从扬子地区海相烃源岩分布规律看南黄海盆地中—古生界有利勘探领域*

米立军 吴克强 刘志峰 朱小二 耿名扬 张 莹 李林致

(1. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028; 2. 海洋油气勘探国家工程研究中心 北京 100028)

南黄海盆地是扬子地区在海域的延伸部分，是中—古生界海相沉积盆地和中—新生界陆相沉积盆地叠加的大型叠合盆地。南黄海盆地自1974年钻探第一口探井以来，至今经过近50年油气勘探，共钻有30口探井(中国24口、韩国6口)，但勘探成效并不理想，尚未获得商业性油气发现[1]。然而，同属扬子地区的陆上四川、江汉、苏北等盆地已发现多个大中型油气田，如安岳、普光、元坝、龙岗等，油气主要赋存在中—古生界，表明扬子地区海域中—古生界也可能具有较大勘探潜力。在紧邻南黄海的苏北盆地，有研究表明朱家墩气田的天然气主要来自古生界烃源岩，是一个“古生新储”的气田[2]。有学者对下扬子江苏汤山和句容山进行浅井钻探分析，也表明其发育古生界烃源岩[3]。

过去对南黄海盆地开展的钻探活动主要针对中—新生界沉积盆地，钻井主要分布在以新生代沉积为主的南部坳陷和北部坳陷，而对中—古生界钻探较少。中部隆起以发育中—古生界为主，埋藏适中[4-5]，但目前仅有一口钻井，即2016年“大陆架科学钻探”项目钻探的科学探索井——CSDP-2井[6-9]。该井钻至2 843.18 m完钻，在新近系之下依次揭示了下三叠统、二叠系、石炭系、上泥盆统五通群、下志留统茅山组、坟头组、侯家塘组和高家边组上部，证实了中部隆起为中—古生界残留盆地，揭示了下古生界上部至中生界的地层序列。

然而，受钻探深度和钻探位置的限制，CSDP-2井未能揭示下古生界志留系高家边组下部及以下地层，且仅此一口钻井尚不能代表中部隆起中—古生界整体情况，因此对南黄海盆地古生界烃源岩分布规律和勘探潜力区仍需探索。本文综合扬子陆域古生界烃源岩发育的沉积相带、岩性特征、地球化学指标等，结合南黄海盆地构造和沉积演化特征，并参考CSDP-2井等已钻井揭示的烃源岩情况，通过“由上(扬子)到下(扬子)”“由陆及海”烃源岩分布规律研究，对南黄海盆地中—古生界主要烃源岩分布情况进行预测，并在此基础上指出中—古生界油气勘探潜力区。

1 区域地质背景

扬子地区位于秦岭—大别—苏鲁造山带以南、华南造山带以北、龙门山断裂带以东，向东延伸到黄海海域。自西向东以齐岳山断裂、郯庐断裂带为界又可划分为上扬子区、中扬子区和下扬子区(图1)，发育有上扬子区四川盆地、中扬子区江汉盆地、下扬子区苏北—南黄海盆地等多个叠合型盆地。其中，苏北盆地和南黄海盆地实为由海岸线所分隔的同一沉积盆地。

扬子地区自前震旦纪完成基底固结(基底推测是元古代经强烈混合岩化和花岗岩化的片麻岩、花岗片麻岩及混合岩)，至中生代早期主要经历了加里东期海相盆地演化阶段、海西期海相盆地改造阶段和印支期的陆相盆地叠加改造阶段。

图1 扬子地区构造分区及中—古生界综合柱状图(据文献[9]修改)

在加里东期海相盆地演化阶段，扬子地区在早、中寒武世发生了一次大规模海侵，并形成了北西-南东向的宽缓陆棚，中、上扬子地区沉积了一套浅水陆棚和深水陆棚相碳质泥岩和页岩[10-11]，下扬子地区水体比中、上扬子地区更深，发育深水盆地相碳质泥岩和页岩；至晚寒武世地壳短暂隆升，扬子地区整体上演变为稳定的浅海开阔台地—局限台地[12]。奥陶纪时期，除扬子北缘以外，上、中、下扬子的大部分地区都表现出明显的挤压隆升，导致了区内相对海平面持续上升，沉积环境由广海转变为由古隆起所包围的局限滞留陆棚环境。志留纪时期，加里东运动使华南地区与扬子地区碰撞拼贴，形成了统一的南方古陆[13]，扬子地台边缘受挤隆起，台内拗陷沉降，并接受志留纪早期海侵，在形成的深水台盆中发育了一套欠补偿沉积的黑色页岩，该套黑色页岩在扬子地区分布相对稳定，在上、中和下扬子地区厚度相差不大[14-15]。

在海西期海相盆地改造阶段，早、中泥盆世随华夏板块与扬子板块进一步碰撞、拼贴而形成统一的华南古陆并长期遭受抬升剥蚀导致上泥盆统和下志留统之间呈不整合接触。晚泥盆世-早石炭世，中、上扬子地区隆升进一步向东南方向扩展，而下扬子区则接受了一套海陆交互相沉积。晚石炭—早二叠世，受古特提斯洋扩张、南秦岭海槽开启影响，扬子北部地区由先前挤压向拉张转化，引发了整个扬子南部的区域沉降，并于早二叠世栖霞期接受了最大规模海侵，从而发育了范围广阔的碳酸盐岩台地沉积。晚二叠世，华夏古陆隆升，扬子地区进入强烈拉张期，在中、上扬子北部至下扬子中部一带形成东西走向的拉张断陷带，发育了一套台内断陷型深水沉积的黑色硅质页岩，主要分布在中、上扬子的川东北、湘鄂西和下扬子的苏南地区[15]。

在印支期的盆地叠加改造阶段，晚二叠世—早三叠世，印支运动早期的伸展裂陷作用使扬子地区再次海侵，中、上扬子地区的下三叠统发育陆表海相的泥质岩类和碳酸盐岩，下扬子地区发育浅海相的泥质灰岩、灰质泥岩等。中、晚三叠世的印支运动晚期，华南板块与中朝板块剧烈碰撞后形成秦岭—大别—胶南造山带，使扬子地区普遍抬升，海水退出，结束了其海相沉积历史，扬子全区的沉积环境由海相转为陆相。

2 扬子陆域古生界海相烃源岩特征

优质烃源岩是形成大型油气田最基本也是最关键的要素。扬子地区陆上钻井、野外露头等资料丰富，在海域资料有限的情况下，开展陆域中—古生界烃源岩发育特征分析，对海域南黄海盆地烃源岩研究具有重要参考价值。

2.1 寒武系烃源岩发育特征

寒武系烃源岩广泛分布于中、上扬子地区的筇竹寺组、牛蹄塘组、水井坨组到下扬子地区的幕府山组，纵向上主要分布于下寒武统的下部。

寒武系烃源岩岩性以黑色—深灰色泥页岩为主，含碳质、硅质，厚度较大。上扬子川东南地区牛蹄塘组下段岩性为黑色碳质泥岩、含硅质页岩。根据四川盆地东南部多条野外地质剖面及钻井，烃源岩厚度主要介于20～100 m，如遵义松林剖面黑色页岩总厚度为84 m[16]。下扬子苏北地区有多口钻井钻遇下寒武统烃源岩，岩性主要为黑色页岩、硅质页岩和碳质泥岩，烃源岩厚度15.5～343 m，平均厚度128.7 m[17]。皖南地区下寒武统烃源岩岩性主要为含碳质、硅质泥页岩，局部夹粉砂质泥页岩，厚度普遍较大，如青阳县丁门口剖面下寒武统碳质页岩、钙质页岩及黑色页岩厚度为400～500 m[18]。

寒武系烃源岩有机碳含量平均值大于2%，属于好烃源岩。四川盆地东南部丁山1井牛蹄塘组下段黑色页岩有机碳含量普遍大于1.0%，最大为4.0%，平均值为2.2%；遵义松林剖面烃源岩有机碳含量主要介于1.2%～13.3%，平均值为4.9%。苏北地区烃源岩有机碳含量主要介于0.7%～12.1%，平均值为3.3%[17]，如苏东121井下寒武统烃源岩有机碳含量1.0%～4.8%，平均值为3.5%[19](图2a)。皖南地区烃源岩有机碳含量介于0.7%～8.2%，平均值为3.1%，局部地区指标更高，如皖宁2井下寒武统烃源岩有机碳含量可达8.0%～10.0%[18]。

寒武系烃源岩干酪根类型为I型[13]，热演化程度总体处于过成熟阶段。川东南地区林1井和丁山1井下寒武统烃源岩镜质体反射率(Ro)均大于3.2%，皖南地区下寒武统烃源岩Ro介于2.4%～5.7%，苏南地区烃源岩Ro均大于2.5%[18，20]。

图2 扬子地区钻井或野外露头揭示的古生界烃源岩及有机碳含量(据文献[19]修改)

2.2 上奥陶统—下志留统烃源岩发育特征

上奥陶统—下志留统烃源岩在扬子地区是一套稳定分布的烃源岩，主要发育于中、上扬子地区龙马溪组、下扬子地区五峰组及高家边组下段。

上奥陶统—下志留统烃源岩岩性以黑色页岩为主，厚度一般大于40 m。上扬子四川盆地及周缘多口井及多个野外露头揭示下志留统烃源岩，岩性主要为黑色页岩夹灰色粉砂岩，厚度普遍大于50 m。下扬子南京地区汤山3号井和仑山5号井揭示了下志留统烃源岩，岩性主要为黑色-深灰色泥页岩、硅质页岩、碳质页岩，夹薄层粉砂质泥岩，两口井发育的烃源岩厚度均大于40 m[3]。

上奥陶统—下志留统烃源岩有机碳含量平均约为2%，属于好烃源岩。如四川盆地东南部浅5井下志留统龙马溪组黑色碳质页岩有机碳含量一般都大于2.0%，最大7.0%，平均为3.8%(图2b)。南京地区汤山3号井下志留统高家边组有机碳含量主要介于0.5%～3.0%，平均为1.9%，仑山5号井有机碳含量主要介于0.4%～3.8%，平均为2.2%。皖南地区皖南D井下志留统高家边组烃源岩有机碳含量主要介于0.5%～2.8%，平均为1.7%。

上奥陶统—下志留统烃源岩有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型。热演化程度总体上处于高—过成熟阶段。四川盆地及周缘下志留统烃源岩镜质体反射率(Ro)主要介于2.4%～4.0%[21]；皖南地区烃源岩镜质体反射率(Ro)主要介于1.5%～3.0%[18]；南京地区汤山3号井、仑山5号井烃源岩镜质体反射率(Ro)主要介于1.5%～2.6%[3]。

2.3 二叠系烃源岩发育特征

扬子地区二叠系主要发育四套烃源岩，包括下二叠统的栖霞—茅口组碳酸盐岩烃源岩、孤峰组碎屑岩烃源岩和上二叠统的龙潭组、大隆组碎屑岩烃源岩。其中，中、上扬子地区主要发育栖霞—茅口组和龙潭组烃源岩，下扬子地区栖霞—孤峰—龙潭—大隆组烃源岩均有发育。

1) 下二叠统栖霞组和孤峰组/茅口组。

中、上扬子地区栖霞—茅口组主要为浅水台地相碳酸盐岩，主要分布在江南、重庆、宜昌地区。该套烃源岩厚度70～150m，目前钻遇该套烃源岩最厚的是川北河坝1井(厚度为150 m)，TOC含量为0.4%～1.8%，平均0.78%，干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，处于高成熟—过成熟热演化阶段[19，22]。下扬子地区只有栖霞组发育碳酸盐岩烃源岩且含硅质，主要分布在苏州—泰兴一带，如黄桥地区单井揭示灰岩烃源岩厚度约为100～250 m，TOC含量介于0.05%～1.27%，平均值为0.39%[23]。

孤峰组只发育于下扬子区，是一套黑色硅质泥岩，与中、上扬子地区茅口组灰岩属同期异相。该套烃源岩一般厚10～120 m不等，如在苏北盆地海1井揭示孤峰组厚度约93 m，镇江韦岗剖面揭示厚度为30 m。孤峰组烃源岩TOC含量2%～15.4%，平均为6.49%[19]，干酪根类型以Ⅱ1型为主，Ro在1.49%～2.22%，处于成熟—过成熟热演化阶段。

2)上二叠统龙潭组和大隆组。

龙潭组—大隆组烃源岩在扬子地区广泛分布，岩性包括泥岩、煤系两种类型。在上扬子地区主要分布在开县、重庆地区，厚度约60～160 m，岩性为灰色-灰黑色碳质泥岩夹煤层，大隆组含一定硅质，干酪根类型主要为Ⅱ1型，TOC含量一般1%～10%，平均 5.04%[19](图2c)；在下扬子地区主要分布在泰州-苏州地区，厚度约100～200 m，岩性主要为暗色泥岩、页岩、碳质泥岩，苏北盆地龙潭组-大隆组泥岩样品TOC介于0.39%～7.35%，平均为2.21%，有机质类型均以Ⅱ型为主，但在局部地区大隆组黑色硅质泥岩TOC普遍大于2%，最高可达21%，厚度55 m左右，是一套厚度不大但是优质的烃源岩[19]。

二叠系烃源岩热演化程度比寒武系、志留系略低。根据苏北盆地黄桥地区溪2井和宁镇地区的青龙山剖面统计分析，龙潭组Ro分布在1.22%～2.08%之间，大隆组Ro分布在0.85%～1.96%，总体上都处于成熟—高成熟热演化阶段[24]。

3 南黄海盆地主力烃源岩分布预测

南黄海盆地是下扬子地区在海域的延伸部分，与苏北盆地为同一沉积盆地。海陆地层对比、钻井等表明，南黄海盆地保存了较为完整的中—古生代海相沉积序列[25-27]，并发育了下寒武统(幕府山组)、上奥陶统—下志留统(五峰组—高家边组)及二叠系(包括栖霞组、孤峰组、龙潭组和大隆组)等3套主要烃源岩层系[5，28-29]。

上、中、下扬子地区同属古扬子地块，它们之间存在宏观构造演化和沉积充填的相似性，但因横向跨度大、局部地质条件不同等原因，烃源岩发育相带、规模及质量存在差异性。通过宏观与局部相结合分析主力烃源岩变化规律，有助于预测海域南黄海盆地烃源岩发育情况。

3.1 下寒武统幕府山组烃源岩分布

下寒武统烃源岩形成于全球海平面上升期，在整个扬子地区广泛分布。早寒武世，下扬子地区处于相对稳定的克拉通盆地背景，具有“两坳夹一隆”的沉积格局，中部以浅水碳酸盐岩台地沉积为主，向南北两侧逐渐过渡为深水盆地(图3a)。由于受大规模海侵的影响，下扬子地区在早寒武世广泛发育一套欠补偿沉积的幕府山组暗色泥岩和黑色页岩[29]。南黄海盆地虽然目前尚无钻井揭示下寒武统，但根据下扬子陆域露头和钻井资料的类比以及盆地内地震资料的分析表明，南黄海盆地在早寒武世广泛发育深水陆棚—盆地相沉积，为富有机质泥岩和页岩的发育提供了有利沉积环境。该套地层在南黄海盆地内的厚度多为50～200 m，且从盆地南北两侧向中部逐渐增加，推测厚度大于100 m的面积达2.8×104km2[5，29-30]。

图3 下扬子地区下寒武统幕府山组(a)和上奥陶统五峰组-下志留统高家边组底部(b)沉积相及烃源岩预测图

下扬子陆域钻井岩心及露头样品分析表明，下寒武统幕府山组的有机质丰度普遍较高，干酪根类型以I型为主，多处于过成熟热演化阶段，为优质烃源岩[18，31-32]。如安徽宁国的宣页1井下寒武统发育一套陆棚—盆地相泥页岩，TOC含量为3.26%～14.2%，平均4.14%，干酪根类型以I型为主，等效Ro为3.05%～3.67%，处于过成熟热演化阶段[33-34]。由于海相地层通常较为稳定，因而可以推测南黄海盆地下寒武统的有机质丰度和类型大体与下扬子陆域陆棚—盆地相类似，为广泛分布且具有较高生烃潜力的优质烃源岩。下寒武统烃源岩在中部隆起模拟的Ro值介于3.3%～4.0%[4-5]，且在北部坳陷和南部坳陷内埋深更大，在全区处于过成熟热演化阶段，应是南黄海盆地中—古生界一套重要气源岩。

3.2 上奥陶统五峰组—下志留统高家边组烃源岩分布

晚奥陶世至早志留世，受加里东运动影响，下扬子东南部逐渐演化成南东高、北西低的前陆盆地[8-9,15]。周围区域不断隆升和海平面上升使得下扬子地区北西向逐渐演化为闭塞—半闭塞的滞流陆棚环境(图3b)，沉积了一套上奥陶统五峰组—下志留统高家边组底部的黑色页岩。在南黄海盆地，目前仅有CSDP-2井钻揭了高家边组上部28.8 m厚的肉红色、灰色微晶—细晶白云岩和其下167.4 m厚的灰绿色、深灰色泥岩，尚未揭示底部泥岩段[9]；但据地震资料显示该井之下仍有逾千米的志留系。根据下扬子陆域露头和钻井资料及南黄海盆地地震资料分析表明，在晚奥陶世至早志留世海侵期，深水陆棚—盆地相沿北东-南西向展布，南黄海广泛发育陆棚—盆地相沉积，是发育烃源岩的有利地区。

虽然CSDP-2井钻揭的下志留统高家边组顶部暗色泥岩大多为非烃源岩(仅少数为“差—中等”烃源岩)，生烃潜力有限[7,35]。但从下扬子陆域来看，高家边组发育烃源岩且通常厚度较大(苏北盆地N4井钻遇厚度达1 719 m)，自下而上为一套海退沉积序列，岩性由黑色富有机质页岩逐渐变为灰色、灰黄色粉砂质页岩，且在底部发育与上扬子地区龙马溪组层位相当的黑色笔石页岩段，具有良好的生烃潜力[3]。例如，句容地区仑山5口钻井在上奥陶统五峰组—下志留统高家边组底部钻遇厚度超过39.5 m的深灰色—黑色笔石泥页岩、碳质页岩和硅质泥页岩，整体TOC含量为0.41%～3.90%，平均为2.06%，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，生烃潜力较大[3，36]。根据地层厚度和沉积相变化规律可以预测，南黄海盆地高家边组底部及其下覆上奥陶统五峰组也应发育笔石泥页岩段，烃源岩厚度向北逐渐增加，主要分布在40～80 m，烃源岩有机质丰度和类型较下扬子陆域应具变好趋势。上奥陶统五峰组—下志留统高家边组烃源岩在中部隆起的Ro值为2.5%～3.0%，处于过成熟阶段，是一套有效烃源岩[4-5，37-38]。

3.3 二叠系烃源岩分布

南黄海盆地在二叠纪处于相对稳定的被动大陆边缘，因海平面频繁波动，沉积了栖霞组、孤峰组、龙潭组和大隆组4套烃源岩。然而，由于受印支期碰撞造山运动的影响，紧邻苏鲁造山带的北部坳陷发生强烈构造变形及风化剥蚀，二叠系主要分布于中部隆起、南部坳陷中东部和勿南沙隆起东北部，而在北部坳陷大面积缺失，仅在东部零星分布[39-40]。

1) 下二叠统栖霞组和孤峰组。

目前南黄海盆地共有3口钻井(CSDP-2井、W1井和C3井)揭示了栖霞组和孤峰组。南部坳陷及中部隆起西部以碳酸盐岩台地相沉积为主；中部隆起中部及南部坳陷南部发育台地斜坡相沉积；而中部隆起及南部坳陷中东部以深水陆棚及盆地相沉积为主(图4a)。南黄海盆地栖霞组烃源岩整体TOC含量介于0.22%～8.36%，平均为1.79%，干酪根类型以Ⅱ2和Ⅲ型为主，镜质体反射率(Ro)介于0.82%～2.56%，整体上处于成熟—过成熟热演化阶段，且向栖霞组顶部烃源岩质量变好[1,41]。从沉积相带来看，栖霞组—孤峰组烃源岩在相对深水的台地相和陆棚—盆地相中最发育，而南黄海盆地在栖霞期的整体沉积格局向北东向逐渐加深，由碳酸盐台地相过渡为陆棚—盆地相，因而预测在中部隆起中东部该套烃源岩更发育。结合地震解释的残余地层厚度分布，栖霞组—孤峰组的厚度大多介于300～500 m，且在中部隆起厚度最大[40]。

2) 上二叠统龙潭组和大隆组。

晚二叠世南黄海盆地整体抬升，水体呈“中间深、北西和南东两侧逐渐变浅”的特征[42]。龙潭组主要为三角洲—浅水陆棚相砂泥岩互层夹煤层沉积，但随着海侵规模增大，在东北部发育以深水陆棚-盆地相为主的泥页岩沉积(图4b)。根据南黄海目前钻井揭示的情况，龙潭组有效烃源岩主要分布在前三角洲暗色泥岩及浅水沼泽相碳质泥岩和煤层。其中暗色泥岩的TOC含量介于0.18%～5.43%，平均为1.37%，干酪根类型以Ⅲ型为主，部分为Ⅱ2型，镜质体反射率(Ro)介于0.62%～1.52%，整体处于成熟—高成熟热演化阶段；碳质泥岩和煤层实测数据较少，如CSDP-2井龙潭组两块碳质泥岩样品TOC含量分别为4.17%和12.41%，仅一个样品获得Ro数据，为0.62%，热演化程度偏低[1]。南黄海盆地钻揭龙潭组的厚度介于270～721 m，整体厚度较大，但是沉积相横向变化快，烃源岩的平面展布和烃源岩品质非均质性较强。

大隆组沉积时期水体深度大，有效烃源岩主要发育于深水陆棚相(图4c)，岩性为灰黑色泥页岩，TOC含量介于0.92%～4.85%，平均2.26%，干酪根类型以Ⅱ1—Ⅲ型为主，镜质体反射率(Ro)介于0.71%～0.81%，整体上为成熟烃源岩[1]。南黄海盆地钻揭大隆组的厚度介于55～115 m，整体较薄，但在深水陆棚-盆地相上广泛分布。

图4 南黄海盆地二叠系栖霞组(a)、龙潭组(b)和大隆组(c)沉积相图

综合沉积相展布、残留地层厚度及烃源岩品质预测，中部隆起中东部和南部坳陷东北部为上二叠统烃源岩有利发育区。

4 南黄海盆地中—古生界勘探潜力区预测

南黄海盆地中—古生界勘探程度低，但扬子地区陆上盆地已发现多个大型油气田，分析总结其关键成藏条件，对南黄海盆地油气勘探具有启发和指导作用。

4.1 扬子陆域大型油气田成藏主控因素

上扬子四川盆地是扬子地区中—古生界勘探成效最明显的盆地。有学者根据四川盆地大型气田的分布特征，总结认为烃源条件、油气聚集与保存是大型油气田成藏的主要因素[43-45]。四川盆地自震旦纪开始经过数期大型构造运动，形成了两大古裂陷槽、两大沉积拗陷、四大古隆起和五大沉积侵蚀面，控制着油气运聚成藏[45]。其中，规模性优质烃源岩是形成大型油气田的物质基础；继承性古隆起控制碳酸盐岩储层发育及油气运移，是规模性油气成藏的必备条件；区域性膏岩和泥岩盖层是大型油气藏得以保存的保障。

对扬子陆域已发现的大型油气田进行分析总结表明，“烃源充足-持续汇聚-构造稳定”是形成大型油气田的关键成藏条件。烃源方面，四川盆地发现的大型油气田基本都紧邻强生烃中心，如绵阳—长宁裂陷槽为下寒武统筇竹寺组暗色泥岩生烃中心，厚度达300～500 m，控制了以威远、安岳、磨溪气田为代表的震旦系—寒武系特大型气田的分布[46]。油气运聚方面，构造稳定区的继承性古隆起是油气运移聚集的有利指向区，如安岳气田位于川中构造稳定区继承性发育的乐山—龙女寺古隆起上，紧邻生烃中心，为油气运移优势指向区[47]。封盖保存方面，构造相对稳定和发育区域盖层控制油气保存，如安岳气田即位于川中构造稳定区，发育厚层筇竹寺组泥岩盖层与中上寒武统灰岩盖层，使得聚集起来的天然气能很好的保存；普光气田位于川东北低缓褶皱带，虽然构造上不如安岳气田稳定，但上部发育区域性厚层中下三叠统膏岩和泥岩，同样有利于油气保存。

4.2 南黄海盆地中—古生界勘探潜力区分析

南黄海盆地作为扬子地区的一部分，地质历史时期经历了多期构造运动的叠加改造，对形成油气藏产生重要影响。扬子陆域中—古生界油气勘探实践表明，“烃源充足-持续汇聚-构造稳定”是形成大型油气田的关键成藏条件。以此为指导，对南黄海盆地中—古生界潜在勘探领域进行分析，指出中部隆起和勿南沙隆起是中—古生界勘探潜力区。

4.2.1中部隆起中—古生界勘探潜力区

1) 中部隆起具备稳定充足的烃源条件。

在烃源条件方面，通过与扬子陆域对比分析，认为南黄海盆地中部隆起古生界烃源条件好，与扬子陆域具有可比性。南黄海盆地古生界发育于整个盆地，尤其在中部隆起分布稳定，厚度大且埋深适中，厚度一般为3 000～5 000 m，埋深2 000～7 000 m，烃源岩处于成熟到高熟、过熟演化阶段，有利于大量生成油气。中部隆起是南黄海盆地下寒武统、上奥陶统—下志留统和二叠系三套主力烃源岩发育的有利地区。从烃源岩分布规律来看，南黄海盆地下寒武统幕府山组为深水陆棚—盆地相沉积，发育富有机质泥岩和页岩，烃源岩品质可能优于扬子陆域；上奥陶统五峰组—下志留统高家边组同样为深水陆棚—盆地相沉积，且发育与上扬子地区龙马溪组层位相当的黑色笔石页岩段，是一套优质烃源岩；二叠系烃源岩分布不均，栖霞组—孤峰组烃源岩发育于中部隆起的中东部，龙潭组—大隆组烃源岩在中部隆起分布相对广泛。

2) 中部隆起是持续汇聚油气的古隆起。

在油气运聚条件方面，南黄海盆地中部隆起是持续性古隆起，有利于持续汇聚油气。古生代时，中部隆起除主力烃源岩发育时期以泥页岩沉积为主外，其他时期普遍为台地相，以碳酸盐岩沉积为主，其两侧为被动陆缘沉积，中部隆起古地形高于两侧。白垩纪至古近纪，南黄海盆地中部隆起始终处于隆升剥蚀状态，其上地层缺失，说明古地形比古生代更高。这期间南、北两侧的南部坳陷和北部坳陷为断陷或断坳，古地形较低。南、北坳陷区和中部隆起形成“两坳夹一隆”状态(图5)，且地层向中部隆起超覆。古生界烃源岩热演化程度高、成熟早，在地质历史时期中部隆起长期处于油气运移的有利指向区，有利于持续汇聚油气。

图5 过南黄海盆地中部隆起地质剖面

3) 中部隆起总体构造稳定有利于油气保存。

在油气保存条件方面，中部隆起具有持续汇聚油气的古构造背景和构造活动弱、有利于油气保存的优势。中部隆起在印支运动之前，处于隆升剥蚀状态的时间相对短，长期被埋藏，对中—古生界海相油气藏的形成和保存有利。南黄海盆地中—古生界主要发育印支期以来形成的逆冲推覆构造，总体上由北向南的逆冲推覆作用强，由南向北的逆冲推覆作用弱。这种差异导致在中部隆起内部也存在构造活动强弱差异性。中部隆起北部和西南部受印支期逆冲推覆作用影响相对明显，为冲断带；中东部受逆冲推覆作用影响小，为弱变形构造带；而东南部受逆冲推覆作用影响微弱，为平缓构造带(图5、6)。弱变形构造带和平缓构造带印支期以来构造稳定、断裂数量少，有利于油气保存，是探索中—古生界油气藏的有利领域。扬子地区陆上在构造变形强或中等地区发现多个古油藏，说明原始形成的油藏遭受破坏，而在构造变形较弱的地区发现古油藏相对较少[48]，这也说明，弱变形构造带和平缓构造带是中部隆起寻找没有被改造破坏的大型油气藏的有利地区。

图6 南黄海盆地中部隆起印支期构造活动强弱分区预测图

4.2.2勿南沙隆起中—古生界勘探潜力区

勿南沙隆起是南黄海盆地海相中—古生界另一勘探潜力区。勿南沙隆起中—古生界厚度大，可达7 km[49]。从沉积相分布预测来看，隆起区中部和北部发育下寒武统、上奥陶统—下志留统、下二叠统栖霞组—龙潭组—大隆组深水陆棚-盆地相、浅水陆棚相泥页岩烃源岩和三角洲相煤系烃源岩，奠定了生成油气的物质基础。勿南沙隆起发育寒武—奥陶系台地相碳酸盐岩、二叠系三角洲相砂岩等储层，发育二叠系和三叠系等区域性盖层[50]，可形成多套储盖组合。

勿南沙隆起新生代断陷叠加范围小、断陷幅度小，有利于海相原生油气藏的发育和保存。印支期的构造演化改造强度在下扬子地区海域要弱于陆上。在海域，南黄海盆地印支期以北部逆冲推覆构造体系占主体，南部冲断体系属于陆上江南褶皱系在海域的延伸，构造变形强度弱于北部。扬子陆域四川盆地在“早期持续沉降、晚期抬升”构造演化控制下形成了多个原生保存型油气藏[15]，而勿南沙隆起也具有类似的演化背景。因此，勿南沙隆起之上古生界厚度大、构造稳定且保存完整的地区是海相中—古生界勘探潜力区。

5 结论

1) 扬子陆域古生界发育下寒武统、上奥陶统—下志留统和二叠系三大套主力烃源层系，其中下寒武统、上奥陶统—下志留统烃源岩以黑色-深灰色泥页岩为主，区域上分布较稳定；二叠系烃源岩在扬子地区广泛发育，岩性包括碳酸盐岩、泥页岩和碳质泥岩及薄煤层，但平面分布差异明显，中、上扬子地区主要发育栖霞—茅口组和龙潭组烃源岩，而下扬子地区栖霞—孤峰—龙潭—大隆组烃源岩均有发育。

2) 根据扬子地区古生界烃源岩分布规律预测，南黄海盆地发育下寒武统(幕府山组)、上奥陶统—下志留统(五峰组—高家边组)及二叠系(栖霞组、孤峰组、龙潭组和大隆组)三套主力烃源岩，均具有较好的生烃能力，且从分布规律上来看，下寒武统和上二叠统烃源岩品质可能比中、上扬子地区更优，展现了南黄海盆地较好的油气勘探前景。

3) 南黄海盆地中—古生界具有形成大型油气田的潜力，中部隆起和勿南沙隆起的构造稳定地区是有利勘探领域。扬子陆域勘探实践表明，“烃源充足-持续汇聚-构造稳定”是中—古生界形成大型油气田的主控因素。中部隆起古生界海相烃源岩分布稳定，烃源条件好；地质历史时期长期处于隆升状态，具备持续汇聚油气的古隆起背景；隆起之上的弱变形构造带和平缓构造带印支期以来构造活动弱、断裂数量少，有利于油气保存，是探索中—古生界油气藏的有利地区。勿南沙隆起古生界厚度大，后期新生代断陷叠加范围小、断陷幅度小，有利于海相原生油气藏的发育和保存，构造稳定且保存完整的地区是海相中—古生界勘探潜力区。