南黃海盆地海相中、古生界油氣資源潛力研究

胡 芬

(中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司研究院,上海 200120)

南黃海盆地海相中、古生界油氣資源潛力研究

胡 芬

(中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司研究院,上海 200120)

在對南黃海盆地海相中、古生界烴源條件和后期保存條件研究的基礎上,運用盆地模擬手段并結合前人研究成果,對海相地層烴源巖的排烴史進行了模擬,計算了海相地層油氣資源量,從而進行了海相油氣資源潛力的分析;同時通過對海相上構造層和下構造層兩套含油氣系統成藏條件的研究,預測了盆地內海相油氣資源的有利運聚區,進而指出南黃海盆地海相油氣勘探的有利區,為下一步南黃海盆地的勘探部署提供了依據。研究表明,南黃海盆地海相下構造層和海相上構造層棲霞組、龍潭組—大隆組烴源巖推測為好的烴源巖,海相上構造層青龍組烴源巖推測為中等—好的烴源巖;盆地海相地層具有一定的油氣資源潛力,油氣資源總量為35.37×108t,且在縱向上,油氣資源主要來自海相下構造層烴源巖系,在平面上主要分布于南部坳陷;盆地海相地層存在兩類油氣資源勘探有利區,其中,最有利區位于中部隆起區南部、南部坳陷區和勿南沙隆起區北部。

中、古生界;烴源條件;保存條件;盆地模擬;油氣資源潛力

南黃海盆地是下揚子板塊的海域部分,是一個由多期、多類型盆地疊加的大型序列殘留盆地,廣泛發育陸相中、新生界沉積和海相中、古生界沉積。整個南黃海盆地總體勘探程度較低,且前人對該盆地的勘探研究多數是基于中、新生界陸相地層,而針對海相中、古生界地層的勘探研究較少,導致對海相中、古生界的油氣資源潛力認識不足。本文針對這個不足,在總結前人關于海相中、古生界地層研究成果的基礎上,對海相烴源條件及后期保存條件進行了研究,并且首次運用盆地模擬方法對盆地中、古生界海相地層進行成熟度和排烴史的模擬,從而對海相地層的油氣資源潛力進行了評價,同時,運用含油氣系統理論預測了盆地海相地層的勘探有利區,為下一步海相地層的勘探部署提供了依據。

1 南黃海概況

南黃海盆地位于下揚子板塊海域部分,面積約30×104km2,盆地內平均水深46 m,從西北向南東加深,平均坡度0°01′12″,最大水深可達106 m。盆地海相中、古生界構造層可劃分為海相下構造層和海相上構造層,海相下構造層可以劃分為兩隆兩坳4個二級構造單元,即下古開山島—北部坳陷、下古淮安—中部隆起、下古蘇北—南部坳陷、下古泰州—勿南沙隆起(圖1)。海相上構造層可劃分為濱淮—千里巖推覆構造帶、上古即墨隆起、上古阜寧—北部坳陷、上古大豐—中部隆起、上古南京—南部坳陷和上古上海—勿南沙隆起六個二級構造單元(圖2)。

圖1 南黃海盆地海相下構造層構造分區略圖Fig.1 Structure division of lower structure layer in South Yellow Sea Basin

圖2 南黃海盆地海相上構造層構造分區略圖Fig.2 Structure division of upper structure layer in South Yellow Sea Basin

海相下構造層自下而上沉積了上元古界震旦系、下古生界寒武系、奧陶系、志留系,海相上構造層自下而上沉積了上古生界泥盆系、石炭系、二疊系棲霞組、龍潭組+大隆組和中生界下三疊統青龍組[1](表1)。

2 南黃海盆地烴源條件評價

南黃海海域鉆井揭露了石炭系以上的地層,根據南黃海鉆井揭示的海相中、古生界烴源巖情況,結合下揚子陸上烴源巖揭露情況及南黃海地震資料,認為烴源巖主要包括下寒武統幕府山組、下志留統高家邊組、下二疊統棲霞組、上二疊統龍潭組—大隆組、下三疊統青龍組五套烴源巖。

2.1 下寒武統幕府山組烴源巖

在下寒武統幕府山組沉積時期,整個揚子地區發生大規模海侵,暗色泥巖和頁巖較為發育,烴源巖分布較廣,其沉積相類型主要為陸棚相和盆地相。該套地層在南黃海海區沒有鉆井鉆遇,但在下揚子陸區南京地區野外露頭的幕府山組發育陸棚相—盆地相暗色泥巖,推測南黃海盆地發育該沉積相類型的烴源巖。

表1 南黃海盆地海相地層簡表Tab.1 Simple marine strata in South Yellow Sea Basin

根據下揚子蘇北地區中、古生界海相烴源巖的地化分析資料,中、下寒武統烴源巖有機質含量較高。下揚子陸上黃橋地區烴源巖統計表明,下寒武統碳酸鹽巖有機碳含量平均值為0.49%,泥巖平均值為3.1%,已達到良好烴源巖標準(表2、表3)。幕府山組烴源巖具有很高的有機質豐度,干酪根類型為I型。基于海相地層的穩定性,推測南黃海盆地下寒武統幕府山組烴源巖有機質豐度和類型大體與陸上蘇北地區相似,以I型為主,具有較高的生烴潛力,為好的烴源巖。

表2 泥巖烴源巖有機質豐度分級標準Tab.2 The organic abundance classification criteria of clay source rock

表3 碳酸鹽巖烴源巖有機質豐度分級標準Tab.3 The organic abundance classification criteria of carbonate source rock

2.2 下志留統高家邊組烴源巖

下志留統高家邊組發育黑色頁巖,為海平面上升時的陸架邊緣沉積物,整套地層以硅質頁巖、頁巖、碳質頁巖為主的缺氧、非補償環境下的沉積,沉積相類型主要為盆地相和陸棚相。該套地層在南黃海海區沒有鉆井鉆遇,但在下揚子南京地區野外露頭高家邊組發育陸棚—盆地相灰色、深灰色、黑色泥巖,推測南黃海盆地同樣也發育該沉積相類型的烴源巖。

據下揚子蘇北地區中、古生界海相烴源巖的地化分析資料,下志留統有機質含量較高,高家邊組的暗色泥巖從揭示的有些井(如N4井)來看,有機碳含量高,在0.54%～2.67%之間,瀝青“A”最高達到12 950μg/g,總烴含最高達到5 136 μg/g,有機質類型為II型。推測南黃海盆地下志留統高家邊組烴源巖與下揚子陸區相近,有機質豐度及干酪根類型相對較好。

2.3 下二疊統棲霞組烴源巖

早二疊紀棲霞期是晚古生代以來的最大一次海侵期,普遍沉積了富含筵類、珊瑚、有孔蟲、鈣藻等為主的生物屑灰巖,形成了巖相、厚度穩定的南方巨型碳酸鹽巖。根據下揚子陸上圣科1井沉積特征分析,其主要由深灰色、灰黑色中厚層狀泥晶生屑灰巖、泥晶生屑顆粒灰巖、生屑泥晶灰巖夾黑色薄層泥巖、條帶狀泥質灰巖組成,水平層理、波狀層理發育,石灰巖中富含燧石結核、團塊及條帶。較深水盆地以一套鈣屑濁積巖為主,包括灰黑色、黑色含放射蟲泥質巖、頁巖、硅泥質巖、硅質巖及紋層狀泥灰巖等,為欠補償的饑餓盆地缺氧環境沉積。在南黃海盆地,有兩口鉆井鉆遇該套地層,其巖性主要為暗色泥晶灰巖、泥質灰巖,為開闊臺地相和臺盆相暗色碳酸鹽巖。

據已鉆遇井樣品地化指標分析表明,下二疊統棲霞組灰黑色灰巖TOC含量0.45%～1.52%,平均1.1%;S1+S2含量0.34～1.3 mg/ g,平均0.84 mg/g;瀝青“A”含量平均0.09%;熱解氫指數37.5～152.38,平均69.16(圖3、圖4)。從井上來看,烴源巖干酪根鏡鑒為Ⅲ型,綜合熱解資料,根據碳酸鹽巖烴源巖分類標準(表3),該套烴源巖為較好—好烴源巖(表4)。

圖3 南黃海盆地鉆井鉆遇中、古生界烴源巖綜合評價地化剖面Fig.3 The geochemistry section of Mesozoic-Palaeozoic source rocks which were uncovered by wells in South Yellow Sea Basin

圖4 南黃海盆地某井中、古生界生烴潛力評價Fig.4 Hydrocarbon generation potential evaluation of Mesozoic-Palaeozoic Strata in some wells in South Yellow Sea Basin

2.4 上二疊統龍潭組、大隆組烴源巖

南黃海鉆井揭示,在龍潭組沉積時期,發育沼澤相的煤層和潮坪—瀉湖相的暗色泥巖夾煤層,大隆組為陸棚相、盆地相沉積,其厚層暗色泥巖、頁巖富含有機質,有機質的指標都相對較高。

據鉆井樣品地化指標分析表明,上二疊統龍潭組:鉆井取樣巖性為黑色泥巖,樣品TOC含量0.75%～5.43%,平均1.704%;S1+S2含量0.89～7.79 mg/g,平均3.093 mg/g;瀝青“A”含量平均0.3%;熱解氫指數70.53～411.18,平均148. 25(圖3、圖4)。干酪根類型主要為Ⅲ型,井上烴源巖綜合評價為好烴源巖(表4)。

表4 南黃海盆地鉆井中、古生界烴源巖綜合評價Tab.4 Mesozoic-Palaeozoic source rocks synthetical evaluation in South Yellow Sea Basin

上二疊統大隆組:鉆井取樣巖性為灰黑色泥巖,樣品TOC含量0.92%～3.48%,平均2.077%;S1+S2含量1.29～3.42 mg/g,平均2.71 mg/g;瀝青“A”含量平均0.2%;熱解氫指數78.14～142.62,平均107.28(圖3、圖4)。干酪根類型主要為Ⅲ型,井上烴源巖綜合評價為好烴源巖(表4)。

2.5 下三疊統青龍組烴源巖

三疊紀以碳酸鹽巖沉積為主,廣泛分布于揚子區,巖性有鮞粒灰巖、石灰巖、泥灰巖、頁巖、泥晶灰巖。南黃海盆地鉆井揭示的青龍組見薄層暗色灰巖、泥灰巖和泥巖、頁巖互層。海陸對比性較強,下部陸棚相—盆地相,烴源巖條件較好,上部為臺地碳酸鹽巖相,烴源巖相對較差。

據鉆井地化樣品分析數據,TOC含量0.1%～0.52%,平均0.308%。S1+S2含量0.08～1.18 mg/g,平均0.428 mg/g;瀝青“A”含量平均0.03%;熱解氫指數范圍7.14～204.17,平均97.34(圖2、圖3)。干酪根類型主要為III型,井上烴源巖綜合評價為中等—好烴源巖(表4)。

3 南黃海地區海相中、古生界油氣保存條件評價

油氣保存條件從蓋層、斷層、抬升剝蝕、巖漿活動、生儲蓋組合等因素及其在時間和空間上的組合關系來評價。油氣封蓋保存條件主要取決于蓋層類型與分布、蓋層的封蓋性能、后期構造運動改造的強度。此外,還應考慮時間因素,因為油氣藏形成后總是在不斷擴散散失,當外界地質條件變化時,油氣藏將遭到不同程度破壞,甚至完全消失,已聚集的油氣會再次運移。蓋層和斷層封閉性是影響保存條件的直接因素,后期構造運動則是影響保存條件和油氣藏破壞與散失的根本原因[2]。

在南黃海盆地不同構造單元,影響保存條件的構造、巖漿活動、生儲蓋組合、剝蝕程度、成巖后生和變質作用等因素有很大的差異。下面對不同構造單元(按中、新生界構造區劃)的保存條件進行綜合評價。

3.1 北部坳陷區

北部坳陷區震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二疊統保存有巨厚地層,雖然上二疊統的龍潭組、大隆組、下三疊統的青龍組被剝蝕殆盡,但其上還有侏羅系(?),侏羅系(?)的保存相比諸城凹陷相對局限。之上的白堊系厚度較大,白堊系之上有古近系和新近系,因此該區對中、古生界海相地層上構造層和下構造層的油氣保存是有利的。另外,在北部坳陷南部的青州凹陷區后期的斷層較多,也較活躍,對古生界的內幕油藏的保存有不利影響。

3.2 中部隆起區

中部隆起區從震旦紀到志留紀穩定地接受了大套的沉積,在志留紀末與揚子區的其它地方一樣,遭受了加里東運動的抬升剝蝕作用,缺失了早、中泥盆世的地層。在晚泥盆世至早、中三疊世,都接受了一大套沉積,但在印支運動期,由于受到晚印支運動的影響,該區隆升遭受剝蝕,中、下三疊統被剝蝕殆盡,甚至上二疊統的龍潭組和大隆組煤系地層也被剝蝕完畢。因此在中部隆起區上構造層的保存條件較差。

中部隆起區下構造層的保存條件較好,因為下寒武統幕府山組可以作為震旦系儲層的直接蓋層,下志留統高家邊組可以作為震旦系儲層間接蓋層,也可以作為中、上寒武統和下奧陶統儲集層的直接蓋層。

中部隆起斷裂相對不發育,南黃海盆地南北兩側印支和燕山期的擠壓逆沖作用對其影響較小,燕山期的火山噴發和巖漿侵入活動對中部隆起區的影響也相對較小,因此綜合各因素,認為中部隆起區對中、古生界海相下構造層的油氣保存是有利的。

3.3 南部坳陷區

南部坳陷區震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二疊統保存有巨厚地層,二疊統的龍潭組、大隆組、下三疊統的青龍組均有較好的保存,缺失侏羅紀,白堊系分布局限,古近系、新近系厚度較大。二疊系的龍潭組、大隆組、下三疊統的青龍組的存在對上構造層的油氣保存有利。

其中,在坳陷北部區,切穿大隆組—龍潭組—青龍組灰巖及泥盆系—下二疊統上部地層的斷層比較發育,對海相中、古生界上構造層的油氣保存有不利影響,但對其下構造層影響很小。因此,該區下構造層的油氣保存條件較上構造層好;在坳陷中部區,除了古近紀凹陷的邊界斷裂外,深斷裂較不發育,巖漿活動相對平靜,因此該區海相上構造層和下構造層保存都有利;在坳陷南部區,斷層比較發育,且斷層切到了下古生界,因此,該區的斷裂活動對古生界氣藏的保存有不利的影響。

3.4 勿南沙隆起區

勿南沙隆起區震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二疊統保存有巨厚地層,而上二疊統龍潭組、大隆組、下三疊統青龍組和上三疊統—侏羅系(?)均缺失,白堊系和古近系只在很小范圍內發育,新近系和第四系發育,因此該區對中、古生界海相上構造層的油氣保存是不利的。另外,該區火山活動相對較強烈,對油氣保存也有不利影響。

4 海相中、古生界油氣資源潛力初步評價

整個南黃海地區海相地層所發育的五套烴源巖系,總體上可構成海相下構造層含油氣系統(以下古生界下寒武統幕府山組、下志留統高家邊組為烴源巖)、海相上構造層含油氣系統(以上古生界下二疊統棲霞組、上二疊統龍潭組、大隆組、中生界下三疊統青龍組為烴源巖)二大體系,它們具有不同的油氣資源潛力。

綜合烴源條件和后期保存條件,采用含油氣系統分析及勘探風險評估的trinity軟件對南黃海盆地中、古生界的資源量進行了初步評估,資源量的計算采用排烴量乘以油氣聚集系數得到,即資源量=排烴量×油氣聚集系數。

4.1 油氣聚集系數的選取

中國東部地區新生界第三系斷—拗型盆地均為穩定沉降、半深—深湖相、還原條件下的沉積,烴源巖發育,有機質豐度高、類型好(Ⅰ—Ⅱ型),如渤海灣盆地中的濟陽坳陷(東營凹陷)。這些坳(凹)陷油氣資源豐富,勘探程度高,油氣聚集系數高達30%～55%,一般也達到15%～30%(表5)。

表5 東部盆地油氣排聚系數Tab.5 The coefficient of oil and gas expulsion and accumulation in East Basin

南黃海盆地海相中、古生代經歷的構造運動比新生代第三紀斷—拗型盆地要復雜得多,對油氣的后期保存相比于新生代盆地會更為不利,根據目前對南黃海盆地中、古生界各個構造單元的烴源條件和后期保存條件優劣的認識,綜合確定了各構造單元的油氣聚集系數的取值(表6)。

表6 南黃海盆地中、古生界油氣聚集系數選取值Tab.6 The coefficient of oil and gas accumulation of Mesozoic-Palaeozoic strata in South Yellow Sea Basin

4.2 中、古生界油氣資源量計算

根據盆地模擬油氣排烴量結果,結合各構造單元的油氣聚集系數,可以計算得到南黃海盆地海相下構造層和海相上構造層的資源量規模和分布,如表7和表8。

表7 海相下構造層烴源巖油氣資源量計算結果Tab.7 The oil and gas resources calculation result of source rocks in lower structure layer

表8 海相上構造層烴源巖油氣資源量計算結果Tab.8 The oil and gas resources calculation result of source rocks in upper structure layer

4.3 海相中、古生界油氣資源潛力評價

油氣資源量計算結果表明,海相下構造層烴源巖油氣資源量為石油8.82×108t,天然氣18.31×108t(油當量),油氣資源總量為27.12× 108t,主要分布在下古淮安—中部隆起,其次是下古蘇北—南部坳陷。海相上構造層烴源巖油氣資源量為石油0.63×108t,天然氣7.61×108t(油當量),油氣資源總量為8.25×108t,區域上主要分布在上古南京—南部坳陷。縱向上,油氣資源量主要來源于下二疊統棲霞組和上二疊統龍潭組、大隆組烴源巖。

可見,整個南黃海盆地海相中、古生界總的油氣資源量較大,為35.37×108t,其中,石油為9.45×108t,天然氣為25.92×108t(油當量),主要來源于海相下構造層烴源巖。

5 油氣勘探有利區評價

5.1 海相下構造層油氣勘探有利區

從海相下構造層烴源巖的分布來看,烴源巖在全區均有分布,根據烴源巖的排烴模擬結果,下構造層烴源巖在下古淮安—中部隆起、下古蘇北—南部坳陷和下古開山島—北部坳陷排烴量大,可以提供豐富的油氣資源。在儲層條件方面,兩坳陷下構造層埋藏深,可能對油氣儲集不利,而兩隆起區的下構造層埋藏相對適中,有利儲集。在蓋層條件方面,下古淮安—中部隆起為加里東期形成的繼承性古隆起,志留系高家邊組蓋層保存完整[3]。從構造上來看,下古淮安—中部隆起構造定型期與下構造層二次生烴期匹配較好。從保存條件來看,下古淮安—中部隆起構造改造強度弱,區域蓋層分布穩定,具備較好的保存條件。從油氣運移的方向來看,下古淮安—中部隆起除了自身下構造層提供的油氣源外,南北兩側的坳陷也可以提供豐富的油氣資源。下古泰州—勿南沙隆起自身下構造層烴源較少,但其北部的下古蘇北—南部坳陷可以提供下構造層烴源。因此,海相下構造層含油氣系統的有利油氣聚集區為下古淮安—中部隆起和下古蘇北—南部坳陷,下古泰州—勿南沙隆起次之(圖5)。

圖5 海相下構造層含油氣系統有利油氣聚集區評價圖Fig.5 The evaluation of oil and gas favorable accumulation area of lower structure layer hydrocarbon system

5.2 海相上構造層油氣勘探有利區

從海相上構造層烴源巖的分布來看,最有利的烴源巖上二疊統和下三疊統在南黃海上古阜寧—北部坳陷東邊零星分布,在上古南京—南部坳陷和上古上海—勿南沙隆起除局部凸起遭受剝蝕外,基本連片分布,在上古大豐—中部隆起缺失。根據烴源巖的排烴史模擬結果,海相上構造層烴源巖在上古南京—南部坳陷排烴量最大,可以提供豐富的油氣資源,而在上古上海—勿南沙隆起由于烴源巖成熟度太低,基本不排烴。從儲層條件來看,上古南京—南部坳陷發育的臺地相、灘相儲層及溶蝕孔洞、裂縫是油氣儲集的較好空間。從蓋層條件來看,上古南京—南部坳陷和上古上海—勿南沙隆起發育龍潭組—大隆組泥巖蓋層,特別是上部大隆組海相泥巖段巖性較穩定,可以作為良好的區域蓋層。從油氣運移方向來看,上古南京—南部坳陷上構造層的油氣源除可以為自身有利構造提供烴源外,還可以向上古上海—勿南沙隆起運移。可見,海相上構造層含油氣系統的有利油氣聚集區為上古南京—南部坳陷,上古上海—勿南沙隆起次之(圖6)。

圖6 海相上構造層含油氣系統有利油氣聚集區評價圖Fig.6 The evaluation of oil and gas favorable accumulation area of upper structure layer hydrocarbon system

結合南黃海盆地中、古生界海相下構造層和海相上構造層兩套含油氣系統的油氣資源潛力和有利油氣聚集區評價,可以對整個南黃海盆地海相油氣資源勘探有利區進行初步的研究。

海相地層油氣資源總量為35.37×108t,且在縱向上,油氣資源主要來自海相下構造層烴源巖系,在平面上,主要分布于南部坳陷。通過對南黃海兩套含油氣系統的有利油氣聚集區分析,可以看出,中部隆起區南部、南部坳陷、勿南沙隆起區北部為海相上構造層和下構造層兩套含油氣系統油氣運聚范圍的疊置區域,為南黃海盆地Ⅰ類油氣勘探有利區(圖7);中部隆起區中北部、勿南沙隆起區中南部為海相下構造層含油氣系統油氣運聚范圍,屬于南黃海盆地Ⅱ類油氣勘探有利區。

圖7 南黃海盆地油氣資源有利區綜合評價圖Fig.7 The synthetical evaluation of favorable oil and gas accumulation area in South Yellow Sea Basin

6 結論

(1)南黃海中、古生界海相盆地發育五套烴源條件好的烴源巖系。南黃海盆地發育五套海相烴源巖層,其中,海相下構造層下寒武統幕府山組、下志留統高家邊組和海相上構造層下二疊統棲霞組烴源巖在全區均有分布,而海相上構造層上二疊統龍潭組、大隆組和下三疊統青龍組烴源巖主要分布在南部坳陷和勿南沙隆起區。

研究區海相下構造層烴源巖據下揚子陸區資料推測為好的烴源巖;海相上構造層棲霞組、龍潭組、大隆組烴源巖據鉆井和沉積相資料推測為好的烴源巖;海相上構造層青龍組烴源巖據鉆井和沉積相資料推測為中等—好的烴源巖。

研究區海相下構造層主要的生烴凹陷位于南部坳陷和中部隆起區,海相上構造層烴源巖的生烴凹陷主要位于南部坳陷區。

(2)南黃海中、古生界海相盆地油氣資源潛力較大。南黃海盆地海相地層具有較大的油氣資源潛力,油氣資源總量為35.37×108t。在縱向上,油氣資源主要來自海相下構造層烴源巖系,在平面上,主要分布于南部坳陷。

(3)南黃海中、古生界海相盆地存在有利油氣勘探區。南黃海盆地海相油氣資源綜合評價認為:盆地存在兩類油氣資源勘探有利區,其中,Ⅰ類區位于中部隆起區南部、南部坳陷區和勿南沙隆起區北部;Ⅱ類區位于中部隆起區中北部和勿南沙隆起區中南部。

[1]王嘹亮,易海,姚永堅,等.南黃海海域沉積特征[M].北京:海洋出版社,2003:90-99.

[2]陳溥鶴,徐克定,穆日孔,等.下揚子地區中、古生界海相地層油氣富集與保存條件研究[R].浙江石油地質研究所(內部成果),1987.

[3]馬永生,郭彤樓,付孝悅,等.中國南黃海石油地質基本特征及勘探潛力分析[C].杭州會議論文集(內部成果),2002.

Hydrocarbon resources potential study in Mesozoic-Palaeozoic marine strata in the South Yellow Sea Basin

Hu Fen
(Institute of SINOPEC Shanghai Offshore Oil&Gas Company,Shanghai200120)

Hydrocarbon resources condition and later stage reservation condition of Mesozoic-Palaeozoic marine strata were studied in the South Yellow Sea Basin.On the basis of this study,basin modeling means was used referring to the study of the predecessors to simulate hydrocarbon expelling history of marine source rocks and calculate the oil and gas resources,and the hydrocarbon resources potential was also evaluated.At the same time,the favorable accumulation area was forecast through the pool-forming conditions study of the two marine petroleum systems of upper structural layer and lower structural layer,and then favorable exploration areas in the South Yellow Sea Basin was pointed out,which provided basis for next exploration.The results showed that in the South Yellow Sea Basin,source rocksof lower structural layer and Qixia,Longtan-Dalong Group of upper structural layer are presumed to be good source rocks,and Qinglong Group of upper layer is presumed to be middle-good source rocks.Total amount of oil and gas resources in marine strata of the South Yellow Sea Basin is 3.537 billion tons,of which,in the vertical,oil and gas resources are mainly from source rocks of the lower structural layer,and in the plane,oil and gas resources are mainly distributed in the southern depression.There are two types of favorable oil and gas exploration area in the marine strata,in which the most favorable area is located in south of the central uplift,southern depression area and north of Wunansha uplift.

Mesozoic-Palaeozoic;hydrocarbon resources condition;reservation condition;basin modeling;hydrocarbon resources potential.

book=3,ebook=102

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.001

1008-2336(2010)03-0001-09

2010-04-20;改回日期:2010-05-12

胡芬,1980年生,女,工程師,碩士,石油地質專業,現主要從事油氣地質綜合研究。E-mail:beibeifen.hu@163.com。