周心懷，徐國(guó)盛，崔恒遠(yuǎn)，張武

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都 610059；2.中海石油（中國(guó)）有限公司上海分公司，上海 200030）

0 引言

致密砂巖油氣作為非常規(guī)油氣資源的重要類型，近年來成為油氣勘探開發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域[1]，國(guó)內(nèi)一般將覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2或空氣滲透率小于1×10-3μm2的儲(chǔ)集層定義為致密儲(chǔ)集層[2]。20世紀(jì)70年代以來，東海陸架盆地浙東坳陷西湖凹陷一直在進(jìn)行石油與天然氣的勘探開發(fā)，近年來在古近系平湖組和花港組致密砂巖氣勘探不斷取得突破，且在斷裂附近裂縫發(fā)育帶新獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，使勘探工作的指導(dǎo)思想開始從遠(yuǎn)離并避開斷層向近斷層尋找裂縫帶轉(zhuǎn)變。裂縫是致密砂巖儲(chǔ)集層重要的儲(chǔ)集空間之一，為油氣運(yùn)聚提供流體運(yùn)移通道[3-4]，且可提高油氣產(chǎn)量，是致密砂巖氣高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素[5]。西湖凹陷中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶發(fā)育一系列逆沖構(gòu)造，受到較強(qiáng)的構(gòu)造擠壓應(yīng)力作用，巖心常見破碎段，裂縫也較為發(fā)育，可能鉆遇裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層。目前研究區(qū)還未深入探討其裂縫的發(fā)育狀況、成因、期次及與油氣大規(guī)模充注成藏的匹配關(guān)系。本文在巖心裂縫宏觀觀察和薄片裂縫微觀描述的基礎(chǔ)上，采用多種分析測(cè)試手段，厘定花港組裂縫發(fā)育期次及與油氣大規(guī)模充注成藏的匹配關(guān)系，力圖為鉆井設(shè)計(jì)提供理論依據(jù)，并為西湖凹陷花港組油氣勘探提供理論技術(shù)支持。

1 地質(zhì)背景

西湖凹陷位于東海海域，是東海陸架盆地浙東坳陷的次一級(jí)構(gòu)造單元，呈北北東向展布，南北長(zhǎng)約400 km，東西寬約100 km，面積約5.18×104km2[6]。凹陷自西向東依次可分為西部斜坡帶、中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶和東部斷階帶[7-8]，本文研究區(qū)為中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶中部的寧波構(gòu)造（見圖 1a），并按含油氣性將研究區(qū)劃分為A—E共5個(gè)區(qū)。研究目的層為花港組，以T21地震反射界面為界分為上、下兩段，并分為12個(gè)小層，H1—H5為花港組上段，H6—H12為花港組下段。

自白堊紀(jì)以來，東海盆地經(jīng)歷了 7次區(qū)域性構(gòu)造運(yùn)動(dòng)（見圖1b），即基隆活動(dòng)、雁蕩活動(dòng)、甌江活動(dòng)、玉泉活動(dòng)、花港活動(dòng)、龍井活動(dòng)和沖繩海槽活動(dòng)[9-10]。白堊紀(jì)至始新世末稱為裂谷期，以拉張作用為主，發(fā)育張扭性斷裂；漸新世末至中新世末稱為反轉(zhuǎn)期，以水平擠壓作用為主，發(fā)育壓扭性斷裂；上新世末期至第四紀(jì)為區(qū)域沉降期，東海陸架盆地和沖繩海槽盆地分別以區(qū)域沉降和弧后擴(kuò)張作用為主，生成剪切平移性斷裂[11-12]。研究表明，東海海盆發(fā)育著以北北東—北東向斷裂為主、北西向和近東西向斷裂為輔的 3組斷裂系統(tǒng)，斷裂的形成及演化與東海經(jīng)歷的裂谷-反轉(zhuǎn)-區(qū)域沉降 3個(gè)主要階段密切相關(guān)[13-14]。本文重點(diǎn)研究不同力學(xué)性質(zhì)的褶皺和斷裂形成與演化伴生的裂縫系統(tǒng)及其與油氣充注的匹配關(guān)系。

2 裂縫發(fā)育特征

2.1 宏觀特征

根據(jù)成因分類，研究區(qū)巖心宏觀觀察的裂縫類型在去除鉆井誘導(dǎo)縫后發(fā)育有成巖縫和構(gòu)造縫。成巖縫主要為層間裂縫（見圖2a），其是由沉積韻律變化所形成的一種縫隙[15]，此外還包括少量發(fā)育的收縮縫（見圖2b）、風(fēng)化縫、礫內(nèi)縫和礫緣縫等。構(gòu)造縫是構(gòu)造外力作用于巖石，當(dāng)巖石內(nèi)部應(yīng)力超過破裂條件時(shí)產(chǎn)生的裂縫[15-17]（見圖 2c、圖 2d）。根據(jù)對(duì)研究區(qū)花港組19口取心井共計(jì)869.95 m巖心觀察統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)成巖縫發(fā)育439條，每口取心井均有發(fā)育；構(gòu)造縫發(fā)育63條，數(shù)量較少，可能與局部構(gòu)造或斷層活動(dòng)有關(guān)[18]。

參照表 1裂縫產(chǎn)狀分類標(biāo)準(zhǔn)[19]，在巖心觀察到的502條成巖縫和構(gòu)造縫中，水平縫共有173條，占總裂縫的 34.4%；低角度斜交縫共有 270條，占總裂縫的53.8%；高角度斜交縫共有40條，占總裂縫的8.0%；垂直縫共有19條，占總裂縫的3.8%。研究區(qū)巖心裂縫主要為低角度斜交縫和水平縫，高角度斜交縫和垂直縫發(fā)育較少，且成巖縫中主要發(fā)育低角度斜交縫和水平縫，構(gòu)造縫則全為高角度斜交縫和垂直縫。

2.2 微觀特征

根據(jù)鏡下薄片觀察微觀裂縫與巖石顆粒的位置分布關(guān)系，可分為穿粒縫、粒內(nèi)縫和粒緣縫[20-22]。穿粒縫為構(gòu)造成因，常呈平行狀，延伸不受巖石顆粒限制；粒內(nèi)縫和粒緣縫為非構(gòu)造成因，分布規(guī)律不明顯，分布于大顆粒石英內(nèi)部和邊緣[23]。同時(shí)常見縫合線構(gòu)造及泥質(zhì)條帶。

圖1 西湖凹陷中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶區(qū)域構(gòu)造位置及地層綜合柱狀圖

圖2 研究區(qū)花港組巖心裂縫類型圖版

表1 裂縫產(chǎn)狀類型劃分參照表[19]

根據(jù)研究區(qū)花港組薄片觀察統(tǒng)計(jì)，A、B區(qū)（見圖1a）微觀裂縫較為發(fā)育。A區(qū)微觀裂縫均為穿粒縫，其中充填縫占50%，充填物主要為泥炭質(zhì)及方解石（見圖 3a、圖 3b）；穿粒縫延伸較長(zhǎng)，而寬度不等，最寬可達(dá)1.5 mm（見圖3c），連通性較好。B區(qū)微觀裂縫以穿粒縫為主，占 61%，粒緣縫為次，占 30%，少見粒內(nèi)縫；粒緣、粒內(nèi)縫均未被填充，延伸較短或未與外部聯(lián)通，寬度較窄（0.03 mm左右，見圖3d），有效性差?？傮w上研究區(qū)花港組鏡下微觀裂縫以穿?？p為主，占76%，粒緣、粒內(nèi)縫次之，共占 24%。微觀裂縫總體有效性較好，以未充填縫為主，占71.4%，充填物主要為泥炭質(zhì)、方解石。

微觀裂縫及斷裂體系作為流體高速運(yùn)移通道在改善儲(chǔ)集層滲流能力的同時(shí)也促進(jìn)了溶蝕作用的發(fā)生。鏡下薄片觀察（見圖4）及斷裂體系分析表明：微裂縫發(fā)育帶及油源斷層附近往往伴隨著強(qiáng)溶蝕發(fā)育帶。以D區(qū)花港組為例，H3段均以大型辮狀河巨厚心灘、河床疊置砂體為主，沉積差異小，但構(gòu)造內(nèi)部相近埋深儲(chǔ)集層物性差異明顯，H3段物性受斷層發(fā)育的影響明顯。D-1、D-2井區(qū)發(fā)育正斷層（溝通油源）且斷距較大，斷層及伴生裂縫輸導(dǎo)酸性溶蝕性流體能力較強(qiáng)，因此H3段物性好于其他井；D-4井區(qū)的逆斷層（溝通油源）斷距不明顯，斷層及伴生裂縫僅有一定的輸導(dǎo)酸性溶蝕性流體的能力，導(dǎo)致H3段的物性尤其是滲透性略差于D-1、D-2井區(qū)；而D-3井區(qū)不發(fā)育油源斷層，缺乏酸性流體來源，溶蝕作用弱，物性最差（見表2）。

2.3 測(cè)井裂縫解釋

成像測(cè)井由于其分辨率高、全井眼掃描的特征，因此可以反映宏觀地質(zhì)現(xiàn)象，如層理、裂縫、縫合線等。根據(jù)地質(zhì)現(xiàn)象在成像測(cè)井成果圖上的影像特征[22-26]，利用巖心裂縫觀察結(jié)果對(duì)成像測(cè)井影像特征進(jìn)行巖心分析，總結(jié)得出研究區(qū)花港組各類型裂縫的響應(yīng)特征（見圖5）。根據(jù)影像特征初步將天然裂縫分為未充填縫和充填縫，根據(jù)成因?qū)⑵浞譃槌蓭r縫和構(gòu)造縫，成像測(cè)井上識(shí)別出的成巖縫基本為層間裂縫。

圖3 A、B區(qū)花港組裂縫鏡下微觀特征圖版

圖4 花港組鏡下微裂縫促進(jìn)溶蝕發(fā)育的薄片圖版

表2 研究區(qū)單井成像測(cè)井裂縫識(shí)別結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

統(tǒng)計(jì)研究區(qū)4區(qū)、12口井的天然裂縫成像測(cè)井識(shí)別結(jié)果發(fā)現(xiàn)，天然裂縫以層間縫為主，占63.45%，構(gòu)造縫相對(duì)較少，占36.55%；層間縫和構(gòu)造縫均以充填縫為主，占 72.77%，未充填縫所占比例較少，為27.23%。初步判斷12口成像測(cè)井井段上發(fā)育的裂縫有效程度相對(duì)較低。

通過對(duì)構(gòu)造縫的走向、產(chǎn)狀、寬度和充填特征的統(tǒng)計(jì)分析（見圖6）發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)構(gòu)造縫主要發(fā)育于A、B區(qū)，構(gòu)造縫的走向主要為北東向 60°～80°，與構(gòu)造軸線和斷裂走向一致；構(gòu)造縫主要發(fā)育為高角度斜交縫，占總裂縫數(shù)的71.88%，另有垂直縫占14.37%，低角度斜交縫占13.75%；構(gòu)造縫寬度主要為0～0.5 mm，其次是0.5～1.0 mm，寬度大于1.0 mm的數(shù)量較少；構(gòu)造縫主要為充填縫，所占比例為75.58%。

圖5 研究區(qū)典型FMI成像測(cè)井裂縫識(shí)別結(jié)果

圖6 研究區(qū)構(gòu)造縫成像測(cè)井識(shí)別特征

3 裂縫發(fā)育期次與油氣充注關(guān)系

3.1 裂縫發(fā)育期次

本文通過巖心及鏡下裂縫觀察，建立裂縫、裂縫充填物的時(shí)序及組合關(guān)系，進(jìn)一步對(duì)裂縫充填方解石脈進(jìn)行各項(xiàng)地球化學(xué)分析測(cè)試，厘定了研究區(qū)花港組儲(chǔ)集層裂縫發(fā)育期次。

3.1.1 巖心及鏡下觀察裂縫發(fā)育期次

巖心觀察中構(gòu)造縫與成巖縫之間存在明顯的切割關(guān)系（見圖7a），圖中高角度斜交構(gòu)造縫切割近水平的層間縫，而構(gòu)造縫之間未見明顯切割關(guān)系，因此構(gòu)造縫的形成應(yīng)晚于層間縫。鏡下裂縫觀察常見泥質(zhì)條帶和縫合線因撓曲變形破裂形成的微裂縫（見圖7b），其延伸短、寬度窄、有效性差，同時(shí)也觀察到發(fā)育于泥質(zhì)條帶中延伸長(zhǎng)、寬度寬、有效性好的穿粒縫（見圖7c），因此將前者歸為受較弱構(gòu)造應(yīng)力影響形成的構(gòu)造微裂隙，其通常發(fā)育于構(gòu)造應(yīng)力較弱的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)前期；后者為受較強(qiáng)構(gòu)造應(yīng)力影響形成的構(gòu)造縫。穿?？p中可見泥炭質(zhì)充填物破裂成縫的現(xiàn)象（見圖7d），說明現(xiàn)今構(gòu)造縫的形成受控于多期次構(gòu)造活動(dòng)。

圖7 花港組巖心及鏡下裂縫期次觀察圖版

3.1.2 陰極發(fā)光判識(shí)裂縫發(fā)育期次

方解石脈體在鏡下呈現(xiàn)不同強(qiáng)度的陰極光，陰極光強(qiáng)度取決于脈體中Mn2+/Fe2+值[27-28]。根據(jù)陰極發(fā)光的特征（圖 8），研究區(qū)構(gòu)造縫充填方解石脈體可分為兩期：一期方解石脈體發(fā)暗紅光，成團(tuán)塊狀分布裂縫兩側(cè)；另一期方解石脈體發(fā)橙紅色光，條帶狀分布在裂縫中部及暗紅色團(tuán)塊周圍。兩期方解石脈體界限不清，其形成時(shí)期相近，具有繼承性。

3.1.3 微量元素分析裂縫發(fā)育期次

高角度構(gòu)造裂縫中的方解石在鏡下可分為兩類：第 1類為粗晶方解石，表明較干凈，位于裂縫中心；第 2類為細(xì)晶方解石，位于裂縫的邊緣部位，表面較臟（見圖9a、圖9b）。

激光原位微區(qū)微量元素測(cè)定分析（見表3、表4）表明，第2類方解石早于第1類方解石沉淀；第2類方解石具較高的Na、K、Al、Ba、Si和Fe/Mn含量；兩類方解石微量元素雷達(dá)圖呈現(xiàn)明顯不同的特征（見圖9c、9d），證明裂縫中沉淀方解石的流體具有多期性和繼承性。

3.1.4 流體包裹體劃分裂縫發(fā)育期次

圖8 花港組巖心裂縫充填方解石陰極發(fā)光特征

圖9 花港組巖心裂縫充填方解石微量元素分析圖

表3 第1類粗晶方解石微量元素分析結(jié)果

表4 第2類細(xì)晶方解石微量元素分析結(jié)果

流體包裹體是成巖成礦流體在礦物生長(zhǎng)過程中，被包裹在礦物晶格缺陷或穴窩中的地質(zhì)流體樣品[29-31]?？筛鶕?jù)觀察測(cè)定與裂縫充填物同時(shí)期形成包裹體的巖相學(xué)特征及均一溫度，推測(cè)裂縫形成的時(shí)期[32-33]。

對(duì)賦存于裂縫方解石脈中的大量包裹體觀察鑒定發(fā)現(xiàn)，包裹體主要沿裂縫方解石脈微裂隙成帶狀分布，無(wú)熒光顯示（見圖10a），并存在含油包裹體豐度（GOI）較高（4%～5%）的油氣包裹體、深灰色氣烴包裹體、無(wú)色—灰色含烴鹽水包裹體，局部少見呈褐色的液態(tài)烴包裹體。觀察中還可見細(xì)晶方解石脈晶間微縫隙及砂巖粒間孔隙中含中輕質(zhì)油，顯示較強(qiáng)淺藍(lán)色熒光（見圖10b）。依據(jù)所測(cè)A區(qū)裂縫方解石脈中的包裹體均一溫度（Tm），將裂縫包裹體分為3期：第Ⅰ期，Tm值為136～159 ℃，氣液比低于5%；第Ⅱ期，Tm值為162～179 ℃，氣液比低于5%；第Ⅲ期，Tm值為196～207 ℃，氣液比低于10%（見圖11）。

與研究區(qū)熱史、埋藏史（見圖12）對(duì)比發(fā)現(xiàn)，裂縫第Ⅰ期包裹體均一溫度大體上與喜馬拉雅期龍井活動(dòng)中—晚期（以下簡(jiǎn)稱龍井活動(dòng)）地溫對(duì)應(yīng)，應(yīng)為龍井活動(dòng)時(shí)期所捕獲；裂縫第Ⅱ期包裹體均一溫度與喜馬拉雅期沖繩活動(dòng)時(shí)期（以下簡(jiǎn)稱沖繩活動(dòng)）地溫相符，應(yīng)為沖繩活動(dòng)時(shí)期所捕獲；裂縫第Ⅲ期包裹體均一溫度較高，具有深埋藏流體活動(dòng)特征，油氣充注后期構(gòu)造縫仍可作為油氣運(yùn)移通道，或者為包裹體的漏失、變形和伸展所導(dǎo)致。

圖10 花港組巖心裂縫方解石脈中包裹體鏡下特征

圖11 A區(qū)花港組裂縫方解石充填物包裹體均一溫度分布圖

根據(jù)以上研究，厘定了西湖凹陷中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶花港組儲(chǔ)集層構(gòu)造裂縫發(fā)育期次：第 1期裂縫，龍井活動(dòng)早期較弱的構(gòu)造應(yīng)力促使泥質(zhì)條帶、縫合線等繞曲變形破裂產(chǎn)生構(gòu)造微裂隙，其延伸短，寬度窄、有效性差；第 2期裂縫，龍井活動(dòng)中—晚期，水平擠壓構(gòu)造應(yīng)力使中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶發(fā)育規(guī)模大、延伸長(zhǎng)、有效性好的構(gòu)造縫，對(duì)應(yīng)裂縫方解石脈中第Ⅰ期包裹體；第3期裂縫，沖繩活動(dòng)—現(xiàn)今，構(gòu)造活動(dòng)使第2期裂縫重新打開，形成繼承性發(fā)展的構(gòu)造縫，對(duì)應(yīng)裂縫中方解石脈中第Ⅱ期包裹體。

3.2 裂縫發(fā)育期次與油氣充注關(guān)系

根據(jù)自生伊利石40Ar/38Ar同位素定年數(shù)據(jù)（見表5）[34]，A、B區(qū)中H3、H4小層天然氣最早充注時(shí)間為距今9.35～11.40 Ma，對(duì)應(yīng)龍井活動(dòng)中期。同時(shí)通過將花港組各賦存物包裹體均一溫度測(cè)定結(jié)果與研究區(qū)生烴強(qiáng)度、埋藏史及熱演化史對(duì)比，結(jié)合對(duì)生烴強(qiáng)度的研究（見圖12）發(fā)現(xiàn)，西次凹及東次凹在埋藏過程中主要有兩次高強(qiáng)度生烴。第1次對(duì)應(yīng)龍井活動(dòng)時(shí)期，在埋藏及構(gòu)造應(yīng)力作用下，儲(chǔ)集層逐漸致密，東次凹與西次凹雙向供烴，這與自生伊利石測(cè)年結(jié)果相匹配；第 2次為沖繩海槽活動(dòng)期—現(xiàn)今，東、西次凹繼續(xù)供烴。

研究區(qū)花港組儲(chǔ)集層裂縫發(fā)育期次與油氣充注期次的匹配關(guān)系如圖13所示。第1期油氣充注為主要充注期，以天然氣充注為主、原油充注為輔，充注時(shí)期為距今9～12 Ma，對(duì)應(yīng)龍井活動(dòng)中晚期。包裹體賦存于裂縫方解石脈及第2期方解石膠結(jié)物中，均一溫度為136～159 ℃，發(fā)育豐度均較高（GOI值為3%～5%），賦存于第2期方解石膠結(jié)物中包裹體局部GOI值高達(dá)40%[35]，此時(shí)研究區(qū)受龍井活動(dòng)影響，花港組發(fā)育第2期構(gòu)造縫，其規(guī)模大、延伸長(zhǎng)、有效性好，對(duì)油氣運(yùn)移與輸導(dǎo)起重要作用。第 2期油氣充注時(shí)期較晚，為距今0～3 Ma，對(duì)應(yīng)沖繩海槽活動(dòng)時(shí)期—現(xiàn)今，油氣充注規(guī)模較大，為次要充注期，以天然氣充注為主。賦存于裂縫方解石脈中的包裹體均一溫度為162～207 ℃，氣液比低于10%。其最高均一溫度可達(dá)196～207 ℃，具有深埋藏?zé)嵋毫黧w活動(dòng)特征。此時(shí)第 2期構(gòu)造縫受沖繩海槽活動(dòng)影響重新開啟，第 3期構(gòu)造縫在其基礎(chǔ)上繼承性發(fā)展，為油氣的持續(xù)運(yùn)移與輸導(dǎo)創(chuàng)造了條件。

表5 西湖凹陷自生伊利石40Ar/38Ar同位素組成定年測(cè)試結(jié)果表

圖12 B-1井埋藏史、熱史、生烴史綜合分析圖

通過對(duì)B-2井H5小層4 240.00～4 308.00 m層段儲(chǔ)集層測(cè)試，其隨鉆測(cè)試日產(chǎn)氣4.98×104m3（7.14 mm油嘴），無(wú)阻流量日產(chǎn)氣9.80×104m3，特低滲儲(chǔ)集層測(cè)試成功。其測(cè)試段測(cè)井解釋（加權(quán)）物性：平均孔隙度為7.1%，平均滲透率為0.37×10-3μm2。4 245.65～4 248.47 m井段巖心物性：平均孔隙度為6.2%，平均滲透率為 0.19×10-3μm2（見圖 14）。而該井 4 247.85～4 248.30 m巖心處觀察到高角度構(gòu)造縫發(fā)育（見圖2d），因此證實(shí)了構(gòu)造縫對(duì)特低滲儲(chǔ)集層物性尤其是滲透率提升明顯，也證實(shí)了裂縫對(duì)產(chǎn)能的影響起重要作用。同時(shí)該測(cè)試段測(cè)井解釋存在尖峰氣測(cè)響應(yīng)異常，油氣顯示良好，裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層勘探開發(fā)潛力巨大。

圖13 裂縫發(fā)育期次與油氣充注期次匹配關(guān)系綜合圖

圖14 B-2井4 245.65～4 248.47 m處巖心物性圖

4 結(jié)論

西湖凹陷中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶花港組儲(chǔ)集層裂縫以水平—低角度充填層間縫為主，其有效性差，對(duì)油氣運(yùn)移與輸導(dǎo)作用?。桓呓嵌葮?gòu)造縫為輔，主要發(fā)育于A、B區(qū)，其規(guī)模大、延伸長(zhǎng)、有效性好，對(duì)油氣運(yùn)移與輸導(dǎo)起重要作用。且微裂縫在改善儲(chǔ)集層滲流能力的同時(shí)也促進(jìn)了溶蝕作用的發(fā)生，故研究區(qū)可能鉆遇裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層。

研究區(qū)花港組儲(chǔ)集層成巖縫形成于儲(chǔ)集層成巖階段，對(duì)油氣運(yùn)移與輸導(dǎo)作用較小。構(gòu)造縫根據(jù)受控構(gòu)造運(yùn)動(dòng)及與油氣充注關(guān)系可劃分為 3期：①喜馬拉雅期龍井活動(dòng)早期（距今12～13 Ma），構(gòu)造應(yīng)力僅促使縫合線及泥質(zhì)條帶產(chǎn)生撓曲變形破裂，該期構(gòu)造微裂縫延伸短、寬度窄、有效性差，對(duì)油氣的運(yùn)移與輸導(dǎo)作用小；②喜馬拉雅期龍井活動(dòng)中—晚期（距今9～12 Ma），構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶構(gòu)造縫發(fā)育，其規(guī)模大、延伸長(zhǎng)、有效性好，同時(shí)與第 1次油氣大規(guī)模充注時(shí)間（距今9～12 Ma）相匹配，對(duì)油氣運(yùn)移、輸導(dǎo)、聚集起重要作用；③喜馬拉雅期沖繩海槽活動(dòng)—現(xiàn)今（距今0～3 Ma），部分構(gòu)造縫受沖繩海槽活動(dòng)影響而重新打開并進(jìn)一步發(fā)育，與第2次（距今0～3 Ma）天然氣大規(guī)模充注相匹配，為天然氣的持續(xù)運(yùn)移與輸導(dǎo)創(chuàng)造了條件。西湖凹陷花港組儲(chǔ)集層裂縫發(fā)育為油氣的運(yùn)聚提供了充足的儲(chǔ)滲空間和持續(xù)有效的通道，研究區(qū)裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層勘探開發(fā)潛力巨大。