阿根廷圣豪尔赫盆地油气成藏特征及有利区预测

田纳新，姜向强，惠冠洲

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.中国地质大学(北京) 地球科学与资源学院，北京 100083)

阿根廷圣豪尔赫盆地油气成藏特征及有利区预测

田纳新1，姜向强1，惠冠洲2

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.中国地质大学(北京) 地球科学与资源学院，北京 100083)

圣豪尔赫盆地是阿根廷重要的产油气盆地之一，其演化经历了4个阶段，形成三叠纪—早白垩世裂谷和早白垩世—新生代坳陷双层结构。从区域构造沉积演化入手，结合最新钻井资料，对盆地油气成藏特征及控制因素分析后指出，烃源岩主要为上侏罗统—下白垩统Neocomian群和下白垩统D-129组湖相页岩；主要储层为白垩系Chubut群砂岩；Chubut群内的湖相泥页岩构成最重要的盖层；断、拗以及安第斯造山运动形成了丰富的圈闭类型。成熟烃源岩的分布与断裂体系控制油气的富集；河流相砂体控制油气藏规模；油气主要围绕盆地中心呈环带状分布。在此基础上，预测了白垩系Chubut群上部砂岩、白垩系D-129组与上侏罗统—下白垩统Neocomian群的勘探有利区。

油气分布；成藏特征；有利勘探区；圣豪尔赫盆地；阿根廷

圣豪尔赫盆地位于阿根廷南部，是该国最早的产油气盆地[1-2]。西界为安第斯造山带，南界为Deseado地块，东北部为Rawson隆起(图1)，总面积18×104km2[3-4]。

圣豪尔赫盆地是在古生界变质基底上发育的中新生代盆地，发育三叠纪—早白垩世裂谷和早白垩世—新生代坳陷双层结构。盆地近东西向延伸，至海上转为北东东向，由许多基底正断层构成地垒和地堑，断陷中心在盆地中部靠近沿海地区。基岩的最大埋深约8 000 m。

平面上，盆地分为3个构造带：东部拉张带﹑中西部挤压带(Sanbernardo褶皱带)以及靠近智利—阿根廷边界处的西部拉张带。东部拉张带又可划分为中央凹陷带、北坡和南坡，大多数油气田都位于东部拉张带(图1)。东部拉张带发育近东—西、北西—南东向正断层，与区域构造走向一致。

图1 圣豪尔赫盆地位置及构造区划

该盆地的勘探开发始于1907年[5]。早期的石油产自第三系底部Salamanca组Glauconitic段砂岩，20年之后发现了白垩系Chubutiano组砂岩储层，随后掀起了大规模钻探工作，证实了盆地南北含油气层系的连续性。

截至2012年底，盆地发现油气可采储量7 228 MMboe，其中石油储量6 443 MMbbl，天然气7 429.8 Bcf，凝析油4 MMbbl，基本全部位于陆上。盆地陆上已经进入成熟勘探阶段，海域的勘探程度较低。该盆地是中国油公司开拓海外油气市场的重要目标区，总结其成藏特点，预测有利增储区，对深化该类盆地成藏特征认识，指导油气勘探和资产收购具有重要意义。

1 盆地构造沉积演化

1.1 盆地构造演化

圣豪尔赫盆地构造演化与晚古生代联合古陆最后阶段发生的构造事件、联合古陆中生代分裂、南美板块与非洲板块在白垩纪的分离以及新生代安第斯造山运动有密切关系，大体划分为裂谷前基底、早裂谷期、晚裂谷期、裂谷后拗陷期以及隆升反转5个阶段[6-8]。

1.1.1 裂谷前基底

早—中古生代在冈瓦纳大陆太平洋边缘沉积了一套海相地层，后经晚古生代与岩浆弧密切相关的侵入事件以及属于弧前和弧后环境的石炭—二叠纪海相和非海相沉积作用，形成各类变质岩、岩浆岩和沉积岩。

1.1.2 早裂谷期

中生代时期，非洲板块与南美板块分离，地壳拉张形成盆岭相间的断裂体系[9]。早、中侏罗世，发生大范围的裂陷作用，盆地开始沉降，在部分连通的半地堑中形成海相—陆相沉积体系，发生拉张断层控制的断块沉降和同时期的双峰火山岩活动。

1.1.3 晚裂谷期

白垩纪初期，南大西洋南部张开，盆地再次拉张，形成Necomian期地堑—半地堑，沉积物厚度及岩性受北西—南东向断层控制，向西可能与海洋相通，发育了盆地第一套烃源岩。

1.1.4 裂谷后拗陷期

在白垩纪和古近纪，南美洲向西漂移的同时，在逐渐扩大的内陆坳陷中形成了板内拗陷沉积，产生大规模的冲积物和火山碎屑沉积。基底变形产生广泛的有吸收变形能力的断层作用，使盆地主要储层Chubut群受到错综复杂的切割，提供了十分重要的油气运移和圈闭条件。

1.1.5 隆升反转阶段

新近纪，受安第斯造山作用影响，盆地西部挤压作用取代了拉张应力场，发生局部隆升和构造破裂，形成了盆地近南北向的大型挤压构造带。

1.2 地层及沉积特征

盆地的经济基底是侏罗系火山碎屑岩，沉积盖层包括白垩系和新生界，以河流、湖泊和湖成三角洲等陆相碎屑岩沉积为特征。整个沉积表现为水体由深变浅又加深的过程，沉积物供应充足。盆地内上白垩统最为发育，厚约1 000～3 500 m，为主要含油层系，其次为上侏罗统—下白垩统Neocomian群和古新统(图2)。

在晚侏罗世—早白垩世裂谷期的最后阶段，沉积了Neocomian群[10]，在盆地内不连续分布，只局部沉积在半地堑和地堑中。Neocomian群为长期的水下沉积环境和有限的碎屑物质供应、低砂泥比以及普遍存在的黑色泥岩和碳酸盐岩沉积，主要为湖泊—三角洲碎屑岩夹火山碎屑岩沉积，呈向上变粗的反旋回，发育了盆地下部烃源岩。

Neocomian群之上沉积了拗陷期地层。D-129组是热沉降阶段沉积的第一套地层，为湖相沉积[11]，局部伴有三角洲沉积，主要由凝灰岩、富含有机质的泥岩和鲕状灰岩组成，盆地内连续分布，是圣豪尔赫盆地最主要的烃源岩。

D-129组之上在盆地的中东部沉积了Mina Del Carmen(MDC)组，同一时期在盆地西部沉积了Castillo组，盆地中心厚度达到2 000 m。发育火山碎屑和河道砂岩，主要为曲流河沉积，这些砂岩物性较好，是MDC组中很好的储层，也是盆地的第一套主要产层。

不整合MDC组之上盆地西部沉积了Bajo Barreal组地层，等同于盆地东部的Caadon Seco组和盆地北部的Comodoro Rivadavia组沉积。盆地中心厚度大于1 000 m，主要岩性为凝灰质泥岩(占沉积厚度的60%～80%)和细砂岩(占沉积厚度的20%～40%)，砂岩呈透镜体状展布，逐渐减少的火山碎屑使得储层物性非常好，是盆地的第二套主要产层。

图2 圣豪尔赫盆地地层综合柱状图

新生界Salamanca, Rio Chico, Patagonia和Santa Cruz组是盆地最晚的沉积，以陆相为主，只分布在盆地中东部。

2 盆地石油地质条件

2.1 烃源岩

盆地主要发育上侏罗统—下白垩统的Neocomian群和下白垩统D-129组湖相页岩2套烃源岩[12](图2)。

Neocomian群为湖相沉积，分布局限，仅发育于地堑和半地堑中。纵向上可分为底部的Anticlinal Aguada Bandera(AAB)组和上部的Pozo Cerro Guadal组(PCG)，以底部源岩为主。PCG组烃源岩干酪根为Ⅱ、Ⅲ型，ω(TOC)=0.5%～2.0%，最高3.5%；氢指数(IH)最高为220 mg/g；生烃强度为0.17×104m3/(km2·m)。AAB组烃原岩干酪根为Ⅱ型，ω(TOC)=0.8%～3.0%，最高9.0%；IH最高为600 mg/g；生烃强度为0.87×104m3/(km2·m)。

下白垩统D-129 组湖相泥岩是盆地最重要的烃源岩，分布广泛，盆地中心沉积最厚大于1 500 m，Ⅰ-Ⅱ型干酪根。ω(TOC)=0.5%～3.0%，最高7.0%；IH在100～500 mg/g；生烃强度为0.6×104m3/(km2·m)。

2.2 储集层

盆地主要储层为白垩系Chubut群砂岩，已发现储量约占95%。古新统Salamanca组和盆地西部拉张带Neocomian群砂岩以及侏罗系火山岩为次要储层。

白垩系Chubut群砂岩在南坡主要储层为Canadon Seco/Bajo Barreal组，次要储层是MDC/Castillo组，由透镜体砂岩和凝灰质碎屑岩组成，有10多层产油砂岩，主要为陆相河流相沉积，砂体分布不稳定，横向变化快，连续性差；孔隙度12%～32%，渗透率(20～385)×10-3μm2，平均200×10-3μm2。

Canadon Seco/Bajo Barreal和MDC/ Castillo组从西向东横向厚度较稳定，平均厚度约900 m。Canadon Seco从南坡向盆地中心厚度逐渐增大。褶皱带油藏埋深浅，约250～300 m，向东埋藏加深。Canadon Seco组又细分为CS-1和CO段，CS-1段为厚的泥岩夹一些薄的砂岩，CO段砂岩比例明显高于CS-1段，单砂体厚度1.7～10 m，平均厚度3 m。

在盆地演化过程中伴随着火山喷发，致使盆地的不同部位、不同层系储层中含有火山灰。盆地西部火山灰含量高于东部，深层火山灰含量高于浅层。火山灰含量的高低对储层物性影响很大，高火山灰含量使得储层渗透率降低，甚至达(1～2)×10-3μm2，而且含水饱和度较高。

其他次要储层包括D-129组和Neocomian群砂岩储层。D-129组以湖相沉积为主，在盆地的边缘发育了三角洲相沉积以及火山碎屑岩和红层。储层主要分布在盆地的边缘，向盆地中心尖灭。孔隙度以中孔为主，渗透率以特低渗、超低渗为主，可能与富含凝灰质有关。

盆地局部发育Neocomian群断陷期湖相、扇三角洲和三角洲沉积。储层物性较差，孔隙度小于15%，渗透率小于15 ×10-3μm2，属于低孔—特低渗储层。

2.3 盖层

盆地内无区域性盖层，最重要的半区域性盖层为Chubut群内的湖相泥岩。Chubut群整体主要为泥包砂的沉积，Canadon Seco/Bajo Barreal组及其下部储层被平面上不连续的湖相泥岩封盖，封盖条件优越。断层多为封闭的，可形成众多断层圈闭。同时，D-129组湖相泥岩和凝灰岩也是本组储层和Neocomian群的有效盖层。

2.4 圈闭

圣豪尔赫盆地构造可分为拉张和挤压两大类，前者主要为滚动背斜和断块，后者主要为背斜和断背斜。

Canadon Seco/Bajo Barreal组和MDC/Castillo组属于陆相河流沉积，砂体分布不稳定，连续性较差。纵向上，盆地东部区块砂体数量明显多于西部区块，而且CO段砂体数量多于CS-1段。主要产层的沉积特点加上比较发育的断层决定了油藏类型以断块—岩性油藏和岩性油藏为主。在深层D-129组和Neocomian群可能形成背斜圈闭和断块圈闭，目前勘探程度很低，油气发现较少，对圈闭的认识程度也很低。

3 油气分布特征与主控因素

3.1 油气分布特征

圣豪尔赫盆地平面上油气主要围绕盆地中心呈环带状分布(图1)，在盆地两翼的断裂带附近最为富集，盆地中心至今没有发现规模油气藏。盆地油气藏分布于侏罗系、白垩系和古近系，约95%的油气富集于Chubut群砂岩，其余5%的储量来自古新统Salamanca组和盆地西部拉张带Neocomian群砂岩(图3)。

图3 圣豪尔赫盆地各层系油气储量分布

3.2 成藏主控因素

3.2.1 成熟烃源岩的分布与断裂体系控制油气的富集

油源对比表明，圣豪尔赫盆地东部拉张带油气来自D-129组，盆地西部拉张带油气来自AAB组，中间的挤压带油气则是来自D-129和AAB组的混合物。在盆地中心位置D-129组自110 Ma开始生排烃，在盆地南翼D-129组自古近纪晚期开始生排烃，一直持续到现今。AAB组烃源岩在60 Ma开始生排烃，在盆地的西部拉张带以生油为主，在东部拉张带以生气为主。

D-129组湖相泥岩是本区最主要的烃源岩，在阿尔布期—渐新世长期处于生烃窗内(图4)，已发现的油气围绕成熟烃源岩发育区分布。油气沿断层垂向运移到前中新世形成的与拉伸作用有关的圈闭中，油气分布在靠近断层的圈闭中(图5)，远离断层的圈闭油气充注几率小。

3.2.2 河流相砂体控制油气规模

主要目的层Chubut群砂体为河流相沉积，分布不稳定，连续性差，砂体发育的数量和质量是油藏能否高产的主要控制因素。

4 有利勘探目标区预测

4.1 白垩系Chubut群上部砂岩

白垩系Chubut群油气来源于D-129组和Neocomian群烃源岩，优质烃源岩主要发育于盆地中心区，南坡和北坡发育Chubut群河流相砂岩，已发现大量油气藏，陆上勘探程度较高，东部海域同陆上南北两翼的石油地质特征相似，勘探程度低。根据IHS(2013)资料，白垩系Chubut群上部砂岩评价单元共发现油气藏266个。其中，油藏228个，气藏38个，2P可采储量共计6 711.89 MMboe。其中，石油5 714.89 MMbbl，天然气5 778.19 Bcf，凝析油0.76 MMbbl。根据上述数据，运用地质分析—统计模型资源评价方法确定待发现油气藏个数、规模以及其他相关计算参数。通过Monte Carlo模拟计算，白垩系Chubut群上部砂岩评价单元陆上待发现资源量为149.76 MMboe，其中，石油112.42 MMbbl，天然气214.59 Bcf，凝析油0.34 MMbbl；海域待发现石油资源量为1 942 MMbbl，天然气待发现资源量为1 998 Bcf，说明海域具有较大的资源潜力。

图4 圣豪尔赫盆地D-129—Chubut(！)含油气系统事件

图5 圣豪尔赫盆地油气成藏模式

图6 圣豪尔赫盆地白垩系Chubut群有利区分布

因此，将盆地南北坡、褶皱带和海域划为Ⅰ类有利区；盆地西坡烃源岩为Neocomian群AAB组，烃源条件受限，为Ⅱ类区；盆地外围远离成熟烃源岩，划分为Ⅲ类区(图6)。

4.2 白垩系D-129组与上侏罗—下白垩统Neocomian群

白垩系D-129组在盆地南坡和北坡发育三角洲沉积，具有一定的勘探潜力。Ⅰ类有利区位于陆上南、北坡和海域的三角洲砂体相对发育区；褶皱带和西坡凝灰岩发育，为Ⅱ类有利区；盆地中心砂岩不发育，划分为Ⅲ类区，但发育成熟的优质源岩，页岩油气是下一步关注的重点。

Neocomian群勘探程度较低，且位于主要烃源岩D-129组之下，其自身湖相泥岩供烃潜力有待评价。在盆地的西斜坡，Neocomian群分部范围较广，划分为Ⅰ类有利区，南坡划分为Ⅱ类有利区，盆地中心划分为Ⅲ类区。

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(编辑 黄 娟)

Petroleum accumulation characteristics and favorable exploration area prediction in San Jorge Basin, Argentina

Tian Naxin1, Jiang Xiangqiang1, Hui Guanzhou2

(1.SINOPECPetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,Beijing100083,China;2.SchoolofEarthSciencesandResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China)

The San Jorge Basin is one of the most important prolific petroliferous basins in Argentina. It experienced four tectonic evolution stages and a double-layer structure was formed, which is composed of a rift system formed in the Triassic-Early Cretaceous and a depression system formed in the Early Cretaceous-Cenozoic. Based on the study of regional tectonic and depositional evolution, integrated with the latest drilling data, hydrocarbon accumulation characteristics and controlling factors were studied. The Upper Jurassic-Neocomian Group of the Lower Cretaceous and lacustrine shale in the D-129 Formation of the Lower Cretaceous are the main source rocks. The Cretaceous Chubut Group sandstone is the main reservoir. The Chubut Group lacustrine mud shale is the most important cap. Various trap types were formed due to rifting, depression and the Andean orogeny. Hydrocarbon accumulations were controlled by the distribution of mature source rocks and fault systems. The size of oil and gas pools was controlled by fluvial facies sandstones. Oil and gas distribute circularly around the basin center. The favourable exploration areas for the upper part of the Cretaceous Chubut Group sandstone, the Cretaceous D-129 Formation and the Upper Jurassic-Lower Cretaceous Neocomian Group were predicted.

oil and gas distribution; reservoir forming characteristics; favorable exploration area; San Jorge Basin; Argentina

1001-6112(2015)02-0205-06

10.11781/sysydz201502205

2014-03-03；

2015-01-08。

田纳新(1968—)，男，博士，高级工程师，从事盆地石油地质评价与勘探选区研究。E-mail:tiannx.syky@sinopec.com。

国家重大专项(2011ZX05031-001)和中石化重点科技项目(P12007)资助。

TE122.3

A