徐　徽，張忠濤，李瑞彪，柳保軍，顏　暉，袁　才

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司研究院，廣州510240）

白云東洼油氣成藏特征及主控因素研究

徐徽，張忠濤，李瑞彪，柳保軍，顏暉，袁才

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司研究院，廣州510240）

白云東洼油氣成藏主控因素不明，基于基礎地質特征的研究認為，白云東洼的油氣分布復雜多樣，具有“油氣兼生、下生上儲，晚期成藏、早油晚氣，差異聚集、內氣外油”的成藏特征。制約其油氣成藏的主控因素包括：①富生烴凹陷是大型油氣田形成的物質基礎。早期（裂陷期）低角度拆離斷裂的活動控制著盆地的發(fā)育及烴源巖的規(guī)模。②有效圈閉和優(yōu)勢運移通道是成藏的必要條件。晚期繼承性斷裂與構造脊組合控圈控運，優(yōu)勢鼻狀匯聚型構造脊為優(yōu)勢油氣運移和聚集區(qū)。③優(yōu)質儲層發(fā)育程度是影響珠江組下段成藏的關鍵因素。受陸架坡折帶短期旋回遷移和沉積微地貌控制發(fā)育的多期陸架邊緣三角洲—深水扇沉積體系的優(yōu)質砂體，是重要的儲集層和輸導層。白云東洼地區(qū)油氣成藏條件好，明確其油氣成藏特征及主控因素，對該區(qū)及其相鄰區(qū)域的油氣勘探具有一定的指導意義。

成藏規(guī)律；優(yōu)勢運聚；拆離斷裂；白云東洼

0　引言

白云東洼的油氣勘探始于20世紀90年代初，但直至2010年在白云東洼北部斜坡帶鉆探L162井，于珠江組下段獲得高產輕質石油，才打開了勘探局面。隨后的全面勘探共獲得天然氣二級地質儲量超過100億m3，石油二級地質儲量超過5 000萬m3，勘探成效顯著。

勘探證實，白云東洼是一個富生烴洼陷，但該區(qū)的油氣勘探尚存在一系列問題及困難，表現(xiàn)為：①作為勘探新區(qū)，白云東洼烴源潛力不明；②目前白云東洼油氣發(fā)現(xiàn)主要集中分布在珠江組下段，勘探層系單一，并且單個圈閉規(guī)模?。虎郯自茤|洼主要目的層位于21 Ma陸架坡折帶附近，北坡珠江組下段位于濱岸—三角洲沉積相帶，地層含砂率高（＞50%），難以形成巖性圈閉，而往南則可能位于沉積過渡區(qū)，儲層發(fā)育存在風險；④白云東洼已發(fā)現(xiàn)的油氣分布復雜，不同構造帶成藏差異性大，成藏主控因素還未明確。因此，基于洼陷基礎地質特征研究，開展成藏特征與主控因素分析，對該區(qū)及其相鄰區(qū)域的油氣勘探具有一定的指導意義。

1　區(qū)域地質特征

白云東洼位于白云凹陷東北端，是白云凹陷的次級洼陷。該洼陷北、東分別與番禺低隆起、東沙隆起超覆接觸，西為白云主洼，南以斷層與流花29低凸起相接，總面積約3 000 km2，新生代沉積地層厚度超過1萬m（圖1）。

圖1　白云東洼位置及勘探現(xiàn)狀Fig.1　The location and exploration situation of eastern Baiyun Sag

1.1洼陷的結構及構造特征

白云東洼經歷了先斷—后坳—再斷的構造演化過程［1］。在裂陷期，主要發(fā)育低角度坡坪式拆離斷裂，此類斷裂控制著洼陷以及烴源巖的發(fā)育；在裂陷后期，主要發(fā)育高角度共軛雁列式“負花狀”張性斷裂，該類斷裂持續(xù)活動至現(xiàn)今，切過烴源體，斷至深部控凹斷裂，控制了圈閉的形成以及油氣的運移與充注。白云東洼內的斷裂和小隆起將洼陷分割為多個次洼，使洼陷結構較為復雜。按其內部結構和構造特點，可將白云東洼分為東、西2個次洼，二者的結構差異較大（圖2）。

圖2　白云東洼斷裂構造樣式及洼陷結構特征（剖面位置見圖3）Fig.2　The fault styles and sag structure features in eastern Baiyun Sag

東次洼受“三級坡坪式”低角度拆離斷層所控制，結構非常復雜，且又被分割成南、北2個次洼。東次洼北較深，為晚期箕狀斷陷盆地，是新近系沉降中心；東次洼南較淺，為基底拆離斷層所形成的斷陷，其內部結構復雜，斷裂發(fā)育，為古近系沉降中心。

西次洼為受鏟式斷裂控制的典型箕狀斷陷，其南側斷裂為主控邊界斷裂，向北為斷槽，越過控槽斷層后為緩坡帶，緩坡帶末端為受一組北西向斷層反向切割而形成的構造隆起區(qū)。西次洼的顯著特點是在其緩坡發(fā)育有一條與邊界主斷裂相對、傾向相反的二級生長正斷層，與邊界主斷裂共同控制著斷槽的發(fā)育。西次洼早期呈半地塹結構，晚期斷層使其復雜化，呈地塹結構，洼陷中心位于靠近南側的邊界斷層附近，古近系與新近系沉降中心遷移不明顯。

1.2構造帶劃分

依據斷陷結構及新近系構造特征，在白云東洼內可劃分出5個構造帶，分別為陡坡隆起帶、陡坡斷鼻帶、主洼槽帶（斷槽）、洼間隆和斜坡帶。白云東洼北部呈現(xiàn)出凹隆相間的構造格局（圖3）。

圖3　白云東洼二級構造帶劃分Fig.3　The division of secondary tectonic belts in eastern Baiyun Sag

陡坡隆起帶沿南部控洼深大斷裂展布，在斷層與沉積的控制下，于新近系形成了一系列構造-巖性圈閉。陡坡斷鼻帶往往沿邊界斷裂下降盤呈裙邊狀分布，且受后期構造活動影響，多破碎成數(shù)個斷塊。主洼槽帶一般不發(fā)育局部構造。洼間隆構造帶局部構造較為發(fā)育，可形成逆牽引背斜、反向斷塊或潛山披覆構造。主洼槽帶向北部低隆起的過渡區(qū)為斜坡帶，其上發(fā)育了一系列北西向呈帶狀展布的右旋雁列式斷裂，受其控制于新近系形成了一系列呈帶狀展布的斷圈構造。

1.3沉積特征

根據地層不整合關系以及構造活動特點，可以將白云東洼劃分為2個構造層。下構造層為盆地斷（裂）陷期所充填的古近紀陸相沉積，包括文昌組和恩平組地層；上構造層為盆地坳陷期所形成的古近紀漸新世、新近紀和第四紀海相以及海陸交互相沉積［2］。

（1）下構造層：在古近紀斷（裂）陷的起始階段，洼陷以斷陷為主，面積小，分割性明顯，分為東、西2個次洼。其特點是：物源較多，相變快，主要沉積了文昌組湖相泥巖夾砂巖，以及恩平組河湖、沼澤和三角洲相砂泥巖夾煤層，與下伏前古近系呈不整合接觸，斷裂對沉積的控制作用明顯。

（2）上構造層：古近紀漸新世盆地由斷（裂）陷轉化為坳陷，被分割的洼陷連成了整體，盆地從局限盆地變?yōu)殚_闊盆地［3］。漸新世至早中新世（23.8～18.5 Ma），在白云東洼及番禺低隆起東部地區(qū)形成了雙物源，既有來自于古珠江的物源，也有來自于東沙古隆起的物源，因此呈現(xiàn)河流→三角洲→濱岸→淺海陸架（碎屑巖及碳酸鹽巖）→陸坡及深水重力流等沉積體系的漸次發(fā)育。早中新世（18.5 Ma）之后沉積中心和沉積特點都發(fā)生了較大改變，尤其是東次洼，斷裂對沉積的控制作用明顯。此后，受南海擴張的影響，在隆起淺海背景上，發(fā)育了碳酸鹽臺地，其后進一步海侵并沉積了巨厚的陸架—陸坡及深水（濁積巖）泥巖。在中新世中期（10 Ma）以后，該區(qū)進入了一個新的發(fā)展階段，雖然有過強烈的構造活動和海平面下降，使局部隆起區(qū)遭受剝蝕，但整個盆地仍處于繼續(xù)熱沉降的過程，沉積了總體向上變深、變細的沉積層序。

2　白云東洼油氣成藏特征

經過多年的勘探，在白云東洼及其周邊多個構造均獲得了石油或天然氣的發(fā)現(xiàn)，其生烴潛力得到充分證實。白云東洼油氣分布復雜多樣，具有“油氣兼生、下生上儲，晚期成藏、早油晚氣，內氣外油、差異聚集”的成藏特征。

2.1油氣兼生、下生上儲

白云東洼為受一大型低角度拆離斷層控制的斷陷，主力烴源巖為文昌組淺湖—半深湖相和恩平組淺湖—沼澤相烴源巖，烴源巖規(guī)模大。在坳陷期，白云東洼洼陷中心快速沉降，而大型拆離斷層的發(fā)育使地殼迅速減薄，并使東洼區(qū)域內地溫梯度升高，從而具備了生烴條件。

白云東洼的有效烴源巖為恩平組和文昌組烴源巖，烴源巖鏡質體反射率（Ro）＞0.75%的范圍達1 200 km2，最大厚度出現(xiàn)在西次洼，為3 720 m。烴源巖熱演化模擬表明，西次洼和東次洼北偏腐泥型的文昌組湖相烴源巖在23 Ma時Ro達到0.70%，進入主生烴期，10 Ma時進入高成熟演化階段；偏腐殖型的恩平組淺湖相—沼澤相烴源巖在16 Ma時Ro達到0.70%，進入主生烴期，早期以生油為主，現(xiàn)今進入高成熟演化階段，以生氣為主；東次洼南現(xiàn)今才進入生油期。在生烴能力上，西次洼明顯好于東次洼，東次洼北好于東次洼南。鉆井與油氣發(fā)現(xiàn)證實，該區(qū)下構造層的烴源巖油氣兼生，而已發(fā)現(xiàn)的油氣則集中在上部珠海組上段和珠江組下段，形成了下生上儲式的成藏組合特征。

2.2晚期成藏、早油晚氣

白云東洼既有油藏也有氣藏，如流花162和流花202等油藏為輕質油藏，流花294和流花271等氣藏為天然氣藏。根據地化指標分析，在白云東洼油氣區(qū)珠江組下段和珠海組發(fā)現(xiàn)的油氣藏主充注期均較晚，多在韓江期以后，且油氣藏都是10～5 Ma以來到現(xiàn)今的成藏產物，具有晚期成藏的特征［4］。

砂巖次生流體包裹體的分析表明：白云東洼成藏區(qū)的主體可能經歷過不同成熟度的多期油氣的幕式充注，其中主要有2期油氣充注成藏，第1期為14.5～7.5 Ma，第2期為5.5～0 Ma。早期聚油，晚期聚天然氣及凝析油。包裹體分析揭示流花162油藏經歷了2期油的充注，并以第2期所充注的較低成熟度油的成藏貢獻較大。流花294氣藏在早期有過至少2期油和1期氣的充注，早期以油為主，晚期以氣為主。研究區(qū)的主要構造圈閉大致在23.8～18.5 Ma開始發(fā)育，在18.5～13.8 Ma基本形成并定型，在13.8～5.5 Ma有所調整及改造。構造定型期與烴源巖大量生排烴期均較晚，因此白云東洼具有“晚期成藏、早油晚氣”的成藏特征。

2.3內氣外油、差異聚集

油氣差異聚集理論認為，在靜水條件下，如果在油氣運移的主方向上存在一系列溢出點依次遞升的圈閉，當油氣源充足且蓋層封閉能力足夠強時，油氣先進入運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?shù)谝粋€圈閉被油氣充滿時，繼續(xù)進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，距油源較遠的圈閉沒有油氣達到，僅保存有原生的地層水［5］。由于差異聚集，在沿油氣運移方向上的系列圈閉中，臨近烴源區(qū)的圈閉一般為晚期油氣驅替所形成的氣藏，而遠離烴源區(qū)的圈閉一般為油藏，可出現(xiàn)由純氣藏→氣頂油藏→純油藏→空圈閉的油氣分布現(xiàn)象。

白云東洼地區(qū)目前已發(fā)現(xiàn)的油氣藏具如下特點：在洼陷內部及近源構造發(fā)育天然氣藏，如流花294、流花271和流花281等氣藏，而在遠離洼陷的斜坡部位則發(fā)育油藏，如流花231、流花162和流花202等油藏（圖4）。此外，從近洼的L291井至遠洼的L231和L162井，隨著運移距離的增加，含氮化合物與芳烴參數(shù)特征反映出地色層效應較明顯，具“內氣外油、差異聚集”的特征。

圖4　白云東洼烴源巖與油氣分布Fig.4　The source rocks and oil and gas distribution in eastern Baiyun Sag

白云東洼地區(qū)存在幾個比較明顯的優(yōu)勢輸導體系，其中以白云東洼北部從洼陷中心到流花294—流花284—流花231—流花162構造以及從西次洼西側到流花271—流花212—流花202構造這2條構造脊主導的輸導體系最為突出。在這2個優(yōu)勢輸導體系內均由單一烴源灶供烴，匯聚路徑為相同儲集層構成的、溢出點海拔依次遞增的一系列相連圈閉。遵循浮力作用與重力分異的原理，油、氣、水呈規(guī)律性地聚集，最終在距離烴源灶最近、溢出點海拔最低的圈閉中發(fā)現(xiàn)了氣藏，而在距離烴源灶稍遠、溢出點較高的圈閉中發(fā)現(xiàn)了油藏，油氣差異聚集特征明顯。

對已發(fā)現(xiàn)的油藏進行分析發(fā)現(xiàn)，流花162和流花202油藏為原生輕質油藏，未遭受氣洗，流花231油藏遭受輕微氣洗，流花291油藏也遭受了氣洗，并且上部珠江組原先的油藏已經被天然氣驅替成為氣藏。該特征表明距離烴源越近氣洗越明顯。隨著與烴源灶距離的增加，各油藏的原油密度、黏度均增高，氣油比則降低，鉆井過程中氣測值也逐漸降低，而氣測組分中輕烴組分降低，重烴組分增加。這些要素的規(guī)律性變化說明白云東洼地區(qū)在輸導體系上的油氣聚集符合差異聚集規(guī)律（表1）。

表1　白云東洼各油藏原油性質對比Table 1　The comparison of crude oil property of each oil reservoir in eastern Baiyun Sag

3　白云東洼油氣成藏主控因素

3.1富生烴凹陷是大型油氣田形成的物質基礎——早期（裂陷期）低角度拆離斷裂的活動控制著盆地的發(fā)育與烴源巖的規(guī)模

源巖是油氣藏形成的物質基礎，一個盆地或探區(qū)油氣的富集規(guī)模和分布規(guī)律必然在很大程度上取決于油氣的生成量及其分布［6］。白云東洼與主洼在洼陷結構及沉積充填方面差異較大，而這取決于洼陷邊界斷層的角度與基底沉降幅度的差異，最終將導致烴源巖的類型與規(guī)模產生較大差異。對于白云主洼來說，控凹斷層呈鏟式發(fā)育，深陷帶相對較寬，半深湖—深湖相廣泛分布，是優(yōu)質烴源巖發(fā)育的主要部位?，F(xiàn)已發(fā)現(xiàn)白云主洼發(fā)育有文昌組、恩平組、珠海組3套烴源巖，其沉積厚度及埋深均較大，為有效烴源巖。主洼內所鉆遇的文昌組半深湖—深湖相烴源巖有機質豐度高，以Ⅰ—Ⅱ型為主，屬好烴源巖；恩平組烴源巖以陸相暗色泥巖為主，夾薄層炭質泥巖和煤線，屬于湖相—湖沼相沉積，有機質類型偏差，生烴潛力較文昌組低，烴源巖主要為Ⅱ—Ⅲ型，整體呈現(xiàn)生氣趨勢；珠海組烴源巖主要是陸相暗色泥巖，屬湖相及湖沼相沉積，與恩平組相比，珠海組烴源巖有機質含量中等，有機質類型主要為Ⅱ—Ⅲ型，生烴潛力偏低。目前，在白云主洼內文昌組、恩平組和珠海組烴源巖均有鉆遇，在已發(fā)現(xiàn)的油氣中以文昌組和恩平組烴源巖的貢獻為主。

白云東洼南部受一條多級發(fā)育、平緩的坡坪式拆離斷層所控制。拆離斷層的產狀控制著斷層上盤的構造樣式及產狀，洼陷呈現(xiàn)凸起與洼陷相間分布的格局，沉降中心位于緩坡一側，遠離斷控邊緣。陡坡一側沉積物供給較少，內部低凹區(qū)主要發(fā)育濱淺湖相沉積，而遠離斷控盆緣的深陷帶是半深湖相發(fā)育的有利地帶。由于拆離斷層極度平緩，基底沉降幅度普遍較小，且下盤隆升造成粗碎屑快速堆積，這在很大程度上制約了半深湖相優(yōu)質烴源巖的發(fā)育；相對于高角度裂谷盆地，拆離盆地半深湖相烴源巖規(guī)模相對較小。在拆離斷層的演化過程中，早期的高角度逐漸變緩，決定了烴源巖主要發(fā)育在斷陷早期。在研究區(qū)，半深湖相烴源巖主要發(fā)育在文昌組，而恩平組因基底沉降幅度小，洼陷水體淺，半深湖相烴源巖匱乏。受低角度拆離斷層的制約，半深湖相烴源巖的規(guī)模比預期相對要小，但從另一個角度看，寬緩的緩坡背景、弱的基底沉降以及適宜的氣候條件，有利于濱淺湖—沼澤相烴源巖的廣泛發(fā)育。

低角度拆離斷層控制了白云東洼的洼陷結構與沉積響應特征，造成白云東洼文昌組半深湖相烴源巖僅在西次洼局限分布，而恩平組淺湖—沼澤相烴源巖則大規(guī)模分布。目前鉆井資料揭示，白云東洼地區(qū)的油氣主要來源于恩平組Ⅱ1—Ⅱ2型淺湖—沼澤相烴源巖，烴源巖有機質類型好，屬中等烴源巖，同時也有部分文昌組烴源巖的貢獻，而珠海組烴源巖貢獻極小。白云東洼古近系烴源巖（文昌組+恩平組）厚度＞1 250 m的沉積面積近900 km2，油氣兼生。盆地模擬分析認為，白云東洼的總生烴量接近60億t，資源量相當豐富，達到2.3億t油氣當量，這為白云東洼地區(qū)的油氣富集奠定了良好的基礎。

3.2有效圈閉和優(yōu)勢運移通道是成藏的必要條件——晚期繼承性斷裂與構造脊組合控圈控運，優(yōu)勢鼻狀匯聚型構造脊為優(yōu)勢油氣運移和聚集區(qū)

白云東洼在構造晚期（裂陷后期）主要發(fā)育繼承性的高角度張性斷裂。該類斷裂持續(xù)活動至現(xiàn)今，切過烴源體，斷至深部控凹斷裂，控制了圈閉的形成以及油氣的運移。受晚期斷裂活動的影響，在北部斜坡帶、南部陡坡斷鼻帶及隆起帶形成了一系列受北西向展布的北掉反向正斷層控制的構造圈閉或具有構造背景的構造-巖性復合圈閉，尤其在珠江組下段由于上覆巨厚的海相泥巖，形成了有效的斷層封堵，進而形成了一系列有效構造圈閉，為油氣成藏提供了必要的儲集空間［7］。

白云東洼古近系與新近系沉降與沉積中心發(fā)生了較大的變化，根據烴源巖以及上部輸導層的分布特征，判斷有效烴源巖生成的油氣大部分會向北部斜坡帶運移，小部分則會向南部斷鼻帶、陡坡隆起帶及洼間隆運移。白云東洼北部斜坡帶具有多凸多凹、凹隆相間的構造格局，奠定了該區(qū)油氣聚集的構造基礎。構造晚期發(fā)育的繼承性張性斷裂深入烴源灶內部，能有效溝通烴源，將油氣垂向運移至淺部橫向輸導層位。白云東洼北部緩坡帶油氣運移的主要輸導層為T50層砂巖，油氣在該區(qū)以橫向運移為主，并運聚至有效圈閉成藏。

白云東洼北部緩坡帶的油氣主要聚集在優(yōu)勢運移通道（構造脊）上，并沿北西向呈條帶狀分布。溝通烴源的油源斷裂、珠江組下段橫向連續(xù)分布的砂巖輸導層以及繼承性發(fā)育的鼻狀構造脊組成了白云東洼北部緩坡帶的油氣優(yōu)勢運移路徑，并控制了油氣聚集帶的形成。白云東洼北部緩坡帶有2條重要的鼻狀匯聚型構造脊控制著油氣向北部的運移，一條為連接流花284、流花231、流花162等油藏的大型構造脊，另一條為連接流花271、流花212、流花202等油氣藏的大型構造脊，這2條構造脊是有利的油氣運移和聚集區(qū)。緩坡凸起的鼻狀帶直接控制了油氣的運聚，是油氣匯聚的重要區(qū)域，而相間凹槽對油氣運移起到分隔作用。在向斜型斜坡上，油氣會向槽線的兩側分散，而在背斜型構造脊上，油氣則向脊線匯聚［8］。白云東洼北部斜坡帶正好是2個向斜型斜坡帶夾1個背斜型構造脊，鼻狀構造脊成為油氣運移的主要指向，在脊線附近有良好的油氣發(fā)現(xiàn)，如流花231、流花162油田及流花271氣田，而槽線位置油氣貧乏，甚至無油氣顯示。

3.3優(yōu)質儲層發(fā)育程度是影響珠江組下段成藏的關鍵因素——受陸架坡折帶短期旋回遷移和沉積微地貌控制發(fā)育的多期陸架邊緣三角洲—深水扇沉積體系的優(yōu)質砂體，是重要的儲集層和輸導層

受古珠江和東沙隆起雙物源及21 Ma早、晚2期陸架坡折的控制，白云凹陷在珠江組下段發(fā)育有2個特征差異明顯的沉積響應體系：一是古珠江體系控制下的西側開放型陸架邊緣三角洲—陸坡水道復合體系，該體系不發(fā)育早期峽谷水道，陸架邊緣三角洲規(guī)模大，陸坡水道呈發(fā)散狀分布；二是東側東沙隆起物源體系控制下的匯聚型陸架邊緣三角洲—陸坡深水水道復合沉積體系，該體系早期峽谷水道發(fā)育，浪控陸架邊緣三角洲發(fā)育，呈現(xiàn)富砂、大型峽谷水道呈匯聚狀的特征（圖5）。研究區(qū)位于東側富砂匯聚型陸架邊緣三角洲—陸坡深水水道復合沉積體系，從淺海陸架三角洲向陸架邊緣三角洲再向陸坡深水復合水道過渡。

圖5　遷移型多期陸架邊緣三角洲—深水扇沉積體系特征Fig.5　The features of migratory multi-period shelf margin delta-deep water fan system

白云東洼已發(fā)現(xiàn)的油氣主要集中在珠江組下段砂巖儲層中，以來源于東沙物源的陸架三角洲、陸架邊緣三角洲及陸坡復合水道沉積砂巖為其主要儲層［9］。在研究區(qū)北部斜坡帶，即早期陸架坡折之上，發(fā)育大型陸架三角洲沉積，儲層主要為水下分流河道—河口壩砂體，砂巖單層厚度大，橫向分布穩(wěn)定，孔隙度為20%～28%，滲透率為20～1 500 mD，為高孔、高滲儲層。以流花162和流花202油藏為代表的大型塊狀底水油藏，為構造型油藏，儲層物性好，含油飽和度高。從早期坡折帶往南至晚期坡折帶之間的地區(qū)，地層傾角較小，為陸架邊緣三角洲發(fā)育區(qū)。在該區(qū)帶內，珠江組下段地層由北向南呈現(xiàn)較大角度的疊瓦狀前積反射特征，且受波浪改造作用的影響，儲層較發(fā)育，厚度較大，橫向分布較穩(wěn)定，自然伽馬曲線表現(xiàn)為向上變粗的漏斗狀反旋回特征［10］。以流花231和流花281油氣藏為代表的塊狀或層狀油氣藏，儲層物性較好，孔隙度為15%～22%，滲透率為10～500 mD，為中孔、中滲儲層。此外，受早、晚2期坡折帶的控制，該區(qū)帶還發(fā)育有一些巖性油氣藏。在晚期坡折帶之下，向南地層傾角逐漸增大，反映沉積坡度越來越陡，逐漸從陸架邊緣三角洲過渡為深水陸坡沉積，水道化特征明顯；再繼續(xù)往南，早期發(fā)育的多條大型受斷裂控制的深切谷在晚期明顯減少，且水道規(guī)模、下切幅度均變小，發(fā)育水道朵葉復合沉積體系。陸坡水道橫向分布極不穩(wěn)定，且差異較大。以流花282和流花291氣藏為代表的具有構造背景的巖性氣藏，處于陸坡之下，發(fā)育典型的重力流水道砂巖儲層，砂巖單層厚度小，自然伽馬曲線多表現(xiàn)為漏斗狀反旋回特征。氣藏多為層狀邊水氣藏，儲層物性好，孔隙度一般為10%～18%，最高可達22%，滲透率為1～200 mD，孔滲相關性好。

從以上分析可以看出，研究區(qū)物源與坡折帶對沉積演化具有重要的控制作用，制約了不同區(qū)帶的儲層發(fā)育程度，限制了油氣成藏的類型與規(guī)模，因而在不同沉積區(qū)尋找有利儲集體至關重要。

4　結論

（1）白云東洼的油氣藏具有“油氣兼生、下生上儲，晚期成藏、早油晚氣，差異聚集、內氣外油”的成藏特征。

（2）白云東洼早期（裂陷期）低角度拆離斷裂的活動控制著盆地的發(fā)育及烴源巖的規(guī)模，而晚期繼承性斷裂與構造脊組合控制著圈閉的形成及油氣的運移和聚集。

（3）在白云東洼，受陸架坡折帶短期旋回遷移和沉積微地貌控制發(fā)育的多期陸架邊緣三角洲—深水扇沉積體系的優(yōu)質砂體，是重要的儲集層和輸導層。

（References）：

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（本文編輯：于惠宇）

Hydrocarbon accumulation characteristics and main controlling factors in eastern Baiyun Sag，Pearl River Mouth Basin

Xu Hui，Zhang Zhongtao，Li Ruibiao，Liu Baojun，Yan Hui，Yuan Cai
（Research Institute of Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.，Guangzhou 510240，China）

The hydrocarbon distribution in eastern Baiyun Sag is complex and variable.The hydrocarbon reservoirs in eastern Baiyun Sag own the characteristics of both generation of oil and gas，lower part generating and upper part accumulating；hydrocarbon accumulating in later stage，oil generating in early stage and gas generating in later stage，differential accumulation，as well as oil in the inner and gas in the outer.The main controlling factors for hydrocarbon accumulation are as follows:（1）hydrocarbon-generation depressions are the material basis for the formation of large oil and gas fields，and the activity of detachment faults with low angles in the early stage（rifted period）controls the basin development and the source rock scale；（2）effective traps and favorable migration pathways are two essential conditions for hydrocarbon accumulation，combined together，the inherited fractures and tectonic ridges in the later stage can control the traps and the hydrocarbon migration，and the favorable convergent nose-shaped tectonic ridges are excellent areas for oil and gas migration and accumulation；（3）the development degree of high-quality reservoirs is a critical factor influencing the hydrocarbon accumulation in Lower Zhujiang Formation，and controlled by the migration of short-term cycles of shelf slope break and sedimentary microreliefs，the high-quality sand bodies in multi-period shelf margin delta-deep water fan system with well developed sedimentation are important reservoirs and carrier beds. There are good oil and gas accumulation conditions in eastern Baiyun Sag，so to clarify hydrocarbon accumulationcharacteristics and main controlling factors is of certain guiding significance for hydrocarbon exploration in this area and adjacent areas.

accumulation regularity；favorable migration and accumulation；detachment faults；eastern Baiyun Sag

TE122.3

A

1673-8926（2015）05-0128-07

2015-04-29；

2015-07-26

國家重大科技專項“南海北部深水區(qū)陸坡盆地沉積記錄與充填機制”（編號：2011ZX05025-003-001）資助

徐徽（1978-），男，碩士，工程師，主要從事石油地質方面的研究工作。地址：（510240）廣東省廣州市海珠區(qū)江南大道中168號海洋石油大廈。E-mail：xuhui5@cnooc.com.cn。