海中凹陷为北部湾盆地内重要的含油气凹陷之一，目前已发现多个含气构造和不同级别油气显示，展示了良好的油气勘探潜力^[1-2]，但其勘探程度和研究程度均较低，近年针对海中凹陷研究主要侧重于构造、沉积等基础地质方面^[3-6]，而对于油气成藏方面，尤其是流体动力场方面的研究相对薄弱，亟需加强，以推动油气勘探进展。沉积盆地流体动力场不仅对油气的生、排、运、聚有着直接的控制作用，还对油气藏的保存及再分配等也有重要的影响作用，是油气成藏动力学研究的主要内容之一^[7-17]。本文以油气成藏动力学理论为指导，采用盆地数值模拟与油气地质综合分析相结合的研究方法，分析了海中凹陷温度场、压力场、势能场及应力场等流体场特征，剖析了流体动力场与油气成藏的关系，为油气成藏动力学研究奠定了基础。

海中凹陷位于北部湾盆地北部坳陷西南部，为一北断南超的箕状凹陷，其北靠涠西南凹陷，南部及东部临企西隆起，西接涠西南大断裂（图 1）。凹陷总体近东西向展布，面积约3 694 km²，是北部湾盆地勘探程度较低的凹陷之一。凹陷经历了古近纪断陷期的三次张裂和新近纪裂后区域热沉降的演化过程，新生界最大沉积厚度达9 000 m，尤其近几年构造研究表明，海中凹陷与涠西南凹陷“D”次凹在始新世流沙港组沉积时期为统一湖盆，流沙港组主力烃源岩发育，具备良好的勘探前景^[3-6]。始新统流沙港组中深湖相暗色泥岩发育，厚度大，分布广泛，烃源岩有机质丰度高，类型以Ⅱ₁-Ⅰ型为主，大部分已进入成熟生烃阶段，生烃中心已达到过成熟阶段，具有较强的生排烃能力，资源潜力巨大，现已在凹陷内勘探发现了涠14-2气田、涠11-5W油田及涠17-2含油构造等。古生界基岩风化壳及新生界古近系长流组、流沙港组和涠洲组陆相砂岩储层发育，埋深适中，物性较好，储集性能优越。流沙港组二段及中中新统角尾组上部的大套泥岩为海中凹陷两套区域盖层，流一段、涠洲组二段、一段泥岩较发育，可作为局部盖层。凹陷存在流沙港组自生自储、流沙港组—涠洲组下生上储及流沙港组—古生界基岩风化壳型上生下储等三种生储类型，其中以自生自储和下生上储型组合为主。

图 1(Figure 1)

图 1 北部湾盆地北部坳陷构造区划图

8口钻井实测地温揭示，海中凹陷现今地温随着埋深增加线性升高，地温梯度总体较高，现今平均地温梯度达3.45 ℃ /100 m（图 2），高于世界沉积盆地的平均值（3.00 ℃ /100 m），为烃源岩的成熟与油气生成创造了有利的温度背景条件。横向上，不同构造部位地温梯度存在较为明显的差别，洼槽带涠3井区地温梯度为4.53 ℃ /100 m，明显高于南部斜坡带H2井3.27 ℃ /100 m和W22-3-1井3.22 ℃ /100 m，即从洼槽区向斜坡区地温梯度呈现逐渐降低的趋势。这种地温场分布的不均一性主要与基岩埋深、地下热源及岩石热导率等因素有关。

图 2(Figure 2)

图 2 海中凹陷深度与温度关系图

恢复盆地古温度的方法主要有TTI-Ro法、流体包裹体法、盆地模拟法和黏土矿物法等，不同方法适用不同的地质条件和资料状况。基于钻井实测温度资料采用盆地模拟中的“瞬变热流模型”反演古地温场是低勘探程度地区常用的方法之一^[17]。模拟结果表明（图 3），整体上，海中凹陷地层温度从古至今不断升高，地温梯度则逐渐降低，地层升温速率明显受到沉积速率的影响。古新世时期，盆地处于初始拉张阶段，众多切割基底的大断裂沟通了深部热岩浆源，此时的古地温梯度最高；伴随着始新世时期流沙港组沉积，岩石圈的热膨胀逐渐冷缩，地温梯度缓慢降低。长流组底部地层不断接受上覆岩层的压实作用，并随着沉积埋深的不断加大，地层温度逐渐上升。渐新世时期，海中凹陷在高沉积沉降速率下，形成了巨厚的涠洲组沉积，地温梯度快速降低，长流组底部地层温度快速升高。渐新世末期（涠洲组沉积末期），盆地发生强烈的基底抬升，拉张作用明显减弱，整体抬升遭受剥蚀，地层温度降低。中新世以后，凹陷进入坳陷阶段，地热活动逐渐衰退，地温增长趋于缓慢。

图 3(Figure 3)

图 3 W3井古地温演化（左）及地温速率与沉积速率关系（右）图

基于声波测井资料利用“等效深度法”计算的W3井地层压力结果显示（图 4），地层压力在进入流沙港组后开始增大，流二段泥岩段异常高孔隙流体压力（超压）较为稳定，压力系数最高可达1.6，与区域上涠西南凹陷流沙港组超压发育特征基本一致^[12-13]。

图 4(Figure 4)

图 4 W3井测井资料计算地层压力曲线图

基于Basin Mod系统的二维压力模拟显示海中凹陷埋藏较深的洼槽带流沙港组发育古超压。以自NE至SW横穿海中凹陷的AB测线为例（图 5），剖面剩余压力在流沙港组沉积末期开始发育，但此时超压幅度较低，一般小于4 MPa，主要发育于流一段及流二段，由于此时地层埋藏较浅，源岩成熟度较低，故超压成因应以欠压实为主；在流沙港组沉积末期至涠洲组沉积末期，剩余压力逐渐增大，最大约35 MPa，主要发育于流二段及流三段上部，其增大的原因主要为涠洲组快速沉积导致地层欠压实增强，且主力烃源岩流二段进入成熟阶段，产生大量油气共同所致；渐新世末期，在区域构造抬升背景的影响下，涠洲组遭受明显的剥蚀，同时导致超压部分释放，剩余压力减小；在下洋组沉积初期至现今，伴随着地层埋深及烃源岩热演化程度的持续增加，剩余压力不断增大，现今最大值达到40 MPa。异常高压的发育不仅为烃源岩排烃提供了重要的动力，同时也强化了盖层的封闭能力。

图 5(Figure 5)

图 5 海中凹陷AB测线剩余压力演化图

总之，海中凹陷存在异常高流体压力，其成因主要为欠压实及烃类生成共同所致。纵向上，异常高压主要发育在埋藏较深的洼槽带流沙港组中深湖相泥岩段；平面上，异常高压主要分布于流沙港组中深湖相泥质岩沉积区及附近，并随着埋深变浅呈逐渐减小的趋势。

场势效应是含油气系统形成与分布的主控因素，为烃类初次运移及二次运移提供了外应力，只有存在流体势的差别，才有油气的运移、聚集、再运移、再聚集。本次在压力恢复的基础上，采用Hubbert公式计算了流体势。

AB测线的流体势计算结果表明（图 6），古今流体势分布具有较好的继承性。纵向上，流沙港组和涠洲组底部地层流体势较高，之上及之下地层的流体势均相对较低；横向上，埋藏较深的洼槽带流体势较高，断裂陡坡带和斜坡带相对较低，二者之间的流体势差为洼槽带成熟烃源岩生成的油气向斜坡带和断裂陡坡带运移提供了重要的动力，如涠14-2气田、涠11-5W油田及涠17-2含油构造的形成；演化历史上，盆地发育初期拉张作用强烈，沉积物堆积速率较大，伴随着沉积物的不断充填，不均衡压实作用逐渐明显，孔隙流体压力逐渐增大，流体势能逐渐增大，且伴随着埋深增大，烃源岩进入成熟阶段，生成并排出烃类，流体势能进一步加大；涠洲组沉积末期，在区域构造抬升背景下，基底隆升，造成涠洲组地层遭受剥蚀，流体压力得以释放，致使流体势能相对减小；下洋组沉积初期至今，伴随着地层埋深及烃源岩热演化程度的持续增加，流体势能再次逐渐增大，现今达到最大值。

图 6(Figure 6)

图 6 海中凹陷AB测线流体势演化图

海中凹陷经历了古近纪三次张裂（断陷）和新近纪裂后热沉降构造演化阶段（图 7）。早古近纪古新世海中凹陷进入初始裂陷阶段，在近北西—南东向拉张应力作用下发育了控盆的一级断层—涠西南大断裂，控制了长流组沉积，次级断裂发育较少。始新世第二次张裂期，构造应力发生顺时针方向的旋转，在近北北西—南南东向的拉张应力作用下，产生了北东东走向断层，控制了流沙港组烃源岩的沉积。流二段沉积时期海中凹陷开始发育一些次级断裂，流一段为断裂平静期。中晚渐新世进入第三次张裂期，构造应力继续发生顺时针方向的旋转，在近南—北向张扭应力的作用下，凹陷北部断裂-3号断层在渐新世末的强烈活动，控制了裂陷晚期巨厚的涠洲组沉积。在三期张裂应力场作用下，形成区域广泛发育的正断层，为油气的垂向运移提供了良好的构造背景。涠洲组沉积末期，发生区域性的抬升，由于海中凹陷剥蚀作用相对较弱，主要形成一些低角度的剥蚀，形成T2不整合界面，为油气的侧向运移提供了良好的通道。

图 7(Figure 7)

图 7 海中凹陷构造应力演化特征图

新近纪时期，海中凹陷整体进入裂后热沉降阶段，整体下沉，断裂活动基本终止。中新世末，在区域挤压应力作用下发生构造反转，形成涠14-2构造等挤压型背斜。在挤压应力场作用下，断裂相对不发育，挤压背斜发育，为油气的保存提供了良好的场所。

地下流体动力场研究可以定性和定量解释油气的二次运移和聚集规律，明确预测油气运移的主通道，确定有利的油气勘探靶区。其中，地温场的分布与演化对烃源岩中有机质的成熟与烃类生成有重要的控制作用，海中凹陷较高的古地温梯度有利于烃源岩的热成熟演化，使生烃门限深度减小、生烃时间变早，从而为凹陷油气聚集提供充足的油源条件。流沙港组发育的异常压力可为油气的排出及运移提供驱动力，同时对储层物性的改造具有积极的影响。势能场大小决定着油气由高势区向低势区运移的强弱，与输导体系共同主导着油气运移的路径和距离。剖面上，重力流和压实流两种流体系统共同控制着油气的横向和垂向运移，油气总是从高势区向低势区运移。横向上，总体表现为油气从凹陷中心向四周进行运移，并在合适的圈闭聚集成藏（图 8）；垂向上，洼槽带及附近常常为低势区，生烃中心生成的油气总是在势能差的驱动下沿着断裂带垂向运移。应力场不仅控制着盆地构造演化、沉降—沉积中心及烃源岩系的展布，还一定程度上影响着含油气构造和油气田的分布。海中凹陷在古近纪三期拉张应力场作用下，广泛发育张性正断层，有效沟通了烃源岩与储层，为油气垂向运移提供了良好的输导条件；晚中新世发育的挤压应力场有效增强了断层的封堵性，有利于油气的保存。

图 8(Figure 8)

图 8 海中凹陷油气成藏模式图

此外，构成地下流体动力场的温度场、压力场、势能场和构造应力场各因素间存在着相互联系、彼此耦合的关系。温度场影响着流体的黏度、密度和溶解度，并通过水热增压、有机质成烃、黏土矿物转化等形成异常高压，温度差异导致流体热对流；异常压力的存在对岩石的热导率、流体的热容、有机质成烃速率等都有重要的影响作用，且压能是势能的重要组成因素之一，压力的变化会改变流体的势能场分布；流体高势能区大多位于高应力区，而低势能区常常与低应力区相对应，构造应力场对流体势能场具有直接的影响作用，高应力和低应力分别是形成高势能区和低势能区的必要条件。

（1）海中凹陷具有较高的今、古地温场，为烃源岩的成熟与演化创造了良好的地温条件，且从洼槽区向斜坡区地温梯度呈现逐渐降低的趋势。

（2）海中凹陷埋藏较深的洼槽带流沙港组中湖相泥岩段存在异常超压，主要由欠压实及生烃增压所致，超压形成及演化具有良好的继承性。

（3）海中凹陷洼槽带为高势能区，成熟烃源岩生成的油气在势能差的驱动下向斜坡区等相对低势区运移、汇聚及成藏。

（4）海中凹陷古近纪在三期拉张应力场的作用下，张性正断层发育，有利于油气的垂向运移，晚中新世凹陷经历了一次挤压反转作用，有利于油气的保存。