珠江口盆地深水区白云凹陷油气成因来源与成藏特征*

龙祖烈 陈 聪 马 宁 翟普强 黄玉平 石 创

（中海石油深海开发有限公司 广东深圳 518054）

珠江口盆地白云深水区经过数十年的研究和实践，油气勘探巨大潜力和前景逐步得到了证实。自2001年以来，继白云北坡番禺低隆起钻探发现4个气田和多个含气构造以及2006年荔湾3-1钻探获得重大发现后，在包括番禺-流花气区的大白云凹陷成藏区已钻探发现16个气田和含气目标［1］，白云深水区已经成为中国海油新的储量增长点。目前，众多学者对白云凹陷油气成因和来源的认识存在一定差异，一种观点认为该区油气为文昌组和恩平组烃源岩混合成因［2-3］，另一种观点则认为该区主力供烃层是有机质类型为Ⅱ2型的恩平组烃源岩，有机质类型为Ⅰ型的文昌组湖相烃源岩基本没有贡献［4-5］。另外，前人从流体运移动力演化和断裂活动等宏观角度讨论了烃源岩对油气成藏的影响［6-11］，但是有关高地温背景下油气充注幕次和成藏时间等方面的认识还较欠缺。基于此，本文针对南海北部陆缘深水勘探面临的油气成因和来源特征不清、油气成藏时期和次生改造作用不明、油气运聚条件复杂等问题，开展了深水区白云凹陷油气成藏地球化学特征、天然气成因机理、油气成藏时期、油气藏次生改造作用识别等方面的系统性研究，以期对该地区油气成因机理和成藏规律有更深刻的认识，从而有效指导深水区油气勘探实践。

1 区域地质背景

珠江口盆地位于南海北部海域，面积约为26.68×104km2，水深范围几十米至3 000多米，包括珠一、珠二、珠三、珠四等4个坳陷，其中珠一、珠三坳陷均以生油为主；珠二坳陷为油气兼生，但以生气为主；珠四坳陷勘探程度低。白云凹陷是一个巨型新生代凹陷（面积＞2×104km2，沉积地层厚度＞12 km），是珠二坳陷的次级构造单元，整体呈NEE向展布，主体包括白云西洼、白云主洼和白云东洼（图1）；水深范围200～2 000 m，绝大部分为500～1 500 m；地壳厚度从28 km变化为18 km，地温梯度为35～40℃／km，属于地温较高的凹陷［1］。勘探实践证实，白云凹陷发育3套主力烃源岩，即裂陷早中期发育文昌组半深湖—深湖相烃源岩，裂陷晚期发育恩平组湖沼相烃源岩，拗陷期发育珠海组海相陆源的烃源岩。

图1 白云凹陷构造单元划分及样品采集分布图Fig.1 Division of structural units and distribution of samples in Baiyun sag

2 烃源岩地球化学特征

根据白云凹陷共计16口井钻遇文昌组、恩平组、珠海组的泥岩样品岩石学特征及分子地球化学特征，共识别出3套6种类型烃源岩（图2）。

2.1 文昌组烃源岩

图2 白云凹陷不同层系不同相带烃源岩质量色谱图Fig.2 Quality chromatogram of source rocks in different strata and different facies of Baiyun sag

文昌组发育浅湖相及浅湖—半深湖相两类倾油型烃源岩，其中浅湖相烃源岩以斜坡带H36井钻遇的文昌组泥岩为代表，有机碳含量为0.93%，氢指数为280 mg／g，母质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，抽提物中生物标志化合物特征表现为具有较高丰度的双杜松烷（W、T）化合物及奥利烷（OL），基本不含C304-甲基甾烷，指示生源构成以陆源高等植物为主；浅湖—半深湖相烃源岩以斜坡带W3-2井钻遇的文昌组泥岩为代表，有机碳含量为1.1%～1.6%，氢指数为232～336 mg／g，母质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，抽提物中生物标志化合物特征表现为富含C304-甲基甾烷，具有中等含量双杜松烷（W、T）化合物及低含量奥利烷，陆源输入量相较于浅湖相泥岩偏低，指示生源构成为水生藻类及高等植物混合。

2.2 恩平组烃源岩

恩平组发育湖沼相及海陆过渡相两类烃源岩，其中湖沼相烃源岩以白云西洼北部P33井钻遇的恩平组泥岩为代表，有机碳含量为0.8%～5.7%，氢指数为37～136 mg／g，母质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，抽提物中生物标志化合物特征表现为含高丰度双杜松烷（W、T）化合物，奥利烷（OL）含量相对较低，贫C304-甲基甾烷，C27—C29规则甾烷呈“V”字型；海陆过渡相烃源岩以白云主洼东部H29B井及斜坡带H36井钻遇的恩平组泥岩为代表，有机碳含量为1.1%～2.0%，氢指数为154～249 mg／g，母质类型以Ⅱ2型为主，抽提物中生物标志化合物特征表现为含高丰度海相三芳甲藻甾烷，同时富含中等—较高丰度的双杜松烷（W、T）化合物及奥利烷，贫C304-甲基甾烷，且H29B井恩平组孢粉藻类组合中海相沟鞭藻及陆源孢粉占比相当，指示生源构成为混合型，为油气兼生型烃源岩。

2.3 珠海组烃源岩

珠海组发育陆棚相及海相三角洲相两类烃源岩，其中海相三角洲相烃源岩以陆源高等植物输入为主，富含陆源奥利烷及双杜松烷（T）化合物，且近陆架坡折带含海相三芳甲藻甾烷；而陆棚相烃源岩则以陆源高等植物与海相沟鞭藻共同输入为主，富含海相三芳甲藻甾烷，含有一定量的陆源奥利烷及双杜松烷（T）化合物。这两类烃源岩有机碳含量主体介于0.8%～2.5%，均为中等—好烃源岩，但母质类型略差，以Ⅱ2—Ⅲ型为主，为油气兼生型烃源岩。

3 油气成因来源

3.1 原油地球化学特征与成因来源

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，属于轻质油的范围，含蜡量为0.1%～6.1%，具有相对密度较小、含硫量较低、含蜡量低的特征。

3.1.2 生物标志化合物特征

1）轻烃组分。

国内外学者对轻烃中正构烷烃、异构烷烃及环烷烃分布特征做了大量研究，认为源于腐泥型母质的轻烃组分中富含正构烷烃，源于腐殖型母质的轻烃组分中则富含异构烷烃和芳烃，源于陆源母质的凝析油的轻烃组分中更富含环烷烃［12-13］。从图3所示的白云凹陷及周边不同构造带原油及凝析油C5—C7轻烃组分中正构烷烃、异构烷烃及环烷烃相对含量分布可以看出，除白云主洼南部B18井凝析油具备较高的正烷烃含量而呈现出湖相腐泥型源岩成因特征外，白云东洼、白云西洼、白云主洼东部、白云主洼北部的原油和凝析油均呈现出偏腐殖型源岩成因特征，C5—C7轻烃组分中环烷烃与异构烷烃占主体，正构烷烃占比相对较低。

图3 白云凹陷原油及凝析油轻烃（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。

类异戊二烯烃中姥鲛烷与植烷的比值（Pr／Ph）是反映烃源岩形成时沉积环境的重要指标，一般认为强还原环境时Pr／Ph＜1，弱还原环境时Pr／Ph为1～3，弱氧化—氧化环境时Pr／Ph＞3［14-16］。白云东洼、白云主洼东部、白云主洼北部的原油及凝析油，其Pr／Ph值总体上大于3，具有显著的姥鲛烷优势，表明该地区原油及凝析油的源岩为弱氧化—氧化环境中形成的烃源岩。白云西洼P33井油沫样品经历一定程度生物降解，其Pr／Ph值仅0.14，指示其母源岩形成于还原性沉积环境。但是，白云主洼南部W21井凝析油明显具有较低的Pr／Ph值（介于1.0～2.8），指示其源岩形成于弱还原沉积环境。

3）甾萜类化合物。

白云东洼、白云主洼东部、白云主洼北部的凝析油与原油中C27—C29规则甾烷系列基本呈现C29甾烷优势特征，含较丰富的陆源三萜烷类生物标志化合物，如奥利烷、双杜松烷（T）化合物等（图4），指示该区源岩中陆源有机质的贡献量极大，即来源于高等植物的陆源有机质是这类原油主要的原始生烃母质。白云主洼北部的凝析油规则甾烷分布呈不对称“V”字型，具有低奥利烷、高双杜松烷（T）化合物的特征，与P33井恩平组湖沼相烃源岩具有相似性，推测此类原油来自于恩平组湖沼相煤系烃源岩；白云东洼及白云主洼东部的原油及凝析油规则甾烷分布呈现C29甾烷优势，具有高奥利烷及双杜松烷（T）化合物的特征，与W3-2井恩平组浅湖相烃源岩具有相似性，推测此类原油来自于恩平组浅湖相烃源岩；白云主洼南部及白云西洼的原油以贫奥利烷及低双杜松烷（T）化合物为特征，其中白云主洼南部B18井区凝析油中甾烷系列则呈现C27规则甾烷优势，反映此类原油生源构成以低等水生生物贡献为主。另外，白云西洼P33井及白云主洼南部W21井凝析油中均检测到一定丰度C304-甲基甾烷，与W3-2井文昌组浅湖—半深湖相烃源岩具有相似性，推测有文昌组半深湖—深湖相腐泥型源岩供烃可能。

本文的仿真实验中SN=50，问题维度分别采用了D=30、100，蜜源更新限制阈值limit=SN×D，函数的最大评估次数MAX_FES=5000×D。 accept值表示每个函数每次运行结束后所能接受的值，若运行结束后的最优值小于该值，则表示运行成功。SR%表示函数运行的成功率，即运行结束后的最优值小于accept值的次数，除以总运行次数所得到的值，该值可评价算法的鲁棒性。AVEN表示各个函数达到accept值所消耗的平均函数评估次数，该值可评估函数的收敛速度，值越小表明收敛速度越快。若全部运行次数均未达到accept值则视为NA。

3.1.3 成熟度特征

图4 白云凹陷原油甾萜烷类化合物质量色谱图Fig.4 Chromatogram of steroids and terpenes in crude oil of Baiyun sag

前人对于白云凹陷原油及凝析油成熟度的研究较为深入［4-6］，但因甾烷异构化指标基本达到平衡，C29ααα20S／（20S+20R）参数值分布于0.52～0.55，而利用甲基菲指数计算的Rc1值为0.7%～1.1%，Rc2值为1.7%～1.9%，因此，究竟选择哪一个成熟度值，则存在极强的人为因素。本次研究中，主要通过双金刚烷参数计算各区带原油及凝析油成熟度，结果表明白云东洼及白云主洼东部原油Ro约为0.9%，白云主洼北部凝析油Ro为1.5%～1.7%，白云主洼东部凝析油Ro为1.3%～1.5%。

3.1.4 成因来源

综合对比发现，白云凹陷已发现原油及凝析油的生源构成呈现明显南北分带性，其中白云主洼北部、白云主洼东部、白云东洼的原油母源沉积环境为弱氧化环境，生源构成以陆源高等植物为主，主要来源于文昌组和恩平组的浅湖—三角洲相源岩；而白云西洼、白云主洼南部的原油母源沉积环境为弱还原环境，生源构成以湖相藻类为主，主要来源于文昌组和恩平组的浅湖—半深湖相源岩。

3.2 天然气地球化学特征与成因来源

3.2.1 组分特征

3.2.2 成熟度特征

许多研究者根据各自的研究对象提出了有针对性的甲烷碳同位素值（δ13C1）与镜质体反射率（Ro）之间的关系［17-20］，如戴金星的煤成气（δ13C1=14.13lgRo-34.39，δ13C2=8.16lgRo-25.17）和油型气（δ13C1=15.8lgRo-42.2）方程，以及Faber针对Ⅰ、Ⅱ型有机质提出的甲烷、乙烷碳同位素方程（δ13C1=15.4lgRo-41.3，δ13C2=22.6lgRo-32.2）。利用这些关系式分别计算白云凹陷天然气成熟度，结果显示：利用戴金星的煤成气方程计算的成熟度明显偏低，白云东洼、白云主洼北部、白云主洼东部天然气成熟度Ro为0.2%～0.8%，处于未成熟—成熟热演化阶段，显然与这些地区天然气的干燥系数一般＞90%的结论不符，因此煤成气的回归方程在本区不适用；利用戴金星及Faber的油型气δ13C1-Ro回归方程计算的成熟度明显偏高，白云东洼、白云主洼北部、白云主洼东部大部分天然气成熟度Ro＞2.0%，为过成熟的干气，显然与前述天然气为湿气的结论不符，因此油型气的δ13C1-Ro回归方程也不适用于本区；而利用Faber的油型气δ13C2-Ro回归方程计算的白云东洼、白云主洼北部、白云主洼东部及白云东洼的天然气成熟度Ro均介于1.3%～1.6%，为高成熟度阶段产物，与本区天然气组分特征相符。因此，利用Faber的油型气δ13C2-Ro回归方程对白云凹陷天然气成熟度进行了计算，结果表明白云西洼天然气成熟度Ro为1.2%，白云主洼南部天然气成熟度Ro为0.8%～1.0%，天然气热演化均处于成熟阶段，为原油伴生气。另外，白云凹陷天然气中轻烃的甲基-双金刚烷指数MDI介于0.3～0.5，根据MDI-Ro相关关系计算的白云东洼、白云主洼北部、白云主洼东部的天然气成熟度Ro均介于1.4%～1.7%，与根据Faber的油型气δ13C2-Ro回归方程计算的成熟度相近。

3.2.3 同位素特征及成因判识

由碳同位素特征分析结果可知，白云凹陷天然气中烃类气体碳同位素组成均呈现出δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4＜δ13C5的正碳同位素序列特征，为典型有机成因气，是烃源岩中有机质热演化作用的产物。如图5所示，利用甲烷、乙烷和丙烷碳同位素进行有机烷烃气的成因判识［20］，结果显示白云西洼、白云主洼南部天然气样品数据点均落在油型气范围内，为典型的与原油相伴生的油型气，即为湖相腐泥型有机质来源，而前述的原油和凝析油轻烃组分特征均表现出偏腐殖型源岩成因，因此推测白云西洼、白云主洼南部至少存在两期油气充注，即偏腐殖型的成熟原油充注和腐泥型的成熟原油伴生气充注，两期油气混合造成了原油轻烃和天然气成因判识结果的差异。而白云主洼北部及白云东洼天然气样品数据点主体落在煤成气和油型气区，不能进行有效区分。利用甲烷、乙烷碳同位素进行天然气成因类型判识［19］，结果显示白云主洼北部及白云东洼天然气样品数据点落在陆源有机气的范围内，并非典型的油型气与煤型气，而是性质介于煤型气与油型气之间的陆源有机气，即为混合型有机质来源（图6）。

图5 根据甲烷、乙烷和丙烷碳同位素判断白云凹陷有机烷烃气成因（底图据文献［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］）

图6 根据甲烷、乙烷碳同位素对白云凹陷天然气进行分类（底图据文献［19］）Fig.6 Classification of natural gas in Baiyun sag based on methane and ethane carbon isotopes（base map from reference［19］）

4 油气成藏特征

4.1 早期原油遭受晚期气洗改造的地球化学响应

白云凹陷油气兼生的烃源岩母质类型与高热演化程度，导致早期成藏的原油遭受晚期大量天然气的侵入，并发生了气洗改造作用。研究表明，应用正构烷烃质量摩尔浓度对数与碳数之间的分布特征能有效判别油藏是否经历过气洗改造作用［18］，未经气洗改造的油藏原油中正构烷烃质量摩尔浓度对数与碳数分布基本呈线性关系，相关系数在0.99以上；而经历过气洗改造的油藏原油中全油色谱呈现明显的“后掉型”，且正构烷烃质量摩尔浓度对数与碳数分布具有明显“拐点”并呈现双段式分布。

分析认为，白云凹陷原油遭受了不同程度的气洗及蒸发分馏次生改造，原油中正构烷烃分布模式可以分为两类（图7）：一类是正常原油，原油中正构烷烃摩尔浓度（MC）与碳数之间基本呈线性关系，指示原油未受到晚期天然气充注的气洗改造，主要分布在白云东洼、白云主洼北部及白云主洼东部。另一类为遭受气洗改造或蒸发分馏的原油，表现为低碳数正构烷烃分布发生了明显变化，其中遭受气洗改造的原油中C15以下正构烷烃损失明显，谱图呈现“下掉”，此类原油主要分布在白云主洼东部鼻状隆起带；而白云主洼内部原油主要发生蒸发分馏作用，表现为C23以下正构烷烃明显损失。白云西洼P33井油沫样品因经历生物降解正构烷烃分布规律较差，本次暂不讨论其气洗改造程度。

图7 白云凹陷原油正构烷烃分布模式Fig.7 Distribution model of normal alkanes of crude oil in Baiyun sag

4.2 油气充注期次及时间

由于白云凹陷存在深部热流体穿层运移及晚期高温热异常［21］，导致大部分与油包裹体共生的（含烃）盐水包裹体均一温度所记录的温度场是捕获时的扰动性温度场，而不是地层再次热平衡之后的稳态温度场，从而造成均一温度要远高于捕获时的稳态温度，使得传统的均一温度-埋藏史投点法在该区已不适用。考虑到样品埋深都不大，且采样井大多位于隆起边缘，研究中假设这些构造部位在地质历史时期主要为常压，尝试应用油包裹体热动力学模拟的最小捕获压力（Pt-min），并按照静水压力梯度来估算其捕获时的最大埋深，据此在埋藏史图上投点确定该幕油充注的大致年龄［22］。

应用该方法可将白云凹陷油气充注划分为3期（图8）：第一期为20～14 Ma，在白云主洼南部中深层（珠海组及以下）有发现；第二期为14.5～7.5 Ma，主要为黄色荧光成熟油充注，主要发生在白云东洼、白云西洼和白云主洼东部，推测可能是东沙运动引起断块隆起和断裂活化，导致深部来自恩平组的高成熟原油充注到珠江组储层，该阶段白云西洼的油气充注主要与油源断裂的局部活动有关；第三期为5.5～0 Ma，主要为蓝色荧光高成熟油充注，主要发生在白云东洼及白云主洼北部。结合区域断裂活动性，对白云凹陷烃类包裹体检测结果进行分析，推断控凹断裂附近晚期油气运移仍比较活跃，天然气大量充注与晚期高温热流体活动密切相关。另外，流体包裹体“古压力-埋藏史间接定年法”得到该地区成藏年龄约14.5 Ma，与自生伊利石40Ar-39Ar法确定的最早充注年龄11.5～10.3 Ma比较接近［22］。因此，综合分析认为白云凹陷主体经历了3期油气充注，即第一期为拗陷期成藏（约23 Ma以来），分布于白云主洼南和中深层；第二期为新构造运动成藏（约16 Ma以来），分布范围最广；第三期为天然气晚期充注（约10 Ma以来）。

图8 白云凹陷油气充注期次及时间Fig.8 Filling period and time of oil and gas in Baiyun sag

5 结论

1）油气成因来源分析表明，白云凹陷已发现油气的生源构成呈现明显南北分带性，其中白云主洼北部、白云主洼东部、白云东洼的原油母源沉积环境为弱氧化环境，生源构成以陆源高等植物为主，天然气为混合母质成因气，油气主要来源于文昌组和恩平组浅湖—三角洲相泥岩；而白云西洼、白云主洼南部的原油母源沉积环境为弱还原环境，生源构成以湖相藻类为主，天然气为油型气，油气主要来源于文昌组和恩平组浅湖—半深湖相泥岩。

2）油气成藏特征分析表明，白云凹陷原油遭受了不同程度的气洗及蒸发分馏次生改造，其中白云主洼东部鼻状隆起带原油普遍遭受晚期天然气的气洗改造，原油中C15以下正构烷烃损失明显；白云主洼内部原油主要发生了蒸发分馏作用，表现为C23以下正构烷烃损失明显；而白云东洼、白云主洼北部和白云主洼东部原油未遭受晚期天然气的气洗改造，原油中正构烷烃摩尔浓度与碳数基本呈线性关系。白云凹陷主体经历了3期油气充注，即第一期为拗陷期成藏（约23 Ma以来），分布于白云主洼南和中深层；第二期为新构造运动成藏（约16 Ma以来），分布范围最广；第三期为天然气晚期充注（约10 Ma以来）。