“源熱共控論”:來自南海海域油氣田“外油內氣”環帶有序分布的新認識①

張功成 朱偉林 米立軍 張厚和 梁建設 屈紅軍

(1.中國海洋石油研究總院 北京100027;2.中國海洋石油總公司 北京 100010; 3.西北大學地質系 西安 710069)

“源熱共控論”:來自南海海域油氣田“外油內氣”環帶有序分布的新認識①

張功成1朱偉林2米立軍2張厚和1梁建設1屈紅軍3

(1.中國海洋石油研究總院 北京100027;2.中國海洋石油總公司 北京 100010; 3.西北大學地質系 西安 710069)

南海海域新生代經歷印支—南海地臺裂谷期、陸間裂谷期和區域沉降階段,形成大陸架、大陸坡和洋殼區三大區域構造單元。圍繞洋殼區,大陸坡和大陸架呈準環帶狀分布格局。沉積盆地主要分布在大陸架和大陸坡上,亦環繞中央洋殼區呈環帶狀分布。南海油氣勘探活動于20世紀60年代末期開始,截至目前已發現數百個油氣田,這些油氣田主要分布在南部、北部和西部等大陸邊緣。油氣田分布主要呈大陸架或其近陸部分以油田為主、大陸坡(也包括鄰近大陸架部分區域)以氣田為主的“外油內氣”特征。油環區凹陷烴源巖以中深湖相泥巖或深海相泥巖為主,沉積有機質以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根為主,地殼相對較厚、熱流值相對較低、烴源巖主要處在生油窗以內,烴類產物主要是原油。氣環區生烴凹陷烴源巖以海陸過渡相泥巖和海相烴源巖為主,沉積有機質主要是Ⅱ2—Ⅲ型干酪根,地殼厚度相對較薄,熱流值高,具“超熱盆”特征,烴源巖以生氣為主。油環區主力儲層是砂巖,形成于湖相到淺海環境,存在多套儲蓋組合。氣環區內帶存在淺水沉積和深水沉積兩套儲蓋組合,以深水扇和生物礁儲層為主,蓋層主要為海相泥巖。以300 m水深為界,油環帶主要位于淺水區,勘探程度較高;內帶氣環主要位于陸架下部及陸坡區,勘探程度較低。南海海域勘探領域正在由淺水區向深水區發展。南海油氣資源豐富,有望成為我國新的大油氣區。

南海油田分布氣田分布

0 引言

南海位于歐亞、菲律賓板塊和印度洋三大板塊的交匯處,是西太平洋最大的邊緣海,面積350×104km2,約占我國陸疆的三分之一,為渤海、黃海、東海總面積的三倍(圖1)。南海北靠華南古陸,南至加里曼丹島,東臨臺灣、菲律賓群島,西界為中南半島。南海形狀呈菱形,長軸方向為北東向30°。南海總體地形從周邊向中央傾斜,由淺至深依次分布著大陸架(或島架)、大陸坡(或島坡)、中央深海平原等地貌類型(圖1)。

南海周緣陸架(或島架)地形平坦。南海北部大陸架長1 425 km,最大寬度310 km,是世界上最寬闊的陸架之一。南海西部大陸架北起北部灣口,南至加堆克群島,陸架外緣水深為200～250 m,呈南北向條帶狀分布,長720 km,大部分寬65～115 km,南北兩端稍寬,中間窄,最窄處僅27 km。南海東部島架由臺灣島至菲律賓的民都洛島及巴拉望島組成,呈南北向的狹長條帶狀,島架外緣坡折水深100 m左右,在民都洛西岸外緣坡折處,水深增大至100～200 m,寬3～14 km,坡度略大(圖1、2)[1,2]。

南海大陸坡(或島坡)地形崎嶇,高差起伏大,是南海地形變化最復雜的區域。南海北部大陸坡東起臺灣的東南端,西至西沙海槽的西端,呈北東向展布,全長約1 350 km,寬143～342 km,與深海平原的分界水深為3 400～3 700m,呈西寬東窄狀。南海西部大陸坡北起西沙海槽,南面以盆西南海嶺南端為界,陸坡外緣水深3 600～4 000 m,呈北寬南窄狀。南海東部島坡分布長而深的馬尼拉海溝與呂宋海槽,海溝深達4 500 m以上,菲律賓巴拉望島的西側海區,大部分海底為巴拉望島的西北島坡[1,2]。

南海洋殼區以平原地貌為主,宏偉壯觀的鏈狀海山和線狀海山分布其間。南海中央洋殼區,水深3 400～4 300 m,北東—南西向展布,洋殼區與陸坡交接處水深4 000～4 200 m。中央洋殼區具有典型的大洋地殼特征。缺失前中新世地層,上新統—第四系分布廣泛,厚度600～1 500 m,其中下部沉積主要充填于受斷裂控制的凹陷中[1,2]。

圖1 南海海域沉積盆地分布圖Fig.1 Sedimentary basins distribution in South China Sea

圖2 南海海域南北向區域大剖面(據吳能友,2006)Fig.2 Regional geological cross-sections in South China Sea(afterWu Nengyou,2006)

南海海域沉積盆地非常發育,約有20多個,總面積超過100 km2,主要分布在大陸架和大陸坡上(圖1、2、3)。盆地充填地層為新生界,部分區域有中生代殘余盆地。南海的油氣勘探是逐漸從相鄰陸地推進到淺海,并從淺海推進到深海區的。南海海域周邊陸地油氣勘探開始較早,距今最長有100多年歷史;海域大規模勘探開發開始較晚,主要在20世紀60年代中期,距今最長有50多年。但不同邊緣開始也有差別。南海北部相鄰陸地20世紀50年代開始在三水盆地勘探;1957年在鶯歌海盆地進行氣苗調查, 1978鉆在樂東8-1構造上的鶯2井發現氣層;北部灣盆地勘探工作開始于1963年,1977年鉆探的灣1井為第一口出油井;1974年珠江口盆地被發現,1975年在珠江口盆地鉆珠1井,1979年該盆地第5口探井珠5井首次發現油層。1979年在瓊東南盆地首鉆鶯9井并發現油層。南海北部大規模油氣勘探起始于1979年,20世紀80年代在瓊東南盆地淺水區、珠江口盆地珠一坳陷、北部灣盆地潿西南凹陷發現了大批大中型油氣田,20世紀90年代在鶯歌海盆地發現一批大中型氣田,進入新世紀以來在珠江口盆地南部深水區新發現一批大中型氣田[1,3]。

南海南部陸地最早1866年曾在文萊拉布安島鉆淺井,產少量石油;1910年在馬來西亞發現米里油田;1929年在文萊境內發現詩里亞油田;1940年發現杰拉東油氣田;1954年荷屬殼牌公司在沙撈越近海開展地震勘探;1957年鉆Siwa-1井,同年在文萊近海鉆S W.Ampa-1井;1962年在曾母盆地發現特馬納油田;1963年在文萊三角洲發現西南安柏油田;20世紀60年代后期進入勘探高潮,由于采用數字地震技術,資料準確,鉆探成功率大為提高,相繼發現了大批油氣田。

截至目前,在南海各大陸邊緣總計發現了數百個油氣田,合計探明油氣總地質儲量上百億噸油當量,其中石油與天然氣約各占一半。從美國能源情報局網頁上下載的數據表明,目前南海探明石油儲量位居世界海洋石油的第五位,天然氣探明儲量位居第四位,已成為世界上一個新的重要含油氣區。

1 南海海域油氣田呈“外油內氣”環帶狀有序分布

南海大陸坡和大陸架環繞中央洋殼區呈環帶狀分布。在陸架和陸坡區總計約發現數百個油氣田,油氣田分布呈“外環油內環氣”分布特征。油田主要分布在靠近陸地的陸架區或其上傾部位,天然氣主要分布在陸坡區及陸架區下傾部位(圖3)。

1.1 南海北部大陸邊緣“北油南氣”特征

南海北部大陸邊緣屬于準被動大陸邊緣,自北向南,分布有近東西向延展的兩個盆地(或坳陷)帶,北部盆地(或坳陷)帶是北部灣盆地—珠江口盆地北部坳陷帶—臺西盆地南部坳陷;中南部盆地帶包括鶯歌海盆地—瓊東南盆地—雙峰盆地—珠江口盆地南部坳陷區—臺西南盆地等。

圖3 南海“外環油——內環氣”油氣田分布圖黑虛線以內為洋殼區,黑虛線與紅線之間為氣環區,紅虛線與蘭虛線之間為油環區,藍細線為300 m水深線Fig.3“Outside oil and inside gas”circle distribution of oil and gas fields in South China Sea

北部灣盆地位于外帶主要生油。該盆地面積3.4 ×104km2,盆地基底為前寒武系和石炭系碳酸鹽巖,盆地蓋層為新生代沉積,最大地層厚度大于6 km。盆地分為5個二級構造單元,即北部坳陷、企西隆起、中部坳陷、南部隆起和南部坳陷。截至目前,該盆地累計發現十多個油田,探明石油地質儲量數億噸,沒有發現獨立的游離商業氣藏,天然氣都是溶解氣。原油主要分布在盆地北部坳陷的潿西南凹陷和南部坳陷的福山凹陷,天然氣儲量很少,是一個典型的油盆(圖4)[3～6]。

圖4 北部灣盆地油田分布圖Fig.4 Oil fields distribution in Beibu gulf basin

瓊東南盆地位于內帶主要生氣。該盆地面積約9 ×104km2。盆地基底為前寒武系變質巖和中生代火山巖,盆地蓋層為新生代沉積,最大地層厚度大于10 km。盆地分為北部坳陷、中部隆起、中央坳陷等。該盆地主力烴源巖是漸新統下部海陸過渡相含煤地層,烴源巖熱演化程度高,以生氣為主。截至目前,共發現2個商業性天然氣田,其中崖13-1大氣田儲量近千億m3[1]。氣田分布在中部坳陷西北緣崖南凹陷西部崖城13構造帶和中部隆起西端崖城凸起上。勘探與研究成果均顯示了瓊東南盆地是個氣盆(圖5)[3,7,8]。

圖5 瓊東南盆地氣田分布圖Fig.5 Gas fields distribution in Qiongdongnan basin

珠江口盆地橫跨南海北部大陸邊緣的內、外兩個帶,既生油又生氣,主要表現為外帶生油,內帶生氣。盆地面積約18×104km2,盆地基底為前新生界,盆地蓋層為新生界,最大地層厚度大于15 km。該盆地分為北部斷階帶、北部坳陷帶、中央隆起帶、南部坳陷帶。截至目前,北部珠一坳陷和珠三坳陷及其相鄰的隆起區發現的絕大多數都是油田,只在文昌凹陷內部發現幾個中小型氣田,在探明油氣儲量當量中,原油占90%以上,屬于富油帶。珠二坳陷與珠一坳陷不同,漸新世裂谷作用強烈,沉降與沉積幅度都比較大,屬于疊合斷陷,熱流值高,以生氣為主,目前在其北部番禺低隆起和東部發現一批大中型氣田群[3]。總之,北部坳陷帶屬于油坳,南部珠二坳陷為氣坳,呈現“北油南氣”分布格局(圖6)。

1.2 南海南部大陸邊緣“南油北氣”特征

南海南部大陸邊緣北側是與南海北緣相似的被動邊緣,與今南海的擴張有關,主要表現為拉張構造形態,南側是碰撞邊緣,與古南海的消亡有關,發育一系列自南向北逆掩的疊瓦狀構造,屬擠壓型邊緣[9～18]。

曾母盆地面積16.8×104km2,盆地基底為早白堊世花崗閃長巖和古—始新世變質巖,盆地蓋層為漸新世及其以來的新生代沉積,最大地層厚度大于15 km。根據地震反射特征,可將沉積蓋層分為3個構造層。下構造層地層時代為古新世—中始新世,是盆地斷陷期層系,最大厚度可達5 000 m,以河流相砂巖夾泥巖沉積為主,地層大多已褶皺變形,與上覆地層及下伏基底均呈角度不整合接觸。中構造層是盆地沉降期層系,時代從晚始新世—中中新世,以海相及濱海—淺海相沉積為特征,與下伏地層呈角度不整合接觸,與上覆地層呈頂超接觸關系。上構造層為淺海—半深海相披覆型層系,時代為晚中新世—第四紀。曾母盆地是一疊合盆地,在盆地北部和中部,古新世至早、中始新世間屬于被動陸緣沉積未變質;在盆地南部,由于南沙地塊和加里曼丹地塊在晚始新世至早漸新世發生強烈碰撞,這套沉積已變質為板巖,僅存在晚漸新世—第四紀前陸盆地沉積。盆地分為8個二級構造單元,即東巴林堅坳陷、南康臺地、西巴林堅隆起、塔陶壘塹、拉奈隆起、索康坳陷、康西坳陷和西部斜坡。綜合研究表明,位于東南部的東巴林間坳陷以生油為主,南康臺地及康西坳陷以生氣為主。截至2007年,該盆地累計發現油氣田上百個,探明儲量很大,氣儲量占總儲量6/7左右(圖7)[19～24]。原油分布在盆地南部東巴林堅區,天然氣分布在南康臺地和西部斜坡,呈現“南油北氣”分布格局。

文萊—沙巴盆地以廷賈斷裂與曾母盆地為鄰,西北緣以南沙海槽東南斷裂為界,盆地東北端一直延伸到巴拉巴克斷裂,它是南沙地塊向巽他地塊俯沖所形成的弧前盆地,面積約9.4×104km2[16]。盆地東部(文萊區)的基底為已經褶皺變形的晚漸新世—早中新世梅利甘組—麥粒瑙組—坦布龍組的三角洲平原—深水頁巖地層;盆地西部(沙巴區)的基底為褶皺的晚始新世—早中新世克羅克組深海復理石。盆地沉積蓋層為早中新世或中中新世—第四紀地層,其沉積環境為從南向北呈北西向靠近物源區的海岸平原,逐漸過渡為淺海環境至開闊海環境,縱向上以海退旋回為主,表現為后期的較粗沉積物依次迭置在前期較細沉積物之上。盆地內新生界厚度大于10～12 km,主要為三角洲—淺海—深海沉積。該盆地可分為巴蘭一文萊三角洲和沙巴兩個含油氣區。截至2008年,累計發現油氣田上百個,以產油為主,油占儲量四分之三左右。該盆地南部主要為油田,北部為氣田,呈現“南油北氣”分布格局(圖8)。

北康盆地是位于南沙中部海域的大型新生代沉積盆地,面積6.2×104km2,其西南部以北西走向的廷賈斷裂帶與曾母盆地相鄰,其東部和北部以寬窄不一的隆起帶與文萊—沙巴盆地、南沙海槽盆地、安渡北盆地、南薇東盆地和南薇西盆地相隔,水深100～2 000 m。基底主體為火成巖體,部分為前新生代變質巖,沉積蓋層由第四系、上新統、上中新統、中中新統、下中新統—上漸新統、下漸新統—上始新統和中始新統7套地層組成,厚度最大可超過13 km。盆地演化經歷了古新世—中始新世斷陷期,晚始新世—中中新世斷拗—走滑、擠壓隆升期,晚中新世—第四紀區域沉降期,形成6個二級構造單元,即西部坳陷、中部隆起、東北坳陷、東南坳陷、東北和東部隆起等。北康盆地發現1個氣田(圖9)[25～27]。

1.3 南海西部大陸邊緣“西油東氣”特征

南海西部大陸邊緣沿印支陸塊東側延伸,具強烈的走滑活動性屬剪切—拉張型邊緣,分布有湄公盆地、萬安盆地、鶯歌海盆地和中建南盆地,總體沿南海西部邊緣的陸架、陸坡區海域呈帶狀分布。

湄公盆地位于陸架區湄公河口南側,水深小于100 m。該盆地面積3.5×104km2,盆地基底為侏羅—白堊紀花崗巖、花崗閃長巖、石英閃長巖。沉積蓋層由中始新—第四系組成,地層厚達10 km。盆地包括6個二級構造單元,即西部坳陷、中部隆起、東北坳陷、東南坳陷、東北和東部隆起等。該盆地石油資源十分豐富。湄公盆地目前至少已發現10個油田,其中白虎、曙光、黑獅、龍和金槍魚這5個油田的儲量約2.6億t,該盆地屬于油型盆地(圖10)。

圖6 珠江口盆地油氣田分布圖Fig.6 Oil and gas fields distribution in Pearl rivermouth basin

圖7 曾母盆地油氣田分布示意圖Fig.7 Oil and gas fields distribution in Zengmu basin

圖8 文萊—沙巴盆地油氣田分布示意圖Fig.8 Oil and gas fields distribution inWenlai-Shaba basin

圖9 北康盆地油氣田分布示意圖Fig.9 Gas fields distribution in Beikang basin

圖10 湄公盆地油氣田分布示意圖Fig.10 Oil fields distribution inMeigong basin

萬安盆地是扭張盆地,總面積約8.5×104km2(圖11)。盆地基底為中生代晚期侵入巖、火山巖和前新生代沉積變質巖[2],蓋層由始新統—第四系組成,新生界厚度最大大于12 km。萬安盆地經歷了地塹—半地塹、坳陷、壓扭和區域沉降等4個構造演化階段。斷陷階段發生于漸新世,是烴源巖形成的主要階段;坳陷階段發生于早中新世—中中新世早期,是盆地儲集層形成的主要階段和次要烴源巖的生成階段;壓扭作用發生于中中新世—晚中新世,是盆地構造圈閉形成的重要階段,也是灰巖儲層形成的主要階段;區域沉降階段發生于上新世—第四紀,盆地油氣勘探目的層的區域性蓋層在該階段形成[2,16]。萬安盆地由10個二級構造單元組成,即西部坳陷、西南斜坡、西北斷階、北部坳陷、北部隆起、中部坳陷、中部隆起、南部坳陷、東部隆起和東部坳陷等[2]。盆地內的二級構造單元主要受北東向斷層控制,坳陷一般呈東斷西超的箕狀,局部呈東、西斷的地塹型;低隆起或隆起在盆地邊部為古隆起斜坡,在盆中部為斷隆。北部坳陷沉積中心位于坳陷南部斷層一側,呈東斷西超的箕狀。中部坳陷北部厚,南部薄,坳陷呈北東向,沉積厚度一般為8～12.5 km,南部沉積較薄,為3～8 km。南部坳陷位于盆地的東南部,坳陷的中—北部為北東向,呈西超東斷的箕狀,沉積厚度4～1l km,坳陷南部為北西向,呈西斷東斜的箕狀,沉積厚度較薄,為3 000～5 600 m。東部坳陷位于盆地東部,呈NNE向,為東斷西超的箕狀,沉積中心位于東部斷層一側,沉積厚度5 000～8 000 m[28]。

萬安盆地的油氣勘探始于20世紀70年代,截至目前,累計發現油氣田26個,主要聚集于中部地區,油氣田分布以中部坳陷為中心,包括北部隆起、西北斷階帶和中部隆起等構造單元,并且在中部隆起、北部隆起和中部坳陷上的含油氣構造均獲得了高產工業油氣流。從油氣藏產層的時代分析,油氣主要產于中新統砂巖、其次為漸新統砂巖、中—上中新統碳酸鹽巖。漸新統儲層的油氣藏主要分布于西南斜坡和中部坳陷西部邊緣,并且前者以氣藏為主,后者則油氣兼有。下中新統砂巖油氣藏主要分布于西北斷階帶和北部隆起,以產油或凝析油為主。中—上中新統油氣藏主要分布于中部坳陷和中部隆起,其中在中部坳陷以砂巖儲層為主,除了西鉆石油氣藏(KCT)以油為主和木精(MT)含氣構造含有一定的輕質油和凝析油外,基本上都是氣藏,而在中部隆起上則是以中—上中新統灰巖為儲層的氣藏[16]。總的來說,石油主要分布在北部隆起及其鄰區,天然氣主要分布在中部隆起及其鄰區(圖11)[27～30],呈現“西油東氣”分布格局。

1.4 南海東部大陸邊緣“東油西氣”特征

南海東部大陸邊緣西緣發育溝、弧、盆組合以及典型的蛇綠巖套,是典型的溝—弧構造體系,屬洋殼向陸殼俯沖擠壓消亡型邊緣。南、北巴拉望盆地位于巴拉望島和卡拉綿島西北大陸架及大陸坡上,面積約1.68×104km2,盆地基底為晚古生代—中生代變質巖、沉積巖和酸性巖漿巖,蓋層為上侏羅統—白堊系海相碎屑巖、凝灰質頁巖、上始新統—第四系海相碎屑巖、碳酸鹽巖等。截止目前,北巴拉望盆地發現油氣田30個,南巴拉望盆地發現氣田1個。北巴拉望盆地油氣呈現東部油多,西部氣多的特征(圖12)。

綜合南海四周大陸邊緣,作者發現其油氣分布大致呈“外油內氣”的環帶狀分布特征。內核為南海中央洋盆區,基底為典型洋殼,沉積層很薄。內環帶為過渡殼,沉積盆地或凹陷發育,以氣田為主。外環帶為偏陸的過渡殼,盆地主要生油。油環與氣環分界線位置不完全與陸坡與陸架界線一致(圖3),反映了油氣分布可能受多個因素控制。

圖11 萬安盆地與油氣田分布示意圖Fig.11 Distribution of oil and gas fields inWanan basin

圖12 南、北巴拉望盆地與油氣田分布示意圖Fig.12 Distribution of oil and gas fields in Palawang basin

2 “源熱共控”南海油氣有序分布

2.1 “源熱共控”南海北部大陸邊緣油氣田“外油內氣”有序分布

南海北部大陸邊緣存在始新統中深湖相和漸新統湖沼相或海陸過渡相或海相泥巖兩套烴源巖,前者Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根發育,后者Ⅱ2-Ⅲ型干酪根發育。南海北部大陸邊緣平均熱流值為71.9mW/m2,外帶陸架區地溫梯度為30～40℃/km,平均熱流值66±9.8 mW/m2;陸坡內帶區地溫梯度60～160℃/ km。平均熱流值77.5±14.8 mW/m2(圖13、14)。

南海北部大陸邊緣外帶陸架區始新統中深湖相烴源巖埋藏深度普遍處在生油窗內,部分始新統已進入高成熟狀態,因此本帶的烴類產物主要是油,只在個別埋藏較深的凹陷形成少量天然氣。珠江口盆地北部坳陷帶(含珠一坳陷和珠三坳陷)烴源巖主要發育在始新世文昌組中深湖相地層中,以Ⅱ1型有機質為主。北部灣盆地由于漸新統烴源巖上覆層厚度薄,埋藏淺,熱流值低,烴源巖普遍未成熟,因而既未形成石油,也未形成天然氣,對成藏沒有顯著貢獻。陸架區珠一坳陷及珠三坳陷漸新統恩平組烴源巖雖普遍成熟,但對成藏貢獻處于次要地位。

圖13 南海北部大陸邊緣盆地與油氣田分布示意圖Fig.13 Distribution of oil and gas fields in northern margin in South China Sea

圖14 珠江口盆地南部—瓊東南盆地下漸新統烴源巖底部現今溫度圖Fig.14 Present temperature distribution in Lower surface ofOligocene source rock in Qiongdongnan and southern PearlMouth Basin

南海北部大陸邊緣陸坡區內帶屬于持續沉降凹陷,凹陷內自下而上發育了始新世湖相烴源巖、漸新統下部海陸過渡相和上部海相烴源巖。由于新近系厚度大和(或)熱流值太高,這三套烴源巖均已成熟且都以生氣為主。始新統烴源巖受高溫高壓作用多處于氣窗。漸新統以Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根為主,也主要生成天然氣。如瓊東南盆地漸新統崖城組湖沼相和陵水組海相烴源巖。珠二坳陷漸新統恩平組湖沼相和珠海組海相烴源巖。

2.2 “源熱共控”南海南部大陸邊緣油氣田“外油內氣”有序分布

曾母盆地烴源巖主要以上始新統—下中新統的曾母組、立地組為主,主要生成天然氣。鉆井及類比分析結果表明,曾母盆地主要發育漸新統海陸過渡相碳質頁巖、煤層和海相泥巖以及下—中中新統海相泥巖兩大套烴源巖,有機質類型以Ⅱ—Ⅲ型干酪根為主。據國外研究,在盆地東部地區(東巴林堅坳陷、西巴林堅隆起和南康臺地),上漸新統下部烴源巖海岸平原煤層、分流河道間海灣/沖積平原相泥巖和異地煤層為良好的烴源巖,鉆井揭示的泥巖厚度為數十米,煤層厚度大于10 m。煤層有機碳為40%～80%, S2值(產烴率)為40～194 kg/t,H I值(氫指數)為388～406 mg/g,具有好的生烴潛力;沖積平原頁巖的生烴潛力很小,S2值一般小于5 kg/t;分流河道間海灣頁巖有機碳為1%～21%,S2值為3～90kg/t,H I值為164～435,具有中等—好的生烴潛力。上漸新統—下中新統烴源巖分布在康西坳陷、塔陶壘塹和索康坳陷等盆地西部,烴源巖為過渡相含煤頁巖,有機碳0.69%～0.93%,有機質類型為Ⅱ—Ⅲ型干酪根,并且往坳陷中心有機質豐度增高,類型變好,具有中—好的生油能力。煤層含有25%的蠟質腐植化合物,為生油氣干酪根。目前鉆井尚未揭示中中新統烴源巖的地球化學特征,根據最新地震解釋成果分析,中中新統烴源巖主要分布于康西坳陷和南康臺地,且兩者烴源巖類型有所差異,康西坳陷主要發育海相泥巖和泥灰巖,Ps值(砂巖百分量)為25%～50%,泥巖厚度一般1 500～2 500 m;南康臺地烴源巖以淺海泥灰巖相和碳酸鹽巖臺地相為主[22]。曾母盆地平均熱流值達97 mW/m2(圖15)。

文萊—沙巴盆地烴源巖為塞塔普深海頁巖和前三角洲泥巖,時代為E23上部—N21下部,最大厚度約5 000 m。有機質類型以潮汐相、海灣相低成熟的Ⅰ—Ⅲ型干酪根為主。南部東區(古俯沖帶)為顯著低熱流背景。

北康盆地中始新統—下漸新統湖沼及海相泥巖、炭質泥巖、煤層發育,品質較好,有機質類型為Ⅱ—Ⅲ型干酪根。中始新統以湖泊、沼澤相泥巖沉積為主,泥巖厚度一般在200～1 200 m之間,有機碳含量為0.5%～2.0%,干酪根類型為Ⅱ—Ⅲ型,為較好烴源巖。上始新統—下漸新統在盆地西部為海陸過渡環境,東部為淺海環境,大部分地區泥巖厚度為200～600 m,凹陷部位厚度為600～1 200 m,有機碳含量為0.5%～2.3%,類型為Ⅱ—Ⅲ干酪根,為較好的烴源巖。上漸新統—下中新統為濱海、淺海—半深海環境,泥巖厚度一般為400～600 m,局部地區600～1 100 m,有機碳含量為0.63%～1.5%,類型為Ⅱ-Ⅲ型干酪根,為較好烴源巖。目前始新統、漸新統烴源巖處于成熟—高成熟演化階段,既生油又生氣,以氣為主[31]。

圖15 曾母盆地及文萊—沙巴盆地地溫梯度圖(Maztan B.Hj.Madon,1998)Fig.15 Geotemperature gradients distribution inWenlai-Shaba basin

2.3 “源熱共控”南海西部大陸邊緣油氣田“外油內氣”有序分布

萬安盆地有漸新統、下中新統和中中新統3套時代上連續、熱演化程度不一的烴源巖層,除中中新統外,下部兩套烴源巖的發育狀況明顯受三隆四坳構造格局控制。從烴源巖性質看,由于萬安盆地自成盆以來經受了自東向西的海侵過程,這3套烴源巖的沉積相特征,縱向上呈現由平原河流、近岸湖沼相—三角洲、濱淺海相—半深海相的變化規律。同時,隨著生物種群由陸生逐漸向海生轉變,有機質類型亦由以Ⅲ—Ⅱ2型為主,變為以Ⅱ型為主;有機碳含量則由近岸湖沼相(漸新統)的0.5%～2.26%,逐漸下降為濱淺海、半深海相(中、下中新統)的0.5%～0.93%。這3套烴源巖中,漸新統烴源巖因其厚度大、有機質豐富、成熟度高,成為盆地最主要的烴源巖。西區邊界因斷裂扭張及深部熱源異常補給為另一高熱流背景區;西部熱流受南海西部斷裂帶影響由北西往南東逐漸升高。北低南高,與地殼、巖石圈厚度變化一致,最小值:24.22 mW/m2,最大值:121 mW/m2,平均值: 71.9 mW/m2。高值異常與巖漿巖分布、斷裂活動有關(圖16)。

2.4 “源熱共控”南海東部大陸邊緣油氣田“東油西氣”有序分布

巴拉望盆地烴源巖為尼多組(漸新世—中新世)和塞恩—里弗特組(尼多組之下)。巴拉望西南部圣地亞哥1號井底部90 m厚的尼多組,以及塞恩—里弗特組白堊紀頁巖的TOC高于20%,S1+S2為200～280 mg/g,鏡質體反射和熱變指數均表明,此層位生油層完全成熟。只有少數鉆井鉆到塞恩—里弗特組,其中大部分位于盆地邊緣。在卡德勞1號井的塞恩—里弗特組鉆到生油巖,古新世—始新世泥巖和褐煤的TOC值達63%,S2達113 mg/g。幾口含有深水相尼多組鉆井鉆到良好的生油巖。在加洛克1號井覆于尼多組之上的海侵相砂巖層測到石油。尼多組為半深海相碳酸鹽,TOC為3%,S2高于2 mg/g,氫指數(H I)高于200 mg/g。在卡勞依特和西利納帕坎油田也見到相似的巖相。加洛克1號井生油巖相與尼多和馬丁洛克油田相一致。巴拉望西北部尼多組呈深水相表明為原始生油巖層。顯然,塞恩—里弗特組也是生油層。巴拉望西南部濱外存在一個古新世至中中新世沖斷復合體。在沖斷層中測出油苗和天然氣,表明沖斷層或其下方隱伏著生油巖。南沙海域東部,烴源巖的時代較老。禮樂盆地以古新統泥巖和始新統海相泥巖為主要的烴源巖,北巴拉望盆地以早—中中新世鈣質泥巖為主要生油巖。此外,還發育了白堊系頁巖烴源巖,并且以生氣為主。

2.5 “源熱共控”南海油氣田環帶狀有序分布

“源控論”是我國石油地質學家對石油地質學的重要貢獻,突出了烴源灶分布控制油氣田分布,反映油氣近源分布的特征。進一步研究發現,生油凹陷的類型也控制了油氣類型,生油型凹陷主要生成的是原油,在其內部及周邊主要分布的是油田。生氣凹陷生成的主要是天然氣,在其內部及周邊分布的主要是氣田。生油氣凹陷分布決定了油氣田分布。凹陷是生油還是生氣或既生油又生氣既取決于內因又受控于外因,內因主要是烴源巖有機質類型,外因主要在于烴源巖所經歷的最大熱作用事件。油氣分布受烴源巖和熱場雙重因素控制,外環帶的石油分布受中深湖或海相泥巖烴源巖及相對低熱場控制,內環帶天然氣分布主要受海陸過渡相烴源巖及海相陸源沉積有機質及相對高地溫場控制(表1、圖3)。

南海各沉積盆地主要發育始新統湖相泥巖、漸新統濱岸沼澤相煤系和中新統海相泥巖、炭質泥巖3套烴源巖(表1)。始新統湖相泥巖有機碳含量在1.5%～2.0%之間,母質類型以Ⅱ1型干酪根為主;漸新統濱岸沼澤相煤系地層中泥巖、炭質泥巖的有機碳含量在1.0%～2.0%之間,以Ⅱ2型干酪根為主,煤層有機碳含量高達80%,平均為23.18%,主要為Ⅲ型干酪根,以生氣為主;中新統淺海—半深海相泥頁巖有機碳平均為0.5%～0.7%,主要為Ⅱ—Ⅲ型干酪根[31]。受構造遷移作用控制,南海各大陸邊緣外帶陸架區以中深湖相泥巖或海相烴源巖為主,內帶陸坡區或陸架區下部以海陸過渡相和海相烴源巖為主,局部深層下覆中深湖相烴源巖。

圖16 南海熱流圖Fig.16 Heat-flow map in South China Sea

根據南海數百個熱流數據,編制了南海熱流趨勢分布圖,南海熱流值由陸架區向海盆區有逐漸增加的趨勢。南海及周邊區域熱流值介于13～170 mW/m2之間,80.6%集中于50～120 mW/m2,熱流算術平均值為76.15 mW/m2。中央海盆區具有顯著高熱流特征。南部西部大陸邊緣因斷裂扭張及深部熱源異常補給為另一高熱流背景區,熱流受南海西部大斷裂帶影響由NW往SE逐漸升高,北低南高,與地殼、巖石圈厚度變化一致,最小值24.22 mW/m2,最大值121 mW/m2,平均值71.9 mW/m2。北部被動大陸邊緣區的熱流總體不高,熱流值約60 mW/m2,與穩定大陸的熱流相近。南部東區(古俯沖帶)為顯著低熱流背景。南海東部大陸邊緣為活動的溝—盆—弧系統,為低熱流區。高值異常與巖漿巖分布、斷裂活動有關。不同區域的熱流分布總體上受控于所在的構造環境。東部次海盆熱流隨年齡的變化基本符合經驗關系的預測;西南次海盆的熱流普遍低于預測值,推測是側向熱量流失造成的東部海溝區熱流相對較低。南部邊緣廷賈斷裂以西和具有剪切性質的南海西部陸緣具有高熱流特征。位于拉張背景下的南海北部盆地和中建盆地具有中等偏高的熱流值(圖16)。洋殼區熱流值高,但目前發現其沉積層時代新,厚度普遍較薄,預測在厚度較大的區域如沉積層烴源巖發育,有可能成烴,且生油氣門限比一般陸殼和過渡殼上的盆地要低得多。東、西、南、北各大陸邊緣熱流不同,總體呈西南大陸邊緣最高、西部大陸邊緣較高、北部大陸邊緣次高、東部大陸邊緣最低的態勢。即使在同一大陸邊緣,也存在縱橫向差異,如南海北部大陸邊緣、南部大陸邊緣也都呈西高東低特征,北部大陸邊緣鶯歌海盆地—瓊東南盆地高于珠江口盆地,南部大陸邊緣曾母盆地高于文萊—沙巴盆地。但在同一大陸邊緣,陸坡區普遍高于陸架區,下陸架高于上陸架區。各大陸邊緣內帶高于外帶。高熱流場區烴源巖以生成天然氣為主,低熱流場區以生成原油為主。

表1 南海沉積盆地烴源巖特征Table 1 The character of source rock in the basins in the South China Sea

3 南海油氣資源潛力與勘探方向

據專家估計,整個南海盆地群石油地質資源量為226.3億t,天然氣總地質資源量為15.84萬億m3,油氣資源非常豐富。南海外帶與內帶都有很大的勘探潛力。

南海外帶雖勘探程度較高,但與高成熟的東部陸地相比,石油勘探潛力廣闊。首先目前已證實的富油凹陷仍然有很大的待發現資源。如南海北部大陸邊緣外帶截至目前被證實最富的生油凹陷——惠州凹陷,最近按7個層系重新評價,其資源量與東營凹陷相當,這無疑為該凹陷的進一步勘探提供了物質基礎。其它富烴凹陷如北部灣盆地潿西南凹陷、福山凹陷、文昌凹陷、陸豐13北、恩平凹陷等也存在過去資源潛力評價偏低的情況。其二,目前已發現的油氣藏多分布在淺層,如珠江口盆地陸豐13N、惠州26、西江、番禺4、文昌A等凹陷油氣層主要分布于漸新統上部珠海組—下中新統珠江組底部,而始新統文昌組—漸新統下部恩平組深層和淺層韓江組則發現較少,前第三系幾乎沒有發現,然而,該盆地斷裂非常發育,復式成藏模式屢被證實,這些新層系極有可能成藏。北部灣盆地潿西南凹陷油氣主要分布于潿州組,始新統長流組和流沙港組發現較少。其三,非構造圈閉勘探亦方興未艾,因此以“復式油氣聚集帶理論”、“富成藏體系理論”為指導,從立體勘探的角度進行綜合分析,這些已證實的富油凹陷及其鄰區領域的勘探潛力仍十分廣闊。其四,目前還存在一批潛在的富烴凹陷,鉆探工作量不足,需進一步評價。其五,一些富油凹陷周邊的凸起、隆起勘探程度低,尚需進一步解剖評價。南海南部、西部、東部大陸邊緣外帶也都存在類似情況。

南海內帶勘探程度更低,特別是深水區勘探剛剛開始,勘探潛力最大,新領域較多。如南海北部大陸邊緣內帶陸坡深水區一些大型凹陷沉積了巨厚的第三系湖相、海陸過渡相及海相地層,發育多套、多類型的烴源巖,多以古近系湖相、淺海相泥巖為主,有機質豐度中等,干酪根以Ⅱ、Ⅲ型為主,具有豐富的油氣資源潛力。同時,從鉆探結果和地震資料分析可知,深水區發育三角洲、濱淺海相砂巖及低位扇砂體與海相泥巖、臺地灰巖與海相泥巖等多套儲蓋組合。圈閉條件優越,存在多種類型的構造和地層巖性圈閉。位于珠江口盆地南部的白云凹陷,其始新統和漸新統是豐度較高、成熟度適宜的裂陷期優質湖相烴源巖和高產氣率的煤系烴源巖,面積超過10 000 km2,最大厚度達6 500 m,荔灣3-1、流花34-2、流花29-1等大氣田的發現佐證了該區巨大的資源潛力和良好的勘探前景。瓊東南盆地深水區除了背斜、斷背斜、斷鼻、斷塊及潛山構造外,還存在大量的地層巖性圈閉,且成群成帶發育,構造與儲層匹配,運移通道發育,可以形成以中新統濱淺海砂巖或碳酸鹽巖為儲層的大型低幅背斜油氣藏、以早期塊斷構造晚期大型披覆背斜為主的厚層狀砂巖或復合儲層油氣藏、以中新統發育的低位儲集體和南部隆起區發育的生物礁為主體的深水區大型巖性或地層圈閉油氣藏等,通過烴類檢測振幅異常體的搜索及運聚單元等綜合研究,預測該區具有較大的資源潛力和良好的勘探前景。一些成熟老區崖南凹陷除在漸新統陵水組發現YC13-1大氣田之外,其它層系至今未有大發現,也有很大勘探潛力。南海南部、西部、東部內帶沉積盆地眾多,其中厚度大于2 000 m的就有12個盆地,總面積達178×104km2,南海南部經歷了先張后壓再熱沉降坳陷的三期造盆,沉積厚度大,半封閉的沉積環境有利于有機質的保存,而較強的熱作用有利于有機質向烴類轉化,儲蓋組合匹配有利,油氣運聚和圈閉形成時間相宜,天然氣地質條件非常優越。

值得說明的是,自上世紀六十年代以來,周邊國家不顧我國強烈反對,在我國傳統疆界九段線內進行了大量勘探開發活動。建議我國有關部門加強南海油氣地質研究,加大南沙勘探力度。

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The Theory of Hydrocarbon Genernation Controlled by Source Rock and Heat from Circle D istribution of Outside-oil Fields and I nside-gas Fields i n South Chi na Sea

ZHANG Gong-cheng1ZHU Wei-lin2M ILi-jun2ZHANG Hou-he1LA ING Jian-she1QU Hong-jun3
(1.Research Institute,CNOOC Beijing 100027;2.China NationalOffshore O il Corporation,Beijing 100010; 3.GeologicalDeartment of Northwest University,Xi′an,710069)

After experiencing three-phase tectonic evolution in the Cenozoic,respectively India-nanhai rift period, inter-continent rift period and regional subsidence stage,the South China Sea(in short the SCS)possesses of three tectonic units,respectively continental shelf,continental slope and ocean crust.Surrounding the ocean crust,the distribution of the continental shelf and the continental slope is approximate to ring-zone.The sedimentary basins are mainly located in the continental shelf and the continental slope.The basins surround to the center ocean crust zone, too.In the SCS,the action of the petroleum exploration flourished from the end of the 60s in last century and the hundreds hydrocarbon fields,located in the south orthwest continentalmargin,have been discovered so far.Those hydrocarbon fields character as the outside-oil and the inside-gas.The oil fields locate mainly in the continental shelf or the area near the land.The gas fields locate mainly in the continental slope or the area near the ocean.In the sags which located in the outside-oil belts,the middle-deep lake face mud andⅠ&Ⅱ1types kerogen are dominated in the source rocks.In those sags,the crust is relatively thick and the heat flow is relatively lower.The source rocks are in the oil-window and produce the crude oil.In the sagswhich located in the innerside-gas belts,the marine faciesmud &the onshore-offshore mud andⅡ2-Ⅲtypes kerogen are dominated in the source rocks.In those sags,the crust is relatively thin and the heat flow is relatively higher.The source rocksproducemainly the gas.In the outside-oil zone, there are several petroleum plays.The sandstone,which formed in the environment of the lake and the shallow marine,is the main reservoir.In the innerside-gas zone,there are two petroleum plays,respectively the shallow water sediments and the deep water sediments.The deepwater fan and the reef are the main reservoir.The seal is mainly the marine-faciesmud stone.According to the 300m depth,the outside-oil zone,with high exploration,locatesmainly in shallow water.The inside-gas zone,with lower exploration,locatesmainly in the bottom of the continental shelf and the continental slope.Nowadays,in the SCS,the exploration is transferring from the shallow water area to the deepwater area.W ith the development of petroleum exploration,the SCS,with the enormous hydrocarbon resource that is comparative to that in the rift area in the eastern China or in the Bohai gulf basins,would be the significantpotential hydrocarbon area.

South China Sea;sedimentary basins;oil field distribution;gas field distribution

book=5,ebook=238

張功成男1966年出生教授級高級工程師博士石油地質E-mail:zhanggch@Cnooc.com. cn

P512.2

A

1000-0550(2010)05-0987-19

①國家基礎研究發展規劃項目“南海深水盆地油氣資源形成與分布基礎性研究”(編號:2009CB219400)和國家科技重大專項“海洋深水區油氣勘探關鍵技術”(編號:2008ZX05025)聯合資助。

2010-05-20;收修改稿日期:2010-06-05