南海北部陆缘白云凹陷油气富集规律及主控因素

米立军 ，张忠涛 ，庞雄 ，刘军 ，张博 ，赵庆 ，冯轩

（1. 中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518054；2. 中海石油深海开发有限公司，广东深圳 518054）

1 区域地质背景

中国南海是西太平洋最大的边缘海，位于欧亚、印澳和太平洋3大板块的交汇处，其北部边缘属华南地块的南缘，地貌可划分为陆架、陆坡和海盆3部分。在新生代经历了大陆张裂、南海洋壳扩张、西菲律宾海板块俯冲、马尼拉海沟俯冲、台湾岛的隆升等一系列构造演化事件，发育一系列新生代沉积盆地，油气资源非常丰富[1-24]。

白云凹陷位于中国南海珠江口盆地南部，主体位于陆坡深水区（水深大于300 m为深水），因此也称为白云深水区，整体走向为近北东向，为一巨型新生代沉积凹陷，沉积面积大于20 000 km2。白云凹陷北侧是番禺低隆起，南侧为云荔低隆起，西侧与神狐暗沙隆起和珠二坳陷西段相邻，东侧为东沙隆起。由于凹陷内不同地区沉降、沉积的差异性又将凹陷分隔成多个具不同构造演化史和沉积充填序列的生烃洼陷，分别为白云主洼、白云东洼、白云西洼和白云南洼4个次一级生烃洼陷（见图1、图2）。

图1 白云凹陷及周边构造区划图

图2 白云凹陷及周边油气分布图

白云凹陷具有复杂而特殊的地质条件：位于中生代俯冲带的构造软弱带、新生代减薄的洋陆过渡地壳和新生代盆地构造转换带，具有特殊的构造演变背景。在地壳强烈减薄的背景下，具有高、变地温特点，地温梯度从北部的3.5 ℃/100 m逐渐升高到南部的5.0 ℃/100 m；经历了“断陷—断拗—拗陷”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、上始新统恩平组断拗期大型湖盆沉积、渐新统珠海组海陆过渡相三角洲沉积以及中新统以来的珠江组—韩江组—粤海组—万山组陆架边缘三角洲-陆坡深水沉积，形成了独特的 3层盆地结构以及时间和空间上良好的生储盖组合条件。渐新世以来受到南海扩张的影响而持续沉降，具有与全球海平面变化相反的台阶式海侵型相对海平面变化特征，总体形成下粗上细的沉积充填序列。渐新世白云深水区为陆架浅海环境，发育海陆过渡相三角洲沉积；渐新世末（距今23.8 Ma）发生重大地质事件，从此成为深水陆坡环境，发育大型珠江口深水扇系统沉积。这些地质条件无疑控制和影响了白云深水区构造演变、沉积充填、烃源岩演化和油气成藏[24]。

多年来的勘探实践证实白云凹陷为富烃洼陷，生烃规模巨大。2006年发现中国第一个深水大气田——荔湾3-1气田，是中国油气勘探史上的里程碑，掀开了中国深海勘探的序幕，进而形成了中国首个深水大气区，截止2017年底，累计发现天然气三级地质储量近3 000×108m3[25-35]。除天然气以外，“十二五”期间，通过勘探人员的艰苦攻关，白云凹陷石油勘探取得重大发现，三级石油地质储量超过1×108m3[35]，突破了南海北部陆缘深水区受高地温和深埋影响、产气为主、石油资源潜力有限的传统认识[31,33,36]。目前，白云凹陷深水区油气分布具有“东北富、西南贫，纵向集中，以气为主、以油为辅”的特点，且成藏层系单一，近 90%的油气储量集中在中新统珠江组下段，而在深部和浅层少有发现，显示出白云凹陷的成烃、成藏条件与国外成功的深水勘探区相比具有明显的特殊性，前人对此也做过大量研究[24-54]。本文针对白云凹陷成藏的独特性，利用大量的钻井、三维地震以及地球化学等油气勘探和地质资料，对凹陷内油气分布规律进行系统梳理，总结其成藏特征，通过剖析白云凹陷在成烃演化、聚集成藏等方面的差异性，对控制油气富集的关键因素进行探讨，明确其成藏主控因素，旨在深化对南海北部地区的油气地质认识，以期为白云深水区下一步勘探或其他类似凹陷或盆地的勘探提供借鉴和依据。

2 白云凹陷油气成藏特征及分布规律

2.1 烃类流体相态特征

白云凹陷烃类流体相态类型包括天然气、轻质原油、挥发油、凝析油等（见图2）。

白云凹陷天然气为成熟—高成熟气（Ro值为1.3%～1.7%），主体为湿气（干燥系数为0.82～0.94）。各区带具有一定差异性，其中白云主洼北部及白云主洼东部天然气为性质介于油型气和煤型气之间的混合成因气，而白云主洼南部则主体为湖相腐泥型源岩所生的油型气。

白云凹陷原油产出类型分别为轻质油、挥发油和凝析油。

轻质油密度仅为 0.76～0.81 g/cm3，气油比小于300 m3/m3，含蜡量低于10%，Ro值约0.9%，为白云凹陷不同次洼文昌组和恩平组浅湖—半深湖相烃源岩在生油窗范围内的产物。

挥发油以低密度（小于0.81 g/cm3，15 ℃情况下）、低含蜡量（1.6%～5.1%）为特征，在地层条件下，原油密度仅为0.50～0.65 g/cm3，而气油比则很高，最高达到1 379 m3/m3，PVT流体相上呈现出露点压力、泡点压力、地层压力均相近的特征，成分组成以富 C2—C6中间组分为特征，Ro值为0.9%～1.2%，为白云凹陷恩平组—文昌组浅湖—三角洲相源岩供烃。

此外，白云凹陷气藏中亦含一定量凝析油，为天然气相伴生而成，其成熟度相对较高，Ro值为1.3%～1.7%，地球化学特征上见高等陆源植物输入特征，推测主体为白云凹陷斜坡带位置浅湖-沼泽相泥岩在高成熟干酪根裂解生湿气阶段所生。但白云主洼南部区域凝析油特征则指示为湖相腐泥型源岩所生。

2.2 油气成藏特征

研究认为，白云凹陷油气成藏具有“多源供烃、晚期成藏、高效聚集”的总体特征[25,39,43,46,48,53-54]。但不同区带仍具有一定的差异性，这种差异性将在分布规律部分进行阐述。

2.2.1 多源供烃

白云凹陷具有多源、多灶的烃源特征，发育文昌组、恩平组两套主力烃源岩，有 4个次一级烃源灶，除白云南洼外，其他各烃源灶均有油气发现，油气主要来自文昌组和恩平组沼泽-湖相烃源岩，以恩平组为主，油气具有多源供烃的特征[25,43,48,54]。

2.2.2 晚期成藏

根据包裹体分析，本区油气充注可划分为 2期，且具有“早油晚气、油气同注、晚期成藏”的成藏特点[39,46,54]：

第1期距今13.1～7.30 Ma，主要为黄色荧光成熟油充注，第2期距今5.5～0 Ma，主要为蓝色荧光高成熟油和天然气充注。

2.2.3 高效聚集

白云凹陷地区具有包括构造脊背景上的断裂体系、砂体、不整合面等在内的复合输导体系[43,46,53]。

由于主力储集层珠江组远离下部的文昌组—恩平组烃源岩，晚期断裂成为沟通烃源岩和储集层的有效输导通道，油气从烃源岩中排出后沿着断裂发生快速垂向运移，输导效率高。

白云凹陷珠海组—珠江组沉积时期为海相三角洲-滨岸沉积体系，发育广泛、连片的优质砂岩，为油气的横向输导及长距离运移提供了有利条件。此外，在凹陷内部及南部珠江组下段、珠海组各层序界面之上发育陆架边缘三角洲、浊积水道、盆底扇等深水沉积优质砂体，这些砂体通过与断层间的相互配合对油气的横向输导也起到了一定作用。

复合输导体系既保障了烃类具有较为广泛的输导范围和较长的运移距离，也导致垂向上的越层输导，使得古近系烃类能够运移至新近系。多源生烃加之复合输导体系发育是造成白云凹陷及周边地区油气混源的重要原因。

2.3 油气分布规律

白云凹陷地区油气分布呈现出“东北富、西南贫，纵向集中，以气为主、以油为辅，油气并存、差异聚集”的特点。

①白云凹陷及周边钻井基本上都有油气显示，这些现象说明油气在白云凹陷及周边的充注普遍而广泛。目前已发现35个油气藏，其中气藏25个、油藏6个、油气藏 4个，除了白云中、白云西南，其他地区都有规模油气藏发现，但主要集中在白云凹陷东北部地区，包括白云主洼北坡、白云东洼及白云主洼东部地区，呈现出“东北富、西南贫，以气为主、以油为辅”油气分布特征。

②油气纵向上集中分布。白云地区目前发现的油气藏除少数分布在粤海组、韩江组、珠海组和恩平组外，其余油气藏皆分布在珠江组下段的砂岩圈闭中，占整个地区油气发现的90%以上。

③白云凹陷周边已钻井荧光显示非常丰富，多为含凝析油的气藏，白云主洼东部气田大量钻井中发现油层，说明白云凹陷整体上呈现油气并存的特点。

④平面上，原油油藏主要分布在白云凹陷边部次洼或周边隆起区，如白云东洼、白云西洼及白云主洼东区；气藏则主要分布在凹陷中间，如白云主洼区或次洼中部（白云东洼、白云西洼），无论是白云凹陷还是边部次洼都有“内气外油”的分布特点。

⑤从白云凹陷周边油气显示纵向分布来看，天然气显示及规模成藏主要位于珠江组下段，而原油显示及油层有逐渐向深部珠海组、恩平组增加、增多的趋势，呈现“上气下油”的特征，其中白云主洼东部地区“上气下油”的特征最为明显。

3 油气成藏主控因素

白云凹陷各区带油气成藏机制、油气富集存在差异性，归根结底是由于不同的构造演化背景、沉积充填序列导致烃源类型、复合输导体系类型、圈闭类型及其组合样式等要素存在差异性，从而导致各区块油气富集规律与成藏控制因素的差异性。

3.1 巨型烃源岩为大中型油气田的形成奠定物质基础

白云凹陷主力烃源岩层系为文昌组和恩平组。文昌组沉积环境为还原环境，发育半深湖相烃源岩，有机碳含量适中，生烃潜量与氢指数均较高，有机质类型为偏腐泥型，现今文昌组烃源岩主体处于高成熟—过成熟演化阶段。恩平组发育浅湖相—沼泽相烃源岩，有机碳含量变化大，生烃潜量较高，氢指数较低，有机质类型为混合-偏腐殖型，含较多陆源有机质，沉积环境变化大，生物标志化合物中含有较多的双杜松烷和奥利烷，现今成熟度较高[33,55]。

根据白云凹陷天然气组分及碳同位素组成特征，认为天然气是混合成因气，母质类型主要为腐殖-腐泥混合型，含较多陆源有机质。白云凹陷已发现原油主要是轻质油和凝析油，少量挥发油，地球化学分析认为原油母质类型为腐殖型，有较多陆源高等植物的输入。

综合分析认为，白云凹陷油气母质类型为腐殖-腐泥混合型，有较多陆源有机质的输入。结合研究区烃源岩的发育特征，可以认为白云凹陷油气主要来源于恩平组烃源岩，但也有文昌组的贡献。

白云凹陷的面积巨大，超过20 000 km2，烃源岩最大厚度达7 000 m，最大埋深超过10 000 m，因此发育巨型优质烃源岩，使其生烃规模巨大，生烃模拟显示白云凹陷总生烃量达2 000×108t油当量，有油有气。各次洼中，主洼生烃量最大，其他次洼也具有良好的生烃能力，均具备发现大中型油气田的物质基础（见表 1）。

表1 白云凹陷各次洼油气资源量及储量分布表

3.2 烃源岩差异生烃控制油气有序分布

白云凹陷的面积巨大，发育多个生烃洼陷，由于沉积埋藏史的差异，每个生烃洼陷，甚至同一洼陷不同构造部位的烃源岩发育规模、有机质丰度和类型、埋藏热演化及生烃史都存在较大差异，这是造成不同洼陷及其邻近地区、同一洼陷不同构造部位油气分布差异及富集程度悬殊的根本原因。

3.2.1 生烃空间差异性控制“内气外油”分布格局

①不同洼陷烃源演化差异

对比白云凹陷 4个次一级洼陷主力烃源岩地层沉积厚度、基底埋藏深度、烃源岩演化等条件，发现各洼陷烃源演化具有明显的差异性。其中，白云主洼烃源岩层系分布面积厚度和埋深最大，使该洼陷成为白云凹陷规模最大、成熟度最高的生烃洼陷。烃源岩自距今16 Ma以来主要达到了大量生凝析气阶段，油气兼生，油气资源量接近，但原油多为早期（距今16 Ma之前）生成，因此在晚期成藏条件作用下，勘探发现以天然气为主；相比主洼，其他几个次洼的面积要小很多，埋藏也相对较浅，烃源岩热演化程度略低，烃源岩自距今16 Ma以来大多达到了成熟阶段，少量达到过成熟阶段，以生油为主，与勘探发现一致，因此白云凹陷整体具有“内气外油”的油气分布特征（见图3、表1）。

图3 白云凹陷不同区域烃源演化差异

为进一步精细表征各次洼对主力勘探层系珠江组的贡献，笔者提出“活跃烃源岩”的概念。原因在于，在地壳减薄和拆离作用下，本区古地温变化显著，自距今23 Ma以来地温快速上升，加速了烃源岩的热演化进程。高地温背景下，使得烃源岩成熟期大大提前；文昌组烃源岩在距今49 Ma已经进入生烃门限，主生烃时期为距今 33.9～16.0 Ma；恩平组烃源岩距今 23 Ma已经进入生烃门限，主生烃期为距今23～10 Ma。而目前白云凹陷最好和最主要的储集层则是早中新世沉积的砂岩，沉积时间距今23～16 Ma，形成有效储盖组合的时间则在距今16～0 Ma。因此，考虑到主要目的层有效储、盖层的形成时间以及变地温背景对生烃灶在时空范围内的综合影响，将距今16～0 Ma内仍大量生、排烃的烃源岩称之为本区的“活跃烃源岩”，表征对现今主力油气成藏贡献最大的烃源岩。

从活跃烃源岩油气资源量分布来看，凹陷内部的主洼资源量最大，气资源量明显大于油，这也是造成目前主洼勘探发现以气为主的原因。凹陷边部东洼、南洼由于生烃较晚，与总资源量相比油气比变化不大，仍以油为主，油与气资源量之比分别达到3.91和5.00，白云凹陷“内气外油”的油气分布特征更加明显（见表2）。

②同一洼陷不同构造部位烃源岩生烃差异性

由于洼陷中心与斜坡区（周边隆起区）沉降沉积条件的差异，使得洼陷中心区和斜坡区的烃源岩生烃条件和热演化过程都存在较大差异，洼陷面积越大，差异越大。

以白云主洼为例，在渐新世早期（距今33.9 Ma），由于洼陷中心区烃源岩埋深大、热演化程度高，率先进入生烃阶段，中中新世后大部分进入过成熟阶段，以生成天然气为主。而洼陷斜坡区热演化程度低，早期生烃量很小，后期逐渐增大，在中中新世才进入大量生烃阶段；因此，白云主洼中中新世以来的生油岩以洼陷斜坡带烃源岩为主，晚期生成大量高成熟原油，从而造成白云主洼东部地区发现多个晚期运聚成藏的轻质油藏及挥发油藏，因此具有“内气外油”的分布格局。

表2 白云凹陷活跃烃源岩油气资源量及其比值

3.2.2 生烃时效性控制“上气下油”的油气差异分布

生烃时效性是指烃源岩不同时期生烃对油气成藏贡献的有效时限性。白云凹陷具有生烃时间早、持续接力生烃、早油晚气的特点，使得不同时期油气成藏特征不同，并影响了现今油气的分布。

白云凹陷早期生烃高峰阶段（距今 33.9～23.0 Ma），以生油为主，原油赋存在恩平组、文昌组等地层中，形成早期的油藏，这是白云凹陷目前深层见到较多油层的主要原因（见图4）。

式中,Mb为试样的原始质量,MS为浸泡后含水的质量,Mk是试样的含水率。从表达式中可以得到复合材料的水扩散系数Da。

图4 白云主洼东地区油气分布图

晚期生烃高峰阶段（距今23 Ma～现今），白云凹陷出现明显的构造沉降（白云运动[6]），相对海平面呈台阶式持续上升，直接导致了南海北部陆缘沉积作用的后撤，表现为陆架坡折带由珠海组沉积时期位于白云凹陷南侧向北后撤到珠江组沉积时期的白云凹陷北坡一带，形成与现今基本相似的构造格局。受此影响，早期形成的油藏大部分被调整、破坏，只有那些处于长期隆起、受白云运动沉降影响小的地方，油藏才得以部分保存。同时，此时期白云凹陷以生成天然气为主，依靠底辟及晚期强烈活动断层，天然气垂向优势运移至珠海组上部及珠江组，以珠江组上下段分界面T50对应的区域海泛泥岩盖层为顶板侧向广覆式运移，使得天然气在浅层珠江组大规模聚集成藏，而深部早期形成的油藏受天然气成藏影响较小，从而被保留下来，因此形成“上气下油”的油气差异分布特征。

这种油气差异分布模式的形成条件必须是在长期隆起区及周缘，早期圈闭发育、储盖条件优越，晚期构造运动改造弱。白云主洼东部地区成藏就属该模式。该区为继承性的长期古隆起，晚期沉降影响小，早期形成的珠海组、恩平组盖层条件优越，发育较为完整的圈闭，晚期天然气主要在珠江组优势成藏，使得深层早期油藏得以较多保存，“上气下油”的油气分布特征在该区最为明显（见图4）。

3.3 油气差异聚集作用控制油气分布

油气差异聚集是油气在运聚成藏过程中普遍存在的规律。该理论认为，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[56]。由于差异聚集，在沿油气运移方向上的系列圈闭中，邻近烃源区的圈闭一般为晚期气驱替油所形成的气藏，而远离烃源区的圈闭一般为油藏，因此平面上具有“内气外油”的分布特征[57]。但这种聚集模式的形成条件十分严格，要有“相互连通的圈闭系列”，其溢出点“逐次增高”，“有丰富油气补给”，“不能有溶解气析出”，且必须“具有区域性较长距离运移的条件”，要求储集层的渗透性和连通性要好等[55,57]。

白云东洼地区由单一烃源灶供烃，油气兼生，烃源充足，且来自储集层下倾方向，储集层充满水且处于静水压力条件，地层区域性倾斜，储集层岩相岩性稳定、渗透性好。汇聚路径上发育相同储集层构成的、溢出点海拔依次抬高的一系列相连圈闭，多种地质条件符合“差异聚集”原理，即油气遵循浮力作用与重力分异的原理，其运移的结果导致油、气、水规律性的聚集，即在离烃源灶最近、溢出点海拔最低的圈闭中，形成气藏；距离稍远、溢出点较高的圈闭，可能形成油气藏或油藏；距离更远、溢出点海拔更高者可能含水。在此模式的作用下，白云东洼在凹陷内部及近源构造发现的是天然气藏（G7、G8），而在远离凹陷的斜坡部位则发现是油藏（O1—O5），再远处则没有油气到达，展现出“内气外油”的油气分布特征（见图 5）。

图5 白云东洼油气藏分布图

3.4 晚期断裂/底辟带和继承性构造脊控制新近系油气优势汇聚

3.4.1 晚期断裂/底辟带控制圈闭形成及油气高效输导

珠江口盆地演化晚期，即中中新世末—晚中新世末（距今10～5 Ma）发生东沙运动，主要表现为块断升降、隆起剥蚀、流体活动、早期断层的继承性活动等，新产生一系列雁列式排列的断裂，具有东强西弱的特点，对盆地内部构造圈闭的形成，油气的运移、聚集、泄漏以及重新分配产生了极为重要的影响（见图 6）。

图6 过白云凹陷典型剖面断裂活动性综合图

① 晚期（中中新世末粤海组沉积期以来）活动断裂控制白云凹陷有效圈闭形成和分布

② 晚期（中中新世末粤海组沉积期以来）断裂（底辟带）控制油气纵向高效输导

含油气盆地中的油气通常生成在相对稳定的环境，但油气运移聚集，必须打破这种平衡的动力学状态，构成油气运聚的输导系统。这种输导系统通常是由不整合、断裂、砂岩体、底辟等因素组成，它们打破了盆地的温度、压力、流体的平衡状态，引起盆内的烃类和其他流体的重新活动、重新分配和调整，再次进入新的平衡状态，进而促成油气成藏。在这些因素中，断裂是主导的、最活跃的因素，它可以在不同地质时期，以不同的活动形式、不同的组合方式，沟通油源、砂岩体、不整合面，形成多种多样的油气运聚的输导系统。但都是最晚一期断裂调整、控制了盆地油气的最终成藏和分布[53]。

受晚期东沙运动影响，白云凹陷东北部晚期断裂发育，同时白云凹陷中部存在快速沉积欠压实和生烃成因的超压，并由此产生一系列底辟带，其中一部分底辟带/晚期活动断裂与油源沟通，是流体由深向浅运移的主要通道，使得大量油气有向上运移的条件，之后沿构造脊上的砂体、不整合面等横向运移，并最终在新近系有利构造带富集成藏。

一方面晚期断裂控制形成大量构造圈闭，另一方面晚期断裂（底辟带）可作为油气垂向高效运移通道，在横向输导层的配合下，最终控制白云凹陷新近系油气的成藏。白云凹陷晚期断裂（底辟）具有东北强、西南弱的特点，在均为富烃凹陷背景的条件下，由此决定了新近系成藏具有“东北富、西南贫”的特征。

3.4.2 继承性构造脊控制新近系油气富集

构造脊是指正向构造的轴部，如背斜的核部和鼻状构造的轴部[46]。油气二次运移过程中会在浮力作用下占据输导层的最高点——构造脊，因此构造脊是低位能区，是宏观上油气运移的指向区。邹业初等认为位于构造脊上的圈闭，其勘探成功率高[58]；Hao等认为即便是在非均质性较强的输导层中，油气运移路径仍然受构造脊形态控制，构造脊形态是油气二次运移路径的主控因素[59]。

由于白云凹陷特殊的储盖条件——主力储集层发育在珠江组下段—珠海组，且为大面积广泛分布的海相优质砂岩，而之上则为大套区域海泛泥岩做为盖层，厚度几百米至几千米，导致油气到达新近系后主要沿构造脊以横向运移为主，因此珠江组下段砂岩构造脊成为控制油气富集的主要因素，目前白云凹陷油气勘探成果表明已发现的大量油气藏沿珠江组下段构造脊分布，这也是本区油气发现 90%都集中在珠江组下段的主要原因（见图7）。

“断裂（底辟）、构造脊”两因素对白云凹陷新近系各区带油气富集具有重要意义，在“断-脊”联控作用下，白云凹陷新近系油气藏呈现出优势富集的特点，已发现的油气藏基本分布在洼陷周边与晚期活动断裂相匹配的鼻状构造脊上（见图 7）。“断-脊”联控机制反映了在浮力控制下，油气通过油源断裂的沟通，自古近系烃源岩向上运移到新近系，进而沿着构造脊砂体向高部位运移，断裂起到纵向高效输导作用，而构造脊起到汇聚油气的重要作用。

图7 白云凹陷中新统珠江组下段顶面构造脊与断裂叠合图

4 结论

白云凹陷油气聚集及分布的主控因素可归纳为 3点：①白云凹陷作为大型深宽断陷，其控制下的巨型优质烃源岩为大中型油气田形成奠定了物质基础，各次洼均具有较好的生烃能力。②受烃源岩演化在空间及时间上的差异所控制，白云凹陷中心以生气为主，边部以生油为主，生烃过程则为“早油晚气”，导致油气具有“内气外油、上气下油”的有序分布及聚集特点。此外，油气差异聚集作用控制白云东洼“内气外油”的油气平面分布。③晚期断裂/底辟带和继承性构造脊控制新近系油气优势汇聚，在“断脊”联合控制下，白云凹陷已发现的油气藏基本分布在洼陷周边与晚期活动断裂/底辟带相匹配的鼻状构造脊上。