張?jiān)埔荩瑓?濤，勾 煒

(1.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司長(zhǎng)慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西西安 710018；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采氣廠，陜西西安 710021)

0 引言

1987年越南白虎油田的發(fā)現(xiàn)與成功開(kāi)發(fā)為深部基巖油藏的勘探開(kāi)發(fā)打開(kāi)了突破口，隨后該油田與乍得Bongor盆地的花崗巖潛山、中國(guó)遼河油田的興隆臺(tái)潛山、柴達(dá)木盆地的東坪氣田共同成為結(jié)晶基底油氣資源開(kāi)發(fā)研究的新大陸(謝文彥等，2006；孟衛(wèi)工等，2009；竇立榮等，2015；黃建紅等，2016)。白虎油田賦存豐富的地質(zhì)儲(chǔ)量，一經(jīng)投產(chǎn)就以天然能量開(kāi)發(fā)獲得高產(chǎn)油流，該階段研究多以開(kāi)發(fā)方式、提高采收率為主(葉濤等，2021)，進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)階段才逐步開(kāi)展基巖油藏特征的分析。前人研究發(fā)現(xiàn)，白虎油田花崗巖基巖油藏儲(chǔ)集空間以裂縫、孔洞為主，原生孔隙度極低，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)成藏起到控制作用，尤其斷層、節(jié)理等，表現(xiàn)出深部埋藏、塊狀潛山油藏特征(葉濤等，2021)。對(duì)于基巖油藏油源問(wèn)題，在蘭龍盆地、松遼盆地、渤海灣盆地、柴達(dá)木盆地等基巖潛山油氣成藏研究中，部分學(xué)者提出基巖潛山很難具備烴源巖形成的條件、難以生油，主要依靠他源供烴成藏(程建等，2020)，上覆泥巖烴源巖生成的油氣以側(cè)向式、倒灌式向潛山運(yùn)聚，形成新生古儲(chǔ)成藏模式(程建等，2020；閆林輝等，2019)。隨著鉆井取心、地化分析資料的積累，基于油氣無(wú)機(jī)成因理論，有學(xué)者研究發(fā)現(xiàn)基巖本身含烴，并從整個(gè)盆地含油氣系統(tǒng)出發(fā)進(jìn)行分析，認(rèn)為油氣倒灌的條件無(wú)法在構(gòu)造作用復(fù)雜的盆地內(nèi)現(xiàn)實(shí)存在(高坤順等，2020)。

以往研究成果有效指導(dǎo)了白虎油田的勘探開(kāi)發(fā)，也為油藏特征、成藏模式的研究提供了不同思路，但圍繞著油源、運(yùn)移方式等問(wèn)題還存在著爭(zhēng)議。此外，以往研究多集中于白虎油田基巖油藏的開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)，對(duì)后續(xù)補(bǔ)充油氣儲(chǔ)量勘探目標(biāo)，以及碎屑巖油藏還鮮有分析，研究比較薄弱。鑒于此，本文基于三維地震資料、鉆測(cè)井資料、巖心資料以及巖石薄片資料，綜合考慮碎屑巖、基巖兩類油藏條件，詳細(xì)分析碎屑巖儲(chǔ)層沉積演化、物性特征和基巖儲(chǔ)層巖性、儲(chǔ)集空間特征及成因，對(duì)油源分兩類進(jìn)行討論，并對(duì)成藏模式進(jìn)行探討總結(jié)，以期為白虎油田后期勘探目標(biāo)、開(kāi)發(fā)方式的調(diào)整提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

白虎油田位于越南東南海域，研究區(qū)面積約78 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量5.13×108t①(圖1a)。區(qū)域構(gòu)造上屬于越南南中國(guó)海巽他大陸架，處于蘭龍盆地中東部隆起帶，蘭龍盆地是發(fā)育在巽他陸架上的弧后盆地(穆龍新和計(jì)智鋒，2019)，東南部緊鄰昆嵩隆起?；灼毡榘l(fā)生斷裂，北北東向大斷層、北西向橫斷層共同將油田所處基底分為北部、中部和南部三個(gè)斷塊區(qū)(潘建國(guó)等，2007)(圖1b)。

圖1 越南白虎油田位置分布(a)及基底頂部構(gòu)造圖(b)Fig.1 Map showing location of the Bach Ho oilfield in Vietnam(a)and depth structure map at top basement(b)1-盆地邊界；2-油田；3-國(guó)界線；4-海岸線；5-剖面位置；6-等高線(km)1-basin boundary;2-oilfield;3-border line;4-coastline;5-cross-section;6-depth contours(km)

中部斷塊處于構(gòu)造高位，是風(fēng)化殼、裂縫發(fā)育的有利區(qū)，西部邊界為一北東向逆斷層，該斷層向西北方向發(fā)生了近兩千米的橫向位移，沿著走向其在北東、西南方向分別與相近的正斷層連通。北部、南部斷塊地層埋深相對(duì)較深，斷裂強(qiáng)度也減小，每個(gè)塊區(qū)具有不同的油氣水系統(tǒng)(圖2)。

圖2 白虎油田NW-SE向地震解釋剖面Fig.2 NW-SE-tending seismic profiles across the Bach Ho oilfield1-斷層；2-低頻、強(qiáng)-弱振幅1-faults;2-low frequency,high and low amplitude reflections

2 儲(chǔ)集層特征

白虎油田儲(chǔ)集層從巖性上可以分為碎屑巖和基巖兩類，碎屑巖儲(chǔ)層還沒(méi)有規(guī)模開(kāi)發(fā)，基巖儲(chǔ)層是目前整個(gè)油田油氣當(dāng)量貢獻(xiàn)最大的產(chǎn)層。

2.1 碎屑巖儲(chǔ)層

2.1.1 沉積特征

蘭龍盆地沉積體系是在地壘-地塹式古地貌上形成的，其沉積環(huán)境隨著南海古地理演變而不斷變化，在這樣的背景下整體經(jīng)歷了河湖陸相-海陸過(guò)渡相-海相的沉積過(guò)程，由河湖、三角洲砂泥巖相轉(zhuǎn)變?yōu)闉I淺海-半深海砂泥巖相(吳冬等，2014)(圖3)。

圖3 白虎油田地層綜合柱狀圖(據(jù)注釋①修改)Fig.3 Comprehensive stratigraphic column of the Bach Ho oilfield(modified from Note ①)

在構(gòu)造-海平面共同控制下，從始新世開(kāi)始到中新世早期，白虎油田都處于陸相粗碎屑沉積期，物源來(lái)自相鄰的西部昆山-呵叻抬升區(qū)裂谷肩部的剝蝕作用，充填的漸新統(tǒng)Tra Tan組層序地層上自下而上可劃分為T3、T2、T1三段(圖3)。T3段為沖積扇、扇三角洲相，其間有漫灘、湖相泥巖夾層，還有少量凝灰質(zhì)粘土薄層發(fā)育，具有原地沉積的特征。儲(chǔ)層在油田北部構(gòu)造高點(diǎn)平均厚度約300 m，在北東翼最厚可達(dá)900 m，且只在北部斷塊區(qū)發(fā)育，南部地層缺失(圖4)。T2段以湖相泥巖為主，在湖盆邊緣還有細(xì)粒河道砂巖、臨濱砂巖沉積。上漸新統(tǒng)內(nèi)部存在一個(gè)小的不整合面作為T2、T1層序界面，T1段發(fā)育較厚的河流相砂體，少量湖相泥巖。晚漸新世發(fā)生玄武質(zhì)火山活動(dòng)，有玄武巖、安山巖及凝灰?guī)r段同時(shí)形成。此時(shí)，南中國(guó)海西南部開(kāi)始板塊漂移，結(jié)束了蘭龍盆地的裂谷期，局部發(fā)生隆升及準(zhǔn)平原化作用形成區(qū)域不整合面，成為Tra Tan組和上覆中新統(tǒng)Bach Ho組的沉積界面。

圖4 白虎油田下漸新統(tǒng)頂部構(gòu)造圖Fig.4 The depth structure map of the Bach Ho oilfield at top Lower Oligocene1-正斷層；2-逆斷層；3-構(gòu)造等值線(m)；4-井位1-normal fault;2-reverse fault;3-structure contour(m);4-well location

湄公河、湄南河等陸架古水系對(duì)沉積物源變化產(chǎn)生了重要影響，局部隆起的近源碎屑物也提供了階段物源供給。漸新世早期，河湖沉積環(huán)境持續(xù)推進(jìn)，水動(dòng)力相對(duì)安靜，到了晚期開(kāi)始形成較大規(guī)模的三角洲，水動(dòng)力明顯增強(qiáng)。早-中中新世盆地開(kāi)始進(jìn)入坳陷期，湄公河、湄南河兩條水系形成了NW-SE、W-E向物源，在持續(xù)搬運(yùn)過(guò)程中Bach Ho組下段開(kāi)始沉積，該階段蘭龍盆地東南側(cè)的昆嵩隆起碎屑也是部分物源(圖5～6)。充足的物源、較強(qiáng)的水動(dòng)力有利于形成有效儲(chǔ)層，該段沉積了平均厚度200 m的三角洲砂巖，成為碎屑巖儲(chǔ)層的主要分布層段(圖7)。隨著海平面上升向東發(fā)生海侵，盆地整體已開(kāi)始進(jìn)入海陸交互相，湄公河物源供給方向變化不大，繼續(xù)搬運(yùn)越過(guò)昆嵩隆起進(jìn)入萬(wàn)安盆地，北巽他河也開(kāi)始參與到供給，物源方向?yàn)镾W-NE向。盆地西側(cè)的三角洲規(guī)模逐漸增大、橫向連片性增強(qiáng)(王龍等，2019)，形成了NE-SW向小規(guī)模物源，沉積了以海相泥巖為主，并有河流相砂巖夾層沉積的Bach Ho組上段，其砂地比明顯降低，成為下段砂巖儲(chǔ)層的蓋層(圖8)。

圖5 白虎油田下中新統(tǒng)Bach Ho組下段地層厚度分布圖Fig.5 Gross thickness of the Lower Miocene Lower Bach Ho Formation in the Bach Ho Oilfield1-地層厚度(m)；2-物源方向；3-井位；4-厚度等值線(m)1-gross thickness(m);2-sediment supply;3-well location;4-thickness contours(m)

圖6 白虎油田下中新統(tǒng)Bach Ho組下段砂地比分布圖Fig.6 The ratio of ner sandstone thickness to gross thickness of the Lower Miocene Lower Bach Ho Formation in the Bach Ho Oilfield1-砂地比(%)；2-物源方向；3-井位；4-砂地比值等值線(%)1-net sandstone thickness/gross thickness(%);2-sediment supply;3-well location;4-ratio contours(%)

圖7 白虎油田下中新統(tǒng)Bach Ho組下段砂巖厚度分布圖Fig.7 Net sandstone thickness of the Lower Miocene Lower Bach Ho Formation in the Bach Ho oilfield1-砂巖厚度(m)；2-物源方向；3-井位；4-厚度等值線(m)1-net sandstone thickness(m);2-sediment supply;3-well location;4-thickness contours(m)

圖8 白虎油田下中新統(tǒng)Bach Ho組上段砂地比分布圖Fig.8 The ratio of net sandstone thickness to gross thickness of the Lower Miocene Upper Bach Ho Formation in the Bach Ho Oilfield1-砂地比(%)；2-物源方向；3-井位；4-砂地比值等值線(%)1-net sandstone thickness/gross thickness(%);2-sediment supply;3-well location;4-ratio contours(%)

海平面變化引起B(yǎng)ach Ho組垂向沉積巖性的差異，由下而上將其分為B2、B1兩套層序地層(圖3)。B2段繼承保留著河流、三角洲沉積特征，主要為河道砂體，層間有泥巖夾層，砂巖段平均厚度為5～20 m。B1段以海相泥巖為主，有河道砂巖“甜點(diǎn)”發(fā)育。

至中中新世海底擴(kuò)張停止，北西-南東向區(qū)域走滑斷層再次開(kāi)始活動(dòng)，部分小斷層也重新開(kāi)啟(吳冬等，2015)。受這些構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，來(lái)自西部和北部的河流和三角洲開(kāi)始提供大量的碎屑物，中中新統(tǒng)Con Son組砂體快速沉積，但是在白虎油田基本沒(méi)有形成較大的有利儲(chǔ)層。在中新世晚期經(jīng)歷了一次短暫的擠壓期之后，開(kāi)始區(qū)域性緩慢沉降，進(jìn)入構(gòu)造平靜期，上中新統(tǒng)Dong Nai組沉積了海相砂巖、泥巖夾層，同時(shí)還有碳酸鹽巖發(fā)育。隨著陸架在持續(xù)進(jìn)積作用下向東遷移，上新世盆地整體進(jìn)入海相，白虎油田在陸架淺海環(huán)境沉積近700 m以細(xì)粒碎屑沉積物為主的Bien Dong組(圖3)。

2.1.2 物性特征

漸新統(tǒng)Tra Tan組T3段、下中新統(tǒng)Bach Ho組B2段砂巖儲(chǔ)層，巖性基本相似，主要為長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖、少量巖屑長(zhǎng)石砂巖，砂巖粒度中-粗粒，顆粒分選性差，結(jié)構(gòu)呈棱角狀或次棱角狀，成巖階段膠結(jié)作用較弱，孔隙類型以晶間孔為主，孔隙度為13%～17%，滲透率為0.1～10 mD①。儲(chǔ)層品質(zhì)較好的Bach Ho組成為后期成藏的最有效儲(chǔ)層。

2.2 基巖儲(chǔ)層

2.2.1 巖性特征

白虎油田結(jié)晶基底含有豐富的巖漿巖巖石類型，以花崗巖和花崗閃長(zhǎng)巖為主(陳志海等，2009)。油田南部斷塊基巖主要是淡色花崗閃長(zhǎng)巖，中部斷塊主要是塊狀中粒下白堊統(tǒng)花崗巖，北部斷塊包含微斜長(zhǎng)石、角閃云母片巖、黑云母花崗閃長(zhǎng)巖類、上侏羅統(tǒng)和上三疊統(tǒng)黑云石英巖、石英-黑云二長(zhǎng)巖，安山巖和英安巖巖墻也有發(fā)育，圍巖是晚三疊世之前形成的綠片巖變質(zhì)巖類(圖9)?；谆◢弾r礦物成分中石英含量為60%、長(zhǎng)石為30%、黑云母為5%，還有綠泥石、磷灰石、白云母、高嶺石等粘土礦物。

圖9 白虎油田基巖儲(chǔ)層巖石薄片特征Fig.9 Thin section photos of the basement reservoir in the Bach Ho oilfielda-BH9井，4875 m，輕微蝕變/風(fēng)化黑云母和長(zhǎng)石，基質(zhì)孔隙不發(fā)育、無(wú)滲流能力；b-BH10井，4660 m，裂縫和孔洞基本被沸石等熱液礦物充填；c-BH15井，4230 m，開(kāi)啟裂縫以及部分被棱角狀石英碎屑、長(zhǎng)石、黏土礦物充填的裂縫；d-BH420井，2978m，花崗閃長(zhǎng)巖相互連通的主裂縫與微裂縫，裂縫面附著膠結(jié)物、黏土礦物；e-BH12井，3705 m，花崗巖內(nèi)主裂縫、平行解理的長(zhǎng)石微裂縫、石英石微裂縫交錯(cuò)分割形成復(fù)雜縫網(wǎng)；f-BH402井，3255 m，花崗巖孔隙、帶狀斜長(zhǎng)石未接受風(fēng)化、熱液蝕變a-weakly altered/weathered biotite and feldspar with no matrix porosity and permeability in well BH-9,4875 m;b-fractures and cavities completely filled by hydrothermal minerals(zeolite)in well BH-10,4660 m;c-open fractures,and fractures filled with angular fragments of quartz,feldspar and clay materials in well BH-15,4230 m;d-interconnected macro-and micro-fractures in a granodiorite,with colloidal and clay materials attached to their walls in well BH-420,2978 m;e-granite with macro-fractures dissecting both parallel cleavage micro-fractures in feldspar,and a complex network of micro-fractures in quartz in well BH-12,3705 m;f-fracture porosity in a granite with no traces of weathering and hydrothermal alteration in zonal plagioclase in well BH-402,3255 m

2.2.2 儲(chǔ)集空間特征

基巖儲(chǔ)集空間類型有孔隙、裂縫和伴生孔洞，由于基質(zhì)基本不具備孔滲能力，原生孔隙發(fā)育、滲流能力都較差，孔隙度大部分都小于0.5%(朱文森等，2013)。裂縫規(guī)模差異大、走向復(fù)雜多變，常常與孔洞一起結(jié)合形成裂縫系統(tǒng)，成為有效儲(chǔ)集空間，沿造巖晶體邊緣還發(fā)育微孔洞(圖10～11)；這類次生孔隙物性大為提升，孔隙度為1%～2%，裂縫系統(tǒng)滲透率最高可達(dá)到20 mD，70%～80%的油氣就賦存其中(吳偉濤等，2014)。此外，花崗巖基底本身的脆性指數(shù)就相對(duì)較高，在合適的溫度、壓力條件下有利于儲(chǔ)集空間的二次改造形成。

圖10 白虎油田基巖儲(chǔ)層巖心照片F(xiàn)ig.10 Core photos of basement reservoir in the Bach Ho oilfield

圖11 白虎油田基巖儲(chǔ)層巖心描摹裂縫特征示意圖Fig.11 Sketch of core derived from basement reservoir of the Bach Ho oilfield

裂縫發(fā)育程度及其張開(kāi)方向成為基巖成藏動(dòng)態(tài)過(guò)程的兩個(gè)決定性因素，當(dāng)源巖排烴之后的運(yùn)移方向與裂縫開(kāi)啟保持同向，才能形成有效成藏條件(程建等，2020)。白虎油田基巖裂隙表現(xiàn)出明顯的分層特征，根據(jù)破裂強(qiáng)度從上而下可劃分為A、B、C三個(gè)層帶(圖12)。A層位于基巖風(fēng)化殼頂部，平均厚度小于30 m，最高可達(dá)60 m，發(fā)育有部分開(kāi)啟的共軛裂縫、節(jié)理，還有構(gòu)造作用形成的破碎角礫帶，底部埋深約3800～3900 m，成為主要儲(chǔ)集層。B層破裂程度減弱，裂縫大多封閉或被自生礦物、熱液沉淀充填，因此儲(chǔ)層質(zhì)量非均質(zhì)性強(qiáng)、分布不規(guī)律，底部埋深在4000～4600 m，這也是有油氣采出的最深處。C層輕微破裂，幾乎所有的孔隙和裂縫都由沸石和其他熱液礦物充填，不具備儲(chǔ)集能力。

圖12 白虎油田中部斷塊碎屑巖與基底沉積關(guān)系及基巖破裂分層特征模式圖(據(jù)注釋①修改)Fig.12 Contact relationship between clastic rocks and basement and schematic diagram of bedrock fracturing characteristics in the Bach Ho Oilfield(modified from Note ①)1-風(fēng)化殼；2-下漸新統(tǒng)泥巖；3-始新統(tǒng)湖相泥巖；4-始新統(tǒng)-漸新統(tǒng)砂巖(被沸石、方解石等膠結(jié))；5-中白堊統(tǒng)花崗巖；6-前三疊統(tǒng)變質(zhì)沉積巖；7-三疊紀(jì)-侏羅紀(jì)侵入體；8-安山巖-英安巖脈；9-A-B層分界線；10-巖石崩解、剝落、冷縮形成的線狀裂縫；11-共軛斷層、伴生裂縫及破碎角礫巖；12-晚漸新世中部斷塊形成的逆斷層，伴生裂隙及破碎角礫巖；13-B-C層分界線1-weathered crust;2-Lower Oligocene shales;3-Eocene lacustrine shales;4-Eocene and Oligocene sandstones(immature and cemented-zeolites and calcite);5-Middle Cretaceous granite;6-metasediments(Pre-Triassic);7-Triassic-Jurassic intrusions;8-andesite-dacite dykes;9-zone A-B boundary;10-release,exfoliation and contractional sheet fractures;11-conjugate faults,associated fractures and breccias;12-Late Oligocene reverse fault in the central block,associated fractures and breccias;13-zone B-C boundary

基巖中形成了由主裂縫、微裂縫和孔洞構(gòu)成的縫洞系統(tǒng)，各區(qū)分布不規(guī)則，經(jīng)歷后期差異化改造，并伴隨斷層影響，隨埋深加大裂縫減少，中部斷塊區(qū)裂縫連通性最好，北部、南部斷塊區(qū)相對(duì)較差，這在單井產(chǎn)能評(píng)價(jià)分析中也有印證(圖13)。

圖13 白虎油田基巖儲(chǔ)層裂縫分布特征Fig.13 Fracture distribution in the basement reservoir in selected wells in the Bach Ho oilfield

利用地層微電阻率掃描成像測(cè)井資料，在圖像上利用正弦曲線擬合對(duì)裂縫進(jìn)行交互式拾取，可以準(zhǔn)確地識(shí)別裂縫，獲取裂縫產(chǎn)狀信息(周妍和孫海霞，2021)。中部斷塊裂縫走向復(fù)雜多變，沒(méi)有表現(xiàn)出明顯擴(kuò)展方向，受基底中部隆起、兩側(cè)陡傾界面影響，斷塊受主應(yīng)力不均，走向既有與北北東向斷層斜交、也有平行該方向，這在后期創(chuàng)造了有利的裂縫成藏條件；但是北部、南部斷塊裂縫走向基本與北北東向斷層正交，主裂縫傾角50°～75°，與中部斷塊距離較遠(yuǎn)的次級(jí)裂縫傾角小于40°(圖14)。通過(guò)后期生產(chǎn)井的示蹤劑技術(shù)、干擾試井解釋，以上認(rèn)識(shí)也得到了驗(yàn)證①。

圖14 白虎油田斷塊劃分及成像測(cè)井裂縫走向解釋結(jié)果Fig.14 Structural units and FMI derived fracture strike in the Bach Ho oilfield1-FMI解釋裂縫走向；2-主(正)斷層；3-主(逆)斷層；4-次級(jí)小斷層；5-井位；6-剖面位置1-fracture strike from FMI;2-main normal fault;3-main reverse fault;4-minor fault;5-well location;6-cross-sections

常規(guī)測(cè)井裂縫段表現(xiàn)出GR高值異常，反映出裂縫中熱液礦物的充填。解釋結(jié)果顯示，基巖儲(chǔ)集空間中裂縫占到85%～90%，裂縫面密度為20～25條/cm2。主裂縫長(zhǎng)度5～10 cm、寬0.5～1.5 mm，局部寬度可達(dá)10 mm；微裂縫大多長(zhǎng)5～15 mm、寬0.05～0.2 mm，伴生孔洞大小為0.3～0.64 mm，局部有7 mm。裂縫提高了油藏的孔滲性，地幔軟流圈熱液中攜帶的粘土、沸石、方解石等次生礦物對(duì)裂縫密度和寬度產(chǎn)生負(fù)面影響。裂縫孔隙度橫向、縱向都有很強(qiáng)的非均質(zhì)性，尤其在斷層帶明顯增大，距基底頂部500 m層段裂縫孔隙度為2.1%～2.4%，最高為7.3%，到500 m以下孔隙度明顯變小，甚至低于1%(圖14)；孔洞極大提高了儲(chǔ)集空間，其孔隙度達(dá)到10%，滲透率在4～464 mD。

根據(jù)單井FMI成像測(cè)井解釋，綜合裂縫成因與形態(tài)特征，可將裂縫分為溶蝕增強(qiáng)縫、連續(xù)正?？p和不連續(xù)微裂縫3類(圖15)：

圖15 白虎油田BH12井成像測(cè)井解釋裂縫發(fā)育特征Fig.15 Fracture development from imaging logging in the basement reservoir in well BH12 in the Bach Ho oilfield

(1)溶蝕增強(qiáng)裂縫在圖像上表現(xiàn)出溶蝕增大現(xiàn)象，裂縫面不規(guī)則，有時(shí)可見(jiàn)部分被充填膠結(jié)(圖15a)。膠結(jié)物的存在，使得裂縫在后期沉積演化過(guò)程中被支撐和有效保存，在構(gòu)造、熱液及淋濾作用下，裂縫溶蝕增大，具有較高的導(dǎo)流能力。

(2)連續(xù)正常裂縫在圖像上有連續(xù)顯示，可切穿整個(gè)井筒，裂縫面光滑、寬度較窄，無(wú)溶蝕或微溶蝕、無(wú)膠結(jié)物充填，成因是構(gòu)造或局部應(yīng)力突變作用(圖15b)，正常裂縫對(duì)縫洞系統(tǒng)有較好的連通作用。

(3)不連續(xù)微裂縫在圖像上顯示為不連續(xù)的暗色紋線、延伸較短，一般僅在1個(gè)或2個(gè)極板上見(jiàn)到(圖15c)。它們既可以單獨(dú)作為儲(chǔ)集空間，又可以連通微孔、溶孔等，縫內(nèi)有膠結(jié)物部分充填，滲流能力相對(duì)較弱。

2.2.3 儲(chǔ)集空間成因

基巖儲(chǔ)層是花崗巖成巖過(guò)程中受巖漿冷卻、熱液作用形成了裂隙、孔洞，晚白堊世到早古近紀(jì)，基底抬升經(jīng)歷了強(qiáng)烈的地表風(fēng)化、剝蝕和蝕變，誘使角閃石和黑云母生成水云母和綠泥石、長(zhǎng)石的高嶺土化、石英的部分溶解，裂縫、孔洞在不同溫度、不同化學(xué)成分的熱液侵蝕下進(jìn)一步發(fā)育(楊飛和徐守余，2011)。晚漸新世-中新世在中部斷塊區(qū)新的裂縫開(kāi)始形成，未發(fā)生膠結(jié)的裂縫開(kāi)啟，已經(jīng)被沸石和高嶺石充填的裂縫也重新開(kāi)啟。

3 成藏模式的討論

3.1 烴源巖特征分析

3.1.1 沉積巖系烴源巖

沉積地層烴源巖為上漸新統(tǒng)Tratan組湖相泥巖，含Ⅰ型、Ⅱ型干酪根，地溫梯度3.1～3.4 ℃/hm，TOC含量為0.6%～2.24%，平均1.6%，鏡質(zhì)體反射率Ro在0.34%～2.19%，平均值0.79%，生烴潛力(S2)約0.16～24.4 mg(烴)/g(巖石)，是非常優(yōu)質(zhì)的烴源巖(潘建國(guó)等，2007)。中新統(tǒng)泥巖也具有一定的生油能力，但還未成熟。

3.1.2 基底花崗巖含烴的問(wèn)題

俄羅斯部分學(xué)者基于漸新統(tǒng)泥巖油源的原油組分與基巖油藏原油組分基本一致的現(xiàn)象，結(jié)合地化生物標(biāo)志物特征，認(rèn)為年輕的漸新統(tǒng)烴源巖生烴之后經(jīng)側(cè)向運(yùn)移至基巖裂縫發(fā)育帶中成藏。另一種觀點(diǎn)則認(rèn)為沉積巖系中烴源巖生烴之后可以倒灌進(jìn)入下伏基底儲(chǔ)集空間，二者的共同點(diǎn)是油源來(lái)自于上部沉積巖，即基巖本身不含烴。林隆棟等(2019)研究指出年輕生油巖在缺少軟流圈流體加氫、增溫、催化等外部環(huán)境條件將很難生成油氣；即使有油氣生成，要實(shí)現(xiàn)向下倒灌運(yùn)移，要求盆地是一個(gè)內(nèi)部靜止、不含地層水且完全封閉的單獨(dú)系統(tǒng)，不能與深部地層產(chǎn)生聯(lián)系。事實(shí)上，大部分盆地演化都是在板塊運(yùn)動(dòng)、區(qū)域構(gòu)造強(qiáng)烈活動(dòng)的背景下形成，幾乎很難具備這樣的條件。在遼河油田、東坪氣田、渤海灣油田深層基巖油氣藏開(kāi)發(fā)中也發(fā)現(xiàn)，地殼低速高導(dǎo)層實(shí)際上是幔源底劈，當(dāng)溫度達(dá)到300～400 ℃、壓力200 MPa，軟流圈的H、CO在Fe族元素作催化劑的條件下，可發(fā)生反應(yīng)合成烴形成幔源油氣(戴金星等，1995)。

白虎油田BH442井鉆遇4581 m時(shí)在花崗巖取心，巖心分析測(cè)得高含量的C4～C6烴組分，在20塊花崗巖流體包裹體中也發(fā)現(xiàn)了He、H2、CH4、C2～C6以上烴類組分；同時(shí)俄羅斯學(xué)者將漸新統(tǒng)泥巖生烴量計(jì)算結(jié)果和白虎油田探明地質(zhì)儲(chǔ)量進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)估算生油量遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于油田探明地質(zhì)儲(chǔ)量(關(guān)福喜，1996；王濤，2004)，從側(cè)面支持了花崗巖中有烴類貢獻(xiàn)的觀點(diǎn)。

3.2 生烴期與成藏期的匹配

上漸新統(tǒng)烴源巖Tratan組上覆在基底頂面風(fēng)化殼或不整合面之上，中中新世以后開(kāi)始排烴。北部斷塊區(qū)主力烴源巖位于Tratan組內(nèi)部不整合面之下和頂面不整合面之下，最大埋深可達(dá)5700 m，埋深4000 m以下烴源巖Ro值在0.8%～1.35%，進(jìn)入生油高峰、生濕氣階段；4000 m以上Ro值在0.6%～0.8%，進(jìn)入生成熟油早期。中部斷塊區(qū)因基底頂面凸起，Tratan組下部層段剝蝕缺失，烴源巖只發(fā)育在Tratan組頂部，埋深約3000～3500 m，Ro值在0.6%～0.8%。南部斷塊區(qū)烴源巖沿基底頂面發(fā)育，最深可達(dá)4385 m，Ro值在0.8%～1.35%，進(jìn)入生油高峰、生濕氣階段；頂部埋深約3000～3700 m，Ro值在0.6%～0.8%。根據(jù)實(shí)際鉆井資料顯示，基巖中自頂部向下至深度4385 m是基巖油藏鉆遇的主要位置，大部分烴類處在生油高峰到生濕氣階段，油藏沒(méi)有發(fā)現(xiàn)明顯的油水界面，4385 m以下很少有油藏顯示(圖16)。圈閉與烴源巖生烴、運(yùn)移具有較好的匹配關(guān)系(楊楚鵬等，2011)。

圖16 白虎油田油藏分布及烴源巖演化特征(剖面位置見(jiàn)圖1a)Fig.16 Oil pools distribution and maturity evolution characteristics of source rocks in Bach Ho oilfield(see Fig.1a for section location)1-中中新統(tǒng)Con Son組；2-下中新統(tǒng)Bach Ho組；3-漸新統(tǒng)Tra Tan組；4-基底；5-碎屑巖油藏；6-基巖油藏；7-烴源巖1-Middle Miocene Con Son Formation;2-Lower Miocene Bach Ho Formation;3-Oligocene Tra Tan Formation;4-basement;5-clastic reservoir;6-basement reservoir;7-source rock

3.3 成藏模式總結(jié)

白虎油田深部基巖受斷裂活動(dòng)強(qiáng)烈影響，構(gòu)造及古地貌直接控制沉積分布，沉積地層格架決定油氣成藏(楊楚鵬等，2011；陳文玲和周文，2012)。碎屑巖地層中，儲(chǔ)層沉積受到局部古隆起、青藏高原隆升事件、塊體漂移等的影響，漸新統(tǒng)Tratan組砂巖為儲(chǔ)集層，互層泥巖為烴源巖，層內(nèi)泥巖夾層作為蓋層，圈閉類型為“甜點(diǎn)”巖性圈閉、單斜構(gòu)造圈閉，斷裂并不十分發(fā)育，構(gòu)造形態(tài)較為完整(Lee and Lawver，1995；楊楚鵬等，2011)，就近在砂巖段聚集成藏，具有自生自儲(chǔ)的成藏特征。此外，中新統(tǒng)Bach Ho組砂巖儲(chǔ)集層，同樣以Tratan組泥巖為烴源巖，頂部厚層泥巖作為蓋層，形成巖性、構(gòu)造圈閉，具有典型的下生上儲(chǔ)成藏特征，該成藏模式表現(xiàn)出油氣生成多源性、運(yùn)移多期次的特點(diǎn)(圖16)。前述基巖本身含烴，也可作為該類油藏的油源(李平魯?shù)龋?998)。在浮力作用下沿著斷層、不整合面繼續(xù)運(yùn)移，進(jìn)入上覆沉積巖層中形成油氣藏(林隆棟等，2019)，但基底廣泛發(fā)生的斷裂活動(dòng)并沒(méi)有持續(xù)影響到沉積巖系，沒(méi)有大規(guī)模貫穿到上覆地層，因此基巖對(duì)碎屑巖油藏油源貢獻(xiàn)較小(圖17)。

圖17 白虎油田碎屑巖成藏特征(剖面位置見(jiàn)圖1b)Fig.17 Characteristics of hydrocarbon accumulation in clastic reservoirs of Bach Ho oilfield(see Fig.1b for section location)1-基底；2-砂巖油藏；3-泥巖(烴源巖)；4-斷層1-basement;2-sandstone reservoir;3-mudstone(source rock);4-fault

兩類不同成因的烴類來(lái)源，對(duì)基巖成藏產(chǎn)生了重要影響?；◢弾r基巖自身含烴作為油源，斷層、裂縫形成輸導(dǎo)體系，隨著溫度、壓力的變化，在裂縫、伴生洞及頂部風(fēng)化殼等儲(chǔ)集空間聚集，形成基巖油氣藏(劉寶明和金慶煥，1997)(圖12)，白虎油田正是在極其發(fā)育的裂縫、縫洞下，形成了儲(chǔ)量豐富的縫洞型、潛山型油藏，成為整個(gè)油田的主力油區(qū)。另一方面，在基底地壘構(gòu)造背景下，北部、南部斷塊沉積空間埋深明顯大于中部隆起，地層層序表現(xiàn)出披覆構(gòu)造，深部的漸新統(tǒng)泥巖與基巖相鄰接觸(圖18)，受地溫梯度差異，烴源巖熱演化與中部表現(xiàn)出不同特征，更利于源巖成熟排烴，烴類可沿著不整合面、斷層側(cè)向運(yùn)移至基巖頂部形成油藏。

圖18 白虎油田漸新統(tǒng)-中新統(tǒng)碎屑巖與基巖儲(chǔ)層疊覆關(guān)系(剖面位置見(jiàn)圖1b)Fig.18 Distribution of the Oligo-Miocene clastic deposition above the basement reservoir of Bach Ho oilfield(see Fig.1b for section location)1-基底；2-砂巖油藏；3-泥巖(烴源巖)；4-斷層1-basement;2-sandstone reservoir;3-mudstone(source rock);4-fault

4 結(jié)論

(1)白虎油田發(fā)育兩類不同巖性的儲(chǔ)集層，碎屑巖儲(chǔ)集層發(fā)育于漸新統(tǒng)Tratan組沖積扇和扇三角洲砂巖、中新統(tǒng)Bach Ho組河道砂巖，孔隙類型以晶間孔為主，儲(chǔ)層物性中等，主要分布在北部、南部斷塊，中部斷塊部分地層缺失，儲(chǔ)層整體規(guī)模較小。花崗巖儲(chǔ)層主要發(fā)育于盆地結(jié)晶基底，基巖裂縫、孔洞十分發(fā)育，成為主力儲(chǔ)集層，成因受基底斷裂、巖溶等作用的影響，儲(chǔ)層物性具有垂向、橫向上的非均質(zhì)性。

(2)對(duì)兩類儲(chǔ)集層成藏條件開(kāi)展分析，發(fā)現(xiàn)砂巖儲(chǔ)集層主要形成了漸新統(tǒng)自生自儲(chǔ)、中新統(tǒng)下生上儲(chǔ)型油藏；對(duì)基巖儲(chǔ)層分別從油源類型、運(yùn)移方式等關(guān)系進(jìn)行了探討，研究發(fā)現(xiàn)有兩種成藏模式。

一種以基巖無(wú)機(jī)成因含烴為油源，斷層、裂縫作為運(yùn)移通道，在適當(dāng)裂縫、孔洞聚集成藏。另一種是在基底隆起兩側(cè)的拗陷區(qū)，以披覆沉積的漸新統(tǒng)泥巖作為烴源巖，排烴后沿?cái)鄬?、不整合面?zhèn)认蜻\(yùn)移到頂部凸起的風(fēng)化殼、潛山，并以上覆泥巖作為蓋層而成藏。這兩種成藏模式造就了白虎油田優(yōu)勢(shì)的裂縫、縫洞型及潛山型基巖油藏。

[注 釋]

① C & C Reservoirs. 2012. Bach Ho field evaluation report[R].