張 強，呂福亮，王 彬，毛超林，賀曉蘇，吳敬武

（中國石油杭州地質(zhì)研究院）

南海油氣分布特征及主控因素探討

張 強，呂福亮，王 彬，毛超林，賀曉蘇，吳敬武

（中國石油杭州地質(zhì)研究院）

以最新油氣田儲量數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，運用統(tǒng)計學(xué)與石油地質(zhì)綜合分析相結(jié)合的方法，研究表明，南海以氣為主，其油、氣探明儲量分別占總探明儲量的38%和62%。總探明儲量中：碎屑巖儲層油氣田所占比例最高，占57%；其次為生物礁碳酸鹽巖儲層油氣田，占36%；前第三系基巖裂縫型儲層油氣田，占7%。碎屑巖儲層油氣田主要分布于近物源區(qū)域，生物礁儲層油氣田主要分布于遠(yuǎn)離物源的臺地區(qū)，基巖裂縫型儲層油氣田主要分布于南海西部走滑帶控制的盆地中。油氣主要分布于中中新統(tǒng)，其次為下中新統(tǒng)與前第三系基巖，它們分別占總探明儲量的51%、17%和11%。高地溫梯度與烴源巖的有機質(zhì)類型決定了南海油氣資源以氣為主，盆地類型的差異決定了南海南部油氣資源較北部豐富。盆地構(gòu)造演化史和周邊古水系控制了南海油氣田儲集類型和時空分布。

南海；油氣分布；油氣資源；探明儲量；主控因素

南海是西太平洋最大的邊緣海盆，面積約350×104km2，是世界四大海洋油氣聚集中心之一［1-2］。近年來，周邊國家在南海均加大了勘探投入，并有大批油氣新發(fā)現(xiàn)。筆者利用最新獲得的油氣田資料，試圖通過統(tǒng)計分析揭示南海已發(fā)現(xiàn)油氣在空間上的分布規(guī)律，并進(jìn)一步探討控制油氣分布的主要因素，為南海油氣勘探提供科學(xué)依據(jù)。

1 油氣分布特征

據(jù)截至2009年底IHS的數(shù)據(jù)庫資料［3］，筆者對南海周邊國家包括中國、越南、馬來西亞、印尼、文萊和菲律賓在南海海域發(fā)現(xiàn)的油氣田儲量及其分布特征進(jìn)行統(tǒng)計分析，發(fā)現(xiàn)油氣田儲量及富集層位具以下特征。

1.1 油氣儲量特征

油、氣比例 截至2009年底，南海海域共發(fā)現(xiàn)油氣田449個，其中油田188個，氣田261個，主要分布于北部灣盆地、珠江口盆地、瓊東南盆地、湄公盆地、萬安盆地、曾母盆地、文萊—沙巴盆地和西北巴拉望盆地（表1）?？偺矫鲀α繛?0.7×108t油當(dāng)量，其中：油探明儲量27×108t，占總探明儲量的38%；氣探明儲量折算成油當(dāng)量為43.7×108t，占總探明儲量的62%。

儲量與儲層類型 按儲層類型統(tǒng)計，449個油氣田中，屬碎屑巖儲層的有340個，生物礁碳酸鹽巖儲層的有85個，基巖裂縫型儲層的有24個，三類儲層中探明儲量分別為40.4×108t、25.2×108t和5.1×108t，各占總探明儲量的57%、36%和7%。

儲量與含油氣盆地 對南海主要含油氣盆地油氣探明儲量的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，南海南部曾母盆地和文萊—沙巴盆地油氣資源最為豐富，兩盆地占現(xiàn)階段南海油氣探明儲量的70%（圖1）。

圖1 南海主要含油氣盆地油氣探明儲量分布圖

表1 南海主要含油氣盆地基本特征

儲量分布層位 對南海油氣富集層位的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，油氣主要富集于中新統(tǒng)，占油氣總探明儲量的80%，其中，中中新統(tǒng)占40%，上中新統(tǒng)占29%，下中新統(tǒng)占11%（圖2）。生物礁儲層油氣田全部集中于中新統(tǒng)（圖2），其中中中新統(tǒng)占全部生物礁儲層油氣田探明儲量的83%。

圖2 南海不同層系、不同儲層類型油氣探明儲量分布圖

儲量分布水深 現(xiàn)階段國外對深水勘探界定的水深為500 m，大于500 m為深水，大于1 500 m為超深水［4］。對南海海域所發(fā)現(xiàn)油氣田儲量按水深統(tǒng)計（圖3），水深小于500 m區(qū)域的探明儲量占總探明儲量的93.9%，其中小于50m水深的占23.1%，50～100 m水深的占 46.9%，100～300 m水深的占23.3%,300～500m 水深的占 0.6%；500～1500m 深水區(qū)域探明儲量占總探明儲量的5.9%；大于1500m超深水區(qū)域探明儲量只占總探明儲量的0.2%。但馬來西亞、文萊近期在文萊—沙巴盆地深水區(qū)的勘探發(fā)現(xiàn)及我國近期在南海北部陸坡深水區(qū)的勘探發(fā)現(xiàn)，均預(yù)示著南海深水區(qū)具廣闊的勘探前景。

圖3 南海油氣探明儲量與水深關(guān)系圖

儲量埋深 南海88%的油氣探明儲量都分布于小于3000m的淺—中層儲層內(nèi)。81%的石油探明儲量分布深度小于3000m，其中小于1000m的占了10%；90%的天然氣探明儲量分布于1000～3000m深度范圍（圖4）。油氣探明儲量在深度上的分布特征，主要受控于地質(zhì)條件，同時也因為在目前經(jīng)濟技術(shù)條件下，海域深層的油氣勘探程度較低，更多的深部油氣儲量有待進(jìn)一步勘探發(fā)現(xiàn)。

圖4 南海不同深度油氣探明儲量分布圖

1.2 油氣田類型的空間分布特征

根據(jù)油氣田儲層類型對南海油氣田進(jìn)行分類，劃分為碎屑巖儲層油氣田、生物礁碳酸鹽巖儲層油氣田和基巖儲層油氣田。對這三類儲層的油氣田平面分布與南海周邊發(fā)育的古水系（古珠江、紅河、古湄公河、古巽他河和古巴蘭河）進(jìn)行疊合（圖5），發(fā)現(xiàn)油氣田分布具以下特征。

（1）碎屑巖儲層油氣田主要分布于有物源供給或靠近古隆起的盆地或坳陷內(nèi)。如北部灣盆地、珠江口盆地珠Ⅰ與珠Ⅲ坳陷、鶯歌海盆地河內(nèi)坳陷與中央坳陷、曾母盆地巴林堅凹陷和文萊—沙巴盆地，這些盆地或坳陷周邊古水系或附近古隆起為其提供沉積物源，碎屑巖儲層發(fā)育，為碎屑巖儲層油氣田形成創(chuàng)造了前提條件。

（2）生物礁儲層油氣田主要分布于遠(yuǎn)離古水系控制的臺地區(qū)（圖5）。如珠江口盆地東沙隆起以LH11-1為代表的生物礁油氣田，鶯歌海盆地至尊隆起CVX、115-A1、117-STB-1X等礁氣田群，曾母盆地盧科尼亞臺地B12、F6等44個礁油氣田群，西北巴拉望盆地Nido油田等23個礁油氣田群，這些生物礁油氣田全部分布于遠(yuǎn)離物源供給的臺地區(qū)。

圖5 南海油氣田分布與古水系疊合圖

（3）基巖裂縫型儲層油氣田主要分布于南海西緣走滑盆地中，這些盆地受哀牢山—紅河—鶯歌?！虾Ｎ骶墶f安走滑斷裂帶控制［5］，如湄公盆地、萬安盆地，其中湄公盆地基巖裂縫型儲層油氣田探明儲量占該盆地總探明儲量的近60%。

1.3 含油氣層位空間分布特征

通過對南海已發(fā)現(xiàn)油氣的層位綜合作圖（圖6），南海各含油氣盆地含油氣層位具以下特征。

（1）北部灣盆地油氣主要富集于始新統(tǒng)、漸新統(tǒng)濱淺湖、灘壩砂巖中，中新統(tǒng)濱海相砂巖次之，有少數(shù)富集于石炭系古潛山中；

（2）珠江口盆地油氣在珠Ⅰ坳陷和珠Ⅲ坳陷主要賦存于上漸新統(tǒng)、下中新統(tǒng)濱海、淺海砂巖，珠Ⅱ坳陷主要賦存于下中新統(tǒng)半深海濁積砂巖，東沙隆起主要賦存于下中新統(tǒng)生物礁碳酸鹽巖；

圖6 南海各盆地含油氣層位分布圖

（3）瓊東南盆地油氣主要賦存于上漸新統(tǒng)濱海砂巖內(nèi)；

（4）鶯歌海盆地北部河內(nèi)坳陷油氣主要賦存于中—上中新統(tǒng)河道砂巖、三角洲和濱海砂巖，部分賦存于下第三系扇三角洲和前第三系基巖中，盆地南部主要賦存于中中新統(tǒng)生物礁碳酸鹽巖中；

（5）湄公盆地油氣主要賦存于前第三系花崗巖裂縫儲層內(nèi)，漸新統(tǒng)和下中新統(tǒng)三角洲砂巖中有部分油氣富集；

（6）萬安盆地西北部油氣主要賦存于中新統(tǒng)濱岸三角洲砂巖，南部賦存于中中新統(tǒng)生物礁碳酸鹽巖中，少數(shù)賦存于前第三系基巖裂縫儲層內(nèi)；

（7）曾母盆地西部斜坡部位和盧科尼亞臺地油氣主要賦存于中—上中新統(tǒng)碳酸鹽巖，巴林堅凹陷區(qū)油氣主要富集于下中新統(tǒng)濱海相三角洲砂巖中；

（8）文萊—沙巴盆地油氣主要賦存于中—上中新統(tǒng)、上新統(tǒng)濱岸三角洲、灘壩和半深海濁積砂巖中；

（9）西北巴拉望盆地油氣主要賦存于下中新統(tǒng)生物礁碳酸鹽巖中。

1.4 不同類型盆地含油氣層位分布特征

南海在構(gòu)造演化過程中發(fā)育了幾種類型盆地［5－8］（表1）。

斷陷盆地 伴隨南海張開過程而產(chǎn)生［5-6，8］，主要分布于南海南、北部的被動大陸邊緣，如南海北部被動陸緣的珠江口盆地、瓊東南盆地等，以及南海南部被動陸緣的九章盆地、安渡北盆地及南海東部的西北巴拉望盆地等。

前陸盆地 伴隨漸新世南沙板塊與婆羅洲板塊碰撞而開始發(fā)育［5―8］，如曾母盆地、文萊—沙巴盆地。

南海北部大陸邊緣斷陷盆地和南海西部走滑盆地［5］，其油氣主要富集于中中新統(tǒng)及以下地層中（圖7），如北部灣盆地、鶯歌海盆地、珠江口盆地、瓊東南盆地、湄公盆地和萬安盆地等。南海南部前陸碰撞帶的前陸盆地［5-7,9］，如文萊—沙巴盆地，油氣主要富集于中—上中新統(tǒng)、上新統(tǒng)。總體上，油氣分布呈現(xiàn)出前陸盆地油氣富集層位比斷陷盆地和走滑盆地油氣富集層位新的趨勢。

圖7 南海各含油氣盆地不同層系探明儲量分布圖

2 油氣分布主控因素

2.1 地溫梯度與烴源巖類型對油氣的控制

南海海域含油氣盆地地溫梯度普遍較高，南海北部深水區(qū)鉆井地溫梯度平均值為4℃/100 m左右［10］，南海南部邊緣含油氣盆地地溫梯度最高達(dá)14℃/100 m［8］，均高于中國東部含油氣盆地，遠(yuǎn)高于中、西部含油氣盆地［10］。南海海域含油氣盆地?zé)N源巖主要為斷陷早期湖相烴源巖和斷陷晚期海陸過渡相煤系烴源巖，有機質(zhì)類型分別為Ⅰ—Ⅱ型和Ⅱ—Ⅲ型［11-12］。高地溫梯度容易使烴源巖很快進(jìn)入生氣門限，而Ⅰ—Ⅱ型和Ⅱ—Ⅲ型有機質(zhì)偏向于生氣，兩因素疊加導(dǎo)致南?，F(xiàn)今油氣發(fā)現(xiàn)以氣為主。

2.2 盆地構(gòu)造沉積演化對油氣的控制

2.2.1 對油氣田儲層類型的控制

晚漸新世至中中新世，由于洋殼擴張，南海盆地形成，南沙地塊漂移到現(xiàn)今位置［5-7，9］。隨著海水大面積入侵，早期形成的斷階高部位成為水下隆起，巖石圈伸展引起的地幔巖漿噴發(fā)，形成水下火山高地，為生物礁的形成創(chuàng)造了地形地貌條件［13-14］。在物源供給不足的地區(qū)，出現(xiàn)適于生物礁發(fā)育的溫暖、透光、潔凈、具有正常鹽度的淺水環(huán)境，生物礁繁盛。晚中新世以后，南海擴張結(jié)束，進(jìn)入?yún)^(qū)域熱沉降階段，沉積了晚中新世—第四紀(jì)淺?！詈Ｏ嗄鄮r、頁巖，成為南海盆地的區(qū)域蓋層［5，15］。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，南海以生物礁為儲層的油氣田全部集中于中新統(tǒng)，這與以上南海構(gòu)造演化過程是一致的。

南海西緣由于受哀牢山—紅河—鶯歌海—南海西緣—萬安走滑斷裂帶控制，基底受到走滑斷層的張扭作用而發(fā)生破裂，成為有利儲層。所以以基巖裂縫為儲層的油氣田主要集中于南海西緣走滑盆地中。

3.收益不平衡。農(nóng)田防護(hù)林主要以生態(tài)防護(hù)效益為主，經(jīng)濟效益較低，而且采伐期長達(dá)20年之久，見效較慢，所產(chǎn)生的直接經(jīng)濟效益遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于生態(tài)防護(hù)效益。同時由于農(nóng)田防護(hù)林的脅地、遮陰等原因，造成了林帶附近農(nóng)作物減產(chǎn)，影響了農(nóng)民種植和管護(hù)林的積極性，使得農(nóng)民不愿意新種植和更新農(nóng)田防護(hù)林。

2.2.2 對含油氣層位的控制

南海北部從陸架至陸坡含油氣層位具逐漸變新趨勢。從內(nèi)陸架北部灣盆地主要以下第三系湖相為主，至陸架部位珠江口盆地珠Ⅰ坳陷、珠Ⅲ坳陷和瓊東南盆地北部坳陷以上漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)濱海相三角洲砂巖為主，陸坡區(qū)珠Ⅱ坳陷、東沙隆起、瓊東南盆地中央坳陷帶以下中新統(tǒng)半深海濁積砂巖和中新統(tǒng)臺地生物礁碳酸鹽巖為主（圖5，圖6）。其相序也具逐漸遞變規(guī)律，從內(nèi)陸架湖相砂巖，至陸架濱海三角洲砂巖，最后至陸坡區(qū)深水濁積砂巖。南海南部文萊—沙巴盆地由于為晚期形成的前陸盆地，含油氣層位時代也相對較新。南沙地塊曾母盆地和西北巴拉望盆地含油氣層位主要為上漸新統(tǒng)和中新統(tǒng)的濱海砂巖及生物礁碳酸鹽巖。以上油氣分布趨勢與南海構(gòu)造演化控制的海侵過程和盆地沉積充填具有良好的對應(yīng)關(guān)系。

（1）北部灣盆地、瓊東南盆地、珠江口盆地、臺西南盆地、西北巴拉望盆地、鶯歌海盆地、湄公河盆地和萬安盆地受神弧運動影響，于新生代初期開始發(fā)育［5］。而南海南部邊緣文萊—沙巴盆地為南沙地塊與婆羅洲地塊于漸新世碰撞而發(fā)育形成的前陸盆地［5-7,9］。從盆地發(fā)育的總體趨勢可以看出，斷陷盆地與走滑盆地形成時代比前陸盆地早，造成斷陷盆地和走滑盆地的含油氣層位時代總體較前陸盆地含油氣層位時代早。

（2）板塊構(gòu)造運動造成地幔物質(zhì)從西北至東南蠕動而引起巖石圈板塊拉張，是一個從西北向東南逐漸遞進(jìn)的過程［5，16］，同時南海漸新世海侵過程，從東南往西北也是一逐漸遞進(jìn)過程［17-18］。上述兩種因素，造成南海北部大陸邊緣斷陷盆地的沉降充填也具有遞變規(guī)律，即從陸到海，陸相地層發(fā)育越來越差，而海相地層發(fā)育越來越好［18］；造成南海北部大陸邊緣斷陷盆地從陸至海，含油氣層位時代有逐漸變新趨勢，相序有逐漸遞變規(guī)律。

2.3 盆地類型對油氣的控制

從油氣分布特征可以看出，南海南部前陸盆地油氣資源明顯比南海北部斷陷盆地油氣資源富集。曾母盆地與文萊—沙巴盆地現(xiàn)階段油氣資源探明儲量，占南?，F(xiàn)階段所發(fā)現(xiàn)油氣探明儲量的70%。以文萊—沙巴前陸盆地為例，該盆地面積僅9.4×104km2［15］，所發(fā)現(xiàn)油氣探明儲量卻占南?，F(xiàn)今發(fā)現(xiàn)油氣探明儲量的35%(圖1)，且近年來在該盆地深水區(qū)還不斷有新發(fā)現(xiàn)［19］，可見該盆地資源量之豐富。而南海北部斷陷盆地，如北部灣盆地、珠江口盆地和瓊東南盆地，油氣儲量分別只占南?，F(xiàn)階段發(fā)現(xiàn)油氣儲量的1%、6%和1%（圖1）。造成南海南部油氣資源較北部豐富的原因，一方面可能與勘探程度有關(guān)，另一個很重要的因素就是南海南部盆地類型與北部不同，從而造成油氣富集程度的差異。

南海南部曾母盆地與文萊—沙巴盆地形成之初就為封閉海灣環(huán)境［8］，較有利于有機質(zhì)保存，同時烴源巖的面積和厚度均較大,如曾母盆地的康西坳陷,面積達(dá)5×104km2，加之晚期有大型三角洲攜帶有機質(zhì)注入［20-21］，這些都為優(yōu)質(zhì)烴源巖形成提供了前提。而南海北部斷陷盆地?zé)N源巖為斷陷早期湖相烴源巖和斷陷晚期海陸過渡相烴源巖［11-12］，分隔的湖泊面積不大，且沉積厚度有限，因此其沉積的烴源巖體積不大,所產(chǎn)生的油氣資源量有限。

南海南部前陸盆地圈閉類型大多為大型擠壓背斜，圈閉規(guī)模大，儲集油氣多；而北部斷陷盆地圈閉類型多為斷塊、斷鼻等，圈閉規(guī)模小，油氣儲集規(guī)模有限。

2.4 古水系對油氣的控制

2.4.1 古珠江和古韓江對珠江口盆地的控制

晚漸新世，珠江三角洲和韓江三角洲開始成為珠江口盆地主要物源供給區(qū)，強大物源供給使三角洲向海進(jìn)積，形成了陸架邊緣三角洲，在陸架坡折和峽谷水道的共同配合下，形成上陸坡的深水扇體或者薄層滑塌體［22－23］，結(jié)果使珠江口盆地珠Ⅰ坳陷和珠Ⅲ坳陷油氣主要賦存于上漸新統(tǒng)、下中新統(tǒng)濱海三角洲砂巖及淺海砂巖地層。珠Ⅱ坳陷因位于陸坡部位，處于三角洲物源遠(yuǎn)端，發(fā)育深水濁積巖儲層［24］，形成了如LW3-1以深水濁積砂巖儲層為主的油氣田（圖5，圖6）。

珠江口盆地以北的廣東大陸，中新世以來古珠江、古韓江等河流非?；钴S，攜帶了大量的陸源碎屑物質(zhì)入海，在北部斷階帶等區(qū)形成面積廣、厚度大、頗具規(guī)模的三角洲沉積體系，導(dǎo)致北部斷階帶不具備成礁環(huán)境。東沙隆起由于遠(yuǎn)離物源且有生物礁生長的條件，發(fā)育生物礁，形成了以LH11-1為代表的以生物礁為儲層的油氣田（圖5，圖6）。

2.4.2 紅河水系對鶯歌海盆地的控制

紅河水系對鶯歌海盆地物源供給時間可追溯至中新世［25-27］。紅河水系呈北西向流到滇西高原腹地，將滇西高原隆升剝蝕的物質(zhì)源源不斷地輸送到高原外的鶯歌海盆地中，使鶯歌海盆地內(nèi)沉積了厚逾11 000 m的海相上第三系和第四系。其結(jié)果在鶯歌海盆地西北部的河內(nèi)坳陷，油氣主要賦存于中—上中新統(tǒng)河道砂巖、三角洲和濱海砂巖中；鶯歌海盆地中部由于沉積厚度大（大約17 000 m），盆地沉積速率快，發(fā)育泥底辟構(gòu)造，造成了南海一種特殊類型的油氣藏——與底辟有關(guān)的油氣藏［28］；鶯歌海盆地南部由于遠(yuǎn)離物源，在臺地上發(fā)育生物礁碳酸鹽巖，形成了以CVX為代表的以生物礁為儲層的油氣田（圖5，圖6）。

2.4.3 古湄公河水系對湄公盆地和萬安盆地的控制

晚始新世至早漸新世，古湄公河水系已見雛形，控制了湄公盆地的陸相沉積［20］。在其影響下，湄公盆地堆積了較粗的厚約3000m的沉積物，多為河流、沖積扇體的礫石和粗粒砂巖，僅充填在孤立的凹陷中，為近源短程沉積。湄公盆地于晚始新世至早漸新世形成洪積扇—河流沖積扇—平原河流相沉積體系。早漸新世晚期由于古水系動力減弱，形成濱、淺湖沉積體系，晚漸新世至早中新世形成扇三角洲—三角洲平原—潟湖沼澤沉積體系。

在上述古水系的影響下，湄公盆地的油氣除主要富集在前第三紀(jì)花崗巖裂縫儲層中外，還有相當(dāng)部分富集在漸新統(tǒng)和下中新統(tǒng)砂巖儲層中。

萬安盆地主要為漸新世以來的沉積。早第三紀(jì)，由于昆侖隆起所阻，古湄公河水系對萬安盆地影響甚微。因此，萬安盆地形成初期僅受周緣隆起區(qū)的一些山間小型水系控制，洪積扇、河流沖積扇等形成山間充填沉積，為近源沉積環(huán)境。漸新世以來，古湄公河水系開始影響萬安盆地。早中新世以后，古湄公河水系途經(jīng)昆侖隆起中因斷裂所形成的凹地而進(jìn)入萬安盆地，在其西和西北部控制了三角洲沉積體系的發(fā)育［20］，在這一部位沉積了厚達(dá)200～800m砂泥巖。中中新世至晚中新世，古湄公河水系攜帶的物質(zhì)不斷朝海推進(jìn)，三角洲沉積范圍逐漸擴大，同時海水的影響也劇增，該時期主要發(fā)育三角洲—濱淺海相沉積體系。

在上述古水系的影響下，萬安盆地中部和西北部油氣主要富集于中新統(tǒng)濱?！獪\海三角洲砂巖中，遠(yuǎn)離物源的南部地區(qū)主要富集于中中新統(tǒng)生物礁碳酸鹽巖中（圖5，圖6）。

2.4.4 古巽他河水系對曾母盆地巴林堅地區(qū)的控制

古巽他河為第三紀(jì)發(fā)育在沙撈越的古河流，是控制曾母盆地南部巴林堅地區(qū)及塔陶一帶沉積體系發(fā)育的主干水系［20-21，29］。早中新世，巴林堅一帶為河流的主要入?？?，在古巽他河水系的控制下，形成建設(shè)型三角洲沉積。沉積物大多為河口灣砂體、漫灘泥巖和煤層。

在此影響下，曾母盆地巴林堅凹陷的油氣主要富集于下中新統(tǒng)濱海三角洲砂巖中。在遠(yuǎn)離物源的盧科尼亞臺地區(qū)發(fā)育生物礁，油氣主要富集于中中新統(tǒng)生物礁碳酸鹽巖中。

2.4.5 古巴蘭河水系對文萊—沙巴盆地的控制

古巴蘭河水系發(fā)育于文萊一帶，該古水系形成于中新世，是控制巴蘭三角洲沉積體系和文萊三角洲沉積體系的主干水系［20］，巴蘭三角洲區(qū)的沉積地層可達(dá)萬米［30］。

在此影響下，該區(qū)油氣儲層為上中新統(tǒng)—更新統(tǒng)的濱海、淺海和三角洲環(huán)境沉積的細(xì)粒砂巖，多為海灘砂、近岸砂壩和淺海席狀砂（圖5，圖6）。

3 結(jié) 論

（1）南海高地溫梯度和利于生氣的有機質(zhì)決定了南海以氣為主；

（2）南海南部前陸盆地大套優(yōu)質(zhì)烴源巖及大型擠壓背斜圈閉，是南海南部油氣資源較南海北部油氣資源豐富的重要因素；

（3）南海構(gòu)造演化史決定了南海被動大陸邊緣斷陷盆地和走滑盆地的形成早于南海南緣前陸盆地，進(jìn)而決定了斷陷盆地與走滑盆地比前陸盆地的含油氣層位時代早；

（4）南海北部巖石圈板塊向東南方向漸進(jìn)式地拉張，及海侵向西北漸進(jìn)式地推進(jìn)，決定了南海北部含油氣盆地從西北至東南的構(gòu)造沉降及沉積充填為一遞進(jìn)過程，進(jìn)而決定了南海北部大陸邊緣斷陷盆地從陸至海含油氣層位時代有逐漸變新的趨勢，相序也有逐漸遞變的規(guī)律；

（5）南海周邊發(fā)育的古水系控制了碎屑巖儲層的發(fā)育時代和生物礁的生長位置，進(jìn)而控制了含油氣層位及油氣儲層類型的時空分布。

［1］萬玲，姚伯初，曾維軍，等.南海巖石圈結(jié)構(gòu)與油氣資源分布［J］.中國地質(zhì)，2006，33（4）：874-884.

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Characteristics and Controlling Factors of Hydrocarbon Distribution in South China Sea

Zhang Qiang,Lü Fuliang,Wang Bin,Mao Chaolin,He Xiaosu,Wu Jingwu

The last statistic data for reserves in offshore fields have shown that natural gas is more than oil in South China Sea.Proved oil reserves and gas reserves take up 38%and 62%respectively of the total.Among the total proved reserves,the reserves in clastic reservoirs occupy 57%,the ones in carbonate reservoirs do 36%and the ones in pre-Tertiary fractured bedrock reservoirs are 7%of the total.The fields of clastic reservoirs are commonly located in the areas near sediment source.The ones of carbonate reservoirs are mainly distributed in the platform areas away from the sediment source.The ones of pre-Tertiary bedrock reservoirs are mostly in strike-slip basins that are located at the west margin of the sea.The proved reserves distribute respectively in the Miocene rocks(51%),in the Lower Miocene rocks(17%)and in the pre-Tertiary bedrocks(11%).High geothermal gradient and the types of organic matter in source rocks are the reasons that gas is richer than oil in resource and the different types of basins decide that resource is richer in the southern part of the sea than in the northern part of it.The tectonic history and the peripheral paleo-river system controls the reservoir types of fields and temporal and spatial distribution of fields.

Hydrocarbon distribution;Controlling factor;Oil and gas resources;Proved reserves

TE112.11；TE15

A

10.3969/j.issn.1672-9854.2012.03.001

1672-9854(2012)-03-0001-08

2012-05-15；改回日期：2012-06-08

本文為國家重大專項“西沙海域油氣地質(zhì)綜合研究及有利勘探區(qū)”（批準(zhǔn)號：2011ZX05025-004）部分成果

張強：1982年生，碩士，工程師，2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)?，F(xiàn)主要從事油氣藏形成與分布方面的研究工作。通訊地址：310023杭州市西溪路920號；電話：（0571）85225085

金順愛

Zhang Qiang：male,M.S.,Geology Engineer.Add:PetroChina Hangzhou Institute of Geology,920 Xixi Rd.,Hangzhou,Zhejiang,310023,China