米立軍 吳克強 劉志峰 朱小二 耿名揚 張 瑩 李林致

(1. 中海油研究總院有限責任公司 北京 100028; 2. 海洋油氣勘探國家工程研究中心 北京 100028)

南黃海盆地是揚子地區(qū)在海域的延伸部分，是中—古生界海相沉積盆地和中—新生界陸相沉積盆地疊加的大型疊合盆地。南黃海盆地自1974年鉆探第一口探井以來，至今經(jīng)過近50年油氣勘探，共鉆有30口探井(中國24口、韓國6口)，但勘探成效并不理想，尚未獲得商業(yè)性油氣發(fā)現(xiàn)[1]。然而，同屬揚子地區(qū)的陸上四川、江漢、蘇北等盆地已發(fā)現(xiàn)多個大中型油氣田，如安岳、普光、元壩、龍崗等，油氣主要賦存在中—古生界，表明揚子地區(qū)海域中—古生界也可能具有較大勘探潛力。在緊鄰南黃海的蘇北盆地，有研究表明朱家墩氣田的天然氣主要來自古生界烴源巖，是一個“古生新儲”的氣田[2]。有學者對下?lián)P子江蘇湯山和句容山進行淺井鉆探分析，也表明其發(fā)育古生界烴源巖[3]。

過去對南黃海盆地開展的鉆探活動主要針對中—新生界沉積盆地，鉆井主要分布在以新生代沉積為主的南部坳陷和北部坳陷，而對中—古生界鉆探較少。中部隆起以發(fā)育中—古生界為主，埋藏適中[4-5]，但目前僅有一口鉆井，即2016年“大陸架科學鉆探”項目鉆探的科學探索井——CSDP-2井[6-9]。該井鉆至2 843.18 m完鉆，在新近系之下依次揭示了下三疊統(tǒng)、二疊系、石炭系、上泥盆統(tǒng)五通群、下志留統(tǒng)茅山組、墳頭組、侯家塘組和高家邊組上部，證實了中部隆起為中—古生界殘留盆地，揭示了下古生界上部至中生界的地層序列。

然而，受鉆探深度和鉆探位置的限制，CSDP-2井未能揭示下古生界志留系高家邊組下部及以下地層，且僅此一口鉆井尚不能代表中部隆起中—古生界整體情況，因此對南黃海盆地古生界烴源巖分布規(guī)律和勘探潛力區(qū)仍需探索。本文綜合揚子陸域古生界烴源巖發(fā)育的沉積相帶、巖性特征、地球化學指標等，結(jié)合南黃海盆地構(gòu)造和沉積演化特征，并參考CSDP-2井等已鉆井揭示的烴源巖情況，通過“由上(揚子)到下(揚子)”“由陸及?！睙N源巖分布規(guī)律研究，對南黃海盆地中—古生界主要烴源巖分布情況進行預(yù)測，并在此基礎(chǔ)上指出中—古生界油氣勘探潛力區(qū)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

揚子地區(qū)位于秦嶺—大別—蘇魯造山帶以南、華南造山帶以北、龍門山斷裂帶以東，向東延伸到黃海海域。自西向東以齊岳山斷裂、郯廬斷裂帶為界又可劃分為上揚子區(qū)、中揚子區(qū)和下?lián)P子區(qū)(圖1)，發(fā)育有上揚子區(qū)四川盆地、中揚子區(qū)江漢盆地、下?lián)P子區(qū)蘇北—南黃海盆地等多個疊合型盆地。其中，蘇北盆地和南黃海盆地實為由海岸線所分隔的同一沉積盆地。

揚子地區(qū)自前震旦紀完成基底固結(jié)(基底推測是元古代經(jīng)強烈混合巖化和花崗巖化的片麻巖、花崗片麻巖及混合巖)，至中生代早期主要經(jīng)歷了加里東期海相盆地演化階段、海西期海相盆地改造階段和印支期的陸相盆地疊加改造階段。

圖1 揚子地區(qū)構(gòu)造分區(qū)及中—古生界綜合柱狀圖(據(jù)文獻[9]修改)

在加里東期海相盆地演化階段，揚子地區(qū)在早、中寒武世發(fā)生了一次大規(guī)模海侵，并形成了北西-南東向的寬緩陸棚，中、上揚子地區(qū)沉積了一套淺水陸棚和深水陸棚相碳質(zhì)泥巖和頁巖[10-11]，下?lián)P子地區(qū)水體比中、上揚子地區(qū)更深，發(fā)育深水盆地相碳質(zhì)泥巖和頁巖；至晚寒武世地殼短暫隆升，揚子地區(qū)整體上演變?yōu)榉€(wěn)定的淺海開闊臺地—局限臺地[12]。奧陶紀時期，除揚子北緣以外，上、中、下?lián)P子的大部分地區(qū)都表現(xiàn)出明顯的擠壓隆升，導(dǎo)致了區(qū)內(nèi)相對海平面持續(xù)上升，沉積環(huán)境由廣海轉(zhuǎn)變?yōu)橛晒怕∑鹚鼑木窒逌絷懪锃h(huán)境。志留紀時期，加里東運動使華南地區(qū)與揚子地區(qū)碰撞拼貼，形成了統(tǒng)一的南方古陸[13]，揚子地臺邊緣受擠隆起，臺內(nèi)拗陷沉降，并接受志留紀早期海侵，在形成的深水臺盆中發(fā)育了一套欠補償沉積的黑色頁巖，該套黑色頁巖在揚子地區(qū)分布相對穩(wěn)定，在上、中和下?lián)P子地區(qū)厚度相差不大[14-15]。

在海西期海相盆地改造階段，早、中泥盆世隨華夏板塊與揚子板塊進一步碰撞、拼貼而形成統(tǒng)一的華南古陸并長期遭受抬升剝蝕導(dǎo)致上泥盆統(tǒng)和下志留統(tǒng)之間呈不整合接觸。晚泥盆世-早石炭世，中、上揚子地區(qū)隆升進一步向東南方向擴展，而下?lián)P子區(qū)則接受了一套海陸交互相沉積。晚石炭—早二疊世，受古特提斯洋擴張、南秦嶺海槽開啟影響，揚子北部地區(qū)由先前擠壓向拉張轉(zhuǎn)化，引發(fā)了整個揚子南部的區(qū)域沉降，并于早二疊世棲霞期接受了最大規(guī)模海侵，從而發(fā)育了范圍廣闊的碳酸鹽巖臺地沉積。晚二疊世，華夏古陸隆升，揚子地區(qū)進入強烈拉張期，在中、上揚子北部至下?lián)P子中部一帶形成東西走向的拉張斷陷帶，發(fā)育了一套臺內(nèi)斷陷型深水沉積的黑色硅質(zhì)頁巖，主要分布在中、上揚子的川東北、湘鄂西和下?lián)P子的蘇南地區(qū)[15]。

在印支期的盆地疊加改造階段，晚二疊世—早三疊世，印支運動早期的伸展裂陷作用使揚子地區(qū)再次海侵，中、上揚子地區(qū)的下三疊統(tǒng)發(fā)育陸表海相的泥質(zhì)巖類和碳酸鹽巖，下?lián)P子地區(qū)發(fā)育淺海相的泥質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖等。中、晚三疊世的印支運動晚期，華南板塊與中朝板塊劇烈碰撞后形成秦嶺—大別—膠南造山帶，使揚子地區(qū)普遍抬升，海水退出，結(jié)束了其海相沉積歷史，揚子全區(qū)的沉積環(huán)境由海相轉(zhuǎn)為陸相。

2 揚子陸域古生界海相烴源巖特征

優(yōu)質(zhì)烴源巖是形成大型油氣田最基本也是最關(guān)鍵的要素。揚子地區(qū)陸上鉆井、野外露頭等資料豐富，在海域資料有限的情況下，開展陸域中—古生界烴源巖發(fā)育特征分析，對海域南黃海盆地烴源巖研究具有重要參考價值。

2.1 寒武系烴源巖發(fā)育特征

寒武系烴源巖廣泛分布于中、上揚子地區(qū)的筇竹寺組、牛蹄塘組、水井坨組到下?lián)P子地區(qū)的幕府山組，縱向上主要分布于下寒武統(tǒng)的下部。

寒武系烴源巖巖性以黑色—深灰色泥頁巖為主，含碳質(zhì)、硅質(zhì)，厚度較大。上揚子川東南地區(qū)牛蹄塘組下段巖性為黑色碳質(zhì)泥巖、含硅質(zhì)頁巖。根據(jù)四川盆地東南部多條野外地質(zhì)剖面及鉆井，烴源巖厚度主要介于20～100 m，如遵義松林剖面黑色頁巖總厚度為84 m[16]。下?lián)P子蘇北地區(qū)有多口鉆井鉆遇下寒武統(tǒng)烴源巖，巖性主要為黑色頁巖、硅質(zhì)頁巖和碳質(zhì)泥巖，烴源巖厚度15.5～343 m，平均厚度128.7 m[17]。皖南地區(qū)下寒武統(tǒng)烴源巖巖性主要為含碳質(zhì)、硅質(zhì)泥頁巖，局部夾粉砂質(zhì)泥頁巖，厚度普遍較大，如青陽縣丁門口剖面下寒武統(tǒng)碳質(zhì)頁巖、鈣質(zhì)頁巖及黑色頁巖厚度為400～500 m[18]。

寒武系烴源巖有機碳含量平均值大于2%，屬于好烴源巖。四川盆地東南部丁山1井牛蹄塘組下段黑色頁巖有機碳含量普遍大于1.0%，最大為4.0%，平均值為2.2%；遵義松林剖面烴源巖有機碳含量主要介于1.2%～13.3%，平均值為4.9%。蘇北地區(qū)烴源巖有機碳含量主要介于0.7%～12.1%，平均值為3.3%[17]，如蘇東121井下寒武統(tǒng)烴源巖有機碳含量1.0%～4.8%，平均值為3.5%[19](圖2a)。皖南地區(qū)烴源巖有機碳含量介于0.7%～8.2%，平均值為3.1%，局部地區(qū)指標更高，如皖寧2井下寒武統(tǒng)烴源巖有機碳含量可達8.0%～10.0%[18]。

寒武系烴源巖干酪根類型為I型[13]，熱演化程度總體處于過成熟階段。川東南地區(qū)林1井和丁山1井下寒武統(tǒng)烴源巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)均大于3.2%，皖南地區(qū)下寒武統(tǒng)烴源巖Ro介于2.4%～5.7%，蘇南地區(qū)烴源巖Ro均大于2.5%[18，20]。

圖2 揚子地區(qū)鉆井或野外露頭揭示的古生界烴源巖及有機碳含量(據(jù)文獻[19]修改)

2.2 上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)烴源巖發(fā)育特征

上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)烴源巖在揚子地區(qū)是一套穩(wěn)定分布的烴源巖，主要發(fā)育于中、上揚子地區(qū)龍馬溪組、下?lián)P子地區(qū)五峰組及高家邊組下段。

上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)烴源巖巖性以黑色頁巖為主，厚度一般大于40 m。上揚子四川盆地及周緣多口井及多個野外露頭揭示下志留統(tǒng)烴源巖，巖性主要為黑色頁巖夾灰色粉砂巖，厚度普遍大于50 m。下?lián)P子南京地區(qū)湯山3號井和侖山5號井揭示了下志留統(tǒng)烴源巖，巖性主要為黑色-深灰色泥頁巖、硅質(zhì)頁巖、碳質(zhì)頁巖，夾薄層粉砂質(zhì)泥巖，兩口井發(fā)育的烴源巖厚度均大于40 m[3]。

上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)烴源巖有機碳含量平均約為2%，屬于好烴源巖。如四川盆地東南部淺5井下志留統(tǒng)龍馬溪組黑色碳質(zhì)頁巖有機碳含量一般都大于2.0%，最大7.0%，平均為3.8%(圖2b)。南京地區(qū)湯山3號井下志留統(tǒng)高家邊組有機碳含量主要介于0.5%～3.0%，平均為1.9%，侖山5號井有機碳含量主要介于0.4%～3.8%，平均為2.2%。皖南地區(qū)皖南D井下志留統(tǒng)高家邊組烴源巖有機碳含量主要介于0.5%～2.8%，平均為1.7%。

上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)類型主要為Ⅰ—Ⅱ1型。熱演化程度總體上處于高—過成熟階段。四川盆地及周緣下志留統(tǒng)烴源巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)主要介于2.4%～4.0%[21]；皖南地區(qū)烴源巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)主要介于1.5%～3.0%[18]；南京地區(qū)湯山3號井、侖山5號井烴源巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)主要介于1.5%～2.6%[3]。

2.3 二疊系烴源巖發(fā)育特征

揚子地區(qū)二疊系主要發(fā)育四套烴源巖，包括下二疊統(tǒng)的棲霞—茅口組碳酸鹽巖烴源巖、孤峰組碎屑巖烴源巖和上二疊統(tǒng)的龍?zhí)督M、大隆組碎屑巖烴源巖。其中，中、上揚子地區(qū)主要發(fā)育棲霞—茅口組和龍?zhí)督M烴源巖，下?lián)P子地區(qū)棲霞—孤峰—龍?zhí)丁舐〗M烴源巖均有發(fā)育。

1) 下二疊統(tǒng)棲霞組和孤峰組/茅口組。

中、上揚子地區(qū)棲霞—茅口組主要為淺水臺地相碳酸鹽巖，主要分布在江南、重慶、宜昌地區(qū)。該套烴源巖厚度70～150m，目前鉆遇該套烴源巖最厚的是川北河壩1井(厚度為150 m)，TOC含量為0.4%～1.8%，平均0.78%，干酪根類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，處于高成熟—過成熟熱演化階段[19，22]。下?lián)P子地區(qū)只有棲霞組發(fā)育碳酸鹽巖烴源巖且含硅質(zhì)，主要分布在蘇州—泰興一帶，如黃橋地區(qū)單井揭示灰?guī)r烴源巖厚度約為100～250 m，TOC含量介于0.05%～1.27%，平均值為0.39%[23]。

孤峰組只發(fā)育于下?lián)P子區(qū)，是一套黑色硅質(zhì)泥巖，與中、上揚子地區(qū)茅口組灰?guī)r屬同期異相。該套烴源巖一般厚10～120 m不等，如在蘇北盆地海1井揭示孤峰組厚度約93 m，鎮(zhèn)江韋崗剖面揭示厚度為30 m。孤峰組烴源巖TOC含量2%～15.4%，平均為6.49%[19]，干酪根類型以Ⅱ1型為主，Ro在1.49%～2.22%，處于成熟—過成熟熱演化階段。

2)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M和大隆組。

龍?zhí)督M—大隆組烴源巖在揚子地區(qū)廣泛分布，巖性包括泥巖、煤系兩種類型。在上揚子地區(qū)主要分布在開縣、重慶地區(qū)，厚度約60～160 m，巖性為灰色-灰黑色碳質(zhì)泥巖夾煤層，大隆組含一定硅質(zhì)，干酪根類型主要為Ⅱ1型，TOC含量一般1%～10%，平均 5.04%[19](圖2c)；在下?lián)P子地區(qū)主要分布在泰州-蘇州地區(qū)，厚度約100～200 m，巖性主要為暗色泥巖、頁巖、碳質(zhì)泥巖，蘇北盆地龍?zhí)督M-大隆組泥巖樣品TOC介于0.39%～7.35%，平均為2.21%，有機質(zhì)類型均以Ⅱ型為主，但在局部地區(qū)大隆組黑色硅質(zhì)泥巖TOC普遍大于2%，最高可達21%，厚度55 m左右，是一套厚度不大但是優(yōu)質(zhì)的烴源巖[19]。

二疊系烴源巖熱演化程度比寒武系、志留系略低。根據(jù)蘇北盆地黃橋地區(qū)溪2井和寧鎮(zhèn)地區(qū)的青龍山剖面統(tǒng)計分析，龍?zhí)督MRo分布在1.22%～2.08%之間，大隆組Ro分布在0.85%～1.96%，總體上都處于成熟—高成熟熱演化階段[24]。

3 南黃海盆地主力烴源巖分布預(yù)測

南黃海盆地是下?lián)P子地區(qū)在海域的延伸部分，與蘇北盆地為同一沉積盆地。海陸地層對比、鉆井等表明，南黃海盆地保存了較為完整的中—古生代海相沉積序列[25-27]，并發(fā)育了下寒武統(tǒng)(幕府山組)、上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)(五峰組—高家邊組)及二疊系(包括棲霞組、孤峰組、龍?zhí)督M和大隆組)等3套主要烴源巖層系[5，28-29]。

上、中、下?lián)P子地區(qū)同屬古揚子地塊，它們之間存在宏觀構(gòu)造演化和沉積充填的相似性，但因橫向跨度大、局部地質(zhì)條件不同等原因，烴源巖發(fā)育相帶、規(guī)模及質(zhì)量存在差異性。通過宏觀與局部相結(jié)合分析主力烴源巖變化規(guī)律，有助于預(yù)測海域南黃海盆地烴源巖發(fā)育情況。

3.1 下寒武統(tǒng)幕府山組烴源巖分布

下寒武統(tǒng)烴源巖形成于全球海平面上升期，在整個揚子地區(qū)廣泛分布。早寒武世，下?lián)P子地區(qū)處于相對穩(wěn)定的克拉通盆地背景，具有“兩坳夾一隆”的沉積格局，中部以淺水碳酸鹽巖臺地沉積為主，向南北兩側(cè)逐漸過渡為深水盆地(圖3a)。由于受大規(guī)模海侵的影響，下?lián)P子地區(qū)在早寒武世廣泛發(fā)育一套欠補償沉積的幕府山組暗色泥巖和黑色頁巖[29]。南黃海盆地雖然目前尚無鉆井揭示下寒武統(tǒng)，但根據(jù)下?lián)P子陸域露頭和鉆井資料的類比以及盆地內(nèi)地震資料的分析表明，南黃海盆地在早寒武世廣泛發(fā)育深水陸棚—盆地相沉積，為富有機質(zhì)泥巖和頁巖的發(fā)育提供了有利沉積環(huán)境。該套地層在南黃海盆地內(nèi)的厚度多為50～200 m，且從盆地南北兩側(cè)向中部逐漸增加，推測厚度大于100 m的面積達2.8×104km2[5，29-30]。

圖3 下?lián)P子地區(qū)下寒武統(tǒng)幕府山組(a)和上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)高家邊組底部(b)沉積相及烴源巖預(yù)測圖

下?lián)P子陸域鉆井巖心及露頭樣品分析表明，下寒武統(tǒng)幕府山組的有機質(zhì)豐度普遍較高，干酪根類型以I型為主，多處于過成熟熱演化階段，為優(yōu)質(zhì)烴源巖[18，31-32]。如安徽寧國的宣頁1井下寒武統(tǒng)發(fā)育一套陸棚—盆地相泥頁巖，TOC含量為3.26%～14.2%，平均4.14%，干酪根類型以I型為主，等效Ro為3.05%～3.67%，處于過成熟熱演化階段[33-34]。由于海相地層通常較為穩(wěn)定，因而可以推測南黃海盆地下寒武統(tǒng)的有機質(zhì)豐度和類型大體與下?lián)P子陸域陸棚—盆地相類似，為廣泛分布且具有較高生烴潛力的優(yōu)質(zhì)烴源巖。下寒武統(tǒng)烴源巖在中部隆起模擬的Ro值介于3.3%～4.0%[4-5]，且在北部坳陷和南部坳陷內(nèi)埋深更大，在全區(qū)處于過成熟熱演化階段，應(yīng)是南黃海盆地中—古生界一套重要氣源巖。

3.2 上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)高家邊組烴源巖分布

晚奧陶世至早志留世，受加里東運動影響，下?lián)P子東南部逐漸演化成南東高、北西低的前陸盆地[8-9,15]。周圍區(qū)域不斷隆升和海平面上升使得下?lián)P子地區(qū)北西向逐漸演化為閉塞—半閉塞的滯流陸棚環(huán)境(圖3b)，沉積了一套上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)高家邊組底部的黑色頁巖。在南黃海盆地，目前僅有CSDP-2井鉆揭了高家邊組上部28.8 m厚的肉紅色、灰色微晶—細晶白云巖和其下167.4 m厚的灰綠色、深灰色泥巖，尚未揭示底部泥巖段[9]；但據(jù)地震資料顯示該井之下仍有逾千米的志留系。根據(jù)下?lián)P子陸域露頭和鉆井資料及南黃海盆地地震資料分析表明，在晚奧陶世至早志留世海侵期，深水陸棚—盆地相沿北東-南西向展布，南黃海廣泛發(fā)育陸棚—盆地相沉積，是發(fā)育烴源巖的有利地區(qū)。

雖然CSDP-2井鉆揭的下志留統(tǒng)高家邊組頂部暗色泥巖大多為非烴源巖(僅少數(shù)為“差—中等”烴源巖)，生烴潛力有限[7,35]。但從下?lián)P子陸域來看，高家邊組發(fā)育烴源巖且通常厚度較大(蘇北盆地N4井鉆遇厚度達1 719 m)，自下而上為一套海退沉積序列，巖性由黑色富有機質(zhì)頁巖逐漸變?yōu)榛疑?、灰黃色粉砂質(zhì)頁巖，且在底部發(fā)育與上揚子地區(qū)龍馬溪組層位相當?shù)暮谏P石頁巖段，具有良好的生烴潛力[3]。例如，句容地區(qū)侖山5口鉆井在上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)高家邊組底部鉆遇厚度超過39.5 m的深灰色—黑色筆石泥頁巖、碳質(zhì)頁巖和硅質(zhì)泥頁巖，整體TOC含量為0.41%～3.90%，平均為2.06%，有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型，生烴潛力較大[3，36]。根據(jù)地層厚度和沉積相變化規(guī)律可以預(yù)測，南黃海盆地高家邊組底部及其下覆上奧陶統(tǒng)五峰組也應(yīng)發(fā)育筆石泥頁巖段，烴源巖厚度向北逐漸增加，主要分布在40～80 m，烴源巖有機質(zhì)豐度和類型較下?lián)P子陸域應(yīng)具變好趨勢。上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)高家邊組烴源巖在中部隆起的Ro值為2.5%～3.0%，處于過成熟階段，是一套有效烴源巖[4-5，37-38]。

3.3 二疊系烴源巖分布

南黃海盆地在二疊紀處于相對穩(wěn)定的被動大陸邊緣，因海平面頻繁波動，沉積了棲霞組、孤峰組、龍?zhí)督M和大隆組4套烴源巖。然而，由于受印支期碰撞造山運動的影響，緊鄰蘇魯造山帶的北部坳陷發(fā)生強烈構(gòu)造變形及風化剝蝕，二疊系主要分布于中部隆起、南部坳陷中東部和勿南沙隆起東北部，而在北部坳陷大面積缺失，僅在東部零星分布[39-40]。

1) 下二疊統(tǒng)棲霞組和孤峰組。

目前南黃海盆地共有3口鉆井(CSDP-2井、W1井和C3井)揭示了棲霞組和孤峰組。南部坳陷及中部隆起西部以碳酸鹽巖臺地相沉積為主；中部隆起中部及南部坳陷南部發(fā)育臺地斜坡相沉積；而中部隆起及南部坳陷中東部以深水陸棚及盆地相沉積為主(圖4a)。南黃海盆地棲霞組烴源巖整體TOC含量介于0.22%～8.36%，平均為1.79%，干酪根類型以Ⅱ2和Ⅲ型為主，鏡質(zhì)體反射率(Ro)介于0.82%～2.56%，整體上處于成熟—過成熟熱演化階段，且向棲霞組頂部烴源巖質(zhì)量變好[1,41]。從沉積相帶來看，棲霞組—孤峰組烴源巖在相對深水的臺地相和陸棚—盆地相中最發(fā)育，而南黃海盆地在棲霞期的整體沉積格局向北東向逐漸加深，由碳酸鹽臺地相過渡為陸棚—盆地相，因而預(yù)測在中部隆起中東部該套烴源巖更發(fā)育。結(jié)合地震解釋的殘余地層厚度分布，棲霞組—孤峰組的厚度大多介于300～500 m，且在中部隆起厚度最大[40]。

2) 上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M和大隆組。

晚二疊世南黃海盆地整體抬升，水體呈“中間深、北西和南東兩側(cè)逐漸變淺”的特征[42]。龍?zhí)督M主要為三角洲—淺水陸棚相砂泥巖互層夾煤層沉積，但隨著海侵規(guī)模增大，在東北部發(fā)育以深水陸棚-盆地相為主的泥頁巖沉積(圖4b)。根據(jù)南黃海目前鉆井揭示的情況，龍?zhí)督M有效烴源巖主要分布在前三角洲暗色泥巖及淺水沼澤相碳質(zhì)泥巖和煤層。其中暗色泥巖的TOC含量介于0.18%～5.43%，平均為1.37%，干酪根類型以Ⅲ型為主，部分為Ⅱ2型，鏡質(zhì)體反射率(Ro)介于0.62%～1.52%，整體處于成熟—高成熟熱演化階段；碳質(zhì)泥巖和煤層實測數(shù)據(jù)較少，如CSDP-2井龍?zhí)督M兩塊碳質(zhì)泥巖樣品TOC含量分別為4.17%和12.41%，僅一個樣品獲得Ro數(shù)據(jù)，為0.62%，熱演化程度偏低[1]。南黃海盆地鉆揭龍?zhí)督M的厚度介于270～721 m，整體厚度較大，但是沉積相橫向變化快，烴源巖的平面展布和烴源巖品質(zhì)非均質(zhì)性較強。

大隆組沉積時期水體深度大，有效烴源巖主要發(fā)育于深水陸棚相(圖4c)，巖性為灰黑色泥頁巖，TOC含量介于0.92%～4.85%，平均2.26%，干酪根類型以Ⅱ1—Ⅲ型為主，鏡質(zhì)體反射率(Ro)介于0.71%～0.81%，整體上為成熟烴源巖[1]。南黃海盆地鉆揭大隆組的厚度介于55～115 m，整體較薄，但在深水陸棚-盆地相上廣泛分布。

圖4 南黃海盆地二疊系棲霞組(a)、龍?zhí)督M(b)和大隆組(c)沉積相圖

綜合沉積相展布、殘留地層厚度及烴源巖品質(zhì)預(yù)測，中部隆起中東部和南部坳陷東北部為上二疊統(tǒng)烴源巖有利發(fā)育區(qū)。

4 南黃海盆地中—古生界勘探潛力區(qū)預(yù)測

南黃海盆地中—古生界勘探程度低，但揚子地區(qū)陸上盆地已發(fā)現(xiàn)多個大型油氣田，分析總結(jié)其關(guān)鍵成藏條件，對南黃海盆地油氣勘探具有啟發(fā)和指導(dǎo)作用。

4.1 揚子陸域大型油氣田成藏主控因素

上揚子四川盆地是揚子地區(qū)中—古生界勘探成效最明顯的盆地。有學者根據(jù)四川盆地大型氣田的分布特征，總結(jié)認為烴源條件、油氣聚集與保存是大型油氣田成藏的主要因素[43-45]。四川盆地自震旦紀開始經(jīng)過數(shù)期大型構(gòu)造運動，形成了兩大古裂陷槽、兩大沉積拗陷、四大古隆起和五大沉積侵蝕面，控制著油氣運聚成藏[45]。其中，規(guī)模性優(yōu)質(zhì)烴源巖是形成大型油氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)；繼承性古隆起控制碳酸鹽巖儲層發(fā)育及油氣運移，是規(guī)模性油氣成藏的必備條件；區(qū)域性膏巖和泥巖蓋層是大型油氣藏得以保存的保障。

對揚子陸域已發(fā)現(xiàn)的大型油氣田進行分析總結(jié)表明，“烴源充足-持續(xù)匯聚-構(gòu)造穩(wěn)定”是形成大型油氣田的關(guān)鍵成藏條件。烴源方面，四川盆地發(fā)現(xiàn)的大型油氣田基本都緊鄰強生烴中心，如綿陽—長寧裂陷槽為下寒武統(tǒng)筇竹寺組暗色泥巖生烴中心，厚度達300～500 m，控制了以威遠、安岳、磨溪氣田為代表的震旦系—寒武系特大型氣田的分布[46]。油氣運聚方面，構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)的繼承性古隆起是油氣運移聚集的有利指向區(qū)，如安岳氣田位于川中構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)繼承性發(fā)育的樂山—龍女寺古隆起上，緊鄰生烴中心，為油氣運移優(yōu)勢指向區(qū)[47]。封蓋保存方面，構(gòu)造相對穩(wěn)定和發(fā)育區(qū)域蓋層控制油氣保存，如安岳氣田即位于川中構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)，發(fā)育厚層筇竹寺組泥巖蓋層與中上寒武統(tǒng)灰?guī)r蓋層，使得聚集起來的天然氣能很好的保存；普光氣田位于川東北低緩褶皺帶，雖然構(gòu)造上不如安岳氣田穩(wěn)定，但上部發(fā)育區(qū)域性厚層中下三疊統(tǒng)膏巖和泥巖，同樣有利于油氣保存。

4.2 南黃海盆地中—古生界勘探潛力區(qū)分析

南黃海盆地作為揚子地區(qū)的一部分，地質(zhì)歷史時期經(jīng)歷了多期構(gòu)造運動的疊加改造，對形成油氣藏產(chǎn)生重要影響。揚子陸域中—古生界油氣勘探實踐表明，“烴源充足-持續(xù)匯聚-構(gòu)造穩(wěn)定”是形成大型油氣田的關(guān)鍵成藏條件。以此為指導(dǎo)，對南黃海盆地中—古生界潛在勘探領(lǐng)域進行分析，指出中部隆起和勿南沙隆起是中—古生界勘探潛力區(qū)。

4.2.1中部隆起中—古生界勘探潛力區(qū)

1) 中部隆起具備穩(wěn)定充足的烴源條件。

在烴源條件方面，通過與揚子陸域?qū)Ρ确治?，認為南黃海盆地中部隆起古生界烴源條件好，與揚子陸域具有可比性。南黃海盆地古生界發(fā)育于整個盆地，尤其在中部隆起分布穩(wěn)定，厚度大且埋深適中，厚度一般為3 000～5 000 m，埋深2 000～7 000 m，烴源巖處于成熟到高熟、過熟演化階段，有利于大量生成油氣。中部隆起是南黃海盆地下寒武統(tǒng)、上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)和二疊系三套主力烴源巖發(fā)育的有利地區(qū)。從烴源巖分布規(guī)律來看，南黃海盆地下寒武統(tǒng)幕府山組為深水陸棚—盆地相沉積，發(fā)育富有機質(zhì)泥巖和頁巖，烴源巖品質(zhì)可能優(yōu)于揚子陸域；上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)高家邊組同樣為深水陸棚—盆地相沉積，且發(fā)育與上揚子地區(qū)龍馬溪組層位相當?shù)暮谏P石頁巖段，是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖；二疊系烴源巖分布不均，棲霞組—孤峰組烴源巖發(fā)育于中部隆起的中東部，龍?zhí)督M—大隆組烴源巖在中部隆起分布相對廣泛。

2) 中部隆起是持續(xù)匯聚油氣的古隆起。

在油氣運聚條件方面，南黃海盆地中部隆起是持續(xù)性古隆起，有利于持續(xù)匯聚油氣。古生代時，中部隆起除主力烴源巖發(fā)育時期以泥頁巖沉積為主外，其他時期普遍為臺地相，以碳酸鹽巖沉積為主，其兩側(cè)為被動陸緣沉積，中部隆起古地形高于兩側(cè)。白堊紀至古近紀，南黃海盆地中部隆起始終處于隆升剝蝕狀態(tài)，其上地層缺失，說明古地形比古生代更高。這期間南、北兩側(cè)的南部坳陷和北部坳陷為斷陷或斷坳，古地形較低。南、北坳陷區(qū)和中部隆起形成“兩坳夾一隆”狀態(tài)(圖5)，且地層向中部隆起超覆。古生界烴源巖熱演化程度高、成熟早，在地質(zhì)歷史時期中部隆起長期處于油氣運移的有利指向區(qū)，有利于持續(xù)匯聚油氣。

圖5 過南黃海盆地中部隆起地質(zhì)剖面

3) 中部隆起總體構(gòu)造穩(wěn)定有利于油氣保存。

在油氣保存條件方面，中部隆起具有持續(xù)匯聚油氣的古構(gòu)造背景和構(gòu)造活動弱、有利于油氣保存的優(yōu)勢。中部隆起在印支運動之前，處于隆升剝蝕狀態(tài)的時間相對短，長期被埋藏，對中—古生界海相油氣藏的形成和保存有利。南黃海盆地中—古生界主要發(fā)育印支期以來形成的逆沖推覆構(gòu)造，總體上由北向南的逆沖推覆作用強，由南向北的逆沖推覆作用弱。這種差異導(dǎo)致在中部隆起內(nèi)部也存在構(gòu)造活動強弱差異性。中部隆起北部和西南部受印支期逆沖推覆作用影響相對明顯，為沖斷帶；中東部受逆沖推覆作用影響小，為弱變形構(gòu)造帶；而東南部受逆沖推覆作用影響微弱，為平緩構(gòu)造帶(圖5、6)。弱變形構(gòu)造帶和平緩構(gòu)造帶印支期以來構(gòu)造穩(wěn)定、斷裂數(shù)量少，有利于油氣保存，是探索中—古生界油氣藏的有利領(lǐng)域。揚子地區(qū)陸上在構(gòu)造變形強或中等地區(qū)發(fā)現(xiàn)多個古油藏，說明原始形成的油藏遭受破壞，而在構(gòu)造變形較弱的地區(qū)發(fā)現(xiàn)古油藏相對較少[48]，這也說明，弱變形構(gòu)造帶和平緩構(gòu)造帶是中部隆起尋找沒有被改造破壞的大型油氣藏的有利地區(qū)。

圖6 南黃海盆地中部隆起印支期構(gòu)造活動強弱分區(qū)預(yù)測圖

4.2.2勿南沙隆起中—古生界勘探潛力區(qū)

勿南沙隆起是南黃海盆地海相中—古生界另一勘探潛力區(qū)。勿南沙隆起中—古生界厚度大，可達7 km[49]。從沉積相分布預(yù)測來看，隆起區(qū)中部和北部發(fā)育下寒武統(tǒng)、上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)、下二疊統(tǒng)棲霞組—龍?zhí)督M—大隆組深水陸棚-盆地相、淺水陸棚相泥頁巖烴源巖和三角洲相煤系烴源巖，奠定了生成油氣的物質(zhì)基礎(chǔ)。勿南沙隆起發(fā)育寒武—奧陶系臺地相碳酸鹽巖、二疊系三角洲相砂巖等儲層，發(fā)育二疊系和三疊系等區(qū)域性蓋層[50]，可形成多套儲蓋組合。

勿南沙隆起新生代斷陷疊加范圍小、斷陷幅度小，有利于海相原生油氣藏的發(fā)育和保存。印支期的構(gòu)造演化改造強度在下?lián)P子地區(qū)海域要弱于陸上。在海域，南黃海盆地印支期以北部逆沖推覆構(gòu)造體系占主體，南部沖斷體系屬于陸上江南褶皺系在海域的延伸，構(gòu)造變形強度弱于北部。揚子陸域四川盆地在“早期持續(xù)沉降、晚期抬升”構(gòu)造演化控制下形成了多個原生保存型油氣藏[15]，而勿南沙隆起也具有類似的演化背景。因此，勿南沙隆起之上古生界厚度大、構(gòu)造穩(wěn)定且保存完整的地區(qū)是海相中—古生界勘探潛力區(qū)。

5 結(jié)論

1) 揚子陸域古生界發(fā)育下寒武統(tǒng)、上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)和二疊系三大套主力烴源層系，其中下寒武統(tǒng)、上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)烴源巖以黑色-深灰色泥頁巖為主，區(qū)域上分布較穩(wěn)定；二疊系烴源巖在揚子地區(qū)廣泛發(fā)育，巖性包括碳酸鹽巖、泥頁巖和碳質(zhì)泥巖及薄煤層，但平面分布差異明顯，中、上揚子地區(qū)主要發(fā)育棲霞—茅口組和龍?zhí)督M烴源巖，而下?lián)P子地區(qū)棲霞—孤峰—龍?zhí)丁舐〗M烴源巖均有發(fā)育。

2) 根據(jù)揚子地區(qū)古生界烴源巖分布規(guī)律預(yù)測，南黃海盆地發(fā)育下寒武統(tǒng)(幕府山組)、上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)(五峰組—高家邊組)及二疊系(棲霞組、孤峰組、龍?zhí)督M和大隆組)三套主力烴源巖，均具有較好的生烴能力，且從分布規(guī)律上來看，下寒武統(tǒng)和上二疊統(tǒng)烴源巖品質(zhì)可能比中、上揚子地區(qū)更優(yōu)，展現(xiàn)了南黃海盆地較好的油氣勘探前景。

3) 南黃海盆地中—古生界具有形成大型油氣田的潛力，中部隆起和勿南沙隆起的構(gòu)造穩(wěn)定地區(qū)是有利勘探領(lǐng)域。揚子陸域勘探實踐表明，“烴源充足-持續(xù)匯聚-構(gòu)造穩(wěn)定”是中—古生界形成大型油氣田的主控因素。中部隆起古生界海相烴源巖分布穩(wěn)定，烴源條件好；地質(zhì)歷史時期長期處于隆升狀態(tài)，具備持續(xù)匯聚油氣的古隆起背景；隆起之上的弱變形構(gòu)造帶和平緩構(gòu)造帶印支期以來構(gòu)造活動弱、斷裂數(shù)量少，有利于油氣保存，是探索中—古生界油氣藏的有利地區(qū)。勿南沙隆起古生界厚度大，后期新生代斷陷疊加范圍小、斷陷幅度小，有利于海相原生油氣藏的發(fā)育和保存，構(gòu)造穩(wěn)定且保存完整的地區(qū)是海相中—古生界勘探潛力區(qū)。