南黄海盆地崂山隆起中南部海域油气目标地球化学探测：海底油气渗漏与双环状地球化学异常

2020-04-20李双林董贺平王建强赵青芳

海洋地质与第四纪地质 2020年2期

李双林，董贺平，王建强，赵青芳

1. 中国地质调查局青岛海洋地质研究所，自然资源部天然气水合物重点实验室，青岛 266071

2. 青岛海洋科学与技术国家实验室，海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，青岛 266071

海洋油气地球化学探测的理论基础是海底油气渗漏，主要表现为深部油气源区的油气向海底表层环境的渗漏。在海底表层环境，这些渗漏烃类以不同形式，如游离、吸附等存在于海底表层沉积物内，形成各类与深部油气有关的表面地球化学异常，在墨西哥湾等海域取得了良好的油气勘探效果[1-6]。这些渗漏烃类，包括烃类气体和高分子量组分，可以通过扩散、渗透和微气泡浮力等向上渗漏，或者通过断层和裂隙从储层或烃源岩层直接渗漏到海底表层，渗漏烃类的量取决于运移路径的连通性、深部压力和断裂构造[7-10]。因此，通过油气地球化学勘查结果不仅能够了解研究区烃类地球化学异常分布特征，而且将地球化学勘查结果与区域地质资料相结合能够更好地获取深部含油气系统信息[8,11]。1990—1991 年原地质矿产部合肥培训化探中心开展了南黄海油气地球化学测量试验[12]。自1999 年始，青岛海洋地质研究所开展了南黄海选定海域1∶50万油气地球化学勘查，并相继在南黄海盆地北部和崂山隆起开展了区域地球化学勘查和目标地球化学勘查工作，取得了一系列的研究成果，为南黄海盆地油气重点区带评价提供了地球化学依据[13-15]。

本文主要介绍了南黄海盆地崂山隆起中南部油气目标地球化学勘查成果。通过163 个站位样品采集、分析测试和数据处理，分析了烃类指标，包括烃类气体和芳烃类指标数值特征，圈定了主要指标的地球化学异常，建立了目标区油气地球化学异常模式，分析了高石3 构造深部油气藏渗漏的可能运移路径，进行了钻探构造优选。

1 地质背景

南黄海海域范围是北以山东半岛成山角与朝鲜半岛白翎岛之间的连线为界，南抵长江口启东嘴至济州岛西北角一线，西至山东省海岸，东至朝鲜半岛东海岸，面积30×104km2。位于南黄海海域范围内的南黄海盆地是一个在太古界—元古界变质基底上发展起来的由中—古生代海相沉积盆地和中—新生代陆相沉积盆地相叠加形成的大型含油气沉积盆地，早期勘探主要围绕中—新生代陆相沉积盆地，近年来勘探重心集中在中—古生代海相沉积盆地[16-20]。

根据区域构造演化、地层分布、断裂系统和构造样式等特征，重新厘定了中—新生代陆相盆地的构造单元，将千里岩隆起区、勿南沙隆起区和南黄海盆地并列为一级构造单元，南黄海盆地由3 个二级构造单元组成，由北向南分别是烟台坳陷、崂山隆起和青岛坳陷，构成了“两坳一隆”构造格局[21]（图1）。

图1 南黄海盆地构造单元与目标地球化学探测取样位置图Fig.1 Tectonic map of the South Yellow Sea Basin showing sampling locations for target geochemical exploration

地震和钻井资料已经揭示崂山隆起区是海相中—古生界的主要沉积区，同时也可能是海相中—古生界油气的主要富集区，发育有多套海相油气生、储、盖组合，油气潜力巨大，具有形成大规模油气田的物质基础[19,22-25]。中—古生代崂山隆起在构造上可进一步划分为两个在构造活动性上具有明显差异的次级构造单元[21]，一个是位于崂山隆起西北部的青峰变形带，另一个是位于崂山隆起中南部的高石稳定带。高石稳定带古生界海相地层变形弱，而且已识别出了多个重要的油气圈闭构造[26]，其中，高石3 构造面积最大且处于高石稳定带核心部位，具有赋存古生界海相油气的潜力。

1.1 地层

钻井及地震资料解释，结合邻区露头资料推测，南黄海盆地崂山隆起区的变质基底为太古界—元古界变质岩系，其上发育有上元古界震旦系，古生界的寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二叠系和中生界三叠系[21,24]（图2）。

震旦系由下部陡山坨和上部灯影组地层构成。陡山坨组主要为一套灰黑色泥页岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、薄层泥质灰岩、白云质灰岩和白云岩，灯影组主要为一套白云岩。

图2 南黄海盆地海相中—古生界地层柱状图(据文献[21])Fig.2 Stratigraphic column of the marine Mesozoic-Paleozoic in the South Yellow Sea Basin （after reference [21]）

寒武系由下至上由幕府山组、炮台山组和观音台组构成。幕府山组下部为一套黑色页岩，上部为灰岩，炮台山组主要为白云岩夹藻灰岩，观音台组主要为砂屑灰岩、藻灰岩、生物碎屑灰岩及细晶白云岩。

奥陶系自下至上由伦山组、红花园组、大湾组、牯牛潭组、大田坝组、宝塔组、汤头组和五峰组构成。伦山组主要为白云岩、白云质灰岩和泥灰岩，红花园组主要为硅质岩、硅质灰岩、灰岩和泥灰岩，大湾组主要为灰岩，底部为灰色—灰黑色页岩，牯牛潭组主要为生物碎屑灰岩，大田坝组为龟裂纹灰岩夹瘤状灰岩，宝塔组为龟裂纹灰岩和生物碎屑灰岩，汤头组为瘤状灰岩，五峰组为黑色硅质泥岩，含笔石。

志留系自下至上由高家边组、坟头组和茅山组构成。高家边组下部为灰色—黑色页岩，含笔石，中部为深灰色—黑色泥岩、粉砂质泥岩，上部为灰色—深灰色泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩。坟头组为灰色、灰绿色泥岩，粉砂质泥岩，泥质粉砂岩夹灰色长石石英砂岩。茅山组上部为灰白色、棕红色石英砂岩，泥质粉砂岩，粉砂质泥岩，褐色泥岩，中下部为浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩夹粉砂质泥岩。

泥盆系主要发育五通组，岩性主要为泥岩、粉砂岩和砂岩互层，底部为石英砂砾岩、含砾石英岩。

石炭系自下至上由高骊山组、和州组、黄龙组和船山组构成。高骊山组由杂色泥岩、灰质泥岩和杂色砂岩构成。和州组主要为一套白云质灰岩、灰岩和角砾灰岩。黄龙组为灰色、黄灰色灰岩。船山组为一套生物碎屑灰岩，含核形石。

二叠系自下至上由栖霞组、孤峰组、龙潭组和大隆组构成。栖霞组为灰色—深灰色—黑色钙质泥岩、泥质灰岩、灰岩，底部发育梁山煤系或炭质泥岩。孤峰组为黑色—深灰色硅质页岩、硅质泥岩。龙潭组上段为灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩与灰色泥岩互层，中段为深灰色泥岩，下部为深灰色细砂岩、深灰色泥岩、薄层煤系。大隆组为灰黑色硅质泥岩、泥质粉砂岩和灰色粉细砂岩。

三叠系主要为青龙组，岩性主要为灰色灰岩、泥质灰岩，含少量泥岩，顶部可能有风化壳发育。

1.2 石油地质概况

根据地震资料解释、海陆对比分析和区内的钻井揭示，南黄海海相中—古生界发育3 套可能的区域性烃源岩[19,27-39]，分别是下寒武统荷塘组、下志留统高家边组和上二叠统龙潭—大隆组。

下寒武统荷塘组地层泥页岩分布广、厚度大、有机质丰度高，其中在苏北苏东121 井有效烃源岩厚度146 m，有机碳含量2%～5%，在皖南皖宁2 井有效烃源岩厚度465 m，有机碳含量2%～10%，在这里有效烃源岩指的是既有油气生成又有油气排出的岩石[40]。

下志留统高家边组烃源岩分布范围较广，厚度较大，存在鲁丹阶泥页岩，有机质丰度较高，而且成熟度适中。苏北黄桥N4 井有效烃源岩厚度75 m，有机碳含量1%～2%。南京大学于2014 年钻探的南京汤山3 号井揭示，其岩性组合为深灰—黑色泥页岩、炭质页岩、硅质泥页岩，夹薄层粉砂质泥岩，有效烃源岩厚度＞80 m，有机碳一般为1.5%～3%，成熟度（Ro）为1.7%～2.6%，有机质类型为Ⅰ和Ⅱ1 型，证明是一套具有较高潜力的烃源岩[37]。

二叠系龙潭—大隆组在南黄海WX5-ST-1 和CZ35-2-1 井中钻遇该套地层，厚度260～385 m，有机质丰度高，有机碳含量0.8%～13%，热演化程度适中，Ro 为0.7%～2.0%，该套烃源岩厚度大，分布广，有机质含量高。如苏北苏32 井龙潭组和大隆组有效烃源岩厚度达200 m，有机碳含量2%～5%；新苏泰159 井龙潭组有效烃源岩厚度100 m，有机碳含量1%～5%；苏32 井大隆组有效烃源岩厚度35 m，有机碳含量2%～5%；浙江长兴煤山13 井龙潭组有效烃源岩厚度达670 m，有机碳含量1%～2%。

南黄海钻井还揭示了下二叠统栖霞组和下三叠统青龙组烃源岩。WX5-ST-1 和CZ35-2-1 井中揭示的下二叠统栖霞组烃源岩岩性为黑色灰岩，厚10～200 m，平均有机碳含量为1.1%，平均S1＋S2为0.84 mg/g，平均氯仿沥青“A”含量为0.09%，平均热解氢指数为69.2 mg/g，干酪根类型为Ⅱ-Ⅲ型，为较好—好烃源岩。

CZ35-2-1、CZ24-1-1、WX5-ST-1 和WX4-2-1 井揭示下三叠统青龙组烃源岩岩性为泥灰岩，有效烃源岩厚度为160～200 m，有机碳含量为0.12%～0.55%，具有生烃能力。

现有研究表明，南黄海海相中—古生界发育3 套完整的生储盖组合（图2）[21]。第1 组合以下寒武统荷塘组泥页岩为烃源岩，以中、上寒武统—奥陶系灰岩为储层，下志留统高家边组泥岩页为盖层。

第2 组合以下志留统高家边组泥页岩为烃源岩，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灰岩为储层，以下二叠统栖霞组泥灰岩、上二叠统龙潭组及大隆组泥页岩为盖层。

第3 组合以下二叠统栖霞组泥灰岩、上二叠统龙潭组及大隆组泥页岩为烃源岩，以上二叠统龙潭组砂岩和下三叠统青龙组白云岩为储层，以下三叠统青龙组泥灰岩和膏盐层为盖层。

通过地震资料处理和精密解释，在崂山隆起中部发现6 个圈闭构造，这些构造部位的中—古生代海相地层发育齐全、构造相对简单[19,24-26]。局部构造优选结果为崂山隆起中西部的高石3 构造，面积最大，圈闭面积达220 km2，油气地质条件优越，是参数井钻探的首选目标区[19]。

2 样品采集与分析测试

2.1 样品采集

地球化学探测目标区位于崂山隆起中南部，主要涉及的局部构造是高石3 构造，向南延至高石4 构造（图1）。取样网格密度为1 km×2 km、2 km×2 km，局部为2 km×4 km，由北向南网度逐渐变大，共布设163 个取样站位。

海底沉积物柱状取样由上海海洋石油局第一海洋地质大队“勘407”号地质调查船实施。导航采用中海达公司导航软件Haida 海洋测量系统。定位采用美国Trimble 公司产DSM132 型DGPS 系统，海底沉积物柱状取样采用DDC-Z-2 型振动取样器，历时17 天完成了163 个站位的的样品采集。

2.2 分析测试

2.2.1 烃类气体分析测试

（1）吸附烃类气体

吸附烃类气体的分析测试流程为：称取粒径为0.419 mm 试样50 g 置于磨口烧瓶中，接到脱气系统上。磨口烧瓶置于40 ℃的水浴锅中，缓慢滴加盐酸溶液，同时摇动烧瓶，至不再产生气泡时，停止加盐酸，平衡20 min。用玻璃注射器抽取脱出气体，记录脱出气体的体积。用微量注射器准确抽取适量气体，迅速注入气相色谱仪，启动程序，采集数据，自动进行定性和定量计算。方法测定指标主要包括C1—C5轻烃类组分，测定范围（以甲烷计）≥0.05 μL/kg。

（2）顶空烃类气体

顶空烃类气体的测试流程为：取一定量的海底沉积物样品立即装入盛有饱和盐水的容器中，密封后放置一定时间，取样品顶空间的气体，在经过富集后，用气相色谱仪分析其中气体含量。方法测定指标主要包括C1—C5轻烃类组分，测定范围（以甲烷计）≥0.05 μL/L。

2.2.2 芳烃类指标分析测试

（1）芳烃及其衍生物

芳烃及其衍生物测定主要采用紫外吸收光谱测量法。这是一种利用紫外/可见分光光度计测量有特征吸收的芳烃及其衍生物的油气化探测量方法。将样品用适当的有机试剂浸泡、振荡萃取，其溶液在紫外分光光度计上于λ200 nm～λ300 nm 波长范围进行扫描，并记录各特征波长的吸光度值，应用标准曲线法计算含量。主要检测指标为210 、220 、254、296 nm 等波长处的芳烃含量，测定范围为ω（萘）=（0.2～100）×10-9。

（2）稠环芳烃

稠环芳烃总量测量主要采用荧光光谱法。将海底沉积物、土壤（岩石、水）样品用合适的试剂进行萃取后，利用荧光分光光度计，选择合适的固定激发波长，检测其萃取液中可以反映油气信息的芳烃及其衍生物荧光光谱特征及其特征峰强度。主要检测指标为320、360、405 nm 三波长处的芳烃含量，报出率100%，测定范围为ω（萘）=（0.2～100）×10-9。

3 结果与讨论

3.1 地球化学指标数值特征

3.1.1 地球化学指标

通过对163 个站位样品的吸附烃类气体（C1—C5）、顶空烃类气体（C1—C5）、芳烃及其衍生物总量（220、260 和275 nm）和稠环芳烃总量（320、360 和405 nm）地球化学指标测试结果的统计，给出了各类地球化学指标最大值、最小值、均值、标准偏差和变异系数等数值特征（表1）。

3.1.2 地球化学指标优选与异常下限确定

地球化学指标的优选是从众多指标中选取有代表性指标进行地球化学异常特征分析。吸附烃类气体指标相关分析结果显示，吸附甲烷与吸附乙烷和吸附丙烷之间均为正相关关系，相关系数分别为0.811 和0.839，吸附乙烷和吸附丙烷为正相关关系，相关系数为0.982，明显高于吸附甲烷与吸附乙烷和丙烷的相关系数（图3）。现有研究表明甲烷与乙烷及以上的重烃气体组分在成因上可能存在差异，甲烷可以是生物成因，也可以是热成因，而乙烷以上的重烃气体组分主要是热成因[8,11,14]。为此，在吸附烃类气体指标中选择吸附甲烷和吸附重烃气体（C2+）两个指标进行异常特征分析。

表 1 南黄海崂山隆起目标区地球化学指标数值特征Table 1 Data characteristic of geochemical indicators

顶空烃类气体代表了海底沉积物中游离态存在的烃类气体组分，由于总体含量偏低，导致各组分之间的相关性均较差，其中，顶空甲烷与顶空乙烷和顶空丙烷的相关系数分别为0.023 和0.047，顶空乙烷和顶空丙烷的相关系数为0.137，高于顶空甲烷与顶空乙烷和顶空丙烷的相关系数。考虑到顶空甲烷与其他顶空烃类气体成因上可能存在的差异，选择顶空甲烷和顶空重烃气体（C2+）两个指标进行异常特征分析。

芳烃及其衍生物总量228 nm 与260 nm 和296 nm之间相关系数分别为0.895 和0.793（图3），表现为明显的正相关关系，选择含量偏高的260 nm 能够代表芳烃及其衍生物总量所有指标的异常分布特征。

稠环芳烃总量320 nm 与360 nm 和405 nm 的相关系数分别为0.681 和0.616，表现为显著的正相关关系（图3），选择含量偏高的320 nm 来代表稠环芳烃总量进行异常特征分析。

对研究区海底沉积物主要地球化学指标的异常下限的确定主要考虑了各指标的频率分布特征并结合了计算法给出的结果。从各指标的频率分布图可见（图4），吸附甲烷的主峰范围为90～110 μL/kg，结合计算结果确定的异常下限值为100 μL/kg。吸附重烃气体的主峰范围为3～5 μL/kg，结合计算结果确定的异常下限值为4 μL/kg。顶空甲烷的主峰范围为7.5～12.5 μL/L，结合计算结果确定的异常下限值为12 μL/L。顶空重烃气体的主峰范围为0.5～0.75 μL/L，结合计算结果确定的异常下限值为0.6 μL/L。稠环芳烃总量320 nm 的主峰范围为12～22ω（B）（10-9），结合计算结果确定的异常下限值为20ω（B）（10-9）。芳烃及其衍生物总量260 nm的主峰范围为330～660ω（B）（10-9），结合计算结果确定的异常下限值为400ω（B）（10-9）。

3.2 地球化学异常分布特征

3.2.1 烃类气体地球化学异常分布特征

图3 主要地球化学指标相关分析图Fig.3 Correlation diagram of main geochemical indicators

吸附甲烷和吸附重烃气体异常具有相似的分布特征，主要集中分布在目标区内高石3 构造东北部和北部，呈北西向延伸，规模大且强度高，另有几处异常分布在高石3 构造南部边界断裂和高石4 构造附近。总体来看，吸附甲烷异常和吸附重烃气体异常在目标区内主要受断裂构造控制，包括高石3 构造的东北、北部和南部边界断裂，以及穿过高石4 构造的断裂，并且构成了围绕高石3 构造和高石4 构造环状异常区（图5）。

顶空甲烷异常主要围绕目标区的边缘分布，连接所有边部异常构成一个北西向展布的环状异常区。这个环状异常区范围涵盖了高石3 构造和南部的高石4 构造，其中规模较大的异常分布在高石3 构造北东边缘，受高石3 构造北东边缘断裂控制（图6）。

顶空重烃气体异常范围明显较顶空甲烷异常范围小，主要分布在目标区北部、东北部和西部，而在目标区南部基本没有异常显示。连接北部、西部和东北部异常构成一个围绕高石3 构造分布的半环状异常（图6）。

3.2.2 芳烃类地球化学异常分布特征

芳烃及其衍生物总量260 nm 异常在目标区规模大且强度高。高值异常主要分布在高石3 构造西北和南部。连接所有边缘异常勾勒出一个北西-南东向延伸的环状异常区，控制着高石3 构造和高石4 构造（图7）。

稠环芳烃总量320 nm 异常主要分布在目标区高石3 构造范围内。几处异常分别位于高石3 构造东部、西北部、西南部和南部边缘。连接几处异常构成一个环绕高石3 构造的环状异常区（图7）。环状异常明显靠近高石3 构造内部，并且沿高石3 构造的北部、北东和南部边缘分布，受边缘断裂控制明显。

3.2.3 沿主要地震剖面地球化学异常分布特征

图4 主要地球化学指标频率分布图Fig.4 Frequency charts of main geochemical indicators

图5 海底沉积物吸附甲烷 (左) 和吸附重烃气体 (右) 异常分布图Fig.5 Anomaly map of adsorbed methane （left） and adsorbed heavy hydrocarbon gases （right） in the seabed sediments

图6 海底沉积物顶空甲烷(左)和顶空重烃气体(右)异常分布图Fig.6 Anomaly map of headspace methane （left） and headspace heavy hydrocarbon gases （right） in the seabed sediments

图7 海底沉积物稠环芳烃320 nm(左)和芳烃及其衍生物260 nm(右)异常分布图Fig.7 Anomaly map of polycyclic aromatic hydrocarbon 320 nm （left） and aromatic hydrocarbon and its derivatives 260 nm （right） in the seabed sediments

沿穿过高石3 构造东西向HB15-L07 地震剖面，各类地球化学指标异常的分布均不同程度地与高石3 构造及其深部可能存在的油气藏有关（图8）。顶空烃类气体2 处异常分布在高石3 构造东西两侧，间距较大。吸附烃类气体异常主要位于高石3 构造东部边界断裂附近。芳烃及其衍生物260 nm异常和稠环芳烃320 nm 异常各有2 处分布于高石3 构造东西两侧，但范围明显较烃类气体异常小。在空间上，烃类气体异常更靠近高石3 构造的外侧，而芳烃类异常更靠近高石3 构造的内侧。

沿穿过高石3 构造南北向HB15-L44 地震剖面，各类地球化学指标异常的分布也与高石3 构造及其深部可能存在的油气藏有关（图9）。顶空烃类气体和吸附烃类气体在高石3 构造南北两侧均有异常分布，间距较大，涵盖范围较大。芳烃及其衍生物260 nm 异常和稠环芳烃320 nm 异常各有2 处异常，但范围明显较烃类气体异常小。在空间上，烃类气体异常更靠近高石3 构造的外侧，而芳烃类异常更靠近高石3 构造的内侧。

3.3 地球化学异常模式与钻探构造优选

3.3.1 地球化学异常模式

图8 沿HB15-L07 地震剖面各类地球化学异常叠合图Fig.8 Overlapping map of various geochemical anomalies across HB15-L07 seismic profile

图9 沿HB15-L44 地震剖面各类地球化学异常叠合图Fig.9 Overlapping map of various geochemical anomalies across HB15-L44 seismic profile

根据南黄海崂山隆起中南部海底沉积物顶空烃类气体、吸附烃类气体、芳烃及其衍生物和稠环芳烃指标地球化学异常在平面图和剖面图上的分布特征，结合高石3 构造深部油气藏可能分布，建立了围绕高石3 构造的复合型油气藏渗漏的海底表面油-气双环状地球化学异常模式（图10）。油-气双环状地球化学异常模式是南黄海盆地崂山隆起中南部高石3 构造深部油气藏渗漏的具体体现，构成要素包括深部油气藏、向上渗漏的运移路径和地球化学异常显示。

图10 环绕高石3 构造油-气渗漏双环状地球化学异常模式Fig.10 Double halo-type geochemical anomaly model of oil-gas seepage around Gaoshi 3 structure

地震资料综合解释、已有钻井资料分析和区域对比结果表明[19,35,39]，南黄海盆地崂山隆起区海相中—古生界存在三套有利储层，第一套储层为下古生界中、上寒武统—奥陶系灰岩，第二套储层为中—上志留统坟头组和茅山组、上泥盆统五通组砂岩以及石炭系灰岩，第三套储层为上二叠统龙潭组砂岩和下三叠统青龙组白云岩。第一套储层和第二套储层由于埋藏较深和油气成藏配置关系主要为原生气藏。第三套储层由于埋藏浅和油气配置关系主要为油藏并且因构造改造以残留油藏为主，得到了CSDP-2 井油气显示的证实[41]。据此认为高石3 构造深部油气藏主要有两种类型：第一种类型是深部原生气藏，主要富集在第一储层和第二储层，第二种类型是浅部残留油藏，主要富集在第三储层。

地震资料综合解释和区域地质分析结果表明，围绕高石3 构造北部、东北部和南部断裂构造发育，并且地层之间存在规模较大的不整合面[19,21]。地球化学异常分布特征表明，这些断裂构造和不整合面是油气藏向上渗漏的主要运移路径，而且对气藏渗漏而言，由于烃类气体分子较小，一些微裂隙和沉积物粒间孔隙也是其渗漏运移的主要路径。

高石3 构造深部油气藏渗漏的地球化学异常显示主要表现为油-气双环状地球化学异常，具体可分为内环状异常和外环状异常。内环状异常由大分子的芳烃及其衍生物和稠环芳烃等指示深部油藏渗漏的指标异常构成，代表了深部残留油藏渗漏的海底表面显示，而外环状异常则以小分子烃类气体等指示深部气藏渗漏的指标构成，代表了原生气藏渗漏的海底表面显示。

3.3.2 钻探构造优选

南黄海盆地崂山隆起中南部目标地球化学探测区主要有高石3 构造和高石4 构造两个圈闭构造，从两个圈闭构造规模、继承性、落实程度、埋深条件、保存条件、油气藏配置和资源量多个因素综合考虑，高石3 构造以其规模大、埋藏浅、断裂发育少、构造形态稳定和资源量大等特征明显优于高石4 构造，另外在地球化学异常指标数量和规模强度方面，高石3 构造明显优于高石4 构造。因此，建议高石3 构造为南黄海盆地崂山隆起中—古生界海相油气钻探的首选构造。

南黄海崂山隆起区围绕高石3 构造的油-气双环状地球化学异常模式揭示了高石3 构造深部油藏和气藏的渗漏，因而预示着高石3 构造深部存在油藏和气藏，对高石3 构造实施钻探有望在南黄海盆地崂山隆起区获得中—古生界海相油藏和气藏的发现，取得这一地区油气勘探的突破。