石油勘探与开发 >

2024 , Vol. 51 >Issue 5: 986 - 996

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240038

油气勘探

珠江口盆地白云凹陷烃源岩评价及油气资源分布预测

  • 高阳东 , 1 ,
  • 朱伟林 2 ,
  • 彭光荣 3, 4 ,
  • 龙祖烈 , 3, 4 ,
  • 汪旭东 3, 4 ,
  • 石创 3, 4 ,
  • 陈聪 3, 4 ,
  • 黄玉平 3, 4 ,
  • 张博 3, 4
展开
  • 1 中海石油（中国）有限公司勘探开发部，北京 100010
  • 2 同济大学海洋地质国家重点实验室，上海 200092
  • 3 中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518054
  • 4 中海石油深海开发有限公司，广东深圳 518054
龙祖烈（1983-），男，江西高安人，硕士，中海石油（中国）有限公司深圳分公司高级工程师，主要从事油气地球化学和油气成藏研究。地址：广东省深圳市南山区后海滨路3168号中海油大厦A座，邮政编码：518054。E-mail：

高阳东（1975-），男，黑龙江哈尔滨人，中海石油（中国）有限公司教授级高级工程师，主要从事中国海域油气勘探与开发研究。地址：北京市东城区中国海洋石油有限公司，邮政编码：100010。E-mail：

Copy editor: 谷江锐

收稿日期: 2024-01-18

  修回日期: 2024-09-13

  网络出版日期: 2024-10-15

基金资助

自然资源部“十四五”全国油气资源评价项目“中海油矿业权区及周边空白区油气资源评价”(QGYQZYPJ2022-3)

中国海洋石油集团有限公司“十四五”重大科技项目“南海北部深水区勘探关键技术”(KJGG2022-0103-03)

收起

Evaluation of source rocks and prediction of oil and gas resources distribution in Baiyun Sag, Pearl River Mouth Basin, China

  • GAO Yangdong , 1 ,
  • ZHU Weilin 2 ,
  • PENG Guangrong 3, 4 ,
  • LONG Zulie , 3, 4 ,
  • WANG Xudong 3, 4 ,
  • SHI Chuang 3, 4 ,
  • CHEN Cong 3, 4 ,
  • HUANG Yuping 3, 4 ,
  • ZHANG Bo 3, 4
Expand
  • 1 Exploration and Development Department of CNOOC China Limited, Beijing 100010, China
  • 2 State Key Laboratory of Marine Geology, Tongji University, Shanghai 200092, China
  • 3 Shenzhen Branch of CNOOC (China) Co. Ltd., Shenzhen 518054, China
  • 4 CNOOC Deepwater Development Limited, Shenzhen 518054, China

Received date: 2024-01-18

  Revised date: 2024-09-13

  Online published: 2024-10-15

Fold

摘要

基于对珠江口盆地白云凹陷已钻井岩心样品的有机地球化学分析，明确白云凹陷烃源岩发育特征；重构凹陷现今地温场，恢复构造-热演化过程，在此基础上通过烃源岩热模拟实验和数值模拟，预测白云凹陷资源类型、规模和分布。研究表明：①白云凹陷发育古近系浅湖相规模烃源岩，沉积期为弱氧化环境，生源以陆源高等植物为主，藻类等具有一定贡献，为油气兼生型烃源岩；②白云凹陷现今地温场显示地温梯度主体为（3.5~5.2）℃/100 m，整体呈现从西北往东南方向增高的趋势，不同洼陷地温梯度差异较大；③新生代以来白云凹陷经历了始新世和中新世两期明显的伸展拉张过程，经受两期加热升温事件，加快烃源岩成熟演化，基底古热流主体在距今13.82 Ma时达到最高值；④盆地模拟结果显示，白云主洼烃源岩成熟度明显高于其他洼陷，始新统文昌组现今整体处于高成熟—过成熟阶段，始新统恩平组现今达到成熟—高成熟阶段；⑤热模拟实验表明，文昌组浅湖相泥岩具有较好的生干酪根裂解气能力，且气产率高，具有宽窗持续生气的特征；恩平组浅湖相泥岩具有较好的生轻质油能力，晚期仍具有一定的干酪根裂解产气能力，但与文昌组浅湖相泥岩和恩平组三角洲煤系泥岩相比，气产率相对偏低；⑥数值模拟结果表明，白云主洼烃源岩生烃较早，生烃强度明显高于其他洼陷，平均约为1 200×104 t/km2，油气资源主体分布在主洼，主力烃源岩层位为文昌组三段和四段；⑦在运聚单元划分与评价的基础上，优选4个有利区带，分别为①号番禺30鼻状构造带、③号流花29鼻隆带和荔湾3鼻隆带、②号白云东凹缓坡带以及⑧号白云1低凸起。

关键词： 珠江口盆地; 白云凹陷; 古近系; 烃源岩评价; 构造-热演化; 油气资源潜力

本文引用格式

高阳东 , 朱伟林 , 彭光荣 , 龙祖烈 , 汪旭东 , 石创 , 陈聪 , 黄玉平 , 张博 . 珠江口盆地白云凹陷烃源岩评价及油气资源分布预测[J]. 石油勘探与开发, 2024 , 51(5) : 986 -996 . DOI: 10.11698/PED.20240038

Abstract

By conducting organic geochemical and spore-pollen and algae combination analyses of the samples taken from the drilled wells in Baiyun Sag of Pearl River Mouth Basin, China, the development characteristics of hydrocarbon source rocks in the sag are clarified. Reconstruct the current geothermal field of the sag and restore the tectonic-thermal evolution process to predict the type, scale, and distribution of resources in Baiyun Sag through thermal pressure simulation experiments and numerical simulation. The Baiyun Sag is characterized by the development of Paleogene shallow lacustrine source rocks, which are deposited in a slightly oxidizing environment. The source rocks are mainly composed of terrestrial higher plants, with algae making a certain contribution, and are oil and gas source rocks. Current geothermal field of the sag was reconstructed, in which the range of geothermal gradients is (3.5-5.2) ℃/100 m, showing an overall increasing trend from northwest to southeast, with significant differences in geothermal gradients across different sub-sags. Baiyun Sag has undergone two distinct periods of extensional process, the Eocene and Miocene, since the Cenozoic era. These two periods of heating and warming events have been identified, accelerating the maturation and evolution of source rocks. The main body of ancient basal heat flow value reached its highest at 13.82 Ma. The basin modelling results show that the maturity of source rocks is significantly higher in Baiyun main sub-sag than that in other sub-sags. The Eocene Wenchang Formation is currently in the stage of high maturity to over maturity, while the Eocene Enping Formation has reached the stage of maturity to high maturity. The rock thermal simulation experiment shows that the shallow lacustrine mudstone of the Wenchang Formation has a good potential of generating gas from kerogen cracking with high gas yield and long period of gas window. Shallow lacustrine mudstone of the Enping Formation has a good ability to generate light oil, and has ability to generate kerogen cracking gas in the late stage. The gas yield of shallow lacustrine mudstone of the Enping Formation is less than that of shallow lacustrine mudstone of the Wenchang Formation and the delta coal-bearing mudstone of the Enping Formation. The numerical simulation results indicate that the source rocks of Baiyun main sub-sag generate hydrocarbons earlier and have significantly higher hydrocarbon generation intensity than other sub-sags, with an average of about 1 200×104 t/km2. Oil and gas resources were mainly distributed in Baiyun main sub-sag and the main source rocks are distributed in the 3rd and 4th members of Wenchang Formation. Four favorable zones are selected for the division and evaluation of migration and aggregation units: No. ① Panyu 30 nose-shaped structural belt, No. ③ Liuhua 29 nose-shaped uplift belt and Liwan 3 nose-shaped uplift belt, No. ② gentle slope belt of Baiyun east sag, and No. ⑧ Baiyun 1 low-uplift.

Key words： Pearl River Mouth Basin; Baiyun Sag; Paleogene; source rock evaluation; tectonic-thermal evolution; oil and gas resource potential

0 引言

白云凹陷是珠江口盆地深水区重要的勘探地区，位于珠江口盆地南部珠二坳陷的东北端，主体位于向海逐渐薄化的陆缘岩石圈上，水深普遍超过500 m。经过多年的勘探实践，白云凹陷发现了多个大中型油气藏，形成了内气外油、以气为主、以油为辅的分布格局[1-2]。前人已对白云凹陷全油气系统各要素做了深入研究[3⇓-5]，成藏要素分析取得了一定的进展，但由于钻遇古近系烃源岩的钻井极少，且受制于该区高地温工程作业的特殊性，钻井多位于洼陷周缘隆起区，古近系烃源岩展布特征与规模和资源贡献研究成果存在较大差异。庞雄等[6]认为白云凹陷始新统文昌组沉积期为宽深断陷大型湖盆，发育大规模半深湖—深湖相烃源岩，始新统恩平组沉积期大面积发育三角洲—浅湖相沉积源岩，凹陷主力油气源岩存在明显差异，主力油源岩为恩平组浅湖相泥岩，主力气源岩为文昌组偏腐泥型源岩。张功成等[7]认为白云凹陷南部及深洼区发育海相烃源岩，北部发育恩平组三角洲煤系烃源岩，文昌组发育滨浅湖相烃源岩，恩平组煤系及海相源岩为该区主力源岩。高阳东等[8]认为白云凹陷文昌组沉积期发育三角洲相和近物源小型湖相沉积，在源-汇系统控制下文昌组发育规模滨浅湖相烃源岩，半深湖—深湖相烃源岩分布局限，在各层序仅零星分布；虽然文昌组主力烃源岩为滨浅湖相，但是优质烃源岩为半深湖—深湖相。随着地质研究的深入，凹陷烃源岩的认识也逐步加强，不同类型烃源岩特征、生烃机理、规模展布以及凹陷地温场特征等控制了凹陷油气资源分布，已有的资源评价基础数据相对较老，无法匹配近年最新勘探成果，亟待重新开展白云凹陷油气资源评价，以期支撑勘探部署。因此，笔者通过对已钻井岩心样品的有机地球化学分析，明确白云凹陷不同类型烃源岩特征；通过已发现油气及不同类型烃源岩生物标志物指纹信息、碳同位素组成特征，进行精细油气源对比；重构凹陷现今地温场，恢复构造-热演化过程，在此基础上通过热模拟实验和数值模拟，预测凹陷资源类型、规模和分布，以期为白云凹陷勘探部署提供技术支撑。

1 区域地质背景

白云凹陷位于南海北部珠江口盆地南部陆坡深水区，整体走向为近北东向，发育巨厚的古近系沉积，是珠江口盆地迄今发现的最大规模的新生代沉积凹陷，面积超过2×104 km2（见图1a）。其北接番禺低隆起，西连云开低凸起，南至云荔低凸起，东临东沙隆起。板块构造运动、构造热沉降和差异沉积等综合作用将凹陷分隔成白云主洼、白云东洼、白云西洼和白云南洼4个次一级的具有不同沉积充填和地层演化的生烃洼陷（见图1b）。
图1 珠江口盆地构造区划（a）、白云凹陷构造区划（b）和地层综合柱状图（c）
白云凹陷处在海陆过渡型地壳靠近洋壳的特殊构造位置，具有复杂而又特殊的地质背景：位于向海盆方向逐渐薄化的南海北部陆缘岩石圈上，发育珠琼运动Ⅰ幕、惠州运动、珠琼运动Ⅱ幕、南海运动、白云运动和东沙运动等多期构造活动，经历了均衡裂陷幕、拆离裂陷幕、断拗幕和拗陷幕的凹陷结构演化历史，自下而上相应发育下始新统文昌组陆相断陷湖盆沉积、上始新统恩平组大型断拗湖盆沉积、渐新统珠海组海陆过渡相三角洲沉积、中新统以来的珠江组—韩江组—粤海组陆架三角洲、陆架边缘三角洲、深水扇沉积以及上新统—第四系的黏土质、粉砂质泥岩，形成了独特的下断上坳、先陆后海的盆地结构以及时空配置良好的生储盖组合条件[2]（见图1c）。南海运动以来，随着南海扩张，白云凹陷进入拗陷期，逐渐演变成浅海陆架环境，发育浅海陆架海陆过渡相三角洲沉积；白云运动（距今23.03 Ma）之后，白云凹陷受到深部幔源作用产生强烈沉降，陆架坡折带由凹陷南部向北部跃迁，凹陷成为陆坡深水环境，发育大型陆架边缘三角洲及深水扇沉积，距今19.1 Ma发生大规模海侵，凹陷沉积巨厚海相泥岩，形成黄金储盖组合[9]。文昌组自下而上分为6段，即文昌组六段—文昌组一段（简称文六段—文一段）；恩平组自下而上分为4段，即恩平组四段—恩平组一段（简称恩四段—恩一段）。
白云凹陷主要发育下始新统文昌组湖相、上始新统恩平组海陆过渡相和渐新统珠海组海相3套烃源岩（见图1c），但珠海组烃源岩埋深相对较浅，成熟度较低，分布局限。烃源岩沉积相带包含半深湖—深湖相、浅湖相、三角洲相煤系及海陆过渡相[10]。就沉积特征而言，自凹陷初始裂陷幕早期（文六段沉积期）至均衡裂陷幕晚期（文四段沉积期），湖盆逐渐扩大并在文四段湖盆达到最大，白云凹陷逐渐由辫状河三角洲、扇三角洲及滨浅湖沉积转换为浅湖—半深湖相为主的沉积，受西侧及北部强物源供给、控洼断层活动性差异及沉降中心向北迁移控制，半深湖—深湖相仅在主洼南侧控洼断裂附近文四段发育，主体发育规模浅湖相烃源岩。凹陷拆离裂陷幕（文三段—文一段沉积期）沉降中心统一到白云主洼，且湖盆面积逐渐萎缩，半深湖主要分布在白云主洼湖盆中心位置，大范围仍为浅湖相沉积，且文昌组三段浅湖相泥岩分布最广。恩平组沉积期为断拗转换幕，其中恩平组沉积早期（恩四段—恩三段沉积期），主要发育西侧昆莺琼古河大型辫状河三角洲，白云东洼发育隆起周缘的小型辫状河三角洲，东南部分布浅湖相及受海侵影响的海陆过渡相泥岩泥岩；恩平组沉积晚期（恩二段—恩一段沉积期）三角洲基本覆盖整个湖盆，受海侵影响，并发育一套海陆过渡相及局限分布的煤系烃源岩。就不同层序泥页岩厚度分布上讲，文昌组泥页岩厚度远大于恩平组的泥页岩厚度，文四段和文三段主洼中心都是泥页岩厚度较大的区域，文四段泥页岩厚度为1 800~2 300 m，文三段泥页岩厚度为1 000~1 500 m；恩四段泥页岩厚度最大约800 m，恩一段—恩二段泥页岩厚度最大则仅300 m；从分布与规模上看，文四段及文三段为本区的主力烃源岩发育层段。此外，白云凹陷在地壳强烈减薄的背景下，呈现出高地温、变地温特征[11]。深水区高热流场导致烃源岩生烃门限变浅，热演化程度变高。平面上油气呈现内气外油的分布格局指示烃源岩油气兼生、以气为主。

2 烃源岩地球化学特征及油气源对比

2.1 烃源岩地球化学特征

白云凹陷裂陷期文昌组及恩平组发育大型三角洲和湖相沉积，为白云凹陷的主要烃源层系[6]。另外，岩石圈薄化过程中，重力均衡作用使得陆缘地表沉陷于海平面之下，具备发育海相源岩的地质条件[12]。这也意味着白云凹陷存在湖相、海陆过渡相及海相泥岩多套烃源岩发育的基础地质条件。
不同类型烃源岩具有显著不同的生物标志物和古生物特征。白云主洼东部W3-2、W4和W9等井钻遇的文昌组半深湖相烃源岩姥植比（Pr/Ph）为1.1~1.9，指示沉积水体为偏还原环境，具有少量的陆源高等植物生源构成的奥利烷及双杜松烷，且在W3-2井文四段烃源岩中见珠江口盆地文昌组半深湖相源岩特征生物标志物C304-甲基甾烷[13]，干酪根碳同位素值为−29.2‰~−28.5‰（见表1），反映了生源构成以藻类为主[14]。另外，此类泥岩古生物孢粉藻类组合中具有较高含量的藻类（见表1），烃源岩有机碳含量（TOC）为0.9%~1.4%，氢指数（HI）为233~288 mg/g，主体为中等丰度偏腐泥型（Ⅱ1型）的倾油型烃源岩。以W3-4井文昌组上段和H27井恩平组为代表的浅湖相烃源岩Pr/Ph值为2.3~4.5，并具有高含量的奥利烷和双杜松烷化合物，不含C304-甲基甾烷，干酪根碳同位素值为−27.7‰~−27.0‰（见表1），指示弱氧化水体环境，生源以陆源高等植物为主，藻类等具有一定贡献，此类烃源岩TOC值为0.8%~2.3%，HI值为70~346 mg/g，主体为中等—好丰度的Ⅱ1—Ⅱ2型油气兼生型烃源岩。以P33、P25及W13井为代表的恩平组三角洲煤系烃源岩Pr/Ph值高达3.2~4.8，并具有高含量双杜松烷，干酪根碳同位素值为−27.3‰~−27.0‰（见表1），且此类泥岩古生物孢粉藻类组合中陆源孢子及花粉占比极高，指示该类源岩沉积于氧化性水体环境，生源以陆源高等植物为主；烃源岩TOC值为0.6%~3.2%，HI值为65~176 mg/g，主体为中等—好丰度的Ⅱ2—Ⅲ型偏腐殖型烃源岩。H29、H36、W3-4、W3-2和W13等井揭示的恩平组海陆过渡相泥岩呈现出高等植物与海相藻类混合生源构成，检测到海相成因的三芳甲藻甾烷[15]，同时泥岩干酪根碳同位素较重，为−26.2‰~−24.9‰，证实了海相环境的存在[16]；该类海陆过渡相烃源岩有机碳含量TOC值为0.7%~1.8%，主体为中等丰度泥岩，HI值为119~384 mg/g，为Ⅱ1—Ⅱ2型母质类型，是一套油气兼生型烃源岩。
表1 白云凹陷文昌组及恩平组不同类型烃源岩有机地球化学参数表
井号 层系 沉积相 Pr/Ph 高等植物生源 藻类生源 孢粉藻类组合 干酪根
碳同位素组成/
‰
奥利烷/
C30藿烷		 双杜松烷/
C30藿烷		 C304-甲基
甾烷		 三芳甲藻
甾烷		 孢子及花粉
占比/%		 藻类
占比/%
W3-2、W4 文昌组 半深湖相 1.1~1.9 0.2~0.3 0.3~1.2 贫—富集 无 9~80 20~91 −29.2~−28.5
W3-4、H36 文昌组 浅湖相 2.3~2.6 0.4~1.6 3.5~6.9 无 无 70~99 1~30 −27.3~−27.1
H27 恩平组 浅湖相 2.8~4.5 0.5~0.7 1.1~4.4 无 无 92~99 1~8 −27.7~−27.0
P33、P25 恩平组 三角洲相 3.2~4.8 0.1~0.3 5.3~5.9 无 无 94~99 1~6 −27.3~−27.0
H29、H36 恩平组 海陆过渡相 1.3~1.7 0.8~2.9 0.7~7.5 无 富集 47~53 47~53 −26.2~−24.9

2.2 油气源对比

白云凹陷目前已发现油气藏均分布于斜坡—隆起区，油藏主体分布于白云东洼北部，气藏则分布于白云主洼北部的番禺低隆起及白云主洼东部鼻状构造带，且均为凝析油气藏。研究区已发现原油密度为0.76~0.80 g/cm3，含蜡量为1.1%~6.2%，为典型的轻质油。研究区已发现原油及凝析油姥植比普遍较高（Pr/Ph值为3.2~7.8），指示原油及凝析油母源岩均沉积于弱氧化沉积水体。番禺低隆起凝析油Pr/Ph值（4.4~7.8）整体高于白云东洼原油及白云主洼东区凝析油（3.2~5.8），指示其母源沉积水体氧化性相对更强（见图2）。从甾萜类化合物及全油稳定碳同位素组成特征看，番禺低隆起凝析油与白云东洼原油及白云主洼东凝析油的全油碳同位素组成具有一致性，均为−27.7‰~−27.1‰；规则甾烷C27-C28-C29系列整体呈现为V字型或反L型，且不含C304-甲基甾烷与海相三芳甲藻甾烷，双杜松烷化合物含量均较丰富，且在番禺低隆起地区凝析油中双杜松烷化合物尤为富集，呈现出极高的陆源有机质输入特征，指示原油生源构成以陆生高等植物为主，为淡水浅湖相成因，此类油生物标志物指纹信息及碳同位素组成特征与前述恩平组和文昌组浅湖相泥岩具有较好的亲源关系。
图2 白云凹陷不同区带珠江组原油生物标志物指纹信息
此外，白云凹陷已发现气藏的天然气主体为湿气，干燥系数为0.88~0.92，δ13C1为−44‰~−35‰，主体为−38‰~−36‰，仅主洼北部远源端H19井等浅层天然气受生物气影响导致甲烷碳同位素组成偏轻；δ13C2则分布较为集中，为−29.6‰~−27.2‰，主体为−29‰~−28‰，性质为介于油型气与煤型气之间的混合成因气，反映主体可能为浅湖—三角洲相成因来源，且为干酪根裂解气[17-18]。天然气的乙烷碳同位素组成可有效反映母源岩的构成，W3-4井文昌组浅湖相泥岩干酪根碳同位素值为−28.0‰，H27井恩平组浅湖相烃源岩干酪根碳同位素值为−27.7‰，白云凹陷已发现混合成因气乙烷碳同位素组成分布特征整体与文昌组及恩平组浅湖相干酪根碳同位素组成分布区间相近，而与典型半深湖相、三角洲煤系和海陆过渡相泥岩干酪根碳同位素组成差异较大，这也意味着文昌组及恩平组浅湖相烃源岩为该区主要气源岩。

3 构造-热演化特征

3.1 现今地温场分布特征

沉积盆地现今地温场的刻画主要包括地温梯度和大地热流等方面[19]，笔者重点对白云凹陷现今地温梯度开展研究。钻孔测温数据是计算盆地地温梯度的主要依据，其来源于试油温度、测温测压温度和井底温度，一般而言，试油温度最接近地层温度，而测温测压获取的温度和井底温度受钻井液循环和静止时长的综合影响，温度偏低，需校正才能使用。采用Waples等的经验公式[11]对白云凹陷115口探井测温测压获取的温度和井底温度进行校正，恢复凹陷现今地层温度。白云凹陷现今地温梯度为（3.5~5.2）℃/100 m，整体呈现从西北往东南方向增高的趋势，不同洼陷地温梯度差异较大。白云西洼地温梯度最低，主体为（3.5±0.2）℃/100 m，主洼中心现今地温梯度为（4.5±0.2）℃/100 m，主洼东部地温梯度较高，为（5.0±0.2）℃/100 m，南洼地温梯度最高，主体为（5.2±0.2）℃/100 m，地温梯度的差异分布主要与白云凹陷地壳厚度由西北往东南减薄有关。

3.2 构造-热史演化

盆地构造—热演化史在盆地油气成藏及油气资源评价中发挥了重要作用[20-21]。前人基于白云凹陷不同区域钻井基底样品对其进行磷灰石裂变径迹定年、磷灰石(U-Th)/He定年及锆石(U-Th)/He定年等多种低温热年代学年龄测试，明确白云凹陷整体呈现两期升温事件，受不同区域构造沉降差异和基底热流演化作用的影响，白云凹陷不同区域达到最高古地温时间不同[22]。白云主洼北部番禺低隆起的P27井在新生代一直处于稳定沉降，持续埋藏，现今为最高地温。白云主洼东部W4井样品显示中新生代经历了快速升温—快速降温—缓慢升温3期构造热事件，距今13.82~50.00 Ma时呈现早期增温，距今13.82 Ma时达到最高古地温，从距今13.82 Ma开始热衰减，温度略微下降。白云南洼南部W6井区在文昌组沉积期发生快速沉降埋藏，使得基底样品在距今27.00~40.00 Ma时呈现快速增温特征，距今27.00 Ma时达到最高古地温，之后温度缓慢降低。
在低温热年代学反演基础上，采用非瞬时多期次有限伸展模型，对白云凹陷174口虚拟井进行构造正演模拟，结果表明，白云凹陷新生代以来经历两期明显的伸展拉张过程，构造拉张呈现西高东低，中间高边缘低。西洼第1期拉张强于第2期，主洼、东洼和南洼均是第2期拉张强于第1期。
第1期拉张发生在始新世（距今33.90~47.80 Ma），该时期白云凹陷处于裂陷期，西洼和主洼拉张最强，拉张因子为1.4~1.7，其次是东洼和南洼，拉张因子为1.1~1.3。第1期构造拉张作用直接控制凹陷烃源岩沉积充填演化。裂陷早期，受西侧及北部物源供给、控洼断层活动性差异及沉降中心向北迁移控制，沉积中心位于白云凹陷西南侧，厚度最大；裂陷晚期，凹陷沉降中心统一到白云主洼，受断层差异活动影响，湖盆中心迁移至白云主洼中心，白云主洼发育厚层烃源岩。整体而言，白云主洼沉积厚度最大，其次分别为西洼、东洼和南洼。
第2期拉张主体发生在中新世（距今13.82~23.03 Ma），拉张最强在主洼，拉张因子为1.9~2.0，其次是南洼，拉张因子为1.6~1.7，西洼和东洼第2期拉张因子为1.2~1.4[19]。第2期拉张过程，凹陷整体持续沉降，基底热流快速上升，加快烃源岩成熟演化。地温梯度差异分布和两期拉张作用，控制了白云凹陷各洼陷烃源岩的差异演化。将拉张模型运用于盆地模拟建模，以现今地温场为验证条件，进行凹陷烃源岩热演化史恢复。

4 烃源岩热演化史与生烃史模拟

以盆地模拟为核心的成因法因其考虑了油气的来源与分布规模，被称为最为科学的评价方法。应用盆地模拟技术开展白云凹陷各生烃洼陷油气资源评价，在对白云凹陷烃源岩有机相、热史、生烃模式等参数研究基础上，模拟恢复白云凹陷埋藏史、生排烃史，分析油气资源潜力以及预测凹陷有利区带。
在白云凹陷不同洼陷实测Ro数据约束下，采用Sweeney等[23]提出的动力学模型，利用petromod盆地模拟软件对白云凹陷烃源岩热演化史及生烃史进行模拟分析。

4.1 基于盆地模拟技术的烃源岩热演化史模拟

研究认为，白云凹陷受两期加热升温事件和高变地温场背景的影响，凹陷烃源岩呈现高热快熟的特点，随地温梯度升高，烃源岩成熟门限快速变浅、生烃门限浅至1 300 m，生烃窗口快速变窄（见图3）。白云凹陷从西北向东南方向，地温梯度逐渐升高，烃源岩的成熟门限逐渐降低。受控于地温梯度平面上的差异分布特征，不同洼陷烃源岩热演化程度差异明显：主洼文昌组烃源岩埋深大，地温梯度高，主洼烃源岩现今整体处于高成熟—过成熟阶段（见图4a）。东洼、西洼、南洼文昌组烃源岩埋深相近，但南洼的地温梯度和烃源岩成熟度高于东洼和西洼的地温梯度和烃源岩成熟度，烃源岩成熟演化规律与主洼相似，但是烃源岩成熟度略低于主洼（见图4a）。恩平组烃源岩平面上成熟度特征与文昌组相似，在白云主洼整体处于成熟—高成熟阶段，西洼、南洼和东洼整体处于成熟阶段（见图4b）。
图3 白云凹陷各洼陷烃源岩Ro随埋深演化关系
图4 白云凹陷烃源岩现今Ro预测

4.2 烃源岩生烃史恢复

生烃史模拟的目标是重建含油气盆地烃源岩的成烃演化史，目前用于模拟烃源岩生烃史的方法有体积法、残留烃法、岩石热模拟实验法、物质平衡法、化学动力学法和数值模拟法等[24]。
实钻井已揭示白云凹陷古近系存在半深湖—深湖相、浅湖相、三角洲及海陆过渡相等多类型烃源岩。针对不同层系和类型烃源岩的生烃特征，系统选取了白云凹陷和珠一坳陷（位于白云凹陷北部的北部坳陷带）钻遇的6个古近系泥岩样品，采用黄金管高温高压封闭体系进行岩石热模拟实验分析。受制于目前勘探程度偏低和高地温梯度背景，部分井段泥岩样品（如W3-2井和P33井）热演化程度虽然相对偏高，但Ro值仍低于1.1%（见表2），尚未达到主要生气阶段，对于生气特征研究仍具有较好的代表性。
表2 白云凹陷和珠一坳陷泥岩样品地球化学参数表
井号 深度/m 构造位置 层位 沉积相 岩性 Pr/Ph Ro/% TOC/% HI/（mg·g−1） 干酪根元素比值 干酪根碳同位素
组成/‰
H/C O/C
P5 3 488~3 500 珠一坳陷番禺4洼 文昌组 半深湖 泥岩 2.1 0.70 5.2 534 1.47 0.08 −26.3
W3-2 4 880~4 930 白云主洼 文昌组 半深湖 泥岩 1.1 1.10 1.0 272 1.16 0.11 −28.0
W3-4 4 295~4 335 白云主洼 文昌组 浅湖 泥岩 2.6 0.80 1.3 236 1.03 0.13 −28.0
H27 4 655~4 690 白云东洼 恩平组 浅湖 泥岩 3.6 0.99 2.7 150 0.60 0.10 −27.7
P33 4 455~4 480 白云西洼 恩平组 三角洲 泥岩 5.2 1.07 1.6 144 0.46 0.06 −27.0
W3-1 3 508~3 509 白云东洼 珠海组 海相 泥岩 2.4 0.60 0.9 188 1.04 0.11 −24.9
对于半深湖相泥岩，位于藻类勃发型湖盆的P5井半深湖相泥岩生烃窗口较窄，在Ro值约为1.1%时达到生油高峰，油产量最高可达539 mg/g，在Ro值为1.3%~2.0%时快速生气，气产量最高可达520 mg/g，在Ro值为2.5%时达到生气上限，整体呈现出早期快速生油晚期集中生气特征（见图5a）。位于一般性营养湖盆发育的W3-2井文昌组半深湖相烃源岩，在Ro值约为1.1%时油产量最高仅为120 mg/g，远低于藻类勃发型湖盆半深湖相泥岩的P5井油产量，且气产量最大亦仅为150 mg/g，同样呈现出在Ro值为1.3%~2.0%时快速生气，之后则基本停止生气（见图5b）。同样，从W3-4井文昌组浅湖相烃源岩产烃特征可见，此类泥岩生油能力相对一般，油产量最高仅124 mg/g，且生油窗较宽，特别是生气特征上气产量近乎线性，呈现宽窗持续生气特征，但在Ro值大于2.1%时仍具有较好的生气能力，生气窗可延续至Ro值为4.0%，气产量约220 mg/g（见图5c）。综合文昌组泥岩产油气特征可知，文昌组浅湖相泥岩具有较好的干酪根裂解生气能力，且气产量相对较高，具有宽窗持续生气特征，生气上限可达4.0%，对于处于高热流背景特征的白云凹陷而言，此类烃源岩可作为一类较好的干酪根裂解生气能力较强的气源岩，这与前人研究认为的该区天然气主体为干酪根裂解气的认识相匹配[17-18]。
图5 白云凹陷不同类型烃源岩生烃模拟曲线
H27井恩平组浅湖相泥岩因热演化程度相对较高（Ro=1.0%），难以再模拟并恢复其完整的生油过程，但从模拟实验起始点Ro值为0.8%时残余油产率看，其最大产油率（残余油）高达150 mg/g，推测其早期生油窗范围产油率仍较为可观，此类烃源岩基本以陆源碎屑为主。从产气特征看，该套恩平组浅湖相烃源岩呈现出持续生气的特征，气产量最高约200 mg/g，为最大油产量的1.3倍，晚期干酪根仍具备生气能力，但产气能力相对低于W3-4井揭示的文昌组浅湖相泥岩。与前述浅湖相泥岩相比，P33井恩平组三角洲煤系泥岩同样热演化程度较高，Ro值已达1.1%，从残余油产率看该类泥岩生油能力相对较弱，可能与其处于强氧化性沉积环境有关（Pr/Ph值高达5.6），陆源有机质在搬运过程中富氢组分经历氧化作用而发生腐殖化致使生油能力相对较差。然而，该类烃源岩产气能力极强，一方面气产量同样可达220 mg/g，为最大油产量的2.4倍，呈现出极强的干酪根裂解生气能力；另一方面，该类烃源岩仍可在Ro值大于2.1%时快速生气，而该阶段原油基本已裂解殆尽，主要为干酪根裂解气，同样可作为一类较好的气源岩。海相烃源岩生烃演化特征整体与半深湖相烃源岩较为相似，以生油为主，干酪根裂解生气能力一般，且气产量相对较低。综上所述，通过对文昌组及恩平组不同类型烃源岩产烃特征研究可知，藻类勃发型的湖盆或一般性营养湖盆的半深湖相泥岩以及海陆过渡相泥岩，因藻类富集程度相对较高，整体以生油为主且生油窗口窄，集中快速生油，且干酪根裂解生气能力相对较弱；文昌组浅湖相泥岩和恩平组三角洲煤系泥岩产油能力相对一般且生油窗口较宽，具有较好的干酪根裂解生气能力，Ro值大于2.1%时仍可持续快速生气，且气产率相对较高，具有宽窗持续生气特征，且生气上限可达4%；恩平组浅湖相泥岩具较好的轻质油生成能力，晚期仍具有一定干酪根裂解生气能力，但与文昌组浅湖相及恩平组三角洲煤系泥岩相比，气产率相对偏低。
岩石热模拟实验法恢复了白云凹陷文昌组、恩平组不同相带烃源岩生烃特征，在烃源岩热史模拟基础上，通过盆地模拟软件进行烃源岩生烃史数值模拟，定量恢复烃源岩生烃史，并计算出不同层位烃源岩在不同地质历史时期的生烃量。基于沉积新认识，结合已钻井烃源岩地球化学特征和生烃机理研究成果开展白云凹陷生烃模拟。模拟结果表明，受白云凹陷构造热演化、高地温梯度以及地温场差异分布的影响，不同洼陷生烃史、生烃强度差异明显。总体而言，白云主洼烃源岩生烃较早，距今23.03 Ma之前为主要生油阶段；烃源岩生气阶段集中为距今15.97~23.03 Ma；生烃强度明显高于其他洼陷，平均值约为1 200×104 t/km2。白云东洼烃源岩主要生油期为距今10.00~23.03 Ma，主要生气期为距今15.97 Ma至今；白云南洼烃源岩主要生油期为距今15.97~33.90 Ma，生气期集中分布在距今15.97~23.00 Ma；白云西洼烃源岩主要生油期持续时间长，主要生油期为距今10.00~33.90 Ma；烃源岩生气阶段为距今23.03 Ma至今。

5 油气资源分布预测

5.1 油气资源评价

以烃源岩生排烃地质模型为基础，在研究白云凹陷各生烃洼陷不同层序烃源岩排烃量基础上，综合油、气聚集系数，评价白云凹陷不同层序烃源岩油气资源潜力，明确主力烃源岩层系。白云凹陷油气资源潜力计算引用朱俊章等[25]对珠江口盆地不同凹陷油气聚集系数的相关研究成果，供烃流线型式以汇聚流聚集的运聚单元，油聚集系数采用11.59%，天然气聚集系数采用1.5%；供烃流线型式以平行流聚集的运聚单元，油聚集系数采用10%，天然气聚集系数采用1.2%。
评价结果显示，白云凹陷油气资源丰富，油气总地质资源量约18×108 t，天然气约占60%。受控于烃源岩品质、类型、热史等因素影响，不同洼陷油气资源在平面上和纵向上呈现差异富集特征。白云主洼发育较好浅湖相气源岩，源岩演化达到高成熟—过成熟阶段，天然气资源丰富；东洼发育轻质油生成能力较好的浅湖相烃源岩，且烃源岩成熟度相对较低，以生油为主；白云西洼浅湖相烃源岩发育，油气兼生，主体受控于烃源岩有机质类型和烃源岩成熟度综合影响；白云南洼发育规模中深湖相烃源岩，以生油为主。各洼陷油气总地质资源量从大到小依次为：白云主洼（约10×108 t）、白云南洼（约3×108 t）、白云东洼（近3×108 t）、白云西洼（约2×108 t）。受白云凹陷烃源岩分布规模影响，白云凹陷油气资源主体以文三段、文四段为主（约占总资源量的41%），其次为文二段、文五段烃源岩（约占总资源量的27%），文昌组烃源岩贡献占总资源量的74%。

5.2 油气运聚模拟与运聚单元分级评价

在油气资源评价基础上，开展白云凹陷运聚单元划分，明确油气优势运移和汇聚方向。运聚单元是以分割槽和油气运移所至的最远边界（控洼断裂、二级构造带等）为围限，油气从烃源灶排出后沿输导体运移至聚集带所波及的整个地质体，包括油气运移的流线型式、流线方向、流体势及运聚强度等要素[26]。根据油气优势运移方向和运聚强度将白云凹陷划分为10个运聚单元（见图6）。受不同运聚单元有效烃源岩的规模及排烃效率差异影响，白云凹陷各个运聚单元的聚集强度各不相同，造成运聚单元的资源潜力和聚集丰度（各运聚单元单位面积聚集的油气资源量）存在差异。而聚集强度的大小主要由油气优势运聚方向决定，且与油气优势运聚方向和油气运移过程中势能变化的大小、油气运移流线形式密切相关。运移流线形式可划分为汇聚流、平行流和发散流，其中汇聚流一般对油气聚集最为有利。根据以上因素开展各个运聚单元分级分类评价，优选白云凹陷及周缘有利的富集区带（见表3）。Ⅰ类运聚单元：以汇聚流为主，油气汇聚量大于4.0×108 t，丰度大于25×104 t/km2；Ⅱ类运聚单元：以汇聚流或平行流为主，油气汇聚量为（0.9~4.0）×108 t，丰度大于12×104 t/km2；Ⅲ类运聚单元：以平行流为主，油气汇聚量小于0.9×108 t，丰度小于12×104 t/km2。
图6 白云凹陷恩平组顶面运聚单元划分与油气运移流势叠合图
表3 白云凹陷各运聚单元综合评价表
运聚单元编号 有利运聚区带 供烃流线形式 汇聚面积/km2 油气汇聚量/108 t 聚集丰度/（104 t∙km−2） 分级
① 番禺30鼻状构造带 汇聚流 2 114 5.340 0 25.26 Ⅰ
② 白云东洼缓坡带 汇聚流 808 1.510 0 18.69 Ⅱ
③ 流花29+荔湾3鼻隆带 汇聚流 1 948 4.910 0 25.21 Ⅰ
④ 荔湾2鼻隆带 平行流 962 0.432 0 4.49 Ⅲ
⑤ 白云28鼻隆带 汇聚流 2 371 1.120 0 4.72 Ⅲ
⑥ 白云16断阶带 平行流 750 0.571 0 7.61 Ⅲ
⑦ 白云7鼻隆带 汇聚流 682 0.335 1 4.91 Ⅲ
⑧ 白云1低凸起 平行流 765 0.927 2 12.12 Ⅱ
⑨ 番禺25鼻隆带 汇聚流 1 246 0.536 4 4.30 Ⅲ
⑩ 白云西洼缓坡带 平行流 409 0.113 9 2.79 Ⅲ
白云凹陷①号番禺30鼻状构造带、③号流花29+荔湾3鼻隆带是白云主洼的主要油气运移优势方向，油气以汇聚流的形式进行充注，且分割槽切割了白云主洼的最主要烃源岩，其中，①号运聚单元油气总地质资源量为4.05×108 t，③号运聚单元的油气总地质资源量为4.91×108 t，油气聚集丰度大于25×104 t/km2，根据汇聚单元评价标准，①号及③号运聚单元属于Ⅰ类运聚单元。
白云凹陷②号白云东洼缓坡带、⑧号白云1低凸起是较有利的运聚单元，这些运聚单元分割槽切割白云凹陷各个洼陷的主要烃源岩，也是油气运移的优势方向，且油气充注条件都是以汇聚流、平行流的形式充注。从烃源岩的面积、聚集量及聚集丰度指标显示，这些运聚单元属于Ⅱ类运聚单元。其他汇聚区带分割槽未切割主力烃源岩，油气充注条件以平行流形式充注为主，属于Ⅲ类运聚单元。总体而言，白云凹陷有利的富集区带分别为①号番禺30鼻状构造带、③号流花29+荔湾3鼻隆带、②号白云东洼缓坡带以及⑧号白云1低凸起。

6 结论

白云凹陷古近系始新统不同类型烃源岩沉积环境及生源构成具有显著差异。文昌组半深湖相烃源岩沉积于偏还原性环境，生源构成以藻类为主，为倾油型烃源岩；文昌组及恩平组浅湖相烃源岩则沉积于弱氧化环境，生源以陆源高等植物为主，藻类等具有一定贡献，为油气兼生型烃源岩；恩平组三角洲煤系烃源岩沉积于氧化性环境，生源以陆源高等植物为主，为偏腐殖型烃源岩；恩平组海陆过渡相烃源岩呈现出高等植物与海相藻类混合生源构成，亦为油气兼生型烃源岩；已发现原油及天然气均呈现浅湖相成因来源特征，与文昌组及恩平组浅湖相烃源岩具有较好的亲缘关系，据此结合源岩规模，明确浅湖相烃源岩为凹陷主力源岩。
受地壳厚度减薄影响，凹陷现今地温梯度整体呈现从西北往东南方向增高的趋势，地温梯度主体分布在（3.5~5.2）℃/100 m，不同洼陷地温梯度差异较大。低温热年代学反演和构造-热演化史正演综合研究结果揭示白云凹陷新生代以来经历了两期明显的伸展拉张过程，第1期构造拉张距今33.90~47.80 Ma，第2期拉张主体发生在距今13.82~23.03 Ma，凹陷整体持续沉降，基底热流在拉张期快速上升，两期拉张对应两期快速升温事件，主体在13.82 Ma达到最高热流值，促使烃源岩加速成熟演化。
地温背景、烃源岩特征和埋深差异造成凹陷不同洼陷烃源岩热演化程度及生烃特征差异明显，主洼成熟度明显高于其他洼陷，生烃较早。广泛分布的文昌组浅湖相泥岩和恩平组三角洲煤系泥岩生油窗口较宽但产油能力相对一般，具有较好的生干酪根裂解气能力，气产率相对较高，具有宽窗持续生气特征；恩平组浅湖相泥岩具较好的生轻质油能力，晚期仍具有一定干酪根裂解生气能力，但不及文昌组浅湖相及恩平组三角洲煤系泥岩；半深湖相及海陆过渡相泥岩藻类富集，集中快速生油，整体油产率高，但干酪根裂解生气能力相对较弱。
油气资源评价结果显示凹陷油气资源丰富，油气总地质资源量约18×108 t，天然气资源约占60%。油气资源主体分布在主洼，主力烃源岩层位为文三段、文四段。通过运聚单元划分与评价优选4个有利的油气富集区带分别为①号番禺30鼻状构造带、③号流花29+荔湾3鼻隆带、②号白云东凹缓坡带以及⑧号白云1低凸起。

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