南海北部新生代准被动大陆边缘盆地油气地质特征及成因类型

南海北部新生代准被动大陆边缘盆地油气地质特征及成因类型

0南海北部边缘盆地油气勘探实践南海北部的新生代准被动大陆边缘盆地位于欧亚板块、印度-澳大利亚板块和太平洋板块的交汇处。该盆地的形成和发展具有不同的特点。古代和新生代沉积以及泉岩和元藏古岩的发育、油气地质和云岩的独特制备、油气成因的类型、丰富的油气资源和co2资源的潜力。这是该地区最基本的区域结构特征和最重要的油气特征[1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12和13]。南海北部边缘盆地油气勘探活动,多年来均主要集中在北部湾、莺歌海、琼东南、珠江口及台西南等5大盆地的陆架浅水区,而南部广大的陆坡深水区涉足甚少。目前,南海北部边缘盆地陆架浅水区总体油气勘探程度仍然较低,油气勘探领域及范围主要集中在北部湾盆地涠西南凹陷东部及周缘、莺歌海盆地泥底辟带浅层及莺东斜坡带中南段、琼东南盆地西北部环崖南凹陷构造带以及东部松南—宝岛凹陷周缘区、珠江口盆地西部珠三坳陷文昌凹陷及周缘和神狐隆起、珠江口盆地东部珠一坳陷及周缘和南部珠二坳陷白云北坡—番禺低隆起周缘等地区,而其他区域的油气勘探程度尚低,勘探及研究工作甚少。虽然半个世纪以来,南海北部边缘盆地陆架浅水区油气勘探已获重大突破和长足进展,且陆续勘探发现了多个大中型油气田,形成了南海北部油气大区的基本格局,但迄今为止该区整体油气勘探程度并不太高,很多油气地质规律及特征尚有待进一步深化认识与系统总结。本文旨在前人研究基础上,结合近期所获油气勘探成果与地质资料,拟重点对南海北部边缘盆地油气勘探中所发现的烃类油气、非烃气和天然气水合物的成因类型、运聚分布规律及特点进行深入地分析研究,优选评价有利油气富集区带,进而选准和确定最佳油气勘探方向,以期为该区进一步的油气勘探及油气地质综合研究等提供指导和借鉴。1运聚规律等南海北部边缘盆地是我国东南近海重要的油气富集区和油气产区,亦是中国海洋石油总公司(中海油)油气勘探开发与研究的重点和热点地区。该区不仅油气资源较丰富,而且油气成藏地质条件、油气源及油气成因类型与运聚规律等均较复杂。南海北部边缘盆地大量油气勘探成果与地质地球化学综合研究表明[10,15,16,17,18,19],迄今为止该区勘探发现的油气成因类型较多(包括非烃气及天然气水合物),且油气源较复杂,但根据形成油气的外部地质营力及本身的地质地球化学特征,总体上可将该区烃类油气的成因类型划分为生物气及亚生物气(生物—低熟过渡带气)、热成因成熟油气(成熟陆源石蜡型油及油型伴生气和成熟煤型油气)和热成因高熟—过熟油气等3型7类(表1),且不同成因类型油气均具有不同的运聚分布规律和成藏组合特点,本文仅对不同成因类型烃类油气和CO2非烃气及非常规天然气——天然气水合物等进行扼要简述。1.1ch4碳同位素生物气在南海北部莺歌海盆地、琼东南盆地和珠江口盆地东部浅层及海底均有发现。其常见于钻井浅层气测异常显示,产于新近系上新统—第四系海相未成岩砂泥岩或粉细砂岩中,且多以水溶气形式产出,但在莺歌海盆地中央泥底辟带部分超浅层局部构造的地震模糊区,第四系乐东组一段已发现富集成藏的生物气藏,且产量较高,表明其存在较大的生物气资源潜力。生物气组成中CH4居绝对优势,不含或仅微含少量C2+重烃气(<0.5%),干燥系数大(在0.99～1.00之间),属典型干气。非烃气含量较低(在4%～12%之间),且以N2气为主,CO2含量甚微,CH4碳同位素值(δ13C1)分布在-62‰～-87‰之间,属典型生物气碳同位素特征。生物气在南海北部边缘盆地分布较普遍,尤其以莺歌海盆地、琼东南盆地及珠江口盆地东部白云凹陷北坡—番禺低隆起等区域生物气最富集,且具有一定的储量和产能,其单井最高日产可达45×104m3以上。亚生物气亦称生物—低熟热催化过渡带气,是介于生物气和低熟热成因气之间的过渡类型气体,即处于未熟—低熟过渡带所形成的天然气。该类气以生物气为主,亦有早期低温热催化作用所生成的低熟气混入而形成的一种混合气,或低熟阶段(RO值在0.3%～0.6%之间)即热催化作用尚未进入大量成油阶段,由有机质缩合、有机酸脱羧及粘土矿物等微催化作用所形成的烃类气。亚生物气在该区亦以水溶气的形式产出,多分布于未成熟—低成熟的热演化过渡带中。目前,单独成藏的亚生物气气藏仅见于莺歌海盆地DF1-1气田西块的8井及9井区上新统莺歌海组二段,LD22-1气田的1井、4井及5井区上新统莺歌海组一段—第四系乐东组,以及一号断裂带下降盘LT1-1含气构造的上中新统黄流组一段海相粉细砂岩储层和珠江口盆地白云凹陷北坡—番禺低隆起的上新统砂岩储层中。其成因大多是生物气与邻近局部构造圈闭中深部的低熟热成因气运聚混合而形成。生物—低熟过渡带气的组成特征与生物气十分相似,其不同的是烃类气组成中C2+重烃气的含量明显比生物气高,一般在1%～2%之间,最高可达10%以上(YC13-1-1井上中新统黄流组含气层)。亚生物气CH4碳同位素值相对生物气偏重一些,一般在-48‰～-55‰之间。1.2陆源石蜡型原油的烷物成分南海北部边缘盆地热成因正常成熟油气,根据其地质地球化学特征可划分为正常成熟陆源石蜡型油与油型伴生气和成熟煤型凝析油与煤型气2大类,前者以北部湾盆地涠西南凹陷和珠江口盆地北部裂陷带惠州凹陷、西江凹陷、陆丰凹陷、文昌凹陷、琼东南盆地东北部崖北—松西凹陷及松东—宝岛凹陷北部周缘区为代表,分别在始新统流沙港组三段浅湖相、渐新统涠洲组河湖相、下渐新统恩平组河沼相与上渐新统珠海组浅海相、陵水组海陆过渡相、下中新统三亚组和珠江组海相砂岩及生物礁滩灰岩等储集物性好的储层中,产出了大量陆源石蜡型原油与油型伴生气;后者则以琼东南盆地西北部崖南凹陷YC13-1气田上渐新统陵水组三段扇三角洲砂岩主力气层和下中新统三亚组气层所产出的大量煤型气和少量煤型凝析油为其典型代表(表1)。热成因正常成熟油气即腐泥型(Ⅰ型)或偏腐泥混合型(Ⅱ1型)有机质在热演化成熟过程中生成的油气。该区产出的陆源石蜡型原油和油型伴生气即属于此类,具有典型的热演化正常成熟油气的地质地球化学特征,且与南海北部边缘盆地古近系始新统中深湖相烃源岩以及中国东部陆相断陷盆地古近系陆源石蜡型原油和油型伴生气的地质地球化学特征基本一致,均具有正常成熟油气及陆源生源广泛输入的典型特征,代表了湖相生源物质所构成的烃源组成特点。在该区产出的陆源石蜡型原油的甾萜烷生物标志化合物分布图上,可明显看出表征中深湖相藻类生源的4-甲基甾烷非常丰富,而代表陆源高等植物输入物的奥利烷亦有一定含量,属于一种偏腐泥含腐殖的混合型生源母质。陆源石蜡型原油所伴生的油型气,则具有C2+重烃含量高(在27.9%～32.4%之间)干燥系数低(在0.67～0.68之间)的特点,其气组成以烃类气占绝对优势,CO2和N2含量甚微,属于湖相烃源岩在正常成熟热演化成油过程中所伴生的湿气。而且,该类油型气的C6和C7轻烃组成中,往往富含链烷烃(一般在70%～80%之间),而芳烃及环烷烃含量较低(在20%～30%之间),亦表征了其富腐泥含类脂型母质的生源构成特点。目前勘探发现的陆源石蜡型原油和油型伴生气,主要分布于北部湾盆地涠西南凹陷、珠江口盆地北部裂陷带惠州凹陷、陆丰凹陷、西江凹陷、文昌凹陷及其周缘、琼东南盆地北部崖北—松西凹陷及东部松东—宝岛凹陷北部周缘等陆架浅水区。其油气运聚及成藏组合方式及类型,主要是通过古近系烃源断层和裂后不整合面及砂体等通道将凹陷深部始新统中深湖相烃源沟通而输送到上覆圈闭和邻近的圈闭,最终形成下生上储、陆生海储或自生自储式的含油气成藏组合,且在断裂纵向发育地区尚可在浅部中新统地层中富集成藏。热成因正常成熟煤型油气,即以腐殖型为主的集中型(煤)和分散型有机质(Ⅱ2型及Ⅲ型干酪根),在热演化过程中所生成的煤型油气,即是形成大中型气田的主要烃类气成因类型。在南海北部主要产于琼东南盆地崖南凹陷YC13-1气田渐新统陵水组三段主力气层的扇三角洲砂岩储层及下中新统三亚组海相砂岩储层、莺歌海盆地泥底辟带浅层上新统莺歌海组海相粉细砂岩储层和珠江口盆地西部文昌A凹陷部分含油气构造渐新统珠海组海相砂岩储层。该区煤型油气多以大量煤型气为主并伴有少量煤型凝析油的赋存形式出现,具有热演化正常成熟煤型油气的地质地球化学特征(表1)。煤型气组成,以CH4居绝对优势(在83%～89%之间),CO2和N2等非烃气含量较低(分别在5%～11%之间和0.1%～2%之间),干燥系数较大(在0.91～0.96之间),但并非干气,且伴有少量煤型凝析油。煤型气的CH4、C2H6碳同位素组成明显偏重,CH4碳同位素值(δ13C1)主要分布在-34‰～-39.9‰之间,与国内外典型煤型气的CH4碳同位素值分布范围(在-32‰～-38‰之间)大体一致,其C2H6碳同位素值(δ13C2)在-20‰～-27‰之间,均大于-28‰,属典型煤型气的特征。该煤型气伴生的少量凝析油具高Pr/Ph值,富含芳烃和奥利烷及W、T双杜松烷等陆源高等植物输入的典型煤系成因标志物。煤型凝析油气的烃源主要来自琼东南盆地崖南凹陷下渐新统崖城组海岸平原沼泽相煤系及半封闭浅海相泥岩和珠江口盆地渐新统恩平组河流沼泽相煤系以及莺歌海盆地中新统浅海及半深海相富含陆源有机质泥岩,干酪根类型主要以集中型有机质的煤和分散型的Ⅱ2型及Ⅲ型腐殖型母质为主,因此其煤系的生源构成及烃源特征均非常明显。热成因正常成熟的煤型油气,在琼东南盆地主要分布于其西北部环崖南凹陷的崖城凸起南缘及YC13-1低凸起和崖21-1低凸起周缘区,预测在该盆地南部坳陷带深水区的乐东、陵水、松南及宝岛诸凹陷边缘斜坡区亦有煤型油气展布;在莺歌海盆地则主要展布于中央泥底辟带浅层;在珠江口盆地则主要分布于文昌A凹陷及其周缘区。煤型油气的产出层位在琼东南盆地和珠江口盆地陆架浅水区,主要为上渐新统陵水组三段和下渐新统恩平组,次为中新统三亚—梅山组和下渐新统崖城组二段、三段,其纵向分布深度在琼东南盆地崖南凹陷西北部YC13-1气田,多在3580～3950m之间,而在崖南凹陷东南部YC21-1构造则在4630～4960m的深度范围;在莺歌海盆地其煤型气则主要产于上新统莺歌海组及第四系浅层(350～1300m)。1.3古近纪—热成因高熟—过熟油气根据南海北部第三纪断陷裂谷盆地构造演化及沉积充填特征,结合近年所获长电缆大排列地震资料的地震地质综合分析解释,认为该区大多数盆地均经历了始新世—早渐新世的断陷阶段、晚渐新世的断坳过渡阶段、早—中中新世的坳陷阶段和晚中新世—第四纪热沉降及新构造运动阶段等4个成盆演化历程,且不同盆地其不同演化阶段沉积充填特征均存在明显差异。在该区部分盆地由于始新世断陷(裂陷)非常深,沉降幅度大,沉积充填巨厚,故古近系湖相沉积厚度及展布规模巨大,加之其上覆的裂后坳陷期新近系海相沉积亦较厚,故往往使得古近系中深湖相地层被深埋而导致古近系烃源岩有机质热演化程度偏高,多形成一些高熟—过熟成因类型的油气。比较典型的地区是琼东南盆地南部裂陷带深水区及珠江口盆地东南部裂陷带深水区和台西南盆地南部坳陷,这些地区由于其上覆新近系沉积较厚,而其下的古近系断陷沉积充填规模更大,故在断陷期和断坳期沉积的始新统中深湖相泥岩及渐新统滨海沼泽相含煤岩系及河流沼泽相煤系等烃源岩,普遍埋藏偏深,加之该区处在洋陆过渡型地壳靠近洋壳一侧,故地壳薄,古地温场偏高(地温梯度达4.2℃/100m左右),因此,始新统及渐新统中深湖相及煤系烃源岩有机质热演化程度普遍偏高。虽然该区异常高压体系的抑制作用对有机质热演化进程和热演化程度有所推迟和延缓,但其影响非常有限,故该套烃源岩有机质热演化程度仍然偏高,其主要以生成大量高熟—过熟油气为主,并伴有少量高熟凝析油。鉴于此,依据古近系断陷及新近系坳陷的沉积发育规模及埋藏充填埋藏史,以及始新统及渐新统烃源岩的热演化程度等诸因素的综合剖析与判识,预测该区深部存在高熟—过熟成因类型的油气。目前已在莺歌海盆地泥底辟带浅层上新统莺歌海组和珠江口盆地白云凹陷北坡—番禺低隆起中新统珠江组及韩江组勘探发现了这种高熟—过熟天然气(图1)。1.4非生物壳源型成因co南海北部边缘盆地不仅烃类油气成因类型多,而且非烃气亦非常丰富、成因亦较复杂。迄今为止,该区油气勘探均陆续发现了大量CO2和N2等非烃气,且主要富集于莺歌海盆地中央泥底辟带浅层和琼东南盆地东部及珠江口盆地。CO2成因类型根据通常的成因判识与划分参数(δ13CCO2和3He/4He)及标准,可明确划分为壳源型(有机和无机)、壳幔混合型及火山幔源型等3型4类,并可与中国东部陆相断陷盆地类比(图2)。南海北部边缘盆地多以壳源型(无机)和火山幔源型CO2为主,且形成了颇具规模的CO2气藏。该区非生物壳源型成因CO2主要分布于莺歌海盆地中央泥底辟带浅层,一般多与烃类气和N2伴生(CO2在20%～60%之间或>60%)。其最突出特点是,CO2含量高(在20%～89%之间),且CO2碳同位素δ13CCO2值偏高(主频在-2‰～-6‰之间);伴生烃类气CH4碳同位素值(-27‰～-34‰)明显比与有机成因CO2所伴生烃类气的δ13C1值偏高(一般小于-35‰),表明与无机CO2伴生的烃类气成熟度普遍要比与有机成因CO2伴生的烃类气成熟度高;伴生的氦同位素值(3He/4He)低,其R/Ra值均小于0.5。非生物壳源型CO2储量规模巨大,目前所获地质储量近3000×108m3,资源量超过2×1012m3,是迄今世界上所发现的资源潜力最大的非生物壳源型成因CO2。火山幔源型(地幔及火山岩浆活动脱气)成因CO2,主要分布于南海北部边缘琼东南盆地东部Ⅱ号深大断裂带周缘区及珠江口盆地深大断裂发育区,其最典型最突出的特点是,氦同位素值(3He/4He)偏高,其R/Ra值一般均大于2以上,最高达7.2。CO2在天然气组成中含量甚高,多在80%以上(但由于运聚条件之差异,亦有含量低的),最高达99.5%,且δ13CCO2亦偏高,所伴生烃类气的δ13C1值可偏高亦可偏低。1.5天然气成因类型天然气水合物形成,主要取决于气源物质供给和特定的控制天然气水合物稳定带形成之低温高压环境2大主控因素。因此,天然气水合物的气源成因类型及形成与供给模式,往往决定了天然气水合物成因类型及其成矿特征,故国内外大多数研究者均主要根据形成天然气水合物气源中CH4成因及供给方式来判识与确定天然气水合物成因类型。迄今为止,在世界海域发现的天然气水合物CH4,其成因绝大多数均为生物成因及亚生物成因类型(图3),而热解成因(成熟—高熟)CH4的天然气水合物仅在墨西哥湾、里海、加拿大Mallik等局部地区被发现,且属热解成因CH4的天然气水合物矿点非常少。我国南海北部大陆边缘神弧陆坡深水调查区的白云凹陷及其周缘,近年来勘探发现的天然气水合物(SH2、SH3及SH7等钻位及重力取样样品)和常规天然气样品(白云北坡—番禺低隆起及白云凹陷东南部LW3-1气田),其天然气CH4成因类型主要属生物及亚生物成因(SH2、SH3及SH7等钻位及重力取样样品天然气水合物CH4和白云北坡部分常规天然气中CH4)和成熟—高熟热解成因(白云凹陷LW3-1气田常规天然气中CH4)。生物及亚生物成因CH4,其CH4碳同位素值分布在-48‰～-90‰之间,烃类气成分比值R多在1000以上,处在生物气及亚生物气范围,位于图3天然气水合物成因分类图版的右上方;成熟—高熟热解成因CH4(白云凹陷LW3-1气田常规天然气中CH4和里海、中美洲海槽及Mallik地区天然气水合物CH4),其CH4碳同位素值偏高,在-37.1‰～-36.1‰之间,烃类气成分比值R小于100,多处于图3天然气水合物成因分类图版的左下方。2南海边缘海相储集区由于南海北部边缘不同盆地所处区域地质背景、盆地结构及性质、沉积充填体系、生储盖成藏组合、含油气系统及成藏动力学条件的差异,导致该区不同成因类型油气运聚分布规律各具特色。处于北部裂陷带以古近纪为主要断陷沉降期的北部湾盆地、琼东南盆地北部(崖北—松西凹陷及松东—宝岛凹陷北部)及珠江口盆地北部(珠一坳陷、珠三坳陷)等陆架浅水区,由于区域地质背景、盆地结构及裂陷机制与该区南部裂陷带陆坡深水区均存在较大的差异,故这些地区构造演化特征、沉积充填特点及油气运聚成藏规律等,均明显不同于南部裂陷带陆坡深水盆地。由图4可以看出,北部裂陷带陆架浅水区盆地或坳陷,即北部湾盆地诸凹陷、琼东南盆地北部崖北凹陷、松西凹陷及松东凹陷、珠江口盆地北部珠一坳陷及珠三坳陷等区域,主要以富集石油为主,属于南海北部边缘盆地的石油富集区。由于这些坳陷或凹陷均以古近纪为主要断陷沉降期,沉积充填了以古近系陆相沉积为主的“厚陆薄海”、“陆生海储”的生储盖组合等成藏组合体系,故一般多具有以下油气地质特点:古近系陆相沉积厚度大(大于4000m)而新近系及第四系海相沉积薄(一般在2200m左右,最厚不超过3400m),且均以始新世、渐新世裂陷期(主沉降期)中深湖相泥岩及部分滨浅湖、河流沼泽相泥岩为主要烃源岩,以生油为主成气为辅;裂后海相坳陷期沉积的中新统水进体系域海相砂岩、碳酸盐台地之礁滩灰岩、中新世古珠江浅水三角洲砂岩等(北部湾盆地除外)为主要储集层,且储集物性好;中新统上部的海相泥岩为区域性盖层。这些地区通过多年的油气勘探与研究均已证实,属于南海北部边缘盆地的主要石油富集区,目前勘探发现的油田及含油构造均主要分布于该区。如珠江口盆地北部裂陷带目前已投入开发的西江、惠州、陆丰、流花及文昌等5个油田群,连续稳产在1450×104m3/a以上;北部湾盆地涠洲油田群,亦属北部裂陷带,原油生产也保持在250×104m3/a以上。处在南海北部边缘盆地南部深水区,且古近纪和新近纪沉降期均沉积充填巨厚的南部裂陷带,由于处在洋陆过渡型地壳靠近洋壳一侧构造位置,其地壳大幅度减薄及强烈的伸展活动,导致凹陷裂陷更深、沉积充填规模更大,地温场及大地热流偏高,故该区烃类产物以天然气为主,属于以天然气为主的深水油气富集区(图4),这些地区主要包括珠江口盆地南部裂陷带的白云、开平、顺德等凹陷和琼东南盆地中央裂陷带的宝岛、松南、陵水、乐东、崖南等凹陷及琼东南盆地南部裂陷带的长昌、北礁及华光等凹陷。这些凹陷由于新近纪沉积厚度大(个别凹陷除外),一般大于3000m以上,最厚超过6500m(乐东凹陷),加之部分深大断陷如白云、乐东、陵水、松南、宝岛、长昌、北礁及华光等凹陷古近纪本身沉积充填巨厚,一般大于5000m,最厚超过8500m,因此,导致其下伏古近系陆相烃源岩埋藏偏深,有机质热演化程度偏高,多已达高熟凝析油湿气阶段,部分达到高熟—过熟干气演化阶段,故烃源岩成熟度高且以生成大量天然气为主,属于天然气富集区或以天然气为主的富集区,这已为其油气勘探实践所证实。如琼东南盆地中央裂陷带崖南、宝岛及松南凹陷和珠江口盆地白云凹陷北坡及白云凹陷东南部LW3-1断背斜构造等地区,迄今,勘探所发现的众多天然气藏及含气构造,均充分证实了该规律。需指出的是,虽然南部裂陷带陆坡深水区地温场及大地热流值总体上比浅水区高,但由于深水海域部分地区(如琼东南盆地南部陆架陆坡转折带)存在局部高压对烃类生成作用的抑制影响,故推测深水区可能也有石油分布。如珠二坳陷白云凹陷近期天然气勘探,不仅发现了大量高熟煤型气而且还有部分高熟油型气(石油伴生气),且重烃含量较高,即是很好的例证和启示。处于南海西北部边缘以新近纪沉降期沉积充填为主的走滑拉分型的莺歌海盆地,裂后新近纪及第四纪海相坳陷沉积巨厚,具有异常高温超压地层系统,盆地中部泥底辟及热流体上侵活动频繁,烃源岩热演化成烃具有泥底辟特殊的生烃动力学机制,其天然气运聚成藏主要受控于泥底辟热流体活动及其发育演化过程和泥底辟运聚通道系统及圈闭的良好配置,且主要富集于中央泥底辟带浅层,形成了以泥底辟类型天然气藏为主的天然气运聚富集区(图4)。由于莺歌海盆地主要以新近纪裂后海相坳陷沉积为主,且沉积巨厚,至少超过万米,因此,油气生运聚乃至成藏均与该巨厚的海相坳陷沉积体系密切相关。该区古近系裂陷期陆相充填沉积不甚发育,仅在盆地西北部的临高隆起区及盆地边缘莺西和莺东斜坡带有所出露,而盆地绝大部分地区埋藏偏深(上覆新近系沉积超过万米),其钻探尚未揭示,故该区烃源岩生烃能力已受到极大限制。需强调指出的是,以巨厚海相坳陷沉积为主的西北边缘莺歌海盆地与南海北部边缘其他断陷裂谷盆地相比,由于其断坳结构及沉积充填特征的巨大差异,故其油气成藏地质条件明显不同。总之,该区具有泥底辟发育、高温超压地层系统、海相中新统烃源岩生烃、运聚成藏时间晚、CO2非烃气丰富和泥底辟热流体控制成藏等独特的油气运聚规律及特点。同时,由于其主力烃源岩及油气储盖组合均为新近纪中新世海相坳陷沉积,故属自生自储、下生上储成藏组合类型,烃源供给来自于深部中新统泥底辟烃源灶,且受控于泥底辟热流体上侵活动。因此,该区油气勘探及地质评价研究的重点,应深入研究新近系泥底辟烃源成藏控制系统,分析圈定泥底辟油气运聚通道及有利油气富集区,进而最终评价确定最有利的油气勘探目标部署钻探,以期获得油气勘探的成功。3有利勘探方向及重要石油勘探领域根据南海北部边缘盆地不同成因类型油气地质地球化学特征、运聚成藏条件、主控因素及分布规律,结合该区油气勘探及研究程度和近年来的油气勘探成果,笔者综合分析并预测了其有利油气勘探方向及重要的勘探新领域。其中,有利石油勘探方向及重要的石油勘探领域主要为北部湾盆地乌石—迈陈凹陷及雷东凹陷、珠江口盆地北部裂陷带珠一坳陷中深层、珠三坳陷琼海凸起周缘和文昌凹陷及珠三南断裂周缘区等陆架浅水区;珠江口盆地南部裂陷带珠二坳陷陆坡深水区则为潜在的石油勘探新领域。有利天然气勘探方向及重要的勘探新领域,主要为莺歌海盆地陆架浅水区中深层高温高压天然气勘探新领域、琼东南盆地南部裂陷带陆坡深水区天然气勘探新领域、珠江口盆地东南部珠二坳陷陆坡深水区和潮汕坳陷中生界天然气勘探新领域等。以下拟重点针对这些油气勘探新领域及方向进行简要阐述,以期对该区进一步油气勘探的决策部署与油气地质研究等均有所裨益。3.1石油勘探方向和重要勘探领域3.1.1盆地内部中小油气北部湾盆地属南海北部大陆边缘北部裂陷带典型的新生代断陷裂谷盆地,面积为3.9×104km2,自1963年开展油气勘探以来,已发现多个中小油气田,1994年石油年产量达到100×104m3,2000年产量超过200×104m3,目前年产量保持在200×104m3以上。该区这些中小油气田均分布在涠西南凹陷,历年来的油气勘探亦主要集中在该凹陷,而盆地其他凹陷油气勘探工作量及油气地质研究程度较低,但油气地质研究表明,这些凹陷均具备基本的油气成藏地质条件。其中,尤其以盆地东南部乌石—迈陈凹陷和东部雷东凹陷油气资源潜力较大,且乌石—迈陈凹陷自20世纪80年代以来,已勘探发现几个中小型油气田及含油气构造,只是储量规模不大。目前该区油气勘探的主要难点是,如何利用地质地球物理资料,开展高精度的层序地层学解释与研究,搜索寻找与精细落实大规模的构造及非构造圈闭,而该区生、储、盖及运聚成藏等其他石油地质条件,均与涠西南富烃凹陷基本相当,故该区应是有利的石油富集区带及重要的勘探新领域和石油资源增储上产的接替区。3.1.2珠一坳陷油气勘探潜力珠江口盆地东部面积为15.7×104km2(包括珠一坳陷、珠二坳陷及南部裂陷带),1973年开展油气勘探,1979年发现油气,在国家实施改革开放大政方针的大背景下,开始对外合作勘探油气,先后在珠江口盆地北部裂陷带东部陆架浅水区(珠一坳陷)发现了一批中型油田并投入开发,截至1996年原油年产量超过1000×104m3,目前原油年产量稳定在1200×104m3左右。油气勘探实践及研究表明,珠一坳陷油气资源丰富,迄今,勘探发现的油气田均主要分布在该区的中浅层,但其中深层亦具自生自储的良好油气成藏组合条件,只是部分储集层由于埋藏偏深,物性可能较差,故油气储集条件相对中浅层逊色,但在某些区域亦存在好的砂岩储集层相带,且与生、运聚成藏及圈闭等其他石油地质条件配置良好,完全能够形成深部油气藏。因此,该区中深层油气勘探领域亦是保证油气增储上产、油气储量接替及进一步挖掘石油勘探潜力的重要勘探方向及领域。珠江口盆地北部裂陷带西部即珠三坳陷的海域面积为4.6×104km2,迄今已在该区勘探发现了6个油气田及4个含油气构造。近年来中海油与哈斯基合作开发的WC13-1/2油田已投入生产,年产油250×104m3以上。根据该区油气勘探和研究程度以及油气勘探成果分析,其有利油气勘探方向及重要勘探领域,应主要为琼海凸起周缘和文昌凹陷及珠三南断裂周缘区及其广大的中深层勘探领域。3.1.3云凹陷天然气勘探方向珠江口盆地南部裂陷带珠二坳陷陆坡深水区及邻区,近年来天然气勘探获得了长足的进展。先后在白云凹陷北坡—番禺低隆起勘探发现多个中小型气田及含气构造,在白云凹陷东南部深水区LW3-1断背斜构造发现了LW3-1大气田,取得了南海北部深水区天然气勘探的重大突破,但需强调指出的是,该区勘探发现的天然气及其成因类型有相当部分均属成熟—高熟的偏油型混合气(图5),其中LW3-1大气田天然气则为高熟油型气(石油伴生气),其天然气成熟度并不太高,这一烃源特点及成熟度信息,充分表明该区尚存在一定的石油资源潜力,即该区不仅天然气资源丰富而且亦具有石油勘探前景。因此,在该区勘探天然气的同时应兼顾石油资源的勘探。3.2天然气勘探方向加大油气勘探投入和油气地质研究的力度,全面开辟油气勘探的新领域,是保持我国海洋油气可持续发展及油气资源战略接替的关键和基础,因此,海洋油气勘探尤其是油气勘探及研究程度较高的地区,必须彻底解放思想,更新观念,勇于大胆实践,敢于打破油气勘探的禁区,方可获得油气勘探的重大突破和巨大成功。根据南海北部边缘盆地天然气勘探程度和研究及勘探成果,结合天然气运聚成藏规律及主控因素分析与综合考量评价,笔者优选和确定南海北部进一步的天然气勘探方向,即尚未涉足或涉及甚少或尚未获得突破的有利天然气勘探新领域,主要有莺歌海盆地中深层高温高压天然气勘探领域、琼东南盆地南部裂陷带陆坡深水区天然气勘探领域、珠江口盆地南部裂陷带陆坡深水区及潮汕坳陷中生界天然气勘探领域等。这些勘探领域均具备天然气生成及运聚成藏条件,油气地质综合评价具有巨大的资源潜力及勘探前景。以下针对这些天然气勘探领域加以简要阐述。3.2.1