王震亮，王 晨，何星辰，祁 妙

(西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室/CO2捕集与封存技术国家地方联合工程中心,陕西 西安 710069)

随着世界对油气资源需求量不断加大,深层油气资源成为当前和未来油气勘探发展的最重要领域之一[1-4]。油气勘探实践证明,在全球范围内,盆地深层蕴藏着丰富的油气资源[2,5-6];中国深层油气勘探所发现的油气储量占比逐年增加[2],已成为油气勘探的重要方向,具有广阔的发展前景[7]。近年来,随着深层油气勘探持续不断推进,在地质理论认识、分析测试技术和评价预测方法等方面已有众多新的进展[2,5,8]。

白云凹陷位于南海北部大陆边缘陆坡区珠江口盆地南部珠二拗陷内,水深为200～3 000 m,北、南两侧分别是番禺低隆起和南部隆起带[9],西南侧是云开低凸起,东南侧是云荔低凸起,东北侧是东沙隆起(见图1)。白云凹陷面积约1.206×104km2,最大沉积厚度达11 000 m,充填地层为新生界。

南海北部陆缘珠江口盆地白云凹陷深水区是已被勘探实践证实的富生烃凹陷,具有油气兼生、以气为主的油气资源特征。截至2019年底,累计发现三级地质储量天然气近3 000×108m3,原油近8 000×108m3[10]。“十三五”之前,白云凹陷油气勘探主要集中在中浅层,近90%的探明油气储量集中在中新统珠江组下段。近几年在珠海组及之下的中深层钻遇规模性储层,逐渐揭示白云凹陷中深层的油气勘探潜力。

研究发现,白云凹陷经历两期裂陷拉张作用,且持续时间久,基底热流值表现为幕式升高特征,磷灰石裂变径迹(apatite fission track, AFT)热史模拟显示,在距今5 Ma存在一期古地温快速增加[11],这种热演化背景,有利于有机质向油气转化。白云凹陷油气生成具有“源热共控”的特征[12],文昌组湖相烃源岩现今已多处于过成熟状态,恩平组发育的三角洲煤系和海相泥岩2类烃源岩,处于过成熟、成熟、低成熟状态,现今仍在持续排烃。白云凹陷底辟构造的发育,揭示白云凹陷深层曾孕育过超压,并发生过超压的释放[13-14]。盆地深层异常高压可作为油气运移的重要动力,为深层油气藏形成创造了有利条件[15-16],因此流体动力与深层油气运聚成藏关系密切,引起人们广泛关注。

白云凹陷油气勘探潜力巨大,浅层发现了多个规模性油气聚集带,但是深层油气成藏条件研究较为薄弱,存在多个研究上的难点,兼具深水、深层、非常规油气的特点,客观上对研究方法和技术手段的选取提出了挑战。因此,本文利用钻测井和三维地震资料,使用三维盆地模拟技术和油气成藏综合研究方法,以白云凹陷深层流体动力和输导体系为基础,分析深层油气运移成藏条件和动态过程,明确深层的油气运聚和成藏模式,从而为白云凹陷深层有利区带预测提供较为可靠的科学证据。

图1 白云凹陷在珠江口盆地的构造位置、构造单元划分与地层综合柱状图[17-18]Fig.1 The structure location of Baiyun depression in Pearl River Mouth Basin, and its division of structural units and stratigraphy synthesis bar chart

1 油气地质背景

白云凹陷位于珠江口盆地深水区,北接番禺低隆起,南邻南部隆起和荔湾凹陷[17],是珠江口盆地内面积最大、沉积最厚的新生界巨型凹陷。凹陷位于南海北部陆架-陆坡减薄过渡带,多幕拉张、裂陷使得其地壳厚度向洋盆方向递减。

白云凹陷在新生代经历了3个构造演化阶段,形成了3层盆地结构。凹陷经历了断陷期、拗陷期和断块升降期,先后发生了神狐运动、珠琼运动、南海运动、白云运动、东沙运动等多期构造运动。白云凹陷的基底是海相沉积岩夹岩浆岩和变质岩,新生代的沉积结构包括:断陷期湖相沉积、拗陷沉降期海陆过渡相-浅海相沉积、断块升降期深海陆坡和深海相等3个主要沉积充填阶段。

文昌组和恩平组是珠江口盆地主要的烃源岩层系,受资料所限,本文重点研究恩平组烃源岩。恩平组是白云凹陷的主力烃源岩,主洼内最厚达5 000 m。受控于沉积相带的分布,恩平组烃源岩呈二元分布特征[9],即三角洲煤系和海相泥岩,其中凹陷北部的缓坡区发育三角洲烃源岩,包括煤层、炭质泥岩和暗色泥岩,地球化学指标以高双杜松烷、低奥利烷和高姥植比为特征。南部海相烃源岩发育于凹陷深部,不仅有陆源有机质的贡献,同时包含海生藻类的贡献。恩平组可细分为上、中、下3段(见图1),上段地层发育大规模三角洲沉积,砂岩含量较多,主要作为深部储层,中段和下段暗色泥岩含量多,是主力烃源岩。

恩平组、珠海组和珠江组内发育白云凹陷的主要储集层[18],岩性主要为砂岩。恩平组沉积时期主要有3个方向的物源供给:北部缓坡带、西南断阶带、东部来自南部隆起的缓坡带,其中北部缓坡带是主要的物源方向。珠海组是海陆过渡相到浅海陆架沉积,发育浅海三角洲,可以划分为6个三级层序,储层主要为三角洲沉积的砂岩储层。珠江组是三角洲-陆坡深水沉积,发育三角洲和深水扇砂岩储层。

恩平组内发育大面积连片的三角洲,并从沉积早期到晚期呈现出由南向北逐次推进的过程,恩平组形成了适中的砂地比,有利于岩性、地层圈闭的发育。珠海组主要发育构造圈闭和构造-岩性复合圈闭2大类,构造圈闭又包括断背斜圈闭和断块圈闭等类型。

2 流体动力分布及其演化

盆地和含油气系统尺度的模拟,是恢复古流体动力的有效手段。研究中使用了斯伦贝谢公司的PetroMod三维模拟软件。模拟的路径为从烃源系统、输导体系到圈闭系统。

模拟所用的地质参数关系到模拟结果的成败。本研究在前期已投入大量基本工作,以便提高所选参数的准确性。这些工作包括:地质格架模型与关键地质时间、压实系数、大地热流、烃源岩模型的建立等。

模拟的第一步是获取精确的三维地质格架和地质时间。白云凹陷的关键界面(Tg、T80、T70、T60、T50、T40、T35、T32、T30、T20和海底等)来自三维地震资料解释结果,从中海油研究总院工作站的三维地震工区中导出,然后利用中海油总院提供的公式进行时-深转换。

模拟至今的温度、压力等古参数,经过与已有实测数据的对比,将其误差普遍控制在10%以内,确保了古参数恢复的准确、可靠。

2.1 白云主洼的超压演化与排烃效应

研究表明,白云凹陷恩平组发育明显超压。恩平组沉积时期,沉积了厚度超过5 000 m的地层,沉积速率超过1 000 m/Ma,巨大的沉积速率,再加上洼陷带地层泥岩含量较高,主洼恩平组自距今33.9 Ma就开始发生压实作用增压,早于生烃增压开始的时间(见图2)。距今23.8 Ma以来,恩平组中段烃源岩内总的剩余压力从15.25 MPa,增至距今16.5 Ma的26.24 MPa,距今10.5 Ma的32.74 MPa,现今可达36.97 MPa。在这一演化时段,欠压实引起的超压占55%～70%,生烃增压所占贡献为30%～45%。恩平组是白云凹陷的主力烃源岩,突显出生烃增压对恩平组超压的贡献。生烃增压的贡献与烃源岩的有机质类型、丰度和热演化程度等因素有关,因此生烃增压在主洼的数量最大,且发育时间最早。其次,东洼和西洼的生烃增压也比较可观。

本次研究利用白云凹陷录井资料中的泥浆密度和泥岩实测破裂压力数据,根据泥岩的应变曲线[19],推测了深层烃源岩的破裂压力界限,对不同时期深层流体压力与泥岩地层破裂压力界限的相对大小和分布进行比较(见图3)。结果显示,珠海组沉积末以来(距今23.8 Ma),主洼恩平组烃源岩剩余压力均大于泥岩排替压力,说明油气能够克服毛细管阻力,排出烃源岩外。白云凹陷主洼恩平组烃源岩的流体压力约在距今8 Ma超过了泥岩地层的破裂压力界限,允许油气以幕式混相方式排出于烃源岩之外,超压引起地层破裂的排烃方式仅限于白云凹陷的主洼。研究还发现,东、西、南洼未能以这种方式排烃,油气主要以克服毛细管阻力的形式进行稳态游离相排烃。

根据本次盆地模拟结果,白云凹陷天然气资源量可达22.26千亿方,石油资源量可达11.35亿吨。虽然目前发现的油气储量主要分布在珠江组下段,但与油、气的资源量相比,目前储量的发现率较低,仅占天然气和石油资源量的13.5%和6.2%。这些数据说明,珠江组已发现油气储量仅占深层油气资源量很小的比例,大部分资源应该尚存深层。

图2 白云凹陷主洼中心恩平组中段在不同演化时期欠压实增压与生烃增压的贡献对比Fig.2 Comparison of contributions between undercompaction and pressurization by hydrocarbon generation, in the middle member of Enping Formation in the center of the main sag of Baiyun Depression during different evolutional periods

图3 白云凹陷主洼恩平组中段流体压力(Pp)与破裂压力(Plm)在不同时期的大小对比关系Fig.3 The comparison between fluid pressure (Pp) and fracture pressure (Plm) in the middle of Enping Formation from the main sag of Baiyun Depression during different periods

2.2 白云凹陷的气势梯度演化及对运聚的影响

流体势作为地下流体动力的综合表现形式,是分析油气运移、聚集等问题的有效途径[20-21]。恩平组烃源岩以生气为主,因此本文在明确了恩平组超压的基础上,计算了恩平组地层的气势,计算中,考虑了相态变化对天然气密度的影响[22]。在此基础上,利用气势梯度刻画流体在不同时期动力的强弱。其中,高气势梯度表示气势在该方向变化大,流体动力强,有利于天然气运移;相反,低气势梯度表示流体动力较弱,更有利于天然气汇聚。

1)不同时期恩平组上段气势梯度的分布

珠江组沉积末(距今16.5 Ma),恩平组上段气势梯度表现为主洼大部分区域以及周缘区域气势梯度较大(见图4A)。东洼出现小区域的气势梯度异常高值, 气势梯度为全区最高。 主洼西南部气势梯度可达800～1 000 m/km， 主洼东部和北坡则较小, 约为500 m/km。 整个区域气势梯度相对高的范围较大, 油气可缓慢地向四周运移。

粤海组沉积末(距今5.3 Ma),恩平组上段表现为主洼西南部、主洼东部、东洼和主洼东北的气势梯度大,其余区域小(见图4 B)。主洼西南部,气势梯度较韩江组沉积末相比(距今10.5 Ma)略有增大,最大约为1 800 m/km。主洼东部的气势梯度可达1 000 m/km。北坡周围的气势梯度基本保持稳定,为400～1 000 m/km。说明东洼在此时期存在较大的油气运移动力,气势梯度在距主洼较远的区域依然较高,且与韩江组沉积末相比变大,致使油气运移的动力更为充足。

A 距今16.5 Ma; B 距今5.3 Ma图4 白云凹陷恩平组上段气势梯度分布与天然气运移矢量图Fig.4 The gas potential gradient distribution and gas migration vector diagram in the upper member of Enping Formation in Baiyun Depression

2)主洼-北部、主洼-东部的气势梯度差异与运聚阶段划分

油气运移是过程,聚集是结果,油气聚集在时间上只是二次运移过程中短暂的一刻,在空间上也只占二次运移长河中很小的一部分。所以,油气的聚集和成藏是运移动力达到稳定和相对平衡后才能发生。对比发现,白云凹陷深层已有油气发现处(如B5-2)的气势梯度在400 m/km左右,可据此将其作为油气发生运移的动力起点。

分析认为,白云凹陷深层恩平组上段主洼-北坡的气势梯度较大,油气运移动力也比较充足,距今10.5 Ma达到最高,由运移阶段转入聚集阶段,晚期稍有减小,粤海组沉积末(距今5.3 Ma)以后可能存在一定的油气调整或散失(见图5);主洼-东部气势梯度一直在增长,有利于晚期的油气运移。而主洼-西南部的气势梯度最大,而且晚期逐渐增大,油气运移动力非常充足。

由此可见,主洼-北坡油气运移成藏较早,主洼东部运移成藏晚。北坡、西南和主洼东部是恩平组深层油气运移的主要方向。

A 主洼-北部; B 主洼-东部图5 白云凹陷恩平组上段气势梯度变化曲线与运聚时期划分Fig.5 The variation curves of gas potential gradient, divided migrating and accumulating periodsin the upper member of Enping Formation of Baiyun Depression

3)根据混合算法得出的天然气运移路径

基于流线和达西的混合算法,本次研究模拟了白云凹陷恩平组油气运移方向和路径,如图6所示,除北坡(番禺低凸起)、主洼东部(白云东倾没端)外，西南部的云开低凸起,都是恩平组油气运移的主要方向。主洼油气运移、成藏时间较早,主洼东部运移成藏晚,油气的运移路径受深层输导砂体和构造脊等因素的影响。

具体来说,从韩江组沉积末(距今10.5 Ma,见图6A)至现今(见图6B),随着恩平组上段埋深的明显增大,气势梯度的分布由较为连续变得较为分隔,天然气的运移矢量(速率和方向)由相对较长距离的延续,运移距离较大,变为较短距离的延续,运移距离较小,其间被若干聚集区所分隔。在这种流体动力背景下,有利于天然气就近在有利的圈闭带内聚集、成藏。

3 输导体系发育特征

输导体系是连接烃源岩与圈闭之间的“桥梁与纽带”[23],本文主要从断裂启闭系数和“断、砂、脊”的配置关系等入手,开展输导性分析。

3.1 断层

白云凹陷断层主要发育于新生代早期, 分布比较密集, 且主要为正断层。 断层延伸距离有数百米至几公里不等,最大可达几十公里。 断层以北倾断层居多, 主要走向有NWW、 EW向, 倾向主要有SSW、 NNE向。 不同等级与不同走向的断层表现为平行断层系、 树枝状断层系和雁列断层系等。

断层在油气的运移过程中是起通道作用还是起封堵作用,受多种地质因素的控制,如断层的走向、埋深、断距、倾角,错断地层剖面的岩性、力学性质,断层两侧地层的对接情况,断层带填充物的物质组成,构造应力的大小与方向,流体性质和温压系统[24-25]。本文根据钻井、地震和各种实测岩石试验资料结合凹陷深层地质特征选取断距、倾角、埋深、岩性、地层压力、构造应力等参数,计算断泥比(shale gouge ration,SGR)、断面正应力、开启系数和连通概率,定量评价主洼-北坡、主洼东部、主洼西南部3个剖面48条断层的输导性能。

研究发现,主洼-北坡断层开启系数大于2.5以及主洼-东部断层开启系数大于2时,断层连通概率均大于0.6,故取主洼-北坡断层开启阈值为2.5,主洼东部断层开启阈值为2。当断层开启系数大于其阈值时，断层的输导性能较好,可以作为油气运移的通道[26]。

A 距今10.5 Ma；B 现今图6 白云凹陷深层恩平组上段天然气运移矢量图Fig.6 Natural gas migrating vector map in upper member of Enping Formation in Baiyun Depression

通过解剖白云凹陷深层48条断层的开启系数和不同区域的开启系数阈值,发现主洼-北坡珠海组断层开启系数平均为2.55,60%断层开启,恩平组开启系数平均为3.69,断层全部开启(见图7A);主洼-东部珠海组断层开启系数平均为2.14,81%断层开启,恩平组开启系数平均为2.6,断层全部开启(见图7B);主洼西南部珠海组断层开启系数平均为2.41,54.5%断层开启,恩平组开启系数平均为3.83,断层全部开启。因此，认为白云凹陷主洼-北坡、主洼东部和主洼西南部3个剖面恩平组断层全部开启,具有良好的输导性能,可作为油气运移通道。珠海组内断层输导性能:主洼东部断层>主洼-北坡断层>主洼西南部断层,其中主洼东部断层开启最多,输导性能最好。

A 主洼-北坡; B 主洼-东部图7 白云凹陷珠海组和恩平组的断层启闭系数分布Fig.7 Distribution of fault opening and closing coefficients of Baiyun Depressionin Zhuhai Formation and Enping Formation respectively

3.2 砂体

砂岩体在油气成藏体系中既能作为油气储存的有利空间,又作为油气运移的通道。由于钻井密度小且钻遇深层珠海组和恩平组的井较少,本文选择采用沉积相和地震属性相结合的方法来确定深层砂岩体分布情况。珠海组物源主要来源于NW方向,砂地比在主洼西北部最大,可达0.80,在凹陷内,由西向东砂地比逐渐减小,在主洼中心最小,主洼东部地区整体砂地比不大。恩平组上段物源方向也是NW向,主洼西南方向有小的物源[18],靠近物源砂地比达最大值0.80,砂地比的分布由西向东逐渐减小,主洼东有小范围砂地比较大的地区(见图8)。恩平组中段只有NW方向物源,主洼东有部分剥蚀区,主洼中心砂地比最小,数值为0.20。恩平组下段有北、东和西南3个方向的物源供给,北部砂地比较大,主洼和南部发育浅海半深海沉积相,砂地比较小。

图8 白云凹陷恩平组上段砂地比分布图Fig.8 The distribution of thickness ratio between sandstone and formation in upper member of Enping Formation in Baiyun Depression

3.3 断层-砂体配置关系

在含油气盆地“下生上储式”生储盖组合中,断裂和砂体配置是油气运移的重要输导通道[27],并在一定程度上制约了油气的分布。研究中将白云凹陷断层-砂体空间配置关系划分为4种类型：Ⅰ型 顺向正断层,断层倾向与地层砂体倾向相同;Ⅱ型 反向正断层,断层倾向与地层砂体倾向相反;Ⅲ型 “屋脊式”正断层,断层一侧断盘倾角远大于另一侧断盘倾角;Ⅳ型 Y型断层。

对白云凹陷深层11个剖面的48条断层进行精细描述,然后根据断层两侧地层砂体的剖面特征,分别研究主洼-北坡,主洼东部和主洼西南部3个主要区域的断层-砂体空间配置关系。统计发现,主洼-北坡主要以Ⅰ型和Ⅱ型断-砂组合为主,Ⅰ型占60%,Ⅱ型占40%;主洼东部主要以Ⅰ型断-砂组合为主,Ⅰ型占67%,Ⅱ型占14%,Ⅲ型和Ⅳ型各占9.5%;主洼西南主要以Ⅰ型和Ⅱ型断-砂组合为主,Ⅰ型占75%,Ⅱ型占25%;根据地层倾向结合3个主要区域断层倾向及断层延伸分布特征,推测4种断-砂配置类型的分布规律。可以看出,断-砂配置类型主要以Ⅰ型和Ⅱ型为主,Ⅲ型次之,Ⅳ型最少。其中Ⅰ型和Ⅱ型断-砂配置类型全区发育,主洼西南部发育少量Ⅲ型断-砂配置类型(见图9)。

通过对白云凹陷深层3个剖面附近24口油气显示井的统计分析,Ⅰ型断-砂组合输导性能最强,更有利于油气运移,其次为Ⅱ型。

图9 白云凹陷恩平组内断层-砂体组合类型平面分布图Fig.9 The plane distribution of assemblage types between fault and sand body in Enping Formation, Baiyun Depression

3.4 断层-构造脊配置关系

本文将白云凹陷断层-构造脊配置关系划分为3种类型:Ⅰ型 顺向-断层垂直于构造脊;Ⅱ型 断层平行于构造脊;Ⅲ型 断层角度相交于构造脊。根据断层平面分布图和构造等值线图在平面上叠加断层,精细划分了48条断层与构造脊的平面关系,分别研究了主洼-北坡、主洼东部、主洼西南部3个主要区域断层-构造脊配置关系(见图10)。

研究发现,主洼-北坡主要以Ⅲ型断-脊组合为主,Ⅲ型占67%,Ⅱ型占20%,Ⅰ型占13%;主洼东部主要以Ⅲ型断-脊组合为主,Ⅲ型占62%,Ⅱ型占19%,Ⅰ型占19%;主洼西南主要以Ⅲ型和Ⅰ型断-脊组合为主,Ⅲ型占67%,Ⅰ型占33%。可见,白云凹陷深层断-脊配置类型主要以Ⅲ型为主,Ⅰ型次之,Ⅱ型最少。

通过对白云凹陷深层3个剖面附近24口油气显示井的统计分析,认为Ⅲ型断-脊组合,比Ⅰ型断-脊组合更加有利于油气运移。

图10 白云凹陷恩平组断层-构造脊配置类型平面分布图Fig.10 The plane distribution of configuration types between fault and structural ridge in Enping Formation, Baiyun Depression

4 白云凹陷深层油气运聚成藏模式

目前在白云凹陷发现的油气储量,主要集中在珠江组下段,但仅占恩平组油气资源量的很少一部分,油气聚集受晚期断裂/底辟和珠江组下段砂岩构造脊的控制。因此，在未来的油气勘探中,应对白云凹陷深层恩平组、珠海组的油气运聚和成藏给予高度重视。

4.1 恩平组:近源、侧向运移和成藏模式

恩平组内泥岩和砂岩互层,中段暗色泥岩比例最高,为主力烃源岩。上、下段内砂岩含量增高,有可能形成近源油气聚集。

以恩平组上段为例,主洼内油气运移开始较早,珠江组沉积末已经发生油气运移聚集,而主洼东部、东洼和西洼等地区,在韩江组沉积末处于运移成藏时期,油气主要向北坡、东部和西南部3个方向运移。恩平组上段油气运移路径主要受输导砂体的制约,北坡和西南部的岩性圈闭开始发生油气聚集,主洼东部在流花29低隆起等区带形成油气聚集。现今,主洼东部的地层/岩性圈闭内可形成一定规模的油气聚集,北坡和西南部也有油气运聚,虽然圈闭的保存条件比主洼东部稍逊一筹,但油气运移动力更加充足,输导砂体发育也更好,有利于形成较大规模的油气聚集和成藏。

基于流体动力和输导体系特征的综合研究,本文建立了恩平组的油气运移成藏模式(见图11)。突出表现为油气在一定范围的近源、侧向运移和聚集成藏,主洼深部烃源岩在晚期发生了幕式排烃,主洼生成的油气在流体势场驱动下,向北坡、主洼-东部和西南部运移,油气运移动力充足,主洼-北坡和主洼-西南部的油气运移成藏比主洼-东部早,且流体动力和输导条件均较好,油气可在岩性/地层圈闭中聚集成藏;主洼-东部发育扇三角洲/三角洲储集体,油气运移至此,可在地层或岩性圈闭中聚集成藏。

4.2 珠海组:早期侧向、晚期垂向运移和成藏模式

珠海组内的油气主要来自下伏的恩平组。从珠江组沉积末至今,珠海组内平面上气势梯度逐渐增大,气势梯度在50～1 000 m/km之间,有利于油气的侧向运移。同时,恩平组上段至珠海组的垂向气势梯度是珠海组内部侧向气势梯度的2～5倍,显示垂向运移的动力更为充足。

图11 白云凹陷深部恩平组上段现今的油气运聚成藏模式Fig.11 The model of hydrocarbon migration and accumulation at presentin deep Enping Formation, Baiyun Depression

珠海组发育较多的储层砂体,包括三角洲砂岩和重力流砂岩,形成了大量的岩性-构造复合圈闭。但主洼北部储层在中新世中期(距今约15 Ma)之后变为低孔、低渗储层[28],故较大规模的侧向运移和成藏主要发生在这一阶段,且主要见于主洼-北部、主洼-西南部。由于珠海组圈闭多受断层的控制,且珠海组断层开启系数较大,故断层主要起到垂向输导油气的作用,断层封闭性较差,因此油气在珠海组以垂向运移为主,侧向运移范围受储层致密化程度的制约。

基于上述分析,建立了珠海组内油气运聚成藏模式(见图12)。主洼内油气在珠江组沉积末即可发生一定规模的油气侧向运移成藏,此时储层尚未致密;主洼-西南部和主洼-北坡存在早期的油气运移,可能是比较有利的油气聚集成藏区域。晚期储层致密后,主要发生油气沿断层的垂向运移。

5 结论

1)白云凹陷深部恩平组和珠海组兼具深水、深层、非常规等特点,给油气运聚和成藏研究带来极大挑战。本文利用已有钻井和三维地震资料,主要使用三维盆地模拟技术和油气成藏综合研究方法,以白云凹陷深层流体动力和输导体系为基础,分析了深层油气运移成藏条件和动态过程,提出了深层的油气运聚成藏模式。

2)主力烃源岩恩平组因受到欠压实和生烃增压等机制的影响,距今23.8 Ma以来,主洼过剩压力的幅度由30 MPa增至45 MPa。烃源岩剩余压力大于泥岩排替压力,油气可克服毛细管阻力,排出烃源岩外。主洼中心在距今8 Ma流体压力大于泥岩的破裂压力,可使烃源岩破裂,发生幕式混相排烃。

3)恩平组上段气势梯度表现为主洼大部分区域以及周缘区域气势梯度较大,东洼出现小范围内气势梯度为全区最高,其余地区气势梯度略小,反映了白云凹陷不同地区间油气运移动力的强弱差别。

4)白云凹陷恩平组断层全部开启,具有良好的输导性能,可作为油气运移通道。珠海组内以主洼东部断层开启最多,输导性能最好。断层与砂体倾向相同的断-砂组合,其输导性能最强,而断层呈一定角度与构造脊相交的断-脊组合更有利于油气运移。

图12 白云凹陷深部珠海组在珠江组沉积末(距今16.5 Ma)的油气运聚成藏模式Fig.12 The model of hydrocarbon migration and accumulation at the end of Zhujiang Formation (16.5 Ma BP) in deep Zhuhai Formation, Baiyun Depression

5)恩平组和珠海组内的油气运聚成藏模式存在一定差异。恩平组内泥岩和砂岩互层,突出表现为油气在一定范围的近源、侧向运移和聚集成藏,主洼和东洼生成的油气在流体势场驱动下向北坡、主洼东部和西南部运移,晚期运移动力充足。珠海组内油气以垂向运移为主,侧向运移规模较小,珠江组沉积末即可发生运移成藏,砂岩储层与断层垂向输导部位匹配处,可形成油气聚集成藏。

致谢：本文在研究过程中得到中海油研究总院的大力支持，在此表示感谢！