替压力技术，定量表征了运移动力和阻力，综合计算出松南低凸起区潜山领域流体势分布于，区域对比为较低值，揭示为松南宝岛凹陷的主运移方向。

深水东区潜山领域天然气成藏模式在国内尚属首次，优质烃源岩大规模高效生排烃，在超压浮力驱动下沿古潜山砂质式为第种，属于长距离侧向运移聚集，在国内尚属首次。

受燕山期造山运动控制，松南低凸起发育成带成片的古山头，长期风化淋滤作用促使大面积的砂质风化壳和风化裂缝带形成。

这些储集层主要分布在继承性较好的古隆起上，是油气运聚的有利指向区，它们既是天然气的输导层又是储集层。

由于古潜山强烈的非均质性，天然气运移过来之后很难再逸散，形成了山藏式聚集，与其上部的崖城组地层空间展布控制了天然气大面积分布和成藏，整体上属于富气区。

潜山气藏主要来源于松南宝岛凹陷陆源海相烃源岩，天然气以高熟煤型气为主，由于长距离运移导致甲烷碳同位素组成普遍偏轻，同时储层埋深较浅混入生物气导致组分偏干的特征明显。

这些气藏与区域烃源岩成熟度对比分析认为属于晚期成藏，主要成藏期起区古近纪以来都处于剥蚀区，为松南宝岛凹陷提供了充足的物源，渐新世围绕局部高地形成了套角洲滨海相沉积体系，并往凹陷内部发育连续分布的滨海相砂岩，是油气运移的良好通道。

近凹带低凸起区气气气源对比也指示出该条运移路径，烃源岩顶面构造等值线表现为往凹陷中心凸字型分布，说明运移路径属于大型的入凹构造脊，直接沟通优质烃源岩和储层，非常有利于促成天然气发生长距离汇聚型运移聚集。

松南宝岛凹陷经历了断陷断拗拗陷深水盆地构造演化，时期之后为拗陷深水盆地，中新世以来受控于整个凹陷裂后热沉降和加速沉降作用，沉积套巨厚的半深海深海相泥岩，钻井揭示近凹带中新统地层发育超压，对天然气垂向运移形成顶板效应，是很好的区域盖层。

因此在同含油气系统分析的基础上探究深水东区前古近系古潜山天然气运移成藏机理资源开发论文认为砂岩孔隙度和排替压力呈反比关系，而排替压力的本质是指岩石中非润湿相流体进入最小孔喉时的毛细管力，因此认为孔隙度与毛细管力存在反比相关性。

通过统计深水东区所有已钻井的孔隙度与排替压力数据发现两者符合这规律，用指数关系式表示式中为等效埋深为孔隙度。

将式代入排替压力与孔隙度指数关系式换算图琼东南盆地东部已钻井孔隙度与深度关系最后可简化为排替压力与等效埋深的关系。

通过该方法计算琼东南盆地东部地区基底面的孔隙度和排替压力，结果表明松南低凸起区潜山风化壳风化裂缝预测孔隙为崖城组预测孔隙为，与实测平均孔隙对应的比较好。

松南低凸起区潜山和崖城组预测排替压力分别为和，区域同层位对比为较低值，说明往南部松南低凸起而客观评价天然气成藏动力的大小。

探究深水东区前古近系古潜山天然气运移成藏机理资源开发论文。

天然气运移动力主要来自烃源岩层的异常高压，其他外力还包括浮力重力等，在断裂活动停滞期，浮力是天然气运聚的主要动力，源下油气藏的油气运移动力主要为剩余压力。

深水东区气藏横向上远离烃源灶，因此认为其运移动力为异常高压和浮力，浮力用公式浮者相乘得出，其中为油气密度，为重力加速度，为储层埋深，异常高压可通过静水压力乘以地层的压力系数，即其中为储层埋深，为水密度，为重力加速度，为储层压力系数，区域天然气密度深水东区天然气密度为重力加速度水密度均为常量，储层埋深和压力系数根据目前已有钻井资料校正及地震然气运移能力阻碍越大反之则越弱。

异常孔隙流体压力虽然不能直接作用于游离相天然气，但其存在可使砂岩输导层运移动力增强，从而造成砂岩输导层对游离相天然气的运移作用。

异常孔隙流体压力越大，砂岩输导层运移能力越强，对游离相天然气的输导能力越强反之则越弱。

松南低凸起区与近凹带烃源岩水平距离超过，钻井及地震资料揭示了松南低凸起潜山领域普遍发育砂质风化壳和风化裂缝带，其上覆古近系则发育套角洲滨海相沉积体系，并可延伸至处的近凹带，区的古近系平均孔隙度为渗透率为，基本达到高中孔中渗级别，基底潜山砂质风化壳和风化裂缝孔隙度为渗透率为，为中孔中低渗级别。

前已述及这些滨海相砂岩末端的天然气与区来源于同套烃源岩，结从平面上看近凹带和低凸起区天然气甲烷碳同位素值差异明显，两者相差个千分点，乙烷丙烷碳同位素值变化范围不大，分别介于和个区间，不同样品之间的差异不超过，反映不同区带天然气同源，甲烷碳同位素值差异主要因素为成熟度差异或别的次生作用。

在同源条件下，随着烃源岩热演化程度的升高，生成天然气中甲烷同位素组成逐渐变重，松南低凸起区天然气甲烷碳同位素组成轻于近凹带，说明其成熟度相对较低。

本文通过中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室的黄金管高压釜封闭热模拟实验，建立了渐新统不同相带的泥岩样品热成熟度与甲烷碳同位素之间的分馏动力学实验关系，结果显示松南低凸起气藏天然气对应烃源岩值为，近凹带天然气对应烃源岩凸起天然气成藏条件与勘探潜力来源及侧向运聚模式已做了些研究，但运移成藏机制不明确的问题至今未得到解决，影响了进步勘探成效。

深水东区目前勘探现状呈现出明显的差异性，比较好的发现主要集中在松南低凸起区，在下渐新统崖城组和前古近系潜山发现了优质厚气层，而靠近凹陷沉积中心的近凹带勘探效果并不是很好，同在松南低凸起上的区东侧和其南侧的也均钻探失利。

通过文献调研对比发现，潜山领域砂质风化壳风化裂缝带成藏模式不同于以往报导的碳酸盐岩基底和内幕裂缝带潜山。

因此有必要对深水东区天然气的差异富集进行深入研究，急需采用天然气地球化学参数示踪及数值模拟计算等综合方法来揭示古潜山领域天然气运移聚集机制。

图琼东南盆地构造区划分示意图松南宝岛凹陷结模拟计算等综合方法来揭示古潜山领域天然气运移聚集机制。

图琼东南盆地构造区划分示意图松南宝岛凹陷结构天然气地球化学特征天然气成因深水东区目前发现的天然气主要分布于松南宝岛凹陷近凹带和松南低凸起区，近凹带以含气构造为代表，松南低凸起区则以气藏为代表，纵向上近凹带天然气主要位于亚组，低凸起区天然气在亚组崖城组和前古近系中均有分布。

这些天然气组分普遍富烃，绝大多数含量超过。

低凸起区天然气组分偏干，干燥系数达以上，甲烷碳同位素值变化区间为，乙烷碳同位素值分布于之间。

与之形成鲜明对比的是近凹带天然气表现为湿气的特征干燥系数为，甲乙烷碳同位素值分别为和表。

戴金星研究认为，煤型气的值基本上大于，油型气乙烷碳同位素值地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室的黄金管高压釜封闭热模拟实验，建立了渐新统不同相带的泥岩样品热成熟度与甲烷碳同位素之间的分馏动力学实验关系，结果显示松南低凸起气藏天然气对应烃源岩值为，近凹带天然气对应烃源岩值约为，推测深水东区不同构造带天然气均达到高熟，低凸起区甲烷碳同位素组成轻于近凹带可能主要受控于成熟度。

值得指出的是，低凸起区气藏钻井揭示的地层并无生烃能力，距斜坡近凹带烃源岩距离至少达以上，导致其甲烷碳同位素组成偏轻可能还受长距离侧向运移过程的影响。

琼东南盆地深水东区位于盆地东南部，自西向东包含了松南凹陷松南低凸起宝岛凹陷长昌凹陷个级构造单元和南部隆起个级构造单元图，其中松南宝岛凹陷深水区又可划分的研究中较多涉及到能量分布与油气藏分布之间的关系，但甚少定量分析成藏动力的构成，或者说各部分动力在油气运聚过程中的相对贡献。

本文研究创新引入了天然气超压驱动浮力及排替压力技术，定量表征了运移动力和运移阻力，从而客观评价天然气成藏动力的大小。

砂岩输导天然气机理大量研究表明，天然气在地下除可以游离相通过砂岩输导层发生运移外，还可以水溶相和扩散相通过砂岩输导层发生渗滤和扩散。

砂岩对游离相天然气的输导主要为异常孔隙流体压力和毛细管力的界面能差，毛细管力对游离相天然气运移的影响实质是砂岩的排替压力小于或等于游离相天然气的能量，即可促进游离相天然气运移否则将对游离相天然气运移形成阻碍。

砂岩输导层排替压力越大，对游离相天然气运移能力阻碍越大探究深水东区前古近系古潜山天然气运移成藏机理资源开发论文天然气地球化学特征天然气成因深水东区目前发现的天然气主要分布于松南宝岛凹陷近凹带和松南低凸起区，近凹带以含气构造为代表，松南低凸起区则以气藏为代表，纵向上近凹带天然气主要位于亚组，低凸起区天然气在亚组崖城组和前古近系中均有分布。

这些天然气组分普遍富烃，绝大多数含量超过。

低凸起区天然气组分偏干，干燥系数达以上，甲烷碳同位素值变化区间为，乙烷碳同位素值分布于之间。

与之形成鲜明对比的是近凹带天然气表现为湿气的特征干燥系数为，甲乙烷碳同位素值分别为和表。

戴金星研究认为，煤型气的值基本上大于，油型气乙烷碳同位素值则小于，据该标准深水东区主要为煤型气。

探究深水东区前古近系古潜山天然气运移成藏机理资源开发论文海相烃源岩基本吻合，在这个区间与深水西区相比更轻，可能是由于深水东区烃源岩陆源有机质输入相对更占优势。

图琼东南盆地泥岩干酪根碳同位素分布特征天然气伴生的凝析油地球化学特征可以很好地说明这点，深水东区区和原油规则甾烷呈倒型分布高姥植比高含量奥利烷含树脂化合物原油同位素值为。

这与崖城组沉积时期深水东区近凹斜坡带多发育滨海相，水体较浅，更有利于陆源有机质堆积有关。

琼东南盆地深水东区位于盆地东南部，自西向东包含了松南凹陷松南低凸起宝岛凹陷长昌凹陷个级构造单元和南部隆起个级构造单元图，其中松南宝岛凹陷深水区又可划分为近凹斜坡带和低凸起图，是本文研究的重点区域。

近年来深水东区展现出很好的天然气勘探前景，前人对松南同位素组成研究在油气运移上的意义石油学报，李剑，刘朝露，李志生，等天然气组分及气碳同位素