珠江口盆地深水區(qū)白云凹陷油氣成因來源與成藏特征*

龍祖烈 陳 聰 馬 寧 翟普強(qiáng) 黃玉平 石 創(chuàng)

（中海石油深海開發(fā)有限公司 廣東深圳 518054）

珠江口盆地白云深水區(qū)經(jīng)過數(shù)十年的研究和實(shí)踐，油氣勘探巨大潛力和前景逐步得到了證實(shí)。自2001年以來，繼白云北坡番禺低隆起鉆探發(fā)現(xiàn)4個(gè)氣田和多個(gè)含氣構(gòu)造以及2006年荔灣3-1鉆探獲得重大發(fā)現(xiàn)后，在包括番禺-流花氣區(qū)的大白云凹陷成藏區(qū)已鉆探發(fā)現(xiàn)16個(gè)氣田和含氣目標(biāo)［1］，白云深水區(qū)已經(jīng)成為中國海油新的儲量增長點(diǎn)。目前，眾多學(xué)者對白云凹陷油氣成因和來源的認(rèn)識存在一定差異，一種觀點(diǎn)認(rèn)為該區(qū)油氣為文昌組和恩平組烴源巖混合成因［2-3］，另一種觀點(diǎn)則認(rèn)為該區(qū)主力供烴層是有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ2型的恩平組烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ型的文昌組湖相烴源巖基本沒有貢獻(xiàn)［4-5］。另外，前人從流體運(yùn)移動力演化和斷裂活動等宏觀角度討論了烴源巖對油氣成藏的影響［6-11］，但是有關(guān)高地溫背景下油氣充注幕次和成藏時(shí)間等方面的認(rèn)識還較欠缺。基于此，本文針對南海北部陸緣深水勘探面臨的油氣成因和來源特征不清、油氣成藏時(shí)期和次生改造作用不明、油氣運(yùn)聚條件復(fù)雜等問題，開展了深水區(qū)白云凹陷油氣成藏地球化學(xué)特征、天然氣成因機(jī)理、油氣成藏時(shí)期、油氣藏次生改造作用識別等方面的系統(tǒng)性研究，以期對該地區(qū)油氣成因機(jī)理和成藏規(guī)律有更深刻的認(rèn)識，從而有效指導(dǎo)深水區(qū)油氣勘探實(shí)踐。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

珠江口盆地位于南海北部海域，面積約為26.68×104km2，水深范圍幾十米至3 000多米，包括珠一、珠二、珠三、珠四等4個(gè)坳陷，其中珠一、珠三坳陷均以生油為主；珠二坳陷為油氣兼生，但以生氣為主；珠四坳陷勘探程度低。白云凹陷是一個(gè)巨型新生代凹陷（面積＞2×104km2，沉積地層厚度＞12 km），是珠二坳陷的次級構(gòu)造單元，整體呈NEE向展布，主體包括白云西洼、白云主洼和白云東洼（圖1）；水深范圍200～2 000 m，絕大部分為500～1 500 m；地殼厚度從28 km變化為18 km，地溫梯度為35～40℃／km，屬于地溫較高的凹陷［1］?？碧綄?shí)踐證實(shí)，白云凹陷發(fā)育3套主力烴源巖，即裂陷早中期發(fā)育文昌組半深湖—深湖相烴源巖，裂陷晚期發(fā)育恩平組湖沼相烴源巖，拗陷期發(fā)育珠海組海相陸源的烴源巖。

圖1 白云凹陷構(gòu)造單元劃分及樣品采集分布圖Fig.1 Division of structural units and distribution of samples in Baiyun sag

2 烴源巖地球化學(xué)特征

根據(jù)白云凹陷共計(jì)16口井鉆遇文昌組、恩平組、珠海組的泥巖樣品巖石學(xué)特征及分子地球化學(xué)特征，共識別出3套6種類型烴源巖（圖2）。

2.1 文昌組烴源巖

圖2 白云凹陷不同層系不同相帶烴源巖質(zhì)量色譜圖Fig.2 Quality chromatogram of source rocks in different strata and different facies of Baiyun sag

文昌組發(fā)育淺湖相及淺湖—半深湖相兩類傾油型烴源巖，其中淺湖相烴源巖以斜坡帶H36井鉆遇的文昌組泥巖為代表，有機(jī)碳含量為0.93%，氫指數(shù)為280 mg／g，母質(zhì)類型為Ⅱ1—Ⅱ2型，抽提物中生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為具有較高豐度的雙杜松烷（W、T）化合物及奧利烷（OL），基本不含C304-甲基甾烷，指示生源構(gòu)成以陸源高等植物為主；淺湖—半深湖相烴源巖以斜坡帶W3-2井鉆遇的文昌組泥巖為代表，有機(jī)碳含量為1.1%～1.6%，氫指數(shù)為232～336 mg／g，母質(zhì)類型為Ⅱ1—Ⅱ2型，抽提物中生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為富含C304-甲基甾烷，具有中等含量雙杜松烷（W、T）化合物及低含量奧利烷，陸源輸入量相較于淺湖相泥巖偏低，指示生源構(gòu)成為水生藻類及高等植物混合。

2.2 恩平組烴源巖

恩平組發(fā)育湖沼相及海陸過渡相兩類烴源巖，其中湖沼相烴源巖以白云西洼北部P33井鉆遇的恩平組泥巖為代表，有機(jī)碳含量為0.8%～5.7%，氫指數(shù)為37～136 mg／g，母質(zhì)類型為Ⅱ2—Ⅲ型，抽提物中生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為含高豐度雙杜松烷（W、T）化合物，奧利烷（OL）含量相對較低，貧C304-甲基甾烷，C27—C29規(guī)則甾烷呈“V”字型；海陸過渡相烴源巖以白云主洼東部H29B井及斜坡帶H36井鉆遇的恩平組泥巖為代表，有機(jī)碳含量為1.1%～2.0%，氫指數(shù)為154～249 mg／g，母質(zhì)類型以Ⅱ2型為主，抽提物中生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為含高豐度海相三芳甲藻甾烷，同時(shí)富含中等—較高豐度的雙杜松烷（W、T）化合物及奧利烷，貧C304-甲基甾烷，且H29B井恩平組孢粉藻類組合中海相溝鞭藻及陸源孢粉占比相當(dāng)，指示生源構(gòu)成為混合型，為油氣兼生型烴源巖。

2.3 珠海組烴源巖

珠海組發(fā)育陸棚相及海相三角洲相兩類烴源巖，其中海相三角洲相烴源巖以陸源高等植物輸入為主，富含陸源奧利烷及雙杜松烷（T）化合物，且近陸架坡折帶含海相三芳甲藻甾烷；而陸棚相烴源巖則以陸源高等植物與海相溝鞭藻共同輸入為主，富含海相三芳甲藻甾烷，含有一定量的陸源奧利烷及雙杜松烷（T）化合物。這兩類烴源巖有機(jī)碳含量主體介于0.8%～2.5%，均為中等—好烴源巖，但母質(zhì)類型略差，以Ⅱ2—Ⅲ型為主，為油氣兼生型烴源巖。

3 油氣成因來源

3.1 原油地球化學(xué)特征與成因來源

3.1.1 物性特征

白云凹陷原油及凝析油的物性特征基本一致，密度分布在0.76～0.83 g／cm3，屬于輕質(zhì)油的范圍，含蠟量為0.1%～6.1%，具有相對密度較小、含硫量較低、含蠟量低的特征。

3.1.2 生物標(biāo)志化合物特征

1）輕烴組分。

國內(nèi)外學(xué)者對輕烴中正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴及環(huán)烷烴分布特征做了大量研究，認(rèn)為源于腐泥型母質(zhì)的輕烴組分中富含正構(gòu)烷烴，源于腐殖型母質(zhì)的輕烴組分中則富含異構(gòu)烷烴和芳烴，源于陸源母質(zhì)的凝析油的輕烴組分中更富含環(huán)烷烴［12-13］。從圖3所示的白云凹陷及周邊不同構(gòu)造帶原油及凝析油C5—C7輕烴組分中正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴及環(huán)烷烴相對含量分布可以看出，除白云主洼南部B18井凝析油具備較高的正烷烴含量而呈現(xiàn)出湖相腐泥型源巖成因特征外，白云東洼、白云西洼、白云主洼東部、白云主洼北部的原油和凝析油均呈現(xiàn)出偏腐殖型源巖成因特征，C5—C7輕烴組分中環(huán)烷烴與異構(gòu)烷烴占主體，正構(gòu)烷烴占比相對較低。

圖3 白云凹陷原油及凝析油輕烴（C5—C7）分布特征Fig.3 Distribution characteristics of light hydrocarbon（C5—C7）in crude oil and condensate of Baiyun sag

2）Pr／Ph值。

類異戊二烯烴中姥鮫烷與植烷的比值（Pr／Ph）是反映烴源巖形成時(shí)沉積環(huán)境的重要指標(biāo)，一般認(rèn)為強(qiáng)還原環(huán)境時(shí)Pr／Ph＜1，弱還原環(huán)境時(shí)Pr／Ph為1～3，弱氧化—氧化環(huán)境時(shí)Pr／Ph＞3［14-16］。白云東洼、白云主洼東部、白云主洼北部的原油及凝析油，其Pr／Ph值總體上大于3，具有顯著的姥鮫烷優(yōu)勢，表明該地區(qū)原油及凝析油的源巖為弱氧化—氧化環(huán)境中形成的烴源巖。白云西洼P33井油沫樣品經(jīng)歷一定程度生物降解，其Pr／Ph值僅0.14，指示其母源巖形成于還原性沉積環(huán)境。但是，白云主洼南部W21井凝析油明顯具有較低的Pr／Ph值（介于1.0～2.8），指示其源巖形成于弱還原沉積環(huán)境。

3）甾萜類化合物。

白云東洼、白云主洼東部、白云主洼北部的凝析油與原油中C27—C29規(guī)則甾烷系列基本呈現(xiàn)C29甾烷優(yōu)勢特征，含較豐富的陸源三萜烷類生物標(biāo)志化合物，如奧利烷、雙杜松烷（T）化合物等（圖4），指示該區(qū)源巖中陸源有機(jī)質(zhì)的貢獻(xiàn)量極大，即來源于高等植物的陸源有機(jī)質(zhì)是這類原油主要的原始生烴母質(zhì)。白云主洼北部的凝析油規(guī)則甾烷分布呈不對稱“V”字型，具有低奧利烷、高雙杜松烷（T）化合物的特征，與P33井恩平組湖沼相烴源巖具有相似性，推測此類原油來自于恩平組湖沼相煤系烴源巖；白云東洼及白云主洼東部的原油及凝析油規(guī)則甾烷分布呈現(xiàn)C29甾烷優(yōu)勢，具有高奧利烷及雙杜松烷（T）化合物的特征，與W3-2井恩平組淺湖相烴源巖具有相似性，推測此類原油來自于恩平組淺湖相烴源巖；白云主洼南部及白云西洼的原油以貧奧利烷及低雙杜松烷（T）化合物為特征，其中白云主洼南部B18井區(qū)凝析油中甾烷系列則呈現(xiàn)C27規(guī)則甾烷優(yōu)勢，反映此類原油生源構(gòu)成以低等水生生物貢獻(xiàn)為主。另外，白云西洼P33井及白云主洼南部W21井凝析油中均檢測到一定豐度C304-甲基甾烷，與W3-2井文昌組淺湖—半深湖相烴源巖具有相似性，推測有文昌組半深湖—深湖相腐泥型源巖供烴可能。

本文的仿真實(shí)驗(yàn)中SN=50，問題維度分別采用了D=30、100，蜜源更新限制閾值limit=SN×D，函數(shù)的最大評估次數(shù)MAX_FES=5000×D。 accept值表示每個(gè)函數(shù)每次運(yùn)行結(jié)束后所能接受的值，若運(yùn)行結(jié)束后的最優(yōu)值小于該值，則表示運(yùn)行成功。SR%表示函數(shù)運(yùn)行的成功率，即運(yùn)行結(jié)束后的最優(yōu)值小于accept值的次數(shù)，除以總運(yùn)行次數(shù)所得到的值，該值可評價(jià)算法的魯棒性。AVEN表示各個(gè)函數(shù)達(dá)到accept值所消耗的平均函數(shù)評估次數(shù)，該值可評估函數(shù)的收斂速度，值越小表明收斂速度越快。若全部運(yùn)行次數(shù)均未達(dá)到accept值則視為NA。

3.1.3 成熟度特征

圖4 白云凹陷原油甾萜烷類化合物質(zhì)量色譜圖Fig.4 Chromatogram of steroids and terpenes in crude oil of Baiyun sag

前人對于白云凹陷原油及凝析油成熟度的研究較為深入［4-6］，但因甾烷異構(gòu)化指標(biāo)基本達(dá)到平衡，C29ααα20S／（20S+20R）參數(shù)值分布于0.52～0.55，而利用甲基菲指數(shù)計(jì)算的Rc1值為0.7%～1.1%，Rc2值為1.7%～1.9%，因此，究竟選擇哪一個(gè)成熟度值，則存在極強(qiáng)的人為因素。本次研究中，主要通過雙金剛烷參數(shù)計(jì)算各區(qū)帶原油及凝析油成熟度，結(jié)果表明白云東洼及白云主洼東部原油Ro約為0.9%，白云主洼北部凝析油Ro為1.5%～1.7%，白云主洼東部凝析油Ro為1.3%～1.5%。

3.1.4 成因來源

綜合對比發(fā)現(xiàn)，白云凹陷已發(fā)現(xiàn)原油及凝析油的生源構(gòu)成呈現(xiàn)明顯南北分帶性，其中白云主洼北部、白云主洼東部、白云東洼的原油母源沉積環(huán)境為弱氧化環(huán)境，生源構(gòu)成以陸源高等植物為主，主要來源于文昌組和恩平組的淺湖—三角洲相源巖；而白云西洼、白云主洼南部的原油母源沉積環(huán)境為弱還原環(huán)境，生源構(gòu)成以湖相藻類為主，主要來源于文昌組和恩平組的淺湖—半深湖相源巖。

3.2 天然氣地球化學(xué)特征與成因來源

3.2.1 組分特征

3.2.2 成熟度特征

許多研究者根據(jù)各自的研究對象提出了有針對性的甲烷碳同位素值（δ13C1）與鏡質(zhì)體反射率（Ro）之間的關(guān)系［17-20］，如戴金星的煤成氣（δ13C1=14.13lgRo-34.39，δ13C2=8.16lgRo-25.17）和油型氣（δ13C1=15.8lgRo-42.2）方程，以及Faber針對Ⅰ、Ⅱ型有機(jī)質(zhì)提出的甲烷、乙烷碳同位素方程（δ13C1=15.4lgRo-41.3，δ13C2=22.6lgRo-32.2）。利用這些關(guān)系式分別計(jì)算白云凹陷天然氣成熟度，結(jié)果顯示：利用戴金星的煤成氣方程計(jì)算的成熟度明顯偏低，白云東洼、白云主洼北部、白云主洼東部天然氣成熟度Ro為0.2%～0.8%，處于未成熟—成熟熱演化階段，顯然與這些地區(qū)天然氣的干燥系數(shù)一般＞90%的結(jié)論不符，因此煤成氣的回歸方程在本區(qū)不適用；利用戴金星及Faber的油型氣δ13C1-Ro回歸方程計(jì)算的成熟度明顯偏高，白云東洼、白云主洼北部、白云主洼東部大部分天然氣成熟度Ro＞2.0%，為過成熟的干氣，顯然與前述天然氣為濕氣的結(jié)論不符，因此油型氣的δ13C1-Ro回歸方程也不適用于本區(qū)；而利用Faber的油型氣δ13C2-Ro回歸方程計(jì)算的白云東洼、白云主洼北部、白云主洼東部及白云東洼的天然氣成熟度Ro均介于1.3%～1.6%，為高成熟度階段產(chǎn)物，與本區(qū)天然氣組分特征相符。因此，利用Faber的油型氣δ13C2-Ro回歸方程對白云凹陷天然氣成熟度進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果表明白云西洼天然氣成熟度Ro為1.2%，白云主洼南部天然氣成熟度Ro為0.8%～1.0%，天然氣熱演化均處于成熟階段，為原油伴生氣。另外，白云凹陷天然氣中輕烴的甲基-雙金剛烷指數(shù)MDI介于0.3～0.5，根據(jù)MDI-Ro相關(guān)關(guān)系計(jì)算的白云東洼、白云主洼北部、白云主洼東部的天然氣成熟度Ro均介于1.4%～1.7%，與根據(jù)Faber的油型氣δ13C2-Ro回歸方程計(jì)算的成熟度相近。

3.2.3 同位素特征及成因判識

由碳同位素特征分析結(jié)果可知，白云凹陷天然氣中烴類氣體碳同位素組成均呈現(xiàn)出δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4＜δ13C5的正碳同位素序列特征，為典型有機(jī)成因氣，是烴源巖中有機(jī)質(zhì)熱演化作用的產(chǎn)物。如圖5所示，利用甲烷、乙烷和丙烷碳同位素進(jìn)行有機(jī)烷烴氣的成因判識［20］，結(jié)果顯示白云西洼、白云主洼南部天然氣樣品數(shù)據(jù)點(diǎn)均落在油型氣范圍內(nèi)，為典型的與原油相伴生的油型氣，即為湖相腐泥型有機(jī)質(zhì)來源，而前述的原油和凝析油輕烴組分特征均表現(xiàn)出偏腐殖型源巖成因，因此推測白云西洼、白云主洼南部至少存在兩期油氣充注，即偏腐殖型的成熟原油充注和腐泥型的成熟原油伴生氣充注，兩期油氣混合造成了原油輕烴和天然氣成因判識結(jié)果的差異。而白云主洼北部及白云東洼天然氣樣品數(shù)據(jù)點(diǎn)主體落在煤成氣和油型氣區(qū)，不能進(jìn)行有效區(qū)分。利用甲烷、乙烷碳同位素進(jìn)行天然氣成因類型判識［19］，結(jié)果顯示白云主洼北部及白云東洼天然氣樣品數(shù)據(jù)點(diǎn)落在陸源有機(jī)氣的范圍內(nèi)，并非典型的油型氣與煤型氣，而是性質(zhì)介于煤型氣與油型氣之間的陸源有機(jī)氣，即為混合型有機(jī)質(zhì)來源（圖6）。

圖5 根據(jù)甲烷、乙烷和丙烷碳同位素判斷白云凹陷有機(jī)烷烴氣成因（底圖據(jù)文獻(xiàn)［20］）Fig.5 Judging the origin of organic alkane gas in Baiyun sag based on carbon isotopes of methane，ethane and propane（base map from reference［20］）

圖6 根據(jù)甲烷、乙烷碳同位素對白云凹陷天然氣進(jìn)行分類（底圖據(jù)文獻(xiàn)［19］）Fig.6 Classification of natural gas in Baiyun sag based on methane and ethane carbon isotopes（base map from reference［19］）

4 油氣成藏特征

4.1 早期原油遭受晚期氣洗改造的地球化學(xué)響應(yīng)

白云凹陷油氣兼生的烴源巖母質(zhì)類型與高熱演化程度，導(dǎo)致早期成藏的原油遭受晚期大量天然氣的侵入，并發(fā)生了氣洗改造作用。研究表明，應(yīng)用正構(gòu)烷烴質(zhì)量摩爾濃度對數(shù)與碳數(shù)之間的分布特征能有效判別油藏是否經(jīng)歷過氣洗改造作用［18］，未經(jīng)氣洗改造的油藏原油中正構(gòu)烷烴質(zhì)量摩爾濃度對數(shù)與碳數(shù)分布基本呈線性關(guān)系，相關(guān)系數(shù)在0.99以上；而經(jīng)歷過氣洗改造的油藏原油中全油色譜呈現(xiàn)明顯的“后掉型”，且正構(gòu)烷烴質(zhì)量摩爾濃度對數(shù)與碳數(shù)分布具有明顯“拐點(diǎn)”并呈現(xiàn)雙段式分布。

分析認(rèn)為，白云凹陷原油遭受了不同程度的氣洗及蒸發(fā)分餾次生改造，原油中正構(gòu)烷烴分布模式可以分為兩類（圖7）：一類是正常原油，原油中正構(gòu)烷烴摩爾濃度（MC）與碳數(shù)之間基本呈線性關(guān)系，指示原油未受到晚期天然氣充注的氣洗改造，主要分布在白云東洼、白云主洼北部及白云主洼東部。另一類為遭受氣洗改造或蒸發(fā)分餾的原油，表現(xiàn)為低碳數(shù)正構(gòu)烷烴分布發(fā)生了明顯變化，其中遭受氣洗改造的原油中C15以下正構(gòu)烷烴損失明顯，譜圖呈現(xiàn)“下掉”，此類原油主要分布在白云主洼東部鼻狀隆起帶；而白云主洼內(nèi)部原油主要發(fā)生蒸發(fā)分餾作用，表現(xiàn)為C23以下正構(gòu)烷烴明顯損失。白云西洼P33井油沫樣品因經(jīng)歷生物降解正構(gòu)烷烴分布規(guī)律較差，本次暫不討論其氣洗改造程度。

圖7 白云凹陷原油正構(gòu)烷烴分布模式Fig.7 Distribution model of normal alkanes of crude oil in Baiyun sag

4.2 油氣充注期次及時(shí)間

由于白云凹陷存在深部熱流體穿層運(yùn)移及晚期高溫?zé)岙惓＃?1］，導(dǎo)致大部分與油包裹體共生的（含烴）鹽水包裹體均一溫度所記錄的溫度場是捕獲時(shí)的擾動性溫度場，而不是地層再次熱平衡之后的穩(wěn)態(tài)溫度場，從而造成均一溫度要遠(yuǎn)高于捕獲時(shí)的穩(wěn)態(tài)溫度，使得傳統(tǒng)的均一溫度-埋藏史投點(diǎn)法在該區(qū)已不適用?？紤]到樣品埋深都不大，且采樣井大多位于隆起邊緣，研究中假設(shè)這些構(gòu)造部位在地質(zhì)歷史時(shí)期主要為常壓，嘗試應(yīng)用油包裹體熱動力學(xué)模擬的最小捕獲壓力（Pt-min），并按照靜水壓力梯度來估算其捕獲時(shí)的最大埋深，據(jù)此在埋藏史圖上投點(diǎn)確定該幕油充注的大致年齡［22］。

應(yīng)用該方法可將白云凹陷油氣充注劃分為3期（圖8）：第一期為20～14 Ma，在白云主洼南部中深層（珠海組及以下）有發(fā)現(xiàn)；第二期為14.5～7.5 Ma，主要為黃色熒光成熟油充注，主要發(fā)生在白云東洼、白云西洼和白云主洼東部，推測可能是東沙運(yùn)動引起斷塊隆起和斷裂活化，導(dǎo)致深部來自恩平組的高成熟原油充注到珠江組儲層，該階段白云西洼的油氣充注主要與油源斷裂的局部活動有關(guān)；第三期為5.5～0 Ma，主要為藍(lán)色熒光高成熟油充注，主要發(fā)生在白云東洼及白云主洼北部。結(jié)合區(qū)域斷裂活動性，對白云凹陷烴類包裹體檢測結(jié)果進(jìn)行分析，推斷控凹斷裂附近晚期油氣運(yùn)移仍比較活躍，天然氣大量充注與晚期高溫?zé)崃黧w活動密切相關(guān)。另外，流體包裹體“古壓力-埋藏史間接定年法”得到該地區(qū)成藏年齡約14.5 Ma，與自生伊利石40Ar-39Ar法確定的最早充注年齡11.5～10.3 Ma比較接近［22］。因此，綜合分析認(rèn)為白云凹陷主體經(jīng)歷了3期油氣充注，即第一期為拗陷期成藏（約23 Ma以來），分布于白云主洼南和中深層；第二期為新構(gòu)造運(yùn)動成藏（約16 Ma以來），分布范圍最廣；第三期為天然氣晚期充注（約10 Ma以來）。

圖8 白云凹陷油氣充注期次及時(shí)間Fig.8 Filling period and time of oil and gas in Baiyun sag

5 結(jié)論

1）油氣成因來源分析表明，白云凹陷已發(fā)現(xiàn)油氣的生源構(gòu)成呈現(xiàn)明顯南北分帶性，其中白云主洼北部、白云主洼東部、白云東洼的原油母源沉積環(huán)境為弱氧化環(huán)境，生源構(gòu)成以陸源高等植物為主，天然氣為混合母質(zhì)成因氣，油氣主要來源于文昌組和恩平組淺湖—三角洲相泥巖；而白云西洼、白云主洼南部的原油母源沉積環(huán)境為弱還原環(huán)境，生源構(gòu)成以湖相藻類為主，天然氣為油型氣，油氣主要來源于文昌組和恩平組淺湖—半深湖相泥巖。

2）油氣成藏特征分析表明，白云凹陷原油遭受了不同程度的氣洗及蒸發(fā)分餾次生改造，其中白云主洼東部鼻狀隆起帶原油普遍遭受晚期天然氣的氣洗改造，原油中C15以下正構(gòu)烷烴損失明顯；白云主洼內(nèi)部原油主要發(fā)生了蒸發(fā)分餾作用，表現(xiàn)為C23以下正構(gòu)烷烴損失明顯；而白云東洼、白云主洼北部和白云主洼東部原油未遭受晚期天然氣的氣洗改造，原油中正構(gòu)烷烴摩爾濃度與碳數(shù)基本呈線性關(guān)系。白云凹陷主體經(jīng)歷了3期油氣充注，即第一期為拗陷期成藏（約23 Ma以來），分布于白云主洼南和中深層；第二期為新構(gòu)造運(yùn)動成藏（約16 Ma以來），分布范圍最廣；第三期為天然氣晚期充注（約10 Ma以來）。