本文作者：徐政语1，姚根顺1，张喜满2，马庆林2，黄羚1，程刚2，廖飞燕2，王鹏万1作者单位：1中国石油勘探开发研究院2南方石油勘探开发有限责任公司

烃源条件

1烃源岩发育与分布特点

据5省区各盆地带演化与沉积充填特点，东部华南走滑伸展盆地带与湘桂走滑拉分盆地带烃源岩发育总体具有时代早(以古近系为主)、厚度大(400～1000，100～900m)，发育深湖—半深湖相灰色泥岩为主的特点;西部三江山间复合盆地带及扬子与理塘叠合盆地带发育的山间小型走滑盆地烃源岩发育时代晚(以新近系为主)、厚度偏薄(125～700m)，发育深灰色碳质泥岩及煤层。华南走滑伸展盆地带烃源岩主要分布于各盆地主要凹陷沉积沉降中心区，发育于最大湖侵期———古新世—始新世(布心组或流沙岗组沉积期)，以半深湖—深湖相灰色—灰黑色含膏泥质岩为主，个别盆地(茂名盆地)发育油页岩。该带盆地总体具有烃源岩分布面积较广、累计厚度大(400～1000m)的特点(表1)。湘桂走滑拉分型盆地带烃源岩分布于主要盆地多个凹陷内沉积沉降中心区，发育于最大湖侵期———始新世(那读组—百岗组沉积期)，以半深湖—扇三角洲前缘湖沼相灰色—灰黑色泥质岩为主，间夹薄煤层。该类盆地烃源岩分布相对局限、规模相对较小，但累计厚度较大(100～900m)(表1)。三江山间复合盆地带、扬子与理塘叠合盆地带烃源岩多分布于各盆地主要凹陷沉积沉降中心区，发育于最大湖侵期———中新世(小龙潭组/南林组沉积期)或上新世(河头组/芒棒组/茨营组沉积期)，以浅湖—湖沼相灰色至灰黑色泥质岩夹多套煤层为主，煤系烃源岩发育，分布相对局限、规模小，但累计厚度较大(125～680m)(表1)。

2烃源岩地化特征

据笔者近年来野外地质调查与前人成果资料分析，5省区陆相中小盆地烃源岩发育、有机质丰度高、类型好，总体呈现明显的分区分带特点。

1)有机质丰度高

5省区除东莞盆地有机碳含量相对较低(均值0．5%)外，其它盆地均在0．6%以上，总体较高。多数盆地烃源岩有机质丰度达到了东部中、好烃源岩评价标准，特别是桂粤过渡区烃源岩因含有煤层，有机碳含量普遍较高、高者可达10%以上，表明盆地油气生成的物质基础丰富。如三水、百色、景谷、陆良、曲靖、保山等盆地均已建产，少数盆地已发现富油凹陷，如北部湾盆地福山凹陷。

2)有机质类型复杂，总体表现“东好西差”面貌

以往镜检及前人成果统计分析(表2)表明:南方5省区陆相中小盆地有机质类型较为复杂。其中，东南沿海走滑伸展盆地以富集生油母质的Ⅰ、Ⅱ型干酪根为主，Ⅲ型干酪根为辅;西部滇黔地区以富集生气母质的Ⅲ型干酪根为主，Ⅱ2型干酪根为辅;桂粤过渡区走滑拉分盆地以Ⅱ1－Ⅲ型干酪根为主，处于由生油母质向生气母质过渡的类型，总体表现为“东好西差”。

3)有机质热演化程度呈现“东高西低”格局

据镜质体反射率值分析，研究区烃源岩除少数未熟或高熟外，多数处于低熟—成熟阶段，处于生油气阶段。其中，以东南沿海走滑伸展盆地古近系烃源岩热演化程度最高，Ro主体处在0．8%～1．8%间，多数盆地已经成熟;桂粤过渡区走滑拉分盆地古近系烃源岩热演化程度其次，Ro值主体处在0．4%～0．6%间，多数盆地烃源岩有机质刚刚进入低成熟阶段;三江造山带及扬子西缘走滑拉分盆地新近系烃源岩有机质热演化程度普遍偏低，Ro值主体处在0．22%～0．6%间，除个别盆地(景谷盆地)成熟外(Ro均值0．68%)，多数盆地烃源岩处于未成熟阶段，总体呈现“东高西低”格局。从干酪根热解Tmax测定值分析来看，东南沿海走滑伸展盆地烃源岩多已成熟，如三水盆地Tmax达440～553℃，已进入生油高峰期;桂粤过渡区走滑拉分盆地烃源岩处于低熟到成熟阶段，多数盆地刚进入生油门限阶段，如合浦、南宁盆地Tmax处于419～436℃范围内，以未成熟到低成熟阶段为主，尚未进入大量生油气阶段;三江造山带及扬子西缘走滑拉分盆地新近系烃源岩除个别盆地外，多数处于未成熟—低成熟阶段，Tmax一般介于415～434℃之间，以生物气形成阶段为主。可见南方5省区陆相中小盆地在新生代期间发育的烃源岩，总体上中—东部厚度大、有机质丰度较高、类型好、热演化程度高，中西部厚度偏小、有机质丰度高、类型偏差、演化程度低。具体表现为:(1)东南沿海走滑伸展盆地烃源岩有机质丰度高［ω(TOC)＞0．5%］、母质类型好(以Ⅰ－Ⅱ型为主)，但由于不同盆地烃源岩存在后期埋深、热演化程度等差异，因而进入生烃门限的程度也有一定差别。具体体现为三水、福山沉积区火山活动频发，烃源岩发育区古地温场高、受岩浆烘烤作用多已成熟;东莞、龙归等盆地烃源岩发育区由于埋藏浅、受火山活动影响小、未进入生油门限，多未成熟;茂名、雷南盆地烃源岩虽受到过火山活动作用影响、刚进入生油门限，但由于埋藏浅、生储配置及后期保存条件不佳，因而总体处于未成熟—低熟阶段，应以寻找未熟生物气—低熟油为主。(2)桂粤过渡区走滑拉分型盆地烃源岩虽呈现机质丰度高［ω(TOC)＞0．5%］、母质类型复杂特点(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型皆有，如宁明盆地以Ⅰ型为主，合浦盆地发育Ⅱ1型，百色盆地兼有Ⅱ、Ⅲ型，南宁盆地以Ⅲ型为主)，但由于该类盆地烃源岩多数埋深浅、热演化程度低，Ro值介于0．3%～0．6%之间，因而多数处于低成熟阶段，应以寻找未熟生物气—低熟油为主。(3)三江造山带及扬子西缘走滑拉分型盆地烃源岩总体表现煤系烃源岩特征，有机质丰度高［ω(TOC)＞0．6%］，母质类型以Ⅲ型为主、Ⅱ型为辅;烃源岩总体埋深较浅，除个别盆地(景谷盆地)已进入成熟阶段外，多处于未成熟阶段。如保山盆地Ro值介于0．3%～0．4%之间，因而应以寻找未熟生物气为主。

储盖组合特征

1储集体类型及展布

就华南东部走滑伸展盆地带而言，储集体多分布于各盆地沉积沉降中心区周缘，以河道砂、辫状河三角洲、扇三角洲前缘相分流河道与河口坝、湖底扇砂体为主(图2)，以细砂岩—含砾粗砂岩为主。布心组储集岩以细砂岩—含砾粗砂岩为主，流沙港组和涠洲组砂岩以中细粒、粉—细粒和含砾长石岩屑砂岩或岩屑砂岩为主，成份成熟度相对较低，储层单层厚度一般小于10m、累计厚度一般50～150m;孔隙度一般10%～27%，渗透率一般大于10×10－3μm2，物性总体较好。桂粤过渡区湘桂走滑拉分型盆地带储集体亦广布于盆地沉积沉降中心周缘，以冲积扇、扇三角洲前缘分流河道与河口坝、湖底扇砂体为主，以粉、细砂岩—含砾粗砂岩为主，总体具有岩屑含量高、成份成熟度相对较低的特点。如百色盆地砂岩储层以那读组和百岗组扇三角洲前缘分流河道—湖底扇粉砂岩和细砂岩为主，发育次生粒间溶孔，物性总体较好。类似盆地有合浦、南宁、上思、宁明、桂平、博白等。单砂层厚度小于10m，累计厚度较大，达100m以上;孔隙度13%～28%，渗透率一般大于10×10－3μm2，物性总体较好。三江造山带及扬子区西缘盆地带储集体广布于盆地沉积沉降中心周缘，以主凹陷区水下扇、扇三角洲前缘分流河道与河口坝、湖底扇砂体为主，以粉—细砂岩为主。如景谷盆地以三号沟组—回环组扇三角洲前缘分流河道—湖底扇石英粉砂岩为主，发育有杂基内微孔、残余粒间孔、粒间溶孔，杂基内微孔是主要的储集空间，溶蚀裂缝是主要的渗流通道;砂岩储层物性总体较好，孔隙度较高，3号沟组2段为1．52%～29．04%，平均131%，3号沟组3段1．30%～29．33%，平均15．43%，渗透率一般介于(20～1800)×10－3μm2之间，总体呈现高孔、中—高渗特征。陆良气田储层以岩屑粉砂岩、岩屑石英粉砂岩为主，孔隙度平均31．4%，渗透率介于(0．78～1186)×10－3μm2、平均渗透率为100×10－3μm2，多属高孔、中—高渗储层，物性亦总体较好。

2盖层类型及展布

由陆相中小盆地演化与沉积充填史分析可知，5省区多数陆相盆地发育均经历过湖盆晚期萎缩阶段，充填有区域性展布的浅湖—湖沼相泥质岩。东南沿海走滑伸展盆地萎缩期主要发育扇三角洲平原—浅湖相泥岩、粉砂质泥岩，有些盆地(如三水、龙归)还沉积有蒸发相含膏盐泥岩。该期充填泥岩累计厚度介于100～500m，是盆地断陷期入湖三角洲前缘分流河道、河口坝以及湖底扇砂体的理想区域盖层。桂粤过渡区走滑拉分型盆地萎缩期以扇三角洲平原—浅湖沼泽相泥岩夹煤岩地层为主，地层厚数百米，一般该期泥岩累计厚度100～200m。由于含有煤系泥页岩，因此极利于构成该类盆地主断陷期中部凹陷区发育的扇三角洲前缘分流河道、河口坝以及湖底扇砂体的区域盖层。三江造山带及扬子区西缘走滑拉分型盆地萎缩期发育的扇三角洲平原及浅湖沼泽相泥岩夹煤岩地层，一般厚数百米，泥岩累计厚度100～400m，同样也能构成盆地主断陷期中部主力生烃凹陷区入湖水下扇与扇三角洲前缘砂体的理想区域盖层。据东南沿海走滑伸展盆地带中福山凹陷钻井资料统计，该凹陷除流沙岗组流二段及流三段中部发育的深湖—半深湖相泥岩全凹陷广布，为区域性盖层外，凹陷内流沙岗组沉积晚期还发育有流一段及围州组二段、三段泥质岩，单层厚度从几米到几十米不等，尤其是流一段(E2l1)顶泥+上底泥岩还相当发育，累计厚度和单层厚度均较大，故也构成了凹陷内良好的局部盖层。桂粤过渡区走滑拉分型盆地的百色盆地中共发育有那读组、百岗组泥岩和伏平—建都岭组泥岩夹薄层粉砂岩3套盖层。其中，那读组泥岩形成于盆地断陷期半深湖—深湖环境，全区连续分布，在盆地东部田东坳陷占80%以上，累计厚度200～600m，在莲塘坳陷厚200～300m，是盆内下组合最理想的区域盖层。百岗组泥岩沉积于盆地开始萎缩期滨浅湖、三角洲和河流相环境，主要岩性为灰、灰白、灰绿色砂、泥岩不等厚互层夹煤层，百岗组泥质岩普遍含砂，泥/地比例为40%以上，累计厚度150～420m，分布于盆地凹陷内，主要构成盆地局部盖层。伏平—建都岭组形成于盆地萎缩、消亡期，中上部为灰绿色、杂色泥岩夹薄层灰绿色粉砂岩，下部为灰色、灰绿色泥岩、粉砂岩夹煤层，厚300～450m，因大多分布于盆地东部田东坳陷和西部六塘坳陷，泥/地比值高，故亦可构成盆地优质局部盖层。经测试分析，百岗组和那读组泥岩盖层的突破压力及盖层突破压力与储层压力之差均大于20MPa，表明其对百色盆地内油气均具有良好的封堵性能，是盆地Ⅰ类优质盖层。三江造山带及扬子区西缘走滑拉分型盆地的保山盆地中，泥岩发育于南林组、羊邑组，除羊一段发育的泥质岩连续厚度较大、可构成区域盖层外，其余层段泥质岩均发育有扇三角洲前缘亚相中的各种类型砂体，盆地中部凹陷带沉积的半深湖—深湖相泥岩主要充填有透镜状或层状砂体，总体累计厚度较大，可作为盆地中部局部盖层，并在一定程度上弥补了盆地区域盖层的不足。

3储盖组合类型及评价

5省区陆相中小盆地新生代凹陷呈现“东部双断、单凹、大凹、断坳上下叠置，中部多断、多凹、小凹、断坳上下偏移，西部单断、单凹、小凹、串珠状位移分布”特征;沉积充填模式体现“东部半深湖—深湖、中部半深湖—扇三角洲、西部扇三角洲—湖沼相”的特征;生储盖组合可以相应表征为“东部层状三明治式储盖组合、西部楔状夹心式储盖组合，中部过渡型储盖组合”。具体体现如下:(1)东部“层状三明治式”储盖组合主要发育于东南沿海走滑伸展盆地，如三水盆地共发育有4套储盖组合(图3)。其中，第一组合为典型的层状“上生下储”式或“新生古储”式组合，盆地布心组二段生与盖，上三叠统灰岩质砾岩裂缝储;第二组合属于布二段自生自储自盖组合;第三组合“上生下储”与“下生上储”2种形式兼有，表现为布二段上部生，布三段及下韵律层下部储，下韵律层上部盖，本组合构成盆地的主力组合;第四组合亦兼有“上生下储”与“下生上储”2种形式，表现为布三段下韵律层上部生，上韵律层中下部砂岩储，顶部泥岩封盖。按照东部模式，福山凹陷可划分出3套储盖组合，即第一组合流三段生，流三段储，流二段盖;第二组合流二和流一段生，流一中段储，流一上段盖;第三组合流一段生，涠三上段储，涠二段底盖。但由于凹陷内断层与不整合面的沟通作用，实际储盖组合类型可能更加丰富与复杂，往往形成跨层系、类型多样的各式油气藏，因此又有人结合油藏特征细分出了6套生储盖组合类型(图4)。(2)西部楔状夹心式储盖组合主要发育于三江造山带及扬子西区走滑拉分型盆地，如保山盆地在中部凹陷带发育的各种类型砂体与湖相泥岩就构成了互层式或封闭式连续的自生自储型透镜体状生储盖组合型式［11］。此外，石定言发现景谷盆地的油气藏圈闭类型主要包含有透镜体岩性圈闭(东部断阶、盆内)、鼻状构造圈闭(中部、东部文帽)以及由同生断层和储集砂体组成的断块—岩性圈闭(盆地东西两侧)、古近系盐层—泥岩受侧向压力作用向上刺穿形成的盐丘刺穿圈闭(盆地中部)。结合大牛圈主力产油区油藏多与储集砂体类型相关的特点，可见该盆地油气藏分布也主要受侧向夹心式储盖组合控制。(3)5省区中部桂粤过渡区走滑拉分型盆地储盖组合类型相对复杂，既有层状、又有楔状，具有典型过渡类型特征。如广西百色盆地就发育有断陷期前、断陷期和坳陷期3套储盖成藏组合［12］，其中，断陷期沉积的那读组是盆地主要的生储盖岩系和油气勘探层系，具有典型的“自生自储”成藏组合特点。盆地中央富油断凹储集岩主要为那读组底部发育的长轴河流—三角洲砂岩，构造作用影响小，以透镜状岩性油气藏为主;凹陷周缘断阶及斜坡既有那读组各种类型砂体构成的楔状储盖组合，又有通过断层、不整合、岩性通道与其它层系(三叠系灰岩、百岗组、伏平—建都岭组)构成的层状储盖组合，因而盆地范围内发育有断层—岩性、地层、岩性等多种油气藏类型。那读组之下为断陷期前含油气层系，具有典型“新生古储”层状储盖组合特点，含油气层系以中三叠统灰岩裂缝、古潜山为储集空间。那读组之上的百岗组为坳陷期含油气层系，也属于典型“下生上储”的层状储盖组合特点，含油气层系以发育断块、断鼻等油气藏类型为主。由于百岗组煤系自身具有生烃能力，故亦可形成自生自储的生物气藏楔状储盖组合类型。中部过渡区合浦盆地主要发育有4套层状三明治式储盖组合，即①酒席坑组一、二段自生自储组合:酒一段和酒二段暗色泥岩生与盖，其中发育的扇三角州(水下扇)和湖成三角州等砂体储;②酒三段上生下储组合:酒一、二段生与盖，酒三段底部扇三角州、冲积扇、河道和三角州等砂体储;③沙岗组二—三段下生上储组合:酒席坑组一、二段生，沙岗组二—三段储与盖;④新生古储组合:酒席坑组生与盖，前古近系糜棱岩和大理石化的白云岩作为裂隙性储集体。

油气成藏特征

依据5省区陆相中小盆地储盖组合及现有建产盆地发现的油气田，可将油气藏归纳为构造、岩性、地层与复合4大类型(表3)。其中，东南沿海走滑伸展盆地以发育构造类油气藏类型为主，其它类型为辅;西部三江造山带及扬子区西缘走滑拉分型盆地以发育岩性类油气藏类型为主，其它类型为辅;中部桂粤过渡区走滑拉分型盆地以发育复合型油气藏类型为主，其它类型为辅。具体体现为:

(1)东南沿海走滑伸展盆地因一般发育有继承性沉积与沉降中心，常常形成有继承性生烃洼陷，因而油源相对充足，加上烃源岩热演化程度适中，储盖组合等条件良好(表3)，因而这些盆地生烃洼陷中发育的砂体与继承性隆起区往往成为最有利的油气运移指向区与富集带。如三水盆地宝月—华涌生烃凹陷中北部宝月—竹山岗构造带不仅发育有西部扇三角洲前缘良好的分流河道砂体储层，而且具有典型的“洼中隆”构造特征，加上布心组烃源岩均已进入生烃门限，因而成为三水盆地中北部最主要、最有利的油气运移指向区与富集带，其中开发多年的宝月、竹山岗油气田就属于典型的构造类油气藏。再如福山凹陷中部鼻状构造带不仅发育有南部重要的辫状河三角洲分流河道砂储层，而且为处于天河与白莲2个重要生烃洼陷之间的低凸起，加上流沙岗组烃源岩已进入成熟—高成熟阶段，且有花美断裂的沟通作用，因而成为福山凹陷内最有利的油气运移指向区与富集带，构造带中现已投产的花场油气田就属于典型的构造类油气藏。

(2)西部三江造山带及扬子区西缘走滑拉分型盆地由于断陷快、盆地新(N)、地温场相对较低等原因，多数盆地烃源岩热演化程度较低、处于未熟阶段，未进入生油门限，主要为生物菌解气;此外，由于盆地内充填的各种类型砂体成岩作用弱、物性相对较好，因而发育有大量的透镜状储盖组合与岩性圈闭(表3)，主要形成岩性气藏。如保山、陆良盆地烃源岩发育于中新世，现均处于未熟阶段、未进入生油门限，其中已投产开发的永铸街与大嘴子气田就属于典型的未熟生物菌解气藏，同时是典型意义上的透镜体岩性气藏类型。景谷盆地虽然三号沟组、回环组烃源岩发育于中新世，但由于处在地热异常区，地温梯度相对较高，源岩已经成熟，已进入生油门限与生油高峰阶段，排出了大量原油，因而在现今盆地东部断阶带的高部位扇三角洲前缘砂体发育区形成了大牛圈构造—岩性油气田。

(3)中部桂粤过渡区走滑拉分型盆地由于成盆期同时受到了NE及NW向两组走滑断裂多期活动的控制与影响，盆地中往往发育有多个沉积与沉降中心，生烃洼陷不大、继承性偏差，生烃洼陷中部很难形成继承性隆起带，加上盆地还受后期走滑断裂活动改造等众多因素影响，因而盆地中往往形成多个油气运移指向区与富集带，形成多个系列复杂的复合型油气藏。如百色盆地先后经历了断陷与坳陷阶段，其中断陷期充填的那读组三段沉积中心位于盆地西部莲塘凹陷、最大钻厚351m，那二段和那一段沉积期中心迁移至东部田东凹陷，最大钻厚分别达600．5m和517m，坳陷期百岗组沉积期中心仍继承于田东凹陷、最大钻厚为124．5m，表明百色盆地至少发育有莲塘与田东2个生烃凹陷。其中，莲塘凹陷为早期中心，田东凹陷为晚期继承性中心，后者成为盆内发育时间最长的烃源中心，因而也就成为盆内最重要的供烃中心。从盆内现已发现的油气藏分布来看，大部分油藏主要围绕田东生油凹陷呈环带状分布，聚集在田东凹陷的坡圩、花茶、东加以及上法等地区，天然气聚集在田阳县附近的雷公、田东县附近的伏平、伏平西以及上法等地区。

据烃源岩埋藏史分析［13］，盆地西部充填的那读组在百岗组沉积初期开始生油，沉积期末达到排油高峰，油气主要充注于始新世—渐新世阶段那读组—百岗组沉积期形成的圈闭中，百岗组沉积期后主要为油藏改造与圈闭调整阶段。由于盆地东部地区那读组排油高峰延迟至建都岭组沉积末期，明显滞后于西部地区，同时由于其中发育的圈闭多形成于建都岭组沉积末期走滑挤压活动阶段［14］，因此盆地东部圈闭条件总体优于西部。此外，由于盆地内那读组系主力烃源层，其中发育的圈闭多为自生自储式组合，而百岗组圈闭多发育下生上储式组合，因此那读组中发育圈闭又总体优于百岗组。经结合百色盆地成盆三期走滑活动历史分析，可见盆内许多早期断层对油气运移起通道作用，后期起封堵作用，凹陷内许多断裂与砂体往往相互连通，两者共同构成了盆内主要的油气运移通道。盆内不同区域往往出现不同类型的圈闭与油气藏类型。但总体上被那塘凸起分隔成东、西2个相对独立的含油气系统体系，且东部优于西部。就东部田东凹陷而言，由于北部断阶南面紧邻生油中心、北面靠近冲积扇—扇三角洲发育的各类砂体储层;且由于受到早期塘浮断裂和晚期南伍断裂的共同影响，形成了低、中、高3个构造断阶，其中发育的高角度断层多成为油气运移的垂向通道，凹陷北部断阶因此成为含油气层位纵向叠合的油气藏富集带，平面上形成受构造、沉积砂体双重控制的断层—岩性复合圈闭与油气藏。其类型包括:中三叠统断块潜山型裂缝灰岩油藏，那读组、百岗组的断层—岩性油藏、岩性尖灭油气藏和砂岩透镜状油气藏，以及百岗组、伏平组断鼻浅层气藏。凹陷南部斜坡边缘由于那读组仅发育小型短轴河流—三角洲砂体，砂岩储层欠发育;而百岗组因发育有长轴河流—三角洲砂体，同时，受晚期北东向断层的影响，断裂发育。所以形成有大量断鼻、断背斜等类型圈闭，形成了上法、祥周、香炉等浅层构造圈闭，聚集形成了基底中三叠统古潜山灰岩油藏，百岗组断鼻油气藏和岩性尖灭油气藏，以及东西两侧的林蓬和那满的那读组浅层稠油油藏。凹陷中央断凹由于那读组底部发育有长轴河流—三角洲砂体储层，构造因素影响不大，因而多形成岩性油气藏;百岗组多发育坳陷期形成的河流—三角洲砂岩储层，因此在局部受到南伍断层走滑挤压的影响后，主要发育断鼻构造，形成断鼻油气藏。