南海北部陸緣白云凹陷油氣富集規(guī)律及主控因素

米立軍 ，張忠濤 ，龐雄 ，劉軍 ，張博 ，趙慶 ，馮軒

（1. 中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518054；2. 中海石油深海開發(fā)有限公司，廣東深圳 518054）

1 區(qū)域地質(zhì)背景

中國南海是西太平洋最大的邊緣海，位于歐亞、印澳和太平洋3大板塊的交匯處，其北部邊緣屬華南地塊的南緣，地貌可劃分為陸架、陸坡和海盆3部分。在新生代經(jīng)歷了大陸張裂、南海洋殼擴(kuò)張、西菲律賓海板塊俯沖、馬尼拉海溝俯沖、臺灣島的隆升等一系列構(gòu)造演化事件，發(fā)育一系列新生代沉積盆地，油氣資源非常豐富[1-24]。

白云凹陷位于中國南海珠江口盆地南部，主體位于陸坡深水區(qū)（水深大于300 m為深水），因此也稱為白云深水區(qū)，整體走向?yàn)榻睎|向，為一巨型新生代沉積凹陷，沉積面積大于20 000 km2。白云凹陷北側(cè)是番禺低隆起，南側(cè)為云荔低隆起，西側(cè)與神狐暗沙隆起和珠二坳陷西段相鄰，東側(cè)為東沙隆起。由于凹陷內(nèi)不同地區(qū)沉降、沉積的差異性又將凹陷分隔成多個具不同構(gòu)造演化史和沉積充填序列的生烴洼陷，分別為白云主洼、白云東洼、白云西洼和白云南洼4個次一級生烴洼陷（見圖1、圖2）。

圖1 白云凹陷及周邊構(gòu)造區(qū)劃圖

圖2 白云凹陷及周邊油氣分布圖

白云凹陷具有復(fù)雜而特殊的地質(zhì)條件：位于中生代俯沖帶的構(gòu)造軟弱帶、新生代減薄的洋陸過渡地殼和新生代盆地構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶，具有特殊的構(gòu)造演變背景。在地殼強(qiáng)烈減薄的背景下，具有高、變地溫特點(diǎn)，地溫梯度從北部的3.5 ℃/100 m逐漸升高到南部的5.0 ℃/100 m；經(jīng)歷了“斷陷—斷拗—拗陷”的凹陷結(jié)構(gòu)演化歷史，自下而上相應(yīng)發(fā)育下始新統(tǒng)文昌組陸相斷陷湖盆沉積、上始新統(tǒng)恩平組斷拗期大型湖盆沉積、漸新統(tǒng)珠海組海陸過渡相三角洲沉積以及中新統(tǒng)以來的珠江組—韓江組—粵海組—萬山組陸架邊緣三角洲-陸坡深水沉積，形成了獨(dú)特的 3層盆地結(jié)構(gòu)以及時間和空間上良好的生儲蓋組合條件。漸新世以來受到南海擴(kuò)張的影響而持續(xù)沉降，具有與全球海平面變化相反的臺階式海侵型相對海平面變化特征，總體形成下粗上細(xì)的沉積充填序列。漸新世白云深水區(qū)為陸架淺海環(huán)境，發(fā)育海陸過渡相三角洲沉積；漸新世末（距今23.8 Ma）發(fā)生重大地質(zhì)事件，從此成為深水陸坡環(huán)境，發(fā)育大型珠江口深水扇系統(tǒng)沉積。這些地質(zhì)條件無疑控制和影響了白云深水區(qū)構(gòu)造演變、沉積充填、烴源巖演化和油氣成藏[24]。

多年來的勘探實(shí)踐證實(shí)白云凹陷為富烴洼陷，生烴規(guī)模巨大。2006年發(fā)現(xiàn)中國第一個深水大氣田——荔灣3-1氣田，是中國油氣勘探史上的里程碑，掀開了中國深?？碧降男蚰?，進(jìn)而形成了中國首個深水大氣區(qū)，截止2017年底，累計(jì)發(fā)現(xiàn)天然氣三級地質(zhì)儲量近3 000×108m3[25-35]。除天然氣以外，“十二五”期間，通過勘探人員的艱苦攻關(guān)，白云凹陷石油勘探取得重大發(fā)現(xiàn)，三級石油地質(zhì)儲量超過1×108m3[35]，突破了南海北部陸緣深水區(qū)受高地溫和深埋影響、產(chǎn)氣為主、石油資源潛力有限的傳統(tǒng)認(rèn)識[31,33,36]。目前，白云凹陷深水區(qū)油氣分布具有“東北富、西南貧，縱向集中，以氣為主、以油為輔”的特點(diǎn)，且成藏層系單一，近 90%的油氣儲量集中在中新統(tǒng)珠江組下段，而在深部和淺層少有發(fā)現(xiàn)，顯示出白云凹陷的成烴、成藏條件與國外成功的深水勘探區(qū)相比具有明顯的特殊性，前人對此也做過大量研究[24-54]。本文針對白云凹陷成藏的獨(dú)特性，利用大量的鉆井、三維地震以及地球化學(xué)等油氣勘探和地質(zhì)資料，對凹陷內(nèi)油氣分布規(guī)律進(jìn)行系統(tǒng)梳理，總結(jié)其成藏特征，通過剖析白云凹陷在成烴演化、聚集成藏等方面的差異性，對控制油氣富集的關(guān)鍵因素進(jìn)行探討，明確其成藏主控因素，旨在深化對南海北部地區(qū)的油氣地質(zhì)認(rèn)識，以期為白云深水區(qū)下一步勘探或其他類似凹陷或盆地的勘探提供借鑒和依據(jù)。

2 白云凹陷油氣成藏特征及分布規(guī)律

2.1 烴類流體相態(tài)特征

白云凹陷烴類流體相態(tài)類型包括天然氣、輕質(zhì)原油、揮發(fā)油、凝析油等（見圖2）。

白云凹陷天然氣為成熟—高成熟氣（Ro值為1.3%～1.7%），主體為濕氣（干燥系數(shù)為0.82～0.94）。各區(qū)帶具有一定差異性，其中白云主洼北部及白云主洼東部天然氣為性質(zhì)介于油型氣和煤型氣之間的混合成因氣，而白云主洼南部則主體為湖相腐泥型源巖所生的油型氣。

白云凹陷原油產(chǎn)出類型分別為輕質(zhì)油、揮發(fā)油和凝析油。

輕質(zhì)油密度僅為 0.76～0.81 g/cm3，氣油比小于300 m3/m3，含蠟量低于10%，Ro值約0.9%，為白云凹陷不同次洼文昌組和恩平組淺湖—半深湖相烴源巖在生油窗范圍內(nèi)的產(chǎn)物。

揮發(fā)油以低密度（小于0.81 g/cm3，15 ℃情況下）、低含蠟量（1.6%～5.1%）為特征，在地層條件下，原油密度僅為0.50～0.65 g/cm3，而氣油比則很高，最高達(dá)到1 379 m3/m3，PVT流體相上呈現(xiàn)出露點(diǎn)壓力、泡點(diǎn)壓力、地層壓力均相近的特征，成分組成以富 C2—C6中間組分為特征，Ro值為0.9%～1.2%，為白云凹陷恩平組—文昌組淺湖—三角洲相源巖供烴。

此外，白云凹陷氣藏中亦含一定量凝析油，為天然氣相伴生而成，其成熟度相對較高，Ro值為1.3%～1.7%，地球化學(xué)特征上見高等陸源植物輸入特征，推測主體為白云凹陷斜坡帶位置淺湖-沼澤相泥巖在高成熟干酪根裂解生濕氣階段所生。但白云主洼南部區(qū)域凝析油特征則指示為湖相腐泥型源巖所生。

2.2 油氣成藏特征

研究認(rèn)為，白云凹陷油氣成藏具有“多源供烴、晚期成藏、高效聚集”的總體特征[25,39,43,46,48,53-54]。但不同區(qū)帶仍具有一定的差異性，這種差異性將在分布規(guī)律部分進(jìn)行闡述。

2.2.1 多源供烴

白云凹陷具有多源、多灶的烴源特征，發(fā)育文昌組、恩平組兩套主力烴源巖，有 4個次一級烴源灶，除白云南洼外，其他各烴源灶均有油氣發(fā)現(xiàn)，油氣主要來自文昌組和恩平組沼澤-湖相烴源巖，以恩平組為主，油氣具有多源供烴的特征[25,43,48,54]。

2.2.2 晚期成藏

根據(jù)包裹體分析，本區(qū)油氣充注可劃分為 2期，且具有“早油晚氣、油氣同注、晚期成藏”的成藏特點(diǎn)[39,46,54]：

第1期距今13.1～7.30 Ma，主要為黃色熒光成熟油充注，第2期距今5.5～0 Ma，主要為藍(lán)色熒光高成熟油和天然氣充注。

2.2.3 高效聚集

白云凹陷地區(qū)具有包括構(gòu)造脊背景上的斷裂體系、砂體、不整合面等在內(nèi)的復(fù)合輸導(dǎo)體系[43,46,53]。

由于主力儲集層珠江組遠(yuǎn)離下部的文昌組—恩平組烴源巖，晚期斷裂成為溝通烴源巖和儲集層的有效輸導(dǎo)通道，油氣從烴源巖中排出后沿著斷裂發(fā)生快速垂向運(yùn)移，輸導(dǎo)效率高。

白云凹陷珠海組—珠江組沉積時期為海相三角洲-濱岸沉積體系，發(fā)育廣泛、連片的優(yōu)質(zhì)砂巖，為油氣的橫向輸導(dǎo)及長距離運(yùn)移提供了有利條件。此外，在凹陷內(nèi)部及南部珠江組下段、珠海組各層序界面之上發(fā)育陸架邊緣三角洲、濁積水道、盆底扇等深水沉積優(yōu)質(zhì)砂體，這些砂體通過與斷層間的相互配合對油氣的橫向輸導(dǎo)也起到了一定作用。

復(fù)合輸導(dǎo)體系既保障了烴類具有較為廣泛的輸導(dǎo)范圍和較長的運(yùn)移距離，也導(dǎo)致垂向上的越層輸導(dǎo)，使得古近系烴類能夠運(yùn)移至新近系。多源生烴加之復(fù)合輸導(dǎo)體系發(fā)育是造成白云凹陷及周邊地區(qū)油氣混源的重要原因。

2.3 油氣分布規(guī)律

白云凹陷地區(qū)油氣分布呈現(xiàn)出“東北富、西南貧，縱向集中，以氣為主、以油為輔，油氣并存、差異聚集”的特點(diǎn)。

①白云凹陷及周邊鉆井基本上都有油氣顯示，這些現(xiàn)象說明油氣在白云凹陷及周邊的充注普遍而廣泛。目前已發(fā)現(xiàn)35個油氣藏，其中氣藏25個、油藏6個、油氣藏 4個，除了白云中、白云西南，其他地區(qū)都有規(guī)模油氣藏發(fā)現(xiàn)，但主要集中在白云凹陷東北部地區(qū)，包括白云主洼北坡、白云東洼及白云主洼東部地區(qū)，呈現(xiàn)出“東北富、西南貧，以氣為主、以油為輔”油氣分布特征。

②油氣縱向上集中分布。白云地區(qū)目前發(fā)現(xiàn)的油氣藏除少數(shù)分布在粵海組、韓江組、珠海組和恩平組外，其余油氣藏皆分布在珠江組下段的砂巖圈閉中，占整個地區(qū)油氣發(fā)現(xiàn)的90%以上。

③白云凹陷周邊已鉆井熒光顯示非常豐富，多為含凝析油的氣藏，白云主洼東部氣田大量鉆井中發(fā)現(xiàn)油層，說明白云凹陷整體上呈現(xiàn)油氣并存的特點(diǎn)。

④平面上，原油油藏主要分布在白云凹陷邊部次洼或周邊隆起區(qū)，如白云東洼、白云西洼及白云主洼東區(qū)；氣藏則主要分布在凹陷中間，如白云主洼區(qū)或次洼中部（白云東洼、白云西洼），無論是白云凹陷還是邊部次洼都有“內(nèi)氣外油”的分布特點(diǎn)。

⑤從白云凹陷周邊油氣顯示縱向分布來看，天然氣顯示及規(guī)模成藏主要位于珠江組下段，而原油顯示及油層有逐漸向深部珠海組、恩平組增加、增多的趨勢，呈現(xiàn)“上氣下油”的特征，其中白云主洼東部地區(qū)“上氣下油”的特征最為明顯。

3 油氣成藏主控因素

白云凹陷各區(qū)帶油氣成藏機(jī)制、油氣富集存在差異性，歸根結(jié)底是由于不同的構(gòu)造演化背景、沉積充填序列導(dǎo)致烴源類型、復(fù)合輸導(dǎo)體系類型、圈閉類型及其組合樣式等要素存在差異性，從而導(dǎo)致各區(qū)塊油氣富集規(guī)律與成藏控制因素的差異性。

3.1 巨型烴源巖為大中型油氣田的形成奠定物質(zhì)基礎(chǔ)

白云凹陷主力烴源巖層系為文昌組和恩平組。文昌組沉積環(huán)境為還原環(huán)境，發(fā)育半深湖相烴源巖，有機(jī)碳含量適中，生烴潛量與氫指數(shù)均較高，有機(jī)質(zhì)類型為偏腐泥型，現(xiàn)今文昌組烴源巖主體處于高成熟—過成熟演化階段。恩平組發(fā)育淺湖相—沼澤相烴源巖，有機(jī)碳含量變化大，生烴潛量較高，氫指數(shù)較低，有機(jī)質(zhì)類型為混合-偏腐殖型，含較多陸源有機(jī)質(zhì)，沉積環(huán)境變化大，生物標(biāo)志化合物中含有較多的雙杜松烷和奧利烷，現(xiàn)今成熟度較高[33,55]。

根據(jù)白云凹陷天然氣組分及碳同位素組成特征，認(rèn)為天然氣是混合成因氣，母質(zhì)類型主要為腐殖-腐泥混合型，含較多陸源有機(jī)質(zhì)。白云凹陷已發(fā)現(xiàn)原油主要是輕質(zhì)油和凝析油，少量揮發(fā)油，地球化學(xué)分析認(rèn)為原油母質(zhì)類型為腐殖型，有較多陸源高等植物的輸入。

綜合分析認(rèn)為，白云凹陷油氣母質(zhì)類型為腐殖-腐泥混合型，有較多陸源有機(jī)質(zhì)的輸入。結(jié)合研究區(qū)烴源巖的發(fā)育特征，可以認(rèn)為白云凹陷油氣主要來源于恩平組烴源巖，但也有文昌組的貢獻(xiàn)。

白云凹陷的面積巨大，超過20 000 km2，烴源巖最大厚度達(dá)7 000 m，最大埋深超過10 000 m，因此發(fā)育巨型優(yōu)質(zhì)烴源巖，使其生烴規(guī)模巨大，生烴模擬顯示白云凹陷總生烴量達(dá)2 000×108t油當(dāng)量，有油有氣。各次洼中，主洼生烴量最大，其他次洼也具有良好的生烴能力，均具備發(fā)現(xiàn)大中型油氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)（見表 1）。

表1 白云凹陷各次洼油氣資源量及儲量分布表

3.2 烴源巖差異生烴控制油氣有序分布

白云凹陷的面積巨大，發(fā)育多個生烴洼陷，由于沉積埋藏史的差異，每個生烴洼陷，甚至同一洼陷不同構(gòu)造部位的烴源巖發(fā)育規(guī)模、有機(jī)質(zhì)豐度和類型、埋藏?zé)嵫莼吧鸁N史都存在較大差異，這是造成不同洼陷及其鄰近地區(qū)、同一洼陷不同構(gòu)造部位油氣分布差異及富集程度懸殊的根本原因。

3.2.1 生烴空間差異性控制“內(nèi)氣外油”分布格局

①不同洼陷烴源演化差異

對比白云凹陷 4個次一級洼陷主力烴源巖地層沉積厚度、基底埋藏深度、烴源巖演化等條件，發(fā)現(xiàn)各洼陷烴源演化具有明顯的差異性。其中，白云主洼烴源巖層系分布面積厚度和埋深最大，使該洼陷成為白云凹陷規(guī)模最大、成熟度最高的生烴洼陷。烴源巖自距今16 Ma以來主要達(dá)到了大量生凝析氣階段，油氣兼生，油氣資源量接近，但原油多為早期（距今16 Ma之前）生成，因此在晚期成藏條件作用下，勘探發(fā)現(xiàn)以天然氣為主；相比主洼，其他幾個次洼的面積要小很多，埋藏也相對較淺，烴源巖熱演化程度略低，烴源巖自距今16 Ma以來大多達(dá)到了成熟階段，少量達(dá)到過成熟階段，以生油為主，與勘探發(fā)現(xiàn)一致，因此白云凹陷整體具有“內(nèi)氣外油”的油氣分布特征（見圖3、表1）。

圖3 白云凹陷不同區(qū)域烴源演化差異

為進(jìn)一步精細(xì)表征各次洼對主力勘探層系珠江組的貢獻(xiàn)，筆者提出“活躍烴源巖”的概念。原因在于，在地殼減薄和拆離作用下，本區(qū)古地溫變化顯著，自距今23 Ma以來地溫快速上升，加速了烴源巖的熱演化進(jìn)程。高地溫背景下，使得烴源巖成熟期大大提前；文昌組烴源巖在距今49 Ma已經(jīng)進(jìn)入生烴門限，主生烴時期為距今 33.9～16.0 Ma；恩平組烴源巖距今 23 Ma已經(jīng)進(jìn)入生烴門限，主生烴期為距今23～10 Ma。而目前白云凹陷最好和最主要的儲集層則是早中新世沉積的砂巖，沉積時間距今23～16 Ma，形成有效儲蓋組合的時間則在距今16～0 Ma。因此，考慮到主要目的層有效儲、蓋層的形成時間以及變地溫背景對生烴灶在時空范圍內(nèi)的綜合影響，將距今16～0 Ma內(nèi)仍大量生、排烴的烴源巖稱之為本區(qū)的“活躍烴源巖”，表征對現(xiàn)今主力油氣成藏貢獻(xiàn)最大的烴源巖。

從活躍烴源巖油氣資源量分布來看，凹陷內(nèi)部的主洼資源量最大，氣資源量明顯大于油，這也是造成目前主洼勘探發(fā)現(xiàn)以氣為主的原因。凹陷邊部東洼、南洼由于生烴較晚，與總資源量相比油氣比變化不大，仍以油為主，油與氣資源量之比分別達(dá)到3.91和5.00，白云凹陷“內(nèi)氣外油”的油氣分布特征更加明顯（見表2）。

②同一洼陷不同構(gòu)造部位烴源巖生烴差異性

由于洼陷中心與斜坡區(qū)（周邊隆起區(qū)）沉降沉積條件的差異，使得洼陷中心區(qū)和斜坡區(qū)的烴源巖生烴條件和熱演化過程都存在較大差異，洼陷面積越大，差異越大。

以白云主洼為例，在漸新世早期（距今33.9 Ma），由于洼陷中心區(qū)烴源巖埋深大、熱演化程度高，率先進(jìn)入生烴階段，中中新世后大部分進(jìn)入過成熟階段，以生成天然氣為主。而洼陷斜坡區(qū)熱演化程度低，早期生烴量很小，后期逐漸增大，在中中新世才進(jìn)入大量生烴階段；因此，白云主洼中中新世以來的生油巖以洼陷斜坡帶烴源巖為主，晚期生成大量高成熟原油，從而造成白云主洼東部地區(qū)發(fā)現(xiàn)多個晚期運(yùn)聚成藏的輕質(zhì)油藏及揮發(fā)油藏，因此具有“內(nèi)氣外油”的分布格局。

表2 白云凹陷活躍烴源巖油氣資源量及其比值

3.2.2 生烴時效性控制“上氣下油”的油氣差異分布

生烴時效性是指烴源巖不同時期生烴對油氣成藏貢獻(xiàn)的有效時限性。白云凹陷具有生烴時間早、持續(xù)接力生烴、早油晚氣的特點(diǎn)，使得不同時期油氣成藏特征不同，并影響了現(xiàn)今油氣的分布。

白云凹陷早期生烴高峰階段（距今 33.9～23.0 Ma），以生油為主，原油賦存在恩平組、文昌組等地層中，形成早期的油藏，這是白云凹陷目前深層見到較多油層的主要原因（見圖4）。

式中,Mb為試樣的原始質(zhì)量,MS為浸泡后含水的質(zhì)量,Mk是試樣的含水率。從表達(dá)式中可以得到復(fù)合材料的水?dāng)U散系數(shù)Da。

圖4 白云主洼東地區(qū)油氣分布圖

晚期生烴高峰階段（距今23 Ma～現(xiàn)今），白云凹陷出現(xiàn)明顯的構(gòu)造沉降（白云運(yùn)動[6]），相對海平面呈臺階式持續(xù)上升，直接導(dǎo)致了南海北部陸緣沉積作用的后撤，表現(xiàn)為陸架坡折帶由珠海組沉積時期位于白云凹陷南側(cè)向北后撤到珠江組沉積時期的白云凹陷北坡一帶，形成與現(xiàn)今基本相似的構(gòu)造格局。受此影響，早期形成的油藏大部分被調(diào)整、破壞，只有那些處于長期隆起、受白云運(yùn)動沉降影響小的地方，油藏才得以部分保存。同時，此時期白云凹陷以生成天然氣為主，依靠底辟及晚期強(qiáng)烈活動斷層，天然氣垂向優(yōu)勢運(yùn)移至珠海組上部及珠江組，以珠江組上下段分界面T50對應(yīng)的區(qū)域海泛泥巖蓋層為頂板側(cè)向廣覆式運(yùn)移，使得天然氣在淺層珠江組大規(guī)模聚集成藏，而深部早期形成的油藏受天然氣成藏影響較小，從而被保留下來，因此形成“上氣下油”的油氣差異分布特征。

這種油氣差異分布模式的形成條件必須是在長期隆起區(qū)及周緣，早期圈閉發(fā)育、儲蓋條件優(yōu)越，晚期構(gòu)造運(yùn)動改造弱。白云主洼東部地區(qū)成藏就屬該模式。該區(qū)為繼承性的長期古隆起，晚期沉降影響小，早期形成的珠海組、恩平組蓋層條件優(yōu)越，發(fā)育較為完整的圈閉，晚期天然氣主要在珠江組優(yōu)勢成藏，使得深層早期油藏得以較多保存，“上氣下油”的油氣分布特征在該區(qū)最為明顯（見圖4）。

3.3 油氣差異聚集作用控制油氣分布

油氣差異聚集是油氣在運(yùn)聚成藏過程中普遍存在的規(guī)律。該理論認(rèn)為，在靜水條件下，如果在油氣運(yùn)移的主方向上存在一系列溢出點(diǎn)依次遞升的圈閉，當(dāng)油氣源充足且蓋層封閉能力足夠強(qiáng)時，油氣先進(jìn)入運(yùn)移路線上位置最低的圈閉，且由于密度的差異使圈閉中氣居上、油居中、水居底部；當(dāng)?shù)谝粋€圈閉被油氣充滿時，繼續(xù)進(jìn)入的氣可通過排替作用在圈閉中聚集，直到整個圈閉被氣充滿為止，而排出的油則通過溢出點(diǎn)向較高的圈閉中聚集；若油氣源充足，上述過程相繼在更高的圈閉中發(fā)生；若油氣源不足，距油源較遠(yuǎn)的圈閉沒有油氣達(dá)到，僅保存有原生的地層水[56]。由于差異聚集，在沿油氣運(yùn)移方向上的系列圈閉中，鄰近烴源區(qū)的圈閉一般為晚期氣驅(qū)替油所形成的氣藏，而遠(yuǎn)離烴源區(qū)的圈閉一般為油藏，因此平面上具有“內(nèi)氣外油”的分布特征[57]。但這種聚集模式的形成條件十分嚴(yán)格，要有“相互連通的圈閉系列”，其溢出點(diǎn)“逐次增高”，“有豐富油氣補(bǔ)給”，“不能有溶解氣析出”，且必須“具有區(qū)域性較長距離運(yùn)移的條件”，要求儲集層的滲透性和連通性要好等[55,57]。

白云東洼地區(qū)由單一烴源灶供烴，油氣兼生，烴源充足，且來自儲集層下傾方向，儲集層充滿水且處于靜水壓力條件，地層區(qū)域性傾斜，儲集層巖相巖性穩(wěn)定、滲透性好。匯聚路徑上發(fā)育相同儲集層構(gòu)成的、溢出點(diǎn)海拔依次抬高的一系列相連圈閉，多種地質(zhì)條件符合“差異聚集”原理，即油氣遵循浮力作用與重力分異的原理，其運(yùn)移的結(jié)果導(dǎo)致油、氣、水規(guī)律性的聚集，即在離烴源灶最近、溢出點(diǎn)海拔最低的圈閉中，形成氣藏；距離稍遠(yuǎn)、溢出點(diǎn)較高的圈閉，可能形成油氣藏或油藏；距離更遠(yuǎn)、溢出點(diǎn)海拔更高者可能含水。在此模式的作用下，白云東洼在凹陷內(nèi)部及近源構(gòu)造發(fā)現(xiàn)的是天然氣藏（G7、G8），而在遠(yuǎn)離凹陷的斜坡部位則發(fā)現(xiàn)是油藏（O1—O5），再遠(yuǎn)處則沒有油氣到達(dá)，展現(xiàn)出“內(nèi)氣外油”的油氣分布特征（見圖 5）。

圖5 白云東洼油氣藏分布圖

3.4 晚期斷裂/底辟帶和繼承性構(gòu)造脊控制新近系油氣優(yōu)勢匯聚

3.4.1 晚期斷裂/底辟帶控制圈閉形成及油氣高效輸導(dǎo)

珠江口盆地演化晚期，即中中新世末—晚中新世末（距今10～5 Ma）發(fā)生東沙運(yùn)動，主要表現(xiàn)為塊斷升降、隆起剝蝕、流體活動、早期斷層的繼承性活動等，新產(chǎn)生一系列雁列式排列的斷裂，具有東強(qiáng)西弱的特點(diǎn)，對盆地內(nèi)部構(gòu)造圈閉的形成，油氣的運(yùn)移、聚集、泄漏以及重新分配產(chǎn)生了極為重要的影響（見圖 6）。

圖6 過白云凹陷典型剖面斷裂活動性綜合圖

① 晚期（中中新世末粵海組沉積期以來）活動斷裂控制白云凹陷有效圈閉形成和分布

② 晚期（中中新世末粵海組沉積期以來）斷裂（底辟帶）控制油氣縱向高效輸導(dǎo)

含油氣盆地中的油氣通常生成在相對穩(wěn)定的環(huán)境，但油氣運(yùn)移聚集，必須打破這種平衡的動力學(xué)狀態(tài)，構(gòu)成油氣運(yùn)聚的輸導(dǎo)系統(tǒng)。這種輸導(dǎo)系統(tǒng)通常是由不整合、斷裂、砂巖體、底辟等因素組成，它們打破了盆地的溫度、壓力、流體的平衡狀態(tài)，引起盆內(nèi)的烴類和其他流體的重新活動、重新分配和調(diào)整，再次進(jìn)入新的平衡狀態(tài)，進(jìn)而促成油氣成藏。在這些因素中，斷裂是主導(dǎo)的、最活躍的因素，它可以在不同地質(zhì)時期，以不同的活動形式、不同的組合方式，溝通油源、砂巖體、不整合面，形成多種多樣的油氣運(yùn)聚的輸導(dǎo)系統(tǒng)。但都是最晚一期斷裂調(diào)整、控制了盆地油氣的最終成藏和分布[53]。

受晚期東沙運(yùn)動影響，白云凹陷東北部晚期斷裂發(fā)育，同時白云凹陷中部存在快速沉積欠壓實(shí)和生烴成因的超壓，并由此產(chǎn)生一系列底辟帶，其中一部分底辟帶/晚期活動斷裂與油源溝通，是流體由深向淺運(yùn)移的主要通道，使得大量油氣有向上運(yùn)移的條件，之后沿構(gòu)造脊上的砂體、不整合面等橫向運(yùn)移，并最終在新近系有利構(gòu)造帶富集成藏。

一方面晚期斷裂控制形成大量構(gòu)造圈閉，另一方面晚期斷裂（底辟帶）可作為油氣垂向高效運(yùn)移通道，在橫向輸導(dǎo)層的配合下，最終控制白云凹陷新近系油氣的成藏。白云凹陷晚期斷裂（底辟）具有東北強(qiáng)、西南弱的特點(diǎn)，在均為富烴凹陷背景的條件下，由此決定了新近系成藏具有“東北富、西南貧”的特征。

3.4.2 繼承性構(gòu)造脊控制新近系油氣富集

構(gòu)造脊是指正向構(gòu)造的軸部，如背斜的核部和鼻狀構(gòu)造的軸部[46]。油氣二次運(yùn)移過程中會在浮力作用下占據(jù)輸導(dǎo)層的最高點(diǎn)——構(gòu)造脊，因此構(gòu)造脊是低位能區(qū)，是宏觀上油氣運(yùn)移的指向區(qū)。鄒業(yè)初等認(rèn)為位于構(gòu)造脊上的圈閉，其勘探成功率高[58]；Hao等認(rèn)為即便是在非均質(zhì)性較強(qiáng)的輸導(dǎo)層中，油氣運(yùn)移路徑仍然受構(gòu)造脊形態(tài)控制，構(gòu)造脊形態(tài)是油氣二次運(yùn)移路徑的主控因素[59]。

由于白云凹陷特殊的儲蓋條件——主力儲集層發(fā)育在珠江組下段—珠海組，且為大面積廣泛分布的海相優(yōu)質(zhì)砂巖，而之上則為大套區(qū)域海泛泥巖做為蓋層，厚度幾百米至幾千米，導(dǎo)致油氣到達(dá)新近系后主要沿構(gòu)造脊以橫向運(yùn)移為主，因此珠江組下段砂巖構(gòu)造脊成為控制油氣富集的主要因素，目前白云凹陷油氣勘探成果表明已發(fā)現(xiàn)的大量油氣藏沿珠江組下段構(gòu)造脊分布，這也是本區(qū)油氣發(fā)現(xiàn) 90%都集中在珠江組下段的主要原因（見圖7）。

“斷裂（底辟）、構(gòu)造脊”兩因素對白云凹陷新近系各區(qū)帶油氣富集具有重要意義，在“斷-脊”聯(lián)控作用下，白云凹陷新近系油氣藏呈現(xiàn)出優(yōu)勢富集的特點(diǎn)，已發(fā)現(xiàn)的油氣藏基本分布在洼陷周邊與晚期活動斷裂相匹配的鼻狀構(gòu)造脊上（見圖 7）?！皵?脊”聯(lián)控機(jī)制反映了在浮力控制下，油氣通過油源斷裂的溝通，自古近系烴源巖向上運(yùn)移到新近系，進(jìn)而沿著構(gòu)造脊砂體向高部位運(yùn)移，斷裂起到縱向高效輸導(dǎo)作用，而構(gòu)造脊起到匯聚油氣的重要作用。

圖7 白云凹陷中新統(tǒng)珠江組下段頂面構(gòu)造脊與斷裂疊合圖

4 結(jié)論

白云凹陷油氣聚集及分布的主控因素可歸納為 3點(diǎn)：①白云凹陷作為大型深寬斷陷，其控制下的巨型優(yōu)質(zhì)烴源巖為大中型油氣田形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)，各次洼均具有較好的生烴能力。②受烴源巖演化在空間及時間上的差異所控制，白云凹陷中心以生氣為主，邊部以生油為主，生烴過程則為“早油晚氣”，導(dǎo)致油氣具有“內(nèi)氣外油、上氣下油”的有序分布及聚集特點(diǎn)。此外，油氣差異聚集作用控制白云東洼“內(nèi)氣外油”的油氣平面分布。③晚期斷裂/底辟帶和繼承性構(gòu)造脊控制新近系油氣優(yōu)勢匯聚，在“斷脊”聯(lián)合控制下，白云凹陷已發(fā)現(xiàn)的油氣藏基本分布在洼陷周邊與晚期活動斷裂/底辟帶相匹配的鼻狀構(gòu)造脊上。