南海北部天然气成藏规律与勘探领域*

2022-10-28吴克强曾清波李宏义徐建永武爱俊冯晨阳

中国海上油气 2022年5期

吴克强曾清波李宏义徐建永郭帅武爱俊冯晨阳

(1. 中海石油(中国)有限公司海南分公司海南海口 570100； 2. 中海油研究总院有限责任公司北京 100028)

中国南海(地质上称为新南海)形成于晚渐新世至中中新世，是西太平洋最大的边缘海之一，面积约为356×104km2，平均水深超过1 000 m[1-5]，其北缘和西缘分别是华南板块和印支板块，南缘与婆罗洲地块相接，东缘以菲律宾群岛为界[6]。南海海区在北部和中南部发育有珠江口、北部湾、琼东南、莺歌海、中建南、万安、南薇西、北康和曾母等17个沉积盆地[1-3]。当前，中国在南海的天然气勘探主要集中在北部的莺歌海、琼东南和珠江口3个大型新生代沉积盆地[7-10]。

中国在南海北部的油气勘探开始于20世纪60年代，主要在莺歌海盆地开展浅层地震普查，并于1960年钻探英冲1井和英冲2井，均见油流[11-12]。1964年，中国在莺歌海盆地钻探南海近岸第一口探井——“海1井”，获得油气流，从而证实了南海北部沉积盆地的油气勘探潜力[11-12]。南海北部大规模油气钻探始于1983年，并于2009年后，天然气探井年度工作量长期保持在15口以上；截至2020年底，中国在南海北部共钻天然气探井超过300口[11-13]，共采集二维地震近60×104km、三维地震近20×104km2[11-13]。

自1979年开展对外合作，历经40余年勘探，截至2020年底，南海北部莺歌海、琼东南、珠江口三大盆地共发现天然气田31个、含气构造51个，其中大型气田8个、中型气田14个，大中型气田探明地质储量合计占总地质储量的91%[11,13-14]。整体上看，南海北部大中型天然气田成群成带分布，主要分布于5个千亿方级规模气田群中，分别是莺歌海盆地中央底辟带、琼东南盆地崖城13-1地区、琼东南盆地乐东-陵水凹陷中央峡谷水道、珠江口盆地白云凹陷北部斜坡带、珠江口盆地白云凹陷东南斜坡带[15-21](图1)。南海北部是中国近海天然气主力产区，截至2020年底，累计产气量占近海天然气总产量的75%[11,13-14]。

近年来，许多专家学者对中国南海北部天然气勘探取得的重大突破进行了梳理和总结，提出了一系列天然气成藏认识，包括琼东南盆地转换断阶控藏模式、珠江口盆地增压型构造转换带控圈模式等[7-10]。上述认识主要以单个天然气藏为解剖对象，未对整个南海北部天然气藏的成藏规律进行系统研究。本文基于对南海北部已发现典型天然气藏的精细解剖，明确了“内盆地带”煤系和陆源海相源岩控制南海北部天然气资源分布、垂向运移控制南海北部天然气富集、高泥地比的岩性背景控制南海北部天然气保存等成藏规律，并以此为依据，指出了南海北部天然气有利勘探新领域。

图1 南海北部盆地构造区划与规模气田群分布Fig.1 Tectonic division and large gas-field distribution in the northern South China Sea

1 南海北部天然气成藏规律

1.1 “内盆地带”煤系和陆源海相烃源岩控制南海北部天然气资源分布

中国南海盆地是典型的叠加-复合边缘海盆地，新生代以来构造旋回演化经历了古南海的消亡与新南海的扩张[22-25]。在古、新南海转换的过程中，各区域地质单元表现出显著的构造差异，控制了5类沉积盆地的形成演化[5]。南海北部盆地主要为拉张型被动大陆边缘裂谷盆地，以珠江口盆地和琼东南盆地为代表；西部盆地主要表现为受剪切应力主导的剪切拉张型盆地，以莺歌海盆地和中建南盆地为代表；南部盆地则多为挤压型前陆盆地，以曾母盆地和文莱-沙巴盆地为代表；东部盆地主要是俯冲成因的岛弧型盆地或俯冲型盆地，以吕宋海槽，笔架南盆地为代表；中部盆地主要为裂离漂移盆地，以北康盆地和礼乐盆地为代表。构造差异性同时深刻影响不同盆地沉积环境差异[5,22-23,26-28]。而沉积环境的差异直接控制了盆地内烃源岩的差异。基于主成盆期(始新世—渐新世)沉积环境的差异性，南海海盆可划分为以湖相沉积为主的盆地带和以海陆过渡相-海相沉积为主的盆地带，前者主要发育在中国南海盆地的外环，靠近大陆，也称“外盆地带”，后者主要分布在远离大陆的盆地中部深水区，也称“内盆地带”[11,29-30]。

受控于沉积环境，“外盆地带”以发育优质湖相烃源岩为主，藻类水生生物是主要生烃母质，富含Ⅱ1型干酪根，以生油为主；在高成熟阶段和原油裂解时可生成较多凝析气。而“内盆地带”则主要发育煤型烃源岩(包括煤系和陆源海相烃源岩)，以陆生高等植物为主要生烃母质，富含Ⅱ2—Ⅲ型干酪根，以生气为主。此外，就煤型烃源岩而言，不同盆地烃源岩显微组分构成存在差异。南海南部盆地煤型烃源岩富氢壳质组平均含量高达31%，为富氢煤型烃源岩；而北部盆地煤型烃源岩富氢壳质组平均含量则在10%～15%，为贫氢煤型烃源岩。在低成熟—成熟阶段，煤型烃源岩能生成轻质油并且富氢煤型烃源岩的生油能力要强于贫氢煤型烃源岩，而在高—过熟阶段，两者都具有较强的生气能力[31-32]。对于“内盆地带”，煤型烃源岩富氢组分含量多少决定了油与气分区特征。因此，南海“外盆地带”由于主要发育优质湖相烃源岩，总体富油，少数凹陷发育油型气田；“内盆地带”因以发育海陆过渡相煤系-海相烃源岩为主，整体上富气，部分区域发育煤型油田。从而形成了南海海盆“外油内气，有序分布”的格局[11,29-30]。

受控于烃源岩类型和所处的热演化阶段，南海北部发现的天然气主要包括油型气和煤型气两种[33-34]。油型气主要分布于北部湾盆地、珠一和珠三坳陷、琼东南盆地北部坳陷带；煤型气主要分布在莺歌海盆地、白云凹陷、琼东南盆地崖13-1及中央坳陷带。两种类型的天然气相比较，煤型气居于主导地位，占天然气总探明地质储量的96.3%。

勘探实践证明，规模性三角洲、海相泥岩是南海北部形成大气田的基础。首先，规模性三角洲直接控制了煤型烃源岩的发育与展布，进而影响气田群的分布[1]。南海北部“内盆地带”共发育有3个陆缘含煤型盆地(莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地南部)，大中型煤型烃源岩发育带与规模性三角洲密切相关，南海北部共发育有3个煤系三角洲(珠江口盆地白云三角洲，琼东南盆地崖13-1三角洲，莺歌海盆地红河三角洲，共计21 340 km2)和3个扇三角洲带(琼东南盆地北部坳陷北缘扇三角洲带，中央坳陷北缘扇三角洲带，中央坳陷南缘扇三角洲带，共计4 800 km2)(图2)。另外，厚层且稳定分布的海相泥岩烃源岩同样控制着南海北部气田群的形成与分布，珠江口盆地荔湾3-1气田以恩平组泥岩(最大厚度4 000 m，分布面积19 600 km2)为烃源岩，琼东南盆地陵水17-2、陵水25-1等气田以崖城组泥岩(最大厚度3 000 m，分布面积8 900 km2)为烃源岩，莺歌海盆地东方1-1、东方13-2等气田以梅山组和三亚组泥岩(最大厚度7 500 m，分布面积31 500 km2)为烃源岩。

图2 南海北部成煤环境Fig.2 Coal-forming environments in the northern South China Sea

以两类煤型烃源岩大规模发育为基础，南海北部剩余天然气资源量巨大，主要分布在“内盆地带”莺歌海、白云、乐东、陵水、松南-宝岛等凹陷，具备继续发现千亿方级气田群的潜力。

1.2 运移控制南海北部天然气富集

1.2.1垂向运移成藏模式

垂向运移是天然气最重要的运移方式，中国南海北部海域已发现天然气田均以垂向运移为主。底辟及相关裂隙、断裂是天然气垂向运移的主要通道，其中莺歌海盆地东方1-1、琼东南盆地陵水17-2、珠江口盆地荔湾3-1等大中型气田以底辟垂向运移为主；珠江口盆地番禺气田群、远海曾母盆地L气田主要以断裂垂向运移为主。

1) 底辟带运汇成藏模式。

莺歌海盆地底辟带。莺歌海盆地中央底辟带沉积了浅海环境背景下的海底扇、浊积水道等多种类型的砂体，呈孤立状、席状或叠合连片产出，被浅海相泥岩包裹，与底辟构造带耦合，在底辟顶部和侧翼分别形成了背斜、断块等构造型圈闭和岩性圈闭。高精度的三维地震资料揭示底辟构造核心区发育了一系列由微小断裂组成的输导体系，断面陡断距小，在高温高压环境下易幕式开启成为高效输导通道。这些断裂系统沟通源储，向下断至梅山组—三亚组高成熟烃源岩，向上断入黄流组一段大型海底扇储集砂体，并终止于上覆厚层浅海相泥岩内，深部地层的异常高压提供了天然气向上运移的主要动力，有利于天然气在底辟浅层背斜圈闭或中深层底辟带翼部岩性圈闭中聚集成藏[18]。目前已经在底辟带发现了东方1-1、东方13-2、乐东15-1和乐东22-1大中型气田(图3)。

琼东南盆地莺-黄组中央峡谷水道。晚中新世至上新世，琼东南盆地中央坳陷带发育长度超过500 km的大型轴向峡谷，整体呈S型北东向展布，水道内已发现陵水17-2、陵水25-1、陵水18-1等气藏,具有底辟-微裂隙垂向运移、峡谷浊积水道砂储集的成藏特征[19]。发现气藏天然气为高成熟煤型气，主要来自渐新统崖城组烃源岩。研究表明，下渐新统崖城组烃源岩生成的天然气通过底辟断裂注入陵水17-2圈闭。在峡谷水道气田的下方存在底辟模糊带，其上覆地层被拱升刺穿，地震剖面具有下宽上窄的特征，内部地层具有地震特征弱反射、杂乱反射或空白反射的特征，在底辟两侧和顶部发育气烟囱，可见明显亮点异常。在底辟翼部和顶部均发育断裂，其中内部存在向下沟通崖城组烃源岩、向上连接中新—上新统砂岩储层的小断裂及层间裂隙。此外，浊积砂岩在中央峡谷内多期发育，具有纵向叠置、横向延伸的特征，有利于天然气横向运移连片成藏。

2) 断裂垂向运汇成藏模式。

琼东南盆地中新统海底扇。中新世，琼东南盆地进入拗陷演化阶段，受区域海平面下降与供源三角洲进积影响，中央坳陷带发育多个海底扇，已发现陵水13-2 、松涛36-2等气藏，天然气主要沿断裂垂向运汇成藏[21]。陵水13-2气藏储层为梅山组三段坡控低位海底扇砂体，厚度较薄，以粉砂岩和泥质粉砂岩为主，中孔-低渗。梅山组天然气符合成熟煤型气特点，其甲烷碳同位素为-44.15‰～-48.51‰，乙烷碳同位素为-24.88‰～-26.98‰，推测来自于下伏陵水凹陷崖城组烃源岩，在中—上新世处于高成熟阶段，可以大量生气，具备充足的气源条件。崖城组烃源岩生成的天然气沿着断层、裂隙等垂向通道运移，不断向陵水13-2圈闭充注聚集成藏。虽然埋藏速率较快导致超压的形成，但在储层内较强的胶结作用和梅山组上覆泥岩形成的的压力箱的双重作用下，天然气保存条件较好，难以逸散。

白云凹陷北坡。白云北坡番禺气田群已发现天然气探明和控制地质储量近千亿方。晚中新世，东沙运动在白云凹陷东北部形成了一系列雁形排列的NW、NWW向断裂，控制了该区油气运汇成藏。该区圈闭为晚期正断层在上升盘形成的系列翘倾半背斜构造，断层略带弧形，断距与泥岩厚度关系合理(断距在200 m左右，泥岩厚度约在500 m)，圈闭侧向封闭条件好；主力储盖组合为珠江组下段陆架三角洲砂体和其上覆的厚层珠江组泥岩组合，储层物性条件好；珠江组下段气样碳同位素的分析结果表明为明显的成熟热成因气，推测来自白云凹陷恩平组煤型烃源岩；东沙运动形成的NW、NWW向断裂，与本区关键成藏时刻匹配，烃源岩生成的成熟天然气在断层活动时期沿晚期断裂持续垂向运移至断鼻圈闭中成藏；上覆泥岩厚度达到500 m，天然气可以较好保存[35](图4)。

图4 白云凹陷北坡气田群成藏模式Fig.4 Accumulation model of the northern continental slope gas fields in Baiyun sag

1.2.2断-脊-砂运汇成藏模式

琼东南盆地经历了多期次构造运动，其中盆地中部松南低凸起潜山圈闭成群成带发育，已发现永乐8-1、永乐8-3等天然气藏，具有“断-脊-砂”远距离运聚成藏特征[36]。永乐8区气藏处于两条构造脊高部位，构造脊向北延伸进入宝岛凹陷的成熟烃源岩发育区，利于捕获油气。同时，受南部永乐13古凸起物源影响，崖城组发育北东向展布的扇三角洲砂岩构成主力输导层，分布较广，与构造脊匹配关系好，利于输导油气。现今松南凹陷和北礁凹陷中心附近深部地层处于强超压状态，超压最强区域出现在松南凹陷，最大剩余压力接近50 MPa，而松南低凸起上的地层基本保持常压状态，利于凹陷中心或附近斜坡生成的油气通过断层、砂体在超压作用下向低凸起运移聚集。松南-宝岛凹陷主力烃源岩崖城组自23 Ma至今持续排烃，而永乐8区潜山圈闭定型于三亚组至梅山组时期(约10.5 Ma之前)，为大规模天然气聚集提供了有利条件。

1.2.3源储大面积接触运汇成藏模式

崖城13-1气田位于琼东南盆地崖南凹陷西缘的崖城13-1构造带，为北西-南东向半背斜，主要含气层系为陵水组，属厚层整装气藏，具有源储大面积接触运汇成藏特征[37]。崖南凹陷西部3号断层下降盘发育渐新统崖城组南东向三角洲，延伸至凹陷中部，面积约400 km2，其中三角洲平原亚相煤系地层发育，Y2井崖城组录井见煤层31层、累计厚度11.5 m。煤系地层中的煤层及碳质泥岩有机碳含量高、生烃潜力大，同时晚中新世以来煤系烃源岩快速深埋、成熟度增高，生成了大量天然气，为崖城13-1气田提供了充足的气源。崖城组烃源岩上覆陵水组三段为主要含气层系，发育三角洲水下分流河道、河口坝、远砂坝及席状砂砂岩储层，以中—粗砂岩、含砾粗砂岩为主，其次为细砂岩，碎屑颗粒原始组构好，深埋时间短，并受到淋滤和溶蚀作用改造，储层物性好，平均孔隙度14.9%、平均渗透率213 mD。陵水组三段三角洲砂岩储层与下伏三角洲煤系烃源岩大面积直接接触，近源充注成藏(图5)。

图5 崖城13-1气田成藏模式Fig.5 Accumulation model of the YC13-1 gas field

1.3 高泥地比岩性背景控制南海北部天然气保存

保存条件是天然气成藏的关键要素，决定天然气是否成藏以及储量规模[38]。高泥地比岩性背景控制了南海北部天然气的保存，“泥包砂”与厚(超压)泥岩顶盖是两类主要保存方式，其中莺歌海盆地东方气田区、琼东南盆地陵水17-2等大中型气田主要为“泥包砂”背景，珠江口盆地番禺气田群、琼东南盆地崖城13-1气田为厚(超压)泥岩顶盖背景。

1.3.1“泥包砂”背景

1) 莺歌海盆地东方气田区。东方区中深层高温高压天然气藏集中分布于黄流组一段储层中，气藏受上覆黄流组一段上部至莺歌海组二段下部连续沉积的厚层区域性泥岩盖层控制。钻井揭示该套盖层分布范围广，厚度在 500～1 200 m，岩性以粉砂质泥岩、泥岩为主，泥地比达到79%～95%。泥岩盖层孔隙度为5%～15%，大部分样品的渗透率小于1 mD，且该套盖层内普遍发育超压，毛细管封闭作用极强，具有极好的封闭能力[39](图6)。

2) 琼东南盆地陵水17-2气田。该气田由深水泥岩背景下发育的中央峡谷水道内多个独立的浊积砂体构成，莺歌海组沉积中后期发育的厚层泥岩为主要盖层，厚度可达500～1 000 m，泥地比平均为89%。后期稳定构造背景下，区域断层极少发育，莺歌海组泥岩盖层对下部黄流组储层具有较强的封盖能力。钻探表明，砂岩储层发育相对集中，且泥岩盖层具有“横向连续稳定发育”的特点，黄流组优质储层和莺歌海组厚层泥岩配置良好[40]。

1.3.2厚(超压)泥岩顶盖背景

1) 白云凹陷北坡。番禺气田群为陆架背景下的反向断层遮挡形成的断鼻气藏，主要储层为珠江组下段的陆架三角洲砂岩，上覆最大海泛后发育中新统、上新统巨厚浅海陆架泥岩，仅珠江组上段直接盖层就超过500 m，其中夹少量薄层粉砂岩、泥质粉砂岩，泥地比超过80%，埋深普遍小于2 000 m，塑性强，具有极好的封闭能力[35]。

2) 崖南凹陷崖城13-1气田。崖13-1气田是顶部超压泥岩封盖形成的气藏，主力含气层陵三段为常压，压力系数为1.05，上覆梅山组发育浅海相泥岩盖层，泥地比普遍在50%以上，最大可达94%，存在物性封闭、欠压实流体封闭和烃浓度封闭的可能性，其压力系数1.4～1.6。两翼的三亚组和陵二段泥岩具有毛细管压力封闭作用，多因素共同构成了天然气良好的保存条件[37]。在超压盖层封盖作用下，天然气藏的气柱高度达400 m以上。

2 南海北部天然气勘探领域

南海北部已发现珠江口盆地白云凹陷东南斜坡带、琼东南盆地中央峡谷水道、莺歌海盆地中央底辟带等5个千亿方级气田群，证实了白云、乐东-陵水、莺歌海等4个凹陷煤系和陆源海相烃源岩生气潜力，揭示了底辟、断层垂向运汇等多种成藏模式。南海北部各盆地剩余天然气总资源量巨大，具备继续发现千亿方级气田群的潜力，其中发育煤系和陆源海相烃源岩的潜在富气新凹陷、已证实富气凹陷内具备底辟等垂向运移条件的源外浅层或近源中深层是下一步有利勘探新领域。

2.1 新凹陷

南海北部已发现天然气主要为三角洲相关的煤系及陆源海相烃源岩生成的煤型气。南海北部珠江口、琼东南盆地发育荔湾、鹤山、长昌、北礁等未获得勘探突破的潜在生气新凹陷，其中琼东南盆地长昌凹陷、珠江口盆地荔湾凹陷发育渐新统三角洲，煤系及陆源海相烃源岩发育，是潜在富气新凹陷。

2.1.1琼东南盆地长昌凹陷

长昌凹陷位于琼东南盆地深水区东部，凹陷面积11 000 km2，自下而上充填了古近系崖城组、陵水组，新近系三亚组、梅山组、黄流组及以上地层。崖城组是长昌凹陷主力烃源岩层系，受凹陷北部神狐隆起与凹陷南部隆起物源影响，在凹陷南北两侧斜坡带发育多个近源(扇)三角洲，单个面积普遍为200～400 km2，合计约1 700 km2，其中(扇)三角洲平原有利于成煤，是主力生烃相带；凹陷中央主要发育的浅海相泥岩是重要的烃源岩。崖城组烃源岩整体处于成熟—高熟阶段，凹陷天然气资源量较大。长昌凹陷发育两套储盖组合，第一套以陵三段扇三角洲或滨海砂岩为储层、以陵二段区域分布的浅海泥岩为盖层；第二套以三亚组浊积扇或滨海砂岩为储层、以区域分布的梅山组半深海或浅海泥岩为盖层。长昌凹陷未钻圈闭分布在凹中隆起带、东部陡坡带和西部斜坡-隆起带，其中，凹中隆起带紧邻生烃中心，是有利的勘探方向[41]。

2.1.2珠江口盆地荔湾凹陷

荔湾凹陷位于珠江口盆地珠二坳陷南部，北与白云凹陷相邻、南与双峰盆地相接，是以新生代沉积为主的凹陷，面积约3 500 km2。荔湾凹陷经历了断拗期、拗陷期和沉降期三期构造演化阶段，沉积了较完整的始新统—第四系。主力烃源岩下渐新统恩平组沉积时期，荔湾凹陷与白云凹陷恩平组沉积环境相似，为局限海相沉积环境，受北部云荔低隆起物源影响，在凹陷北部发育三角洲沉积(图7)，面积约1 000 km2。该三角洲与白云北坡恩平组三角洲具有相似的成煤环境，推测在三角洲平原区发育煤系烃源岩，在近三角洲体系的海相环境中发育陆源海相烃源岩，凹陷天然气资源潜力较大。荔湾凹陷主要发育恩平组三角洲分流河道-浅海泥岩、珠江组深水扇-深海泥岩等两套储盖组合。其中，凹陷北部构造带崖城组三角洲发育，烃源条件优越，同时发育多个大型构造圈闭，是有利勘探区带[35]。

图7 荔湾凹陷恩平组4期三角洲分布Fig.7 Distributions of 4-stages deltas during the deposition of Enping Formation in Liwan sag

2.2 已证实富气凹陷浅层源外成藏新领域

珠江口盆地白云凹陷、琼东南盆地乐东-陵水凹陷、莺歌海凹陷等为4个已证实的富气凹陷，目前上述凹陷勘探程度相对较低，剩余资源潜力大，其中莺歌海盆地底辟波及区水道、海底扇岩性圈闭、莺东斜坡带岩性圈闭、琼东南盆地乐东-陵水凹陷中新统海底扇是浅层源外成藏的有利方向。

2.2.1莺歌海盆地底辟波及区水道海底扇岩性圈闭

勘探实践表明，莺歌海盆地中央底辟带发育大量微断裂，为深部天然气向上运移提供了高效输导通道。近年来研究发现，微断裂不只在底辟构造核心区发育，在远离底辟的翼部也广泛分布，这些微断裂主要形成于上新世早中期，为大型底辟活动的产物[18]。莺歌海盆地在梅山组、黄流组沉积时期，受到越东和海南岛物源的共同影响，主要发育中央凹陷带低位海底扇和斜坡近凹带水道两类储集体，底辟波及区的水道、海底扇存在微断裂沟通下部烃源岩，是有利勘探目标。底辟波及区黄流组、梅山组发育多个岩性圈闭，勘探潜力较大。

2.2.2莺歌海盆地莺东斜坡带岩性圈闭

莺歌海盆地目前已发现的天然气集中分布在东方区和乐东区，莺东斜坡带整体勘探程度较低。根据边界断裂特征的差异莺东斜坡带可划分为三段，其中，中南段梅山组—莺歌海组二段中—下亚段发育水道、海底扇等多种类型的储集体。同时，莺东斜坡带中南段发育复合输导体系、稳定泥岩盖层和良好构造脊汇烃背景，具备天然气长距离运移成藏的关键地质要素。一号边界断裂的NW向派生断裂晚期活化持续活动至早上新世(莺歌海组二段)，有利于深部天然气垂向运移[42]。凹陷中心部位三亚组—梅山组烃源岩生成的成熟天然气沿着砂体、不整合面和层间断裂组成的复合输导体系横向运移至斜坡带下方，再沿断层向上运移至有利砂体中聚集成藏，构成“脊-砂-断-储”立体运聚成藏模式，是莺歌海盆地有利的勘探新领域。

2.2.3乐东-陵水凹陷中新统海底扇

琼东南盆地乐东-陵水凹陷是已证实的富气凹陷，凹陷中部莺-黄组峡谷水道内发现了陵水17-2、陵水25-1等气田，但凹陷整体探明程度仍较低，天然气剩余资源量巨大。凹陷中新统海底扇领域已发现了陵水13-2等气藏，证实了海底扇砂岩“源-断-储”垂向运聚成藏模式，但已发现的气藏规模相对较小，仍是浅层源外勘探新领域[21]。乐东-陵水凹陷中部发育多个中新统海底扇岩性圈闭，断裂及相关裂隙沟通了下伏崖城组烃源岩和海底扇砂岩，为天然气垂向运移提供了重要通道，成藏条件有利，天然气资源量较大，勘探潜力较大。

2.3 已证实富气凹陷中深层近源成藏新领域

南海北部各盆地中深层发育古近系三角洲与中生界花岗岩潜山，已发现白云5-2、永乐8-1等气藏，揭示了中深层良好的勘探前景。南海北部乐东-陵水、白云凹陷等已证实富气凹陷中深层具备近源成藏优势，其中琼东南盆地崖南-陵水低凸起古近系构造-岩性圈闭、琼东南盆地潜山和白云凹陷北部斜坡带古近系等是下一步勘探的新领域。

2.3.1琼东南盆地崖南-陵水低凸起古近系构造-岩性圈闭

崖南-陵水低凸起紧邻崖南、乐东-陵水富气凹陷，主力烃源岩层系崖城组沉积时期，低凸起两侧发育多个中等规模(扇)三角洲，三角洲平原发育煤系烃源岩、三角洲前缘及周缘发育陆源海相烃源岩，整体处于高熟—过成熟阶段，生气强度大。陵水组沉积时期，(扇)三角洲继承性发育，与下伏崖城组及上覆的三亚组海相泥岩形成了良好的生储盖组合。新近纪以来沉积地层具有“沉降速率快、沉积厚度大”的特征，崖城组广泛分布的烃源岩短期内生成了大规模天然气。连通砂体及超压诱发作用所形成的断裂或裂隙构成的流体运移通道广泛发育，动态超压系统也是运移的动力源[43]。崖南-陵水低凸起古近系发育构造-岩性、地层-岩性、披覆背斜等多类型圈闭，有利的生储盖和运移条件，使这些圈闭成为中深层有利的勘探方向。

2.3.2琼东南盆地潜山

中生代南海北部盆地与华南沿海陆域具有相同的构造沉积背景，在古太平洋和古特提斯的作用下，形成了“火山-沉积、侵入杂岩-花岗质火山”盆地基底。根据钻井统计，琼东南盆地基底岩性主要为花岗片麻岩、花岗岩以及花岗闪长岩等(图8)，其同位素年龄分布范围为84 Ma至250 Ma。其中松南低凸起、陵南低凸起三叠纪晚期至始新世长期暴露遭受风化剥蚀；新生代以来受太平洋板块、欧亚板块和印度洋板块的共同作用，形成多期次断裂，基底花岗岩孔隙-裂缝大量发育。新近纪整体进入拗陷阶段，低凸起沉积了中新统三亚组、梅山组浅海—半深海相厚层泥岩，形成优质潜山盖层。松南低凸起已发现永乐8-1等气藏，证实潜山优质储层发育，具备“断-脊-砂”远距离成藏条件[36]。松南低凸起西北倾没端、陵南低凸起等区域紧邻富气凹陷，成藏条件优越，同时发育多个未钻潜山圈闭，资源规模可观，是下一步勘探突破方向。

2.3.3白云凹陷北部斜坡带古近系勘探领域

白云凹陷北部斜坡带紧邻白云主洼，主力烃源岩恩平组沉积时期，北部斜坡带发育4 500 km2的大型三角洲，地震剖面上呈明显大型斜交-叠瓦状前积反射结构，三角洲平原亚相煤系烃源岩发育，PY3井恩平组钻遇煤层22 m，三角洲前缘-过渡带主要发育陆源海相烃源岩，气源条件优越。北部斜坡带发育伸入白云主洼烃源岩大型构造脊，构造脊与三角洲砂体叠合性好，运移路径通畅，是主洼油气运移优势区，目前该区浅层珠江组构造、岩性圈闭已经获得油气发现，中深层古近系油气显示活跃[35]。受多期构造活动影响，白云凹陷北部斜坡带古近系发育多个构造、构造-地层圈闭，具备近源或源储一体成藏优势，是下一步有利的勘探领域。