（一）珠江口盆地
盆地裂陷阶段（E2为主）形成以中央隆起（东沙、番禺、神弧暗沙）和两侧坳陷的总体格局，两侧坳陷发育多种类型的湖相生油凹陷，以古近系陆相沉积为主。我国陆内裂陷盆地，多以凹陷为独立沉积体系，油气生、运、储、聚多在同一凹陷内进行，而且多以自生自储、自生邻储为主。这样对油源的损耗较少，生聚系数较高。珠江口盆地由于凹陷内部构造圈闭不发育，裂陷深部油源多通过断层进入上覆海相砂岩再向高部位圈闭中成藏，有的运移到很远的圈闭中聚集。北侧珠一坳陷，已发现油田多位于凹陷南缘，晚期北部虽抬升，却很少有油田。既与裂陷期古隆起有关，也与面向大陆的北坡海相层不易形成圈闭有关。目前储量最大的流花11-1油田，则位于裂陷期中央隆起上覆生物礁带上，油源主要来自北部坳陷通过珠海组砂岩输导层运移至隆起高部位（图225）。综合图224和图226分析，海水较深的南侧烃源条件更为有利。例如，北侧高生油区的范围仅限于惠州等凹陷局部，西南侧白云凹陷等高强生油区面积很广，生气强度更为悬殊［110］。目前油气成果显然与海水深浅施工条件有关。
1. 中央隆起北侧
本区已发现一批油田（图226a），大多是文昌组（E2）和恩平组 
2. 中央隆起南侧
南侧珠二坳陷拉伸β值增大至6（北侧珠一坳陷为1.4），实际造成了地幔底辟，海底热流密度很高，异常地幔向上侵位（姚伯初，1994）。从烃源条件分析（图226），南侧古近系裂陷湖相和其上部海相泥质岩，烃源都优于中央隆起北侧，但目前油气成果还不多。近年国外频频传出深海富油区的信息，我国也开始加强这方面的工作，荔湾大气田的发现［501］引起了高度重视。学者们对南海北部深水区的论述日益增多［502～505］。
现在主要为深水陆坡的白云凹陷，面积约2万km2，在新生代不同时期，既有陆相河湖沉积，也有浅海和深海不同相带沉积。近年除荔湾气田外，还在白云凹陷的北坡和相接的番禺隆起、东沙隆起发现流花19-1、番禺30-1、34-1、29-1、35-1等一批气田［502］。对白云凹陷丰富烃源应引起关注，并加强地震层序地层学的研究；对生、储、盖的展布和相互关系有了新的认识，大大提高了白云凹陷深水区的油气远景评价。
图226 珠江口盆地生油强度和油田展布情况［110］
虽然文昌组（E2）还没有钻井直接取得烃源岩的实物资料，但根据地震反射和层序分析，认为白云凹陷文昌组沉积厚度变化很大（图227），有些次洼最厚达6000m，具有低频、强反射特征。对比邻区，可能主要为深湖优质烃源岩沉积。推测大部分已深埋演化为气，但凹陷南部隆起一带，可能热演化程度较低，仍有找油的条件［502，503］。恩平组 根据邻区大量地化分析资料，烃源岩总有机碳含量平均2.19％，有机质类型主要为Ⅱ2型。在埋藏相对较浅地区，早期可生一定的液体油，大范围则以生气为主。关于珠海组 
图227 南海北部大陆边缘深水区凹陷剖面［501］
珠江口盆地深水区有关储层沉积相带研究很多，主要是披覆在文昌组—恩平组烃源岩之上的珠海组 和中新统。既有孔渗良好、面积广阔的输导、储集三角洲、深水扇砂体［503］，又有面向深海碳酸盐岩台地及生物礁储集体（图225），而且有更多广泛多旋回的厚大泥岩盖层。学者们从多种角度强调白云凹陷等各种有利配套，彭大钧预测 “叠置在古近系潜在烃源岩之上的深水扇系统，将成为珠江口盆地的勘探重点［505］”；庞雄等除类似预测成为下步油气勘探的热点外，特别论证白云凹陷 “北气南油”的前景［503，504］。
因此，珠江口盆地除继续拓展中央隆起及珠一、珠三坳陷油藏外，重点宜放在（珠二）白云凹陷为主的深水及陆坡区，以探索大型气田为目标，兼顾南部隆起带可能的油田，特别注意珠海组等形成岩性-构造复合大型圈闭条件的研究。
（二）北部湾盆地
1. 概况
北部湾盆地新生代结构与珠江口盆地中央隆起以北近似，在南海洋壳拉开前的张性力学状态下发生裂陷。K时期末及E1时期为零星充填小盆，在南海洋壳即将拉开的E2时期裂陷最深，流沙港组普遍为深湖—半深湖相沉积。E3—N1时期拉张力逐渐缓和，海水逐步侵进。由于裂陷内小型断层和构造发育，而且E2和E3地层中有多套泥岩，裂陷内有一定的阻隔条件，所以并不像珠江口盆地 “陆生海储”、“下生上储”及远距离运移的成藏模式。而是以流沙港（E2）自生储为主体，流二段生烃层向邻近上、下运移，并在储层中向凸起或斜坡的圈闭中聚集成藏。局部通过断层向上运移至海相披覆圈闭成藏，或运移至高部位潜山中成藏。
古近系在裂陷中沉积很厚，在涠西南、海中、乌石等凹陷都超过5000m（图228a）；加上新近系（图228b），古近系底埋深往往达7000m。目前钻井多不在凹陷中心，大都在凸起、斜坡上方，钻进流沙港组仅2000m左右，不能代表凹陷中心的物性情况。
北部湾盆地烃源岩厚度和有机质含量都比较高，从流沙港组成熟生油岩等厚图［152］看，海中、涠西南、乌石、迈陈等凹陷都具相当烃源实力，流二段下部有50～100m高强生油岩。但除构造较活跃的涠西南和福山地区，都还没有发现像样的油气田。尤其是凹陷面积最大、计算的生油量最大［152］的海中凹陷，至今未获正式油藏，也未见合理的分析论述。因此，可以认为北部湾盆地油气远景尚需进一步研究讨论。
2. 涠西南凹陷油藏地质特征
涠西南凹陷紧邻盆地北部边界最大断裂，构造活跃，断层密集。新生代裂陷最深达8000m，相对较窄。凹陷中有几条次级同生断裂，分为几个次凹（图229），已发现油田基本上围绕次凹［496］。油气大多是近距离在古近系边缘断层、断鼻等圈闭中成藏，少部分通过断层进入新近系披覆圈闭中成藏，也有向下或侧向运移至低凸起的古潜山中成藏。而涠11-4油田则是在涠西南和海中凹陷之间缺失烃源层的凸起上新近系披覆背斜油藏，深仅千米左右，储层物性很好，有统一油水界面，但含油饱和度不高。靠近盆边主断层的涠10-3油田，也感到油层后劲不足。这些情况反映：虽然密集断层在油气成藏上起了一定作用，但分割也导致运移堵隔，难以大面积汇聚油气。
3. 北部湾盆地油气潜力分析
北部湾盆地烃源条件较好［152］，在E末烃源岩逐步成熟，在早期形成的圈闭中可能已形成一批油藏。随着N＋Q继续深埋，虽然增加了新的圈闭条件，而深部输导和储集条件变差。新的成藏条件越来越复杂，早期油藏也要起变化。复杂性规律问题将在新的实践和研究中逐步认识。
面积和生油量最大的海中凹陷及其斜坡、断阶、凸起，可作为下一步研究、勘探的重点。海中有七八个次凹［152］，次凹间的低凸和断带，有利于油气聚集。尤其是凹陷中大型构造较多，值得高度重视。海中古近纪裂陷中心偏北，新近纪坳陷中心偏南（图228），应注意对早期油气藏的影响和晚期定型油藏的特征。紧邻深凹的凸起，尤应值得注意，争取发现一些较好的油田。
其他凹陷古、新近系大致重合，可在凹陷中的次凸、斜坡、断带中选摘圈闭，进行研究。凹陷中心由于储层物性差、埋藏很深，施工难度大，寻找常规油气藏可能不理想。
从海中凹陷结构和发展分析，有可能形成具有规模的深盆气，可以从地质条件和可行性进行专门研究。
图228 北部湾盆地古近系、新近系沉积厚度示意图［152］
图229 北部湾盆地涠西南凹陷油气运移聚集示意图［496］
（三）琼东南盆地
1. 概况
琼东南盆地在渐新世已广为海进、新近纪形成巨厚的NE向中央坳陷，而且现代多为深海区，掩盖了古近系裂陷，至今未见始新统沉积实物。根据邻区资料结合地震解释，认为始新统也应是陆相地层，裂陷中心为深湖相烃源岩沉积［110］，推测是本区重要的油源层。但现在埋藏很深，它早期生油或聚集的油藏，除北部外大都演化为气，掺混到其上海相烃源中，难以追寻湖相烃源的油气系统。专家们推测偏北部莺9井和崖城14-11井原油的主要烃源岩为始新统［110］，因为北侧新近系仅厚2000m左右，而中央坳陷厚达六七千米。渐新统崖城组—陵水组以滨海沼泽—半封闭浅海相为主，有机物多来源于陆生植物，以Ⅲ型干酪为主，是决定琼东南盆地以天然气为主调的基础。新近系为厚大海相沉积，向南为深海相，有一定的生油条件，有机质含量普遍偏低，且成熟度不够。
琼东南盆地在古近纪裂陷期构造较为活跃，新近纪主要为南倾大单斜，构造、断层都不发育，而且沉积厚度大，致使早期构造埋藏很深。地层岩性向北物源方向碎屑变粗，不易形成上倾尖灭之势，需要靠断层等构造配合。目前勘探工作只能集中在1号断层上盘及北侧地区，广大的中央坳陷带尚难开展工作。
图230 YC13-1大气田供气系统及盆地陵水组压力系数分布图［110］
2. 突出的崖城13-1大气田
本大气田位于琼东南和莺歌海两盆地相接高断块上的披覆构造，具有多种特别有利条件：第一，为基底上隆背斜构造，陵水组、三亚组上倾削截楔状体与构造相结合的良好圈闭，是古近纪末新近纪初多期活动的早期构造（图230a），陵水组和三亚组砂岩物性很好，各自形成统一气水界面。第二，主要气层紧挨在本区重要烃源岩崖城组之上，东面是崖南凹陷，西南隔1号断层之下是莺歌海盆地的裂陷，包括始新统湖相气源非常丰富。关于大气田气源能否从另外盆地（莺歌海）输进？经过长期争论和各种地化资料对比，多数学者［110，508，510］都认为莺歌海盆崖城组天然气通过1号断裂进入上盘隆起不整合面，再运移至陵水组等砂岩成藏。两个紧邻的生烃凹陷联合供应而形成大气田，正是优势之所在。第三，在地压场中处于十分有利的低势部位（图230b）。陵水组在崖南凹陷和莺歌海盆地深坳中压力系数高达2～2.3，而Yc13-1基本为常压，压差悬殊，具有高强运聚能量。气层之上披覆的梅山组 
3. 琼东南盆地油气潜力讨论
寻找油田的目标尚不明确，特别是中央坳陷及其以南，埋藏深、水也深，很难考虑。坳陷以北有几种方向：第一，盆地东北部松南、宝岛等凹陷的断层沟通裂陷期E2地层油源在凹陷边缘构造中成藏，如松32-2超覆尖灭构造在莺9井获油流［152］。第二，新近纪海相生储组合，总体向南倾斜。琼东南盆地新近纪为海水频繁进退的缓坡台地，多数海相砂体向物源方向不易上倾尖灭，只有在特殊条件下如分支、台阶或断层等才能圈闭。研究、圈定海相砂体很重要。经地震综合解释，认为通过乐东（LD）30-1有大型砂体东西向展布，面积达500km2以上，但乐东30-1-1A井为地压高势区（2.0），仅见气测异常。在中央坳陷的Yc35-1此大砂体的背斜已发现气层（黄流组，4600m）。在乐东30-1-1A与Yc13-1-1井之间地震剖面（图231），可见浅层有明显的大型前积结构，上覆密集反射。研究新近系海相砂体的沉积结构、展布和海相烃源层的关系，有可能发现重要的岩性油藏。第三，新近系碳酸盐岩石台地边缘生物礁，只要有连接烃源的通道，礁、滩自身具有封闭能力。
图231 C-427-84测线层序边界及沉积相解释剖面［110］
琼东南盆地天然气的潜力比油藏潜力广阔得多。原为生油层，因后期深埋多已演化为气，如Yc13-1气田的南、西都有E2地层中深湖相及E3地层海相生油岩，晚期都以气的形式存在。而且滨、浅海相Ⅲ型干酪烃源岩及煤层也以生气为主。
琼东南盆地油气虽都有一定潜力，但烃源岩大多属于中差和较好级别，尤其是新近系海相有机含量偏低。大型构造圈闭不多，较大的圈闭主要是深部砂体、潜山、断块，成藏条件和后期改造比较复杂。再现YC13-1的眉目尚不清晰，而且大多处于深水条件。因此，近期仍以深入研究为主，先在中央坳陷以北海水浅、埋藏不很深的地区，排定、选择一批目标进行勘探，以期在成藏规律有新的突破，逐步推进。同时组织力量对南中部深水深埋区开展研究。
（四）莺歌海盆地
1. 概况
莺歌海新生代盆地结构、方向以及成藏机理，与南海北部其他盆地有很大区别（见图223）。莺歌海盆地不仅处于南海洋壳拉张的力学范围内，同时处于印支陆块和中国大陆相对构造活动的影响下。新生代早期从广泛的充填及陆相裂陷湖盆沉积，逐渐转变为海相甚至深海。根据推测，当时地壳已减薄至5km（现地壳厚度22km-新生代沉积岩厚度17km）［110］，接近南海现代洋壳厚度。显然，莺歌海盆地的发展，与地幔流上升有直接关系。古近纪陆、海过渡期，石油地质条件可能很活跃；但由于新近纪海相沉积近万米，对古近纪油气生、储、运、聚，难以说清。因为海相泥质岩很厚，加之沉积高速率导致的高压实作用，盆地超高压、高温突出，形成巨大的高压封存箱。局部突破就出现高压热流体刺穿，深部超高压气窜至浅部近常压层圈闭中形成气藏，如东方1-1（已跃居我国海区最大气田）、乐东22-1、乐东15-1等气田 ［511］，打开了莺歌海盆地勘探新方向。
2. 烃源条件很有利
莺歌海盆地古近纪早期构造较为活跃，陵水组 
新近纪裂陷作用减弱，形成相对统一的坳陷型海相沉积盆地。浅海、深海多次旋回，并由西北向东南方向发展（见图223）。新近纪沉积速率很大，总厚已达万米，现在仍处于快速沉降阶段，多套欠压实沉积体，形成独突的超高压、高温盆地。
莺歌海盆地裂陷后（新近纪）海相泥质烃源岩相当发育，由于沉积厚度大、地温高，成熟门限约在2200m［512］，其下大部分都已成熟—过成熟。浅部烃源岩有机碳含量普遍偏低，但在Q井稍深部位（3750～4535m）有机碳含量较高（1.52％～3.03％）［513］，样品为井壁取心，经去钻井液污染处理，认为属好烃源岩，具有很大生烃潜力。
莺歌海盆地新近系海相范围广、烃源岩厚度、成熟度高，但新近纪构造不发育，在超高压条件下如何形成常规烃藏，在盆内尚无实例，应认真探索。
图232 莺歌海盆地中西部沉降中心变化纵剖面［110］
3. 底辟热流体压裂次生气藏
目前莺歌海盆地已知气藏多在浅层未成熟范围内的常压区，为深部高压气通过底辟刺穿垂直上移至顶部披覆构造而成。前期专家们多强调泥底辟作用；经过地化分析和地震叠前深度偏移，认为并不存在泥底辟，而是一种 “活动热流体底辟构造”［512，110］。或阐述为盆内拉张应力场形成剪切断裂，触发了高温、高压的泥-热流体的底辟活动，泥底辟构造上部的剪切断层，为天然气向上运移提供了通道，而超压的向上释放也给天然气的集中运移提供了动力。董伟良等对这个机理作过专门论述［512］，将底辟热流体压裂分为三个阶段：(1)超压流体囊的形成；(2)龟背拱张；(3)压裂刺穿（图233）。在LD8-1地震剖面有清晰的显示，可以看到 “模糊带”气柱及浅部穿层压裂组群实例。
4. 莺歌海盆地油气潜力分析
本盆地总体烃源面积、厚度和不同丰度有机物，在南海北部诸盆中首屈一指。但目前已发现油气田及储量，除东方1-1等还不算多。就油气保存条件而言，上部多套区域封盖层极好，甚至烃源类扩散也微乎其微。关键在于新近系海相沉积很厚，中心可达万米。沉积速率快导致欠压实形成超高压，而且地温梯度高、生烃演化很强，高压气不断向砂岩挤注。上覆负载使储层孔隙度减小，超高压现象更为严重，逐步成为巨大的高压封存箱。新近纪断层及局部构造不甚发育，箱内气水关系很复杂，侧向、垂向运移都很困难。
图233 莺歌海盆地底辟热流体压裂成因及地震剖面实例显示图［512］
关于新近系较浅部位生油窗油藏形成问题，目前认识还不清楚。新近系浅层井下有机碳含量较低（0.45％～0.55％）［511］，高地温梯度致生油窗口很窄，钻井中主要是气显示。但因钻井分布不平衡，今后应注意在广阔范围生油窗内优质生油岩的情况下，尽可能追踪探索石油资源。
5. 莺歌海盆地天然气的客观蕴藏量可能很大
因为新生界陆、海相烃源岩有很多组合，面积大，总生烃量很高，多以气体形式存在，区域封盖能力强，气体泄漏和扩散数量不会很大。但其成藏条件相当复杂。分别讨论如下：
第一，关于古近系（E2为主）裂陷湖盆烃源岩，渐新统海相坳陷型沉积，下部烃源岩逐步成熟生油，并按裂陷规律，由凹陷中心向断陷两侧高部位或凸起运移，聚集一批早期油藏，新近纪期间将全部演化为气。在早期促发底辟条件不足时，天然气除通过断层部分垂向进入上覆海相砂岩外，仍多封存在超高压、致密砂岩层中。晚期构造触发的底辟作用可能波及深层（图233），“模糊带”达到地震波5.0秒的深度，但大部分气层仍将是呆矿沉睡在海底深处。
第二，近万米厚的渐新统及新近系海相沉积，含多套烃源岩，有机含量不均衡，生油窗较窄，大部生气或演化为气，并进入邻近砂岩中，上部封盖条件特别好。超高压现象部分由于欠压实，主要是与不断生烃充注有关。砂岩致密化由于负载持续进行，封闭下的超高压是不可避免的。新近纪构造相对稳定，缺少断层和褶皱，天然气纵横向运移都不顺畅。盆地中心区成为巨大的高压封存箱，同时也是一个巨大型的“深盆气”。渐新统和新近系砂体充注高压气的总量惊人！ 如有促发条件，高温高压气可能向上刺穿，但只是这个含气大领域的一小部分。大量高温、高压气仍储存在不同程度致密砂岩中，埋藏在6500m以下的致密和超致密砂岩中的高压气，目前技术不易勘探开发。6500m以上的 “深盆气”和常规储层超高压气，在海区能否开发？如何开发？需专门进行成藏规律和可行性研究。
第三，晚近期（大致5Ma以来），构造相对活跃，右旋扭张派生的南北向强烈挤压，或称转换伸展在中央凹陷带形成雁列式NS向剪张性断裂［511］。促发深部超高压气寻隙刺穿，向上运移，在浅层圈闭中形成常压次生气藏。这是近期最现实的领域。当然，底辟向上刺穿的天然气，如没有配套的圈闭和盖层，很容易散失，或在孔渗砂岩中沿坡向上运移，海南岛西岸见到很多气苗，正是逸散的现象。
在中央坳陷已知有五排底辟构造带［511］，新发现的气田都与此有关。需集中一定科研力量作深入的研究和规划，以利于在盆内形成新一轮攻坚战役，争取多发现东方1-1这样的气田和储量。同时开展中深层超高压更大天然气资源的探索。
（五）台西南盆地
台西南盆地位于多种构造交接转换部位，晚期由南海洋壳带动向吕宋岛弧下俯冲。在新生代地质结构与南海北部其他盆地发展不同，特别是古近纪缺乏规模性裂陷陆相湖盆。沉积最厚的台南凹陷，岛上钻井很密，也未证明新生代早期的裂陷存在。盆地以新近系海相沉积为主，最厚达8500m，凸起上约2500m。中新统（N1）在凹陷中心可厚4000m，认为是主要烃源岩。台湾岛南部油气田和海区中央低凸起上CFC-1在渐新统砂岩中高产油气井，可能都是源自中新统［151］。
从烃源总体看，一直未见厚大优质生烃层，在未钻深凹中有变好的可能。盆内构造和地层岩性圈闭比较发育，储层物性也很好。从钻探含油气情况分析，似乎烃源不够丰富，油气产出后劲不足。盆地深部断陷不显著，但浅部断层较为活跃（图234），能否形成并保存大油气田值得注意。而且海域多为深水区，应加强分析研究，有了新的认识才宜展开新的一轮工作。
（六）关于南海北部陆上（华南南部）新生代裂陷盆地
陆上裂陷与海区诸盆在新生代裂陷（E2为主），有相同的拉张断陷模式，都以陆相深水—半深水湖相烃源为主。但是，一般裂陷盆地 “三层楼” 式（断陷、坳陷、披覆）在华南陆上未发育完善，裂陷以后未继续下沉，缺乏坳陷和披覆阶段，古近系地层和断层直接暴露地表（见图235）。总体上没有区域封盖系统，特别是缺少新近系多套海相泥质盖层，油气散失是严重的。只能靠局部盖层形成零星小型油藏，如三水盆地，不可能大面积聚集成大、中型油田。由于埋藏浅，有些烃源岩尚未成熟，而且普遍未达热演化气的阶段，因此也不可能有好的气田。
有些盆地烃源紧靠基底潜山，如百色盆地（图235b）以整个古近系作披覆，其下T2灰岩溶蚀作储层，可形成若干小油藏［116］，另外，有些盆地古近系下部优质烃源源岩已出露地表，如茂名盆地计算油页岩资源量可观［152］。
图234 台湾西南盆地构造简图及地震剖面略图［151］
图235 南方陆上新生代裂陷盆地地层展布及横剖面［152］