張功成 朱偉林 米立軍 張厚和 梁建設(shè) 屈紅軍

(1.中國(guó)海洋石油研究總院 北京100027;2.中國(guó)海洋石油總公司 北京 100010; 3.西北大學(xué)地質(zhì)系 西安 710069)

“源熱共控論”:來(lái)自南海海域油氣田“外油內(nèi)氣”環(huán)帶有序分布的新認(rèn)識(shí)①

張功成1朱偉林2米立軍2張厚和1梁建設(shè)1屈紅軍3

(1.中國(guó)海洋石油研究總院 北京100027;2.中國(guó)海洋石油總公司 北京 100010; 3.西北大學(xué)地質(zhì)系 西安 710069)

南海海域新生代經(jīng)歷印支—南海地臺(tái)裂谷期、陸間裂谷期和區(qū)域沉降階段,形成大陸架、大陸坡和洋殼區(qū)三大區(qū)域構(gòu)造單元。圍繞洋殼區(qū),大陸坡和大陸架呈準(zhǔn)環(huán)帶狀分布格局。沉積盆地主要分布在大陸架和大陸坡上,亦環(huán)繞中央洋殼區(qū)呈環(huán)帶狀分布。南海油氣勘探活動(dòng)于20世紀(jì)60年代末期開(kāi)始,截至目前已發(fā)現(xiàn)數(shù)百個(gè)油氣田,這些油氣田主要分布在南部、北部和西部等大陸邊緣。油氣田分布主要呈大陸架或其近陸部分以油田為主、大陸坡(也包括鄰近大陸架部分區(qū)域)以氣田為主的“外油內(nèi)氣”特征。油環(huán)區(qū)凹陷烴源巖以中深湖相泥巖或深海相泥巖為主,沉積有機(jī)質(zhì)以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根為主,地殼相對(duì)較厚、熱流值相對(duì)較低、烴源巖主要處在生油窗以內(nèi),烴類產(chǎn)物主要是原油。氣環(huán)區(qū)生烴凹陷烴源巖以海陸過(guò)渡相泥巖和海相烴源巖為主,沉積有機(jī)質(zhì)主要是Ⅱ2—Ⅲ型干酪根,地殼厚度相對(duì)較薄,熱流值高,具“超熱盆”特征,烴源巖以生氣為主。油環(huán)區(qū)主力儲(chǔ)層是砂巖,形成于湖相到淺海環(huán)境,存在多套儲(chǔ)蓋組合。氣環(huán)區(qū)內(nèi)帶存在淺水沉積和深水沉積兩套儲(chǔ)蓋組合,以深水扇和生物礁儲(chǔ)層為主,蓋層主要為海相泥巖。以300 m水深為界,油環(huán)帶主要位于淺水區(qū),勘探程度較高;內(nèi)帶氣環(huán)主要位于陸架下部及陸坡區(qū),勘探程度較低。南海海域勘探領(lǐng)域正在由淺水區(qū)向深水區(qū)發(fā)展。南海油氣資源豐富,有望成為我國(guó)新的大油氣區(qū)。

南海油田分布?xì)馓锓植?/p>

0 引言

南海位于歐亞、菲律賓板塊和印度洋三大板塊的交匯處,是西太平洋最大的邊緣海,面積350×104km2,約占我國(guó)陸疆的三分之一,為渤海、黃海、東?？偯娣e的三倍(圖1)。南海北靠華南古陸,南至加里曼丹島,東臨臺(tái)灣、菲律賓群島,西界為中南半島。南海形狀呈菱形,長(zhǎng)軸方向?yàn)楸睎|向30°。南海總體地形從周邊向中央傾斜,由淺至深依次分布著大陸架(或島架)、大陸坡(或島坡)、中央深海平原等地貌類型(圖1)。

南海周緣陸架(或島架)地形平坦。南海北部大陸架長(zhǎng)1 425 km,最大寬度310 km,是世界上最寬闊的陸架之一。南海西部大陸架北起北部灣口,南至加堆克群島,陸架外緣水深為200～250 m,呈南北向條帶狀分布,長(zhǎng)720 km,大部分寬65～115 km,南北兩端稍寬,中間窄,最窄處僅27 km。南海東部島架由臺(tái)灣島至菲律賓的民都洛島及巴拉望島組成,呈南北向的狹長(zhǎng)條帶狀,島架外緣坡折水深100 m左右,在民都洛西岸外緣坡折處,水深增大至100～200 m,寬3～14 km,坡度略大(圖1、2)[1,2]。

南海大陸坡(或島坡)地形崎嶇,高差起伏大,是南海地形變化最復(fù)雜的區(qū)域。南海北部大陸坡東起臺(tái)灣的東南端,西至西沙海槽的西端,呈北東向展布,全長(zhǎng)約1 350 km,寬143～342 km,與深海平原的分界水深為3 400～3 700m,呈西寬東窄狀。南海西部大陸坡北起西沙海槽,南面以盆西南海嶺南端為界,陸坡外緣水深3 600～4 000 m,呈北寬南窄狀。南海東部島坡分布長(zhǎng)而深的馬尼拉海溝與呂宋海槽,海溝深達(dá)4 500 m以上,菲律賓巴拉望島的西側(cè)海區(qū),大部分海底為巴拉望島的西北島坡[1,2]。

南海洋殼區(qū)以平原地貌為主,宏偉壯觀的鏈狀海山和線狀海山分布其間。南海中央洋殼區(qū),水深3 400～4 300 m,北東—南西向展布,洋殼區(qū)與陸坡交接處水深4 000～4 200 m。中央洋殼區(qū)具有典型的大洋地殼特征。缺失前中新世地層,上新統(tǒng)—第四系分布廣泛,厚度600～1 500 m,其中下部沉積主要充填于受斷裂控制的凹陷中[1,2]。

圖1 南海海域沉積盆地分布圖Fig.1 Sedimentary basins distribution in South China Sea

圖2 南海海域南北向區(qū)域大剖面(據(jù)吳能友,2006)Fig.2 Regional geological cross-sections in South China Sea(afterWu Nengyou,2006)

南海海域沉積盆地非常發(fā)育,約有20多個(gè),總面積超過(guò)100 km2,主要分布在大陸架和大陸坡上(圖1、2、3)。盆地充填地層為新生界,部分區(qū)域有中生代殘余盆地。南海的油氣勘探是逐漸從相鄰陸地推進(jìn)到淺海,并從淺海推進(jìn)到深海區(qū)的。南海海域周邊陸地油氣勘探開(kāi)始較早,距今最長(zhǎng)有100多年歷史;海域大規(guī)?？碧介_(kāi)發(fā)開(kāi)始較晚,主要在20世紀(jì)60年代中期,距今最長(zhǎng)有50多年。但不同邊緣開(kāi)始也有差別。南海北部相鄰陸地20世紀(jì)50年代開(kāi)始在三水盆地勘探;1957年在鶯歌海盆地進(jìn)行氣苗調(diào)查, 1978鉆在樂(lè)東8-1構(gòu)造上的鶯2井發(fā)現(xiàn)氣層;北部灣盆地勘探工作開(kāi)始于1963年,1977年鉆探的灣1井為第一口出油井;1974年珠江口盆地被發(fā)現(xiàn),1975年在珠江口盆地鉆珠1井,1979年該盆地第5口探井珠5井首次發(fā)現(xiàn)油層。1979年在瓊東南盆地首鉆鶯9井并發(fā)現(xiàn)油層。南海北部大規(guī)模油氣勘探起始于1979年,20世紀(jì)80年代在瓊東南盆地淺水區(qū)、珠江口盆地珠一坳陷、北部灣盆地潿西南凹陷發(fā)現(xiàn)了大批大中型油氣田,20世紀(jì)90年代在鶯歌海盆地發(fā)現(xiàn)一批大中型氣田,進(jìn)入新世紀(jì)以來(lái)在珠江口盆地南部深水區(qū)新發(fā)現(xiàn)一批大中型氣田[1,3]。

南海南部陸地最早1866年曾在文萊拉布安島鉆淺井,產(chǎn)少量石油;1910年在馬來(lái)西亞發(fā)現(xiàn)米里油田;1929年在文萊境內(nèi)發(fā)現(xiàn)詩(shī)里亞油田;1940年發(fā)現(xiàn)杰拉東油氣田;1954年荷屬殼牌公司在沙撈越近海開(kāi)展地震勘探;1957年鉆Siwa-1井,同年在文萊近海鉆S W.Ampa-1井;1962年在曾母盆地發(fā)現(xiàn)特馬納油田;1963年在文萊三角洲發(fā)現(xiàn)西南安柏油田;20世紀(jì)60年代后期進(jìn)入勘探高潮,由于采用數(shù)字地震技術(shù),資料準(zhǔn)確,鉆探成功率大為提高,相繼發(fā)現(xiàn)了大批油氣田。

截至目前,在南海各大陸邊緣總計(jì)發(fā)現(xiàn)了數(shù)百個(gè)油氣田,合計(jì)探明油氣總地質(zhì)儲(chǔ)量上百億噸油當(dāng)量,其中石油與天然氣約各占一半。從美國(guó)能源情報(bào)局網(wǎng)頁(yè)上下載的數(shù)據(jù)表明,目前南海探明石油儲(chǔ)量位居世界海洋石油的第五位,天然氣探明儲(chǔ)量位居第四位,已成為世界上一個(gè)新的重要含油氣區(qū)。

1 南海海域油氣田呈“外油內(nèi)氣”環(huán)帶狀有序分布

南海大陸坡和大陸架環(huán)繞中央洋殼區(qū)呈環(huán)帶狀分布。在陸架和陸坡區(qū)總計(jì)約發(fā)現(xiàn)數(shù)百個(gè)油氣田,油氣田分布呈“外環(huán)油內(nèi)環(huán)氣”分布特征。油田主要分布在靠近陸地的陸架區(qū)或其上傾部位,天然氣主要分布在陸坡區(qū)及陸架區(qū)下傾部位(圖3)。

1.1 南海北部大陸邊緣“北油南氣”特征

南海北部大陸邊緣屬于準(zhǔn)被動(dòng)大陸邊緣,自北向南,分布有近東西向延展的兩個(gè)盆地(或坳陷)帶,北部盆地(或坳陷)帶是北部灣盆地—珠江口盆地北部坳陷帶—臺(tái)西盆地南部坳陷;中南部盆地帶包括鶯歌海盆地—瓊東南盆地—雙峰盆地—珠江口盆地南部坳陷區(qū)—臺(tái)西南盆地等。

圖3 南?！巴猸h(huán)油——內(nèi)環(huán)氣”油氣田分布圖黑虛線以內(nèi)為洋殼區(qū),黑虛線與紅線之間為氣環(huán)區(qū),紅虛線與蘭虛線之間為油環(huán)區(qū),藍(lán)細(xì)線為300 m水深線Fig.3“Outside oil and inside gas”circle distribution of oil and gas fields in South China Sea

北部灣盆地位于外帶主要生油。該盆地面積3.4 ×104km2,盆地基底為前寒武系和石炭系碳酸鹽巖,盆地蓋層為新生代沉積,最大地層厚度大于6 km。盆地分為5個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元,即北部坳陷、企西隆起、中部坳陷、南部隆起和南部坳陷。截至目前,該盆地累計(jì)發(fā)現(xiàn)十多個(gè)油田,探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量數(shù)億噸,沒(méi)有發(fā)現(xiàn)獨(dú)立的游離商業(yè)氣藏,天然氣都是溶解氣。原油主要分布在盆地北部坳陷的潿西南凹陷和南部坳陷的福山凹陷,天然氣儲(chǔ)量很少,是一個(gè)典型的油盆(圖4)[3～6]。

圖4 北部灣盆地油田分布圖Fig.4 Oil fields distribution in Beibu gulf basin

瓊東南盆地位于內(nèi)帶主要生氣。該盆地面積約9 ×104km2。盆地基底為前寒武系變質(zhì)巖和中生代火山巖,盆地蓋層為新生代沉積,最大地層厚度大于10 km。盆地分為北部坳陷、中部隆起、中央坳陷等。該盆地主力烴源巖是漸新統(tǒng)下部海陸過(guò)渡相含煤地層,烴源巖熱演化程度高,以生氣為主。截至目前,共發(fā)現(xiàn)2個(gè)商業(yè)性天然氣田,其中崖13-1大氣田儲(chǔ)量近千億m3[1]。氣田分布在中部坳陷西北緣崖南凹陷西部崖城13構(gòu)造帶和中部隆起西端崖城凸起上?？碧脚c研究成果均顯示了瓊東南盆地是個(gè)氣盆(圖5)[3,7,8]。

圖5 瓊東南盆地氣田分布圖Fig.5 Gas fields distribution in Qiongdongnan basin

珠江口盆地橫跨南海北部大陸邊緣的內(nèi)、外兩個(gè)帶,既生油又生氣,主要表現(xiàn)為外帶生油,內(nèi)帶生氣。盆地面積約18×104km2,盆地基底為前新生界,盆地蓋層為新生界,最大地層厚度大于15 km。該盆地分為北部斷階帶、北部坳陷帶、中央隆起帶、南部坳陷帶。截至目前,北部珠一坳陷和珠三坳陷及其相鄰的隆起區(qū)發(fā)現(xiàn)的絕大多數(shù)都是油田,只在文昌凹陷內(nèi)部發(fā)現(xiàn)幾個(gè)中小型氣田,在探明油氣儲(chǔ)量當(dāng)量中,原油占90%以上,屬于富油帶。珠二坳陷與珠一坳陷不同,漸新世裂谷作用強(qiáng)烈,沉降與沉積幅度都比較大,屬于疊合斷陷,熱流值高,以生氣為主,目前在其北部番禺低隆起和東部發(fā)現(xiàn)一批大中型氣田群[3]?？傊?北部坳陷帶屬于油坳,南部珠二坳陷為氣坳,呈現(xiàn)“北油南氣”分布格局(圖6)。

1.2 南海南部大陸邊緣“南油北氣”特征

南海南部大陸邊緣北側(cè)是與南海北緣相似的被動(dòng)邊緣,與今南海的擴(kuò)張有關(guān),主要表現(xiàn)為拉張構(gòu)造形態(tài),南側(cè)是碰撞邊緣,與古南海的消亡有關(guān),發(fā)育一系列自南向北逆掩的疊瓦狀構(gòu)造,屬擠壓型邊緣[9～18]。

曾母盆地面積16.8×104km2,盆地基底為早白堊世花崗閃長(zhǎng)巖和古—始新世變質(zhì)巖,盆地蓋層為漸新世及其以來(lái)的新生代沉積,最大地層厚度大于15 km。根據(jù)地震反射特征,可將沉積蓋層分為3個(gè)構(gòu)造層。下構(gòu)造層地層時(shí)代為古新世—中始新世,是盆地?cái)嘞萜趯酉?最大厚度可達(dá)5 000 m,以河流相砂巖夾泥巖沉積為主,地層大多已褶皺變形,與上覆地層及下伏基底均呈角度不整合接觸。中構(gòu)造層是盆地沉降期層系,時(shí)代從晚始新世—中中新世,以海相及濱?！獪\海相沉積為特征,與下伏地層呈角度不整合接觸,與上覆地層呈頂超接觸關(guān)系。上構(gòu)造層為淺?！肷詈Ｏ嗯残蛯酉?時(shí)代為晚中新世—第四紀(jì)。曾母盆地是一疊合盆地,在盆地北部和中部,古新世至早、中始新世間屬于被動(dòng)陸緣沉積未變質(zhì);在盆地南部,由于南沙地塊和加里曼丹地塊在晚始新世至早漸新世發(fā)生強(qiáng)烈碰撞,這套沉積已變質(zhì)為板巖,僅存在晚漸新世—第四紀(jì)前陸盆地沉積。盆地分為8個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元,即東巴林堅(jiān)坳陷、南康臺(tái)地、西巴林堅(jiān)隆起、塔陶壘塹、拉奈隆起、索康坳陷、康西坳陷和西部斜坡。綜合研究表明,位于東南部的東巴林間坳陷以生油為主,南康臺(tái)地及康西坳陷以生氣為主。截至2007年,該盆地累計(jì)發(fā)現(xiàn)油氣田上百個(gè),探明儲(chǔ)量很大,氣儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量6/7左右(圖7)[19～24]。原油分布在盆地南部東巴林堅(jiān)區(qū),天然氣分布在南康臺(tái)地和西部斜坡,呈現(xiàn)“南油北氣”分布格局。

文萊—沙巴盆地以廷賈斷裂與曾母盆地為鄰,西北緣以南沙海槽東南斷裂為界,盆地東北端一直延伸到巴拉巴克斷裂,它是南沙地塊向巽他地塊俯沖所形成的弧前盆地,面積約9.4×104km2[16]。盆地東部(文萊區(qū))的基底為已經(jīng)褶皺變形的晚漸新世—早中新世梅利甘組—麥粒瑙組—坦布龍組的三角洲平原—深水頁(yè)巖地層;盆地西部(沙巴區(qū))的基底為褶皺的晚始新世—早中新世克羅克組深海復(fù)理石。盆地沉積蓋層為早中新世或中中新世—第四紀(jì)地層,其沉積環(huán)境為從南向北呈北西向靠近物源區(qū)的海岸平原,逐漸過(guò)渡為淺海環(huán)境至開(kāi)闊海環(huán)境,縱向上以海退旋回為主,表現(xiàn)為后期的較粗沉積物依次迭置在前期較細(xì)沉積物之上。盆地內(nèi)新生界厚度大于10～12 km,主要為三角洲—淺?！詈３练e。該盆地可分為巴蘭一文萊三角洲和沙巴兩個(gè)含油氣區(qū)。截至2008年,累計(jì)發(fā)現(xiàn)油氣田上百個(gè),以產(chǎn)油為主,油占儲(chǔ)量四分之三左右。該盆地南部主要為油田,北部為氣田,呈現(xiàn)“南油北氣”分布格局(圖8)。

北康盆地是位于南沙中部海域的大型新生代沉積盆地,面積6.2×104km2,其西南部以北西走向的廷賈斷裂帶與曾母盆地相鄰,其東部和北部以寬窄不一的隆起帶與文萊—沙巴盆地、南沙海槽盆地、安渡北盆地、南薇東盆地和南薇西盆地相隔,水深100～2 000 m?；字黧w為火成巖體,部分為前新生代變質(zhì)巖,沉積蓋層由第四系、上新統(tǒng)、上中新統(tǒng)、中中新統(tǒng)、下中新統(tǒng)—上漸新統(tǒng)、下漸新統(tǒng)—上始新統(tǒng)和中始新統(tǒng)7套地層組成,厚度最大可超過(guò)13 km。盆地演化經(jīng)歷了古新世—中始新世斷陷期,晚始新世—中中新世斷拗—走滑、擠壓隆升期,晚中新世—第四紀(jì)區(qū)域沉降期,形成6個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元,即西部坳陷、中部隆起、東北坳陷、東南坳陷、東北和東部隆起等。北康盆地發(fā)現(xiàn)1個(gè)氣田(圖9)[25～27]。

1.3 南海西部大陸邊緣“西油東氣”特征

南海西部大陸邊緣沿印支陸塊東側(cè)延伸,具強(qiáng)烈的走滑活動(dòng)性屬剪切—拉張型邊緣,分布有湄公盆地、萬(wàn)安盆地、鶯歌海盆地和中建南盆地,總體沿南海西部邊緣的陸架、陸坡區(qū)海域呈帶狀分布。

湄公盆地位于陸架區(qū)湄公河口南側(cè),水深小于100 m。該盆地面積3.5×104km2,盆地基底為侏羅—白堊紀(jì)花崗巖、花崗閃長(zhǎng)巖、石英閃長(zhǎng)巖。沉積蓋層由中始新—第四系組成,地層厚達(dá)10 km。盆地包括6個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元,即西部坳陷、中部隆起、東北坳陷、東南坳陷、東北和東部隆起等。該盆地石油資源十分豐富。湄公盆地目前至少已發(fā)現(xiàn)10個(gè)油田,其中白虎、曙光、黑獅、龍和金槍魚這5個(gè)油田的儲(chǔ)量約2.6億t,該盆地屬于油型盆地(圖10)。

圖6 珠江口盆地油氣田分布圖Fig.6 Oil and gas fields distribution in Pearl rivermouth basin

圖7 曾母盆地油氣田分布示意圖Fig.7 Oil and gas fields distribution in Zengmu basin

圖8 文萊—沙巴盆地油氣田分布示意圖Fig.8 Oil and gas fields distribution inWenlai-Shaba basin

圖9 北康盆地油氣田分布示意圖Fig.9 Gas fields distribution in Beikang basin

圖10 湄公盆地油氣田分布示意圖Fig.10 Oil fields distribution inMeigong basin

萬(wàn)安盆地是扭張盆地,總面積約8.5×104km2(圖11)。盆地基底為中生代晚期侵入巖、火山巖和前新生代沉積變質(zhì)巖[2],蓋層由始新統(tǒng)—第四系組成,新生界厚度最大大于12 km。萬(wàn)安盆地經(jīng)歷了地塹—半地塹、坳陷、壓扭和區(qū)域沉降等4個(gè)構(gòu)造演化階段。斷陷階段發(fā)生于漸新世,是烴源巖形成的主要階段;坳陷階段發(fā)生于早中新世—中中新世早期,是盆地儲(chǔ)集層形成的主要階段和次要烴源巖的生成階段;壓扭作用發(fā)生于中中新世—晚中新世,是盆地構(gòu)造圈閉形成的重要階段,也是灰?guī)r儲(chǔ)層形成的主要階段;區(qū)域沉降階段發(fā)生于上新世—第四紀(jì),盆地油氣勘探目的層的區(qū)域性蓋層在該階段形成[2,16]。萬(wàn)安盆地由10個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元組成,即西部坳陷、西南斜坡、西北斷階、北部坳陷、北部隆起、中部坳陷、中部隆起、南部坳陷、東部隆起和東部坳陷等[2]。盆地內(nèi)的二級(jí)構(gòu)造單元主要受北東向斷層控制,坳陷一般呈東斷西超的箕狀,局部呈東、西斷的地塹型;低隆起或隆起在盆地邊部為古隆起斜坡,在盆中部為斷隆。北部坳陷沉積中心位于坳陷南部斷層一側(cè),呈東斷西超的箕狀。中部坳陷北部厚,南部薄,坳陷呈北東向,沉積厚度一般為8～12.5 km,南部沉積較薄,為3～8 km。南部坳陷位于盆地的東南部,坳陷的中—北部為北東向,呈西超東斷的箕狀,沉積厚度4～1l km,坳陷南部為北西向,呈西斷東斜的箕狀,沉積厚度較薄,為3 000～5 600 m。東部坳陷位于盆地東部,呈NNE向,為東斷西超的箕狀,沉積中心位于東部斷層一側(cè),沉積厚度5 000～8 000 m[28]。

萬(wàn)安盆地的油氣勘探始于20世紀(jì)70年代,截至目前,累計(jì)發(fā)現(xiàn)油氣田26個(gè),主要聚集于中部地區(qū),油氣田分布以中部坳陷為中心,包括北部隆起、西北斷階帶和中部隆起等構(gòu)造單元,并且在中部隆起、北部隆起和中部坳陷上的含油氣構(gòu)造均獲得了高產(chǎn)工業(yè)油氣流。從油氣藏產(chǎn)層的時(shí)代分析,油氣主要產(chǎn)于中新統(tǒng)砂巖、其次為漸新統(tǒng)砂巖、中—上中新統(tǒng)碳酸鹽巖。漸新統(tǒng)儲(chǔ)層的油氣藏主要分布于西南斜坡和中部坳陷西部邊緣,并且前者以氣藏為主,后者則油氣兼有。下中新統(tǒng)砂巖油氣藏主要分布于西北斷階帶和北部隆起,以產(chǎn)油或凝析油為主。中—上中新統(tǒng)油氣藏主要分布于中部坳陷和中部隆起,其中在中部坳陷以砂巖儲(chǔ)層為主,除了西鉆石油氣藏(KCT)以油為主和木精(MT)含氣構(gòu)造含有一定的輕質(zhì)油和凝析油外,基本上都是氣藏,而在中部隆起上則是以中—上中新統(tǒng)灰?guī)r為儲(chǔ)層的氣藏[16]?？偟膩?lái)說(shuō),石油主要分布在北部隆起及其鄰區(qū),天然氣主要分布在中部隆起及其鄰區(qū)(圖11)[27～30],呈現(xiàn)“西油東氣”分布格局。

1.4 南海東部大陸邊緣“東油西氣”特征

南海東部大陸邊緣西緣發(fā)育溝、弧、盆組合以及典型的蛇綠巖套,是典型的溝—弧構(gòu)造體系,屬洋殼向陸殼俯沖擠壓消亡型邊緣。南、北巴拉望盆地位于巴拉望島和卡拉綿島西北大陸架及大陸坡上,面積約1.68×104km2,盆地基底為晚古生代—中生代變質(zhì)巖、沉積巖和酸性巖漿巖,蓋層為上侏羅統(tǒng)—白堊系海相碎屑巖、凝灰質(zhì)頁(yè)巖、上始新統(tǒng)—第四系海相碎屑巖、碳酸鹽巖等。截止目前,北巴拉望盆地發(fā)現(xiàn)油氣田30個(gè),南巴拉望盆地發(fā)現(xiàn)氣田1個(gè)。北巴拉望盆地油氣呈現(xiàn)東部油多,西部氣多的特征(圖12)。

綜合南海四周大陸邊緣,作者發(fā)現(xiàn)其油氣分布大致呈“外油內(nèi)氣”的環(huán)帶狀分布特征。內(nèi)核為南海中央洋盆區(qū),基底為典型洋殼,沉積層很薄。內(nèi)環(huán)帶為過(guò)渡殼,沉積盆地或凹陷發(fā)育,以氣田為主。外環(huán)帶為偏陸的過(guò)渡殼,盆地主要生油。油環(huán)與氣環(huán)分界線位置不完全與陸坡與陸架界線一致(圖3),反映了油氣分布可能受多個(gè)因素控制。

圖11 萬(wàn)安盆地與油氣田分布示意圖Fig.11 Distribution of oil and gas fields inWanan basin

圖12 南、北巴拉望盆地與油氣田分布示意圖Fig.12 Distribution of oil and gas fields in Palawang basin

2 “源熱共控”南海油氣有序分布

2.1 “源熱共控”南海北部大陸邊緣油氣田“外油內(nèi)氣”有序分布

南海北部大陸邊緣存在始新統(tǒng)中深湖相和漸新統(tǒng)湖沼相或海陸過(guò)渡相或海相泥巖兩套烴源巖,前者Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根發(fā)育,后者Ⅱ2-Ⅲ型干酪根發(fā)育。南海北部大陸邊緣平均熱流值為71.9mW/m2,外帶陸架區(qū)地溫梯度為30～40℃/km,平均熱流值66±9.8 mW/m2;陸坡內(nèi)帶區(qū)地溫梯度60～160℃/ km。平均熱流值77.5±14.8 mW/m2(圖13、14)。

南海北部大陸邊緣外帶陸架區(qū)始新統(tǒng)中深湖相烴源巖埋藏深度普遍處在生油窗內(nèi),部分始新統(tǒng)已進(jìn)入高成熟狀態(tài),因此本帶的烴類產(chǎn)物主要是油,只在個(gè)別埋藏較深的凹陷形成少量天然氣。珠江口盆地北部坳陷帶(含珠一坳陷和珠三坳陷)烴源巖主要發(fā)育在始新世文昌組中深湖相地層中,以Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)為主。北部灣盆地由于漸新統(tǒng)烴源巖上覆層厚度薄,埋藏淺,熱流值低,烴源巖普遍未成熟,因而既未形成石油,也未形成天然氣,對(duì)成藏沒(méi)有顯著貢獻(xiàn)。陸架區(qū)珠一坳陷及珠三坳陷漸新統(tǒng)恩平組烴源巖雖普遍成熟,但對(duì)成藏貢獻(xiàn)處于次要地位。

圖13 南海北部大陸邊緣盆地與油氣田分布示意圖Fig.13 Distribution of oil and gas fields in northern margin in South China Sea

圖14 珠江口盆地南部—瓊東南盆地下漸新統(tǒng)烴源巖底部現(xiàn)今溫度圖Fig.14 Present temperature distribution in Lower surface ofOligocene source rock in Qiongdongnan and southern PearlMouth Basin

南海北部大陸邊緣陸坡區(qū)內(nèi)帶屬于持續(xù)沉降凹陷,凹陷內(nèi)自下而上發(fā)育了始新世湖相烴源巖、漸新統(tǒng)下部海陸過(guò)渡相和上部海相烴源巖。由于新近系厚度大和(或)熱流值太高,這三套烴源巖均已成熟且都以生氣為主。始新統(tǒng)烴源巖受高溫高壓作用多處于氣窗。漸新統(tǒng)以Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根為主,也主要生成天然氣。如瓊東南盆地漸新統(tǒng)崖城組湖沼相和陵水組海相烴源巖。珠二坳陷漸新統(tǒng)恩平組湖沼相和珠海組海相烴源巖。

2.2 “源熱共控”南海南部大陸邊緣油氣田“外油內(nèi)氣”有序分布

曾母盆地?zé)N源巖主要以上始新統(tǒng)—下中新統(tǒng)的曾母組、立地組為主,主要生成天然氣。鉆井及類比分析結(jié)果表明,曾母盆地主要發(fā)育漸新統(tǒng)海陸過(guò)渡相碳質(zhì)頁(yè)巖、煤層和海相泥巖以及下—中中新統(tǒng)海相泥巖兩大套烴源巖,有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ—Ⅲ型干酪根為主。據(jù)國(guó)外研究,在盆地東部地區(qū)(東巴林堅(jiān)坳陷、西巴林堅(jiān)隆起和南康臺(tái)地),上漸新統(tǒng)下部烴源巖海岸平原煤層、分流河道間海灣/沖積平原相泥巖和異地煤層為良好的烴源巖,鉆井揭示的泥巖厚度為數(shù)十米,煤層厚度大于10 m。煤層有機(jī)碳為40%～80%, S2值(產(chǎn)烴率)為40～194 kg/t,H I值(氫指數(shù))為388～406 mg/g,具有好的生烴潛力;沖積平原頁(yè)巖的生烴潛力很小,S2值一般小于5 kg/t;分流河道間海灣頁(yè)巖有機(jī)碳為1%～21%,S2值為3～90kg/t,H I值為164～435,具有中等—好的生烴潛力。上漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)烴源巖分布在康西坳陷、塔陶壘塹和索康坳陷等盆地西部,烴源巖為過(guò)渡相含煤頁(yè)巖,有機(jī)碳0.69%～0.93%,有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ—Ⅲ型干酪根,并且往坳陷中心有機(jī)質(zhì)豐度增高,類型變好,具有中—好的生油能力。煤層含有25%的蠟質(zhì)腐植化合物,為生油氣干酪根。目前鉆井尚未揭示中中新統(tǒng)烴源巖的地球化學(xué)特征,根據(jù)最新地震解釋成果分析,中中新統(tǒng)烴源巖主要分布于康西坳陷和南康臺(tái)地,且兩者烴源巖類型有所差異,康西坳陷主要發(fā)育海相泥巖和泥灰?guī)r,Ps值(砂巖百分量)為25%～50%,泥巖厚度一般1 500～2 500 m;南康臺(tái)地?zé)N源巖以淺海泥灰?guī)r相和碳酸鹽巖臺(tái)地相為主[22]。曾母盆地平均熱流值達(dá)97 mW/m2(圖15)。

文萊—沙巴盆地?zé)N源巖為塞塔普深海頁(yè)巖和前三角洲泥巖,時(shí)代為E23上部—N21下部,最大厚度約5 000 m。有機(jī)質(zhì)類型以潮汐相、海灣相低成熟的Ⅰ—Ⅲ型干酪根為主。南部東區(qū)(古俯沖帶)為顯著低熱流背景。

北康盆地中始新統(tǒng)—下漸新統(tǒng)湖沼及海相泥巖、炭質(zhì)泥巖、煤層發(fā)育,品質(zhì)較好,有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ—Ⅲ型干酪根。中始新統(tǒng)以湖泊、沼澤相泥巖沉積為主,泥巖厚度一般在200～1 200 m之間,有機(jī)碳含量為0.5%～2.0%,干酪根類型為Ⅱ—Ⅲ型,為較好烴源巖。上始新統(tǒng)—下漸新統(tǒng)在盆地西部為海陸過(guò)渡環(huán)境,東部為淺海環(huán)境,大部分地區(qū)泥巖厚度為200～600 m,凹陷部位厚度為600～1 200 m,有機(jī)碳含量為0.5%～2.3%,類型為Ⅱ—Ⅲ干酪根,為較好的烴源巖。上漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)為濱海、淺海—半深海環(huán)境,泥巖厚度一般為400～600 m,局部地區(qū)600～1 100 m,有機(jī)碳含量為0.63%～1.5%,類型為Ⅱ-Ⅲ型干酪根,為較好烴源巖。目前始新統(tǒng)、漸新統(tǒng)烴源巖處于成熟—高成熟演化階段,既生油又生氣,以氣為主[31]。

圖15 曾母盆地及文萊—沙巴盆地地溫梯度圖(Maztan B.Hj.Madon,1998)Fig.15 Geotemperature gradients distribution inWenlai-Shaba basin

2.3 “源熱共控”南海西部大陸邊緣油氣田“外油內(nèi)氣”有序分布

萬(wàn)安盆地有漸新統(tǒng)、下中新統(tǒng)和中中新統(tǒng)3套時(shí)代上連續(xù)、熱演化程度不一的烴源巖層,除中中新統(tǒng)外,下部?jī)商谉N源巖的發(fā)育狀況明顯受三隆四坳構(gòu)造格局控制。從烴源巖性質(zhì)看,由于萬(wàn)安盆地自成盆以來(lái)經(jīng)受了自東向西的海侵過(guò)程,這3套烴源巖的沉積相特征,縱向上呈現(xiàn)由平原河流、近岸湖沼相—三角洲、濱淺海相—半深海相的變化規(guī)律。同時(shí),隨著生物種群由陸生逐漸向海生轉(zhuǎn)變,有機(jī)質(zhì)類型亦由以Ⅲ—Ⅱ2型為主,變?yōu)橐寓蛐蜑橹?有機(jī)碳含量則由近岸湖沼相(漸新統(tǒng))的0.5%～2.26%,逐漸下降為濱淺海、半深海相(中、下中新統(tǒng))的0.5%～0.93%。這3套烴源巖中,漸新統(tǒng)烴源巖因其厚度大、有機(jī)質(zhì)豐富、成熟度高,成為盆地最主要的烴源巖。西區(qū)邊界因斷裂扭張及深部熱源異常補(bǔ)給為另一高熱流背景區(qū);西部熱流受南海西部斷裂帶影響由北西往南東逐漸升高。北低南高,與地殼、巖石圈厚度變化一致,最小值:24.22 mW/m2,最大值:121 mW/m2,平均值: 71.9 mW/m2。高值異常與巖漿巖分布、斷裂活動(dòng)有關(guān)(圖16)。

2.4 “源熱共控”南海東部大陸邊緣油氣田“東油西氣”有序分布

巴拉望盆地?zé)N源巖為尼多組(漸新世—中新世)和塞恩—里弗特組(尼多組之下)。巴拉望西南部圣地亞哥1號(hào)井底部90 m厚的尼多組,以及塞恩—里弗特組白堊紀(jì)頁(yè)巖的TOC高于20%,S1+S2為200～280 mg/g,鏡質(zhì)體反射和熱變指數(shù)均表明,此層位生油層完全成熟。只有少數(shù)鉆井鉆到塞恩—里弗特組,其中大部分位于盆地邊緣。在卡德勞1號(hào)井的塞恩—里弗特組鉆到生油巖,古新世—始新世泥巖和褐煤的TOC值達(dá)63%,S2達(dá)113 mg/g。幾口含有深水相尼多組鉆井鉆到良好的生油巖。在加洛克1號(hào)井覆于尼多組之上的海侵相砂巖層測(cè)到石油。尼多組為半深海相碳酸鹽,TOC為3%,S2高于2 mg/g,氫指數(shù)(H I)高于200 mg/g。在卡勞依特和西利納帕坎油田也見(jiàn)到相似的巖相。加洛克1號(hào)井生油巖相與尼多和馬丁洛克油田相一致。巴拉望西北部尼多組呈深水相表明為原始生油巖層。顯然,塞恩—里弗特組也是生油層。巴拉望西南部濱外存在一個(gè)古新世至中中新世沖斷復(fù)合體。在沖斷層中測(cè)出油苗和天然氣,表明沖斷層或其下方隱伏著生油巖。南沙海域東部,烴源巖的時(shí)代較老。禮樂(lè)盆地以古新統(tǒng)泥巖和始新統(tǒng)海相泥巖為主要的烴源巖,北巴拉望盆地以早—中中新世鈣質(zhì)泥巖為主要生油巖。此外,還發(fā)育了白堊系頁(yè)巖烴源巖,并且以生氣為主。

2.5 “源熱共控”南海油氣田環(huán)帶狀有序分布

“源控論”是我國(guó)石油地質(zhì)學(xué)家對(duì)石油地質(zhì)學(xué)的重要貢獻(xiàn),突出了烴源灶分布控制油氣田分布,反映油氣近源分布的特征。進(jìn)一步研究發(fā)現(xiàn),生油凹陷的類型也控制了油氣類型,生油型凹陷主要生成的是原油,在其內(nèi)部及周邊主要分布的是油田。生氣凹陷生成的主要是天然氣,在其內(nèi)部及周邊分布的主要是氣田。生油氣凹陷分布決定了油氣田分布。凹陷是生油還是生氣或既生油又生氣既取決于內(nèi)因又受控于外因,內(nèi)因主要是烴源巖有機(jī)質(zhì)類型,外因主要在于烴源巖所經(jīng)歷的最大熱作用事件。油氣分布受烴源巖和熱場(chǎng)雙重因素控制,外環(huán)帶的石油分布受中深湖或海相泥巖烴源巖及相對(duì)低熱場(chǎng)控制,內(nèi)環(huán)帶天然氣分布主要受海陸過(guò)渡相烴源巖及海相陸源沉積有機(jī)質(zhì)及相對(duì)高地溫場(chǎng)控制(表1、圖3)。

南海各沉積盆地主要發(fā)育始新統(tǒng)湖相泥巖、漸新統(tǒng)濱岸沼澤相煤系和中新統(tǒng)海相泥巖、炭質(zhì)泥巖3套烴源巖(表1)。始新統(tǒng)湖相泥巖有機(jī)碳含量在1.5%～2.0%之間,母質(zhì)類型以Ⅱ1型干酪根為主;漸新統(tǒng)濱岸沼澤相煤系地層中泥巖、炭質(zhì)泥巖的有機(jī)碳含量在1.0%～2.0%之間,以Ⅱ2型干酪根為主,煤層有機(jī)碳含量高達(dá)80%,平均為23.18%,主要為Ⅲ型干酪根,以生氣為主;中新統(tǒng)淺?！肷詈Ｏ嗄囗?yè)巖有機(jī)碳平均為0.5%～0.7%,主要為Ⅱ—Ⅲ型干酪根[31]。受構(gòu)造遷移作用控制,南海各大陸邊緣外帶陸架區(qū)以中深湖相泥巖或海相烴源巖為主,內(nèi)帶陸坡區(qū)或陸架區(qū)下部以海陸過(guò)渡相和海相烴源巖為主,局部深層下覆中深湖相烴源巖。

圖16 南海熱流圖Fig.16 Heat-flow map in South China Sea

根據(jù)南海數(shù)百個(gè)熱流數(shù)據(jù),編制了南海熱流趨勢(shì)分布圖,南海熱流值由陸架區(qū)向海盆區(qū)有逐漸增加的趨勢(shì)。南海及周邊區(qū)域熱流值介于13～170 mW/m2之間,80.6%集中于50～120 mW/m2,熱流算術(shù)平均值為76.15 mW/m2。中央海盆區(qū)具有顯著高熱流特征。南部西部大陸邊緣因斷裂扭張及深部熱源異常補(bǔ)給為另一高熱流背景區(qū),熱流受南海西部大斷裂帶影響由NW往SE逐漸升高,北低南高,與地殼、巖石圈厚度變化一致,最小值24.22 mW/m2,最大值121 mW/m2,平均值71.9 mW/m2。北部被動(dòng)大陸邊緣區(qū)的熱流總體不高,熱流值約60 mW/m2,與穩(wěn)定大陸的熱流相近。南部東區(qū)(古俯沖帶)為顯著低熱流背景。南海東部大陸邊緣為活動(dòng)的溝—盆—弧系統(tǒng),為低熱流區(qū)。高值異常與巖漿巖分布、斷裂活動(dòng)有關(guān)。不同區(qū)域的熱流分布總體上受控于所在的構(gòu)造環(huán)境。東部次海盆熱流隨年齡的變化基本符合經(jīng)驗(yàn)關(guān)系的預(yù)測(cè);西南次海盆的熱流普遍低于預(yù)測(cè)值,推測(cè)是側(cè)向熱量流失造成的東部海溝區(qū)熱流相對(duì)較低。南部邊緣廷賈斷裂以西和具有剪切性質(zhì)的南海西部陸緣具有高熱流特征。位于拉張背景下的南海北部盆地和中建盆地具有中等偏高的熱流值(圖16)。洋殼區(qū)熱流值高,但目前發(fā)現(xiàn)其沉積層時(shí)代新,厚度普遍較薄,預(yù)測(cè)在厚度較大的區(qū)域如沉積層烴源巖發(fā)育,有可能成烴,且生油氣門限比一般陸殼和過(guò)渡殼上的盆地要低得多。東、西、南、北各大陸邊緣熱流不同,總體呈西南大陸邊緣最高、西部大陸邊緣較高、北部大陸邊緣次高、東部大陸邊緣最低的態(tài)勢(shì)。即使在同一大陸邊緣,也存在縱橫向差異,如南海北部大陸邊緣、南部大陸邊緣也都呈西高東低特征,北部大陸邊緣鶯歌海盆地—瓊東南盆地高于珠江口盆地,南部大陸邊緣曾母盆地高于文萊—沙巴盆地。但在同一大陸邊緣,陸坡區(qū)普遍高于陸架區(qū),下陸架高于上陸架區(qū)。各大陸邊緣內(nèi)帶高于外帶。高熱流場(chǎng)區(qū)烴源巖以生成天然氣為主,低熱流場(chǎng)區(qū)以生成原油為主。

表1 南海沉積盆地?zé)N源巖特征Table 1 The character of source rock in the basins in the South China Sea

3 南海油氣資源潛力與勘探方向

據(jù)專家估計(jì),整個(gè)南海盆地群石油地質(zhì)資源量為226.3億t,天然氣總地質(zhì)資源量為15.84萬(wàn)億m3,油氣資源非常豐富。南海外帶與內(nèi)帶都有很大的勘探潛力。

南海外帶雖勘探程度較高,但與高成熟的東部陸地相比,石油勘探潛力廣闊。首先目前已證實(shí)的富油凹陷仍然有很大的待發(fā)現(xiàn)資源。如南海北部大陸邊緣外帶截至目前被證實(shí)最富的生油凹陷——惠州凹陷,最近按7個(gè)層系重新評(píng)價(jià),其資源量與東營(yíng)凹陷相當(dāng),這無(wú)疑為該凹陷的進(jìn)一步勘探提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。其它富烴凹陷如北部灣盆地潿西南凹陷、福山凹陷、文昌凹陷、陸豐13北、恩平凹陷等也存在過(guò)去資源潛力評(píng)價(jià)偏低的情況。其二,目前已發(fā)現(xiàn)的油氣藏多分布在淺層,如珠江口盆地陸豐13N、惠州26、西江、番禺4、文昌A等凹陷油氣層主要分布于漸新統(tǒng)上部珠海組—下中新統(tǒng)珠江組底部,而始新統(tǒng)文昌組—漸新統(tǒng)下部恩平組深層和淺層韓江組則發(fā)現(xiàn)較少,前第三系幾乎沒(méi)有發(fā)現(xiàn),然而,該盆地?cái)嗔逊浅０l(fā)育,復(fù)式成藏模式屢被證實(shí),這些新層系極有可能成藏。北部灣盆地潿西南凹陷油氣主要分布于潿州組,始新統(tǒng)長(zhǎng)流組和流沙港組發(fā)現(xiàn)較少。其三,非構(gòu)造圈閉勘探亦方興未艾,因此以“復(fù)式油氣聚集帶理論”、“富成藏體系理論”為指導(dǎo),從立體勘探的角度進(jìn)行綜合分析,這些已證實(shí)的富油凹陷及其鄰區(qū)領(lǐng)域的勘探潛力仍十分廣闊。其四,目前還存在一批潛在的富烴凹陷,鉆探工作量不足,需進(jìn)一步評(píng)價(jià)。其五,一些富油凹陷周邊的凸起、隆起勘探程度低,尚需進(jìn)一步解剖評(píng)價(jià)。南海南部、西部、東部大陸邊緣外帶也都存在類似情況。

南海內(nèi)帶勘探程度更低,特別是深水區(qū)勘探剛剛開(kāi)始,勘探潛力最大,新領(lǐng)域較多。如南海北部大陸邊緣內(nèi)帶陸坡深水區(qū)一些大型凹陷沉積了巨厚的第三系湖相、海陸過(guò)渡相及海相地層,發(fā)育多套、多類型的烴源巖,多以古近系湖相、淺海相泥巖為主,有機(jī)質(zhì)豐度中等,干酪根以Ⅱ、Ⅲ型為主,具有豐富的油氣資源潛力。同時(shí),從鉆探結(jié)果和地震資料分析可知,深水區(qū)發(fā)育三角洲、濱淺海相砂巖及低位扇砂體與海相泥巖、臺(tái)地灰?guī)r與海相泥巖等多套儲(chǔ)蓋組合。圈閉條件優(yōu)越,存在多種類型的構(gòu)造和地層巖性圈閉。位于珠江口盆地南部的白云凹陷,其始新統(tǒng)和漸新統(tǒng)是豐度較高、成熟度適宜的裂陷期優(yōu)質(zhì)湖相烴源巖和高產(chǎn)氣率的煤系烴源巖,面積超過(guò)10 000 km2,最大厚度達(dá)6 500 m,荔灣3-1、流花34-2、流花29-1等大氣田的發(fā)現(xiàn)佐證了該區(qū)巨大的資源潛力和良好的勘探前景。瓊東南盆地深水區(qū)除了背斜、斷背斜、斷鼻、斷塊及潛山構(gòu)造外,還存在大量的地層巖性圈閉,且成群成帶發(fā)育,構(gòu)造與儲(chǔ)層匹配,運(yùn)移通道發(fā)育,可以形成以中新統(tǒng)濱淺海砂巖或碳酸鹽巖為儲(chǔ)層的大型低幅背斜油氣藏、以早期塊斷構(gòu)造晚期大型披覆背斜為主的厚層狀砂巖或復(fù)合儲(chǔ)層油氣藏、以中新統(tǒng)發(fā)育的低位儲(chǔ)集體和南部隆起區(qū)發(fā)育的生物礁為主體的深水區(qū)大型巖性或地層圈閉油氣藏等,通過(guò)烴類檢測(cè)振幅異常體的搜索及運(yùn)聚單元等綜合研究,預(yù)測(cè)該區(qū)具有較大的資源潛力和良好的勘探前景。一些成熟老區(qū)崖南凹陷除在漸新統(tǒng)陵水組發(fā)現(xiàn)YC13-1大氣田之外,其它層系至今未有大發(fā)現(xiàn),也有很大勘探潛力。南海南部、西部、東部?jī)?nèi)帶沉積盆地眾多,其中厚度大于2 000 m的就有12個(gè)盆地,總面積達(dá)178×104km2,南海南部經(jīng)歷了先張后壓再熱沉降坳陷的三期造盆,沉積厚度大,半封閉的沉積環(huán)境有利于有機(jī)質(zhì)的保存,而較強(qiáng)的熱作用有利于有機(jī)質(zhì)向烴類轉(zhuǎn)化,儲(chǔ)蓋組合匹配有利,油氣運(yùn)聚和圈閉形成時(shí)間相宜,天然氣地質(zhì)條件非常優(yōu)越。

值得說(shuō)明的是,自上世紀(jì)六十年代以來(lái),周邊國(guó)家不顧我國(guó)強(qiáng)烈反對(duì),在我國(guó)傳統(tǒng)疆界九段線內(nèi)進(jìn)行了大量勘探開(kāi)發(fā)活動(dòng)。建議我國(guó)有關(guān)部門加強(qiáng)南海油氣地質(zhì)研究,加大南沙勘探力度。

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The Theory of Hydrocarbon Genernation Controlled by Source Rock and Heat from Circle D istribution of Outside-oil Fields and I nside-gas Fields i n South Chi na Sea

ZHANG Gong-cheng1ZHU Wei-lin2M ILi-jun2ZHANG Hou-he1LA ING Jian-she1QU Hong-jun3
(1.Research Institute,CNOOC Beijing 100027;2.China NationalOffshore O il Corporation,Beijing 100010; 3.GeologicalDeartment of Northwest University,Xi′an,710069)

After experiencing three-phase tectonic evolution in the Cenozoic,respectively India-nanhai rift period, inter-continent rift period and regional subsidence stage,the South China Sea(in short the SCS)possesses of three tectonic units,respectively continental shelf,continental slope and ocean crust.Surrounding the ocean crust,the distribution of the continental shelf and the continental slope is approximate to ring-zone.The sedimentary basins are mainly located in the continental shelf and the continental slope.The basins surround to the center ocean crust zone, too.In the SCS,the action of the petroleum exploration flourished from the end of the 60s in last century and the hundreds hydrocarbon fields,located in the south orthwest continentalmargin,have been discovered so far.Those hydrocarbon fields character as the outside-oil and the inside-gas.The oil fields locate mainly in the continental shelf or the area near the land.The gas fields locate mainly in the continental slope or the area near the ocean.In the sags which located in the outside-oil belts,the middle-deep lake face mud andⅠ&Ⅱ1types kerogen are dominated in the source rocks.In those sags,the crust is relatively thick and the heat flow is relatively lower.The source rocks are in the oil-window and produce the crude oil.In the sagswhich located in the innerside-gas belts,the marine faciesmud &the onshore-offshore mud andⅡ2-Ⅲtypes kerogen are dominated in the source rocks.In those sags,the crust is relatively thin and the heat flow is relatively higher.The source rocksproducemainly the gas.In the outside-oil zone, there are several petroleum plays.The sandstone,which formed in the environment of the lake and the shallow marine,is the main reservoir.In the innerside-gas zone,there are two petroleum plays,respectively the shallow water sediments and the deep water sediments.The deepwater fan and the reef are the main reservoir.The seal is mainly the marine-faciesmud stone.According to the 300m depth,the outside-oil zone,with high exploration,locatesmainly in shallow water.The inside-gas zone,with lower exploration,locatesmainly in the bottom of the continental shelf and the continental slope.Nowadays,in the SCS,the exploration is transferring from the shallow water area to the deepwater area.W ith the development of petroleum exploration,the SCS,with the enormous hydrocarbon resource that is comparative to that in the rift area in the eastern China or in the Bohai gulf basins,would be the significantpotential hydrocarbon area.

South China Sea;sedimentary basins;oil field distribution;gas field distribution

book=5,ebook=238

張功成男1966年出生教授級(jí)高級(jí)工程師博士石油地質(zhì)E-mail:zhanggch@Cnooc.com. cn

P512.2

A

1000-0550(2010)05-0987-19

①國(guó)家基礎(chǔ)研究發(fā)展規(guī)劃項(xiàng)目“南海深水盆地油氣資源形成與分布基礎(chǔ)性研究”(編號(hào):2009CB219400)和國(guó)家科技重大專項(xiàng)“海洋深水區(qū)油氣勘探關(guān)鍵技術(shù)”(編號(hào):2008ZX05025)聯(lián)合資助。

2010-05-20;收修改稿日期:2010-06-05