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万安盆地和湄公盆地位于南海西部大陆边缘南段，以昆仑隆起相隔。万安盆地位于昆仑隆起以南，西南部为纳土纳隆起区，东部以西雅隆起为界（图1）[1]。盆地近SN走向展布，呈纺锤状，面积约78 253 km2，其中位于中国传统疆域内的面积为55 152 km2。盆地位于大陆架—上陆坡上，主体水深<500 m，是叠置在洋陆过渡壳和高热流值背景下的新生代走滑-伸展型盆地[2]。湄公盆地位于昆仑隆起以北，北部紧邻越南大陆，西界为呵叻台地，向东北方向延伸进入南中国海。盆地近EW走向，面积约41 000 km2，全部位于越南海域。盆地位于越南大陆架之上，主体水深<100 m，是发育在陆壳和高热流背景下的一个新生代陆内伸展裂陷型盆地[3-4]。
图 1 南海西部大陆南缘盆地分布
Figure 1. Distribution of basins around the southern margin of the western South China Sea
万安盆地油气资源丰富，以生气为主。截至2012年，越南及其他外国石油公司在万安盆地累计钻井168口，其中探井136口，共发现油气田30个；累计探明石油可采储量超1亿m3、天然气可采储量超2300亿m3[5]。湄公盆地以生油为主。截至2012年，越南及其他外国石油公司在湄公盆地累计钻井232口，共发现油气田46个；累计探明石油可采储量超6亿m3、天然气可采储量超1700亿m3[6]。仅一隆之隔的2个盆地，万安盆地以生气为主，油气比为1:2；湄公盆地则以生油为主，油气比为4:1。为探明造成2个相邻盆地油气差异性巨大的控制因素，在已有的油气勘探资料和现有认识的基础上，对湄公盆地和万安盆地的热流特征、构造格局、沉积环境和生烃母质等特征进行了剖析和类比，探讨了2个盆地油气形成差异性的原因，以期对南海中南部油气成藏主控因素分析及油气勘探起到一定的现实指导作用。
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众所周知，油气的形成受“源热”共控，潜在烃源岩是油气形成的内因，热是油气形成的外因，内因和外因缺一不可，二者的相互耦合作用控制了含油气区内油气的生成、相态类型与分布规律[2]。沉积盆地的热状态与其构造活动密切相关。根据南海中南部热流值等值线图，整体上，南海热流值由陆架区向海盆区有逐渐增加的趋势（图2）。南海西部大陆边缘因断裂扭张及深部热源异常补给为高热流背景区，平均值71.9 mW/m2[7]。西部热流受南海西部断裂带影响，热流值在断裂带附近异常增高，并由北向南逐渐增高，这与地壳和岩石圈厚度变化一致[8]。
TRAN[11]基于越南近海80口钻井数据的地热研究结果揭示：越南近海附近的断裂及断层是重要的传热通道。受西部断裂带，特别是越东-万安断裂的影响，万安盆地地温梯度值向西减小较快，西北部地温梯度值为26 ℃/km，向东增加到约 40 ℃/km，整个盆地平均值为35.9 ℃/km；相较万安盆地，湄公盆地远离断裂带，其地热场主要受控于岩石圈厚度变化，地温梯度较小，计算值介于22.6～33.5 ℃/km，平均值为27.8 ℃/km。同样，万安盆地的大地热流值亦明显高于湄公盆地，万安盆地的热流值大部分介于50～110 mW/m2，平均值为80 mW/m2，而湄公盆地的热流值介于45～85 mW/m2，平均值仅64 mW/m2（表1）。
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南海北部和西部靠近陆源一侧，由于构造位置的不同形成了2类盆地。靠近陆架的位置，基底通常是脆性的陆壳，在拉张应力下容易发生脆性伸展变形，形成断块多、分割性强的断陷盆地特征；而位于陆坡区的一测，其基底性质为韧性的洋陆过渡壳，在拉张应力下易形成中间深、两边浅的断拗型盆地[12-14]（图3）。
图 3 湄公盆地与万安盆地结构剖面
Figure 3. Structural profiles of Mekong Basin and Wan'an Basin
由于古构造格局的差异造成盆地基底性质的差异，从而形成不同的盆地类型。湄公盆地处在脆性陆壳之上，易形成断层控制作用较强的深大断陷型盆地[15-17]；万安盆地处在韧性的洋陆过渡壳之上，易形成断层控制作用相对较弱的宽缓断拗型盆地[18]。
从过湄公盆地的剖面上看（图4），其主力烃源岩发育时期为渐新世，盆地处在断陷期，主要发育西断东超的箕状断陷，盆地具有地层厚度变化大、断层控制作用强的断陷特征。万安盆地的主力烃源岩发育时期为渐新世—早中新世，此时盆地处在断拗期，断层主要位于盆地的中部，盆地具有中间深、两边浅的碟型特征，地层厚度整体变化不大，地形比较宽缓。
图 4 过昆仑隆起地质剖面
Figure 4. Geologic profiles across Con Son Swell
古构造格局不仅控制盆地结构，同时能够控制盆地中沉积水体的差异。昆仑隆起是位于万安盆地和湄公盆地的天然屏障，由于南海扩张形成的海侵，会因为昆仑隆起的阻隔而造成2个盆地沉积环境的差异。同时，由于昆仑隆起、阿勒台地和纳土纳弧的包围，万安盆地形成三面环陆的半封闭海湾环境[19]。
从过万安盆地和湄公盆地的3条剖面可以看出（图4），在湄公盆地和万安盆地的主生烃期，昆仑隆起已经存在。从巽他陆架的区域沉积演化图上可以看出，由于昆仑隆起阻隔，渐新世—早中新世湄公盆地都是湖相沉积，直到中中新世以后海水才越过昆仑隆起，可以看出，昆仑隆起是造成沉积水体差异的主要因素。
通过以上分析可以看出，古构造格局通过控制盆地结构和沉积水体差异，最终控制了2个盆地沉积环境的差异。湄公盆地主要发育断陷型盆地的湖相沉积，万安盆地则发育断拗型盆地的湖沼-海湾相的沉积（图5）[20]。
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生烃母质主要来自富含有机质的动植物或微生物，而这些有机质生长又与沉积环境息息相关。根据生物标志化合物和孢粉化石组合显示，湄公盆地生烃母质主要来源于藻类和低等水生植物，万安盆地生烃母质主要来源于湖沼-海湾的藻类、低等水生植物和陆源高等植物[21-24]。
（1）生物标志化合物与碳同位素指示生烃母质不同
生物标志化合物具有特殊的指向性，在反映烃源岩有机质输入和沉积环境方面具有可靠性。姥植比（Pr/Ph）既是沉积环境参数，又是母源输入参数；三环萜烷/藿烷能够反映有机质中藻类的贡献。图6显示湄公盆地有机质主要来自弱还原条件下的藻类，而万安盆地烃源岩主要形成于氧化环境，既有藻类的贡献也有其他生物的贡献。
图 6 生物标志化合物指示生烃母质
Figure 6. Kerogens indicated by biomarkers
碳同位素组成同样能够指示母质来源和沉积环境，C27主要指示浮游生物来源，C28指示藻类来源，C29主要指示高等植物来源。图7显示湄公盆地有机质主要来源于湖泊环境的藻类，万安盆地的有机质来源比较复杂，既有湖泊藻类，也有海湾植物，更多的是来自陆源的高等植物，表现出混源的特征[20]。
（2）孢粉及化石组合指示生烃母质不同
湄公盆地渐新世—早中新世主要的孢粉组合为反映湖相腐泥质环境的葡萄藻，反映低等水生环境的盘星藻、水蕨类，以及反映沼泽环境的被子植物、蕨类植物和裸子植物。万安盆地渐新世—早中新世的孢粉组合则表现为藻类、低等水生植物和高等陆源植物混源的特征，渐新世主要以湖相藻类和低等水生植物为主，早中新世则以反映海湾环境的红树林、海相沟鞭藻、有孔虫等高等植物为主。
生物标志化合物和孢粉组合两方面的证据都证明了不同的沉积环境控制不同的生烃母质。对于湄公盆地来说，无论是渐新世还是早中新世，都以中深湖相的藻类和水生植物为主要来源，属于腐泥型有机质。万安盆地因为沉积环境不同，生烃母质也有差异，渐新世主要为湖沼环境的藻类和水生植物和高等植物的混源，早中新世生烃母质主要来自红树林等陆源高等植物，可见沉积环境对生烃母质有重要的控制作用。
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湄公盆地主力烃源岩为渐新世的湖相泥岩夹少量的炭质泥岩，以Ⅰ—Ⅱ型干酪根为主，氢指数（HI）主体介于200～600 mg/g（图8a）；总有机碳（TOC）介于1%～10%，主体>2%；生烃潜量（S1+S2）主要介于10～100 mg/g，烃源岩类型属于中等—好。中新世烃源岩以Ⅱ—Ⅲ型干酪根为主，岩性主要为湖相泥岩，氢指数较低，主体分布于0～200 mg/g；TOC介于0.5%～2%，主体<1%；S1+S2主要介于0～10 mg/g，属中等烃源岩。
图 8 湄公盆地与万安盆地烃源岩有机质类型
Figure 8. Types of organic matter in source rocks of Mekong Basin and Wan'an Basin
万安盆地主力烃源岩为渐新世—早中新世的煤系烃源岩（岩性主要为炭质泥岩和煤）和陆源海相烃源岩（岩性为暗色泥岩），以Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主[25]。渐新世HI主体位于200～300 mg/g，局部在400 mg/g附近；煤系烃源岩TOC位于10%附近，S1+S2 主要集中分布于10 mg/g 和 80 mg/g 附近，局部的高值说明万安盆地局部发育较好的煤系烃源岩；陆源海相烃源岩TOC主体位于1%附近，S1+S2零散分布于 0.2～7.0 mg/g ，缺乏规律。早中新世HI较低，主体分布于 50～200 mg/g（图8b）。煤系烃源岩TOC主要介于50%～80%，S1+S2零星分布于10 mg/g和100 mg/g附近；陆源海相烃源岩TOC主体介于0.5%～1.0%，S1+S2 主体分布于 0.2～5 mg/g，整体为中等—好的烃源岩。
综上所述，湄公盆地烃源岩主要为渐新世的湖相泥岩，以Ⅰ—Ⅱ型干酪根为主，生油为主；万安盆地的烃源岩主要为渐新世—早中新世的煤系烃源岩（岩性主要为炭质泥岩和煤）和陆源海相烃源岩（岩性为暗色泥岩），以Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主，生气为主。另外，从有机质成熟度上来看，湄公盆地渐新世有机质成熟度Ro为0.6%～2.2%；万安盆地渐新世—早中新世Ro为 0.8%～2.2%，局部>2.2%。虽然成熟度略有不同，但是由于湄公盆地和万安盆地大致位于同一热体制之下，其主力烃源岩基本上达到了成熟—过成熟阶段。可见在相同的热体制条件下，生烃母质的不同造成了2个盆地油气形成的差异性。
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通过对万安盆地和湄公盆地的热流特征、构造格局、沉积环境以及生烃母质等特征可以看出，断裂活动的差异控制了热流背景，构造格局的差异控制了沉积环境，沉积环境的差异控制了生烃母质，生烃母质的差异控制了油气类型。
（1）受西部断裂活动影响，万安盆地地温梯度值和大地热流值均高于湄公盆地，前者的平均地温梯度值为35.9 ℃/km，后者为27.8 ℃/km；前者的大地热流平均值为80 mW/m2，而后者的热流平均值仅64 mW/m2。
（2）湄公盆地的主力烃源岩发育时期为渐新世，盆地处在断陷期，主要发育断陷型盆地的湖相沉积；万安盆地的主力烃源岩发育时期为渐新世—早中新世，盆地处在断拗期，发育断拗型盆地的湖沼-海湾相的沉积。
（3）湄公盆地渐新世生烃母质主要来源于中深湖相的藻类和水生植物，属于腐泥型有机质；万安盆地渐新世生烃母质主要为湖沼环境的藻类、水生植物以及高等植物的混源，早中新世生烃母质主要来自红树林等陆源高等植物。
（4）湄公盆地烃源岩主要为渐新世的湖相泥岩，以Ⅰ—Ⅱ型干酪根为主，生油为主；万安盆地的烃源岩主要为渐新世—早中新世的煤系烃源岩（岩性主要为炭质泥岩和煤）和陆源海相烃源岩（岩性为暗色泥岩），以Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主，生气为主。
DIFFERENCE ANALYSIS OF HYDROCARBON GENERATION IN THE SOUTHERN PART OF THE WESTERN CONTINENTAL MARGIN OF THE SOUTH CHINA SEA
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摘要: 南海西部大陆边缘南段发育万安盆地和湄公盆地，二者仅以昆仑隆起相隔，万安盆地以生气为主，湄公盆地以生油为主，造成二者油气差异性的原因有待探究。在已有的油气勘探资料和现有认识的基础上，通过对湄公盆地和万安盆地的热流背景、构造格局、沉积环境和生烃母质等特征进行剖析和类比，探讨2个盆地油气形成差异性的原因。研究认为，造成二者油气差异性的主要原因在于热流背景、构造格局、沉积环境以及生烃母质的不同。受断裂活动影响，万安盆地地温梯度和大地热流值均高于湄公盆地。万安盆地主力烃源岩时期是渐新世—早中新世，主要发育断拗型盆地湖沼-海湾相沉积，渐新世生烃母质主要为湖沼环境的藻类、水生植物以及高等植物的混源，早中新世生烃母质主要来自红树林等陆源高等植物，以Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主，生气为主。湄公盆地主力烃源岩时期为渐新世，主要发育断陷型盆地湖相沉积，生烃母质主要来源于中深湖相的藻类和水生植物，以Ⅰ—Ⅱ型干酪根为主，生油为主。因此，断裂活动的差异控制了热流背景，构造格局的差异控制了沉积环境，沉积环境的差异控制了生烃母质，生烃母质的差异控制了油气类型。Abstract: Two basins, the Wan'an and Mekong basins, occur in the southern part of the western continental margin of the South China Sea (SCS), separated by a swell called Con Son. The former contains natural gas, whereas the latter produces oil. In order to study the cause of the difference as such, heat flow background, structural pattern, sedimentary environment and hydrocarbon kerogen of the two basins are reexamined and compared in this work, based on existing geologic data and references. Research results indicate that in addition to the differences in contained hydrocarbon, there are differences in heat flow, structural pattern, sedimentary environment and hydrocarbon kerogen as well between the two basins. Affected by fault activities, the geothermal gradient and heat flow value of the Wan'an Basin are obviously higher than that of the Mekong Basin. In the Wan'an Basin, the major source rocks include the Oligocene to Early Miocene lacustrine-estuarine sediments deposited in a fault-depressed basin, and the kerogen of the Oligocene source rock mainly comes from lacustrine algae, aquatic plants and some higher plants, while the kerogen of Early Miocene mainly from terrestrial higher plants such as mangrove forest, dominated by type Ⅱ2-Ⅲ of kerogen, which largely generates natural gas. In the Mekong Basin, however, the major source rock deposited in Oligocene is dominated by lacustrine sediment of rift type, with hydrocarbon generation material coming mostly from algae and aquatic plants, and the kerogen of type Ⅰ-Ⅱ that generates mainly oil. Therefore, it is concluded that the difference in structural pattern controls the sedimentary environment, the difference in sedimentary environment controls the hydrocarbon generation material, and the difference in hydrocarbon generation material controls the type of hydrocarbon generated.
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图 1 南海西部大陆南缘盆地分布
Figure 1. Distribution of basins around the southern margin of the western South China Sea
图 8 湄公盆地与万安盆地烃源岩有机质类型
Figure 8. Types of organic matter in source rocks of Mekong Basin and Wan'an Basin
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图(8) / 表 (1)
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