琼东南盆地宝岛凹陷天然气差异聚集主控因素与成藏模式

Main Controlling Factors of Natural Gas Differential Accumulation Model，in Baodao Sag, Qiongdongnan Basin

摘要

宝岛凹陷的烃源分布和天然气成藏主控因素不清，制约勘探突破. 综合应用构造解析、烃源识别、源-汇体系及成藏综合分析技术，明确宝岛凹陷差异构造演化控制下的主力供烃灶、有利储盖层及差异成藏主控因素. 研究表明，宝岛凹陷早渐新世属“非典型” 双断，断阶带崖城组烃源岩厚度大，形成南、北两个洼陷群；北坡洼陷群主要受多条北东向早期断裂控制，形成多个转换断阶带，部分北东向断裂活动性强，导致其下降盘远端翘倾抬升形成低凸起；北东向转换断阶带+低凸起控制了古近系扇三角洲、三角洲砂岩及崖城组陆源海相烃源岩的分布，成为天然气聚集的主要场所. 基于不同构造样式控制下的天然气运聚条件分析，建立了 “转换断阶带渐新统近源高效汇聚型”、“凹陷带中新统海底扇有限聚集型”两种成藏模式，明确转换断阶带渐新统三角洲构造-岩性复合圈闭是大气田勘探的突破方向.

关键词

非典型断陷 / 转换断阶带 / 天然气差异聚集 / 成藏主控因素 / 成藏模式 / 石油地质

Key words

atypical fault depression / transform fault terrace belts / gas differential accumulation / main controlling factors of play / play model / petroleum geology

0 引言

琼东南盆地宝岛凹陷位于南海北部大陆架西区，是在中生界结晶基底上发育起来的新生代凹陷，该凹陷基底最大埋深12 000 m（含水深），古近系分布面积超过4 100 km²，油气资源潜力大. 宝岛凹陷油气勘探历经40多年，在2021年之前仅发现了多个小型烃类气藏，这与其凹陷规模是很不匹配的. 前人研究认为宝岛凹陷具备“下断上坳”的双层结构，发育了较厚的古近系、新近系地层，主力烃源岩是崖城组陆源海相泥岩，可能还存在始新统湖相烃源岩，油气资源潜力大（雷超等，2011；黄保家，2012；戴娜等，2015；张功成等，2015；甘军等，2018， 2019；孙瑞等，2019；吴飘等，2019）. 宝岛凹陷属被动大陆边缘伸展盆地，表现为南、北双断的地堑特征，北部边界断裂2号断层活动控制形成了横向凸起调节带（廖计华等，2016；周杰等，2018，2019）. 早渐新世海水自西沙海槽开始侵入，晚渐新世以来开始形成半深海-深海环境，现今凹陷主体位于深水区（水深大于300 m），仅宝岛凹陷北坡西段位于浅水区. 宝岛凹陷多年勘探未获突破的原因主要有二，一是崖城组优质海相烃源岩分布不清，二是主力成藏组合及烃类气高效汇聚机制不清. 后来在宝岛凹陷南部的松南低凸起发现了Y8高位潜山88 m烃类气藏，其天然气主要来自宝岛凹陷南部断阶带发育的崖城组陆源海相优质烃源岩（张迎朝等，2019），证实了宝岛凹陷具备较大的天然气资源潜力.

随着宝岛凹陷实施三维地震资料全覆盖，对宝岛凹陷的凹陷结构、构造-沉积充填演化及天然气地质条件的认识进一步深入，多数学者认为宝岛凹陷北坡发育对倾叠覆型构造变换带，是有利的油气聚集区（陶维祥等，2000；李绪宣等，2006；谭建财等，2014； 童亨茂等，2015；谢玉洪，2015；赵海涛等，2021）. 但前人对宝岛凹陷不同区带、层系的成藏主控因素及成藏差异性研究少有涉及. 本文通过分析宝岛凹陷构造-沉积演化特征、生储盖组合及天然气差异聚集模式，支撑了宝岛北坡B2A大气田勘探发现，为类似盆地的油气勘探提供借鉴.

1 构造演化及沉积充填基本特征

宝岛凹陷平面上自北向南划分为3个构造单元：北部断阶带、凹陷带及南部断阶带（图1）. 构造-沉积演化分析表明，宝岛凹陷纵向上经历了早期断陷、中期断-坳转换及后期坳陷热沉降3个演化阶段，沉积了新生代完整的地层序列. 在始新世-渐新世北西向区域右旋拉张应力作用下，北部断阶带发育一组北东-北东东走向的深大断裂，其中北侧的F12、F18可断至地幔，成为控制凹陷边界的断裂（图2）. F12、F18及其派生次级断裂的持续活动控制形成B2A、B2B转换断阶带.

B2A断阶带F12、F12-1均为北东东走向，剖面上两个断裂产状比较陡且近于平行（图2a），平面上F12、F12-1也近于平行且二者之间的距离约20 km. 由于F12及F12-1在古新世-早渐新世的强烈活动，导致其下降盘近断裂一侧大幅度沉降，基底落差超1 000 m，分别形成了半地堑结构的B25洼和B27洼，沉积了较厚的崖城组，且崖城组向凹陷带快速减薄；而F12下降盘远端由于块体旋转、翘倾作用，在F12-1上升盘形成了北东东走向的山脊，在剖面上表现为两大顺向断层控制的 “二台阶+低凸起”特征. 晚渐新世以后到现今，伴随着西沙海槽扩张，宝岛凹陷在南北向区域伸展应力作用下进一步拉开，开始进入统一大凹陷的热沉降阶段，在凹陷带沉积了巨厚的中新统地层，沉积中心由早期的断阶带向南迁移到了凹陷带.

而在B2B断阶带，由于凹陷边界F18断层及其派生断层活动性弱，形成了多条顺向断层发育的断阶带，崖城组、陵水组地层倾向与断层倾向一致，与B2A区“二台阶+低凸起”特征明显不同.

2 天然气差异聚集特征

2.1　转换断阶带天然气差异聚集特征

宝岛凹陷北坡西段的B19A构造位于转换断阶带二台阶，陵三段发育大型断背斜和三角洲（邵磊等，2010；张亚雄等，2013），成藏条件有利，但勘探实践表明其陵三段气藏高含CO₂，CO₂主要是通过F2深大断裂及其派生断裂运移上来，属幔源型（郭明刚等，2017；徐新德等，2017）.

B2A构造位于B19A构造的东侧，是转换断阶带发育的二台阶断背斜构造. 控制该构造的F12-1断层倾向与F12断层近于平行，二者深部并未搭接，幔源CO₂通过F12断层输导至B2A的风险较小. 该构造的首口探井B2A-1井成功发现陵三段108 m气层，埋深3 900~4 400 m，温度130~147 ℃，压力系数1.04~1.18，属高温常压构造+岩性大型气藏. 陵三段储层属海侵-高位体系域三角洲分流河道微相，岩性为中-粗砂岩、细砂岩，气层段岩芯常规物性分析孔隙度为10.3%~16.3%，渗透率1.28~17.3 mD，表现为低-中孔、低-中渗特征（图3）.

从天然气地球化学特征来看，B2A-1井陵三段天然气干燥系数0.92（表1），取样显示陵三段气层烃类气含量73%~39%，CO₂含量27%~61%， CO₂碳同位素都重于-10‰，表现为无机幔源成因特征，CO₂主要通过F12大断层运移上来，并对早期形成的烃类气藏进行了改造.

2.2　凹陷带天然气聚集特征

位于宝岛凹陷凹陷带的B2S圈闭是三亚组大型海底扇岩性圈闭群，沟源断裂主要是F12-1断层南侧的系列近东西向断层，这些断层向下断至崖城组，向上断至梅山组，主要在坳陷期活动性较强，可作为天然气垂向运移的通道. B2S-1井发现的三亚组二段岩性气藏，埋深2 500~3 200 m，温度135~150 ℃，压力系数1.64~1.65，属高温高压小型岩性气藏. 储层为低位体系域晚期海底扇中扇细砂岩-粉砂岩，分选中等-差，磨圆呈次棱角状-次圆状，井壁取心实测，低位域海底扇孔隙度为6.9%~22.3%，渗透性0.06~92.3 mD，为低-中孔、低-中渗特征.

从天然气特征来看，B2S-1三亚组二段天然气干燥系数0.84~0.89，MDT取样显示，三亚组二段低位域砂体烃类含量41%~49%，CO₂含量59%~51%；其他层段天然气CO₂含量达92.2%~95.8%，这些CO₂主要来自凹中发育的火山，反映了晚期火山活动带来的CO₂充注影响.

3 天然气差异聚集主控因素

3.1　转换断阶带控制烃源岩与油气分布

3.1.1　转换断阶带构造演化控制崖城组陆源海相烃源岩分布

在始新世-早渐新世，宝岛凹陷北坡在北西向区域拉张应力作用下，发育F12、F17及F18等一系列北东东向-北东向控洼断裂，这些断层持续活动，形成了系列半地堑，并在两个控洼断裂之间形成了构造变换带. 由于神狐隆起基岩主要发育燕山期的花岗岩、变质砂岩及凝灰岩等，在古新世-渐新世处于长期隆升、剥蚀状态，能够为宝岛凹陷北坡提供大量物源. 在北东向构造变换带的低洼处，汇水面积大，成为神狐隆起物源的良好搬运通道，在F12、 F18等断裂下降盘沉积了多个崖城组三角洲. 而在远离物源区的F12-1等断层上下盘，崖城组主要发育浅海相泥岩和滨岸砂.

琼东南盆地中央坳陷带崖城组主要发育扇三角洲平原煤系及浅海泥岩两种类型烃源岩，而较高TOC浅海泥岩的分布主要受控于扇三角洲的发育规模，扇三角洲规模越大，带来的陆源有机质和营养物质越多，在半封闭的浅海区容易与低等水生生物一起保存下来，形成较高丰度的Ⅱ₂-Ⅲ型干酪根（甘军等，2019）. 宝岛凹陷北坡崖城组发育多个扇三角洲，整体规模较大，扇三角洲前端B2A-1井已发现较厚的崖城组一段、二段浅海泥岩，TOC整体在1%附近的泥岩厚度达235 m（图3），氢指数达300~400 mg/g TOC，属中等-较好烃源岩，以生气为主，生油为辅. 推测在F12-1下降盘B27洼保存条件更好， 崖城组浅海泥岩的TOC更高. 而现今凹陷中心的崖城组地层薄，距离扇三角洲较远，陆源有机质很难搬运至此，导致TOC整体较低.

生气强度即烃源岩单位面积的生气量，是表征烃源岩生气能力的重要指标，烃源岩面积、厚度、密度、TOC、HI（氢指数）、转化率等参数乘积可以算出崖城组烃源岩的生气强度，由于涉到从古至今的不同时期生气量的累加，计算量非常大，本文主要采用盆地模拟计算得到生气强度. 从生气强度图可以看到（图4），B27洼、25洼等高生气强度区主要分布在断阶带崖城组扇三角洲前端浅海区，生气强度达到（60~80）×10⁸ m³/km²，而远离扇三角洲的凹陷中心生烃强度并不高，断阶带具备近高生气强度烃源灶的有利条件.

3.1.2　油气分布及地球化学特征

B2A-1天然气主要分布在陵三段，甲烷碳同位素（δ¹³C₁）分布于-42.0~-38.6‰，乙烷碳同位素（δ¹³C₂）分布在-32.8~-28.4‰（表1）. 乙烷碳同位素-28‰作为油型气与煤型气的界限，判断B2A-1天然气为油型与煤型混合气.

凝析油作为天然气伴生的副产物，在油气源对比中可以起到“桥梁”作用，B2A-1井陵水组凝析油生物标志物表现为高奥利烷特征，原油碳同位素为-25.7‰，Pr/Ph为4.8，具有明显的强氧化、高陆源输入特征，而该井崖城组浅海相泥岩抽提物生物标志物表现为高奥利烷特征，原油碳同位素为-26.8‰，Pr/Ph为3.5，同样具有强氧化、高陆源输入特征. 陵水组凝析油与崖城组泥岩具有很高的相似性，说明凝析油来自这套崖城组浅海泥岩（图5）.

3.2　构造-沉积演化控制大型储集体分布

3.2.1　转换断阶带控制渐新统三角洲分布

陵水组三段沉积期，宝岛凹陷处于断-坳转换期，随着区域海平面开始上升，本区开始发育较大面积的浅海区. 通过源-汇分析认为北部断阶带B2A、B2B区邻近北部的神狐隆起物源区，受F12、F18等断层的持续活动影响，在断层之间的转换斜坡形成了较大规模的汇水区，有利于继承性发育多个构造变换带控制下的（扇）三角洲，地震剖面可识别出中频-中强振幅的前积反射. B2A-1钻井揭示陵水组三段含砂率48.2%，以灰色中-粗砂岩与灰色泥岩互层发育为主，GR曲线呈钟型-箱型为主，粒度分析见典型的三角洲牵引流特征. 其中B2A（扇）三角洲的面积达106.6 km²， 最大厚度820 m. 陵水组二段沉积期及以后，本区海平面进一步上升，主要沉积了厚层的半深海-深海泥岩，与下伏的陵水组三段（扇）三角洲砂形成良好的区域储盖组合.

钻探证实，B2A区陵三段发育三角洲水下分流河道发育厚层箱状细砂岩、中-粗砂岩，扣除水深1 400 m埋深为2 680 m，岩芯常规物性分析的孔隙度10.3%~16.3%，渗透率1.28~17.3mD，属中-低孔、中-低渗储层. B2A-1井取井壁芯共41颗，其中陵三段储层以长石石英粗-中砂岩为主，碎屑颗粒以中粒为主，部分粗粒. 分选中等-好，磨圆程度为次棱-次圆，颗粒支撑为主，线-点接触，局部发育长石溶孔，胶结物不发育，孔隙连通性较好（图7）. 在深水区高压环境下，厚层中-低孔、中-低渗储层也能够获得较高产能（Stricker et al.， 2016），B2A-1井陵三段分流河道储层厚度62.4 m，温度147.377 ℃，压力42.013 MPa，DST测试15.88 mm油嘴获得天然气无阻流量165万方/日.

3.2.2　转换断阶坡折控制中新统海底扇分布

宝岛凹陷在三亚组沉积早期已经广泛发育半深海沉积，该时期琼东南盆地陆架-陆坡体系已经形成. 在沉积坡折带之下，发育大型重力流海底扇沉积. 早中新世时期，随着海平面的升降变化及物源的不断供应，北部断阶带B2A区F12、F12-1两级断裂坡折有利于物源进积式向海推进. 在区域海退条件下，坡折带之上陆架区发育的高位期三角洲，在重力的作用下越过坡折带，在F12-1下降盘低洼区形成多期海底扇沉积（图8）. 由于当时地形较缓，海底扇分布面积较大，其中低位海底扇面积达53.6 km². 这些海底扇被周边深海泥岩包围，形成良好的岩性圈闭.

B2S-1井钻探的三亚组二段海底扇储层类型主要是重力流水道、远端浊积砂，由于埋深较浅，扣除水深仅2 080 m，压实作用较弱，储层物性主要受沉积微相控制. 其中重力流水道发育箱状细砂岩，孔隙度8.2%~17.15%，渗透率0.07~0.12 mD，属中-低孔、低渗-特低渗储层，储层物性差的主要原因是邻近火山的高热流作用引起的致密化.

4 天然气成藏模式

4.1　“转换断阶带近源高效汇聚型”成藏模式

宝岛凹陷B2A构造位于北部断阶带“二台阶”上，基底及上覆崖城组、陵水组三段都有明显的地层回倾，整体表现为三面下倾的“低凸起”特征（图9）. B2A构造平面上可分为东区、西区，西区是在基底潜山背景上继承性发育的古近系背斜或背斜+岩性圈闭. 东区表现为基底及上覆古近系整体呈向东北方向抬升的单斜特征，崖城组、陵水组三段分别发育地层超覆、上倾尖灭或泥质水道遮挡的岩性圈闭，圈闭类型较西区差.

综合分析，B2A构造西区具备“源-砂-脊-盖”时空匹配的天然气优势运聚条件，圈闭邻近B27洼、B25洼及B21洼高生气强度成熟烃源岩， F12-1断层上、下盘发育古近系三角洲大型储集体，上覆陵水组二段及三亚组深海泥岩封盖条件好，三洼生成的天然气近源运移、汇聚到古近系背斜或背斜+岩性圈闭中，具备规模成藏的有利条件，呈“双断夹持、转换控储，三面临洼、多向汇聚，近源砂体、规模富集”的近源高效汇聚型成藏模式. 钻探证实西区的B2A-1井在陵三段发现了108 m气层，且主力气组未见水，展示了大中型气田的勘探前景. 而B2A构造东区圈闭类型差、侧封条件较苛刻，天然气运聚条件、规模均不如西区，在该区钻探的一口探井陵水组三段厚砂层落空、仅在薄砂层发现了2 m气层.

4.2　“凹陷带海底扇有限聚集型”成藏模式

B2S圈闭位于宝岛凹陷北部断阶带南部的凹陷带内，发育三亚组二段低位域海底扇、高位域浊积体，多期砂体被深海泥岩所包裹，形成多层岩性圈闭. 同时，海底扇被三亚组晚期断层分割为多块，整体呈北高南低单斜形态，主要目的层低位域海底扇北侧受F12-1同沉积断层控制和后期侵蚀改造，侵蚀充填以泥为主.

B2S大型岩性圈闭位于B27洼上方，主要靠F12-1断层南侧的北西向断层沟通深部烃源岩，断裂垂向沟源能力是其能否规模成藏的关键. 实钻发现，B2S三亚组二段储层主要为物源远端的薄层细砂岩-粉砂岩，且受邻近的火山活动影响，整体物性较差；另外凹中的沟源断裂为晚期活动的一组断裂，断裂沟通的崖城组烃源岩厚度较薄，导致天然气垂向运移量有限，成藏规模小，B2S-1井仅在低位域海底扇薄砂中发现了8.9 m气层且CO₂含量高，呈“凹中崖城组有限供烃、断砂联合输导、海底扇有限聚集”成藏模式.

5 结论

（1）宝岛凹陷北斜坡早渐新世呈现半地堑或顺向断阶带特征，北东东-北东向边界断裂活动强烈，下降盘沉积了厚达千米的崖城组地层. 上述边界断裂转换带控制了古近系扇三角洲及崖城组陆源海相烃源岩的分布，具备发育大型储集体和中等-较好烃源岩的条件.

（2）宝岛凹陷北部断阶带、凹陷带运聚条件差异大，断阶带主要发育古近系大型（扇）三角洲构造-岩性圈闭，具备源-储直接对接或短距离运移的优势成藏条件，而凹陷带主要发育三亚组海底扇岩性圈闭，源-储垂向距离远且靠近凹中的火山，不利于烃类气大规模成藏.

（3）宝岛凹陷北部转换断阶带断裂活动、古近系源-储分布及圈闭类型差异控制了成藏规模的差异. 西侧的断阶带具备“二台阶+低凸起”的构造样式，有利于其周围多个洼陷生成的油气汇聚成藏，是下步勘探评价大气田的主要区带. 东侧的断阶带在发育有古近系构造脊+反向断层遮挡的“二台阶”，是拓展勘探的有利成藏区.

参考文献

[1] Dai, N., Zhong, N. N., Deng, Y. H., et al., 2015.Genetic Types of Marine Source rock in Meso-Cenozoic Continental Margin Basins. Acta Petrolei Sinica, 36（8）：940-953 (in Chinese with English abstract).

[2] Gan, J., Zhang, Y.Z., Liang, G., et al., 2018. Study on Accumulation Process and Dynamic Mechanism of Natural Gas in the Deep Water Area of Central Canyon, Qiongdongnan Basin. Acta Geologica Sinica, 92（11）：2359-2362 (in Chinese with English abstract).

[3] Gan, J., Zhang, Y.Z., Liang, G., et al., 2019. Deposition Pattern and Differential Thermal Evolution of Source Rocks, Deep Water Area of Qiongdongnan Basin. Earth Science,44(8):2627-2635 (in Chinese with English abstract).

[4] Guo, M.G.,Zhu, J.T.,Zeng, X.Y.,2017.Volcano/Magma Diaper Distribution and Analysis of CO₂ Injection Risk in Baodao-Changchang Sag of Deepwater Area in Qiongdongnan Basin. Contributions to Geology and Mineral Resource Research,32(1):82-91 (in Chinese with English abstract).

[5] Huang, B.J., Li, X.S.,Wang, Z.F.,et al., 2012. Source Rock Geochemistry and Gas Potential in the Deep Water Area,Qiongdongnan Basin. China Offshore Oil and Gas,24(4) :1-7(in Chinese with English abstract).

[6] Lei, C., Ren, J.Y., Li, X.S., et al., 2011. Structural Characteristics and Petroleum Exploration Potential in the Deep-Water Area of the Qiongdongnan Basin,South China Sea. Petroleum Exploration and Development,38(5):560-569 (in Chinese with English abstract).

[7] Li, X.Z., Zhong, Z.H.,Dong, W.L., et al., 2006. Paleogene Rift Structure and Its Dynamics of Qiongdongnan Basin, Petroleum Exploration and Development. Acta Petrolei Sinica, 33( 6) : 713-721(in Chinese with English abstract).

[8] Liao, J.H.,Wang, H., Lu, M., 2016. Evolution of Syndepositional Faulting and Its Controlling Effect on Sedimentary Filling in Songnan-Baodao Sag of Qiongdongnan Basin,South China Sea. Journal of China University of Mining & Technology, 45(2):337-345 (in Chinese with English abstract).

[9] Shao,L., Li,A., Wu,G.X., et al., 2010. Evolution of Sedimentary Environment and Provenance in Qiongdongnan Basin in the Northern South China Sea. Acta Petrolei Sinica, 31(4): 548-552 (in Chinese with English abstract).

[10] Stricker, S., Jones, S. J., Sathar, S., et al., 2016. Exceptional Reservoir Quality in HPHT Reservoir Settings: Examples from the Skagerrak Formation of the Heron Cluster, North Sea, UK. Marine and Petroleum Geology, 77:198-215.

[11] Sun, R., Han, Y.X., Zeng, Q.B., 2019. Sedimentary Characteristics of Yacheng Formation in the Eastern Deep Water Area in Qiongdongnan Basin and Their Control on Marine Source Rocks. Acta Petrolei Sinica, 40(S2):58-65(in Chinese with English abstract).

[12] Tan, J.C.，Fan, C.W.，Ren, K.Y.，et al., 2014. Transfer Zone in the Northern of Qiongdongnan Basin and Its Hydrocarbon Implication. Petroleum Geology and Recovery Efficiency，21(2) : 62-65(in Chinese with English abstract).

[13] Tao, W.X., Liang, J.S., 2000. Formation Mechanism of BD19-2 Structure in Qingdongnan Basin. China Offshore Oil and Gas(Geology), 14(5):315-319 (in Chinese with English abstract).

[14] Tong, H.M., Fan, C.W., Tong, C.X., 2015. Characteristics，Types and Genetic Mechanism of Baodao Transfer Zone，Qiongdongnan Basin. Oil ＆ Gas Geology， 36( 6) : 897-905(in Chinese with English abstract).

[15] Wu, P.，Hou, D.J.，Gan, J.，2019. Developmental Model of Oligocene Source Rock in the Eastern Deep-Water Area of Qiongdongnan Basin. Acta Sedimentologica Sinica. 37(3):633-644(in Chinese with English abstract).

[16] Xie, Y.H.，Tong, C.X.，Fan, C.W.，2015. Characteristics and Evolution of Fault System in Qiongdongnan Basin. Geotectonica et Metallogenia, 39(5): 43-55 (in Chinese with English abstract).

[17] Xu, X.D., Zhang, Y.Z., Xiong, X.F., 2017. Genesis,Accumulation and Distriution of CO₂ in the Ying Gehai and Qiongdongnan Basins,Northern South China Sea. Marine Geology Frontier, 33(7):46-53 (in Chinese with English abstract).

[18] Zhang, G.C.,Qu, H.J., Liu, S.X., et al., 2015. Tectonic Cycle of Marginal Sea Controlled the Hydrocarbon Accumulation in the Deep-Water Area of South China Sea. Acta Petrolei Sinica, 36(5):533-545 (in Chinese with English abstract).

[19] Zhang, Y.Z.，Gan, J.，Xu, X.D.，2019.The Source and Natural Gas Lateral Migration Accumulation Model of Y 8-1 Gas Bearing Structure，East Deep Water in the Qiongdongnan Basin. Earth Science.44(8):2610-2616(in Chinese with English abstract).

[20] Zhang,Y.X., Zhu,X.M., Zhang,G.C., et al.,2013. Sedimentary Characteristics of Oligocene Lingshui Formation in Qiongdongnan Basin, South China Sea. Natural Gas Geoscience, 24(5):956-964 (in Chinese with English abstract).

[21] Zhao, H.T.,Tong, H.M., 2021. Characteristics and Significance of Transfer Zone in Northern Qiongdongnan Basin，South China Sea. Journal of China University of Petroleum,45(2):11-18 (in Chinese with English abstract).

[22] Zhou, J., Zhu, J.T.,Yang, J.H., 2018. Characteristics of Faults and Their Implication to Gas Geology in Baonan Step-Fault Zone in Deep-Water Area of Qiongdongnan Basin. Natural Gas Geoscience, 29（1）：87-95 (in Chinese with English abstract).

[23] Zhou, J.,Yang, X.B.,Yang, J.H., 2019. Structure-Sedimentary Evolution and Gas Accumulation of Paleogene in Songnan Low Uplift of the Qiongdongnan Basin. Earth Science, 44(8):2704-2713 (in Chinese with English abstract).

[24] 戴娜,钟宁宁,邓运华,等,2015.中生代-新生代大陆边缘盆地海相烃源岩成因类型.石油学报，36（8）：940-953.

[25] 郭明刚，朱继田，曾小宇，等，2017. 琼东南盆地深水区宝岛-长昌凹陷火山／岩浆底辟分布及CO₂充注风险分析. 地质找矿论丛，32（1）:82-91.

[26] 甘军，张迎朝，梁刚，等，2018.琼东南盆地深水区天然气成藏过程及动力机制研究，地质学报， 92（11）：2359-2362.

[27] 甘军,张迎朝, 梁刚,等，2019. 琼东南盆地深水区烃源岩沉积模式及差异热演化.地球科学, 44(8):2627-2635.

[28] 黄保家，李绪深，王振峰，等,2012.琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征与天然气潜力.中国海上油气，24（4）:1-7.

[29] 李绪宣，钟志洪，董伟良，等, 2006. 琼东南盆地古近纪裂陷构造特征及其动力学机制. 石油勘探与开发，33( 6) : 713-721.

[30] 雷超，任建业，李绪深，等,2011.琼东南盆地深水区结构构造特征与油气勘探潜力.石油勘探与开发，38（5）：560-569.

[31] 廖计华,王华,吕明，等,2016. 琼东南盆地深水区松南-宝岛凹陷同沉积断裂活动及其对沉积充填的控制. 中国矿业大学学报,45(2):337-345.

[32] 邵磊，李昂，吴国瑄，等，2010. 琼东南盆地沉积环境及物源演变特征. 石油学报，31（4）：548-552.

[33] 孙瑞，韩银学，曾清波，2019.琼东南盆地深水区东段崖城组沉积特征及对海相烃源岩的控制.石油学报,40(S2):58-65.

[34] 陶维祥，梁建设,2000.琼东南盆地BD19-2构造形成机理初步研究.中国海上油气(地质)，14(5):315-319.

[35] 童亨茂，范彩伟，童传新，2015.琼东南盆地宝岛变换带的特征、类型及其成因机制.石油与天然气地质，36( 6) : 897-905.

[36] 谭建财，范彩伟，任科英，等,2014. 琼东南盆地北部构造变换带及其油气地质意义. 油气地质与采收率， 21( 2) : 62-65.

[37] 吴飘，侯读杰，甘军，等, 2019.琼东南盆地深水东区渐新统烃源岩发育模式.沉积学报，37（3）:633-644.

[38] 谢玉洪，童传新，范彩伟，2015. 琼东南盆地断裂系统特征与演化.大地构造与成矿学，39(5):43-55.

[39] 徐新德，张迎朝，熊小峰，2017.南海北部莺-琼盆地CO₂成因与成藏特征及其分布规律.海洋地质前沿,33(7):46-53.

[40] 张亚雄，朱筱敏，张功成，等，2013. 中国南海琼东南盆地渐新统陵水组沉积特征.天然气地球科学，24（5） ：956-964.

[41] 张功成，屈红军，刘世翔，等,2015.边缘海构造旋回控制南海深水区油气成藏.石油学报，36(5):533-545.

[42] 张迎朝,甘军,徐新德,等,2019.琼东南盆地深水东区Y8-1含气构造天然气来源及侧向运聚模式.地球科学,44(8):2609-2618.

[43] 周杰，朱继田，杨金海，2018.琼东南盆地深水区宝南断阶带断裂特征及天然气地质意义.天然气地球科学，29（1）：87-95.

[44] 周杰,杨希冰,杨金海,2019. 琼东南盆地松南低凸起古近系构造-沉积演化特征与天然气成藏.地球科学, 44(8):2704-2713.

[45] 赵海涛，童亨茂.2021. 琼东南盆地北部地区变换带构造特征及地质意义. 中国石油大学学报,45(2):11-18.

基金资助

俯冲带深部过程与非生物成气(2019YFA0708500)

中国东部非生物气富集与成藏机理

南海深水盆地油气运聚成藏分析与突破方向(KJGG2022-0103)