2. 青岛海洋科学与技术试点国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室, 山东 青岛 266237;
3. 中国地质调查局青岛海洋地质研究所, 山东 青岛 266071;
4. 中国石化胜利油田分公司, 山东 东营 257000
2. Laboratory for Marine Mineral Resources, Pilot National Laboratory for Marine Science and Technology(Qingdao), Qingdao 266237, Shandong, China;
3. Qingdao Institute of Marine Geology, China Geological Survey, Qingdao 266071, Shandong, China;
4. Shengli Oilfield, SINOPEC, Dongying 257000, Shandong, China
0 引言
南黄海盆地地处下扬子板块主体，与陆上苏北盆地具有相似的地质结构和演化历史[1-2]。盆内发育有寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二叠系和三叠系等巨厚的中、古生代海相地层[3-4]，且构造变形相对较弱，海相地层较之陆域苏北盆地保存更完整[5]。自1961年开始，南黄海盆地虽历经自主普查勘探、对外合作勘探、战略选区补充调查和海相中—古生界油气调查等多个油气勘探阶段[6]，但至今仍为中国海域唯一未发现工业油气的大型叠合盆地[6-7]。南黄海盆地迄今共完钻27口探井，是中国海域钻井密度最低的勘探区[7]。众多学者通过地质、地球化学等多方面研究认为，南黄海盆地油气资源前景广阔[3, 8-9]，中—古生界海相油气总资源量达(27.50~35.37)×108 t[8, 10]，尤以中部隆起为最有利勘探目标[8, 11]。这也得到了CSDP-2井的有力印证，在研究区内首次发现了多层段、多级别、多类型的油气显示[12-16]。
由于钻井密度和深度的远远不足，以及灰岩地层弱地震响应等因素，目前在南黄海盆地中—古生界海相油气勘查中仍存在诸多问题：1)有关南黄海古生代以来的构造演化存在不同观点，致使构造作用对海相油气藏保存、改造的影响有待深入研究[2, 17-18]；2)针对研究区烃源岩的评价多局限在定性阶段，尚未量化烃源岩的生、排烃特征，导致针对有效烃源岩和资源潜力的认识存在偏颇[5, 8, 19]；3)缺乏对南黄海中—古生界储集层特征及主控因素的系统研究，尚无学者提出有效储集层的评价标准，导致油气勘探缺乏针对性[20-22]；4)限于较低的样品数量，针对区内多套盖层封盖性能的评价较为匮乏，建立的生储盖组合可信度不足[21, 23-24]。
笔者认为，在上述问题中，有效烃源岩是油气生成的物质基础，有效储集层是油气勘探的目标靶区，这两方面已然成为制约南黄海海相油气勘探的关键瓶颈。2016年CSDP-2井完钻后，“大陆架科学钻探”项目组再次踏上了南黄海海相油气勘探的新征程，已确认研究区发育下三叠统青龙组(T1q)、中—上二叠统大隆组-龙潭组(P2-3d-l)、中—下二叠统孤峰组-栖霞组(P1-2g-q)和下志留统高家边组(S1g)底部共4套烃源岩层，以及中—上二叠统大隆组-龙潭组、上泥盆统五通群(D3W)和下志留统坟头组-茅山组(S1f-m)3套储集层[12, 14-16, 25]。在充分利用已有地质、地球化学资料的基础上，本文将油源对比与盆地模拟有机结合，进一步明确了4套烃源岩的生、排烃特征和生、储、盖等油气成藏条件，建立了中—古生界海相地层“四源三储、多期充注”的油气成藏模式，以期为推动南黄海海相油气勘查提供科技支撑。
1 区域地质背景南黄海盆地是发育在前震旦纪基底之上的海相中—古生界与陆相中—新生界多旋回叠合盆地，其海相油气勘探前景备受国内油气地质学家关注[3, 5, 18, 26]。盆地作为下扬子板块向海域的自然延伸，西南部与陆上苏北盆地相连，合称苏北-南黄海盆地；西北部则以郯庐断裂带为界与华北板块相邻。另外，盆地北依苏鲁—临津江造山带和千里岩断裂，南抵江绍断裂带，自北而南可划分为千里岩隆起、北部坳陷、中部隆起、南部坳陷及勿南沙隆起5个二级构造单元(图 1a)。
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| GR.自然伽马；AC.声波时差；RLLD. 深侧向电阻率；RLLS. 浅侧向电阻率。C1-2. 中-下石炭统；S1h. 下志留统侯家塘组；S1g. 下志留统高家边组。ft(英尺)为非法定计量单位，1 ft=0.304 8 m。 图 1 南黄海盆地构造单元划分及CSDP-2井剖面图 Fig. 1 Structural divisions of the South Yellow Sea basin and profile of borehole CSDP-2 |
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随着地震勘探技术的进步，针对南黄海盆地深层开展的地震试验采集、处理所取得的成效显著[27-30]。中部隆起新近系底界面(T2)之下识别出多套连续、清晰并可大范围追踪、对比的地震反射波组，大大促进了地层发育属性、深部地质结构等方面的基础研究[4, 26, 31-34]。地质解释结果显示，中部隆起经历了前震旦纪基底发育、震旦纪—早古生代克拉通、晚古生代—早三叠世稳定台地、中—晚三叠世—古近纪抬升剥蚀及新近纪—第四纪坳陷沉降5个构造演化阶段[2, 6]，是南黄海盆地最稳定的构造单元之一，其内部发育的巨厚中—古生代沉积地层(图 1b)已成为南黄海盆地目前最重要的海相油气勘探目标。
由大陆架科学钻探计划(Continental Shelf Drilling Program)支持的CSDP-2井位于34°33′18.9″N和121°15′41.0″E坐标交汇处，距连云港和射阳口分别约为170 km和110 km。该井钻至2 843.18 m完钻，平均取心率高达97.7%。该井既实现了研究区的首钻，也是南黄海盆地唯一的一口连续取心井，并打破了全球陆架区全取心深钻记录。在新近系之下，CSDP-2井依次钻穿了下三叠统、二叠系、石炭系，并首次钻遇上泥盆统五通群、下志留统茅山组、坟头组、侯家塘组和高家边组上部地层(图 1b)，为探索研究南黄海盆地中-古生界的地层属性、构造演化、沉积环境和油气资源前景等科学问题提供了弥足珍贵的实物岩心资料和一系列分析测试数据。
2 CSDP-2井油气显示CSDP-2井不仅证实了南黄海盆地发育巨厚的海相沉积地层，同时揭示出多套海相烃源岩的存在，展示了南黄海盆地中—古生界海相油气的良好勘探前景[12-16]。同时，据VSP测井走廊叠加资料预测，井底之下尚有厚2~3 km的高家边组下部、奥陶系、寒武系和震旦系，值得进一步探索。
CSDP-2井下三叠统青龙组、上二叠统大隆组、中—上二叠统龙潭组、中二叠统孤峰组、下二叠统栖霞组和下志留统坟头组等多个层段均见到了不同级别的油气显示。烃源岩层内和靠近烃源岩的致密砂岩中，岩心含油级别多以油斑、油迹为主，局部可见富含油，尤其在二叠系裂缝发育层段，如在1 224.3~1 234.2 m井段，可见原油直接由裂缝中渗出[12]。
气测和荧光录井显示：CSDP-2井P3d 870.0~920.0 m井段和P2-3l 1 160.0~1 290.0 m井段气测异常活跃，气体成分以甲烷为主，最高相当油含量为39.4 mg/L；P2-3l 1 330.0~1 480.0 m井段的相当油含量约为37.3 mg/L；尤其是下部1 514.0~1 640.0 m砂岩储集层与“好-优质”烃源岩发育层段，全烃质量分数最高达66.18%，且甲烷相对质量分数始终保持在90.27%~99.93%之间，相当油含量约为43.9 mg/L；下石炭统-上泥盆统1 940.0~2 200.0 m井段，最高相当油含量为44.1 mg/L，而S1g上部油气显示较弱，2 650.0~2 840.0 m井段的气测全烃质量分数最高为10.21%，甲烷最高质量分数仅7.0%，相当油含量的平均值为3.5 mg/L(图 1b)。
3 样品测试与研究方法本次研究的样品采自于CSDP-2井岩心。其中：烃源岩样品80个，包括泥岩样品63个和碳酸盐岩样品17个；储集层样品65个，包括60个砂岩样品和5个碳酸盐岩样品；另采集油砂样品3个。
烃源岩和油砂样品在中国石油大学(华东)深层油气重点实验室和长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室开展了镜质体反射率(Ro)、岩石热解、色谱-质谱、总有机碳(TOC)和全岩显微组分分析等一系列分析测试。储集层样品在中国石油大学(华东)深层油气重点实验室和东北石油大学地球科学实验中心进行了岩石物理孔渗测试、薄片鉴定、X-衍射、扫描电镜、阴极发光、压汞分析及含烃包裹体测温等一系列实验分析。排替压力测试由东北石油大学地球科学实验中心完成，测试仪器及流程参照文献[15]。
综合地球化学实验、油-源对比、地震-地质解释成果，利用斯伦贝谢公司最新研发的地质建模Petrel系统和盆地模拟Petro-Mod系统，通过对各沉积层岩石的孔渗条件、古地温及有机质热演化等进行多参数定量分析模拟，刻画烃类生成、排出、运移充注和聚集成藏过程。
4 油源对比在CSDP-2井P3d上部886.00~886.30 m、P2-3l中部1 225.80 m和P1q 1 654.70 m各获得1个油砂样品以供详细研究，文中分别命名为1#、2#、3#油砂。
4.1 有机质和原油成熟度烃源岩镜质体反射率实测Ro数据(表 1)表明：在CSDP-2井钻揭的烃源岩中，除T1q个别灰岩和泥质灰岩成熟度较低外，其余绝大多数泥岩都处于成熟阶段，局部可达高成熟阶段；另在P2-3l下部、P1-2g-q分别出现一组Ro为1.52%~2.02%的过成熟样本。
| 系 | 统 | 组 | 井段/m | 岩性 | Ro/% | 热演化程度 |
| 三叠系 | 下统 | 青龙组 | 629.00~866.90 | 灰质泥岩、泥质灰岩 | 
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低成熟成熟 |
| 二叠系 | 上统 | 大隆组 | 866.90~915.40 | 泥岩 | 
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成熟 |
| 中—上统 | 龙潭组 | 915.40~1636.60 | 泥岩、炭质与硅质泥岩 | 
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成熟、局部高成熟 | |
| 中—下统 | 孤峰组-栖霞组 | 1 636.60~1 722.20 | 炭质泥岩、生屑灰岩 | 
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成熟—过成熟 | |
| 石炭系 | 中统 | 船山组 | 1 722.20~1 818.10 | 泥晶灰岩、灰岩 | 
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成熟、个别低成熟 |
| 黄龙组 | 1 818.10~1 980.70 | 泥晶灰岩、灰岩 | 0.70(1) | 低成熟 | ||
| 下统 | 髙骊山组 | 1 980.70~2 022.80 | 泥岩 | 0.77(1) | 成熟 | |
| 泥盆系 | 上统 | 五通组 | 2 022.80~2 205.00 | 泥岩 | 
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成熟、局部高成熟 |
| 志留系 | 下统 | 坟头组 | 2 205.00~2 594.00 | 泥岩 | 
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成熟、个别低成熟 |
| 侯家塘组 | 2 594.00~2 684.30 | 泥岩 | 0.87(1) | 成熟 | ||
| 高家边组 | 2 684.30~2 843.18 | 泥岩 | 
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成熟 | ||
注：表中Ro数据为 。 | ||||||
饱和烃气相色谱分析数据(表 2)显示，CSDP-2井区烃源岩和油砂样品的沉积环境整体上处于偏还原、淡-微咸水环境，但也存在一定差异。Pr/Ph值表明，烃源岩可分为3类：第Ⅰ类烃源岩的Pr/Ph值处于0.47~0.93之间，主要分布在1 237.48 m之上的P2-3l上段、P3d和T1q；第Ⅱ类烃源岩的Pr/Ph值< 0.20，基本分布于1 237.48~1 722.20 m井段的P2-3l下段、P1-2g-q；第Ⅲ类烃源岩的Pr/Ph值介于第Ⅰ类和第Ⅱ类烃源岩之间，主要分布于1 722.20 m之下井段的石炭系、泥盆系和志留系。
| 井深/m | 地层 | 碳数 分布 |
主峰碳 | Pr | Ph | Pr/Ph | ∑C21-/ ∑C22+ |
∑C22-/ ∑C23+ |
Pr/C17 | Ph/C18 | (Pr+Ph)/ (C17+C18) |
CPI | OEP | 样品 类型 |
| 695.35 | T1q | C14~C26 | C22 | 2.87 | 4.14 | 0.69 | 0.83 | 1.37 | 1.06 | 0.84 | 0.92 | 0.98 | 0.93 | 烃源岩 |
| 722.70~ 723.00 |
T1q | C12~C21 | C15 | 5.88 | 6.93 | 0.85 | — | — | 0.64 | 1.01 | 0.80 | — | 1.02 | 油砂 |
| 726.20 | T1q | C14~C21 | C21 | 6.56 | 13.98 | 0.47 | — | — | 0.77 | 1.18 | 1.01 | — | 2.21 | 烃源岩 |
| 901.90~ 902.10 |
P3d | C12~C30 | C16 | 3.73 | 4.01 | 0.93 | 1.41 | 1.88 | 0.52 | 0.58 | 0.55 | 1.01 | 0.97 | 砂岩 |
| 1 225.80 | P2-3l | C14~C35 | C20 | — | — | 0.81 | 1.01 | — | 0.74 | 0.84 | — | 1.07 | 0.93 | 油砂 |
| 1 226.10~ 1 226.30 |
P2-3l | C12~C33 | C16 | 4.14 | 4.67 | 0.89 | 1.02 | 1.22 | 0.67 | 0.89 | 0.75 | 1.00 | 1.00 | 砂岩 |
| 1 298.20 | P2-3l | C15~C39 | C22/C29 | 0.27 | 1.91 | 0.14 | 0.27 | 0.42 | 0.58 | 0.81 | 0.77 | 1.03 | 0.86 | 烃源岩 |
| 1 464.60 | P2-3l | C16~C29 | C21 | 0.65 | 3.31 | 0.20 | 0.75 | 1.33 | 0.52 | 0.69 | 0.65 | 1.20 | 0.99 | 烃源岩 |
| 1 535.10 | P2-3l | C15~C38 | C20/C27 | 1.63 | 5.10 | 0.32 | 0.52 | 0.74 | 0.82 | 0.96 | 0.92 | 1.02 | 0.90 | 烃源岩 |
| 1 578.30 | P2-3l | C17~C29 | C22 | 0.51 | 3.54 | 0.14 | 0.47 | 0.77 | 0.69 | 1.04 | 0.97 | 1.36 | 0.96 | 烃源岩 |
| 1 599.20 | P2-3l | C17~C28 | C19 | 1.09 | 9.06 | 0.12 | 0.92 | 1.34 | 0.58 | 1.12 | 1.02 | 1.07 | 1.07 | 烃源岩 |
| 1 654.70 | P1q | C14~C34 | C18 | — | — | 0.82 | 1.50 | — | 0.58 | 0.69 | — | 1.08 | 1.03 | 油砂 |
| 1 660.60 | P1q | C17~C29 | C20 | 0.54 | 4.28 | 0.13 | 0.51 | 0.76 | 0.57 | 1.03 | 0.95 | 1.29 | 0.95 | 烃源岩 |
| 1 933.10 | C2h | C18~C28 | C23 | — | 1.34 | — | 0.32 | 0.56 | — | 0.67 | 0.67 | 1.28 | 1.10 | 烃源岩 |
| 2 414.60 | S1f | C16~C23 | C18 | 5.34 | 14.48 | 0.37 | 5.27 | 13.79 | 0.58 | 0.83 | 0.74 | — | 0.83 | 烃源岩 |
| 2 446.60 | S1f | C14~C20 | C18 | 9.50 | 14.18 | 0.67 | — | — | 0.60 | 0.87 | 0.74 | — | 0.93 | 烃源岩 |
| 2 530.30 | S1f | C16~C26 | C18 | 3.47 | 14.29 | 0.24 | 1.40 | 2.04 | 0.69 | 1.12 | 1.00 | 1.38 | 0.72 | 烃源岩 |
| 2 742.90 | S1g | C16~C26 | C18 | 4.57 | 18.28 | 0.25 | 1.81 | 2.84 | 0.80 | 1.36 | 1.19 | 1.36 | 0.76 | 烃源岩 |
| 注：C2h. 中石炭统黄龙组。CPI. 碳优势指数；OEP. 碳奇偶优势比。 | ||||||||||||||
以C24四环萜烷/C26三环萜烷和C27/C29(ααα20R)值为参数，CSDP-2井原油(油砂)与烃源岩对比显示该井的烃源岩同样可分为三类(图 2a)。位于1 237.48 m之上浅井段的第Ⅰ类烃源岩的主要特征表现为C24四环萜烷/C26三环萜烷值介于0.56~0.62之间，C27/C29(ααα20R)值较高，一般＞0.95；位于1 237.48~1 722.20 m井段的第Ⅱ类烃源岩中C24四环萜烷/C26三环萜烷值介于0.32~0.54之间，C27/C29(ααα20R)值介于0.62~0.88之间；1 722.20 m井段之下的第Ⅲ类烃源岩中，C24四环萜烷/C26三环萜烷值介于0.56~0.62，C27/C29(ααα20R)值较低，处于0.51~0.75范围。
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| a. C24四环萜烷/C26三环萜烷和C27/C29(ααα20R)关系图；b. 1#油砂样品与烃源岩的Ts/Tm与C29-ββ/(αα+ββ)关系图。 图 2 CSDP-2井油-源对比参数投点图 Fig. 2 Parameter mapping of oil source correlation in borehole CSDP-2 |
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2#与3#两个油砂样品的特征差异较大。其中2#油砂样品的C24四环萜烷/C26三环萜烷值为0.40，C27/C29(ααα20R)值为1.21，比较符合第Ⅰ类烃源岩的特征，而与第Ⅱ类和第Ⅲ类烃源岩特征差异较大。3#油砂样品的C24四环萜烷/C26三环萜烷值为0.52，C27/C29(ααα20R)值为0.90，与第Ⅰ类和第Ⅱ类烃源岩均比较接近，但与第Ⅲ类烃源岩特征差异较大。可见，2#油砂和3#油砂的有机质分布特征与第Ⅲ类烃源岩特征差异均较大，其原油来自第Ⅲ类烃源岩的可能性很小。
4.4 甾烷异构化参数特征1#油砂样品与烃源岩的Ts/Tm与甾烷异构化参数C29-ββ/(αα+ββ)关系(图 2b)表明，1#油砂样品与866.60~867.20 m和894.70 m井段的2个P3d泥岩样品具有一致的成熟度，而与1 271.20 m处P2-3l泥岩样品的成熟度存在明显的差异。
4.5 藿烷类化合物分布特征C27-三降藿烷的3种构型(17β(H)-C27、17α(H)-C27和18α(H)-C27)的变化反映了泥岩有机质的热演化程度随深度的增加而增强，C27-三降藿烷的17α(H)构型(Tm)向更稳定的18α(H)构型(Ts)转变，导致Ts/Tm值增大。烃源岩和1#油砂样品中藿烷类化合物质量色谱图(图 3)显示，P3d井深866.60~867.20 m和894.70 m处泥岩的Ts/Tm值分别为0.794和0.796，而P2-3l 1 271.20 m处泥岩的Ts/Tm值为0.971。1#油砂样品的Ts/Tm值为0.694，与866.60~867.20 m和894.70 m井段的2个P3d泥岩样品具有一致的成熟度。2#油砂样品的Ts/Tm值为1.156，反映成熟度较高，其原油可能来自深部成熟度更高的烃源岩。值得注意的是，3#油砂样品的Ts/Tm值仅为0.141，其代表的成熟度明显偏低，甚至比最浅部的1#油砂样品还低，因此可合理推断该烃类物质可能来自盆内浅部坳陷区的白垩系和古近系烃源岩，通过断层或不整合面等优势运移通道聚集至中部隆起。
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| 图 3 CSDP-2井烃源岩和1#油砂中藿烷类化合物(m/z 191，五环三萜烷)质量色谱图 Fig. 3 Chromatogram of hopanes in source rock and 1# oil sand in borehole CSDP-2 |
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1#油砂样品与866.60~867.20 m和894.70 m井段处2个P3d泥岩样品的C27-C28-C29规则甾烷同样呈不对称“V”型分布，以C27甾烷略占优势，而C29甾烷相对贫乏，反映其母质来源于低等水生藻类与陆源植物混合输入，并以低等水生藻类略占优势。1 271.20 m处P2-3l泥岩样品的C27-C28-C29规则甾烷则呈对称“V”型分布，C27甾烷与C29甾烷大致相当，表明烃类物质中水生藻类和陆源植物贡献大致相当(图 4)。
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| 图 4 CSDP-2井1#油砂样品与烃源岩中甾烷类化合物(m/z 217，甾烷)质量色谱图 Fig. 4 Chromatogram of steranes in source rock and 1# oil sand in borehole CSDP-2 |
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上述烃源岩镜质体反射率Ro、藿烷类五环三萜烷质量色谱(m/z 191)和甾烷类化合物质量色谱(m/z 217)特征表明，1#油砂样品与866.60~867.20 m和894.70 m井段的2个P3d泥岩样品(Ts/Tm值分别为0.794和0.796，Ro=0.807%)所代表的第Ⅰ类烃源岩生标组合一致，而与1 271.20 m井段的P2-3l泥岩(Ts/Tm值为0.971，Ro=1.149%)存在成熟度上的明显差异，即1#油砂样品与发育第Ⅰ类烃源岩的P3d、P2-3l上段烃源岩亲缘关系良好。
2#油砂样品的C24四环萜烷/C26三环萜烷值为0.40，C27/C29(ααα20R)值为1.21，比较符合第Ⅱ类烃源岩的特征。综合考虑Ts/Tm值和Ro参数，认为其与1 271.20~1 273.00 m泥岩所代表的P2-3l下段、P1-2g-q烃源岩具有更好的亲缘关系。
3#油砂样品的C24四环萜烷/C26三环萜烷值为0.52，C27/C29(ααα20R)值为0.90，与第Ⅲ类烃源岩特征差异较大。虽然生标特征与第Ⅰ类和第Ⅱ类烃源岩均比较接近，但明显偏低的成熟度指标Ts/Tm值(0.141)与这两类烃源岩的成熟-高成熟度极不匹配，表明其油源不可能来自上述3类烃源岩，其他可能存在的烃源灶值得我们进一步探讨。
5 成藏要素及模式探讨 5.1 烃源条件CSDP-2井揭示的中—古生界烃源岩有机质丰度、类型和成熟度分析结果表明，T1q、P2-3d-l、P1-2g-q和S1g底部暗色泥岩为中部隆起海相中—古生界4套有效烃源岩[12, 14, 25, 35]。同时，下扬子陆域钻井揭示的下寒武统幕府山组，以倾油型的Ⅰ-Ⅱ1型有机质为主，且大多已过成熟，经历了主要的生烃、排烃过程。此外，下扬子陆域苏北盆地和海域南黄海盆地陆相中生界的侏罗系、白垩系，新生界古近系的阜宁组、戴南组和三垛组暗色泥岩，有机质丰度多已达到有效烃源岩的TOC下限[6, 36]，推测其排出的部分烃类物质可通过断层、不整合面等通道快速运移至中部隆起。该观点得到了上述3#油砂样品的支持，即在较深的P1q获得的原油成熟度反而低于其上P2-3d-l的有机质成熟度。所以，中部隆起区部分烃类物质可能来自于成熟度更低的中—新生界陆相烃源岩。
1) 中—古生界海相烃源岩
CSDP-2井T1q灰色、深灰色粉砂质泥岩、灰质泥岩和泥质灰岩累计厚度约170 m，总体属于差有机质丰度的烃源岩，但其上部发育少量好和中等丰度的烃源岩，分别占12.12%和3.03%[12]；有机质类型以Ⅱ2型为主，热演化程度总体处于低熟度-成熟阶段，具有一定的生油能力，生油强度为(20.412~25.515)×104 t/km2[35]。
P2-3d-l深灰色、灰黑色泥岩累计厚度最大，约320 m，有机质丰度以“中等—好”为主，尤其是P2-3l底部和P3d底部发育两套高丰度的“优质”烃源岩[12]；有机质以Ⅱ1型为主，炭质泥岩和煤层则发育Ⅲ型有机质，热演化程度整体进入成熟阶段，局部达到高成熟，表现出强生烃能力，其中包括生气强度为(11.365~16.286)×108 m3/km2[35]，生油强度为(12.201~15.315)×104 t/km2。
P1-2g-q烃源岩的有机质丰度以“好—最好”级别为主，可见少量中等和极少量的“差—非”烃源岩[12]；有机质类型以Ⅱ2型为主，整体进入成熟—高成熟热演化阶段，局部过成熟。由于该套烃源岩较薄，累计厚度约80 m，导致其生气强度基本分布在(1.076~3.153)×108 m3/km2范围[35]。
虽然CSDP-2井未钻遇S1g底部泥页岩，但据VSP测井资料分析，该井底之下尚有厚逾千米的高家边组下部地层尚未揭示。对比下扬子陆区资料预测，南黄海盆地高家边组底部理应存在一套高丰度的灰黑色泥页岩烃源岩[25]，有待钻探证实。
2) 中—新生界陆相烃源岩
中—上侏罗统象山组和上白垩统泰州组是苏北盆地中-晚中生代主力烃源岩层。象山组暗色泥岩的w(TOC)为0.64%~1.29%，Ro为0.57%~1.71%，为低成熟—成熟的“中等—好”烃源岩[6]。泰州组黑色泥岩的w(TOC)>1.00%，Ro平均值约为1.00%，同样属于低成熟—成熟的“中等—好”烃源岩[6]。
南黄海盆地侏罗系分布局限，主要发育在北部坳陷靠近千里岩断裂的下降盘，目前仅在东北凹陷S1井钻遇[6]。12个暗色泥岩样品中有2个样品的w(TOC)高值分别为1.00%和1.20%，10个样品的w(TOC)＜1.00%，其中，1个样品w(TOC)为0.50%，Ⅱ1-Ⅱ2型有机质的成熟度不高，Tmax < 435 ℃，属低成熟—成熟的“中等—差”丰度烃源岩[6, 25, 36]。
上白垩统在北部坳陷发育广而厚，在南部坳陷则呈零星分布。H7井和ZC1-2-1井揭示北部坳陷上白垩统泰州组暗色泥岩的w(TOC)为0.59%~0.92%，以Ⅰ和Ⅱ1型有机质为主，部分Ⅱ2型，Ro处于0.46%~1.02%范围，整体属于低成熟—成熟的中等偏好烃源岩[6, 36]。南部坳陷的WX4-2-1井上白垩统暗色泥岩w(TOC)平均值为1.57%，Ⅲ型有机质的Ro基本低于1.00%，生烃能力中等偏好。
广泛分布于南黄海盆地凹陷区的古近系阜宁组(E1f)半深湖相暗色泥岩已达到生油岩标准[6, 36]。北部坳陷H5井阜宁组三段、四段暗色泥岩分别占地层厚度的70.00%和56.80%，w(TOC)平均值为0.68%，Ⅱ2型有机质的Ro分布在0.45%~0.52%范围，为部分低成熟的中等丰度烃源岩。南部坳陷南四凹陷阜宁组暗色泥岩厚且纯，以CZ6-1-1(A)井和CZ6-2-1井为代表的w(TOC)平均值为1.91%，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型，Ro为0.50%~0.71%，属低成熟—成熟的中等偏好烃源岩[6, 36]。同时，CZ6-1-1(A)井已在阜宁组四段3 823.00~3 830.00 m井段试获产能2.45 t、密度0.86 g/cm3、黏度14.00 mPa·s的中质低产油流，钻后评价认为该原油来自阜宁组四段半深湖相灰黑色泥岩，推测其成熟度应与生油母质基本一致，为较低成熟度的原油。
北部坳陷的南部凹陷戴南组发育河流相—沼泽相暗色泥岩，w(TOC)平均值约为0.82%，有机质类型多为Ⅲ型，但Ro < 0.50%，尚未达到生烃门限，不宜作为有效烃源岩。南部坳陷的南四凹陷沼泽相暗色泥岩已达到生油岩标准，如CZ6-1-1(A)井戴南组暗色泥岩的w(TOC)平均值为1.03%，Ro平均值约为0.58%，属低成熟的中等偏好烃源岩[6, 36]。
5.2 储集条件目前钻井揭示出中部隆起中—古生界发育碎屑岩和碳酸盐岩两类储集层。碎屑岩储层主要为浅海相和海陆交互相砂岩，如P3d浅海陆棚砂岩、P2-3l三角洲前缘水下分流河道砂岩、S1f底部滨岸砂岩(砂坝)、D3W滨岸和三角洲砂岩等；碳酸盐岩储集层主要包括T1q泥质灰岩、石炭系灰岩[12, 37]。CSDP-2井岩心的实测数据表明，研究区中—古生界碎屑岩和碳酸盐岩均极为致密，以特低孔、特低渗为典型特征，且非均质性强。
在不发育裂缝或古岩溶的前提下，T1q无法作为一套有效储集层。CSDP-2井2个灰质砂岩样品的φ(孔隙度)值仅为0.90%和1.30%，k(渗透率)值分别为0.028×10-3μm2和0.223×10-3μm2，表明仅局部砂岩段具有较弱的储集性能。
P2-3d-l三角洲前缘水下分流河道中—细砂岩的成分和结构成熟度均较高。实测孔隙度为0.20%~2.60%，其中处于1.00%~1.50%区间内的样品占51.10%，高于和低于此区间的样品分别占26.70%和22.20%；渗透率处于(0.005~0.100)×10-3μm2范围内，均值为0.031×10-3μm2，其中以(0.010~0.050)×10-3μm2范围内的样品占比最高，占59.10%，高于和低于此区间的样品分别占18.20%和22.70%。
除裂纹样品外的石炭系灰岩φ为0.10%~1.60%，均值为0.82%，其中60.00%的样品分布在0.50%~1.00%之间，＜0.50%和介于1.00%~1.50%之间的样品各占15.00%，>1.50%的样品仅占10.00%。k值分布在(0.001~0.619)×10-3μm2之间，高值来自于裂纹样品，完整样品的k平均值仅为0.022×10-3μm2。
D3W滨岸、三角洲相砂岩，φ＞1.00%，最大值为2.20%，1.00%~1.50%区间内的样品占60.00%；k值分布范围为(0.010~0.100)×10-3μm2，其中＜0.050×10-3μm2的样品占80.00%，平均值为0.024×10-3μm2。
S1f3个滨岸砂岩样品中有1个见裂纹，另外2个样品的φ平均值为0.60%，k平均值为0.012×10-3μm2，反映其整体物性较低。
综上分析，CSDP-2井仅在下志留统—上泥盆统和上二叠统局部砂岩层段发育低渗能力的致密砂岩储集层。P2-3l水下分流河道中、细砂岩储集层孔渗条件相对较好，尤其是上部裂缝发育层段的渗透率较高，为盆内较有利的储集层；下志留统—上泥盆统滨岸相、三角洲相砂岩虽然孔隙度略大，但其渗流能力整体较龙潭组砂岩储集层差。可见在致密砂岩储集层中，渗透率所代表的渗流能力对储集层品质的贡献明显高于孔隙度，微裂缝对储渗性能具有明显的改善作用；同样，灰岩储集层的储集性能也取决于是否发育有裂缝或古岩溶。
5.3 封盖条件统计CSDP-2井单层泥岩厚度和累计泥岩厚度等参数，并结合下扬子陆域和南黄海盆内钻获泥岩样品排替压力的测试结果，认为下志留统高家边组泥岩、上二叠统龙潭组-大隆组泥岩、下三叠统青龙组泥质灰岩可为研究区油气保存提供有效的封盖条件。
CSDP-2井揭示的高家边组泥岩厚度近200 m，参考下扬子陆区兴参1井、圣科1井和句参2井高家边组泥岩的排替压力基本都大于12 MPa，最高可达85.11 MPa[24, 38-39]。P2-3d-l泥岩的单层厚度处于0.60~22.30 m之间，平均值为9.90 m，累计泥岩厚度在300.00 m之上，盆内CZ35-2-1井P2-3d-l泥岩的估算排替压力为18~25 MPa[24, 38, 40]。T1q厚度约为220.00 m，岩性主要为粉砂质泥岩、泥质灰岩和灰质泥岩，粉砂岩仅占7.00%左右；灰质泥岩和泥岩样品的排替压力分布在7.06~13.12 MPa之间，平均约为10.09 MPa，表明T1q盖层的封堵效果整体较好，且取自700.00 m之下样品的测试结果基本都在10.00 MPa以上，为下伏二叠系提供了直接垂向封盖(表 3)。
| 采样深度/m | 岩性 | 贯通压力p1/MPa | 贯通时间T1/S | 贯通压力p2/MPa | 贯通时间T2/S | 排替压力p/MPa |
| 639.5 | 灰质泥岩 | 13.30 | 42 228 | 11.71 | 64 124 | 8.64 |
| 650.1 | 灰质泥岩 | 7.68 | 43 552 | 9.14 | 12 965 | 7.06 |
| 693.7 | 泥岩 | 11.59 | 20 290 | 9.33 | 49 573 | 7.76 |
| 701.8 | 泥岩 | 13.18 | 58 232 | 13.67 | 39 873 | 12.12 |
| 732.5 | 灰质泥岩 | 10.07 | 30 198 | 9.62 | 38 148 | 7.91 |
| 737.2 | 灰质泥岩 | 13.24 | 36 391 | 12.13 | 75 405 | 11.09 |
| 814.1 | 泥质灰岩 | 14.72 | 35 363 | 14.22 | 40 483 | 10.77 |
| 833.8 | 泥岩 | 14.26 | 35 798 | 13.40 | 64 331 | 12.32 |
| 857.1 | 灰质泥岩 | 14.86 | 56 721 | 14.37 | 78 937 | 13.12 |
CSDP-2井揭示的南黄海中部隆起中—古生界发育4套有效烃源岩和3套致密储集层，可构成3套生储盖组合(图 5)，分别是下志留统—上泥盆统(下生上储上盖)、石炭系—下二叠统(上生下储上盖)和二叠系—下三叠统(下生上储上盖和自生自储上盖)，尤其以二叠系砂岩储集层、石炭系灰岩储集层和下三叠统局部灰岩储集层具备就近充注聚集的优势。上、下二叠统发育两套主力烃源岩层，其生烃、排烃能力强，加之P2-3d-l有效储集层和上覆T1q盖层的封盖，使得上古生界二叠系成为南黄海盆地不可小觑的有利勘探目标。
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| mD(毫达西)为非法定计量单位，1 mD=10-3 μm2。 图 5 南黄海盆地中部隆起中-古生界海相生储盖组合预测示意图 Fig. 5 Prediction of the Meso-Paleozoic marine source-reservoir-seal assemblages in the Central Uplift of the South Yellow Sea basin |
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类比下扬子陆区，预测南黄海地区下志留统高家边组底部—上奥陶统五峰组发育一套高丰度的泥页岩烃源岩，可同时为上覆的上泥盆统砂岩储集层和下伏的前震旦系基岩潜山供烃，分别形成了“下生上储上盖”和“上生下储上盖”两类成藏组合，也是盆内下古生界不容忽视的勘探目标层。
5.5 生、排烃史及油气充注特征1) 生烃史特征
中部隆起新近系与下三叠统青龙组之间多呈不整合接触，缺失中—上三叠统、侏罗系、白垩系和古近系。下古生界克拉通盆地和上古生界—下中生界台地发展阶段，中部隆起古生代海相烃源岩经历了加里东期和海西期的短暂震荡抬升，中三叠世—渐新世末处于长期隆起剥蚀状态。由不同方法计算的CSDP-2井中—上三叠统的剥蚀量在1 200~1 400 m之间[34]，直至新近纪—第四纪才再次浅埋藏(图 6)。
盆地模拟显示，上震旦统—寒武系(Z2+∈)、上奥陶统—下志留统(O3+S1)和上泥盆统五通群—中、下二叠统孤峰组-栖霞组(D3W+P1-2g-q)3套烃源岩均存在2期生烃高峰，且第一期的生烃量是第二期的2~4倍；P2-3d-l和T1q烃源岩因后期沉积埋深未补偿印支面剥蚀厚度，未出现第二期生烃峰值(表 4)。中部隆起Z2+∈烃源岩目前已全面进入过成熟演化阶段(图 6)，并于距今475 Ma开始生烃，距今385 Ma和252 Ma时分别达到第一期和第二期生烃高峰，生烃量各占70.07%和17.70%(表 4)。O3+S1烃源岩现今已达到高成熟阶段，部分进入过成熟阶段(图 6)，于距今325 Ma开始生烃，至距今252 Ma和230 Ma时分别达到第一期和第二期生烃高峰，生烃量分别占64.31%和27.72%(表 4)。
| 地质分层 | 初期 | 第一期 | 第二期 | 末期生烃量/% | ||||||
| 生烃时间/ Ma |
生烃量/ % |
高峰时间/ Ma |
生烃量/ % |
高峰时间/ Ma |
生烃量/ % |
|||||
| 生烃史 | T1q | 80 | 16.37 | 33 | 71.27 | - | 0 | 12.36 | ||
| P2-3d-l | 230 | 1.83 | 208 | 95.64 | - | 0 | 2.53 | |||
| D3W+P1-2g-q | 252 | 2.19 | 230 | 62.42 | 208 | 32.31 | 3.08 | |||
| O3+S1 | 325 | 5.71 | 252 | 64.31 | 230 | 27.72 | 2.26 | |||
| Z2+∈ | 475 | 5.15 | 385 | 70.07 | 252 | 17.70 | 7.08 | |||
| 地质分层 | 初期 | 第一期 | 第二期 | 末期排烃量/% | ||||||
| 生烃时间/ Ma |
生烃量/ % |
高峰时间/ Ma |
生烃量/ % |
高峰时间/ Ma |
生烃量/ % |
|||||
| 排烃史 | T1q | 65 | 1.02 | 33 | 64.72 | - | 0 | 34.27 | ||
| P2-3d-l | 220 | 1.27 | 208 | 96.68 | - | 0 | 2.05 | |||
| D3W+P1-2g-q | 250 | 2.05 | 208 | 85.05 | 180 | 8.28 | 4.62 | |||
| O3+S1 | 315 | 1.86 | 250 | 70.68 | 208 | 24.02 | 3.44 | |||
| Z2+∈ | 439 | 2.17 | 360 | 31.79 | 250 | 50.52 | 15.52 | |||
| 地质分层 | 初期 | 第一期 | 第二期 | 末期充注量/% | ||||||
| 生烃时间/ Ma |
生烃量/ % |
高峰时间/ Ma |
生烃量/ % |
高峰时间/ Ma |
生烃量/ % |
|||||
| 充注史 | T1q | 50 | 1.02 | 33 | 70.31 | - | 0 | 29.69 | ||
| P2-3d-l | 100 | 0.22 | 65 | 72.64 | 33~20 | 19.14 | 8.00 | |||
| D3W+P1-2g-q | 250 | 3.05 | 208 | 72.30 | 80~33 | 20.16 | 4.49 | |||
| O3+S1 | 270 | 2.86 | 252~208 | 73.70 | 80~33 | 21.39 | 2.05 | |||
| Z2+∈ | 385 | 3.17 | 360 | 87.38 | 80~33 | 7.60 | 1.85 | |||
D3W+P1-2g-q烃源岩现今大部分已成熟，深部和斜坡区域已达到高成熟演化阶段(图 6)，并于距今252 Ma时开始生烃, 至距今230 Ma和208 Ma时分别达到第一期和第二期生烃高峰，生烃量分别占62.42%和32.31%(表 4)。P2-3d-l烃源岩目前处于成熟和大量生烃阶段(图 6)，于距今230 Ma开始生烃并在距今208 Ma时达到第一期生烃高峰，生烃量占95.64%；之后受印支运动影响，埋深变浅导致生烃作用迅速减弱，后期埋深未能补偿印支期剥蚀厚度，无第二期生烃峰值(表 4)。T1q在中部隆起一直处于浅埋藏状态，下部地层的烃源岩仅达到低成熟阶段，上部地层烃源岩则尚未成熟，总体生烃潜力有限。但在中部隆起南侧斜坡带，T1q下部烃源岩已进入低成熟—成熟阶段，南部坳陷区则可达到成熟-高成熟阶段(图 6)，于距今80 Ma开始生烃，至距今33 Ma时达到仅有的一个生烃高峰，生烃量占71.27%(表 4)。
2) 排烃史特征
与生烃史相对应，Z2+∈、O3+S1和D3W+P1-2g-q 这3套烃源岩均存在2期排烃高峰，而P2-3d-l和T1q烃源岩只有1期排烃高峰。除Z2+∈层段烃源岩外，其余层段烃源岩第一高峰期的排烃量均远大于第二高峰期(表 4)。
3) 烃类充注与聚集特征
除T1q烃源岩外，各层段烃类运移、聚集均存在2个高峰，且第一高峰期的烃类聚集量远大于第二高峰期(表 4)。O3+S1、D3W+P1-2g-q、P2-3d-l层段烃类的两期聚集高峰分别对应于包裹体测得均一温度的高温与低温峰值(图 7)。
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| 图 7 南黄海盆地CSDP-2井模拟埋藏史 Fig. 7 Simulated burial history of borehole CSDP-2 in the South Yellow Sea basin |
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Z2+∈烃源岩的烃类运移、聚集开始于距今385 Ma，并于360 Ma达到第一期聚集高峰，聚集量占87.38%；而距今325~252 Ma处于烃类逸散期，散失量占本层段聚集量的-58.62%(负值代表逸散，下同)。距今80~33 Ma期间重新达到第二期聚集高峰，但聚集量仅占7.60%，之后烃类一直缓慢逸散状态，至今累计聚集量仅占1.85%(表 4)。
O3+S1层段的烃类运移、聚集始于距今270 Ma，并于距今252~208 Ma期间达到第一期聚集高峰，聚集量占73.70%；距今180~108 Ma期间处于烃类逸散期，散失量占本层段聚集量的-10.63%。之后在距今80~33 Ma期间达到第二期聚集高峰，聚集量占21.39%，之后的聚集量累计仅占2.05%(表 4)。
D3W+P1-2g-q层段的烃类运移、聚集始于距今250 Ma，并于距今208 Ma达到第一期聚集高峰，聚集量占72.30%；之后距今208~108 Ma期间处于烃类逸散期，散失量占本层段聚集量的-35.20%。第二次聚集高峰为距今80~33 Ma期间，聚集量占20.16%，之后的烃类聚集量累计仅占4.49%(表 4)。
P2-3d-l层段的烃类运移、聚集开始于距今100 Ma，聚集量仅占0.22%；在距今65 Ma时达到第一期聚集高峰，聚集量占72.64%。第二期聚集高峰处于距今33~20 Ma期间，聚集量占19.14%，之后的烃类聚集量累计仅占8.00%。
T1q层段的烃类运移、聚集过程始于距今50 Ma，并于距今33 Ma达到唯一的聚集高峰，聚集量占70.31%。
综上，Z2+∈、O3+S1和D3W+P1-2g-q各层段聚集的烃类分别已有-58.62%、-10.63%和-35.20%在不同地质构造事件中逸散，唯有P2-3d-l和T1q层段聚集的烃类保存较完整。P1-2g-q和P2-3d-l两个层段的烃源岩生烃能力强、潜力大，且从烃源岩中排出和运移聚集的烃类保存较完整，是对中部隆起上古生界油气成藏贡献最大的烃源岩；O3+S1和Z2+∈两个层段的烃源岩对下古生界油气成藏贡献较大。多套古生代烃源岩呈多期“接力式”生烃，“波浪式”持续的多个生烃高峰为多期油气充注提供了源源不断的物质基础。
中部隆起两侧的北部坳陷和南部坳陷，在中—古生代海相地层之上覆盖了巨厚的中—新生代陆相地层，最厚达7 500 m，并经历了古生代—早三叠世克拉通阶段和中—晚中生代—新生代断陷2次深埋过程。除古生代海相烃源岩外，北部坳陷的陆相侏罗系、白垩系泰州组和新生代古近系阜宁组3套烃源岩，分别在白垩世、古新世—渐新世和中新世末—现今达到生、排烃高峰，南部坳陷的陆相古近系阜宁组和戴南—三垛组2套烃源岩，分别在渐新世和中新世末—现今达到生、排烃高峰。北部坳陷(以北部凹陷为主)生成的烃类可沿印支不整合面以及中部隆起与北部坳陷之间的断裂带自北向南运移到中部隆起；南部坳陷(以南四凹陷为主)生成的烃类可沿印支不整合面及南部坳陷北侧斜坡自南向北运移到中部隆起。即中部隆起的烃类，不仅源于自身的中—古生界海相烃源岩，而且可能还有部分来源于北部坳陷和南部坳陷中—新生代陆相烃源岩，一并形成“多源生烃-多期充注-多套组合”的油气成藏模式(图 8)。
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| 剖面位置见1a中C-D。 图 8 南黄海盆地中部隆起成藏模式示意图 Fig. 8 Hydrocarbon accumulation model of the Central Uplift of the South Yellow Sea basin |
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1) CSDP-2井油源对比表明P3d和P2-3l均表现出“近源聚集”的特征；已步入高成熟阶段的P1q中发现低成熟度原油，预示南黄海中部隆起可能存在“新生古储”的成藏组合，烃类物质由两侧坳陷内的陆相中—新生界烃源岩，通过断层和不整合面运移至中部隆起聚集。
2) 南黄海盆地中部隆起多套烃源岩呈多期“接力式”生烃，形成“多源生烃-多期充注-多套组合”的油气成藏模式；二叠系成熟—高成熟烃源岩的生烃潜力大，是上古生界油气成藏的最大贡献者，加之自生自储、下生上储的成藏组合和上覆T1q垂向有效封盖，使其成为最有利的勘探目的层。
3) CSDP-2井底之下尚有厚逾千米的下志留统高家边组底部、奥陶系五峰组、寒武系幕府山组和震旦系海相烃源岩尚未揭露，预测可为下古生界气藏提供有效供烃，同样值得油气地质工作者重视。
南黄海盆地中部隆起具有良好的油气成藏基础，且在CSDP-2井中首次探获了多层段、多级别的直接油气显示，提振了我们突破南黄海乃至下扬子区海相油气勘探困境的信心。在下一步研究中，建议将海相、海陆过渡相多类型沉积体系演化，加里东期、海西期、印支期等多期复杂的构造运动等基础地质条件考虑在内，加强隆断联合控藏、源储耦合控藏等方面的探讨，进一步明确油气成藏主控要素，为优选有利勘探靶区提供全方位地质论证。
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