南海北部天然氣成藏規律與勘探領域*

吳克強 曾清波 李宏義 徐建永 郭 帥 武愛俊 馮晨陽

(1. 中海石油(中國)有限公司海南分公司 海南海口 570100； 2. 中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

中國南海(地質上稱為新南海)形成于晚漸新世至中中新世，是西太平洋最大的邊緣海之一，面積約為356×104km2，平均水深超過1 000 m[1-5]，其北緣和西緣分別是華南板塊和印支板塊，南緣與婆羅洲地塊相接，東緣以菲律賓群島為界[6]。南海海區在北部和中南部發育有珠江口、北部灣、瓊東南、鶯歌海、中建南、萬安、南薇西、北康和曾母等17個沉積盆地[1-3]。當前，中國在南海的天然氣勘探主要集中在北部的鶯歌海、瓊東南和珠江口3個大型新生代沉積盆地[7-10]。

中國在南海北部的油氣勘探開始于20世紀60年代，主要在鶯歌海盆地開展淺層地震普查，并于1960年鉆探英沖1井和英沖2井，均見油流[11-12]。1964年，中國在鶯歌海盆地鉆探南海近岸第一口探井——“海1井”，獲得油氣流，從而證實了南海北部沉積盆地的油氣勘探潛力[11-12]。南海北部大規模油氣鉆探始于1983年，并于2009年后，天然氣探井年度工作量長期保持在15口以上；截至2020年底，中國在南海北部共鉆天然氣探井超過300口[11-13]，共采集二維地震近60×104km、三維地震近20×104km2[11-13]。

自1979年開展對外合作，歷經40余年勘探，截至2020年底，南海北部鶯歌海、瓊東南、珠江口三大盆地共發現天然氣田31個、含氣構造51個，其中大型氣田8個、中型氣田14個，大中型氣田探明地質儲量合計占總地質儲量的91%[11,13-14]。整體上看，南海北部大中型天然氣田成群成帶分布，主要分布于5個千億方級規模氣田群中，分別是鶯歌海盆地中央底辟帶、瓊東南盆地崖城13-1地區、瓊東南盆地樂東-陵水凹陷中央峽谷水道、珠江口盆地白云凹陷北部斜坡帶、珠江口盆地白云凹陷東南斜坡帶[15-21](圖1)。南海北部是中國近海天然氣主力產區，截至2020年底，累計產氣量占近海天然氣總產量的75%[11,13-14]。

近年來，許多專家學者對中國南海北部天然氣勘探取得的重大突破進行了梳理和總結，提出了一系列天然氣成藏認識，包括瓊東南盆地轉換斷階控藏模式、珠江口盆地增壓型構造轉換帶控圈模式等[7-10]。上述認識主要以單個天然氣藏為解剖對象，未對整個南海北部天然氣藏的成藏規律進行系統研究。本文基于對南海北部已發現典型天然氣藏的精細解剖，明確了“內盆地帶”煤系和陸源海相源巖控制南海北部天然氣資源分布、垂向運移控制南海北部天然氣富集、高泥地比的巖性背景控制南海北部天然氣保存等成藏規律，并以此為依據，指出了南海北部天然氣有利勘探新領域。

圖1 南海北部盆地構造區劃與規模氣田群分布Fig.1 Tectonic division and large gas-field distribution in the northern South China Sea

1 南海北部天然氣成藏規律

1.1 “內盆地帶”煤系和陸源海相烴源巖控制南海北部天然氣資源分布

中國南海盆地是典型的疊加-復合邊緣海盆地，新生代以來構造旋回演化經歷了古南海的消亡與新南海的擴張[22-25]。在古、新南海轉換的過程中，各區域地質單元表現出顯著的構造差異，控制了5類沉積盆地的形成演化[5]。南海北部盆地主要為拉張型被動大陸邊緣裂谷盆地，以珠江口盆地和瓊東南盆地為代表；西部盆地主要表現為受剪切應力主導的剪切拉張型盆地，以鶯歌海盆地和中建南盆地為代表；南部盆地則多為擠壓型前陸盆地，以曾母盆地和文萊-沙巴盆地為代表；東部盆地主要是俯沖成因的島弧型盆地或俯沖型盆地，以呂宋海槽，筆架南盆地為代表；中部盆地主要為裂離漂移盆地，以北康盆地和禮樂盆地為代表。構造差異性同時深刻影響不同盆地沉積環境差異[5,22-23,26-28]。而沉積環境的差異直接控制了盆地內烴源巖的差異。基于主成盆期(始新世—漸新世)沉積環境的差異性，南海海盆可劃分為以湖相沉積為主的盆地帶和以海陸過渡相-海相沉積為主的盆地帶，前者主要發育在中國南海盆地的外環，靠近大陸，也稱“外盆地帶”，后者主要分布在遠離大陸的盆地中部深水區，也稱“內盆地帶”[11,29-30]。

受控于沉積環境，“外盆地帶”以發育優質湖相烴源巖為主，藻類水生生物是主要生烴母質，富含Ⅱ1型干酪根，以生油為主；在高成熟階段和原油裂解時可生成較多凝析氣。而“內盆地帶”則主要發育煤型烴源巖(包括煤系和陸源海相烴源巖)，以陸生高等植物為主要生烴母質，富含Ⅱ2—Ⅲ型干酪根，以生氣為主。此外，就煤型烴源巖而言，不同盆地烴源巖顯微組分構成存在差異。南海南部盆地煤型烴源巖富氫殼質組平均含量高達31%，為富氫煤型烴源巖；而北部盆地煤型烴源巖富氫殼質組平均含量則在10%～15%，為貧氫煤型烴源巖。在低成熟—成熟階段，煤型烴源巖能生成輕質油并且富氫煤型烴源巖的生油能力要強于貧氫煤型烴源巖，而在高—過熟階段，兩者都具有較強的生氣能力[31-32]。對于“內盆地帶”，煤型烴源巖富氫組分含量多少決定了油與氣分區特征。因此，南?！巴馀璧貛А庇捎谥饕l育優質湖相烴源巖，總體富油，少數凹陷發育油型氣田；“內盆地帶”因以發育海陸過渡相煤系-海相烴源巖為主，整體上富氣，部分區域發育煤型油田。從而形成了南海海盆“外油內氣，有序分布”的格局[11,29-30]。

受控于烴源巖類型和所處的熱演化階段，南海北部發現的天然氣主要包括油型氣和煤型氣兩種[33-34]。油型氣主要分布于北部灣盆地、珠一和珠三坳陷、瓊東南盆地北部坳陷帶；煤型氣主要分布在鶯歌海盆地、白云凹陷、瓊東南盆地崖13-1及中央坳陷帶。兩種類型的天然氣相比較，煤型氣居于主導地位，占天然氣總探明地質儲量的96.3%。

勘探實踐證明，規模性三角洲、海相泥巖是南海北部形成大氣田的基礎。首先，規模性三角洲直接控制了煤型烴源巖的發育與展布，進而影響氣田群的分布[1]。南海北部“內盆地帶”共發育有3個陸緣含煤型盆地(鶯歌海盆地、瓊東南盆地、珠江口盆地南部)，大中型煤型烴源巖發育帶與規模性三角洲密切相關，南海北部共發育有3個煤系三角洲(珠江口盆地白云三角洲，瓊東南盆地崖13-1三角洲，鶯歌海盆地紅河三角洲，共計21 340 km2)和3個扇三角洲帶(瓊東南盆地北部坳陷北緣扇三角洲帶，中央坳陷北緣扇三角洲帶，中央坳陷南緣扇三角洲帶，共計4 800 km2)(圖2)。另外，厚層且穩定分布的海相泥巖烴源巖同樣控制著南海北部氣田群的形成與分布，珠江口盆地荔灣3-1氣田以恩平組泥巖(最大厚度4 000 m，分布面積19 600 km2)為烴源巖，瓊東南盆地陵水17-2、陵水25-1等氣田以崖城組泥巖(最大厚度3 000 m，分布面積8 900 km2)為烴源巖，鶯歌海盆地東方1-1、東方13-2等氣田以梅山組和三亞組泥巖(最大厚度7 500 m，分布面積31 500 km2)為烴源巖。

圖2 南海北部成煤環境Fig.2 Coal-forming environments in the northern South China Sea

以兩類煤型烴源巖大規模發育為基礎，南海北部剩余天然氣資源量巨大，主要分布在“內盆地帶”鶯歌海、白云、樂東、陵水、松南-寶島等凹陷，具備繼續發現千億方級氣田群的潛力。

1.2 運移控制南海北部天然氣富集

1.2.1垂向運移成藏模式

垂向運移是天然氣最重要的運移方式，中國南海北部海域已發現天然氣田均以垂向運移為主。底辟及相關裂隙、斷裂是天然氣垂向運移的主要通道，其中鶯歌海盆地東方1-1、瓊東南盆地陵水17-2、珠江口盆地荔灣3-1等大中型氣田以底辟垂向運移為主；珠江口盆地番禺氣田群、遠海曾母盆地L氣田主要以斷裂垂向運移為主。

1) 底辟帶運匯成藏模式。

鶯歌海盆地底辟帶。鶯歌海盆地中央底辟帶沉積了淺海環境背景下的海底扇、濁積水道等多種類型的砂體，呈孤立狀、席狀或疊合連片產出，被淺海相泥巖包裹，與底辟構造帶耦合，在底辟頂部和側翼分別形成了背斜、斷塊等構造型圈閉和巖性圈閉。高精度的三維地震資料揭示底辟構造核心區發育了一系列由微小斷裂組成的輸導體系，斷面陡斷距小，在高溫高壓環境下易幕式開啟成為高效輸導通道。這些斷裂系統溝通源儲，向下斷至梅山組—三亞組高成熟烴源巖，向上斷入黃流組一段大型海底扇儲集砂體，并終止于上覆厚層淺海相泥巖內，深部地層的異常高壓提供了天然氣向上運移的主要動力，有利于天然氣在底辟淺層背斜圈閉或中深層底辟帶翼部巖性圈閉中聚集成藏[18]。目前已經在底辟帶發現了東方1-1、東方13-2、樂東15-1和樂東22-1大中型氣田(圖3)。

瓊東南盆地鶯-黃組中央峽谷水道。晚中新世至上新世，瓊東南盆地中央坳陷帶發育長度超過500 km的大型軸向峽谷，整體呈S型北東向展布，水道內已發現陵水17-2、陵水25-1、陵水18-1等氣藏,具有底辟-微裂隙垂向運移、峽谷濁積水道砂儲集的成藏特征[19]。發現氣藏天然氣為高成熟煤型氣，主要來自漸新統崖城組烴源巖。研究表明，下漸新統崖城組烴源巖生成的天然氣通過底辟斷裂注入陵水17-2圈閉。在峽谷水道氣田的下方存在底辟模糊帶，其上覆地層被拱升刺穿，地震剖面具有下寬上窄的特征，內部地層具有地震特征弱反射、雜亂反射或空白反射的特征，在底辟兩側和頂部發育氣煙囪，可見明顯亮點異常。在底辟翼部和頂部均發育斷裂，其中內部存在向下溝通崖城組烴源巖、向上連接中新—上新統砂巖儲層的小斷裂及層間裂隙。此外，濁積砂巖在中央峽谷內多期發育，具有縱向疊置、橫向延伸的特征，有利于天然氣橫向運移連片成藏。

2) 斷裂垂向運匯成藏模式。

瓊東南盆地中新統海底扇。中新世，瓊東南盆地進入拗陷演化階段，受區域海平面下降與供源三角洲進積影響，中央坳陷帶發育多個海底扇，已發現陵水13-2 、松濤36-2等氣藏，天然氣主要沿斷裂垂向運匯成藏[21]。陵水13-2氣藏儲層為梅山組三段坡控低位海底扇砂體，厚度較薄，以粉砂巖和泥質粉砂巖為主，中孔-低滲。梅山組天然氣符合成熟煤型氣特點，其甲烷碳同位素為-44.15‰～-48.51‰，乙烷碳同位素為-24.88‰～-26.98‰，推測來自于下伏陵水凹陷崖城組烴源巖，在中—上新世處于高成熟階段，可以大量生氣，具備充足的氣源條件。崖城組烴源巖生成的天然氣沿著斷層、裂隙等垂向通道運移，不斷向陵水13-2圈閉充注聚集成藏。雖然埋藏速率較快導致超壓的形成，但在儲層內較強的膠結作用和梅山組上覆泥巖形成的的壓力箱的雙重作用下，天然氣保存條件較好，難以逸散。

白云凹陷北坡。白云北坡番禺氣田群已發現天然氣探明和控制地質儲量近千億方。晚中新世，東沙運動在白云凹陷東北部形成了一系列雁形排列的NW、NWW向斷裂，控制了該區油氣運匯成藏。該區圈閉為晚期正斷層在上升盤形成的系列翹傾半背斜構造，斷層略帶弧形，斷距與泥巖厚度關系合理(斷距在200 m左右，泥巖厚度約在500 m)，圈閉側向封閉條件好；主力儲蓋組合為珠江組下段陸架三角洲砂體和其上覆的厚層珠江組泥巖組合，儲層物性條件好；珠江組下段氣樣碳同位素的分析結果表明為明顯的成熟熱成因氣，推測來自白云凹陷恩平組煤型烴源巖；東沙運動形成的NW、NWW向斷裂，與本區關鍵成藏時刻匹配，烴源巖生成的成熟天然氣在斷層活動時期沿晚期斷裂持續垂向運移至斷鼻圈閉中成藏；上覆泥巖厚度達到500 m，天然氣可以較好保存[35](圖4)。

圖4 白云凹陷北坡氣田群成藏模式Fig.4 Accumulation model of the northern continental slope gas fields in Baiyun sag

1.2.2斷-脊-砂運匯成藏模式

瓊東南盆地經歷了多期次構造運動，其中盆地中部松南低凸起潛山圈閉成群成帶發育，已發現永樂8-1、永樂8-3等天然氣藏，具有“斷-脊-砂”遠距離運聚成藏特征[36]。永樂8區氣藏處于兩條構造脊高部位，構造脊向北延伸進入寶島凹陷的成熟烴源巖發育區，利于捕獲油氣。同時，受南部永樂13古凸起物源影響，崖城組發育北東向展布的扇三角洲砂巖構成主力輸導層，分布較廣，與構造脊匹配關系好，利于輸導油氣?，F今松南凹陷和北礁凹陷中心附近深部地層處于強超壓狀態，超壓最強區域出現在松南凹陷，最大剩余壓力接近50 MPa，而松南低凸起上的地層基本保持常壓狀態，利于凹陷中心或附近斜坡生成的油氣通過斷層、砂體在超壓作用下向低凸起運移聚集。松南-寶島凹陷主力烴源巖崖城組自23 Ma至今持續排烴，而永樂8區潛山圈閉定型于三亞組至梅山組時期(約10.5 Ma之前)，為大規模天然氣聚集提供了有利條件。

1.2.3源儲大面積接觸運匯成藏模式

崖城13-1氣田位于瓊東南盆地崖南凹陷西緣的崖城13-1構造帶，為北西-南東向半背斜，主要含氣層系為陵水組，屬厚層整裝氣藏，具有源儲大面積接觸運匯成藏特征[37]。崖南凹陷西部3號斷層下降盤發育漸新統崖城組南東向三角洲，延伸至凹陷中部，面積約400 km2，其中三角洲平原亞相煤系地層發育，Y2井崖城組錄井見煤層31層、累計厚度11.5 m。煤系地層中的煤層及碳質泥巖有機碳含量高、生烴潛力大，同時晚中新世以來煤系烴源巖快速深埋、成熟度增高，生成了大量天然氣，為崖城13-1氣田提供了充足的氣源。崖城組烴源巖上覆陵水組三段為主要含氣層系，發育三角洲水下分流河道、河口壩、遠砂壩及席狀砂砂巖儲層，以中—粗砂巖、含礫粗砂巖為主，其次為細砂巖，碎屑顆粒原始組構好，深埋時間短，并受到淋濾和溶蝕作用改造，儲層物性好，平均孔隙度14.9%、平均滲透率213 mD。陵水組三段三角洲砂巖儲層與下伏三角洲煤系烴源巖大面積直接接觸，近源充注成藏(圖5)。

圖5 崖城13-1氣田成藏模式Fig.5 Accumulation model of the YC13-1 gas field

1.3 高泥地比巖性背景控制南海北部天然氣保存

保存條件是天然氣成藏的關鍵要素，決定天然氣是否成藏以及儲量規模[38]。高泥地比巖性背景控制了南海北部天然氣的保存，“泥包砂”與厚(超壓)泥巖頂蓋是兩類主要保存方式，其中鶯歌海盆地東方氣田區、瓊東南盆地陵水17-2等大中型氣田主要為“泥包砂”背景，珠江口盆地番禺氣田群、瓊東南盆地崖城13-1氣田為厚(超壓)泥巖頂蓋背景。

1.3.1“泥包砂”背景

1) 鶯歌海盆地東方氣田區。東方區中深層高溫高壓天然氣藏集中分布于黃流組一段儲層中，氣藏受上覆黃流組一段上部至鶯歌海組二段下部連續沉積的厚層區域性泥巖蓋層控制。鉆井揭示該套蓋層分布范圍廣，厚度在 500～1 200 m，巖性以粉砂質泥巖、泥巖為主，泥地比達到79%～95%。泥巖蓋層孔隙度為5%～15%，大部分樣品的滲透率小于1 mD，且該套蓋層內普遍發育超壓，毛細管封閉作用極強，具有極好的封閉能力[39](圖6)。

2) 瓊東南盆地陵水17-2氣田。該氣田由深水泥巖背景下發育的中央峽谷水道內多個獨立的濁積砂體構成，鶯歌海組沉積中后期發育的厚層泥巖為主要蓋層，厚度可達500～1 000 m，泥地比平均為89%。后期穩定構造背景下，區域斷層極少發育，鶯歌海組泥巖蓋層對下部黃流組儲層具有較強的封蓋能力。鉆探表明，砂巖儲層發育相對集中，且泥巖蓋層具有“橫向連續穩定發育”的特點，黃流組優質儲層和鶯歌海組厚層泥巖配置良好[40]。

1.3.2厚(超壓)泥巖頂蓋背景

1) 白云凹陷北坡。番禺氣田群為陸架背景下的反向斷層遮擋形成的斷鼻氣藏，主要儲層為珠江組下段的陸架三角洲砂巖，上覆最大海泛后發育中新統、上新統巨厚淺海陸架泥巖，僅珠江組上段直接蓋層就超過500 m，其中夾少量薄層粉砂巖、泥質粉砂巖，泥地比超過80%，埋深普遍小于2 000 m，塑性強，具有極好的封閉能力[35]。

2) 崖南凹陷崖城13-1氣田。崖13-1氣田是頂部超壓泥巖封蓋形成的氣藏，主力含氣層陵三段為常壓，壓力系數為1.05，上覆梅山組發育淺海相泥巖蓋層，泥地比普遍在50%以上，最大可達94%，存在物性封閉、欠壓實流體封閉和烴濃度封閉的可能性，其壓力系數1.4～1.6。兩翼的三亞組和陵二段泥巖具有毛細管壓力封閉作用，多因素共同構成了天然氣良好的保存條件[37]。在超壓蓋層封蓋作用下，天然氣藏的氣柱高度達400 m以上。

2 南海北部天然氣勘探領域

南海北部已發現珠江口盆地白云凹陷東南斜坡帶、瓊東南盆地中央峽谷水道、鶯歌海盆地中央底辟帶等5個千億方級氣田群，證實了白云、樂東-陵水、鶯歌海等4個凹陷煤系和陸源海相烴源巖生氣潛力，揭示了底辟、斷層垂向運匯等多種成藏模式。南海北部各盆地剩余天然氣總資源量巨大，具備繼續發現千億方級氣田群的潛力，其中發育煤系和陸源海相烴源巖的潛在富氣新凹陷、已證實富氣凹陷內具備底辟等垂向運移條件的源外淺層或近源中深層是下一步有利勘探新領域。

2.1 新凹陷

南海北部已發現天然氣主要為三角洲相關的煤系及陸源海相烴源巖生成的煤型氣。南海北部珠江口、瓊東南盆地發育荔灣、鶴山、長昌、北礁等未獲得勘探突破的潛在生氣新凹陷，其中瓊東南盆地長昌凹陷、珠江口盆地荔灣凹陷發育漸新統三角洲，煤系及陸源海相烴源巖發育，是潛在富氣新凹陷。

2.1.1瓊東南盆地長昌凹陷

長昌凹陷位于瓊東南盆地深水區東部，凹陷面積11 000 km2，自下而上充填了古近系崖城組、陵水組，新近系三亞組、梅山組、黃流組及以上地層。崖城組是長昌凹陷主力烴源巖層系，受凹陷北部神狐隆起與凹陷南部隆起物源影響，在凹陷南北兩側斜坡帶發育多個近源(扇)三角洲，單個面積普遍為200～400 km2，合計約1 700 km2，其中(扇)三角洲平原有利于成煤，是主力生烴相帶；凹陷中央主要發育的淺海相泥巖是重要的烴源巖。崖城組烴源巖整體處于成熟—高熟階段，凹陷天然氣資源量較大。長昌凹陷發育兩套儲蓋組合，第一套以陵三段扇三角洲或濱海砂巖為儲層、以陵二段區域分布的淺海泥巖為蓋層；第二套以三亞組濁積扇或濱海砂巖為儲層、以區域分布的梅山組半深海或淺海泥巖為蓋層。長昌凹陷未鉆圈閉分布在凹中隆起帶、東部陡坡帶和西部斜坡-隆起帶，其中，凹中隆起帶緊鄰生烴中心，是有利的勘探方向[41]。

2.1.2珠江口盆地荔灣凹陷

荔灣凹陷位于珠江口盆地珠二坳陷南部，北與白云凹陷相鄰、南與雙峰盆地相接，是以新生代沉積為主的凹陷，面積約3 500 km2。荔灣凹陷經歷了斷拗期、拗陷期和沉降期三期構造演化階段，沉積了較完整的始新統—第四系。主力烴源巖下漸新統恩平組沉積時期，荔灣凹陷與白云凹陷恩平組沉積環境相似，為局限海相沉積環境，受北部云荔低隆起物源影響，在凹陷北部發育三角洲沉積(圖7)，面積約1 000 km2。該三角洲與白云北坡恩平組三角洲具有相似的成煤環境，推測在三角洲平原區發育煤系烴源巖，在近三角洲體系的海相環境中發育陸源海相烴源巖，凹陷天然氣資源潛力較大。荔灣凹陷主要發育恩平組三角洲分流河道-淺海泥巖、珠江組深水扇-深海泥巖等兩套儲蓋組合。其中，凹陷北部構造帶崖城組三角洲發育，烴源條件優越，同時發育多個大型構造圈閉，是有利勘探區帶[35]。

圖7 荔灣凹陷恩平組4期三角洲分布Fig.7 Distributions of 4-stages deltas during the deposition of Enping Formation in Liwan sag

2.2 已證實富氣凹陷淺層源外成藏新領域

珠江口盆地白云凹陷、瓊東南盆地樂東-陵水凹陷、鶯歌海凹陷等為4個已證實的富氣凹陷，目前上述凹陷勘探程度相對較低，剩余資源潛力大，其中鶯歌海盆地底辟波及區水道、海底扇巖性圈閉、鶯東斜坡帶巖性圈閉、瓊東南盆地樂東-陵水凹陷中新統海底扇是淺層源外成藏的有利方向。

2.2.1鶯歌海盆地底辟波及區水道海底扇巖性圈閉

勘探實踐表明，鶯歌海盆地中央底辟帶發育大量微斷裂，為深部天然氣向上運移提供了高效輸導通道。近年來研究發現，微斷裂不只在底辟構造核心區發育，在遠離底辟的翼部也廣泛分布，這些微斷裂主要形成于上新世早中期，為大型底辟活動的產物[18]。鶯歌海盆地在梅山組、黃流組沉積時期，受到越東和海南島物源的共同影響，主要發育中央凹陷帶低位海底扇和斜坡近凹帶水道兩類儲集體，底辟波及區的水道、海底扇存在微斷裂溝通下部烴源巖，是有利勘探目標。底辟波及區黃流組、梅山組發育多個巖性圈閉，勘探潛力較大。

2.2.2鶯歌海盆地鶯東斜坡帶巖性圈閉

鶯歌海盆地目前已發現的天然氣集中分布在東方區和樂東區，鶯東斜坡帶整體勘探程度較低。根據邊界斷裂特征的差異鶯東斜坡帶可劃分為三段，其中，中南段梅山組—鶯歌海組二段中—下亞段發育水道、海底扇等多種類型的儲集體。同時，鶯東斜坡帶中南段發育復合輸導體系、穩定泥巖蓋層和良好構造脊匯烴背景，具備天然氣長距離運移成藏的關鍵地質要素。一號邊界斷裂的NW向派生斷裂晚期活化持續活動至早上新世(鶯歌海組二段)，有利于深部天然氣垂向運移[42]。凹陷中心部位三亞組—梅山組烴源巖生成的成熟天然氣沿著砂體、不整合面和層間斷裂組成的復合輸導體系橫向運移至斜坡帶下方，再沿斷層向上運移至有利砂體中聚集成藏，構成“脊-砂-斷-儲”立體運聚成藏模式，是鶯歌海盆地有利的勘探新領域。

2.2.3樂東-陵水凹陷中新統海底扇

瓊東南盆地樂東-陵水凹陷是已證實的富氣凹陷，凹陷中部鶯-黃組峽谷水道內發現了陵水17-2、陵水25-1等氣田，但凹陷整體探明程度仍較低，天然氣剩余資源量巨大。凹陷中新統海底扇領域已發現了陵水13-2等氣藏，證實了海底扇砂巖“源-斷-儲”垂向運聚成藏模式，但已發現的氣藏規模相對較小，仍是淺層源外勘探新領域[21]。樂東-陵水凹陷中部發育多個中新統海底扇巖性圈閉，斷裂及相關裂隙溝通了下伏崖城組烴源巖和海底扇砂巖，為天然氣垂向運移提供了重要通道，成藏條件有利，天然氣資源量較大，勘探潛力較大。

2.3 已證實富氣凹陷中深層近源成藏新領域

南海北部各盆地中深層發育古近系三角洲與中生界花崗巖潛山，已發現白云5-2、永樂8-1等氣藏，揭示了中深層良好的勘探前景。南海北部樂東-陵水、白云凹陷等已證實富氣凹陷中深層具備近源成藏優勢，其中瓊東南盆地崖南-陵水低凸起古近系構造-巖性圈閉、瓊東南盆地潛山和白云凹陷北部斜坡帶古近系等是下一步勘探的新領域。

2.3.1瓊東南盆地崖南-陵水低凸起古近系構造-巖性圈閉

崖南-陵水低凸起緊鄰崖南、樂東-陵水富氣凹陷，主力烴源巖層系崖城組沉積時期，低凸起兩側發育多個中等規模(扇)三角洲，三角洲平原發育煤系烴源巖、三角洲前緣及周緣發育陸源海相烴源巖，整體處于高熟—過成熟階段，生氣強度大。陵水組沉積時期，(扇)三角洲繼承性發育，與下伏崖城組及上覆的三亞組海相泥巖形成了良好的生儲蓋組合。新近紀以來沉積地層具有“沉降速率快、沉積厚度大”的特征，崖城組廣泛分布的烴源巖短期內生成了大規模天然氣。連通砂體及超壓誘發作用所形成的斷裂或裂隙構成的流體運移通道廣泛發育，動態超壓系統也是運移的動力源[43]。崖南-陵水低凸起古近系發育構造-巖性、地層-巖性、披覆背斜等多類型圈閉，有利的生儲蓋和運移條件，使這些圈閉成為中深層有利的勘探方向。

2.3.2瓊東南盆地潛山

中生代南海北部盆地與華南沿海陸域具有相同的構造沉積背景，在古太平洋和古特提斯的作用下，形成了“火山-沉積、侵入雜巖-花崗質火山”盆地基底。根據鉆井統計，瓊東南盆地基底巖性主要為花崗片麻巖、花崗巖以及花崗閃長巖等(圖8)，其同位素年齡分布范圍為84 Ma至250 Ma。其中松南低凸起、陵南低凸起三疊紀晚期至始新世長期暴露遭受風化剝蝕；新生代以來受太平洋板塊、歐亞板塊和印度洋板塊的共同作用，形成多期次斷裂，基底花崗巖孔隙-裂縫大量發育。新近紀整體進入拗陷階段，低凸起沉積了中新統三亞組、梅山組淺海—半深海相厚層泥巖，形成優質潛山蓋層。松南低凸起已發現永樂8-1等氣藏，證實潛山優質儲層發育，具備“斷-脊-砂”遠距離成藏條件[36]。松南低凸起西北傾沒端、陵南低凸起等區域緊鄰富氣凹陷，成藏條件優越，同時發育多個未鉆潛山圈閉，資源規模可觀，是下一步勘探突破方向。

2.3.3白云凹陷北部斜坡帶古近系勘探領域

白云凹陷北部斜坡帶緊鄰白云主洼，主力烴源巖恩平組沉積時期，北部斜坡帶發育4 500 km2的大型三角洲，地震剖面上呈明顯大型斜交-疊瓦狀前積反射結構，三角洲平原亞相煤系烴源巖發育，PY3井恩平組鉆遇煤層22 m，三角洲前緣-過渡帶主要發育陸源海相烴源巖，氣源條件優越。北部斜坡帶發育伸入白云主洼烴源巖大型構造脊，構造脊與三角洲砂體疊合性好，運移路徑通暢，是主洼油氣運移優勢區，目前該區淺層珠江組構造、巖性圈閉已經獲得油氣發現，中深層古近系油氣顯示活躍[35]。受多期構造活動影響，白云凹陷北部斜坡帶古近系發育多個構造、構造-地層圈閉，具備近源或源儲一體成藏優勢，是下一步有利的勘探領域。

圖8 瓊東南盆地凸起區基底巖性分布Fig.8 Basement lithology of the uplift zones in the Qiongdongnan basin

3 結論

南海北部是中國近海天然氣勘探主戰場，已發現天然氣主要為煤型氣。煤系和陸源海相源巖控制南海北部天然氣資源主要分布在海陸過渡相-海相沉積為主的“內盆地帶”，規模性三角洲、海相泥巖是形成大氣田的基礎。

垂向運移控制南海北部天然氣富集，底辟及相關裂隙、斷裂是天然氣垂向運移的主要通道，南海北部各盆地存在底辟帶運匯成藏、斷裂垂向運匯成藏、斷-脊-砂運匯成藏、源儲大面積接觸運匯成藏4類天然氣運匯成藏模式。

高泥地比的巖性背景控制了南海北部天然氣的保存，“泥包砂”與厚(超壓)泥巖頂蓋是兩類主要保存方式，其中瓊東南盆地陵水17-2等大中型氣田主要為“泥包砂”背景，珠江口盆地番禺氣田群、瓊東南盆地崖城13-1氣田為厚(超壓)泥巖頂蓋背景。

南海北部各盆地剩余天然氣資源量大，具備繼續發現千億方級氣田群的物質基礎，其中發育煤系和陸源海相烴源巖的潛在富氣新凹陷、已證實富氣凹陷內具備底辟等垂向運移條件的源外淺層或近源中深層是有利勘探方向。