胡 芬

(中國(guó)石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司研究院,上海 200120)

南黃海盆地海相中、古生界油氣資源潛力研究

胡 芬

(中國(guó)石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司研究院,上海 200120)

在對(duì)南黃海盆地海相中、古生界烴源條件和后期保存條件研究的基礎(chǔ)上,運(yùn)用盆地模擬手段并結(jié)合前人研究成果,對(duì)海相地層烴源巖的排烴史進(jìn)行了模擬,計(jì)算了海相地層油氣資源量,從而進(jìn)行了海相油氣資源潛力的分析;同時(shí)通過(guò)對(duì)海相上構(gòu)造層和下構(gòu)造層兩套含油氣系統(tǒng)成藏條件的研究,預(yù)測(cè)了盆地內(nèi)海相油氣資源的有利運(yùn)聚區(qū),進(jìn)而指出南黃海盆地海相油氣勘探的有利區(qū),為下一步南黃海盆地的勘探部署提供了依據(jù)。研究表明,南黃海盆地海相下構(gòu)造層和海相上構(gòu)造層棲霞組、龍?zhí)督M—大隆組烴源巖推測(cè)為好的烴源巖,海相上構(gòu)造層青龍組烴源巖推測(cè)為中等—好的烴源巖;盆地海相地層具有一定的油氣資源潛力,油氣資源總量為35.37×108t,且在縱向上,油氣資源主要來(lái)自海相下構(gòu)造層烴源巖系,在平面上主要分布于南部坳陷;盆地海相地層存在兩類(lèi)油氣資源勘探有利區(qū),其中,最有利區(qū)位于中部隆起區(qū)南部、南部坳陷區(qū)和勿南沙隆起區(qū)北部。

中、古生界;烴源條件;保存條件;盆地模擬;油氣資源潛力

南黃海盆地是下?lián)P子板塊的海域部分,是一個(gè)由多期、多類(lèi)型盆地疊加的大型序列殘留盆地,廣泛發(fā)育陸相中、新生界沉積和海相中、古生界沉積。整個(gè)南黃海盆地總體勘探程度較低,且前人對(duì)該盆地的勘探研究多數(shù)是基于中、新生界陸相地層,而針對(duì)海相中、古生界地層的勘探研究較少,導(dǎo)致對(duì)海相中、古生界的油氣資源潛力認(rèn)識(shí)不足。本文針對(duì)這個(gè)不足,在總結(jié)前人關(guān)于海相中、古生界地層研究成果的基礎(chǔ)上,對(duì)海相烴源條件及后期保存條件進(jìn)行了研究,并且首次運(yùn)用盆地模擬方法對(duì)盆地中、古生界海相地層進(jìn)行成熟度和排烴史的模擬,從而對(duì)海相地層的油氣資源潛力進(jìn)行了評(píng)價(jià),同時(shí),運(yùn)用含油氣系統(tǒng)理論預(yù)測(cè)了盆地海相地層的勘探有利區(qū),為下一步海相地層的勘探部署提供了依據(jù)。

1 南黃海概況

南黃海盆地位于下?lián)P子板塊海域部分,面積約30×104km2,盆地內(nèi)平均水深46 m,從西北向南東加深,平均坡度0°01′12″,最大水深可達(dá)106 m。盆地海相中、古生界構(gòu)造層可劃分為海相下構(gòu)造層和海相上構(gòu)造層,海相下構(gòu)造層可以劃分為兩隆兩坳4個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元,即下古開(kāi)山島—北部坳陷、下古淮安—中部隆起、下古蘇北—南部坳陷、下古泰州—勿南沙隆起(圖1)。海相上構(gòu)造層可劃分為濱淮—千里巖推覆構(gòu)造帶、上古即墨隆起、上古阜寧—北部坳陷、上古大豐—中部隆起、上古南京—南部坳陷和上古上?！鹉仙陈∑鹆鶄€(gè)二級(jí)構(gòu)造單元(圖2)。

圖1 南黃海盆地海相下構(gòu)造層構(gòu)造分區(qū)略圖Fig.1 Structure division of lower structure layer in South Yellow Sea Basin

圖2 南黃海盆地海相上構(gòu)造層構(gòu)造分區(qū)略圖Fig.2 Structure division of upper structure layer in South Yellow Sea Basin

海相下構(gòu)造層自下而上沉積了上元古界震旦系、下古生界寒武系、奧陶系、志留系,海相上構(gòu)造層自下而上沉積了上古生界泥盆系、石炭系、二疊系棲霞組、龍?zhí)督M+大隆組和中生界下三疊統(tǒng)青龍組[1](表1)。

2 南黃海盆地?zé)N源條件評(píng)價(jià)

南黃海海域鉆井揭露了石炭系以上的地層,根據(jù)南黃海鉆井揭示的海相中、古生界烴源巖情況,結(jié)合下?lián)P子陸上烴源巖揭露情況及南黃海地震資料,認(rèn)為烴源巖主要包括下寒武統(tǒng)幕府山組、下志留統(tǒng)高家邊組、下二疊統(tǒng)棲霞組、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M—大隆組、下三疊統(tǒng)青龍組五套烴源巖。

2.1 下寒武統(tǒng)幕府山組烴源巖

在下寒武統(tǒng)幕府山組沉積時(shí)期,整個(gè)揚(yáng)子地區(qū)發(fā)生大規(guī)模海侵,暗色泥巖和頁(yè)巖較為發(fā)育,烴源巖分布較廣,其沉積相類(lèi)型主要為陸棚相和盆地相。該套地層在南黃海海區(qū)沒(méi)有鉆井鉆遇,但在下?lián)P子陸區(qū)南京地區(qū)野外露頭的幕府山組發(fā)育陸棚相—盆地相暗色泥巖,推測(cè)南黃海盆地發(fā)育該沉積相類(lèi)型的烴源巖。

表1 南黃海盆地海相地層簡(jiǎn)表Tab.1 Simple marine strata in South Yellow Sea Basin

根據(jù)下?lián)P子蘇北地區(qū)中、古生界海相烴源巖的地化分析資料,中、下寒武統(tǒng)烴源巖有機(jī)質(zhì)含量較高。下?lián)P子陸上黃橋地區(qū)烴源巖統(tǒng)計(jì)表明,下寒武統(tǒng)碳酸鹽巖有機(jī)碳含量平均值為0.49%,泥巖平均值為3.1%,已達(dá)到良好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)(表2、表3)。幕府山組烴源巖具有很高的有機(jī)質(zhì)豐度,干酪根類(lèi)型為I型?；诤Ｏ嗟貙拥姆€(wěn)定性,推測(cè)南黃海盆地下寒武統(tǒng)幕府山組烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度和類(lèi)型大體與陸上蘇北地區(qū)相似,以I型為主,具有較高的生烴潛力,為好的烴源巖。

表2 泥巖烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)Tab.2 The organic abundance classification criteria of clay source rock

表3 碳酸鹽巖烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)Tab.3 The organic abundance classification criteria of carbonate source rock

2.2 下志留統(tǒng)高家邊組烴源巖

下志留統(tǒng)高家邊組發(fā)育黑色頁(yè)巖,為海平面上升時(shí)的陸架邊緣沉積物,整套地層以硅質(zhì)頁(yè)巖、頁(yè)巖、碳質(zhì)頁(yè)巖為主的缺氧、非補(bǔ)償環(huán)境下的沉積,沉積相類(lèi)型主要為盆地相和陸棚相。該套地層在南黃海海區(qū)沒(méi)有鉆井鉆遇,但在下?lián)P子南京地區(qū)野外露頭高家邊組發(fā)育陸棚—盆地相灰色、深灰色、黑色泥巖,推測(cè)南黃海盆地同樣也發(fā)育該沉積相類(lèi)型的烴源巖。

據(jù)下?lián)P子蘇北地區(qū)中、古生界海相烴源巖的地化分析資料,下志留統(tǒng)有機(jī)質(zhì)含量較高,高家邊組的暗色泥巖從揭示的有些井(如N4井)來(lái)看,有機(jī)碳含量高,在0.54%～2.67%之間,瀝青“A”最高達(dá)到12 950μg/g,總烴含最高達(dá)到5 136 μg/g,有機(jī)質(zhì)類(lèi)型為II型。推測(cè)南黃海盆地下志留統(tǒng)高家邊組烴源巖與下?lián)P子陸區(qū)相近,有機(jī)質(zhì)豐度及干酪根類(lèi)型相對(duì)較好。

2.3 下二疊統(tǒng)棲霞組烴源巖

早二疊紀(jì)棲霞期是晚古生代以來(lái)的最大一次海侵期,普遍沉積了富含筵類(lèi)、珊瑚、有孔蟲(chóng)、鈣藻等為主的生物屑灰?guī)r,形成了巖相、厚度穩(wěn)定的南方巨型碳酸鹽巖。根據(jù)下?lián)P子陸上圣科1井沉積特征分析,其主要由深灰色、灰黑色中厚層狀泥晶生屑灰?guī)r、泥晶生屑顆?；?guī)r、生屑泥晶灰?guī)r夾黑色薄層泥巖、條帶狀泥質(zhì)灰?guī)r組成,水平層理、波狀層理發(fā)育,石灰?guī)r中富含燧石結(jié)核、團(tuán)塊及條帶。較深水盆地以一套鈣屑濁積巖為主,包括灰黑色、黑色含放射蟲(chóng)泥質(zhì)巖、頁(yè)巖、硅泥質(zhì)巖、硅質(zhì)巖及紋層狀泥灰?guī)r等,為欠補(bǔ)償?shù)酿囸I盆地缺氧環(huán)境沉積。在南黃海盆地,有兩口鉆井鉆遇該套地層,其巖性主要為暗色泥晶灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r,為開(kāi)闊臺(tái)地相和臺(tái)盆相暗色碳酸鹽巖。

據(jù)已鉆遇井樣品地化指標(biāo)分析表明,下二疊統(tǒng)棲霞組灰黑色灰?guī)rTOC含量0.45%～1.52%,平均1.1%;S1+S2含量0.34～1.3 mg/ g,平均0.84 mg/g;瀝青“A”含量平均0.09%;熱解氫指數(shù)37.5～152.38,平均69.16(圖3、圖4)。從井上來(lái)看,烴源巖干酪根鏡鑒為Ⅲ型,綜合熱解資料,根據(jù)碳酸鹽巖烴源巖分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)(表3),該套烴源巖為較好—好烴源巖(表4)。

圖3 南黃海盆地鉆井鉆遇中、古生界烴源巖綜合評(píng)價(jià)地化剖面Fig.3 The geochemistry section of Mesozoic-Palaeozoic source rocks which were uncovered by wells in South Yellow Sea Basin

圖4 南黃海盆地某井中、古生界生烴潛力評(píng)價(jià)Fig.4 Hydrocarbon generation potential evaluation of Mesozoic-Palaeozoic Strata in some wells in South Yellow Sea Basin

2.4 上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、大隆組烴源巖

南黃海鉆井揭示,在龍?zhí)督M沉積時(shí)期,發(fā)育沼澤相的煤層和潮坪—瀉湖相的暗色泥巖夾煤層,大隆組為陸棚相、盆地相沉積,其厚層暗色泥巖、頁(yè)巖富含有機(jī)質(zhì),有機(jī)質(zhì)的指標(biāo)都相對(duì)較高。

據(jù)鉆井樣品地化指標(biāo)分析表明,上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M:鉆井取樣巖性為黑色泥巖,樣品TOC含量0.75%～5.43%,平均1.704%;S1+S2含量0.89～7.79 mg/g,平均3.093 mg/g;瀝青“A”含量平均0.3%;熱解氫指數(shù)70.53～411.18,平均148. 25(圖3、圖4)。干酪根類(lèi)型主要為Ⅲ型,井上烴源巖綜合評(píng)價(jià)為好烴源巖(表4)。

表4 南黃海盆地鉆井中、古生界烴源巖綜合評(píng)價(jià)Tab.4 Mesozoic-Palaeozoic source rocks synthetical evaluation in South Yellow Sea Basin

上二疊統(tǒng)大隆組:鉆井取樣巖性為灰黑色泥巖,樣品TOC含量0.92%～3.48%,平均2.077%;S1+S2含量1.29～3.42 mg/g,平均2.71 mg/g;瀝青“A”含量平均0.2%;熱解氫指數(shù)78.14～142.62,平均107.28(圖3、圖4)。干酪根類(lèi)型主要為Ⅲ型,井上烴源巖綜合評(píng)價(jià)為好烴源巖(表4)。

2.5 下三疊統(tǒng)青龍組烴源巖

三疊紀(jì)以碳酸鹽巖沉積為主,廣泛分布于揚(yáng)子區(qū),巖性有鮞?；?guī)r、石灰?guī)r、泥灰?guī)r、頁(yè)巖、泥晶灰?guī)r。南黃海盆地鉆井揭示的青龍組見(jiàn)薄層暗色灰?guī)r、泥灰?guī)r和泥巖、頁(yè)巖互層。海陸對(duì)比性較強(qiáng),下部陸棚相—盆地相,烴源巖條件較好,上部為臺(tái)地碳酸鹽巖相,烴源巖相對(duì)較差。

據(jù)鉆井地化樣品分析數(shù)據(jù),TOC含量0.1%～0.52%,平均0.308%。S1+S2含量0.08～1.18 mg/g,平均0.428 mg/g;瀝青“A”含量平均0.03%;熱解氫指數(shù)范圍7.14～204.17,平均97.34(圖2、圖3)。干酪根類(lèi)型主要為III型,井上烴源巖綜合評(píng)價(jià)為中等—好烴源巖(表4)。

3 南黃海地區(qū)海相中、古生界油氣保存條件評(píng)價(jià)

油氣保存條件從蓋層、斷層、抬升剝蝕、巖漿活動(dòng)、生儲(chǔ)蓋組合等因素及其在時(shí)間和空間上的組合關(guān)系來(lái)評(píng)價(jià)。油氣封蓋保存條件主要取決于蓋層類(lèi)型與分布、蓋層的封蓋性能、后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改造的強(qiáng)度。此外,還應(yīng)考慮時(shí)間因素,因?yàn)橛蜌獠匦纬珊罂偸窃诓粩鄶U(kuò)散散失,當(dāng)外界地質(zhì)條件變化時(shí),油氣藏將遭到不同程度破壞,甚至完全消失,已聚集的油氣會(huì)再次運(yùn)移。蓋層和斷層封閉性是影響保存條件的直接因素,后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)則是影響保存條件和油氣藏破壞與散失的根本原因[2]。

在南黃海盆地不同構(gòu)造單元,影響保存條件的構(gòu)造、巖漿活動(dòng)、生儲(chǔ)蓋組合、剝蝕程度、成巖后生和變質(zhì)作用等因素有很大的差異。下面對(duì)不同構(gòu)造單元(按中、新生界構(gòu)造區(qū)劃)的保存條件進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

3.1 北部坳陷區(qū)

北部坳陷區(qū)震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二疊統(tǒng)保存有巨厚地層,雖然上二疊統(tǒng)的龍?zhí)督M、大隆組、下三疊統(tǒng)的青龍組被剝蝕殆盡,但其上還有侏羅系(?),侏羅系(?)的保存相比諸城凹陷相對(duì)局限。之上的白堊系厚度較大,白堊系之上有古近系和新近系,因此該區(qū)對(duì)中、古生界海相地層上構(gòu)造層和下構(gòu)造層的油氣保存是有利的。另外,在北部坳陷南部的青州凹陷區(qū)后期的斷層較多,也較活躍,對(duì)古生界的內(nèi)幕油藏的保存有不利影響。

3.2 中部隆起區(qū)

中部隆起區(qū)從震旦紀(jì)到志留紀(jì)穩(wěn)定地接受了大套的沉積,在志留紀(jì)末與揚(yáng)子區(qū)的其它地方一樣,遭受了加里東運(yùn)動(dòng)的抬升剝蝕作用,缺失了早、中泥盆世的地層。在晚泥盆世至早、中三疊世,都接受了一大套沉積,但在印支運(yùn)動(dòng)期,由于受到晚印支運(yùn)動(dòng)的影響,該區(qū)隆升遭受剝蝕,中、下三疊統(tǒng)被剝蝕殆盡,甚至上二疊統(tǒng)的龍?zhí)督M和大隆組煤系地層也被剝蝕完畢。因此在中部隆起區(qū)上構(gòu)造層的保存條件較差。

中部隆起區(qū)下構(gòu)造層的保存條件較好,因?yàn)橄潞浣y(tǒng)幕府山組可以作為震旦系儲(chǔ)層的直接蓋層,下志留統(tǒng)高家邊組可以作為震旦系儲(chǔ)層間接蓋層,也可以作為中、上寒武統(tǒng)和下奧陶統(tǒng)儲(chǔ)集層的直接蓋層。

中部隆起斷裂相對(duì)不發(fā)育,南黃海盆地南北兩側(cè)印支和燕山期的擠壓逆沖作用對(duì)其影響較小,燕山期的火山噴發(fā)和巖漿侵入活動(dòng)對(duì)中部隆起區(qū)的影響也相對(duì)較小,因此綜合各因素,認(rèn)為中部隆起區(qū)對(duì)中、古生界海相下構(gòu)造層的油氣保存是有利的。

3.3 南部坳陷區(qū)

南部坳陷區(qū)震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二疊統(tǒng)保存有巨厚地層,二疊統(tǒng)的龍?zhí)督M、大隆組、下三疊統(tǒng)的青龍組均有較好的保存,缺失侏羅紀(jì),白堊系分布局限,古近系、新近系厚度較大。二疊系的龍?zhí)督M、大隆組、下三疊統(tǒng)的青龍組的存在對(duì)上構(gòu)造層的油氣保存有利。

其中,在坳陷北部區(qū),切穿大隆組—龍?zhí)督M—青龍組灰?guī)r及泥盆系—下二疊統(tǒng)上部地層的斷層比較發(fā)育,對(duì)海相中、古生界上構(gòu)造層的油氣保存有不利影響,但對(duì)其下構(gòu)造層影響很小。因此,該區(qū)下構(gòu)造層的油氣保存條件較上構(gòu)造層好;在坳陷中部區(qū),除了古近紀(jì)凹陷的邊界斷裂外,深斷裂較不發(fā)育,巖漿活動(dòng)相對(duì)平靜,因此該區(qū)海相上構(gòu)造層和下構(gòu)造層保存都有利;在坳陷南部區(qū),斷層比較發(fā)育,且斷層切到了下古生界,因此,該區(qū)的斷裂活動(dòng)對(duì)古生界氣藏的保存有不利的影響。

3.4 勿南沙隆起區(qū)

勿南沙隆起區(qū)震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二疊統(tǒng)保存有巨厚地層,而上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、大隆組、下三疊統(tǒng)青龍組和上三疊統(tǒng)—侏羅系(?)均缺失,白堊系和古近系只在很小范圍內(nèi)發(fā)育,新近系和第四系發(fā)育,因此該區(qū)對(duì)中、古生界海相上構(gòu)造層的油氣保存是不利的。另外,該區(qū)火山活動(dòng)相對(duì)較強(qiáng)烈,對(duì)油氣保存也有不利影響。

4 海相中、古生界油氣資源潛力初步評(píng)價(jià)

整個(gè)南黃海地區(qū)海相地層所發(fā)育的五套烴源巖系,總體上可構(gòu)成海相下構(gòu)造層含油氣系統(tǒng)(以下古生界下寒武統(tǒng)幕府山組、下志留統(tǒng)高家邊組為烴源巖)、海相上構(gòu)造層含油氣系統(tǒng)(以上古生界下二疊統(tǒng)棲霞組、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、大隆組、中生界下三疊統(tǒng)青龍組為烴源巖)二大體系,它們具有不同的油氣資源潛力。

綜合烴源條件和后期保存條件,采用含油氣系統(tǒng)分析及勘探風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估的trinity軟件對(duì)南黃海盆地中、古生界的資源量進(jìn)行了初步評(píng)估,資源量的計(jì)算采用排烴量乘以油氣聚集系數(shù)得到,即資源量=排烴量×油氣聚集系數(shù)。

4.1 油氣聚集系數(shù)的選取

中國(guó)東部地區(qū)新生界第三系斷—拗型盆地均為穩(wěn)定沉降、半深—深湖相、還原條件下的沉積,烴源巖發(fā)育,有機(jī)質(zhì)豐度高、類(lèi)型好(Ⅰ—Ⅱ型),如渤海灣盆地中的濟(jì)陽(yáng)坳陷(東營(yíng)凹陷)。這些坳(凹)陷油氣資源豐富,勘探程度高,油氣聚集系數(shù)高達(dá)30%～55%,一般也達(dá)到15%～30%(表5)。

表5 東部盆地油氣排聚系數(shù)Tab.5 The coefficient of oil and gas expulsion and accumulation in East Basin

南黃海盆地海相中、古生代經(jīng)歷的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)比新生代第三紀(jì)斷—拗型盆地要復(fù)雜得多,對(duì)油氣的后期保存相比于新生代盆地會(huì)更為不利,根據(jù)目前對(duì)南黃海盆地中、古生界各個(gè)構(gòu)造單元的烴源條件和后期保存條件優(yōu)劣的認(rèn)識(shí),綜合確定了各構(gòu)造單元的油氣聚集系數(shù)的取值(表6)。

表6 南黃海盆地中、古生界油氣聚集系數(shù)選取值Tab.6 The coefficient of oil and gas accumulation of Mesozoic-Palaeozoic strata in South Yellow Sea Basin

4.2 中、古生界油氣資源量計(jì)算

根據(jù)盆地模擬油氣排烴量結(jié)果,結(jié)合各構(gòu)造單元的油氣聚集系數(shù),可以計(jì)算得到南黃海盆地海相下構(gòu)造層和海相上構(gòu)造層的資源量規(guī)模和分布,如表7和表8。

表7 海相下構(gòu)造層烴源巖油氣資源量計(jì)算結(jié)果Tab.7 The oil and gas resources calculation result of source rocks in lower structure layer

表8 海相上構(gòu)造層烴源巖油氣資源量計(jì)算結(jié)果Tab.8 The oil and gas resources calculation result of source rocks in upper structure layer

4.3 海相中、古生界油氣資源潛力評(píng)價(jià)

油氣資源量計(jì)算結(jié)果表明,海相下構(gòu)造層烴源巖油氣資源量為石油8.82×108t,天然氣18.31×108t(油當(dāng)量),油氣資源總量為27.12× 108t,主要分布在下古淮安—中部隆起,其次是下古蘇北—南部坳陷。海相上構(gòu)造層烴源巖油氣資源量為石油0.63×108t,天然氣7.61×108t(油當(dāng)量),油氣資源總量為8.25×108t,區(qū)域上主要分布在上古南京—南部坳陷?？v向上,油氣資源量主要來(lái)源于下二疊統(tǒng)棲霞組和上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、大隆組烴源巖。

可見(jiàn),整個(gè)南黃海盆地海相中、古生界總的油氣資源量較大,為35.37×108t,其中,石油為9.45×108t,天然氣為25.92×108t(油當(dāng)量),主要來(lái)源于海相下構(gòu)造層烴源巖。

5 油氣勘探有利區(qū)評(píng)價(jià)

5.1 海相下構(gòu)造層油氣勘探有利區(qū)

從海相下構(gòu)造層烴源巖的分布來(lái)看,烴源巖在全區(qū)均有分布,根據(jù)烴源巖的排烴模擬結(jié)果,下構(gòu)造層烴源巖在下古淮安—中部隆起、下古蘇北—南部坳陷和下古開(kāi)山島—北部坳陷排烴量大,可以提供豐富的油氣資源。在儲(chǔ)層條件方面,兩坳陷下構(gòu)造層埋藏深,可能對(duì)油氣儲(chǔ)集不利,而兩隆起區(qū)的下構(gòu)造層埋藏相對(duì)適中,有利儲(chǔ)集。在蓋層條件方面,下古淮安—中部隆起為加里東期形成的繼承性古隆起,志留系高家邊組蓋層保存完整[3]。從構(gòu)造上來(lái)看,下古淮安—中部隆起構(gòu)造定型期與下構(gòu)造層二次生烴期匹配較好。從保存條件來(lái)看,下古淮安—中部隆起構(gòu)造改造強(qiáng)度弱,區(qū)域蓋層分布穩(wěn)定,具備較好的保存條件。從油氣運(yùn)移的方向來(lái)看,下古淮安—中部隆起除了自身下構(gòu)造層提供的油氣源外,南北兩側(cè)的坳陷也可以提供豐富的油氣資源。下古泰州—勿南沙隆起自身下構(gòu)造層烴源較少,但其北部的下古蘇北—南部坳陷可以提供下構(gòu)造層烴源。因此,海相下構(gòu)造層含油氣系統(tǒng)的有利油氣聚集區(qū)為下古淮安—中部隆起和下古蘇北—南部坳陷,下古泰州—勿南沙隆起次之(圖5)。

圖5 海相下構(gòu)造層含油氣系統(tǒng)有利油氣聚集區(qū)評(píng)價(jià)圖Fig.5 The evaluation of oil and gas favorable accumulation area of lower structure layer hydrocarbon system

5.2 海相上構(gòu)造層油氣勘探有利區(qū)

從海相上構(gòu)造層烴源巖的分布來(lái)看,最有利的烴源巖上二疊統(tǒng)和下三疊統(tǒng)在南黃海上古阜寧—北部坳陷東邊零星分布,在上古南京—南部坳陷和上古上?！鹉仙陈∑鸪植客蛊鹪馐軇兾g外,基本連片分布,在上古大豐—中部隆起缺失。根據(jù)烴源巖的排烴史模擬結(jié)果,海相上構(gòu)造層烴源巖在上古南京—南部坳陷排烴量最大,可以提供豐富的油氣資源,而在上古上?！鹉仙陈∑鹩捎跓N源巖成熟度太低,基本不排烴。從儲(chǔ)層條件來(lái)看,上古南京—南部坳陷發(fā)育的臺(tái)地相、灘相儲(chǔ)層及溶蝕孔洞、裂縫是油氣儲(chǔ)集的較好空間。從蓋層條件來(lái)看,上古南京—南部坳陷和上古上?！鹉仙陈∑鸢l(fā)育龍?zhí)督M—大隆組泥巖蓋層,特別是上部大隆組海相泥巖段巖性較穩(wěn)定,可以作為良好的區(qū)域蓋層。從油氣運(yùn)移方向來(lái)看,上古南京—南部坳陷上構(gòu)造層的油氣源除可以為自身有利構(gòu)造提供烴源外,還可以向上古上海—勿南沙隆起運(yùn)移。可見(jiàn),海相上構(gòu)造層含油氣系統(tǒng)的有利油氣聚集區(qū)為上古南京—南部坳陷,上古上?！鹉仙陈∑鸫沃?圖6)。

圖6 海相上構(gòu)造層含油氣系統(tǒng)有利油氣聚集區(qū)評(píng)價(jià)圖Fig.6 The evaluation of oil and gas favorable accumulation area of upper structure layer hydrocarbon system

結(jié)合南黃海盆地中、古生界海相下構(gòu)造層和海相上構(gòu)造層兩套含油氣系統(tǒng)的油氣資源潛力和有利油氣聚集區(qū)評(píng)價(jià),可以對(duì)整個(gè)南黃海盆地海相油氣資源勘探有利區(qū)進(jìn)行初步的研究。

海相地層油氣資源總量為35.37×108t,且在縱向上,油氣資源主要來(lái)自海相下構(gòu)造層烴源巖系,在平面上,主要分布于南部坳陷。通過(guò)對(duì)南黃海兩套含油氣系統(tǒng)的有利油氣聚集區(qū)分析,可以看出,中部隆起區(qū)南部、南部坳陷、勿南沙隆起區(qū)北部為海相上構(gòu)造層和下構(gòu)造層兩套含油氣系統(tǒng)油氣運(yùn)聚范圍的疊置區(qū)域,為南黃海盆地Ⅰ類(lèi)油氣勘探有利區(qū)(圖7);中部隆起區(qū)中北部、勿南沙隆起區(qū)中南部為海相下構(gòu)造層含油氣系統(tǒng)油氣運(yùn)聚范圍,屬于南黃海盆地Ⅱ類(lèi)油氣勘探有利區(qū)。

圖7 南黃海盆地油氣資源有利區(qū)綜合評(píng)價(jià)圖Fig.7 The synthetical evaluation of favorable oil and gas accumulation area in South Yellow Sea Basin

6 結(jié)論

(1)南黃海中、古生界海相盆地發(fā)育五套烴源條件好的烴源巖系。南黃海盆地發(fā)育五套海相烴源巖層,其中,海相下構(gòu)造層下寒武統(tǒng)幕府山組、下志留統(tǒng)高家邊組和海相上構(gòu)造層下二疊統(tǒng)棲霞組烴源巖在全區(qū)均有分布,而海相上構(gòu)造層上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、大隆組和下三疊統(tǒng)青龍組烴源巖主要分布在南部坳陷和勿南沙隆起區(qū)。

研究區(qū)海相下構(gòu)造層烴源巖據(jù)下?lián)P子陸區(qū)資料推測(cè)為好的烴源巖;海相上構(gòu)造層棲霞組、龍?zhí)督M、大隆組烴源巖據(jù)鉆井和沉積相資料推測(cè)為好的烴源巖;海相上構(gòu)造層青龍組烴源巖據(jù)鉆井和沉積相資料推測(cè)為中等—好的烴源巖。

研究區(qū)海相下構(gòu)造層主要的生烴凹陷位于南部坳陷和中部隆起區(qū),海相上構(gòu)造層烴源巖的生烴凹陷主要位于南部坳陷區(qū)。

(2)南黃海中、古生界海相盆地油氣資源潛力較大。南黃海盆地海相地層具有較大的油氣資源潛力,油氣資源總量為35.37×108t。在縱向上,油氣資源主要來(lái)自海相下構(gòu)造層烴源巖系,在平面上,主要分布于南部坳陷。

(3)南黃海中、古生界海相盆地存在有利油氣勘探區(qū)。南黃海盆地海相油氣資源綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為:盆地存在兩類(lèi)油氣資源勘探有利區(qū),其中,Ⅰ類(lèi)區(qū)位于中部隆起區(qū)南部、南部坳陷區(qū)和勿南沙隆起區(qū)北部;Ⅱ類(lèi)區(qū)位于中部隆起區(qū)中北部和勿南沙隆起區(qū)中南部。

[1]王嘹亮,易海,姚永堅(jiān),等.南黃海海域沉積特征[M].北京:海洋出版社,2003:90-99.

[2]陳溥鶴,徐克定,穆日孔,等.下?lián)P子地區(qū)中、古生界海相地層油氣富集與保存條件研究[R].浙江石油地質(zhì)研究所(內(nèi)部成果),1987.

[3]馬永生,郭彤樓,付孝悅,等.中國(guó)南黃海石油地質(zhì)基本特征及勘探潛力分析[C].杭州會(huì)議論文集(內(nèi)部成果),2002.

Hydrocarbon resources potential study in Mesozoic-Palaeozoic marine strata in the South Yellow Sea Basin

Hu Fen
(Institute of SINOPEC Shanghai Offshore Oil&Gas Company,Shanghai200120)

Hydrocarbon resources condition and later stage reservation condition of Mesozoic-Palaeozoic marine strata were studied in the South Yellow Sea Basin.On the basis of this study,basin modeling means was used referring to the study of the predecessors to simulate hydrocarbon expelling history of marine source rocks and calculate the oil and gas resources,and the hydrocarbon resources potential was also evaluated.At the same time,the favorable accumulation area was forecast through the pool-forming conditions study of the two marine petroleum systems of upper structural layer and lower structural layer,and then favorable exploration areas in the South Yellow Sea Basin was pointed out,which provided basis for next exploration.The results showed that in the South Yellow Sea Basin,source rocksof lower structural layer and Qixia,Longtan-Dalong Group of upper structural layer are presumed to be good source rocks,and Qinglong Group of upper layer is presumed to be middle-good source rocks.Total amount of oil and gas resources in marine strata of the South Yellow Sea Basin is 3.537 billion tons,of which,in the vertical,oil and gas resources are mainly from source rocks of the lower structural layer,and in the plane,oil and gas resources are mainly distributed in the southern depression.There are two types of favorable oil and gas exploration area in the marine strata,in which the most favorable area is located in south of the central uplift,southern depression area and north of Wunansha uplift.

Mesozoic-Palaeozoic;hydrocarbon resources condition;reservation condition;basin modeling;hydrocarbon resources potential.

book=3,ebook=102

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.001

1008-2336(2010)03-0001-09

2010-04-20;改回日期:2010-05-12

胡芬,1980年生,女,工程師,碩士,石油地質(zhì)專業(yè),現(xiàn)主要從事油氣地質(zhì)綜合研究。E-mail:beibeifen.hu@163.com。