南海大氣田天然氣是煤型氣

張功成 李增學 蘭 蕾 陳 瑩 李友川 劉世翔

1.山東科技大學地球科學與工程學院 2.中海油研究總院有限責任公司

0 引言

我國的大氣田勘探領(lǐng)域包括賀蘭山—龍門山以西的西部盆地群?賀蘭山—龍門山與太行山之間的中部盆地群?太行山以東的東部盆地群和中國海域4個部分[1-3]，中國海域包括渤海?黃海?東海和南海4個海域，其中南海天然氣資源最豐富[4-15]，是我國海上勘探開發(fā)天然氣的主要領(lǐng)域，其中大氣田是勘探的主要目標。

南海早期天然氣勘探與石油勘探協(xié)同開展，隨著勘探進程推進，發(fā)現(xiàn)天然氣局限于某些特定的盆地?凹陷，或凹陷的特定部位。2014年，張功成等[14]首次從全海域視角出發(fā)，提出南海具有“近岸油?遠岸氣”兩個巨型油?氣帶的認識，天然氣勘探才從石油勘探中獨立開來。截至2020年底，南海已發(fā)現(xiàn)數(shù)百個氣田，在已發(fā)現(xiàn)的氣田中，儲量大于300×108m3的大氣田37個，大氣田儲量之和超過南海已探明天然氣總儲量的70%，大氣田在儲量中占主體位置?

據(jù)資源量的探明程度分析，當前南海天然氣勘探尚處于早中期階段，未來天然氣勘探仍以大氣田為主攻方向。前人對南海氣田的研究主要以單個具體的大氣田氣藏特征或天然氣成藏條件研究較多[11-16]，對整個南海大氣田主要形成條件、整體勘探方向研究較少。為此，基于對南海已發(fā)現(xiàn)的37個大氣田的烴源巖統(tǒng)計，采用沉積學與有機地球化學分析方法和實驗測試等技術(shù)手段，對烴源巖特點開展天然氣成因類型等分析，系統(tǒng)研究了南海大氣田形成的烴源條件和生烴模式，以期為南海下一步的天然氣勘探提供技術(shù)支持。

1 南海大氣田分布特征

南海面積為350×104km2，周圍被大陸和島嶼環(huán)抱，四周高、中間低，平均水深超過1 000 m，中央為深海平原；四周為大陸邊緣，其中陸架（或島嶼）地形平坦，大陸坡（或島坡）地形崎嶇，高差起伏大。

南海經(jīng)歷新南海與古南海兩個交疊的構(gòu)造旋回，發(fā)育14個大中型新生代盆地[5-10]，絕大部分盆地分布在大陸架和陸坡區(qū)。南海北部大陸邊緣分布有臺西南盆地、珠江口盆地、北部灣盆地和瓊東南盆地等；南海西部大陸邊緣有鶯歌海盆地、中建南盆地、萬安盆地和湄公盆地等；南海南部大陸邊緣有曾母盆地、文萊—沙巴盆地、巴拉望盆地、南薇西盆地、北康盆地和禮樂盆地等（圖1）。盆地充填地層以新生代沉積為主，局部有殘余的中生界地層。

南海大氣田主要分布在南海北部大陸邊緣?南海西部大陸邊緣和南海南部大陸邊緣，總體呈“C”形“串珠狀”（圖1）。

1.1 南海北部大陸邊緣大氣田分布特征

珠江口盆地位于南海北部大陸邊緣中段，該盆地已發(fā)現(xiàn)氣田主要分布于珠二坳陷的白云凹陷及其周緣、珠一坳陷的惠州凹陷及珠三坳陷的文昌凹陷[16-18]。截至目前，該盆地僅發(fā)現(xiàn)1個大氣田——荔灣3-1氣田，分布在白云凹陷的東部緩坡（圖1）。

瓊東南盆地位于南海北部大陸邊緣西段，該盆地已發(fā)現(xiàn)氣田主要分布于中央坳陷的崖南凹陷?樂東—陵水凹陷?松南—寶島凹陷及其鄰近的凸起和低凸起[19-23]?截至目前，該盆地已發(fā)現(xiàn)的大氣田為崖西低凸起的崖城13-1氣田和陵水凹陷中央峽谷水道的陵水17-2氣田群（圖1）。

1.2 南海西部大陸邊緣大氣田分布特征

鶯歌海盆地位于南海西北部，已發(fā)現(xiàn)氣田分布于鶯歌海凹陷中央底辟帶[19]。大氣田位于中央底辟帶的西北段和東南段，西北段已發(fā)現(xiàn)東方1-1氣田、東方13-2氣田，東南段已發(fā)現(xiàn)樂東22-1氣田等（圖1）。

萬安盆地位于南海西南部大陸邊緣中段[24-25]，在該盆地中部坳陷及其周緣發(fā)現(xiàn)2個大型氣田，分別為海藍寶石氣田（Hai Thach）和西蘭花氣田（Lan Tay）（圖1）。

1.3 南海南部大氣田分布特征

曾母盆地位于南海南部大陸邊緣南部西段[26-33]，是南海發(fā)現(xiàn)氣田數(shù)最多、儲量規(guī)模最大的盆地，已發(fā)現(xiàn)18個大氣田，主要分布于南康臺地、西部斜坡和西巴林堅凸起。

文萊—沙巴盆地位于南海南部大陸邊緣東段南沙海槽以南[26-30,34-36]，是南海已發(fā)現(xiàn)氣田數(shù)量和儲量居第二位的盆地，已發(fā)現(xiàn)10個大氣田，分布在遠岸位置（圖1）。

北巴拉望盆地位于南部大陸邊緣東北端，發(fā)現(xiàn)的最重要氣田是馬拉帕亞（Malampaya）氣田，位于巴拉望盆地的中東部（圖1）。

2 南海大氣田天然氣成因

2.1 南海北部大陸邊緣大氣田天然氣成因

南海北部天然氣以煤型氣為主[37-40]（圖2）。烴源巖為煤型，主要包括煤系烴源巖和陸源海相烴源巖。

圖2 南海主要大氣田天然氣成因判識圖

珠江口盆地荔灣3-1氣田的天然氣以濕氣為主，干燥系數(shù)介于0.88～0.92；甲烷碳同位素值介于－38.0‰～－36.6‰，乙烷碳同位素值介于－29.6‰～－28.6‰，其主力烴源巖為古近系漸新統(tǒng)恩平組的陸源海相烴源巖。

瓊東南盆地崖城13-1氣田天然氣的干燥系數(shù)均大于0.95，為典型的干氣；甲烷碳同位素值介于－40.0‰～－35.0‰，乙烷碳同位素值介于－27.9‰～－23.7‰；與古近系漸新統(tǒng)崖城組煤系烴源巖有良好的親緣關(guān)系，反映其為崖城組煤系烴源巖來源。陵水17-2氣田天然氣干燥系數(shù)介于0.92～0.97，說明既有濕氣也有干氣；甲烷碳同位素值介于－39.0‰～－34.0‰，乙烷碳同位素值介于－26.5‰～－24.4‰，為崖城組煤系烴源巖和陸源海相烴源巖來源。

2.2 南海西部大陸邊緣大氣田天然氣成因

鶯歌海盆地東方1-1氣田天然氣的干燥系數(shù)多大于0.95，為干氣；甲烷碳同位素值介于－40.5‰～－35.0‰，乙烷碳同位素值介于－21.8‰～－25.7‰；天然氣主要來源于新近系中新統(tǒng)梅山組陸源和海相烴源巖[41]。萬安盆地天然氣也是煤型天然氣[24-25,27-29]。

2.3 南海南部大陸邊緣大氣田天然氣成因

南海南部天然氣都是煤型氣[42-43]。曾母盆地南康臺地金壇氣田凝析油具有較高密度，低雙杜松烷和奧利烷，高C29藿烷/C30藿烷（C29H/C30H），低—中等姥植比（Pr/Ph）（向東降低），三降藿烷/三降新藿烷（Tm/Ts）小于2.0，含硫量大于2.0%，C27甾烷超過C28和C29甾烷的特征，表明為典型的受海相來源影響的原油。

根據(jù)南康臺地碳酸鹽巖礁氣藏中與天然氣伴生的凝析油色質(zhì)譜分析表明，奧利烷、雙杜松烷含量高，三環(huán)化合物含量很低，C29H/C30H值介于0.5～0.7，Pr/Ph值大于5，Tm/Ts值大于2.0，含硫量小于0.2%，C29甾烷含量高于C27和C28甾烷[42-43]。表明其來源于下海岸平原沉積環(huán)境形成的烴源巖。

曾母盆地LH-1井原油表現(xiàn)為中等含蠟量，中—高的雙杜松烷，中等奧利烷和其他能指示高等植物輸入的萜烷，中等三環(huán)萜烷，C29H/C30H值介于0.7～0.8，Pr/Ph值介于3～5，Tm/Ts值遠遠小于2.0，含硫量小于0.2%，C27甾烷含量高于C28?C29甾烷[42-43]。其可能來源于有海相和陸源有機質(zhì)輸入的烴源巖，比如濱海相。

曾母盆地原油類型的變化表明可能存在多種烴源巖，從西部的下海岸平原環(huán)境逐步到東部的海相。陸相原油生烴母質(zhì)主要為陸源植物的樹脂，來自漸新統(tǒng)煤系泥巖；海相原油生烴母質(zhì)主要為陸源高等植物，但水生生物輸入有所增加。

文萊—沙巴盆地?西北巴拉望盆地烴源也具有相似特征。

綜上所述，截至目前，南海已發(fā)現(xiàn)的大氣田天然氣均是煤型天然氣。

3 南海煤型烴源巖沉積—地化特征

南海煤型烴源巖主要包括煤系烴源巖和陸源海相烴源巖。煤系烴源巖以含有煤層或煤碎屑為特色，陸源海相烴源巖不含煤，以含有陸源有機質(zhì)的海相泥巖為特色。南海氣田煤系烴源巖主要賦存于海陸過渡相（扇）三角洲含煤地層中，陸源海相烴源巖主要發(fā)育于淺海相[44-45]。

南海新生代時期處于低緯度地區(qū)，氣候溫暖?潮濕，高等植物繁盛。漸新世以來，珠江、紅河、湄公河、拉讓河、巴蘭河、冠軍河等多條大型河流及眾多中小型河流注入南海，在河流入?？诔练e了巨厚的海陸過渡相三角洲含煤地層和陸源淺海相烴源巖地層[46]。

煤系烴源巖包括了煤、碳質(zhì)泥巖和暗色泥巖，有機質(zhì)以高等植物來源為主，具有高—極高的有機碳豐度、高雙杜松烷、低奧利烷和較高Pr/Ph值。淺海相烴源巖巖性主要為泥巖，其有機碳豐度普遍較煤系烴源巖低，有機質(zhì)主要來源于三角洲相沉積，以高等植物為主，生物標志化合物表現(xiàn)出較高雙杜松烷、低奧利烷和中等Pr/Ph值。海相藻類來源的烴源巖則應(yīng)表現(xiàn)出不含雙杜松烷和奧利烷?較低Pr/Ph值的特征。

3.1 南海北部大陸邊緣煤型烴源巖沉積—地化特征

南海北部經(jīng)歷了從陸相—海陸過渡相—海相的沉積演化[47-52]，南海北部大陸邊緣外帶的含煤三角洲相主要發(fā)育在古近系下漸新統(tǒng)，煤系烴源巖主要發(fā)育在三角洲平原亞相或扇三角洲平原亞相，陸源海相烴源巖主要發(fā)育在前三角洲—淺海相以及遠離海岸的斜坡－凹陷區(qū)。大型三角洲有珠江口盆地白云凹陷北坡的三角洲（圖3），發(fā)育于恩平組上段，面積超過5 000 km2[17,53-57]；含煤扇三角洲帶主要分布于瓊東南盆地崖南凹陷崖城組，沿斷裂帶呈裙狀發(fā)育[49-66]。崖南凹陷及白云凹陷多口鉆井揭示了下漸新統(tǒng)發(fā)育多套煤層，且伴生的泥巖普遍具有較高的有機質(zhì)豐度，總有機碳含量（TOC）普遍大于1.0%，有機質(zhì)類型為偏腐殖混合型、腐殖型，生烴潛量（PG）普遍大于2 mg/g。

圖3 南海含煤三角洲及扇三角洲沉積體系分布圖

陸源海相烴源巖有機質(zhì)主要為偏腐殖混合型、腐殖型，有機質(zhì)豐度較煤系烴源巖低，珠江口盆地和瓊東南盆地陸源海相烴源巖平均總有機碳含量分別為1.1%和0.7%。從生物標志化合物組成來看，陸源海相烴源巖具有高豐度奧利烷，反映了其有機質(zhì)來源以高等植物為主，藻類貢獻較小。

3.2 南海西部大陸邊緣煤型烴源巖沉積—地化特征

南海西部大陸邊緣陸坡區(qū)經(jīng)歷了海陸過渡相—海相沉積階段[67-68]。萬安盆地烴源巖形成于中晚漸新世—早中新世，發(fā)育三角洲—半封閉海灣沉積體系，盆地處于斷坳階段；晚漸新世盆地發(fā)育3個大型三角洲，主要位于盆地北部、西部和西南部，其中西南方向的三角洲規(guī)模最大（圖3）；早中新世，盆地主要發(fā)育三角洲—濱淺海沉積體系，盆地西南側(cè)?西側(cè)及西北側(cè)發(fā)育3個三角洲，其中西南側(cè)三角洲面積最大，并且與西部三角洲連片發(fā)育，靠近盆地西北側(cè)的三角洲之間發(fā)育海岸平原亞相，盆地東側(cè)主體發(fā)育濱淺海亞相。

萬安盆地主力烴源巖為漸新統(tǒng)和下中新統(tǒng)的泥巖、頁巖、煤及含煤泥巖，分布于中部坳陷和北部坳陷。其具有較高的生烴潛力，熱解生烴量（S2）多大于50.0 mg/g，有機質(zhì)類型以偏腐殖混合型為主，氫指數(shù)（HI）多介于150～400 mg/g，最高可達650 mg/g，揭示其為好烴源巖。陸源海相烴源巖有機碳含量則變化較大，介于0.1%～6.0%，生烴量介于0.2～30.0 mg/g，氫指數(shù)多低于300 mg/g，有機質(zhì)類型主要為腐殖型，綜合評價為中等烴源巖。

3.3 南海南部大陸邊緣煤型烴源巖沉積—地化特征

南海南部大陸邊緣烴源巖主要是新近系煤型烴源巖，沉積時處于海退環(huán)境[69-70]，三角洲規(guī)模大，呈多旋回、廣覆式分布特征。

漸新世末—早中新世，曾母盆地處于陸緣拉張斷陷發(fā)展階段，整體接受沉積，平面沉積相變較大，但總體具有從西到東、由南向北逐漸由陸相—下海岸平原相—淺海相—深海相的特征，盆地內(nèi)發(fā)育漸新統(tǒng)和中新統(tǒng)海陸過渡相碳質(zhì)泥巖、煤層和海相泥巖[71-73]。曾母盆地主力烴源巖為漸新統(tǒng)和下中新統(tǒng)三角洲相煤系烴源巖和陸源淺海相泥巖烴源巖。煤系烴源巖主要分布于盆地南部和東南部，其它地區(qū)主要發(fā)育陸源海相烴源巖。煤系烴源巖有機質(zhì)類型主要為偏腐殖混合型、腐殖型，陸源海相烴源巖有機質(zhì)則以腐殖型為主。煤系烴源巖總有機碳含量大于6.0%，熱解生烴量介于8.0～291.0 mg/g，具有較大的生烴潛力。陸源海相烴源巖總有機碳含量介于0.3%～5.5%，平均值為1.4%，熱解生烴量普遍小于10.0 mg/g。

中新世時期，文萊—沙巴盆地主要發(fā)育三角洲—濱淺?！肷詈！詈３练e體系，三角洲發(fā)育于盆地東南緣，海岸線與陸架邊緣線近似平行，呈NE—SW向[74-78]。文萊—沙巴盆地的主體部位以深水沉積為主。烴源巖主要發(fā)育在中新世時期，與曾母盆地類似，文萊—沙巴盆地中新世烴源巖也包括煤系烴源巖和陸源淺海相泥巖烴源巖，煤系烴源巖有機質(zhì)類型為偏腐殖混合型、腐殖型，少量為偏腐泥混合型，泥巖樣品總有機碳含量介于0.1%～5.9%，平均值為1.3%。從有機質(zhì)組成看，兩類烴源巖有機質(zhì)組分均以高等植物來源的鏡質(zhì)組和殼質(zhì)組為主，水生藻類來源的腐泥組含量較少。從生物標志化合物組成看，均具有較高的Pr/Ph值，平均值為5.8，含有較高奧利烷和雙杜松烷，也說明有機質(zhì)主要來源于陸生高等植物。

4 南海煤型烴源巖生烴模式

4.1 南海煤型烴源巖生氣階段

源熱共控是南海大型油氣田形成的重要機制，烴源巖是控制油氣的形成重要條件[79-80]。在充分的熱演化條件下，煤型烴源巖持續(xù)接力生烴，烴類發(fā)生運移和聚集。

基于珠江口盆地和瓊東南盆地烴源巖樣品的黃金管生烴動力學模擬實驗，發(fā)現(xiàn)煤型烴源巖具有生烴持續(xù)時間長、生烴高峰期晚、多階段生烴特征（圖4）。

圖4 南海富氫和貧氫兩類煤系烴源巖生烴模擬曲線圖

生烴模擬實驗反映，煤生烴的活化能分布非常分散，主頻介于63～65 kcal/mol（1 kcal=4 186 J），活化能達到70 kcal/mol時仍然有較多的烴類生成，如果實驗?zāi)M的溫度進一步增高仍然有烴類生成，說明煤的生烴過程持續(xù)時間長，生烴高峰不集中，生烴高峰期的時間晚。

基于生烴模擬實驗分析，富氫煤具有很強的生油能力，貧氫煤型烴源巖以生氣為主；過成熟階段都具有較強生氣能力（圖4）。

低成熟階段：成熟度（Ro）小于0.7%，煤系烴源巖生成的烴類較少，主要是樹脂體等生烴比較早的富氫顯微組分生成一定數(shù)量的原油（圖4-a）。

油氣兼生以油為主階段：0.7%＜Ro＜1.3%，該階段煤系烴源巖雖然生成部分天然氣，但以生油為主，生油高峰的Ro介于0.9%～1.1%（圖4）。南海新近系煤系烴源巖殼質(zhì)組分含量較陸地上晚古生代—中生代煤層豐富，其中以曾母盆地和文萊—沙巴盆地尤勝，具有較強的生油能力。已發(fā)現(xiàn)煤系烴源巖生成的原油，例如，文萊—沙巴盆地烴源巖殼質(zhì)體含量很高，形成數(shù)十億噸油。當殼質(zhì)組含量很高時，可以大規(guī)模地生成原油（圖4-a）。珠江口盆地白云凹陷東北洼為海灣環(huán)境，富氫，以生油為主；其他部位貧氫，以生氣為主（圖4-b）。

干酪根裂解氣為主階段：1.3%＜Ro＜2.0%，該階段除少量早期生成的原油裂解氣外，以干酪根裂解生氣為主。煤系烴源巖生氣高峰的Ro值介于1.5%～1.6%（圖4-b）。由于多數(shù)煤系烴源巖的生油量僅占其總生烴量的小部分，其生氣高峰代表了煤系烴源巖整個生烴過程的高峰，表明其生烴高峰期較晚。

過成熟生氣階段：Ro＞2.0%，煤系烴源巖在過成熟階段仍然具有較強的生氣能力。高—過成熟階段仍有生氣能力。煤系烴源巖的這種生烴特征，對瓊東南盆地陵水凹陷、樂東凹陷、曾母盆地康西坳陷等現(xiàn)今烴源巖熱演化程度很高的凹陷油氣勘探是非常重要的。

4.2 南海煤型烴源巖生氣極限

有機質(zhì)成熟度指標是有機質(zhì)熱成熟作用程度的衡量標準，是以有機質(zhì)各組分在熱降解作用過程中其化學性質(zhì)和物理性質(zhì)發(fā)生的變化為基礎(chǔ)建立的。各成熟度指標均與特定的化學動力學反應(yīng)和溫度相聯(lián)系，它們與所經(jīng)歷的最高溫度有關(guān)，也與烴源巖的整個受熱過程有關(guān)。鏡質(zhì)體反射率是有效的有機質(zhì)成熟度指標，是目前烴源巖成熟度評價中可進行對比的重要參數(shù)之一，也是評價南海煤型烴源巖生烴極限的有效指標。

為了了解有機質(zhì)生氣極限，選取了與瓊東南盆地崖城組相近的烴源巖開展高溫高壓模擬實驗和生烴動力學實驗。該實驗依據(jù)溫度與時間互補原理及干酪根熱降解生烴理論，在高壓釜封閉體系與真空管式爐開放體系中，通過模擬實驗產(chǎn)物產(chǎn)率的對比及生烴動力學方法，進行烴源巖生氣極限研究，探討南海盆地烴源巖的生氣能力。

封閉體系有利于揭示烴源巖的累積生氣過程，開放體系有利于描繪其階段生氣過程。通過封閉體系熱模擬氣體產(chǎn)率特征的對比分析可知，生氣極限Ro至少在天然氣階段產(chǎn)率的高峰之后，其值大于3.0%。在天然氣的生成與成藏過程中，煤系烴源巖中的干酪根和以聚集、分散形式賦存的可溶有機質(zhì)是主要的氣源。前人研究結(jié)果表明，原油大量裂解生氣明顯滯后于干酪根裂解生氣，導致階段產(chǎn)率高峰延續(xù)到熱演化的更高階段[81]。恒溫不同時間含水實驗的Ro和氣體產(chǎn)率大小對比說明，在500 ℃之前，氣體產(chǎn)率增加較快；500 ℃時，恒溫80 h的Ro值為4.06%，累積氣態(tài)烴產(chǎn)率為638.2 mL/g。與此基準對比分析，延長恒溫至152 h，Ro值為4.38%，累積氣態(tài)烴產(chǎn)率為644.8 mL/g，增加幅度為1.04%；延長恒溫至224 h，Ro值為5.05%，累計氣態(tài)烴產(chǎn)率為644.9 mL/g，增加幅度接近零，變化不大，說明恒溫152 h與恒溫224 h的加熱時間，氣體產(chǎn)率變化不大（圖5）。通過對比分析，以延長恒溫152 h的Ro值為4.38%，確定為生氣極限。

綜上所述，南海外陸架及陸坡區(qū)總體上屬于熱盆地[82-89]，新構(gòu)造活動強烈，烴源巖埋藏深度大，以生氣為主，生氣窗寬，生氣潛力大。

4.3 南海煤型烴源巖油氣鑒別標志

基于瓊東南盆地崖城13-1等氣田的烴源巖、凝析油和天然氣碳同位素分析，建立了2項陸源海相烴源巖鑒別指標：全油碳同位素和雙杜松烷指數(shù)（即T-雙杜松烷/C30藿烷），可用于南海煤型烴源巖分類及其油氣鑒定。煤系烴源巖來源的原油全油碳同位素值明顯輕于－25‰，生物標志化合物中富含指示高等植物來源的奧利烷及雙杜松烷，雙杜松烷指數(shù)大于8；陸源海相烴源巖來源的原油全油碳同位素值重于－25‰、雙杜松烷指數(shù)小于2。

5 南海大氣田勘探方向

綜上所述，（扇）三角洲相煤系和相關(guān)的陸源海相泥巖聯(lián)合體是烴源巖體。（扇）三角洲相煤系及其伴生的陸源海相泥巖烴源巖在達到干酪根裂解氣為主階段，才大規(guī)模生成天然氣，形成富生氣凹陷。在此熱成熟度條件下，三角洲規(guī)模越大，其前緣的陸源海相烴源巖規(guī)模越大，資源潛力越大，天然氣生成量越大。曾母盆地盧克尼亞臺地發(fā)現(xiàn)的天然氣田儲量規(guī)模達到數(shù)萬億立方米，其烴源巖為盆地東南的大型煤系三角洲前緣的巨型陸源海相烴源巖。與成熟、中深湖相泥巖烴源巖生烴灶相比，煤系烴源巖生氣灶往往位于凹陷邊緣。

南海天然氣勘探尚處于早中期階段，資源探明程度較低，未來主要有3大勘探領(lǐng)域：①已證實富生氣凹陷的淺層；②已證實富生氣凹陷深層和潛山；③潛在富生氣凹陷。其中規(guī)模煤系（扇）三角洲發(fā)育是關(guān)鍵第一要素，成熟度是第二要素，兩者均具備，耦合是關(guān)鍵。

5.1 南海北部大氣田群勘探方向

經(jīng)過多年的大規(guī)模天然氣勘探，南海北部大陸邊緣已發(fā)現(xiàn)的富生氣凹陷主要有珠江口盆地白云凹陷，瓊東南盆地陵水凹陷、樂東凹陷、崖南凹陷、寶島凹陷，以及鶯歌海盆地鶯中凹陷。

上述富生氣凹陷淺層領(lǐng)域的有利顯性圈閉已被鉆探殆盡，剩下的是凹陷生氣中心附近的隱蔽性圈閉和較遠的大型顯性圈閉，如珠江口盆地白云凹陷北部斜坡帶的新近系中新統(tǒng)珠江組海底扇與荔灣—流花區(qū)的珠江組底辟帶波及區(qū)、瓊東南盆地峽谷水道小微圈閉、鶯歌海盆地底辟帶波及區(qū)構(gòu)造。新區(qū)帶如珠江口盆地白云凹陷西北洼淺層、云開低凸起等，瓊東南盆地新近系中新統(tǒng)梅山組、三亞組盆底扇，鶯歌海盆地鶯東斜坡傾沒端等。

富生氣凹陷深層和潛山鄰近烴源巖，具有近水樓臺先得月的優(yōu)越成藏條件，珠江口盆地白云凹陷深層、潛山，其有效規(guī)模儲層是進一步研究的關(guān)鍵。

潛在富生氣凹陷包括珠江口盆地荔灣凹陷、珠四坳陷，瓊東南盆地華光凹陷、松南凹陷等，煤型烴源巖識別是其評價的關(guān)鍵。

5.2 南海西部大氣田群勘探方向

萬安盆地發(fā)育3大有利油氣區(qū)帶，分別為西部油氣帶、中部油氣帶和南部氣帶。

萬安盆地已證實的富生氣坳陷為中央坳陷，其淺層和深層都有氣層發(fā)現(xiàn)。中部油氣帶主要位于中部坳陷內(nèi)的坳中隆，氣多油少，油氣主要聚集于萬安運動形成的坳中隆圈閉中，烴源巖主要為下中新統(tǒng)泥巖和碳質(zhì)泥巖，儲層以中中新統(tǒng)為主，以下生上儲式氣藏為主。西部油氣帶與南部油氣帶是勘探的新領(lǐng)域。西部油氣帶主要位于西北斷階帶和中部坳陷西部，油氣田數(shù)量多，總量大，以漸新世—早中新世三角洲相自生自儲油藏為主；南部氣帶主要位于中部隆起，烴源巖主要為下中新統(tǒng)碳質(zhì)泥巖，儲層為上中新統(tǒng)碳酸鹽巖，圈閉為碳酸鹽巖建隆，以下生上儲式氣藏為主。

5.3 南海南部大氣田群勘探方向

曾母盆地存在3大有利油氣聚集區(qū)，分別為西部氣帶、中部油氣帶和南部油帶，這些帶的近岸淺水區(qū)勘探程度高，深水區(qū)勘探程度低。西部氣帶主要位于康西凹陷西部和西部斜坡，氣多油少，烴源巖主要為下中新統(tǒng)泥巖和碳質(zhì)泥巖，儲層為中—上中新統(tǒng)生物礁碳酸鹽巖，以下生上儲式氣藏為主。中部油氣帶主要位于南康臺地，烴源巖主要為下中新統(tǒng)煤系烴源巖，儲層為中—上中新統(tǒng)碳酸鹽巖，以下生上儲式油氣藏為主。南部油帶主要位于東巴林堅凹陷、西巴林堅凸起和塔陶壘塹，油多氣少，烴源巖為漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)海陸過渡相的煤和碳質(zhì)泥巖，儲層為漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)河流—三角洲相砂巖，以背斜、斷背斜和斷塊等構(gòu)造類圈閉為主，以自生自儲式油藏為主。

文萊—沙巴盆地深水區(qū)是大氣田群的有利勘探方向。深水區(qū)具有構(gòu)造發(fā)育背景，發(fā)育大型逆沖推覆構(gòu)造，形成時期為中中新世—現(xiàn)今，其中晚中新世以后進入強烈活動期。由于逆沖斷層的活動導致逆沖斷層上盤發(fā)育大量構(gòu)造圈閉，也極大地改善了油氣運聚條件。同時在處于海平面下降期，三角洲攜帶大量沉積物推進到陸架邊緣并通過峽谷水道向深水區(qū)搬運，在盆地內(nèi)堆積大量高能富砂型濁積扇。深水逆沖推覆構(gòu)造油氣地質(zhì)條件良好，勘探潛力大。

6 結(jié)論

1）南海是已證實的萬億立方米級天然氣區(qū)，大氣田（群）呈“C”形串珠狀沿北部大陸邊緣、西部大陸邊緣、南部大陸邊緣分布。

2）南海大氣田的烴源巖主要是煤型烴源巖，煤型、高熟、規(guī)模性烴源巖控制大氣田形成。煤系烴源巖發(fā)育于河流入?？冢懺春Ｏ酂N源巖發(fā)育于淺海，其發(fā)育規(guī)模受三角洲規(guī)?？刂啤?/p>

3）煤系烴源巖和陸源海相烴源巖有機質(zhì)以高等植物來源為主，前者具有高—極高的有機碳豐度、高雙杜松烷和較高Pr/Ph值，后者有機碳豐度普遍較煤系烴源巖低、較高雙杜松烷和中等Pr/Ph值。

4）南海外陸架及陸坡區(qū)屬于熱盆地，源熱共控是南海大型油氣田形成的重要機制，其烴源巖具有生烴持續(xù)時間長、生烴高峰晚、多階段生烴特征。

5）南海大氣田的勘探實踐證實高熟規(guī)模煤型烴源巖灶的存在。南海新的煤系烴源巖區(qū)，及已證實的煤系烴源巖發(fā)育區(qū)，是下一步尋找大氣田的主要方向。