珠江口盆地深水區(qū)白云凹陷高熱流背景油氣類型與成藏時(shí)期綜合分析*

米立軍 何 敏 翟普強(qiáng) 朱俊章 龐 雄 陳 聰 馬 寧

(1.中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2.中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054)

油氣類型和成藏時(shí)期是油氣富集規(guī)律與成藏模式研究中的重要問題。因其復(fù)雜性和綜合性，單一研究方法容易得到片面或者不完整的認(rèn)識(shí)，甚至結(jié)論偏頗。目前，油氣類型可以利用分子地球化學(xué)、同位素地球化學(xué)和流體包裹體巖石學(xué)與地層學(xué)等方法開展研究。分析油氣層中儲(chǔ)層孔隙烴和包裹烴的類型和特征，可為重構(gòu)油氣成藏過(guò)程提供直接證據(jù)。成藏年代學(xué)研究方法可大致分為直接法和間接法[1-2]，直接法主要是應(yīng)用放射性元素或稀有氣體同位素進(jìn)行準(zhǔn)確測(cè)年，間接法主要是通過(guò)地質(zhì)分析和流體包裹體分析等方法確定大致成藏年代。相對(duì)而言，間接法因其經(jīng)濟(jì)而高效的特點(diǎn)更容易得到廣泛應(yīng)用，尤其是流體包裹體方法，因其含有豐富的成礦成藏信息而被當(dāng)作研究古流體活動(dòng)的“原始樣品”。另外，流體活動(dòng)是控制沉積盆地物質(zhì)演變和能量再分配的主導(dǎo)因素之一，流體動(dòng)力場(chǎng)的演變常與油氣的生成、運(yùn)移和聚集過(guò)程密切相關(guān)[3]。

白云凹陷主體位于珠江口盆地深水區(qū)地殼向海減薄的細(xì)頸化帶[4-5]，高熱流背景使得深水區(qū)具有異常高地溫梯度，其中南部深水區(qū)現(xiàn)今地溫梯度可達(dá)5～6 ℃/100 m[6-9]。白云凹陷現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)多個(gè)大型油氣藏，說(shuō)明該區(qū)含烴流體運(yùn)移非?；钴S。前人從流體運(yùn)移動(dòng)力演化和斷裂活動(dòng)分析等宏觀角度討論了對(duì)油氣成藏的影響[10 -15]，但是這種高地溫背景下的油氣類型、充注幕次、成藏時(shí)間及古壓力演化之間的耦合關(guān)系研究還很欠缺。本文主要應(yīng)用生物標(biāo)志物地球化學(xué)、天然氣同位素地球化學(xué)、流體包裹體系統(tǒng)分析和盆地模擬相結(jié)合的方法，分析了白云凹陷油氣類型和主成藏時(shí)期，認(rèn)為研究區(qū)存在5類原油和2類天然氣，珠江組和珠海組儲(chǔ)層存在3類油包裹體，至少經(jīng)歷3期泄壓過(guò)程和2期油氣充注。這些認(rèn)識(shí)對(duì)總結(jié)該地區(qū)的油氣富集規(guī)律及指導(dǎo)油氣勘探具有重要意義。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

珠江口盆地是南海北部陸坡區(qū)東段的新生代伸展盆地，屬華南大陸的水下延伸部分，處于太平洋、歐亞及印度-澳大利亞等3大板塊相互作用的特殊構(gòu)造位置和特提斯構(gòu)造域與太平洋構(gòu)造域的混合疊置區(qū)[16-17]。該盆地具有南北分帶、東西分塊和隆坳相間的構(gòu)造格局，主要經(jīng)歷了古新世—始新世的伸展斷陷、漸新世—中中新世的拗陷沉降及晚中新世以后的塊斷升降等3大構(gòu)造演化階段。

白云凹陷是珠江口盆地面積最大、埋藏最深的沉積凹陷(圖1)，也是整個(gè)盆地的沉積和沉降中心，水深約200～2 800 m，新生代沉積厚度最大約12 km[9,16]。該凹陷總體上呈NEE向展布，包括白云西洼、白云主洼、白云東洼和白云南洼。白云凹陷自下而上充填了始新統(tǒng)文昌組河湖相沉積、始新統(tǒng)恩平組大型湖盆-三角洲平原-沼澤相沉積、漸新統(tǒng)珠海組三角洲-淺海陸架過(guò)渡相沉積、中新統(tǒng)珠江組—粵海組三角洲-陸棚-陸坡深水沉積、上新統(tǒng)—第四系黏土質(zhì)-粉砂沉積。新近紀(jì)以來(lái)，白云運(yùn)動(dòng)伴隨著南海擴(kuò)張脊向南躍遷，陸架坡折從之前的白云凹陷南部(23.8 Ma)快速遷移至白云凹陷北部(13.8 Ma)[16,18]，凹陷發(fā)生強(qiáng)烈沉降，這對(duì)烴源巖熱演化和烴類運(yùn)移具有重要意義。

白云凹陷資源潛力巨大且為油氣共生，前人研究[19]認(rèn)為文昌組和恩平組是該區(qū)有效氣源巖。“十二五”研究成果認(rèn)為，白云凹陷文昌組是主要?dú)庠磶r，恩平組是主要油源巖，局部地區(qū)有珠海組陸源海相烴源巖的供烴。目前，在白云主洼東部新鉆遇到恩平組和文昌組淺湖—半深湖相較好烴源巖，是白云凹陷已發(fā)現(xiàn)輕質(zhì)油、揮發(fā)油和凝析油的主要貢獻(xiàn)者。研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)的油氣藏主要分布在白云凹陷斜坡附近和周緣臨近地區(qū)，構(gòu)造上主要位于珠江組坡折帶以北的古珠江三角洲和古東沙三角洲體系，以及珠江組坡折帶以南和珠海組坡折帶以北的古珠江深水重力流、深水扇和珠海三角洲體系。白云東洼油區(qū)具有內(nèi)氣外油的成藏特征，白云主洼北部氣區(qū)具有外氣內(nèi)油的成藏特征，白云主洼東部油氣區(qū)具有下油上氣的成藏特征，白云西洼油氣區(qū)則表現(xiàn)為油氣共存的特征。

2 烴源巖分布及地球化學(xué)特征

白云凹陷發(fā)育文昌組、恩平組和珠海組等3套有效烴源巖(圖2)。文昌組沉積時(shí)期(圖2c)，白云主洼主要為半深—深湖相沉積，是文昌組主力烴源巖的發(fā)育區(qū)；白云東局部發(fā)育文昌組沉積；白云東北早期文昌組不發(fā)育，后期與白云西相似，為淺湖沉積，具備發(fā)育淺湖相泥質(zhì)烴源巖的條件。恩平組沉積時(shí)期(圖2b)，湖盆變寬變淺，白云主洼仍發(fā)育半深—深湖相沉積，但規(guī)模要比文昌組沉積時(shí)期小得多；白云東北和白云東以淺湖沉積為主，具備發(fā)育淺湖泥質(zhì)烴源巖的條件；白云西主要為淺湖沉積和三角洲沉積，濱湖沉積(湖沼)也較發(fā)育，具備發(fā)育淺湖相泥質(zhì)烴源巖和煤系烴源巖的條件。珠海組沉積時(shí)期(圖2a)，盆地處于斷拗轉(zhuǎn)換期，白云主洼主要以三角洲沉積為主，白云東和白云東北發(fā)育陸棚泥巖和陸坡深水泥巖沉積，白云西以三角洲平原沉積為主。

文昌組烴源巖是主力烴源巖，以Ⅱ1型干酪根為主，有機(jī)質(zhì)豐度較高(TOC含量約0.9%～1.7%)，生物標(biāo)志物中來(lái)源于藻類的C27規(guī)則甾烷含量較高，C27-C28-C29ααα規(guī)則甾烷呈L形分布，基本不含C304-甲基甾烷系列，陸源高等植物生源的生物標(biāo)志物如樹脂化合物(T、W)和奧利烷(OL)含量高、低均有分布(表1)。文昌組泥巖普遍富含浮游藻類，如盤星藻和球藻，無(wú)定形有機(jī)質(zhì)主體較高(一般為低等浮游生物降解產(chǎn)物)，孢粉和來(lái)源于陸地高等植物的有機(jī)質(zhì)含量有限，指示文昌組沉積期古湖泊表層生產(chǎn)力高。

圖2 白云凹陷不同類型泥巖平面展布Fig.2 Distribution of different type mudstones in Baiyun sag

恩平組烴源巖是重要烴源巖，以濱淺湖相及河流、湖泊沼澤相泥巖為主，主要為Ⅱ2型干酪根，含少量Ⅱ1或Ⅲ型，TOC含量高，約0.8%～5.8%。恩平組烴源巖中樹脂化合物(T、W)及奧利烷含量從低到高均有分布，其中沼澤相煤系泥巖與湖泊相泥巖相比，其抽提烴中更富含樹脂類化合物及奧利烷(表1)。整體而言，恩平組泥巖孢粉組合以松粉-榆粉組合和淚杉粉-雙溝粉組合為特征，指示該套烴源巖中的高TOC含量主要是陸源高等植物的貢獻(xiàn)。

表1 白云凹陷烴源巖生物標(biāo)志化合物參數(shù)Table 1 Biomarker parameters of the source rocks in Baiyun sag

注： Pr/Ph—姥鮫烷/植烷比值；OL/C30H—奧利烷(OL)/C30αβ藿烷比值(m/z191)；T/C30H—雙杜松烷(T)/C30αβ藿烷比值(m/z412)；C30Dia/C30H—C30重排藿烷/C30αβ藿烷比值(m/z191)；C23TT/C30H—C23三環(huán)萜烷/C30αβ藿烷比值(m/z191)。

珠海組烴源巖有機(jī)碳含量中等，有機(jī)質(zhì)類型為混合型，以Ⅱ2型干酪根為主，生烴潛力低—中等。珠海組泥巖中有低含量的海相溝鞭藻化石，孢粉組合中藻類含量低于10%，90%以上屬于蕨類孢子和木本花粉。珠海組烴源巖中樹脂化合物(T、W)含量相對(duì)較低，奧利烷含量較高(表1)，陸源高等植物貢獻(xiàn)明顯，為陸源海相烴源巖。

3 油氣類型及來(lái)源

綜合白云凹陷不同構(gòu)造帶原油和凝析油分子地球化學(xué)特征，根據(jù)奧利烷(OL)/C30αβ藿烷(m/z191)、雙杜松烷(T)/C30αβ藿烷(m/z412)、C304-甲基甾烷/C29甾烷(m/z217)以及成熟度等指標(biāo)，將研究區(qū)原油和凝析油劃分為5類(圖3)。

第Ⅰ類為白云東洼區(qū)油藏原油，具有中—高含量奧利烷(OL/C30H約0.8～1.0)、中等含量T化合物(T/C30H約1.8～4.0)、不含C304-甲基甾烷等特征。根據(jù)雙金剛烷參數(shù)計(jì)算油藏原油Ro約為0.9%，為白云東洼文昌組和恩平組淺—半深湖相烴源巖在生油窗生成的產(chǎn)物。

第Ⅱ類為白云主洼北部-番禺低隆起構(gòu)造凝析油，具有低—中等含量奧利烷(OL/C30H約0.2～0.6)、高含量雙杜松烷(T/C30H約4～10)、C304-甲基甾烷極低等特征。根據(jù)雙金剛烷參數(shù)計(jì)算凝析油Ro約為1.5%～1.7%，為白云主洼文昌組和恩平組三角洲、淺湖—沼澤相泥巖在干酪根裂解生濕氣階段生成的產(chǎn)物。

圖3 白云凹陷原油及凝析油成因類型劃分Fig.3 Origin types of crude oils and condensates in Baiyun sag

第Ⅲ類為白云主洼東部油藏原油及氣藏凝析油，具有高含量奧利烷(OL/C30H約1.1～2.4)、中等—高含量雙杜松烷(T/C30H約1.8～5.1)、C304-甲基甾烷極低等特征。根據(jù)雙金剛烷參數(shù)計(jì)算油藏原油Ro約為0.9%，氣藏凝析油Ro約為1.3%～1.5%，為白云主洼東部文昌組和恩平組淺—半深湖相泥巖在成熟—高成熟生油氣階段生成的產(chǎn)物。

第Ⅳ類為白云主洼南部構(gòu)造凝析油，奧利烷和雙杜松烷含量極低，C19—C26三環(huán)萜烷呈現(xiàn)C23優(yōu)勢(shì)，C27—C28—C29ααα規(guī)則甾烷呈現(xiàn)C27優(yōu)勢(shì)，部分井凝析油含豐富的C304-甲基甾烷，凝析油主體為文昌組和恩平組偏腐泥型烴源巖供烴。

第Ⅴ類為白云西洼區(qū)原油，該地區(qū)原油成因也較為復(fù)雜，可細(xì)分為兩類：一類基本不含奧利烷，但含一定量雙杜松烷(T/C30H約1.7～3.2)，且含一定量C304-甲基甾烷，為白云西洼恩平組淺湖相泥巖中陸源高等植物及低等水生生物混合生源供烴；另一類油膜樣品則富含C304-甲基甾烷，基本不含奧利烷和雙杜松烷，推測(cè)來(lái)源于白云西洼文昌組半深—深湖相泥巖。

白云凹陷天然氣主要為較高成熟—高成熟的烴類，來(lái)自文昌組和恩平組烴源巖。根據(jù)戴金星(1992)[20]應(yīng)用甲烷、乙烷和丙烷碳同位素進(jìn)行有機(jī)烷烴氣成因判識(shí)的模板(圖4)，白云凹陷北部及東部地區(qū)DST/MDT/RFT天然氣樣品數(shù)據(jù)點(diǎn)主體落在煤成氣和油型氣區(qū)，為混合成因氣;白云凹陷南部氣藏天然氣均落在油型氣范圍內(nèi)，為油型氣，即為湖相腐泥型有機(jī)質(zhì)來(lái)源。

圖4 白云凹陷有機(jī)烷烴氣的成因判識(shí)(底圖據(jù)文獻(xiàn)[20])Fig.4 Origin type identification of organic alkanes in Baiyun sag(basemap after reference[20])

4 油氣成藏期次和時(shí)間

共分析了56塊流體包裹體樣品(巖心/井壁心)，采自白云凹陷16口井珠江組下段和珠海組頂部砂巖儲(chǔ)層(井位見圖1)，所有相關(guān)實(shí)驗(yàn)測(cè)試均在中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(武漢)構(gòu)造與油氣資源教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室微觀烴類檢測(cè)實(shí)驗(yàn)室完成。

4.1 流體包裹體巖相學(xué)和均一溫度特征

單偏光和顯微熒光觀察顯示，成巖階段形成的烴類包裹體和鹽水包裹體主要分布在穿石英顆粒裂紋、石英顆粒內(nèi)裂紋、石英顆粒次生加大邊和碳酸鹽巖脈體之中，少量存在于長(zhǎng)石溶蝕裂紋和硅質(zhì)膠結(jié)物中。包裹體在相態(tài)上既有單相也有多相，在成分上既有純油也有純氣，其中絕大部分為純油相包裹體、純天然氣相包裹體、油氣兩相包裹體和(含烴)鹽水氣液兩相包裹體，少數(shù)為油氣水三相或含CO2油氣水三相包裹體。包裹體形態(tài)多樣，以橢圓形、近圓形和條形為主；直徑多數(shù)為3～10 μm，少數(shù)達(dá)10～20 μm；室溫(20 ℃)下的氣/液比(用激光共聚焦顯微鏡測(cè)定)多數(shù)為3%～8%，少數(shù)達(dá)15%～20%。

根據(jù)鹽水包裹體平均均一溫度統(tǒng)計(jì)結(jié)果(表2)，白云主洼熱異常更明顯，是高溫?zé)崃黧w活動(dòng)中心。在BY1—BY8、BY10等井區(qū)，珠江組下段鹽水包裹體平均均一溫度主要為92.2～129.6 ℃，很少部分為130～150 ℃，與珠海組鹽水包裹體均一溫度分布差別并不大，反映這些構(gòu)造部位流體以側(cè)向運(yùn)移為主。在BY17、BY15、BY11和BY13井所處構(gòu)造部位，珠江組下段鹽水包裹體平均均一溫度為127.1～175.8 ℃，而珠海組平均均一溫度主要為136.2～181.9 ℃，整體高于珠江組，反映這些構(gòu)造部位流體垂向運(yùn)移比較顯著。由平均均一溫度統(tǒng)計(jì)結(jié)果可得到油包裹體與同期(含烴)鹽水包裹體均一溫度“數(shù)據(jù)對(duì)”(表2)。

表2 白云凹陷油包裹體和共生(含烴)鹽水包裹體平均均一溫度數(shù)據(jù)對(duì)Table 2 The mean homogenization temperatures of oil inclusions and coexisting aqueous inclusions in Baiyun sag

需要注意的是，在底辟帶和斷裂帶附近的BY1、BY9、BY15、BY17、BY18、BY19、BY20等井區(qū)可見沸騰包裹體(不同類型包裹體組合，產(chǎn)狀比較混亂；油包裹體氣液比變化大，均一溫度>160 ℃，有些加熱到爆裂也不均一；鹽水包裹體鹽度離散度大，接近或大于20%NaCl，均一溫度>180 ℃)，常伴生有烴氣包裹體和瀝青、CO2包裹體、碳酸鹽和高嶺石膠結(jié)等，指示這些構(gòu)造部位為典型的有利泄壓部位。深部酸性高溫流體在沿?cái)嗔褞Щ虻妆傧驕\部快速運(yùn)移過(guò)程中更容易發(fā)生壓力驟降和相分離，形成沸騰包裹體。

4.2 油氣充注幕次分析

不同性質(zhì)的烴類包裹體具有不同的熒光顏色和熒光光譜，指示其組分和成熟度存在差異。通常在不考慮運(yùn)移分餾和捕獲分餾的情況下，隨著成熟度的增加，原油及包裹體油中飽和烴/芳烴比值和API度在不斷增加，其熒光顏色會(huì)按照紅→橙→黃→綠→藍(lán)→亮藍(lán)的規(guī)律發(fā)生藍(lán)移，同時(shí)由熒光光譜計(jì)算的3個(gè)熱成熟度參數(shù)(主峰波長(zhǎng)λmax、Q值和QF535值)也會(huì)減小(呈負(fù)相關(guān))[21-23]，因此可根據(jù)這些信息來(lái)識(shí)別油氣充注幕次或者進(jìn)行油源初判。

白云凹陷珠江組下段和珠海組儲(chǔ)層砂巖中捕獲了不同熒光顏色的油包裹體和發(fā)弱白色熒光的純氣相烴類包裹體(圖5)，表明該區(qū)存在多期原油和天然氣充注。根據(jù)單個(gè)油包裹體熒光光譜參數(shù)λmax—QF535值關(guān)系(圖6)，可將該區(qū)的油包裹體大致分為3類：①發(fā)黃色熒光的成熟油包裹體；②發(fā)亮黃色(黃綠色)熒光的較高成熟油包裹體；③發(fā)藍(lán)色(藍(lán)白色)熒光的高成熟油包裹體，與天然氣充注關(guān)系較為密切。BY13和BY15井所處構(gòu)造至少存在1幕成熟—較高成熟油充注；BY17、BY19和BY20井所處構(gòu)造至少存在1幕高成熟油充注和1幕天然氣充注；BY1井所處構(gòu)造至少存在1幕較高成熟—高成熟油充注和2幕天然氣充注(其中1幕含CO2)；BY5和BY6井所處構(gòu)造至少存在2幕成熟—高成熟油充注和2幕天然氣充注；BY7和BY8井所處構(gòu)造可能存在4幕成熟—較高成熟—高成熟油充注和1幕天然氣充注；BY10和BY9井所處構(gòu)造可能存在2幕成熟—高成熟油充注；BY11井所處構(gòu)造可能存在2幕成熟—高成熟油充注和1幕天然氣充注。

(a)BY10井，2 196.1 m，×20 uv，白云石脈中藍(lán)白色和黃色熒光油包裹體，脈體裂紋中黃色熒光油浸染，圍巖裂縫充填褐色瀝青。(b)BY10井，2 205.9 m，×100 tr，石英顆粒內(nèi)裂紋中微弱黃色熒光氣包裹體。(c)BY12井，3 384.9 m，×50 uv，石英顆粒裂紋中黃色熒光油包裹體，粒間亮黃色熒光油浸染。(d)BY11井，2 737.6 m，×20 uv，切穿石英加大邊裂紋中淺黃色熒光油包裹體，粒間淺黃色熒光油浸染。(e)BY11井，2 737.6 m，×100 tr，石英加大邊中氣包裹體。(f)BY13井，3 811.6 m，×50 uv，石英顆粒內(nèi)裂紋中亮黃色熒光油包裹體，粒間油浸染和褐色瀝青。(g)BY5井，2 993.1 m，×100 uv，切穿石英加大邊裂紋中弱白色熒光氣包裹體。(h)BY5井，2 993.1 m，×10 uv，粒間亮黃色和黃色熒光油浸染以及褐色瀝青。(i)BY7井，2 474.1 m，×50 uv，石英顆粒裂紋中發(fā)亮黃色熒光油包裹體，粒間亮黃色熒光油浸染。(j)BY1井，3 139.9 m，×50 uv，穿石英顆粒裂紋中亮黃色熒光和暗黃色熒光油包裹體，粒間亮黃色熒光油浸染和褐色瀝青。(k)BY1井，3 073.9 m，×50 tr，切石英加大邊裂紋中三相氣包裹體，可能含CO2，粒間亮黃色熒光油浸染和褐色瀝青。(l)BY7井，2 487.5 m，×50 tr，石英加大邊中弱白色熒光氣包裹體和富氣相包裹體。

圖5白云凹陷珠江組和珠海組砂巖中烴類包裹體觀察結(jié)果
Fig.5HydrocarbonfluidinclusionintheZhujiangandZhuhaiformationssandstonesinBaiyunsag

圖6 白云凹陷珠江組和珠海組單個(gè)油包裹體熒光λmax—QF535值關(guān)系Fig.6 λmax and value of QF535 of single oil-bearing fluid inclusions in Zhujiang and Zhuhai formations in Baiyun sag

顯微熒光觀察結(jié)果表明，樣品粒間孔隙和裂縫中普遍見褐色熒光瀝青和(亮)黃色熒光油浸染，同時(shí)石英顆粒裂紋中可見大量天然氣包裹體(圖5)。由于樣品所處深度最大古地溫并未達(dá)到原油大量裂解所需溫度，由此推斷這些樣品所處構(gòu)造部位早期存在油氣充注，后期發(fā)生氣洗作用而使古油藏遭受改造或破壞，形成殘余油藏或氣藏等(圖7)，且天然氣充注主要與晚期高溫?zé)崃黧w活動(dòng)有關(guān)。

4.3 油氣成藏期次和時(shí)間

根據(jù)油包裹體與同期(含烴)鹽水包裹體均一溫度“數(shù)據(jù)對(duì)”以及油包裹體氣/液比，假設(shè)包裹體熱動(dòng)力學(xué)模擬的前提條件都成立，應(yīng)用平宏偉等[24-25]

圖7 白云東地區(qū)殘余油藏氣洗改造作用判識(shí)Fig.7 Secondary alteration of gas washing of residual oil reservoirs in eastern Baiyun sag

提出的甲烷摩爾含量約束下的捕獲壓力預(yù)測(cè)模型可快速評(píng)價(jià)油包裹體捕獲時(shí)的古溫壓條件(表2)。

由于白云凹陷存在非均一捕獲和晚期高溫?zé)岙惓?，?dǎo)致大部分與油包裹體共生的(含烴)鹽水包裹體的均一溫度要遠(yuǎn)高于現(xiàn)今地層溫度(即地層所經(jīng)歷的最大溫度)，使得應(yīng)用傳統(tǒng)埋藏史投點(diǎn)法確定成藏時(shí)期的方法在本區(qū)已不適用，因?yàn)橥邴}水包裹體的均一溫度代表的是熱異常事件而不是地層再次熱平衡之后的溫度，這個(gè)問題仍是目前包裹體成藏研究中的難點(diǎn)。由于樣品埋深都不大，且鉆井所在構(gòu)造大多位于隆起邊緣，假設(shè)這些構(gòu)造部位在地質(zhì)歷史時(shí)期主要為常壓或局部低幅超壓，因此可嘗試應(yīng)用流體包裹體熱動(dòng)力學(xué)模擬得到的最小捕獲壓力，按照靜水壓力梯度來(lái)估算其捕獲時(shí)的最大埋深，并據(jù)此在埋藏史圖上投點(diǎn)可大致確定油包裹體的充注時(shí)期。再結(jié)合天然氣包裹體與油包裹體的共生關(guān)系以及天然氣同期鹽水均一溫度，可估算天然氣充注時(shí)期。

由上述古壓力-埋藏深度投點(diǎn)法可將本區(qū)油氣充注劃分為2期(圖8)：第1期為13.1～7.3 Ma，主要為黃色熒光成熟油充注，發(fā)生在BY1、BY2、BY7、BY12、BY21和BY22井等所處構(gòu)造部位，推測(cè)可能是東沙運(yùn)動(dòng)引起斷塊局部隆起和斷裂活化，導(dǎo)致深部來(lái)自恩平組的高成熟原油充注到珠江組儲(chǔ)層；第2期為5.5～0 Ma，主要為藍(lán)色熒光高成熟油和天然氣充注。

圖8 白云凹陷珠江組和珠海組烴類充注期次和時(shí)期Fig.8 Hydrocarbon accumulation stages and periods of Zhujiang and Zhuhai formations in Baiyun sag

5 古壓力演化與油氣成藏期耦合關(guān)系

在充分調(diào)研區(qū)域背景資料和各項(xiàng)盆模參數(shù)取值的基礎(chǔ)上，參考翟普強(qiáng) 等[26]的研究方法，應(yīng)用PetroMod(2012版本)軟件對(duì)白云主洼的7口井進(jìn)行了地史、熱演化史和地層壓力演化史等方面的模擬，并利用地層實(shí)測(cè)資料進(jìn)行了檢驗(yàn)。

根據(jù)模擬結(jié)果，在白云凹陷深部沿文昌組二段選取一系列觀察點(diǎn)，從而得到整體的壓力演化趨勢(shì)。如圖9所示，白云凹陷北坡(A1—E1觀察點(diǎn))和白云凹陷南坡(A2—E2觀察點(diǎn))的古壓力演化存在一定的差異性，但共同之處在于早期超壓的形成要早于油氣大量生成時(shí)期，且增壓時(shí)期與裂陷期快速沉降階段(圖9b)對(duì)應(yīng)很好，說(shuō)明欠壓實(shí)為早期超壓成因。另外，較明顯的生烴增壓主要開始于白云運(yùn)動(dòng)時(shí)期(圖9c、d)，根據(jù)壓力系數(shù)的變化幅度推算其晚期增壓貢獻(xiàn)不足10%，所以欠壓實(shí)仍為超壓主要成因。

白云凹陷主要有3個(gè)泄壓期：第1期(南海運(yùn)動(dòng)時(shí)期)為局部性泄壓，早于烴源巖大量排烴時(shí)期，故成藏意義不大；第2期(白云運(yùn)動(dòng)時(shí)期)為整體性泄壓，對(duì)應(yīng)于烴源巖大量生排烴時(shí)期(主要生油)，因而是重要的油氣成藏時(shí)期，尤其對(duì)早期油運(yùn)移具有重要意義；第3期(東沙運(yùn)動(dòng)時(shí)期)為局部性泄壓且最為持久(約13.8 Ma以來(lái))，此階段烴源巖大量生氣，因而對(duì)油氣晚期成藏意義重大。

如前所述，流體包裹體方法在白云凹陷檢測(cè)到大量、多幕不同成熟度的烴類充注(表2)，尤其是大量的天然氣充注(圖5)，但由于該區(qū)普遍存在的高地溫，無(wú)法應(yīng)用與烴類包裹體同期的鹽水包裹體均一溫度來(lái)投點(diǎn)以確定成藏時(shí)間，這里應(yīng)用的古壓力-埋藏深度投點(diǎn)法能較好地解決這一難題，而盆地模擬方法則能從宏觀正演的角度對(duì)各時(shí)期的油氣運(yùn)移進(jìn)行有效補(bǔ)充。

根據(jù)烴類包裹體觀測(cè)結(jié)果，認(rèn)為白云凹陷晚期油氣充注主要發(fā)生在13.1 Ma以來(lái)，且可進(jìn)一步細(xì)分為兩期，發(fā)藍(lán)色(藍(lán)白色)熒光的高成熟油充注與晚期天然氣大量充注關(guān)系密切，即晚期主要是天然氣充注。所以，整體上白云凹陷油氣充注為“油早氣晚”，天然氣充注主要發(fā)生在第3期泄壓階段，流體包裹體法與壓力演化模擬法得到的認(rèn)識(shí)是一致的。

圖9 連井剖面文昌組四段(WCSQ2)壓力演化綜合分析圖(剖面位置見圖1)Fig.9 Pressure evolution analysis of the 4th member of Wenchang Formation of a crossing well profile(see Fig.1 for location)

6 結(jié)論

1) 白云凹陷存在5類原油：第Ⅰ類為白云東洼區(qū)油藏原油，為白云東洼文昌組和恩平組淺湖—半深湖相烴源巖在生油窗生成的產(chǎn)物；第Ⅱ類為白云主洼北部—番禺低隆起構(gòu)造凝析油，為白云主洼文昌組和恩平組三角洲、淺湖—沼澤相泥巖在干酪根裂解生濕氣階段生成的產(chǎn)物；第Ⅲ類為白云主洼東部油藏原油及氣藏凝析油，主體為白云主洼東部文昌組和恩平組淺—半深湖相泥巖在成熟—高成熟生油氣階段生成的產(chǎn)物；第Ⅳ類為白云主洼南部構(gòu)造凝析油，主體為文昌組和恩平組偏腐泥型烴源巖供烴；第Ⅴ類為白云西洼區(qū)原油，為白云西洼恩平組淺湖相泥巖和文昌組半深—深湖相泥巖供烴。白云凹陷北部及東部地區(qū)天然氣為混合成因氣；白云凹陷南部氣藏天然氣為油型氣，主要來(lái)自文昌組和恩平組烴源巖。

2) 流體包裹體證據(jù)表明白云凹陷早期存在油氣充注，后期發(fā)生氣洗作用使古油藏遭受破壞，天然氣充注主要與晚期高溫?zé)崃黧w活動(dòng)有關(guān)。在底辟帶和斷裂帶附近的樣品中常見沸騰包裹體和高鹽度鹵水，伴生烴氣包裹體和瀝青、CO2包裹體、碳酸鹽和高嶺石膠結(jié)等，指示這些構(gòu)造部位為有利的泄壓部位。

3) 應(yīng)用單個(gè)油包裹體熒光成熟度參數(shù)識(shí)別出白云凹陷珠江組和珠海組儲(chǔ)層主要捕獲了3類原油：發(fā)黃色熒光的成熟油、發(fā)亮黃色(黃綠色)熒光的較高成熟油、發(fā)藍(lán)色(藍(lán)白色)熒光的高成熟油，且高成熟油與天然氣充注關(guān)系較為密切。應(yīng)用古壓力-埋藏深度投點(diǎn)法將本區(qū)油氣充注劃分為2期：第1期約為13.1～7.3 Ma，主要為黃色熒光成熟油充注；第2期為5.5～0 Ma，主要為藍(lán)色熒光高成熟油和天然氣充注。

4) 壓力演化模擬表明白云凹陷主要有3期泄壓：第1期(南海運(yùn)動(dòng)時(shí)期)為局部性泄壓，早于烴源巖大量排烴時(shí)期，故成藏意義不大；第2期(白云運(yùn)動(dòng)時(shí)期)為整體性泄壓，對(duì)應(yīng)烴源巖大量生排烴時(shí)期(主要生油)，因而是重要的油氣成藏時(shí)期，尤其對(duì)早期油運(yùn)移有重要意義；第3期(東沙運(yùn)動(dòng)時(shí)期)為局部性泄壓且持續(xù)時(shí)間最長(zhǎng)(約13.8 Ma以來(lái))，此階段烴源巖大量生氣，對(duì)油氣晚期成藏意義重大。