“源热共控”新西兰南大盆地生烃潜力

金 莉，杨松岭，柯 岭，骆宗强，孙翠娟

（中海油研究总院海外评价中心）

1 概 况

新西兰沉积盆地发育，共有15个，主要位于北岛和南岛东西两侧的海上（图1），总面积达75×104km2。新西兰的油气勘探最早始于上世纪初，勘探程度总体较低。近年来，天然气的短缺促使新西兰政府开始向国际公司开放油气探采权，随着勘探活动的增加，不断有新的发现，在塔腊纳基（Taranaki）盆地(图1中的盆地2)发现了一批油气田，且已投入开发，其它盆地目前尚无商业性突破［1-9］①Quinn R K,Bache F,Barker D H N.Petroleum Prospectivity Evaluation of the Reinga,Northland,Deepwater Taranaki,Canterbury and Great South Basins［R］.2012.。为开拓新西兰的勘探新机会，除塔腊纳基盆地外，面积大、且有多处油气显示的南大盆地（Great South Basin）成为了重点关注的对象。

南大盆地位于新西兰南岛东南海域（图1），面积约10.5×104km2，水深100～1 250m。盆地的勘探始于1969年，目前有二维地震近50000 km，2006年后采集的三维地震共6 163 km2，主要分布在中央坳陷和Pakaha隆起；共钻8口探井，其中，1口井发现油气，4口井见油气显示，3口井为干井。Kawau-1A井在Wickliffe组（上白垩统—古新统）的砂岩段试获日产约19×104m3的凝析气流，因受水深等因素影响，该气藏尚不具备商业价值；Tara-1井则因机械故障而未能完成试井［3-9］。前人认为盆地内多数钻井的失利多与烃源岩不成熟、远离生烃灶、油气充注能力差等有关［3］，但具体对烃源岩的论述则比较笼统，对煤系烃源岩生烃机制的认识也有局限［3-5］，这些都制约了对南大盆地这种“有气无田型”盆地的勘探潜力分析。

本文拟在盆地构造-沉积分析的基础上，以源热共控论［10-11］为指导——烃源岩和热是生烃作用的两个方面，烃源岩属于内因，热是外因，内因（烃源岩）是变化（生烃）的根据，外因（热）是变化的条件，外因（热）通过内因（烃源岩）而发生作用（实现生烃）——并根据新收集到的钻井、地震及实验分析资料，来深入研究南大盆地的生烃潜力。

2 盆地构造-沉积特征

2.1 盆地构造

南大盆地的演化与新西兰微地块的形成、漂移与就位密切相关［12-15］。受区域地质演化控制，盆地基底由前寒武纪晚期至早古生代的片岩、硬砂岩、泥岩、石灰岩和大理岩以及石炭纪至侏罗纪的硬砂岩和熔岩组成，盖层由白垩纪—第四纪的沉积构成。就盖层而言，盆地经历了裂谷期、拗陷期和大陆边缘期三期构造演化，沉积了陆相、海陆过渡相及海相三套地层（图2），形成了纵向上的三层结构（图3）。

下层为裂谷期构造层（K2下部），在强烈的拉张作用下，基底卷入型断层发育，断层规模普遍较大，断层平面上主要呈北东、东西向（图1），断面倾角大，盆地原型由一系列地堑、半地堑及地垒构成。中层为坳陷构造层（K2上部—E3下部），下部断层明显变少，上部断层不发育。上层为大陆边缘期构造层（E3上部—Q），盆地由拉张的环境转为挤压环境，局部构造发生反转，褶皱发育（图3）。根据盆地裂谷期构造层——上白垩统顶面的构造格局，可将盆地划分为北部斜坡带、中央坳陷、Pakaha隆起、东部次坳及南部斜坡带等一级构造单元（图1，图3）。中央坳陷沉积厚度最大，超过11 000 m（包括局部的侏罗系）。

图2 新西兰南大盆地连井综合地质剖面图

图3 新西兰南大盆地区域地震地质解释剖面(据文献②，有修改)

2.2 盆地沉积充填

晚白垩世陆内裂谷充填沉积（Hoiho群）发育（图2），分布范围受地堑或半地堑控制，地层厚度变化大。在地堑、半地堑中沉积了陆相的河流相—湖沼相地层，边界断层下降盘沉积了粗粒碎屑岩，在低洼部位为煤系沼泽、湖泊相沉积。自早至晚，湖泊相—沼泽相分布范围有逐渐扩大的趋势：早期，在盆地的北部和南部呈带状展布，中间被Pakaha隆起隔开；晚期，北部沼泽相沉积范围逐渐扩大，沿湖周缘呈环带状分布，Hoiho群分布面积达5.5×104km2，厚度为100～2 000 m（图4a），在盆地东翼逐渐萎缩。

进入拗陷期，由于海侵作用增强，在盆地东部发生海侵，海陆过渡相沉积（Pakaha群）发育（图2，图4b）。在盆地边缘发育海岸平原相沼泽煤系地层（Taratu组），分布局限；向盆地内部相变为滨海相粉砂岩及陆架浅海相泥岩沉积（Wickliffe组）（图2）。

始新世以来，随着海退，在盆地西北大陆架沉积了一套进积型层序，岩性以砂岩为主，盆地中部以泥岩为主，东南部的隆起、斜坡带则发育石灰岩（图2）。

图4 新西兰南大盆地晚白垩世—古新世岩相古地理及烃源岩厚度

3 “源热共控”烃源岩生烃潜力

南大盆地发育Hoiho群、Taratu组煤系烃源岩和Wickliffe组海相泥页岩三套烃源岩（图2）③Gibbons M J,Jackson R G.A geochemical review of the Great South Basin (incorporating previously unreported data for Kawau-1 and Toroa-1).New Zealand Unpublished Openfile Petroleum Report,PR902,1980: 26,3 enclosures.［16-17］，其中，Hoiho群煤系烃源岩为主要烃源岩，Taratu组煤系烃源岩、Wickliffe组泥页岩为次要烃源岩。这里从煤系烃源岩的生烃模式［18］入手来讨论盆地的生烃潜力。

3.1 煤系烃源岩生烃模式

在生烃问题上，烃源岩是内因，热是外因，两者的耦合决定了生烃潜力，这是“源热共控论”的核心［10-11］。煤系烃源岩是生气还是生油，既与自身物质组成有关，也与热演化程度密切相关。据最新的煤系烃源岩模拟实验结果，其生烃呈四阶段模式［18］：Ro在0.7%以下为低成熟期，生成的是低熟油气（如低熟油、生物气）；Ro在0.7%～1.3%之间为成熟期，油气兼生但以生油为主；Ro在1.3%～2.0%之间为高成熟期，油气兼生但以生气为主；Ro大于2.0%为过成熟期，此时还能生成大量的过成熟气（干气）（图5）。据生烃潜力模拟实验，在Ro大于2.0%时所生成的天然气至少占总生气量的30%以上，在Ro大于3.0%时还至少占总生气量的20%以上［19］。不同盆地煤系烃源岩的生烃四阶段的划分方案及具体Ro值可能略有不同，但煤系烃源岩总体具有生油高峰早而生气高峰晚、气窗宽而油窗窄、生气多而生油少这些共同的特征。

图5 模拟实验得到的煤系烃源岩产烃曲线［18］

3.2 Hoiho群煤系烃源岩

Hoiho群有6口井钻遇，岩性主要为泥岩、碳质泥岩和少量煤。Toroa-1井揭示厚度241.5 m，有1层厚达20 m 的泥炭-煤层及2 层厚约1m 的薄煤层。Kawau-1A井揭示厚度442.5 m，泥岩发育，有多个泥炭-煤层，合计厚度近20 m。其它井钻遇的Hoiho群厚度不等，受沉积相带的控制，煤层薄且少。根据地震地质解释，裂谷期发育的Hoiho群，其沉积范围和厚度受断陷结构的控制，面积为7.5×104km2，在中央坳陷，烃源岩最厚可达2 000 m（图4a）。

Hoiho群煤系烃源岩的TOC值为0.05%～40.6%，总烃含量HC为（20～2 750）×10-6。其中: 碳质泥岩的TOC值为5.2%～40.6%（图6a），均值18%，有机质丰度较高，氢指数HI为100～250 mg/g，HC为（1 265～1 635）×10-6，为中等—好烃源岩；泥岩的TOC值为0.5%～5.8%（图6a），平均1.5%，HC为（20～2 140）×10-6，为中等—很好烃源岩。

Hoiho群烃源岩镜质组反射率普遍较高，范围为0.41%～1.68%（图6a），受构造位置的影响，南部斜坡带和Pakaha隆起的钻井，实测Ro随深度变化不明显，这里参照中央坳陷的数据并按煤系烃源岩热演化的四阶段模式［18］，大致确定Ro=0.7%时相当于埋深3 500m，根据该生烃门限深度，估算Hoiho群顶面的成熟面积为14066km2，Hoiho群底面的成熟面积为25 369 km2；在Ro达到1.3%进入主力生气阶段，估算烃源岩生气面积达4850km2，总体上具有较大的生烃潜力。

Kawau-1A井于Wickliffe组的砂岩段获得日产约19×104m3的凝析气，估计储量约130×108m3，应主要来自Hoiho群煤系烃源岩。油源对比分析表明，Kawau-1A井上白垩统Kawau砂岩中的凝析油来源于裂谷期的Hoiho群煤系烃源岩，Toroa-1井中的油斑也来源于此③。

3.3 Taratu组煤系烃源岩

目前只有Tara-1井钻遇Taratu烃源岩，岩性以煤、碳质泥岩为主，少量为泥岩。TOC值为1.76%～55.5%，HC为（1 385～1 880）×10-6，具有较强的生烃潜力。其中：煤及碳质泥岩的TOC值为6.4%～55.5%（图6b），均值为21.12%，为好—很好烃源岩；泥岩的TOC值为1.76%～4.98%（图6b），平均为3.25%，为好—很好烃源岩③。

图6 新西兰南大盆地上白垩统—古新统煤系烃源岩实测TOC及Ro值

该井实测Ro值为0.35%～0.78%，烃源岩大多处于低熟—成熟阶段（图6b）。以Ro=0.7%为生油门限计算，生烃门限在3 000 m。根据地震地质解释估算，Taratu组底面成熟面积为495 km2，Taratu组烃源岩分布范围较小，仅分布在盆地西侧，在Tara-1井附近厚度最大。其中: 上白垩统Taratu组主要位于盆地西部，最大厚度达1 000 m，纯煤层最厚达60 m；古新统Taratu组发育面积相对较大，地层最大厚度达460 m，纯煤厚度达50 m（图4b）。由于海岸沼泽相分布范围有限，Taratu组成熟度较低，可能局部有生油潜力。

3.4 Wickliffe组海相泥岩烃源岩

Wickliffe组是与Taratu组同时异相的一套海相泥岩沉积，分布广泛，地层厚度大，最厚处在Toroa-1井以东地区（图2）。盆地内8口钻井均钻遇Wickliffe组，岩性主要为石灰岩、泥岩、灰质泥岩，少量碳质泥岩。烃源岩TOC值为0.05%～10.7%，HC为(10～1815)×10-6。其中:石灰岩TOC值为0.6%～3.7%，均值为1.4%，HC为(125～1 815）×10-6，为中等—好烃源岩；泥岩的TOC值为0.3%～5.5%，均值为1.1%，HC为(10～1 700)×10-6，为中等—好烃源岩；灰质泥岩的TOC值为0.6%～1.4%，均值0.9%，HC为（15～85）×10-6，为较差—中等烃源岩。

Wickliffe组海相泥岩样品的实测Ro为0.22%～1.15%。这套泥岩在盆地南部斜坡带和东部次坳的上覆地层薄，整体埋藏浅（图1，图3），大部分处于未成熟—低熟阶段；在中央坳陷埋深较大，可以达到成熟生油生气阶段。以前述Taratu组烃源岩生烃门限3 000 m计，Wickliffe组烃源岩成熟区多分布于中央坳陷，面积达25 855 km2。

4 类比与讨论

新西兰南大盆地与塔腊纳基盆地以及澳大利亚的吉普斯兰（Gippsland）盆地，在侏罗纪—白垩纪构造位置相邻，具有相似的构造-沉积演化特点，均发育陆内裂谷期陆相河流—湖沼相和拗陷期海陆过渡相，并且烃源岩热演化程度相当。目前在勘探程度较高的塔腊纳基盆地及吉普斯兰盆地已找到裂谷期—拗陷期煤系地层所生成的大量煤型油气［20］。南大盆地晚白垩世和古新世烃源岩TOC平均值大于2%，煤系烃源岩广泛发育，尤其是Hoiho群Ro达到1.3%以上的区域面积有4 850 km2，应有很大的生气潜力，足以形成商业性油气藏［17］。

如果单从煤系烃源岩分布面积的角度，与中国南海的油气勘探相类比，推测南大盆地Hoiho群是个巨大的生气灶，研究区应能发现大规模的天然气藏。琼东南盆地崖南凹陷西北部三角洲（含煤系烃源岩）面积只有200 km2，但在其周边已发现了包括崖城13-1大气田在内的上千亿立方米天然气；珠江口盆地白云凹陷北坡煤系三角洲面积约4 000 km2，发现的天然气已超过2 000×108m3［21］。

5 结 语

新西兰南大盆地主要发育了晚白垩世—古新世三套烃源岩，即裂谷期Hoiho群陆相湖沼煤系烃源岩、拗陷期Taratu组海岸平原相—沼泽煤系烃源岩以及Wickliffe组海相泥岩。其中，中央坳陷的Hoiho群煤系烃源岩有机质丰度高、成熟体积大，非常值得探索。

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