南海沉积盆地含油气系统分布特征及勘探潜力评价*

张 强 贺晓苏 王 彬 孙国忠

(中国石油杭州地质研究院 浙江杭州 310023)

南海是西太平洋最大的边缘海之一，面积约350×104km2[1]，其内发育25个沉积盆地，蕴藏着极其丰富的油气资源。截至2015年，已累计在南海发现油气藏与各类含油气构造557个，探明油气可采储量分别为25.2×108t、6.07×1012m3，折合油当量75.7×108t，这些油气藏几乎全部位于陆架与上陆坡区的10个盆地内，深水区盆地油气发现率极低。一方面是受南海特殊海况工程条件限制，另一方面是对深水区盆地油气成藏条件与成藏主控因素及油气有利聚集区认识不清，极大地制约了南海油气勘探进展。为此，笔者以收集到的截至2015年南海所有已发现油气田与含油气构造数据为基础，通过系统分类及统计学分析，结合南海区域地质背景，系统总结南海油气地质条件，并对典型油气藏进行解剖，将南海沉积盆地含油气系统从区域上划分为5类，分别研究各含油气系统油气地质条件与成藏特征，指出有利勘探领域，以期为加快南海油气勘探步伐提供支撑。

1 区域地质背景

受欧亚、太平洋和印-澳三大板块的联合作用，南海经历了一系列微板块拼合、增生、裂解、滑移等过程[2]，其演化阶段可分为始新世之前的断陷前期、始新世—渐新世中晚期的断陷期、渐新世晚期—中中新世的断坳转换期和中中新世之后的坳陷及萎缩期。

始新世之前的断陷前期，由于亚洲东南部燕山造山带岩石圈拆沉作用，使下地壳及岩石圈上地幔向东南方向蠕动，其西部边界是哀牢山-红河-莺歌海-南海西缘-万安大断裂带。在该断裂带的东部，上地壳发生一系列北东向张性断裂，在当时的地表产生一系列彼此分隔的北东向地堑和半地堑[3]，它们是北部湾盆地、琼东南盆地、珠江口盆地、台西南盆地、中建南盆地、南薇西盆地、礼乐盆地、西北巴拉望盆地和北康盆地等发育的初始阶段。沿着该断裂带，产生了莺歌海盆和万安北海盆，它们为走滑拉张盆地。此时，南沙地块尚未从华南地块分离出来，而是共同作为古南海北部的被动大陆边缘，珠江口、琼东南、中建南、南薇西、北康、礼乐、西北巴拉望等盆地均靠近华南大陆一侧。该时期远离古南海的盆地如北部湾、珠江口、琼东南等主要以冲积扇充填为主，邻近古南海的盆地如北康、礼乐等盆地以滨浅海沉积为主(图1a)。

始新世—渐新世中晚期的断陷期，南沙地块和西沙-中沙地块分离并向东南方向运动，南海海盆开始扩张进入新南海阶段，前期地堑-半地堑进一步发育。远离古南海的盆地如北部湾盆地、珠江口盆地等边缘三角洲-扇三角洲发育，盆地中央半深湖—深湖发育。靠近古南海的盆地如曾母盆地、南薇西盆地、北康盆地等由于南沙地块与加里曼丹-西南巴拉望地块发生碰撞，曾母盆地进入前陆盆地发育阶段，同时由于板块碰撞形成半封闭海环境，泻湖-沼泽普遍发育(图1b)。

渐新世晚期—中中新世断坳转换期，随着新南海的持续扩张，南沙地块向南漂移上千千米，古南海由于南沙地块向南推挤而逐渐消减殆尽[4-6]，该时期南海周边大型水系控制的三角洲大规模发育，远离水系供给的台地区生物礁碳酸盐岩发育(图1c)。

晚中新世至今的坳陷及萎缩期，新南海海底南北扩张处于停滞状态，其整体进入区域热沉降乃至萎缩阶段。此时期除了南部碰撞边缘文莱-沙巴盆地发育大型三角洲外，其余盆地主要以浅海—半深海相沉积为主(图1d)。

2 油气地质特征

2.1 烃源岩特征

南海在上述演化阶段发育了3类烃源岩，第1类为始新统湖相泥质烃源岩，第2类为海陆过渡相煤系烃源岩，第3类为陆源海相烃源岩。由于南海各地区构造演化与沉积特征存在差异，海陆过渡相煤系烃源岩在各区域具有差异，所以第2类海陆过渡相煤系烃源岩又可分为3个亚类，其中南海北部以下渐新统海陆过渡相煤系烃源岩为主，南海中南部以上渐新统—下中新统海陆过渡相煤系烃源岩为主，南海南部文莱-沙巴盆地以中—上中新统海陆过渡相煤系烃源岩为主(图2)。

1) 始新统湖相泥质烃源岩。现已证实的始新统湖相泥质烃源岩主要分布于南海北部陆架区北部湾盆地、珠江口盆地珠一坳陷及珠三坳陷[7]。之前认为南海北部深水区该套烃源岩欠发育，但近来在白云凹陷LW4-1-1井钻遇的始新统湖相泥岩具有较好的生烃能力。结合南海构造沉积演化史，认为始新统湖相烃源岩仅分布于南海北部断陷盆地内。由于早期古南海存在，现今南海南部盆地始新世时期为滨海—浅海沉积环境，始新统湖相烃源岩在南海南部不发育。该套烃源岩TOC含量0.96%～2.84%，干酪根以Ⅰ—Ⅱ1型为主，成熟度Ro=0.80%～2.68%，以生油为主，生气次之。

2) 下渐新统海陆过渡相煤系烃源岩。主要分布于南海北部陆坡区断陷盆地内，如现已证实的珠江口盆地珠二坳陷、琼东南盆地等，预测深水区中建南盆地、双峰盆地都发育该套烃源岩。南海北部下渐新统海陆过渡相煤系烃源岩主要发育于3种沉积环境：三角洲、扇三角洲与潮坪。其中,与三角洲相关的煤系烃源岩主要发育于接受古珠江水系物源供给的珠江口盆地，此环境下发育的煤系烃源岩往往有机质丰度高，规模大；与扇三角洲相关的煤系烃源岩主要发育于琼东南盆地，此环境下发育的煤系烃源岩有机质丰度高，但分布不连续；而与潮坪相关的煤系烃源岩主要发育于南海陆坡深水区盆地，此环境下发育的煤系烃源岩往往规模较有限[8]。该套烃源岩TOC含量0.53%～6.0%，干酪根以Ⅱ2—Ⅲ型为主，现今成熟度Ro=0.5%～4.0%，以生气为主，生油次之。

图1 南海不同时期构造演化Fig .1 Tectonic evolution of South China Sea in different periods

图2 南海含油气系统分布Fig .2 Distribution of petroleum systems in South China Sea

3) 上渐新统—下中新统海陆过渡相煤系烃源岩。主要分布于南海中南部盆地内，如现已证实的万安盆地、湄公盆地和曾母盆地，预测北康盆地、南薇西盆地等也以该套烃源岩为主力烃源岩。受南海构造迁移影响，该套烃源岩比南海北部煤系烃源岩发育层系新，但发育环境几乎一样，都存在3种主要发育环境：三角洲、扇三角洲与潮坪。其中,位于陆架区的曾母盆地、湄公盆地和万安盆地由于分别接受古巽他水系、古湄公水系物源供给而发育大型三角洲，其内煤系烃源岩发育环境与三角洲相关，烃源岩质量好，形成众多大中型油气田;位于陆坡深水区的盆地如南薇西盆地、北康盆地、南薇东盆地等，由于远离大陆物源，煤系烃源岩发育环境与潮坪相关，烃源岩规模与质量整体比陆架区盆地稍差。该套烃源岩TOC含量0.53%～58%，干酪根以Ⅱ2—Ⅲ型为主，现今成熟度Ro=0.5%～2.2%[9-11]，以生气为主，生油次之。

4) 中—上中新统海陆过渡相煤系烃源岩。主要分布于南海南部边缘文莱-沙巴前陆盆地。由于古南海俯冲于婆罗洲地块之下，从中新世开始文莱-沙巴前陆盆地开始发育，同时由于婆罗洲碰撞造山，巴兰河携带大量物源至文莱-沙巴盆地而发育大型进积型三角洲，为煤系烃源岩发育创造了条件。文莱-沙巴盆地煤系烃源岩不仅规模大，且由于三角洲的不断进积，烃源岩发育层系多，质量好，这为该盆地油气藏形成提供了充足的烃源。该套烃源岩TOC含量2.2%～60%，干酪根以Ⅱ2—Ⅲ型为主，现今成熟度Ro=0.5%～2.8%[12]，生油生气兼具，其中浅水区以生油为主，深水区以生气为主。

文化之于传播亦有同样重要的意义。自拉斯韦尔始，人们就已发现文化对传播的影响。然而，影响跨文化传播的核心因素并不是文化，而是文化差异。爱德华·霍尔首先提出“跨文化传播”的概念，并指出传播主体与受众间的文化差异是传播失效最根本的原因。值得注意的是，在跨文化传播的研究范畴中，文化差异不是指两种文化的总体差异，而是特定维度上的差异。以下从中西文化差异的几个维度出发，阐释《青衣》英译本如何用西方的言说方式讲述中国故事，从而实现中西文化的交融。

5) 中新统陆源海相烃源岩。陆源海相烃源岩形成机理为：陆源有机碎屑(如植物叶片碎屑)通过重力流携带至陆坡深水区快速埋藏,从而形成一套富含有机质的烃源岩。以这种类型烃源岩作为主力烃源岩最成功的实例为印尼库泰盆地深水区。南海中新统陆源海相烃源岩主要分布于深水区盆地内，如现已证实的莺歌海盆地中央凹陷和文莱-沙巴盆地深水区，在琼东南盆地中央坳陷带、珠江口盆地珠二坳陷有该套烃源岩的潜在贡献[13]。预测南海深水区盆地都发育该套烃源岩，是深水区盆地极具潜力的一套烃源岩[14]。陆源海相烃源岩有机质以陆源高等植物碎屑为主[15]，干酪根主要为Ⅲ型，形成于半深海—深海环境。TOC含量0.5%～1.5%，氢指数50～300 mg/g，现今成熟度Ro=0.3%～1.2%[16]，以生气为主。

2.2 储集层特征

南海发育基岩潜山、碎屑岩和碳酸盐岩等3类储层，储层类型与发育时代存在以下对应关系：前古近系主要发育花岗岩和碳酸盐岩潜山等以裂缝为主的储层；渐新统主要发育扇三角洲砂岩储层；下—中中新统主要发育三角洲砂岩、滨海砂岩和生物礁碳酸盐岩储层；上中新统及以上主要发育水道-朵体等深水沉积砂岩储层。储层类型具有以下分布特征：前古近系花岗岩和碳酸盐岩潜山主要分布于受红河、越东断裂带控制的南海西缘盆地内，如莺歌海盆地、湄公盆地和万安盆地等；渐新统扇三角洲砂岩储层主要分布于南海陆架区断陷盆地内；下—中中新统三角洲砂岩储层、滨海砂岩和生物礁碳酸盐岩储层主要分布于受大型水系输入控制的盆地凹陷区，生物礁碳酸盐岩储层主要分布于中新统远离水系的低隆起带，且南海南部盆地较北部盆地更为发育，如曾母盆地生物礁油气藏探明可采储量占该盆地总探明可采储量的92%[17]；上中新统及以上水道-朵体等深水沉积体砂岩储层主要分布于南海陆坡深水区。

2.3 盖层特征

南海发育一套区域盖层与多套层间局部盖层，其中中新世晚期区域热沉降沉积的海相泥岩对南海大多数油气起封盖作用，是南海最重要的区域盖层；而在始新统—渐新统内部发育的多套层间盖层对局部油气聚集成藏起到封盖作用。

2.4 圈闭特征

南海发育断背斜、挤压背斜、滚动背斜、断鼻、泥底辟、生物礁岩性圈闭、基岩潜山和深水沉积岩性圈闭等多种类型圈闭。由于南海不同区域所受构造应力不同，导致不同区域主力圈闭类型也存在差异。南海北部由于挤压应力欠发育，圈闭类型以断鼻、披覆背斜为主；而南海南部由于边缘板块碰撞，挤压背斜发育，如文莱沙巴盆地，背斜圈闭为盆地陆上和滨海区主要圈闭类型。生物礁岩性圈闭为台地区主要圈闭类型，而深水沉积岩性圈闭和岩性-构造复合圈闭为陆坡深水区主要圈闭类型。

3 含油气系统划分及油气成藏特征

根据南海区域地质背景与油气地质特征，以源-汇思想为指导，将南海含油气系统在区域上划分为5类，即始新统湖相烃源岩含油气系统(Ⅰ)、下渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统(Ⅱ)、上渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统(Ⅲ)、中—上中新统海陆过渡相烃源岩含油气系统(Ⅳ)和中新统陆源海相烃源岩含油气系统(Ⅴ)，如图2所示。

3.1 始新统湖相烃源岩含油气系统

坳陷区主要储层为渐新统—下中新统滨海砂岩，隆起区主要储层为下中新统生物礁碳酸盐岩；以构造圈闭为主，局部包括岩性圈闭；坳陷区油气主要沿断裂垂向运移，隆起区主要沿砂体和不整合面侧向运移；油气大规模运移期为中中新世；具近源垂向运移-下构造层背斜带成藏与远源侧向运移-上构造层生物礁成藏2种成藏模式，如珠江口盆地惠州凹陷及周围隆起区(图3)；下构造层凹中隆和断阶带三角洲砂岩、上构造层隆起区生物礁是主要油气聚集带。该类含油气系统主要分布于莺歌海盆地北部河内凹陷、北部湾盆地、珠江口盆地珠一坳陷、珠三坳陷、台西盆地东山-夏彭坳陷及周边隆起区，区域上属内裂谷带，也是目前南海北部主要的产油区(图2)。

图3 珠江口盆地惠州凹陷成藏模式(剖面位置见图2 )Fig .3 Petroleum accumulation model of Huizhou sag of Pearl River Mouth basin(see Fig.2 for location)

3.2 下渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统

坳陷区储层以上渐新统三角洲-扇三角洲砂岩、下中新统低位浊积扇砂岩、中—上中新统浊积水道为主，台地区储层以中中新统生物礁碳酸盐岩为主；包括构造圈闭、构造岩性圈闭、生物礁岩性圈闭；油气以垂向运移为主；大规模运聚期为中中新世晚期；具近源垂向运移-上构造层凹中隆与深水砂体复合成藏模式，如珠江口盆地白云凹陷及周围隆起区(图4)；具凹中隆构造背景的深水沉积砂体是主要油气聚集带。该类含油气系统包括珠江口盆地珠二坳陷及周围隆起区、琼东南盆地和中建南盆地等南海北部外裂谷带陆坡区域(图2)。

3.3 上渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统

上渐新统—下中新统滨海砂岩、中新统生物礁碳酸盐岩、中—上中新统浊积砂岩为主要储层，上中新统—上新统海相泥岩为区域盖层；包括构造圈闭与岩性圈闭；油气以垂向运移为主；主要运聚期为晚中新世；具近源垂向运移-下构造层断背斜带成藏、近源垂向运移-上构造层生物礁成藏、近源侧向运移-基岩隆起成藏等3种成藏模式，如万安盆地(图5)；下构造层断背斜带、基岩隆起、上构造层生物礁是主要油气聚集带。该类含油气系统主要分布于南海南部万安盆地、曾母盆地、南薇西盆地、北康盆地和西北巴拉望盆地(图2)。

图4 珠江口盆地白云凹陷成藏模式图(据文献[18]修改，剖面位置见图2)Fig .4 Petroleum accumulation model of Baiyun sag of Pearl River Mouth basin(adapted from reference[18],see Fig.2 for location)

图5 万安盆地中部凹陷成藏模式(据文献[19]修改，剖面位置见图2)Fig .5 Petroleum accumulation model of Central sag of Wan’an basin(adapted from reference[19],see Fig.2 for location)

3.4 中—上中新统海陆过渡相烃源岩含油气系统

三角洲砂岩、浊积朵叶体砂岩为主要储层，上中新统、上新统海相泥岩为区域盖层；挤压背斜、滚动背斜和滑脱挤压背斜为主要圈闭类型；以垂向运移为主；油气主要运聚期为中新世末—上新世初；具近源垂向运移-上构造层背斜带成藏与近源垂向运移-上构造层背斜-深水砂体复合成藏2种成藏模式；构造挤压背斜、滚动背斜、重力滑脱挤压背斜发育带是主要油气聚集带(图6)。该类油气系统主要发育于文莱-沙巴前陆盆地(图2)。

图6 文莱-沙巴盆地成藏模式(据文献[20]修改，剖面位置见图2 )Fig .6 Petroleum accumulation model of Brunei-Sabah basin(adapted from reference[20],see Fig.2 for location)

3.5 中新统陆源海相烃源岩含油气系统

中新统低位浊积砂岩、深水水道砂岩为储层；中上中新统—上新统海相泥岩为盖层；包括岩性、构造岩性复合圈闭；油气以垂向运移为主；主要运聚期为上新世晚期；具近源垂向运移-上构造层底辟构造与深水砂体复合成藏模式，如莺歌海盆地中央凹陷区(图7)；上构造层底辟构造-深水沉积砂体复合体是主要油气聚集带。该类含油气系统包括南海北部莺歌海盆地中央凹陷、中建南盆地、双峰盆地，南海南部南薇东盆地、安渡北盆地等外陆坡及深水区(图2)。

图7 莺歌海盆地中央凹陷成藏模式(据文献[21]修改，剖面位置见图2)Fig .7 Petroleum accumulation model of Central sag of Yinggehai basin(adapted from reference[21],see Fig.2 for location)

4 勘探潜力评价

1) 始新统湖相烃源岩含油气系统是南海北部主要的产油区，近年来虽持续有油气发现，但都以小型油气藏为主。 2015年北部湾盆地西北部涠四井于3 600 m钻遇始新统—渐新统砂岩油气藏，获得日产超千吨高产油气流，证实古近系具有极大的勘探潜力。古近纪断陷期在南海许多盆地接受冲积扇-扇三角洲沉积，且此相带砂体与凹陷内烃源岩直接接触，利于油气充注成藏。以上勘探形势与地质特征均预示北部断陷陆架区湖相烃源岩含油气系统深层具较好油气勘探前景。由于储层整体埋深大，加之南海高地温梯度背景，且沉积环境以冲积扇-扇三角洲砂岩等近物源为主，因此要加强规模碎屑岩储层分布预测与成岩演化过程研究。

2) 下渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统是南海北部目前主要产气区，也是目前我国南海油气勘探的主战场，近年来已成为我国南海新增储量的主要来源。如珠江口盆地白云深水区2006年发现荔湾3-1气田以来，相继在白云凹陷对10个具有相似成藏特征的圈闭实施钻探，发现流花34-2、荔湾34-3、流花29-1、流花29-2、荔湾4-1、流花26-1等7个气田与含油气构造，累计新增探明可采储量1.59×108t油当量；琼东南盆地莺歌海组中央峡谷-水道从2010年发现陵水22-1气田以来，开始陆续有新发现[22]，2014年发现陵水17-2和陵水25-1气田，三级储量均超过千亿立方米，且中央水道贯穿整个琼东南盆地中央凹陷向东南进入双峰盆地，延绵长达400多千米，砂体厚度达70余米。由此可见，下渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统在今后仍然是南海油气勘探的主战场。

3) 上渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统是南海南部重要的产油气区域，其碎屑岩成藏模式与始新统湖相烃源岩含油气系统类似，但由于纬度更靠南，生物礁碳酸盐岩极其发育，因此生物礁岩性油气藏在该区域勘探过程中要尤为重视。从以往勘探实践看，生物礁油气藏一般具“成群成带”分布特征，往往只要一点获得突破，立即带来周边大规模发现，具有极佳经济价值。特别对于海上油气勘探，面临勘探开发成本高，“成群成带”分布特征能极大降低经济开发门限，如曾母盆地南康台地分布着200多个礁隆构造，从1968年发现第一个生物礁油气田E1-1X至今已在南康台地先后发现66个生物礁油气藏，且近5年南康台地仍然是该盆地最重要的油气发现区域。

4) 中—上中新统海陆过渡相烃源岩含油气系统主要在南部文莱-沙巴盆地获得大量发现，该区域油气勘探历史有一百余年。近年来在文莱-沙巴盆地深水区油气勘探又使该盆地恢复青春，近5年马来西亚与文莱发现35个深水沉积岩性油气藏(其中马来西亚发现26个，文莱发现9个)，合计探明天然气可采储量1 735×108m3，其中水深大于1 000 m的超深水气田12个，最大水深2141 m，此气田开创了南海深水油气勘探的最大水深。随着勘探不断深入，深水区油气产量在马来西亚油气占比将逐渐提高。以上深水油气藏主要位于文莱-沙巴盆地陆坡区，储层主要为水道-朵体及其复合体，储层物性好，以位于深水区Kelidang North East 1气田为例，孔隙度为21%～23%，渗透率126～630 mD,圈闭类型主要为岩性差异压实及三角洲前缘滑脱挤压褶皱,油气主要富集于上新统与上中新统。

5) 中新统陆源海相烃源岩含油气系统目前除在莺歌海盆地中央凹陷有油气发现外，其他区域如南海北部中建南盆地、双峰盆地以及南海南部南薇东盆地、安渡北盆地等仍没有油气发现，但根据极优的地质条件预测该区域具较好的成藏条件。一方面，陆源海相烃源岩已被证实为南海深水区重要的烃源岩；另一方面，从沉积背景和地震剖面看，该区域深水沉积储层同样发育，发育众多水道与朵体，为储层发育创造条件(图8)，加之盖层条件优越，从而构成良好的生储盖组合。

图8 双峰盆地中新统—更新统地震剖面水道解释(剖面位置见图2)Fig .8 Interpreation of the channels of Miocene to Pleistocene in Shuangfeng basin(see Fig.2 for location)

5 结论

南海沉积盆地含油系统从区域上划分为5类： 始新统湖相烃源岩含油气系统主要分布于南海北部内裂谷带断陷陆架区，坳陷区深层碎屑岩具较好的油气勘探前景；下渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统主要分布于南海北部外裂谷带陆坡区，是目前南海油气勘探的主战场；上渐新统海陆过渡相烃源岩含油气系统主要分布于南海南部陆架区，生物礁碳酸盐岩在该区勘探中要尤为重视；中—上中新统海陆过渡相烃源岩含油气系统主要分布于南海南缘前陆碰撞带，深水区朵体具有较好的勘探潜力；中新统陆源海相烃源岩含油气系统主要分布于南海陆坡深水区，预测该区域具有较好的成藏条件。

[1] 朱伟林，张功成，钟锴，等.中国南海油气资源前景[J].中国工程科学,2010,12(5):46-50.ZHU Weilin,ZHANG Gongcheng,ZHONG Kai,et al.South China Sea:oil and gas outlook [J].Engineering Sciences,2010,12(5):46-50.

[2] 姚伯初，万玲，刘振湖.南海海域新生代沉积盆地构造演化的动力学特征及其油气资源[J].地球科学—中国地质大学学报，2004，29(5):543-549.YAO Bochu,WAN Ling,LIU Zhenhu.Tectonic dynamics of Cenozoic sedimentary basins and hydrocarbon resources in the South China Sea[J].Earth Science—Journal of China University of Geosciences,2004，29(5):543-549.

[3] 姚伯初.南海新生代的构造演化与沉积盆地[J].南海地质研究,1998:1-17.YAO Bochu.The tectonic evolution and sedimentary basins of South China Sea in Cenozoic [J].Geological Research of South China Sea,1998:1-17.

[4] 张功成，屈红军，刘世翔，等.边缘海构造旋回控制南海深水区油气成藏[J].石油学报,2015，36(5):533-545.ZHANG Gongcheng,QU Hongjun,LIU Shixiang,et al.Tectonic cycle of marginal sea controlled the hydrocarbon accumulation in deep-water areas of South China Sea[J].Acta Petrolei Sinica,2015，36(5):533-545.

[5] 朱伟林，吴景富，张功成，等.中国近海新生代盆地构造差异性演化及油气勘探方向[J].地学前缘，2015，22(1):88-101.ZHU Weilin,WU Jingfu,ZHANG Gongcheng,et al.Discrepancy tectonic evolution and petroleum exploration in China offshore Cenozoic basins[J].Earth Science Frontiers,2015,22(1):88-101.

[6] 张功成，李友川，谢晓军，等.南海边缘海构造旋回控制深水区烃源岩有序分布[J].中国海上油气，2016,28(2):23-26.DOI：10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.003.ZHANG Gongcheng,LI Youchuan,XIE Xiaojun,et al.Tectonic cycle of marginal sea controls the ordered distribution of source rocks of deep water areas in South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):23-36.DOI：10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.003.

[7] 李友川，邓运华，张功成.中国近海海域烃源岩和油气的分带性[J].中国海上油气,2012,24(1):6-12.LI Youchuan,DENG Yunhua,ZHANG Gongcheng.Zoned distribution of source rocks and hydrocarbon offshore China[J].China Offshore Oil and Gas,2012,24(1):6-12.

[8] 李友川，傅宁，张枝焕.南海北部深水区盆地烃源条件和油气源[J].石油学报,2013,34(2):247-254.LI Youchuan,FU Ning,ZHANG Zhihuan.Hydrocarbon source conditions and origins in the deep-water area in the northern South China Sea[J].Acta Petrolei Sinica,2013,34(2):247-254.

[9] IHS Energy.IHS Cuu Long Basin[DB].IHS Basin Monitor,Cuu_Long_Basin_ima_198393.pdf,2009(unpublished PDF database).

[10] IHS Energy.IHS Northwest Palawan Basin[DB].IHS Basin Monitor,IHS Northwest_ Palawan_ Basin_ima_112207.pdf,2009 (unpublished PDF database).

[11] IHS Energy.HIS Balingian Province[DB].IHS Basin Monitor,Balingian_Province_gen.pdf,2009(unpublished PDF database).

[12] IHS Energy.HIS Baram Delta[DB].IHS Basin Monitor,Baram_Delta_ima_186442.pdf,2009(unpublished PDF database).

[13] SALLER A,LIN R,DUNHAM J.Leaves in turbidite sands:the main source of oil and gas in the deep-water Kutei Basin,Indonesia[J].AAPG Bulletin,2006,90(10):1585-1608.

[14] 朱伟林，钟锴，李友川，等.南海北部深水区油气成藏与勘探[J].科学通报,2012,57(20):1833-1841.

[15] 李友川，米立军，张功成，等.南海北部深水区烃源岩形成和分布研究[J].沉积学报,2011,29(5):970-979.LI Youchuan,MI Lijun,ZHANG Gongcheng,et al.The formation and distribution of source rocks for deep water area in the northern of South China Sea[J].Acta Sedimentologica Sinica,2011,29(5):970-979.

[16] 黄保家，黄合庭，李里，等.莺-琼盆地海相烃源岩特征及高温高压环境有机质热演化[J].海相油气地质,2010,15(3):11-18.HUANG Baojia,HUANG Heting,LI Li,et al.Characteristics of marine source rocks and effect of high temperature and over pressure to organic matter maturation in Yinggehai-Qiongdongnan Basins[J].Marine Origin Petroleum Geology,2010,15(3):11-18.

[17] IHS.IHS oil & gas field,reservoir & reserves data[DB/OL].http:∥www.ihs.comproductsoil-gas-information field-reservoir-data.2015-11-07.

[18] 米立军，柳保军，何敏，等.南海北部陆缘白云深水区油气地质特征与勘探方向[J].中国海上油气,2016,28(2):10-22.DOI：10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.002.MI Lijun,LIU Baojun,HE Min,et al.Petroleum geology characteristics and exploration direction in Baiyun deep water area,northern continental margin of the South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):10-22.DOI：10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.002.

[19] IHS Energy.HIS Nam Con Son Basin[DB].IHS Basin Monitor,Nam_Con_Son Basin_gen.pdf,2009(unpublished PDF database).

[20] IHS Energy.HIS Baram Delta[DB].IHS Basin Monitor,Baram_Delta_ima_186445.pdf,2009(unpublished PDF database).

[21] 殷秀兰，李思田，杨计海，等.莺歌海盆地DF1-1底辟断裂系统及其对天然气成藏的控制[J].地球科学——中国地质大学学报,2002,27(4):391-396.YIN Xiulan,LI Sitian,YANG Jihai,et al.Fault system and its control over gas accumulation in DF1-1 Diapir,Yinggehai Basin[J].Earth Science——Journal of China University of Geosciences,2002,27(4):391-396.

[22] 黄保家，王振峰，梁刚.琼东南盆地深水区中央峡谷天然气来源及运聚模式[J].中国海上油气，2014,26(5)：8-14.HUANG Baojia,WANG Zhenfeng,LIANG Gang.Natural gas source and migration-accumulation pattern in the central canyon,the deep water area,Qiongdongnan basin[J].China Offshore Oil and Gas,2014,26(5)：8-14.