白云东洼油气成藏特征及主控因素研究

徐　徽，张忠涛，李瑞彪，柳保军，颜　晖，袁　才

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司研究院，广州510240）

白云东洼油气成藏特征及主控因素研究

徐徽，张忠涛，李瑞彪，柳保军，颜晖，袁才

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司研究院，广州510240）

白云东洼油气成藏主控因素不明，基于基础地质特征的研究认为，白云东洼的油气分布复杂多样，具有“油气兼生、下生上储，晚期成藏、早油晚气，差异聚集、内气外油”的成藏特征。制约其油气成藏的主控因素包括：①富生烃凹陷是大型油气田形成的物质基础。早期（裂陷期）低角度拆离断裂的活动控制着盆地的发育及烃源岩的规模。②有效圈闭和优势运移通道是成藏的必要条件。晚期继承性断裂与构造脊组合控圈控运，优势鼻状汇聚型构造脊为优势油气运移和聚集区。③优质储层发育程度是影响珠江组下段成藏的关键因素。受陆架坡折带短期旋回迁移和沉积微地貌控制发育的多期陆架边缘三角洲—深水扇沉积体系的优质砂体，是重要的储集层和输导层。白云东洼地区油气成藏条件好，明确其油气成藏特征及主控因素，对该区及其相邻区域的油气勘探具有一定的指导意义。

成藏规律；优势运聚；拆离断裂；白云东洼

0　引言

白云东洼的油气勘探始于20世纪90年代初，但直至2010年在白云东洼北部斜坡带钻探L162井，于珠江组下段获得高产轻质石油，才打开了勘探局面。随后的全面勘探共获得天然气二级地质储量超过100亿m3，石油二级地质储量超过5 000万m3，勘探成效显著。

勘探证实，白云东洼是一个富生烃洼陷，但该区的油气勘探尚存在一系列问题及困难，表现为：①作为勘探新区，白云东洼烃源潜力不明；②目前白云东洼油气发现主要集中分布在珠江组下段，勘探层系单一，并且单个圈闭规模小；③白云东洼主要目的层位于21 Ma陆架坡折带附近，北坡珠江组下段位于滨岸—三角洲沉积相带，地层含砂率高（＞50%），难以形成岩性圈闭，而往南则可能位于沉积过渡区，储层发育存在风险；④白云东洼已发现的油气分布复杂，不同构造带成藏差异性大，成藏主控因素还未明确。因此，基于洼陷基础地质特征研究，开展成藏特征与主控因素分析，对该区及其相邻区域的油气勘探具有一定的指导意义。

1　区域地质特征

白云东洼位于白云凹陷东北端，是白云凹陷的次级洼陷。该洼陷北、东分别与番禺低隆起、东沙隆起超覆接触，西为白云主洼，南以断层与流花29低凸起相接，总面积约3 000 km2，新生代沉积地层厚度超过1万m（图1）。

图1　白云东洼位置及勘探现状Fig.1　The location and exploration situation of eastern Baiyun Sag

1.1洼陷的结构及构造特征

白云东洼经历了先断—后坳—再断的构造演化过程［1］。在裂陷期，主要发育低角度坡坪式拆离断裂，此类断裂控制着洼陷以及烃源岩的发育；在裂陷后期，主要发育高角度共轭雁列式“负花状”张性断裂，该类断裂持续活动至现今，切过烃源体，断至深部控凹断裂，控制了圈闭的形成以及油气的运移与充注。白云东洼内的断裂和小隆起将洼陷分割为多个次洼，使洼陷结构较为复杂。按其内部结构和构造特点，可将白云东洼分为东、西2个次洼，二者的结构差异较大（图2）。

图2　白云东洼断裂构造样式及洼陷结构特征（剖面位置见图3）Fig.2　The fault styles and sag structure features in eastern Baiyun Sag

东次洼受“三级坡坪式”低角度拆离断层所控制，结构非常复杂，且又被分割成南、北2个次洼。东次洼北较深，为晚期箕状断陷盆地，是新近系沉降中心；东次洼南较浅，为基底拆离断层所形成的断陷，其内部结构复杂，断裂发育，为古近系沉降中心。

西次洼为受铲式断裂控制的典型箕状断陷，其南侧断裂为主控边界断裂，向北为断槽，越过控槽断层后为缓坡带，缓坡带末端为受一组北西向断层反向切割而形成的构造隆起区。西次洼的显著特点是在其缓坡发育有一条与边界主断裂相对、倾向相反的二级生长正断层，与边界主断裂共同控制着断槽的发育。西次洼早期呈半地堑结构，晚期断层使其复杂化，呈地堑结构，洼陷中心位于靠近南侧的边界断层附近，古近系与新近系沉降中心迁移不明显。

1.2构造带划分

依据断陷结构及新近系构造特征，在白云东洼内可划分出5个构造带，分别为陡坡隆起带、陡坡断鼻带、主洼槽带（断槽）、洼间隆和斜坡带。白云东洼北部呈现出凹隆相间的构造格局（图3）。

图3　白云东洼二级构造带划分Fig.3　The division of secondary tectonic belts in eastern Baiyun Sag

陡坡隆起带沿南部控洼深大断裂展布，在断层与沉积的控制下，于新近系形成了一系列构造-岩性圈闭。陡坡断鼻带往往沿边界断裂下降盘呈裙边状分布，且受后期构造活动影响，多破碎成数个断块。主洼槽带一般不发育局部构造。洼间隆构造带局部构造较为发育，可形成逆牵引背斜、反向断块或潜山披覆构造。主洼槽带向北部低隆起的过渡区为斜坡带，其上发育了一系列北西向呈带状展布的右旋雁列式断裂，受其控制于新近系形成了一系列呈带状展布的断圈构造。

1.3沉积特征

根据地层不整合关系以及构造活动特点，可以将白云东洼划分为2个构造层。下构造层为盆地断（裂）陷期所充填的古近纪陆相沉积，包括文昌组和恩平组地层；上构造层为盆地坳陷期所形成的古近纪渐新世、新近纪和第四纪海相以及海陆交互相沉积［2］。

（1）下构造层：在古近纪断（裂）陷的起始阶段，洼陷以断陷为主，面积小，分割性明显，分为东、西2个次洼。其特点是：物源较多，相变快，主要沉积了文昌组湖相泥岩夹砂岩，以及恩平组河湖、沼泽和三角洲相砂泥岩夹煤层，与下伏前古近系呈不整合接触，断裂对沉积的控制作用明显。

（2）上构造层：古近纪渐新世盆地由断（裂）陷转化为坳陷，被分割的洼陷连成了整体，盆地从局限盆地变为开阔盆地［3］。渐新世至早中新世（23.8～18.5 Ma），在白云东洼及番禺低隆起东部地区形成了双物源，既有来自于古珠江的物源，也有来自于东沙古隆起的物源，因此呈现河流→三角洲→滨岸→浅海陆架（碎屑岩及碳酸盐岩）→陆坡及深水重力流等沉积体系的渐次发育。早中新世（18.5 Ma）之后沉积中心和沉积特点都发生了较大改变，尤其是东次洼，断裂对沉积的控制作用明显。此后，受南海扩张的影响，在隆起浅海背景上，发育了碳酸盐台地，其后进一步海侵并沉积了巨厚的陆架—陆坡及深水（浊积岩）泥岩。在中新世中期（10 Ma）以后，该区进入了一个新的发展阶段，虽然有过强烈的构造活动和海平面下降，使局部隆起区遭受剥蚀，但整个盆地仍处于继续热沉降的过程，沉积了总体向上变深、变细的沉积层序。

2　白云东洼油气成藏特征

经过多年的勘探，在白云东洼及其周边多个构造均获得了石油或天然气的发现，其生烃潜力得到充分证实。白云东洼油气分布复杂多样，具有“油气兼生、下生上储，晚期成藏、早油晚气，内气外油、差异聚集”的成藏特征。

2.1油气兼生、下生上储

白云东洼为受一大型低角度拆离断层控制的断陷，主力烃源岩为文昌组浅湖—半深湖相和恩平组浅湖—沼泽相烃源岩，烃源岩规模大。在坳陷期，白云东洼洼陷中心快速沉降，而大型拆离断层的发育使地壳迅速减薄，并使东洼区域内地温梯度升高，从而具备了生烃条件。

白云东洼的有效烃源岩为恩平组和文昌组烃源岩，烃源岩镜质体反射率（Ro）＞0.75%的范围达1 200 km2，最大厚度出现在西次洼，为3 720 m。烃源岩热演化模拟表明，西次洼和东次洼北偏腐泥型的文昌组湖相烃源岩在23 Ma时Ro达到0.70%，进入主生烃期，10 Ma时进入高成熟演化阶段；偏腐殖型的恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩在16 Ma时Ro达到0.70%，进入主生烃期，早期以生油为主，现今进入高成熟演化阶段，以生气为主；东次洼南现今才进入生油期。在生烃能力上，西次洼明显好于东次洼，东次洼北好于东次洼南。钻井与油气发现证实，该区下构造层的烃源岩油气兼生，而已发现的油气则集中在上部珠海组上段和珠江组下段，形成了下生上储式的成藏组合特征。

2.2晚期成藏、早油晚气

白云东洼既有油藏也有气藏，如流花162和流花202等油藏为轻质油藏，流花294和流花271等气藏为天然气藏。根据地化指标分析，在白云东洼油气区珠江组下段和珠海组发现的油气藏主充注期均较晚，多在韩江期以后，且油气藏都是10～5 Ma以来到现今的成藏产物，具有晚期成藏的特征［4］。

砂岩次生流体包裹体的分析表明：白云东洼成藏区的主体可能经历过不同成熟度的多期油气的幕式充注，其中主要有2期油气充注成藏，第1期为14.5～7.5 Ma，第2期为5.5～0 Ma。早期聚油，晚期聚天然气及凝析油。包裹体分析揭示流花162油藏经历了2期油的充注，并以第2期所充注的较低成熟度油的成藏贡献较大。流花294气藏在早期有过至少2期油和1期气的充注，早期以油为主，晚期以气为主。研究区的主要构造圈闭大致在23.8～18.5 Ma开始发育，在18.5～13.8 Ma基本形成并定型，在13.8～5.5 Ma有所调整及改造。构造定型期与烃源岩大量生排烃期均较晚，因此白云东洼具有“晚期成藏、早油晚气”的成藏特征。

2.3内气外油、差异聚集

油气差异聚集理论认为，在静水条件下，如果在油气运移的主方向上存在一系列溢出点依次递升的圈闭，当油气源充足且盖层封闭能力足够强时，油气先进入运移路线上位置最低的圈闭，且由于密度的差异使圈闭中气居上，油居中，水居底部；当第一个圈闭被油气充满时，继续进入的气可通过排替作用在圈闭中聚集，直到整个圈闭被气充满为止，而排出的油则通过溢出点向较高的圈闭中聚集；若油气源充足，上述过程相继在更高的圈闭中发生；若油气源不足，距油源较远的圈闭没有油气达到，仅保存有原生的地层水［5］。由于差异聚集，在沿油气运移方向上的系列圈闭中，临近烃源区的圈闭一般为晚期油气驱替所形成的气藏，而远离烃源区的圈闭一般为油藏，可出现由纯气藏→气顶油藏→纯油藏→空圈闭的油气分布现象。

白云东洼地区目前已发现的油气藏具如下特点：在洼陷内部及近源构造发育天然气藏，如流花294、流花271和流花281等气藏，而在远离洼陷的斜坡部位则发育油藏，如流花231、流花162和流花202等油藏（图4）。此外，从近洼的L291井至远洼的L231和L162井，随着运移距离的增加，含氮化合物与芳烃参数特征反映出地色层效应较明显，具“内气外油、差异聚集”的特征。

图4　白云东洼烃源岩与油气分布Fig.4　The source rocks and oil and gas distribution in eastern Baiyun Sag

白云东洼地区存在几个比较明显的优势输导体系，其中以白云东洼北部从洼陷中心到流花294—流花284—流花231—流花162构造以及从西次洼西侧到流花271—流花212—流花202构造这2条构造脊主导的输导体系最为突出。在这2个优势输导体系内均由单一烃源灶供烃，汇聚路径为相同储集层构成的、溢出点海拔依次递增的一系列相连圈闭。遵循浮力作用与重力分异的原理，油、气、水呈规律性地聚集，最终在距离烃源灶最近、溢出点海拔最低的圈闭中发现了气藏，而在距离烃源灶稍远、溢出点较高的圈闭中发现了油藏，油气差异聚集特征明显。

对已发现的油藏进行分析发现，流花162和流花202油藏为原生轻质油藏，未遭受气洗，流花231油藏遭受轻微气洗，流花291油藏也遭受了气洗，并且上部珠江组原先的油藏已经被天然气驱替成为气藏。该特征表明距离烃源越近气洗越明显。随着与烃源灶距离的增加，各油藏的原油密度、黏度均增高，气油比则降低，钻井过程中气测值也逐渐降低，而气测组分中轻烃组分降低，重烃组分增加。这些要素的规律性变化说明白云东洼地区在输导体系上的油气聚集符合差异聚集规律（表1）。

表1　白云东洼各油藏原油性质对比Table 1　The comparison of crude oil property of each oil reservoir in eastern Baiyun Sag

3　白云东洼油气成藏主控因素

3.1富生烃凹陷是大型油气田形成的物质基础——早期（裂陷期）低角度拆离断裂的活动控制着盆地的发育与烃源岩的规模

源岩是油气藏形成的物质基础，一个盆地或探区油气的富集规模和分布规律必然在很大程度上取决于油气的生成量及其分布［6］。白云东洼与主洼在洼陷结构及沉积充填方面差异较大，而这取决于洼陷边界断层的角度与基底沉降幅度的差异，最终将导致烃源岩的类型与规模产生较大差异。对于白云主洼来说，控凹断层呈铲式发育，深陷带相对较宽，半深湖—深湖相广泛分布，是优质烃源岩发育的主要部位。现已发现白云主洼发育有文昌组、恩平组、珠海组3套烃源岩，其沉积厚度及埋深均较大，为有效烃源岩。主洼内所钻遇的文昌组半深湖—深湖相烃源岩有机质丰度高，以Ⅰ—Ⅱ型为主，属好烃源岩；恩平组烃源岩以陆相暗色泥岩为主，夹薄层炭质泥岩和煤线，属于湖相—湖沼相沉积，有机质类型偏差，生烃潜力较文昌组低，烃源岩主要为Ⅱ—Ⅲ型，整体呈现生气趋势；珠海组烃源岩主要是陆相暗色泥岩，属湖相及湖沼相沉积，与恩平组相比，珠海组烃源岩有机质含量中等，有机质类型主要为Ⅱ—Ⅲ型，生烃潜力偏低。目前，在白云主洼内文昌组、恩平组和珠海组烃源岩均有钻遇，在已发现的油气中以文昌组和恩平组烃源岩的贡献为主。

白云东洼南部受一条多级发育、平缓的坡坪式拆离断层所控制。拆离断层的产状控制着断层上盘的构造样式及产状，洼陷呈现凸起与洼陷相间分布的格局，沉降中心位于缓坡一侧，远离断控边缘。陡坡一侧沉积物供给较少，内部低凹区主要发育滨浅湖相沉积，而远离断控盆缘的深陷带是半深湖相发育的有利地带。由于拆离断层极度平缓，基底沉降幅度普遍较小，且下盘隆升造成粗碎屑快速堆积，这在很大程度上制约了半深湖相优质烃源岩的发育；相对于高角度裂谷盆地，拆离盆地半深湖相烃源岩规模相对较小。在拆离断层的演化过程中，早期的高角度逐渐变缓，决定了烃源岩主要发育在断陷早期。在研究区，半深湖相烃源岩主要发育在文昌组，而恩平组因基底沉降幅度小，洼陷水体浅，半深湖相烃源岩匮乏。受低角度拆离断层的制约，半深湖相烃源岩的规模比预期相对要小，但从另一个角度看，宽缓的缓坡背景、弱的基底沉降以及适宜的气候条件，有利于滨浅湖—沼泽相烃源岩的广泛发育。

低角度拆离断层控制了白云东洼的洼陷结构与沉积响应特征，造成白云东洼文昌组半深湖相烃源岩仅在西次洼局限分布，而恩平组浅湖—沼泽相烃源岩则大规模分布。目前钻井资料揭示，白云东洼地区的油气主要来源于恩平组Ⅱ1—Ⅱ2型浅湖—沼泽相烃源岩，烃源岩有机质类型好，属中等烃源岩，同时也有部分文昌组烃源岩的贡献，而珠海组烃源岩贡献极小。白云东洼古近系烃源岩（文昌组+恩平组）厚度＞1 250 m的沉积面积近900 km2，油气兼生。盆地模拟分析认为，白云东洼的总生烃量接近60亿t，资源量相当丰富，达到2.3亿t油气当量，这为白云东洼地区的油气富集奠定了良好的基础。

3.2有效圈闭和优势运移通道是成藏的必要条件——晚期继承性断裂与构造脊组合控圈控运，优势鼻状汇聚型构造脊为优势油气运移和聚集区

白云东洼在构造晚期（裂陷后期）主要发育继承性的高角度张性断裂。该类断裂持续活动至现今，切过烃源体，断至深部控凹断裂，控制了圈闭的形成以及油气的运移。受晚期断裂活动的影响，在北部斜坡带、南部陡坡断鼻带及隆起带形成了一系列受北西向展布的北掉反向正断层控制的构造圈闭或具有构造背景的构造-岩性复合圈闭，尤其在珠江组下段由于上覆巨厚的海相泥岩，形成了有效的断层封堵，进而形成了一系列有效构造圈闭，为油气成藏提供了必要的储集空间［7］。

白云东洼古近系与新近系沉降与沉积中心发生了较大的变化，根据烃源岩以及上部输导层的分布特征，判断有效烃源岩生成的油气大部分会向北部斜坡带运移，小部分则会向南部断鼻带、陡坡隆起带及洼间隆运移。白云东洼北部斜坡带具有多凸多凹、凹隆相间的构造格局，奠定了该区油气聚集的构造基础。构造晚期发育的继承性张性断裂深入烃源灶内部，能有效沟通烃源，将油气垂向运移至浅部横向输导层位。白云东洼北部缓坡带油气运移的主要输导层为T50层砂岩，油气在该区以横向运移为主，并运聚至有效圈闭成藏。

白云东洼北部缓坡带的油气主要聚集在优势运移通道（构造脊）上，并沿北西向呈条带状分布。沟通烃源的油源断裂、珠江组下段横向连续分布的砂岩输导层以及继承性发育的鼻状构造脊组成了白云东洼北部缓坡带的油气优势运移路径，并控制了油气聚集带的形成。白云东洼北部缓坡带有2条重要的鼻状汇聚型构造脊控制着油气向北部的运移，一条为连接流花284、流花231、流花162等油藏的大型构造脊，另一条为连接流花271、流花212、流花202等油气藏的大型构造脊，这2条构造脊是有利的油气运移和聚集区。缓坡凸起的鼻状带直接控制了油气的运聚，是油气汇聚的重要区域，而相间凹槽对油气运移起到分隔作用。在向斜型斜坡上，油气会向槽线的两侧分散，而在背斜型构造脊上，油气则向脊线汇聚［8］。白云东洼北部斜坡带正好是2个向斜型斜坡带夹1个背斜型构造脊，鼻状构造脊成为油气运移的主要指向，在脊线附近有良好的油气发现，如流花231、流花162油田及流花271气田，而槽线位置油气贫乏，甚至无油气显示。

3.3优质储层发育程度是影响珠江组下段成藏的关键因素——受陆架坡折带短期旋回迁移和沉积微地貌控制发育的多期陆架边缘三角洲—深水扇沉积体系的优质砂体，是重要的储集层和输导层

受古珠江和东沙隆起双物源及21 Ma早、晚2期陆架坡折的控制，白云凹陷在珠江组下段发育有2个特征差异明显的沉积响应体系：一是古珠江体系控制下的西侧开放型陆架边缘三角洲—陆坡水道复合体系，该体系不发育早期峡谷水道，陆架边缘三角洲规模大，陆坡水道呈发散状分布；二是东侧东沙隆起物源体系控制下的汇聚型陆架边缘三角洲—陆坡深水水道复合沉积体系，该体系早期峡谷水道发育，浪控陆架边缘三角洲发育，呈现富砂、大型峡谷水道呈汇聚状的特征（图5）。研究区位于东侧富砂汇聚型陆架边缘三角洲—陆坡深水水道复合沉积体系，从浅海陆架三角洲向陆架边缘三角洲再向陆坡深水复合水道过渡。

图5　迁移型多期陆架边缘三角洲—深水扇沉积体系特征Fig.5　The features of migratory multi-period shelf margin delta-deep water fan system

白云东洼已发现的油气主要集中在珠江组下段砂岩储层中，以来源于东沙物源的陆架三角洲、陆架边缘三角洲及陆坡复合水道沉积砂岩为其主要储层［9］。在研究区北部斜坡带，即早期陆架坡折之上，发育大型陆架三角洲沉积，储层主要为水下分流河道—河口坝砂体，砂岩单层厚度大，横向分布稳定，孔隙度为20%～28%，渗透率为20～1 500 mD，为高孔、高渗储层。以流花162和流花202油藏为代表的大型块状底水油藏，为构造型油藏，储层物性好，含油饱和度高。从早期坡折带往南至晚期坡折带之间的地区，地层倾角较小，为陆架边缘三角洲发育区。在该区带内，珠江组下段地层由北向南呈现较大角度的叠瓦状前积反射特征，且受波浪改造作用的影响，储层较发育，厚度较大，横向分布较稳定，自然伽马曲线表现为向上变粗的漏斗状反旋回特征［10］。以流花231和流花281油气藏为代表的块状或层状油气藏，储层物性较好，孔隙度为15%～22%，渗透率为10～500 mD，为中孔、中渗储层。此外，受早、晚2期坡折带的控制，该区带还发育有一些岩性油气藏。在晚期坡折带之下，向南地层倾角逐渐增大，反映沉积坡度越来越陡，逐渐从陆架边缘三角洲过渡为深水陆坡沉积，水道化特征明显；再继续往南，早期发育的多条大型受断裂控制的深切谷在晚期明显减少，且水道规模、下切幅度均变小，发育水道朵叶复合沉积体系。陆坡水道横向分布极不稳定，且差异较大。以流花282和流花291气藏为代表的具有构造背景的岩性气藏，处于陆坡之下，发育典型的重力流水道砂岩储层，砂岩单层厚度小，自然伽马曲线多表现为漏斗状反旋回特征。气藏多为层状边水气藏，储层物性好，孔隙度一般为10%～18%，最高可达22%，渗透率为1～200 mD，孔渗相关性好。

从以上分析可以看出，研究区物源与坡折带对沉积演化具有重要的控制作用，制约了不同区带的储层发育程度，限制了油气成藏的类型与规模，因而在不同沉积区寻找有利储集体至关重要。

4　结论

（1）白云东洼的油气藏具有“油气兼生、下生上储，晚期成藏、早油晚气，差异聚集、内气外油”的成藏特征。

（2）白云东洼早期（裂陷期）低角度拆离断裂的活动控制着盆地的发育及烃源岩的规模，而晚期继承性断裂与构造脊组合控制着圈闭的形成及油气的运移和聚集。

（3）在白云东洼，受陆架坡折带短期旋回迁移和沉积微地貌控制发育的多期陆架边缘三角洲—深水扇沉积体系的优质砂体，是重要的储集层和输导层。

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（本文编辑：于惠宇）

Hydrocarbon accumulation characteristics and main controlling factors in eastern Baiyun Sag，Pearl River Mouth Basin

Xu Hui，Zhang Zhongtao，Li Ruibiao，Liu Baojun，Yan Hui，Yuan Cai
（Research Institute of Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.，Guangzhou 510240，China）

The hydrocarbon distribution in eastern Baiyun Sag is complex and variable.The hydrocarbon reservoirs in eastern Baiyun Sag own the characteristics of both generation of oil and gas，lower part generating and upper part accumulating；hydrocarbon accumulating in later stage，oil generating in early stage and gas generating in later stage，differential accumulation，as well as oil in the inner and gas in the outer.The main controlling factors for hydrocarbon accumulation are as follows:（1）hydrocarbon-generation depressions are the material basis for the formation of large oil and gas fields，and the activity of detachment faults with low angles in the early stage（rifted period）controls the basin development and the source rock scale；（2）effective traps and favorable migration pathways are two essential conditions for hydrocarbon accumulation，combined together，the inherited fractures and tectonic ridges in the later stage can control the traps and the hydrocarbon migration，and the favorable convergent nose-shaped tectonic ridges are excellent areas for oil and gas migration and accumulation；（3）the development degree of high-quality reservoirs is a critical factor influencing the hydrocarbon accumulation in Lower Zhujiang Formation，and controlled by the migration of short-term cycles of shelf slope break and sedimentary microreliefs，the high-quality sand bodies in multi-period shelf margin delta-deep water fan system with well developed sedimentation are important reservoirs and carrier beds. There are good oil and gas accumulation conditions in eastern Baiyun Sag，so to clarify hydrocarbon accumulationcharacteristics and main controlling factors is of certain guiding significance for hydrocarbon exploration in this area and adjacent areas.

accumulation regularity；favorable migration and accumulation；detachment faults；eastern Baiyun Sag

TE122.3

A

1673-8926（2015）05-0128-07

2015-04-29；

2015-07-26

国家重大科技专项“南海北部深水区陆坡盆地沉积记录与充填机制”（编号：2011ZX05025-003-001）资助

徐徽（1978-），男，硕士，工程师，主要从事石油地质方面的研究工作。地址：（510240）广东省广州市海珠区江南大道中168号海洋石油大厦。E-mail：xuhui5@cnooc.com.cn。