巴西桑托斯盆地油氣成藏模式及勘探方向

張金偉，胡俊峰

(中石化國際石油勘探開發有限公司，北京 100083)

杜笑梅，王興元

(北京溫菲爾德石油技術開發有限公司，北京 100083)

王磊

巴西桑托斯盆地油氣成藏模式及勘探方向

張金偉，胡俊峰

(中石化國際石油勘探開發有限公司，北京 100083)

杜笑梅，王興元

(北京溫菲爾德石油技術開發有限公司，北京 100083)

王磊

(中石化國際石油勘探開發有限公司，北京 100083)

[摘要]桑托斯盆地是南美地區典型的被動陸緣含鹽盆地，是當今世界勘探熱點地區之一。盆地主要經歷了裂谷期、過渡期和裂后漂移期3個演化階段，形成了裂谷期陸相、過渡期蒸發巖相和裂后期海相3套沉積層序。鹽下巴雷姆階-下阿普特階湖相頁巖和鹽上賽諾曼階-馬斯特里赫特階深海相頁巖為盆地主力烴源巖，儲層主要包括鹽下裂谷期的湖相碳酸鹽巖與鹽上濁積砂巖，過渡期發育的阿普特階蒸發巖為區域蓋層，鹽上層系的頁巖、泥巖為局部蓋層。從分析油氣富集規律和成藏控制因素入手，總結了“鹽下生鹽下儲”、“鹽下生鹽上儲”、“鹽上生鹽上儲”3種成藏組合，建立了鹽下和鹽上2種成藏模式，指出了盆地東部厚層鹽巖區鹽下古隆起帶碳酸鹽巖和盆地中西部鹽巖過渡區濁積巖為主要勘探方向和目標。

[關鍵詞]成藏模式；勘探方向；含鹽盆地；桑托斯盆地；巴西

桑托斯(Santos)盆地是巴西最大的海上盆地之一，是南美洲油氣第二富集的被動陸緣盆地[1]。其油氣鉆探始于20世紀70年代初，截至2014年10月，盆地內共完成地震采集工作量45.06×104km，鉆探勘探井240口，其他探井150口，其中發現油氣79口，原油原始可采儲量47061×106桶，其中原油38666×106桶，天然氣50372Bcf(1Bcf=2831.7×104m3)。首次深水鹽下發現是2006年的Parati油田，可采儲量108.33×106桶,最大原油發現是2010年的Libra油田，可采儲量10000×106桶[2]。隨著近幾年鹽下碳酸鹽巖勘探的不斷成功，桑托斯盆地已成為當今全球油氣勘探的熱點地區之一，但從探井鉆井密度(838.5km2/口)來看，桑托斯盆地尚處于未成熟勘探階段，盆地仍具有極大的勘探空間和潛力。筆者從盆地基本石油地質條件分析入手，剖析油氣分布規律和特點，建立油氣成藏模式，明確勘探方向和目標，對今后盆地的勘探開發和戰略選區具有指導意義。

1盆地構造演化與沉積充填

圖1　桑托斯盆地位置及油田分布圖

桑托斯盆地位于巴西東南部圣卡塔琳娜州、巴拉納、圣保羅州和里約熱內盧州的海上，面積約32.7×104km2。北部以卡布弗里奧(Cabo Frio)隆起與坎波斯(Campos)盆地相臨，南部以佛洛里亞諾波利斯(Florianopolis)高地、圣保羅(Sao Paulo)火山弧和夏爾科(Charcot)海底山為界(圖1)。盆地構造為NE-SW走向，具隆坳相間的構造格局，由岸向?？蓜澐譃闉I岸隆起帶、凹陷帶、圣保羅臺地3個構造單元。

桑托斯盆地為大西洋拉開和發育時，于原先克拉通周緣上發育起來的被動大陸邊緣沉積盆地[3～5]。影響油氣資源形成的構造演化主要分為3個階段[6～8]：裂谷期、過渡期和裂后漂移(拗陷)期(圖2)，與之對應的，盆地內自下而上沉積發育了陸相層序、過渡層序和被動陸緣海相層序3套地層層序。

裂谷期(早白堊世歐特里夫期-阿普特早期)：非洲板塊和南美洲板塊逐漸解體，南大西洋開始裂開，形成北東-南西走向的克拉通內裂谷，桑托斯盆地就位于其中。由于受盆地南部系列高地的阻隔，使得桑托斯盆地及以北地區與南部海水隔絕，形成了一個巨大的封閉湖盆，為典型的陸相沉積體系，主要發育沖積扇、扇三角洲、碳酸鹽巖堤壩、生物碎屑灘和湖泊等沉積相，局部發育火山巖。

過渡期(早白堊世阿普特中期)：非洲板塊和南美洲板塊完全分離，南大西洋完全裂開，陸殼的拉伸和張裂作用結束，盆地進入構造穩定期。該期以發育Ariri組(K1ar)蒸發巖為特征，最大厚度達到2500m，主要由鹽巖、硬石膏和白云巖組成，夾少量頁巖和泥灰巖。鹽的沉積厚度從海溝中央向兩邊逐漸變薄，向陸尖滅于大西洋古樞紐線，向海尖滅于南大西洋中脊。

圖2　桑托斯盆地構造演化史

裂后漂移期(早白堊世阿普特晚期-全新世)：阿普特期以后，非洲板塊和南美洲板塊持續漂移遠離，海盆不斷張開，南大西洋被動大陸邊緣形成。該階段主要發育3套海相序列:①阿爾布期沉積的淺水碳酸鹽巖、泥灰巖和泥巖序列;②阿爾布晚期到古新世沉積的深水碎屑巖和大套海相泥巖；③始新世到新近紀沉積的前積碎屑巖楔狀體。

2成藏條件分析

2.1烴源巖

桑托斯盆地主要發育2套烴源巖：巴雷姆階-下阿普特階鹽下Guaratiba組 (K1gu)湖相頁巖和賽諾曼階-馬斯特里赫特階鹽上Itajai-Acu組(K2i-a)深水海相頁巖。

K1gu湖相暗色頁巖是桑托斯盆地的主力烴源巖，其總有機碳質量分數(w(TOC))為2%～4%，烴指數(IH)達到500mg/g，屬于Ⅰ～Ⅱ型干酪根[9～11]，是一套非常優質的烴源巖。K1gu烴源巖成熟度在平面上有較大差異。在水深小于400m的淺水區域，其埋深達7～8km，已處于過成熟階段，而在大陸斜坡和深水區域，地層埋深相對較淺，該套烴源巖處于未成熟到過成熟階段。

K2i-a深水海相頁巖是在全球缺氧環境下沉積的富含有機質的鈣質泥巖和黑色頁巖[12，13]，有機質類型為Ⅱ和Ⅲ混合型，w(TOC)為0.2%～1.9%，鏡質體反射率(Ro)在0.5%～0.8% 之間。受晚白堊世盆地北部隆升事件的影響，盆地北部烴源巖剝蝕殆盡，而盆地中南部的烴源巖得以保存,IH一般大于200mg/g。盆地模擬結果表明，在大陸斜坡深水區，該套烴源巖基本處于主力生油窗階段，而在圣保羅高地的次級洼陷內，仍未達到生油窗。

圖3　桑托斯盆地儲層分布圖

2.2儲集層

圖4　桑托斯盆地鹽巖分布圖

實鉆資料顯示，盆地共發育5套儲集層，分別是K1gu鹽下碳酸鹽巖、中下阿爾布階Guaruja組(K1gj)臺地碳酸鹽巖、上白堊統土倫階Ilhabela段(K2il)濁積砂巖、坎潘階-馬斯特里赫特階Jureia組(K2ju)砂巖和始新統Marambaia組(E2ma)濁積砂巖。受盆地沉積演化的影響，不同儲集層的沉積發育和展布范圍各不相同(圖3),其中K1gu碳酸鹽巖、K2il濁積砂巖和E2ma濁積砂巖是盆地主要儲集層[14，15]，含有的油氣儲量分別占盆地油氣總儲量的76.6%、20.2%和2.1%，而其他儲集層的油氣僅占總儲量的1.1%。

K1gu鹽下碳酸鹽巖儲層是盆地裂谷晚期沉積在斷陷湖盆水下古隆起上的碳酸鹽巖堤壩和生物碎屑灘。隆起區遠離陸源碎屑供給區，水體相對較淺，光照充足，水體溫暖，湖浪和岸流作用較強，發育生物碎屑灰巖，并局部構成生物碎屑灘和堤壩。碳酸鹽巖厚度橫向變化很大，從幾十米到上千米，Iara油田鹽下灰巖平均厚度大于300m,鉆遇灰巖最大厚度超過1000m。儲集空間主要為粒間孔隙、粒內孔隙、粒間溶孔、溶洞和溶縫等，孔隙度為5%～25%，滲透率從小于0.1mD到1000～2000mD，平均120mD[16]，為一套優質的碳酸鹽巖儲層。

K2il濁積砂巖儲層由細-粗粒、分選中-差的塊狀砂巖組成，厚度可達60m，主要為原生孔隙。有鉆井揭示，4700m埋深平均孔隙度為21%，4900m埋深處平均孔隙度為16%，明顯好于巴西其他地區相同深度下的儲層孔隙度。受阿爾布期物源供給條件和海底古地形的控制，K2il濁積巖主要分布在古陸架斜坡以西的NE-SW向狹長區域內。E2ma濁積巖在近岸淺水區、大陸斜坡和盆地深水區均有分布，孔隙度為8%～36%，厚度可達上百米。近岸淺水濁積砂體盡管油氣顯示普遍，但大都因其規模較小而商業價值不高，而位于大陸斜坡中下部及深水區的大規模遠源濁積砂(扇)體則應是重要勘探目標。

2.3蓋層

K1ar鹽巖具有分布范圍廣、厚度大的特點，平面上呈NE-SW走向展布，南北向長約650km,東西向寬達380km。其中，厚度大于100m(最厚可達2500m)的厚層區分布在盆地東部，橫向展布連續，面積約5×104km2, 構成盆地內穩定的區域性蓋層[17，18]。向西為過渡區，鹽巖層厚度變化劇烈，從上百米到幾米直至尖滅，并伴隨 “鹽窗”發育，是不穩定區域性蓋層(圖4)。

此外，K1gu頁巖、K1gj層間頁巖、灰泥巖以及古近系及新近系的深海相泥巖為濁積砂巖和灰巖儲集層提供良好蓋層條件。

2.4油氣成藏模式

盆地沉積地層包括裂谷期非海相地層、過渡期蒸發巖地層和裂后期海相地層，呈明顯的三分結構，厚層蒸發巖將盆地地層分割為鹽下構造層和鹽上構造層，發育鹽上、鹽下2套烴源巖，與其相對應的發育3種成藏組合，構成2種成藏模式(圖5)。

圖5　桑托斯盆地油氣成藏模式(剖面位置見圖4)

2.4.1鹽下成藏模式

鹽下成藏模式主要發育在盆地東部鹽巖厚層區。盆地裂谷期K1gu湖相頁巖為烴源巖，古構造隆起上發育的K1gu湖相生物碎屑灰巖為儲層，K1ar蒸發巖為區域性蓋層。烴源巖在白堊紀晚期進入生油窗，開始向外排烴[19]，生成的油氣以裂谷期發育的張性斷層、不整合面為主要運移通道，在鹽下的碳酸鹽巖、火成巖或砂巖儲層中聚集成藏，形成“鹽下生鹽下儲”成藏組合。該成藏模式油氣運移距離短，蓋層條件優越，利于油氣的保存和富集，巴西近年來發現的Tupi、Carioca、Jupiter和Iara等4個(超)大型鹽下油氣田均屬該成藏模式。

2.4.2鹽上成藏模式

鹽上成藏模式主要發育在盆地西部鹽巖過渡區，存在“鹽下生鹽上儲”、“鹽上生鹽上儲”2種成藏組合。早阿普特期底部的區域不整合指示了一次貫穿桑托斯盆地的構造活動，而隨后大多數裂谷期斷層均不再活動，裂后期由于盆地向東部深海傾斜導致的重力滑動作用，以及沉積物差異壓實作用，誘發了鹽巖多期次活動，形成多個“鹽窗”，并伴隨發育犁狀生長斷層。因此，鹽下K1gu烴源巖生成的油氣首先通過“鹽窗”運移到鹽上，而后沿裂后期形成的斷層運移至鹽上合適圈閉中聚集成藏，形成“鹽下生鹽上儲”成藏組合。鹽上K2i-a烴源巖在中新世開始生烴[20]，油氣以鹽上正斷層為通道直接運移進入儲集層中成藏，也可沿著地層不整合面或者相互連通的砂體進行運移，形成“鹽上生鹽上儲”成藏組合。截至目前，已發現的49個鹽上油氣田絕大部分都以鹽上的上白堊統和始新統濁積巖為儲集層，其油氣儲量占盆地油氣總儲量的22.3%，濁積巖是鹽上層系油氣成藏的主要儲集類型。

3勘探方向

桑托斯盆地獨特的構造樣式、沉積特征和石油地質條件，導致了盆地不同區域的油氣成藏模式與油氣富集層位存在差異，決定了油氣勘探方向和勘探目標的不同。

1)東部厚層鹽巖區鹽下古隆起帶碳酸鹽巖：連續分布的厚層鹽巖層為油氣的成藏以及后期保存提供了良好的條件，鹽下K1gu灰巖儲集層與湖相烴源巖疊置發育，具有先天的成藏優勢，主要為鹽下成藏模式。

桑托斯盆地裂谷期水下古隆起主要包括以下3種類型，即構造活動造成的隆起(地壘和傾斜斷塊等)、火山噴發形成的隆起以及持續性古地形隆起。上述隆起區一方面成為油氣運移的指向區，一方面為生物碎屑灰巖的發育提供了有利的條件和場所。這種在構造背景上發育起來的構造圈閉、構造-地層復合圈閉因其分布面積廣、厚度大、圈閉幅度高等特點，為鹽下大型或超大型油氣田的形成提供了場所，是鹽下油氣藏主要的圈閉類型。近幾年，在桑托斯盆地東部超深水區發現的幾個大油氣田，都是在圣保羅臺地上發育的這種圈閉類型，其中Iara油田開發面積320km2，Tupi油田開發面積805km2，充分顯示了鹽下碳酸鹽巖廣闊的勘探前景。

該區鹽上層系，碎屑巖和碳酸鹽巖儲集層均不發育，再加之受厚層鹽巖的遮擋，鹽下油氣很難繼續向上運移，而該區鹽上烴源巖尚未進入生烴階段，所以東部厚層鹽巖區鹽上層系難以成藏。

2)盆地中西部鹽巖過渡區濁積巖：以古近系和白堊系濁積砂巖儲集層為主要勘探目標，鹽下和鹽上2套烴源巖中生成的油氣都可以通過“鹽窗”、斷層向上運移到上部古近系和白堊系濁積砂巖儲集層中聚集成藏，以鹽上成藏模式為主。

濁積砂巖是鹽上層系的主要儲集類型，受構造和物源條件的控制，濁積砂巖主要分布在陸架斜坡和盆地深水區，在盆地中西部呈條帶狀展布。主要形成3種圈閉類型：一是靠斷層及巖性尖滅共同遮擋形成的構造巖性復合圈閉；二是在鹽枕之上形成的(斷)背斜圈閉；三是盆地凹陷帶的濁積砂巖在深海泥巖中的尖滅形成的巖性圈閉。近岸濁積砂體勘探程度相對較高，已發現40多個油氣田，而深水區的遠岸濁積砂(扇)體仍具有較大勘探潛力。

另外，K1gj臺地碳酸鹽巖盡管分布局限，厚度不大(平均厚度30m),但已經鉆探證實為一套有效儲層，因此，在鹽巖過渡區勘探過程中，應注意鹽上多套層系的聯合勘探。同時，考慮到該區鹽下層系仍有成藏的可能性，在勘探過程中亦應適當兼顧。

4結論

1)桑托斯盆地是一個典型的被動陸緣含鹽盆地，盆地主要經歷了裂谷期、過渡期和裂后漂移期3個演化階段，形成了下部陸相、中間蒸發巖相和上部海相的3層地層結構。

2)盆地發育鹽下湖相和鹽上海相2套烴源巖，形成“鹽下生鹽下儲”、“鹽下生鹽上儲”、“鹽上生鹽上儲”3種成藏組合，構成鹽下和鹽上2種成藏模式。

3)盆地不同區域具有不同的成藏條件和模式，決定了不同地區的油氣勘探方向和勘探目標也不相同。盆地東部厚層鹽巖區鹽下古隆起帶碳酸鹽巖是主要的勘探目標，而中西部鹽巖過渡區的鹽上濁積砂巖則是主要的勘探對象。

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[編輯]鄧磊

[引著格式]張金偉，胡俊峰，杜笑梅，等.巴西桑托斯盆地油氣成藏模式及勘探方向[J].長江大學學報(自科版) ,2015,12(17):8～13.

1 Subsalt Hydrocarbon Accumulation Characteristics and Exploration Potential of Gabon Basin

Huang Xingwen(Author’sAddress:GeneralResearchInstitute,CNOOC,Beijng100028,China)

Abstract:Gabon Basin was a typical Mesozoic to Cenozoic passive margin salt basin, which was comprised of subsalt and suprasalt sequences separated by Lower Cretaceous salt rock, the subsalt series has been the focus of the world oil and gas exploration for recent years On the basis of analyzing the basin structural evolution and sedimentary filling characteristics, by deeply studying source rocks in the inner and outer rift zones of the subsalt, its characteristics of reservoir and caprocks, the features of hydrocarbon accumulation characteristics in Gabon Basin were systematically summarized and favorable exploration direction was pointed out.Analysis indicated that subsalt belt in the basin was in two depressions and one uplift, it was in the order of inner rift zone, central uplift zone and outer rift zone from the east to the west, the source, reservoir and caprock assemblage was favorable, 2 sets of reservoirs-seal assemblages of excellent Melania lacustrine source rock, Gamba/Dentale-Ezanga and basal sand/Lucina-Melania sand were developed.The Inner rift belt was characterized by oil finding in the inner rift and gas finding in the outer rift and massive reservoirs were more likely produced, while in the outer rift belt, multilayer and stacked reservoirs were more likely produced.Its oil and gas are characterized by early reservoir formation and high HC filling degree; the oil and gas were dominated by vertical migration and accumulation in near sources.And finally, it is pointed out that the central-south part of outer rift belt in South Gabon deep water and the shallow water area of outer rift belt are the favorable subsalt exploration belts, Gamba and Dentale Formations are primary target formations, tilted faulted blocks near big basement faults are favorable targets for exploration, and it is beneficial for big gas field.

Key words:Gabon Basin; subsalt; Lower Cretaceous; petroleum geological condition; oil and gas accumulation characteristics; favorable exploration belt; prospecting direction

[作者簡介]陳杰(1980-)，男，碩士，工程師，主要從事天然氣地質綜合研究工作，5693301@qq.com。

[收稿日期]2014-11-09

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)17-0008-06

[中圖分類號]TE121.1