南黄海盆地中、古生界盖层条件

梁　杰, 陈建文, 张银国, 蔡　峰,李慧君, 董　刚

(1.国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室，青岛海洋地质研究所，山东 青岛　266071；2.海洋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　266071；3.中国海洋大学 地球科学学院，山东 青岛　266100)



南黄海盆地中、古生界盖层条件

梁杰1,2,3, 陈建文1,2, 张银国1,2, 蔡峰1,2,李慧君1,2, 董刚1,2

(1.国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室，青岛海洋地质研究所，山东 青岛266071；2.海洋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266071；3.中国海洋大学 地球科学学院，山东 青岛266100)

分析南黄海盆地中、古生界的盖层条件，可为该区油气地质条件研究以及后期油气资源评价提供基础。充分利用现有钻井、测井、地震等多种实际资料，在对盆地及邻区构造、地层、沉积等地质背景分析的基础上，进行了盖层条件的分析。结果表明，南黄海盆地中、古生界主要发育5套盖层，包括钻井已经钻遇的上二叠统龙潭—大隆组泥质岩、下三叠统泥灰岩和膏岩、下白垩统湖相泥质岩，以及两套经地震解释和海陆对比划分的下寒武统、下志留统泥质岩；盆地现存盖层条件的好坏是中、古生界油气藏能否得以保存的关键条件，其中下古生界整体要优于上古生界，上古生界的青岛坳陷要好于烟台坳陷，海相中生界总体较差。

南黄海盆地；盖层条件；泥质岩盖层；中、古生界油气藏

0　引　言

图1　南黄海盆地地层简表及构造位置图(据蔡乾忠[22]修改)Fig.1　Tectonic location map of the South Yellow Sea Basin(modified according to CAI[22])

南黄海海域油气勘探程度比较低，经历了多个阶段。前期工作主要针对盆地浅部地层石油地质条件进行初步研究，多侧重于白垩系以上的地层，开展了多次油气资源评价和资源量计算。至20世纪80年代，由于浅层勘探的失利，人们开始重视和研究深层中、古生界的油气地质问题[1]。近年来，大多学者将研究重点放在前新生代地球物理资料采集方法和处理流程优化[2-5]、地质构造特征及演化分析[6-10]、地层发育特征研究[11-12]、油气地质条件的初步分析[13-14]、油气资源潜力分析与预测[15-17]等方面，并且取得了一些重要的成果和认识。然而目前却没有针对南黄海盆地中、古生界盖层条件的专门研究。盖层性质是决定油气是否能够高效聚集成藏、后期得以保存的关键，特别是在经历了多期构造事件而残存的南黄海叠合盆地表现得更为突出。本文拟在现有地震、钻井资料基础上，对盆地中、古生界盖层的类型、发育层位和平面分布等进行分析总结，为后期油气资源前景预测提供直接依据。

1　地质背景

南黄海盆地位于下扬子地块，占据了下扬子地块的主体。下扬子海相盆地的沉积演化史至早三叠世末期已基本结束，后期盆地主要经历了印支期和中生代前陆盆地时期(T2+3—J1+2)、盆地转型变化期(J3、K1—K2)以及新生代断陷盆地时期(E)、拗陷时期(N)的改造。经历了挤压褶断、碰撞造山→压、张脉动和走滑→拉张块断和反转→挤压收敛的发展过程，形成了海相盆地和中新生代断陷盆地叠合改造型残留盆地[18]。其中，陆相中、新生界盆地可划分为烟台坳陷、崂山隆起和青岛坳陷等多个构造单元，形成现存“一隆两坳”的构造格局[19-22](图1)。海相中、古生界分布广泛，但由于后期受印支、燕山等构造运动的强烈改造作用，造成大部分地区均遭受强烈的隆升褶皱和剥蚀，逆冲断裂广泛发育。根据地震剖面地质解释所揭示的海相中、古生界的沉积展布特征、构造变形样式及地层保存状况，本文将海相残存盆地划分为5个二级构造单元：即千里岩推覆带、烟台逆冲带、崂山断隆带、青岛断坳带、勿南沙隆褶带(图2)。

图2　南黄海海相中、古生界盆地构造区划略图Fig.2　Sketch map of Mesozoic-Paleozoic tectonic division in the South Yellow Sea Basin

2　研究资料

目前针对南黄海盆地深部地层勘探的地震资料较少，分别由中国海洋石油总公司、地质矿产部、石油部等多家单位、根据不同的勘探目的采集。本文选用的地震资料采集于不同年份、不同单位，品质虽有一定的差异，但基本可以满足研究深部海相中、古生界的要求。地震剖面合计42条，其中主测线线距一般在20 km左右，联络测线线距为25 km左右，整体上测网密度低于20 km×20 km，而且盆地南部地区测网密度较中、北部稀。

研究区目前共有钻井28口(我国22口，韩国6口)，主要钻遇新生界和中生界白垩系地层，有6口井钻遇海相中、古生界(石炭纪—三叠系)，仅有一口井揭示到石炭系下统，揭示上古生代层位较全的有A、B两口井。本文引用的A、C、D、E 4口井位于陆相中、新生界盆地的青岛坳陷，B井位于勿南沙隆起区，F井位于烟台坳陷。其中A井完钻层位为上二叠统龙潭组，B井为下二叠统栖霞组，C、D两口井为下三叠统青龙组。为了进行海陆对比分析，文中还引用了陆域邻区“N参4”、“N4”以及“兴参1”等多口钻井资料。

3　盖层条件分析

盖层能够阻止下伏岩层的油气向上渗漏，其根本原因是由岩石性质决定的。常见的盖层有泥岩、页岩、蒸发岩(石膏、盐岩)和致密灰岩等，其中以蒸发岩为最好[23]。

海相地层建造及上覆陆相地层的叠加形成了我国南方多套海相及陆相盖层，其中下寒武统、下志留统、中—下三叠统为区域性盖层，上二叠统龙潭—大隆组、上三叠统—下白垩统为局部(直接)盖层[24]。南黄海盆地中、古生界钻井仅钻遇上二叠统龙潭组—大隆组、下三叠统、下白垩统三套盖层，且盖层以泥质岩为主，其次为致密碳酸盐岩，可能局部发育蒸发岩盖层。通过海陆对比，结合地震资料解释结果对下寒武统幕府山组、下志留统高家边组两套泥质岩盖层进行了简单评述。

3.1白垩系盖层

白垩系主要分布于南黄海中、新生界盆地的烟台坳陷内，韩国钻探的F井揭露了相当于白垩系下统的葛村组和中统的浦口组、赤山组以及上统泰州组地层，为湖泊-河流-湖泊相沉积旋回。盆地白垩系一般沉积厚度为1 000～2 000 m，最大沉积厚度达4 000 m。此套地层在烟台坳陷除较大的凸起部位缺失外，广大地区均有分布。目前钻井揭示的地层自上而下分别为泰州组、赤山组、浦口组和葛村组。

青岛坳陷和勿南沙隆起白垩系分布范围较小，属充填式陆相沉积，厚度较薄；仅有A、C、D三口井钻到上白垩统泰州组；白垩系残留厚度最大的洼陷位于E井附近，厚度为500 m，其余洼陷厚度在100～300 m之间。

图3　烟台坳陷GG′线白垩系地震解释剖面(剖面位置见图4)Fig.3　Cretaceous seismic interpretation profile of GG′ line in Yantai depression(seeing line’s location in Fig.4)

图4　南黄海盆地白垩世沉积相Fig.4　Diagram of Cretaceous depositional facies in the South Yellow Sea Basin

白垩系沉积相带分布具有一定的规律性，南部、中部及东部以河流相沉积为主，烟台坳陷中部及东北部为滨浅湖沉积，半深湖夹于其中，其地震反射特征较为平行连续(图3)，滨浅湖-半深湖相的厚层泥质岩可以作为很好的盖层，半深湖相的厚层泥质岩为有利盖层分布区，滨浅湖泥质岩为较有利盖层分布区(图4)。

3.2中、下三叠统盖层

3.2.1周冲村组膏岩盖层

下扬子地块中三叠统膏盐岩及含膏岩类主要发育于中三叠统周冲村组(安徽省称为东马鞍山组)，如N参4井在中三叠统黄马青组(T2h)和扁担山组(T2b)也见石膏层，岩性为含膏白云岩及膏岩层，为潮坪-氵舄湖相沉积。该巨厚质纯的膏岩层可作为中生界、上古生界油气藏良好的局部直接盖层。

南黄海地区钻遇的三叠系，根据岩性和古生物资料，初步将其划为三叠系下统青龙组。青龙组与下伏大隆组砂岩整合接触，与上覆的侏罗系—白垩系呈不整合接触。与江苏省宁镇地区剖面相比，不同之处是本区青龙组主要是石灰岩，夹白云岩，泥质岩很少，局部具石膏假象，顶部出现红褐色泥岩夹层。

南黄海盆地是下扬子地块向海域的延伸，前已述及其下三叠统以碳酸盐岩台地相为主。A井钻遇到的青龙组四段有石膏假象，但是位于青岛断坳带边部的台地相，而至沉积中心可能相变为氵舄湖相。也就是说A井南西方向的坳陷中心部位，可能沉积增厚、相区完整，可能存在中三叠统周冲村组。因此，预测青岛断坳带中西部，对应南京—南通对冲带延伸部位，可能存在石膏相区，但分布范围有限(面积不超过黄桥—海安区)、单一膏层厚度和累计膏层都薄，主要为含膏泥岩。

3.2.2青龙组盖层

图5　南黄海盆地B井下青龙组沉积特征Fig.5　Sedimentary characteristics of the Lower Qinglong Formation in the South Yellow Sea Basin

盆地B井1 676～2 077 m发育较为连续的泥岩夹泥灰岩或薄层灰岩，厚度较大，总厚达401 m，泥岩约207 m(图5)。由于南黄海海相中、古生界盖层没有取心，不能直接测排替压力，只能采用类比的方法评价该区泥岩盖层条件。排替压力与泥岩的压实程度成正比，而压实程度又与声波时差成反比。莺歌海琼东南盆地泥岩统计表明，排替压力(P0)与泥岩的声波时差(Δt)呈负指数关系，即存在公式(1)的关系。测井分析青龙组泥岩声波时差约70 ms/ft(1 ft=0.304 8 m)，通过(1)式估算的排替压力约30 MPa，是天然气的良好盖层。

P0=62 355Δt-1.813 1

(1)

南黄海盆地青龙组主要发育局限台地、开阔台地、斜坡-陆棚相沉积[25-27]，碳酸盐岩比较发育。斜坡-陆棚相带水体较为稳定，发育较为连续的泥岩、泥灰岩，呈区域性分布，平面上位于青岛断坳带西部，可以作为区域性盖层，评价为有利区。其他地区后期受印支运动的强烈风化、剥蚀及其后的多期构造运动破坏，基本不具备盖层发育的条件。

3.3上二叠统龙潭组—大隆组泥岩盖层

钻井资料揭示盆地B井钻遇龙潭组—大隆组泥岩厚约385 m，其中大隆组115 m，龙潭组270 m。该井大隆组泥地比达到93.92%，最大的单层泥岩厚度为47.5 m；龙潭组的泥地比达到70%，最大的单层泥岩厚度为40 m(图6)，因此龙潭—大隆组具有较好的泥岩盖层条件。

测井资料解释B井龙潭组—大隆组泥岩声波时差80～90 ms/ft，由(1)式估算得到的排替压力为18～25 MPa。古生界一般的泥岩盖层排替压力为10～15 MPa，因此从微观特征上评价认为龙潭组—大隆组是该区比较好的盖层。

图6　南黄海盆地B井上二叠统龙潭组—大隆组沉积特征Fig.6　Sedimentary characteristics of the Longtan-Dalong Formation in the South Yellow Sea Basin

图7　南黄海盆地上二叠统龙潭组—大隆组HH′线地震解释剖面(剖面位置见图2)Fig.7　Seismic interpretation profile of HH′ line in Late Permian Longtan-Dalong Formation of the South Yellow Sea Basin(seeing line’s location in Fig.2)

南黄海盆地龙潭组—大隆组在地震剖面上反射特征表现为平行连续反射(图7)，横向可以连续追踪对比，说明该套泥质岩宏观上具有一定的平面分布，可以作为很好的盖层。根据地震资料解释、单井泥岩厚度及断裂分布等特征分析预测：该区最有利盖层区分布于青岛断坳带中西部，发育陆棚相，地层厚度大、变化较小，岩性比较均一(图6)；青岛断坳带东部滨岸相是较有利盖层发育区，其潮坪-沼泽-氵舄湖相泥岩厚度较大，横向连续性相对变差，局部遭受剥蚀，且断裂较为发育。

3.4下志留统高家边组泥岩盖层

志留系在下扬子地块陆区现今保留较为完整，而且高家边组基本上连片分布，其岩性属单一的盆地-陆棚区沉积的均质泥质岩，厚度大，分布稳定。陆区N4井高家边组厚达1 719.5 m，平面分布较广，且钻井揭示多为泥质岩。高家边组泥质岩尽管在后期也受到断裂影响，但由于其厚度大，除了断距较大且深达基底的张性断裂对其封盖性能有所破坏外，一般断裂对其难有大的破坏作用。另外，构造运动最强烈的印支期—燕山早期大规模的逆掩断层，对其也少有破坏，这是因为当受到构造应力作用时，可塑性较大的泥质岩沿其层面滑动，逆断层在其内多以层滑为主，从而使构造应力消减，因此高家边组泥岩分布的连续性遭受的破坏相对较弱。

微观分析、泥岩的实验分析及岩心观察显示局部微裂缝发育，但此套地层厚度大，微裂缝难以在纵向上沟通，因而对盖层质量并不会产生较大影响。盖层参数分析也表明，下志留统泥质岩具有较好的封闭性能[13,28]。例如，N4井泥质岩X射线衍射揭示粘土矿物中相对百分含量是14%～15%的膨胀性矿物为蒙脱石。大多数钻井揭示，泥质岩中一般夹有数层软泥岩，增强了它的封闭性。陆区兴参1井等15个样品岩石密度为2.71～2.88 g/cm3，突破压力大于12 MPa，最大可达85.9 MPa，孔隙度仅为0.2%～0.8%。

前已述及志留系在南黄海周边地区赋存厚度可达上千米，其地震速度为4 000～4 500 m/s，与其上覆、下伏碳酸盐岩地层6 200～7 200 m/s的速度差异较大，低速特征非常明显。海域虽然没有钻井钻遇志留纪泥质岩，但地震资料解释低速特征也比较明显，这可能是该区发育分布较厚、速度较低的志留纪泥质岩的证据。另外，从区域地质资料及沉积特征推测，盆地中西部为高家边组盖层条件较好的泥质岩盖层有利区。

3.5下寒武统幕府山组泥岩盖层

下扬子地块下寒武统幕府山组沉积时期发生大规模海侵，区域沉积了大套的泥岩。从陆区钻井资料来看泥质岩的突破压力总体都较大，达14.2～21.1 MPa，主要的沉积相类型为盆地相和陆棚相，为区域性盖层[29]。海陆对比分析，南黄海盆地的沉积格局延续了下扬子地块陆区的一隆两坳的沉积特征[30]，地震相分析认为南北为陆棚相沉积，中央为台地相沉积。因此，预测南黄海盆地南北两侧的陆棚相泥质盖层为有利区域性盖层区，平面上基本位于青岛断坳带和烟台逆冲带。

4　油气组合

下扬子地区经历了多次的构造运动，发生了巨大的沉积环境变化，形成多套沉积旋回，从而形成多套储盖组合。依据盖层特征的分析与预测，结合现有实际资料及地震资料的解释情况，对该区储盖组合进行简单讨论，以便为中、古生界油气资源评价提供依据。

第Ⅰ组合为震旦系—下志留统。储集岩主要为碳酸盐岩，震旦系的白云岩、中寒武统—下奥陶统的白云岩、生物碎屑灰岩及裂隙溶蚀型灰岩为储层；早志留世发育的厚层高家边组泥质岩作为主要的区域性盖层，下寒武统幕府山组泥岩为次要的区域性盖层。储、盖层条件配置较好区域主要位于青岛断坳带的中西部，是下古生界寻找油气的最有利区域。

第Ⅱ组合为下志留统坟头组—上二叠统龙潭组和大隆组。碎屑岩储层为志留系、泥盆系、石炭系、二叠系龙潭组的砂岩，碳酸盐岩储层包括石炭系和州组—船山组、二叠系栖霞组的白云岩、生物碎屑灰岩及裂隙、溶蚀型灰岩；盖层主要为晚二叠世沉积的龙潭组—大隆组的厚层泥岩。平面有利区主要以龙潭组—大隆组盖层质量来恒定，青岛坳陷分布范围较大，而烟台坳陷由于龙潭组—大隆组基本被剥蚀，分布局限，且从地震、钻井资料解释分析，现今所保留其他地层均不是很好的盖层。

第Ⅲ组合为三叠系青龙组—白垩系，储层为青龙组的白云岩、生物碎屑灰岩及裂隙溶蚀型的灰岩，古风化壳发育，盖层则为青龙组自身的陆棚-斜坡相致密泥质灰岩、白垩系湖相泥岩，另外还可能包括更晚的古新世时期沉积的阜宁组湖相泥岩。该组合的有利区在平面上主要位于烟台坳陷中东部。

从地震解释结果来看，泥盆系到下二叠统栖霞组在烟台坳陷分布范围较广，而龙潭组—大隆组地层保留比较局限，因此难以作为下伏地层的很好的区域盖层。烟台坳陷的白垩系及古新统阜宁组发育滨浅湖-半深湖相沉积，其厚层泥岩可作为泥盆系—下二叠统栖霞组的盖层。该区第Ⅱ组合与第Ⅲ组合合并为一个组合，形成陆上地区中、新生界盖层直接覆盖在二叠系及其以下地层的储层之上的形式。这类组合有利区在烟台坳陷分布较广，而其他地区零星分布。

经过以上分析认为，由于志留系高加边组厚层泥岩的存在，使得南黄海海相中古生界油气地质条件整体要好于上古生界。上古生界的油气地质条件，青岛坳陷要好于烟台坳陷，这是因为烟台坳陷虽然存在白垩系—古新统湖相泥岩盖层，但其与下伏储层是否配套还是疑问。青龙组虽然风化壳储层非常发育，但往往与盖层不配套，其中最有利的区域位于烟台坳陷的F井区，其上覆盖层可能为白垩系之上的阜宁组盖层。

5　结　论

(1)南黄海盆地中、古生界主要发育以泥质岩为主的5套盖层，包括钻井已钻遇的上二叠统龙潭组—大隆组泥质岩、下三叠统泥灰岩和膏岩、下白垩统湖相泥质岩，以及经地震解释和海陆对比划分的两套下寒武统、下志留统泥质岩。

(2)白垩系盖层主要是盆地北部的滨浅湖-半深湖相的厚层泥质岩，近东西向展布；中三叠统可能发育的石膏相区位于青岛断坳带中西部，分布范围有限、单一膏层厚度和累计膏层都薄，主要为含膏泥岩；下三叠统青龙组盖层有利区位于发育斜坡-陆棚相带的青岛断坳带西部；上二叠统龙潭组—大隆组盖层有利区位于盆地南部地层厚度大、变化较小，且岩性比较均一的青岛断坳带中西部；预测盆地的中西部高家边组盖层条件较好，而南北两侧以幕府山组盖层条件较好。

(3)总体来看，南黄海海相中、古生界油气地质条件，下古生界整体要好于上古生界；上古生界的油气地质条件，青岛坳陷要好于烟台坳陷；而海相中生界油气地质条件总体较差。

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Conditions of the Mesozoic-Paleozoic Cap Rocks in the South Yellow Sea Basin

LIANG Jie1,2,3, CHEN Jianwen1,2, ZHANG Yinguo1,2, CAI Feng1,2,LI Huijun1,2, DONG Gang1,2

(1.KeyLaboratoryofMarineHydrocarbonResourcesandEnvironmentalGeology,MinistryofLandandResources,QingdaoInstituteofMarineGeology,Qingdao,Shandong266071,China;2.LaboratoryforMarineMineralResources,QingdaoNationalLaboratoryforMarineScienceandTechnology,Qingdao,Shandong266071,China;3.CollegeofMarineGeosciences,OceanUniversityofChina,Qingdao,Shandong266100,China)

Analyzing the conditions of the Mesozoic-Paleozoic cap rocks in South Yellow Sea Basin provides the basis for oil and gas resource evaluation in the study area. By full use of existing drilling, well log and seismic data, this paper analyzed the cap-rock conditions based on the analysis of structure, stratigraphy and sedimentology in the basin and its adjacent area. The results suggest that five sets of cap rocks have developed in the Mesozoic-Paleozoic in South Yellow Sea Basin, including the argillaceous rocks of the Longtan-Dalong Formation, the muddy limestone and gypsum rocks of the Lower Triassic, the lacustrine argillaceous rocks of the Lower Cretaceous, and two sets of argillaceous rocks of the Lower Cambrian and the Lower Silurian described by seismic interpretation and regional correlation. Whether the existing cap-rock condition in the basin is good or not plays a key role in the Mesozoic-Paleozoic oil and gas preservation. The cap-rock condition in the Lower Paleozoic as a whole is superior to the Upper Paleozoic. For the Upper Paleozoic, the cap rocks of the Qingdao depression are better than the Yantai depression. In contrast, cap rocks of the marine Mesozoic are generally poor.

South Yellow Sea Basin; cap-rock condition; argillaceous cap rock; Mesozoic-Paleozoic oil and gas reservoir

2015-04-29；改回日期：2015-10-30；责任编辑：潘令枝。

“全国油气资源战略选区调查与评价”国家专项(XQ-2005-01，2009GYXQ10)；国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室基金项目(MRE201114)。

梁杰，男，高级工程师，1979年出生，石油地质学专业，主要从事海洋油气与水合物调查与评价工作。

Email：lj_100@163.com。

P512.2

A

1000-8527(2016)02-0353-08