油气勘探和开发实践表明，中、古生界是国内外油气勘探的重要领域之一^[1-5]。近年来我国在上扬子区中、古生界油气勘探取得了重大突破^{[6, 7]}，但下扬子区尤其是下扬子南黄海区中、古生界残留盆地，其油气勘探尚未获得突破。长期以来，下扬子南黄海区由于受多期构造运动的影响，地质背景复杂，地震勘探受限，导致难以进一步获得可靠和丰富的反映海相地层地质信息的地震资料^{[8, 9]}，勘探进程一直停滞不前，南黄海盆地也成为我国近海唯一一个没有发现工业油气流的地区。下扬子南黄海区中、古生界勘探潜力究竟如何?其有利油气勘探方向究竟在哪里?这是目前迫切需要解决的问题。

本文基于南黄海海域新近采集、处理的地震资料及重磁联合反演结果，综合工区内钻井资料，类比周边的资料和研究成果，分析南黄海中、古生界构造-沉积演化特征、地层展布特征、油气地质条件，重点对南黄海中、古生界残留盆地勘探研究思路及有利方向进行了探讨，进而对南黄海中、古生界的油气资源潜力及勘探前景进行预测和分析。

1.   研究区概况

南黄海位于我国山东半岛成山角至朝鲜半岛的白翎岛一线以南，江苏省启东角至韩国济州岛一线以北海域，海域面积约30万km²。南黄海平均水深46m，从西北向南东加深，最大水深可达106m。南黄海海底地形、地貌复杂，多为一系列南北走向的高梁和沟槽。地貌类型多，以海蚀、海积、河海堆积、古堆积与河海侵蚀、古削蚀-侵蚀等为主。

南黄海盆地中-新生界区域地质构造单元包括三隆两坳，从北到南分别为千里岩隆起、烟台坳陷、崂山隆起、青岛坳陷及勿南沙隆起区(图 1)。南部的勿南沙隆起区是江苏省陆上苏南隆起区往海区延伸部分，青岛坳陷是江苏省苏北盆地南部往东向海区的延伸部分，崂山隆起则西接苏北陆上滨海隆起。

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.   成盆背景分析

南黄海自震旦纪以来的海相盆地演化划分为加里东期(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^[10]。

2.1   构造-沉积演化特征

2.1.1   晚震旦世—中奥陶世时期

晚震旦世到中奥陶世，南黄海盆地处于华北、华夏板块所夹持的苏鲁洋和华南洋之间，以发育克拉通盆地和被动大陆边缘盆地为特征。晚震旦世开始，全区相继进入了稳定的地台型海相沉积，沉积格局具有陆缘海“一台两盆”的特征，即中央台地和其两侧的深水盆地为主体共同构成了克拉通盆地的沉积体制。中奥陶世逐渐向斜坡转化，形成西北高、东南低的斜坡，汤头组沉积期基本演化为缓坡沉积。在此阶段，早寒武世幕府山组沉积了本区第一套有利的烃源岩。在幕府山组沉积时期下扬子-南黄海地区中部发育碳酸盐岩台地沉积，而盆地的南部和北部则发育范围广阔的盆地相泥岩、页岩(图 2)。

图  2  南黄海区早寒武世沉积相图

Figure  2.  Sedimentary facies map of Early Cambrian in South Yellow Sea area

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2.1.2   晚奥陶世—晚志留世时期

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，在下扬子地区南部形成前陆盆地，下扬子北部依旧为被动陆缘环境。晚奥陶世晚期是前陆盆地的初始阶段，在下扬子地区沉积了大量的黑色笔石页岩及浊流沉积，为前陆盆地的前渊。此后随着前陆逆冲褶皱带不断向北推进，陆源碎屑物质供给不断增加，下扬子地区的前陆盆地相带逐渐向北迁移并扩张。到了晚志留世，下扬子大部分地区沉积了滨岸砂岩。晚志留世晚期，下扬子地区整体抬升，结束了前陆盆地发育阶段。晚志留世坟头组和茅山组发育了范围广阔的滨岸相砂岩，是本区一套有利的砂岩储层(图 3)。

图  3  南黄海区晚志留世沉积相图

Figure  3.  Sedimentary facies map of Late Silurian in South Yellow Sea area

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2.1.3   晚泥盆世—中三叠世时期

自晚泥盆世后，由于区域上古特提洋的伸展与扩张，使整个扬子地区区域应力场由挤压转为拉张，出现全方位伸展、裂陷，致使下扬子-南黄海由扩张裂谷向初始洋盆演化。晚泥盆世开始再次沉降，接受沉积，表现为坳隆相间的古地理格局，华夏古陆和江南古陆为该期沉积提供了充足的物源。早石炭世继承了晚泥盆世坳隆相间的古地理格局，两个古陆仍然提供物源，水体比晚泥盆世有所加深。晚石炭世具有南高北低的古地理格局，主要发育了以碳酸盐岩开阔台地相为主的沉积组合(图 4)。晚二叠世龙潭组和大隆组沉积格局相较于石炭纪发生了彻底的改变，沉积了一套海陆过渡相的碎屑岩沉积(图 5)。该套碎屑岩沉积既是本区一套有利的储层，也是有利的烃源岩。至早三叠世主要发育了碳酸盐岩台地沉积体系，为开阔台地—斜坡—台地边缘浅滩沉积组合。早三叠世的碳酸盐岩台地为本区一套有利的碳酸盐岩储层。中三叠世，海水逐渐退出本区，发育了潮坪—潟湖相白云岩及含膏沉积。

图  4  南黄海区早二叠世沉积相图

Figure  4.  Sedimentary facies map of Early Permian in South Yellow Sea area

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图  5  南黄海区晚二叠世沉积相图

Figure  5.  Sedimentary facies map of Late Permian in South Yellow Sea area

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2.2   残留地层分布

从地层发育特征上分析，南黄海海相中、古生界残留地层总体上表现为海相下构造层(震旦—奥陶系)分布齐全，稳定；海相中构造层(志留系)普遍分布，但厚度不等；海相上构造层(泥盆系—三叠系)地层残留不全的特征(图 6)。从平面上看，上古生界主要分布在青岛坳陷和崂山隆起，面积约6万km²，平均厚度约2000m，埋深多小于3000m(图 7)，下古生界普遍分布，面积约13万km²，平均厚度约4000m，埋深小于5000m(图 8)。

图  6  南黄海盆地残留地层总体分布特征

Figure  6.  Distribution pattern of residual strata in South Yellow Sea area

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图  7  南黄海地区印支面构造图

Figure  7.  Structural map of Indosinian surface of South Yellow Sea area

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图  8  南黄海地区加里东面构造图

Figure  8.  Structural map of Caledonian surface of South Yellow Sea area

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3.   中、古生界油气地质条件

3.1   4套区域分布的烃源岩，生烃潜力大

根据南黄海钻井以及中海油安徽巢湖页岩气钻井揭示的中、古生界烃源岩情况^[11]，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-下志留统高家边组、下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭-大隆组4套烃源岩(表 1)。下寒武统烃源岩岩性以泥岩、炭质泥岩为主，TOC平均为4.22%，有机质类型为Ⅰ型，镜质体反射率Ro值平均值为1.9%，厚度在50~300m之间, 厚度大于100m的面积达到2.8万km²，是南黄海区主力烃源岩层；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，TOC平均为1.28%，有机质类型为Ⅱ型，镜质体反射率Ro值平均值为1.6%，烃源岩厚度在40~80m之间，厚度大于60m的面积近8000km²；下二叠统栖霞组烃源岩岩性以灰岩为主，TOC平均为1.21%，有机质类型为Ⅰ型，镜质体反射率Ro平均值为1.33%，已钻井揭示厚度为24~77m，厚度大于50m的面积近4万km²；上二叠统龙潭-大隆组烃源岩岩性以炭质泥岩、泥岩为主，TOC%平均值为1.57%~1.75%，有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型，镜质体反射率Ro平均值为1.28%，烃源岩厚度在150~300m之间，厚度大于100m的面积大于1.7万km²。整体评价认为，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，生烃潜力大，为好—最好烃源岩；二叠系龙潭组、大隆组烃源岩，其有机质丰度高，但有机质组成以陆源有机质为主，为较好烃源岩；奥陶-志留系为一般烃源岩。

表  1  下扬子和南黄海地区烃源岩地化特征综合对比

Table  1.  Comparison of the geochemical characteristics of source rocks between Lower Yangtze and South Yellow Sea areas

层位	沉积环境	主要岩石类型	主要生物	氧化还原条件	整体均值/(TOC%)		有机质类型	有机质成熟度	厚度/ m
					下扬子	南黄海
∈1	盆地	泥/页岩	蓝绿藻、绿藻	厌氧	4.22	无资料	Ⅰ	高—过成熟	50~300
O3w~S1l	陆棚	页岩、泥岩	放射虫、海绵骨针、硅藻、笔石	准厌氧—厌氧	1.28		Ⅱ	高成熟	40~80
P1q	缓坡	碳酸盐岩	裸海松藻、筳、介形虫、腕足、珊瑚等	贫氧—厌氧	1.32	1.21	Ⅰ	成熟—高成熟	24~77
P2l	沼泽	泥岩/煤	头足、腕足、瓣腮、植屑	常氧	2.1	1.57	Ⅲ		234~252
P2d	陆棚	泥岩	放射虫、菊石、海绵骨针	厌氧	1.8	1.75	Ⅱ		45~80

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3.2   两类储集类型，发育6套有利储集层

下扬子-南黄海海相中、古生界储层总体较为发育，通过海陆对比分析，认为南黄海发育6套区域性储层(图 9)，主要储层类型为碳酸盐岩储层和碎屑岩储层，其中碳酸盐岩储层为4套，分别是晚震旦灯影组, 中晚寒武统—奥陶系, 中、上石炭统—下二叠统及下三叠统，碎屑岩储层为2套，分别是中志留统—上泥盆统、二叠系龙潭组。

图  9  下扬子地区碎屑岩储集空间镜下特征

a长石石英砂岩，颗粒间溶蚀孔隙，二叠系龙潭组，巢湖地区。单偏光，×40；b石英砂岩，溶蚀缝。泥盆系五通组，南京周边地区。单偏光，×40

Figure  9.  Characteristics of the reservoir space in clastic rocks in Lower Yangtze areas

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震旦系灯影组储集空间主要为白云岩化所形成的晶间孔、溶孔、裂缝；中、上寒武统白云岩、奥陶系颗粒石灰岩和白云岩储层，以次生溶蚀孔、裂隙孔为主要储集空间；中、上石炭统—下二叠统内碎屑灰岩、生物礁灰岩储层，以裂隙孔、溶蚀孔为主要储集空间；下三叠统青龙组灰岩储层，以裂隙孔、溶蚀孔为主要储集空间, 在WX5-ST1井的青龙组发育25m厚的白云岩，其有效孔隙度为6%~8%，是优质储层。整体而言，南黄海区碳酸盐岩储层主要为灰岩和云岩，局部发育生物礁滩及风化壳，储集空间为溶蚀孔缝—裂缝，具有较好的储集能力。

碎屑岩储层上二叠统龙潭组为三角洲平原分支河道砂体及三角洲前缘砂体，发育原生粒间孔和次生溶蚀孔隙(图 9a)；中志留统—上泥盆统为三角洲砂岩、滨海相石英砂岩储层，主要发育次生溶蚀孔、裂隙孔(图 9b)。两套碎屑岩储层岩石成分以长石岩屑质石英砂岩为主，易发生溶蚀作用，溶蚀孔隙及裂缝极大地改善了储层的渗流能力。

3.3   发育4套分布稳定的泥页岩或膏岩盖层

下扬子南黄海地区中、古生界海相地层可以作为盖层有泥页岩和膏岩。南黄海区发育4套区域性盖层，分别为中下寒武统幕府山组泥页岩岩盖层、下志留统高家边组泥页岩岩盖层、上二叠统龙潭组-大隆组泥页岩岩盖层和中三叠统周冲村组膏岩盖层(图 10)。

图  10  南黄海中、古生界储盖组合特征

Figure  10.  Mesozoic and Paleozoic reservoir and cap assemblages in South Yellow Sea

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寒武系幕府山组发育广阔的盆地相泥页岩，厚度大，平均100~200m，这套盖层厚度大，分布广泛，是区内较为有利的一套区域性盖层；下志留统高家边组沉积时期，盆地范围内发生了大范围的海侵，发育暗色泥页岩。这种大范围分布的泥页岩可以作为区域性的盖层；上二叠统龙潭组-大隆组沉积时期，下扬子—南黄海地区主要发育三角洲平原。三角洲平原相的煤层及其炭质页岩为重要的盖层；三叠系中统周重组沉积时期，在盆地范围内广泛发育蒸发台地、潮坪-潟湖沉积环境。在这种干旱环境下，由于强烈的蒸发作用，加快了石膏沉积。整个盆地范围内都为蒸发形成的膏岩盐所覆盖，形成区域性分布的优质盖层。

3.4   两大套油气成藏组合

根据下扬子陆域苏北盆地海相烃源岩、储集层和盖层在空间上的相互配置关系，利用地球物理资料和盆地结构、构造分析，经类比推测可将南黄海地区海相中、古生界生储盖组合关系纵向上划分为两种类型，即下部生储盖油气成藏组合和上部生储盖油气成藏组合(图 10)。

下部生储盖油气成藏组合是指寒武系幕府山组、奥陶系五峰组和志留系高家边组泥岩为源岩，震旦纪灯影组、中上寒武系、奥陶系灰岩、白云岩，志留—泥盆系砂岩为储层，奥陶系五峰组、志留系高家边组暗色泥岩为盖层的成藏组合。

上部生储盖油气成藏组合主要是指上古生界的成油组合。主要以二叠系栖霞组灰岩、孤峰组、龙潭组、大隆组泥岩为源岩，志留—泥盆系砂岩、石炭系碳酸盐岩、二叠系栖霞组灰岩、龙潭组砂岩为储层，石炭系致密灰岩、二叠系泥岩、下三叠系青龙组泥岩及上覆地层为盖层的成藏组合。

3.5   3类可能油气成藏模式

根据对我国南方中、古生界油气成藏模式的调研和总结^[12-18]，结合南黄海地区实际勘探阶段的应用，笔者以油气成因为依据，强调油源及生烃期的早晚，同时考虑到构造演化对油气成藏的影响，包括改造，破坏，保存建造，甚至重建再生，对南黄海区成藏模式进行了划分，包括原生改造型成藏模式、次生保存型成藏模式、再生重建型成藏模式。

原生改造型成藏模式包括原生弱改造型成藏模式和原生强改造型成藏模式。原生弱改造型成藏模式是指古生界烃源岩生成的烃类在早期聚集成藏，在印支期以后的构造运动中，油气藏基本未发生大规模的破坏，未突破原含油气系统的范围，并最终在燕山期后得以保存定型成藏；原生强改造型成藏模式是指古生界烃源岩在早期聚集成藏，后在印支以后的各期构造改造之后残存的油气藏。

次生保存型成藏模式是指油气早期聚集后，由于构造运动导致地层隆升剥蚀、断裂形成或岩浆作用等因素，使地形发生强烈的变形，破坏原有含油气系统的保存条件，早期聚集的油气被破坏，在原始成藏系统之外的储集层和圈闭重新分配调整形成的油气藏。

再生重建型油气成藏模式是指中古生界烃源岩，尤其是上古烃源岩受晚印支-早燕山运动的影响，海相地层抬升遭受剥蚀，生烃停止，后新生界陆相地层的覆盖叠加，二次埋藏的深度大于前期埋藏深度，古生界烃源岩在二次埋藏过程中再次进入生烃门限，再次生烃形成的油气藏。

4.   南黄海中、古生界勘探潜力及勘探方向

近年来，随着上扬子四川盆地中、古生界碳酸盐岩地层中不断传来喜人的勘探成果^[6]，安岳气田龙王庙气藏新增天然气探明地质储量4403.85亿m³，是迄今为止我国单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏，这些成果预示着我国扬子地区中古生界油气勘探潜力巨大。受此启示，下扬子南黄海中、古生界残留盆地的油气前景越来越引起各个石油企业及相关研究单位的关注和重视，国土资源部、三大石油公司及高等院校对南黄海盆地开展了不同程度的地质研究和油气勘探工作^[19-22]，并取得了一系列重大的研究成果。2015年8月28日，青岛海洋地质研究所在南黄海崂山隆起实施的CSDP-2井喜获油气显示。在二叠系获取的岩心灰岩裂隙中发现油迹，此次油气显示在南黄海中、古生界碳酸盐岩中是首次发现，揭示了南黄海海相中、古生界油气勘探的重大潜力，表明南黄海中、古生界残留盆地确实具有油气资源潜力和良好的勘探前景。

4.1   关键问题与勘探对策

4.1.1   关键问题

下扬子南黄海盆地地质背景复杂，传统的勘查技术方法，尤其是地震勘探，在对南黄海海域构造复杂的中、古生界领域，地震勘探受限，导致难以进一步获得可靠和丰富的反映海相地层地质信息的地震资料，勘探进程一直停滞不前。

下扬子南黄海原型盆地在经历了印支、燕山、喜山多期的构造运动，同时伴随着强烈的岩浆活动，后期构造改造作用强烈，不利于早期生产的油气保存，类比于上扬子四川盆地，分析认为找寻构造相对稳定的弱变形带是南黄海中、古生界油气勘探突破的关键。

4.1.2   勘探对策

在勘探方法上，采用大震源长缆深沉放地震采集技术和基于模型数值模拟的模糊区地震处理技术^{[8, 9]}，有效地改善了中、古生界地震成像效果，获得了改善的地震资料，为中、古生界的研究提供了资料基础。

在勘探思路上，坚持以构造及成藏演化为主线，以油气保存条件为重点，在崂山隆起寻找弱变形，保存条件好，资源丰度高的靶区。即在中、古生界相对保存条件较好，后期改造较弱的地区，寻找印支一早燕山运动期形成的原生改造型油气藏是实现油气勘探突破关键所在。

在基础研究上，加强对有效烃源岩、有效储层、有效保存的研究，以崂山隆起弱变形区为重点，以下古生界为勘探层系，系统开展区带评价，明确区带内圈闭，优选钻探目标。

4.2   有利区带预测与评价

依据地震反射特征的可识别程度及火山岩的发育强弱程度，把崂山隆起地震资料品质划分为好、中、差三类(图 11)。从地震资料品质来看，崂山隆起中南部资料品质最好，西部资料品质中等，东北部资料较差。

图  11  崂山隆起地震资料品质评价

Figure  11.  Assessment map of seismic data quality on Laoshan uplift

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在系统分析崂山隆起的大地构造环境、区域构造演化史及构造特征之后，对崂山隆起构造格局进行了划分。崂山隆起自北向南可依次分为北缘逆冲带、滑脱带、对冲带、弱变形带及南缘逆冲带5个二级构造单元(图 12)。从变形程度来看，崂山隆起中南部滑脱带和弱变形带的构造活动相对较弱，变形程度小，对成藏的影响小；弱变形带东部区域地震资料少，资料模糊，地层形态显示为单斜的特征，但可能发育岩性圈闭；隆起西部的南缘逆冲带、对冲带，北部的北缘逆冲带逆断层多，构造相对复杂。

图  12  印支末期崂山隆起构造分区

Figure  12.  Tectonic division of Laoshan uplift at late Indo-sinian epoch

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综合前述地震资料品质、构造变形特征的研究，认为埋深适中、始终处于油气运移指向区、稳定性强的崂山隆起中南部是南黄海海相油气勘探战略选区的最有利部位。该区下古生界较发育，从震旦纪到志留纪稳定地接受了大套的沉积，下寒武统作为该区的烃源岩层，其烃源岩质量较好，具有形成大规模油气藏的物质基础，寒武系中统—奥陶系下统的白云岩和生物碎屑灰岩可作为储层，奥陶系下统的大湾组、志留系下统发育的厚层高家边组泥岩作为盖层，储盖组合配置良好，在火山喷发和岩浆侵入活动对崂山隆起区的影响较小的地方，可寻找原生改造型油气藏。

综合评价认为，崂山隆起中南部弱变形区后期保存条件较好，为南黄海中、古生界油气勘探有利目标区。加里东面埋深约为4500m，深度适中，下古生界是重点勘探层系。

5.   结论与建议

(1) 通过新采集地震资料揭示，南黄海盆地发育了较完整的中、古生代海相地层，厚度大，分布广；南黄海盆地发育4套区域性烃源岩，6套有利储集层，4套分布稳定的泥页岩和膏岩盖层，两大套油气成藏组合，具备形成大中型油气田的基本石油地质条件；

(2) 通过与上扬子四川盆地类比，最大的差异在于后期构造改造的强度不同。南黄海盆地遭受多期次强烈的后期改造，致使早期生成的油气被破坏和改造，不利于油气保存，在南黄海区内寻找构造相对稳定的区带，是南黄海盆地中、古生界取得油气突破的关键；

(3) 综合南黄海残留地层分布、石油地质条件、构造变形特征等的研究结果，对南黄海中、古生界最具现实勘探意义的区域进行了优选，认为崂山隆起中南部弱变形区是南黄海中、古生界实现勘探突破最有利区带，下古生界是下一步重点的勘探层系。