2. 青岛海洋科学与技术国家实验室/海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室, 山东 青岛 266237;
3. 国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室, 山东 青岛 266071
2. Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology/Evaluation and Detection Technology Laboratory of Marine Mineral Resources, Qingdao 266237, Shandong, China;
3. Key Laboratory of Marine Petroleum Resources and Environment Geology, Ministry of Land and Resources, Qingdao 266071, China
0 引言
进入本世纪以来，我国在中—古生代海相油气勘探领域取得了一系列重大突破，尤以扬子地块成果显著，如中石油在上扬子四川盆地相继探获普光、罗家寨、龙岗、威远和焦石坝等多个大、中型气田[1-4]；中扬子地块的建南气藏、沔31残余油藏以及下扬子苏北盆地中的朱家墩油气田、黄桥CO2气田和句容残留油田也是海相油气藏的典型代表[5-7]。然而，地处下扬子地块东缘、勘探面积达8.7×104 km2的南黄海盆地虽与陆上苏北盆地具有相似的地质结构[8-9]且构造变形较弱[10]，中—古生界油气总资源量可达35.37×108 t[11-12]，但至今仍为中国海域唯一未发现工业油气田的大型叠合盆地[13-14]，其主要原因之一便是研究区沉积相类型及特征尚未明确，而烃源岩特征研究基础也太过薄弱。
由于恶劣的自然环境和高昂的勘探成本，海域盆地可获得的岩心样品少之又少，而处于初探阶段的南黄海基础地质资料更是匮乏，迄今共完钻27口探井，总体探井密度和深度当属我国海域最低。其中，仅有CZ12-1-1井和CSDP-2井钻遇石炭系；另有5口钻遇三叠系的探井也分布在南部坳陷和勿南沙隆起，而中部隆起区在2015年以前则从未实施过钻探[10]；加之地震反射精度太低、灰岩地层地震响应弱等因素，致使众多学者只能借鉴陆上苏北盆地的基础资料和地质认识来预测黄海中—古生界地层发育特征、沉积相类型及生储盖组合关系等诸多方面[15-17]，严重制约了研究区油气勘探的进程。截至2016年4月，由青岛海洋地质研究所在南黄海中部隆起实施的科学钻探CSDP-2井(2 000 m全取心)顺利完钻且岩心平均收获率达99%以上，在新近系之下分别钻遇了三叠系青龙组、二叠系、石炭系、上泥盆系等多套地层[18]；这不仅可为系统性总结南黄海中部隆起区中—古生界沉积体系演化规律并评价其烃源岩特征提供直接的地质证据和丰富的实测数据，也可为我国南黄海盆地乃至整个下扬子陆块的海相油气勘探补充准确的科学依据。
1 研究区地质概况南黄海盆地与苏北盆地同处下扬子地块，实为被海岸线所分隔的同一沉积盆地，海域跨121°E—124°E范围，面积约30×104km2，盆内平均水深46 m，由西北向东南加深，最大水深可达106 m[19]，是在前寒武纪古老克拉通基础上发育的中、古生代海相与中、新生代陆相叠合的大型含油气盆地[8]。自新元古代以来，南黄海盆地的沉积-构造演化可划分为稳定地台、克拉通盆地、断陷盆地、坳陷盆地4个阶段[20]，并自北向南依次分布“三隆两坳”5个构造单元，分别为千里岩隆起、北部坳陷、中部隆起、南部坳陷和勿南沙隆起(图 1)[21]。
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| 图 1 南黄海盆地地理位置及构造分区图 Figure 1 Geographical location and structure map of South Yellow Sea basin |
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南黄海盆地迄今共完钻27口探井[10、18]，是中国海域钻井深度和密度最低的油气勘探领域(韩国所钻探井5口，全部位于南黄海盆地北部坳陷)。其中，科钻CSDP-2井是南黄海中部隆起的首钻，也是目前全球海洋科钻全取心最深井，于2016年4月圆满完成2 000 m(深度自海底起算，下同)钻探任务并成功揭示中—古生界地层发育特征。笔者经岩心描述并结合江苏省岩石地层发育特征[22]初步分析后得出以下认识。
602.2 m井段之上为新近系，602.2~840.2 m(厚238.0 m)为中生界三叠系青龙组，岩性主要为大套深灰色泥晶灰岩和红褐色泥岩，在下部地层中可见红褐色含灰泥岩与灰白色薄层链条状灰岩(厚3.0~8.0 cm)混层沉积(图 2)；该套地层与下伏大隆组砂岩整合接触，产牙形刺Ketinella sp.、Hindeodella sp.、Neohindeodella sp.、Cypridella sp.、Neospathodus sp.、菊石Subcoiumbites和有孔虫类等化石组合[23]。
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| VSP.自然电位；GR.自然伽马；AC.声波时差；RLLD.深双侧向电阻率。ft(英尺)为非法定计量单位，1 ft=0.304 m。Db5，a=300.小波变换的阶步为5，变换系数为300。 图 2 南黄海中部隆起CSDP-2井地层综合柱状图 Figure 2 Stratigraphic columnar section of CSDP-2 well in the central uplift of the South Yellow Sea |
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840.2~1 161.5 m(厚321.3 m)为上古生界二叠系大隆组，主要沉积灰色、深灰色粉—细砂岩、灰黑色泥岩和深灰色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及红褐色、青灰色混杂泥岩夹黑色薄煤层(图 2)，发育平行层理和小型交错层理等沉积构造，并可见大量植物碎屑及菊石、腹足类化石；地震剖面上表现为中—强振幅、中—低频率、较连续—连续反射特征。
1 161.5~1 614.9 m井段(厚453.4 m)为二叠系龙潭组，主要由黑色泥岩、黑色煤层、灰色粉—细砂岩组成，见丰富的炭质植物碎屑和平行层理(图 2)；该组产丰富的孢子化石，如Crassispora kosankei克桑克厚环孢、Dictyotriletes muricatus尖平网孢等，并可见腕足类、头足类及
1 614.9~1 621.0 m段(厚6.1 m)发育中二叠系孤峰组硅质泥岩，多产腕足类、菊石等化石；之下1 621.0~1 691.0 m(厚70.0 m)沉积栖霞组灰黑色泥晶灰岩(臭灰岩)地层，化石种类较多，如
1 691.0~1 902.3 m(厚211.3 m)为石炭系船山组、黄龙组和高骊山组，岩性以灰色球粒状生物碎屑灰岩，肉红色泥晶灰岩和紫红色砂砾岩、粉砂质泥岩为主(图 2)。其顶部与栖霞组地层假整合接触，产
底部自1 902.3 m后钻遇泥盆系深灰色石英粉—细砂岩和灰色粉砂质泥岩地层，发育植物根茎碎屑，尚未见到五通群底部紫红色厚层石英砂砾岩(图 2)。
2 中—古生界沉积相特征晚泥盆世五通组时期，受古特提斯洋初期海侵的影响，下扬子地块发育一套海陆交互的滨岸相沉积地层[25]；而后随着石炭纪全球性海侵的发生，下扬子盆地与华南海一起形成了巨大的碳酸盐岩台地，直至船山组末期的海退结束[26]；早、晚二叠世之间的东吴运动引发南黄海盆地裂陷和陆棚之间的沉积分异，区内发育海陆交互的河流-三角洲-滨岸沉积体系[16-17]；早三叠世早期，下扬子区大幅沉降并再次遭受海侵，台地灰岩、浅海灰泥岩在全区稳定展布；演变至中三叠时期，海水开始大规模退出苏浙皖区，南黄海盆地发育潮坪、泻湖沉积；晚期，以河流、湖泊相为代表的碎屑岩标志着海相沉积的结束[27]。
2.1 泥盆系潮坪沉积相 2.1.1 潮汐水道潮汐水道属潮下高能环境，其沉积物粒度较粗，由下至上显示为类似河道的正粒序特征，相应的伽马测井曲线表现为低幅箱型。粒序顶部主要发育灰色粉—细砂岩，砂质纯净且分选好，可见平行层理、小型槽状交错层理等沉积构造；中部灰白色石英质中—细砂岩经海水频繁往复冲洗，其成分成熟度和结构成熟度均较高，多见板状、槽状等交错层理；水道底部发育紫红色泥质杂基或灰色砂质杂基支撑的中—细砾岩，砾石多呈次棱角-次圆状且分选较差，直径为0.3~6.0 cm，见明显的侵蚀冲刷面(图 3)。
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| 图 3 南黄海盆地中部隆起CSDP-2井泥盆系沉积相图 Figure 3 Sedimentary facies histogram of the Devonian of CSDP-2 well in the central uplift of South Yellow Sea basin |
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CSDP-2井岩心显示，研究区泥盆系主要发育泥坪和砂泥混合坪沉积相。其中：泥坪多沉积3.0~10.0 m厚的红褐色泥岩、粉砂质泥岩，间或夹杂灰绿色泥岩和浅灰色薄层(泥质)粉砂岩，可见生物钻孔(图 3)、石盐晶体和结核，反映其间歇性暴露于干旱气候条件；混合坪主要为灰色粉砂岩、泥质粉砂岩与红褐色泥岩、粉砂质泥岩的薄互层沉积，可见小型交错纹层和由差异压实作用引发的火焰构造和泥岩撕裂屑等沉积构造(图 3)，伽马测井曲线呈复合钟型，反映强弱水动力的交替出现。
2.1.3 泻湖安静、低能且气候潮湿的环境下，研究区沉积物以大套深灰色—黑色泥岩、粉砂质泥岩为主，电阻率曲线呈低幅平直状；同时，薄煤层和黄铁矿(图 3)的出现也表明沉积环境为低盐度、强还原条件下的沼泽化泻湖。
2.2 石炭系碳酸盐岩台地沉积相CSDP-2井石炭系1 691.0~1 900.0 m段岩心中既有典型的滑塌重力流沉积，也发育颗粒灰岩及低能泻湖相黑色泥岩、煤层等(图 4)。结合前人研究成果[26]，本文认为南黄海中部隆起石炭系的碳酸盐岩台地具有镶边特征，包含斜坡、台地边缘颗粒滩、开阔台地、局限台地等多个相带。
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| a. 1 785.4~1 789.0 m，泥晶灰岩夹滑塌重力流沉积；b. 1 810.2~1 810.8 m，硅质砾岩与灰泥灰岩互层沉积；c. 1 888.7 m，凝块灰岩；d. 1 702.3 m，生屑灰岩；e. 1 868.6 m，颗粒灰岩；f. 1 741.5 m，交错层理；g. 1 705.2 m，鸟眼构造；h. 1 757.3 m，珊瑚化石；i. 1 709.0 m，缝合线构造；j. 1 774.0 m，颗粒灰岩；k. 1 754.7 m，交错层理；l. 1 700.2 m，黑色煤层。 图 4 南黄海盆地中部隆起CSDP-2井石炭系岩石学、沉积构造特征 Figure 4 Petrology and sedimentary structure map of the Carboniferous of CSDP-2 well in the central uplift of the South Yellow Sea basin |
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在台地边缘向海倾斜的陆坡地带，长期的低能深海环境与短期的块体重力流交替出现，整体呈现细粒泥晶灰岩夹薄层滑塌岩沉积的粒序特征(图 4a、b)。图 4c显示，因岩崩、滑塌或风暴浪等作用形成的碎石带厚度较薄，多发育中—粗砾岩、角砾岩、凝块灰岩、颗粒灰岩岩相，砾石成分主要为海相灰质和硅质滨海砂岩两种，其粒径在1.0~10.0 cm范围内变化较大，分选差、多呈杂基支撑次棱角-次圆状。
2.2.2 台地边缘颗粒滩处于正常浪基面之上的颗粒滩水体能量较高，发育多套厚度不等的颗粒灰岩与灰质泥岩互层沉积。其颗粒灰岩主要由鲕粒灰岩、似球粒灰岩、内碎屑灰岩和生屑灰岩等组成，粒径为0.2~2.0 cm，分选中等—良好并呈次圆状(图 4d、e)；受波浪和潮汐作用的双重影响，部分地层中保存明显的中—大型交错层理(图 4f)，并可见直径为0.5~1.5 cm的鸟眼构造呈定向排列(图 4g)，对应潮上带沉积环境；同时，在岩心中可见丰富的缝合线构造并偶见珊瑚化石、生物残屑等(图 4h、i)。
2.2.3 开阔台地在台地边缘后靠陆方向常发育开阔台地，其高于正常浪基面且与开阔海连通性良好，水循环状况中等。开阔台地的沉积界面多位于低潮面与浪基面之间，主要岩石类型为灰色颗粒灰岩、含颗粒灰岩、灰泥灰岩夹薄层灰绿色陆源砂泥沉积，岩石颗粒类型较单一，多为内碎屑，粒径为0.2~3.0 cm，分选、磨圆中等(图 4j)，偶见交错层理且缝合线构造发育(图 4k)。
2.2.4 局限台地相对而言，局限台地因被浅滩遮挡而与开阔海连通性较差，水动力条件持续低能，盐度稍高，其基本特点为缺乏高能颗粒沉积，主要岩石类型为灰泥灰岩、含颗粒灰泥灰岩等；在相对低洼、闭塞的泻湖区内常见黑色炭化泥岩或薄煤层(图 4l)。
2.3 二叠系浅海陆棚及海陆过渡相沉积体系早二叠世初期，大规模海水入侵整个下扬子区，南黄海盆地演变为清水、缺氧的沉积环境[28]，中部隆起栖霞组继承晚石炭世浅水碳酸盐岩开阔台地相沉积特征[16]，自下而上分为3个岩性段：底部为细粒碎屑岩段，岩石类型主要为黑色泥岩夹灰色灰质粉—细砂岩和黑色薄煤层，可在深灰色粉砂质泥岩中见水平层理；中部为臭灰岩层，发育黑色沥青质泥质灰岩；上部可见厚约1.5 m深灰色灰岩层。伴随着海侵的持续进行，研究区水体进一步加深且海盆范围扩大，在放射虫等硅质生物和热水成因作用下[29-30]，孤峰组沉积厚约6.1 m的黑色硅质泥岩层，岩性较脆且含少量磷质结核。继而，由于东吴运动使我国南方地层强烈抬升，孤峰组晚期发生快速海退[30]致使盆内陆源物质含量增加，沉积体系随之演化为龙潭组泻湖-潮坪-三角洲沉积体系。
2.3.1 龙潭组泻湖-潮坪沉积体系在龙潭组初期再次海侵背景下，本区古台地逐渐被海水淹没而成为障壁海岸沉积环境，泻湖、潮坪沉积相标志交替出现。在CSDP-2井龙潭组底部，因河流携带的陆源物质在还原环境中慢慢淤积并发育一套厚约50 m的沼泽化泻湖沉积，主要为黑色、灰黑色炭质泥岩、煤呈互层沉积(图 5、图 6a)，煤层厚度由0.2 m到3.5 m不等，可见黄铁矿等自生矿物，属潮上带海进型成煤。随后，海平面持续上升以致潮上带逐步被淹没为水体动荡的潮间带，同时，陆源碎屑物质不断补充，地层中灰色粉-细砂岩与黑色泥岩频繁交互，具备典型的混合坪沉积特征(图 5、图 6b)，并可见平行层理和潮汐韵律层理等沉积构造。至龙潭组中期，海水继续侵入并达到高潮，南黄海盆地发育潮下高能沉积环境，潮汐水道为主要沉积亚相，垂向表现为多套粒度变细、厚度减薄的砂泥正韵律叠加(图 5)，具“二元结构”和粒序层理，测井曲线整体为齿化钟型；另外，在韵律底部灰色细砂岩中可见分选、磨圆较差的底冲刷泥砾沉积，平行层理、小型交错层理等沉积构造较丰富(图 6c、d)。
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| 图 5 南黄海中部隆起CSDP-2井二叠系沉积相图 Figure 5 Sedimentary facies histogram of the Permian of CSDP-2 well in the central uplift of South Yellow Sea basin |
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| a. 1 588.1~1 592.0 m，黑色泥岩夹煤层；b. 1 551.6~1 553.3 m，黑色泥岩与灰色粉砂岩互层；c. 1 524.2 m，交错层理；d. 1 534.6 m，平行层理；e. 1 350.4 m，槽状交错层理；f. 1 228.1 m，平行层理；g. 1 049.0 m，紫红色泥岩；h. 968.8 m，植物炭屑；i. 1 076.1~1 077.7 m，似鲍玛层序；j. 935.2 m，平行层理。 图 6 南黄海盆地中部隆起CSDP-2井二叠系岩石学、沉积构造特征 Figure 6 Petrology and sedimentary structure map of the Permian of CSDP-2 well in the central uplift of South Yellow Sea basin |
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龙潭组后期，因海平面出现平缓小幅度下降[30]，河流携带的大量泥沙倾入泻湖并形成三角洲沉积，岩石类型以中—细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩为主。由CSDP-2井岩性剖面和测井曲线来看，自下而上发育由细变粗的前三角洲-三角洲前缘(水下分流河道)-三角洲平原(分流河道和沼泽)亚相，总体表现为进积型反旋回沉积层序，但在三角洲前缘亚相中多见下粗上细的正粒序河道沉积(图 5)。其中，前三角洲沉积物主要由黑色泥岩和深灰色粉砂质泥岩组成，可见水平层理；前缘亚相水下分流河道以中—细粒砂质沉积物为主，其成分成熟度和结构成熟度均较高，电测曲线呈钟型、箱型，平行层理丰富并见小型板状、槽状交错层理(图 6e、f)和冲刷-充填构造。三角洲平原亚相中主要发育沼泽化薄煤层和大套黑色泥岩及粉砂-泥质薄互层沉积，常含炭化植物碎屑，测井曲线呈低幅齿化平直状。
2.3.3 大隆组浅海陆棚沉积相在整个大隆组沉积时期，下扬子水体经历了一个快速海进—缓慢海退—快速海退的变化过程[30-31]，适逢南黄海中部古台地已完全演变成中部隆起[32]，区内迅速沉积了以泥岩、粉—细砂岩为主的浅水内陆棚相沉积组合，多段紫红色、灰绿色泥岩(图 6g)及丰富的植物碎屑(图 6h)反映了小范围内频繁的海平面升降和富氧古沉积环境，而有别于苏浙皖地区深水、贫氧的外陆棚沉积[30-31、33]。CSDP-2井大隆组下部发育5套风暴流沉积，每套沉积层厚度由0.6 m到5.6 m不等且向上粒度渐细。底部滞留沉积段中见大量被风暴簸选并残留下来的中—粗泥砾，砾石直径为0.5~10.0 cm，其分选、磨圆极差，多呈凸面向上且具有定向排列特征；当风暴稍弱后，粉—细砂岩由悬浮状态沉积形成中部平行层理段和丘状、沙纹交错层理段，加之顶部风暴停歇期发育的黑色泥岩段，整体构成完整或部分缺失的似鲍马层序(图 6i)。大隆组中部主要为细粒泥岩、粉砂质泥岩和粉砂岩互层沉积，总体泥质含量较高，测井曲线则呈不规则低幅齿型(图 5)，表明此时应处于水体较深、低能平静的半氧化—半还原陆棚沉积环境中。在后期快速海退背景下，顶部发育一套粒度较粗的砂质沉积，可见平行层理、小型板状交错层理等沉积构造(图 6j)。
2.4 三叠系局限台地沉积相在早三叠世初殷坑期，南黄海盆地又一次发生海侵并在晚二叠世大隆组基础上形成了广阔、温润的陆表海[34]。研究区青龙组下部的岩石类型以灰黑色泥岩、深灰色泥岩与泥灰岩互层为主，多段可见紫红色泥岩夹薄层灰色链条状灰岩并发育水平层理，反映了海平面在小范围内频繁升降，沉积环境应为低能的浅水台地。青龙组上部地层中泥质含量明显减少，主要发育深灰色泥质灰岩、薄层灰色灰岩和少量灰质粉砂岩，局部见紫红色泥岩夹链条状灰岩，菊石化石丰富，沉积构造除水平层理外还可见小型沙纹交错层理及同生的砂泥包卷构造；表明此时水体较下部略微加深、水动力稍强，但仍处于局限台地环境。
3 中—古生界烃源岩特征由前述可知，南黄海中部隆起区在中生代—古生代共经历了6次较大规模的海侵并发育了泻湖-潮坪等沉积体系。多期深水还原、欠补偿的缺氧滞留环境及温暖湿润的古气候，有利于生物的成长和高丰度有机质的保存[31、33]；在此基础上，研究区沉积了早二叠纪栖霞组、晚二叠纪大隆组、龙潭组和下三叠统青龙组共4套中等—好烃源岩[11、35]。
3.1 样品数据与测试方法本项针对南黄海中—古生界烃源岩特征的研究共收集到98块样品的534个地化数据，其中，38块样品采自CSDP-2井岩心(青龙组8块、大隆组9块、龙潭组17块、栖霞组4块)，测试仪器包括Leco碳硫分析仪(TOC检测执行GB/T19145—2003标准[36])、YS-全自动多功能抽提仪(氯仿沥青“A”测试执行SY/T5118—2005标准[37])、MPV-SP显微光度仪(镜质体反射率Ro检测依据石油SY/T5124—1995标准[38])及油气显示评价仪(热解实验执行国标GB/T18602—2012[39])等。另外，研究区内其余60块源岩样品的242个地化参数[11, 19]及下扬子苏皖地区各类地化数据共1 300余个为调研所得(表 1)[40-44]，碳酸盐烃源岩比对标准参考秦建中等[45]的研究成果。
| 地层 | 研究区块 | 主要岩性 | 有机质成熟度 | 有机质丰度 | 有机质类型 | 烃源岩评价 | |||||
| 系 | 组 | Ro/% | Tmax/℃ | w(TOC)/% | w(氯仿沥青“A”)/% | w(S1+S2)/(mg/g) | IH/(mg/g) | 干酪根镜检 | |||
| 三叠系 | 青龙组 | 南黄海盆地 | 深灰色泥晶灰岩 |  |
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Ⅱ2、Ⅲ | 中等 |
| 苏北盆地[40-42] | 灰岩 |  |
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/ | Ⅱ2、Ⅲ | 中等 | ||
| 二叠系 | 大隆组 | 南黄海盆地 | 黑色泥岩 |  |
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Ⅱ2、Ⅲ | 好—最好 |
| 苏北盆地[40-42] | 黑色泥岩 |  |
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/ | Ⅱ2 | 好—最好 | ||
| 龙潭组 | 南黄海盆地 | 煤、黑色泥岩 |  |
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Ⅱ、Ⅲ | 好—最好 | |
| 苏皖地区[40-44] | 煤、黑色泥岩 |  |
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/ | Ⅱ2、Ⅲ | 好—最好 | ||
| 栖霞组 | 南黄海盆地 | 黑色臭灰岩 |  |
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Ⅰ、Ⅱ2 | 好 | |
| 苏皖地区[40-44] | 黑岩、臭灰岩 | / |  |
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Ⅱ2、Ⅲ | 中等—好 | ||
注：表中数据意义为 。 |
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南黄海盆地栖霞组臭灰岩中干酪根以Ⅰ和Ⅱ2型为主，Ro值处于0.65%~1.13%，平均值为0.92%，另一参数峰值温度Tmax平均值也高达502 ℃(表 1)，与下扬子苏皖地区的样品同处成熟阶段；就有机质丰度而言，18个分析样品的w(TOC)分布范围跨度较大，但平均值达1.44%，明显高于陆区样品的0.6%且完全达到好烃源岩级别；另外，w(氯仿沥青“A”)值与陆区样品同为0.07%(表 1)，显示大部分样品具有生烃能力。由于下扬子区内上古生界烃源岩在侏罗纪末—早白垩世已进入生油门限[46]，致使现今源岩样品的生烃潜量w(S1+S2)普遍较低，平均值仅为0.778 mg/g，但这愈加表明栖霞组烃源岩原始有机质丰度更高，甚至达到优质烃源岩标准且具有排烃成藏过程。
3.3 龙潭组烃源岩地化特征龙潭组海侵时期沉积了450 m厚的黑色泥岩和煤系地层，w(TOC)为0.270%~12.410%，平均值高达2.130%(表 1)，其中w(TOC)＞0.8%的优质烃源岩样品占主导地位，比例约为64.7%，另有23.5%样品的w(TOC)大于0.6%，属于好级别源岩；30个烃源岩样品的w(氯仿沥青“A”)分布范围为0.005%~0.760%，平均值达0.164%，略高于苏皖地区样品均值(表 1)，源岩品质以“中等—好”级别为主；而w(S1+S2)的平均值为1.910 mg/g，明显低于苏皖地区的5.250 mg/g。干酪根镜检显示有机质类型以Ⅱ、Ⅲ型为主，氢指数IH为13.00~411.18 mg/g，平均值为93.30 mg/g；Ro分布特征与陆区相似，最小值也为0.620%，平均值约1.050%(表 1)，统计结果表明近85%的样品处于成熟阶段。综合评价认为，龙潭组烃源岩不仅厚度巨大，而且处于成熟阶段的有机质具备丰度高、类型好、生烃潜力大的特征，可以为油藏的形成提供丰富的物质基础。
3.4 大隆组烃源岩地化特征下扬子苏北—南黄海盆地大隆组所有泥岩样品的Ro值均在0.7%之上，且Tmax为458.0~558.0 ℃，平均值为502.6 ℃，表明绝大部分烃源岩进入成熟—高成熟阶段；研究区烃源岩样品的有机质类型主要为Ⅱ2型和Ⅲ型，14个样品的w(TOC)最高值达4.850%，平均值为1.655%(表 1)，其中55.6%的w(TOC)值在0.8%之上，属于最好级别烃源岩；苏北盆地18个分析样品的w(TOC)平均值更是高达3.590%(表 1)，彰显了巨大的生烃潜力；同时，w(氯仿沥青“A”)平均值为0.106%，w(S1+S2)的均值也有所提高，虽同样低于苏北盆地的4.470 mg/g(表 1)，但仍表明南黄海大隆组多数样品达到好源岩级别。
3.5 青龙组烃源岩地化特征南黄海盆地青龙组33个烃源岩样品的w(TOC)为0.100%~1.480%，平均值较苏北盆地略高，为0.362%(表 1)，而大于0.30%的样品含量为75%，表明多数处于中等丰度范畴；由w(氯仿沥青“A”)统计结果可以看出，下扬子海陆两区的参数分布特征相似且同处中等源岩级别，但海域样品均值较低，为0.057%；w(S1+S2)的平均值仅为0.400 mg/g，较之陆区样品降幅明显(表 1)。综合评价认为，研究区烃源岩丰度中等，有机质类型主要为Ⅱ2型和Ⅲ型且Ro值全部处于低熟—成熟阶段(表 1)。
综上一系列地化数据可知：南黄海盆地中—古生界同样发育4套中等—最好级别的海相烃源岩，有机质类型以生气的Ⅱ2型和Ⅲ型为主，可见部分Ⅰ型和Ⅱ1型样品；同时，大部分烃源岩都处于成熟—高熟的热演化阶段，具备良好的生烃能力。平面上相较于下扬子陆区而言，虽然部分参数的分布范围和均值稍低，但其整体品质却与苏北盆地相当，甚至栖霞组烃源岩质量还优于苏皖地区的样品；剖面上则以龙潭、大隆组源岩质量最高且半数以上样品可归属优质烃源岩范畴，青龙组烃源岩品质略低，处于中等级别。
4 中—古生界油气勘探前景在4套区域性烃源岩基础之上，南黄海中—古生界还发育孔渗条件较好的台地型碳酸盐岩储层及潮汐水道、三角洲水下分流河道等碎屑岩储层[43]，地层最大倾角在75°左右且可见多角度有效裂缝，在空间上构成了多源多期的油气成藏组合。由CSDP-2井气测数据可以看出，研究区分布多段全烃、甲烷的高幅异常层，其中：气测急剧上升段处于1 500~1 780 m范围内，包含龙潭组下部、孤峰组、栖霞组及晚石炭系碳酸盐岩地层，全烃质量分数最高可达66.2%且甲烷质量分数始终保持在94.2%~99.5%，乙烷、丙烷增幅微弱，岩屑也仅有荧光显示，故将其解释为煤层气层(图 7a、b)；除此之外，全井还发育4段明显的全烃曲线上升段，成分多为甲烷(图 7b)。同样，定量荧光分析中也可见多处含油层段，相当油质量浓度为1.3~44.3 mg/L，平均值为18.4 mg/L(图 7c)，相应的油迹、油斑、油浸等直接油气显示在岩心中累计观察到40余处，多见于烃源岩和含裂缝的砂岩储层中，含油面积分布不均(图 7)。综上认为，在CSDP-2井中—古生界地层中可识别出7套含油气层段，其厚度为100~280 m，油气显示级别跨度较大，可能包含致密油气、页岩油气、煤层气等多种油气藏类型，彰显了南黄海中部隆起海相地层具有广阔的油气勘探前景。
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| a.气测录井曲线(全部数据)；b.气测录井曲线(＜3%)；c.荧光录井曲线。 图 7 南黄海盆地中部隆起CSDP-2井气测、荧光录井及油气显示图 Figure 7 Gas-logging and fluorescence-logging plot and hydrocarbon shows of CSDP-2 well in the central uplift of South Yellow Sea basin |
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1) 科钻CSDP-2井揭示南黄海海域中—古生界自下而上沉积了上泥盆统五通群，上石炭统黄龙组、船山组，中二叠统栖霞组、孤峰组，上二叠统龙潭组、大隆组及下三叠统青龙组等多套地层，其岩性序列及古生物发育特征与陆上苏北盆地类似。
2) 南黄海盆地在中生代—古生代共经历了6次较大规模的海侵-海退，形成了频繁的海平面上升—下降旋回式变化，由海向陆发育完整的浅海陆棚-障壁海岸-三角洲沉积体系，充填了浅水内陆棚、镶边碳酸盐岩台地中的斜坡、台地边缘颗粒滩、开阔台地、局限台地及潮坪-泻湖和三角洲前缘、平原等连续的沉积演化序列。
3) 研究区发育栖霞组、龙潭组、大隆组和青龙组共4套中等—最好级别的海相烃源岩，具有有机质丰度高、类型好、生烃潜力大的显著特征；其中，以龙潭组、大隆组源岩品质最高，青龙组烃源岩品质略低，但也属有效烃源岩。
4) 基于气测、荧光录井数据及油浸、油斑等直接油气显示，可在CSDP-2井中—古生界地层中识别出7套厚度不等的含油气层段，充分展现了南黄海中部隆起极为广阔的海相油气勘探前景。
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