巴西桑托斯盆地油气成藏模式及勘探方向

张金伟，胡俊峰

(中石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

杜笑梅，王兴元

(北京温菲尔德石油技术开发有限公司，北京 100083)

王磊

巴西桑托斯盆地油气成藏模式及勘探方向

张金伟，胡俊峰

(中石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

杜笑梅，王兴元

(北京温菲尔德石油技术开发有限公司，北京 100083)

王磊

(中石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

[摘要]桑托斯盆地是南美地区典型的被动陆缘含盐盆地，是当今世界勘探热点地区之一。盆地主要经历了裂谷期、过渡期和裂后漂移期3个演化阶段，形成了裂谷期陆相、过渡期蒸发岩相和裂后期海相3套沉积层序。盐下巴雷姆阶-下阿普特阶湖相页岩和盐上赛诺曼阶-马斯特里赫特阶深海相页岩为盆地主力烃源岩，储层主要包括盐下裂谷期的湖相碳酸盐岩与盐上浊积砂岩，过渡期发育的阿普特阶蒸发岩为区域盖层，盐上层系的页岩、泥岩为局部盖层。从分析油气富集规律和成藏控制因素入手，总结了“盐下生盐下储”、“盐下生盐上储”、“盐上生盐上储”3种成藏组合，建立了盐下和盐上2种成藏模式，指出了盆地东部厚层盐岩区盐下古隆起带碳酸盐岩和盆地中西部盐岩过渡区浊积岩为主要勘探方向和目标。

[关键词]成藏模式；勘探方向；含盐盆地；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，是南美洲油气第二富集的被动陆缘盆地[1]。其油气钻探始于20世纪70年代初，截至2014年10月，盆地内共完成地震采集工作量45.06×104km，钻探勘探井240口，其他探井150口，其中发现油气79口，原油原始可采储量47061×106桶，其中原油38666×106桶，天然气50372Bcf(1Bcf=2831.7×104m3)。首次深水盐下发现是2006年的Parati油田，可采储量108.33×106桶,最大原油发现是2010年的Libra油田，可采储量10000×106桶[2]。随着近几年盐下碳酸盐岩勘探的不断成功，桑托斯盆地已成为当今全球油气勘探的热点地区之一，但从探井钻井密度(838.5km2/口)来看，桑托斯盆地尚处于未成熟勘探阶段，盆地仍具有极大的勘探空间和潜力。笔者从盆地基本石油地质条件分析入手，剖析油气分布规律和特点，建立油气成藏模式，明确勘探方向和目标，对今后盆地的勘探开发和战略选区具有指导意义。

1盆地构造演化与沉积充填

图1　桑托斯盆地位置及油田分布图

桑托斯盆地位于巴西东南部圣卡塔琳娜州、巴拉纳、圣保罗州和里约热内卢州的海上，面积约32.7×104km2。北部以卡布弗里奥(Cabo Frio)隆起与坎波斯(Campos)盆地相临，南部以佛洛里亚诺波利斯(Florianopolis)高地、圣保罗(Sao Paulo)火山弧和夏尔科(Charcot)海底山为界(图1)。盆地构造为NE-SW走向，具隆坳相间的构造格局，由岸向海可划分为滨岸隆起带、凹陷带、圣保罗台地3个构造单元。

桑托斯盆地为大西洋拉开和发育时，于原先克拉通周缘上发育起来的被动大陆边缘沉积盆地[3～5]。影响油气资源形成的构造演化主要分为3个阶段[6～8]：裂谷期、过渡期和裂后漂移(拗陷)期(图2)，与之对应的，盆地内自下而上沉积发育了陆相层序、过渡层序和被动陆缘海相层序3套地层层序。

裂谷期(早白垩世欧特里夫期-阿普特早期)：非洲板块和南美洲板块逐渐解体，南大西洋开始裂开，形成北东-南西走向的克拉通内裂谷，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区与南部海水隔绝，形成了一个巨大的封闭湖盆，为典型的陆相沉积体系，主要发育冲积扇、扇三角洲、碳酸盐岩堤坝、生物碎屑滩和湖泊等沉积相，局部发育火山岩。

过渡期(早白垩世阿普特中期)：非洲板块和南美洲板块完全分离，南大西洋完全裂开，陆壳的拉伸和张裂作用结束，盆地进入构造稳定期。该期以发育Ariri组(K1ar)蒸发岩为特征，最大厚度达到2500m，主要由盐岩、硬石膏和白云岩组成，夹少量页岩和泥灰岩。盐的沉积厚度从海沟中央向两边逐渐变薄，向陆尖灭于大西洋古枢纽线，向海尖灭于南大西洋中脊。

图2　桑托斯盆地构造演化史

裂后漂移期(早白垩世阿普特晚期-全新世)：阿普特期以后，非洲板块和南美洲板块持续漂移远离，海盆不断张开，南大西洋被动大陆边缘形成。该阶段主要发育3套海相序列:①阿尔布期沉积的浅水碳酸盐岩、泥灰岩和泥岩序列;②阿尔布晚期到古新世沉积的深水碎屑岩和大套海相泥岩；③始新世到新近纪沉积的前积碎屑岩楔状体。

2成藏条件分析

2.1烃源岩

桑托斯盆地主要发育2套烃源岩：巴雷姆阶-下阿普特阶盐下Guaratiba组 (K1gu)湖相页岩和赛诺曼阶-马斯特里赫特阶盐上Itajai-Acu组(K2i-a)深水海相页岩。

K1gu湖相暗色页岩是桑托斯盆地的主力烃源岩，其总有机碳质量分数(w(TOC))为2%～4%，烃指数(IH)达到500mg/g，属于Ⅰ～Ⅱ型干酪根[9～11]，是一套非常优质的烃源岩。K1gu烃源岩成熟度在平面上有较大差异。在水深小于400m的浅水区域，其埋深达7～8km，已处于过成熟阶段，而在大陆斜坡和深水区域，地层埋深相对较浅，该套烃源岩处于未成熟到过成熟阶段。

K2i-a深水海相页岩是在全球缺氧环境下沉积的富含有机质的钙质泥岩和黑色页岩[12，13]，有机质类型为Ⅱ和Ⅲ混合型，w(TOC)为0.2%～1.9%，镜质体反射率(Ro)在0.5%～0.8% 之间。受晚白垩世盆地北部隆升事件的影响，盆地北部烃源岩剥蚀殆尽，而盆地中南部的烃源岩得以保存,IH一般大于200mg/g。盆地模拟结果表明，在大陆斜坡深水区，该套烃源岩基本处于主力生油窗阶段，而在圣保罗高地的次级洼陷内，仍未达到生油窗。

图3　桑托斯盆地储层分布图

2.2储集层

图4　桑托斯盆地盐岩分布图

实钻资料显示，盆地共发育5套储集层，分别是K1gu盐下碳酸盐岩、中下阿尔布阶Guaruja组(K1gj)台地碳酸盐岩、上白垩统土伦阶Ilhabela段(K2il)浊积砂岩、坎潘阶-马斯特里赫特阶Jureia组(K2ju)砂岩和始新统Marambaia组(E2ma)浊积砂岩。受盆地沉积演化的影响，不同储集层的沉积发育和展布范围各不相同(图3),其中K1gu碳酸盐岩、K2il浊积砂岩和E2ma浊积砂岩是盆地主要储集层[14，15]，含有的油气储量分别占盆地油气总储量的76.6%、20.2%和2.1%，而其他储集层的油气仅占总储量的1.1%。

K1gu盐下碳酸盐岩储层是盆地裂谷晚期沉积在断陷湖盆水下古隆起上的碳酸盐岩堤坝和生物碎屑滩。隆起区远离陆源碎屑供给区，水体相对较浅，光照充足，水体温暖，湖浪和岸流作用较强，发育生物碎屑灰岩，并局部构成生物碎屑滩和堤坝。碳酸盐岩厚度横向变化很大，从几十米到上千米，Iara油田盐下灰岩平均厚度大于300m,钻遇灰岩最大厚度超过1000m。储集空间主要为粒间孔隙、粒内孔隙、粒间溶孔、溶洞和溶缝等，孔隙度为5%～25%，渗透率从小于0.1mD到1000～2000mD，平均120mD[16]，为一套优质的碳酸盐岩储层。

K2il浊积砂岩储层由细-粗粒、分选中-差的块状砂岩组成，厚度可达60m，主要为原生孔隙。有钻井揭示，4700m埋深平均孔隙度为21%，4900m埋深处平均孔隙度为16%，明显好于巴西其他地区相同深度下的储层孔隙度。受阿尔布期物源供给条件和海底古地形的控制，K2il浊积岩主要分布在古陆架斜坡以西的NE-SW向狭长区域内。E2ma浊积岩在近岸浅水区、大陆斜坡和盆地深水区均有分布，孔隙度为8%～36%，厚度可达上百米。近岸浅水浊积砂体尽管油气显示普遍，但大都因其规模较小而商业价值不高，而位于大陆斜坡中下部及深水区的大规模远源浊积砂(扇)体则应是重要勘探目标。

2.3盖层

K1ar盐岩具有分布范围广、厚度大的特点，平面上呈NE-SW走向展布，南北向长约650km,东西向宽达380km。其中，厚度大于100m(最厚可达2500m)的厚层区分布在盆地东部，横向展布连续，面积约5×104km2, 构成盆地内稳定的区域性盖层[17，18]。向西为过渡区，盐岩层厚度变化剧烈，从上百米到几米直至尖灭，并伴随 “盐窗”发育，是不稳定区域性盖层(图4)。

此外，K1gu页岩、K1gj层间页岩、灰泥岩以及古近系及新近系的深海相泥岩为浊积砂岩和灰岩储集层提供良好盖层条件。

2.4油气成藏模式

盆地沉积地层包括裂谷期非海相地层、过渡期蒸发岩地层和裂后期海相地层，呈明显的三分结构，厚层蒸发岩将盆地地层分割为盐下构造层和盐上构造层，发育盐上、盐下2套烃源岩，与其相对应的发育3种成藏组合，构成2种成藏模式(图5)。

图5　桑托斯盆地油气成藏模式(剖面位置见图4)

2.4.1盐下成藏模式

盐下成藏模式主要发育在盆地东部盐岩厚层区。盆地裂谷期K1gu湖相页岩为烃源岩，古构造隆起上发育的K1gu湖相生物碎屑灰岩为储层，K1ar蒸发岩为区域性盖层。烃源岩在白垩纪晚期进入生油窗，开始向外排烃[19]，生成的油气以裂谷期发育的张性断层、不整合面为主要运移通道，在盐下的碳酸盐岩、火成岩或砂岩储层中聚集成藏，形成“盐下生盐下储”成藏组合。该成藏模式油气运移距离短，盖层条件优越，利于油气的保存和富集，巴西近年来发现的Tupi、Carioca、Jupiter和Iara等4个(超)大型盐下油气田均属该成藏模式。

2.4.2盐上成藏模式

盐上成藏模式主要发育在盆地西部盐岩过渡区，存在“盐下生盐上储”、“盐上生盐上储”2种成藏组合。早阿普特期底部的区域不整合指示了一次贯穿桑托斯盆地的构造活动，而随后大多数裂谷期断层均不再活动，裂后期由于盆地向东部深海倾斜导致的重力滑动作用，以及沉积物差异压实作用，诱发了盐岩多期次活动，形成多个“盐窗”，并伴随发育犁状生长断层。因此，盐下K1gu烃源岩生成的油气首先通过“盐窗”运移到盐上，而后沿裂后期形成的断层运移至盐上合适圈闭中聚集成藏，形成“盐下生盐上储”成藏组合。盐上K2i-a烃源岩在中新世开始生烃[20]，油气以盐上正断层为通道直接运移进入储集层中成藏，也可沿着地层不整合面或者相互连通的砂体进行运移，形成“盐上生盐上储”成藏组合。截至目前，已发现的49个盐上油气田绝大部分都以盐上的上白垩统和始新统浊积岩为储集层，其油气储量占盆地油气总储量的22.3%，浊积岩是盐上层系油气成藏的主要储集类型。

3勘探方向

桑托斯盆地独特的构造样式、沉积特征和石油地质条件，导致了盆地不同区域的油气成藏模式与油气富集层位存在差异，决定了油气勘探方向和勘探目标的不同。

1)东部厚层盐岩区盐下古隆起带碳酸盐岩：连续分布的厚层盐岩层为油气的成藏以及后期保存提供了良好的条件，盐下K1gu灰岩储集层与湖相烃源岩叠置发育，具有先天的成藏优势，主要为盐下成藏模式。

桑托斯盆地裂谷期水下古隆起主要包括以下3种类型，即构造活动造成的隆起(地垒和倾斜断块等)、火山喷发形成的隆起以及持续性古地形隆起。上述隆起区一方面成为油气运移的指向区，一方面为生物碎屑灰岩的发育提供了有利的条件和场所。这种在构造背景上发育起来的构造圈闭、构造-地层复合圈闭因其分布面积广、厚度大、圈闭幅度高等特点，为盐下大型或超大型油气田的形成提供了场所，是盐下油气藏主要的圈闭类型。近几年，在桑托斯盆地东部超深水区发现的几个大油气田，都是在圣保罗台地上发育的这种圈闭类型，其中Iara油田开发面积320km2，Tupi油田开发面积805km2，充分显示了盐下碳酸盐岩广阔的勘探前景。

该区盐上层系，碎屑岩和碳酸盐岩储集层均不发育，再加之受厚层盐岩的遮挡，盐下油气很难继续向上运移，而该区盐上烃源岩尚未进入生烃阶段，所以东部厚层盐岩区盐上层系难以成藏。

2)盆地中西部盐岩过渡区浊积岩：以古近系和白垩系浊积砂岩储集层为主要勘探目标，盐下和盐上2套烃源岩中生成的油气都可以通过“盐窗”、断层向上运移到上部古近系和白垩系浊积砂岩储集层中聚集成藏，以盐上成藏模式为主。

浊积砂岩是盐上层系的主要储集类型，受构造和物源条件的控制，浊积砂岩主要分布在陆架斜坡和盆地深水区，在盆地中西部呈条带状展布。主要形成3种圈闭类型：一是靠断层及岩性尖灭共同遮挡形成的构造岩性复合圈闭；二是在盐枕之上形成的(断)背斜圈闭；三是盆地凹陷带的浊积砂岩在深海泥岩中的尖灭形成的岩性圈闭。近岸浊积砂体勘探程度相对较高，已发现40多个油气田，而深水区的远岸浊积砂(扇)体仍具有较大勘探潜力。

另外，K1gj台地碳酸盐岩尽管分布局限，厚度不大(平均厚度30m),但已经钻探证实为一套有效储层，因此，在盐岩过渡区勘探过程中，应注意盐上多套层系的联合勘探。同时，考虑到该区盐下层系仍有成藏的可能性，在勘探过程中亦应适当兼顾。

4结论

1)桑托斯盆地是一个典型的被动陆缘含盐盆地，盆地主要经历了裂谷期、过渡期和裂后漂移期3个演化阶段，形成了下部陆相、中间蒸发岩相和上部海相的3层地层结构。

2)盆地发育盐下湖相和盐上海相2套烃源岩，形成“盐下生盐下储”、“盐下生盐上储”、“盐上生盐上储”3种成藏组合，构成盐下和盐上2种成藏模式。

3)盆地不同区域具有不同的成藏条件和模式，决定了不同地区的油气勘探方向和勘探目标也不相同。盆地东部厚层盐岩区盐下古隆起带碳酸盐岩是主要的勘探目标，而中西部盐岩过渡区的盐上浊积砂岩则是主要的勘探对象。

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[编辑]邓磊

[引著格式]张金伟，胡俊峰，杜笑梅，等.巴西桑托斯盆地油气成藏模式及勘探方向[J].长江大学学报(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

[作者简介]陈杰(1980-)，男，硕士，工程师，主要从事天然气地质综合研究工作，5693301@qq.com。

[收稿日期]2014-11-09

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)17-0008-06

[中图分类号]TE121.1