0 引言

位于下扬子块体主体部位的南黄海盆地是在前震旦纪克拉通基础上发育的大型含油气盆地，盆地北部以连云港—千里岩断裂与苏鲁造山带和中朝块体相连，南以江山—绍兴断裂带(江绍断裂)与华南块体相接，东与朝鲜半岛的京畿块体相连，西与苏北盆地连为整体，又称苏北—南黄海盆地(图 1)，为中、古生代海相与中、新生代陆相的多旋回叠合盆地^[1]。

南黄海盆地油气勘探始于上世纪70年代，前期的勘探目标主要集中在陆相中、新生界。前人在此进行了大量的地球物理调查和地质研究工作，并在坳陷区实施了钻探，虽然未获得工业性油气发现，但基本查明了陆相中、新生界分布和油气生、储、盖特征^[2]。本世纪初开始，受中国油气资源“二次创业”建议^[3]和我国南方海相碳酸盐岩油气勘探重大突破^[4]的启示，南黄海油气勘探目标转到了中、古生代海相残留盆地，研究人员开展了新一轮的海上调查工作，同时在地震勘探技术^[5]、油气地质条件^[6]等方面进行了大量的研究工作，得出了南黄海盆地分布着面积广泛的中、古生代海相碳酸盐岩及碎屑岩地层，以及尽管后期强烈的构造运动对油气成藏系统进行了多次改造，仍会以残留盆地的形式保留下大量的油气资源^[7-8]等结论。

虽然南黄海具有良好的油气勘探前景，但历经了50余年的勘探和研究，仍没有获得工业性油气发现，且海相残留盆地油气勘探调查中还面临诸多难题。在西太平洋和欧亚两大活动板块相互作用的背景下，残留盆地地质演化时间长、埋深大，遭受了多期构造运动的改造作用，地质构造复杂，造就了复杂的成盆、成藏动力学背景与多期聚集与破坏特征，造成了地球物理勘探困难、生烃潜力不清、油气分布规律不明、主力成藏期众说纷纭等问题，制约了海相油气勘探的进程。本文在总结南黄海海相油气勘探前景的基础上，分析了目前面临的主要勘探难题，提出了下一步的工作对策。

1 海相油气勘探前景 1.1 海相地层齐全、分布范围大

区域地质研究^[8]表明，南黄海不仅是扬子块体在海域的延伸，而且是下扬子的主体(图 1)。根据前期的地震及钻井资料^[2]认为，海相残余地层只分布在勿南沙隆起和南部坳陷，中部隆起和北部坳陷在印支运动剥蚀面以下为空白反射地震相、无层状反射特征，加之钻井的深度有限，未钻遇海相残余地层，一般推测为不存在海相残余地层。2005年开始的新一轮油气地质调查工作，通过地震勘探技术方法攻关，在中部隆起和北部坳陷区的地震剖面上，获得了印支运动剥蚀面以下地层有效地震反射^[9]，特别是“大陆架科学钻探”项目在中部隆起实施的CSDP-2全取心科学钻井，在新近系之下分别钻遇了三叠系青龙组、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系，证实了中部隆起广泛发育中、古生代海相地层^[10-11]。虽然北部坳陷没有钻井揭示海相地层，但通过最新的多道地震资料和OBS(oceanbottom seismometer，海底地震仪)资料^[12]及地震、重力、磁力联合反演结果推断分析，北部坳陷大范围发育中、古生代海相地层^[13-14]，表明中、古生代海相地层的在南黄海分布范围大于中、新生代陆相含油气地层，厚度较大，一般在4~10 km。

根据钻井及地震资料解释，结合邻区露头资料分析推测，该海域内的变质基底为太古宇元古宇变质岩系，其上为震旦系冰碛岩、浅海相砂泥岩，寒武系盆地相-台缘斜坡相泥质岩，奥陶系浅海陆棚相碳酸盐岩和志留系中、下统盆地相黑色页岩^[15-16]；缺失志留系上统和泥盆系中、下统，不整合面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，二叠系台地碳酸盐岩至沼泽相煤系地层；其上为印支期的三叠系碳酸盐岩和砂泥岩沉积，此后沉积环境由海相转为陆相。印支构造面及下伏海相地层的岩性特征及生储盖组合见图 2。

1.2 海区构造变形较苏北盆地弱

目前南黄海海域共有8口钻井钻遇中、古生代海相地层，其中CZ12-1-1A井见到石炭纪地层倒转及重叠情况，初步证明了南黄海海相残留盆地的构造变形特征。但是，这些钻井的控制区域有限，其中5口钻井分布在南部坳陷的北部和西部区域，此外在北部坳陷、中部隆起和勿南沙隆起各有1口钻井；而且，这些钻井的钻探深度较浅、揭露的地层较少，只有中部隆起的CSDP-2井钻达奥陶系，而前期的7口钻井中，3口钻井(Kachi-1井、CZ24-1-1井和WX4-2-1井)仅钻达三叠系青龙组，4口钻井(WX5-ST1井、WX13-3-1井、CZ12-1-1A井以及CZ35-2-1井)钻遇二叠系—石炭系^[16]。因此，仅依靠钻井资料分析海相残留盆地构造变形情况，还存在较大的局限性。

在区域地质构造演化背景下，南黄海盆地位于下扬子块体的主体部位(图 1)，远离构造变形强烈的边缘区域，部分地区古生界构造条件优于苏北盆地^[17-18]。对近年来新获得的二维多道地震剖面解释研究后发现，南黄海海相残留盆地主体特点是上、下古生界构造变形不协调：上古生界构造变形强烈，下古生界构造变形较弱、地层保存较全；靠近千里岩隆起的区域构造变形强烈，位于中央部位的中部隆起构造变形较弱(图 3)。因此，多位研究者^{[7, 19-21]}认为，与下扬子陆域相比，尽管同样受到早期逆冲断层和晚期正断层的切割改造，但南黄海盆地整体变形改造强度弱于苏北盆地，尤其是盆地中央区域发育较为宽缓的褶皱，且稳定块体的发育面积较大。

虽然南黄海盆地与苏北盆地具有相同的盆地结构和演化历史，但由于南黄海盆地处于下扬子块体的主体部位，使之在印支运动以来的中—新生代构造变格与成盆阶段受到的构造运动作用的影响弱于苏北盆地，其构造稳定性更好，地层的变形较弱；特别在远离块体边界的中部隆起和南部坳陷，一般发育较为平缓的褶皱(图 3)，断层的活动规模较小，平面上欠发育，断裂的活动性较弱，构造相对简单，因此，南黄海盆地更有利于海相地层油气成藏及保存。

1.3 发育多套烃源岩

通过对南黄海海域及苏北地区的钻探取心样品的测试分析后认为，海相残留盆地发育寒武统幕府山组、下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭—大隆组、下三叠统青龙组共4套烃源岩，有机质丰度高、类型好，热演化程度高、生烃较好^{[11, 22-26]}。胡芬等^[23-24]据此运用盆地模拟手段，对海相地层烃源岩的排烃史进行了模拟，经计算盆地海相地层具有一定的油气资源潜力，油气资源总量为35.37×10⁸ t；且在纵向上油气资源主要来自海相下构造层烃源岩系，在平面上主要分布于南部坳陷，盆地海相地层存在两类油气资源勘探有利区，其中，最有利区位于中部隆起区南部、南部坳陷区和勿南沙隆起区北部。

中部隆起上全取心科学钻井CSDP-2井岩心油气地球化学测试与研究^[11]表明：南黄海盆地在中、古生代共经历了6次较大规模的海侵—海退，由海向陆方向发育完整的浅海陆棚—障壁海岸—三角洲沉积体系且充填了浅水内陆棚、镶边碳酸盐岩台地及潮坪—泻湖和三角洲前缘等连续的沉积演化序列^[11]；发育倾油型的青龙组上段灰岩、上奥陶统—下志留统上部泥岩、油气型的石炭系中—上部灰岩3套有效烃源岩，生气为主的有效烃源岩主要为大隆—龙潭组泥岩和碳质泥岩、栖霞组上部富含碳质的臭灰岩、石炭系中—下部灰岩和底部碳质泥岩。目前钻井揭示的中、古生界总生烃强度是(20. 761 9~31. 283 9)×10⁸ m³/km²，与国内外大中型气田分布区域的生气强度相当。其中，油源岩的总生油强度为(23. 076~55. 300) ×10⁴ t/km²，气源岩的总生气强度为(16. 252 3~25. 753 9) ×10⁸ m³/km²；同时，烃源岩的总生气强度是生油强度的4~5倍，碎屑岩的生烃强度是灰岩的2倍以上。巨大的生烃强度和多源层供烃为形成大—中型的油气聚集和成藏提供了充分的物质基础^[27]。CSDP-2井的钻探表明，丰富的烃类物质基础、7个全烃、荧光高幅上升段及累计40余处油浸、油斑等直接油气显示，彰显了南黄海中—古生界海相地层存在着巨大的油气勘探潜力^{[11, 27]}。

另外，李皓月等^[28]对苏北盆地的中、古生界有利海相沉积相带和烃源岩厚度分布及地球化学特征分析研究后认为，苏北—南黄海盆地海相烃源岩沿北东向展布，并存在多个烃源岩发育中心，总体上烃源岩向海域具有更发育的趋势。说明南黄海盆地具有比苏北盆地更优越的油气资源潜力。

1.4 海相中、古生界储层较为发育

通过对陆上苏北地区和南黄海海区钻井样品的分析和沉积相研究认为，南黄海海相中、古生界储层较为发育，储层类型以碳酸盐岩储层为主，碎屑岩储层次之。其中，海相中、古生界地台型碳酸盐岩普遍致密，只在局部层段发育储层，主要发育白云岩孔隙储层、礁滩相储层、风化壳储层和裂隙储层^{[16, 29]}。

位于南黄海盆地南部坳陷的WX5-ST1井在2 305~2 315 m下三叠统青龙组井段发现了1层10 m厚的高孔高渗白云岩储层，有效孔隙度6%~8%，属优质储层，且该井普遍见到鲕粒亮晶灰岩和团粒亮晶灰岩；说明青龙组确实存在与川东北三叠系类似的形成好储层的潜在能力，CZ12-1-1A井发育礁滩相石炭系生物碎屑灰岩储层，厚度大于100 m^[30]。

南黄海海域钻遇了两套风化壳，分别为印支面风化壳和海西面风化壳。所有钻遇中、古生界海相碳酸盐岩地层的6口井都见到了印支面风化壳，其中CZ35-2-1井青龙组顶面和CZ12-1-1A井黄龙组顶面风化壳层位孔隙发育，钻进过程中泥浆漏失严重。在CZ35-2-1井还发现了海西面风化壳^[30]。

CSDP-2井的岩心测试与测井资料分析表明：灰岩储层主要发育在石炭系，二叠系和三叠系青龙组灰岩储层欠发育；砂岩储层发育在泥盆系、志留系和二叠系。区域油气地质对比推测，南黄海发育震旦系、寒武系、奥陶系、志留系和泥盆系储层。鉴于四川盆地威远地区见到了震旦纪白云岩孔隙性储层，下扬子苏北盆地也发育了该套储层，推测南黄海可能发育该套白云岩孔隙性储层^[20]。苏北盆地的钻井揭示，碎屑岩储层主要发育于中志留统、上泥盆统及二叠系龙潭组，推测该层段也是南黄海非常重要的碎屑岩储层^[24]。

1.5 区域性盖层发育

根据海陆对比及钻探资料分析，认为南黄海共发育下寒武统、下志留统、上二叠统龙潭—大隆组、下三叠统4套海相盖层，其中下寒武统、下志留统、下三叠统为区域性盖层，上二叠统龙潭—大隆组为局部盖层^[28]。但南黄海仅钻遇了上二叠统龙潭—大隆组和下三叠统2套盖层，且盖层以泥质岩为主，其次为蒸发岩和致密碳酸盐岩。苏北盆地钻探揭示，泥质岩盖层以下志留统高家边组和上二叠统龙潭—大隆组泥岩为代表^[28]。

综上所述，南黄海海相残留盆地区域生、储、盖组合配置较好，具有良好的油气勘探前景。

2 海相油气勘探主要难题 2.1 原生油气散失严重，二次生烃潜力不清

南黄海海相地层存在多套烃源岩，但由于钻井少且揭示的地层不全，对海相烃源岩的生烃潜力研究深度不够，大部分采用与苏北盆地类比的方式进行。苏北盆地钻探揭示：下古生界烃源岩的类型以Ⅰ型为主，其热演化程度已达高熟—过熟阶段，R_o(镜质体反射率)为1.62%~4.31%，平均2.00%左右；上古生界和三叠系烃源岩的有机质类型多为Ⅱ型，热演化程度还处在成熟—高成熟阶段，R_o为0.92%~2.28%，平均1.50%左右^[25-26]。

谭思哲等^[31]对典型钻井剖面的孢粉及沉积有机屑进行系统分析的结果表明：栖霞组为缺氧远陆架沉积环境，是烃源岩形成的有利环境；大隆组为缺氧和少氧的陆架环境，也较有利于烃源岩的形成，但生烃潜力较栖霞组差；龙潭组煤质型有机质较为丰富，为充氧的陆架区，不利于富氢烃源岩的形成。

南黄海盆地属于典型的叠合盆地，其形成过程中经历了多期多幕构造运动的叠加改造，原型盆地良好的静态油气保存条件受到不同程度的改造或破坏^[16]。特别在加里东运动作用下，中—古生界逆冲和逆掩断层断裂发育，晚三叠世—中侏罗世期间受扬子块体南北两侧挤压作用的影响，南黄海盆地长期处于整体隆升状态，上二叠统—下三叠统受到不同程度的剥蚀作用甚至局部缺失^[19]，原生油气散失严重，盆地是否存在残留的原生油气藏目前尚不清楚。虽然海相烃源岩晚期生烃已被朱家墩气田勘探实践所证实^[32]，也有测试结果认为，经过一次生烃的样品在二次生烃时，在不高于一次生烃经历的古温度就有烃类生成，表现了二次生烃作用起步更快的特征，而且经历二次生烃的烃源岩，其2次累计的生烃量比连续生烃的量大^[33]；但是，对海相二次生烃的烃源岩(有效烃源岩)认定标准目前仍众说纷纭^[34]，这些都直接影响对南黄海油气前景的评价。

2.2 油气分布规律不明

迄今为止，南黄海海区还未发现碳酸盐岩油气藏，前人对油气分布规律的研究多采用与苏北盆地或与中、上扬子海相碳酸盐岩油气藏做类比，以推测南黄海海区碳酸盐岩油气分布规律和生、储、盖组合。

王连进等^[35]在分析了南黄海前第三系油气地质特征后认为，南黄海盆地经历了多次构造变动和多个沉积旋回之后，区域上形成了下寒武统—下志留统、下志留统—下三叠统青龙组、上二叠统龙潭—大隆组和上白垩统泰州组4套含油气生、储、盖组合；徐旭辉等^[19]通过对扬子地区中、新生代历次构造变革对海相中、古生界的改造特征及其主要油气成藏类型，以及南黄海盆地的构造特点等进行分析后认为，中部隆起—南部坳陷区可能发育有类似苏北黄桥地区的海相原生残留型油气藏，北部坳陷有可能形成类似苏南句容地区的重建型油气藏，勿南沙隆起海相中、古生界应以发育原生破坏型古油藏为主；王明健等^[36]通过对南部坳陷晚古生代以来的构造演化过程研究认为，二叠系烃源岩生成的油气主要通过断裂和不整合面向周围圈闭运移，油气分布规律主要存在“自生自储”“古生中储”和“古生新储”3种类型；侯方辉等^[13]在总结前人对古潜山研究的基础上，结合南黄海新近采集的二维地震剖面，对该地区古潜山类型进行了系统划分，并对典型古潜山的构造特征及生储盖匹配关系进行了初步描述，认为南黄海古生界和中生界古潜山数量众多，规模较大，是南黄海地区实现油气突破的一种重要油气藏类型。

上述认识孰是孰非，需要进一步的钻探给予验证。

2.3 主力成藏期众说纷纭

南黄海中、古生代海相残留盆地属多旋回叠合盆地，在其生成发展以及其后多次改造过程中，地层多次抬升、沉降，盆地原型已不复存在，其多构造层系叠合、多期次油气生成聚集与调整改造使油气藏分布格局复杂化，使得盆地具有多期生烃、多期成藏与多种成藏模式的特征，油气成藏的空间层次、期次和相态的复杂性大大增加，造成对主力油气成藏期的认识难度加大。

蔡东升等^[37]认为，南黄海中、古生界海相烃源岩含油气系统的勘探前景将主要取决于该区二叠系烃源岩新生代以来“二次或再次生烃，晚期成藏”的潜力。陈安定等^[38]认为，江苏下扬子区海相中、古生界烃源岩“晚期生烃”系指晚白垩世至第三纪时期构造活动相对减弱条件下新盆地叠加引起的增熟生烃；燕山早、中期，本区因遭受强烈挤压对原有油气藏破坏严重，而现今查明的圈闭多数又是在这一时期形成。以此推测，南黄海海相油气的晚期成藏应在晚白垩世—第三纪时期构造活动相对减弱时期。

戴春山等^[8]通过对南黄海南部坳陷下三叠统青龙组、上二叠统大隆—龙潭组的埋藏史和生烃史模拟研究后认为，大隆—龙潭组存在二次生烃过程和高峰期，一次在早三叠纪末期，另一次在阜宁组末到现今。据此推测，南部坳陷可能存在不同的成藏期。

由于南黄海海相原型盆地遭受多期构造运动的破坏，难于揭示其清晰的构造面貌，因此首次生烃的主力成藏期基本不能认定。二次生烃之后，主力成藏期应在构造活动相对减弱时期，具体的成藏期次还需要进行大量的调查和研究工作。

三叠系青龙组地层剥蚀量对海相油气成藏的影响最大。通过对CSDP-2井资料结合地震资料分析，整个南黄海地区地震剖面上观测到的三叠系厚度为0~2 200 m^{[11, 22, 27]}。图 4是南黄海中部隆起CSDP-2井油气成藏配置关系图，从图 4可看出：该井处三叠系剥蚀严重，剥蚀量较大；古生界深部以下寒武统幕府山组为烃源岩，震旦系灯影组、中—上寒武统、下—中奥陶统碳酸盐岩为储层，奥陶系五峰组和志留系高家边组为区域盖层形成的生、储、盖组合；幕府山组为烃源岩于奥陶世末有机质开始成熟生油，志留世末进入生油高峰，二叠世末进入生气高峰；圈闭主要形成于加里东期，在奥陶纪—志留纪油充注和二叠纪气充注后，虽然经历了印支—早燕山期的油气破坏和改造过程，但因储层埋藏较深，现残存的基本为气藏。

2.4 地球物理勘探困难

南黄海海相残留盆地构造复杂、地层横向非均质性强，地球物理场复杂多变，海相碳酸盐岩目标层地震资料成像品质差，重力、磁力资料反演多解性问题突出，影响了对地质构造与地层分布及油气成藏特征的正确认识，制约了油气勘探的进程，是南黄海海相油气勘探长期不能突破的主要原因之一。

在复杂构造背景下，影响重力场、磁力场异常的因素较多，目前还缺乏针对海相残留盆地分布格局、空间结构与内幕构造的重力、磁力反演与解释的新方法与新技术，反演结果精度低，造成多种解释方案并存并难以反映局部构造特征。同时，在浅水区应用可控源大地电磁技术(CSEM)评价海底油气藏，因存在分离空气波与经海底油气层反射和折射电磁波的技术瓶颈，目前还不能有效应用^[39]。

在地震勘探方面存在的关键问题是，海相构造层逆掩断裂与复杂地质体发育，地震波场复杂，严重偏离了建立在水平层状连续介质之上的地震勘探理论基础，使之难以做到对目标层段的清晰成像；另外，地震资料采集环境恶劣，各种干扰波发育，强反射界面对地震波的阻滞、目标层段反射能量微弱等因素叠合作用，也是造成地震资料品质差的重要原因。虽然前人从岩石物理性质、地震反射特征、资料采集与成像处理等方面开展了大量的攻关研究与海上试验工作，在中部隆起与北部坳陷获得了海相地层的有效反射，地震资料的成像品质在逐步提高；但仍不能满足海相油气目标层段勘探评价的需要，面对复杂的勘探地质体和恶劣的地震地质条件，未来还要进行大量的理论与方法攻关研究工作。

3 勘探对策

对比中国陆地海相碳酸盐岩层系油气勘探存在的问题^[40-42]，南黄海海相碳酸盐岩油气勘探除了存在与其相同的石油地质问题外，也在地球物理勘探方面存在特殊性。针对海相碳酸盐岩层系油气勘探的主要问题，地质与地球物理学家们进行了大量的研究工作，提出了许多前瞻性的建议^{[3-4, 42-43]}，为我们指明了努力的方向。借鉴这些研究成果，针对南黄海海相碳酸盐岩油气勘探的主要问题，提出如下勘探对策建议。

3.1 开展油气地质条件的理论创新和攻关研究工作

鉴于与陆上碳酸盐岩层系的油气勘探具有相似油气地质条件的研究难题，按着刘光鼎、金之钧二位院士^[40-42]的建议，围绕“多期构造活动背景下海相碳酸盐岩层系油气聚散机理与富集规律”核心科学问题，着重开展在西太平洋和欧亚两大活动板块相互作用背景下的油气地质条件理论创新和综合地球物理勘探技术方法攻关研究工作，客观地研究南黄海海相碳酸盐岩油气地质规律，评价油气资源前景。

3.2 以重点区块的攻关突破带动区域勘探

针对二次生烃潜力不清、油气分布规律不明和主力成藏期众说纷纭的问题，建议以构造变形较弱、油气保存条件较好的中部隆起未重点勘探区块为主，在实施三维地震调查落实有利构造圈闭的基础上，开展全取心科学钻探，力争取得重大油气发现。对取心样品进行油气地球化学测试和实验模拟工作，研究二次生烃的机理和潜力。通过解剖重点区块的构造演化过程和油气保存条件，分析油气分布规律和主力成藏期。在重点突破的基础上，开展区域勘探。

3.3 加强地球物理勘探技术方法创新研究和海上试验

目前的地球物理探测方法对类似南黄海海相碳酸盐岩复杂地质体适用性差，勘探精度低。因此，必须加强地球物理勘探技术方法的创新研究和海上试验构造，以期获得高精度的地球物理勘探成果，为南黄海海相碳酸盐岩油气地质条件研究提供高品质的基础资料。否则，南黄海海相碳酸盐岩油气地质条件的研究将成为“缘木求鱼”。建议在如下方面开展攻关研究工作。

1) 重新审视地震勘探部署、创新地震勘探思路

目前，南黄海海相碳酸盐岩的地震勘探基本上还按着区域二维勘探的常规部署开展，而复杂地质体是三维空间的地质问题，二维地震勘探难以做到对复杂地质体有效而准确的成像，这也是南黄海地震勘探效果不佳的重要原因之一。因此，针对复杂地质体的地震勘探，必须更新地震勘探思路，改变地震勘探部署方案，以“两宽三高(宽方位角、宽频带、高分辨率、高密度、高覆盖)”的勘探理念，部署海上地震勘探工作。同时，大力推进“立体+三维”地震勘探，先行开展“双船立体宽线+OBS”勘探技术方法攻关研究和海上试验工作，以获得对复杂地质体的三维精确地震成像。

2) 创新性采用地震资料成像处理新技术

针对复杂的地质构造背景和恶劣的地震地质条件，地震成像处理难度极大，必须转变观念，创新成像处理思路，探索针对性的地震资料成像处理技术方法。在继续坚持基于各向异性的叠前偏移成像技术方法攻关试验的同时，结合“立体+三维”采集试验数据，创新性地开展广角地震反射波成像、折射波+反射波联合成像和立体三维地震成像等新技术方法的攻关研究和试验工作，以达到充分利用地震信息、实现对复杂目标体高品质成像的目的。

4 结语

南黄海海域的中、古生代海相碳酸盐岩地层分布广、埋藏深、厚度大，油气前景广阔。在多期构造运动的改造作用下，地震地质、油气地质条件复杂，生烃潜力不清、成藏类型及主力成藏期不明等关键理论和技术难题制约了油气勘探的进程。因此，必须更新观念，在坚持地球物理勘探、油气地质研究和钻探工作的同时，着重开展针对性的理论和技术创新应用研究和试验工作，开创南黄海海相碳酸盐岩层系油气勘探的新局面。