本文作者：闫桂京1，2李慧君1，2何玉华1，2吴志强1，2作者单位：1国土资源部2青岛海洋地质研究所

石油地质条件

1烃源岩

根据下扬子地块陆区地层、沉积相带向海域展布的预测及研究区实际资料分析，认为南黄海海相烃源岩主要有5套：下寒武统幕府山组、下志留统高家边组、下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭—大隆组、下三叠统青龙组。（1）下寒武统幕府山组下寒武统在研究区未有钻井揭示，根据华东局和江苏油田下扬子地块陆区统计结果，其碳酸盐岩有机质丰度平均值为0．49％，泥岩有机质丰度平均值为3．1％，从黄桥地区烃源岩分布看，幕府山组具有很高的有机质含量，干酪根类型为Ⅰ型，为好烃源岩。下扬子地块下寒武统，烃源岩RO为0％～3．0％，为高成熟—过成熟。在南黄海地区可以对应下扬子地块苏北地区，经埋藏史分析认为南黄海下寒武统幕府山组烃源岩在志留纪末已处于成熟阶段，在石炭纪进入高成熟阶段，在三叠纪末进入或接近热变质阶段。（2）下志留统高家边组根据下扬子地块陆区下志留统烃源岩分析，高家边组有机质丰度为0．54％～67％，有机质类型为Ⅱ型，N4井有机质分析结果表明下志留高家边组为较好烃源岩。在黄桥地区RO平均1．9％，热演化程度为高成熟。局部地区可达过成熟。根据沉积相带及地层总体埋藏深度分析，南黄海盆地下志留统烃源岩也应处于高成熟，局部可达过成熟热演化阶段。经埋藏史分析，认为南黄海下志留统烃源岩基本在石炭纪已进入成熟阶段，在三叠纪末已进入了高成熟阶段，部分地区仍旧具一定的生烃潜力。（3）下二叠统栖霞组南黄海钻井钻遇下二叠统栖霞组，其中CZ35－2－1井钻遇岩性主要为黑色灰岩，烃源岩综合评价为过成熟较好－好烃源岩（表2）。（4）上二叠统龙潭－大隆组据南黄海钻井资料分析，上二叠统龙潭组岩性为黑色泥岩，烃源岩综合评价为过成熟好烃源岩；上二叠统大隆组岩性为黑色泥岩，烃源岩综合评价为高成熟好烃源岩（表2）。（5）下三叠统青龙组下三叠统青龙组为灰色灰岩，烃源岩综合评价为成熟差烃源岩（表2）。

2储集条件

南黄海海相中、古生界储层较为发育，储层类型以碳酸盐岩储层为主，碎屑岩储层次之［10］。（1）碳酸盐岩储层南黄海海相中、古生界地台型碳酸盐岩地层普遍致密，只是在局部层段发育了储层。其储层分为白云岩孔隙储层、礁滩相储层、风化壳储层和裂隙储层。孔隙度6％～8％。根据四川盆地的经验，白云岩有效孔隙度达到6％就是优质高产储层。发育碳酸盐岩储层的主要层段有上震旦统灯影组、中上寒武统、奥陶系、石炭系、二叠系及下三叠统。WX5－ST1井普遍见到鲕粒亮晶灰岩和团粒亮晶灰岩（图2），说明青龙组具有与川东北三叠系类似的形成好储层的潜在背景，是储集条件较好的层位之一。CZ12－1－1井3212～3310m井段为石炭系中统，基本为白云岩，纯白云岩厚度达90m。为致密泥晶白云岩，孔渗性差。推测在水体更浅、能量更强的古隆起区，可能发育亮晶白云岩，为好储层。因此，该套地层是潜在的储层发育层位。（2）碎屑岩储层碎屑岩储层主要发育于中志留统、上泥盆统及二叠系龙潭组。苏北地区的钻井揭示志留系至泥盆系的砂岩见油气，具有一定的储集能力，如N参2井2360．03～3554．39m井段（D－S），主要为细砂岩、粉砂岩及泥岩组成的砂泥岩地层。通过对N参2井志留系至泥盆系的砂岩物性分析，孔隙度最大近20％，渗透率最高达26．66×10－3μm2，由此可见，志留系至泥盆系的砂岩是下扬子地块有效储层。因此，该层段也是南黄海非常重要的碎屑岩储层。根据南黄海钻井资料分析，龙潭组储层不发育，但是由于该套储层夹于大套暗色泥岩中，应引起重视。从钻井物性资料看，砂岩储集物性总体偏差，孔隙度一般为4％～8％，泥质含量相对较高，一般在4％～14％。海域龙潭组砂岩储层的物性条件与陆区相似，孔隙度一般为4．4％～9．7％，渗透率一般为5．4×10－3～31．99×10－3μm2。

3盖层

根据海陆对比及工区资料分析，认为南黄海共发育4套海相盖层：下寒武统、下志留统、上二叠统龙潭—大隆组、中—下三叠统、上三叠统，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、上三叠统为局部盖层。但南黄海仅钻遇上二叠统龙潭—大隆组、下三叠统两套盖层。盖层以泥质岩为主，其次为蒸发岩和致密碳酸盐岩。泥质岩盖层以下志留统高家边组和上二叠统龙潭组—大隆组泥岩为代表（图3）。（1）下寒武统幕府山组泥岩盖层预测下扬子地块陆区泥质岩的突破压力为14．2～21．1MPa，总体看突破压力都较大。根据沉积背景分析，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，主要的沉积相类型为盆地相和陆棚相，为区域性盖层。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，南北为陆棚相沉积，中央为台地相沉积。预测陆棚相的泥质盖层为有利区域性盖层区，中央台地相为较有利局部性盖层区。（2）下志留统高家边组泥岩盖层预测下扬子地块陆区现今保留较为完整、基本上连片分布高家边组，属岩性单一的盆地—陆棚区沉积的均质盖层，泥质岩厚度大，分布稳定。下扬子地块陆区盖层参数分析表明，下志留统泥质岩具有较好的封闭性能，下扬子地块N4井泥质岩黏土矿物相对百分含量，蒙脱石为14％～15％，伊利石为62％～67％，高岭石为6％～7％，绿泥石为11％～17％，为片状结构的伊利石泥岩，伊利石呈半定向排列；兴参1井等15个样品岩石密度为71～88g／cm3，突破压力大于12MPa，最大达85．9MPa，孔隙度0．2％～0．8％。根据对陆区高家边泥岩分析，认为下志留统封盖能力较好，因此，推测南黄海地区烟台逆冲带、崂山断隆带、青岛断坳带和勿南沙隆褶带的西部为高家边组盖层条件较好的泥质岩盖层有利区，位于青岛断坳带的东部和勿南沙隆褶带的中南部是较有利泥质岩盖层区。（3）上二叠统龙潭组—大隆组泥岩盖层CZ35－2－1井揭示的龙潭组—大隆组的泥岩厚约385m，其中大隆组115m，龙潭组270m。大隆组泥地比达到93．92％，最大的单层泥岩厚度为47．5m；龙潭组的泥地比达到70％，最大的单层泥岩厚度为40m。南黄海龙潭—大隆组泥岩声波时差80～90ms／ft。估算的排替压力18～25MPa，而古生界一般的泥岩盖层的排替压力为10～15MPa，因此从微观特征上评价认为龙潭—大隆组为较好的盖层。（4）中下三叠统盖层南黄海海域青龙组主要发育局限台地、开阔台地、斜坡—陆棚沉积，碳酸盐岩发育。分析认为斜坡—陆棚相带水体较为稳定，发育较为连续的泥岩夹泥质灰岩或薄层灰岩，厚度较大，总厚398m，泥岩约207m。青龙组泥岩声波时差约70ms／ft，估算的排替压力约30MPa，均是天然气的好盖层，呈地区性分布，可以作为地区性盖层，而开阔台地和局限台地发育的致密性灰岩，可作为局部性盖层。

4生储盖组合

下扬子地块经历了多期构造运动，发生了巨大沉积变迁，沉积了巨厚的海相地层，形成多套沉积旋回，从而形成多套生、储、盖组合。在南黄海海域实际资料分析的基础上，对其进行了有利生储盖组合的分析。结合钻井资料及地震资料解释结果，将南黄海地区海相中、古生界划分为4套有利生、储、盖组合（图3）：第Ⅰ组合为震旦系—下寒武统，烃源岩是下寒武统幕府山组烃源岩，储层是晚震旦统灯影组白云岩储层，盖层是下寒武统幕府山组泥岩。该套组合全区分布。第Ⅱ组合为下寒武统幕府山组—下志留统高家边组，烃源岩主要为下寒武统幕府山组和下志留统高家边组的烃源岩；储层主要是中寒武统—早奥陶系的白云岩、生物碎屑灰岩及裂隙溶蚀型灰岩；早志留世发育的厚层高家边组泥质岩为盖层，这是一套区域性盖层。第Ⅲ组合为下志留统高家边组—上二叠统大隆组，烃源岩为下志留统高家边组和二叠系栖霞组、龙潭—大隆组烃源岩；储集岩包括碎屑岩和碳酸盐岩，碎屑岩储层为志留系、泥盆系、石炭系金陵组、高骊山组、二叠系龙潭组的砂岩，碳酸盐岩储层包括石炭系和州—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，而且栖霞组顶部的风化壳是有利的储层；盖层为早二叠世初期沉积的泥岩及晚二叠世沉积的龙潭—大隆组的厚层泥岩，由于烟台逆冲带大部分地区缺失龙潭—大隆组，白垩系的湖相泥岩可作为盖层，直接覆盖在栖霞组或下伏的石炭系碳酸盐岩储层上。第Ⅳ组合为上二叠统—白垩系和古近系，烃源岩主要是上二叠统陆棚相泥岩和潮坪—泻湖—沼泽泥岩和煤层，其次是青龙组下部陆棚相泥岩，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；盖层为青龙组自身的陆棚—斜坡相致密泥质灰岩、台地相致密灰岩。

有利勘探区带

1海相下组合

下组合残留地层主要是震旦系—下志留统，局部可能存在中志留统。下组合勘探远景区为崂山断隆带的中西部，该区生储盖组合配置好，断层不发育，地层从震旦系－志留系沉积完整，保存条件好至较好。烃源岩主要是下志留统陆棚相的烃源岩、下寒武统的泥质灰岩和泥质岩，储层是晚震旦系的白云岩以及寒武系和中下奥陶统的灰岩和白云岩，盖层主要是晚奥陶统—下志留统的泥质盖层或寒武系底部的泥质岩和致密灰岩以及中下奥陶统致密灰岩。

2海相上组合

上组合在烟台逆冲带和崂山断隆带地层缺失较为严重，而且烟台逆冲带构造较为复杂，残留地层主要是中上泥盆统—下二叠统，局部地区残留上二叠统和下三叠统，而青岛断坳带和勿南沙隆褶带地层保存较为完整，只是在青岛断坳带北部和东北部缺失了较多的地层。上组合的勘探远景区为青岛断坳带和勿南沙隆褶带西部，该区烃源岩条件相对较好，主要是下志留统和上二叠统陆棚相泥岩，此外可能发育下二叠统栖霞组烃源岩，储层主要是中上泥盆的砂岩和石炭系的碳酸盐岩，盖层主要是上二叠统的泥岩，其次泥盆系自身泥岩及石炭系—下二叠统致密灰岩。该区生储盖组合配置和保存条件均较好。