越南兰龙盆地白虎油田储集层特征及成藏模式探讨

张云逸，吴 涛，勾 炜

(1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第六采气厂，陕西西安 710021)

0 引言

1987年越南白虎油田的发现与成功开发为深部基岩油藏的勘探开发打开了突破口，随后该油田与乍得Bongor盆地的花岗岩潜山、中国辽河油田的兴隆台潜山、柴达木盆地的东坪气田共同成为结晶基底油气资源开发研究的新大陆(谢文彦等，2006；孟卫工等，2009；窦立荣等，2015；黄建红等，2016)。白虎油田赋存丰富的地质储量，一经投产就以天然能量开发获得高产油流，该阶段研究多以开发方式、提高采收率为主(叶涛等，2021)，进入注水开发阶段才逐步开展基岩油藏特征的分析。前人研究发现，白虎油田花岗岩基岩油藏储集空间以裂缝、孔洞为主，原生孔隙度极低，构造运动对成藏起到控制作用，尤其断层、节理等，表现出深部埋藏、块状潜山油藏特征(叶涛等，2021)。对于基岩油藏油源问题，在兰龙盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、柴达木盆地等基岩潜山油气成藏研究中，部分学者提出基岩潜山很难具备烃源岩形成的条件、难以生油，主要依靠他源供烃成藏(程建等，2020)，上覆泥岩烃源岩生成的油气以侧向式、倒灌式向潜山运聚，形成新生古储成藏模式(程建等，2020；闫林辉等，2019)。随着钻井取心、地化分析资料的积累，基于油气无机成因理论，有学者研究发现基岩本身含烃，并从整个盆地含油气系统出发进行分析，认为油气倒灌的条件无法在构造作用复杂的盆地内现实存在(高坤顺等，2020)。

以往研究成果有效指导了白虎油田的勘探开发，也为油藏特征、成藏模式的研究提供了不同思路，但围绕着油源、运移方式等问题还存在着争议。此外，以往研究多集中于白虎油田基岩油藏的开发评价，对后续补充油气储量勘探目标，以及碎屑岩油藏还鲜有分析，研究比较薄弱。鉴于此，本文基于三维地震资料、钻测井资料、岩心资料以及岩石薄片资料，综合考虑碎屑岩、基岩两类油藏条件，详细分析碎屑岩储层沉积演化、物性特征和基岩储层岩性、储集空间特征及成因，对油源分两类进行讨论，并对成藏模式进行探讨总结，以期为白虎油田后期勘探目标、开发方式的调整提供依据。

1 地质背景

白虎油田位于越南东南海域，研究区面积约78 km2，地质储量5.13×108t①(图1a)。区域构造上属于越南南中国海巽他大陆架，处于兰龙盆地中东部隆起带，兰龙盆地是发育在巽他陆架上的弧后盆地(穆龙新和计智锋，2019)，东南部紧邻昆嵩隆起。基底普遍发生断裂，北北东向大断层、北西向横断层共同将油田所处基底分为北部、中部和南部三个断块区(潘建国等，2007)(图1b)。

图1 越南白虎油田位置分布(a)及基底顶部构造图(b)Fig.1 Map showing location of the Bach Ho oilfield in Vietnam(a)and depth structure map at top basement(b)1-盆地边界；2-油田；3-国界线；4-海岸线；5-剖面位置；6-等高线(km)1-basin boundary;2-oilfield;3-border line;4-coastline;5-cross-section;6-depth contours(km)

中部断块处于构造高位，是风化壳、裂缝发育的有利区，西部边界为一北东向逆断层，该断层向西北方向发生了近两千米的横向位移，沿着走向其在北东、西南方向分别与相近的正断层连通。北部、南部断块地层埋深相对较深，断裂强度也减小，每个块区具有不同的油气水系统(图2)。

图2 白虎油田NW-SE向地震解释剖面Fig.2 NW-SE-tending seismic profiles across the Bach Ho oilfield1-断层；2-低频、强-弱振幅1-faults;2-low frequency,high and low amplitude reflections

2 储集层特征

白虎油田储集层从岩性上可以分为碎屑岩和基岩两类，碎屑岩储层还没有规模开发，基岩储层是目前整个油田油气当量贡献最大的产层。

2.1 碎屑岩储层

2.1.1 沉积特征

兰龙盆地沉积体系是在地垒-地堑式古地貌上形成的，其沉积环境随着南海古地理演变而不断变化，在这样的背景下整体经历了河湖陆相-海陆过渡相-海相的沉积过程，由河湖、三角洲砂泥岩相转变为滨浅海-半深海砂泥岩相(吴冬等，2014)(图3)。

图3 白虎油田地层综合柱状图(据注释①修改)Fig.3 Comprehensive stratigraphic column of the Bach Ho oilfield(modified from Note ①)

在构造-海平面共同控制下，从始新世开始到中新世早期，白虎油田都处于陆相粗碎屑沉积期，物源来自相邻的西部昆山-呵叻抬升区裂谷肩部的剥蚀作用，充填的渐新统Tra Tan组层序地层上自下而上可划分为T3、T2、T1三段(图3)。T3段为冲积扇、扇三角洲相，其间有漫滩、湖相泥岩夹层，还有少量凝灰质粘土薄层发育，具有原地沉积的特征。储层在油田北部构造高点平均厚度约300 m，在北东翼最厚可达900 m，且只在北部断块区发育，南部地层缺失(图4)。T2段以湖相泥岩为主，在湖盆边缘还有细粒河道砂岩、临滨砂岩沉积。上渐新统内部存在一个小的不整合面作为T2、T1层序界面，T1段发育较厚的河流相砂体，少量湖相泥岩。晚渐新世发生玄武质火山活动，有玄武岩、安山岩及凝灰岩段同时形成。此时，南中国海西南部开始板块漂移，结束了兰龙盆地的裂谷期，局部发生隆升及准平原化作用形成区域不整合面，成为Tra Tan组和上覆中新统Bach Ho组的沉积界面。

图4 白虎油田下渐新统顶部构造图Fig.4 The depth structure map of the Bach Ho oilfield at top Lower Oligocene1-正断层；2-逆断层；3-构造等值线(m)；4-井位1-normal fault;2-reverse fault;3-structure contour(m);4-well location

湄公河、湄南河等陆架古水系对沉积物源变化产生了重要影响，局部隆起的近源碎屑物也提供了阶段物源供给。渐新世早期，河湖沉积环境持续推进，水动力相对安静，到了晚期开始形成较大规模的三角洲，水动力明显增强。早-中中新世盆地开始进入坳陷期，湄公河、湄南河两条水系形成了NW-SE、W-E向物源，在持续搬运过程中Bach Ho组下段开始沉积，该阶段兰龙盆地东南侧的昆嵩隆起碎屑也是部分物源(图5～6)。充足的物源、较强的水动力有利于形成有效储层，该段沉积了平均厚度200 m的三角洲砂岩，成为碎屑岩储层的主要分布层段(图7)。随着海平面上升向东发生海侵，盆地整体已开始进入海陆交互相，湄公河物源供给方向变化不大，继续搬运越过昆嵩隆起进入万安盆地，北巽他河也开始参与到供给，物源方向为SW-NE向。盆地西侧的三角洲规模逐渐增大、横向连片性增强(王龙等，2019)，形成了NE-SW向小规模物源，沉积了以海相泥岩为主，并有河流相砂岩夹层沉积的Bach Ho组上段，其砂地比明显降低，成为下段砂岩储层的盖层(图8)。

图5 白虎油田下中新统Bach Ho组下段地层厚度分布图Fig.5 Gross thickness of the Lower Miocene Lower Bach Ho Formation in the Bach Ho Oilfield1-地层厚度(m)；2-物源方向；3-井位；4-厚度等值线(m)1-gross thickness(m);2-sediment supply;3-well location;4-thickness contours(m)

图6 白虎油田下中新统Bach Ho组下段砂地比分布图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-砂地比值等值线(%)1-net sandstone thickness/gross thickness(%);2-sediment supply;3-well location;4-ratio contours(%)

图7 白虎油田下中新统Bach Ho组下段砂岩厚度分布图Fig.7 Net sandstone thickness of the Lower Miocene Lower Bach Ho Formation in the Bach Ho oilfield1-砂岩厚度(m)；2-物源方向；3-井位；4-厚度等值线(m)1-net sandstone thickness(m);2-sediment supply;3-well location;4-thickness contours(m)

图8 白虎油田下中新统Bach Ho组上段砂地比分布图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-砂地比值等值线(%)1-net sandstone thickness/gross thickness(%);2-sediment supply;3-well location;4-ratio contours(%)

海平面变化引起Bach Ho组垂向沉积岩性的差异，由下而上将其分为B2、B1两套层序地层(图3)。B2段继承保留着河流、三角洲沉积特征，主要为河道砂体，层间有泥岩夹层，砂岩段平均厚度为5～20 m。B1段以海相泥岩为主，有河道砂岩“甜点”发育。

至中中新世海底扩张停止，北西-南东向区域走滑断层再次开始活动，部分小断层也重新开启(吴冬等，2015)。受这些构造运动的影响，来自西部和北部的河流和三角洲开始提供大量的碎屑物，中中新统Con Son组砂体快速沉积，但是在白虎油田基本没有形成较大的有利储层。在中新世晚期经历了一次短暂的挤压期之后，开始区域性缓慢沉降，进入构造平静期，上中新统Dong Nai组沉积了海相砂岩、泥岩夹层，同时还有碳酸盐岩发育。随着陆架在持续进积作用下向东迁移，上新世盆地整体进入海相，白虎油田在陆架浅海环境沉积近700 m以细粒碎屑沉积物为主的Bien Dong组(图3)。

2.1.2 物性特征

渐新统Tra Tan组T3段、下中新统Bach Ho组B2段砂岩储层，岩性基本相似，主要为长石砂岩、长石岩屑砂岩、少量岩屑长石砂岩，砂岩粒度中-粗粒，颗粒分选性差，结构呈棱角状或次棱角状，成岩阶段胶结作用较弱，孔隙类型以晶间孔为主，孔隙度为13%～17%，渗透率为0.1～10 mD①。储层品质较好的Bach Ho组成为后期成藏的最有效储层。

2.2 基岩储层

2.2.1 岩性特征

白虎油田结晶基底含有丰富的岩浆岩岩石类型，以花岗岩和花岗闪长岩为主(陈志海等，2009)。油田南部断块基岩主要是淡色花岗闪长岩，中部断块主要是块状中粒下白垩统花岗岩，北部断块包含微斜长石、角闪云母片岩、黑云母花岗闪长岩类、上侏罗统和上三叠统黑云石英岩、石英-黑云二长岩，安山岩和英安岩岩墙也有发育，围岩是晚三叠世之前形成的绿片岩变质岩类(图9)。基底花岗岩矿物成分中石英含量为60%、长石为30%、黑云母为5%，还有绿泥石、磷灰石、白云母、高岭石等粘土矿物。

图9 白虎油田基岩储层岩石薄片特征Fig.9 Thin section photos of the basement reservoir in the Bach Ho oilfielda-BH9井，4875 m，轻微蚀变/风化黑云母和长石，基质孔隙不发育、无渗流能力；b-BH10井，4660 m，裂缝和孔洞基本被沸石等热液矿物充填；c-BH15井，4230 m，开启裂缝以及部分被棱角状石英碎屑、长石、黏土矿物充填的裂缝；d-BH420井，2978m，花岗闪长岩相互连通的主裂缝与微裂缝，裂缝面附着胶结物、黏土矿物；e-BH12井，3705 m，花岗岩内主裂缝、平行解理的长石微裂缝、石英石微裂缝交错分割形成复杂缝网；f-BH402井，3255 m，花岗岩孔隙、带状斜长石未接受风化、热液蚀变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 储集空间特征

基岩储集空间类型有孔隙、裂缝和伴生孔洞，由于基质基本不具备孔渗能力，原生孔隙发育、渗流能力都较差，孔隙度大部分都小于0.5%(朱文森等，2013)。裂缝规模差异大、走向复杂多变，常常与孔洞一起结合形成裂缝系统，成为有效储集空间，沿造岩晶体边缘还发育微孔洞(图10～11)；这类次生孔隙物性大为提升，孔隙度为1%～2%，裂缝系统渗透率最高可达到20 mD，70%～80%的油气就赋存其中(吴伟涛等，2014)。此外，花岗岩基底本身的脆性指数就相对较高，在合适的温度、压力条件下有利于储集空间的二次改造形成。

图10 白虎油田基岩储层岩心照片Fig.10 Core photos of basement reservoir in the Bach Ho oilfield

图11 白虎油田基岩储层岩心描摹裂缝特征示意图Fig.11 Sketch of core derived from basement reservoir of the Bach Ho oilfield

裂缝发育程度及其张开方向成为基岩成藏动态过程的两个决定性因素，当源岩排烃之后的运移方向与裂缝开启保持同向，才能形成有效成藏条件(程建等，2020)。白虎油田基岩裂隙表现出明显的分层特征，根据破裂强度从上而下可划分为A、B、C三个层带(图12)。A层位于基岩风化壳顶部，平均厚度小于30 m，最高可达60 m，发育有部分开启的共轭裂缝、节理，还有构造作用形成的破碎角砾带，底部埋深约3800～3900 m，成为主要储集层。B层破裂程度减弱，裂缝大多封闭或被自生矿物、热液沉淀充填，因此储层质量非均质性强、分布不规律，底部埋深在4000～4600 m，这也是有油气采出的最深处。C层轻微破裂，几乎所有的孔隙和裂缝都由沸石和其他热液矿物充填，不具备储集能力。

图12 白虎油田中部断块碎屑岩与基底沉积关系及基岩破裂分层特征模式图(据注释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-风化壳；2-下渐新统泥岩；3-始新统湖相泥岩；4-始新统-渐新统砂岩(被沸石、方解石等胶结)；5-中白垩统花岗岩；6-前三叠统变质沉积岩；7-三叠纪-侏罗纪侵入体；8-安山岩-英安岩脉；9-A-B层分界线；10-岩石崩解、剥落、冷缩形成的线状裂缝；11-共轭断层、伴生裂缝及破碎角砾岩；12-晚渐新世中部断块形成的逆断层，伴生裂隙及破碎角砾岩；13-B-C层分界线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

基岩中形成了由主裂缝、微裂缝和孔洞构成的缝洞系统，各区分布不规则，经历后期差异化改造，并伴随断层影响，随埋深加大裂缝减少，中部断块区裂缝连通性最好，北部、南部断块区相对较差，这在单井产能评价分析中也有印证(图13)。

图13 白虎油田基岩储层裂缝分布特征Fig.13 Fracture distribution in the basement reservoir in selected wells in the Bach Ho oilfield

利用地层微电阻率扫描成像测井资料，在图像上利用正弦曲线拟合对裂缝进行交互式拾取，可以准确地识别裂缝，获取裂缝产状信息(周妍和孙海霞，2021)。中部断块裂缝走向复杂多变，没有表现出明显扩展方向，受基底中部隆起、两侧陡倾界面影响，断块受主应力不均，走向既有与北北东向断层斜交、也有平行该方向，这在后期创造了有利的裂缝成藏条件；但是北部、南部断块裂缝走向基本与北北东向断层正交，主裂缝倾角50°～75°，与中部断块距离较远的次级裂缝倾角小于40°(图14)。通过后期生产井的示踪剂技术、干扰试井解释，以上认识也得到了验证①。

图14 白虎油田断块划分及成像测井裂缝走向解释结果Fig.14 Structural units and FMI derived fracture strike in the Bach Ho oilfield1-FMI解释裂缝走向；2-主(正)断层；3-主(逆)断层；4-次级小断层；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

常规测井裂缝段表现出GR高值异常，反映出裂缝中热液矿物的充填。解释结果显示，基岩储集空间中裂缝占到85%～90%，裂缝面密度为20～25条/cm2。主裂缝长度5～10 cm、宽0.5～1.5 mm，局部宽度可达10 mm；微裂缝大多长5～15 mm、宽0.05～0.2 mm，伴生孔洞大小为0.3～0.64 mm，局部有7 mm。裂缝提高了油藏的孔渗性，地幔软流圈热液中携带的粘土、沸石、方解石等次生矿物对裂缝密度和宽度产生负面影响。裂缝孔隙度横向、纵向都有很强的非均质性，尤其在断层带明显增大，距基底顶部500 m层段裂缝孔隙度为2.1%～2.4%，最高为7.3%，到500 m以下孔隙度明显变小，甚至低于1%(图14)；孔洞极大提高了储集空间，其孔隙度达到10%，渗透率在4～464 mD。

根据单井FMI成像测井解释，综合裂缝成因与形态特征，可将裂缝分为溶蚀增强缝、连续正常缝和不连续微裂缝3类(图15)：

图15 白虎油田BH12井成像测井解释裂缝发育特征Fig.15 Fracture development from imaging logging in the basement reservoir in well BH12 in the Bach Ho oilfield

(1)溶蚀增强裂缝在图像上表现出溶蚀增大现象，裂缝面不规则，有时可见部分被充填胶结(图15a)。胶结物的存在，使得裂缝在后期沉积演化过程中被支撑和有效保存，在构造、热液及淋滤作用下，裂缝溶蚀增大，具有较高的导流能力。

(2)连续正常裂缝在图像上有连续显示，可切穿整个井筒，裂缝面光滑、宽度较窄，无溶蚀或微溶蚀、无胶结物充填，成因是构造或局部应力突变作用(图15b)，正常裂缝对缝洞系统有较好的连通作用。

(3)不连续微裂缝在图像上显示为不连续的暗色纹线、延伸较短，一般仅在1个或2个极板上见到(图15c)。它们既可以单独作为储集空间，又可以连通微孔、溶孔等，缝内有胶结物部分充填，渗流能力相对较弱。

2.2.3 储集空间成因

基岩储层是花岗岩成岩过程中受岩浆冷却、热液作用形成了裂隙、孔洞，晚白垩世到早古近纪，基底抬升经历了强烈的地表风化、剥蚀和蚀变，诱使角闪石和黑云母生成水云母和绿泥石、长石的高岭土化、石英的部分溶解，裂缝、孔洞在不同温度、不同化学成分的热液侵蚀下进一步发育(杨飞和徐守余，2011)。晚渐新世-中新世在中部断块区新的裂缝开始形成，未发生胶结的裂缝开启，已经被沸石和高岭石充填的裂缝也重新开启。

3 成藏模式的讨论

3.1 烃源岩特征分析

3.1.1 沉积岩系烃源岩

沉积地层烃源岩为上渐新统Tratan组湖相泥岩，含Ⅰ型、Ⅱ型干酪根，地温梯度3.1～3.4 ℃/hm，TOC含量为0.6%～2.24%，平均1.6%，镜质体反射率Ro在0.34%～2.19%，平均值0.79%，生烃潜力(S2)约0.16～24.4 mg(烃)/g(岩石)，是非常优质的烃源岩(潘建国等，2007)。中新统泥岩也具有一定的生油能力，但还未成熟。

3.1.2 基底花岗岩含烃的问题

俄罗斯部分学者基于渐新统泥岩油源的原油组分与基岩油藏原油组分基本一致的现象，结合地化生物标志物特征，认为年轻的渐新统烃源岩生烃之后经侧向运移至基岩裂缝发育带中成藏。另一种观点则认为沉积岩系中烃源岩生烃之后可以倒灌进入下伏基底储集空间，二者的共同点是油源来自于上部沉积岩，即基岩本身不含烃。林隆栋等(2019)研究指出年轻生油岩在缺少软流圈流体加氢、增温、催化等外部环境条件将很难生成油气；即使有油气生成，要实现向下倒灌运移，要求盆地是一个内部静止、不含地层水且完全封闭的单独系统，不能与深部地层产生联系。事实上，大部分盆地演化都是在板块运动、区域构造强烈活动的背景下形成，几乎很难具备这样的条件。在辽河油田、东坪气田、渤海湾油田深层基岩油气藏开发中也发现，地壳低速高导层实际上是幔源底劈，当温度达到300～400 ℃、压力200 MPa，软流圈的H、CO在Fe族元素作催化剂的条件下，可发生反应合成烃形成幔源油气(戴金星等，1995)。

白虎油田BH442井钻遇4581 m时在花岗岩取心，岩心分析测得高含量的C4～C6烃组分，在20块花岗岩流体包裹体中也发现了He、H2、CH4、C2～C6以上烃类组分；同时俄罗斯学者将渐新统泥岩生烃量计算结果和白虎油田探明地质储量进行对比，发现估算生油量远远小于油田探明地质储量(关福喜，1996；王涛，2004)，从侧面支持了花岗岩中有烃类贡献的观点。

3.2 生烃期与成藏期的匹配

上渐新统烃源岩Tratan组上覆在基底顶面风化壳或不整合面之上，中中新世以后开始排烃。北部断块区主力烃源岩位于Tratan组内部不整合面之下和顶面不整合面之下，最大埋深可达5700 m，埋深4000 m以下烃源岩Ro值在0.8%～1.35%，进入生油高峰、生湿气阶段；4000 m以上Ro值在0.6%～0.8%，进入生成熟油早期。中部断块区因基底顶面凸起，Tratan组下部层段剥蚀缺失，烃源岩只发育在Tratan组顶部，埋深约3000～3500 m，Ro值在0.6%～0.8%。南部断块区烃源岩沿基底顶面发育，最深可达4385 m，Ro值在0.8%～1.35%，进入生油高峰、生湿气阶段；顶部埋深约3000～3700 m，Ro值在0.6%～0.8%。根据实际钻井资料显示，基岩中自顶部向下至深度4385 m是基岩油藏钻遇的主要位置，大部分烃类处在生油高峰到生湿气阶段，油藏没有发现明显的油水界面，4385 m以下很少有油藏显示(图16)。圈闭与烃源岩生烃、运移具有较好的匹配关系(杨楚鹏等，2011)。

图16 白虎油田油藏分布及烃源岩演化特征(剖面位置见图1a)Fig.16 Oil pools distribution and maturity evolution characteristics of source rocks in Bach Ho oilfield(see Fig.1a for section location)1-中中新统Con Son组；2-下中新统Bach Ho组；3-渐新统Tra Tan组；4-基底；5-碎屑岩油藏；6-基岩油藏；7-烃源岩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 成藏模式总结

白虎油田深部基岩受断裂活动强烈影响，构造及古地貌直接控制沉积分布，沉积地层格架决定油气成藏(杨楚鹏等，2011；陈文玲和周文，2012)。碎屑岩地层中，储层沉积受到局部古隆起、青藏高原隆升事件、块体漂移等的影响，渐新统Tratan组砂岩为储集层，互层泥岩为烃源岩，层内泥岩夹层作为盖层，圈闭类型为“甜点”岩性圈闭、单斜构造圈闭，断裂并不十分发育，构造形态较为完整(Lee and Lawver，1995；杨楚鹏等，2011)，就近在砂岩段聚集成藏，具有自生自储的成藏特征。此外，中新统Bach Ho组砂岩储集层，同样以Tratan组泥岩为烃源岩，顶部厚层泥岩作为盖层，形成岩性、构造圈闭，具有典型的下生上储成藏特征，该成藏模式表现出油气生成多源性、运移多期次的特点(图16)。前述基岩本身含烃，也可作为该类油藏的油源(李平鲁等，1998)。在浮力作用下沿着断层、不整合面继续运移，进入上覆沉积岩层中形成油气藏(林隆栋等，2019)，但基底广泛发生的断裂活动并没有持续影响到沉积岩系，没有大规模贯穿到上覆地层，因此基岩对碎屑岩油藏油源贡献较小(图17)。

图17 白虎油田碎屑岩成藏特征(剖面位置见图1b)Fig.17 Characteristics of hydrocarbon accumulation in clastic reservoirs of Bach Ho oilfield(see Fig.1b for section location)1-基底；2-砂岩油藏；3-泥岩(烃源岩)；4-断层1-basement;2-sandstone reservoir;3-mudstone(source rock);4-fault

两类不同成因的烃类来源，对基岩成藏产生了重要影响。花岗岩基岩自身含烃作为油源，断层、裂缝形成输导体系，随着温度、压力的变化，在裂缝、伴生洞及顶部风化壳等储集空间聚集，形成基岩油气藏(刘宝明和金庆焕，1997)(图12)，白虎油田正是在极其发育的裂缝、缝洞下，形成了储量丰富的缝洞型、潜山型油藏，成为整个油田的主力油区。另一方面，在基底地垒构造背景下，北部、南部断块沉积空间埋深明显大于中部隆起，地层层序表现出披覆构造，深部的渐新统泥岩与基岩相邻接触(图18)，受地温梯度差异，烃源岩热演化与中部表现出不同特征，更利于源岩成熟排烃，烃类可沿着不整合面、断层侧向运移至基岩顶部形成油藏。

图18 白虎油田渐新统-中新统碎屑岩与基岩储层叠覆关系(剖面位置见图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-砂岩油藏；3-泥岩(烃源岩)；4-断层1-basement;2-sandstone reservoir;3-mudstone(source rock);4-fault

4 结论

(1)白虎油田发育两类不同岩性的储集层，碎屑岩储集层发育于渐新统Tratan组冲积扇和扇三角洲砂岩、中新统Bach Ho组河道砂岩，孔隙类型以晶间孔为主，储层物性中等，主要分布在北部、南部断块，中部断块部分地层缺失，储层整体规模较小。花岗岩储层主要发育于盆地结晶基底，基岩裂缝、孔洞十分发育，成为主力储集层，成因受基底断裂、岩溶等作用的影响，储层物性具有垂向、横向上的非均质性。

(2)对两类储集层成藏条件开展分析，发现砂岩储集层主要形成了渐新统自生自储、中新统下生上储型油藏；对基岩储层分别从油源类型、运移方式等关系进行了探讨，研究发现有两种成藏模式。

一种以基岩无机成因含烃为油源，断层、裂缝作为运移通道，在适当裂缝、孔洞聚集成藏。另一种是在基底隆起两侧的拗陷区，以披覆沉积的渐新统泥岩作为烃源岩，排烃后沿断层、不整合面侧向运移到顶部凸起的风化壳、潜山，并以上覆泥岩作为盖层而成藏。这两种成藏模式造就了白虎油田优势的裂缝、缝洞型及潜山型基岩油藏。

[注 释]

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