從揚子地區海相烴源巖分布規律看南黃海盆地中—古生界有利勘探領域*

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，尚未獲得商業性油氣發現[1]。然而，同屬揚子地區的陸上四川、江漢、蘇北等盆地已發現多個大中型油氣田，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]。有學者對下揚子江蘇湯山和句容山進行淺井鉆探分析，也表明其發育古生界烴源巖[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、二疊系、石炭系、上泥盆統五通群、下志留統茅山組、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律和勘探潛力區仍需探索。本文綜合揚子陸域古生界烴源巖發育的沉積相帶、巖性特征、地球化學指標等，結合南黃海盆地構造和沉積演化特征，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)”“由陸及海”烴源巖分布規律研究，對南黃海盆地中—古生界主要烴源巖分布情況進行預測，并在此基礎上指出中—古生界油氣勘探潛力區。

1 區域地質背景

揚子地區位于秦嶺—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、中揚子區和下揚子區(圖1)，發育有上揚子區四川盆地、中揚子區江漢盆地、下揚子區蘇北—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。

揚子地區自前震旦紀完成基底固結(基底推測是元古代經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 揚子地區構造分區及中—古生界綜合柱狀圖(據文獻[9]修改)

在加里東期海相盆地演化階段，揚子地區在早、中寒武世發生了一次大規模海侵，并形成了北西-南東向的寬緩陸棚，中、上揚子地區沉積了一套淺水陸棚和深水陸棚相碳質泥巖和頁巖[10-11]，下揚子地區水體比中、上揚子地區更深，發育深水盆地相碳質泥巖和頁巖；至晚寒武世地殼短暫隆升，揚子地區整體上演變為穩定的淺海開闊臺地—局限臺地[12]。奧陶紀時期，除揚子北緣以外，上、中、下揚子的大部分地區都表現出明顯的擠壓隆升，導致了區內相對海平面持續上升，沉積環境由廣海轉變為由古隆起所包圍的局限滯留陸棚環境。志留紀時期，加里東運動使華南地區與揚子地區碰撞拼貼，形成了統一的南方古陸[13]，揚子地臺邊緣受擠隆起，臺內拗陷沉降，并接受志留紀早期海侵，在形成的深水臺盆中發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分布相對穩定，在上、中和下揚子地區厚度相差不大[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、拼貼而形成統一的華南古陸并長期遭受抬升剝蝕導致上泥盆統和下志留統之間呈不整合接觸。晚泥盆世-早石炭世，中、上揚子地區隆升進一步向東南方向擴展，而下揚子區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，揚子北部地區由先前擠壓向拉張轉化，引發了整個揚子南部的區域沉降，并于早二疊世棲霞期接受了最大規模海侵，從而發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，揚子地區進入強烈拉張期，在中、上揚子北部至下揚子中部一帶形成東西走向的拉張斷陷帶，發育了一套臺內斷陷型深水沉積的黑色硅質頁巖，主要分布在中、上揚子的川東北、湘鄂西和下揚子的蘇南地區[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再次海侵，中、上揚子地區的下三疊統發育陸表海相的泥質巖類和碳酸鹽巖，下揚子地區發育淺海相的泥質灰巖、灰質泥巖等。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，使揚子地區普遍抬升，海水退出，結束了其海相沉積歷史，揚子全區的沉積環境由海相轉為陸相。

2 揚子陸域古生界海相烴源巖特征

優質烴源巖是形成大型油氣田最基本也是最關鍵的要素。揚子地區陸上鉆井、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 寒武系烴源巖發育特征

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

寒武系烴源巖巖性以黑色—深灰色泥頁巖為主，含碳質、硅質，厚度較大。上揚子川東南地區牛蹄塘組下段巖性為黑色碳質泥巖、含硅質頁巖。根據四川盆地東南部多條野外地質剖面及鉆井，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]。下揚子蘇北地區有多口鉆井鉆遇下寒武統烴源巖，巖性主要為黑色頁巖、硅質頁巖和碳質泥巖，烴源巖厚度15.5～343 m，平均厚度128.7 m[17]。皖南地區下寒武統烴源巖巖性主要為含碳質、硅質泥頁巖，局部夾粉砂質泥頁巖，厚度普遍較大，如青陽縣丁門口剖面下寒武統碳質頁巖、鈣質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)。皖南地區烴源巖有機碳含量介于0.7%～8.2%，平均值為3.1%，局部地區指標更高，如皖寧2井下寒武統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。川東南地區林1井和丁山1井下寒武統烴源巖鏡質體反射率(Ro)均大于3.2%，皖南地區下寒武統烴源巖Ro介于2.4%～5.7%，蘇南地區烴源巖Ro均大于2.5%[18，20]。

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

2.2 上奧陶統—下志留統烴源巖發育特征

上奧陶統—下志留統烴源巖在揚子地區是一套穩定分布的烴源巖，主要發育于中、上揚子地區龍馬溪組、下揚子地區五峰組及高家邊組下段。

上奧陶統—下志留統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。下揚子南京地區湯山3號井和侖山5號井揭示了下志留統烴源巖，巖性主要為黑色-深灰色泥頁巖、硅質頁巖、碳質頁巖，夾薄層粉砂質泥巖，兩口井發育的烴源巖厚度均大于40 m[3]。

上奧陶統—下志留統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井下志留統龍馬溪組黑色碳質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)。南京地區湯山3號井下志留統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%。皖南地區皖南D井下志留統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—下志留統烴源巖有機質類型主要為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烴源巖鏡質體反射率(Ro)主要介于2.4%～4.0%[21]；皖南地區烴源巖鏡質體反射率(Ro)主要介于1.5%～3.0%[18]；南京地區湯山3號井、侖山5號井烴源巖鏡質體反射率(Ro)主要介于1.5%～2.6%[3]。

2.3 二疊系烴源巖發育特征

揚子地區二疊系主要發育四套烴源巖，包括下二疊統的棲霞—茅口組碳酸鹽巖烴源巖、孤峰組碎屑巖烴源巖和上二疊統的龍潭組、大隆組碎屑巖烴源巖。其中，中、上揚子地區主要發育棲霞—茅口組和龍潭組烴源巖，下揚子地區棲霞—孤峰—龍潭—大隆組烴源巖均有發育。

1) 下二疊統棲霞組和孤峰組/茅口組。

中、上揚子地區棲霞—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。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]。下揚子地區只有棲霞組發育碳酸鹽巖烴源巖且含硅質，主要分布在蘇州—泰興一帶，如黃橋地區單井揭示灰巖烴源巖厚度約為100～250 m，TOC含量介于0.05%～1.27%，平均值為0.39%[23]。

孤峰組只發育于下揚子區，是一套黑色硅質泥巖，與中、上揚子地區茅口組灰巖屬同期異相。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)上二疊統龍潭組和大隆組。

龍潭組—大隆組烴源巖在揚子地區廣泛分布，巖性包括泥巖、煤系兩種類型。在上揚子地區主要分布在開縣、重慶地區，厚度約60～160 m，巖性為灰色-灰黑色碳質泥巖夾煤層，大隆組含一定硅質，干酪根類型主要為Ⅱ1型，TOC含量一般1%～10%，平均 5.04%[19](圖2c)；在下揚子地區主要分布在泰州-蘇州地區，厚度約100～200 m，巖性主要為暗色泥巖、頁巖、碳質泥巖，蘇北盆地龍潭組-大隆組泥巖樣品TOC介于0.39%～7.35%，平均為2.21%，有機質類型均以Ⅱ型為主，但在局部地區大隆組黑色硅質泥巖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質的烴源巖[19]。

二疊系烴源巖熱演化程度比寒武系、志留系略低。根據蘇北盆地黃橋地區溪2井和寧鎮地區的青龍山剖面統計分析，龍潭組Ro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測

南黃海盆地是下揚子地區在海域的延伸部分，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]，并發育了下寒武統(幕府山組)、上奧陶統—下志留統(五峰組—高家邊組)及二疊系(包括棲霞組、孤峰組、龍潭組和大隆組)等3套主要烴源巖層系[5，28-29]。

上、中、下揚子地區同屬古揚子地塊，它們之間存在宏觀構造演化和沉積充填的相似性，但因橫向跨度大、局部地質條件不同等原因，烴源巖發育相帶、規模及質量存在差異性。通過宏觀與局部相結合分析主力烴源巖變化規律，有助于預測海域南黃海盆地烴源巖發育情況。

3.1 下寒武統幕府山組烴源巖分布

下寒武統烴源巖形成于全球海平面上升期，在整個揚子地區廣泛分布。早寒武世，下揚子地區處于相對穩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，向南北兩側逐漸過渡為深水盆地(圖3a)。由于受大規模海侵的影響，下揚子地區在早寒武世廣泛發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，但根據下揚子陸域露頭和鉆井資料的類比以及盆地內地震資料的分析表明，南黃海盆地在早寒武世廣泛發育深水陸棚—盆地相沉積，為富有機質泥巖和頁巖的發育提供了有利沉積環境。該套地層在南黃海盆地內的厚度多為50～200 m，且從盆地南北兩側向中部逐漸增加，推測厚度大于100 m的面積達2.8×104km2[5，29-30]。

圖3 下揚子地區下寒武統幕府山組(a)和上奧陶統五峰組-下志留統高家邊組底部(b)沉積相及烴源巖預測圖

下揚子陸域鉆井巖心及露頭樣品分析表明，下寒武統幕府山組的有機質豐度普遍較高，干酪根類型以I型為主，多處于過成熟熱演化階段，為優質烴源巖[18，31-32]。如安徽寧國的宣頁1井下寒武統發育一套陸棚—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定，因而可以推測南黃海盆地下寒武統的有機質豐度和類型大體與下揚子陸域陸棚—盆地相類似，為廣泛分布且具有較高生烴潛力的優質烴源巖。下寒武統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埋深更大，在全區處于過成熟熱演化階段，應是南黃海盆地中—古生界一套重要氣源巖。

3.2 上奧陶統五峰組—下志留統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，下揚子東南部逐漸演化成南東高、北西低的前陸盆地[8-9,15]。周圍區域不斷隆升和海平面上升使得下揚子地區北西向逐漸演化為閉塞—半閉塞的滯流陸棚環境(圖3b)，沉積了一套上奧陶統五峰組—下志留統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]；但據地震資料顯示該井之下仍有逾千米的志留系。根據下揚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，南黃海廣泛發育陸棚—盆地相沉積，是發育烴源巖的有利地區。

雖然CSDP-2井鉆揭的下志留統高家邊組頂部暗色泥巖大多為非烴源巖(僅少數為“差—中等”烴源巖)，生烴潛力有限[7,35]。但從下揚子陸域來看，高家邊組發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頁巖逐漸變為灰色、灰黃色粉砂質頁巖，且在底部發育與上揚子地區龍馬溪組層位相當的黑色筆石頁巖段，具有良好的生烴潛力[3]。例如，句容地區侖山5口鉆井在上奧陶統五峰組—下志留統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、碳質頁巖和硅質泥頁巖，整體TOC含量為0.41%～3.90%，平均為2.06%，有機質類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型，生烴潛力較大[3，36]。根據地層厚度和沉積相變化規律可以預測，南黃海盆地高家邊組底部及其下覆上奧陶統五峰組也應發育筆石泥頁巖段，烴源巖厚度向北逐漸增加，主要分布在40～80 m，烴源巖有機質豐度和類型較下揚子陸域應具變好趨勢。上奧陶統五峰組—下志留統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、龍潭組和大隆組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生強烈構造變形及風化剝蝕，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，因而預測在中部隆起中東部該套烴源巖更發育。結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) 上二疊統龍潭組和大隆組。

晚二疊世南黃海盆地整體抬升，水體呈“中間深、北西和南東兩側逐漸變淺”的特征[42]。龍潭組主要為三角洲—淺水陸棚相砂泥巖互層夾煤層沉積，但隨著海侵規模增大，在東北部發育以深水陸棚-盆地相為主的泥頁巖沉積(圖4b)。根據南黃海目前鉆井揭示的情況，龍潭組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；碳質泥巖和煤層實測數據較少，如CSDP-2井龍潭組兩塊碳質泥巖樣品TOC含量分別為4.17%和12.41%，僅一個樣品獲得Ro數據，為0.62%，熱演化程度偏低[1]。南黃海盆地鉆揭龍潭組的厚度介于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非均質性較強。

大隆組沉積時期水體深度大，有效烴源巖主要發育于深水陸棚相(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)、龍潭組(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預測，中部隆起中東部和南部坳陷東北部為上二疊統烴源巖有利發育區。

4 南黃海盆地中—古生界勘探潛力區預測

南黃海盆地中—古生界勘探程度低，但揚子地區陸上盆地已發現多個大型油氣田，分析總結其關鍵成藏條件，對南黃海盆地油氣勘探具有啟發和指導作用。

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中—古生界勘探成效最明顯的盆地。有學者根據四川盆地大型氣田的分布特征，總結認為烴源條件、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過數期大型構造運動，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，規模性優質烴源巖是形成大型油氣田的物質基礎；繼承性古隆起控制碳酸鹽巖儲層發育及油氣運移，是規模性油氣成藏的必備條件；區域性膏巖和泥巖蓋層是大型油氣藏得以保存的保障。

對揚子陸域已發現的大型油氣田進行分析總結表明，“烴源充足-持續匯聚-構造穩定”是形成大型油氣田的關鍵成藏條件。烴源方面，四川盆地發現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，構造穩定區的繼承性古隆起是油氣運移聚集的有利指向區，如安岳氣田位于川中構造穩定區繼承性發育的樂山—龍女寺古隆起上，緊鄰生烴中心，為油氣運移優勢指向區[47]。封蓋保存方面，構造相對穩定和發育區域蓋層控制油氣保存，如安岳氣田即位于川中構造穩定區，發育厚層筇竹寺組泥巖蓋層與中上寒武統灰巖蓋層，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，雖然構造上不如安岳氣田穩定，但上部發育區域性厚層中下三疊統膏巖和泥巖，同樣有利于油氣保存。

4.2 南黃海盆地中—古生界勘探潛力區分析

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

4.2.1中部隆起中—古生界勘探潛力區

1) 中部隆起具備穩定充足的烴源條件。

在烴源條件方面，通過與揚子陸域對比分析，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育于整個盆地，尤其在中部隆起分布穩定，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、上奧陶統—下志留統和二疊系三套主力烴源巖發育的有利地區。從烴源巖分布規律來看，南黃海盆地下寒武統幕府山組為深水陸棚—盆地相沉積，發育富有機質泥巖和頁巖，烴源巖品質可能優于揚子陸域；上奧陶統五峰組—下志留統高家邊組同樣為深水陸棚—盆地相沉積，且發育與上揚子地區龍馬溪組層位相當的黑色筆石頁巖段，是一套優質烴源巖；二疊系烴源巖分布不均，棲霞組—孤峰組烴源巖發育于中部隆起的中東部，龍潭組—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性古隆起，有利于持續匯聚油氣。古生代時，中部隆起除主力烴源巖發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，其兩側為被動陸緣沉積，中部隆起古地形高于兩側。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，其上地層缺失，說明古地形比古生代更高。這期間南、北兩側的南部坳陷和北部坳陷為斷陷或斷坳，古地形較低。南、北坳陷區和中部隆起形成“兩坳夾一隆”狀態(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，在地質歷史時期中部隆起長期處于油氣運移的有利指向區，有利于持續匯聚油氣。

圖5 過南黃海盆地中部隆起地質剖面

3) 中部隆起總體構造穩定有利于油氣保存。

在油氣保存條件方面，中部隆起具有持續匯聚油氣的古構造背景和構造活動弱、有利于油氣保存的優勢。中部隆起在印支運動之前，處于隆升剝蝕狀態的時間相對短，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—古生界主要發育印支期以來形成的逆沖推覆構造，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。這種差異導致在中部隆起內部也存在構造活動強弱差異性。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，為弱變形構造帶；而東南部受逆沖推覆作用影響微弱，為平緩構造帶(圖5、6)。弱變形構造帶和平緩構造帶印支期以來構造穩定、斷裂數量少，有利于油氣保存，是探索中—古生界油氣藏的有利領域。揚子地區陸上在構造變形強或中等地區發現多個古油藏，說明原始形成的油藏遭受破壞，而在構造變形較弱的地區發現古油藏相對較少[48]，這也說明，弱變形構造帶和平緩構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。

圖6 南黃海盆地中部隆起印支期構造活動強弱分區預測圖

4.2.2勿南沙隆起中—古生界勘探潛力區

勿南沙隆起是南黃海盆地海相中—古生界另一勘探潛力區。勿南沙隆起中—古生界厚度大，可達7 km[49]。從沉積相分布預測來看，隆起區中部和北部發育下寒武統、上奧陶統—下志留統、下二疊統棲霞組—龍潭組—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基礎。勿南沙隆起發育寒武—奧陶系臺地相碳酸鹽巖、二疊系三角洲相砂巖等儲層，發育二疊系和三疊系等區域性蓋層[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育和保存。印支期的構造演化改造強度在下揚子地區海域要弱于陸上。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，構造變形強度弱于北部。揚子陸域四川盆地在“早期持續沉降、晚期抬升”構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、構造穩定且保存完整的地區是海相中—古生界勘探潛力區。

5 結論

1) 揚子陸域古生界發育下寒武統、上奧陶統—下志留統和二疊系三大套主力烴源層系，其中下寒武統、上奧陶統—下志留統烴源巖以黑色-深灰色泥頁巖為主，區域上分布較穩定；二疊系烴源巖在揚子地區廣泛發育，巖性包括碳酸鹽巖、泥頁巖和碳質泥巖及薄煤層，但平面分布差異明顯，中、上揚子地區主要發育棲霞—茅口組和龍潭組烴源巖，而下揚子地區棲霞—孤峰—龍潭—大隆組烴源巖均有發育。

2) 根據揚子地區古生界烴源巖分布規律預測，南黃海盆地發育下寒武統(幕府山組)、上奧陶統—下志留統(五峰組—高家邊組)及二疊系(棲霞組、孤峰組、龍潭組和大隆組)三套主力烴源巖，均具有較好的生烴能力，且從分布規律上來看，下寒武統和上二疊統烴源巖品質可能比中、上揚子地區更優，展現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造穩定地區是有利勘探領域。揚子陸域勘探實踐表明，“烴源充足-持續匯聚-構造穩定”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定，烴源條件好；地質歷史時期長期處于隆升狀態，具備持續匯聚油氣的古隆起背景；隆起之上的弱變形構造帶和平緩構造帶印支期以來構造活動弱、斷裂數量少，有利于油氣保存，是探索中—古生界油氣藏的有利地區。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育和保存，構造穩定且保存完整的地區是海相中—古生界勘探潛力區。