海陆对比看南黄海海相中—古生界的生储盖组合特征

袁 勇，陈建文，梁 杰，张鹏辉

(1.国土资源部 海洋油气资源与环境地质重点实验室，青岛海洋地质研究所，山东 青岛 266071；2.海洋国家实验室 海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东 青岛 266071)

海陆对比看南黄海海相中—古生界的生储盖组合特征

袁 勇1,2，陈建文1,2，梁 杰1,2，张鹏辉1,2

(1.国土资源部 海洋油气资源与环境地质重点实验室，青岛海洋地质研究所，山东 青岛 266071；2.海洋国家实验室 海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东 青岛 266071)

作为下扬子主体的南黄海盆地发育分布广泛、厚度大且较全的中—古生代海相地层，通过对比扬子陆域的烃源岩、储层及盖层特征，结合南黄海盆地近几年采集的地震剖面、钻井资料以及陆上野外露头资料，总结和分析了南黄海海相中—古生界的生储盖组合特征。南黄海海相地层发育下寒武统荷塘组/幕府山组、下志留统高家边组、下二叠统栖霞组和二叠系龙潭—大隆组4套烃源岩，对比扬子区陆域烃源岩特征，确定为较好的烃源岩。苏北—南黄海盆地储集层以碳酸盐岩为主，发育白云岩孔隙储层、礁滩相储层、风化壳储层和裂隙储层4种类型。研究认为南黄海发育扬子陆区已发现的典型油气藏的成藏层位，海相地层发育3套区域性的盖层和3套完整的生储盖组合，具有很好的油气远景。

生储盖组合特征；海相中—古生界；南黄海盆地；扬子区

扬子区具有巨大的油气勘探前景，其不仅在台地边缘、坳陷发育巨厚的海相中—古生界，且陆相中、新生代断陷沉积发育，具有形成大、中型油气田的潜力[1]。上扬子四川盆地已发现威远、安岳、五百梯、普光、焦石坝、元坝、龙岗等大型、特大型油气田，中扬子发现建南气田，而截至目前，虽然下扬子陆域地区古生界油气显示达400余处，但海相地层只发现句容油田、黄桥气田[2]。南黄海地区是我国近海盆地中迄今唯一没有发现工业油气流的地区，且以往油气勘探以中、新生界为主，而对海相中—古生界的油气勘探程度仍很低，只有少数钻井钻遇中—古生界[3]。目前认为南黄海盆地海相中、古生界主要具有分布广、厚度大、保存比较完整[3-4]、构造变形较陆区弱的油气地质条件，不仅沉积建造与上扬子地区相似，且与扬子区陆域油气田具有相同的含油气层位[5]，因此，通过对比扬子陆区的生储盖特征，对于南黄海油气成藏条件的研究具有重要意义。本文在前人研究认识及前期勘探的基础上，通过扬子区海陆对比，探讨和总结南黄海盆地的生储盖组合特征，以期对该区的后续勘探、油气富集规律研究提供借鉴。

1 南黄海区域地质背景

1.1 区域地质概况

下扬子地块北界为苏鲁—临津江造山带，该造山带是华北、扬子2大地块会聚碰撞的结果[6]；南界以江山—绍兴断裂与华南板块相接，江山—绍兴断裂进入海域后向东延伸；西界以郯庐断裂与中扬子地块、秦岭—大别造山带和华北板块分界；扬子板块向东越过南黄海进入朝鲜半岛，与朝鲜半岛的临津江坳陷、京畿地块、沃川坳陷相对应[7](图1)。南黄海盆地不仅是扬子地台向海域的延伸，而且是下扬子地块的主体[5,8]。南黄海盆地是一个在前震旦系变质岩基底之上，经海相中—古生界、陆相中生界和新生界多期沉积叠覆而成的叠合盆地[9]，北以千里岩隆起为界，南以勿南沙隆起为界，盆地从北到南可以划分为烟台坳陷、崂山隆起和青岛坳陷3个二级构造单元(图1)[7,10]。

图1 南黄海盆地区域位置

1.2 海陆对比的理论基础

南黄海盆地与上扬子四川盆地具备相似的结晶基底，都是1 700 Ma前后中条运动固结的下元古界结晶基底[11]。二者经历相同的构造运动的改造，在古生代期间，二地区构造演化史基本一致，海相沉积期内的沉积特征、地层特征、地质结构十分类似：(1)相同的构造活动和构造格架。加里东运动在四川盆地和南黄海都表现为隆升运动，形成大的隆起和坳陷，南黄海地区地震资料已初步揭示出早古生代的构造面貌，与四川盆地均表现为一隆二坳；印支期，南黄海与上扬子区构造格局相似，表现为一隆二坳或二隆二坳，印支运动后南黄海盆地海相地层受到了强烈的挤压、逆冲、剥蚀和岩浆作用(图2)；(2)相同的中—古生代沉积环境和地层。南黄海和四川盆地各时代的海相沉积主要是浅海台地相，四川盆地海相中—古生界沉积岩以石英砂岩、石灰岩、白云岩为主；南黄海虽只钻获部分上古生界和下三叠统，但下扬子陆区的中—古生界与四川盆地基本相同[12]，并可逐组对比。

2 海相中—古生界烃源岩特征对比

烃源岩的发育受不同盆地原型的控制，分布的地域不同[3,13]。其中下寒武统(幕府山组/荷塘组)、下志留统(高家边组)、下二叠统(栖霞组)、上二叠统(龙潭—大隆组)4套烃源岩在扬子区广泛发育，为区域性的主力烃源岩。

2.1 下寒武统烃源岩

上扬子四川盆地下寒武统筇竹寺组为大套的黑色页岩。该套烃源岩主要生成气态烃，有机质主要为Ⅰ型[14]，成熟度Ro值主要集中在2.1%～5.2%[15]，具有较强的生烃潜力，有机质成熟度已达过成熟阶段(表1)。中扬子地区相较上扬子地区有机质成熟度高，已然为过成熟阶段，Ro值集中在3.07%～3.29%[16]，有机质类型以Ⅰ型为主[17](表1)。下扬子南黄海盆地未钻遇下寒武统，苏北盆地烃源岩Ro多为3%～4%[17]，苏东121井及皖南皖宁2井烃源岩有机碳含量为2%～9%，评价认为该套烃源岩在下扬子为一套好烃源岩[18]。

2.2 下志留统烃源岩

四川盆地下志留统龙马溪组烃源岩为一套具有双沉积中心特点的黑色页岩[15]，有机质主要为Ⅰ型[14]，其有机碳丰度为0.4%～1.79%，Ro值主要集中于2%～3.6%，烃源岩主要处于高成熟阶段，部分为过成熟阶段(表1)。中扬子区龙马溪组烃源岩同样为黑色页岩，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型[17]，有机碳含量变化较大，主要集中在0.5%～2%[16](表1)。下扬子有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型，苏北黄桥N4井有效烃源岩厚度75 m，有机碳含量1%～2%[5]；南京汤山3号井有效烃源岩厚度大于80 m，Ro值约为1.6%～2.5%(表1)，证明该套烃源岩在下扬子地区具有较高潜力[19]。

图2 南黄海盆地NT05-2测线构造演化简图测线位置见图1。

表1 苏北—南黄海盆地与中扬子区及上扬子四川盆地烃源岩特征对比

Table 1 Comparison of source rock characteristics between Subei-South Yellow Sea basins, central Yangtze and Sichuan Basin

地区地层层位Ro/%w(TOC)/%氯仿沥青“A”/%(S1+S2)/(mg·g-1)有机质类型数据来源四川盆地中扬子区苏北—南黄海筇竹寺组-C1q2～50.75～40.0250～0.366019.1Ⅰ龙马溪组S1l2～3.610.0010～0.01209.5Ⅰ栖霞组P1q23.5(泥岩)/0.8(灰岩)0.0085～0.04804.1(泥岩)/2.1(灰岩)Ⅲ龙潭组P2l>23～7(泥岩)0.0511.8Ⅰ-Ⅱ1牛蹄塘组-C1n3.07～3.291.950.01037.8Ⅰ龙马溪组S1l2～30.5～20.012410.1Ⅰ-Ⅱ1栖霞组P1q0.7～3.270.4～10.0034～0.04673.2Ⅰ龙潭组P2l1.3～2>10.0097～0.01108.9Ⅰ-Ⅱ1幕府山组-C1m3～43.10.0517.8Ⅱ1-Ⅱ2高家边组S1g1.90.54～2.670.02004.4Ⅰ-Ⅱ1栖霞组P1q2.450.45～1.520.096.1(泥岩)/3.1(灰岩)Ⅰ龙潭—大隆组P2l+d1.6～2.21.704～2.0770.05275.1Ⅰ-Ⅱ1文献[14-22]文献[16-27]文献[16,18,21,28]

2.3 下二叠统烃源岩

四川盆地下二叠统栖霞组泥质岩烃源岩厚度约为5～34m，较薄，而碳酸盐岩烃源岩平均厚度可

达240 m左右，泥质岩烃源岩有机质丰度值要大于碳酸盐岩烃源岩丰度值，总体来说四川盆地栖霞组烃源岩整体进入高成熟—过成熟阶段(表1)。该套烃源岩在中扬子区的生烃强度相对较低，Ro多集中在0.7%～3.27%[16]，区域变化较大(表1)。下扬子陆域烃源岩热演化程度中等，Ro值平均1.8%左右，有机质类型以Ⅰ型为主(表1)，南黄海CZ35-2-1井揭示栖霞组为黑色灰岩，Ro值平均为2.45%，有机碳含量平均为1.09%，是一套良好的烃源岩[20]。

2.4 上二叠统烃源岩

四川盆地上二叠统龙潭组烃源岩为灰色页岩及泥岩，深灰色厚层泥晶灰岩[15]，有机碳丰度值约为3%～7%；该期烃源岩同样演化至裂解气的阶段，其成熟度普遍较高，天然气类型主要为裂解气[15](表1)。中扬子上二叠统有机质类型主要为Ⅰ-Ⅱ1型，有机碳含量大于1%，Ro约1.3%～2%[20](表1)。下扬子陆域地区烃源岩厚度为50～200 m，有机碳含量为1%～3%，南黄海WX5-ST1和CZ35-2-1井钻遇龙潭—大隆组，厚度约为322 m，有机质丰度高，Ro在0.7%～2.0%之间，有机碳含量0.79%～12.9%，热演化程度适中(表1)。

3 海相中—古生界储层特征对比

扬子地区陆域海相中—古生界主要发育碳酸盐岩储层[28]，碎屑岩次之[29-31](表2)。四川盆地碳酸盐岩储集层孔隙度约为0.78%～8%，渗透率约为(0.01～54)×10-3μm2，长兴组的礁白云岩储集性能好于白云岩(表2)。下扬子陆域地区碳酸盐岩储集层总体表现为低孔低渗特征，58.4%的碳酸盐岩孔隙度小于1%，95.5%的碳酸盐岩渗透率小于1×10-3μm2[26]，结合南黄海钻井信息，确定下扬子苏北—南黄海盆地碳酸盐岩储集层主要发育4种类型：

3.1 白云岩孔隙储层

上扬子四川盆地威远、安岳、资阳气田主要的产气层位为震旦系白云岩，震旦系灯影组的孔隙度约为1%～2%，威远地区平均孔隙度为1.97%[32-33]。下扬子在南京幕府山、汤山和安徽巢湖、泾县观察到灯影组白云岩(图3a，b)。巢湖地区白云岩储层藻类较为发育，由藻类与沉淀白云石粘结沉积而成，露头见葡萄状白云岩(图3a)。南黄海盆地青岛坳陷WX5-ST1井钻遇下三叠统青龙组，岩性主要为团粒、鲕粒灰岩，白云岩厚25 m，其中高孔高渗白云岩段为10 m，与川东北三叠系优质储层相似，有效孔隙度6%～8%(表2)。

3.2 风化壳储层

风化壳古岩溶的发育使四川盆地上震旦统灯影组获得新突破[34]，在上扬子二叠系和三叠系地层中也同样发现风化壳。下扬子地区主要发育印支面和海西面2套风化壳。野外露头观测石炭系存在风化剥蚀面，发育暴露干裂纹、龟裂纹(图3c)；黄龙组顶面观测到喀斯特风化壳，溶蚀缝被泥质充填(图3d)。南黄海CZ35-2-1井栖霞组风化壳比较薄，只发育地表岩溶带和潜流岩溶带，缺渗流岩溶带。由于高部位活动潜流带存在的可能性，栖霞组风化壳具有巨大的储集潜力。CZ35-2-1井青龙组风化壳为致密灰白色、浅灰色及灰色灰岩，风化严重且易碎(表2)，主要以微晶、细晶结构为主。

表2 南黄海盆地与扬子陆域碳酸盐岩储层物性特征对比

图3 下扬子陆区野外储层露头观察照片

3.3 礁滩相储层

四川盆地二叠系长兴组与下三叠统飞仙关组发育礁滩体油气藏(表2)，台内礁滩体储量丰度相对较低，台缘带礁滩白云岩储集层物性好、厚度大[35]。下扬子野外露头观测巢湖汤山下寒武统冷泉王组含有滩相核形石(图3e)。南黄海盆地青岛坳陷CZ12-1-1井石炭系发育礁滩相储层，为生物碎屑灰岩，其船山组属于台地边缘滩相；顶部发育浅灰色细粉晶生物藻团灰岩及灰色生物碎屑细粉晶或泥晶灰岩；中、下部发育褐灰色藻团细粉晶灰岩及深色含生物粉晶灰岩，由此揭示南黄海盆地存在礁滩相储层发育区(图4)。

3.4 裂隙储层

四川盆地裂缝—孔洞型储层的分布受风化岩溶作用影响明显，储层可大面积展布，如威远气田和川中气田[36]。裂缝孔隙度与储集性能的强弱存在直接关系，1%裂缝孔隙度相当于5%～8%原生孔隙度的储集能力。以下扬子苏北盆地N11井、N12井为例，前者岩石裂缝孔隙度平均约为5%[31]，后者平均为2%，裂缝井段均为优质储层。该类储层的一种见于浙江余杭泰山古油藏，在上震旦统灯影组泥质白云岩中发育裂缝型碳酸盐岩储层，裂隙面富含沥青(图3f)。虽然南黄海未钻遇该类储层，但陆上裂隙储层发育，苏北黄桥高纯度CO2主要储集在泥盆系砂岩、二叠系灰岩及三叠系灰岩的裂隙系统中，预测南黄海地区裂隙储层为潜在储层。

图4 南黄海盆地CZ12-1-1井石炭系船山组岩性描述

4 海相中—古生界生储盖组合特征

4.1 盖层特征

下扬子区的区域封盖条件良好[40-41]，根据海陆对比，南黄海盆地海相中—古生界广泛分布3套区域性的盖层：下志留统高家边组、上二叠统龙潭—大隆组和下三叠统青龙组。

(1)下志留统高家边组盖层。下扬子陆域高家边组稳定连片发育，为陆棚相的巨厚泥质盖层，江苏大部分地区泥质岩厚度大于600 m，其中句容、黄桥地区可达1 400 m[11]。

《孙子·谋攻篇》中说：“知己知彼，百战不殆。”何谓“知己”？对自身条件的严格审查和分析，才能知道自己的优势何在，以此进行谋略和战术安排。何谓“知彼”？知彼即对对方的力量进行深入的了解，以做到避强击弱，采取不同的应战方案。这是兵法中最光辉的军事思想，提倡的谋略是建立在了解双方力量的基础上的。这样的智慧，同样适用于语文高考备考。此处之“己”我理解为学生，“彼”为高考大纲、高考真题等。

(2)上二叠统龙潭组—大隆组盖层。南黄海上二叠统龙潭—大隆组泥岩具有较好的封盖能力，其中CZ35-2-1井钻遇龙潭组270 m，泥岩含量达70%；大隆组115 m，泥岩含量达93.92%。优质盖层区主要分布于陆棚相带，平面分布连续。

(3)三叠统盖层。南黄海下三叠统青龙组发育较为连续的、厚度大的斜坡—陆棚相泥岩夹泥质灰岩或薄层灰岩，水体稳定，封盖条件较好。在下扬子陆域地区，上三叠统周冲村组主要发育厚度大、均质的膏盐岩，对中生代及古生代油气藏具有良好的封盖作用，其中黄桥地区膏岩层平均厚247.8 m，南京地区膏岩层平均厚83.4 m。

4.2 生储盖组合及油气远景

前人虽对南黄海盆地烃源岩、储集层及盖层有了一定的认识，但未对生、储、盖组合进行全面、系统的总结。由于南黄海勘探程度低、钻进较少，本文通过海陆对比，分析认为南黄海海相中—古生界发育3套完整的生储盖组合(图5)。

第Ⅰ组合为下寒武统幕府山组—下志留统高家边组：以下寒武统幕府山组/荷塘组的泥页岩为烃源岩；以中寒武统—下奥陶统的裂隙型及溶蚀型灰岩、生物碎屑灰岩、白云岩为储层；下志留统厚层高家边组泥质岩作为盖层。该组合在四川盆地发现威远、安岳2个大型气田。

第Ⅱ组合为下志留统高家边组—上二叠统大隆组：烃源岩为下志留统高家边组泥页岩；以下志留统坟头组、中志留统茅山组、上泥盆统五通组砂岩以及石炭系和州—船山组的白云岩、生物碎屑灰岩及裂隙、溶蚀型灰岩为储集层；以下二叠统孤峰组泥岩及上二叠统的龙潭—大隆组的厚层泥岩为盖层。该组合发现的代表性气田为五百梯、卧龙河、沙坪场等大型气田及26个中小型气田。

图5 南黄海盆地海相中—古生界柱状图

第Ⅲ组合为下二叠统—下三叠统：烃源岩为下二叠统栖霞组泥灰岩、上二叠统龙潭组及大隆组泥页岩；储层为上二叠统龙潭组碎屑岩和下三叠统青龙组大套白云岩；上三叠统周冲村组膏盐层及下三叠统青龙组泥灰岩层为盖层。在该组合发现普光、龙岗、元坝等特大型气田。

上述3套生储盖组合可以类比四川盆地，南黄海发育扬子陆区已发现的典型油气藏的成藏层位，具有很好的油气前景。

5 结论

(1)南黄海盆地海相中—古生界主要发育二叠系龙潭—大隆组、下二叠统栖霞组、下志留统高家边组和下寒武统荷塘组/幕府山组 4套烃源岩，与扬子区陆域(四川盆地、苏北盆地)烃源岩特征相似，南黄海盆地海相地层具有较好的油气潜力。

(2)苏北—南黄海盆地海相中—古生界储集层以碳酸盐岩为主，发育白云岩孔隙储层、礁滩相储层、风化壳储层和裂隙储层4种类型，南黄海地区震旦—寒武系白云岩储层和石炭系、三叠系礁滩相储层为重点储层目标。

(3)南黄海盆地海相地层发育3套区域盖层：下志留统高家边组、上二叠统龙潭—大隆组和下三叠统青龙组盖层。南黄海海相中—古生界发育3套完整的生储盖组合，具有很好的油气远景。

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(编辑 徐文明)

Source-reservoir-seal assemblage of marine Mesozoic-Paleozoic in South Yellow Sea Basin by land-ocean comparison

Yuan Yong1,2, Chen Jianwen1,2, Liang Jie1,2, Zhang Penghui1,2

(1.KeyLaboratoryofMarineHydrocarbonResourcesandEnvironmentalGeologyofMinistryofLandandResources,QingdaoInstituteofMarineGeology,Qingdao,Shandong266071,China; 2.LaboratoryforMarineMineralResources,QingdaoNationalLaboratoryforMarineScienceandTechnology,Qingdao,Shandong266071,China)

The South Yellow Sea Basin is the main body of the Lower Yangtze area, where marine Mesozoic-Paleozoic strata are widely distributed. The characteristics of source-reservoir-seal assemblage of the marine Mesozoic-Paleozoic strata in the South Yellow Sea Basin were analyzed by comparing the characteristics of hydrocarbon source rocks, reservoir and cap rocks, and combining with seismic sections, drilling and outcrop data. Four sets of hydrocarbon source rocks developed, including the Lower Cambrian Hetang and Mufushan formations, the Lower Silurian Gaojiabian Formation, the Lower Permian Qixia Formation, and the Upper Permian Longtan and Dalong formations. By comparing the characteristics of hydrocarbon source rocks of the Yangtze land area, the source rocks of the South Yellow Sea Basin may be classed as good hydrocarbon source rocks. Carbonate is the main reservoir type in the South Yellow Sea area, and there are four carbonate reservoir types: porous dolomitic, reef-bank, weathered crust and fractured. The marine strata of South Yellow Sea Basin developed three sets of regional cap rocks and three sets of complete assemblages. The South Yellow Sea Basin has very good oil and gas prospects.

source-reservoir-seal assemblage; marine Mesozoic-Paleozoic; South Yellow Sea Basin; Yangtze block

2016-10-27；

2017-02-10。

袁勇(1988—)，男，博士后，从事地质综合解释及油气地质学研究。E-mail：yuany010@126.com。

陈建文(1965—)，男，博士，研究员，从事海域油气资源调查评价与研究。E-mail：jwchen2012@126.com。

国土资源部项目(XQ-2005-01，2009GYXQ10)、中国地质调查局项目(GZH200800503，121201005000150008)和山东省博士后创新基金“南黄海盆地二叠系上统相震约束储层表征研究”(201602004)资助。

1001-6112(2017)02-0195-08

10.11781/sysydz201702195

TE122

A