王存武，趙志剛，王 鵬，張功成，梁建設，郭 瑞

南黃海盆地北部坳陷北凹油氣成藏特征的再認識

王存武，趙志剛，王 鵬，張功成，梁建設，郭 瑞

（中海油研究總院，北京 100027）

南黃海盆地北部坳陷北凹是一個大中型的中、新生代沉積凹陷，經過四十余年的油氣勘探，至今仍無商業(yè)油氣發(fā)現(xiàn)，僅發(fā)現(xiàn)諸城1-2一個含油氣構造。北凹的油氣勘探存在諸多問題，其中是否發(fā)育優(yōu)質烴源巖、烴源巖能否生烴、油氣是否運移至儲層是關系到北凹油氣勘探的基礎地質問題。在對北凹主要烴源巖分析評價的基礎上，采用流體包裹體系統(tǒng)分析技術，對北凹油氣成藏特征展開研究。研究認為，北凹存在白堊系泰二段主力烴源巖，為中深湖相，生烴指標較好，分布面積較大，且現(xiàn)今已經成熟并排烴，生烴中心位于ZC-A井區(qū)。油氣通過斷裂發(fā)生垂向運移，已充注至始新統(tǒng)戴南組儲層。流體包裹體熒光觀察結果及顯微測溫結果均表明戴南組至少存在兩期油充注，第一期發(fā)生在35 Ma左右，第二期為現(xiàn)今。

南黃海盆地；成藏特征；流體包裹體

南黃海盆地為一大型的中、新生代沉積盆地，面積為15.1×104km2，包括北部坳陷、中部隆起、南部坳陷和勿南沙隆起四個一級構造單元。截止到2011年底，南黃海盆地共鉆井21口，未獲得商業(yè)油氣發(fā)現(xiàn)。相比之下，與之相鄰的、具有相似勘探層系的蘇北盆地勘探成果迥異，截止至2010年底已發(fā)現(xiàn)35個油氣田，累計探明石油儲量2×108t，年產油200×104t。因此，南黃海盆地是否具有大中型油氣田的石油地質條件，成為對該盆地油氣資源潛力認識的關鍵。除新生界外，中、古生界是否存在一定的油氣勘探潛力也存在爭議[1-3]。南黃海盆地北部坳陷北凹（以下簡稱北凹）是油氣勘探的重點凹陷之一，北凹面積達1.8×104km2，目前有5口鉆井，僅ZC-A井見到了油氣顯示，其它均為干井，勘探效果不理想。對北凹油氣成藏特征的認識，關系到該凹陷是否具有油氣資源潛力，具有重要意義。

1 區(qū)域地質概況

北凹主體呈北斷南超結構，是一個強烈改造的復式半地塹。自白堊紀以來，南黃海盆地經歷了斷拗期、斷陷期和拗陷期三期構造演化階段，發(fā)生了多期構造運動（圖1），包括：晚白堊世的征儀運動（TK20）、古新世末期的吳堡運動（T80）、漸新世末—中新世早期的三垛運動（T20）以及新近紀末的東臺運動[4-6]。地質構造運動形成了三個主要區(qū)域不整合面，其中三垛運動造成了大套地層的剝蝕和缺失。南黃海盆地先斷拗、再斷陷、后拗陷構造的演化階段與我國東部斷陷盆地先斷后拗的構造演化有較大差異。南黃海盆地自下而上發(fā)育白堊系浦口組、赤山組、泰州組，古新統(tǒng)阜寧組，始新統(tǒng)戴南組、三垜組，中新統(tǒng)下鹽城組、上新統(tǒng)上鹽城組以及第四系東臺組。

2 主力烴源巖

圖1 南黃海盆地北部坳陷北凹構造演化階段及構造事件示意圖

研究表明，白堊系泰州組二段烴源巖是北凹主力烴源巖。ZC-A井鉆井巖心揭示了24 m泰二段下部中深湖相灰質泥巖，HH7井揭示了140 m泰二段半深湖—深湖相泥巖。泰州組一段沉積時期為盆地發(fā)育初期，沉積水體較淺，北部陡坡帶發(fā)育規(guī)模不等的扇三角洲，其余地區(qū)為濱淺湖沉積[7，8]。到泰州組二段沉積時期水體變深，北部陡坡帶的扇三角洲由于受到湖水的頂托作用向后退縮，凹陷中央出現(xiàn)了中深湖，微量元素分析結果表明此時的湖水且有咸化特征。北凹的泰二段烴源巖以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根為主，TOC 0.37%～1.9%、平均1.15%，S1+S2指標為平均10.5 mg/g，平均氫指數(shù)503 mg/g TOC（圖2）。

從對蘇北盆地海安凹陷泰州組烴源巖的調研結果來看，泰二段厚度一般為20 ～ 45 m，TOC平均達2.94%，S1+S2平均為17.38 mg/g[7,8]。僅從地化指標來看，海安凹陷泰二段烴源巖要好于南黃海盆地北部坳陷北凹，但其厚度要小于北凹。HH7井鉆穿了泰州組，揭示了140 m泰二段中深湖相泥巖。筆者認為，北凹泰二段中深湖相烴源巖的厚度普遍大于150 m，分布面積達到了1 160 km2。凹陷內泰二段現(xiàn)今達到成熟—高成熟階段[9]，Ro＞0.7%的泰二段面積約為560 km2，Ro＞0.5%的泰二段面積達1 000 km2。綜合來看，泰二段中深湖相泥巖是北凹中等—好的烴源巖，對北凹具有較大的油氣資源貢獻[10,11]。

圖2 南黃海盆地北部坳陷北凹ZC-A井地球化學剖面（據(jù)陳曉東，1999）

3 油氣成藏特征

3.1問題的提出

北凹的ZC-A井在井底泰州組3 417 ～ 3 423 m井段進行了取心，在泰州組巖心中觀察到有原油滲出現(xiàn)象，巖心熒光掃描也顯示泰州組泥巖泥巖裂縫中有較強的熒光，并可見裂縫微觀排烴現(xiàn)象（圖3）。測井解釋結果表明，在戴南組1 889.75 ～1 891 m和1 949.6 ～ 1 950.8 m存在油層。同時，根據(jù)前人對該井三垛組、戴南組、阜寧組以及泰州組21個巖屑樣品的熒光觀察結果[9]，巖屑樣品中絕大多數(shù)發(fā)熒光，表明有少量油氣。但該井的完井地質報告和“地質監(jiān)測日報”等原始資料均顯示，僅在局部存在氣測異常，整體上油氣并不活躍。這與巖心觀察、巖屑熒光測試和測井解釋結果存在明顯的矛盾。也就是說戴南組測井解釋的油氣層是否可靠，油氣是否能運移至戴南組儲層？這是該井必須回答的兩個問題。

為此，筆者對ZC-A井進行了流體包裹體系統(tǒng)分析。目的有兩個：一是從微觀角度確定阜寧組、戴南組儲層是否存在油氣充注；二是若有油氣充注，確定油氣充注的期次。

3.2微觀油氣發(fā)現(xiàn)

流體包裹體分析的步驟包括：（1）樣品采集：采集了ZC-A井16塊流體包裹體樣品，其中戴南組10塊樣品，阜寧組5塊樣品，還有一塊泰州組樣品；（2）薄片制作：利用磨片機和拋光機將上述樣品制成雙面拋光流體包裹體薄片（0.03 ～ 0.08 mm）；（3）熒光觀測：將包裹體薄片放在熒光顯微鏡下觀察，確定包裹體類型（油包裹體、氣包裹體、鹽水包裹體）和豐度（GOI）；（4）顯微測溫：將薄片樣品切割成小塊，放置的冷熱臺的測溫室中，按照包裹體組合體系進行均一溫度、鹽度和氣液比測量。

流體包裹體所用到的儀器包括：Nikon E80I熒光顯微鏡，用于流體包裹體熒光觀察；Linkam THMS600G冷熱臺，精度0.1 ℃，用于流體包裹體均一溫度測試。

泰州組：僅有一塊流體包裹體樣品，是橫切泰州組泥巖裂縫充填方解石脈采集的。熒光觀察結果顯示，泰州組泥巖裂縫充填方解石脈中見大量發(fā)黃色、淡黃色、黃白色熒光油包裹體（圖4）。這直接證實了泰州組烴源巖已經成熟并生成了油氣，發(fā)生了排烴現(xiàn)象，與巖心觀察結果相一致。

阜一段：在測井解釋未見油氣層的阜一段巖心樣品中，鏡下可見大量發(fā)黃色和黃白色熒光油氣包裹體（圖5），GOI可達3.5%，這至少表明：（1）油氣已運移至阜一段儲層；（2）因阜一段緊鄰泰州組烴源巖，近源運移導致油氣充注強度較大；（3）阜一段以低—中等成熟油充注為主。

阜一段雖檢測到大量油包裹體，證實了曾經發(fā)生過較強的油氣充注，但測井解釋并未見油氣層。其原因可能是阜一段的地層沒有圈閉，無法形成油藏。

阜三段+阜四段：在測井解釋未見油氣層的阜三段和阜四段巖屑樣品中，鏡下見少量瀝青包裹體（圖6），并未觀測到油包裹體。這可能表明：（1）阜三段和阜四段儲層曾經有過少量低成熟油氣充注，但由于種種原因，輕質組分分異，僅殘留下重質組分和瀝青；（2）油氣在阜三段、阜四段并不活躍，形成油氣層的可能性也較低。這也間接驗證了阜三段、阜四段的測井解釋結果。

圖3 ZC-A井泰州組烴源巖宏觀和微觀排烴現(xiàn)象

戴南組：戴南組測井解釋有油氣層的井段（1 949.6 ～ 1 950 m），流體包裹體樣品中發(fā)現(xiàn)了少量發(fā)黃色熒光油包裹體（圖7），這表明：（1）油氣在垂向上已運移至戴南組儲層，測井解釋的油氣層具有一定的可信度；（2）油包裹體熒光顏色以黃色為主，這表明戴南組充注的油氣成熟度低；（3）油包裹體數(shù)量不多，這可能說明油氣的充注量有限，與錄井顯示不活躍一致。

3.3油氣成藏期次

筆者對ZC-A井阜一段和戴南組16塊流體包裹體樣品進行了均一溫度測試。測試過程中重點尋找與油包裹體伴生的同一條石英顆粒裂紋或相鄰的裂紋中鹽水包裹體進行測溫。結果顯示，戴南組樣品存在兩個均一溫度峰值，指示存在兩期油充注；第一期均一溫度范圍70 ～ 80 ℃，投影到埋藏史圖上，確定出充注時間在35 Ma左右，對應三垛組沉積晚期——漸新世；第二期均一溫度范圍90 ～ 120 ℃，充注時間為現(xiàn)今（圖8，圖9）。阜一段因所取樣品均為粉砂巖，第一期較低成熟度的油沒有檢測到，但根據(jù)熒光觀察結果，推測應存在第一期較低成熟度油充注；也同樣存在第二期油充注，時間為現(xiàn)今。

圖4 ZC-A井泰州組流體包裹體樣品的熒光照片

圖5 ZC-A井阜一段流體包裹體樣品的熒光照片（ZC-A井，3 086 m，粉砂巖，熒光）

圖6 ZC-A井阜三段和阜四段流體包裹體樣品的熒光照片

圖7 ZC-A井戴南組流體包裹體樣品的熒光照片

圖8 ZC-A井阜一段和戴南組流體包裹體均一溫度直方圖

圖9 ZC-A井埋藏史及油氣充注期次確定示意圖

4 結論

通過對南黃海盆地北部坳陷北凹油氣成藏特征的分析，可以得到以下結論：

（1）北凹存在泰州組二段湖相烴源巖，厚度約150 ～ 200 m，分布面積達1 160 km2，生烴指標較好，且現(xiàn)今已經成熟并發(fā)生排烴；（2）油氣已經運移至戴南組儲層，以低等成熟度油充注為主；

（3）北凹至少存在兩期油充注，第一期充注時間約為35 Ma左右，第二期為現(xiàn)今。

（4）綜合起來看，油氣成藏特征的研究直接證實了南黃海盆地北凹烴源巖已經成熟并運移至儲層，形成油氣藏，這也表明該區(qū)具有較大的油氣勘探潛力，應堅定該區(qū)油氣勘探的信心，加大勘探投入，以便早日實現(xiàn)勘探突破。

[1] 胡芬．南黃海盆地海相中古生界油氣資源潛力研究[J]．海洋石油，2010，30（3）：1-8．

[2] 胡芬，江東輝，周興海．南黃海盆地中古生界油氣地質條件研究[J]．海洋石油，2012，32（2）：9-15．

[3] 溫珍河，張金川．南黃海盆地找油新方向的探討[J]．海洋地質與第四紀地質，1989，9（2）：27-33．

[4] 姚永堅，馮志強，王嘹亮，等．南黃海構造樣式的特征及含油氣性[J]．海洋地質動態(tài)，2002，18（11）：30-32．

[5] 曲希玉，陳建文，徐淑艷，等．南黃海盆地北部坳陷白堊系地震相分析[J]．世界地質，2005，24（2）：130-136．

[6] 鄭鬧盈，楊風麗，趙文芳．南黃海中部隆起火成巖體識別及其分布預測[J]．海洋石油，2013，33（1）：33-37．

[7] 劉玉瑞．蘇北盆地與南黃海盆地中—新生界成烴對比淺析[J].石油實驗地質，2010，32（6）：541-546．

[8] 劉平蘭．蘇北海安凹陷泰州組烴源巖評價[J]．石油實驗地質，2009，31（4）：389-393．

[9] 楊樹春，蔡東升，馮曉杰，等．南黃海南部盆地前第三系烴源巖成熟度及生烴期次研究[J]．中國海上油氣（地質），2003，17（6）：370-375．

[10] 肖國林．南黃海盆地油氣地質特征及其資源潛力再認識[J]．海洋地質與第四紀地質，2002，22（2）：81-87．

[11] 梁建設．南黃海盆地石油地質條件及有利勘探區(qū)帶選擇[R]．2004，內部資料．

New View on Hydrocarbon Accumulation Characteristics of the North Sag, North Depression of the South Yellow Sea Basin

WANG Cunwu, ZHAO Zhigang, WANG Peng, ZHANG Gongcheng, LIANG Jianshe, GUO Rui
（CNOOC Research Institute,Beijing100027,China）

The South Yellow Sea basin is a large size Mesozoic and Cenozoic sedimentary basin. Hydrocarbon exploration in this basin has been carried out for more than four decades, but no commercial hydrocarbon discovery has been obtained so far, with only one oil bearing structure Zhucheng 1-2 has been discovered. There are a lot of basic geological problems to be solved in this basin, including whether the excellent quality source rocks are well developed, whether hydrocarbon has been generated from the source rocks, and whether hydrocarbons can migrate into reservoirs. Based on evaluation results on source rocks, the hydrocarbon accumulation characteristics in the North Sag have been studied with fluid inclusion technique in this paper. The result showed that the second member of Taizhou formation is the main source rock, being semi-deep lacustrine facies, and distributes widely. The main source rocks have mature and large amount of oil and gas have been expulsed from the main source rocks. The hydrocarbon generation center was located in Well Block ZC-A. Hydrocarbon has migrated along faults and filled into the Eocene Dainan Formation. The results show that there were two phases of hydrocarbon charge at least in the Dainan formation based on the study results of fluorescence observation of fluid inclusion and the microscopic temperature measure. The first phase hydrocarbon charge happened in about 35 Ma, and the second charge happened at present.

The South Yellow Sea Basin; hydrocarbon accumulation characteristics; fluid inclusion

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.03.040

1008-2336（2014）03-0040-06

2013-08-28；改回日期：2013-12-11

王存武，男，1980年生，博士，畢業(yè)于中國地質大學（武漢），主要從事油氣成藏方面的研究。

E-mail：cunwuwang@qq.com。