摘 要

摘　要：苏北盆地和南黄海盆地同属于一个构造域，具有相似的构造热演化特点，但前者已经发现以中、古生界为气源岩的油气田，而后者至今未获得工业油气发现。分析苏北 南黄海盆地的

摘　要：苏北盆地和南黄海盆地同属于一个构造域，具有相似的构造热演化特点，但前者已经发现以中、古生界为气源岩的油气田，而后者至今未获得工业油气发现。分析苏北  南黄海盆地的热演化特征，对于明确南黄海盆地的油气勘探方向具有重要的意义。为此，运用磷灰石裂变径迹测试方法结合EASY％R。热演化史模拟，研究了该区的热演化构造特征。结果表明：①南黄海盆地多个构造单元存在古生界烃源岩再次生烃现象，距今约36Ma(始新世未)之后的沉积对该区古生界烃源岩的再次生烃有利；②苏北—南黄海盆地现今的地温梯度均小于古地温梯度，地温梯度的降低减弱了后期沉积对古生界烃源岩的增熟作用；③南黄海盆地烃源岩的埋藏类型可分为早深后浅早期生烃型和多次抬升多次生烃型2种类型，分别反映地壳水平运动和垂直运动的结果。结论认为：南黄海盆地具有良好的油气勘探前景，盆地中南部古生界烃源岩二次生烃是关键，应以寻找“古生新储”型油气藏为勘探方向。

关键词：苏北—南黄海盆地  磷灰石裂变径迹  构造热演化  古生代  烃源岩  二次生烃  “古生新储”型油气藏

Tectonic-thermal evolution characteristics of the Northern Jiangsu and South Yellow Sea basins and their petroleum geological significance

Abstract：The northern Jiangsu Basin and South Yellow Sea Basin belong to the same tectonic domain，thus have similar tectonic and thermal evolution characteristics．Oil／gas fields with the Mesozoic and Paleozoic as gas source rocks have been discovered in the Northern Jiangsu Basin．In contrast。no commercial oil／gas discoveries have been obtained in the South Yellow Sea Basin．A comparative analysis of the tectonic thermal evolution characteristics of the two basins is of great significance to exploration in the South Yellow Sea Basin．Therefore，fission track testing of apatite in combination with the Easy％R。model were performed to study the tectonic thermal evolution characteristics in the study area．The following conclusions were obtained．(1)Secondary hydrocarbon generation from the Paleozoic source rocks is observed in several tectonic units in the South Yellow Sea Basin．The deposition after 36 Ma(at the end of the Eocene)was favorable for the secondary hydrocarbon generations of the Paleozoic source rocks．(2)The current geothermal gradients of both the southern Jiangsu Basin and South Yellow Sea Basin are lower than their paleogeothermal gradients．The lowering of geothermal gradient reduced the contribution of later deposits to the maturity of the Paleozoic source rocks．(3)The two burial modes of source rocks were identified in the South Yellow Sea Basin，namely the early-deep later shallow early hydrocarbon generation mode and multiple uplifting and multiple hydrocarbon generation mode．They were the results of horizontal and vertical movements of the crust．Petroleum exploration potential may be large in the South Yellow Sea Basin depending on the secondary hydrocarbon generation of the Paleozoic source rocks in the southerwcentral parts of the basin，and reservoirs with hydrocarbon sourced from older source rocks are potential exploration targets．

Keywords：Northern Jiangsu Basin，South Yellow Sea Basin，apatite fission track，tectonic thermal evolution，Palcozoic，source rock，secondary hydrocarbon generation，reservoir with hydrocarbon sourced from older source rocks

下扬子区苏北—南黄海盆地是中国海域唯一的新生界、中生界、上古生界、下古生界“四世同堂”，历经多期构造运动叠加改造的大型复杂含油气盆地。南黄海盆地油气勘探50余年，至今尚未获得工业油气发现，与上扬子区近年来连续在川东北获得普光、龙岗、元坝等上古生界大油气田的发现形成鲜明反差。这与下扬子区中、古生界盆地构造运动强烈，多期构造运动叠加，油气形成演化过程异常复杂有关。因此，围绕下扬子区油气勘探突破的盆地地质构造演化及其叠加改造研究的热点、难点和基础是：中、古生界埋藏和受热演化史的恢复与包括二次生烃演化特征在内的分析重构。

随着苏北盆地以中、古生界为气源岩油气田的发现^[1]，特别是近几年在二叠系龙潭组的油气发现^[2]，加强了人们对南黄海中、古生代海相残留盆地油气勘探的关注。南黄海盆地研究成果表明：南黄海盆地是扬子板块的延伸，是下扬子地块的主体^[3-5]，南黄海盆地主体部位海相中、古生界发育齐全，且构造较陆区稳定；南黄海盆地与苏北盆地同属于下扬子，为同一构造域，二者在早古生代以来的沉积、后期改造及构造热演化和成藏等方面具有很大的相似性^[6-21]，南黄海盆地已钻遇海相古生界的常州35-2-l等井虽然揭示了较厚的中、古生代海相层系，但均未见工业油气流。鉴于南黄海盆地中、古生代海相残留盆地勘探程度低，钻井数量少，不确定因素多。因此开展盆地构造热演化特征的研究，具有重要的理论和实际意义。

针对上扬子区前新生代地层埋藏史和构造热演化史的研究已经开展^[22]。笔者通过开展磷灰石裂变径迹测试分析和数值模拟工作，研究苏北—南黄海盆地不同构造阶段构造抬升的时间、幅度和剥蚀特征，探讨盆地构造热演化特征和古生界烃源岩二次生烃问题。本次工作精度受制于所取样品的代表性、地层剥蚀厚度恢复、模拟所用模型及参数选取等方面。

1　材料与方法

1．1　材料

1．1．1磷灰石裂变径迹测试分析利用材料

本次研究，优选苏北盆地揭示中、古生界层位较全的2口参数井N4井和盐参l井(图1)，采集了4块砂岩岩心样品进行磷灰石裂变径迹分析测试。样品深度2226～4140.2m，其中下石炭统样品1块，深度2226～2237.5m；中志留统样品2块，深度2502～2820.2m；下志留统样品1块，深度4140m。

 

1．1．2热演化史模拟利用材料

利用南黄海盆地南部坳陷钻井实测数据进行虚拟井EASY％R。热演化史(以下简称热史)模拟，地层模型采自青岛海洋地质研究所在南黄海盆地历年采集的二维地震剖面。虚拟井利用实测的R。值^[18]。

其中虚拟井①、②、③、④位于南部坳陷中，根据相近相似原则，分别取CZ6-1-1A、WX13-3-1、WX20-STl和WX5-STl井的实测R。值，无实测值层位则采用相邻井数据；⑤、⑥号虚拟井位于崂山隆起上，该构造部位上没有钻井，以往研究结果表明，南部坳陷古近新近系内实测R。值具有相同时代地层相似、不同时代地层差异大的特点^[17-18]，周围钻井中仅WX5-STl井钻遇古生界，故该处虚拟井所用的实测R。数据按照同时代地层同R。值原则取自WX5-STl井。

1．2　研究方法

1．2．1经典的沉积盆地热演化史研究方法

在盆地构造热演化史研究中，经典和主要的盆地构造热演化史研究方法有：有机质成熟度指标^[23-24]、矿物裂变径迹、单井EASY%R。热反演法^[25-28]及(UTh)／He年龄法^[29]等，实际研究中基于所能获得的资料丰富程度及研究目的不同采用不同的方法。

1．2．2磷灰石裂变径迹分析法

磷灰石裂变径迹测试分析的基本原理是：放射性元素²³⁸U。裂变造成矿物晶格的电离损伤并且记录在磷灰石中即磷灰石的裂变径迹；它在岩石冷却时产生，加温时“退火”消失；再度冷却又重新产生。这种“生灭可逆”的磷灰石特殊性质记录了岩石被冷却、加温、冷却的过程。深埋、岩浆烘烤、断层摩擦使岩石径迹退火减少或消失，构造抬升、断层活动停止等就是冷却径迹产生的过程。记录每条径迹的长度及其产生后受热程度的变化将能够反映样品所经历的热历史，以磷灰石裂变径迹的长度、频率分布、径迹年龄等数据，将有效地获得构造热演化史的信息^[7,12,25]。

本次研究主要利用了上述磷灰石裂变径迹分析的原理和方法，分别根据要求选择N4井和盐参l井下石炭统、下志留统、中志留统砂岩样品，在新西兰和德国分别完成放射性同位素照射和磷灰石裂变径迹测试及数值模拟分析。

磷灰石裂变径迹法的热史模拟步骤为：①根据已有热参数资料，给出热史约束条件；②设定大量的温度时间曲线，通过正演求出径迹长度、径迹年龄模拟值；③将正演结果与实测径迹长度、年龄进行比较，获得最佳模型，即得到热史模拟结果。

1．2．3 EASY％R。热史模拟法

本次热史模拟研究采用EASY％R。方法，所用化学动力学模型由Sweeney和Burnham等人提出^[25]：

 

式中Fj为井中某地层底界第j个埋藏点的化学动力学反映程度，其值范围0～0.85；fi(i＝1，2，3，…，20)为化学计量因子或权数；tj为该井该地层底界的第j个埋藏点的埋藏时间，Ma；Tj为该井该地层底界的第j个埋藏点的古地温，K；R为气体常数，其值8.24J／(mol·K)；A为频率因子或指前因子，其值为l0¹³s^-1；Ei(i＝l，2，3，…，20)为活化能，其值范围42～420kJ／mol；a、b为校正系数，a1＝2.334733，a2＝0.250621，b1＝3.330657，b2＝1.181534。

通过将时间和温度分解成一系列等温段或恒定加热速率段，可以计算出镜质体反应程度，该方法在我国中、古生界盆地埋藏史和热史恢复中取得了较好的应用效果^[6，8]。

数值模拟分别采用了原IES公司的PetroMod9.0软件和国内自主研制的ProBases软件

2　模拟、测试结果

2．1　磷灰石裂变径迹测试分析结果

磷灰石裂变径迹测试分析结果表明(图2)：

 

1)样品的裂变径迹年龄远小于其所代表地层时代年龄，说明取样深度的地层遭受过比现今温度更高的热作用而退火。

2)进行样品视径迹年龄距今(28.7±2.5)Ma校正后，得到径迹长度的校正年龄为距今(36±3.3)Ma，即盆地内发生的最后一次较大上升构造运动和剥蚀事件的时间是36Ma，剥蚀岩层厚度约为1500m。

3)4140m深处裂变径迹长度为11.43mm，年龄为距今34Ma，则样品处温度为l30℃(地温梯度2.8℃／l00m，加上地表温度10℃)，在此温度下，常理应当观察不到磷灰石的裂变径迹，但事实上工作中观察到了通常观察不到的裂变径迹现象，推测可能存在一个没有足够的时间让径迹完全退火的作用过程。

2．2　EASY％R。热史模拟结果

热史模拟结果(图3)表明：南黄海古地温梯度自二叠系沉积开始至上白垩纪(距今约70Ma)一直呈上升趋势，最高至5.0℃／l00m，其间有2次快速升高(距今270～260Ma和130～70Ma)和1个平稳期(距今260～130Ma)，平稳期地温梯度在4.0℃／l00m左右，70Ma至今地温梯度总体呈下降趋势，现今地温梯度最低，为3.0℃／l00m左右；在最高地温梯度处(距今约70Ma)，各虚拟井的数值差别最大，最大差别可达1.0℃／l00m；新近纪和第四纪沉积对古生界烃源岩的深埋增熟作用由于该时期地温梯度的降低而减弱。

 

埋藏史及生烃史模拟结果见图4，三叠系沉积完成至今各虚拟井位置均经历了1次超过100Ma的抬升剥蚀过程，延缓甚至停止了古生界烃源岩的成熟生烃过程。根据距今300Ma以来上古生界烃源岩层系构造热演化特征的不同，南黄海盆地烃源岩的埋藏类型大体可分为以下2种。

 

2．2．1早深后浅早期生烃埋藏型

以南部坳陷现今的构造高部位沉积区(虚拟井②、④)为代表。上古生界沉积早期深埋藏，后遭受长时间抬升剥蚀再接受持续浅埋，但烃源岩未增熟，未发生二次生烃现象。

2．2．2多次抬升多次生烃埋藏型

以南部坳陷现今的深洼部位沉积区(虚拟井①、③)和中部隆起区沉积区(虚拟井⑤、⑥)为代表。在南部坳陷现今的深洼部位，包括常州6-1-1含油气构造在内，其虚拟井模拟曲线具有早期上古生界沉积浅埋藏，后期遭受长时间抬升剥蚀，再接受持续沉降深埋，属于典型二次生烃地层埋藏类型。

在中部隆起区，模拟标尺延伸至中部隆起区古生界及元古界，烃源岩持续埋藏，从新元古界沉积以来经历了3次大规模的构造抬升剥蚀及埋藏，总剥蚀厚度超过5000m，这可能极大延缓古生界烃源岩增熟过程；古生界早期沉积经历了2次大的抬升剥蚀和2次深埋藏、l次浅埋藏过程，属多次抬升多次生烃类型。

虚拟井生烃史模拟结果(图5)表明，南黄海南部坳陷深洼区存在古生界烃源岩的二次生烃现象，总计获得2个生烃高峰期：一个在早三叠世，一个在中新世—渐新世；第一次生烃高峰期形成的烃资源，经历印支晚期—燕山早、中期的强烈改造，基本没有意义；第二次生烃高峰期发生在晚期稳定沉降条件下，当以生气为主，对晚期油气成藏有利，推测常州6-1-1井发现的油气与此期生烃有关。

 

3　讨论

此次研究结果表明，南黄海盆地中部隆起区遭受多次构造抬升剥蚀而具有二次或晚期生烃可能，新近系沉积厚度不大，今埋深小于古近纪末埋深，中、古生界烃源岩在遭受数千米的剥蚀之后，其成熟度没有改变，即在古近纪末成熟定型，后期增熟幅度缓慢或较小，存在长期埋藏成烃演化的“长时加温型”埋藏史，也存在古埋深大于今埋深的“短时加温型”埋藏史，造成成熟度、古地温与埋深不相匹配的演化结果，即生烃层系“不同层等熟、不同层等温”现象突出。鉴于南黄海盆地中部隆起区中、古生界最大沉积厚度达万米^[30-31]，具有不同分布及埋藏特征的中部隆起中、古生界烃源岩，总体上具有良好的成烃一成藏潜力；通过虚拟井模拟，发现在南部坳陷区，长时间的构造抬升剥蚀延缓甚至停止了古生界烃源岩的生烃过程，而后期快速沉积使得古生界烃源岩得到深埋发生二次生烃，这一作用过程的效果同时受制该区地温场的变化，南黄海南部坳陷现今的深洼部位和中部隆起沉积区存在二次生烃现象，始新世沉积时造成古生界烃源岩的第二次生烃发生在晚期稳定沉降条件下，以生气为主，可弥补中、新生界陆相烃源岩生烃潜力不足，形成陆相和海相混源的油气藏，其类型近似于苏北的朱家墩气田。由于坳陷区有巨厚新生代沉积作为盖层，可能形成古潜山或潜山内幕类型油气藏。

总体而言，南黄海盆地具有较为完整的加里东期、海西期、印支期海相层序及中、新生代陆相层序，海相中、古生界沉积最厚达万米，在后期稳定沉降条件下，海相烃源岩经再次深埋，发生二次生烃，油气勘探潜力巨大。随着勘探研究的深入，相信南黄海盆地定将获得突破。

4　结论

1)苏北盆地距今约36Ma(晚始新世)之后的沉积对古生界烃源岩增熟生烃意义重大。

2)苏北南黄海盆地海相中、古生界烃源岩具有“不同层等熟、不同层同温”和“长时加温”特点。南黄海南部坳陷存在古生界烃源岩的二次生烃现象，共有2个生烃高峰期(早三叠世和始新世)，第一次生烃经过印支运动晚期燕山运动早、中期的强烈改造后，基本没有太大意义，第二次生烃发生在晚期稳定沉降条件下，以生气为主，可以弥补中、新生界陆相烃源岩生烃潜力的不足，形成陆相和海相混源的油气藏，其类型近似于苏北盆地的朱家墩气田。

3)苏北南黄海盆地的现今地温梯度小于占地温梯度，减弱了后期沉积对烃源岩的增熟作用。南黄海盆地在距今70Ma前地温梯度呈上升趋势，最高至5.0℃／l00m，之后呈下降趋势至现今的3.0℃／l00m左右，距今260～130Ma地温梯度维持在4.0℃／l00m左右。

4)苏北南黄海盆地具有相似的构造热演化特点，南黄海盆地有望成为海域油气勘探的一个重要领域。南黄海盆地中南部古生界烃源岩二次牛烃是关键，以寻找“古生新储”型油气藏为勘探方向。

感谢新两兰奥克兰大学怀特教授、徐赣清副教授提供了高质量的裂变径迹测试数据。

 

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本文作者：闫桂京  许红  杨艳秋

作者单位：国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室

  国土资源部中国地质调查局青岛海洋地质研究所