徐劍春， 吳成平， 王 鑫， 吳 云

(中國國土資源航空物探遙感中心，北京 100083)

南黃海海域生儲蓋層特征及油氣遠景評價

徐劍春， 吳成平， 王 鑫， 吳 云

(中國國土資源航空物探遙感中心，北京 100083)

根據近年來新取得的資料，結合前人的研究成果，對南黃海海域的生儲蓋層特征進行了綜合研究。古生界、中生界海相地層為南黃海海域的主力烴源巖，從構造運動和沉積發(fā)育情況分析，將南黃海海域的古生界、中生界海相地層生成油氣的成藏過程劃分為三疊紀印支運動前、侏羅紀—白堊紀、古近紀和新近紀4個階段。通過對生儲蓋層的特征分析，說明南黃海古生界、中生界海相地層油氣資源具有開發(fā)前景。在對南黃海盆地海相中生界、古生界烴源條件和后期保存條件研究的基礎上，預測了盆地內海相油氣資源的有利運聚區(qū)，為南黃海海域的油氣勘探及研究工作提供了依據，對我國新的海上油氣開發(fā)及部署作出了貢獻。

烴源巖； 儲層； 蓋層； 遠景評價

0 引言

南黃海海域的油氣勘探工作開始于1958年的全國海洋普查工作，先后有中國科學院海洋研究所、海洋地質調查局、原地質礦產部第五物探大隊及航測大隊等單位先后開展了地球物理調查工作，采集了大量的重力、海磁、航磁及地震等地球物理數(shù)據，揭露出新生界、中生界及古生界3套生儲油層系，其中5口井有油氣顯示，常6-1-1A井在古近系獲得低產原油[1]。20世紀60年代以后，韓國在南黃海群山盆地鉆5口探井，揭露了第三系及白堊系紅層和少量下白堊統(tǒng)灰?guī)r。近年來，中國海洋石油有限公司、青島海洋地質研究所及中國國土資源航空物探遙感中心又對南黃海海域開展了新一輪的調查研究工作，被擱置多年的南黃海油氣調查工作再次受到國內外勘探界的關注[2-3]。本文以最近幾年取得的資料和認識為基礎，結合前人的研究成果，對南黃海海域的生儲蓋層特征作了詳盡的綜合分析與研究，并據此預測了盆地內海相油氣資源的有利運聚區(qū)，為下一步南黃海海域油氣勘探研究提供參考和依據。

1 區(qū)域地質概況

南黃海海域位于華南板塊揚子陸塊的東北部——下?lián)P子地塊及其海區(qū)延伸部分，面積約為28萬km2[4]，包括中部隆起、南黃海盆地南部坳陷和勿南沙隆起[5]，西側和北側分別以郯廬斷裂帶和蘇膠—千里巖—臨津造山帶與中朝板塊的華北地塊、膠遼地塊、朝鮮狼林地塊毗鄰，南側和東南側分別為江南地塊和南華褶皺系及其海區(qū)延伸部分，東北側為朝鮮半島的京畿地塊(圖1)[6-7]。從地球動力學角度看，該區(qū)處于古亞洲構造域與西太平洋構造域的疊加部位，該區(qū)構造演化可概括為前震旦紀、震旦紀至志留紀、泥盆紀至中三疊世、晚三疊世至第四紀4個階段[8-10]。

根據鉆井資料及周邊地層出露等資料，南黃海海域地層發(fā)育齊全，自老至新包括中元古界、新元古界、古生界、中生界和新生界等幾乎所有時代的地層。下?lián)P子地塊基底主要由前震旦系組成。震旦系—三疊系組成下?lián)P子地區(qū)的主要蓋層，該地層在南黃海海域廣泛隱伏發(fā)育。

侏羅系與白堊系屬于典型的陸相碎屑巖沉積，其顯著特點是巖性、厚度在平面上急劇變化，并發(fā)育大量的火山巖和火山碎屑巖，厚度0～2 799 m。

①.秦嶺—大別造山帶； ②.蘇膠—千里巖—臨津造山帶； 1.郯廬斷裂(帶)； 2.連云港—沭陽斷裂； 3.淮陰—響水斷裂； 4.屯溪—安遠斷裂； 5.江南斷裂； 6.紹興—鷹潭斷裂(帶)； 7.嶺南斷裂(帶)

圖1區(qū)域構造簡圖[6-7]

Fig.1Regionalstructuremap[6-7]

新生界在研究區(qū)廣泛發(fā)育，是一套以陸相碎屑巖為主的沉積建造，也是區(qū)域油氣勘探的主要目的層，但厚度變化較大。其中古近系仍屬于內陸河湖盆地沉積，雜色碎屑巖為主，局部伴有基性巖噴發(fā)和侵入，不整合在白堊系及早白堊世地層之上，厚度0～3 975 m。該系屬于區(qū)域油氣勘探的主要目的層和已知油氣田的主要生油層和產油層。

2 烴源巖特征

根據海域鉆井結合陸區(qū)油氣開采等資料，南黃海海域烴源巖主要包括上古生界—三疊系烴源巖和上白堊統(tǒng)—古近系烴源巖。

2.1 上古生界—三疊系烴源巖

地震資料表明，南黃海海域自加里東期以來經歷持續(xù)沉降及多期演化，形成了6個上古生界—三疊系生烴疊置區(qū)[11-12]。

南黃海海域鉆井揭露的上古生界—三疊系有下三疊統(tǒng)的上、下青龍組，上二疊統(tǒng)大隆組、龍?zhí)督M，下二疊統(tǒng)棲霞組和中—上石炭統(tǒng)黃龍組、船山組，由于有關生油層的資料少，研究程度低，經與鄰近陸區(qū)資料比較，認為寒武系—奧陶系、石炭系、二疊系和下三疊統(tǒng)具備較好的生油、生氣條件(表1)。

表1 南黃海海域上古生界—三疊系地層有機質含量[13]

寒武系—奧陶系在海區(qū)尚未鉆遇，但根據鄰區(qū)資料，以海相碳酸鹽巖沉積為主，烴源巖質量較好，尤其是下寒武統(tǒng)，屬中—好烴源巖。石炭系—二疊系以濱海沼澤含煤碎屑巖和淺海碳酸鹽巖沉積為主，鉆井資料也揭示了上古生界的存在，且具有一定的生烴潛力。常12-1-1A井揭示石炭系以灰?guī)r為主，有機碳豐度為0.13%～0.26%，屬中—好烴源巖； 在中石炭統(tǒng)黃龍組及上石炭統(tǒng)船山組中見油浸和膠質瀝青，說明石炭系在地史演化過程中曾形成過油藏，后因改造散失留下了油浸、瀝青痕跡，或該套灰?guī)r作為烴源巖油氣已排出。二疊系下統(tǒng)棲霞組以灰?guī)r為主，有機碳含量為0.25%； 上統(tǒng)龍?zhí)督M為石英砂巖夾煤層和石灰?guī)r，有機碳含量為1.08%； 大隆組為砂巖，有機碳含量為0.605%； 氯仿瀝青“A”含量為0.013%～0.055%，總烴含量為91×10-6～371×10-6，為中—好烴源巖。

下三疊統(tǒng)青龍組主要由暗色泥巖和碳酸鹽巖組成，其中灰?guī)r是主體，烴源巖以腐泥型為主。有機碳含量為0.099%，氯仿瀝青“A”含量為0.174%，總烴含量為18×10-6，屬中等烴源巖。南黃海海域古生界—三疊系地層層序及其沉積環(huán)境與蘇北及其鄰區(qū)相似，烴源巖具備較好的轉化和保存條件[14]。

2.2 上白堊統(tǒng)—古近系烴源巖

上白堊統(tǒng)—古近系烴源巖包括泰州組、阜寧組、戴南組和三垛組，以阜寧組與戴南組為主(表2)。

表2 新生界地層有機質含量[12]

泰州組在測區(qū)內已鉆遇的是邊緣相礫巖，據地震地層學分析，推測在坳陷內會有暗色泥巖存在，常24-1-1井在鉆井過程中，自2 358 m開始鉆遇多層氣測異常，全烴高達6.0%，泥漿比重由1.14加大到1.40，測井解釋認為是水層含氣。

阜寧組有多個鉆井鉆遇，為一套半深湖相沉積，暗色泥巖占有很大比例，未鉆遇該層的凹陷根據地震剖面分析也有阜寧組及其暗色泥巖存在，其中黃南北部坳陷的暗色泥巖連續(xù)厚度大且比較純凈，砂質泥巖僅占暗色泥巖的4.2%，而在其他坳陷或凹陷地區(qū)，暗色泥巖連續(xù)厚度不如黃南北部坳陷，砂質泥巖在暗色泥巖中所占的比例大，如東南一號凹陷的無20-ST1井，阜四段暗色泥巖中砂質泥巖占28.6%。

戴南組已在黃南北部坳陷和黃南中部坳陷中鉆遇，主要是河流相、湖相和沼澤相沉積，暗色泥巖比較發(fā)育，暗色泥巖厚度在戴南組中所占的比例為55%～71%，經地球化學分析，一部分暗色泥巖已達到生油巖標準。

三垛組亦在黃南北部坳陷和黃南中部坳陷中鉆遇，為淺湖相沉積，泥巖呈灰色、深灰色，其厚度在三垛組中所占比例一般為10%～26%，在黃南北部坳陷可達43.3%。

總體而言，研究區(qū)內大部分鉆井都揭示了上白堊統(tǒng)—古近系烴源巖的存在，而且厚度較大(最大值為1 290 m)，分布范圍較廣。在相鄰的蘇北盆地，上白堊統(tǒng)—古近系烴源巖以暗色湖相泥巖為主，局部地區(qū)夾油頁巖、碳酸鹽巖和灰?guī)r。測區(qū)內有機質豐度高，從表2可以看出古近系有機碳含量為0.335%～2.000%，絕大部分都超過了0.5%，通過與我國陸相第三系生油層評價標準對比，可知新生界阜寧組和戴南組的有機碳含量已經達到了一般—好的生油層范疇； 研究區(qū)內氯仿瀝青“A”的含量為0.021%～0.140%； 總烴含量最高值達到了1 038×10-6。

3 儲層特征

鉆探證實，南黃海海域古生界、中生界和新生界發(fā)育大量有利油氣儲集的層系，按巖性可分為碎屑巖、碳酸鹽巖和火山巖3大類。

3.1 碎屑巖儲層

南黃海海域在晚古生代為陸表海環(huán)境，海平面下降期間，陸相碎屑沉積發(fā)育，河流深入臺地，河道砂體和濱岸砂體發(fā)育，這些砂體均是良好的儲集層。二疊系上統(tǒng)龍?zhí)督M屬于濱—淺海相沉積，巖性為灰色石英砂巖，孔隙度2.41%～9.11%，滲透率0.62×10-3～7.65×10-3μm2，是古生界主要的碎屑巖儲層。江蘇伏中山煤礦、東風煤礦、安徽新田等地在龍?zhí)督M見油流現(xiàn)象，充分證實了龍?zhí)督M為一區(qū)域性碎屑巖儲層。

侏羅系—白堊系屬于陸相碎屑-火山碎屑巖沉積，含有大量的砂巖層系，且厚度較大，孔隙度為12%～25%，滲透率為12×10-3～200×10-3μm2，具有良好的儲集性。

新生界古近系各層組與新近系鹽城群均發(fā)育有良好的砂巖儲集層，沉積相以河流相、湖相為主，水下扇、沖積扇、三角洲等砂體比較發(fā)育。其孔隙度一般為17.8%～28.0%，最高可達35%，滲透率為0.7×10-3～38.0×10-3μm2，最高達254×10-3μm2(戴南組)； 常6-1-1(A)井在泰州組、阜寧二、三段和戴南組底部的砂巖中見油流(2.4 t/d)或見含油砂巖，說明古近系各層組砂巖具有良好的儲集性能。按照地層層序和儲集特征等，可將新生界儲層自下而上劃分為4套。

(1)阜寧組。①阜三、四段沉積相以淺湖相為主，砂巖較發(fā)育，是區(qū)內重要的儲集層之一。阜三段儲集層已在常6-1-1(A)井獲得油流。②通過地震勘探預測黃南南一凹陷水下扇和三角洲發(fā)育，砂體規(guī)模較大，有一定厚度，且與生油凹陷相連，應為良好的儲集砂體。

(2)戴南組主要為河流相、湖相和沼澤相沉積，砂巖較發(fā)育，是南黃海海域的重要含油(氣)層段。據鉆井資料統(tǒng)計，該組砂巖占地層厚度的29%～45%，單層厚度最大值為34 m，一般為5～8 m，以粉細砂巖為主。據常6-1-1(A)井巖心分析，孔隙度為17.8%，最高27%，滲透率為38×10-3μm2，最高達254×10-3μm2。該組底部已在鉆井中見到含油砂巖。

(3)三垛組分布范圍廣，下部砂巖發(fā)育，主要為淺湖相沉積。據鉆井資料統(tǒng)計，砂礫巖的厚度占地層厚度的35%～37%，單層厚度最大可達75 m，一般為5～10 m，以中粗砂巖為主。據常6-1-1(A)井資料分析，砂巖孔隙度為22%，最高30%，滲透率為13×10-3μm2，最大達101×10-3μm2。

(4)上鹽城組和下鹽城組砂巖十分發(fā)育，分布極為廣泛，為網狀河流—蛇曲河流相沉積。據統(tǒng)計，下鹽城組的砂礫巖占地層厚度的62%～79%，砂礫巖多呈塊狀，巖性較疏松，物性較好； 上鹽城組的砂巖占地層厚度的32%～53%，以中粗砂巖為主，巖性疏松，物性好。

3.2 碳酸鹽巖儲層

陸區(qū)和海域鉆探揭示，碳酸鹽巖儲層主要發(fā)育于古生界寒武系、奧陶系、石炭系、二疊系和三疊系下統(tǒng)等海相地層。該區(qū)古生界海相碳酸鹽巖儲層原生孔隙小，滲透率低，而次生裂隙、溶洞相當發(fā)育。該區(qū)58.4%的碳酸鹽巖孔隙度小于1%，95.5%的碳酸鹽巖滲透率小于1×10-3μm2，而次生裂隙、溶洞的發(fā)育改善了巖石的孔滲性，可使原低孔、低滲的碳酸鹽巖轉化為較強儲集能力的碳酸鹽巖[15]。如黃橋地區(qū)根據測井資料計算，N12井P2—C2+3的碳酸鹽巖裂縫孔隙度為2%～3%，但裂縫孔隙度相當于10%～24%原生孔隙度的儲集能力。而N12井有重要的氣顯示。由此說明，古生界發(fā)育的碳酸鹽巖地層雖然原生孔隙度小，滲透率低，但其經過多期地質運動改造后，該套地層隆升，經淋濾和剝蝕，儲層物性改善，具有形成工業(yè)性油氣藏的潛力。

3.3 火山巖儲層

火山巖儲層是近年來找油的重要目的層，已取得了重大突破，日益引起石油勘探工作者的重視。該區(qū)曾發(fā)生過多期火山噴發(fā)活動，形成了規(guī)模不一、分布較廣的火山巖系，尤其是晚侏羅世—早白堊世的火山活動尤為強烈。因此，火山巖與火山碎屑巖也應是該區(qū)重要的儲層。

4 蓋層特征

鉆探和地震勘探資料表明，南黃海海域主要發(fā)育以下3套蓋層。

第一套為古生界上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M的含煤巖系泥巖層。二疊紀，發(fā)育三角洲、湖泊沼澤及河流相沉積，其中湖沼相泥巖厚度大，分布較廣，且泥巖連續(xù)性好，可作為古生界區(qū)域性蓋層。據鉆井資料，泥巖總厚度達近百米，黃橋二氧化碳氣藏被封蓋于龍?zhí)督M泥巖之下。但該套地層經歷了多期構造運動，后期發(fā)育的斷層對其封蓋性有很大的影響。

第二套為古近系泥巖層。該套地層沉積環(huán)境以湖泊為主，泥巖層厚度較大，但僅在中生代、新生代坳陷內發(fā)育，為局部蓋層。這些局部蓋層主要包括阜寧組三、四段，戴南組中上部地層以及三垛組二段。鉆井資料表明，在泰州組、阜寧組及戴南組均見過油氣顯示，但未發(fā)現(xiàn)大的油氣藏，顯示這幾組泥巖層對油氣具有封閉能力，但后期斷層作用對其封蓋性又產生了一定的影響。

第三套為新近系泥巖層。中新世以來全區(qū)進入區(qū)域沉降階段，發(fā)育河泛平原和海陸交互相沉積，新近系泥質巖厚度一般為500～2 000 m，最大厚度為2 500 m，覆蓋全區(qū)，為該區(qū)較好的區(qū)域性蓋層。該套蓋層未遭受大的構造變動，斷層不發(fā)育，封蓋性較好。

綜上所述，南黃海地區(qū)可作為蓋層的泥巖層十分發(fā)育，但因經歷多期構造運動改造，斷層的封堵性成為蓋層是否能形成有效封蓋的重要因素。

5 成藏基本組合類型及油氣遠景評價

生、儲、蓋是油氣藏形成的3個基本要素，能否形成油氣藏，關鍵在于是否具有三者完好的組合。

該區(qū)多組烴源巖和多套蓋層與眾多的儲集層組成了下列主要含油氣生儲蓋組合或含油氣系統(tǒng)。

(1)下部組合： 古生界多層灰?guī)r、暗色泥巖及煤層作為油源層，古生界多層裂縫型碳酸鹽巖、砂巖為儲集層，上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M含煤巖系泥巖層為蓋層。

(2)中部組合： 下三疊統(tǒng)碳酸鹽巖和暗色泥巖作為油源層，侏羅系—白堊系砂巖、火山巖作為儲集層，上白堊統(tǒng)泰州組泥巖層以及古近系阜寧組底部泥巖層作為蓋層。

(3)上部組合： 古近系阜寧組、戴南組、三垛組多層暗色泥巖作為油源層，古近系阜寧組、戴南組、三垛組以及新近系鹽城組等多層砂巖作為儲集層，古近系阜寧組、戴南組、三垛組多層泥巖以及新近系廣泛發(fā)育的泥質巖作為蓋層。如戴南組底部河流相砂巖體，直接覆蓋在阜寧組生油層系上，其上又被一套厚度為幾百米的戴南組河沼相的碳質泥巖層覆蓋，組成了測區(qū)內最完整的生儲蓋組合。

除此之外，受斷層的控制，下部烴源巖形成的油氣可沿張性斷裂運移至上部砂巖進行儲集，形成所謂的“古生新儲”油氣藏； 上部烴源巖形成的油氣可在緊鄰的斷層旁側潛山儲集層中富集，形成所謂的“新生古儲”油氣藏； 對于裂縫型碳酸鹽巖，本身是烴源巖，同時又是儲集層，如果其上為泥巖層，則可能形成“自生自儲”油氣藏。

局部構造是油氣富集的場所，是油氣能否成藏的關鍵因素。該區(qū)構造變動以斷裂活動為主，斷裂活動具有多期性，加之斷裂伴生褶皺以及巖漿活動，導致該區(qū)局部構造比較發(fā)育，因此，不僅增加了油氣勘探的希望，同時增加了油氣勘探的難度。目前，已發(fā)現(xiàn)的局部構造類型主要有斷層封閉的斷塊構造,擠壓作用形成的背斜構造,斷裂牽引作用伴生的斷鼻構造,與火成巖有關的局部構造,構造運動引起的地層不整合和沉積相變引起的巖性圈閉構造。

位于南黃海海域西部鹽城凹陷的朱家墩氣田是下?lián)P子地區(qū)典型的“晚期生烴，晚期成藏”實例。該氣田屬于高成熟腐殖型天然氣，氣源來自下伏古生界烴源巖，儲集于第三系，屬“古生新儲”氣藏。鉆井資料顯示，南黃海海域的古、中生界和新生界多套地層有不同程度的油氣顯示。早期勘探失敗的原因是多方面的，或缺乏有效蓋層，或斷層封閉不落實，或構造圈閉不落實。

6 結論

研究表明，古生界、中生界海相地層為南黃海海域的主力烴源巖。從構造運動和沉積發(fā)育情況分析，大體可將南黃海海域的古生界、中生界海相地層生成油氣的成藏過程劃分為4個階段。

第一個階段為三疊紀印支運動前，這一時期油氣主要來自下古生界的烴源巖，以石炭系—二疊系為主要儲集層，該時期形成的油氣藏稱為早期原生油氣藏。

第二個階段為侏羅紀—白堊紀，此時期黃海南部地區(qū)開始斷陷，在坳陷內沉積侏羅系—白堊系，由于沉積增厚的加熟作用，在坳陷區(qū)下伏石炭系—三疊系烴源巖開始進入生油高峰，同時坳陷區(qū)內古生界、中生界地層發(fā)育一系列正斷層，導致早期原生油氣藏被破壞，油氣可沿斷層向上運移至侏羅系—白堊系，但白堊紀末，侏羅系—白堊系有一定的剝蝕，對油氣保存不利； 而隆起區(qū)為較穩(wěn)定的臺地，古生界、中生界繼續(xù)抬升遭受剝蝕，對早期原生油氣藏也有一定的破壞作用，而其熱演化進程趨緩?？傮w上此時期的油氣保存條件較差。

第三個階段為古近紀，此時期在坳陷內繼續(xù)沉降，沉積古近系，其中阜寧組泥巖層具有較好的封蓋性，可對侏羅系—白堊系形成有效封蓋，捕獲古生界、中古生界在此時期生成的油氣。漸新世末的三垛運動使坳陷內古近系、中生界地層發(fā)生不同規(guī)模的掀斜，對中生界、新生界構造的最終格局和坳陷內油氣的晚期運移、成藏等均具有決定性作用。

第四階段為新近紀，漸新世后隨區(qū)域沉降，全區(qū)沉積中新統(tǒng)—全新世地層，形成區(qū)域性蓋層，在坳陷區(qū)由于該套蓋層形成較晚，漸新世末三垛運動后，掀斜的古近系經歷了強烈的剝蝕夷平，該套蓋層在坳陷區(qū)對于油氣的晚期成藏意義不大； 而在隆起區(qū)由于上覆地層的加厚，古生界、中生界未成熟的烴源巖再次進入生油階段，形成新的油氣藏。

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Characteristicsofsource-reservoir-caprockandhydrocarbonprospectevaluationintheSouthYellowSea

XU Jianchun, WU Chengping, WANG Xin, WU Yun

(ChinaAeroGeophysicalSurveyandRemoteSensingCenterforLandandResources,Beijing100083 ,China)

According to new data and previous research results in recent years, the characteristics of reservoir and caprock of the South Yellow Sea were comprehensively investigated. Ancient marine Mesozoic strata were chosen as the main hydrocarbon source rocks. Based on the tectonic movement and sedimentary development analysis, the hydrocarbon accumulation in marine Mesozoic strata of South Yellow Sea is divided into four stages: stages before Triassic indosinian movement, Jurassic-Cretaceous, Paleogene and Neogene. This paper shows that ancient marine Mesozoic strata in the South Yellow Sea have the prospect of hydrocarbon development, through the analysis of the characteristics of the reservoir. The favorable marine oil and gas resources accumulation were forecasted based on the study of the hydrocarbon source and preservation condition in later period. This study provides the basis for oil and gas exploration and makes contribution to the deployment of new offshore oil and gas in China.

hydrocarbon source rock; reservoir; cap rock; prospect evaluation

10.19388/j.zgdzdc.2017.05.09

徐劍春,吳成平，王鑫，等.南黃海海域生儲蓋層特征及油氣遠景評價[J].中國地質調查，2017，4(5)： 60-65.

TE122

A

2095-8706(2017)05-0060-06

2016-12-14；

2017-05-31。

徐劍春(1981—)，男，工程師，主要從事航空物探數(shù)據處理、重磁解釋工作。Email： 83828995@qq.com。

(責任編輯常艷)