琼东南盆地地层压力演化数值模拟

琼东南盆地地层压力演化数值模拟摘要：基于数值模拟技术对琼东南盆地超压的形成和演化进行了恢复，揭示了该盆地地层压力演化的特征，并与地震资料结合，分析得到超压形成与流体底辟构造在时空上的耦合关系。模拟得到以下三点认识：（1）现今盆地强超压形成的时间主要在5.5Ma以来。（2）5.5Ma以前东部超压高于西部，5.5Ma以后西部超压高于西部。（3）5.5Ma以来，东部凹陷区主要以“增压”特征，西部凹陷区主要表现为“泄压”特征。地震资料分析得到的流体底辟构造大多分布在西部的崖南、崖北凹陷与东部的长昌凹陷，与数值模拟结果显示的超压发育的区域具有较为明显的空间上的耦合关系；依据前人的研究流体底辟应形成于晚中新世以后，模拟结果显示强超压主要形成于5.5Ma以来，在时间上有一定的耦合关系。关键词：琼东南盆地；超压；压力演化；数字模拟；流体底辟；石油地质.RecoveringthepaleopressureevolusionbynumericalsituationtechniqueinqiongdongnanBasinAbstract:thisarticleaimsto第一章前言选题目的及意义根据Hunt(1990)统计，超压盆地占全球沉积盆地总数量的2/3，其中160个盆地的超压体与油气分布具有一定的成因联系，由此可以反映地层压力对油气藏的形成具有重要控制作用(HaoetaL.2009;AkroutetaL.,2011;Web-steretaL.,2011).超压形成的机制和其对油气成藏的影响是石油地质学的重要前沿研究领域(郝芳等，2002),在不同的地质条件下，超压的形成机制具有差异性，某些生压机制在沉积盆地超压发育、演化过程中的实际贡献和意义尚不明确(郝芳等，2005).目前大家普遍接受的是，非挤压型盆地中欠压实和生烃作用是能独立形成大规模超压的原因(郝芳和董伟良，2001;郝芳等，2005;郭小文等，2011;何生等，2012;郭佳等，2014).而从历史演化角度分析超压成因机制的时空演化人们能更好地明确油气成藏机制(谢玉洪等，2012).流体流动的动力学条件是油气成藏动力学研究的核心，而地层流体压力又是流体动力学研究的关键。通过对地层古流体压力演化的研究，可以恢复盆地内流体运动的过程，从而有助于油气资源勘探与资源量的预测。因此，沉积盆地的古压力研究方法也正备受关注。目前，可用于恢复地层压力的方法有很多，如，根据流体包裹体均一温度和流体成分之间的平衡关系确定古压力;根据私土矿物形成温度及实际曲线估算私土矿物的形成压力;从泥岩声波时差资料出发，利用泥岩压实的不可逆原理，也可推导出古地层压力以及Fillippone法，其中盆地模拟法基于压力生成的物理化学机理，既可对实际钻井也可对无井区开展一维单井或者虚拟井压力演化重建，同时可开展二维剖面甚至三维立体的压力史模拟分析，在石油地质领域各个方面都得到了广泛的应用。1.2研究进展地层压力预测技术始于20世纪60年代，发展到今天，仍有很多亟待解决的问题。根据油气勘探的阶段可将压力预测方法大体分为三类：（1）利用地震资料进行钻前压力预测，（2）利用录井资料进行随钻监测地层压力（3）利用测井资料对地层压力进行钻后检测。随着研究的深入，地层压力预测的方法逐渐增多，传统方法按照需不需要建立趋势线可以分为两种：（1)建立声波时差、密度及电阻率等测量值与深度的正常趋势关系式，再由偏离值来计算地层压力；(2)由测量值和地层压力之间的经验关系来估算地层压力。除了传统方法之外，地震反演也是压力预测的一种重要方法，地震反演方法主要有波阻抗反演方法和AVO反演。Hottman&Johnson（1965）最早提出了压力预测的方法，利用电阻率和声波时差测井资料，建立了正常压实趋势线，即等效深度法，这种压力预测方法目前仍普遍使用。他们还认为等效深度法预测压力并不是万能的，在某些特殊的地层中要建立适当的经验关系。Forster&Whalen（1966）对等效深度法做了进一步探讨，从泥岩的压实作用出发分析了压力预测的可行性，为地层压力的定量化计算奠定了基础。Penebaker（1968）认为地震数据分析是一种预测压力的可靠手段，但关键在于如何获得准确的层速度，并应用地震数据对某一区块做了实际压力预测，与实测数据对比结果差别不大。Eaton（1971）对前人的研究做了详细研究，认为前人的预测方法存在一定的局限性，只是基于欠压实成因机制上提出的，既而提出了上覆负荷压力的概念，建立了基于有效应力方程的压力预测关系式，并得到地层破裂压力的公式。伊顿法是在泥岩欠压实成因机制的基础上建立的一种经验关系法，这种方法不仅对欠压实成因机制有效，对成岩作用等其他成因机制下的压力预测也可以进行较为精准的预测，虽然需要大量的钻井数据对Eaton公式中的参数进行拟合，但是在实际的应用中效果较好，得到广泛的推广。Fillippone（1985）提出仅利用地层层速度数据的Fillippone公式，在实际压力预测中应用较多。Bellotti&Giacca（1990）对通过地震资料预测压力做了大量的研究，对地震数据的应用不仅局限于地震层速度，并且利用地震数据体及地震波等动力学属性来预测压力。20世纪90年代初，鉴于前人进行压力预测时很少考虑压力成因机制，人们提出可以利用有效应力的关系式来达到预测地层压力的目的，来避免未考虑压力成因机制给压力预测带来的误差。Hottman（1965）提出的经验关系和Eaton（1971）均考虑了成因机制给压力预测带来的影响，预测效果较好。VSP是联系地震和测井的桥梁，也可预测地层速度及压力，利用VSP资料对已建立的压力预测公式进行修正可提高压力预测的精度。在国内，地层压力预测技术也得到长足的发展。王建安等（1977）在国内组织了针对地层压力检测技术的研究。中国海油南海西部公司在“八五”期间对地层压力预测技术做了较为深入的研究。刘震（1997）对压力测试数据进行分析，认为地层速度和地层压力之间的关系并不是简单的线性关系，进而对Fillippone公式进行修正，提高了压力预测的精度。顾汉明（1993）利用线性反演方法计算得到层速度，修正了传统方法求取层速度的误差，提高了压力预测的精度。樊洪海利用多点平均法，克服单一依靠地震速度谱的缺陷，同时在有VSP资料的地区对预测公式进行矫正，进一步保证了地层压力预测的准确性。谢玉洪（2011）结合已钻井的测试数据，建立起了莺歌海盆地不同构造位置的“差值法”压力预测模型，并在该区进行钻前压力预测，在实践中取得了良好效果。Shietal.（2013）基于地震波叠加速度资料，应用地层趋势线差值法建立了较为精细的琼东南盆地单井压力模型、剖面模型和平面模型（T30—T80）界面超压分布模型以及超压顶面模型），能够清楚地反映出琼东南盆地超压的分布特征。近年来，地震属性预测超压技术越来越受到重视，地震属性预测超压的方法主要包括：叠前、叠后反演及地震属性参数等方法。然而，基于速度资料预测超压的方法仍然是最为实用和有效的方法，预测精度较高。1.3研究内容及思路本次研究致力于进行琼东南盆地地层压力演化数值模拟，古压力恢复主要有两种方法：盆地流体数值模拟技术与流体包裹体技术。本次研究主要采用盆地流体数值模拟技术来进行古压力的恢复。1.4完成工作量内容完成工作量古压力建模完成了8口钻井的一维模拟完成了21条剖面的地震相—岩相的划分与分析完成了21条剖面的2D模拟完成了关键界面T80、T60界面的压力演化平面图编制提交成果研究报告附图册区域地质背景2.1地层及构造特征琼东南盆地处于南海北部大陆边缘的西段，水深100-300m，面积约8×104km2，为古近纪一第四纪期间形成的被动大陆边缘盆地.盆地经历了多期构造、沉积演化，古近纪始新世-渐新世处于断陷期，新近纪-第四纪处于拗陷期(李绪宣，2004);渐新世早期，主要为海陆过渡相沉积，沉积了崖城组;渐新世晚期-第四纪为海相沉积，自下而上依次沉积了陵水组、三亚组、梅山组、黄流组与莺歌海组(张功成等，2007;蔡国富等，2013).琼东南盆地的构造区划，主要表现为“三坳两隆”的构造格局，即为北部坳陷、北部隆起、中央坳陷、南部隆起4个一级构造单元，进一步划分为20多个二级构造单元(李绪宣，2004).北部坳陷由崖北、松西、松东3个凹陷组成，中央坳陷由乐东、崖南、陵水、松南、宝岛、北礁6个凹陷组成，具有“南北分带”“东西分块”的特点.2.2温压特征2.2.1琼东南盆地现今压力场的特征（1）超压与常压在横向上有断控式和渐变式两种过渡方式超压盆地中常常划分为超压系统和常压系统，这两种系统的成藏类型有明显的差异性，因此有必要来识别其分布界限。研究区超压在横向上的分布有断控式和渐变式两种过渡类型。断控式指的是断层对超压的横向分布具有明显的控制作用，断层分隔超压区和常压区。研究区指的是在断层的上盘（下降盘）发育超压，在断层的下盘（上升盘）不发育超压。图2-32为过崖南凹陷的c-83-79的压力预测剖面图，该测线穿过3号断层，剖面显示在3号断层下降盘一侧发育超压，在上升盘一侧超压不发育，表明3号断层对超压的发育有着明显的控制作用。反观2号断层，对超压的分布却没有明显的控制作用，在断层两侧均发育的有超压。图2-1c-83-79测线压力预测剖面渐变式是指压力顺着地层逐渐由强变弱直至消失，没有明显的间断，相对于构造作用明显的段控式压力预测剖面，渐变式预测剖面不受构造作用控制或不明显，呈现自然过渡的状态。图2-33为过崖北凹陷c-41-79n测线的压力预测剖面，在2号断层下降盘广泛发育超压，超压发育自乐东凹陷北部向北逐渐减小直至歼灭消失为止，超压的分布为自然过渡，超压的封闭条件为低渗透性岩层。图2-2c-41-79n测线压力预测剖面（其位置如左下图所示）在超压顶面埋深图上也能够清楚地看到这两种过渡方式，如附图2-9所示：在崖南凹陷和崖城凸起为断控式过渡，在松涛凸起与松南凹陷以及其东部地区也为断控式接触关系；在陵水北坡为渐变式过渡类型。此外超压顶面埋深图也能够反映出以下信息：在盆地的北部地区，如崖北凹陷、松西凹陷和松东凹陷及其北部地区不发育超压，除此之外，均有超压发育。在研究区西部崖城地区，超压顶界面在中央凹陷带乐东及陵水凹陷北部埋深最浅，主要原因为受控于盆地构造演化后期的快速沉降沉积形成的欠压实作用及断层基本不发育，使得超压发育并得到保存；在该区以北，超压顶界面埋深逐渐变深，直至无超压发育；在研究区东部地区，超压在构造坡折带附近超压顶界面埋深最浅，主要原因亦为地层的快速沉积，此部分区域超压顶界面埋深向两侧逐渐变深，向北延伸直至无超压发育为止。总体上来看，超压顶界面埋深最浅大约为2000m左右，最深大约为4500m左右，位于松东凹陷内。（2）现今超压分布从西向东逐渐减小，局部存在低压区对压力预测模型沿层提取压力系数值，得到从T30至T70等8个层序界面的现今压力值等值线分布图（附图2-1—2-8）。各个层序界面的压力值分布均为由西向东逐渐减小，但在局部会存在低压区，最大压力系数值位于西部地区，约为2.3，同时预测结果显示，在研究区北部还存在着大片的常压区域，其中在松涛低凸起带，会出现低幅超压的情况。现今超压分布纵向上随着埋深的变浅逐渐减小，无超压发育的区域逐渐增大。现今超压的分布规律可以看出，超压的分布与埋深有着很大的关系，超压的大小受地层埋深的控制影响，另外从泄压系统上来讲现今断裂系统的分布亦对超压的分布有控制作用。东部断不仅较西部断裂密集，而且断层停止活动的时间也较西部的晚，东部断裂对压力的释放作用比西部强烈，使得东部地区超压整体低于西部地区，对现今压力的分布起到明显的控制作用。（3）崖南凹陷存在明显的泄压带前已述及，单井压力结构显示YC19-2-1井、YC21-1-1井、YC26-1-1井为典型的双层压力结构（图2-4—2-6），即压力由上自下逐渐增大，然后突然变小，再向下，压力又逐渐增大，中部的低幅度超压层简称为“低幅超压层”，它分割了上部地层的强超压层和下部地层的强超压层，该低幅超压层具有如下2个特点：①“低幅超压层”夹持于上、下强超压地层间，主要分布于三亚组，部分钻井也显示存在于梅山组底部，厚度大约300-500m，且连续分布。“低幅超压层”的压力系数介于1.2-1.5之间，明显小于上、下地层的强超压层的压力系数。②“低幅超压层”主要分布在崖南凹陷，向北消失于崖城隆起的正常压力区，据粗略估算其分布面积应大于300Km2。综合分析认为该低幅超压层为一个泄压带（最后一章会详细介绍），图2-34为c-83-79测线的压力预测剖面，在三亚组和梅山组存在明显的呈长条状分布的泄压带，在泄压带的上下部位均为相对高压区，此泄压带的成因是由于一套渗透性相对较高砂岩层的存在。图2-3c-83-79测线压力预测剖面2.现今温度场的特征由于地层温度主要受控于埋深和地温梯度，从地层温度的平面分布（2-32—2-37）可以看出，研究区的地温分布具有如下2个特征：（1）西部温度高于东部温度由于西部地区的崖南凹陷、乐东—陵水凹陷整体埋深都大于中—东部地区相同层位的地层，因此在相同层位条件下，西部崖南凹陷、乐东—陵水凹陷地温高于其他地区，从而使得该区显示为高温高压区。（2）南部温度高于北部温度由于盆地由北向南埋深逐渐加深，而且地温梯度也增加，故使得南部地区的温度高于北部地区的温度。2.2.2现今温压场的划分超压的大小一般依据压力系数或压力梯度表示，根据压力系数或压力梯度的大小，一般将超压分为低压、常压、压力过渡带、超压和强超压五种（表2-1）。该分类是判别和分析地层压力的重要依据，但不同的学者对超压的分类依据有所不同。结合前人的划分方案（表2-1）和琼东南盆地的超压发育特点，本次压力的划分采用新的方案（表2-2）。一般地层温度划分是按地温梯度，地球平均地温梯度是3℃/100m，高梯度值区＞4℃/100m，中梯度值区2-4℃/100m，低梯度值区＜2℃/100m。琼东南盆地地温梯度普遍高于3.5℃/100m，基本都属于高—中梯度值区。地温的绝对值受埋深和地温梯度所控制，因此地温的划分难以给出一个确切的标准。本次地温划分主要依据湛江分公司所认定的高温高压钻井、高温常压钻井的划分而采用地温为150℃为界来划分高温区和常温区。温压场的划分标准如表2-2所示。表2-1不同学者对超压类型的划分方案EXXON石油公司超压带划分方案表（Hunt，1990）黄志龙，2002李熙哲等，2000张启明等，2000压力分类压力系数压力分类压力系数压力分类压力系数超异常低压<0.7异常低压<0.9低压<1低压<1异常低压0.7-0.9低压0.9-0.96常压1.0~1.27常压0.9-1.2常压0.96-1.06过渡带1.27~1.5过渡带1.2-1.5高压1.5常压1-1.27超压1.5~1.73超压1.5-1.71.73过渡带1.73强超压1.73~1.96强超压>1.71.9超压1.96依据表2-7所示的划分方案对T50、T52、T60界面进行了温压场的划分，划分结果如图2-35—2-37所示。图2-35—2-37显示分别为琼东南盆地浅水区能够划分出：高温高压区、高温超压区、高温过渡压力区、高温常压区、常温高压区、常温超压区、常温过渡压力区、常温高压区。其中高温高压区主要分布于崖南凹陷、乐东陵水凹陷；高温超压区主要分布于崖南凸起部分地区及陵水北坡地区；北部大部分地区为常温常压区，其余的高温过渡压力区、高温常压区、常温过渡压力区、常温高压区分布较为有限。表2-2本次温压场划分方案压力系数温度<150℃>150℃1.0-1.27常温常压区高温常压区1.27-1.5常温过渡压力区高温过渡压力区1.5-1.8常温超压区高温超压区>1.8常温高压区高温高压区总体来看，温压分布由西向东、由南向北逐渐减小，表现为高温高压类型向常温常压类型的逐步过渡；纵向上温压分布整体上表现为随着埋深的减小温压逐渐降低，具体表现为高温高压区及范围逐渐减小，过渡压力区和常温常压区范围逐渐增大。图2-35琼东南盆地浅水区T60界面温压场分布图图2-36琼东南盆地浅水区T52界面温压场分布图图2-37琼东南盆地浅水区T50界面温压场分布图地层压力演化数值模拟方法盆地模拟是对沉积盆地中地质过程随着地质时间变化的动态正演模拟。它涉及到沉积、孔隙压力计算、压实、热量分析、温度判定以及动力学参数，如镜质体反射率或生物标志物、生烃模型、吸附和排烃过程、流体分析和油气运移等复杂过程。3.1模拟方法及原理盆地模拟是对沉积盆地中地质过程随着地质时间变化的动态正演模拟。它涉及到沉积、孔隙压力计算、压实、热量分析、温度判定以及动力学参数，如镜质体反射率或生物标志物、生烃模型、吸附和排烃过程、流体分析和油气运移等复杂过程，故需要输入的模拟参数的准确与否直接影响模拟的结果。3.2关键参数特征在模拟过程中，主要需要输入的模拟参数有：地层格架、地层年龄、剥蚀厚度、岩性、断层活动性、热流、古水深、古水界面温度等参数。在这些指定的参数中，地层格架依据地震剖面的解释成果经时—深关系的转化而建立；地层年龄在研究区有较为详细的研究，依据这些成果指定；其它参数需要详细地统计和分析来指定，下面着重分析一些参数的指定过程：（1）岩性的指定岩性是模拟中最为重要的参数，它能够影响油气的生成、运移及聚集整个过程，因此必须尽最大可能来准确指定岩性的分布。岩性分布主要受控于沉积相的分布，而沉积相的分布能够依据地震相的分析来确定，因此在钻井资料约束下，基于地震剖面来划分其地震相是进行岩性分析最为重要的一步。本次研究中对所选择的21条模拟剖面进行了精细的地震相划分，能够划分出6种地震相：深海相、浅海相、湖相、扇三角洲、三角洲、低位扇（附图3-1—3-21）。在上述地震相分析的基础上，从单井相出发，分层段统计了YC7-4-1、YC13-4-2、YC13-4-1、YC14-2-1、YC21-1-4、YC21-1-3、YC35-1-2、YC35-1-1、YC21-1-4、LS15-1-1、LS4-2-1、ST36-1-1、BD19-2-2、BD19-2-1、BD19-2-3等36口单井的岩性数据（表3-3），在有井的地区利用井上的岩性统计数据指定，在无井或者少井的地区则结合沉积相的分布及相序规律来指定（图3-8—3-9）。表3-3研究区重要钻井的岩性统计表井名地层砂岩含量（%）粉砂岩含量（%）泥岩含量（%）灰岩含量（%）煤层含量（%）砾岩含量（%）其它岩性含量（%）YC8-2-1N1s247.61.342.81.37E3l125.426.647.30.6E3l29.810.379.9E3l348.914.428.90.17.7E3y127.40.869.62.3E3y213.30.584.40.21.6E3y348.41.437.40.512.3YC7-4-1Ql8.30.290.70.8N2y3.37.884.10.24.7N1m37.611.220.231N1s1609.130.9N1s251.548.5E3l1100E3l214.311.474.3E3l354.55.340.2YC13-4-2N2y15.484.6N1m42.42.843.610.40.8N1s13710.945.46.7YC13-4-1N2y5.3904.7N1m33.711.354.20.8N1s10.534.864.7YC14-2-1N2y0.73.495.9N1m66.713.919.4N1s126.637.635.9N1s25617.626.3E3l169.45.923.51.3E3l241.229.129.7YC21-1-4Ql9.590.5N2y10.389.7N1h24.849.925.3N1m11.344.644.2N1s19.290.8N1s27.935.157E3l322.12.962.512.5E3y24.726.369E3y319.939.739.70.7YC21-1-3N2y100N1h62.637.4N1m26.744.329N1s11829.752.3N1s20.54.785.88.9E3l2131869E3y245.239.715.1YC35-1-2Ql1090N2y11.61.846.129.810.7N1h21.310.148.917.52.2N1m53.92.7162.724.8N1s17.121.3637.51.2YC35-1-1Ql0.15.894.1N2y8.614.876.6N1h23.76.469.9ST31-2-1Ql42.557.5N2y65.91.532.50.1N1h81.415.53.1N1m71.228.8N1s165.833.60.30.3N1s249.91.842.31.64.5E3l1871.18.33.7E3l250.22.61.445.9E3l385.13.211.8E3y189.24.36.6LS2-1-1Ql18.779.71.7N2y3.25.190.31.5N1h123.876.2N1m71.75.223.1N1s155.74.335.84.1E3l137.53.350.88.3E3l229.270.8E3l323.164.15.17.7LS13-1-1Ql6.193.9N2y13.386.7N1h0.832.167.1N1m28.371.7LS15-1-1Ql0.699.4N2y0.625.174.4N1h1.817.181.1N1m3.927.668.5N1s16.193.9LS22-1-1Ql17.282.8N2y15.184.9N1m100LS33-1-1Ql9.13.787.2N2y1.84.593.7N1h2.597.5N1m0.799.3N1s2391.65.4E3l114.485.6E3l211.784.83.5E3l313.486.6E3y9.916.170.63.4YIN9Ql20.174.75.2N2y3.593.23.3N1h100N1m28.715.734.71.219.8N1s136.853.89.4N1s24.316.778.9E3l112.326.958.52.3E3l221.514.643.919.9E3l327.335.22411.42.1ST32-3-1N1m358.853.52.7N1s121.68.769.30.4N1s234.88.356.9E3l128.571.5E3l249.3491.7E3l369.311.210.98.6LS4-2-1Ql2.197.9N2y100N1h7.792.3N1m21.778.3N1s136.763.3N1s230.669.4E3l28.513.378.2E3l35527.417.6BD13-1-1N2y100N1h3.396.7N1m0.623.675.7N1s130.147.422.4BD13-3-1N2y10.889.2N2h16.283.8N2m2.431.166.5N2s129.547.722.9BD13-3S-1N2y100N1h2.397.7N1m26.373.7ST24-1-1N2y100N1h6.293.8N1m18.581.5N1s120.824.554.7N1s226.921.851.2E3l138.422.439.2E3l2379.753.3E3l341.818.339.9BD19-2-1N2y3.996.1N1h100N1m1.798.3N1s133.727.738.6BD19-2-3N1h100N1m20.179.9N1s155.844.2N1s239.160.9E3l116.118.565.5E3l229.87.862.4BD19-2-2N2y3.496.6N1h100N1m1100N1m2100N1s1100N1s2100E3l1100E3l2100E3l3100ST24-1-1N2y100N1h6.293.8N1m18.581.5N1s120.824.554.7N1s226.921.851.2E3l138.422.439.2E3l2379.753.3E3l341.818.339.9E3y195.54.5ST29-2-1N2y7.592.5N1h2.397.7N1m4.795.3N1s17.433.159.6N1s218.623.451.16.9E3l11.849.348.9E3l248250ST36-1-1N2y18.981.1N1h22.177.9N1m32.367.7N1s121.578.5N1s231.268.8YC13-1-1Ql17.90.379.12.8N2y1385.80.11.1N1h12.325.434.527.8N1m16.238.634.810.3E3l380.618.31.1E3y348.69.3154.722.4YC13-1-4N2y9.186.80.14N1h14.817.337.530.4N1m16.651.332.1N1s135.712.451.8E3l224.721.254E3l370.37.520.41.8E3y358.337.54.2YC13-1-6N2y2.113.984N1h25.916.735.222.2N1m0.857.139.72.3E3l28.991.1E3l373.725.80.5E3y360.136.22.51.1YC26-1-1Ql31.468.6N2y0.610.988.5N1h6.720.572.8N1m18.412.868.9N1s120.832.946.3E3l214.222.263.6E3l39.69.181.4图3-9崖城地区连井剖面（C2）的岩性指定剖面（图中红色为扇三角洲、黄色为低位扇体、浅蓝色为浅海相、深蓝色为深海相、灰色为浅湖相）图3-10过深水区长剖面的岩性指定剖面（图中红色为扇三角洲、黄色为低位扇体、浅蓝色为浅海相、深蓝色为深海相、灰色为浅湖相）岩性指定过程中，根据统计的单井不同层位、不同相的岩性组成以及无井区沉积相类型，按需混合了若干种不同的岩性，其中对于混合岩性对应的岩石热导率和热容等参数的确定如下所示：岩石热导率（ThermalConductivity）：热导率的影响因素很多，例如岩性、深度、年龄、孔隙度、饱和流体等，模拟软件中提供了五种模型，分别是MultipointModel,SekiguchiModel,FelsicModel,MaficModel,OlivineModel，其中SekiguchiModel的热导率是最常用的，适用于各种矿物和岩性、干酪根、煤，并且对在压实过程中变形较大的泥岩单独计算，所以本次模拟中用了SekiguchiModel。MultipointModel适用于有具体的热导率和温度数据对情况，FelsicModel,MaficModel,OlivineModel均适用于地壳物质。模型效果如图3-10（a）。比热容（HeatCapacity）：比热容取决于温度。软件提供了六种模型，其中WaplesModelforRock和WaplesModelforcoal/keRogen是Waples于2004年提出的，前者适用于除干酪根和煤以外的矿物、岩石，后者适用于煤和干酪根。而ForsteriteandFayaliteFunctions适用于超高温及地壳物质。本次模拟选取WaplesModelforRock。模型效果如图3-10（b）。机械压实（MechanicalCompaction）：机械压实与超压密切相关，不均衡压实可以导致超压，而超压又对机械压实有抑制作用。软件提供了7种机械压实模型。其中最常用的是Athy’sLaw(Depth)，这个模型是在Athy’sLaw(stress)模型基础上用等效静水深度替换深度，优势在于压实参数可以由已测的孔隙度和等效深度数据确定。其结果也与实测值更为接近。图3-10（d）展示了五种不同压实规律对泥岩的做用效果，其中SchneiderModel和Athy’sLaw(Depth)最为理想，经过实测数据对比验证（图3-10（c）），本次模拟选择了Athy’sLaw(Depth)。渗透率（Permeability）：软件提供了2种渗透率模型。MultipointModel根据实测孔隙度和渗透率建立的模型，Kozeny-CarmanModel是根据孔隙度和渗透率之间的关系式来确定渗透率的模型，本次模拟根据现有实测数据选择了MultipointModel（图3-10（e））。破裂（Fracturing）：本次模拟根据实测的深度和压力数据确定了破裂模型图3-10（f）。（2）地层剥蚀量关于沉积盆地地层剥蚀量的恢复方法，前人已做过大量的探索性研究和总结，如镜质组反射率法、地层对比法、声波时差法、沉积速率法等。但是考虑到琼东南盆地发育的超压使得孔隙度和声波时差的异常增大，无法反映正常的压实规律，因此无法应用这两种方法恢复剥蚀厚度。在琼东南盆地地震品质较差，反射较为杂乱，也难以地层对比法来恢复剥蚀量。本研究中主要沿用了“十一五”期间的研究思路，采用镜质体反射率法，即不整合面上下的镜质体反射率通常存在一个差值，将不整合面以下的镜质体反射率向上延伸到与不整合面以上的镜质体反射率相等的深度，这个深度点与不整合面之间的厚度即为剥蚀量。图3-10（a）岩石热导率SekiguchiModel（b）比热容WaplesModelforRockModel（c）机械压实Athy’sLaw(Depth)Model（d）五种机械压实模型对泥岩的不同效果，其中SchneiderModel和Athy’sDepthModel效果最理想（据ThomasHantschel·ArminI.Kauerauf（2009））（e）渗透率MultipointModel（f）破裂模型。陈红汉和石万忠（2010）研究显示BD20-1-1井T70不整合面的剥蚀厚度为103m，T60不整合面恢复的剥蚀厚度为218m，T40不整合面恢复的剥蚀厚度为225m；YC21-1-4井T40不整合面恢复的剥蚀厚度为89m；ST24-1-1井T60不整合面恢复的剥蚀厚度为256m。从钻井的不整合面剥蚀厚度恢复结果可以看出，T60剥蚀厚度一般在200～300m，T40剥蚀厚度一般在100～300m，T70剥蚀厚度一般在100～200m（图3-11—3-13）。图3-11应用BD20-1-1井Ro法恢复的各个不整合面的剥蚀厚度（引自，陈红汉，石万忠，2010）图3-12应用YC21-1-4井Ro法恢复的T40不整合面的剥蚀厚度（引自，陈红汉，石万忠，2010）（3）烃源岩属性有机质类型、有机碳含量、氢指数是烃源岩属性的重要内容。在本次研究中，主要沿用陈红汉和石万忠（2010）在“十一五”研究期间的思路。根据收集到的地化资料，统计了不同层位和相带各参数的参考取值范围。由于现有资料主要分布在上构造层，故上构造层的烃源属性按实际统计值制定，对于资料较少的下构造层则参考了前人在邻近盆地的研究成果。据张功成等（2009），始新世琼东南和珠江口沉积环境相同，均为中深湖相；渐新世早期海进区域集中在琼东南盆地，东部珠江口白云凹陷未发育海进，保持湖泊环境。也就是说渐新世海陆转换琼东南比珠江口早，故渐新世两盆地沉积环境不近相同，所以始新统取值主要参考珠江口盆地资料，渐新统则主要参考朱伟林专著(2007)中的统计值。图3-13应用ST24-1-1井Ro法恢复的T60不整合面的剥蚀厚度（引自，陈红汉，石万忠，2010）本次模拟中参数的实际取值要大于统计值，因为考虑到现今的地化值是经过漫长热演化阶段后的残留值。根据各地层沉积时的相带和地层的埋藏史来确定具体大多数。从陆坡到中央凹陷，随着水深的增加有机质丰度增加；总体的取值趋势是深湖相＞滨浅湖相，中深海相＞滨浅海相；热演化程度高的地层，实际取值要大一些。莺黄组沉积较晚且沉积速率很大，特别是在盆地西部最为显著，但有机质丰度并不高，TOC平均在0.4%左右，总烃（HC）含量在中央坳陷处最大约83ug/g，氯仿沥青A（%）在中央坳陷处最大约0.02%，S1+S2在中央坳陷处最大约0.37mg/g（朱伟林，2007）。沉积物快速沉降致使地层处于欠压实状态，有机质的热演化程度其实并不高（Ro平均值在0.4～0.66之间），因而生烃作用并不明显。其上部的地层年龄更小，埋深一般小于3000m，未达到生烃门限。本次模拟仅对黄流组以下（大于10.5Ma）的地层指定了烃源属性。尽管深湖相的始新统在本区并未真正钻遇，但普遍认为是存在的并具有良好的烃源属性，模拟中指定了很高的有机质丰度。依据以上分析，最终拟定的烃源属性参数取值参考范围如表3-4、3-5所示。表3-4琼东南盆地地层压力数值模拟中烃源属性参数实验测试值统计表（据陈红汉、石万忠，2010）层位单井相TOC(%)平均值TOC取值范围/样本数IH（mg/g）

平均值IH取值范围/样本数Ro(%)

平均值Ro取值范围/样本数干酪根类型/对应样本数Ql滨海0.680.63～0.72/2浅海0.320.25～0.41/1126.878.33～48.49/50.360.27～0.42/3Ⅲ/4半深海Ⅲ/1深海0.360.29～0.41/1638.9328.95～44.12/60.500.41～0.55/4Ⅲ/5N2y滨海0.350.25～0.5/340.560.35～0.8/14Ⅲ～Ⅱ2/13～1浅海0.390.26～0.6/14365.7512.5～302.08/1390.510.36～0.89/51Ⅲ～Ⅱ2～Ⅱ1/52～11～2半深海～深海0.450.25～1.95/10873.5415.80～282.20/800.560.47～0.97/45Ⅲ/37半深海滑塌体0.400.37～0.42/4N1h滨浅海0.450.3～1.94/4657.8219.57～111.43/310.660.33～0.98/22Ⅲ～Ⅱ2～Ⅱ1/19～4～3半深海～深海0.540.27～1.56/68152.605～479.31/540.970.76～1.38/14Ⅲ～Ⅱ2～Ⅱ1/30～1～1半深海滑塌体0.450.43～0.46/2N1m滨海0.490.46～0.53/41.041.01～1.05/3Ⅱ2～Ⅲ/2～1浅海0.370.26～0.47/2788.3823.81～160.98/270.680.45～0.87/6Ⅲ～Ⅱ2～Ⅱ1/8～3～1半深海0.640.4～1.9/69267.1661.29～434.48/690.680.43～0.91/8Ⅲ～Ⅱ2～Ⅱ1/19～7～2半深海浊积体0.760.56～0.95/12298.24232.63～374.16/12Ⅲ/4三角洲0.340.26～0.38/353.8553.85～53.85/10.380.38～0.38/1Ⅲ/1N1s1滨海0.290.24～0.33/359.1942.42～76.92/30.470.37～0.57/2Ⅲ/2浅海0.460.35～1.1/14161.72111.94～211.63/121.041～1.07/4Ⅲ～Ⅱ2/7～2半深海0.720.62～1.12/4315.44232.14～361.29/40.720.48～4/9Ⅱ2/1半深海浊积扇0.630.63/1319.05319.05/10.540.6～4/4三角洲0.410.22～0.57/5259.200～164.29/520.860.54～1.08/16Ⅲ～Ⅱ2～Ⅱ1/12～11～2N1s2滨浅海0.570.04～0.9/7598.6911.54～240/660.940.36～1.43/38Ⅲ～Ⅱ2～Ⅱ1/21～13～9半深海0.670.64～0.72/4半深海浊积扇0.650.65/1三角洲0.580.13～1.03/16144.6638.46～213.89/13Ⅲ/6E3l1滨浅海0.540.14～0.76/12138.7855.56～196.61/10Ⅲ/5E3l2滨海0.510.34～0.46/1371.6613.51～172.73/100.420.4～0.45/3Ⅲ～Ⅱ2/4～1浅海0.710.4～1.02/4218.63218.63～218.63/11.040.52～1.44/8Ⅲ/4浅海凝缩段2.902.02～3.78/23683.203362.43～4003.96/20.980.8～1.03/4Ⅲ/1E3l3滨浅海0.580.31～0.73/7109.319.68～209.59/40.390.38～0.62/3Ⅲ/1滨海沼泽1.510.22～5.47/313489.7433.46～10610.34/311.041.02～1.06/7三角洲2.451.32～3.25/32145.2493.94～3805.78/30.790.52～1.12/14Ⅲ/8E3y海岸平原0.740.49～1.14/10195.37134～274.55/10扇三角洲1.431.18～1.67/2Ⅲ/3E2扇三角洲0.990.81～1.12/51.711.67～1.75/4Ⅱ2～Ⅲ/3～1表3-5琼东南盆地地层压力IES数值模拟烃源属性参数参考取值表（据陈红汉、石万忠，2010）层位单井相TOC（%）平均值TOC拟定取值范围IH（mg/g）平均值IH拟定取值范围干酪根类型备注N1m滨浅海0.390.4-0.688Ⅲ-Ⅱ2样品实测统计值中深海0.640.6-0.8267Ⅲ-Ⅱ2样品实测统计值三角洲0.340.3-0.454Ⅲ样品实测统计值低位扇0.760.7-0.8298Ⅲ样品实测统计值N1s1滨浅海0.430.4-0.6141Ⅲ-Ⅱ2样品实测统计值中深海0.720.7-1.0315Ⅱ2样品实测统计值三角洲0.410.4-0.559Ⅲ-Ⅱ2样品实测统计值低位扇0.630.6-0.7319Ⅲ样品实测统计值N1s2滨浅海0.570.5-0.799Ⅲ-Ⅱ2样品实测统计值中深海0.800.7-1.1350Ⅲ-Ⅱ2三角洲0.580.5-0.6145Ⅲ样品实测统计值低位扇0.900.7-1.0320ⅢE3l滨浅海0.80滨海0.7-1.0

浅海1.0-1.3110滨海110-200

浅海200-350Ⅲ样品实测统计值三角洲0.800.8-1.0180Ⅲ朱伟林（2007）扇三角洲0.880.88-1.1230Ⅲ近岸水下扇0.800.8-1.0220Ⅲ低位扇1.001.0-1.1330ⅢE3y滨浅海1.20滨海1.2-1.5

浅海1.5-1.8300滨海200-280

浅海280-350Ⅲ-Ⅱ2朱伟林（2007）三角洲1.201.2-1.5250Ⅲ扇三角洲1.301.3-1.6300Ⅲ近岸水下扇1.201.2-1.5250Ⅲ低位扇1.501.5-1.6340Ⅲ-Ⅱ2E2滨浅湖1.501.4-2.0300Ⅱ2-Ⅱ1庞雄（2007）中深湖2.342.0-2.5450Ⅱ1－I扇三角洲1.501.5-1.7300Ⅱ2（4）生烃动力模型选择前人在莺—琼盆地有关生烃动力学模型方面的研究很少，李绪深等（2005）、胡忠良等（2005）、肖贤明等（2009）做过相关碳同位素生烃动力学方面的研究。本次模拟中实际选用的生烃动力学模型（图3-14）是Burnham(1989)_T2和Burnham(1989)_T3，前者应用于始新统，后者应用于渐新统与中新统。图3-14干酪根生烃动力学参数（左为Burnham(1989)_T2，右为Burnham(1989)_T3，红色表示干气，绿色表示中质油）（5）边界条件边界条件参数主要包括古热流（HF）、古沉积—水界面温度（SWIT）和古水深（PWD），其中古热流参数最为关键，对模拟结果的影响程度最大。由于琼东南盆地具有“南北分带，东西分段”的区域地质特征，考虑到所选模拟剖面均为跨越盆地或浅水区的测线，剖面不同位置处的边界条件不可能完全相同，因而本次模拟定义了不同的趋势值，采用插值的方法使边界条件的设置更为合理。水深的变化会影响到古沉积界面温度，在水深小于200米时，指定古界面温度为10℃，水深大于500米时古界面温度为4℃，而水深小于500米且大于200米时可以用插值的方式进行指定；古水深主要参考了层序地层和古地貌等方面的相关研究成果，分别对各剖面估算了历史时期的水深。前人研究成果表明，琼东南盆地现今的热流分布受地壳的减薄和断凹的沉积厚度的影响，呈现出如下的总体趋势：北部高南部地，东西两边高中部低（图3-15），这些地区也是泥-流体底辟集中分布的地带；热流的演化与盆地的发育史密切相关，每一期张裂都对应着热流演化的一个旋回（早期增大和后期减小）。一般标准的大陆岩石圈热流值为58mW/m2，“平衡”区域的平均热流值为46mW/m2。据此拟定了5个热流趋势HF1～HF5（图3-16左）对应于盆地不同地区热流分布的差异性，HF1和HF2应用于北带（主要是陆坡区），HF3和HF4应用于中部，HF5应用于南带（包括南部斜坡、乐东凹陷）。这样，在模拟剖面的北部、中部和南部分别指定不同的趋势，然后进行插值，即可使边界条件更加合理。图3-15南海海域现今热流分布图（据YuanYusong等，2009）图3-16指定不同地区的的古热流变化趋势（6）断层封闭性在油气运聚过程中，断层起着运移通道和阻挡物的双重作用，活动期的断层主要是压力释放和油气输导的通道，非活动期的断层主要是油气运聚的阻挡物。断层活动性是断层封闭性研究的基础和关键。在琼东南盆地，一般主裂陷期（始新世初～早中新世初，约50Ma～21Ma）为断裂发育和活动的主要时期，控盆的基底大断裂普遍表现出高的活动性；随后的裂后热沉降阶段（早中新世～中中新世末，约21Ma～10.5Ma）断裂活动趋于稳定，T60以上不太发育断层，且活动性变小；晚中新世以来，盆地经历了构造活化期（约10.5Ma～5.5Ma）和陆架-陆坡沉积期（约5.5Ma至今），西部与莺歌海盆地邻近区经历了快速沉降，但断裂活动并不明显；断裂现今的活动性仍是最小。前人在区域断层活动性方面已有一些研究成果，但主要是围绕较大的控盆断层或断裂带对沉积的控制作用来讨论，如①号、②号和⑤号断裂带等，本次模拟补充了对局部一些小断层的活动性分析，并以此为参考拟定了剖面上相关断层的封闭性。对于控盆控砂的基底断裂或油源断裂，其活动期的垂向输导性很高，非活动期但垂向断距不大的则横向输导性很高。其它断层的封闭性主要根据其活动性、对盘岩性、垂向和水平断距等综合判断。在IES中，断层属性可以用open、closed来表达，open表示开启，closed表示封闭。3.模拟结果检验在充分研究相关输入参数的指定依据后，以现今实测的Ro，地层温、压数据为约束，对选择的21条长剖面进行了压力演化与油气运移模拟。模拟结果可以依照实测温度、压力和Ro进行检验，不符合再进行参数的调整，最大程度地保证最后的模拟结果真实可靠。图3-17是一些单井的Ro和温度模拟结果，从图3-17中可以看出：实测温度、Ro都拟合得很好，而且大部分钻井的模拟压力与实测压力吻合程度都较高（表3-6），部分钻井压力吻合程度低并不意味着模拟出了问题，而是其暗含有重要的流体活动信息，这在十一五的报告中就讨论过这个问题，在此不再重复。图3-17模拟结果检验（a，b为西部L1测线所过YC21-1-4井；c，d为中部L4测线所过LS4-2-1井；e，f为东部L8测线所过BD19-2-2井）模拟方法及原理4.1地层压力演化特征1.现今强超压形成时间主要在5.5Ma以来依据前已述及的模拟过程及方法，选择典型井进行了一维模拟，以期获得现今超压形成时间的观察。图3-41—3-44显示：YC19-1-1井区和YC21-1-4井区超压形成时间大约在5.5Ma以来，主要受控于地层的快速沉积；LS4-2-1井区超压从5.5Ma以来开始逐渐增大；BD19-2-2井超压大约也从5.5Ma以来逐渐增大，但相对于其它井区来说，该区地层沉积速率在5.5Ma以来没有像其它地区一样有明显的增大，故超压的形成时间也不明显。结合研究区的构造演化分析、包裹体和其它二维数值模拟结果（附图3-22—3-45），我们认为琼东南盆地浅水区的超压主要形成于5.5Ma以来，该时间明显早于油气大规模成藏时间，因此超压的释放必然伴随着油气的运移，是油气运移与聚集的重要驱动力，是油气成藏的重要决定性因素。图3-41琼东南盆地YC19-1-1井的压力演化模拟图3-42琼东南盆地YC21-1-4井的压力演化模拟图3-43琼东南盆地LS4-2-1井的压力演化模拟2.在5.5Ma以前东部超压高于西部，在5.5Ma以后西部超压高于东部根据模拟软件中导出剖面剩余压力和古埋深等数据，在sufer软件中做出了全区T80～T20各层面30Ma以来的压力演化平面图。T80界面的压力演化特征如下（附图3-45）：图3-44琼东南盆地BD19-2-2井的压力演化模拟（1）T80界面在30Ma时的压力分布特征压力主要分布在乐东、陵水、宝岛、长昌凹陷，最大剩余压力为30MPa，北部斜坡、南部斜坡为正常压力。由于始新世时期有4个构造沉降中心，分别为乐东凹陷、陵水凹陷、宝岛凹陷和长昌凹陷，压力主要分布的乐东、陵水、宝岛、长昌凹陷的沉降量最大；而始新世时期乐东凹陷和陵水凹陷主体发育中深湖相，表现为中-弱振幅、杂乱反射地震相。松南、宝岛、长昌凹陷主要发育中深湖相，地震反射以弱-不连续反射为主（据王华等，2011），压力主要分布的乐东、陵水、宝岛、长昌凹陷的沉积粒度最细，而其他区域不具备这些条件。（2）T80界面21Ma时的压力分布特征压力主要分布在乐东、陵水、宝岛、长昌凹陷，最大剩余压力为45MPa，崖南、崖北、松东、松南凹陷也发育有弱压力，最大剩余压力为15MPa，松西凹陷、南部斜坡为正常压力。（3）T80界面15.5Ma时的压力分布特征压力主要分布在乐东、陵水、宝岛、长昌凹陷，最大剩余压力由宝岛长昌凹陷转移到乐东凹陷，为55MPa，崖南、崖