曾母盆地位于中国南沙海域最南端，中国、马来西亚和印度尼西亚均在该盆地进行了油气调查。曾母盆地油气勘探始于1938年，20世纪50年代进入常规勘探阶段(陈宏文和梁世容，2004)。1954年，壳牌石油公司首次在沙捞越近岸进行地震勘探，1957年钻探了Siwa-1井，1962年在盆地南部发现帕特里西亚(Partricia)和特马那(Temana)油田(姚永坚等，2008)。20世纪60年代初至70年代，印尼和马来西亚先后于近海巴林基安、中卢科尼亚、东纳土纳区进行了钻探，并获得纳土纳气田等一些重要发现。中国于1987年首次挺进南沙曾母盆地开展油气地质调查，陆续开展了一系列地球物理普查和地质研究工作，但目前仍无探井工作量。截至2014年底，周边国家已在曾母盆地发现油气田143个，累计发现石油地质储量65595×10⁴ t，烃类气体地质储量43768×10⁸ m³。分析曾母盆地烃源岩地球化学特征对于开展油气资源评价和有利勘探方向选择具有重要意义。作者在前人研究的基础上，收集、整理最新的地球化学相关数据，系统分析了曾母盆地烃源岩分布和地球化学特征。

曾母盆地是南海南部的一个新生代沉积盆地，位于纳土纳岛以东、南沙海槽以西、万安滩-北康暗沙以南的海域，盆地面积167054 km²，其中中国传统疆界内面积为119239 km²。曾母盆地可划分为8个次级构造单元(刘宝明和金庆焕，1997)，即索康坳陷、拉奈隆起、西部斜坡、塔陶垒堑、东巴林坚坳陷、西巴林坚坳陷、南康台地和康西坳陷(图 1)。

图 1

图 1 曾母盆地构造区划 Figure 1 The tectonic map of the Zengmu Basin

曾母盆地在各不同构造演化阶段表现出不同的类型特点：中生代末-中始新世为被动大陆边缘阶段；在晚始新世-中中新世为周缘前陆盆地阶段；晚中新世-第四纪为区域沉降阶段(陈玲，2002；吴庐山等，2005)。

曾母盆地沉积相在空间分布具有三分性(戴春山等，1998):一是南部滨岸平原-三角洲碎屑岩相区，主要受沙捞越山区经巴林坚斜坡形成的古拉让河和古卢帕尔河主干水系控制，该三角洲体系形成于渐新世，至中新世持续发育，形成了以三角洲为主的有利相区；二是北部南康台地碳酸盐岩隆和生物礁相区，属远离物源区和断裂活动引起的水上高地形成的碳酸盐岩分布区，为岩隆和礁相为代表的有利相区；三是西部混合相区，由西部台地相和三角洲相组成，主要形成于西雅隆起带西侧。上述三大沉积相区之间则穿插分布浅海相碎屑岩亚相，形成了曾母盆地特有的沉积景观。

曾母盆地新生界自下而上主要发育南薇组、曾母组、立地组、海宁组、南康组和北康组(姚永坚等，2008)(图 2)。古新世除发育早期的火山集块岩外，缺失上部地层；晚始新世末开始，盆地内局部发育陆相-三角洲相沉积；渐新世河流-三角洲沉积逐渐扩大，形成厚达60~800 m的曾母组(加布斯组)；早中新世，曾母盆地内三角洲-浅海沉积发育，形成了厚达610~1824 m的立地组(阿兰组)，局部有缺失；中中新世开始，碳酸盐岩发育，形成了457~1524 m厚的海宁组和南康组(特隆布组)，下部海宁组为泥灰岩、台地灰岩和生物礁灰岩，上部南康组以礁灰岩为主；上新世-第四纪，以滨浅海、深海环境为主，形成厚达457~1828 m的北康群(穆达组)。

图 2

图 2 曾母盆地地层综合柱状图 Figure 2 The stratigraphic column of the Zengmu Basin

曾母盆地主要发育两大套烃源岩：一是渐新统下海岸平原煤系泥岩、煤；二是下中新统海岸平原、滨海相泥岩和煤层(杨楚鹏等，2010)(王登等，2013b)。烃源岩的分布受控于盆地区域构造-沉积作用，渐新世末-早中新世，曾母盆地从前陆坳陷发展阶段，盆地整体接受沉积，物源区进一步向西退至纳土纳隆起，向南退至巴林坚陆上地区。渐新统-中中新统在平面上相变较大，但都具有从西到东，由南向北逐渐由陆相、下海岸平原相、浅海相过渡到深海相的特征。

根据地震速度资料计算，渐新统泥岩平均厚度可达1000多米，下-中中新统泥岩平均厚度可达2000多米。煤系烃源岩主要分布于盆地南部、中部和东南部(杨楚鹏等，2010)，海相泥岩则主要分布于坳陷北部。根据沉积相、泥岩厚度、单井TOC标定共同确定了有效烃源岩厚度分布，渐新统烃源岩最厚550 m，主要分布于康西坳陷大部分地区及南康台地、东巴林坚坳陷(图 3)；下中新统烃源岩最厚达1650 m，主要分布于康西坳陷南部及塔陶地区(图 3)；中中新统烃源岩最厚在中中新统烃源岩在康西坳陷北部最厚，可达850m(图 3)。

图 3

图 3 渐新统、下中新统、中中新统烃源岩厚度图 Figure 3 The thickness distribution of Oligocene, lower Miocene and mid-Miocene hydrocarbon source rocks

曾母盆地主力烃源岩为渐新统下海岸平原煤系泥岩和煤和下中新统海岸平原、滨海相泥岩，中中新统为次要烃源岩。烃源岩主要分布在东巴林坚坳陷、南康台地和康西坳陷。曾母盆地渐新统-下中新统烃源岩，据100块一般泥岩样品(TOC小于6%)统计，其TOC域值0.30%~5.50%，均值为1.40%(图 4)，总体为中等-好烃源岩，渐新统有机质丰度总体比下-中中新统低(图 5)；据50块碳质泥岩、煤样统计，其S₂域值8.03~291 mg/g，为中等烃源岩(图 5)。

图 4

图 4 一般泥岩TOC(左)、S2(右)分布直方图 Figure 4 Mudstone TOC(left), S2(right)distribution histogram

图 5

图 5 曾母盆地烃源岩TOC、S2散点图 Figure 5 Hydrocarbon source rocks TOC, S2 binary plot of the Zengmu basin

在巴林坚地区，向盆地东方向，煤分布减少，同时非海相烃源岩生烃潜力也随之下降(王登等，2013)。从图 6可见，D35井烃源岩TOC值为3.2%~88.4%，均值为39.9%；IH值分布在48.5~387.9 mg/g，均值为197.8 mg/g；North Acis-2井烃源岩TOC值分布在0.29%~5.47%，均值为1.5%；IH值分布在66.7~353.3 mg/g，均值为140 mg/g；Sompotan-1井烃源岩TOC值为0.39%~2.22%，均值为0.89%。由此可见，沿着该剖面(向东)，有机质丰度逐渐下降，煤层分布逐渐减少，例如，D35和C2井，发育大量煤夹层，厚度可达1 m。向东，North Acis-2和Yu-1井煤层开始变薄和不连续。继续向东，在Sompotan和Serunai井，未能发现煤。并且渐新统有机质丰度要高于下-中中新统。这一趋势是由海相影响的增加而造成的。

图 6

图 6 巴林坚地区典型井地球化学剖面图 Figure 6 Geochemical profile of typical well in the Balinjian district

东巴林坚坳陷烃源岩类型较好，渐新统烃源岩以Ⅱ₁-Ⅱ₂型有机质为主，部分Ⅲ型；下-中中新统烃源岩也以Ⅱ₁-Ⅱ₂型有机质为主，部分Ⅰ型、Ⅲ型有机质(王登等，2013a)。

在廷贾省露头上，渐新统主要为下海岸平原环境煤和煤系泥岩，下中新统为海相泥岩。渐新统烃源岩有机质类型以Ⅱ₁、Ⅱ₂、Ⅲ型为主，少量样品为Ⅰ型(图 7)；下中新统海相泥岩有机质类型为Ⅲ型，具有中-高的Tm/Ts值，中等的C₂₉降藿烷，低的奥利烷和双杜松烷，C₂₉甾烷优势，说明其有机质来源以陆生高等植物为主。

图 7

图 7 tmax IH划分有机质类型图 Figure 7 The discrimination diagram of tmax and IH organic matter

廷贾省渐新统煤(露头样品)TOC值为35.6%~82.6%，均值为63.2%；S₂值92.3~270.9 mg/g，均值为189.9 mg/g，为很好的烃源岩。渐新统泥岩TOC值为0.88%~6.6%，均值为2.1%；S₂值为0.38~7.7 mg/g，均值为1.9 mg/g，为好烃源岩。而Selungun-1井钻遇渐新统烃源岩，岩石热解分析后得到TOC值为0.4%~1.41%，S₂小于2 mg/g，氢指数小于100 mg/g，以生气为主，有机质类型为Ⅲ型。

塔陶垒堑T3.2井揭示了渐新统烃源岩，从IH和t_max划分烃源岩有机质类型图(图 7)可见，有机质类型为Ⅲ型，大部分泥岩样品TOC值小于1%，IH为47.4~95.7 mg/g，均值为74.3 mg/g，生烃潜力较差，并以生气为主。南康台地钻井揭示的下-中中新统烃源岩较多，下-中中新统烃源岩以Ⅱ₂-Ⅲ型有机质为主；渐新统烃源岩以Ⅲ型有机质为主，部分Ⅱ₂型有机质。

巴林坚东部(王登等，2013a)，远离现今海岸渐新统烃源岩往往成熟度较高，而处于海岸的渐新统烃源岩往往未成熟。总体而言，巴林坚地区中新统和上覆更年轻地层基本都尚未成熟。巴林坚地区地温梯度相对较高，在一个相对浅的深度(大约1400 m)，烃源岩就达到了成熟阶段。如图 8可知，D35-1井下-中中新统有机质R_o值分布在0.48%~0.60%，均值为0.55%；渐新统有机质R_o值为0.67%~1.16%，均值为0.87%。North Acls-2井下-中中新统有机质R_o值为0.29%~0.58%，均值为0.47%，渐新统有机质R_o值为0.56%~0.67%，均值为0.61%。C2.1X井下-中中新统有机质R_o值为0.43%~1.05%，均值为0.65%；渐新统有机质R_o值为1.15%~1.23%，均值为1.18%。Serunai-1井下-中中新统有机质R_o值为0.48%~0.85%，均值为0.63%。以R_o达到0.50%作为成熟的界线，下-中中新统烃源岩处于未熟-成熟阶段，渐新统烃源岩处于成熟-高成熟阶段。

图 8

图 8 曾母盆地深度与Ro关系图 Figure 8 The relationship between depth and Ro of the Zengmu Basin

西巴林坚隆起Bawal Marine-1井揭示下-中中新统有机质R_o值为0.43%~0.69%，均值为0.58%；渐新统有机质R_o值为0.84%~1.09%，均值为0.86%(图 8)。Oya-A1井揭示下-中中新统有机质R_o值为0.75%~1.09%，均值为0.86%；渐新统有机质R_o值为1.21%~1.73%，均值为1.52%(图 8)。镜质组反射率数据表明，下-中中新统有机质主要处于成熟阶段，部分达到高成熟；渐新统烃源岩处于成熟-高成熟阶段。

南康台地，对于相同层位烃源岩，其烃源岩热成熟度要高于东巴林坚坳陷，其下-中中新统有机质处于未熟-低成熟阶段，渐新统处于成熟阶段，其中南康北部成熟度可能要略大于南部。

塔陶垒堑T3.2井揭示了渐新统烃源岩，从IH和t_max划分烃源岩有机质类型图(图 8)可见，有机质类型为Ⅲ型，大部分泥岩样品TOC值小于1%，IH分布在47.4~95.7 mg/g之间，均值为74.3 mg/g，生烃潜力较差，并以生气为主。南康台地钻井揭示的下-中中新统烃源岩较多，下-中中新统烃源岩以Ⅱ₂-Ⅲ型有机质为主；渐新统烃源岩以Ⅲ型有机质为主，部分Ⅱ₂型有机质。

塔陶垒堑，T3.2井上新统干酪根R_o值为0.30%~0.34%，均值为0.32%；上中新统干酪根R_o值为0.46%~0.65%，均值为0.54%(图 8)；中中新统干酪根R_o值为0.69%~0.98%，均值为0.72%。以R_o达到0.50%为成熟的界线，上新统有机质处于未熟阶段，上中新统处于未-低熟阶段，中中新统达成熟-高成熟阶段。T3.2井有机质在1690 m埋深进入生油窗(R_o=0.5%)，在3000 m埋深进入生气窗(R_o=1.2%)。其他井的R_o数据表明生油窗在2500~3500 m。说明康西坳陷渐新统烃源岩达到高成熟-过成熟阶段，下-中中新统烃源岩也达到成熟阶段。而T3.2井上中新统-上新统砂岩储集层中凝析油发现，也证明在其下伏地层应存在成熟烃源岩。

烃源岩的成熟度研究是确定一个地区烃源岩能否生成油气的关键因素，它是描述有机质向石油转化的热力反应程度。据31口井地温测试资料统计，曾母盆地平均地温梯度高达4.36℃/100 m，属异常高地温场盆地，其中处于地块结合部的拉奈隆起附近，地温梯度达6.84℃/100 m。全盆地内除康西拗陷北半部小于4℃/100 m外，其他多在4~6℃/100 m之间。由于地温场异常高温，再加上区域盖层，最大埋深已超过3400 m(康西坳陷)。因此，从广义的油气成熟演化角度讲，本区的渐新统、中新统和上新统均可以作为烃源岩，但主要烃源岩应为中新统和渐新统。

曾母盆地整体成熟度平面变化如图 9所示。在巴林坚的大多数地区，渐新统和下中新统烃源岩其埋深达到成熟-过成熟阶段，而中中新统只在盆地最深处能达到成熟。巴林坚西部大部分地区，渐新统烃源岩一般处于生油窗阶段(如C2井)或者未成熟-成熟早期阶段(如D35井)。沿着现今海岸线(向东北方向)，成熟度逐渐升高。

图 9

图 9 渐新统、中新统成熟度平面分布图 Figure 9 Distribution of maturity of Oligocene and Miocene rocks

曾母盆地油气纵向分布以下油上气为主要特征，即下中新统为主要含油层，中-上中新统碳酸盐岩为主要含气层；平面上油气分布不均衡，东巴林坚坳陷主要富集原油(王登等，2013a)，南康台地及康西坳陷主要富集天然气(图 10)。曾母盆地原油共同的特征为中等含蜡量、低硫、API值为30°~40°(表 1)。

表 1

表 1 曾母盆地典型原油物性特征分布表 Table 1 Physical characteristics of typical crude oil in the Zengmu Basin

表 1 曾母盆地典型原油物性特征分布表 Table 1 Physical characteristics of typical crude oil in the Zengmu Basin

奥利烷和双杜松烷均为可靠的高等植物生源标志物(王登等，2013a)。东巴林坚坳陷渐新统下海岸平原沉积环境中的煤和泥岩甾、萜类分布特征相似：Pr/Ph大于3.0、Tm/Ts中-高、C₂₉降藿烷中-高、奥利烷低、双杜松烷中-高、C₂₉甾烷优势(图 11)。奥利烷和双杜松烷的出现以及C₂₉甾烷优势，反映出渐新统烃源岩陆源高等植物输入占优势，陆源高等植物与低等水生生物混合输入的特征，也表明其有机质类型偏腐殖型，这与由氢指数和t_max关系图所划分的有机质类型是一致的。

图 10

图 10 曾母盆地油气田分布图 Figure 10 Oil and gas distribution of the Zengmu Basin

图 11

据Abdua等(1999) 图 11 渐新统煤和泥岩部分生物标志化合物分布特征图 Figure 11 Biomarkers compounds distribution of Oligocene coal and mudstone

南康台地金坛气田凝析油具有较高API，低双杜松烷和奥利烷，高C₂₉H/C₃₀H，低-中等Pr/Ph(向东降低)，Tm/Ts值小于2.0，含硫量大于2.0，C₂₇甾烷超过C₂₈和C₂₉(图 12)，表明典型的受海相来源影响的原油。

图 12

图 12 金坛气田凝析油、M4.2井含蜡油、Lada Hitam-1井原油M/Z191、217质量色谱图 Figure 12 The condensate oil, wax-bearing oil, crude oil M/Z191、217 quality chromatograms of the Jintan gas field, Well M4.2, Well Lada Hitam-1

在南康台地的许多碳酸盐岩礁中，其天然气、凝析气藏之上都有薄层含蜡油(王登等，2013b)。奥利烷、双杜松烷含量高(图 12)，三环化合物含量很低、甚至不能检测到，C₂₉H/C₃₀H值为0.5~0.7，Pr/Ph值大于5，Tm/Ts值大于2.0，含硫量小于0.2%，C₂₉甾烷含量高于C₂₇、C₂₈甾烷。其来自下海岸平原沉积环境的烃源岩。

Lada Hitam-1井原油中等含蜡量，中-高的双杜松烷，中等奥利烷和其他能指示高等植物输入的萜烷，中等三环萜烷，C₂₉H/C₃₀H值为0.7~0.8，Pr/Ph值为3~5，Tm/Ts值远远小于2.0，含硫量小于0.2%，C₂₇甾烷含量高于C₂₈、C₂₉甾烷(图 12)。可能来源于有海相和陆源有机质输入沉积环境下的烃源岩，可能是滨海相。

曾母盆地原油类型的变化表明生烃凹陷可能存在多种烃源岩相，从西部占主要地位的下海岸平原环境逐步到东部的海相环境。陆相原油生烃母质主要为陆源植物的树脂，来自渐新统煤系泥岩；海相原油生烃母质也主要为陆源高等植物，但水生生物输入有所增加。

(1) 曾母盆地主力烃源岩为渐新统下海岸平原煤系泥岩、煤和下中新统海相泥岩，中中新统为次要烃源岩。主要分布在康西坳陷、南康台地和东巴林坚坳陷。

(2) 东巴林坚既有来源于渐新统的原油，也有来源于下中新统海相泥岩的原油；南康台地金坛凝析气田凝析油为下中新统海相泥岩。

(3) 曾母盆地原油类型的变化表明生烃凹陷可能存在多种烃源岩相，从西部占主要地位的下海岸平原环境逐步到东部的海相环境，泥岩有机质丰度存在降低趋势；陆相原油生烃母质主要为陆源植物的树脂，来自渐新统煤系泥岩；海相原油生烃母质也主要为陆源高等植物，但水生生物输入有所增加。