龍祖烈 陳 聰 馬 寧 翟普強 黃玉平 石 創(chuàng)

（中海石油深海開發(fā)有限公司 廣東深圳 518054）

珠江口盆地白云深水區(qū)經(jīng)過數(shù)十年的研究和實踐，油氣勘探巨大潛力和前景逐步得到了證實。自2001年以來，繼白云北坡番禺低隆起鉆探發(fā)現(xiàn)4個氣田和多個含氣構(gòu)造以及2006年荔灣3-1鉆探獲得重大發(fā)現(xiàn)后，在包括番禺-流花氣區(qū)的大白云凹陷成藏區(qū)已鉆探發(fā)現(xiàn)16個氣田和含氣目標［1］，白云深水區(qū)已經(jīng)成為中國海油新的儲量增長點。目前，眾多學者對白云凹陷油氣成因和來源的認識存在一定差異，一種觀點認為該區(qū)油氣為文昌組和恩平組烴源巖混合成因［2-3］，另一種觀點則認為該區(qū)主力供烴層是有機質(zhì)類型為Ⅱ2型的恩平組烴源巖，有機質(zhì)類型為Ⅰ型的文昌組湖相烴源巖基本沒有貢獻［4-5］。另外，前人從流體運移動力演化和斷裂活動等宏觀角度討論了烴源巖對油氣成藏的影響［6-11］，但是有關(guān)高地溫背景下油氣充注幕次和成藏時間等方面的認識還較欠缺?；诖?，本文針對南海北部陸緣深水勘探面臨的油氣成因和來源特征不清、油氣成藏時期和次生改造作用不明、油氣運聚條件復雜等問題，開展了深水區(qū)白云凹陷油氣成藏地球化學特征、天然氣成因機理、油氣成藏時期、油氣藏次生改造作用識別等方面的系統(tǒng)性研究，以期對該地區(qū)油氣成因機理和成藏規(guī)律有更深刻的認識，從而有效指導深水區(qū)油氣勘探實踐。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

珠江口盆地位于南海北部海域，面積約為26.68×104km2，水深范圍幾十米至3 000多米，包括珠一、珠二、珠三、珠四等4個坳陷，其中珠一、珠三坳陷均以生油為主；珠二坳陷為油氣兼生，但以生氣為主；珠四坳陷勘探程度低。白云凹陷是一個巨型新生代凹陷（面積＞2×104km2，沉積地層厚度＞12 km），是珠二坳陷的次級構(gòu)造單元，整體呈NEE向展布，主體包括白云西洼、白云主洼和白云東洼（圖1）；水深范圍200～2 000 m，絕大部分為500～1 500 m；地殼厚度從28 km變化為18 km，地溫梯度為35～40℃／km，屬于地溫較高的凹陷［1］?？碧綄嵺`證實，白云凹陷發(fā)育3套主力烴源巖，即裂陷早中期發(fā)育文昌組半深湖—深湖相烴源巖，裂陷晚期發(fā)育恩平組湖沼相烴源巖，拗陷期發(fā)育珠海組海相陸源的烴源巖。

圖1 白云凹陷構(gòu)造單元劃分及樣品采集分布圖Fig.1 Division of structural units and distribution of samples in Baiyun sag

2 烴源巖地球化學特征

根據(jù)白云凹陷共計16口井鉆遇文昌組、恩平組、珠海組的泥巖樣品巖石學特征及分子地球化學特征，共識別出3套6種類型烴源巖（圖2）。

2.1 文昌組烴源巖

圖2 白云凹陷不同層系不同相帶烴源巖質(zhì)量色譜圖Fig.2 Quality chromatogram of source rocks in different strata and different facies of Baiyun sag

文昌組發(fā)育淺湖相及淺湖—半深湖相兩類傾油型烴源巖，其中淺湖相烴源巖以斜坡帶H36井鉆遇的文昌組泥巖為代表，有機碳含量為0.93%，氫指數(shù)為280 mg／g，母質(zhì)類型為Ⅱ1—Ⅱ2型，抽提物中生物標志化合物特征表現(xiàn)為具有較高豐度的雙杜松烷（W、T）化合物及奧利烷（OL），基本不含C304-甲基甾烷，指示生源構(gòu)成以陸源高等植物為主；淺湖—半深湖相烴源巖以斜坡帶W3-2井鉆遇的文昌組泥巖為代表，有機碳含量為1.1%～1.6%，氫指數(shù)為232～336 mg／g，母質(zhì)類型為Ⅱ1—Ⅱ2型，抽提物中生物標志化合物特征表現(xiàn)為富含C304-甲基甾烷，具有中等含量雙杜松烷（W、T）化合物及低含量奧利烷，陸源輸入量相較于淺湖相泥巖偏低，指示生源構(gòu)成為水生藻類及高等植物混合。

2.2 恩平組烴源巖

恩平組發(fā)育湖沼相及海陸過渡相兩類烴源巖，其中湖沼相烴源巖以白云西洼北部P33井鉆遇的恩平組泥巖為代表，有機碳含量為0.8%～5.7%，氫指數(shù)為37～136 mg／g，母質(zhì)類型為Ⅱ2—Ⅲ型，抽提物中生物標志化合物特征表現(xiàn)為含高豐度雙杜松烷（W、T）化合物，奧利烷（OL）含量相對較低，貧C304-甲基甾烷，C27—C29規(guī)則甾烷呈“V”字型；海陸過渡相烴源巖以白云主洼東部H29B井及斜坡帶H36井鉆遇的恩平組泥巖為代表，有機碳含量為1.1%～2.0%，氫指數(shù)為154～249 mg／g，母質(zhì)類型以Ⅱ2型為主，抽提物中生物標志化合物特征表現(xiàn)為含高豐度海相三芳甲藻甾烷，同時富含中等—較高豐度的雙杜松烷（W、T）化合物及奧利烷，貧C304-甲基甾烷，且H29B井恩平組孢粉藻類組合中海相溝鞭藻及陸源孢粉占比相當，指示生源構(gòu)成為混合型，為油氣兼生型烴源巖。

2.3 珠海組烴源巖

珠海組發(fā)育陸棚相及海相三角洲相兩類烴源巖，其中海相三角洲相烴源巖以陸源高等植物輸入為主，富含陸源奧利烷及雙杜松烷（T）化合物，且近陸架坡折帶含海相三芳甲藻甾烷；而陸棚相烴源巖則以陸源高等植物與海相溝鞭藻共同輸入為主，富含海相三芳甲藻甾烷，含有一定量的陸源奧利烷及雙杜松烷（T）化合物。這兩類烴源巖有機碳含量主體介于0.8%～2.5%，均為中等—好烴源巖，但母質(zhì)類型略差，以Ⅱ2—Ⅲ型為主，為油氣兼生型烴源巖。

3 油氣成因來源

3.1 原油地球化學特征與成因來源

3.1.1 物性特征

白云凹陷原油及凝析油的物性特征基本一致，密度分布在0.76～0.83 g／cm3，屬于輕質(zhì)油的范圍，含蠟量為0.1%～6.1%，具有相對密度較小、含硫量較低、含蠟量低的特征。

3.1.2 生物標志化合物特征

1）輕烴組分。

國內(nèi)外學者對輕烴中正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴及環(huán)烷烴分布特征做了大量研究，認為源于腐泥型母質(zhì)的輕烴組分中富含正構(gòu)烷烴，源于腐殖型母質(zhì)的輕烴組分中則富含異構(gòu)烷烴和芳烴，源于陸源母質(zhì)的凝析油的輕烴組分中更富含環(huán)烷烴［12-13］。從圖3所示的白云凹陷及周邊不同構(gòu)造帶原油及凝析油C5—C7輕烴組分中正構(gòu)烷烴、異構(gòu)烷烴及環(huán)烷烴相對含量分布可以看出，除白云主洼南部B18井凝析油具備較高的正烷烴含量而呈現(xiàn)出湖相腐泥型源巖成因特征外，白云東洼、白云西洼、白云主洼東部、白云主洼北部的原油和凝析油均呈現(xiàn)出偏腐殖型源巖成因特征，C5—C7輕烴組分中環(huán)烷烴與異構(gòu)烷烴占主體，正構(gòu)烷烴占比相對較低。

圖3 白云凹陷原油及凝析油輕烴（C5—C7）分布特征Fig.3 Distribution characteristics of light hydrocarbon（C5—C7）in crude oil and condensate of Baiyun sag

2）Pr／Ph值。

類異戊二烯烴中姥鮫烷與植烷的比值（Pr／Ph）是反映烴源巖形成時沉積環(huán)境的重要指標，一般認為強還原環(huán)境時Pr／Ph＜1，弱還原環(huán)境時Pr／Ph為1～3，弱氧化—氧化環(huán)境時Pr／Ph＞3［14-16］。白云東洼、白云主洼東部、白云主洼北部的原油及凝析油，其Pr／Ph值總體上大于3，具有顯著的姥鮫烷優(yōu)勢，表明該地區(qū)原油及凝析油的源巖為弱氧化—氧化環(huán)境中形成的烴源巖。白云西洼P33井油沫樣品經(jīng)歷一定程度生物降解，其Pr／Ph值僅0.14，指示其母源巖形成于還原性沉積環(huán)境。但是，白云主洼南部W21井凝析油明顯具有較低的Pr／Ph值（介于1.0～2.8），指示其源巖形成于弱還原沉積環(huán)境。

3）甾萜類化合物。

白云東洼、白云主洼東部、白云主洼北部的凝析油與原油中C27—C29規(guī)則甾烷系列基本呈現(xiàn)C29甾烷優(yōu)勢特征，含較豐富的陸源三萜烷類生物標志化合物，如奧利烷、雙杜松烷（T）化合物等（圖4），指示該區(qū)源巖中陸源有機質(zhì)的貢獻量極大，即來源于高等植物的陸源有機質(zhì)是這類原油主要的原始生烴母質(zhì)。白云主洼北部的凝析油規(guī)則甾烷分布呈不對稱“V”字型，具有低奧利烷、高雙杜松烷（T）化合物的特征，與P33井恩平組湖沼相烴源巖具有相似性，推測此類原油來自于恩平組湖沼相煤系烴源巖；白云東洼及白云主洼東部的原油及凝析油規(guī)則甾烷分布呈現(xiàn)C29甾烷優(yōu)勢，具有高奧利烷及雙杜松烷（T）化合物的特征，與W3-2井恩平組淺湖相烴源巖具有相似性，推測此類原油來自于恩平組淺湖相烴源巖；白云主洼南部及白云西洼的原油以貧奧利烷及低雙杜松烷（T）化合物為特征，其中白云主洼南部B18井區(qū)凝析油中甾烷系列則呈現(xiàn)C27規(guī)則甾烷優(yōu)勢，反映此類原油生源構(gòu)成以低等水生生物貢獻為主。另外，白云西洼P33井及白云主洼南部W21井凝析油中均檢測到一定豐度C304-甲基甾烷，與W3-2井文昌組淺湖—半深湖相烴源巖具有相似性，推測有文昌組半深湖—深湖相腐泥型源巖供烴可能。

本文的仿真實驗中SN=50，問題維度分別采用了D=30、100，蜜源更新限制閾值limit=SN×D，函數(shù)的最大評估次數(shù)MAX_FES=5000×D。 accept值表示每個函數(shù)每次運行結(jié)束后所能接受的值，若運行結(jié)束后的最優(yōu)值小于該值，則表示運行成功。SR%表示函數(shù)運行的成功率，即運行結(jié)束后的最優(yōu)值小于accept值的次數(shù)，除以總運行次數(shù)所得到的值，該值可評價算法的魯棒性。AVEN表示各個函數(shù)達到accept值所消耗的平均函數(shù)評估次數(shù)，該值可評估函數(shù)的收斂速度，值越小表明收斂速度越快。若全部運行次數(shù)均未達到accept值則視為NA。

3.1.3 成熟度特征

圖4 白云凹陷原油甾萜烷類化合物質(zhì)量色譜圖Fig.4 Chromatogram of steroids and terpenes in crude oil of Baiyun sag

前人對于白云凹陷原油及凝析油成熟度的研究較為深入［4-6］，但因甾烷異構(gòu)化指標基本達到平衡，C29ααα20S／（20S+20R）參數(shù)值分布于0.52～0.55，而利用甲基菲指數(shù)計算的Rc1值為0.7%～1.1%，Rc2值為1.7%～1.9%，因此，究竟選擇哪一個成熟度值，則存在極強的人為因素。本次研究中，主要通過雙金剛烷參數(shù)計算各區(qū)帶原油及凝析油成熟度，結(jié)果表明白云東洼及白云主洼東部原油Ro約為0.9%，白云主洼北部凝析油Ro為1.5%～1.7%，白云主洼東部凝析油Ro為1.3%～1.5%。

3.1.4 成因來源

綜合對比發(fā)現(xiàn)，白云凹陷已發(fā)現(xiàn)原油及凝析油的生源構(gòu)成呈現(xiàn)明顯南北分帶性，其中白云主洼北部、白云主洼東部、白云東洼的原油母源沉積環(huán)境為弱氧化環(huán)境，生源構(gòu)成以陸源高等植物為主，主要來源于文昌組和恩平組的淺湖—三角洲相源巖；而白云西洼、白云主洼南部的原油母源沉積環(huán)境為弱還原環(huán)境，生源構(gòu)成以湖相藻類為主，主要來源于文昌組和恩平組的淺湖—半深湖相源巖。

3.2 天然氣地球化學特征與成因來源

3.2.1 組分特征

3.2.2 成熟度特征

許多研究者根據(jù)各自的研究對象提出了有針對性的甲烷碳同位素值（δ13C1）與鏡質(zhì)體反射率（Ro）之間的關(guān)系［17-20］，如戴金星的煤成氣（δ13C1=14.13lgRo-34.39，δ13C2=8.16lgRo-25.17）和油型氣（δ13C1=15.8lgRo-42.2）方程，以及Faber針對Ⅰ、Ⅱ型有機質(zhì)提出的甲烷、乙烷碳同位素方程（δ13C1=15.4lgRo-41.3，δ13C2=22.6lgRo-32.2）。利用這些關(guān)系式分別計算白云凹陷天然氣成熟度，結(jié)果顯示：利用戴金星的煤成氣方程計算的成熟度明顯偏低，白云東洼、白云主洼北部、白云主洼東部天然氣成熟度Ro為0.2%～0.8%，處于未成熟—成熟熱演化階段，顯然與這些地區(qū)天然氣的干燥系數(shù)一般＞90%的結(jié)論不符，因此煤成氣的回歸方程在本區(qū)不適用；利用戴金星及Faber的油型氣δ13C1-Ro回歸方程計算的成熟度明顯偏高，白云東洼、白云主洼北部、白云主洼東部大部分天然氣成熟度Ro＞2.0%，為過成熟的干氣，顯然與前述天然氣為濕氣的結(jié)論不符，因此油型氣的δ13C1-Ro回歸方程也不適用于本區(qū)；而利用Faber的油型氣δ13C2-Ro回歸方程計算的白云東洼、白云主洼北部、白云主洼東部及白云東洼的天然氣成熟度Ro均介于1.3%～1.6%，為高成熟度階段產(chǎn)物，與本區(qū)天然氣組分特征相符。因此，利用Faber的油型氣δ13C2-Ro回歸方程對白云凹陷天然氣成熟度進行了計算，結(jié)果表明白云西洼天然氣成熟度Ro為1.2%，白云主洼南部天然氣成熟度Ro為0.8%～1.0%，天然氣熱演化均處于成熟階段，為原油伴生氣。另外，白云凹陷天然氣中輕烴的甲基-雙金剛烷指數(shù)MDI介于0.3～0.5，根據(jù)MDI-Ro相關(guān)關(guān)系計算的白云東洼、白云主洼北部、白云主洼東部的天然氣成熟度Ro均介于1.4%～1.7%，與根據(jù)Faber的油型氣δ13C2-Ro回歸方程計算的成熟度相近。

3.2.3 同位素特征及成因判識

由碳同位素特征分析結(jié)果可知，白云凹陷天然氣中烴類氣體碳同位素組成均呈現(xiàn)出δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4＜δ13C5的正碳同位素序列特征，為典型有機成因氣，是烴源巖中有機質(zhì)熱演化作用的產(chǎn)物。如圖5所示，利用甲烷、乙烷和丙烷碳同位素進行有機烷烴氣的成因判識［20］，結(jié)果顯示白云西洼、白云主洼南部天然氣樣品數(shù)據(jù)點均落在油型氣范圍內(nèi)，為典型的與原油相伴生的油型氣，即為湖相腐泥型有機質(zhì)來源，而前述的原油和凝析油輕烴組分特征均表現(xiàn)出偏腐殖型源巖成因，因此推測白云西洼、白云主洼南部至少存在兩期油氣充注，即偏腐殖型的成熟原油充注和腐泥型的成熟原油伴生氣充注，兩期油氣混合造成了原油輕烴和天然氣成因判識結(jié)果的差異。而白云主洼北部及白云東洼天然氣樣品數(shù)據(jù)點主體落在煤成氣和油型氣區(qū)，不能進行有效區(qū)分。利用甲烷、乙烷碳同位素進行天然氣成因類型判識［19］，結(jié)果顯示白云主洼北部及白云東洼天然氣樣品數(shù)據(jù)點落在陸源有機氣的范圍內(nèi)，并非典型的油型氣與煤型氣，而是性質(zhì)介于煤型氣與油型氣之間的陸源有機氣，即為混合型有機質(zhì)來源（圖6）。

圖5 根據(jù)甲烷、乙烷和丙烷碳同位素判斷白云凹陷有機烷烴氣成因（底圖據(jù)文獻［20］）Fig.5 Judging the origin of organic alkane gas in Baiyun sag based on carbon isotopes of methane，ethane and propane（base map from reference［20］）

圖6 根據(jù)甲烷、乙烷碳同位素對白云凹陷天然氣進行分類（底圖據(jù)文獻［19］）Fig.6 Classification of natural gas in Baiyun sag based on methane and ethane carbon isotopes（base map from reference［19］）

4 油氣成藏特征

4.1 早期原油遭受晚期氣洗改造的地球化學響應(yīng)

白云凹陷油氣兼生的烴源巖母質(zhì)類型與高熱演化程度，導致早期成藏的原油遭受晚期大量天然氣的侵入，并發(fā)生了氣洗改造作用。研究表明，應(yīng)用正構(gòu)烷烴質(zhì)量摩爾濃度對數(shù)與碳數(shù)之間的分布特征能有效判別油藏是否經(jīng)歷過氣洗改造作用［18］，未經(jīng)氣洗改造的油藏原油中正構(gòu)烷烴質(zhì)量摩爾濃度對數(shù)與碳數(shù)分布基本呈線性關(guān)系，相關(guān)系數(shù)在0.99以上；而經(jīng)歷過氣洗改造的油藏原油中全油色譜呈現(xiàn)明顯的“后掉型”，且正構(gòu)烷烴質(zhì)量摩爾濃度對數(shù)與碳數(shù)分布具有明顯“拐點”并呈現(xiàn)雙段式分布。

分析認為，白云凹陷原油遭受了不同程度的氣洗及蒸發(fā)分餾次生改造，原油中正構(gòu)烷烴分布模式可以分為兩類（圖7）：一類是正常原油，原油中正構(gòu)烷烴摩爾濃度（MC）與碳數(shù)之間基本呈線性關(guān)系，指示原油未受到晚期天然氣充注的氣洗改造，主要分布在白云東洼、白云主洼北部及白云主洼東部。另一類為遭受氣洗改造或蒸發(fā)分餾的原油，表現(xiàn)為低碳數(shù)正構(gòu)烷烴分布發(fā)生了明顯變化，其中遭受氣洗改造的原油中C15以下正構(gòu)烷烴損失明顯，譜圖呈現(xiàn)“下掉”，此類原油主要分布在白云主洼東部鼻狀隆起帶；而白云主洼內(nèi)部原油主要發(fā)生蒸發(fā)分餾作用，表現(xiàn)為C23以下正構(gòu)烷烴明顯損失。白云西洼P33井油沫樣品因經(jīng)歷生物降解正構(gòu)烷烴分布規(guī)律較差，本次暫不討論其氣洗改造程度。

圖7 白云凹陷原油正構(gòu)烷烴分布模式Fig.7 Distribution model of normal alkanes of crude oil in Baiyun sag

4.2 油氣充注期次及時間

由于白云凹陷存在深部熱流體穿層運移及晚期高溫熱異常［21］，導致大部分與油包裹體共生的（含烴）鹽水包裹體均一溫度所記錄的溫度場是捕獲時的擾動性溫度場，而不是地層再次熱平衡之后的穩(wěn)態(tài)溫度場，從而造成均一溫度要遠高于捕獲時的穩(wěn)態(tài)溫度，使得傳統(tǒng)的均一溫度-埋藏史投點法在該區(qū)已不適用?？紤]到樣品埋深都不大，且采樣井大多位于隆起邊緣，研究中假設(shè)這些構(gòu)造部位在地質(zhì)歷史時期主要為常壓，嘗試應(yīng)用油包裹體熱動力學模擬的最小捕獲壓力（Pt-min），并按照靜水壓力梯度來估算其捕獲時的最大埋深，據(jù)此在埋藏史圖上投點確定該幕油充注的大致年齡［22］。

應(yīng)用該方法可將白云凹陷油氣充注劃分為3期（圖8）：第一期為20～14 Ma，在白云主洼南部中深層（珠海組及以下）有發(fā)現(xiàn)；第二期為14.5～7.5 Ma，主要為黃色熒光成熟油充注，主要發(fā)生在白云東洼、白云西洼和白云主洼東部，推測可能是東沙運動引起斷塊隆起和斷裂活化，導致深部來自恩平組的高成熟原油充注到珠江組儲層，該階段白云西洼的油氣充注主要與油源斷裂的局部活動有關(guān)；第三期為5.5～0 Ma，主要為藍色熒光高成熟油充注，主要發(fā)生在白云東洼及白云主洼北部。結(jié)合區(qū)域斷裂活動性，對白云凹陷烴類包裹體檢測結(jié)果進行分析，推斷控凹斷裂附近晚期油氣運移仍比較活躍，天然氣大量充注與晚期高溫熱流體活動密切相關(guān)。另外，流體包裹體“古壓力-埋藏史間接定年法”得到該地區(qū)成藏年齡約14.5 Ma，與自生伊利石40Ar-39Ar法確定的最早充注年齡11.5～10.3 Ma比較接近［22］。因此，綜合分析認為白云凹陷主體經(jīng)歷了3期油氣充注，即第一期為拗陷期成藏（約23 Ma以來），分布于白云主洼南和中深層；第二期為新構(gòu)造運動成藏（約16 Ma以來），分布范圍最廣；第三期為天然氣晚期充注（約10 Ma以來）。

圖8 白云凹陷油氣充注期次及時間Fig.8 Filling period and time of oil and gas in Baiyun sag

5 結(jié)論

1）油氣成因來源分析表明，白云凹陷已發(fā)現(xiàn)油氣的生源構(gòu)成呈現(xiàn)明顯南北分帶性，其中白云主洼北部、白云主洼東部、白云東洼的原油母源沉積環(huán)境為弱氧化環(huán)境，生源構(gòu)成以陸源高等植物為主，天然氣為混合母質(zhì)成因氣，油氣主要來源于文昌組和恩平組淺湖—三角洲相泥巖；而白云西洼、白云主洼南部的原油母源沉積環(huán)境為弱還原環(huán)境，生源構(gòu)成以湖相藻類為主，天然氣為油型氣，油氣主要來源于文昌組和恩平組淺湖—半深湖相泥巖。

2）油氣成藏特征分析表明，白云凹陷原油遭受了不同程度的氣洗及蒸發(fā)分餾次生改造，其中白云主洼東部鼻狀隆起帶原油普遍遭受晚期天然氣的氣洗改造，原油中C15以下正構(gòu)烷烴損失明顯；白云主洼內(nèi)部原油主要發(fā)生了蒸發(fā)分餾作用，表現(xiàn)為C23以下正構(gòu)烷烴損失明顯；而白云東洼、白云主洼北部和白云主洼東部原油未遭受晚期天然氣的氣洗改造，原油中正構(gòu)烷烴摩爾濃度與碳數(shù)基本呈線性關(guān)系。白云凹陷主體經(jīng)歷了3期油氣充注，即第一期為拗陷期成藏（約23 Ma以來），分布于白云主洼南和中深層；第二期為新構(gòu)造運動成藏（約16 Ma以來），分布范圍最廣；第三期為天然氣晚期充注（約10 Ma以來）。