中国深水盆地油气勘探及成藏研究进展——以中国南海北部为例

屈红军,张功成,2,孙晓晗,姚天星,武龙发,张磊岗

(1.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室 陕西 西安 710069;2.中海油研究总院有限公司,北京 100027)

随着世界各国对能源需求的日趋增长,陆地及陆架浅水区油气发现的高峰期已过,在浅水区和老油田区再有新的重大发现难度剧增,大型和巨型油气田发现的数量已越来越少。因此，勘探领域已由常规转向非常规,由陆地转向了海洋,由浅海转向了深海,深水勘探在不断升温。近年来全球范围深水区、超深水区油气勘探有了一系列重大突破。全球21世纪以来油气大发现揭示,海上油气发现的一半以上位于深水区,被动陆缘深水区成为全球油气勘探重大发现的7大领域中潜力最大的领域。海洋深水区油气勘探已成为全球热点领域,深水区将是未来全球油气战略接替的主要领域[1-2]。

世界深水油气资源丰富，其作为油气战略接替的主要领域之一,目前油气勘探主要集中在墨西哥湾、南大西洋两岸的巴西与西非沿海3大海域,被称为深水油气勘探的“金三角”。它们集中了当前世界大约84%的深水油气钻探活动,也集中了全球绝大部分深水探井和新发现储量。北大西洋两岸、地中海沿岸、东非沿岸及亚太地区都在积极开展深水油气勘探。另外，挪威、澳大利亚、东非部分国家、印度、新印尼等国家也都在积极开展深水油气勘探[3-6]。

“深水油气”一词已广泛应用于海洋石油勘探中,主要用来区别油气勘探开发装备、技术、成本等不同于浅水区油气勘探。对于“深水”的界定，随着技术的进步不断变化,不同国家对此的认定标准也有所差别。目前一般认为，现今水深大于500 m为深水,而大于1 500 m为超深水。中国以 300 m水深为界划定深水区,中国海域深水盆地主要位于中国南海[7]。

被称为第二个波斯湾的中国南海,是具有很大前景的深水油气区。目前，中国油气公司的油气勘探主要位于南海北部陆缘的珠江口盆地及琼东南盆地。2006年，珠江口盆地荔湾凹陷水深1 481 m的荔湾3-1-1井钻探取得了重大突破,发现了荔湾3-1深水大气田,是中国首个深水油气田的大发现,2014 年该气田成功投产；2020年，流花20-2油田顺利投产；2021年，位于琼东南盆地陵水17-2大气田建成投产[8]。因此,总结中国海域深水盆地油气勘探及成藏研究进展具有承前启后的意义。

1 中国海域深水盆地的分布及区域地质概况

1.1 中国海域深水盆地的分布

中国海域从内海到外海包括2个拗陷带,第一拗陷带包括渤海湾盆地、南黄海盆地、台北拗陷、珠江口盆地的珠一拗陷、珠三拗陷和北部湾盆地,为浅水盆地,是位于陆壳上的湖相断陷(裂谷)盆地,以生油为主;第二拗陷带包括浙东拗陷、台东盆地、珠江口盆地珠二拗陷、琼东南盆地和莺歌海盆地等,是陆—洋过渡壳上的海相拗陷盆地,涵盖浅水区与深水区,以生气为主[9-10]。其中，浙东拗陷和莺歌海盆地为浅水盆地,台东盆地、珠江口盆地珠二拗陷、琼东南盆地位于水深大于300 m深水区;珠江口盆地珠二拗陷、琼东南盆地是已经证实的深水含油气盆地[11-12]。

南海北部陆坡深水区新生代盆地呈现南北分带、东西分段的三隆二拗盆岭伸展构造格局,在双向挤压的构造背景下,在陆坡深水区形成了半地堑型凹陷、地堑型凹陷两种不同风格的凹陷。根据裂谷期的构造特征,将南海北部深水区三级构造单元划分为3个(低)凸起和9个凹陷(见图1)。3个(低)凸起分别为云开低凸起、北礁东低凸起和北礁西低凸起；9个凹陷从东到西依次为白云凹陷、荔湾凹陷、开平凹陷、顺德凹陷、长昌凹陷、松南—宝岛凹陷、北礁南凹陷、北礁凹陷和乐东—陵水凹陷。其中，珠江口盆地深水区包含4个凹陷,琼东南盆地包含5个凹陷(见图1)[13]。

1.2 南海北部陆缘深水盆地的构造特征及地层层序

1.2.1 南海北部陆缘深水盆地的构造特征 南海北部被动陆缘地壳岩石圈结构构造单元,由陆向海划分出近端带、细颈化带、远端带和洋陆转换带(OCT,含边缘高地)4个构造单元。从细颈化带到OCT，基本处于现今陆架坡折带之外的深水—超深水区的范围[14](见图2A)。

深水区构造演化经历了裂陷早期上地壳脆性伸展、高角度断裂控制的箕状半地堑断陷、裂陷中期地壳脆韧性差异伸展、低角度拆离断裂控制的宽深断陷、裂陷晚期以韧性地壳流变为主的碟形断拗盆地演化过程;受穿过地壳的大型拆离断裂控制而发育的宽深断陷是深水区盆地结构的重要特征[15-16](见图2B,C,D)。

1.2.2 南海北部陆缘深水盆地的构造演化及地层层序 南海北部陆坡深水区新生代构造是经过两次不同方向的海底扩张和短期改造形成的,受红河断裂带走滑作用以及菲律宾板块挤压等主控因素的制约,经历了裂谷期、热沉降期和准被动大陆边缘晚中新世以来的新构造期3个构造演化阶段[12],东段的珠江口盆地、西段的琼东南盆地在构造演化上具有时序差异性(见图3)[12-13,17]。

裂谷期形成的盆地原型主要是始新世—渐新世形成的断陷,早期充填地层是陆相的河流相—湖泊相沉积,晚期充填的地层包括河流—湖泊相的陆相、海相和海陆过渡相地层,裂陷结构在深水区的凸起区以半地堑为主,在凹陷区以大型复合型地堑为主要特征,充填了古新统、始新统和渐新统沉积地层。

早—中中新世以热沉降为主,属大陆边缘型拗陷沉积,构造性质由裂谷作用转换为热沉降作用,该期断裂作用不活跃,沉降幅度和速度相对降低,地层厚度相对小。

图1 南海北部陆缘平面及断面构造单元划分Fig.1 Planar and sectional tectonic units division of the northern continental margin in the SCS

新构造活动指晚中新世以来,叠加有印藏碰撞、菲律宾板块碰撞而导致的快速沉降、沉积及其变形,以深海相沉积为主,深水陆坡区区域构造环境发生了显著变化,且东、西部表现出显著差异,白云深水区构造活动性增强,表现为快速的沉降和显著的晚期断裂作用[12]。

A 珠江口盆地地震剖面与断面构造单元; B 地层解释剖面、 地温梯度分带与生油生气窗; C 重磁震联合反演剖面;D 地壳和盆地综合解释剖面图2 南海北部陆缘地壳薄化与盆地结构综合解释剖面(剖面位置见图 1)(据文献[16]修改)Fig.2 Comprehensive interpretation section of crustal thinning and basin structure of the northern continental margin in the SCS

2 南海北部深水区勘探阶段、技术进展与问题

中国陆地和海洋浅水区都经历了60～70年的勘探,勘探程度较高,取得突破的难度不断增加;而深水区的勘探程度较低,资源相当丰富,可以成为油气勘探的重大接替领域。

2.1 勘探起步阶段(1979—2005年)

南海深水油气勘探虽然起步较早,但由于地质认识和技术原因,进展缓慢。中国深水区勘探历史较短,地震勘探始于20世纪70年代末期。1983—1986年，英国石油公司等国际石油公司在深水区白云凹陷的周边浅水区进行了钻探,钻井中仅有烃类显示。1986年，中海油公司与外国石油公司合作在珠江口盆地钻第一口深水探井陆丰22-1-1井[11]。1987—1996年，中海油公司和外国石油公司联合研究,认为白云凹陷有很大的勘探潜力。但在深水区钻探流花21-1、流花18-2、流花18-1等构造圈闭时,全部失利。1997—2000年，深水钻探处于停滞状态。2001—2005年，中国相继在深水区边缘的浅水区钻探7个构造,3个有商业价值气藏,揭示珠江口盆地白云凹陷具有生气潜力；该阶段深水区没有商业性的油气突破[18]。

图3 南海北部陆缘深水盆地地层及构造演化阶段(据文献[12-13,17]修改)Fig.3 Strata and tectonic evolution stages of the northern continental marginal deep-water basins in the SCS

2.2 首次勘探突破及持续勘探突破阶段(2006—2020年)

2006年，中国在珠江口盆地荔湾凹陷水深1 481 m的荔湾3-1-1井钻探取得了重大突破,在面积61 km2、幅度180 m的背斜圈闭上发现气层5层,累计厚度72 m。荔湾3-1大气田是中国首个深水油气田的大发现,也被誉为中国石油工业里程碑式的重大突破[18]。

2013年前后，琼东南盆地中央凹陷带北礁凹陷深水区中央峡谷水道天然气勘探获得历史性突破,发现了陵水17-2 大气田,实现了中国深水区首个千亿立方米级大气田勘探的突破。随后相继发现了相邻的陵水25-1、陵水18-1 和陵水18-2大中型气田[19]。

2018年左右，在琼东南盆地松南低凸起发现中小型中生界花岗岩潜山型YL8-1-1气藏,但对其他类似潜山的勘探又进展甚微,反映了深水区成藏的复杂性;永乐8区中生界潜山突破证实了深水东区中生界花岗岩潜山圈闭成群成带分布,预测该潜山圈闭群总资源量2 000×108m3以上,是深水区又一个千亿立方米气田的现实领域[20]。

近几年，在琼东南盆地乐东—陵水凹陷中新统梅山组海底扇领域勘探的新突破,证实梅山组晚期海底扇发育优质成藏组合；松南—宝岛凹陷ST36-2-1井在三亚组发现气层19.1 m,证实了松南—宝岛凹陷的生烃能力;在珠江口盆地白云凹陷持续发现流花28-2、流花20-2、PY30-1等一系列大中型油气田[20]。

2.3 技术进展、关键瓶颈问题与挑战

1)技术进展。目前，深水区油气资源勘探形成了4大技术方法,研发和集成的深水区油气资源评价技术系列包括:① 深水区崎岖海底地震资料处理解释技术;② 深水区长电缆地震采集处理技术;③ 深水区少井、无井情况下储层预测技术;④ 深水区天然气检测技术[18]。

随着深水区油气勘探阶段的深入,深水区在勘探方向上具有如下转变:① 勘探领域从浅水陆架—深水陆坡过渡区到深海区;② 勘探层系从浅层到深浅层叠合;③ 勘探首选目标由构造圈闭到岩性圈闭[21]。

南海北部陆缘深水区的拆离作用控制了珠江口盆地和琼东南盆地大型凹陷的形成,发育了湖相、海陆过渡相和海相3套规模烃源岩;高-变地温控制凹陷烃源岩快速生烃,建立了珠江口盆地白云凹陷深水区陆架边缘三角洲—深水扇成藏模式、琼东南盆地深水区大型轴向峡谷水道油气成藏模式、低凸起披覆成藏模式及古潜山成藏模式[13,21-22]。

2)关键瓶颈问题与挑战。 珠江口盆地深水区珠二拗陷的勘探存在瓶颈, 由于构造位置上位于陆—洋过渡壳, 地温梯度高达0.035～0.065℃/m,具有高温地质背景。新勘探井发现，储层地层虽新但成岩程度高,储层物性较差,多为中低孔、低渗[16],深水勘探进入了瓶颈期。

目前，中国南海北部深水区油气勘探需要解决的关键问题是,主烃源岩分布特征不明，大型构造圈闭缺乏，成藏层系单一和储层条件复杂[23],尤其是，深水区高地温极大地影响了储层品质。因此，良好的源储匹配、优质储层分布、高效疏导体系与隐蔽圈闭预测是下一步深水区油气勘探的主要挑战。

3 南海北部陆缘深水区的油气地质与成藏特征

3.1 南海北部陆缘深水区的烃源岩特征

南海北部陆缘深水区发育3套烃源岩,其中湖相烃源岩有机碳含量中等—高,有机质类型偏腐泥混合型;海陆过渡相煤系烃源岩中有机质主要来源于陆生高等植物,具有较高的有机质丰度,其干酪根组分以煤质、木质、壳质和孢质为主,有机质类型偏腐殖混合型,烃源岩体积大;海相烃源岩以陆源海相有机质为主,烃源岩有机碳含量中等,有机质类型偏腐殖混合型。海陆过渡相煤系烃源岩是深水盆地的主力烃源岩,次要烃源岩为中深湖相泥岩烃源岩、陆源海相烃源岩[24-26]。

珠江口盆地第一套烃源岩为始新世文昌组湖相烃源岩,其TOC为2%～3%,HI为400-500,有机质类型以Ⅱ1为主;第二套烃源岩为下渐新统恩平组烃源岩,是一套以三角洲煤系地层为主的海陆过渡相烃源岩,其中煤的TOC高达50%～70%,HI为200～300 mg/g;碳质泥岩TOC为10%～30%,HI为100～200 mg/g,有机质为Ⅱ-Ⅲ型(Ⅱ2为主);与三角洲相邻的滨浅海区域也发育大范围的陆源海相烃源岩,以三角洲输入的陆源分散有机质为主要生烃母质,主要发育于滨浅海相暗色泥岩中,其TOC为0.6%～2%,HI为100～400 mg/g,有机质为Ⅱ-Ⅲ型(Ⅱ2为主)(见表1);目前研究认为，海相烃源岩以陆源海相有机质为主,烃源岩有机碳含量中等,有机质类型偏腐殖混合型[26-30]。

琼东南盆地只发育早渐新世两套烃源岩, 为海陆过渡相三角洲煤系及滨浅海陆源海相烃源岩, 其中的煤系烃源岩的TOC为10%～90%, HI为100～300 mg/g, 而陆源海相暗色泥岩的TOC为0.5%～1.5%,HI为200～300,总体的烃源岩有机质类型为Ⅱ2-Ⅲ型(见表1)[26-31]。

南海北部陆缘深水区东段珠江口盆地与西段的琼东南盆地烃源岩的差异性, 受控于构造演化的分段性差异。 东段的珠江口盆地的形成及构造演化比西段琼东南盆地要早一个阶段[13], 因而东段的珠江口盆地发育了受断陷控制的湖相烃源岩、 断拗控制的海陆过渡相及海相3套烃源岩, 西段琼东南盆地只发育了受断陷控制的海陆过渡相一套烃源岩。 始新世, 东段的珠江口盆地处于断陷期, 发育的中深湖相泥岩烃源岩, 普遍成熟进入生油窗；而西段的琼东南盆地始新世处于初始断陷期, 湖相泥岩烃源岩发育很有限。 早渐新世, 东段珠江口盆地处于断拗期, 琼东南盆地处于主断陷期, 2个盆地都发育大型煤系三角洲, 发育湖沼—海陆过渡相煤、 碳质泥岩及陆源海相暗色泥岩烃源岩(见图4A,B), 是两个盆地的主力烃源岩[13]。

3.2 南海北部陆缘深水区沉积储层的特征与控砂机制

陆缘岩石圈强烈薄化带控制了南海北部的区域构造格局,进而影响了古地貌与沉积环境。南海北部深水区东、西部发育差异性巨大的深水沉积体系,在深水区发育了东段古珠江、西段古红河—蓝江两大水系供源的深水沉积体系(见图4 C,D)。南海北部陆缘构造演化经历了裂谷期、热沉降期及新构造期3个阶段[12-13,17](见图3A,B),不同构造演化阶段，南海北部陆缘的控砂机制不同,裂谷期以发育海陆过渡三角洲相砂岩、滨浅海相砂岩及陆架边缘三角洲相砂岩为主,热沉降期及新构造期以发育陆架边缘三角洲—深水扇、深水轴向峡谷水道相砂岩等优质储层为主[32-33]。

表1 琼东南盆地与珠江口盆地烃源岩特征差异Tab.1 Differences of source rock characteristics of the Qiongdongnan Basin and Pearl River Mouth Basin

东段珠江口盆地白云深水区的陆架边缘三角洲—深水扇体系,在陆架坡折带迁移影响之下,发育两套陆架边缘三角洲—深水扇复合沉积体系,陆架坡折迁移控制了大型深水砂岩储集体的时空展布;强烈薄化的细颈化带在拗陷期构造演化引起的差异沉降控制了新近纪陆架坡折带的分布和陆坡深水沉积环境的形成,具体表现为古珠江陆架坡折带和低位体系域控制了砂质陆架背景下的主要优质砂岩的储层分布,低位期的陆架边缘三角洲、深水重力流水道和朵叶体多期相伴发育[34-35]。

西段琼东南盆地物源来自西部红河—蓝江及周边近物源体系供给的琼东南盆地中央轴向峡谷深水沉积体系,强烈拗陷期的构造演化引起的深水区大型中央轴向峡谷沉积体系,受复合物源供给、窄陆架、限制性古凹槽地貌等影响,形成了多期次深水轴向峡谷沉积体系。这个深水轴向水道长达四百余公里,宽度几公里到几十公里不等。有学者通过对这个深水轴向水道大量的地震剖面解释,结合非常有限的样品U-Pb锆石年龄对比,认为该深水轴向水道是莺—琼—双峰多阶深水扇沉积体系供给砂质来源的、连接乐东扇与双峰扇的深水峡谷水道(见图5)[36-37]。西段琼东南盆地早渐新世崖城组发育海陆过渡三角洲相砂岩、晚渐新世陵水组滨浅海及三角洲相砂岩,均为是优质储层[38-39];早—中中新世三亚组和梅山组发育滨浅海三角洲相及深海扇相储层[40];晚中新世黄流组出现峡谷水道重力流沉积,浊积砂岩发育[41-42];南部高地上发育生物礁[32,43]。

3.3 南海北部陆缘深水区的成藏组合与成藏动力学分析

南海深水区的沉积盆地普遍具有“下生、 中储、 上盖”的优越成藏组合。 南海北部陆缘裂谷盆地发育始新统湖相烃源岩、 渐新统下部海陆过渡相煤系烃源岩、 渐新统上部陆源海相烃源岩, 渐新统—中新统陆架边缘三角洲-深水扇-峡谷水道为主储层, 上新统区域深海相泥岩为盖层(见图3)。

南海北部大陆边缘深水区的陆坡—洋陆过渡带在新生代期间岩石圈的强烈薄化作用导致莫霍面和软流圈大幅度抬升, 来自地幔的热作用显著增强。 钻井揭示， 在北部近端带、 细颈化带、 远端带和洋陆转换带, 地温梯度由0.03 ℃/m增大到0.08 ℃/m(见图2B, 图6), 显示出软流圈界面抬升对深水区岩石圈热流背景的强烈控制作用, 提供了深水区独特的高热流背景下的成烃热演化条件; 高热流场加速了烃源岩快速、 高强度生烃, 当地温梯度由0.03 ℃/m 增大到0.05 ℃/m 时, 烃源岩进入主生油窗埋藏深度由4 000～5 300 m减少到2 500～3 300 m,主生气窗埋藏深度由 5 700～6 800 m减少到3 500～4200 m,生烃窗口变窄,埋深变浅,生烃强度显著增大,油气资源巨大[44-46]。

A 始新世沉积相图;B 早渐新世沉积相图;C 晚渐新世沉积相图;D 中中新世沉积相图图4 南海北部陆缘始新世—中新世沉积相图(据文献[33-34]修改)Fig.4 Eocene-Miocene sedimentary facies map of the northern continental margin in the SCS

南海北部陆缘深水区烃源岩在高地温和晚期快速热沉降的背景下, 有机质热演化和油气生成具有独特的特点[47]。南海北部陆缘属于热盆,经历过多次热事件,烃源岩与热联合控制,珠江口盆地北部主要生油，南部主要生气,琼东南盆地主要生气[33,48]。

南海北部陆缘地温梯度为(0.03～0.04)℃/m时,处于油气大量生成和排烃的早期,周边的砂岩渗透率普遍仍然较好,能够以浮力的形式排出和输导油气,易于形成常规油气藏;当地温梯度大于0.05 ℃/m时,烃源岩大量排烃时周边砂岩已经致密,毛细管阻力大,难以以浮力的形式输导油气(见图2B)。因此,生烃超压、相势驱动、幕式排烃是其主要的成藏动力[16]。

南海北部大陆边缘深水区生烃过程中形成超压、晚期断裂活动和底辟带泄压是有利的成藏动力过程,继承性古鼻状隆起带和断裂-构造脊复合输导体系控制了油气富集成藏[23]。白云凹陷凹内高成熟烃源岩生气,底辟和断层复合输导,深水扇砂岩储层聚集,天然气晚期充注成藏；深部文昌—恩平组烃源岩生成的天然气在超压和浮力作用下,形成以垂向或垂向-侧向复合输导的独特的深水扇天然气晚期成藏模式[21]。

图5 南海北部琼东南盆地中新统深水轴向峡谷水道平面分布图(据文献[36]修改)Fig.5 Planar distribution of Miocene deep-water axial canyon channels of the Qiongdongnan Basin in the northern South China Sea

图6 南海北部陆缘盆地地温梯度等值线图(据文献[45]修改)Fig.6 The Geothermal gradient contour map of the northern continental marginal basins in the SCS

3.4 南海北部陆缘深水区的成藏模式

南海北部陆缘上述3套烃源岩与陆架边缘三角洲—深水扇体系、大型中央峡谷沉积体系等多类型优质储集体之间由不同的输导系统构成了4种油气成藏模式[19]。

1)陆架边缘三角洲-深水扇-断裂成藏模式。白云凹陷深水区晚渐新世珠海组沉积期,古珠江三角洲推进到白云凹陷的主体部位,陆架坡折带发育在白云凹陷以南,坡折带上方的白云凹陷主要发育浅水陆架三角洲砂岩储层,此时深水沉积位于坡折带下方的荔湾凹陷。中新世时期,白云凹陷北坡发育陆架坡折带,坡折带下方的白云凹陷处于深海环境,主要发育珠江深水扇砂岩储层,坡折带上方的低隆起发育陆架边缘三角洲砂岩储层。上述2套主要储集体油气的聚集都受控于烃源岩通过断裂连通陆架边缘三角洲或深水扇砂体运聚(见图7)[23]。

图7 白云凹陷陆架边缘三角洲-深水扇-断裂成藏模式(据文献[23]修改)Fig.7 Accumulation model of continental shelf marginal delta-deep-water fan-faults in Baiyun Sag

2)琼东南盆地中央峡谷水道-断裂-底辟成藏模式。琼东南盆地中央峡谷水道内发育多期储集物性很好的浊积砂岩及漫溢相的半深海—深海相泥岩,由于峡谷内岩性在横向与纵向的变化,并在峡谷谷壁遮挡、断层错断遮挡和底辟作用等因素控制下,发育岩性和构造-岩性复合两大类圈闭；峡谷内的砂体横向上长距离连续发育，纵向上相互叠置连通,成为油气长距离运移的优势输导体；峡谷下伏地层发育底辟沟源、浮力及深部高压驱动、晚期成藏的天然气运聚模式,峡谷内部断裂也为油气运移提供了垂向运移通道(见图8A)[13,47,49-50]。

3)低凸起披覆成藏模式。琼东南盆地崖城13-1大气田位于琼东南盆地崖南凹陷西缘的低凸起带上,属于短距离侧向运移或微距离垂向运移洼缘成藏,该气田中的天然气和凝析气被封闭在沿崖城凸起东侧发育的岩性-地层-构造复合圈闭之中[51](见图8B)。

4)潜山成藏模式。琼东南盆地松南低凸起YL8-1-1井基底锆石测年为 250 Ma(三叠纪), 证实陵南、松南低凸起基底主要为印支期花岗岩(见图8C)。松南低凸起基底中生界花岗岩经历印支末期挤压、燕山期走滑和新生代拉张3期构造事件,造成基岩潜山裂缝发育,且经过长时间的溶蚀淋滤,储集性能有效改善。另外，部分已钻井在裂缝带见深部热流体溶蚀,纵向上扩大了有效储层的发育规模。中生界花岗岩基底具备形成有效储层的地质条件,可以成为未来深水区勘探的重要层系之一[19,20,52]。

南海北部深水区油气成藏期次可划分为2期,第1期充注为13.1～7.3 Ma,主要为成熟油充注;第2期充注为5.5 Ma到现今,主要为高成熟油和天然气充注[53]。

A 中央峡谷水道断裂-底辟成藏模式;B 低凸起披覆成藏模式;C 潜山成藏模式图8 琼东南盆地3种成藏模式(剖面位置见图1)(据文献[13,21]修改)Fig.8 Three accumulation models of the Qiongdongnan Basin

4 结论

1) 中国海域深水含油气盆地主要位于南海北部陆缘的珠江口盆地及琼东南盆地,已发现了多个大中型深水气田；深水勘探领域从浅水陆架—深水陆坡过渡区到深海区,勘探层系从浅层到深浅层叠合,勘探首选目标由构造圈闭到岩性圈闭。深水油气勘探形成了4大技术方法: 深水区崎岖海底地震资料处理解释技术， 深水区长电缆地震采集处理技术， 深水区少井无井情况下储层预测技术，深水区天然气检测技术。

2) 南海北部陆缘大型拆离作用控制了深水盆地宽大凹陷的形成和演化,在陆缘深水区发育了始新世湖相、渐新世海陆过渡相和中新世海相3套烃源岩;陆缘岩石圈强烈薄化带控制了珠江口盆地白云深水区与琼东南盆地深水区，分别发育陆架边缘三角洲-深水扇体系及大型中央峡谷水道沉积；高-变地温控制凹陷烃源岩快速生烃；上述3套烃源岩与多类型储集体之间由断层、泥底辟构造等不同输导系统构成了4种油气成藏模式,分别为珠江口盆地白云凹陷深水区陆架边缘三角洲—深水扇-断裂成藏模式、琼东南盆地深水区大型轴向峡谷水道-底辟油气成藏模式、低凸起披覆成藏模式及古潜山成藏模式。

3) 目前，中国南海北部深水区油气勘探依然面临一些关键瓶颈问题,主要有:主烃源岩分布特征不明，大型构造圈闭缺乏，成藏层系单一和储层条件复杂。尤其是，由于深水区的高地温引起储层成岩演化程度高,极大地影响了储层品质。因此，良好源储匹配、优质储层分布、高效疏导体系与隐蔽圈闭预测是下一步深水区油气勘探的主要挑战。