近年来，在上扬子地区古生界中不断获得喜人的勘探成果^[1-5]。截止目前，上扬子四川盆地发现了9个储量超过千亿方的大型、特大型气田^[6]，这些成果预示着我国扬子地区海相古生界油气勘探潜力巨大。

南黄海盆地与四川盆地同位于扬子板块，南黄海盆地是下扬子板块的主体，与四川盆地类比，两者在基底特征、构造演化、岩性组合上具有相似性^[7-10]，理应具有巨大的勘探潜力。但针对南黄海古生界油气的勘探始终未取得突破，合理评价南黄海海相古生界的油气资源潜力，进而取得油气突破是迫切需要解决的问题。

本文针对南黄海盆地古生界钻井较少，且海相烃源岩热演化程度高，特别是下古生界烃源岩目前已经进入了过成熟阶段，从而造成南黄海盆地古生界海相烃源岩资源潜力不明确的问题^[11-13]，通过类比下扬子苏北盆地，借鉴苏北-南黄海盆地古生界烃源岩大量的地球化学实验分析数据及相关地质资料，力图厘清南黄海盆地古生界主要烃源岩的展布范围，确定古生界烃源岩有机质丰度、类型及成熟度，并据此对南黄海古生界的资源量进行了初步估算，为南黄海盆地海相油气勘探提供科学依据。

1.   区域地质概况

南黄海盆地位于黄海海域，中国大陆东缘与朝鲜半岛之间，面积约32×10⁴km²。从区域构造位置上分析，南黄海作为下扬子块体的一个组成部分，位于中朝、扬子和华南3大构造单元之间，北部和西部为苏鲁－大别造山带，南部以勿南沙隆起为界与浙闽隆起区相接，东部与朝鲜半岛为邻。按照新生界构造格局，南黄海盆地从北向南划为千里岩隆起、青岛坳陷、崂山隆起、烟台坳陷、勿南沙隆起5个构造单元(图 1)。

图  1  南黄海盆地构造区划图

Figure  1.  Tectonic map of South Yellow Sea basin

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2.   海相古生界盆地原型与烃源岩发育

根据南黄海钻井以及中海油安徽巢湖页岩气钻井揭示的古生界烃源岩情况，结合下扬子陆区烃源岩揭露情况及南黄海地震资料，认为下扬子南黄海区烃源岩主要包括下寒武统幕府山组、上奥陶统—下志留统、下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭－大隆组4套烃源岩。针对这4套烃源岩，开展了原型盆地与烃源岩沉积环境的研究。

南黄海海相沉积盆地演化主要经历了加里东期(Z-S)、海西—印支期(D-T₂))两大构造旋回，晚震旦世—中奥陶世克拉通盆地、晚奥陶世—志留纪前陆盆地、晚泥盆世—中三叠世被动大陆边缘盆地3个成盆演化阶段^[14-16]，对应发育了4套2种类型的区域烃源岩(表 1)。

表  1  下扬子南黄海地区海相古生界区域烃源岩发育特征

Table  1.  Characteristics of Paleozoic source rocks in the South Yellow Sea area of the Lower Yangtze

构造旋回	层位	盆地原型	烃源岩
海西-早印支旋回	D3-T2	台地+台内拗陷	P1g+P2l+ P2d-裂陷型(泥质)P1q-台地型(灰质)
加里东旋回	O3-S3	前陆+台内拗陷	O3w-S1g-台内拗陷型(泥质)
	Z-O2	台地+离散陆缘拗陷	∈1m-被动边缘型泥质)

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2.1   加里东期

该时期在下扬子南黄海区分别发育了以黑色泥页岩为特征的下寒武统(幕府山组)被动边缘型和上奥陶统—下志留统台内拗陷型2套区域性烃源岩，这也是下扬子地区海相下组合最重要的2套烃源岩。

下寒武统幕府山组沉积时期，扬子板块在陆块离散拉张作用下发育克拉通与周缘被动大陆边缘盆地(图 2)，在整个扬子地区发生大规模海侵背景下，发育1套欠补偿沉积的细屑物暗色泥岩和黑色页岩，形成了南黄海区第一套有利的烃源岩。

图  2  南黄海区早寒武世盆地原型分布图

Figure  2.  Prototypes of South Yellow Sea basin in Early Cambrian

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晚奥陶世晚期到晚志留世，扬子板块与古华夏板块发生第二次碰撞，北侧在苏鲁洋扩张背景下，下扬子地区南部形成前陆盆地(图 3)。在前渊区接受志留纪早期海侵，沉积了大量的黑色笔石页岩及浊流沉积，以五峰组、高家边组为典型代表，是烃源岩形成的有利环境。

图  3  南黄海区早志留世盆地原型分布图

Figure  3.  Prototypes of South Yellow Sea basin in Early Silurian

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2.2   海西—印支期

该阶段下扬子南黄海区处于板块离散的环境，发生多幕式的区域拉张，并接受不断扩大的海侵，受幕式拉张作用形成的台内断陷，以及拉张间歇期转化的台内坳陷，它们并列发育或交互演替，成为发育烃源岩的主要场所，发育二叠系2套烃源岩。

晚石炭世—早二叠世，受古特提斯扩张、南秦岭海槽开启影响，下扬子地区由先前挤压向拉张转化，并引发整个区域沉降，并于早二叠世栖霞期接受了最大规模海侵，从而在下扬子地区发育了范围广阔的碳酸盐岩台地沉积(图 4)，并在台地缓坡区发育了品质较好—好的碳酸盐质烃源岩。该套烃源岩广泛分布于下扬子陆域至南黄海南部。

图  4  南黄海区早二叠世盆地原型分布图

Figure  4.  Prototypes of South Yellow Sea basin in Early Permian

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晚二叠世龙潭组、大隆组时期，扬子地区进入强烈拉张期(图 5)，在南黄海区形成拉张断陷带，沉积了一套海陆过渡相的碎屑岩沉积，发育了上二叠统以龙潭组、大隆组为代表的台内断陷型三角洲平原相沉积的泥岩与炭质泥岩。该套烃源岩呈条带状或团块状展布，主要分布在下扬子的苏南地区和南黄海的烟台坳陷区域。

图  5  南黄海区晚二叠世盆地原型分布图

Figure  5.  Prototypes of South Yellow Sea basin in Late Permian

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3.   古生界海相层系烃源岩基本特征

通过对下扬子陆区N参4井等10余口井及南黄海海域CZ35-1-1井等6口井的钻井取心及下扬子区野外露头样品, 进行了有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等表征烃源岩特征的有机地球化学参数的分析测试^[17,18]，进而对古生界烃源岩进行系统的评价，确定其资源潜力。

3.1   有机质丰度

下寒武统烃源岩岩性以泥岩、炭质泥岩为主，180个样品TOC含量为0.26%~23.44%，平均为4.22%；上奥陶统—下志留统五峰组—高家边组烃源岩以硅质页岩、深灰色泥岩为主，589个样品TOC含量为0.01%~3.29%，平均为1.28%；下二叠统栖霞组烃源岩岩性以灰岩为主，75个样品TOC含量为0.05%~2.36%，平均为1.21%；上二叠统龙潭组烃源岩岩性以炭质泥岩为主，24个样品TOC含量为0.37%~5.43%，平均为1.57%；上二叠统大隆组烃源岩岩性以泥岩为主，9个样品TOC含量为0.49%~3.48%，平均为1.75%(表 2)。有机质丰度来看，下寒武统泥岩最好；其次为二叠系泥岩和灰岩，包括栖霞组、龙潭组和大隆组等；上奥陶统五峰组—下志留统高家边组相对较差。

表  2  下扬子和南黄海地区烃源岩地化特征综合对比^[18]

Table  2.  Comparisons of geochemical characteristics of source rocks in Lower Yangtze area and South Yellow Sea area

地区	层位	岩性	烃源岩TOC (%)			类型	成熟度	厚度(m)
			样品数	范围	平均值
下扬子	P2d	泥岩	69	0.23~14.82	1.8	Ⅱ	成熟—成熟	20~50
	P2l	泥岩	484	0.10~16.46	2.1	Ⅱ		50~200
	P1q	泥岩	10	0.04~2.51	1.32	Ⅰ		50~100
	O3w~S1l	泥岩	589	0.01~3.29	1.28	Ⅱ	高成熟	40~80
	∈1	泥岩	180	0.26~23.44	4.22	Ⅰ	高—过成熟	50~150
南黄海	P2d	泥岩	9	0.49~3.48	1.75	Ⅱ	熟—高成熟	45~80
	P2l	泥岩	24	0.37~5.43	1.57	Ⅲ		234~252
	P1q	灰岩	75	0.05~2.36	1.21	Ⅰ		24~77

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3.2   有机质类型

有机质类型是确定烃源岩生烃特征的重要参数，不同类型的有机质具有不同的生油气潜力^[19,20]。有机质类型的划分主要通过干酪根镜鉴和岩石热解特征分析来确定。在研究区，样品热演化程度较高，热解参数受热演化程度影响严重，繆卫东等认为当Ro＞1.0%时, 热解氢指数(IH)大多＜50mg/g，已经不能有效划分有机质的类型^[21]，据此，划分南黄海古生界烃源岩有机质类型的原则为以干酪根镜鉴提供的信息为主，结合热解参数综合判定有机质类型。

综合烃源岩地层时代、岩性、形成环境和分布特征等，通过干酪根镜鉴和岩石热解参数的综合分析，判定了南黄海古生界烃源岩有机质类型。自下而上，下寒武统泥岩为Ⅰ型，上奥陶统五峰组—下志留统高家边组泥岩为Ⅱ型，下二叠统栖霞组灰岩为Ⅰ型，上二叠统龙潭组—大隆组泥岩为Ⅱ型和Ⅲ型(表 2)。

3.3   有机质成熟度

有机质成熟度是衡量烃源岩生烃潜力的重要指标之一，也是评价烃源岩资源前景的重要依据^[22]。本文主要依据镜质体反射率来划分烃源岩热演化阶段。

数据统计结果表明(图 6)，寒武系有机质镜质体反射率Ro值主要分布在1.3%~2.0%范围内，整体平均值为1.9%；志留系有机质镜质体反射率Ro值主要分布在1.3%~2.0%范围，整体平均值为1.60%；二叠系栖霞组有机质镜质体反射率Ro值分布在0.7%~1.3%范围的占50%，分布在1.3%~2.0%范围的占50%，整体平均值为1.33%；二叠系龙潭组有机质镜质体反射率Ro值分布在0.7%~1.3%的占30%，在1.3%~2.0%范围的占70%，整体平均值为1.28%。

图  6  南黄海区烃源岩成熟度分布特征

Figure  6.  Distribution characteristics of source rock maturity in South Yellow Sea area

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整体而言，寒武系烃源岩已进入高成熟—过成熟热演化阶段，奥陶系和志留系已进入高成熟热演化阶段，二叠系栖霞组烃源岩整体进入成熟—高成熟热演化阶段，龙潭组和大隆组整体进入成熟—高成熟热演化阶段。

3.4   烃源岩评价

根据南黄海地区多口探井及下扬子探井和野外剖面实测和收集的烃源岩地球化学指标和烃源岩厚度数据，结合区域沉积相研究成果和残留地层分布，对下扬子南黄海地区各时代烃源岩进行了整体评价^[17,18]，评价结果认为，下寒武统幕府山组烃源岩厚度分布呈现从南北向崂山隆起逐渐增厚的趋势，厚度为50~300m, 厚度大于100m的面积达到2.8万km²，最厚地区在WX5-ST1井附近，达到近150m，有机质丰度高，TOC平均值为4.22%，有机质类型为Ⅰ型，生烃潜力高，为好—最好烃源岩；奥陶—志留系烃源岩厚度为40~80m，厚度大于60m的面积近8000km²，TOC平均值为1.28%，有机质类型为Ⅱ型，为一般烃源岩；下二叠统栖霞组烃源岩在南黄海广泛分布，已钻井揭示厚度为24~77m，厚度大于50m的面积近4万km²，TOC平均值为1.21%，有机质类型为Ⅰ型，为好烃源岩；上二叠统龙潭组、大隆组烃源岩厚度为150~300m，厚度大于100m的面积大于1.7万km²，TOC平均值为1.57%~1.75%，有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型，为较好烃源岩。

与上扬子四川盆地类比，下扬子苏北—南黄海盆地与上扬子四川盆地古生代海相沉积层经历了相同的构造运动的改造，海相地层岩性组合及沉积相特征十分相似^[23-27](图 7)，均发育了下寒武统泥质烃源岩、上奥陶统—下志留统泥质烃源岩、下二叠统灰质烃源岩和上二叠统泥质烃源岩。早寒武世，上、下扬子区沉积特征大体相似，在浅海台地背景下，发育一套黑色泥岩、页岩烃源岩；晚奥陶世至早志留世台地内再次强烈沉降，海水明显加深，发育了非补偿的陆棚相页岩沉积，上扬子区发育页岩及泥质页岩，下扬子区发育陆棚砂泥岩；二叠纪，南黄海盆地与四川盆地同属扬子浅海，早期为台地沉积，发育海相碳酸盐岩，晚期为海陆过渡沉积，发育沼泽相煤系地层及泥岩。从烃源岩形成的沉积环境来看，下扬子南黄海盆地与上扬子四川盆地相比，并没有很大区别，推测下扬子南黄海区也具有优质烃源岩形成的沉积环境。以岩石的残留有机碳及有机质类型指标来比较(表 3)，南黄海区下二叠统烃源岩品质要优于四川盆地，下寒武统烃源岩与四川盆地相当，下志留统及上二叠统烃源岩劣于四川盆地。综合分析认为，下扬子南黄海区烃源岩条件较好，具有形成大气藏的物质基础。

图  7  南黄海盆地与四川盆地中、古生界沉积充填史对比图

(据文献[7])

Figure  7.  Correlation of Mesozoic-Paleozoic depositional history between South Yellow Sea Basin and Sichuan basin

(after CHEN Jianwen)

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表  3  苏北－南黄海地区与上扬子四川盆地烃源岩特征对比

Table  3.  Comparison of source rock characteristics between north Jiangsu- South Yellow Sea basin and Sichuan basin in Upper Yangtze region

地区	层位	岩性	TOC	有机质类型	成熟度
四川盆地	P2l	泥岩	3%~7%	Ⅰ－Ⅱ	2%以上
	P2q	泥灰岩/灰岩	0.8%	Ⅱ	2%
	S1l	黑色页岩	1%	Ⅰ	2%~3.6%
	∈1q	黑色页岩	0.75%~4%	Ⅰ	2%~5%
南黄海	P2l +P2d	黑色泥岩	1.57%~1.75%	Ⅱ-Ⅲ	0.7%~2.0%
	P1q	灰岩	1.75%	Ⅰ	0.7%~2.0%
	O3w~S1g	暗色泥岩	1.28%	Ⅱ	1.3%~2.0%
	∈1m	暗色泥岩	4.22%	Ⅰ	1.3%~2.0%
注：四川盆地数据来源于文献[28]

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4.   资源潜力评价

4.1   参数选取

运用成因法计算生烃量主要根据以下公式：

式中：Tot(Ro)为产气率，它是热成熟度(Ro)的函数；TOC为有机碳含量(%)；S为烃源岩面积(m²)；H为烃源岩厚度(m)；ρ为烃源岩密度(g/cm³)。ρ_泥=2600kg/m³, ρ_灰=2730kg/m³，烃源岩面积、厚度及有机质丰度等参数，前述研究中已经确定，产气率主要采用中国科学院广州地球化学研究所在封闭体系下热模拟所确定^[10,11]，分为上古泥质烃源岩、上古灰质烃源岩和下古泥质烃源岩，其中上古泥质烃源岩产气率为：

上古灰质烃源岩产气率为：

下古泥质烃源岩产气率为：

4.2   生烃量

分别对下寒武统、上奥陶统—下志留统、二叠系泥岩与灰岩等4套烃源岩在前印支末期、燕山期和三垛期及现今的生气量进行了计算。由表 4可见，南黄海4套烃源岩总生气量为216.7917×10¹²m³，从层位上看，主要由下古生界烃源岩贡献，其中幕府山组贡献76.5%，下奥陶统—上志留统贡献18.2%。从形成期来看，前印支期约占整个生气量的85%；从生烃强度上看，自南北往崂山隆起生气强度逐渐增大，最大生气强度中心在CZ12-1-1井至WX5-ST1井区附近，最大生气强度可达30亿m³/km²。

表  4  南黄海区古生界天然气资源量估算(单位：10⁸m³)

Table  4.  Estimation of natural gas resources in the Paleozoic in South Yellow Sea

层位	前印支期	J3-K1	三垛期	现今	累计	生气量占比
∈1m	1527782	83865	43595	2997	1658239	76.5%
O3w~S1l	297287	55654	36466	5243	394650	18.2%
P1q	0	2210	3161	7846	13217	0.6%
P2l，P2d	0	5528	22180	74102	101811	4.7%
运聚系数	1%	1%	4%	4%	-	-
资源量	18250.6	1395.2	4216.4	3607.6	27469.8	-

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4.3   资源量

计算生烃量之后，按下面公式估算资源量：资源量=生烃量×运聚系数，生烃量前文已经计算，运聚系数则与有效烃源岩的年龄和成熟度、圈闭的发育程度以及上覆地层的区域不整合个数等因素有关^[29,30]。到目前为止，尚无确切的方法加以计算聚集系数，大多以勘探和研究程度较高的盆地为实例，计算相应的生油量和已探明的地质储量，获得相应的运聚系数。南黄海地区油气的运聚系数主要通过与相似盆地的对比予以确定。表 5为不同地区古生界运聚系数^[31-33]，根据类比分析，南黄海地区与下扬子区更为接近，因此南黄海地区不同运聚时期气运聚系数分别取1%和4%^[34-36]，计算南黄海地区的天然气资源量为2.75万亿m³。

表  5  不同地区古生界运聚系数

Table  5.  Migration and accumulation coefficiens of Meso- Paleozoic in different regions

地区	烃源岩层系	运聚系数	说明
四川盆地	古生界	气：0.5%	全国第一轮油气资源评价
鄂尔多斯盆地	古生界	气：0.4%
华北地区	寒武-奥陶、石炭-二叠	气：0.3%
滇黔桂、鄂湘赣下扬子	古生界	气：0.1~1.5%
塔里木塔中	奥陶系	油：1.76% 气：0.58%	徐忠美(2011)
川东南地区	下志留~上奥陶	气：0.56%	李辉(2013)
中扬子湘西北	上元古界-下古生界	油：0.75% 气：0.25~0.35%	焦鹏(2013)

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5.   结论

(1) 南黄海海相沉积盆地演化经历了加里东期、海西—印支期2大构造旋回，对应发育了4套2种类型的区域烃源岩。分别为下寒武统幕府山组泥质烃源岩、上奥陶统—下志留统泥质烃源岩、下二叠统栖霞组灰质烃源岩、上二叠统龙潭－大隆组泥质烃源岩。

(2) 烃源岩评价认为：南黄海盆地古生界海相烃源岩下寒武统幕府山组、下二叠统栖霞组烃源岩有机质丰度高，类型好，生烃潜力高，为好—最好烃源岩；二叠系龙潭组、大隆组烃源岩，为较好烃源岩；奥陶—志留系为一般烃源岩。

(3) 采用成因法对南黄海地区的资源量进行了估算，天然气资源量2.75万亿m³。