南美東緣被動陸緣盆地石油地質特征與資源潛力評價

馬中振，謝寅符，劉亞明，王丹丹，陽孝法，閆永強，周玉冰，趙永斌

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南美東緣被動陸緣盆地石油地質特征與資源潛力評價

馬中振1，謝寅符1，劉亞明1，王丹丹1，陽孝法1，閆永強2，周玉冰1，趙永斌1

(1. 中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院，北京，100083；2. 大慶榆樹林油田開發(fā)有限責任公司，黑龍江大慶，151126)

為明確南美東緣被動陸緣盆地群油氣資源潛力，在系統(tǒng)分析19個被動陸緣盆地群石油地質特征的基礎上，首次以成藏組合為單元評價被動陸緣盆地群資源潛力，探討下步勘探方向：1) 南美東緣整體經(jīng)歷“裂谷”—“過渡”—“被動陸緣”3個構造演化階段；2) 發(fā)育2套主要烴源巖，即白堊系裂谷期湖相烴源巖和被動陸緣期海相烴源巖；白堊系(占總可采儲量69%)和第三系(占總可采儲量29%)是2套主要的儲集層；蓋層為白堊系層間泥巖、第三系海相泥頁巖，中段盆地群發(fā)育一套白堊系膏鹽巖區(qū)域性蓋層；油氣主要富集在中段含鹽盆地(可采儲量占總量96.32%)；盆地群主要發(fā)育上部、中部和下部3套大的成藏組合；3) 預測總待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源量為132 451百萬桶，平面上主要分布在坎波斯、桑托斯、埃斯普利托桑托、圭亞那和馬爾維納斯盆地；縱向主要集中在上部成藏組合；坎波斯盆地上部成藏組合，是最有利的勘探區(qū)域，其次為桑托斯盆地的中部和下部成藏組合。

南美洲；被動陸緣盆地；石油地質特征；成藏組合；資源評價

南美東緣被動陸緣盆地群[1?2](continental margin basin)是全球重要的油氣富集帶之一[3?5]。該盆地群包括19個主要盆地[6?7](圖1)，從北到南依次為：圭亞那(Guyana)、福斯杜亞馬遜(Foz do Amazonas)、帕拉—馬拉尼昂(Para—Maranhao)、巴雷拉斯(Barreirinhas)、比阿烏?塞阿拉(Piaui—Ceara)、波蒂瓜爾(Potiguar)、帕內(nèi)巴(Paraiba?Pernambuco)、舍吉佩—阿格拉斯(Sergipe—Alagoas)、阿爾馬達—卡馬穆(Almada—Camamu)、熱基蒂尼奧尼亞(Jequitinhonha)、庫穆魯沙蒂巴(Cumuruxatiba)、埃斯普利托桑托(Espirito Santo)、坎波斯(Campos)、桑托斯(Santos)、帕羅塔斯(Pelotas)、薩拉多(Rio Salado)、克拉羅麥科(Claromeco)、科羅拉多(Colorado)和馬爾維納斯(Malvinas)，19 個盆地總勘網(wǎng)面積為 256×104km2。截止到2009年底，該盆地群共采集2D地震測線長度為163×104km，3D地震測網(wǎng)面積28.0×104km2，鉆井17.5×104口，累計發(fā)現(xiàn)油氣可采儲量 55 560 百萬桶[8](見表1)。

表1 南美東緣被動陸緣盆地勘探現(xiàn)狀[8]

該盆地群中的坎波斯和桑托斯等巴西深水盆地是近年世界油氣勘探的熱點和重要的油氣發(fā)現(xiàn)地 區(qū)[9?10]，2000年以來僅這2個盆地發(fā)現(xiàn)的油氣可采儲量超0.7×108t(約5×108桶)的油氣田就有13個，尤其是圖皮(Tupi)、侏皮特(Jupiter)和依拉(Iara)等大型深水油氣藏的發(fā)現(xiàn)更是激發(fā)了人們對大西洋型盆地深水領域的興趣，但是同樣位于該盆地帶上的其它盆地卻鮮有發(fā)現(xiàn)，因此，亟需對該被動陸緣盆地群開展石油地質特征研究，評價盆地群油氣資源潛力，指出有利勘探區(qū)。

表2 2000年以來巴西東緣重大的油氣發(fā)現(xiàn)(大于5×108桶石油可采儲量)[6, 8]

1 區(qū)域地質特征

南美大陸主要由西部安第斯山脈和東部圭亞那—巴西—烏拉圭地盾組成[4?6](圖1)，可進一步細分為5個近南北走向的構造區(qū)，由西向東依次為：弧前盆地區(qū)、安第斯山間盆地區(qū)、前陸盆地區(qū)、克拉通盆地區(qū)和被動陸緣盆地區(qū)，共發(fā)育107個沉積盆地，其中48個已經(jīng)證實是含油氣盆地。南美洲發(fā)育的沉積盆地可劃分為5種類型：弧前盆地、山間盆地、前陸盆地、克拉通盆地、被動邊緣盆地，平面上不同類型盆地也基本呈南北走向展布。本文研究的被動陸緣盆地群就位于南美大陸東側，圍繞圭亞那—巴西—烏拉圭地盾呈半弧形展布(圖1)。

圖1 南美東緣被動陸緣盆地平面展布及剖面特征

2 構造和沉積演化

2.1 構造演化

南美東緣被動陸緣盆地的形成與古岡瓦納大陸的解體緊密相連，侏羅紀晚期北美大陸與南部的岡瓦納大陸分離，中大西洋形成，南美東緣的北部地區(qū)(圭亞那盆地)開始形成海相沉積。隨后，白堊紀早期南美洲大陸和非洲大陸開裂，導致在南美大陸與非洲大陸中南部地區(qū)形成一個近北東—南西向展布的裂谷沉積體系，形成了南美洲被動大陸邊緣的雛形盆地?大陸裂谷盆地[7, 11?15]。隨后隨著南美和非洲大陸之間的開裂持續(xù)發(fā)展，海水從南部的馬爾維納斯盆地和北部的圭亞那盆地向中部侵入，但由于大陸間裂谷開裂規(guī)模較小，南美中段地區(qū)形成一個區(qū)域性的過渡相沉積環(huán)境，發(fā)育大量膏鹽巖沉積；之后在白堊紀晚期，非洲大陸和美洲大陸徹底分開，大西洋形成，南美東緣被動陸緣盆地群形成[16?19](圖2)。

圖2 南美東緣被動陸緣盆地群演化過程(據(jù)文獻[17?19]，有修改)

南美東緣被動陸緣盆地群構造演化整體上可以概括為從晚侏羅紀到早白堊紀的大陸裂谷盆地到白堊紀中期Aptian和Albian時期的過渡盆地演化階段，再到白堊紀晚期至今的被動裂谷盆地演化階段。根據(jù)盆地演化階段的差異性可以將南美東緣盆地劃分為3段：北段盆地群(包括圭亞那、福斯杜亞馬遜、帕拉—馬拉尼昂、巴雷拉斯、比阿烏—塞阿拉、波蒂瓜爾和帕內(nèi)巴)主要經(jīng)歷被動陸緣盆地演化階段；中段盆地群(舍吉佩—阿格拉斯、阿爾馬達—卡馬穆、熱基蒂尼奧尼亞、庫穆魯沙蒂巴、埃斯普利托桑托、坎波斯和桑托斯)3個演化階段均發(fā)育；南段盆地群(帕羅塔斯盆地、薩拉多、克拉羅麥科、科羅拉多、馬爾維納斯)主要經(jīng)歷被動陸緣盆地階段(圖1)。盆地構造演化的分段性決定了盆地沉積演化以及石油地質特征的分段性。

2.2 沉積演化

南美東緣沉積演化整體上是由中生代白堊系早期的湖相沉積到白堊系晚期至新生代的海相沉積的轉變。白堊紀早期，南美東緣在中段盆地群發(fā)育湖相沉積，最北部的圭亞那盆地及最南部的馬爾維納斯盆地發(fā)育部分海相沉積；隨后在白堊紀Aptian與Albian期間，盆地中段盆地群發(fā)育過渡相局陷海薩巴哈沉積，形成了大面積的膏鹽巖地層，形成一套良好的區(qū)域性蓋層，同期，南美東緣北部和南部沉積少量海相沉積；之后伴隨板塊運動，南美洲板塊和非洲板塊徹底開裂，大西洋南北貫通，此時南美東緣全部發(fā)育海相沉積(圖3)。

圖3 南美東緣主要被動陸緣盆地沉積演化及成藏組合劃分

3 石油地質特征

3.1 烴源巖

南美東緣被動陸緣盆地群主要發(fā)育2套烴源巖層：下白堊統(tǒng)湖相烴源巖和上白堊統(tǒng)海相烴源巖層。下白堊統(tǒng)湖相烴源巖主要發(fā)育在中段含鹽盆地，如坎波斯盆地和桑托斯盆地。該套烴源巖是一套世界級的烴源巖層，巴西東緣深水盆地富集的油氣主要源自這套烴源巖的貢獻。在坎波斯盆地，該烴源巖層為下白堊統(tǒng)上部大約200 m厚的薄紋層鈣質黑色頁巖，總有機碳含量(TOC)質量分數(shù)為2%~6%，局部地區(qū)可能達到9%。有機質類型主要為Ⅰ型，生烴潛力超過10 mg/g，是非常好的烴源巖層[11, 20?22]，在始新世時達到生油窗，中新世達到生油高峰，現(xiàn)仍在生油窗內(nèi)。上白堊統(tǒng)海相烴源巖為一套富含有機質的海相碳酸鹽巖和頁巖，基本上在整個南美東緣被動陸緣盆地中都有發(fā)育(表3)。

表3 南美東緣部分被動陸緣盆地烴源巖參數(shù))據(jù)文獻[8]整理)

3.2 儲蓋組合

盆地群主要發(fā)育三套儲集層：下白堊統(tǒng)河流—三角洲相砂巖和濱淺湖相鮞粒灰?guī)r儲集層、上白堊統(tǒng)濱淺海碳酸鹽巖儲集層和第三系河流和三角洲砂巖儲集層(圖3)；蓋層主要為層間泥頁巖層、白堊系Aptian和Albian的膏鹽巖層，以及上白堊統(tǒng)到第三系的海相泥頁巖層。

整體上，南美東緣盆地群主要發(fā)育上、中、下三套大的儲蓋組合，此外在中段含鹽盆地局部地區(qū)還發(fā)育一套以基底裂縫火山巖為儲集層的次要成藏組 合[9?10]，但發(fā)育范圍較小；上部儲組合以第三系河流和三角洲砂巖和濱淺海碳酸鹽巖為儲集層，以第三系海相泥頁巖層為蓋層；中部儲蓋組合以上白堊統(tǒng)濱淺海碳酸鹽巖為儲集層，以第三系海相泥頁巖為蓋層；下部儲蓋組合以下白堊統(tǒng)河流—三角洲相砂巖和濱淺湖相鮞粒灰?guī)r為儲集層，以白堊系Aptian和Albian的膏鹽巖層和層間泥頁巖層為蓋層(圖3)。

3.3 油氣富集規(guī)律

以IHS2009數(shù)據(jù)庫中南美東緣19個被動陸緣盆地內(nèi)發(fā)現(xiàn)的油氣藏數(shù)據(jù)為基礎，對南美東緣油氣分布規(guī)律進行總結：1) 在平面分布上，油氣發(fā)育范圍廣，但分布極不均勻。南美東緣19個被動陸緣盆地中共有14個盆地有油氣發(fā)現(xiàn)，從最南端的馬爾維納斯盆地到中部的坎波斯盆地，再到最北部的圭亞那盆地，均有油氣發(fā)現(xiàn)；但是盆地之間分布是極不均勻的，油氣主要集中分布在桑托斯盆地和坎波斯盆地，其次為埃斯普利托桑托、舍吉佩—阿格拉斯和波蒂瓜爾這3個盆地，其余9個盆地雖然有油氣發(fā)現(xiàn)，但是可采儲量很小，還有5個盆地沒有油氣發(fā)現(xiàn)(主要分布在南部地區(qū))(表1)；2) 縱向上油氣發(fā)育層位相對集中，油氣主要富集在白堊系(占總可采儲量69.6%)和第三系(占總儲量的28.6%)，此外侏羅系和基底還有部分油氣發(fā)育(圖4)。

圖4 南美東緣被動陸緣盆地群油氣縱向分布

4 資源潛力評價

4.1 評價單元

成藏組合為相似地質背景下相同儲集層內(nèi)、具有相似巖相的一組遠景圈閉或油氣藏，它們在儲集層層位、巖相儲蓋組合等方面具有一致性，共同烴源巖不是劃分成藏組合的必須條件[23?24]。本次評價采用成藏組合為基本評價單元，采用油藏規(guī)模序列和主觀概率法相結合預測單一成藏組合內(nèi)資源潛力，其中成藏組合的劃分是該方法的關鍵。世界主要含油氣盆地油氣富集規(guī)律研究表明，油氣縱向層位之間富集的差異性要遠大于油氣平面分布的差異性，而傳統(tǒng)的資源評價方法一般都是針對整個盆地或一級、二級構造單元，對油氣平面分布的差異性考慮的較多，對縱向不同層位之間油氣富集的差異性考慮的相對較少，甚至沒有。而本文采用的以成藏組合為基本評價單元其根本出發(fā)點就是從縱向上將不同的儲集層劃分到不同的評價單元，因此以成藏組合為基礎單元的資源評價就能充分考慮盆地縱向油氣分布的差異性，尤其是經(jīng)歷多個原型盆地疊加型盆地，其評價結果能對油氣縱向上資源潛力分布有一個較好的認識，因此，該方法獲得的資源評價結果是對傳統(tǒng)資源評價一個非常好的補充。

4.2 評價方法

以成藏組合評價單元的評價方法其核心是成藏組合的劃分，方法分4步：

1) 盆地石油地質特征分析，包括盆地構造演化、沉積演化、生、儲、蓋特征，找準主要儲集層。

2) 成藏組合劃分。本文是以“含油氣儲集層”為核心進行成藏組合劃分，成藏組合縱向邊界界定主要考慮盆地地層層系邊界、構造演化階段、區(qū)域性蓋層、油氣富集程度等；平面展布范圍為該成藏組合主力儲集層展布范圍與主要區(qū)域性該層展布范圍的交集；平面展布范圍的確定要參照成藏組合內(nèi)已發(fā)現(xiàn)油氣藏的平面展布[25]。

3) 資評方法選擇。以IHS2009數(shù)據(jù)庫油氣藏數(shù)據(jù)為統(tǒng)計基礎，以成藏組合為統(tǒng)計單元統(tǒng)計不同成藏組合內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的油氣藏數(shù)量，根據(jù)油氣藏數(shù)量選擇評價方法。根據(jù)各種資源評價方法適用條件，本次資源評價方法選擇標準是成藏組合內(nèi)已發(fā)現(xiàn)油氣藏數(shù)量大于等于6個，采用油藏規(guī)模序列法；數(shù)量小于6個的選用主觀概率法。

4) 資源評價與結果分析。本次資源評價采用中國石油勘探開發(fā)研究院研發(fā)的2套資評軟件“PASys軟件”和“水晶球軟件”分別完成油藏規(guī)模序列法和主觀概率法資源評價，獲得結果后，根據(jù)評價人員對該盆地石油地質特征認識及該成藏組合成藏潛力的認識，對評價結果合理性進行分析，合理則輸出結果，否則則重新進行資源評價參數(shù)調整，直到獲得合理的資評結果為止，具體的評價方法應用實例見文獻[26]。

表4 預測不同盆地不同成藏組合內(nèi)待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源

4.3 評價結果

對19個被動陸緣盆地不同成藏組合內(nèi)已發(fā)現(xiàn)油氣藏數(shù)量進行統(tǒng)計，選擇不同的評價軟件進行計算，獲得南美東緣19個被動陸緣盆地不同成藏組合內(nèi)待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源，結果表明：1) 南美東緣19個被動陸緣盆地總待發(fā)現(xiàn)可采資源為132 451 百萬桶； 2) 縱向上：上部、中部、下部、基底四套成藏組合內(nèi)總待發(fā)現(xiàn)可采資源分別為78 381.89，23 371.64，30 533.56和164.44百萬桶，待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源主要分布在上部成藏組合，其次為中部和下部成藏組合，基底成藏組合內(nèi)待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源較少；3) 平面上，待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源最豐富的盆地為坎波斯盆地和桑托斯盆地，其次為圭亞那盆地、埃斯普利托桑托盆地、帕羅塔斯盆地和馬爾維納斯盆地；4) 坎波斯盆地上部成藏組合內(nèi)待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源最大，是最有利的勘探區(qū)域，其次為桑托斯盆地的中部和下部成藏組合，此外，坎波斯盆地下部成藏組合、埃斯普利托桑托盆地上部組合、桑托斯盆地上部組合、圭亞那盆地中部、下部成藏組合以及馬爾維納斯盆地的上部和下部成藏組合勘探潛力也比較大。

4.4 與傳統(tǒng)評價方法計算結果比較

USGS于2000年以含油氣系統(tǒng)為單位對南美東緣部分被動陸緣盆地進行過資源評價(具體結果見表5)。與其相比，本文計算的大部分盆地預測資源量都要小(除坎波斯盆地外)，原因有2方面：

表5 計算結果與傳統(tǒng)評價方法計算結果對比

1) 2次評價采用的評價方法不同。USGS(2000)采用的是以含油氣系統(tǒng)為單元的評價方法，該方法是從盆地生烴出發(fā)(烴源巖為核心)進行資源評價，因此對烴源巖認識水平的高低決定了盆地資源評價結果的準確程度。目前南美大陸東緣的被動陸緣盆地群勘探程度相對較低，對于盆地烴源巖的認識還處于定性階段，因此，USGS(2000)采用以含油氣系統(tǒng)為單元的評價方法其資源評價結果可靠性相對較差；而本文所采用的是以成藏組合為單元的評價方法(儲集層為核心)，該方法主要是根據(jù)已發(fā)現(xiàn)油氣藏規(guī)模來預測帶發(fā)現(xiàn)油氣藏規(guī)模、數(shù)量(規(guī)模序列法)，這種方法(規(guī)模序列法)的特點就是計算結果保守、可靠，因此計算的結果相對于傳統(tǒng)方法普遍偏小。

2) 2次評價所采用的數(shù)據(jù)資料基礎不同。USGS(2000)使用的是截止到2000年底的數(shù)據(jù)資料，本文采用的是IHS(2013)數(shù)據(jù)庫資料，而近些年(尤其是2000年以后)南美東緣被動陸緣盆地內(nèi)發(fā)現(xiàn)了大量的油氣藏，顯然數(shù)據(jù)基礎的差異也是2次計算結果差異比較大的原因。

5 結論

1) 南美東緣被動陸緣盆地整體經(jīng)歷了“裂谷”—“過渡”—“被動陸緣”3個構造演化階段；但不同位置盆地經(jīng)歷的演化階段程度不同，中部7個盆地3個演化階段均經(jīng)歷；主要發(fā)育白堊系裂谷期湖相烴源巖和被動陸緣期海相烴源巖；儲集層主要為白堊系(占總可采儲量69%)和第三系(占總可采儲量29%)；蓋層為白堊系層間泥巖、第三系海相泥頁巖，中段盆地群發(fā)育一套白堊系膏鹽巖區(qū)域性蓋層；油氣主要分布在中段含鹽盆地(可采儲量占總量96.32%)。

2) 以成藏組合為核心的資源評價能充分考慮油氣縱向分布差異性，是傳統(tǒng)油氣資源評價的有益補充；本文以成藏組合為核心對南美東緣19個被動陸緣盆地進行資源評價，結果表明東緣盆地群待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源量為132 451 百萬桶，其中上部、中部、下部和基底成藏組合內(nèi)待發(fā)現(xiàn)油氣可采資源分別為 78 381.89，23 371.64，30 533.56和164.44百萬桶，坎波斯盆地上部成藏組合是最有利的勘探區(qū)域，其次為桑托斯盆地的中部和下部成藏組合。

致謝：中國石油勘探開發(fā)研究院童曉光、張光亞、田作基在成藏組合劃分以及資源評價研究等方面給予了大量的指導，在此謹表衷心感謝！

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(編輯 楊幼平)

Petroleum geology and resources evaluation of eastern continental margin basins of South America

MA Zhongzhen1, XIE Yinfu1, LIU Yaming1, WANG Dandan1, YANG Xiaofa1, YAN Yongqiang2, ZHOU Yubing1, ZHAO Yongbin1

(1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development CNPC, Beijing 100083, China; 2. Daqing Yushulin Oilfield Development Co. Ltd, Daqing 151126, China)

In order to fully understand the resource potential of the continental margin basins in eastern South America, through hydrocarbon accumulation factors analysis of the 19 continental basins, the petroleum features of the continental margin basins in eastern were systematically concluded, based on which the resource potential of these basins was evaluated by taking play as basic evaluation unit. The results show that: 1) the eastern margin is through rift-transition-continental structural evolution periods; 2) two major source rocks i.e. the Cretaceous rift lacustrine source rock and continental margin marine source rock are developed; resources mainly concentrate in Cretaceous (69%) and Tertiary (29%) reservoirs; Cretaceous interlayer mudstone and tertiary marine shale are the main seal rocks, and salt develops in the middle basins is another major regional seal; resources mainly distribute in the central salt developed basins (about 96.32% of the total recoverable reserves of continental margin basins); 3) the total undiscovered oil and gas resources are 132 451 Mmbo, mainly in Campos, Santos,Espirito Santo, Guyana and Malvinas in plane and the upper play in vertical; the upper play of Campos basin is the most favorable exploration area, and the middle and bottom plays of Santos are the secondary targets.

South America; continental margin basin; petroleum geological feature; play; resource evaluation

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.04.026

TE121

A

1672?7207(2015)04?1366?09

2014?04?06；

2014?06?03

國家科技重大專項(2011ZX05028)；中國石油天然氣股份有限公司重大科技項目(2012E-0501)(Project (2011ZX05028) supported by the National Science and Technology Major Project; Project (2012E-0501) supported by Major Science and Technology of PetroChina Company Limited)

馬中振，博士，高級工程師，從事石油地質綜合研究；E-mail：mazhongzhen@petrochina.com.cn