引用本文
周心怀, 徐国盛, 崔恒远, 张武. 东海西湖凹陷中央反转构造带古近系花港组致密砂岩储集层裂缝发育特征与油气成藏关系[J]. 石油勘探与开发, 2020,47(3): 462-475.
ZHOU Xinhuai, XU Guosheng, CUI Hengyuan, ZHANG Wu. Fracture development and hydrocarbon accumulation in tight sandstone reservoirs of the Paleogene Huagang Formation in the central reversal tectonic belt of the Xihu Sag, East China Sea[J]. Petroleum Exploration & Development, 2020,47(3): 462-475.  
Doi: 10.11698/PED.2020.03.03
Permissions
Copyright©2020, 《石油勘探与开发》编辑部
《石油勘探与开发》编辑部 所有
东海西湖凹陷中央反转构造带古近系花港组致密砂岩储集层裂缝发育特征与油气成藏关系
周心怀1,2, 徐国盛1, 崔恒远1, 张武2
1. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学）,成都 610059
2. 中海石油（中国）有限公司上海分公司,上海 200030
联系作者简介：徐国盛（1962-）,男,江苏泰州人,博士,成都理工大学教授,主要从事油气成藏动力学及流体地球化学等方面研究。地址：成都市成华区二仙桥东三路1号,成都理工大学能源学院,邮政编码：610059。E-mail：xgs@cdut.edu.cn

第一作者简介：周心怀（1970-）,男,江西宜丰人,博士,中海石油（中国）有限公司上海分公司教授级高级工程师,主要从事油气勘探综合研究工作。地址：上海市长宁区通协路388号,中海石油（中国）有限公司上海分公司,邮政编码：200030。E-mail: zhouxh3@cnooc.com.cn

收稿日期: 2019-07-08
基金项目: “十三五”国家科技重大专项“东海深层低渗-致密天然气勘探开发技术”（2016ZX05027,2016ZX05027-002-006）
摘要

采用岩石薄片鉴定,阴极发光、常微量元素、流体包裹体、自生伊利石测年等测试技术,在岩心裂缝观察的基础上,结合裂缝微观特征及成像测井特征,对东海盆地西湖凹陷中央反转构造带花港组储集层裂缝发育期次进行了厘定,并确定裂缝发育期次与油气充注期次的匹配关系。研究区古近系花港组储集层发育成岩缝和构造缝,成岩缝发育于储集层成岩阶段,对油气运移与输导作用较小。构造缝根据受控构造运动及与油气充注关系可划分为3期：①喜马拉雅期龙井活动早期（距今12~13 Ma）,构造应力仅使缝合线及泥质条带产生挠曲变形破裂,该期构造微裂缝延伸短、宽度窄、有效性差,对油气的运移与输导作用小;②喜马拉雅期龙井活动中晚期（距今9~12 Ma）,构造运动使中央反转构造带构造缝发育,其规模大、延伸长、有效性好,同时与第1次油气大规模充注时间（距今9~12 Ma）相匹配,对油气运移、输导、聚集起重要作用;③喜马拉雅期冲绳活动至今（距今0~3 Ma）,继承性发展构造缝,且与第2次天然气大规模充注时间（距今0~3 Ma）相匹配,为天然气的持续运移与输导创造了条件。证明西湖凹陷花港组储集层裂缝的发育可为油气的高效运移输导及聚集提供渗流储集空间和持续且有效的通道。图14表5参35

关键词: 自生伊利石; 包裹体分析; 裂缝特征; 油气充注; 古近系花港组; 西湖凹陷
中图分类号:TE122.2 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2020)03-0462-14
Fracture development and hydrocarbon accumulation in tight sandstone reservoirs of the Paleogene Huagang Formation in the central reversal tectonic belt of the Xihu Sag, East China Sea
ZHOU Xinhuai1,2, XU Guosheng1, CUI Hengyuan1, ZHANG Wu2
1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China
2. CNOOC China Limited, Shanghai Branch, Shanghai 200030, China
Abstract

By using thin section identification, cathodoluminescence, major and trace elements and fluid inclusion tests and authigenic illite dating, based on observation of core cracks, combined with the microscopic characteristics and imaging logging characteristics of fractures, the stages of the fractures in the Huagang Formation of the central reversal tectonic belt of the Xihu Sag in the East China Sea, and the matching relationship between the fracture development stages and the oil and gas charging stages are clarified. There are diagenetic fractures and tectonic fractures in the reservoirs of the Huagang Formation in the study area. The diagenetic fractures developed during the diagenetic stage of the reservoirs and have less effect on oil and gas migration and transport. The tectonic fractures are divided into three stages based on tectonic movements controlling the fractures and their relationships with hydrocarbon charging: The first stage of fractures was generated in the early stage of the Himalayan Movement-Longjing Movement (12-13 Ma ago), when the tectonic stress caused the sutures and shale strips to twist, deform, and break. Tectonic microfractures generated in this period had short extension, narrow width, and poor effectiveness, and had little effect on oil and gas migration and transport. The second stage of fractures came up during the middle-late period of Himalayan Movement-Longjing Movement (9-12 Ma ago), when tectonic movements caused the development of tectonic fractures in the central reversal tectonic belt, these fractures are of large scale, long extension, and good effectiveness, and matched with the first stage of large scale oil and gas charging (9-12 Ma ago), so they play an important role in oil and gas migration, transportation, and accumulation. The third stage of fractures were created from Himalayan Movement-Okinawa Trough movement to the present day (0-3 Ma ago), the fractures are tectonic ones developing successively; matching with the second stage (0-3 Ma ago) of large-scale oil and gas charging, they created conditions for continuous natural gas migration and transportation. All these prove that the development of reservoir fractures in the Huagang Formation of Xihu Sag can provide seepage space and continuous and effective channels for efficient migration and accumulation of oil and gas.

Keyword: authigenic illite; fluid inclusion analysis; fracture characteristics; oil and gas charging; Paleogene Huagang Formation; Xihu Sag
0 引言

致密砂岩油气作为非常规油气资源的重要类型, 近年来成为油气勘探开发的重点领域[1], 国内一般将覆压渗透率小于0.1× 10-3 μ m2或空气渗透率小于1× 10-3 μ m2的储集层定义为致密储集层[2]。20世纪70年代以来, 东海陆架盆地浙东坳陷西湖凹陷一直在进行石油与天然气的勘探开发, 近年来在古近系平湖组和花港组致密砂岩气勘探不断取得突破, 且在断裂附近裂缝发育带新获高产工业气流, 使勘探工作的指导思想开始从远离并避开断层向近断层寻找裂缝带转变。裂缝是致密砂岩储集层重要的储集空间之一, 为油气运聚提供流体运移通道[3, 4], 且可提高油气产量, 是致密砂岩气高产稳产的关键因素[5]。西湖凹陷中央反转构造带发育一系列逆冲构造, 受到较强的构造挤压应力作用, 岩心常见破碎段, 裂缝也较为发育, 可能钻遇裂缝-孔隙型储集层。目前研究区还未深入探讨其裂缝的发育状况、成因、期次及与油气大规模充注成藏的匹配关系。本文在岩心裂缝宏观观察和薄片裂缝微观描述的基础上, 采用多种分析测试手段, 厘定花港组裂缝发育期次及与油气大规模充注成藏的匹配关系, 力图为钻井设计提供理论依据, 并为西湖凹陷花港组油气勘探提供理论技术支持。

1 地质背景

西湖凹陷位于东海海域, 是东海陆架盆地浙东坳陷的次一级构造单元, 呈北北东向展布, 南北长约400 km, 东西宽约100 km, 面积约5.18× 104 km2[6]。凹陷自西向东依次可分为西部斜坡带、中央反转构造带和东部断阶带[7, 8], 本文研究区为中央反转构造带中部的宁波构造（见图1a）, 并按含油气性将研究区划分为A— E共5个区。研究目的层为花港组, 以T21地震反射界面为界分为上、下两段, 并分为12个小层, H1— H5为花港组上段, H6— H12为花港组下段。

图1 西湖凹陷中央反转构造带区域构造位置及地层综合柱状图

自白垩纪以来, 东海盆地经历了7次区域性构造运动（见图1b）, 即基隆活动、雁荡活动、瓯江活动、玉泉活动、花港活动、龙井活动和冲绳海槽活动[9, 10]。白垩纪至始新世末称为裂谷期, 以拉张作用为主, 发育张扭性断裂; 渐新世末至中新世末称为反转期, 以水平挤压作用为主, 发育压扭性断裂; 上新世末期至第四纪为区域沉降期, 东海陆架盆地和冲绳海槽盆地分别以区域沉降和弧后扩张作用为主, 生成剪切平移性断裂[11, 12]。研究表明, 东海海盆发育着以北北东— 北东向断裂为主、北西向和近东西向断裂为辅的3组断裂系统, 断裂的形成及演化与东海经历的裂谷-反转-区域沉降3个主要阶段密切相关[13, 14]。本文重点研究不同力学性质的褶皱和断裂形成与演化伴生的裂缝系统及其与油气充注的匹配关系。

2 裂缝发育特征
2.1 宏观特征

根据成因分类, 研究区岩心宏观观察的裂缝类型在去除钻井诱导缝后发育有成岩缝和构造缝。成岩缝主要为层间裂缝（见图2a）, 其是由沉积韵律变化所形成的一种缝隙[15], 此外还包括少量发育的收缩缝（见图2b）、风化缝、砾内缝和砾缘缝等。构造缝是构造外力作用于岩石, 当岩石内部应力超过破裂条件时产生的裂缝[15, 16, 17]（见图2c、图2d）。根据对研究区花港组19口取心井共计869.95 m岩心观察统计, 研究区成岩缝发育439条, 每口取心井均有发育; 构造缝发育63条, 数量较少, 可能与局部构造或断层活动有关[18]。

图2 研究区花港组岩心裂缝类型图版
（a）A-2井, 3 619.25~3 619.30 m, 层间裂缝; （b）B-1井, 3 866.50~3 866.56 m, 成岩收缩缝; （c）E-1井, 4 649.07~4 649.74 m, 构造缝; （d）B-2井, 4 247.85~4 248.30 m, 构造缝

参照表1裂缝产状分类标准[19], 在岩心观察到的502条成岩缝和构造缝中, 水平缝共有173条, 占总裂缝的34.4%; 低角度斜交缝共有270条, 占总裂缝的53.8%; 高角度斜交缝共有40条, 占总裂缝的8.0%; 垂直缝共有19条, 占总裂缝的3.8%。研究区岩心裂缝主要为低角度斜交缝和水平缝, 高角度斜交缝和垂直缝发育较少, 且成岩缝中主要发育低角度斜交缝和水平缝, 构造缝则全为高角度斜交缝和垂直缝。

表1 裂缝产状类型划分参照表[19]
2.2 微观特征

根据镜下薄片观察微观裂缝与岩石颗粒的位置分布关系, 可分为穿粒缝、粒内缝和粒缘缝[20, 21, 22]。穿粒缝为构造成因, 常呈平行状, 延伸不受岩石颗粒限制; 粒内缝和粒缘缝为非构造成因, 分布规律不明显, 分布于大颗粒石英内部和边缘[23]。同时常见缝合线构造及泥质条带。

根据研究区花港组薄片观察统计, A、B区（见图1a）微观裂缝较为发育。A区微观裂缝均为穿粒缝, 其中充填缝占50%, 充填物主要为泥炭质及方解石（见图3a、图3b）; 穿粒缝延伸较长, 而宽度不等, 最宽可达1.5 mm（见图3c）, 连通性较好。B区微观裂缝以穿粒缝为主, 占61%, 粒缘缝为次, 占30%, 少见粒内缝; 粒缘、粒内缝均未被填充, 延伸较短或未与外部联通, 宽度较窄（0.03 mm左右, 见图3d）, 有效性差。总体上研究区花港组镜下微观裂缝以穿粒缝为主, 占76%, 粒缘、粒内缝次之, 共占24%。微观裂缝总体有效性较好, 以未充填缝为主, 占71.4%, 充填物主要为泥炭质、方解石。

图3 A、B区花港组裂缝镜下微观特征图版
（a）A-2井, 3 610.97 m, 2.5× 10, 单偏光, 穿粒缝, 充填泥炭质; （b）A-3井, 4 108.90 m, 5× 10, 单偏光, 穿粒缝, 充填方解石; （c）A-4井, 3 911.40 m, 2.5× 10, 单偏光, 穿粒缝宽约1.5 mm; （d）B-2井, 3 797.50 m, 2.5× 10, 单偏光, 粒缘缝

微观裂缝及断裂体系作为流体高速运移通道在改善储集层渗流能力的同时也促进了溶蚀作用的发生。镜下薄片观察（见图4）及断裂体系分析表明：微裂缝发育带及油源断层附近往往伴随着强溶蚀发育带。以D区花港组为例, H3段均以大型辫状河巨厚心滩、河床叠置砂体为主, 沉积差异小, 但构造内部相近埋深储集层物性差异明显, H3段物性受断层发育的影响明显。D-1、D-2井区发育正断层（沟通油源）且断距较大, 断层及伴生裂缝输导酸性溶蚀性流体能力较强, 因此H3段物性好于其他井; D-4井区的逆断层（沟通油源）断距不明显, 断层及伴生裂缝仅有一定的输导酸性溶蚀性流体的能力, 导致H3段的物性尤其是渗透性略差于D-1、D-2井区; 而D-3井区不发育油源断层, 缺乏酸性流体来源, 溶蚀作用弱, 物性最差（见表2）。

图4 花港组镜下微裂缝促进溶蚀发育的薄片图版
（a）D-2井, 4 614.70 m, 5× 10, 溶缝在粒缘发育; （b）D-2井, 4 613.10 m, 5× 10, 强压实, 线接触, 裂缝不发育; （c）E-1井, 4 647.46 m, 10× 10, 穿粒缝两侧溶蚀作用发育; （d）E-1井, 4 646.26 m, 10× 10, 穿粒缝两侧溶蚀作用

表2 研究区单井成像测井裂缝识别结果统计表
2.3 测井裂缝解释

成像测井由于其分辨率高、全井眼扫描的特征, 因此可以反映宏观地质现象, 如层理、裂缝、缝合线等。根据地质现象在成像测井成果图上的影像特征[22, 23, 24, 25, 26], 利用岩心裂缝观察结果对成像测井影像特征进行岩心分析, 总结得出研究区花港组各类型裂缝的响应特征（见图5）。根据影像特征初步将天然裂缝分为未充填缝和充填缝, 根据成因将其分为成岩缝和构造缝, 成像测井上识别出的成岩缝基本为层间裂缝。

图5 研究区典型FMI成像测井裂缝识别结果

统计研究区4区、12口井的天然裂缝成像测井识别结果发现, 天然裂缝以层间缝为主, 占63.45%, 构造缝相对较少, 占36.55%; 层间缝和构造缝均以充填缝为主, 占72.77%, 未充填缝所占比例较少, 为27.23%。初步判断12口成像测井井段上发育的裂缝有效程度相对较低。

通过对构造缝的走向、产状、宽度和充填特征的统计分析（见图6）发现, 研究区构造缝主要发育于A、B区, 构造缝的走向主要为北东向60° ~80° , 与构造轴线和断裂走向一致; 构造缝主要发育为高角度斜交缝, 占总裂缝数的71.88%, 另有垂直缝占14.37%, 低角度斜交缝占13.75%; 构造缝宽度主要为0~0.5 mm, 其次是0.5~1.0 mm, 宽度大于1.0 mm的数量较少; 构造缝主要为充填缝, 所占比例为75.58%。

图6 研究区构造缝成像测井识别特征

3 裂缝发育期次与油气充注关系
3.1 裂缝发育期次

本文通过岩心及镜下裂缝观察, 建立裂缝、裂缝充填物的时序及组合关系, 进一步对裂缝充填方解石脉进行各项地球化学分析测试, 厘定了研究区花港组储集层裂缝发育期次。

3.1.1 岩心及镜下观察裂缝发育期次

岩心观察中构造缝与成岩缝之间存在明显的切割关系（见图7a）, 图中高角度斜交构造缝切割近水平的层间缝, 而构造缝之间未见明显切割关系, 因此构造缝的形成应晚于层间缝。镜下裂缝观察常见泥质条带和缝合线因挠曲变形破裂形成的微裂缝（见图7b）, 其延伸短、宽度窄、有效性差, 同时也观察到发育于泥质条带中延伸长、宽度宽、有效性好的穿粒缝（见图7c）, 因此将前者归为受较弱构造应力影响形成的构造微裂隙, 其通常发育于构造应力较弱的构造运动前期; 后者为受较强构造应力影响形成的构造缝。穿粒缝中可见泥炭质充填物破裂成缝的现象（见图7d）, 说明现今构造缝的形成受控于多期次构造活动。

图7 花港组岩心及镜下裂缝期次观察图版

3.1.2 阴极发光判识裂缝发育期次

方解石脉体在镜下呈现不同强度的阴极光, 阴极光强度取决于脉体中Mn2+/Fe2+值[27, 28]。根据阴极发光的特征（图8）, 研究区构造缝充填方解石脉体可分为两期：一期方解石脉体发暗红光, 成团块状分布裂缝两侧; 另一期方解石脉体发橙红色光, 条带状分布在裂缝中部及暗红色团块周围。两期方解石脉体界限不清, 其形成时期相近, 具有继承性。

图8 花港组岩心裂缝充填方解石阴极发光特征

3.1.3 微量元素分析裂缝发育期次

高角度构造裂缝中的方解石在镜下可分为两类：第1类为粗晶方解石, 表明较干净, 位于裂缝中心; 第2类为细晶方解石, 位于裂缝的边缘部位, 表面较脏（见图9a、图9b）。

图9 花港组岩心裂缝充填方解石微量元素分析图

激光原位微区微量元素测定分析（见表3、表4）表明, 第2类方解石早于第1类方解石沉淀; 第2类方解石具较高的Na、K、Al、Ba、Si和Fe/Mn含量; 两类方解石微量元素雷达图呈现明显不同的特征（见图9c、9d）, 证明裂缝中沉淀方解石的流体具有多期性和继承性。

表3 第1类粗晶方解石微量元素分析结果
表4 第2类细晶方解石微量元素分析结果

3.1.4 流体包裹体划分裂缝发育期次

流体包裹体是成岩成矿流体在矿物生长过程中, 被包裹在矿物晶格缺陷或穴窝中的地质流体样品[29, 30, 31]。可根据观察测定与裂缝充填物同时期形成包裹体的岩相学特征及均一温度, 推测裂缝形成的时期[32, 33]。

对赋存于裂缝方解石脉中的大量包裹体观察鉴定发现, 包裹体主要沿裂缝方解石脉微裂隙成带状分布, 无荧光显示（见图10a）, 并存在含油包裹体丰度（GOI）较高（4%~5%）的油气包裹体、深灰色气烃包裹体、无色— 灰色含烃盐水包裹体, 局部少见呈褐色的液态烃包裹体。观察中还可见细晶方解石脉晶间微缝隙及砂岩粒间孔隙中含中轻质油, 显示较强浅蓝色荧光（见图10b）。依据所测A区裂缝方解石脉中的包裹体均一温度（Tm）, 将裂缝包裹体分为3期：第Ⅰ 期, Tm值为136~159 ℃, 气液比低于5%; 第Ⅱ 期, Tm值为162~179 ℃, 气液比低于5%; 第Ⅲ 期, Tm值为196~207 ℃, 气液比低于10%（见图11）。

图10 花港组岩心裂缝方解石脉中包裹体镜下特征

图11 A区花港组裂缝方解石充填物包裹体均一温度分布图

与研究区热史、埋藏史（见图12）对比发现, 裂缝第Ⅰ 期包裹体均一温度大体上与喜马拉雅期龙井活动中— 晚期（以下简称龙井活动）地温对应, 应为龙井活动时期所捕获; 裂缝第Ⅱ 期包裹体均一温度与喜马拉雅期冲绳活动时期（以下简称冲绳活动）地温相符, 应为冲绳活动时期所捕获; 裂缝第Ⅲ 期包裹体均一温度较高, 具有深埋藏流体活动特征, 油气充注后期构造缝仍可作为油气运移通道, 或者为包裹体的漏失、变形和伸展所导致。

图12 B-1井埋藏史、热史、生烃史综合分析图

根据以上研究, 厘定了西湖凹陷中央反转构造带花港组储集层构造裂缝发育期次：第1期裂缝, 龙井活动早期较弱的构造应力促使泥质条带、缝合线等绕曲变形破裂产生构造微裂隙, 其延伸短, 宽度窄、有效性差; 第2期裂缝, 龙井活动中— 晚期, 水平挤压构造应力使中央反转构造带发育规模大、延伸长、有效性好的构造缝, 对应裂缝方解石脉中第Ⅰ 期包裹体; 第3期裂缝, 冲绳活动— 现今, 构造活动使第2期裂缝重新打开, 形成继承性发展的构造缝, 对应裂缝中方解石脉中第Ⅱ 期包裹体。

3.2 裂缝发育期次与油气充注关系

根据自生伊利石40Ar/38Ar同位素定年数据（见表5）[34], A、B区中H3、H4小层天然气最早充注时间为距今9.35~11.40 Ma, 对应龙井活动中期。同时通过将花港组各赋存物包裹体均一温度测定结果与研究区生烃强度、埋藏史及热演化史对比, 结合对生烃强度的研究（见图12）发现, 西次凹及东次凹在埋藏过程中主要有两次高强度生烃。第1次对应龙井活动时期, 在埋藏及构造应力作用下, 储集层逐渐致密, 东次凹与西次凹双向供烃, 这与自生伊利石测年结果相匹配; 第2次为冲绳海槽活动期— 现今, 东、西次凹继续供烃。

表5 西湖凹陷自生伊利石40Ar/38Ar同位素组成定年测试结果表

研究区花港组储集层裂缝发育期次与油气充注期次的匹配关系如图13所示。第1期油气充注为主要充注期, 以天然气充注为主、原油充注为辅, 充注时期为距今9~12 Ma, 对应龙井活动中晚期。包裹体赋存于裂缝方解石脉及第2期方解石胶结物中, 均一温度为136~159 ℃, 发育丰度均较高（GOI值为3%~5%）, 赋存于第2期方解石胶结物中包裹体局部GOI值高达40%[35], 此时研究区受龙井活动影响, 花港组发育第2期构造缝, 其规模大、延伸长、有效性好, 对油气运移与输导起重要作用。第2期油气充注时期较晚, 为距今0~3 Ma, 对应冲绳海槽活动时期— 现今, 油气充注规模较大, 为次要充注期, 以天然气充注为主。赋存于裂缝方解石脉中的包裹体均一温度为162~207 ℃, 气液比低于10%。其最高均一温度可达196~207 ℃, 具有深埋藏热液流体活动特征。此时第2期构造缝受冲绳海槽活动影响重新开启, 第3期构造缝在其基础上继承性发展, 为油气的持续运移与输导创造了条件。

图13 裂缝发育期次与油气充注期次匹配关系综合图

通过对B-2井H5小层4 240.00~4 308.00 m层段储集层测试, 其随钻测试日产气4.98× 104 m3（7.14 mm油嘴）, 无阻流量日产气9.80× 104 m3, 特低渗储集层测试成功。其测试段测井解释（加权）物性：平均孔隙度为7.1%, 平均渗透率为0.37× 10-3 μ m2。4 245.65~4 248.47 m井段岩心物性：平均孔隙度为6.2%, 平均渗透率为0.19× 10-3μ m2（见图14）。而该井4 247.85~4 248.30 m岩心处观察到高角度构造缝发育（见图2d）, 因此证实了构造缝对特低渗储集层物性尤其是渗透率提升明显, 也证实了裂缝对产能的影响起重要作用。同时该测试段测井解释存在尖峰气测响应异常, 油气显示良好, 裂缝-孔隙型储集层勘探开发潜力巨大。

图14 B-2井4 245.65~4 248.47 m处岩心物性图

4 结论

西湖凹陷中央反转构造带花港组储集层裂缝以水平— 低角度充填层间缝为主, 其有效性差, 对油气运移与输导作用小; 高角度构造缝为辅, 主要发育于A、B区, 其规模大、延伸长、有效性好, 对油气运移与输导起重要作用。且微裂缝在改善储集层渗流能力的同时也促进了溶蚀作用的发生, 故研究区可能钻遇裂缝-孔隙型储集层。

研究区花港组储集层成岩缝形成于储集层成岩阶段, 对油气运移与输导作用较小。构造缝根据受控构造运动及与油气充注关系可划分为3期：①喜马拉雅期龙井活动早期（距今12~13 Ma）, 构造应力仅促使缝合线及泥质条带产生挠曲变形破裂, 该期构造微裂缝延伸短、宽度窄、有效性差, 对油气的运移与输导作用小; ②喜马拉雅期龙井活动中— 晚期（距今9~12 Ma）, 构造运动使中央反转构造带构造缝发育, 其规模大、延伸长、有效性好, 同时与第1次油气大规模充注时间（距今9~12 Ma）相匹配, 对油气运移、输导、聚集起重要作用; ③喜马拉雅期冲绳海槽活动— 现今（距今0~3 Ma）, 部分构造缝受冲绳海槽活动影响而重新打开并进一步发育, 与第2次（距今0~3 Ma）天然气大规模充注相匹配, 为天然气的持续运移与输导创造了条件。西湖凹陷花港组储集层裂缝发育为油气的运聚提供了充足的储渗空间和持续有效的通道, 研究区裂缝-孔隙型储集层勘探开发潜力巨大。

（编辑 黄昌武）

参考文献
[1] 戴金星, 倪云燕, 吴小奇. 中国致密砂岩气及在勘探开发上的重要意义[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(3): 257-264.
DAI Jinxing, NI Yunyan, WU Xiaoqi. Tight gas in China and its significance in exploration exploitation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(3): 257-264. [本文引用:1]
[2] 全国石油天然气标准化技术委员会. 致密砂岩气地质评价方法: GB/T 30501—2014[S]. 北京: 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局, 2014.
National Technical Committee for Oil and Gas Stand ardization. Geological evaluating methods for tight sand stone gas: GB/T 30501—2014[S]. Beijing: AQSIA, 2014. [本文引用:1]
[3] 姚城, 何志强, 何洧, 等. 塔河南部盐下地区奥陶系裂缝发育期次研究[J]. 重庆科技学院学报(自然科学版), 2013, 15(1): 9-30.
YAO Cheng, HE Zhiqiang, HE Yu, et al. Study on the developing stage of Ordovician fractures in Tahe southern subsalt area[J]. Journal of Chongqing University of Science and Technology(Natural Sciences Edition), 2013, 15(1): 9-30. [本文引用:1]
[4] 朱梦月, 秦启荣, 李虎, 等. 川东南DS地区龙马溪组页岩裂缝发育特征及主控因素[J]. 油气地质与采收率, 2017, 24(6): 54-59.
ZHU Mengyue, QIN Qirong, LI Hu, et al. Development characteristics and controlling factors of shale fractures in the Longmaxi Formation in DS area, southeast Sichuan[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2017, 24(6): 54-59. [本文引用:1]
[5] 刘玲, 汤达祯, 许浩. 临兴上古生界致密储层裂缝发育特征及对致密气富集影响[J]. 高校地质学报, 2019, 25(3): 457-465.
LIU Ling, TANG Dazhen, XU Hao. Development of fractures and its effects on gas accumulation in the upper Paleozoic tight sand stone reservoirs of the Linxing Block[J]. Geological Journal of China Universities, 2019, 25(3): 457-465. [本文引用:1]
[6] 张绍亮, 张建培, 唐贤君, 等. 东海西湖凹陷断裂系统几何学特征及其成因机制[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2014, 34(1): 87-94.
ZHANG Shaoliang, ZHANG Jianpei, TANG Xianjun, et al. Geometry characteristic of the fault system in Xihu Sag and its formation mechanism[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 2014, 34(1): 87-94. [本文引用:1]
[7] 杨彩虹, 高兆红, 蒋一鸣, 等. 西湖凹陷平湖斜坡带始新统平湖组碎屑沉积体系再认识[J]. 石油天然气学报, 2013, 35(9): 11-14.
YANG Caihong, GAO Zhaohong, JIANG Yiming, et al. Reunderstand ing of clastic rock sedimentary facies of Eocene Pinghu Formation in Pinghu Slope of Xihu Sag[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2013, 35(9): 11-14. [本文引用:1]
[8] 杨超, 李德勇. 基于三维地震资料恢复西湖凹陷沉降量及分析[J]. 西部探矿工程, 2017, 29(2): 85-88.
YANG Chao, LI Deyong. Restoration and settlement of Xihu sag based on 3D seismic data[J]. West-China Exploration Engineering, 2017, 29(2): 85-88. [本文引用:1]
[9] 姜亮. 东海陆架盆地油气资源勘探论文集[C]. 北京: 石油工业出版社, 2004.
JIANG Liang. Proceedings of oil and gas resources exploration in the East China Sea shelf basin[C]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2004. [本文引用:1]
[10] 戴黎明. 东海陆架盆地成因的动力学机制及其数值模拟[D]. 青岛: 中国海洋大学, 2010.
DAI Liming. Dynamic mechanism and numerical simulation of genesis of the East China Sea shelf basin[D]. Qingdao: Ocean University of China, 2010. [本文引用:1]
[11] 谢仁海, 钱建中, 沈然清. 东海油气地球物理勘探[M]. 北京: 地质出版社, 2001.
XIE Renhai, QIAN Jianzhong, SHEN Ranqing. East China Sea oil and gas geophysical exploration[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2001. [本文引用:1]
[12] 刘斌. 利用重、磁异常研究东海陆架盆地的断裂构造[D]. 西安: 长安大学, 2010.
LIU Bin. Study on fault structure of the East China Sea shelf basin using gravity and magnetic anomalies[D]. Xi’An: Chang’an University, 2010. [本文引用:1]
[13] 张建培, 张田, 唐贤君. 东海陆架盆地类型及其形成的动力学环境[J]. 地质学报, 2014, 88(11): 2033-2043.
ZHANG Jianpei, ZHANG Tian, TANG Xianjun. Basin type and dynamic environment in the East China Sea shelf basin[J]. Acta Geologica Sinica, 2014, 88(11): 2033-2043. [本文引用:1]
[14] 徐亚东, 梁银平, 江尚松, 等. 中国东部新生代沉积盆地演化[J]. 地球科学(中国地质大学学报), 2014, 39(8): 1079-1098.
XU Yadong, LIANG Yinping, JIANG Shangsong, et al. Evolution of Cenozoic sedimentary basins in eastern China[J]. Earth Science (Journal of China University of Geosciences), 2014, 39(8): 1079-1098. [本文引用:1]
[15] 王后金, 王嘹亮, 万晓明, 等. 北黄海盆地中生界低渗储集层裂缝预测[J]. 新疆石油地质, 2014, 35(3): 268-272.
WANG Houjin, WANG Liaoliang, WAN Xiaoming, et al. Fracture prediction of low permeability reservoirs of the Mesozoic in North Yellow Sea Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2014, 35(3): 268-272. [本文引用:2]
[16] NELSON R A. Geologic analysis of naturally fractured reservoir[M]. Houston: Gulf Professional Publishing, 1985. [本文引用:1]
[17] 邓虎成. 断层共生裂缝系统的发育规律及分布评价[D]. 成都: 成都理工大学, 2009.
DENG Hucheng. The development and assessment of fault-association fracture system[D]. Chengdu: Chengdu University of Technology, 2009. [本文引用:1]
[18] BLENKINSOPP T G. Relationships between faults, extension fractures and veins, and stress[J]. Journal of Structural Geology, 2008, 30(5): 622-632. [本文引用:1]
[19] 周文. 裂缝性油气储集层评级方法[M]. 成都: 四川科学技术出版社, 1998.
ZHOU Wen. Fractured oil and gas reservoir rating method[M]. Chengdu: Sichuan Science and Technology Press, 1998. [本文引用:1]
[20] ZENG L B. Microfracturing in the Upper Triassic Sichuan Basin tight-gas sand stones: Tectonic, overpressure, and diageneticorigins[J]. AAPG Bulletin, 2010, 94(12): 1811-1825. [本文引用:1]
[21] AGUILERA R. Role of natural fractures and slot porosity on tight gas sand [R]. SPE 114174, 2008. [本文引用:1]
[22] 庄红妹, 王晶晶, 何川, 等. 综合预测大港油田C区中生代潜山油藏裂缝发育特征[J]. 录井工程, 2018, 29(1): 103-107.
ZHUANG Hongmei, WANG Jingjing, HE Chuan, et al. Comprehensive prediction of the characteristics of the Mesozoic buried hill oil reservoir fracture development in block C of Dagang Oilfield[J]. Mud Logging Engineering, 2018, 29(1): 103-107. [本文引用:2]
[23] 杨旭海, 张哓春. 利用声成像测井数据实现岩石裂缝特征的自动识别[J]. 中国海上油气(地质), 2000, 14(6): 429-431.
YANG Xuhai, ZHANG Xiaochun. Automatic identification of rock fractures using acoustic image logging[J]. China Offshore Oil and Gas, 2000, 14(6): 429-431. [本文引用:2]
[24] 童亨茂. 成像测井资料在构造裂缝预测和评价中的应用[J]. 天然气工业, 2006, 26(9): 58-61.
TONG Hengmao. Application of imaging well logging data in prediction of structural fracture[J]. Natural Gas Industry, 2006, 26(9): 58-61. [本文引用:1]
[25] 王喻, 张冲, 谢润成, 等. 元坝致密砂岩须二储层裂缝特征及识别研究[J]. 石油地质与工程, 2015, 29(3): 129-131.
WANG Yu, ZHANG Chong, XIE Runcheng, et al. Fracture characteristics and identification of tight sand stone reservoirs in 2rd member of Xujiahe Formation in Yuanba Area[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2015, 29(3): 129-131. [本文引用:1]
[26] 姚勇, 刘义, 张城玮, 等. 川西地区须五段储层裂缝特征及分布评价[J]. 石油地质与工程, 2016, 30(1): 76-79.
YAO Yong, LIU Yi, ZHANG Chengwei, et al. Characteristics and distribution evaluation of reservoir fractures in 5rd member of Xujiahe Formation in western Sichuan[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2016, 30(1): 76-79. [本文引用:1]
[27] 徐惠芬, 崔京钢, 邱小平. 阴极发光技术在岩石学和矿床学中的应用[M]. 北京: 地质出版社, 2006.
XU Huifen, CUI Jinggang, QIU Xiaoping. Application of cathodoluminescence technology in petrology and mineral deposits[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2006. [本文引用:1]
[28] 李月, 刘铮. 浮来山断裂流体活动期次分析: 断裂带内方解石脉的阴极发光证据[J]. 中国煤炭地质, 2017, 29(3): 5-9.
LI Yue, LIU Zheng. Fulaishan fault zone fluid activity phase analysis-evidence from calcite vein cathodouminescence within fault zone[J]. Coal Geology of China, 2017, 29(3): 5-9. [本文引用:1]
[29] 李善鹏, 邱楠生, 曾溅辉. 利用流体包裹体分析东营凹陷古压力[J]. 东华理工大学学报, 2004, 27(3): 209-212.
LI Shanpeng, QIU Nansheng, ZENG Jianhui. Analyzing paleopressure of DongYing Sag by using fluid inclusion[J]. Journal of East China University of Technology(Natural Science), 2004, 27(3): 209-212. [本文引用:1]
[30] 刘德汉, 卢焕章, 肖贤明. 油气包裹体及其在石油勘探和开发中的应用[M]. 广州: 广东科技出版社, 2007.
LIU Dehan, LU Huanzhang, XIAO Xianming. Oil and gas inclusions and their applications in petroleum exploration and development[M]. Guangzhou: Guangdong Science and Technology Press, 2007. [本文引用:1]
[31] 袁魏, 方石, 孙求实, 等. 沉积盆地热史研究综述[J]. 当代化工, 2014, 43(5): 728-731.
YUAN Wei, FANG Shi, SUN Qiushi, et al. Research on thermal history of sedimentary basins[J]. Contemporary Chemical Industry, 2014, 43(5): 728-731. [本文引用:1]
[32] 赖生华, 余谦, 周文, 等. 楚雄盆地北部上三叠统-侏罗系裂缝发育期次[J]. 石油勘探与开发, 2004, 31(5): 25-29.
LAI Shenghua, YU Qian, ZHOU Wen, et al. Development periods of fraetures in the Late Triassic-Jurassic in the north Chuxiong Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2004, 31(5): 25-29. [本文引用:1]
[33] 任丽华, 林承焰. 构造裂缝发育期次划分方法研究与应用: 以海拉尔盆地布达特群为例[J]. 沉积学报, 2007, 25(2): 253-260.
REN Lihua, LIN Chengyan. Classification methods for development period of fractures and its application: A case study from Budate Group of Hailaer Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2007, 25(2): 253-260. [本文引用:1]
[34] 张有瑜, HORST Zwingmann, 刘可禹, 等. 自生伊利石K-Ar、Ar-Ar测年技术对比与应用前景展望: 以苏里格气田为例[J]. 石油学报, 2014, 35(3): 407-416.
ZHANG Youyu, HORST Z, LIU Keyu, et al. Persopective on the K/Ar and Ar/Ar geochronology of authigenic illites: A case study from the Sulige gas field, Ordos Basin, China[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(3): 407-416. [本文引用:1]
[35] 刘勇, 徐国盛, 曾兵, 等. 东海盆地西湖凹陷花港组储层孔隙演化与油气充注关系[J]. 石油实验地质, 2018, 40(2): 168-176.
LIU Yong, XU Guosheng, ZENG Bing, et al. Relationship between porosity evolution and hydrocarbon charging in tight sand stone reservoirs in Oligocene Huagang Formation, Xihu Sag, East China Sea Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2018, 40(2): 168-176. [本文引用:1]