育有广泛的断裂，也为正常压力；陵水北坡、乐东凹陷、陵水凹陷和松南凹陷断裂不发育，地层压力都为超压(魏茂安等，2007；谢玉洪等，2012)，表现出超压分布与断裂的分布有明显的对应关系，也就是说断裂对超压有一定的泄压作用.断层泄压总要是将高压地层孔隙流体压力通过流体沿断面或是断裂系统垂向上传递到渗透性好的储层中，储层横向连通性较好且分布范围较广，使得压力得到释放发生泄压.

当断裂系统不发育，但高压地层与上覆大型沉积体直接接触时也会发生泄压，这种泄压要求大型沉积体横向连通性好，分布范围广，上倾方向与静水压力系统连通.琼东南盆地目前广泛分布的沉积体与压力系数的分布有较好的对应关系：连片分布的沉积体对应正常压力或过渡压力区，孤立分布的砂体或不发育沉积体的地区对应较高的压力系数，这种对应关系也进一步间接表明琼东南盆地广泛分布的沉积砂体是超压释放的通道，也是超压分布的一个控制因素.

2.3 砂体传导压力致高部位异常高压

孤立的扇体对压力系数的分布没有明显的影响，这意味着开放体系的砂体才是泄压通道.当砂体为大型沉积扇体，横向展布面积很大，连通性很好，砂体的低部位主体伸向高压区，且高部位受致密泥岩盖层遮挡时，不但不会发生泄压，还会导致砂体高部位异常高压.以LS13-A为例，从砂体深度构造图(图 5b)上看，目的层为大型的三角洲扇体，分布面积很大，砂体的主体低部位在南部.同时结合过井典型地震剖面(图 5a)，砂体的低部位与深部三亚组欠压实泥岩高压包相连，钻前认为在这种情况下，目标体低部位的压力会侧向传递到高部位的井点位置形成超压.按照此认识对LS13-A井点进行压力预测并与实际测压资料进行对比(图 5c)，目标井点目的层深度为3771 m，砂体低部位深度为4050 m，高差为279 m，低点压力系数为1.86，填充流体按井点钻后测井解释的15.8 m气水同层，预测目的层的地层孔隙压力为1.936，钻井时DST测试的地层孔隙压力为1.935，预测压力与实际测压点吻合程度非常高.

3 压力结构与油气成藏关系

琼东南盆地强超压形成及释放时间早于油气大规模充注时间，超压释放伴随着烃类流体运移和充注过程，必定对本区油气运移及聚集具有重要的控制作用.随着埋深的继续增大，超压进一步增大，达到或超过上覆盖层破裂压力时，地层中的烃类流体将会被释放在有利位置聚集成藏，压力减低，由于成岩作用破裂通道将会被封闭，如此反复，超压地层反复的开启与封闭，形成生烃—承压—排烃反复的过程.琼东南盆地现今压力展布特征的差异性及其与输导体系(主要是砂体、断裂和裂缝)在空间上的不同配置关系必然导致在不同流体动力场背景下油气运聚成藏过程的差异性(张树林等，2002).

3.1 断裂泄压带与油气成藏关系

在断裂泄压型油气成藏模式中，断裂是超压释放的主要通道，也是油气运移的主要通道.沿断裂纵向压力差是油气运移的主要驱动力，压力差越大，油气运移及聚集效率越高，压力差越小，油气运移及聚集的效率越低，甚至主要依靠气体的浮力进行运移和聚集(张树林等，2004).通过断裂运移来的油气能否聚集成藏，主要决定于断裂附近是否有圈闭、断通的地层烃源岩是否富集，如果存在岩性圈闭或者是构造圈闭，且烃源岩生烃潜力大，会发育油气藏.东部地区，在4 Ma以来主要以压力释放为主，现今压力系数明显低于西部地区，强超压的释放亦伴随油气的大量运聚过程，近烃源岩、沿断裂分布的构造圈闭、岩性圈闭是有利的勘探目标.

3.2 砂体泄压型低压带与油气成藏关系

“砂体泄压型”油气成藏模式主要分布于崖南凹陷和崖城凸起区，是由于超压封存箱的顶部封盖层为富砂沉积，超压封存箱内油气能沿着砂体泄压而在泄压带内聚集成藏，属于箱外成藏类型.富砂沉积层破坏了下伏超压封存箱内油气成藏，使得油气沿着砂层运移并进行压力释放，油气沿着这些富砂沉积发生了运移及压力释放，故形成了“低幅超压层”.低幅超压带下伏的超压层难以成藏，泄压带内的圈闭益于成藏.高压含烃流体沿着裂缝源源不断地运移到低幅超压层的天然气能够沿着低幅超压带内的砂体向上运移，不仅能够聚集在具有上倾尖灭型岩性圈闭中，也能够聚集在具有构造圈闭的储层中，因此泄压带内的岩性圈闭是该领域重要的勘探目标.

3.3 异常高压带与油气成藏关系

高温高压区油气成藏总体表现为垂向运聚特征，但不同位置输导通道有所差别.在靠近生烃凹陷处，由于断裂极不发育，断裂通道垂向输导油气几乎不可能(张卫华等，2005).前述压力场成果显示，大崖城区凹陷深部超压极为发育，强超压压裂地层产生大量裂缝，裂缝从而替代断裂成为本区油气垂向汇聚成藏的关键输导通道，现今乐东凹陷浅层三亚-梅山组高压水溶气显示及梅山组含气层就是该裂缝体系作为油气垂向运移通道沟通深部渐新统气源岩与浅部中新统储层的证据；在生烃凹陷边缘处，来源于生烃凹陷的油气可沿该断裂带+地层压裂形成的裂缝带联合输导油气垂向运移至泄压带内成藏.

4 结论

通过琼东南盆地的压力结构特征，成因分析及压力结构与油气成藏关系研究，可以辅助勘探寻找有利区带和目标.琼东南盆地欠压实成因是超压形成的主因，断裂和大型沉积体泄压砂体和传导压力致高部位异常高压是深部砂体地层压力异常的主因；结合压力结构特征和与油气成藏的关系分析认为崖城凸起砂体泄压型低压带和大崖城区异常高压带是琼东南盆地最有利的勘探区带，应在这两个领域加强勘探和寻找目标.

致谢 感谢审稿专家提出的修改意见和编辑部的大力支持！