南黄海盆地北部坳陷北凹油气成藏特征的再认识

王存武，赵志刚，王 鹏，张功成，梁建设，郭 瑞

南黄海盆地北部坳陷北凹油气成藏特征的再认识

王存武，赵志刚，王 鹏，张功成，梁建设，郭 瑞

（中海油研究总院，北京 100027）

南黄海盆地北部坳陷北凹是一个大中型的中、新生代沉积凹陷，经过四十余年的油气勘探，至今仍无商业油气发现，仅发现诸城1-2一个含油气构造。北凹的油气勘探存在诸多问题，其中是否发育优质烃源岩、烃源岩能否生烃、油气是否运移至储层是关系到北凹油气勘探的基础地质问题。在对北凹主要烃源岩分析评价的基础上，采用流体包裹体系统分析技术，对北凹油气成藏特征展开研究。研究认为，北凹存在白垩系泰二段主力烃源岩，为中深湖相，生烃指标较好，分布面积较大，且现今已经成熟并排烃，生烃中心位于ZC-A井区。油气通过断裂发生垂向运移，已充注至始新统戴南组储层。流体包裹体荧光观察结果及显微测温结果均表明戴南组至少存在两期油充注，第一期发生在35 Ma左右，第二期为现今。

南黄海盆地；成藏特征；流体包裹体

南黄海盆地为一大型的中、新生代沉积盆地，面积为15.1×104km2，包括北部坳陷、中部隆起、南部坳陷和勿南沙隆起四个一级构造单元。截止到2011年底，南黄海盆地共钻井21口，未获得商业油气发现。相比之下，与之相邻的、具有相似勘探层系的苏北盆地勘探成果迥异，截止至2010年底已发现35个油气田，累计探明石油储量2×108t，年产油200×104t。因此，南黄海盆地是否具有大中型油气田的石油地质条件，成为对该盆地油气资源潜力认识的关键。除新生界外，中、古生界是否存在一定的油气勘探潜力也存在争议[1-3]。南黄海盆地北部坳陷北凹（以下简称北凹）是油气勘探的重点凹陷之一，北凹面积达1.8×104km2，目前有5口钻井，仅ZC-A井见到了油气显示，其它均为干井，勘探效果不理想。对北凹油气成藏特征的认识，关系到该凹陷是否具有油气资源潜力，具有重要意义。

1 区域地质概况

北凹主体呈北断南超结构，是一个强烈改造的复式半地堑。自白垩纪以来，南黄海盆地经历了断拗期、断陷期和拗陷期三期构造演化阶段，发生了多期构造运动（图1），包括：晚白垩世的征仪运动（TK20）、古新世末期的吴堡运动（T80）、渐新世末—中新世早期的三垛运动（T20）以及新近纪末的东台运动[4-6]。地质构造运动形成了三个主要区域不整合面，其中三垛运动造成了大套地层的剥蚀和缺失。南黄海盆地先断拗、再断陷、后拗陷构造的演化阶段与我国东部断陷盆地先断后拗的构造演化有较大差异。南黄海盆地自下而上发育白垩系浦口组、赤山组、泰州组，古新统阜宁组，始新统戴南组、三垜组，中新统下盐城组、上新统上盐城组以及第四系东台组。

2 主力烃源岩

图1 南黄海盆地北部坳陷北凹构造演化阶段及构造事件示意图

研究表明，白垩系泰州组二段烃源岩是北凹主力烃源岩。ZC-A井钻井岩心揭示了24 m泰二段下部中深湖相灰质泥岩，HH7井揭示了140 m泰二段半深湖—深湖相泥岩。泰州组一段沉积时期为盆地发育初期，沉积水体较浅，北部陡坡带发育规模不等的扇三角洲，其余地区为滨浅湖沉积[7，8]。到泰州组二段沉积时期水体变深，北部陡坡带的扇三角洲由于受到湖水的顶托作用向后退缩，凹陷中央出现了中深湖，微量元素分析结果表明此时的湖水且有咸化特征。北凹的泰二段烃源岩以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根为主，TOC 0.37%～1.9%、平均1.15%，S1+S2指标为平均10.5 mg/g，平均氢指数503 mg/g TOC（图2）。

从对苏北盆地海安凹陷泰州组烃源岩的调研结果来看，泰二段厚度一般为20 ～ 45 m，TOC平均达2.94%，S1+S2平均为17.38 mg/g[7,8]。仅从地化指标来看，海安凹陷泰二段烃源岩要好于南黄海盆地北部坳陷北凹，但其厚度要小于北凹。HH7井钻穿了泰州组，揭示了140 m泰二段中深湖相泥岩。笔者认为，北凹泰二段中深湖相烃源岩的厚度普遍大于150 m，分布面积达到了1 160 km2。凹陷内泰二段现今达到成熟—高成熟阶段[9]，Ro＞0.7%的泰二段面积约为560 km2，Ro＞0.5%的泰二段面积达1 000 km2。综合来看，泰二段中深湖相泥岩是北凹中等—好的烃源岩，对北凹具有较大的油气资源贡献[10,11]。

图2 南黄海盆地北部坳陷北凹ZC-A井地球化学剖面（据陈晓东，1999）

3 油气成藏特征

3.1问题的提出

北凹的ZC-A井在井底泰州组3 417 ～ 3 423 m井段进行了取心，在泰州组岩心中观察到有原油渗出现象，岩心荧光扫描也显示泰州组泥岩泥岩裂缝中有较强的荧光，并可见裂缝微观排烃现象（图3）。测井解释结果表明，在戴南组1 889.75 ～1 891 m和1 949.6 ～ 1 950.8 m存在油层。同时，根据前人对该井三垛组、戴南组、阜宁组以及泰州组21个岩屑样品的荧光观察结果[9]，岩屑样品中绝大多数发荧光，表明有少量油气。但该井的完井地质报告和“地质监测日报”等原始资料均显示，仅在局部存在气测异常，整体上油气并不活跃。这与岩心观察、岩屑荧光测试和测井解释结果存在明显的矛盾。也就是说戴南组测井解释的油气层是否可靠，油气是否能运移至戴南组储层？这是该井必须回答的两个问题。

为此，笔者对ZC-A井进行了流体包裹体系统分析。目的有两个：一是从微观角度确定阜宁组、戴南组储层是否存在油气充注；二是若有油气充注，确定油气充注的期次。

3.2微观油气发现

流体包裹体分析的步骤包括：（1）样品采集：采集了ZC-A井16块流体包裹体样品，其中戴南组10块样品，阜宁组5块样品，还有一块泰州组样品；（2）薄片制作：利用磨片机和抛光机将上述样品制成双面抛光流体包裹体薄片（0.03 ～ 0.08 mm）；（3）荧光观测：将包裹体薄片放在荧光显微镜下观察，确定包裹体类型（油包裹体、气包裹体、盐水包裹体）和丰度（GOI）；（4）显微测温：将薄片样品切割成小块，放置的冷热台的测温室中，按照包裹体组合体系进行均一温度、盐度和气液比测量。

流体包裹体所用到的仪器包括：Nikon E80I荧光显微镜，用于流体包裹体荧光观察；Linkam THMS600G冷热台，精度0.1 ℃，用于流体包裹体均一温度测试。

泰州组：仅有一块流体包裹体样品，是横切泰州组泥岩裂缝充填方解石脉采集的。荧光观察结果显示，泰州组泥岩裂缝充填方解石脉中见大量发黄色、淡黄色、黄白色荧光油包裹体（图4）。这直接证实了泰州组烃源岩已经成熟并生成了油气，发生了排烃现象，与岩心观察结果相一致。

阜一段：在测井解释未见油气层的阜一段岩心样品中，镜下可见大量发黄色和黄白色荧光油气包裹体（图5），GOI可达3.5%，这至少表明：（1）油气已运移至阜一段储层；（2）因阜一段紧邻泰州组烃源岩，近源运移导致油气充注强度较大；（3）阜一段以低—中等成熟油充注为主。

阜一段虽检测到大量油包裹体，证实了曾经发生过较强的油气充注，但测井解释并未见油气层。其原因可能是阜一段的地层没有圈闭，无法形成油藏。

阜三段+阜四段：在测井解释未见油气层的阜三段和阜四段岩屑样品中，镜下见少量沥青包裹体（图6），并未观测到油包裹体。这可能表明：（1）阜三段和阜四段储层曾经有过少量低成熟油气充注，但由于种种原因，轻质组分分异，仅残留下重质组分和沥青；（2）油气在阜三段、阜四段并不活跃，形成油气层的可能性也较低。这也间接验证了阜三段、阜四段的测井解释结果。

图3 ZC-A井泰州组烃源岩宏观和微观排烃现象

戴南组：戴南组测井解释有油气层的井段（1 949.6 ～ 1 950 m），流体包裹体样品中发现了少量发黄色荧光油包裹体（图7），这表明：（1）油气在垂向上已运移至戴南组储层，测井解释的油气层具有一定的可信度；（2）油包裹体荧光颜色以黄色为主，这表明戴南组充注的油气成熟度低；（3）油包裹体数量不多，这可能说明油气的充注量有限，与录井显示不活跃一致。

3.3油气成藏期次

笔者对ZC-A井阜一段和戴南组16块流体包裹体样品进行了均一温度测试。测试过程中重点寻找与油包裹体伴生的同一条石英颗粒裂纹或相邻的裂纹中盐水包裹体进行测温。结果显示，戴南组样品存在两个均一温度峰值，指示存在两期油充注；第一期均一温度范围70 ～ 80 ℃，投影到埋藏史图上，确定出充注时间在35 Ma左右，对应三垛组沉积晚期——渐新世；第二期均一温度范围90 ～ 120 ℃，充注时间为现今（图8，图9）。阜一段因所取样品均为粉砂岩，第一期较低成熟度的油没有检测到，但根据荧光观察结果，推测应存在第一期较低成熟度油充注；也同样存在第二期油充注，时间为现今。

图4 ZC-A井泰州组流体包裹体样品的荧光照片

图5 ZC-A井阜一段流体包裹体样品的荧光照片（ZC-A井，3 086 m，粉砂岩，荧光）

图6 ZC-A井阜三段和阜四段流体包裹体样品的荧光照片

图7 ZC-A井戴南组流体包裹体样品的荧光照片

图8 ZC-A井阜一段和戴南组流体包裹体均一温度直方图

图9 ZC-A井埋藏史及油气充注期次确定示意图

4 结论

通过对南黄海盆地北部坳陷北凹油气成藏特征的分析，可以得到以下结论：

（1）北凹存在泰州组二段湖相烃源岩，厚度约150 ～ 200 m，分布面积达1 160 km2，生烃指标较好，且现今已经成熟并发生排烃；（2）油气已经运移至戴南组储层，以低等成熟度油充注为主；

（3）北凹至少存在两期油充注，第一期充注时间约为35 Ma左右，第二期为现今。

（4）综合起来看，油气成藏特征的研究直接证实了南黄海盆地北凹烃源岩已经成熟并运移至储层，形成油气藏，这也表明该区具有较大的油气勘探潜力，应坚定该区油气勘探的信心，加大勘探投入，以便早日实现勘探突破。

[1] 胡芬．南黄海盆地海相中古生界油气资源潜力研究[J]．海洋石油，2010，30（3）：1-8．

[2] 胡芬，江东辉，周兴海．南黄海盆地中古生界油气地质条件研究[J]．海洋石油，2012，32（2）：9-15．

[3] 温珍河，张金川．南黄海盆地找油新方向的探讨[J]．海洋地质与第四纪地质，1989，9（2）：27-33．

[4] 姚永坚，冯志强，王嘹亮，等．南黄海构造样式的特征及含油气性[J]．海洋地质动态，2002，18（11）：30-32．

[5] 曲希玉，陈建文，徐淑艳，等．南黄海盆地北部坳陷白垩系地震相分析[J]．世界地质，2005，24（2）：130-136．

[6] 郑闹盈，杨风丽，赵文芳．南黄海中部隆起火成岩体识别及其分布预测[J]．海洋石油，2013，33（1）：33-37．

[7] 刘玉瑞．苏北盆地与南黄海盆地中—新生界成烃对比浅析[J].石油实验地质，2010，32（6）：541-546．

[8] 刘平兰．苏北海安凹陷泰州组烃源岩评价[J]．石油实验地质，2009，31（4）：389-393．

[9] 杨树春，蔡东升，冯晓杰，等．南黄海南部盆地前第三系烃源岩成熟度及生烃期次研究[J]．中国海上油气（地质），2003，17（6）：370-375．

[10] 肖国林．南黄海盆地油气地质特征及其资源潜力再认识[J]．海洋地质与第四纪地质，2002，22（2）：81-87．

[11] 梁建设．南黄海盆地石油地质条件及有利勘探区带选择[R]．2004，内部资料．

New View on Hydrocarbon Accumulation Characteristics of the North Sag, North Depression of the South Yellow Sea Basin

WANG Cunwu, ZHAO Zhigang, WANG Peng, ZHANG Gongcheng, LIANG Jianshe, GUO Rui
（CNOOC Research Institute,Beijing100027,China）

The South Yellow Sea basin is a large size Mesozoic and Cenozoic sedimentary basin. Hydrocarbon exploration in this basin has been carried out for more than four decades, but no commercial hydrocarbon discovery has been obtained so far, with only one oil bearing structure Zhucheng 1-2 has been discovered. There are a lot of basic geological problems to be solved in this basin, including whether the excellent quality source rocks are well developed, whether hydrocarbon has been generated from the source rocks, and whether hydrocarbons can migrate into reservoirs. Based on evaluation results on source rocks, the hydrocarbon accumulation characteristics in the North Sag have been studied with fluid inclusion technique in this paper. The result showed that the second member of Taizhou formation is the main source rock, being semi-deep lacustrine facies, and distributes widely. The main source rocks have mature and large amount of oil and gas have been expulsed from the main source rocks. The hydrocarbon generation center was located in Well Block ZC-A. Hydrocarbon has migrated along faults and filled into the Eocene Dainan Formation. The results show that there were two phases of hydrocarbon charge at least in the Dainan formation based on the study results of fluorescence observation of fluid inclusion and the microscopic temperature measure. The first phase hydrocarbon charge happened in about 35 Ma, and the second charge happened at present.

The South Yellow Sea Basin; hydrocarbon accumulation characteristics; fluid inclusion

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.03.040

1008-2336（2014）03-0040-06

2013-08-28；改回日期：2013-12-11

王存武，男，1980年生，博士，毕业于中国地质大学（武汉），主要从事油气成藏方面的研究。

E-mail：cunwuwang@qq.com。