越南蘭龍盆地白虎油田儲集層特征及成藏模式探討

張云逸，吳 濤，勾 煒

(1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術作業(yè)公司，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第六采氣廠，陜西西安 710021)

0 引言

1987年越南白虎油田的發(fā)現與成功開發(fā)為深部基巖油藏的勘探開發(fā)打開了突破口，隨后該油田與乍得Bongor盆地的花崗巖潛山、中國遼河油田的興隆臺潛山、柴達木盆地的東坪氣田共同成為結晶基底油氣資源開發(fā)研究的新大陸(謝文彥等，2006；孟衛(wèi)工等，2009；竇立榮等，2015；黃建紅等，2016)。白虎油田賦存豐富的地質儲量，一經投產就以天然能量開發(fā)獲得高產油流，該階段研究多以開發(fā)方式、提高采收率為主(葉濤等，2021)，進入注水開發(fā)階段才逐步開展基巖油藏特征的分析。前人研究發(fā)現，白虎油田花崗巖基巖油藏儲集空間以裂縫、孔洞為主，原生孔隙度極低，構造運動對成藏起到控制作用，尤其斷層、節(jié)理等，表現出深部埋藏、塊狀潛山油藏特征(葉濤等，2021)。對于基巖油藏油源問題，在蘭龍盆地、松遼盆地、渤海灣盆地、柴達木盆地等基巖潛山油氣成藏研究中，部分學者提出基巖潛山很難具備烴源巖形成的條件、難以生油，主要依靠他源供烴成藏(程建等，2020)，上覆泥巖烴源巖生成的油氣以側向式、倒灌式向潛山運聚，形成新生古儲成藏模式(程建等，2020；閆林輝等，2019)。隨著鉆井取心、地化分析資料的積累，基于油氣無機成因理論，有學者研究發(fā)現基巖本身含烴，并從整個盆地含油氣系統出發(fā)進行分析，認為油氣倒灌的條件無法在構造作用復雜的盆地內現實存在(高坤順等，2020)。

以往研究成果有效指導了白虎油田的勘探開發(fā)，也為油藏特征、成藏模式的研究提供了不同思路，但圍繞著油源、運移方式等問題還存在著爭議。此外，以往研究多集中于白虎油田基巖油藏的開發(fā)評價，對后續(xù)補充油氣儲量勘探目標，以及碎屑巖油藏還鮮有分析，研究比較薄弱。鑒于此，本文基于三維地震資料、鉆測井資料、巖心資料以及巖石薄片資料，綜合考慮碎屑巖、基巖兩類油藏條件，詳細分析碎屑巖儲層沉積演化、物性特征和基巖儲層巖性、儲集空間特征及成因，對油源分兩類進行討論，并對成藏模式進行探討總結，以期為白虎油田后期勘探目標、開發(fā)方式的調整提供依據。

1 地質背景

白虎油田位于越南東南海域，研究區(qū)面積約78 km2，地質儲量5.13×108t①(圖1a)。區(qū)域構造上屬于越南南中國海巽他大陸架，處于蘭龍盆地中東部隆起帶，蘭龍盆地是發(fā)育在巽他陸架上的弧后盆地(穆龍新和計智鋒，2019)，東南部緊鄰昆嵩隆起?；灼毡榘l(fā)生斷裂，北北東向大斷層、北西向橫斷層共同將油田所處基底分為北部、中部和南部三個斷塊區(qū)(潘建國等，2007)(圖1b)。

圖1 越南白虎油田位置分布(a)及基底頂部構造圖(b)Fig.1 Map showing location of the Bach Ho oilfield in Vietnam(a)and depth structure map at top basement(b)1-盆地邊界；2-油田；3-國界線；4-海岸線；5-剖面位置；6-等高線(km)1-basin boundary;2-oilfield;3-border line;4-coastline;5-cross-section;6-depth contours(km)

中部斷塊處于構造高位，是風化殼、裂縫發(fā)育的有利區(qū)，西部邊界為一北東向逆斷層，該斷層向西北方向發(fā)生了近兩千米的橫向位移，沿著走向其在北東、西南方向分別與相近的正斷層連通。北部、南部斷塊地層埋深相對較深，斷裂強度也減小，每個塊區(qū)具有不同的油氣水系統(圖2)。

圖2 白虎油田NW-SE向地震解釋剖面Fig.2 NW-SE-tending seismic profiles across the Bach Ho oilfield1-斷層；2-低頻、強-弱振幅1-faults;2-low frequency,high and low amplitude reflections

2 儲集層特征

白虎油田儲集層從巖性上可以分為碎屑巖和基巖兩類，碎屑巖儲層還沒有規(guī)模開發(fā)，基巖儲層是目前整個油田油氣當量貢獻最大的產層。

2.1 碎屑巖儲層

2.1.1 沉積特征

蘭龍盆地沉積體系是在地壘-地塹式古地貌上形成的，其沉積環(huán)境隨著南海古地理演變而不斷變化，在這樣的背景下整體經歷了河湖陸相-海陸過渡相-海相的沉積過程，由河湖、三角洲砂泥巖相轉變?yōu)闉I淺海-半深海砂泥巖相(吳冬等，2014)(圖3)。

圖3 白虎油田地層綜合柱狀圖(據注釋①修改)Fig.3 Comprehensive stratigraphic column of the Bach Ho oilfield(modified from Note ①)

在構造-海平面共同控制下，從始新世開始到中新世早期，白虎油田都處于陸相粗碎屑沉積期，物源來自相鄰的西部昆山-呵叻抬升區(qū)裂谷肩部的剝蝕作用，充填的漸新統Tra Tan組層序地層上自下而上可劃分為T3、T2、T1三段(圖3)。T3段為沖積扇、扇三角洲相，其間有漫灘、湖相泥巖夾層，還有少量凝灰質粘土薄層發(fā)育，具有原地沉積的特征。儲層在油田北部構造高點平均厚度約300 m，在北東翼最厚可達900 m，且只在北部斷塊區(qū)發(fā)育，南部地層缺失(圖4)。T2段以湖相泥巖為主，在湖盆邊緣還有細粒河道砂巖、臨濱砂巖沉積。上漸新統內部存在一個小的不整合面作為T2、T1層序界面，T1段發(fā)育較厚的河流相砂體，少量湖相泥巖。晚漸新世發(fā)生玄武質火山活動，有玄武巖、安山巖及凝灰?guī)r段同時形成。此時，南中國海西南部開始板塊漂移，結束了蘭龍盆地的裂谷期，局部發(fā)生隆升及準平原化作用形成區(qū)域不整合面，成為Tra Tan組和上覆中新統Bach Ho組的沉積界面。

圖4 白虎油田下漸新統頂部構造圖Fig.4 The depth structure map of the Bach Ho oilfield at top Lower Oligocene1-正斷層；2-逆斷層；3-構造等值線(m)；4-井位1-normal fault;2-reverse fault;3-structure contour(m);4-well location

湄公河、湄南河等陸架古水系對沉積物源變化產生了重要影響，局部隆起的近源碎屑物也提供了階段物源供給。漸新世早期，河湖沉積環(huán)境持續(xù)推進，水動力相對安靜，到了晚期開始形成較大規(guī)模的三角洲，水動力明顯增強。早-中中新世盆地開始進入坳陷期，湄公河、湄南河兩條水系形成了NW-SE、W-E向物源，在持續(xù)搬運過程中Bach Ho組下段開始沉積，該階段蘭龍盆地東南側的昆嵩隆起碎屑也是部分物源(圖5～6)。充足的物源、較強的水動力有利于形成有效儲層，該段沉積了平均厚度200 m的三角洲砂巖，成為碎屑巖儲層的主要分布層段(圖7)。隨著海平面上升向東發(fā)生海侵，盆地整體已開始進入海陸交互相，湄公河物源供給方向變化不大，繼續(xù)搬運越過昆嵩隆起進入萬安盆地，北巽他河也開始參與到供給，物源方向為SW-NE向。盆地西側的三角洲規(guī)模逐漸增大、橫向連片性增強(王龍等，2019)，形成了NE-SW向小規(guī)模物源，沉積了以海相泥巖為主，并有河流相砂巖夾層沉積的Bach Ho組上段，其砂地比明顯降低，成為下段砂巖儲層的蓋層(圖8)。

圖5 白虎油田下中新統Bach Ho組下段地層厚度分布圖Fig.5 Gross thickness of the Lower Miocene Lower Bach Ho Formation in the Bach Ho Oilfield1-地層厚度(m)；2-物源方向；3-井位；4-厚度等值線(m)1-gross thickness(m);2-sediment supply;3-well location;4-thickness contours(m)

圖6 白虎油田下中新統Bach Ho組下段砂地比分布圖Fig.6 The ratio of ner sandstone thickness to gross thickness of the Lower Miocene Lower Bach Ho Formation in the Bach Ho Oilfield1-砂地比(%)；2-物源方向；3-井位；4-砂地比值等值線(%)1-net sandstone thickness/gross thickness(%);2-sediment supply;3-well location;4-ratio contours(%)

圖7 白虎油田下中新統Bach Ho組下段砂巖厚度分布圖Fig.7 Net sandstone thickness of the Lower Miocene Lower Bach Ho Formation in the Bach Ho oilfield1-砂巖厚度(m)；2-物源方向；3-井位；4-厚度等值線(m)1-net sandstone thickness(m);2-sediment supply;3-well location;4-thickness contours(m)

圖8 白虎油田下中新統Bach Ho組上段砂地比分布圖Fig.8 The ratio of net sandstone thickness to gross thickness of the Lower Miocene Upper Bach Ho Formation in the Bach Ho Oilfield1-砂地比(%)；2-物源方向；3-井位；4-砂地比值等值線(%)1-net sandstone thickness/gross thickness(%);2-sediment supply;3-well location;4-ratio contours(%)

海平面變化引起B(yǎng)ach Ho組垂向沉積巖性的差異，由下而上將其分為B2、B1兩套層序地層(圖3)。B2段繼承保留著河流、三角洲沉積特征，主要為河道砂體，層間有泥巖夾層，砂巖段平均厚度為5～20 m。B1段以海相泥巖為主，有河道砂巖“甜點”發(fā)育。

至中中新世海底擴張停止，北西-南東向區(qū)域走滑斷層再次開始活動，部分小斷層也重新開啟(吳冬等，2015)。受這些構造運動的影響，來自西部和北部的河流和三角洲開始提供大量的碎屑物，中中新統Con Son組砂體快速沉積，但是在白虎油田基本沒有形成較大的有利儲層。在中新世晚期經歷了一次短暫的擠壓期之后，開始區(qū)域性緩慢沉降，進入構造平靜期，上中新統Dong Nai組沉積了海相砂巖、泥巖夾層，同時還有碳酸鹽巖發(fā)育。隨著陸架在持續(xù)進積作用下向東遷移，上新世盆地整體進入海相，白虎油田在陸架淺海環(huán)境沉積近700 m以細粒碎屑沉積物為主的Bien Dong組(圖3)。

2.1.2 物性特征

漸新統Tra Tan組T3段、下中新統Bach Ho組B2段砂巖儲層，巖性基本相似，主要為長石砂巖、長石巖屑砂巖、少量巖屑長石砂巖，砂巖粒度中-粗粒，顆粒分選性差，結構呈棱角狀或次棱角狀，成巖階段膠結作用較弱，孔隙類型以晶間孔為主，孔隙度為13%～17%，滲透率為0.1～10 mD①。儲層品質較好的Bach Ho組成為后期成藏的最有效儲層。

2.2 基巖儲層

2.2.1 巖性特征

白虎油田結晶基底含有豐富的巖漿巖巖石類型，以花崗巖和花崗閃長巖為主(陳志海等，2009)。油田南部斷塊基巖主要是淡色花崗閃長巖，中部斷塊主要是塊狀中粒下白堊統花崗巖，北部斷塊包含微斜長石、角閃云母片巖、黑云母花崗閃長巖類、上侏羅統和上三疊統黑云石英巖、石英-黑云二長巖，安山巖和英安巖巖墻也有發(fā)育，圍巖是晚三疊世之前形成的綠片巖變質巖類(圖9)?；谆◢弾r礦物成分中石英含量為60%、長石為30%、黑云母為5%，還有綠泥石、磷灰石、白云母、高嶺石等粘土礦物。

圖9 白虎油田基巖儲層巖石薄片特征Fig.9 Thin section photos of the basement reservoir in the Bach Ho oilfielda-BH9井，4875 m，輕微蝕變/風化黑云母和長石，基質孔隙不發(fā)育、無滲流能力；b-BH10井，4660 m，裂縫和孔洞基本被沸石等熱液礦物充填；c-BH15井，4230 m，開啟裂縫以及部分被棱角狀石英碎屑、長石、黏土礦物充填的裂縫；d-BH420井，2978m，花崗閃長巖相互連通的主裂縫與微裂縫，裂縫面附著膠結物、黏土礦物；e-BH12井，3705 m，花崗巖內主裂縫、平行解理的長石微裂縫、石英石微裂縫交錯分割形成復雜縫網；f-BH402井，3255 m，花崗巖孔隙、帶狀斜長石未接受風化、熱液蝕變a-weakly altered/weathered biotite and feldspar with no matrix porosity and permeability in well BH-9,4875 m;b-fractures and cavities completely filled by hydrothermal minerals(zeolite)in well BH-10,4660 m;c-open fractures,and fractures filled with angular fragments of quartz,feldspar and clay materials in well BH-15,4230 m;d-interconnected macro-and micro-fractures in a granodiorite,with colloidal and clay materials attached to their walls in well BH-420,2978 m;e-granite with macro-fractures dissecting both parallel cleavage micro-fractures in feldspar,and a complex network of micro-fractures in quartz in well BH-12,3705 m;f-fracture porosity in a granite with no traces of weathering and hydrothermal alteration in zonal plagioclase in well BH-402,3255 m

2.2.2 儲集空間特征

基巖儲集空間類型有孔隙、裂縫和伴生孔洞，由于基質基本不具備孔滲能力，原生孔隙發(fā)育、滲流能力都較差，孔隙度大部分都小于0.5%(朱文森等，2013)。裂縫規(guī)模差異大、走向復雜多變，常常與孔洞一起結合形成裂縫系統，成為有效儲集空間，沿造巖晶體邊緣還發(fā)育微孔洞(圖10～11)；這類次生孔隙物性大為提升，孔隙度為1%～2%，裂縫系統滲透率最高可達到20 mD，70%～80%的油氣就賦存其中(吳偉濤等，2014)。此外，花崗巖基底本身的脆性指數就相對較高，在合適的溫度、壓力條件下有利于儲集空間的二次改造形成。

圖10 白虎油田基巖儲層巖心照片Fig.10 Core photos of basement reservoir in the Bach Ho oilfield

圖11 白虎油田基巖儲層巖心描摹裂縫特征示意圖Fig.11 Sketch of core derived from basement reservoir of the Bach Ho oilfield

裂縫發(fā)育程度及其張開方向成為基巖成藏動態(tài)過程的兩個決定性因素，當源巖排烴之后的運移方向與裂縫開啟保持同向，才能形成有效成藏條件(程建等，2020)。白虎油田基巖裂隙表現出明顯的分層特征，根據破裂強度從上而下可劃分為A、B、C三個層帶(圖12)。A層位于基巖風化殼頂部，平均厚度小于30 m，最高可達60 m，發(fā)育有部分開啟的共軛裂縫、節(jié)理，還有構造作用形成的破碎角礫帶，底部埋深約3800～3900 m，成為主要儲集層。B層破裂程度減弱，裂縫大多封閉或被自生礦物、熱液沉淀充填，因此儲層質量非均質性強、分布不規(guī)律，底部埋深在4000～4600 m，這也是有油氣采出的最深處。C層輕微破裂，幾乎所有的孔隙和裂縫都由沸石和其他熱液礦物充填，不具備儲集能力。

圖12 白虎油田中部斷塊碎屑巖與基底沉積關系及基巖破裂分層特征模式圖(據注釋①修改)Fig.12 Contact relationship between clastic rocks and basement and schematic diagram of bedrock fracturing characteristics in the Bach Ho Oilfield(modified from Note ①)1-風化殼；2-下漸新統泥巖；3-始新統湖相泥巖；4-始新統-漸新統砂巖(被沸石、方解石等膠結)；5-中白堊統花崗巖；6-前三疊統變質沉積巖；7-三疊紀-侏羅紀侵入體；8-安山巖-英安巖脈；9-A-B層分界線；10-巖石崩解、剝落、冷縮形成的線狀裂縫；11-共軛斷層、伴生裂縫及破碎角礫巖；12-晚漸新世中部斷塊形成的逆斷層，伴生裂隙及破碎角礫巖；13-B-C層分界線1-weathered crust;2-Lower Oligocene shales;3-Eocene lacustrine shales;4-Eocene and Oligocene sandstones(immature and cemented-zeolites and calcite);5-Middle Cretaceous granite;6-metasediments(Pre-Triassic);7-Triassic-Jurassic intrusions;8-andesite-dacite dykes;9-zone A-B boundary;10-release,exfoliation and contractional sheet fractures;11-conjugate faults,associated fractures and breccias;12-Late Oligocene reverse fault in the central block,associated fractures and breccias;13-zone B-C boundary

基巖中形成了由主裂縫、微裂縫和孔洞構成的縫洞系統，各區(qū)分布不規(guī)則，經歷后期差異化改造，并伴隨斷層影響，隨埋深加大裂縫減少，中部斷塊區(qū)裂縫連通性最好，北部、南部斷塊區(qū)相對較差，這在單井產能評價分析中也有印證(圖13)。

圖13 白虎油田基巖儲層裂縫分布特征Fig.13 Fracture distribution in the basement reservoir in selected wells in the Bach Ho oilfield

利用地層微電阻率掃描成像測井資料，在圖像上利用正弦曲線擬合對裂縫進行交互式拾取，可以準確地識別裂縫，獲取裂縫產狀信息(周妍和孫海霞，2021)。中部斷塊裂縫走向復雜多變，沒有表現出明顯擴展方向，受基底中部隆起、兩側陡傾界面影響，斷塊受主應力不均，走向既有與北北東向斷層斜交、也有平行該方向，這在后期創(chuàng)造了有利的裂縫成藏條件；但是北部、南部斷塊裂縫走向基本與北北東向斷層正交，主裂縫傾角50°～75°，與中部斷塊距離較遠的次級裂縫傾角小于40°(圖14)。通過后期生產井的示蹤劑技術、干擾試井解釋，以上認識也得到了驗證①。

圖14 白虎油田斷塊劃分及成像測井裂縫走向解釋結果Fig.14 Structural units and FMI derived fracture strike in the Bach Ho oilfield1-FMI解釋裂縫走向；2-主(正)斷層；3-主(逆)斷層；4-次級小斷層；5-井位；6-剖面位置1-fracture strike from FMI;2-main normal fault;3-main reverse fault;4-minor fault;5-well location;6-cross-sections

常規(guī)測井裂縫段表現出GR高值異常，反映出裂縫中熱液礦物的充填。解釋結果顯示，基巖儲集空間中裂縫占到85%～90%，裂縫面密度為20～25條/cm2。主裂縫長度5～10 cm、寬0.5～1.5 mm，局部寬度可達10 mm；微裂縫大多長5～15 mm、寬0.05～0.2 mm，伴生孔洞大小為0.3～0.64 mm，局部有7 mm。裂縫提高了油藏的孔滲性，地幔軟流圈熱液中攜帶的粘土、沸石、方解石等次生礦物對裂縫密度和寬度產生負面影響。裂縫孔隙度橫向、縱向都有很強的非均質性，尤其在斷層帶明顯增大，距基底頂部500 m層段裂縫孔隙度為2.1%～2.4%，最高為7.3%，到500 m以下孔隙度明顯變小，甚至低于1%(圖14)；孔洞極大提高了儲集空間，其孔隙度達到10%，滲透率在4～464 mD。

根據單井FMI成像測井解釋，綜合裂縫成因與形態(tài)特征，可將裂縫分為溶蝕增強縫、連續(xù)正?？p和不連續(xù)微裂縫3類(圖15)：

圖15 白虎油田BH12井成像測井解釋裂縫發(fā)育特征Fig.15 Fracture development from imaging logging in the basement reservoir in well BH12 in the Bach Ho oilfield

(1)溶蝕增強裂縫在圖像上表現出溶蝕增大現象，裂縫面不規(guī)則，有時可見部分被充填膠結(圖15a)。膠結物的存在，使得裂縫在后期沉積演化過程中被支撐和有效保存，在構造、熱液及淋濾作用下，裂縫溶蝕增大，具有較高的導流能力。

(2)連續(xù)正常裂縫在圖像上有連續(xù)顯示，可切穿整個井筒，裂縫面光滑、寬度較窄，無溶蝕或微溶蝕、無膠結物充填，成因是構造或局部應力突變作用(圖15b)，正常裂縫對縫洞系統有較好的連通作用。

(3)不連續(xù)微裂縫在圖像上顯示為不連續(xù)的暗色紋線、延伸較短，一般僅在1個或2個極板上見到(圖15c)。它們既可以單獨作為儲集空間，又可以連通微孔、溶孔等，縫內有膠結物部分充填，滲流能力相對較弱。

2.2.3 儲集空間成因

基巖儲層是花崗巖成巖過程中受巖漿冷卻、熱液作用形成了裂隙、孔洞，晚白堊世到早古近紀，基底抬升經歷了強烈的地表風化、剝蝕和蝕變，誘使角閃石和黑云母生成水云母和綠泥石、長石的高嶺土化、石英的部分溶解，裂縫、孔洞在不同溫度、不同化學成分的熱液侵蝕下進一步發(fā)育(楊飛和徐守余，2011)。晚漸新世-中新世在中部斷塊區(qū)新的裂縫開始形成，未發(fā)生膠結的裂縫開啟，已經被沸石和高嶺石充填的裂縫也重新開啟。

3 成藏模式的討論

3.1 烴源巖特征分析

3.1.1 沉積巖系烴源巖

沉積地層烴源巖為上漸新統Tratan組湖相泥巖，含Ⅰ型、Ⅱ型干酪根，地溫梯度3.1～3.4 ℃/hm，TOC含量為0.6%～2.24%，平均1.6%，鏡質體反射率Ro在0.34%～2.19%，平均值0.79%，生烴潛力(S2)約0.16～24.4 mg(烴)/g(巖石)，是非常優(yōu)質的烴源巖(潘建國等，2007)。中新統泥巖也具有一定的生油能力，但還未成熟。

3.1.2 基底花崗巖含烴的問題

俄羅斯部分學者基于漸新統泥巖油源的原油組分與基巖油藏原油組分基本一致的現象，結合地化生物標志物特征，認為年輕的漸新統烴源巖生烴之后經側向運移至基巖裂縫發(fā)育帶中成藏。另一種觀點則認為沉積巖系中烴源巖生烴之后可以倒灌進入下伏基底儲集空間，二者的共同點是油源來自于上部沉積巖，即基巖本身不含烴。林隆棟等(2019)研究指出年輕生油巖在缺少軟流圈流體加氫、增溫、催化等外部環(huán)境條件將很難生成油氣；即使有油氣生成，要實現向下倒灌運移，要求盆地是一個內部靜止、不含地層水且完全封閉的單獨系統，不能與深部地層產生聯系。事實上，大部分盆地演化都是在板塊運動、區(qū)域構造強烈活動的背景下形成，幾乎很難具備這樣的條件。在遼河油田、東坪氣田、渤海灣油田深層基巖油氣藏開發(fā)中也發(fā)現，地殼低速高導層實際上是幔源底劈，當溫度達到300～400 ℃、壓力200 MPa，軟流圈的H、CO在Fe族元素作催化劑的條件下，可發(fā)生反應合成烴形成幔源油氣(戴金星等，1995)。

白虎油田BH442井鉆遇4581 m時在花崗巖取心，巖心分析測得高含量的C4～C6烴組分，在20塊花崗巖流體包裹體中也發(fā)現了He、H2、CH4、C2～C6以上烴類組分；同時俄羅斯學者將漸新統泥巖生烴量計算結果和白虎油田探明地質儲量進行對比，發(fā)現估算生油量遠遠小于油田探明地質儲量(關福喜，1996；王濤，2004)，從側面支持了花崗巖中有烴類貢獻的觀點。

3.2 生烴期與成藏期的匹配

上漸新統烴源巖Tratan組上覆在基底頂面風化殼或不整合面之上，中中新世以后開始排烴。北部斷塊區(qū)主力烴源巖位于Tratan組內部不整合面之下和頂面不整合面之下，最大埋深可達5700 m，埋深4000 m以下烴源巖Ro值在0.8%～1.35%，進入生油高峰、生濕氣階段；4000 m以上Ro值在0.6%～0.8%，進入生成熟油早期。中部斷塊區(qū)因基底頂面凸起，Tratan組下部層段剝蝕缺失，烴源巖只發(fā)育在Tratan組頂部，埋深約3000～3500 m，Ro值在0.6%～0.8%。南部斷塊區(qū)烴源巖沿基底頂面發(fā)育，最深可達4385 m，Ro值在0.8%～1.35%，進入生油高峰、生濕氣階段；頂部埋深約3000～3700 m，Ro值在0.6%～0.8%。根據實際鉆井資料顯示，基巖中自頂部向下至深度4385 m是基巖油藏鉆遇的主要位置，大部分烴類處在生油高峰到生濕氣階段，油藏沒有發(fā)現明顯的油水界面，4385 m以下很少有油藏顯示(圖16)。圈閉與烴源巖生烴、運移具有較好的匹配關系(楊楚鵬等，2011)。

圖16 白虎油田油藏分布及烴源巖演化特征(剖面位置見圖1a)Fig.16 Oil pools distribution and maturity evolution characteristics of source rocks in Bach Ho oilfield(see Fig.1a for section location)1-中中新統Con Son組；2-下中新統Bach Ho組；3-漸新統Tra Tan組；4-基底；5-碎屑巖油藏；6-基巖油藏；7-烴源巖1-Middle Miocene Con Son Formation;2-Lower Miocene Bach Ho Formation;3-Oligocene Tra Tan Formation;4-basement;5-clastic reservoir;6-basement reservoir;7-source rock

3.3 成藏模式總結

白虎油田深部基巖受斷裂活動強烈影響，構造及古地貌直接控制沉積分布，沉積地層格架決定油氣成藏(楊楚鵬等，2011；陳文玲和周文，2012)。碎屑巖地層中，儲層沉積受到局部古隆起、青藏高原隆升事件、塊體漂移等的影響，漸新統Tratan組砂巖為儲集層，互層泥巖為烴源巖，層內泥巖夾層作為蓋層，圈閉類型為“甜點”巖性圈閉、單斜構造圈閉，斷裂并不十分發(fā)育，構造形態(tài)較為完整(Lee and Lawver，1995；楊楚鵬等，2011)，就近在砂巖段聚集成藏，具有自生自儲的成藏特征。此外，中新統Bach Ho組砂巖儲集層，同樣以Tratan組泥巖為烴源巖，頂部厚層泥巖作為蓋層，形成巖性、構造圈閉，具有典型的下生上儲成藏特征，該成藏模式表現出油氣生成多源性、運移多期次的特點(圖16)。前述基巖本身含烴，也可作為該類油藏的油源(李平魯等，1998)。在浮力作用下沿著斷層、不整合面繼續(xù)運移，進入上覆沉積巖層中形成油氣藏(林隆棟等，2019)，但基底廣泛發(fā)生的斷裂活動并沒有持續(xù)影響到沉積巖系，沒有大規(guī)模貫穿到上覆地層，因此基巖對碎屑巖油藏油源貢獻較小(圖17)。

圖17 白虎油田碎屑巖成藏特征(剖面位置見圖1b)Fig.17 Characteristics of hydrocarbon accumulation in clastic reservoirs of Bach Ho oilfield(see Fig.1b for section location)1-基底；2-砂巖油藏；3-泥巖(烴源巖)；4-斷層1-basement;2-sandstone reservoir;3-mudstone(source rock);4-fault

兩類不同成因的烴類來源，對基巖成藏產生了重要影響?；◢弾r基巖自身含烴作為油源，斷層、裂縫形成輸導體系，隨著溫度、壓力的變化，在裂縫、伴生洞及頂部風化殼等儲集空間聚集，形成基巖油氣藏(劉寶明和金慶煥，1997)(圖12)，白虎油田正是在極其發(fā)育的裂縫、縫洞下，形成了儲量豐富的縫洞型、潛山型油藏，成為整個油田的主力油區(qū)。另一方面，在基底地壘構造背景下，北部、南部斷塊沉積空間埋深明顯大于中部隆起，地層層序表現出披覆構造，深部的漸新統泥巖與基巖相鄰接觸(圖18)，受地溫梯度差異，烴源巖熱演化與中部表現出不同特征，更利于源巖成熟排烴，烴類可沿著不整合面、斷層側向運移至基巖頂部形成油藏。

圖18 白虎油田漸新統-中新統碎屑巖與基巖儲層疊覆關系(剖面位置見圖1b)Fig.18 Distribution of the Oligo-Miocene clastic deposition above the basement reservoir of Bach Ho oilfield(see Fig.1b for section location)1-基底；2-砂巖油藏；3-泥巖(烴源巖)；4-斷層1-basement;2-sandstone reservoir;3-mudstone(source rock);4-fault

4 結論

(1)白虎油田發(fā)育兩類不同巖性的儲集層，碎屑巖儲集層發(fā)育于漸新統Tratan組沖積扇和扇三角洲砂巖、中新統Bach Ho組河道砂巖，孔隙類型以晶間孔為主，儲層物性中等，主要分布在北部、南部斷塊，中部斷塊部分地層缺失，儲層整體規(guī)模較小。花崗巖儲層主要發(fā)育于盆地結晶基底，基巖裂縫、孔洞十分發(fā)育，成為主力儲集層，成因受基底斷裂、巖溶等作用的影響，儲層物性具有垂向、橫向上的非均質性。

(2)對兩類儲集層成藏條件開展分析，發(fā)現砂巖儲集層主要形成了漸新統自生自儲、中新統下生上儲型油藏；對基巖儲層分別從油源類型、運移方式等關系進行了探討，研究發(fā)現有兩種成藏模式。

一種以基巖無機成因含烴為油源，斷層、裂縫作為運移通道，在適當裂縫、孔洞聚集成藏。另一種是在基底隆起兩側的拗陷區(qū)，以披覆沉積的漸新統泥巖作為烴源巖，排烴后沿斷層、不整合面?zhèn)认蜻\移到頂部凸起的風化殼、潛山，并以上覆泥巖作為蓋層而成藏。這兩種成藏模式造就了白虎油田優(yōu)勢的裂縫、縫洞型及潛山型基巖油藏。

[注 釋]

① C & C Reservoirs. 2012. Bach Ho field evaluation report[R].