珠江口盆地深水区白云凹陷高热流背景油气类型与成藏时期综合分析*

米立军 何 敏 翟普强 朱俊章 庞 雄 陈 聪 马 宁

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518054)

油气类型和成藏时期是油气富集规律与成藏模式研究中的重要问题。因其复杂性和综合性，单一研究方法容易得到片面或者不完整的认识，甚至结论偏颇。目前，油气类型可以利用分子地球化学、同位素地球化学和流体包裹体岩石学与地层学等方法开展研究。分析油气层中储层孔隙烃和包裹烃的类型和特征，可为重构油气成藏过程提供直接证据。成藏年代学研究方法可大致分为直接法和间接法[1-2]，直接法主要是应用放射性元素或稀有气体同位素进行准确测年，间接法主要是通过地质分析和流体包裹体分析等方法确定大致成藏年代。相对而言，间接法因其经济而高效的特点更容易得到广泛应用，尤其是流体包裹体方法，因其含有丰富的成矿成藏信息而被当作研究古流体活动的“原始样品”。另外，流体活动是控制沉积盆地物质演变和能量再分配的主导因素之一，流体动力场的演变常与油气的生成、运移和聚集过程密切相关[3]。

白云凹陷主体位于珠江口盆地深水区地壳向海减薄的细颈化带[4-5]，高热流背景使得深水区具有异常高地温梯度，其中南部深水区现今地温梯度可达5～6 ℃/100 m[6-9]。白云凹陷现已发现多个大型油气藏，说明该区含烃流体运移非常活跃。前人从流体运移动力演化和断裂活动分析等宏观角度讨论了对油气成藏的影响[10 -15]，但是这种高地温背景下的油气类型、充注幕次、成藏时间及古压力演化之间的耦合关系研究还很欠缺。本文主要应用生物标志物地球化学、天然气同位素地球化学、流体包裹体系统分析和盆地模拟相结合的方法，分析了白云凹陷油气类型和主成藏时期，认为研究区存在5类原油和2类天然气，珠江组和珠海组储层存在3类油包裹体，至少经历3期泄压过程和2期油气充注。这些认识对总结该地区的油气富集规律及指导油气勘探具有重要意义。

1 区域地质背景

珠江口盆地是南海北部陆坡区东段的新生代伸展盆地，属华南大陆的水下延伸部分，处于太平洋、欧亚及印度-澳大利亚等3大板块相互作用的特殊构造位置和特提斯构造域与太平洋构造域的混合叠置区[16-17]。该盆地具有南北分带、东西分块和隆坳相间的构造格局，主要经历了古新世—始新世的伸展断陷、渐新世—中中新世的拗陷沉降及晚中新世以后的块断升降等3大构造演化阶段。

白云凹陷是珠江口盆地面积最大、埋藏最深的沉积凹陷(图1)，也是整个盆地的沉积和沉降中心，水深约200～2 800 m，新生代沉积厚度最大约12 km[9,16]。该凹陷总体上呈NEE向展布，包括白云西洼、白云主洼、白云东洼和白云南洼。白云凹陷自下而上充填了始新统文昌组河湖相沉积、始新统恩平组大型湖盆-三角洲平原-沼泽相沉积、渐新统珠海组三角洲-浅海陆架过渡相沉积、中新统珠江组—粤海组三角洲-陆棚-陆坡深水沉积、上新统—第四系黏土质-粉砂沉积。新近纪以来，白云运动伴随着南海扩张脊向南跃迁，陆架坡折从之前的白云凹陷南部(23.8 Ma)快速迁移至白云凹陷北部(13.8 Ma)[16,18]，凹陷发生强烈沉降，这对烃源岩热演化和烃类运移具有重要意义。

白云凹陷资源潜力巨大且为油气共生，前人研究[19]认为文昌组和恩平组是该区有效气源岩。“十二五”研究成果认为，白云凹陷文昌组是主要气源岩，恩平组是主要油源岩，局部地区有珠海组陆源海相烃源岩的供烃。目前，在白云主洼东部新钻遇到恩平组和文昌组浅湖—半深湖相较好烃源岩，是白云凹陷已发现轻质油、挥发油和凝析油的主要贡献者。研究区已发现的油气藏主要分布在白云凹陷斜坡附近和周缘临近地区，构造上主要位于珠江组坡折带以北的古珠江三角洲和古东沙三角洲体系，以及珠江组坡折带以南和珠海组坡折带以北的古珠江深水重力流、深水扇和珠海三角洲体系。白云东洼油区具有内气外油的成藏特征，白云主洼北部气区具有外气内油的成藏特征，白云主洼东部油气区具有下油上气的成藏特征，白云西洼油气区则表现为油气共存的特征。

2 烃源岩分布及地球化学特征

白云凹陷发育文昌组、恩平组和珠海组等3套有效烃源岩(图2)。文昌组沉积时期(图2c)，白云主洼主要为半深—深湖相沉积，是文昌组主力烃源岩的发育区；白云东局部发育文昌组沉积；白云东北早期文昌组不发育，后期与白云西相似，为浅湖沉积，具备发育浅湖相泥质烃源岩的条件。恩平组沉积时期(图2b)，湖盆变宽变浅，白云主洼仍发育半深—深湖相沉积，但规模要比文昌组沉积时期小得多；白云东北和白云东以浅湖沉积为主，具备发育浅湖泥质烃源岩的条件；白云西主要为浅湖沉积和三角洲沉积，滨湖沉积(湖沼)也较发育，具备发育浅湖相泥质烃源岩和煤系烃源岩的条件。珠海组沉积时期(图2a)，盆地处于断拗转换期，白云主洼主要以三角洲沉积为主，白云东和白云东北发育陆棚泥岩和陆坡深水泥岩沉积，白云西以三角洲平原沉积为主。

文昌组烃源岩是主力烃源岩，以Ⅱ1型干酪根为主，有机质丰度较高(TOC含量约0.9%～1.7%)，生物标志物中来源于藻类的C27规则甾烷含量较高，C27-C28-C29ααα规则甾烷呈L形分布，基本不含C304-甲基甾烷系列，陆源高等植物生源的生物标志物如树脂化合物(T、W)和奥利烷(OL)含量高、低均有分布(表1)。文昌组泥岩普遍富含浮游藻类，如盘星藻和球藻，无定形有机质主体较高(一般为低等浮游生物降解产物)，孢粉和来源于陆地高等植物的有机质含量有限，指示文昌组沉积期古湖泊表层生产力高。

图2 白云凹陷不同类型泥岩平面展布Fig.2 Distribution of different type mudstones in Baiyun sag

恩平组烃源岩是重要烃源岩，以滨浅湖相及河流、湖泊沼泽相泥岩为主，主要为Ⅱ2型干酪根，含少量Ⅱ1或Ⅲ型，TOC含量高，约0.8%～5.8%。恩平组烃源岩中树脂化合物(T、W)及奥利烷含量从低到高均有分布，其中沼泽相煤系泥岩与湖泊相泥岩相比，其抽提烃中更富含树脂类化合物及奥利烷(表1)。整体而言，恩平组泥岩孢粉组合以松粉-榆粉组合和泪杉粉-双沟粉组合为特征，指示该套烃源岩中的高TOC含量主要是陆源高等植物的贡献。

表1 白云凹陷烃源岩生物标志化合物参数Table 1 Biomarker parameters of the source rocks in Baiyun sag

注： Pr/Ph—姥鲛烷/植烷比值；OL/C30H—奥利烷(OL)/C30αβ藿烷比值(m/z191)；T/C30H—双杜松烷(T)/C30αβ藿烷比值(m/z412)；C30Dia/C30H—C30重排藿烷/C30αβ藿烷比值(m/z191)；C23TT/C30H—C23三环萜烷/C30αβ藿烷比值(m/z191)。

珠海组烃源岩有机碳含量中等，有机质类型为混合型，以Ⅱ2型干酪根为主，生烃潜力低—中等。珠海组泥岩中有低含量的海相沟鞭藻化石，孢粉组合中藻类含量低于10%，90%以上属于蕨类孢子和木本花粉。珠海组烃源岩中树脂化合物(T、W)含量相对较低，奥利烷含量较高(表1)，陆源高等植物贡献明显，为陆源海相烃源岩。

3 油气类型及来源

综合白云凹陷不同构造带原油和凝析油分子地球化学特征，根据奥利烷(OL)/C30αβ藿烷(m/z191)、双杜松烷(T)/C30αβ藿烷(m/z412)、C304-甲基甾烷/C29甾烷(m/z217)以及成熟度等指标，将研究区原油和凝析油划分为5类(图3)。

第Ⅰ类为白云东洼区油藏原油，具有中—高含量奥利烷(OL/C30H约0.8～1.0)、中等含量T化合物(T/C30H约1.8～4.0)、不含C304-甲基甾烷等特征。根据双金刚烷参数计算油藏原油Ro约为0.9%，为白云东洼文昌组和恩平组浅—半深湖相烃源岩在生油窗生成的产物。

第Ⅱ类为白云主洼北部-番禺低隆起构造凝析油，具有低—中等含量奥利烷(OL/C30H约0.2～0.6)、高含量双杜松烷(T/C30H约4～10)、C304-甲基甾烷极低等特征。根据双金刚烷参数计算凝析油Ro约为1.5%～1.7%，为白云主洼文昌组和恩平组三角洲、浅湖—沼泽相泥岩在干酪根裂解生湿气阶段生成的产物。

图3 白云凹陷原油及凝析油成因类型划分Fig.3 Origin types of crude oils and condensates in Baiyun sag

第Ⅲ类为白云主洼东部油藏原油及气藏凝析油，具有高含量奥利烷(OL/C30H约1.1～2.4)、中等—高含量双杜松烷(T/C30H约1.8～5.1)、C304-甲基甾烷极低等特征。根据双金刚烷参数计算油藏原油Ro约为0.9%，气藏凝析油Ro约为1.3%～1.5%，为白云主洼东部文昌组和恩平组浅—半深湖相泥岩在成熟—高成熟生油气阶段生成的产物。

第Ⅳ类为白云主洼南部构造凝析油，奥利烷和双杜松烷含量极低，C19—C26三环萜烷呈现C23优势，C27—C28—C29ααα规则甾烷呈现C27优势，部分井凝析油含丰富的C304-甲基甾烷，凝析油主体为文昌组和恩平组偏腐泥型烃源岩供烃。

第Ⅴ类为白云西洼区原油，该地区原油成因也较为复杂，可细分为两类：一类基本不含奥利烷，但含一定量双杜松烷(T/C30H约1.7～3.2)，且含一定量C304-甲基甾烷，为白云西洼恩平组浅湖相泥岩中陆源高等植物及低等水生生物混合生源供烃；另一类油膜样品则富含C304-甲基甾烷，基本不含奥利烷和双杜松烷，推测来源于白云西洼文昌组半深—深湖相泥岩。

白云凹陷天然气主要为较高成熟—高成熟的烃类，来自文昌组和恩平组烃源岩。根据戴金星(1992)[20]应用甲烷、乙烷和丙烷碳同位素进行有机烷烃气成因判识的模板(图4)，白云凹陷北部及东部地区DST/MDT/RFT天然气样品数据点主体落在煤成气和油型气区，为混合成因气;白云凹陷南部气藏天然气均落在油型气范围内，为油型气，即为湖相腐泥型有机质来源。

图4 白云凹陷有机烷烃气的成因判识(底图据文献[20])Fig.4 Origin type identification of organic alkanes in Baiyun sag(basemap after reference[20])

4 油气成藏期次和时间

共分析了56块流体包裹体样品(岩心/井壁心)，采自白云凹陷16口井珠江组下段和珠海组顶部砂岩储层(井位见图1)，所有相关实验测试均在中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室微观烃类检测实验室完成。

4.1 流体包裹体岩相学和均一温度特征

单偏光和显微荧光观察显示，成岩阶段形成的烃类包裹体和盐水包裹体主要分布在穿石英颗粒裂纹、石英颗粒内裂纹、石英颗粒次生加大边和碳酸盐岩脉体之中，少量存在于长石溶蚀裂纹和硅质胶结物中。包裹体在相态上既有单相也有多相，在成分上既有纯油也有纯气，其中绝大部分为纯油相包裹体、纯天然气相包裹体、油气两相包裹体和(含烃)盐水气液两相包裹体，少数为油气水三相或含CO2油气水三相包裹体。包裹体形态多样，以椭圆形、近圆形和条形为主；直径多数为3～10 μm，少数达10～20 μm；室温(20 ℃)下的气/液比(用激光共聚焦显微镜测定)多数为3%～8%，少数达15%～20%。

根据盐水包裹体平均均一温度统计结果(表2)，白云主洼热异常更明显，是高温热流体活动中心。在BY1—BY8、BY10等井区，珠江组下段盐水包裹体平均均一温度主要为92.2～129.6 ℃，很少部分为130～150 ℃，与珠海组盐水包裹体均一温度分布差别并不大，反映这些构造部位流体以侧向运移为主。在BY17、BY15、BY11和BY13井所处构造部位，珠江组下段盐水包裹体平均均一温度为127.1～175.8 ℃，而珠海组平均均一温度主要为136.2～181.9 ℃，整体高于珠江组，反映这些构造部位流体垂向运移比较显著。由平均均一温度统计结果可得到油包裹体与同期(含烃)盐水包裹体均一温度“数据对”(表2)。

表2 白云凹陷油包裹体和共生(含烃)盐水包裹体平均均一温度数据对Table 2 The mean homogenization temperatures of oil inclusions and coexisting aqueous inclusions in Baiyun sag

需要注意的是，在底辟带和断裂带附近的BY1、BY9、BY15、BY17、BY18、BY19、BY20等井区可见沸腾包裹体(不同类型包裹体组合，产状比较混乱；油包裹体气液比变化大，均一温度>160 ℃，有些加热到爆裂也不均一；盐水包裹体盐度离散度大，接近或大于20%NaCl，均一温度>180 ℃)，常伴生有烃气包裹体和沥青、CO2包裹体、碳酸盐和高岭石胶结等，指示这些构造部位为典型的有利泄压部位。深部酸性高温流体在沿断裂带或底辟向浅部快速运移过程中更容易发生压力骤降和相分离，形成沸腾包裹体。

4.2 油气充注幕次分析

不同性质的烃类包裹体具有不同的荧光颜色和荧光光谱，指示其组分和成熟度存在差异。通常在不考虑运移分馏和捕获分馏的情况下，随着成熟度的增加，原油及包裹体油中饱和烃/芳烃比值和API度在不断增加，其荧光颜色会按照红→橙→黄→绿→蓝→亮蓝的规律发生蓝移，同时由荧光光谱计算的3个热成熟度参数(主峰波长λmax、Q值和QF535值)也会减小(呈负相关)[21-23]，因此可根据这些信息来识别油气充注幕次或者进行油源初判。

白云凹陷珠江组下段和珠海组储层砂岩中捕获了不同荧光颜色的油包裹体和发弱白色荧光的纯气相烃类包裹体(图5)，表明该区存在多期原油和天然气充注。根据单个油包裹体荧光光谱参数λmax—QF535值关系(图6)，可将该区的油包裹体大致分为3类：①发黄色荧光的成熟油包裹体；②发亮黄色(黄绿色)荧光的较高成熟油包裹体；③发蓝色(蓝白色)荧光的高成熟油包裹体，与天然气充注关系较为密切。BY13和BY15井所处构造至少存在1幕成熟—较高成熟油充注；BY17、BY19和BY20井所处构造至少存在1幕高成熟油充注和1幕天然气充注；BY1井所处构造至少存在1幕较高成熟—高成熟油充注和2幕天然气充注(其中1幕含CO2)；BY5和BY6井所处构造至少存在2幕成熟—高成熟油充注和2幕天然气充注；BY7和BY8井所处构造可能存在4幕成熟—较高成熟—高成熟油充注和1幕天然气充注；BY10和BY9井所处构造可能存在2幕成熟—高成熟油充注；BY11井所处构造可能存在2幕成熟—高成熟油充注和1幕天然气充注。

(a)BY10井，2 196.1 m，×20 uv，白云石脉中蓝白色和黄色荧光油包裹体，脉体裂纹中黄色荧光油浸染，围岩裂缝充填褐色沥青。(b)BY10井，2 205.9 m，×100 tr，石英颗粒内裂纹中微弱黄色荧光气包裹体。(c)BY12井，3 384.9 m，×50 uv，石英颗粒裂纹中黄色荧光油包裹体，粒间亮黄色荧光油浸染。(d)BY11井，2 737.6 m，×20 uv，切穿石英加大边裂纹中浅黄色荧光油包裹体，粒间浅黄色荧光油浸染。(e)BY11井，2 737.6 m，×100 tr，石英加大边中气包裹体。(f)BY13井，3 811.6 m，×50 uv，石英颗粒内裂纹中亮黄色荧光油包裹体，粒间油浸染和褐色沥青。(g)BY5井，2 993.1 m，×100 uv，切穿石英加大边裂纹中弱白色荧光气包裹体。(h)BY5井，2 993.1 m，×10 uv，粒间亮黄色和黄色荧光油浸染以及褐色沥青。(i)BY7井，2 474.1 m，×50 uv，石英颗粒裂纹中发亮黄色荧光油包裹体，粒间亮黄色荧光油浸染。(j)BY1井，3 139.9 m，×50 uv，穿石英颗粒裂纹中亮黄色荧光和暗黄色荧光油包裹体，粒间亮黄色荧光油浸染和褐色沥青。(k)BY1井，3 073.9 m，×50 tr，切石英加大边裂纹中三相气包裹体，可能含CO2，粒间亮黄色荧光油浸染和褐色沥青。(l)BY7井，2 487.5 m，×50 tr，石英加大边中弱白色荧光气包裹体和富气相包裹体。

图5白云凹陷珠江组和珠海组砂岩中烃类包裹体观察结果
Fig.5HydrocarbonfluidinclusionintheZhujiangandZhuhaiformationssandstonesinBaiyunsag

图6 白云凹陷珠江组和珠海组单个油包裹体荧光λmax—QF535值关系Fig.6 λmax and value of QF535 of single oil-bearing fluid inclusions in Zhujiang and Zhuhai formations in Baiyun sag

显微荧光观察结果表明，样品粒间孔隙和裂缝中普遍见褐色荧光沥青和(亮)黄色荧光油浸染，同时石英颗粒裂纹中可见大量天然气包裹体(图5)。由于样品所处深度最大古地温并未达到原油大量裂解所需温度，由此推断这些样品所处构造部位早期存在油气充注，后期发生气洗作用而使古油藏遭受改造或破坏，形成残余油藏或气藏等(图7)，且天然气充注主要与晚期高温热流体活动有关。

4.3 油气成藏期次和时间

根据油包裹体与同期(含烃)盐水包裹体均一温度“数据对”以及油包裹体气/液比，假设包裹体热动力学模拟的前提条件都成立，应用平宏伟等[24-25]

图7 白云东地区残余油藏气洗改造作用判识Fig.7 Secondary alteration of gas washing of residual oil reservoirs in eastern Baiyun sag

提出的甲烷摩尔含量约束下的捕获压力预测模型可快速评价油包裹体捕获时的古温压条件(表2)。

由于白云凹陷存在非均一捕获和晚期高温热异常，导致大部分与油包裹体共生的(含烃)盐水包裹体的均一温度要远高于现今地层温度(即地层所经历的最大温度)，使得应用传统埋藏史投点法确定成藏时期的方法在本区已不适用，因为同期盐水包裹体的均一温度代表的是热异常事件而不是地层再次热平衡之后的温度，这个问题仍是目前包裹体成藏研究中的难点。由于样品埋深都不大，且钻井所在构造大多位于隆起边缘，假设这些构造部位在地质历史时期主要为常压或局部低幅超压，因此可尝试应用流体包裹体热动力学模拟得到的最小捕获压力，按照静水压力梯度来估算其捕获时的最大埋深，并据此在埋藏史图上投点可大致确定油包裹体的充注时期。再结合天然气包裹体与油包裹体的共生关系以及天然气同期盐水均一温度，可估算天然气充注时期。

由上述古压力-埋藏深度投点法可将本区油气充注划分为2期(图8)：第1期为13.1～7.3 Ma，主要为黄色荧光成熟油充注，发生在BY1、BY2、BY7、BY12、BY21和BY22井等所处构造部位，推测可能是东沙运动引起断块局部隆起和断裂活化，导致深部来自恩平组的高成熟原油充注到珠江组储层；第2期为5.5～0 Ma，主要为蓝色荧光高成熟油和天然气充注。

图8 白云凹陷珠江组和珠海组烃类充注期次和时期Fig.8 Hydrocarbon accumulation stages and periods of Zhujiang and Zhuhai formations in Baiyun sag

5 古压力演化与油气成藏期耦合关系

在充分调研区域背景资料和各项盆模参数取值的基础上，参考翟普强 等[26]的研究方法，应用PetroMod(2012版本)软件对白云主洼的7口井进行了地史、热演化史和地层压力演化史等方面的模拟，并利用地层实测资料进行了检验。

根据模拟结果，在白云凹陷深部沿文昌组二段选取一系列观察点，从而得到整体的压力演化趋势。如图9所示，白云凹陷北坡(A1—E1观察点)和白云凹陷南坡(A2—E2观察点)的古压力演化存在一定的差异性，但共同之处在于早期超压的形成要早于油气大量生成时期，且增压时期与裂陷期快速沉降阶段(图9b)对应很好，说明欠压实为早期超压成因。另外，较明显的生烃增压主要开始于白云运动时期(图9c、d)，根据压力系数的变化幅度推算其晚期增压贡献不足10%，所以欠压实仍为超压主要成因。

白云凹陷主要有3个泄压期：第1期(南海运动时期)为局部性泄压，早于烃源岩大量排烃时期，故成藏意义不大；第2期(白云运动时期)为整体性泄压，对应于烃源岩大量生排烃时期(主要生油)，因而是重要的油气成藏时期，尤其对早期油运移具有重要意义；第3期(东沙运动时期)为局部性泄压且最为持久(约13.8 Ma以来)，此阶段烃源岩大量生气，因而对油气晚期成藏意义重大。

如前所述，流体包裹体方法在白云凹陷检测到大量、多幕不同成熟度的烃类充注(表2)，尤其是大量的天然气充注(图5)，但由于该区普遍存在的高地温，无法应用与烃类包裹体同期的盐水包裹体均一温度来投点以确定成藏时间，这里应用的古压力-埋藏深度投点法能较好地解决这一难题，而盆地模拟方法则能从宏观正演的角度对各时期的油气运移进行有效补充。

根据烃类包裹体观测结果，认为白云凹陷晚期油气充注主要发生在13.1 Ma以来，且可进一步细分为两期，发蓝色(蓝白色)荧光的高成熟油充注与晚期天然气大量充注关系密切，即晚期主要是天然气充注。所以，整体上白云凹陷油气充注为“油早气晚”，天然气充注主要发生在第3期泄压阶段，流体包裹体法与压力演化模拟法得到的认识是一致的。

图9 连井剖面文昌组四段(WCSQ2)压力演化综合分析图(剖面位置见图1)Fig.9 Pressure evolution analysis of the 4th member of Wenchang Formation of a crossing well profile(see Fig.1 for location)

6 结论

1) 白云凹陷存在5类原油：第Ⅰ类为白云东洼区油藏原油，为白云东洼文昌组和恩平组浅湖—半深湖相烃源岩在生油窗生成的产物；第Ⅱ类为白云主洼北部—番禺低隆起构造凝析油，为白云主洼文昌组和恩平组三角洲、浅湖—沼泽相泥岩在干酪根裂解生湿气阶段生成的产物；第Ⅲ类为白云主洼东部油藏原油及气藏凝析油，主体为白云主洼东部文昌组和恩平组浅—半深湖相泥岩在成熟—高成熟生油气阶段生成的产物；第Ⅳ类为白云主洼南部构造凝析油，主体为文昌组和恩平组偏腐泥型烃源岩供烃；第Ⅴ类为白云西洼区原油，为白云西洼恩平组浅湖相泥岩和文昌组半深—深湖相泥岩供烃。白云凹陷北部及东部地区天然气为混合成因气；白云凹陷南部气藏天然气为油型气，主要来自文昌组和恩平组烃源岩。

2) 流体包裹体证据表明白云凹陷早期存在油气充注，后期发生气洗作用使古油藏遭受破坏，天然气充注主要与晚期高温热流体活动有关。在底辟带和断裂带附近的样品中常见沸腾包裹体和高盐度卤水，伴生烃气包裹体和沥青、CO2包裹体、碳酸盐和高岭石胶结等，指示这些构造部位为有利的泄压部位。

3) 应用单个油包裹体荧光成熟度参数识别出白云凹陷珠江组和珠海组储层主要捕获了3类原油：发黄色荧光的成熟油、发亮黄色(黄绿色)荧光的较高成熟油、发蓝色(蓝白色)荧光的高成熟油，且高成熟油与天然气充注关系较为密切。应用古压力-埋藏深度投点法将本区油气充注划分为2期：第1期约为13.1～7.3 Ma，主要为黄色荧光成熟油充注；第2期为5.5～0 Ma，主要为蓝色荧光高成熟油和天然气充注。

4) 压力演化模拟表明白云凹陷主要有3期泄压：第1期(南海运动时期)为局部性泄压，早于烃源岩大量排烃时期，故成藏意义不大；第2期(白云运动时期)为整体性泄压，对应烃源岩大量生排烃时期(主要生油)，因而是重要的油气成藏时期，尤其对早期油运移有重要意义；第3期(东沙运动时期)为局部性泄压且持续时间最长(约13.8 Ma以来)，此阶段烃源岩大量生气，对油气晚期成藏意义重大。