New progress of petroleum resources survey in South Yellow Sea basin
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摘要: 南黄海盆地是中-古生代海相沉积盆地与中-新生代陆相沉积盆地相叠加的大型沉积盆地，其油气调查与勘探始于20世纪60年代初，经历了陆相盆地调查与勘探、探索与研究、海相盆地勘查3个阶段。由于地震地质条件复杂、盆地演化历史复杂、地质构造复杂、勘探程度相对较低，50多年的调查与勘探未获得商业性油气发现。经过2005年以来的长期地震调查技术攻关，初步形成了以“高覆盖次数、富低频信号、强震源能量”的采集技术和“高分辨率、富低频成分、强反射能量”的处理技术相结合的盆地深部“高富强”地震探测技术，并获得深部海相层的有效地震反射。近年来的进一步调查和研究发现：(1)南黄海盆地不仅是扬子板块在海域的延伸，而且是下扬子地块的主体；(2)南黄海盆地与四川盆地在中-古生代海相盆地沉积时期具有相同的沉积建造和沉积演化历史；(3)南黄海陆相中-新生界以下残留有巨厚的中-古生代海相地层，存在可追踪对比的三套地震反射标志层组，据此建立了中-古生代海相沉积层的地震层序；(4)发育下寒武统荷塘组(或幕府山组)、上奥陶统五峰组-下志留统高家边组、上二叠统龙潭组-大隆组三套优质烃源岩，三套完整的生储盖组合，具备形成大型油气田的物质基础；(5)理论模拟和包体分析表明，海相中-古生界存在多源多期成藏特征；(6)崂山隆起是海相下古生界油气远景区，勿南沙隆起是海相上古生界的油气远景区；(7)崂山隆起高石稳定带是有利勘探区带，是寻找类似于四川盆地“威远型”和“安岳型”油气田的重要地区；(8)高石3号构造是古生界的首选钻探目标。下一步工作重点是实施以下古生界为主要目的层的参数井钻探，建立区内完整的中-古生代地层层序，获取资源评价参数，实现南黄海油气调查的战略发现和勘探认识突破。Abstract: The South Yellow Sea basin is a large-scale sedimentary basin composed of a Paleo-Mesozoic marine sedimentary basin superimposed by a Meso-Cenozoic continental sedimentary basin. Petroleum geological survey and exploration started there in the early 60s of the last century, and up to date has passed through three stages, i.e. the stage of investigation and exploration of terrestrial basin, the stage of summarization and scientific research, and the stage of investigation and exploration of the marine basin. For more than 50 years, commercial petroleum discoveries have not yet been gained because of ceomplex geological conditions, complicated history of basin evolution and geological structures, and relatively low exploration levels. After a long-term research on seismic exploration technnology since 2005, we have preliminary developed a method called "high, rich, strong" in abbreviation for seismic exploration technology for the deep basin, which is a combination of acquisition technology with "high coverage, rich low-frequency signals, and strong source energy" and processing technology of "high-resolution, low-frequency, high-reflection-energy". With the method, we have obtained effective seismic reflections from deep marine layers. Further investigation and studies in recent years have led to following conclusions. 1. The South Yellow Sea Basin is not only an extension of the Yangtze Plate into the sea, but also the main body of the Lower Yangtze Block; 2. The South Yellow Sea Basin and the Sichuan Basin aresimilarin sedimentary sequences and evolutionary history during the period while the marine Meso-Paleozoic was deposited; 3. In the thick marine Meso-Paleozoic deposits below the continental facies of Meso-Cenozoic strata, there are three sets of seismic reflection markers traceable in the region, upon which the seismic sequence stratigraphy of the Meso-Paleozoic marine sediments is established; 4. There are three sets of high-quality source rocks and three sets of source-reservoir-cap assemplages in the basin, including the Hetang Formation (or Mufushan Formation) of Lower Cambrian, the Wufeng Formation of Upper Ordovician plus Gaojiabian Formation of Lower Silurian, and the Longtan and Dalong Formations of Upper Permian, which founded the material basis for formation of large-scale oil and gas fields; 5. Theoretical simulations and inclusion analysis indicate that there aremulti-source and multi-stagepetrolem accumulation in the marine Meso-Paleozoic basin; 6. The Laoshan uplift is a Early Paleozoic marine facies petroleum prospect and the Wunansha uplift is a marine facies of petroleum prospect of Late Paleozoic; 7. The Gaoshi stability zone of the Laoshan uplift is a favorable exploration target, and there are possiblities to find the "Weiyuan type" and "Anyue type" oil and gas fields discovered in the Sichuan Basin; 8. Gaoshi 3 structure is the preferred drilling target in the Paleozoic. Efforts should be devoted tothe implementation of the planned parameter well with the lower Paleozoic as the main target layers, the establishment of a complete Meso-Paleozoic stratigraphic sequence in the region, and the collection of resource assessment parameters. A breakthrough in strategic discovery and exploration of the petroleum survey is expectable at the South Yellow Sea.
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南黄海位于中国东部海域，北以山东半岛成山角与朝鲜半岛白翎岛之间的连线为界，南抵长江口启东嘴至济州岛西北角一线，西至我国山东省和江苏省海岸，东至朝鲜半岛西海岸，面积30×104km2。对该海域的油气调查与勘探始于20世纪60年代早期，迄今已有50多年的历史，到目前为止没有商业性发现，近年来的战略性调查与勘探取得了许多新的进展[1-7]。
1. 南黄海调查与勘探历程
我国对南黄海的油气调查自1961年中国科学院海洋研究所使用“金星号”船实施地震调查开始[8]，油气普查勘探始于1968年[9]，集中在南黄海124°E以西海域，至今可分为3个阶段。
1.1 新生代陆相盆地调查与勘探阶段(1961—1991年)
经历了自营勘探和对外合作2个时期，即1961—1979年的自营勘探时期和1979—1991年的对外合作时期[1]，该阶段地震调查与勘探目标为新生代盆地沉积层。
1.1.1 自营勘探时期(1961—1979年)
早期的地震调查采用五一型光电纸剖面，1971年开始启用模拟磁带记录仪[8, 9]，先后完成南、北两个坳陷的连片普查和重点凹陷地球物理综合普查，总计采集地震测线25925km，完成预探井8口(表 1)，合计进尺15562.62m。通过自营勘探取得了以下主要成果：(1)基本上掌握了南黄海海域124°E以西的区域构造轮廓，由北往南划分为千里岩隆起、北部坳陷、中部隆起、南部坳陷和勿南沙隆起区5个构造区，北部和南部坳陷内各细分为9个次级构造单元[10]；(2)基本揭示了盆地内的新生代地层层序，由下而上分别为古近系阜宁组、戴南组、三垛组，新近系下盐城组、上盐城组，第四系东台群[11]；(3)H1井在三垛组见荧光显示，H2井见气显示[8-10]；(4)对新生代坳陷进行了初步的石油地质评价，认为具有油气远景[10, 12]。上述工作为对外合作奠定了基础。
表 1 南黄海盆地钻井情况Table 1. Drilling holes in the South Yellow Sea basin序号 井号 类型 井深/m 作业者 完井时间 井底地层及测试情况 1 H1 预探井 1544 MGMR 1974 三垛组，见荧光 2 H2 预探井 1769 MGMR 1975 震旦系?见气显示 3 H3 预探井 535 MGMR 1975 事故报废 4 H4 预探井 2276 MGMR 1976 阜宁组，未见显示 5 H5 预探井 2310 MGMR 1977 阜宁组二段，未见显示 6 H6 预探井 2413 MGMR 1978 戴南组，未见显示 7 H7 预探井 2393 MGMR 1979 泰州组，未见显示 8 H9 预探井 2320 MGMR 1979 阜宁组二段，未见显示 9 WX20-ST1 参数井 3500 BP 1980 阜宁组四段，未见显示 10 WX5-ST1 参数井 3259 BP 1981 龙潭组，未见显示 11 CZ6-1-1A 预探井 3907 BP 1984 阜宁组三段，折算日产原油2.45t 12 WX13-3-1 预探井 2228 C/T 1984 栖霞组，未见油气显示 13 CZ12-1-1A 预探井 3511 C/T 1985 黄龙组，气测异常 14 CZ6-2-1 预探井 2600 BP 1985 三垛-戴南组，未见显示 15 CZ24-1-1 预探井 3546 C/T 1985 青龙组，气测异常 16 ZC1-2-1 预探井 3433 CLUF 1986 泰州组，岩心裂隙原油渗出 17 ZC7-2-1 预探井 1625 CLUF 1988 泰州组，未见显示 18 FN23-1-1 预探井 2784 CNOOC 1993 阜宁组，未见显示 19 WX4-2-1 预探井 2733 CNOOC 2000 青龙组，未见显示 20 CZ35-2-1 预探井 2726 CNOOC 2001 栖霞组，未见显示 21 RC20-2-1 预探井 3273 CNOOC 2008 侏罗系，未见显示 22 ZC7-1-1 预探井 2341 DEVON 2008 阜宁组，未见显示 23 CSDP-2 科探井 2843 QIMG 2016 高家边组，古生界多层油气显示 24 WX19-3-1 预探井 3750 CNOOC 2018 阜宁组，未见显示 25 ⅡH-1 预探井 826 Gulf 1972 事故终孔, 未见显示 26 ⅡH-1Xa 预探井 3467 Gulf 1973 白垩系，未见显示 27 ⅡC-1X 预探井 2017 Gulf 1973 震旦系?未见显示 28 Inga-1 预探井 4103 MPC/PEDCO 1989 白垩系，气显示 29 Kachi-1 预探井 2726 MPC 1991 青龙组，气显示 30 Haema-1 预探井 2541 PEDCO 1991 白垩系，未见显示 注释：MGMR—地质矿产部；CNOOC—中国海洋石油集团有限公司；BP—英国石油开发有限公司；C/T—美国雪佛龙(CHEVRON)/德士古(TEXACO)石油公司；CLUF—英国克拉夫石油有限公司；DEVON—美国戴维能源公司；QIMG—青岛海洋地质研究所；GULF—美国海湾石油公司；MPC—美国马拉松石油公司；PEDCO—韩国国家石油公司. 1.1.2 对外合作时期(1979—1991年)
这一时期的工作集中在南北2个坳陷，工区范围为124°E以西，32°~37°N之间，可分为区域普查(1979—1982年)和区块勘探(1982—1990年)两个阶段，工作中全面应用了数字地震仪，震源容量小于3000ci，排列长度小于3000m，覆盖次数小于40次。区域普查期间，南北两个坳陷的地震测线密度达到4km×8km，共完成地震测线19575km，钻参数井2口，其中WX20-ST1井深为3500m，WX5-ST1井深为3260m。前者探明了新生界的岩性，后者揭示了古新近系、下三叠统及上二叠统煤系地层。区块勘探的工作量集中在南黄海北部10/36和南部12/06、24/11合同区内，地震测网密度达1km×1km至2km×2km，共完成地震测线6712km，钻井7口，合计进尺20850m。
这一时期主要成果如下：(1)石油部南黄海资源评价组完成了“中国南黄海北部坳陷石油地质评价报告”[13]和“南黄海南部石油地质评价报告”[14]，地矿部海洋地质综合研究大队完成的“苏北南黄海石油地质特征及含油气性研究报告”[15]。总体认为，南黄海新生代盆地具备形成油气田的基本地质条件[16-18]；(2)钻井钻遇了白垩系泰州组[19]、三叠系青龙组、二叠系大隆组-龙潭组-栖霞组、石炭系船山组-黄龙组-老虎洞组-和州组、高骊山组，证明新生代地层之下还有陆相中生代地层和海相中-古生代地层；(3)没有商业性油气发现，但有4口井见油气显示，其中CZ6-1-1A井在阜宁组试油获低产原油(折算日产原油2.45t)[8, 9]，ZC7-2-1井在泰州组泥岩岩心裂隙中见原油渗出[16, 17]，CZ24-1-1井和CZ12-1-1A井中分别于下三叠统青龙组灰岩和石炭系灰岩中见气测异常；(4)海相中-古生界是油气勘探的新领域[20-27]。
1.2 探索与研究阶段(1992—2004年)
随着新生代盆地勘探的失利，人们对其油气前景产生了疑问和困惑，外国商业性石油公司逐渐退出南黄海区块，区内的油气勘探转入低潮。海洋油气地质学家在分析总结前期勘探成果的基础上，逐渐将注意力转移到前新生代盆地，重视前新生界的油气前景研究[12, 19-27]，进入探索与研究阶段。各单位根据各自的地质目的和区内地震地质条件，在理论模拟和海上试验的基础上，应用较为合理的采集参数获取了一批重要的二维地震资料[28, 29]。国家公益性调查采用“探宝号”和“奋斗七号”，商业性勘查采用“滨海501”、“滨海518”等物探船先后进行了10个航次的调查与勘探，共获取二维地震资料12000km。本阶段地震调查目的层以前新生界为主，兼顾新生界。因此，地震采集参数中震源容量逐渐增大，最大增至5080ci，排列长度逐渐加长，最长增至5400m，覆盖次数不断增加，最大达72次。所获取的资料可清晰地识别中生界，部分地区可识别古生界上部。根据钻井标定在地震剖面上可追踪上白垩统泰州组[19-22]，中下白垩统及下伏侏罗系，在勿南沙隆起北部可识别出下三叠统青龙组、上二叠统龙潭组+大隆组[20, 26, 27]。这一阶段共钻井3口，合计进尺8243m。其中，中海油上海分公司以前新生界为目的层钻探了WX4-2-1井和CZ35-2-1井2口探索井，分别钻达下三叠统青龙组和下二叠统栖霞组，未见油气显示，但钻井标定和地震反射特征对比证实海相中-古生界在南黄海有较大的分布范围[22, 26]。
1.3 中-古生代海相盆地勘查阶段(2005年—现在)
2005年，全国油气资源战略选区调查评价专项“南黄海前第三系油气前景研究”项目的启动正式揭开了南黄海中-古生代海相盆地油气勘查的序幕[2, 7, 30]。此后国家海洋专项先后启动了编号分别为GZH200800503、XQ-2009-15和DD20160512的南黄海油气资源调查项目，这些项目以海相中-古生界为主要目的层，兼顾陆相中-新生界，承担这些项目的中国地质调查局青岛海洋地质研究所联合中石化上海海洋局第一海洋地质调查大队、中海油上海分公司等十多个单位，以海相中-古生界为目的层开展了地震采集与处理技术攻关[31-40]、油气地质条件分析与海陆对比。分析认为以往地震资料中，海相地层的反射品质差的主要原因是浅部强反射界面(T2或T8)的能量屏蔽导致的深部反射能量弱[34-36]。针对这一问题进行了大量的理论模拟、物理模拟和长期的海上试验[31-33]及生产采集(表 2)，2015年设计了效果更好的采集参数[37]，并形成一套适用于区内地震地质条件的“高富强”地震调查技术[1, 2, 37]，即“高覆盖次数、富低频信号、强震源能量”采集技术和“高分辨率、富低频成分、强反射能量”处理技术[38]相结合的“高富强”(96次覆盖、富含5~25Hz低频成分、震源容量6390ci)地震探测技术(表 2)。该技术的研发获得了较高品质的海相中-古生界反射资料(图 1)，最大探测深度超过15000m，为区内油气资源进一步调查提供了技术支撑。在这一过程中，青岛海洋地质研究所共采集二维地震24759km(2005—2015年)和三维地震资料585km2(2016年)；钻科探井1口(2015—2016年)，该井为全取心科探井，钻遇了早志留世以来的中-古生代海相地层，自上而下分别为三叠统青龙组，二叠系大隆组、龙潭组、孤峰组、栖霞组，石炭系船山组、黄龙组、和州组、高骊山组、金陵组，上泥盆统五通组，志留系茅山组、坟头组和高家边组，并在石炭系灰岩、二叠系砂泥岩和下三叠统青龙组碳酸盐岩中发现多层油气显示。
表 2 2005年以来南黄海地震调查技术攻关施工参数Table 2. Construction Parameters of seismic surveys technology at the South Yellow Sea since 2005施工时间 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2012年 2015年 2016年 调查船 奋斗七号 发现号 发现2号 发现6号 接收道数 336 456 480 480 576 648 576 576 电缆长度/m 4200 5700 6000 6000 7200 8100 7200 576 覆盖次数 56 76 80 80 96 108 96 576 道间距/m 12.5 炮间距/m 37.5 工作压力/Pa 2000 震源容量/ci 2940 2940 2940 3580(3360) 6420 5040 6390 6390 震源沉放深度/m 8(6) 8 8(6、10) 8(6) 10 10-7-7-10 (9-9-9-9) 10-10-10-10 (10-7-7-10) 10-10-10-10 电缆沉放深度/m 12(10) 12 12(8、14) 12(8、10、14) 12(14、16、20) 12 16(20) 16 注：表中括号内为海上试验参数 ![]()
图 1 南黄海崂山隆起上的古生界地震层序及地质属性标定S1至S7为南黄海海相中-古生界地震层序，T2相当于新近系底界，B1至B3为三套典型地震反射标志层组Figure 1. Paleozoic seismic sequence and geological attribute calibration of Laoshan uplift of the South Yellow Sea这一时期，中海油上海分公司在崂山隆起开展海相中-古生界勘探[1, 37, 38]的同时，兼顾陆相中-新生界的探索和研究。在崂山隆起区部署二维地震9700km，在陆相中-新生界两个坳陷区部署二维地震15900km，三维地震1000km2。钻井3口，共计进尺9364m，均未见油气显示。其中，RC20-2-1井揭示了超过2100m的侏罗纪地层，ZC7-1-1井和WX19-3-1井钻达新生界阜宁组。
值得指出的是：我国对南黄海进行上述调查与勘探的同时，与南黄海毗邻的韩国在南黄海东部也开展了油气勘探活动，其实物工作量投入始于1968年，单方面在南黄海东部海域划分了4个区块，主要采取对外合作开展油气勘探活动。1968年4—6月，美国海军研究所以“亚洲近海地区矿产资源联合勘探协调委员会”(现为东亚东南亚地学计划协调委员会，缩写CCOP)的名义，在未经我国政府同意下，在124°E以东海域进行了8km间距的航空磁测。1968年10月，美国海军研究所又以CCOP的名义，进行反射地震、磁力测量。1969—1971年，西方有关石油公司在韩国单方面划定的“黄海近海石油租让地区”内进行了大量的重力、磁力、地震调查工作。1972年11月—1973年6月，韩国与美国海湾石油公司租用美国环球海洋公司的“格拉玛斯号”钻探船，在第Ⅱ区块内施工了3口探井，井号分别为ⅡH-1、ⅡH-1XA、ⅡC-1，未见油气显示。1989—1991年间，韩国国家石油公司与美国马拉松石油公司又在Ⅱ区块内钻了3口探井：INGA-1、KACHI-1、HAEMA-1，前两口井在白垩系地层中见气显示。2002—2003年，韩国地质资源研究院(KIGAM)的“探海Ⅱ号”调查船以地质构造研究为目的在南黄海东部进行了5000km的二维地震调查。到目前为止，韩国在南黄海东部海域完成地震剖面26152km，钻井6口，总进尺为15680m(表 1)。地震测网密度南、北两个坳陷区内达到5km×5km，其他地区为20km×40km至40km×50km。
截止2018年4月底，南黄海盆地共有数字二维地震78608km，三维地震1585km2，钻井30口，总进尺65296.8m。
根据上述资料，青岛海洋地质研究所南黄海油气资源调查项目组近年来，尤其是2015年以来，通过地震资料连片解释、海相中-古生界的油气地质条件分析和海陆对比，取得了许多新的进展与认识。
2. 新进展与新认识
2.1 海相古生界发育三大地震反射标志层组
地震剖面的对比分析表明，区内古生界存在三大地震反射标志层[34, 41]，均表现为平行-亚平行结构、中-强振幅和连续—较连续地震反射特征。
第一标志层：连续性好，由2~3个同向轴组成，双程反射时间为300ms左右，钻井证实为中石炭统-下二叠统灰岩夹钙质泥岩及泥灰岩，该套地层在区域上厚度稳定。其上为反射厚度300ms左右的平行亚平行较连续的弱反射，钻井证实上二叠统龙潭组含煤碎屑岩和大隆组泥岩。再往上是一套空白-弱反射带，钻井证实为下三叠统青龙组灰岩；
第二标志层：连续—较连续，由4~5个同向轴组成，双程反射时间厚度约400ms。区域地层对比和CSDP-2井揭示其为下志留统高家边组泥页岩。其上有时间厚度约为600ms的平行弱反射，CSDP-2井证实为中—上志留统及上泥盆统碎屑岩；
第三标志层：较连续，由6~7个相对强振幅组成，双程反射时间厚度约500ms。该套地层也没有钻井钻遇，根据区域地层对比推测其为下寒武统泥页岩—震旦系上部泥质白云岩形成反射。其上有时间厚度约为550ms的空白反射，海陆对比推测为中上寒武统—奥陶系灰岩层。
2.2 南黄海盆地海相中-古生界发育7个地震层序
在认识标志层反射特征并明确其地质属性[34, 42, 43]的基础上，根据典型地震剖面的波阻抗反射界面特征，区域上追踪解释了12个地震反射层。其中，以崂山隆起为典型代表的反映海相中-古生界的地震反射层，主要有T8(隆起部位与T2重合)、T9、T10、T11、T11-1、T12、T13、Tg。如图 1所示，构成7个地震层序，各层序特征及其地质属性如下：
地震层序1(S1)：对应T13—Tg层序，由4~6个中强振幅较连续的波组组成，层序的双程反射时间厚度约500ms，其地质属性相当于震旦系-下寒武统(图 1)。该层序与下伏地层(盆地基底)呈削截(角度不整合)接触关系，与上覆地层呈整一接触。
地震层序2(S2)：对应T12—T13层序，内部反射能量较弱，连续性较差，内部结构为亚平行—空白—杂乱反射，层序的双程反射时间厚度约650~700ms。其地质属性相当于中上寒武统-奥陶系，为一套以碳酸盐岩夹泥质白云岩和泥岩的地层。该层序与上覆地层呈整一接触。
地震层序3(S3)：对应T11-1—T12层序，由3~4个中强振幅连续—较连续的波组组成，层序的双程反射时间厚度约400ms，其地质属性相当于下志留统，为一套厚度较大的泥页岩地层。该层序与上覆地层呈整一接触。
地震层序4(S4)：对应T11—T11-1层序，内部反射能量弱，连续性较差，内部结构为空白—杂乱反射，层序的双程反射时间厚度约650~750ms。其地质属性已由CSDP-2井证实为中上志留统和上泥盆统，岩性以硅质胶结的砂岩和粉砂岩与泥岩互层为特征。该层序与上覆地层呈整一接触。
地震层序5(S5)：对应T10—T11层序，由2~3个中强振幅连续—较连续的波组组成，全区可追踪对比，层序的双程反射时间厚度约300ms，其地质属性已由钻井证实为石炭系—下二叠统，为一套灰岩为主夹薄层泥岩的地层。该层序与上覆地层呈整一或局部不整合接触。
地震层序6(S6)：对应T9—T10层序，由2~3个中弱振幅连续—较连续的波组组成，全区可追踪对比，层序的双程反射时间厚度200~300ms，其地质属性已由钻井证实为上二叠统龙潭组—大隆组，为一套泥岩夹砂岩为主的含煤地层。该层序与下伏地层呈整一或局部下超接触关系，与上覆地层呈整一或局部不整合接触。
地震层序7(S7)：对应T8—T9(隆起部位或为T2—T9)层序，以内部反射能量弱、连续性较差的空白－杂乱反射为特征，全区可追踪对比，层序的双程反射时间厚度0~1000ms不等，其地质属性已由钻井证实为下三叠统青龙组，为一套灰岩与泥灰岩互层的地层。该层序与下伏地层呈整一或局部上超接触关系，与上覆地层呈削截关系。
2.3 2期盆地的构造单元厘定
南黄海盆地是一个海相中-古生界与陆相中-新生界相叠合的大型含油气盆地，在全盆地二维地震资料连片解释的基础上，重新厘定了中-新生代陆相盆地的构造单元，并初步建立了中-古生代海相残留盆地的构造单元划分体系。
2.3.1 重新厘定了中-新生代陆相盆地的构造单元
1979年，地质部南黄海构造研究组根据自营勘探资料解释，对南黄海海域进行首次构造区划[10]，将南黄海海域由北往南分为千里岩隆起、北部坳陷、中部隆起、南部坳陷、勿南沙隆起5个构造区，并将北部和南部2个坳陷各分为9个次一级的构造单元(表 3)。1981年，石油部资源评价组[13, 14]提出了南黄海盆地的概念，由北往南将其划分为北部坳陷、中部隆起、南部坳陷、勿南沙隆起4个构造单元。此后随着勘探的进行和深部地震资料信噪比的提高，盆地中先后发现了白垩系和侏罗系，中国海洋石油集团有限公司在研究中-新生代盆地构造特征时对构造单元多有修改，但总体维持石油部1981年的划分框架。青岛海洋地质研究所在完成地质大调查项目《南黄海北部油气资源评价研究》[17](2002—2003年)和实施《南黄海前第三系油气资源前景》[33](2005—2008年)过程中，对南黄海中韩两国的18000km的二维数字地震资料测线进行了连片解释，根据区域构造演化、地层分布、断裂系统和构造样式等特征[44-47]，重新厘定了中-新生代陆相盆地的构造单元，将千里岩隆起区、勿南沙隆起区和南黄海盆地并列为一级构造单元，南黄海盆地由3个二级构造单元组成，为“两坳一隆”构造格局[34]，与原新生代盆地二级构造单元相比，坳陷和隆起的位置和范围有所变化，名称也作了变更，由北往南分别为烟台坳陷、崂山隆起和青岛坳陷(图 2，图 3)。其中，烟台坳陷内中-新生代陆相沉积发育，中生代前陆沉积残留厚度较大，可细分为“四凹三凸”7个三级构造单元，即龙口凹陷、牟平凹陷、蓬莱凹陷、海阳凹陷、福山凸起、艾山凸起和莱山凸起；崂山隆起以局部分布有古近系，绝大部分地区以上新统直接覆盖在中-古生代海相地层之上为典型特征；青岛坳陷内陆相中生界厚度小且分布局限，新生界广泛分布且厚度大，可细分为“两凹两凸一断阶一斜坡”6个三级构造单元，即胶州凹陷、胶南凹陷、灵山凸起、浮山凸起、黄岛断阶和城阳斜坡(表 3)。
表 3 南黄海盆地陆相中—新生界构造单元划分沿革Table 3. Tectonic units of the terrestrial Mesozoic-Cenozoic basin of the South Yellow Sea basin
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2.3.2 初步建立了中-古生代海相残留盆地的构造单元划分体系
在全盆地约35000km二维地震资料连片解释的基础上，根据区域构造演化、残留盆地地层厚度及分布、断裂系统和构造样式等特征[48-60]，对南黄海中-古生代海相残留盆地进行了明确的构造区划[42, 60]，由北往南划分为烟台冲断带、崂山断隆带、青岛断褶带等3个二级构造单元(表 4、图 4)。
表 4 南黄海盆地海相中-古生界构造单元划分Table 4. Tectonic units of the Marine Mesozoic-Paleozoic basin of the South Yellow Sea basin基本构造单元 一级构造活动带 二级构造活动带 总体特征 南黄海盆地 烟台冲断带 高角度基底卷入式逆冲，断裂北倾为主，发育逆冲断块，上古生界剥蚀严重，下古生界分布相对稳定。 崂山断隆带 青峰变形带 盖层滑脱型逆掩推覆体系，断裂发育，地层褶皱变形较强烈，古生界发育完整，分布广泛。 高石稳定带 深大断裂不发育，浅层断裂较少，正逆共存。中-古生代海相地层层序完整，变形较弱，构造以宽缓褶皱或断鼻、断块为主。 青岛断褶带 南倾断裂较发育，常与北倾断裂形成地堑或地垒构造，中-古生代海相地层齐全、厚度大、变形较弱，以隔档式构造为主。 ![]()
图 4 南黄海海相中-古生界构造区划图Figure 4. Tectonic map of the Marine Mesozoic-Paleozoic of the South China Sea(1) 烟台冲断带
烟台冲断带位于千里岩断裂以南，崂山隆起北缘断裂以北，区内高角度逆冲断裂(北倾)发育，断裂活动强度大，整体为一套基底卷入式逆冲推覆体系，叠瓦状结构发育。区内三叠系剥蚀殆尽，上古生界剥蚀较多，二叠系仅有小范围的薄层残留，志留系以上地层残余厚度约2000m，下古生界地层在区内保存较完整，平均厚度3200~3600m。
(2) 崂山断隆带
崂山断隆带位于南黄海盆地中部区域，根据地层展布、构造变形特征和构造样式可划分出两个次级构造单元：青峰变形带和高石稳定带(如图 5)。其中，青峰变形带整体上为一个盖层滑脱型逆掩推覆体系，高石稳定带则是一个早期断裂不发育的弱变形区。
(3) 青岛断褶带
青岛断褶带是指崂山隆起南缘断裂以南的广大区域，该带南倾逆断裂较发育，常与北倾断裂形成地堑或地垒构造块，由北往南断裂走向由北东东向，逐渐扭转为近东西向及北西西向。带内古生代地层发育完整，较崂山断隆带变形强，以隔档式构造为主。
中-古生代海相残留盆地这一构造单元的形成，与印支-早燕山期扬子板块向北与华北板块碰撞有关。这种板块间的碰撞，使得扬子板块北部前缘受到强烈的挤压应力，形成大量的向北倾冲断断层，这些断层构成了北部的烟台冲断构造带。在南部，挤压应力相对较弱，在由南向北的挤压应力作用下，地层褶皱变形，并发生相对小断距错断，主要形成一些向南倾的断层，构成南部的青岛断褶带。而在南北对冲的崂山隆起区，却是挤压应力的释放区，使得总体挤压应力较弱。同时，由于挤压应力的不均衡作用，使得崂山隆起北部挤压应力较崂山隆起南部强，形成了崂山隆起北部滑脱构造区域和崂山隆起南部稳定构造区域，即青峰变形带和高石稳定带。
2.4 南黄海海相中-古生界具备形成大型油气田的物质基础
2.4.1 南黄海盆地发育与上扬子四川盆地相同的中-古生代海相沉积建造
根据钻井及地震资料解释，结合邻区露头资料分析推测，南黄海海域的变质基底为太古界-元古界变质岩系，其上依次为震旦系冰碛岩、浅海相砂泥岩和台地相白云岩，寒武系盆地相-台缘斜坡相泥质岩和台地相碳酸盐岩，奥陶系陆棚相碳酸盐岩和志留统陆棚相页岩、砂泥岩。缺失泥盆系中-下统。上覆泥盆系上统的滨岸和河流三角洲相的砂泥岩、石炭系潮坪-台地相碳酸盐岩、二叠系台地及斜坡相碳酸盐岩和滨岸沼泽相煤系地层。再往上为三叠系碳酸盐岩和砂泥岩沉积。上述表明，南黄海盆地具有与上扬子四川盆地相同的中-古生代海相沉积建造和充填历史[3](图 6)。目前，南黄海海域钻井仅揭示了志留系及其以上地层。在地震剖面上，下三叠统青龙组、上二叠统大隆组和龙潭组、下二叠统栖霞组至石炭系和州组、下志留统高家边组、下寒武统荷塘组(或幕府山组)都有清晰的反射特征(图 1)。地震解释表明，南黄海海相中-古生界厚度总体为4000~6000m，最厚超过8000m。
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图 6 南黄海盆地与四川盆地中-古生代沉积建造和沉积充填史的对比(据文献[3])Figure 6. Correlation of sedimentary sequences and filling history of the Mesozoic-Paleozoic between the South Yellow Sea basin and the Sichuan basin2.4.2 三套优质烃源岩
地震资料解释、区域沉积相分析、钻井揭示及海陆对比[61-78]表明，南黄海海相中-古生界发育3套可能的区域性烃源岩[3-5]。它们分别是下寒武统荷塘组(或幕府山组)、上奥陶统五峰组-下志留统高家边组、上二叠统龙潭-大隆组。
(1) 下寒武统荷塘组(或幕府山组)
该套地层泥页岩分布广、厚度大、有机质丰度高。苏北的苏东121井有效烃源岩厚度146m，有机碳含量2%~5%；皖南的皖宁2井有效烃源岩厚度465m，有机碳含量2%~10%。
(2) 上奥陶统五峰组-下志留统高家边组
上奥陶统五峰组-下志留统高家边组烃源岩分布范围较广，厚度较大，有机质丰度较高，而且成熟度适中。苏北黄桥N4井有效烃源岩厚度75m，有机碳含量1%~2%。2014年钻探的南京汤山3号井揭示，其岩性组合为深灰-黑色泥页岩、炭质页岩、硅质泥页岩，夹薄层粉砂质泥岩，有效烃源岩厚度大于80m，有机碳一般为1.5%~3%，成熟度(Ro)为1.7%~2.6%，有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型[74]，2017年钻探苏页1井中五峰组-高家边组黑色笔石页岩的有机碳为2.0%~3.44%，Ro为2.4%~2.6%；2017—2018年在巢湖地区钻探的鼓地1井、皖含地1井、皖南地1井等井揭示的五峰组-高家边组黑色笔石页岩77个样品的平均TOC为2.6%，平均Ro为2.3%(据会议交流材料)。证明是一套具有较高潜力的烃源岩。
(3) 二叠系龙潭组-大隆组
在南黄海WX5-ST1、CZ35-2-1、CSDP-2井中钻遇该套地层，厚度260~385m(CSDP-2井730m，因地层重复所致)，有机质丰度高，有机碳含量0.8%~13%，热演化程度适中，Ro在0.7%~2.0%之间，该套烃源岩区域上厚度大，分布广，有机质含量高。如苏北苏32井龙潭组和大隆组有效烃源岩厚度达200m，有机碳含量2%~5%；新苏泰159井龙潭组有效烃源岩厚度100m，有机碳含量1%~5%；苏32井大隆组有效烃源岩厚度35m，有机碳含量2%~5%；浙江长兴煤山13井龙潭组有效烃源岩厚度达670m，有机碳含量1%~2%。
此外，南黄海钻井中还揭示了下二叠统栖霞组和下三叠统青龙组烃源岩。WX13-3-1井和CZ35-2-1井中揭示下二叠统栖霞组烃源岩岩性为黑色灰岩，厚100~200m，有机碳含量平均为1.1%，S1+S2平均为0.84mg/g，氯仿沥青“A”含量平均为0.09%，热解氢指数平均为69.2mg/g，干酪根类型为Ⅱ-Ⅲ型，为较好—好烃源岩。CZ35-2-1、CZ24-1-1、WX5-ST1和WX4-2-1井揭示下三叠统青龙组烃源岩岩性为泥灰岩，有效烃源岩厚度160~200m，有机碳含量0.12%~0.55%，具有生烃能力。综合分析认为, 栖霞组上部发育较好烃源岩，青龙组下部具有一定的生烃能力。
2.4.3 三套完整的生储盖组合
地震资料综合解释和区域对比[78-90]表明，南黄海海相中-古生界发育3套完整的生储盖组合(图 4、5)。第1组合以下寒武统荷塘组(或幕府山组)泥页岩为烃源岩，以中、上寒武统-奥陶系灰岩为储层，上奥陶统五峰组-下志留统高家边组泥岩页为盖层；第2组合以上奥陶统五峰组-下志留统高家边组泥页岩为烃源岩，以中-上志留统的坟头组和茅山组、上泥盆统五通组砂岩以及石炭系灰岩为储层，以下二叠统栖霞组灰岩、上二叠统龙潭组及大隆组泥页岩为盖层；第3组合以下二叠统栖霞组灰岩、上二叠统龙潭组及大隆组泥页岩为烃源岩，以上二叠统龙潭组砂岩和下三叠统青龙组白云岩为储层，以三叠系青龙组泥灰岩和膏盐层为盖层。各组合在四川盆地均找到了大型、特大型气田。如在第1套组合找到了威远和安岳2个大型特大型气田，在第2套组合在川东地区找到了五百梯、沙坪场、卧龙河等大型气田以及26个中小型气田，并在重庆涪陵地区发现了焦石坝特大型页岩气田，在第3组合发现了普光、龙岗、元坝等特大型气田。由此表明，南黄海海相中-古生界具备形成大型油气田的物质基础。
2.5 南黄海海相中-古生界具备形成大型油气田的构造条件
2.5.1 南黄海盆地面积大，不仅是扬子地台在海域的延伸，而且是下扬子的主体
其主要依据有：
(1) 区域重力异常海陆连续
下扬子地区的布格重力异常总体表现出正、负相间的格局，在构造隆起区其布格异常值较高，而在沉降区则较低，具有明显的分区、分带特征。南黄海地区布格重力异常总体走向为北东东向，在32°40′~36°20′N，120°30′~125°30′E的范围内为总体低值中心区[91-93]。根据重力异常的幅度、形态、走向、规模等基本特征，可以比较清楚地看出，下扬子地块上，从陆地到海域其重力异常是连续的，并且异常的主体在南黄海地区；
(2) 区域磁力异常主体在南黄海海区
根据下扬子磁场特征，可将其划分为两个磁异常区[92, 93]：千里岩磁异常区、苏北－南黄海磁异常区。前者磁场变化杂乱，显示NNE向和NE向的条带状正异常夹杂乱的负异常特征，是郯庐断裂与连云港－千里岩断裂带及其之间的复杂构造的反映。苏北－南黄海磁异常区以负磁异常为主，异常幅值为-50~200nT，中部负磁场背景上叠加了一些较宽缓的局部正磁异常，异常幅值为100~250nT，向西与陆上的苏北坳陷相连，并且异常的主体在南黄海海区；
(3) 区域构造与盆地范围
扬子地台西起四川盆地往东延伸至江汉平原、苏浙皖地区、南黄海海域，并延至朝鲜半岛[94-102]，从下扬子区覆盖的陆域和海域面积来看，海域面积比陆域面积大(图 7)。南黄海盆地位于扬子地台东部的南黄海海域，其南以江绍断裂为界，通过上海隆起与东海盆地相望，其北以千里岩断裂为界，与千里岩隆起和海洋岛隆起毗邻，面积18×104km2。
2.5.2 南黄海深部发育高强度的刚性古陆核
上扬子区的古陆核(图 7)由康定群杂岩构成[103]，具有很高的强度，是川中表层褶皱极为平缓的关键因素。中扬子古陆核由太古代-早元古代形成的崆岭群构成，是一套中-高变质的以角闪岩相-麻粒岩相为主的混合岩和混合片麻岩[104]，片麻岩中锆石U-Pb年龄为(2850±15)Ma，与川中太古代-早元古代形成的康定群基底同属刚性结晶基底，但其分布范围较小。
下扬子原始海盆的基底有深、浅两套变质岩[3, 105]。深变质岩形成于早元古代或更老，为一套变质的基性超基性岩，构成了下扬子的古陆核(图 7)，属于刚性结晶基底。由于该刚性基底的存在使其表层褶皱变形较弱。在古陆核周围，分布塑性的朐山系(或胶南群)、张八岭群和海州群(云台组和锦屏组)，岩性为黑云斜长片麻岩、黑云二长片麻岩、角闪斜长片麻岩、含铁变粒岩、黑云片岩类。江苏埤城、镇江、上海浦东等地区的钻井中揭示了一套变质年龄17~19亿年的片麻岩与混合岩。
2.5.3 印支运动以来，南黄海与苏浙皖地区构造活动具有显著的差异
南黄海与陆上苏浙皖地区在古生代具有基本相同的沉积和构造面貌，其构造差异主要是中、新生代的构造变动和改造作用[106-108]。在中、新生代，南黄海与苏浙皖地区构造活动具有显著的差异，主要表现在2个方面：(1)构造作用强度的差异；(2)构造变动性质的差异。
印支运动和早燕山运动期间，下扬子地区广泛发育逆冲推覆构造和对冲构造[109-112]，但陆区(苏浙皖地区)推覆构造的规模、强度要大得多，古生界中的倒转褶皱、平卧褶皱发育；而南黄海地区，尤其是南黄海中部地区褶皱比较平缓，构造要相对简单得多。南黄海有8口探井钻遇海相中-古生界。其中，只有CZ12-1-1井和CSDP-2井出现地层重复现象，其他6口井地层层序正常。形成这一结果的主要原因是下扬子古陆核的主体部位在南黄海。
2.5.4 南黄海海域大面积构造稳定区是寻找海相中-古生界大油气田的有利区
南黄海盆地与陆域扬子区四川盆地和苏北盆地一样经历了加里东期、海西期、印支期、燕山期和喜山期多次构造运动，尤其是印支期以及以后的构造运动对现今的构造面貌有着重要的影响[106-118]。然而，一方面由于深部古老刚性结晶基底的存在，使得南黄海中南部广大地区构造变形较弱；另一方面由于厚达400~600m的下志留统高家边组泥页岩的存在，使得挤压应力在此软地层得到释放，表现在地震剖面上海相上构造层的大部分断层消失在高家边组滑脱层中，使得海相下构造层变形弱。地震资料分析及构造研究表明，崂山隆起是南黄海中-新生代陆相沉积盆地的隆起区域，面积达4×104km2，构造相对稳定，该隆起上主要发育二叠系及其以下地层，上古生界厚度薄，下古生界发育完整，厚度大，埋藏浅、发育下寒武统和下志留统两套区域性烃源岩，大型局部构造发育。因存在厚度较大的下志留统高家边组泥岩滑脱层，使得下古生界构造变形弱，生储盖组合保存完整。因此，崂山隆起是寻找海相中-古生界大油气田的有利区[3, 5]。
2.6 南黄海海相中-古生界具备多源多期成藏的特点
2.6.1 单点模拟
南黄海崂山隆起高石3号构造的油气生烃演化史模拟表明(图 8)，幕府山组烃源岩在晚奥陶世达到生油高峰，在晚泥盆世达到生气高峰；高家边组烃源岩在早二叠世晚期达到生油高峰，在中三叠世达到生气高峰；二叠系烃源岩在中白垩世达到生油高峰[60]。崂山隆起的中-古生界的大型圈闭构造最早在加里东形成雏形，定型于印支期-燕山早期[119]。因此，早期下寒武统幕府山组和下志留统高家边组烃源岩的生烃高峰与圈闭形成时间和油气成藏关键时刻具有较好的匹配关系，而受印之运动构造抬升剥蚀影响，二叠系烃源岩与储层、盖层、圈闭形成时间和油气成藏关键时刻匹配相对较差。根据以上特点，南黄海古生界存在多源多期成藏，这符合叠合盆地的成藏特征[120, 121]，并且通过对古生界包裹体的观察和分析，也得到了证实[122]。
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图 8 南黄海崂山隆起生烃演化史及油气成藏匹配关系(据文献[122])Figure 8. History of hydrocarbon generation and its relationship with hydrocarbon accumulation at Laoshan uplift of the South Yellow Sea2.6.2 包体分析
崂山隆起CSDP-2井揭示南黄海古生界存在多层油气显示，主要见于上二叠统龙潭组砂岩、中上志留统砂岩和石炭系灰岩中，说明志留系至二叠系不同层位不同岩性(包括砂岩和灰岩)都具有油气充注现象，存在多期成藏特征。下面以上志留统茅山组砂岩包裹体为例进行分析。
(1) 显微荧光
茅山组砂岩储层中主要发育2期次的油气包裹体。第1期油气包裹体发育于砂岩成岩晚期，发育丰度极高(GOI为45%~50%)。包裹体主要沿切穿石英颗粒及其加大边的成岩晚期微裂隙(面)成带状、线状分布。单偏光下均为呈浅褐黄色、浅灰黄色及褐黄色，UV激发荧光下包裹体中的含沥青轻质油呈浅蓝色荧光显示，因含沥青而呈现出颜色深浅不同。气态烃呈灰色、无荧光显示。该期包裹体为含沥青的中轻质油包裹体(图 9a)。第2期油气包裹体发育于砂岩成岩期后，发育丰度极高(GOI为70%~85%)。包裹体主要切穿石英颗粒及其次生加大边的成岩期后次生微裂隙成带状/线状分布。油气包裹体均密集发育，呈灰色或褐色。包裹体中液态烃透明无色，不含沥青，呈浅蓝色荧光显示(图 9b)，包裹体中气烃主要呈灰色，无荧光显示。该期次为轻质油或凝析油气包裹体。
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图 9 CSDP-2井茅山组砂岩中包裹体显微特征(据文献[122])a.成岩晚期；b.成岩期后Figure 9. Microscopic features of the inclusions of the sandstone at Maoshan Formation of the CSDP-2 well(2) 包体测温
茅山组砂岩中与油气包裹体共生的含烃盐水包裹体均一化温度主要集中在95~105℃(主峰温度102℃)和110~120℃(主峰温度118℃)，代表了砂岩储层早、晚两期油气充注的温度(图 10)。
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图 10 CSDP-2井茅山组砂岩中包体均一温度直方图(据文献[122])Figure 10. Homogenized temperature histogram of inclusions in Maoshan Formation sandstone of the CSDP-2 well(3) 包体测年依据
在对茅山组砂岩样品微量元素扫描的基础上，选取其中Rb-Sr含量最高的样品进行流体包裹体Rb-Sr同位素等时线测试。测试结果显示其Rb-Sr同位素等时线年龄为(293±16)Ma、(202±10)Ma，表明志留系油气藏具有早二叠世和晚三叠世末期两个成藏期[120]，这与崂山隆起高石3构造的油气生烃演化史模拟结果相一致。
2.7 崂山隆起高石稳定带高石3号构造是首选钻探目标
通过地震资料攻关处理和精细解释，在崂山隆起重点区内发现6个大型圈闭构造[6]，总面积590km2，这些构造部位的地震波组特征清晰，地层发育齐全，地质构造相对简单。海相层下部第1组合和第2组合这2套生储盖组合完整。对6个大型圈闭评价表明，3号构造石油地质条件优越，是首选钻探靶区。依据有：(1)深部地震反射清晰(图 1)，发育二叠系大隆组及以下的古生代海相地层，厚度超过6000m；(2)海相目的层埋藏浅，预测北部自圈闭高点位置(设计高参1井)上二叠统龙潭组底界—震旦系灯影组底面埋深范围为700~7180m；(3)构造稳定，断裂和火山岩不发育[92, 123, 124]；(4)圈闭面积大，最大圈闭面积达220km2；(5)储层发育以碳酸盐岩储层为主，碎屑岩储层为辅[85-88, 125-127]，预测储层总厚度超过500m；(6)压力预测圈闭范围内有压力异常，压力系数达1.3，是有利的油气保存区[128, 129]；(7)烃类检测存在厚度较大的油气异常层[122]，储层中烃类异常有7层，总厚度超过500m。
截止2017年，崂山隆起以下古生界为主要目的层的参数井——高参1井已通过中国地质调查局组织的井位论证[122]，该井位于南黄海崂山隆起高石稳定带高石3号构造上，设计井深5700m。下一步工作重点钻探高参1井，建立南黄海海域完整的盆地盖层地层层序，获取海相中-古生界资源评价参数，实现南黄海油气调查的战略发现和勘探认识突破。
3. 结论
3.1 地震调查技术突破海相中-古生界油气资源探测技术瓶颈
针对南黄海盆地海相中-古生界埋藏深、时代老、浅部存在强反射界面能量屏蔽、内部存在速度反转等特殊地震地质条件，经过十多年的地震探测技术攻关，探索出以“高覆盖次数、富低频信号、强震源能量”的采集技术[35, 40, 130, 131]和“高分辨率、富低频成分、强反射能量”的处理技术[38, 132-135]相结合的“高富强”地震探测技术[1, 2, 37]。应用该技术获得了海相中-古生界的有效地震反射资料，在原来深部地层没有有效反射的崂山隆起揭示出清晰的中-古生代地层层序和结构，突破了深部探测的技术瓶颈，为区内海相中-古生界的油气调查的战略性发现和勘探认识的突破提供了技术支撑。
3.2 南黄海海相中-古生界具备形成大型油气田的基本地质条件
(1) 具备形成大型油气田的构造条件
构造稳定区是寻找大型油气田的有利区。南黄海盆地不仅是扬子地台在海域的延伸，而且是下扬子的主体，主体部位因有古老的刚性结晶基底使其沉积盖层具有抗构造挤压的特性，使得南黄海中-古生代沉积盖层在印支运动以来的构造挤压变形过程中，南黄海海域比下扬子陆域变形弱，南黄海中部崂山隆起地区比南部和北部变形弱。纵向上，海相下古生界比上古生界变形弱。下志留统高家边组厚层泥页岩的存在，构造挤压发生时，此泥页岩软地层发生塑性变形，挤压应力在此软地层中释放，因滑脱作用断层在泥岩内部消失。因此，南黄海崂山隆起发育海相下古生界构造稳定区；
(2) 具备形成大型油气田的物质基础
南黄海盆地在中-古生代海相地层沉积时期，与上扬子具有相同盆地类型、沉积建造和沉积演化历史；发育下寒武统荷塘组(或幕府山组)、上奥陶统五峰组-下志留统高家边组、上二叠统龙潭组-大隆组3套区域性烃源岩；形成了3套完整的生储盖组合。
3.3 南黄海海相中-古生界具有多源多期成藏特征
南黄海海相中-古生界成藏过程中，其烃源岩具有多种来源，以荷塘组(幕府山组)和五峰组-高家边组烃源岩为主，以栖霞组-龙潭组-大隆组为辅，烃源岩在盆地演化的不同时期依次达到生油和生气高峰。早期形成的圈闭具有多源多期供烃和成藏特征。这一认识得到了CSDP-2井岩心包裹体样品显微荧光观察、包体测温和测年数据的证实。
3.4 崂山隆起高石稳定带是海相中-古生界的有利区带，高石3号构造是首选钻探目标
高石稳定带位于青峰变形(滑脱)带的南部，构造相对稳定，带内地层序列完整，断裂不发育、构造变形弱、无岩浆活动，油气地质条件优越，是海相中-古生界的有利区带。高石3号构造深部地震反射清晰、构造落实、圈闭面积大、目的层埋藏浅、储层发育，圈闭内有高压异常，有利于油气保存，烃类检测存在厚度较大的油气异常层，是首选钻探目标。目前，位于高石3号构造北高点的高参1井井位已经通过专家论证，下一步工作是实施高参1井钻探。
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图 1 南黄海崂山隆起上的古生界地震层序及地质属性标定
S1至S7为南黄海海相中-古生界地震层序，T2相当于新近系底界，B1至B3为三套典型地震反射标志层组
Figure 1. Paleozoic seismic sequence and geological attribute calibration of Laoshan uplift of the South Yellow Sea
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图 4 南黄海海相中-古生界构造区划图
Figure 4. Tectonic map of the Marine Mesozoic-Paleozoic of the South China Sea
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图 6 南黄海盆地与四川盆地中-古生代沉积建造和沉积充填史的对比
(据文献[3])
Figure 6. Correlation of sedimentary sequences and filling history of the Mesozoic-Paleozoic between the South Yellow Sea basin and the Sichuan basin
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图 8 南黄海崂山隆起生烃演化史及油气成藏匹配关系
(据文献[122])
Figure 8. History of hydrocarbon generation and its relationship with hydrocarbon accumulation at Laoshan uplift of the South Yellow Sea
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图 9 CSDP-2井茅山组砂岩中包裹体显微特征
(据文献[122])a.成岩晚期；b.成岩期后
Figure 9. Microscopic features of the inclusions of the sandstone at Maoshan Formation of the CSDP-2 well
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图 10 CSDP-2井茅山组砂岩中包体均一温度直方图
(据文献[122])
Figure 10. Homogenized temperature histogram of inclusions in Maoshan Formation sandstone of the CSDP-2 well
表 1 南黄海盆地钻井情况
Table 1 Drilling holes in the South Yellow Sea basin
序号 井号 类型 井深/m 作业者 完井时间 井底地层及测试情况 1 H1 预探井 1544 MGMR 1974 三垛组，见荧光 2 H2 预探井 1769 MGMR 1975 震旦系?见气显示 3 H3 预探井 535 MGMR 1975 事故报废 4 H4 预探井 2276 MGMR 1976 阜宁组，未见显示 5 H5 预探井 2310 MGMR 1977 阜宁组二段，未见显示 6 H6 预探井 2413 MGMR 1978 戴南组，未见显示 7 H7 预探井 2393 MGMR 1979 泰州组，未见显示 8 H9 预探井 2320 MGMR 1979 阜宁组二段，未见显示 9 WX20-ST1 参数井 3500 BP 1980 阜宁组四段，未见显示 10 WX5-ST1 参数井 3259 BP 1981 龙潭组，未见显示 11 CZ6-1-1A 预探井 3907 BP 1984 阜宁组三段，折算日产原油2.45t 12 WX13-3-1 预探井 2228 C/T 1984 栖霞组，未见油气显示 13 CZ12-1-1A 预探井 3511 C/T 1985 黄龙组，气测异常 14 CZ6-2-1 预探井 2600 BP 1985 三垛-戴南组，未见显示 15 CZ24-1-1 预探井 3546 C/T 1985 青龙组，气测异常 16 ZC1-2-1 预探井 3433 CLUF 1986 泰州组，岩心裂隙原油渗出 17 ZC7-2-1 预探井 1625 CLUF 1988 泰州组，未见显示 18 FN23-1-1 预探井 2784 CNOOC 1993 阜宁组，未见显示 19 WX4-2-1 预探井 2733 CNOOC 2000 青龙组，未见显示 20 CZ35-2-1 预探井 2726 CNOOC 2001 栖霞组，未见显示 21 RC20-2-1 预探井 3273 CNOOC 2008 侏罗系，未见显示 22 ZC7-1-1 预探井 2341 DEVON 2008 阜宁组，未见显示 23 CSDP-2 科探井 2843 QIMG 2016 高家边组，古生界多层油气显示 24 WX19-3-1 预探井 3750 CNOOC 2018 阜宁组，未见显示 25 ⅡH-1 预探井 826 Gulf 1972 事故终孔, 未见显示 26 ⅡH-1Xa 预探井 3467 Gulf 1973 白垩系，未见显示 27 ⅡC-1X 预探井 2017 Gulf 1973 震旦系?未见显示 28 Inga-1 预探井 4103 MPC/PEDCO 1989 白垩系，气显示 29 Kachi-1 预探井 2726 MPC 1991 青龙组，气显示 30 Haema-1 预探井 2541 PEDCO 1991 白垩系，未见显示 注释：MGMR—地质矿产部；CNOOC—中国海洋石油集团有限公司；BP—英国石油开发有限公司；C/T—美国雪佛龙(CHEVRON)/德士古(TEXACO)石油公司；CLUF—英国克拉夫石油有限公司；DEVON—美国戴维能源公司；QIMG—青岛海洋地质研究所；GULF—美国海湾石油公司；MPC—美国马拉松石油公司；PEDCO—韩国国家石油公司. 
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表 2 2005年以来南黄海地震调查技术攻关施工参数
Table 2 Construction Parameters of seismic surveys technology at the South Yellow Sea since 2005
施工时间 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2012年 2015年 2016年 调查船 奋斗七号 发现号 发现2号 发现6号 接收道数 336 456 480 480 576 648 576 576 电缆长度/m 4200 5700 6000 6000 7200 8100 7200 576 覆盖次数 56 76 80 80 96 108 96 576 道间距/m 12.5 炮间距/m 37.5 工作压力/Pa 2000 震源容量/ci 2940 2940 2940 3580(3360) 6420 5040 6390 6390 震源沉放深度/m 8(6) 8 8(6、10) 8(6) 10 10-7-7-10 (9-9-9-9) 10-10-10-10 (10-7-7-10) 10-10-10-10 电缆沉放深度/m 12(10) 12 12(8、14) 12(8、10、14) 12(14、16、20) 12 16(20) 16 注：表中括号内为海上试验参数
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表 3 南黄海盆地陆相中—新生界构造单元划分沿革
Table 3 Tectonic units of the terrestrial Mesozoic-Cenozoic basin of the South Yellow Sea basin
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表 4 南黄海盆地海相中-古生界构造单元划分
Table 4 Tectonic units of the Marine Mesozoic-Paleozoic basin of the South Yellow Sea basin
基本构造单元 一级构造活动带 二级构造活动带 总体特征 南黄海盆地 烟台冲断带 高角度基底卷入式逆冲，断裂北倾为主，发育逆冲断块，上古生界剥蚀严重，下古生界分布相对稳定。 崂山断隆带 青峰变形带 盖层滑脱型逆掩推覆体系，断裂发育，地层褶皱变形较强烈，古生界发育完整，分布广泛。 高石稳定带 深大断裂不发育，浅层断裂较少，正逆共存。中-古生代海相地层层序完整，变形较弱，构造以宽缓褶皱或断鼻、断块为主。 青岛断褶带 南倾断裂较发育，常与北倾断裂形成地堑或地垒构造，中-古生代海相地层齐全、厚度大、变形较弱，以隔档式构造为主。
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