“源熱共控”中國近海盆地油氣田“內油外氣”有序分布

張功成 陳國俊 張厚和 李友川 梁建設 楊樹春

(1.中國海洋石油研究總院 北京 100027;2.中國科學院油氣資源研究重點實驗室 蘭州 730000)

“源熱共控”中國近海盆地油氣田“內油外氣”有序分布

張功成1陳國俊2張厚和1李友川1梁建設1楊樹春1

(1.中國海洋石油研究總院 北京 100027;2.中國科學院油氣資源研究重點實驗室 蘭州 730000)

源熱共控油氣形成,烴源巖是油氣形成的內因,熱是油氣形成的外因,內因和外因缺一不可,二者耦合作用控制了含油氣區(qū)內油氣的形成、資源潛力與分布模式。中國近海沉積盆地主要屬于新生代伸展盆地或張扭盆地,古近紀發(fā)生裂陷,早-中中新世發(fā)生區(qū)域性熱沉降,晚中新世以來新構造活動在多數(shù)盆地比較活躍。中國近海新生代盆地烴源巖主要形成于古近紀裂陷期斷陷,根據(jù)沉積充填特征分為陸相斷陷和疊合斷陷,陸相斷陷指斷陷期地層完全為陸相地層充填的凹陷,疊合斷陷指除陸相地層充填外,還存在海相或海陸過渡相地層充填的斷陷。渤海海域、黃海海域、珠江口盆地北部坳陷帶和北部灣盆地古近紀斷陷都屬于陸相斷陷,處于克拉通內部或大陸架,稱為內帶;東海盆地、臺西盆地、臺西南盆地、珠江口盆地南部坳陷帶、瓊東南盆地及鶯歌海盆地的古近紀斷陷都屬于疊合斷陷,處在活動大陸邊緣或被動大陸邊緣陸坡區(qū),稱為外帶。內帶陸相斷陷主要烴源巖為中深湖相源巖,分布時代包括古新世、始新世和漸新世,以始新世為主;外帶疊合斷陷烴源巖包括湖相烴源巖、海陸過渡相烴源巖和海相烴源巖,其中以海陸過渡相烴源巖為主,分布時代包括古新世、始新世、漸新世,以始新世-漸新世為主。內帶湖相烴源巖傾向生油,外帶海陸過渡相和海相烴源巖傾向生氣。近海盆地內帶熱流值低-較高,外帶熱流值高-超高。烴源巖與熱場耦合,內帶傾油型烴源巖在相對較低的溫度場作用下主要生油,外帶傾氣型烴源巖在較高的溫度場作用下主要生氣。因此,近海內帶主要生油是找油的領域,外帶主要生氣是找天然氣領域。中國近海石油的主要勘探領域在內帶的渤海、南海北部北帶和南黃海海域斷陷,天然氣主要勘探領域在外帶的南海北部陸坡及東海海域。

烴源巖 熱流 油氣田分布 有序性 源熱共控論

0 引言

中國近海指渤海、黃海、東海和南海北部,分布著渤海盆地(屬渤海灣盆地之海上部分)、北黃海盆地、南黃海盆地、東海盆地、臺西盆地、臺西南盆地、珠江口盆地、瓊東南盆地、北部灣盆地和鶯歌海盆地等數(shù)十個新生代沉積盆地(部分盆地下伏中、古生界殘余盆地)(圖1)。中國近海油氣勘探從1957年在海南島西南鶯歌海盆地調查油氣苗開始至今,已經(jīng)有半個多世紀發(fā)展歷程,其間可以分成二大階段,20世紀50年代到70年代末為自力更生的早期勘探時期,20世紀70年代末至今為大規(guī)?？碧介_發(fā)時期。在早期階段,基本厘定了盆地地層、構造、沉積特征,初步揭示了基本油氣地質條件,發(fā)現(xiàn)了一些小油田和含油氣構造。在第二階段深化了對盆地地質及成藏條件的認識,抓住了部分主要盆地各自成藏的主控因素,選準了盆地有利成藏藏組合、有利構造帶及重點目標,發(fā)現(xiàn)了一大批油氣田,特別是大中型油氣田,尤其是發(fā)現(xiàn)了一批高產油氣田[1～4],建成了渤海海域、南海北部海域和東海海域三個油氣區(qū),2010年近海油氣年產量首次突破5 000萬噸油當量,建成了“海上大慶油田”。

要保證“海上大慶油田”能夠長期穩(wěn)產和增產,需要不斷深化對近海海域油氣分布規(guī)律的認識,探索剩余油氣資源分布,不斷明晰剩余大中型油氣田勘探方向。針對近海各主要盆地,曾創(chuàng)新性地提出過多項認識,促進了一系列重大油氣發(fā)現(xiàn),如地層圈閉控制了瓊東南盆地崖城13-1大氣田形成[1,2,5]、構造脊控制了珠江口盆地油氣長距離運移形成流花11-1大油田和文昌13-1/13-2油田群[6,7]、底辟構造控制了鶯歌海盆地中央天然氣幕式成藏、新構造運動控制了渤海中部新近系大油田群分布[8～11]、反轉背斜控制了東海盆地西湖凹陷和麗水凹陷天然氣成藏、“源熱共控”南海海域油氣田呈“外油內氣”有序分布[12]。對整個中國近海油氣分布規(guī)律,上世紀80-90年代中國海洋石油總公司組織過三次大規(guī)?？偨Y[1～3,13,14],很多學者也作了多次重要的分析[4,14～19],楊甲明[16]指出中國海域存在5大富氣凹陷;張功成[18]指出中國近海存在4大4小共8個天然氣區(qū),4大氣區(qū)分布在中國近海外帶;鄧運華[19]提出中國近海存在兩個盆地帶的認識。本文試圖從“源熱共控論”[12]的角度對整個中國近海油氣分布及形成主控因素作進一步分析,并對勘探新領域進行預測。

1 中國近海盆地構造演化

中國近海盆地處于中國大陸東緣和南緣,中、新生代期間處于濱太平洋構造域,其中新生代經(jīng)歷了古近紀裂陷、早-中中新世熱沉降、晚中新世以來的新構造活動期三大階段(表1)。但不同時期和同一時期的不同區(qū)域造盆作用有很大不同,由于位處濱海,形成了古近紀充填特征的兩類不同斷陷,進而在近海形成了內帶和外帶兩個盆地帶(圖1)。

圖1 中國近海及鄰區(qū)新生代沉積盆地斷陷類型與油田及氣田分布示意圖Fig.1 Sketch map showing distribution of faulted-depression type,oil&gas fields of Cenozoic sedimentary basins in China offshore and adjacent area

古近紀中國海域及其鄰區(qū)進入活躍的裂陷造盆期,發(fā)生了三幕性質不同、規(guī)模不同、程度不同和地域不同的裂谷作用(圖1,2;表1)。

第一裂陷幕主要發(fā)育于古新世(南黃海盆地從晚白堊世開始),按裂陷強弱程度分為兩類地區(qū)(圖1,2;表1)。強烈裂陷區(qū)主要在渤海海域濟陽坳陷和遼東灣坳陷、南黃海盆地[1,2]、東海盆地臺北坳陷、臺西盆地西部烏丘嶼坳陷,都形成了規(guī)模較大的斷陷群(圖1,2)。其次為零星斷陷發(fā)育區(qū),南海北部海域僅有零星的斷陷發(fā)育,如北部灣盆地邁陳凹陷西洼、珠江口盆地北部坳陷帶文昌C凹陷等[1,2],僅形成孤立的小型斷陷。

第二裂陷幕主要發(fā)生在始新世,是近海內帶盆地主要裂陷期。按裂陷強弱程度也分為兩類地區(qū)(圖1,2;表1)。強烈裂陷區(qū)主要在渤海海域[20]、南海北部大陸邊緣的北部灣盆地[21]、珠江口盆地珠一坳陷[22]和珠三坳陷[7,23]、東海盆地浙東坳陷[24]都形成了一系列規(guī)模較大的斷陷。在東海盆地臺西坳陷、珠江口盆地中央隆起帶[25]、南海北部大陸邊緣外帶(鶯歌海盆地-瓊東南盆地-珠二坳陷)[26],僅形成一些中小型斷陷群。

第三裂陷幕主要發(fā)育在漸新世,按裂陷程度也分為兩類區(qū)(圖1,2;表1)。裂陷強烈區(qū)域包括渤海渤中坳陷、南海北部大陸邊緣外帶(鶯歌海盆地-瓊東南盆地-珠二坳陷)[26],在渤中坳陷為中深湖相沉積,在鶯歌海盆地-瓊東南盆地-珠二坳陷為海陸過渡相沉積,該期裂陷具有顯著的斷坳性質[26]。其它地區(qū)裂陷作用較弱。

熱沉降期主要發(fā)生在中新世早中期,斷裂活動弱,盆地整體沉降,沉降幅度小,地層厚度薄[21,27](圖1,2;表1)。鶯歌海盆地比較特殊,該期沉積厚度較大[28],可能是局部受到紅河斷裂帶影響的結果。

表1 中國近海沉積盆地構造-地層簡表Table1 Strata and tectonic com parsion among China offshore basins

圖2 中國近海主要盆地剖面圖(AA':渤海海域;BB':北黃海盆地;CC':南黃海盆地北部坳陷;DD':南黃海盆地南部南部坳陷;EE':北部灣盆地; FF':東海盆地;GG'珠江口盆地;HH':瓊東南盆地;II':鶯歌海盆地)Fig.2 Regional cross-sections of themain sedimentary basins in China offshore

新構造活動主要發(fā)生在晚中新世以來,各盆地甚至同一盆地的不同部分活動強度、活動方式不同(圖1,2;表1)。渤海海域除遼東灣坳陷西部凹陷及遼西低凸起以外,其它區(qū)域新構造運動表現(xiàn)為大規(guī)模的斷裂活動、快速沉降,特別是營濰斷裂帶沿線斷裂十分發(fā)育[29],渤中凹陷及其鄰區(qū)數(shù)萬平方千米的范圍快速沉降,造成沉積的欠補償性,導致大面積淺湖相沉積發(fā)育,構成了區(qū)域性的蓋層。東海海域發(fā)生大規(guī)模構造反轉,如在西湖凹陷形成中央斷裂背斜帶[30]。南海北部東段珠江口盆地北西向斷層成群成帶發(fā)育。鶯歌海盆地中央坳陷大規(guī)?？焖俪两党练e并有底辟帶大規(guī)模成群成帶發(fā)育[31]。瓊東南盆地中央坳陷主要表現(xiàn)為大規(guī)模沉降,斷裂活動弱[32]。臺西盆地受臺灣島向西擠壓影響反轉強烈。北部灣盆地南部福山凹陷及其鄰區(qū)火山作用活躍[33]。在北黃海盆地、南黃海盆地和北部灣盆地也發(fā)生個別斷層正反轉或形成逆斷層。

中國近海盆地前裂谷期因處于不同區(qū)域大地構造單元,性質差距甚大,主體形成于新生代,都經(jīng)歷了裂谷期、熱沉降期和新構造期。各盆地都存在裂谷期,但主裂谷期在時代上也有很大差異。熱沉降期時間相對一致,都在中新世早中期。新構造期時間都在晚中新世以來,但活動與否及活動強度在時空上都有差別。盆地沉積層結構基本都呈下斷上坳的“牛頭模式”,熱沉降期與新構造期地層展布都呈坳陷型(圖1,2;表1)。

中國近海盆地烴源巖都形成于斷陷期(南黃海盆地烴源巖從晚白堊世開始形成,鶯歌海盆地和臺西盆地烴源巖形成時期持續(xù)到中新世早中期),斷陷內充填的沉積地層對油氣形成有重要的控制作用。由于裂陷幕及其發(fā)育區(qū)域的不均衡性,也由于外海海侵作用影響的差異性,形成兩類斷陷,陸相斷陷與疊合斷陷(圖1)。陸相斷陷裂谷期都被陸相沉積充填;疊合斷陷裂谷期地層由陸相、海陸過渡相和海相沉積充填,且主要地層是非陸相的。陸相斷陷和疊合斷陷在中國近海分布呈“內陸(陸相斷陷)外疊(疊合斷陷)”分布特征。陸相斷陷分布在中國近海內帶,靠近陸地,包括渤海海域所有斷陷、北黃海盆地所有斷陷、南黃海盆地所有斷陷、珠江口盆地北部坳陷帶所有斷陷和北部灣盆地所有斷陷。疊合斷陷分布在近海外帶,包括東海盆地所有斷陷、臺西盆地所有斷陷、臺西南盆地所有斷陷、珠江口盆地珠二坳陷所有斷陷、瓊東南盆地所有斷陷和鶯歌海盆地所有斷陷。根據(jù)深層斷陷構造-沉積充填類型的不同,也將所在的盆地(或坳陷)相應地劃分為內帶和外帶(圖1)。

2 中國近海油氣田呈“內油外氣”有序分布特征

2.1 石油主要分布在近海內帶

2.1.1 渤海海域

渤海海域盆地屬于華北克拉通大陸板塊內部新生代拉分盆地[20]。其基底形成經(jīng)歷了太古代-早元古代結晶基底、中晚元古代燕遼裂陷槽、古生代-三疊紀克拉通、侏羅-白堊紀隆升等階段[34]。新生界盆地具雙層結構,下層平面上為“N”字型分布的凹陷群,充填古近系河湖相地層;上層為坳陷期地層,包括熱沉降期的中新統(tǒng)中下部館陶組和新構造期形成的中新統(tǒng)上部及上新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組與第四系平原組。盆地由4個坳陷和1個隆起5個二級構造單元構成,分別是遼東灣坳陷、黃驊坳陷、濟陽坳陷、渤中坳陷及埕寧隆起,三級單元有15個凹陷和13個凸起(圖3),除渤中凹陷外,多數(shù)凹陷呈“肉(古近系)厚皮(新近系)薄”的結構[1,2,35]。

渤海海域油氣勘探經(jīng)歷了二大階段。第一階段為初期自營階段,自1965年開始至1979年,發(fā)現(xiàn)了5個小油田。第二階段為大發(fā)展階段,從上世紀80年代至今,歷經(jīng)30多年,又可以依據(jù)勘探領域及合作勘探程度分為:①對外合作且以合作為主階段,從1980年到1995年,勘探領域主要是古近系和潛山,合作者發(fā)現(xiàn)1個小氣田及2個含油構造,自營勘探發(fā)現(xiàn)1個大油田(綏中36-1)和一個中型油氣田等;②自營帶動合作勘探階段,自1995年到2000年,發(fā)現(xiàn)渤中坳陷及其鄰區(qū)新近系大油田群;③自營勘探階段,2001年至今,目的層為淺層和中深層,發(fā)現(xiàn)大中型優(yōu)質油氣田。截至目前,渤海累計發(fā)現(xiàn)一大批油氣田及含油氣構造,發(fā)現(xiàn)三級石油地質儲量數(shù)十億噸,2010年產油3 000 X104t。

渤海海域發(fā)現(xiàn)的主要是石油?？v向上石油分布在基底組合(太古界-元古界-中生界)、下組合(始新統(tǒng)沙四-沙三段)、中組合(漸新統(tǒng)沙二段-東營組)、上組合(中、上新統(tǒng)館陶組-明化鎮(zhèn)組),其中上組合是主力成藏組合,中組合居次[36]。平面上石油主要聚集在凸起區(qū)(包括基底組合、中組合、上組合,呈復式油氣藏,以上、中組合為主)、凹陷陡坡帶(中組合、上組合,以上組合為主)及凹陷內部(包括下組合、中組合、上組合)[36],主要分布在環(huán)繞遼中凹陷-渤中凹陷-黃河口凹陷-萊州灣凹陷周邊的凸起(遼西低凸起、石臼坨凸起、沙壘田凸起、埕北低凸起、渤南凸起、萊北低凸起、廟西凸起、渤東凸起)、營(口)-濰(坊)斷裂帶沿線及凹陷淺層(圖2,3)。渤海海域僅發(fā)現(xiàn)少數(shù)幾個凝析油氣藏,天然氣主要是溶解氣,表現(xiàn)在單個儲量少、總儲量也少[37],主要分布在凹陷內及低凸起傾沒端的中下成藏組合。渤海海域是典型油盆,在三級探明儲量中,石油占95%以上,天然氣不足5%。

圖3 渤海海域構造單元及油氣田分布示意圖[34]Fig.3 Sketchmap of oil and gas fields distribution in Bohai bay[34]

2.1.2 黃海海域

北黃海盆地位于北黃海海域中部,介于遼東半島、膠東半島和朝鮮半島之間,外型似橢圓-菱形,西界為廟島群島,東與西朝鮮灣盆地相連,南接劉公島隆起,北鄰海洋島隆起[38](參見圖1、圖2)。在區(qū)域構造上,北黃海盆地處于中朝地臺東南緣膠遼隆起區(qū),盆地基底包括太古代-早元古代結晶變質基底、古生界地臺沉積基底。盆地形成與發(fā)展自燕山期開始。晚侏羅世-早白堊世為區(qū)域斷陷期,形成面積大、厚度大的斷陷群;早白堊世末區(qū)域擠壓隆起,至古新世長期處于隆起剝蝕狀態(tài);始新世-漸新世再度裂陷沉降,斷陷群進一步肢解,沉積范圍和沉積厚度受斷層控制;漸新世末再度擠壓抬升被改造;新近紀盆地整體沉降,沉積地層厚度較小,但區(qū)域上穩(wěn)定分布,斷層也很少發(fā)育。因此,北黃海盆地是在華北克拉通內中生代大型斷坳盆地基礎上形成的新生代伸展盆地。中新生代盆地具雙層結構,下層為彼此孤立分布的斷陷,盆地結構呈盆嶺結構;上層為全盆地分布的新近系統(tǒng)一盆地。依據(jù)下層斷陷結構,將盆地分成西部坳陷、南部坳陷和東部坳陷三個負向單元,及中西部隆起和東部隆起,坳陷次級單元包括多個凹陷及其間的凸起。凹陷多在縱向上呈肉(古近系)薄皮(新近系)也薄的凹陷,古近系一般厚200～2 000 m,局部5 000 m;新近系一般300～600 m。

北黃海盆地地質調查較早,20世紀60年代開始地球物理調查。目前除東部坳陷部分井發(fā)現(xiàn)油氣外(來自中生界),全盆地沒有商業(yè)性油氣突破。

南黃海盆地屬于揚子板塊內部晚中生代-新生代繼承發(fā)育的伸展盆地。盆地基底包括元古界結晶基底、震旦系-下古生界和上古生界-三疊系三套地層。盆地沉積層經(jīng)歷晚白堊世-古近紀局部斷陷期和新近紀整體沉降階段,結構呈兩隆兩坳格局,包括北部坳陷、中央隆起、南部坳陷和勿南沙隆起(參見圖1、圖2)。北部坳陷和南部坳陷呈三層結構,下部呈斷坳結構,上白堊統(tǒng)泰州組和古新統(tǒng)阜寧組分布廣,厚度變化不顯著,但沉積邊界受坳陷邊界主斷層控制,向中央隆起上超覆尖滅。始新統(tǒng)三垛組和戴南組沉積時期,伸展作用加劇,斷裂作用強烈,前期形成的大斷坳被解體,形成多個在北東-北北東方向-北西方向串聯(lián)成帶的多個斷陷帶(其中北部坳陷和南部坳陷各4～5排,隆起上也有個別斷陷發(fā)育),坳陷內凸起上始新統(tǒng)三垛組和漸新統(tǒng)戴南組很薄或缺失。漸新世盆地整體抬升遭受剝蝕改造?？傮w而言,上白堊統(tǒng)和古近系沉積在坳陷或凹陷內,隆起上缺失。新近紀南黃海盆地整體沉降,地層厚度穩(wěn)定,分布廣,斷裂很少活動,地層基本未變形。但沉降幅度不大,相比而言,坳陷區(qū)沉降幅度比凸起區(qū)大,新構造期只有少數(shù)斷裂活動或發(fā)育新的逆斷層與擠壓褶皺。

縱向上看,坳陷結構呈肉(晚白堊世泰州組-古近系)較厚皮(新近系-第四系)較薄的特征。古近系3 000～4 000 m,最厚6 000 m,新近系北坳500～ 1 300 m,南坳一般1 000～1 800 m。南黃海北部坳陷古近系斷陷結構普遍呈北斷南超結構,凹陷在近東西方向串聯(lián)成5個帶,近南北方向凸凹相間。南黃海南部坳陷古近系斷陷結構普遍呈南斷北超結構,凹陷在近東西方向串聯(lián)成5個帶,近南北方向凸凹相間。

南黃海盆地油氣勘探自20世紀60年代開始,分1979年前和1979年后兩個階段。目前在海域尚無商業(yè)性發(fā)現(xiàn),僅見到幾處石油顯示,未見天然氣顯示。南黃海盆地南部坳陷與蘇北盆地實際上在同一個坳陷帶上。蘇北盆地在南部坳陷的高郵凹陷古近系地層中發(fā)現(xiàn)一大批中小型油田,油的成熟度總體較低,只發(fā)現(xiàn)一個小氣田,其氣源不是古近系,而是古生界煤系地層。據(jù)此推測南黃海新生代盆地為油盆。

2.1.3 南海北部大陸邊緣北部坳陷帶

珠江口盆地北部坳陷帶包括珠一坳陷和珠三坳陷,處于南海北部大陸邊緣陸架上,夾持在北部斷階帶和中央隆起帶之間。三級構造單元包括韓江凹陷、陸豐凹陷、惠州凹陷、恩平凹陷、西江凹陷、文昌A、B、C凹陷、陽江凹陷、陽春凹陷、瓊海凹陷等十多個凹陷,凹陷被海豐低凸起、惠陸低凸起、陽江低凸起、瓊海低凸起等分隔[1,2](圖1)。凹陷被次級斷層進一步分隔成多個洼陷,每一個洼陷都是一個半地塹,洼陷是潛在的生烴單元,多數(shù)洼陷呈“肉(古近系)厚皮(新近系)薄”特征[25]。

珠江口盆地北部坳陷帶凹陷分隔性很強,富生烴灶主要受富生烴洼陷(半地塹)控制,已證實的有惠州凹陷惠州26洼、陸豐13北洼、番禺4洼[39]、恩平17洼、珠三坳陷文昌A洼和B洼[7,23]等。縱向上油氣分布在始新統(tǒng)文昌組-恩平組下組合、漸新統(tǒng)珠海組-下中新統(tǒng)珠江組中組合、中-上新統(tǒng)粵海組-萬山組上組合,前古近系基底組合僅見油氣顯示[40]。目前發(fā)現(xiàn)的油氣層主要在中組合。該區(qū)域存在四個成藏區(qū)帶,包括低凸起、陡坡帶、洼中隆和緩坡帶?；蓐懙屯蛊稹⑽骰莸屯蛊?、瓊海低凸起、東沙隆起和神狐隆起是主要成藏單元,陡坡帶下降盤滾動背斜和凹(洼)中隆油氣藏是重要成藏單元。石油主要分布在富烴凹陷邊緣斷裂帶及其相鄰凸起或隆起伸入洼陷的構造脊上。

珠江口盆地北部坳陷帶及其鄰區(qū)勘探分二個階段,第一階段1979年前為自營勘探階段,在此期間于西江凹陷的珠5井首次發(fā)現(xiàn)石油,突破了全盆地出油關;第二階段從1979年至今,其中1979-1997年,為合作階段,在惠州凹陷、陸豐凹陷、文昌凹陷及其鄰區(qū)發(fā)現(xiàn)了一批中型優(yōu)質高產油氣田;從1997年至今,為自營與合作并舉階段,主要是突破了番禺4洼陷和恩平凹陷恩平17洼,至此珠江口盆地北部坳陷帶南部洼陷帶基本都獲得突破。

截至目前該區(qū)域累計發(fā)現(xiàn)油氣田及含油氣構造數(shù)十個,發(fā)現(xiàn)三級石油地質儲量十億噸左右,從1996起至今連續(xù)多年保持年產石油1 000 X104t。珠江口盆地北部坳陷帶及其鄰區(qū)是典型油盆,只在文昌凹陷內部發(fā)現(xiàn)幾個中小型氣田。在三級探明儲量中,石油占90%以上,天然氣不足10%。據(jù)此推測珠江口盆地北部坳陷帶為油盆。

北部灣盆地處于南海北部大陸架上,夾持在海南隆起和廣西隆起之間。構造單元呈三坳兩隆,即北部坳陷、企西隆起、中部坳陷、南部隆起和南部坳陷,三級構造單元包括潿西南、海中、邁陳、烏石、福山等十多個凹陷,凹陷被低凸起、凸起和隆起分隔[1,2,21](圖4)。凹陷被次級斷層進一步分隔成多個洼陷,多數(shù)凹陷呈“肉(古近系)厚皮(新近系-第四系)薄”,洼陷是潛在的生烴單元,不同洼陷生烴潛力差異很大,已證實富生烴的凹陷僅有潿西南凹陷、福山凹陷和烏石凹陷東洼?？v向上油氣分布在古新統(tǒng)長流組-始新統(tǒng)流沙港組下組合、漸新統(tǒng)潿洲組中組合、中、上新統(tǒng)下洋組-角尾組上組合,目前發(fā)現(xiàn)的油氣層主要在中、下組合,只在上組合內部發(fā)現(xiàn)幾個中小型油氣田,前古近系基底組合僅見個別石炭系灰?guī)r潛山油氣藏。石油主要分布在富烴凹陷內部斷裂帶,洼內近源成藏是本盆地的特色。

北部灣盆地勘探分二個階段:第一階段1979年前為自營勘探階段,在烏石凹陷周邊獲全盆地首個發(fā)現(xiàn),突破了盆地出油關;第二階段自1979年至今為大發(fā)展時期,其中1979-1997年,為合作階段,在烏石凹陷、邁陳凹陷、海中凹陷及其鄰區(qū)鉆探了一大批構造,發(fā)現(xiàn)了一批中小型優(yōu)質高產含油氣構造;從1997年至今,為自營與合作并舉階段,主要是突破了潿西南凹陷1、2、3號斷裂帶,于潿西南凹陷東南緩坡區(qū)在構造脊上也找到了大中型油氣田,福山凹陷克服火山對地震成像的干擾,在緩坡帶反向斷塊中獲得油氣發(fā)現(xiàn),其它如海中和邁陳僅有儲量小的含油氣構造。

截至目前,該盆地累計發(fā)現(xiàn)十多個油田,探明石油地質儲量數(shù)億噸,沒有發(fā)現(xiàn)獨立的商業(yè)氣藏,天然氣主要是溶解氣。原油主要分布在盆地北部坳陷的潿西南凹陷和南部坳陷的福山凹陷,天然氣儲量很少,是一個典型的油盆[19,41]。

2.2 天然氣主要分布在近海盆地外帶

2.2.1 東海海域

東海盆地是我國大陸架上最大的新生代沉積盆地,西鄰浙閩隆起區(qū),東為釣魚島隆起,釣魚島隆起以東是沖繩海槽盆地、琉球俯沖帶,因此該盆地是典型的弧后盆地。盆地面積超過二十多萬平方千米,沉積巖最大厚度逾1.5 X 104m。盆地構造格局呈三坳三隆結構,即浙東坳陷、長江坳陷、臺北坳陷、漁山東隆起、虎皮礁隆起和海礁隆起。三級構造單元包括西湖凹陷、釣北凹陷、麗水凹陷等,凹陷之間通過低鞍部相連(圖1)。

圖4 北部灣盆地油田分布示意圖Fig.4 Sketch map of oil fields distributed in Beibu gulf basin

東海盆地是在中生代殘余盆地基礎上發(fā)育起來的,經(jīng)過古近紀局部裂陷和新近紀區(qū)域坳陷兩大階段,期間發(fā)生過多次構造反轉[30],更新世-全新世演化為大陸架。古近紀裂陷具有顯著的遷移特征。盆地西部臺北坳陷和長江坳陷裂陷期主要在古新世,麗水-椒江凹陷在古新世時為斷陷沉積,發(fā)育古新統(tǒng)月桂峰組陸相沉積、海陸過渡相靈峰組、海相明月峰組;始新統(tǒng)陸相甌江組和溫州組;漸新世時的構造運動使坳陷整體抬升剝蝕。長江坳陷自北向南為昆山凹陷、常熟低凸起、金山北凹陷和金山南凹陷,古新世為斷陷,始新世-漸新世構造運動使坳陷整體抬升剝蝕,金山南凹陷缺失始新統(tǒng)、漸新統(tǒng),昆山凹陷缺失漸新統(tǒng)。西湖凹陷始新世裂陷,平湖組海陸過渡相地層厚度巨大,漸新世陸相地層花港組厚度較大。

東海盆地勘探分二個階段:第一階段1979年前為區(qū)域調查階段,原地質礦產部上海海洋地質調查局自1974年起開始對東海大陸架進行油氣勘查,厘定了盆地構造格局、地層、沉積等基礎地質問題及油氣地質基本問題。國家海洋局和中國科學院系統(tǒng)、日本、美國和韓國也作了部分路線地質調查。第二階段1979年至今為盆地、區(qū)帶和目標勘探階段,原地質礦產部上海海洋地質調查局、中國海洋石油總公司等做了大量工作,1983年在西湖凹陷西部斜坡帶反轉斷背斜平湖構造獲全盆地首個油氣田發(fā)現(xiàn);隨后除在平湖構造周緣繼續(xù)有新發(fā)現(xiàn)外,在西湖凹陷中央反轉帶南段發(fā)現(xiàn)春曉等氣田及一批含油氣構造,在臺北坳陷麗水凹陷麗水36-1構造獲天然氣新發(fā)現(xiàn),突破了出氣關。

東海盆地存在古潛山(主要在臺北坳陷)、古新統(tǒng)月桂峰組-靈峰組下組合(主要在臺北坳陷)、始新統(tǒng)-漸新統(tǒng)平湖組-花港組中組合(主要在西湖凹陷)和中新統(tǒng)龍井組-玉泉組上組合(西湖凹陷)四套成藏組合,且都見到了油氣顯示,在始新統(tǒng)-漸新統(tǒng)成藏組合獲商業(yè)性油氣發(fā)現(xiàn)。盆地存在緩坡帶、反轉背斜帶、凸起等區(qū)帶,已在緩坡區(qū)斷背斜(平湖等油氣田)及凹陷中央反轉背斜帶(春曉等)獲油氣發(fā)現(xiàn)。自1983年“平湖一井”首獲工業(yè)油氣流發(fā)現(xiàn)大氣田平湖油氣田以來,共獲得8個油氣田發(fā)現(xiàn)及4個含氣構造[42,43],東海盆地沒有發(fā)現(xiàn)商業(yè)性油田,都是氣田或油氣田。

臺西盆地是臺灣島弧之西的弧后盆地,位于臺灣海峽和臺灣島西部,浙閩隆起區(qū)以東,包括新竹坳陷、南日坳陷、澎湖坳陷、觀音隆起、澎湖隆起、澎湖-北港隆起等構造單元(圖5),是一個中小型中新生代沉積盆地。中生代為弧后寬闊凹陷一部分,受晚白堊世以來的張扭應力的影響,晚古新世發(fā)育斷陷,始新世末抬升剝蝕,結束斷陷發(fā)育,中新世再次沉降,進入?yún)^(qū)域下降的坳陷發(fā)育階段,上新世以后由于臺灣發(fā)生弧-陸碰撞,使整個臺西盆地成為前陸盆地。

臺西盆地油氣勘探活動最早發(fā)生在臺灣島西部的陸地平原區(qū),從第一口油氣流井鉆探到至今已有100多年的歷史,勘探高峰出現(xiàn)在20世紀60-70年代,先后發(fā)現(xiàn)了通宵、鐵占山、青草湖、白沙屯、八掌沙和新營等一批氣田。1966年后,海域的油氣勘探逐漸展開,在1972-1973年間,臺灣中油公司在新竹外海鉆探了臺西盆地海域的第一口探井TUNG-1,此后相繼在鹿港外海15 km處CDA-1井和新竹外海20 km處鉆CBK-4井等,多處鉆探獲天然氣流[44]。臺西盆地油氣都有發(fā)現(xiàn),但天然氣占絕大多數(shù)。

2.2.2 南海北部大陸邊緣外帶

該帶包括臺西南盆地、珠江口盆地珠二坳陷和潮汕坳陷、瓊東南盆地和鶯歌海盆地,除鶯歌海盆地外,都處于陸坡區(qū),這些盆地主要發(fā)現(xiàn)的是天然氣。其中臺西南盆地大部、珠江口盆地珠二坳陷和潮汕坳陷、瓊東南盆地中南部處于深水區(qū)[32]。

臺西南盆地位于南海北部大陸邊緣最東端,盆地從陸架、經(jīng)過陸坡延伸到洋殼上,面積約5.4 X 104km2,盆地總體走向北東,北部與臺灣淺灘-澎湖隆起-北港隆起相鄰,西靠東沙隆起與珠江口盆地潮汕坳陷,東為臺灣中央山脈和南海中央洋盆,向南延展至筆架隆起。該盆地由北部凹陷、南部凹陷及中央隆起等三個構造單元組成(圖1,6)。在古生界與中生界基底基礎上,該盆地新生代經(jīng)歷了三大構造演化階段。晚古新世-早漸新世裂陷期,形成半地塹和地塹,充填陸相河湖沉積;晚漸新世-中中新世差異熱沉降拗陷期,北部坳陷隆起未接受沉積,南部坳陷快速沉降,沉積地層厚達3 500 m,從北向南形成淺海到深海沉積;晚中新世-全新世新構造期,南部坳陷再次快速沉降,北部坳陷東部擠壓隆起而西部沉降,從北向南形成淺海到深海沉積,北部物源豐富,沉積地層厚度很大[45]。

臺西南盆地上古新統(tǒng)-始新統(tǒng)為一套斷陷式河湖充填沉積;向上逐漸發(fā)生海侵,下漸新統(tǒng)為砂巖、頁巖夾煤層,為濱淺海沉積[46];上漸新統(tǒng)為海陸過渡相沉積。

迄今為止,在臺西南盆地中央隆起中部已鉆井30余口,發(fā)現(xiàn)CFC、CFS和CGF等油氣田和含油氣構造,其中以氣為主,單井天然氣日產最高達76 X 104m3以上[47]。

珠江口盆地中央隆起以南區(qū)域,主要包括潮汕坳陷和珠二坳陷,潮汕坳陷主要是中生代殘余坳陷,珠二坳陷包括白云凹陷、荔灣凹陷、開平凹陷和順德凹陷等(圖1;表1),其中白云凹陷勘探潛力大,勘探時間最長,勘探效果好。

圖5 臺西盆地油氣田分布示意圖[44]Fig.5 Sketch map of oil and gas fields in Taixi basin[44]

圖6 臺西南盆地區(qū)域大剖面[45]Fig.6 Regional cross-sections of TAISW basin[45]

白云凹陷分隔性強,除白云主洼外,在其周邊分布著與其成生關系密切的多個洼陷,主洼屬于深大洼陷。凹陷演化經(jīng)歷了三個階段:斷陷期沉積始新統(tǒng)陸相文昌組、漸新統(tǒng)下部海陸過渡相恩平組、漸新統(tǒng)上部珠海組海相地層;熱沉降期沉積有珠江組等海相地層;中新世以后為新構造期。已證實富生烴凹陷包括白云主洼和東北洼。成藏組合包括漸新統(tǒng)上部淺水海相成藏組合和中新世珠江組-粵海組深水海相成藏組合,油氣層主要在上部中、上新統(tǒng)深水成藏組合底部盆底扇中。橫向上,天然氣主要分布在白云主洼的北部斜坡反向斷裂帶和東部凸起斷裂帶[32,48],推測云開凸起也是有利的勘探領域。

白云凹陷天然氣勘探自20世紀80年代以來,經(jīng)歷了四個階段。1)早期評價階段(1983年以前),早期調查階段評價白云凹陷總資源量占盆地總量的52%,吸引了一批外國石油公司進入白云凹陷的北部探區(qū);2)早期探索階段(1983-1996年),采集了大量二維地震資料,外國公司在凹陷北緣合作區(qū)針對淺水區(qū)凹陷中水深相對較大的目標鉆探井多口(其中1987年由西方石油公司鉆探的BY7-1-1井水深達到500 m,接近當時的世界紀錄),均未獲得商業(yè)發(fā)現(xiàn),外國公司相繼退出,勘探進入低潮期;3)證實潛力階段(1997-2003年),中外聯(lián)合對白云凹陷研究,認識存在分歧,深水區(qū)塊對外招標“擱淺”,但中國海洋石油總公司始終堅定信心,以證實深水區(qū)烴源潛力為目的,選擇了白云凹陷北坡較淺區(qū)域作為突破口,鉆探了多口探井均獲成功,發(fā)現(xiàn)了儲量達千億立方米的番禺天然氣田群;4)加大投入,邁進深水階段(2004至今),2004年開始了白云凹陷深水區(qū)的實質性勘探,勘探工作量大幅度增加,深水勘探對外合作進入高潮,2006年6月,LW3-1-1井鉆探獲得深水區(qū)天然氣重大突破,標志著深水勘探進入新的歷史階段[48]。

截至目前,在白云主洼及其周邊累計發(fā)現(xiàn)多個大、中、小型氣田,探明天然氣地質儲量數(shù)千億立方米,在東北洼發(fā)現(xiàn)原油。天然氣儲量遠大于石油,白云凹陷以產氣為主。

瓊東南盆地夾持在海南隆起區(qū)與永樂隆起區(qū)之間(圖2H-H'剖面),內部分為北部坳陷、中部隆起、中央坳陷、南部隆起和南部坳陷,該盆地三級構造單元包括崖北凹陷、松西凹陷、松東凹陷、崖南凹陷、樂東-陵水凹陷、松南-寶島-長昌凹陷、北礁凹陷和華光凹陷等,以及崖南凸起、松濤凸起、陵南凸起、松南凸起等。這些凹陷經(jīng)歷了三期演化階段。斷陷期沉積有始新統(tǒng)陸相、漸新統(tǒng)下部海陸過渡相崖城組、漸新統(tǒng)上部海相陵水組;熱沉降期沉積有三亞組和梅山組等海相地層;新構造期中新世以后為黃流組、鶯歌海組和樂東組。盆地存在五個成藏組合(基底、崖城組深層組合、陵水組組合、三亞-梅山組合、黃流-鶯歌海組淺層組合)和凸起、斜坡帶和水道內等成藏單元。已探明油氣主要分布在凸起及水道內的披覆背斜、地層圈閉及差異壓實背斜中;縱向上,在底部組合崖城組、下組合陵水組、中組合三亞-梅山組、上組合黃流-鶯歌海組都有發(fā)現(xiàn)。

瓊東南盆地勘探分二個階段:第一階段1979年前為自營勘探階段,在松濤凸起鶯9井獲全盆地首個油發(fā)現(xiàn);第二階段為合作與自營階段,其中1979-1997年,為合作階段,在崖南凹陷發(fā)現(xiàn)崖城13-1大氣田及一批含油氣構造;從1997年至今,為自營與合作并舉階段,自營勘探在崖城凸起獲得崖城13-4新發(fā)現(xiàn),合作勘探在陵水凹陷新發(fā)現(xiàn)陵水22-1氣田。截至目前,共發(fā)現(xiàn)3個商業(yè)性天然氣田,其中崖13-1大氣田儲量近千億立方米[1,2]。氣田分布在中部坳陷西北緣崖南凹陷西部崖城13-1低凸起構造帶、中部隆起西端崖城凸起及盆地中央大型水道(或峽谷)內?？碧脚c研究成果均顯示了瓊東南盆地是個氣盆[18,41]。

鶯歌海盆地夾持在海南隆起區(qū)與越南昆嵩隆起區(qū)之間,內部分為鶯東斜坡、鶯中坳陷和鶯西斜坡(圖2Ⅰ-Ⅰ剖面)。鶯中坳陷古近系分北部、中部和南部三個凹陷,在坳陷中央新近系底辟構造非常發(fā)育。

鶯歌海盆地勘探分二個階段:第一階段1979年前為自營勘探階段,在鶯2、6井獲全盆地首個氣層發(fā)現(xiàn),突破了盆地出氣關;第二階段為大發(fā)展階段, 1979-1997年發(fā)現(xiàn)東方1-1、樂東15-1、樂東22-1等大氣田及一批含油氣構造;從1997年至今,為自營艱難探索階段。油氣發(fā)現(xiàn)主要分布在底辟帶淺層上新統(tǒng)鶯歌海組背斜中,在底部組合崖城組、下組合陵水組、中組合三亞-梅山組-黃流組發(fā)現(xiàn)很少。截至目前,共發(fā)現(xiàn)3個商業(yè)性天然氣田,其中東方1-1大氣田儲量近千億立方米[3]?？碧脚c研究成果均顯示了鶯歌海盆地是個氣盆[18,41]。

3 “源熱共控”近海油氣田“內油外氣”有序分布

3.1 源熱共控石油主要分布在近海內帶

3.1.1 渤海海域

渤海海域主要烴源巖是始新統(tǒng)沙河街組湖相烴源巖,以沙三段最為發(fā)育;次要烴源巖為漸新統(tǒng)東下段湖相源巖[1,2,34,35,41,49]。渤海海域沙三段湖相烴源巖,有機質豐度居全海域湖相烴源巖之首,有機質類型主要為Ⅱ1型(圖7),傾向生油。

圖7 中國近海海域始新統(tǒng)湖相烴源巖IH與T max關系圖Fig.7 Relationship between IH and T max for Eocene lagoon source rocks in China Offshore basins

渤海盆地總體地溫梯度較全球平均地溫梯度(30℃/km)偏高,海域0～3 000 m的地溫梯度平均值為30.8℃/km,分布整體上與渤海盆地構造走向相似,凸起區(qū)一般為30～45℃/km,凹陷區(qū)一般為25 ～35℃/km[50]。基于磷灰石裂變徑跡分析數(shù)據(jù)和大量Ro數(shù)據(jù)結合地層埋藏史進行的熱史恢復表明[51];渤海盆地于25 Ma前曾經(jīng)經(jīng)歷過較高熱流(70～90 mW/m2)階段,之后表現(xiàn)為持續(xù)冷卻。

在此熱機制作用下,現(xiàn)今時期,盆地新生界底部有機質成熟度大部分處于成熟-高成熟階段,僅在渤中凹陷和歧口凹陷深洼部位小面積進入生干氣階段;沙一段底部在渤中、歧口和黃河口凹陷進入生油高峰期;東下段在盆地中均已生油,并且在渤中、歧口及黃河口凹陷大面積進入生油高峰期,其中在渤中凹陷已大面積進入生油晚期,在凹陷中心部位有一定面積進入濕氣階段。

油源研究也表明,渤海海域原油儲量主要來自沙河街組烴源巖,其次源自東下段烴源巖。

3.1.2 黃海海域

南黃海盆地主要烴源巖為古新統(tǒng)阜寧組中深湖相烴源巖,其次為晚白堊世泰州組中深湖相烴源巖。泰州組湖相泥巖具有較高的有機質豐度,有機碳最高含量達到2.12%,S1+S2最高達10.96 mg/g,有機質類型主要為Ⅱ1型,傾向生油。阜四段烴源巖具有較高的有機質豐度,有機碳平均含量達到1.83%,S1+S2平均達到4.32 mg/g,有機質類型為Ⅱ1型和Ⅱ2型,傾向油氣兼生。

由于勘探程度較低,南黃海盆地只有零星文獻論述該盆地的地溫特征,楊樹春等[52]研究認為,南黃海盆地南部坳陷現(xiàn)今地溫梯度介于24～32℃/km之間,平均為28.6℃/km;大地熱流介于65～74 mW/ m2之間,平均為69 mW/m2,與蘇北盆地的平均大地熱流69 mW/m2基本相當[53]。南黃海盆地南部坳陷經(jīng)歷最高古熱流是在中生代末(約66 Ma),古熱流平均值達106 mW/m2,在新生代則是相對低熱流期(三垛組沉積末古熱流平均值為66.1 mW/m2,漸新世末平均值為75.4 mW/m2),之后持續(xù)下降至現(xiàn)今狀態(tài)。這種熱演化特征與蘇北盆地熱史特征一致[54]。

總體而言,南黃海盆地現(xiàn)今屬于地溫梯度較低的盆地,烴源巖的生烴潛力和油氣發(fā)現(xiàn)與烴源巖的熱演化密切相關,烴源巖熱演化程度較高的洼陷,主要生油,所發(fā)現(xiàn)地質儲量大,勘探成效更好;但熱演化程度低的洼陷,烴源巖沒有成熟。

北黃海盆地古近紀地層巖性偏粗粒,以紅色色調為主,缺乏有效烴源巖,地層埋藏淺,盆地熱流值低,推測古近系生油能力很差。

3.1.3 南海北部大陸邊緣北帶

珠江口盆地珠一坳陷和珠三坳陷主要烴源巖是始新統(tǒng)文昌組湖相烴源巖,次要烴源巖為漸新統(tǒng)恩平組湖沼相烴源巖。文昌組烴源巖具有高的有機質豐度,主體屬于好-很好的烴源巖,有機質類型主要為Ⅱ1型(圖7),以生油為主。恩平組發(fā)育河-湖沼相沉積,煤系較為發(fā)育,烴源巖有機質主要來源于陸生高等植物,有機質類型主要為Ⅱ2-Ⅲ型,煤系烴源巖中含有較為豐富的殼質組等富氫顯微組分,具有一定的生油能力,但以生氣為主[55,56]。

珠江口盆地北部坳陷帶的121口鉆井平均地溫梯度為36.6±6.0℃/km,變化于(25.2～60.8)℃/ km之間[57]。地表熱流數(shù)據(jù)共114個,最大值為98.3 mW/m2,最小值為39.6 mW/m2,平均值為66±9.8 mW/m2。目前所能恢復的最高古地溫梯度出現(xiàn)在古近紀末,所采用的三口鉆井當時古地溫梯度分別是: 39.4℃/km(PY33-1-1)、35.8℃/km(PY28-2-1)和33℃/km(HZ23-2-1),對應古熱流分別是90.8 mW/ m2,81.0 mW/m2和77.0 mW/m2,自漸新世末以來所經(jīng)歷的是一個持續(xù)的冷卻過程(圖8)。

圖8 珠江口盆地北部熱演化圖Fig.8 Thermal evolution history for northern Pearl Mouth basin

珠江口盆地珠一坳陷和珠三坳陷具有相似的熱狀態(tài),但由于珠一坳陷和珠三坳陷主要烴源巖存在差異(源存在差異),兩個坳陷的生烴產物和生烴潛力存在很大差異。珠一坳陷已發(fā)現(xiàn)了數(shù)億噸原油,天然氣很少。而珠三坳陷已發(fā)現(xiàn)的油氣地質儲量不到1億噸油當量,并且天然氣的數(shù)量相對較多,充分體現(xiàn)了源-熱共同控制下兩個坳陷油氣生成的巨大差異。

油氣地球化學研究表明,珠一坳陷原油主要來源于文昌組烴源巖,恩平組烴源巖僅僅對凹內及近凹凸起區(qū)油田中原油有較大貢獻[55],但恩平組烴源巖卻是珠三坳陷的重要氣源巖。

北部灣盆地主要烴源巖為始新統(tǒng)流沙港組湖相烴源巖,具有較高的有機質豐度,有機質類型以Ⅱ1型為主,傾向生油;次要烴源巖為漸新統(tǒng)潿州組湖沼相源巖,傾向生氣。

據(jù)鉆孔實測溫度計算,北部灣盆地現(xiàn)今的平均地溫梯度為37.2℃/km,平均熱流值為61.71 mW/ m2[58]。汪緝安等[59]利用鉆井溫標數(shù)據(jù)對北部灣盆地進行的熱歷史恢復結果認為,北部灣盆地古地溫梯度在新生代為一持續(xù)下降過程,始新世末的最高古地溫梯度達到58.9℃/km。北部灣盆地流沙港組烴源巖主體現(xiàn)今處于生油窗內,以生油為主。

3.2 源熱共控天然氣主要分布在外帶

3.2.1 東海海域

東海盆地西湖凹陷烴源巖主要發(fā)育在始新統(tǒng)平湖組,以海陸過渡相沉積為主,煤系烴源巖較為發(fā)育,具有較高的有機質豐度(表2),有機質類型主要為Ⅱ2-Ⅲ型,煤系烴源巖中含有一定量的富氫顯微組分,具有一定的生油能力,但更傾向生成輕質油和天然氣[60]。

整個東海地區(qū)地溫梯度介于25～43.5℃/km間,平均為32.7℃/km。福州凹陷各井的地溫梯度較大,均值達到40.6℃/km;椒江凹陷和麗水凹陷中地溫梯度較低,均值為34.8℃/km;西湖凹陷最低,均值為27.2℃/km。東海盆地地溫梯度分布呈現(xiàn)北低南高特征,麗水凹陷和福州凹陷大部分區(qū)域為35℃/km以上的高地溫梯度區(qū)。東海盆地臺北坳陷的熱流值介于59.5～81.3 mW/m2,平均為70.4 mW/ m2;西湖凹陷的熱流與臺北坳陷相差不大,介于55.3 ～84.3 mW/m2,平均值為71.7 mW/m2。熱流在平面上呈現(xiàn)東高西低趨勢。

采用古地溫梯度法進行的熱史恢復結果表明,東海盆地西部的臺北坳陷和東部的西湖凹陷具有不同的熱流史。西湖凹陷內目前所能恢復的最高古熱流出現(xiàn)在漸新世末(68.3～98.6 mW/m2,平均為83.4 mW/m2),自漸新世末以來所經(jīng)歷的是一個持續(xù)的冷卻過程。對比而言,臺北坳陷自漸新世末到現(xiàn)今則是一個熱流升高的過程。臺北坳陷經(jīng)歷最高古熱流出現(xiàn)在古新世(67～92 mW/m2),平均為81 mW/m2,自203 Ma到54 Ma是一個熱流增大的過程,自古新世末到漸新世則是一個降低的過程。

在此熱體系影響下,東海盆地西部的椒江凹陷月桂峰組底界烴源巖大部分均已成熟,Ro>0.7%,進入生油窗,次凹大部分烴源巖已進入濕氣窗,Ro> 1.3%,深部部分烴源巖已進入干氣窗,Ro>2.0%。相對而言,東海盆地的東部,有機質成熟度則相對較高,如東部西湖凹陷的平湖組底部烴源巖大部分已進入干氣窗,Ro>2.0%。

西湖凹陷的油氣勘探結果以凝析油伴生氣和煤成氣為主,并有數(shù)量不多的原油,烴源巖類型與熱流控制了該區(qū)的油氣特征。

臺西盆地發(fā)育三套烴源巖。白堊系海相泥巖或海陸交互相含煤層系主要分布于澎湖凹陷、南日坳陷及盆地東部新竹坳陷;古新統(tǒng)-始新統(tǒng)的淺海-半深海相烴源巖,主要分布在臺西盆地西部坳陷區(qū);漸新統(tǒng)-中新統(tǒng)海相泥巖和三角洲平原相-近海沼澤相含煤巖系,主要發(fā)育在盆地東部的新竹坳陷。漸新統(tǒng)-中新統(tǒng)是主力烴源巖。該區(qū)熱流高,烴源巖主要生氣[44]。

表2 中國近海海域外帶烴源巖有機質豐度統(tǒng)計表Table2 Organic abundance of lagoon source rocks in main outerbelt of China O ffshore basins

3.2.2 南海北部大陸邊緣南帶

臺西南盆地烴源巖主要為漸新統(tǒng)-下中新統(tǒng)海相泥頁巖,次為侏羅-白堊系近海陸相泥頁巖,烴源巖有機質豐度較高,生烴母質類型均為腐殖型母質。熱流值高-很高,大部分烴源巖處于成熟到過成熟階段,以生氣為主。

珠二坳陷主要烴源巖為漸新統(tǒng)恩平組沼澤相和湖相烴源巖;次要烴源巖是漸新統(tǒng)珠海組海相和始新統(tǒng)文昌組湖相烴源巖。漸新統(tǒng)恩平組湖沼相煤系烴源巖和湖相泥巖具有較高的有機質豐度(表3),無論恩平組沼澤相烴源巖還是湖相烴源巖其有機質均主要來源于陸生高等植物,有機質類型主要為Ⅱ2型,與珠一坳陷和珠三坳陷恩平組烴源巖一樣,珠二坳陷恩平組烴源巖同樣含有豐富的富氫顯微組分,在較低熱演化階段具有生成原油的能力,在熱-高溫條件下,總體以生成凝析油和天然氣為主。珠二坳陷珠海組海相烴源巖同樣具有較高的有機質豐度(表2),有機質類型主要為Ⅱ2型,有機質主要來源于陸生高等植物[56],以生氣為主。

瓊東南盆地主要烴源巖為漸新統(tǒng)崖城組海陸過渡相烴源巖和陵水組海相烴源巖,崖城組海陸過渡相烴源巖具有較高的有機質豐度,為該區(qū)主要烴源巖,目前瓊東南盆地已發(fā)現(xiàn)的油氣主要來源于該烴源層。從有機質來源看,瓊東南盆地海陸過渡相和海相烴源巖有機質主要來源于陸生高等植物,有機質類型主要為Ⅱ2-Ⅲ型,傾向生氣。

南海北部大陸邊緣南帶東部珠二坳陷和瓊東南盆地主要位于深水區(qū),地溫梯度為2.94～5.22℃/ hm,平均為3.91±0174℃/hm;大地熱流值為24.2 ～121 mW/m2,平均為77.5±14.8 mW/m2[57]。據(jù)袁玉松等[61]研究,始新世以來,深水區(qū)存在多期熱流升高的加熱事件。裂谷階段盆地基底熱流幕式升高,裂后階段也并非完全處于熱衰減期。瓊東南盆地新生代存在56.5～32 Ma、32～16 Ma和5.3 Ma以來三期加熱事件;珠江口盆地存在56.5～32 Ma和32～ 23.3 Ma兩期加熱事件。瓊東南盆地深水區(qū)基底熱流始新世末為56～62 mW/m2;早中新世末上升到60 ～64 mW/m2;上新世末在深斷陷區(qū)最高達75 mW/ m2。珠江口盆地深水區(qū)基底熱流始新世末升高到60 mW/m2;漸新世末升高到70 mW/m2。

圖9 珠江口盆地南部-瓊東南盆地下漸新統(tǒng)烴源巖底部現(xiàn)今溫度圖Fig.9 Present temperature distribution in Lower surface of Oligocene source rock in Qiongdongnan and southern Pearl Mouth Basin

在此熱演化作用下,南海北部南帶有機質成熟度明顯較北帶高。從南海北部始新統(tǒng)底部現(xiàn)今成熟度分布圖(圖9)可以看出,瓊東南盆地樂東-陵水凹陷和松南-寶島凹陷大范圍內崖城組烴源巖底部熱演化程度已經(jīng)很高,Ro大于4.0%;珠江口盆地白云凹陷恩平組底部烴源巖現(xiàn)今成熟度在凹陷中心部位為1.0%～1.6%,正處于生氣高峰期,主凹最深處Ro達到2%以上。就南海北部深水區(qū)而言,由于瓊東南盆地烴源巖的熱演化程度明顯高于珠二坳陷的白云凹陷,瓊東南盆地深水區(qū)以氣為主,珠二坳陷深水區(qū)則是油氣共存[56],以氣為主。就白云凹陷本身而言,由于白云凹陷主洼烴源巖已經(jīng)達到高-過成熟階段,以生成天然氣為主,伴有凝析油,而白云凹陷東北洼恩平組烴源巖主要處于低成熟-成熟階段,主體處于生油窗內,恩平組烴源巖則以生成原油為主[56]。由此可見,地溫的差異從不同級別均控制了烴源巖的生烴產物和油氣分布特征。

鶯歌海盆地存在中新統(tǒng)和漸新統(tǒng)兩套重要烴源巖[62]。漸新統(tǒng)包括崖城組和陵水組,主要分布于鶯歌海盆地東南部及西北部地區(qū),為半封閉淺海及三角洲前緣沉積;中新統(tǒng)包括三亞組、梅山組及鶯黃組下部,主要分布于鶯歌海盆地的中央坳陷內,為一套巨厚的三角洲-半封閉淺海沉積。鶯歌海盆地中新統(tǒng)梅山組海相烴源巖具有較高的有機質豐度(表2),其有機質主要來源于陸生高等植物,有機質類型主要為Ⅱ2-Ⅲ型(圖7),傾向生氣。

鶯歌海盆地屬于高溫盆地,地溫梯度高達42.5℃/km[63],平均熱流值為84.1 mW/m2。熱演化模擬[64]表明,鶯歌海盆地現(xiàn)今的高溫是多期拉張的繼承性和疊加的結果,盆地經(jīng)歷3次拉張演化,盆地基底熱流由第l期的63 mW/m2至第2期的65 mW/ m2,第3期上升至68 mW/m2左右。這說明盆地每拉張一次,就更熱一次,整體處于逐步升溫狀態(tài),5.2 Ma以來是盆地古地溫最高時期,約在1.9 Ma達峰值。在此高溫地溫場作用下,鶯歌海盆地烴源巖主要生氣。

4 從“源熱共控論”預測近海油氣勘探新領域

中國近海沉積盆地生烴凹陷分陸相和疊合兩類,在空間上具有“內陸(相)外疊(合)”特征。陸相斷陷區(qū)熱流值相對低,疊合斷陷區(qū)熱流值高。油、氣分布有陸相斷陷區(qū)以生油為主,疊合斷陷區(qū)以生氣為主的特征。由此導致中國近海油氣田分布具有“內油外氣”有序的特征,受源熱共控(圖1)。

從“源熱共控論”可以進一步預測中國近海油氣下一步勘探方向(表3)。在內帶,找油有四大區(qū)域,且各有特點。

渤海海域古近紀所有13個陸相斷陷,中深湖相烴源巖都發(fā)育,區(qū)域熱流值較高,烴源巖主要處在生油窗,凹陷源熱條件均具備,呈現(xiàn)“凡凹都生油”特色,中深湖相烴源巖體積大小是控制生油潛力大小的主要因素。

北黃海盆地古近系有機碳含量為0.7%～ 0.9%,總烴含量為0.02045%～0.0254%,烴源巖豐度很差。該區(qū)地溫梯度為3.3℃/100,古近系烴源巖普遍埋深淺,局部可達2 200～2 700 m,烴源巖現(xiàn)今處于成熟階段早期,絕大多數(shù)未成熟。因此,古近系陸相中深湖烴源巖欠發(fā)育,熱流值低,源熱都缺,生油潛力很有限。

南黃海盆地古近紀烴源巖較發(fā)育,但埋藏差異大,盆地熱流值低,“源不缺但缺熱”,只要烴源巖后期埋深足夠大使烴源巖成熟,凹陷就有生烴潛力。

表3 中國近海新生代盆地特征與勘探潛力Table3 Potential comparison and contrast for Cenozoic China offshore basins

南海北部古近紀洼陷之間中深湖相烴源巖發(fā)育差別大,處于大陸架高熱流值區(qū),生油潛力主要受控于中深湖相地層發(fā)育的規(guī)模,中深湖相地層規(guī)模越大凹陷潛力越大,而以淺湖相沉積為主的洼陷,烴源巖差,生油潛力小。

中國近海外帶的東海盆地、臺西盆地、南海北部大陸邊緣外帶處在活動大陸邊緣或被動大陸邊緣外帶,熱流值都比較高,屬于熱盆和超熱盆,關鍵在于海陸過渡相烴源巖、海相烴源巖發(fā)育質量,尤其是煤系發(fā)育程度決定著生氣潛力。在部分凹陷,因烴源巖埋藏淺,也能生成石油,但該帶深大洼陷都以生氣為主。

總之,由于中國近海盆地或凹陷所處的區(qū)域大地構造位置不同,各盆地中主要烴源巖的類型存在差異,并且經(jīng)歷了不同的熱作用,生烴產物也存在很大差異,有些盆地或凹陷以油為主,而一些盆地或凹陷則以氣為主。石油主要分布于渤海海域、黃海海域、珠江口盆地北部坳陷帶和北部灣盆地,烴源巖主要是古新世-始新世-漸新世湖相地層,經(jīng)歷了合適的熱演化。天然氣主要分布于東海盆地、珠江口盆地南部坳陷帶、瓊東南盆地及鶯歌海盆地,烴源巖包括古新世-始新世-漸新世-中新世海陸過渡相、海相和湖沼相烴源巖,經(jīng)歷了相對較強的熱作用。因此,中國近海石油的主要勘探領域在渤海、南海北部北帶和黃海海域,天然氣主要勘探領域在南海北部陸坡及東海海域。

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Regular Distribution of Inside-oil Fields and Outside-gas Fields Controlled by Source Rocks and Heat in China O ffshore Basins

ZHANG Gong-cheng1CHEN Guo-jun2ZHANG Hou-he1LIYou-chuan1LIANG Jian-she1YANG Shu-chun1
(1.Research Institute of CNOOC,Beijing 100027; 2.Key Laboratory of Petroleum Resources Research,Institute of Geology and Geophysics,Chinese Academy of Sciences,Lanzhou 730000)

The hydrocarbone genernation is controlled by the source rocks and the heat.The source rock is the essential factor of the hydrocarbone formation and the heat is the subsidiary.The both are necessary factors.The interactional factors result in the hydrocarbon generation and distribution pattern.In China offshore,the sedimentary basins are of the stretch or extend-slip depressionswhich formed in Tertiary.The syn-rift occurred in Paleogene.The thermal subsidence formed sequently in the early-middle Miocene.From late Miocene,the Neo-tectonic movement happened actively in a greatnumber of basins.The source rocks formedmainly during the period of the paleogene syn-rifting.According to the characters of the sediments,the basins are divided into two groups,namely,the continental/ terrestrial rift and the superimposed rift.The continental rift are the sags that the syn-rifting stratum are absolutely composed of the terrestrial sediments.The superimposed rift are the sags filled with themarine sediments or the onshore-offshore sediments besides the terrestrial sediments.Bohai bay basin,Yellow Sea Basin,the northern of the pearlmouth basin and Beibuwan Basin are parts of the continental rifts.Those basins,located in the inner of the craton or the continental shelf,are assigned into the inside belt.The outside belt,consisted of the East China Sea Basin,Taixibasin,Taixinan basin and the southern of the pearlmouth basin,is situated in the active continentalmargin or the continental slopewhich is subjected to the passive continentalmargin.In the inside belt,themain source rocks are themiddle-deep lake facies mud which formed in the Paleocene,the Eocene and the Oligocene.The Eocene source rocks are dominated.In the outside belt,the source rocks are composed of the lake facies,the onshore-offshore facies and themarine facies sediments and the onshore-offshore facies is themain source rocks.The geologic age of the source rocks is similar with that of the inside belt but the Eocene-Oligocene is dominated.The source rocks of the lake facies are oil-prone in the inside belt.The source rocks of the onshore-offshore facies are gas-prone in outside belt.The heat flow values are low or slight higer in the inside belt,but these are high or super-higher in the outside belt.Because of the coupling interaction of the source rocks and the geothermal field,the oil-prone source rocks produce the oil in inside belt and the gas-prone source rocks bring out the gas in the outside belt.The inside belt are the main oil-produced area and the exploration would focus on the liquid hydrocarbone.Whereas the outside beltwould be the nature gas exploration.The oil exploration should be in Bohaibay basin,the northern of the south China sea and the Yellow sea basin,moreover,the nature gas exploration would be emphasized in the north continental slope of the South China sea and East China Sea basin.

Source rock;geothermal heat flow;the oil&gas field distribution;regularity;the theory of hydrocarbone genernation controlled by source rocks and geothermal heat flow

張功成 男 1966年出生 博士 高級工程師 石油地質學 E-mail:zhanggch@cnooc.com.cn

陳國俊 E-mail:gjchen@lzb.ac.cn

TE121.1

A

1000-0550(2012)01-0001-19

2011-06-20;收修改稿日期:2011-10-21