龚荣林

（江西省地质调查勘查院地质环境监测所，江西 南昌 330001）

1 概况

南鄱阳坳陷位于鄱阳盆地南部、江西省中北部，面积6 700 km2。该坳陷为一典型的叠合再造型盆地，盆地基底为中元古界双桥山群变质岩，盆地基底之上具有明显的上下两个构造层。其上构造层由白垩系-下古近系陆相盆地地层组成，厚度1 200～4 000 m；下构造层由中-古生界海相地层组成，包括晚古生代陆表海内裂陷槽亚构造层（D3-T2）和晚三叠世-早侏罗世（T3-J1）前陆盆地亚构造层，如图1所示。

图1 南鄱阳坳陷位置

坳陷区地层由老至新有下石炭统梓山组（C1z）、中二叠统栖霞组（P2q）、茅口组（P2m）、上三叠统龙潭组（P3l）、长兴组（P3c）、下三叠统大冶群（T1d）、上三叠统安源组（T3a）、下侏罗统林山组（J1l）、下白垩统冷水坞组（K1l）、上白垩统周家店组（K2z）、南雄组（K2n）、古新统清江组（E1q）以及第四系（Q）。主要含煤地层为上三叠统龙潭组，总厚度500 m，含煤30余层。自下而上分官山段、老山段、狮子山段和王潘里段。老山下亚段赋存的B4煤为主要可采煤层，厚0.6～4.50 m，平均厚1.60 m。煤类以气肥煤为主，次为焦煤，为中灰、中硫的简单结构煤层。B4煤层分布广，厚度较稳定，是一种特殊的树皮煤种。

2 油气显示

据不完全统计，南鄱阳坳陷区域野外地质调查发现有4处见油气显示，其中栖霞组2处、茅口组1处、龙潭组1处。在南鄱阳坳陷区域内煤矿井井下地质调查中发现有5对矿井见油气显示，其中开采龙潭组煤层矿井3对、开采安源组煤层矿井2对。煤炭系统在乐平鸣山西井田勘探中有12个钻孔见油气显示，共见有16个层点，其中周家店组6个、大冶群1个、龙潭组7个、茅口组2个。石油系统在该区内施工的钻井中有11个钻井见油气显示，共见有18个层点，其中周家店组3个、安源组1个、长兴组1个、龙潭组8个、茅口组3个、栖霞组1个、梓山组1个，如表1所示。

从所见油气显示的分布点看，区内油气显示较多，共有32处，多分布于南鄱阳坳陷东区的二甲村次级凹陷带内。

从所见油气显示的分布层位看，区内油气显示点分布层位较多，共有8个，层位以龙潭组、周家店组为主，如表1所示。

表1 南鄱阳坳陷油气显示点分布统计

3 油气特征

3.1 烃源岩特征

南鄱阳坳陷周缘之丰城矿区曲江井田井检3井、鸣山西井田6-5井、鸣检1井、乐平涌山桥等地的系统地化剖面资料表明，该坳陷存在有机质丰度高，主要属于腐泥-腐殖型母质、以龙潭组为主的四套烃源岩层和泥岩、煤层、泥灰岩三种岩类的烃源岩，其中海相-海陆过渡沉积的二叠系龙潭组泥岩、煤层和茅口组泥灰岩为两套主力烃源岩，海陆过渡相沉积的上三叠统安源租泥岩、煤层和中白垩统冷水坞组中段的暗色泥岩是两套潜在的烃源岩[1]。

南鄱阳坳陷沉积相、地化特征及生烃潜力资料分析表明：①该坳陷龙潭组煤层是一种很特殊的煤种，是最典型的滨海平原相泥炭坪环境下形成的树皮煤，类似于现今红树林海岸环境[2]，为被动大陆边缘盆地海进型聚煤作用的产物[3],其产油率高达363.59 kg/tCorg，总产烃率413.8 kg/tCorg[4]，为国内外所罕见，是很好的烃源岩，不同于其它煤种[5]，也不局限于生气，还能产大量的石油[4]。②该坳陷龙潭组泥岩亦具有较高的烃转化率，既能够生成一定数量的油，又能生成大量的气，热模拟实验表明其产油率100.42 kg/tCorg，总产烃率111.92 kg/tCorg[5]。③该坳陷茅口组泥灰岩、泥岩是中等-好烃源岩[6]。④该坳陷安源组暗色泥岩、煤层是中等至很好的烃源岩[6]。⑤该坳陷冷水坞组中段的暗色泥岩烃源岩，主要借鉴于鄱阳盆地南缘处于同一构造与沉积背景的弋阳、抚州盆地地表露头与钻井井下资料，弋阳盆地弋D-2井揭示冷水坞组中段的深灰、灰黑色泥岩厚度达50～80 m以上，有机碳含量可达0.58%～1.21%，为中-好的烃源岩[1]。

鸣检1井、赣9井、鸣西6-5井等井下R0实测资料与盆地模拟研究表明，南鄱阳坳陷古生界海相-海陆过渡相烃源岩目前的成熟度是白垩系叠覆深埋的结果[1、6]，该烃源岩成熟度在早期，白垩系沉积前初始生烃演化程度低，R0一般小于0.7%，基本上处于低成熟-成熟早期，而在晚期，白垩纪-古新世叠合盆地覆盖深埋藏作用使海相烃源岩达到目前的成熟-高成熟阶段（R0为1.0%～1.45%），从而具备较强的晚期生烃条件，为晚期（晚白垩世-古新世）油气成藏提供了资源保证。源岩对比研究表明，乐探1井产自周家店组（K2z）的原油为典型的煤成油，来自下伏的龙潭组（P3l）煤系[1、6-7]。鸣检1井赋存于官山段砂岩中的孔隙型轻质原油，与二叠系海相烃源岩具有亲缘关系；而洪门口煤矿八一井-340 m巷道产自安源组砂砾岩孔隙中的原油，则与安源组海陆过渡相煤系烃源岩有亲缘关系[1、6-7]。南鄱阳坳陷及周缘客观存在的32处、8个层位的活跃油气显示的事实说明，该坳陷海相-海陆过渡相烃源岩确实存在油气生成、运移和聚集的条件和过程，并具有晚期油气的基本保存条件。

3.2 储集层特征

南鄱阳坳陷的主要油气储层有：白垩系南雄组一段、周家店组三段和一段、冷水坞组顶部与底部砂岩、砂砾岩、上三叠统安源组砂砾岩、二叠系龙潭组狮子山段与官山段砂岩及长兴组、茅口组顶部灰岩古风化岩溶带。此外，在以南雄组底面、周家店组底面、冷水坞组底面为界的中燕山面和以安源组底面为界的印支面存在区域性构造不整合面和相应的古岩溶带，也可能是油气聚集区：如丰城矿区、鸣山矿区钻井及附近采石场资料揭示，长兴组灰岩古岩溶带厚1.95～67.5 m，多为9.71～33.15 m，岩溶率达12.8%～19.0%，溶蚀层数多为3～8层，单层厚度0.37～4.11 m，最厚22.15 m，岩溶带发育于不整合面之下2.51～221.48 m，多为53.0～134.79 m；赣9井钻遇茅口组顶面时，发生井漏和气测异常，气测异常全烃、重烃异常值超出背景值20倍，推测属于裂缝—孔洞型储层；丰城矿区钻井资料揭示，茅口组溶孔溶洞发育，溶洞率可达16.0%。显然，这些古岩溶对改善储集层的储集空间条件有一定的促进作用，也可能成为油气聚集有利场所[1、7]。

江西二叠纪含煤盆地层序地层研究表明，龙潭组砂岩储层以海进体系域下部（P3l1）的障壁岛砂体物性最好，次为高位体系域的前滨相砂体（P3l3），低位体系域的砂体储集性能较差，而且，色白、质纯石英含量高的中-粗粒（细砾）长石石英砂岩、石英砂岩、含砾石英砂岩物性最好，孔隙度可达10%～15%，渗透率多为5～30 md，属中等储集层[1]。

3.3 盖层特征

上白垩统南雄组中、上段-古新统清江组以泥质岩、含膏泥岩、粉砂质泥岩为主，夹薄层石膏，泥岩连续厚度达910～1 167 m，具有较强的可塑性和良好的封盖性，是良好的区域性盖层，也是区内最上的一套关键性的区域盖层[1]。上白垩统周家店组中上段泥质岩段，厚度500～1 200 m，是第二套区域盖层[1]。下白垩统冷水坞组中部泥岩、上三叠统安源组三家冲段泥岩、上三叠统龙潭组老山中亚段泥岩，则是地区性盖层和油气藏的直接盖层[1、6-7]。

4 油气勘探前景

在白垩系-古新统区域沉积层的覆盖和构筑整体封闭保存体系的前提下，鄱阳盆地的二叠-三叠系海相烃源岩具有晚期生烃和形成含油气保存单元条件[1]。位于官帽山（由南向北）推覆逆冲和九岭（由北向南）逆冲推覆的对冲前缘带的南鄱阳坳陷南部的旧夏凹陷-二甲村凹陷一带，上古生界改造和剥蚀较弱，该套烃源岩保存较好，晚期生烃潜力较大，具备较好的油气成藏条件[1，6]，且钻孔所见油气显示多分布于带内。因此，南鄱阳坳陷南部之旧夏凹陷-二甲村凹陷带是勘查的最有利地区。

2002年，江西华泰钻井公司，承接了浙江石油勘探公司在乐平鸣山西部署的鸣检1井施工任务。该井位于二甲村次级凹陷带内，从该井油源对比和配套演化史分析表明，该井原油主要来自二叠系烃源岩，而二叠系烃源岩的目前成熟度是上白垩统沉积埋深的结果。因此，鸣山西地区具有海相晚期生烃、区域运移的过程和油气聚集、成藏条件[1、6]。鸣检1井原油性质和盖层分析表明，即使目前残留的白垩系盖层只有数百米厚度，而且离古生界露头区不足1 km，仍具有较好的封闭保存条件，预示着在坳陷内部相对较深的区带和有利圈闭上寻找晚期形成的海相油气藏是可能的[1、6]，有一定的油气勘探前景。

5 结语

南鄱阳坳陷以往油气地质勘查工作程度较低，该坳陷发育四套良好的烃源岩层，特别是二叠系海相-海陆交互相烃源岩具备早期（白垩纪之前）和晚期（晚白垩世—古新世）二次生烃条件，既能生气，又能生油，为区内晚期油气成藏提供了资源基础。中—古生界的碎屑岩、碳酸盐岩及其古风化壳和古岩溶带等储集层，在厚度大，分布稳定的直接盖层和区域盖层的封闭下，形成了一整套生储盖组合，能构筑盆地整体封闭体系，有利于油气资源保存。该坳陷区内相关煤矿井和钻孔中活跃的油气显示也表明南鄱阳坳陷值得进一步开展油气地质勘查工作。