南黄海盆地中—古生代海相地层油气保存条件
梁杰1,2,3, 张鹏辉2,3, 陈建文2,3, 龚建明2,3, 袁勇2,3
1.中国海洋大学海洋地球科学学院
2.国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室·中国地质调查局青岛海洋地质研究所
3.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
通信作者:张鹏辉, 1986年生,助理研究员;主要从事沉积学、储层地质学与石油地质学方面的研究工作。地址:(266071)山东省青岛市市南区福州南路62号。ORCID: 0000-0003-3911-0496。E-mail: zph010@163.com

作者简介:梁杰,1979年生,高级工程师;主要从事海洋油气地质调查与评价工作。地址:(266100)山东省青岛市崂山区松岭路238号。ORCID: 0000-0003-1313-9012。E-mail: lj_100 @163.com

摘要

南黄海盆地中—古生代海相地层发育齐全且厚度较大,油气多源多期成藏,具备形成大型油气藏的物质基础,但一直未获得实质性的油气勘探突破。研究认为,多期构造事件造就了该叠合盆地复杂的构造格局,其良好的静态油气保存条件受到不同程度的后期叠加改造或破坏,油气保存条件成为关乎该区海相油气勘探能否取得突破的关键要素。为此,从构造运动与烃源岩条件、盖层特征、岩浆活动、水文地质地球化学特征等多个方面对该盆地海相地层的油气保存条件进行了综合分析。结果表明:①多期构造事件造就了该盆地复杂的构造格局,2个主要阶段(中—古生代海相盆地稳定演化阶段和中—新生代构造变格与成盆阶段)控制了区域烃源岩的发育及演化,呈现出差异性油气保存的特点;②相对较弱的构造改造及品质较好的厚层烃源岩发育、纵向上良好的盖层封盖性能、较弱的岩浆活动、相对封闭性的水文地质条件是该区海相地层油气保存有利区需要同时具备的前提条件。结论认为:该盆地中部的崂山隆起构造稳定、断裂活动及岩浆活动较弱,油气保存条件较为优越,发育多个油气地质条件良好且生储盖组合完整的大型构造圈闭,是该区海相古生界油气勘探最为有利的远景区带。

关键词: 南黄海盆地; 中—古生代; 油气保存条件; 海相地层; 构造运动; 盖层特征; 岩浆活动; 水文地质地球化学特征; 崂山隆起
Hydrocarbon preservation conditions in Mesozoic-Paleozoic marine strata in the South Yellow Sea Basin
Liang Jie1,2,3, Zhang Penghui2,3, Chen Jianwen2,3, Gong Jianming2,3, Yuan Yong2,3
1. College of Marine Geosciences, Ocean University of China, Qingdao, Shandong 266100, China
2. Qingdao Institute of Marine Geology, China Geological Survey//MLR Key Laboratory of Marine Hydrocarbon Resources and Environmental Geology, Qingdao, Shandong 266071, China
3. Laboratory for Marine Mineral Resources, Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology, Qingdao, Shandong 266071, China
Abstract

In the South Yellow Sea Basin, Mesozoic-Paleozoic marine strata are generally well developed with large thickness, and they are characterized by multi-source and multi-stage hydrocarbon accumulation, providing a material basis for the formation of large-scale oil and gas fields. However, no substantial breakthrough has been made in this area. Based on previous research results, the complex tectonic pattern of this superimposed basin was formed by multi-stage tectonic movements and the favorable static conditions for hydrocarbon preservation were reworked or destroyed by later superimposition. Therefore, hydrocarbon preservation conditions are the key factors for restricting the breakthrough of marine oil and gas exploration in this area. In this paper, hydrocarbon preservation conditions of marine strata in the South Yellow Sea Basin were comprehensively analyzed from many aspects, such as tectonic movement, source conditions, caprock characteristics, magmatic activities, and hydrogeological and hydrogeochemical characteristics. It is indicated that the complex tectonic pattern of the South Yellow Sea Basin is resulted from tectonic events in multiple stages, and the development and evolution of regional source rocks are mainly controlled by two stages (i.e., the stable evolution stage of Mesozoic-Paleozoic marine basin and the Mesozoic-Cenozoic tectonic pattern transformation and basin formation stage), so the characteristics of differential oil and gas preservation are presented. Besides, better marine hydrocarbon preservation preconditions in this area are weaker tectonic reworking, development of high-quality thick source rocks, good vertical sealing capacity of cap rocks, weaker magmatic activity and confined hydrogeological conditions. It is concluded that the Laoshan Uplift in the central part of the South Yellow Sea Basin is structurally stable with weaker faulting and magmatic activities, so it is better in oil and gas preservation conditions. Besides, several large-scale structural traps with good petroleum geological conditions and complete source-reservoir-caprock assemblages are developed in this area. Therefore, this area is the most promising region for Paleozoic marine oil and gas exploration in this basin.

Keyword: South Yellow Sea Basin; Mesozoic-Paleozoic; Hydrocarbon preservation conditions; Marine strata; Tectonic movement; Caprock characteristic; Magmatic activity; Hydrogeological and hydrogeochemical characteristics; Laoshan Uplift

区域地质及重、磁力资料分析结果表明, 南黄海盆地不仅是扬子板块在海域的延伸部分, 而且是下扬子地块的主体[1, 2, 3, 4]。尽管南黄海盆地已历经50余年的油气勘探历程, 共实施钻井29口(中国23口、韩国6口), 但至今尚未发现工业性油气流。近年来随着南黄海盆地油气资源调查工作的深入, 越来越多的研究成果表明, 南黄海盆地中— 古生代海相地层发育齐全且厚度较大, 与四川盆地具有相似的沉积演化史, 具备形成大型油气藏的物质基础, 具有较大的油气资源勘探潜力[3, 5]。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, 地质条件复杂, 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。油气保存条件是决定叠合盆地油气富集程度的第一级控制因素[6], 也是关乎南黄海盆地油气勘探能否取得突破的关键。油气保存条件涵盖油气生成、运移和聚散的全过程, 然而, 针对南黄海盆地海相地层油气保存条件的研究至今仍未获得系统性的认识。为此, 笔者从构造运动、盖层特征、岩浆活动、水文地质地球化学特征等多角度综合分析其油气保存条件, 以期为该盆地圈闭评价优选和勘探部署提供参考。

1 地质简况

作为下扬子地块的主体, 南黄海盆地位于扬子地台东部的南黄海海域, 呈“ 两坳夹一隆” 的构造格局[3, 7], 面积约为18× 104 km2, 自北向南划分为3个构造单元:烟台坳陷、崂山隆起和青岛坳陷(图1-a)。通过对钻井、地震资料进行分析及海陆对比后发现, 南黄海盆地与下扬子陆域地区在中— 古生代具有相似的沉积演化及岩性组合特征。南黄海盆地沉积了较全且保存相对完整的海相地层, 自下而上发育新元古界震旦系, 古生界寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二叠系以及中生界三叠系, 缺失中、下泥盆统(图1-b、图2)。

图1 南黄海盆地海相中— 古生界构造区划(a)及地震层序划分(b)图

图2 南黄海盆地— 下扬子陆域海相地层及主要生储盖组合图

2 构造运动与烃源岩条件及油气保存

朱夏[8]曾强调“ 运动体制的变化是形成含油气盆地的重要条件” , 在南黄海盆地— 下扬子陆域地区主要存在2种运动体制, 而这2种运动体制的差异突出表现在印支运动前后[9, 10], 表现为中— 古生代海相盆地稳定演化阶段以及中— 新生代构造变格与成盆阶段。在加里东运动、印支运动、燕山运动及喜马拉雅运动等几次主要构造运动的作用下, 造就了南黄海盆地— 下扬子陆域地区复杂的构造格局; 而构造演化能够将油气地质条件有机结合并控制油气藏破坏与保存的分区差异性, 进而导致圈闭类型多样且复杂。

2.1 中— 古生代海相盆地稳定演化阶段

2.1.1 加里东期(Z— S)

早期震旦纪— 中奥陶世(Z— O2):下扬子地块总体上呈“ 一隆两坳” 的构造格局[9], 中央为台地相沉积, 南北为斜坡— 陆棚相沉积。下寒武统幕府山组主要发育黑色碳质页岩、灰褐色硅质泥页岩、灰黄色砂质页岩[11], 厚度多为50~200 m, 厚度较大且分布较广, 是南黄海盆地海相地层中1套具有潜在生烃意义的区域烃源岩(表1), 该套烃源岩对于四川盆地安岳、威远等大气田的形成具有重要贡献。

表1 南黄海盆地— 下扬子陆域代表性钻井中区域烃源岩的主要特征表

晚期晚奥陶世— 志留纪(O3— S):随着华南洋的关闭和秦岭洋的俯冲, 扬子地台发育前陆盆地和台内坳陷[9, 12]。南黄海盆地发育广布的下志留统高家边组暗色泥页岩, 其有机质丰度较高且成熟度适中, 被视为全区分布的良好烃源岩(表1), 已成为四川盆地五百梯、卧龙河、沙坪场、焦石坝等大型气田、页岩气田的气源岩。

下寒武统和下志留统烃源岩共同构成了南黄海盆地海相下构造层2套最优质的区域烃源岩。志留纪晚期的加里东运动(广西事件)导致包括南黄海盆地在内的下扬子地块整体隆升并接受剥蚀, 剥蚀强度呈南强北弱的特点[9, 13], 造成上志留统、中— 下泥盆统沉积的大面积缺失, 并发生轻微的褶皱运动。

2.1.2 海西期— 印支期(D— T2

泥盆纪— 早石炭世(D— C1):受秦岭洋关闭和特提斯洋开启的影响, 南黄海盆地及下扬子陆域地区在晚古生代整体表现为相对稳定的陆表海沉积环境[9, 12, 13]

晚石炭世— 早二叠世(C2— P1):随着特提斯洋的扩张、南秦岭海槽的开启, 下扬子地块产生裂陷或断陷[9, 12], 在早二叠纪栖霞期接受海侵并在南黄海盆地中南部发育1套富含沥青质和硅质的碳酸盐岩沉积建造。

晚二叠世— 中三叠世(P2— T2):受南秦岭海槽扩张的影响, 裂陷进一步发育, 在上二叠统龙潭组— 大隆组形成1套以发育深水沉积的黑色、灰黑色硅质页岩为特征的区域烃源岩(表1), 是南黄海盆地海相上构造层最主要的烃源岩, 也是四川盆地普光、元坝、龙岗、磨溪、铁山坡、渡口河、罗家寨等大气田的主要供烃层系。

2.2 中— 新生代构造变格与成盆阶段

中三叠世末— 晚三叠世初期的印支运动彻底改变了下扬子地块的区域构造与沉积格局, 结束了海相沉积盆地稳定演化史[9, 12], 海相地层受到形式多样的改造作用, 中— 古生界断裂主要形成于印支期, 主要发育逆冲和逆掩断层(图1-b、图3), 南黄海盆地进入后期改造为主的阶段。

图3 南黄海海相中— 古生界断裂分布图
(边界范围如图1所示, 据本文参考文献[10]修改)

2.2.1 晚三叠世— 早白垩世时期(T3— K1

T3— J2构造事件期间受扬子地块南北两侧挤压作用的影响, 南黄海盆地处在前陆盆地发育时期[9, 12], 整体为隆升状态, 构造强度强于上扬子地块, 表现为上二叠统— 下三叠统受到不同程度的剥蚀作用甚至局部缺失。

J3— K1构造事件期间扬子地块呈现明显的东西分异特征, 齐岳山断裂以东的中、下扬子地区遭受挤压变形、褶皱冲断改造及隆升剥蚀, 而在齐岳山断裂以西的四川盆地则表现为持续沉降, 未发生明显的褶皱变形[17, 18]。该期使南黄海盆地包括中、下侏罗统在内的中— 古生界遭受不同程度的挤压形变、位变及序变, 是对中— 古生界改造作用最强烈的时期, 并以造山带山前及靠近郯庐断裂带处的改造程度最高, 而崂山隆起受改造影响相对较弱, 奠定了南黄海盆地中— 古生界的基本构造面貌。

2.2.2 晚白垩世— 古近纪时期(K2— E)

南黄海盆地— 下扬子陆域地区在该时期受多期拉张断陷作用而形成若干单断或半地堑式的箕状盆地或地堑型盆地[9]。断凹内的剥蚀厚度较小, 可在盆地叠加区重建海相地层油气保存系统; 而在隆起与断陷间高凸起区中的原生油气藏易受剥蚀改造而破坏[12, 18]。句容、黄桥油气藏是这一时期油气保存成藏的代表, 南黄海盆地海相地层在该时期呈差异性油气保存的特点。

2.2.3 新近纪— 第四纪时期(N— Q)

南黄海盆地在该时期整体沉降而形成统一坳陷, 断裂活动趋弱, 盆地中沉积厚度基本稳定, 对海相地层油气保存影响不大。

3 油气保存条件
3.1 盖层特征

作为油气保存条件研究的一个核心要素, 盖层分直接盖层(内盖层)与区域盖层2种类型, 其中直接盖层为直接阻止油气逸散的岩层, 而区域盖层是由不同岩类的岩层构成的对油气系统起整体保护作用的一类上覆岩系[19, 20]。盖层实际的封盖能力取决于储盖层组合的相对封盖性[21], 其封盖性能的优劣直接影响着油气藏的形成、规模及保存。良好的区域盖层能够有效阻止油气的大量散失, 即使在直接盖层较差的情形下, 仍能使油气在区域盖层下重新分配而得以保存[22]

南黄海盆地海相中— 古生界的盖层主要有(膏)盐岩、致密(泥)灰岩和泥页岩3种类型。(膏)盐岩具有较高的突破压力, 塑性系数和压缩系数较大, 在高温、高压条件下即使变形较大也不易产生裂缝, 是最有效的一类盖层; 致密(泥)灰岩的突破压力较小, 在受力过程中易产生脆性破裂, 因而其封盖性能相对较差; 而泥页岩的突破压力及力学性质参数介于(膏)盐岩与致密(泥)灰岩之间, 使得其封盖性能也介于二者之间[19, 20, 21, 22, 23]

根据地震资料解释、海陆对比分析及区内的钻井揭示, 南黄海盆地海相中— 古生界主要存在3套盖层层序(图4):①下志留统高家边组泥页岩; ②上二叠统龙潭组— 大隆组泥页岩; ③下三叠统青龙组泥灰岩和膏盐层。这3套盖层的存在可为海相地层提供油气封盖条件。

图4 南黄海海域— 下扬子陆域盖层特征图(自左至右:A井、B井、C井)

从目前下扬子陆域野外露头及钻井揭示情况看, 下志留统高家边组泥页岩虽然横向厚度变化较大, 但分布较为连片, 形成时间一般早于油气生成运移期。以高家边组为代表的泥页岩因其地层年代较老、埋深大、成岩作用强, 又被称为高演化泥页岩, 这类泥页岩常被认为封盖性较差。导致封盖性较差的原因是泥页岩埋深超过一定埋藏深度(1 500~3 500 m), 压实接近极限, 脆性增加而容易产生微裂缝, 进而使毛细管封闭能力变差。埋深与盖层封闭参数的关系、三轴抗剪抗压实验中埋深与区域盖层遮挡性能的关系以及四川盆地已发现的古生界油气藏实例等研究表明, 高演化泥页岩盖层在深埋条件下可塑性较强, 其封盖能力与压实程度紧密相关, 在未遭受断裂破坏等后期强烈构造改造作用条件下, 仍可具备较好的封盖性能[24, 25]。高家边组泥页岩在中— 新生代构造变格与成盆阶段虽然受逆掩断层等构造运动影响, 但因逆掩断层在其内多以滑移面为主, 有利于滑移面之下的构造圈闭保持形态完整性[26], 使得盖层连续性破坏作用有限, 如句容地区N1井在滑移面之下的石炭系— 二叠系中见油气显示。此外, 岩心观察显示在高家边组泥页岩中发育的微裂缝因其延伸有限, 对盖层封盖性能影响较小, 对下扬子陆域已有钻井高家边组盖层参数分析, 兴参1井突破压力大于12 MPa, C井突破压力大于16 MPa, 句参2井突破压力为12~16 MPa, 具备较好的封盖能力。

南黄海盆地B井上二叠统龙潭组— 大隆组泥页岩累积厚度大于100 m(图4), 据测井解释估算其排驱压力为18~25 MPa, 反映出较好的封盖能力。盆地内龙潭组— 大隆组在地震剖面上反射特征多表现为平行连续反射[26], 横向上可以连续追踪对比, 平面分布具有一定连续性, 这套盖层在盆地中、南部较为发育。

下三叠统青龙组泥灰岩和膏盐层只在南黄海盆地内局部发育, 但因其封盖条件较好, 仍可以作为一套局部盖层。如盆地内A井钻遇青龙组, 可见青龙组石灰岩与泥灰岩互层及钙质泥岩层发育, 部分石灰岩具石膏假象, 具备一定的封盖性能。

3.2 岩浆活动

岩浆岩及岩浆活动对油气保存影响主要体现在4个方面[19, 22, 27, 28]:①岩浆活动形成于油气大量生成之前, 岩浆热事件对烃源岩的增熟作用有助于油气生成; ②发生于油气大量生成之后的岩浆运动对油气保存的影响与其产状分布关系密切, 若岩浆体上侵使上覆盖层因拉张产生一系列张性断裂或裂缝而降低封闭能力, 若岩浆岩直接穿过已发生聚集的油气藏则会使油气变质破坏, 若岩浆岩与地层平行呈层状分布则对油气保存的影响较小; ③岩浆岩侵入体可形成一些特殊类型的圈闭使油气得以聚集成藏; ④岩浆岩本身及其蚀变带可以具备孔、洞、缝而成为油气的较好储集层。

南黄海盆地— 下扬子陆域及邻区岩浆侵入活动主要始于中侏罗世, 但岩浆活动相对较弱。在J3— K1构造事件岩浆活动变强, 岩浆岩以中酸性、弱酸性侵入岩为主, 主要位于南黄海盆地东部、近韩国一侧(图3), 受岩浆运动影响较大, 对一些早期形成的油气藏有一定破坏作用, 其他地区油气保存条件受岩浆活动影响则相对较小。

3.3 水文地质地球化学特征

含油气沉积盆地地下水动力场受盆地气候、沉积环境及构造演化的控制, 在油气运移和聚集过程中起较为重要的指示作用[19, 29, 30]。沉积盆地水文地质旋回一般分为2个主要阶段(图5):①沉积埋藏压实离心流阶段, 指从区域沉降和水侵起并发生沉积作用和埋藏沉积水的整个时期, 通常在该阶段处于有利于油气保存的相对封闭的环境里, 矿化度、Cl含量等指标增加[31, 32]; ②抬升剥蚀大气水下渗向心流阶段, 指区域隆起、水退而遭受剥蚀并发生大气水渗入形成渗入水的整个时期[29], 受大气水或地表水影响大, 矿化度较低, 不利于油气保存。

图5 沉积盆地演化过程中的水文地质旋回模式图
(据本文参考文献[29]修改)

南黄海盆地— 下扬子陆域地区钻遇海相地层的钻井中有水文地质资料的井很少, 不利于该区水文地质地球化学油气保存条件的全面评价。依据现有的少量钻井情况而言, 苏北高邮凹陷及苏南句容地区海相中— 古生界水矿化度总体较低且随深度的增大变化趋势不明显, 推测可能以封存大气水为主[29, 33], 表明中— 新生代构造变格与成盆阶段对该区地下水地球化学性质影响较大。这种影响主要如下:①抬升剥蚀过程中古淋滤大气水沿风化剥蚀面广泛渗入; ②断层作用提供了地表水下渗的通道[29], 从而导致油气藏被破坏, 不利于油气保存。在句容地区容3井下三叠统地层水矿化度达21.44 g/L, Cl含量达10.54 g/L, 这口井试油曾产出数方原油[33], 可能具有一定的水动力封闭性。

4 油气勘探方向

南黄海盆地发育刚性古陆核, 属于刚性结晶基底[3, 34, 35], 虽然南黄海盆地与下扬子陆域在结构和构造演化上相似, 但在印支运动以来的中— 新生代构造变格与成盆阶段, 南黄海盆地在构造强度和构造活动性上与下扬子陆域相比相对较弱, 显示出南黄海盆地具有相对更好的稳定性, 特别是在盆地中、南部发育较为平缓的褶皱(图1-b), 以崂山隆起的断层活动规模最小且平面分布少, 断裂活动最弱, 构造相对简单(图3), 更有利于海相地层油气成藏及保存。

南黄海盆地构造演化、烃源及盖层条件等认识决定了其海相地层可发育3套主要的生储盖组合(图2):①下寒武统幕府山组泥页岩(烃源岩)+中寒武统炮台山组— 奥陶系白云岩及石灰岩(储层)+下志留统高家边组泥页岩(盖层), 这套组合在构造相对稳定的崂山隆起保存较为完整; ②下志留统高家边组泥页岩(烃源岩)+中上志留统坟头组和茅山组砂岩以及石炭系— 下二叠统栖霞组石灰岩(储层)+上二叠统龙潭组— 大隆组泥页岩(盖层), 该套组合在崂山隆起南部保存条件较好; ③上二叠统龙潭组— 大隆组泥页岩(烃源岩)+上二叠统龙潭组砂岩、下三叠统青龙组白云岩(储层)+下三叠统青龙组泥灰岩和膏盐层(盖层), 易在盆地叠加区得以保存。通过对近年来采集的二维多道地震资料攻关处理及解释, 在崂山隆起海相中— 古生界发现了6个油气地质条件较为优越的大型构造圈闭, 圈闭面积介于33~220 km2, 前2套生储盖组合发育较为完整。此外, 这3套烃源岩生烃潜力较好, 页岩气地质赋存条件较为优越, 崂山隆起西北部可能为古生界页岩气远景区[11, 36]。青岛坳陷和烟台坳陷油气保存条件与崂山隆起相比较差, 青岛坳陷可能具有形成类似黄桥原生残留型油气藏的条件, 而在烟台坳陷则可能找到类似句容晚期重建型油气藏的条件[12]。综上分析后认为, 崂山隆起古生界海相地层地震反射相对清晰, 埋藏较浅、构造较稳定、大型圈闭发育, 生储盖组合配置良好, 是南黄海盆地海相古生界油气勘探的首选远景区。

5 结论

1)多期构造事件造就了南黄海叠合盆地复杂的构造格局, 表现为2个主要阶段:中— 古生代海相盆地稳定演化阶段和中— 新生代构造变格与成盆阶段, 这2个阶段控制了区域烃源岩的发育及演化, 呈现出差异性油气保存的特点。

2)相对较弱的构造改造及品质较好的厚层烃源岩发育、纵向上良好的盖层封盖性能、较弱的岩浆活动、相对封闭性的水文地质条件是该区海相地层油气保存有利区需要同时具备的条件。

3)南黄海盆地海相中— 古生界实体较下扬子陆域具有更好的稳定性, 源— 盖具备有效匹配的条件, 对应发育3套主要的生储盖组合; 油气保存条件综合评价表明, 盆地中部的崂山隆起构造稳定、生储盖保存完整、岩浆活动相对较弱, 油气保存条件较为优越, 是该区海相古生界油气勘探的首选远景区带。

The authors have declared that no competing interests exist.

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