大西洋被动陆缘盆地深水区油气藏形成机理与勘探实践*

邓运华 贾怀存 刘 琼

(1. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028； 2. 中国海洋石油国际有限公司 北京 100028)

随着人类社会经济的发展，对石油需求的增加，全球在陆地和海域浅水区(水深小于500 m海域)油气勘探程度提高，新增探明储量变少，不得不向海域深水和超深水区(水深大于1 500 m海域)扩展，据统计近十年全球新发现的油气储量有40%～58%来自深水和超深水海域[1]。目前全球有5个深-超深水重点勘探区(西非、南美、墨西哥湾、东非和澳大利亚西北陆架)，其中2个(西非、南美海域)属大西洋被动大陆边缘盆地。深-超深水区油气勘探是真正的高技术、高投入、高风险行业，一口探井的作业费一般为5亿～15亿元人民币，是浅水区的5～10倍，浅水区探井费用又是陆地的5～10倍，且目前全球探井商业成功率约为25%，可见投资之巨大，投资风险之高。

从全球已发现油气储量的分布来看，大西洋是五大洋中油气最富集的洋盆，大西洋中南段的桑托斯、坎波斯、宽扎、刚果和加蓬盆地，中段的塞阿拉、圭亚那、尼日尔三角洲和科特迪瓦盆地，北段的大浅滩、设德兰、摩尔和伏令盆地，都富含油气[2-6]。20世纪大西洋两岸浅水区及邻近陆地区发现了大量油气田，进入21世纪在深-超深水区又发现了不少大中型油气田。目前南美洲东面大西洋深水区的圭亚那盆地、苏里南盆地、坎波斯盆地和桑托斯盆地，西非西面大西洋深水区的塞内加尔盆地、科特迪瓦盆地、尼日尔三角洲盆地、加蓬盆地和刚果盆地，都是全球深水油气勘探的重点盆地。

大西洋被动陆缘盆地深水区也是中国公司在海外油气勘探的重点地区之一，本文将结合10年的勘探实践，探索大西洋被动陆缘盆地油气地质特征，油气藏形成机理及主控因素，加深对该盆地油气成藏条件及规律的认识，期望为中国公司今后在该区的勘探提供参考。

1 油气地质特征

1.1 地质背景

大西洋是板块构造理论的诞生地，德国气象学家兼地球物理学家魏格纳在生病住院期间，观察墙上挂的世界地图，发现大西洋两岸的陆地形态具有凹-凸互补关系，由此猜想美洲大陆与非洲-欧洲大陆早期可能是连为一体的一个大陆，之后经过他及其他科学家的大量研究，于1915年出版了《海陆的起源》，由此诞生了大陆漂移-板块构造学说。但是，直到20世纪60年代，魏格纳去世30年后，大陆漂移-板块构造学说才席卷全球，得到学界的普遍认可。

大西洋的裂开在北、中、南段的时间各不相同，具有北早、南次、中间晚的特点，北段(利比里亚盆地以北)是早侏罗世开始裂开，南段(宽扎盆地以南)是早白垩世裂开，中间段是在中白垩世裂开。在裂开之前，两大板块的接合处发育了一排北西向湖泊，共有13个，这些中生代湖泊，面积5×103～5×105km2不等，其内普遍沉积半深—深湖相泥岩，是优质烃源岩。在蕴藏着丰富石油的巴西桑托斯和坎波斯盆地内，95%探明储量来自这套湖相生油岩。因裂陷湖盆内断层很发育，地层破碎，岩石圈强度变弱，地幔物质沿此薄弱带上拱，使两大板块逐渐分离，并向两侧漂移，形成大西洋。因此，大西洋巨型盆地(面积9 336万 km2)在剖面上具有明显的三层结构(图1)。下部为裂谷湖相沉积，呈半地堑-地堑结构；中间为过渡期局限海沉积，形成一层盐岩；上部为被动陆缘盆地，浅海—半深海相沉积。

图1 大西洋两岸盆地地质剖面结构示意图Fig .1 Geological profile schematic map of basins on both sides of the Atlantic

1.2 烃源岩

大西洋被动大陆边缘盆地是一个典型的叠合盆地，其下部为数个湖相裂谷盆地，其上为统一的被动陆缘盆地。这两类盆地形成了各自的生储盖组合，当然下部湖相裂谷盆地生成的油气也可以沿断层垂向运移至上部海相储层中聚集。因此，上部陆缘海相盆地内油气藏形成时有下部湖相和上部海相两套烃源岩。下部湖相烃源岩分布广，只要有半深—深湖沉积的地方就有这套烃源岩存在，并且品质优良，干酪根类型Ⅰ—Ⅱ1型，无定型组分可达90%，有机碳含量(TOC)一般2%～20%。目前钻探证实的这套烃源岩主要分布在大西洋中南部，北部因埋藏太深，勘探程度低，尚无钻井揭示。在中南部的桑托斯和坎波斯盆地近10年发现了大量石油，发现的石油90%来自下部湖相生油岩；在西非的宽扎、刚果、加蓬、贝宁和科特迪瓦等盆地，也揭示了湖相烃源岩，并发现了许多大中型油气田。

漂移期海相烃源岩分布广，但有机质类型和丰度变化较大，整体上北段优于南段[7-8]。在南段(坎波斯-纳米比亚盆地以南)，烃源岩形成时为较开阔的海洋环境，不利于藻类和水生生物生长，而三角洲平原内高等植物发育，形成的烃源岩干酪根类型Ⅱ2—Ⅲ型，以生天然气为主，有机质丰度(TOC)为0.6%～3.3%，发现了Kudu气田。在北段，中—晚白垩世烃源岩形成期为相对局限海湾，藻类等水生生物繁盛，保存条件好，有机质丰度(TOC)一般为3.8%～8.72%，干酪根类型Ⅱ1型，以生油为主，在刚果、加蓬、尼日尔三角洲、科特迪瓦、圭亚那和特里尼达等盆地发现了大量以此为烃源的石油[9-10]。

1.3 储层

大西洋被动陆缘巨型盆地发育碳酸盐岩和砂岩两大类储层。砂岩储层分布非常广泛，几乎每个盆地内都存在这类储层，但在每个盆地内、每个区带上的分布一般很不均一。砂岩储层成因类型以深水扇为主，其次为三角洲。在圭亚那、坎波斯、科特迪瓦和下刚果盆地，以白垩系—第三系深水扇砂岩为储层，发现了许多大中型油气田，储层孔隙度一般为15%～27%，渗透率一般为60～500 mD。在尼日尔三角洲盆地和坎波斯盆地，以白垩系—第三系三角洲砂岩为主要储层发现了丰富的油气，储层孔隙度一般为18.5%～33%，渗透率一般为100～5 250 mD[11-12]。

碳酸盐岩储层分布较局限，因盆地边缘斜坡翘倾运动，过渡期形成的盐岩发生流动，形成了“盐筏”，在盐筏高部位形成浅水台地，于漂移早期沉积了鲕粒、粒屑碳酸盐岩储层，储层孔隙度一般为14%～25%，渗透率一般为5～1 000 mD。在西非的宽扎盆地、刚果盆地和加蓬盆地，在南美的坎斯盆地，以此类碳酸盐岩为储层发现了许多大-中型油气田。

1.4 运移

大西洋被动陆缘盆地中构造层漂移期陆缘海相地层内油气藏形成时有下伏湖相及本层内海相两套烃源岩，油气源丰富，但该构造层的油气运移条件并不好。因漂移期构造活动并不强，主要以水平移动为主，差异的垂向运动不强，有断层，但断层并不多，活动强度较小，影响了油气的充分运移。漂移期是持续整体沉降，区域不整合面也不发育，也对油气运移不利。因此，漂移期烃源岩生成油气形成的油气藏主要运移通道是砂体，也有的是断层、微裂缝。与成熟烃源岩接触的砂体是大西洋盆地油气运移的重要通道之一，在科特迪瓦盆地不少大中型油田是靠砂体运移石油；虽然漂移期断层活动较弱、断距也不大，但与烃源岩接触的断层依然是重要的运移通道，使下部生成的油气运移至上部砂体内聚集，在坎波斯盆地内许多油气田是靠断层垂向运移成藏；另外，烃源岩内往往存在异常高压，上覆地层中有微裂缝发育，也能将下部油气运移至上部储层中聚集成藏，在毛塞几比盆地就有靠微裂缝运移形成的油气藏。

1.5 圈闭

深水扇岩性圈闭及盐相关构造圈闭是大西洋被动陆缘盆地主要的储油气圈闭类型，因断层活动较弱，与断层相关的背斜、断块等构造型圈闭较少。大西洋深水沉积泥岩厚度大，形成了优良的岩性圈闭顶、底板，深水重力流砂岩分布较广，这些为深水扇岩性圈闭的形成创造了条件。因此，该类储油圈闭较多，在圭亚那、科特迪瓦和刚果等盆地发现许多深水扇岩性油气田。在南美一侧的桑托斯和坎波斯盆地，西非一侧的宽扎、刚果和加蓬盆地，盐相关的底劈背斜、盐侧遮挡半背斜和盐筏断鼻是重要的储油气圈闭类型。另外，在许多盆地内，断层-岩性复合圈闭也是重要的圈闭类型，并发现了不少油气田。

2 漂移期油气成藏模式

通过对大西洋两岸被动陆缘盆地深水区漂移期一些典型油气田的解剖分析，根据油气来源与储层配置关系、油气运移通道类型、油气成藏机理的差异，提出该区主要发育3类成藏模式：自生自储—层内砂体运移输导成藏、下生上储—层间断裂运移输导成藏和下生上储—层间超压微断裂运移成藏(图2)。

图2 大西洋两岸被动陆缘盆地漂移期油气成藏模式类型Fig .2 Classification of oil and gas accumulation models of passive continental margin basins on both sides of the Atlantic

2.1 自生自储—层内砂体输导成藏

该类成藏特征表现为：烃源岩与砂岩储集体直接接触，层内砂体输导，油气运移距离相对较短。油气运移通道主要为砂体，成熟烃源岩生成的油气直接侧向运移到附近砂体聚集成藏，砂体分布范围以及横向连通性对油气运移起到至关重要作用。因此，发育大型砂体是油气成藏的关键，大型砂体往往分布广、横向连通性好，与烃源岩接触面积大，有利于烃源岩生成的油气大规模在砂体内横向运移。西非科特迪瓦盆地深水区Jubilee油田的成藏特征即属于此类型(图3)。

Jubilee油田位于科特迪瓦盆地东部加纳国家海域，水深1 530 m，可采储量约1 000 MMbbl。圈闭为上倾方向受断裂遮挡的构造-岩性圈闭，储层为上白垩统土伦阶(Turo)浊积水道砂岩。通过对该油田原油生物标志化合物分析，油气主要来源于下伏塞诺曼—土伦阶(Ceno-Turo)海相烃源岩。

盆地模拟结果表明，塞诺曼—土伦阶海相烃源岩在始新世开始大量生排烃。但是，断层活动性分析表明，Jubilee油田上倾方向的F1断层主要活动期为晚白垩世马斯特里赫特期，断层最大活动速率17 m/Ma，到白垩纪末期F1断层基本停止活动，此时断层最大活动速率不足5 m/Ma，表明该断层在始新世末油气主要成藏期处于封闭状态。另外，断层南侧钻井已证实的Jubilee砂体，地震相表现为强振幅连续反射，而断层北侧为弱振幅断续反射，预测为泥岩，造成F1断层两盘为砂-泥对接，进一步表明断层起到遮挡油气的作用，油气运移通道不是断层，而是砂体。同时，钻井储层流体包裹体分析结果显示，气油比(GOR)随深度变浅而降低，由1 316 scf/stb逐渐降低到1 119 scf/stb，进一步证实下部塞诺曼—土伦阶烃源岩生成的油气先就近运移至上部紧邻的砂体中，再在砂体内自下倾部位向上倾部位运移并聚集成藏(图3)。

图3 西非科特迪瓦盆地Jubilee油田油气成藏模式Fig .3 Oil and gas accumulation model of Jubilee field,Cote d'Ivoire basin in West Africa

2.2 下生上储—层间断裂输导成藏

下生上储—层间断裂输导成藏表现为：下伏烃源岩与砂岩储集体不直接接触，主要靠层间断裂输导油气，纵向油气运移距离相对较长。下伏成熟烃源岩生成的油气经断裂垂向向上运移至上部的圈闭中聚集成藏，断层产状一般较陡，断层的平面延伸距离相对较短。

通过对大西洋两岸重点盆地9个典型油气田的解剖分析表明，该类断层多为陡立小断层，断距一般为20～280 m，普遍小于100 m，断层倾角为40°～85°，平面延伸距离1～50 km，普遍小于20 km；该类断层主要形成期较晚，多为晚白垩世—中新世。因此，油气垂向运移距离(烃源岩到油气藏的垂向距离)较短，一般在0.6～3.1 km，普遍小于2 km(图4)。

图4 大西洋两岸重点被动陆缘盆地典型油气田油气纵向运移距离统计图Fig .4 Statistical diagram of vertical migration distance of typical oil and gas fields on both sides of the Atlantic

具有下生上储—层间断裂输导成藏模式的较为典型油气田有南美巴西塞尔西培盆地东部坳陷带的Barra气田。该气田所在海域水深2 321 m，于2010年发现，2P可采储量为220 MMboe，是目前这个盆地在海域的最大发现。Barra气田的圈闭为凸起背景上发育的岩性圈闭，为储集体上倾方向岩性遮挡；储层为漂移晚期马斯特里赫特阶Calumbi组浊积砂岩，孔隙度为20.5%，渗透率为5.34 mD；盖层为Calumbi组深海相泥岩。

Barra气田的油气来自于下部漂移期阿普特阶—阿尔比阶海相页岩。该气田位于东部坳陷带烃源岩埋深较大地区(埋深可达4 200 m左右)，阿尔比阶海相烃源岩处于热裂解生气阶段，可以为该气田供烃。持续活动的近Y字形组合断裂是油气发生运移的主要通道。该断裂深切至基底，断裂活动期主要为中新世，断层产状较陡，倾角大于70°，断距相对较小，普遍在50～60 m，断层平面延伸距离约2 km。因此，Barra气田具有下生上储—层间断裂输导近距离运移成藏的特征。该气田下伏为漂移早期阿普特阶—阿尔比阶海相烃源岩发育的生烃洼陷，生成的油气可以直接通过断层向上运移至马斯特里赫特阶Calumbi组浊积砂岩储层成藏，垂向运移距离约1.8 km(图5)。

图5 南美巴西塞尔西培盆地Barra气田成藏模式Fig .5 Oil Accumulation model of Barra field,Sergipe basin

2.3 下生上储—层间超压微断裂输导成藏

下生上储—层间超压微断裂输导成藏主要表现为：烃源岩与砂岩储层不直接接触，下伏烃源岩生成的油气靠层间微断裂输导，油气垂向输导距离较长。该类油气藏主要发育在具有异常高压系统的构造高部位，下伏成熟烃源岩生成的油气沿构造高部位的一系列微断裂向上运移至上部圈闭聚集成藏。微断裂产状相对较陡，断距小，断裂一般下切至烃源岩内。微断裂在地震剖面上表现为同相轴轻微的扭曲，并无明显的错断，主要是由于异常高压造成的。

位于西非毛塞几比盆地北部毛里塔尼亚海上的Cormoran气田的成藏就具有下生上储—超压微断裂输导的特征(图6)。该气田所在海域水深1 630 m，储层为上白垩统土伦—马斯特里赫特阶浊积水道砂岩，天然气可采储量816 Bcf，圈闭类型为构造背景上发育的岩性圈闭，剖面上不发育具有明显断距的断层。

图6 西非毛塞几比盆地Cormoran气田成藏模式Fig .6 Oil accumulation model of Cormoran field,West Africa

通过对Cormoran气田的原油生物标志化合物分析，烃源岩为下伏塞诺曼—土伦阶海相泥岩。Cormoran气田地层压力系数随深度增大而增大，下部土伦阶烃源岩层段地层压力系数高达1.6。据郝芳 等[13-14]2003年的研究，在超压系统的高部位容易产生小断裂和裂缝，是流体重要的释放点。这些超压成因的微断裂和裂缝是油气运移的重要通道类型，下伏上白垩统塞诺曼—土伦阶的成熟烃源岩生成的油气正是沿这些微断裂和裂缝系统向上运移至圈闭中聚集成藏(图6)。

3 勘探实践

大西洋两侧深水区是全球近10年勘探热点地区，也是中国海油海外勘探重点地区。从21世纪初开始，中国海油投入了大量科研力量，对大西洋两侧深水区进行了区域地质和油气地质研究，开展了盆地、区带及区块评价工作，及时放弃了一些油气成藏条件差的高风险区块，也在此基础上通过招投标进入了许多新区块，开展风险勘探，并取得了丰硕的勘探成果。下面将以西南非海岸盆地、利比里亚盆地和南美北部圭亚那盆地的勘探实践为例，简述中国海油如何基于研究认识及时规避了勘探风险，以及研究认识如何指导勘探实践获得了重大勘探发现。

3.1 西南非海岸盆地

西南非海岸盆地位于Walvis海岭以南，纳米比亚和南非国家以西海域。近20年来全球许多石油公司投入了较多力量进行了研究和勘探。中国海油在对该盆地构造-沉积演化、油气地质条件和勘探潜力研究后，认为中白垩世以后的过渡期和漂移期为开阔海相沉积，不利于藻类等水生生物生长和有机质保存，烃源岩形成条件欠佳，而河流—三角洲伴生的煤系烃源岩仅在局部发育。西南非海岸盆地烃源岩形成条件不同于Walvis海岭以北的宽扎、刚果和加蓬盆地，这3个盆地为半封闭局限海沉积，盐岩及腐泥型烃源岩发育。另外，在漂移期西南非海岸盆地构造活动弱、断层少，也不利于油气垂向运移，勘探风险大。

从2008—2018年中国海油评价了西南非海岸盆地内16个区块，认为油源及运移条件较差，建议公司不要进入。最近10年一些国际石油公司在西南非海岸盆地盆地钻探了8口深水探井，仅有1口井见油气显示，其他全部为干井，证实了中国海油前期的勘探研究认识。由于采纳了研究人员的选区建议，中国海油也及时规避了在这一地区的投资风险。

3.2 利比里亚盆地

利比里亚盆地位于西北非利比里亚国家西部海域，该盆地也是近10年全球勘探热点区。中国海油研究人员在对盆地油气地质条件和勘探潜力进行了系统评价后认为：中—上白垩统烃源岩条件较好，深水扇砂岩岩性圈闭发育，构造运动以横向漂移为主，盖层条件优越；但是，也由于垂向上差异构造活动弱，断层较少，在一些区带油气垂向运移是主要风险，建议公司重点关注，谨慎进入。

曾经在利比里亚盆地有一个区块，一家大型国际石油公司选定了一口预探井位，钻探目标是一个地层岩性圈闭，开钻前邀请中国海油参入，中海油勘探技术人员基于研究认识，认为这个目标闭虽然储层较可靠、盖层优越、圈闭落实、烃源岩也存在，但是储层与有效烃源岩之间被厚层泥岩隔开，且缺少运移断层，含油气风险大，建议公司不要进入。这口井钻后没有获得油气显示，证实了中国海油科研人员的研究认识，也使公司再次及时规避了投资风险。

3.3 圭亚那盆地

受西非加纳国家发现Jubilee深水大油田的勘探启示[16]，中国海油研究指出南美被动陆缘盆地具有相似的油气地质条件，是下一步有望获得勘探大发现的有利区，并最终将目标锁定在尚未取得勘探突破的圭亚那盆地深水区。

圭亚那盆地位于南美洲北部，横跨圭亚那和苏里南两国，盆地面积约24×104km2，其中海域面积约18×104km2(图7)。2008年以前盆地内钻井主要分布在陆上和浅水区，仅20世纪80年代在苏里南陆上获得5个重质油油田的发现[17]，而深水区无钻井，勘探前景广阔。

图7 圭亚那盆地地理位置和分布图Fig .7 Geographical location and distribution map of Guyana Basin

圭亚那盆地深水区漂移期沉积厚度大，具有深水碎屑岩和碳酸盐岩两大勘探领域。盆地的形成和发育受到南美板块、北美板块和非洲板块等三大板块相互作用的影响，主要经历侏罗纪的裂谷期和早白垩世的漂移I期和晚白垩世—新近纪的漂移II期等3期构造演化[17]。其中侏罗世的裂谷分布局限，规模较小，主要发育火山岩和火山碎屑岩；而漂移期最大沉积厚度超过6 000 m，主要发育早白垩世碳酸盐岩和晚白垩世—新近纪深水碎屑岩沉积(图8)。

图8 圭亚那盆地上白垩统沉积相图(据IHS数据库，2021年，修改)[16]Fig .8 Sedimentary facies map of Upper Cretaceous in Guyana Basin(IHS database,2021，modified)[16]

中国海油海外勘探以区域地质研究认识为指导，以获得优质勘探机会为抓手，以寻找大中型油田为目标。在圭亚那盆地保持战略定力，坚持长期关注，从2008年开始坚持在该盆地开展区域地质研究和多轮次的新机会评价工作，在2014年抓住某大型国际石油公司退出的机会，获得圭亚那国家Stabroek区块25%的勘探权益，区块面积2.7×104km2，水深500～3 000 m。当时该国际大型石油公司通过研究认为，这一区块虽然发育上白垩统深水碎屑岩沉积，但目标储层附近烃源岩未成熟，目的层与成熟烃源岩垂向距离超过1 000 m，而地震资料显示该区块漂移期构造平缓，断裂特征不明显，缺少油气向上运移的通道，运移存在巨大风险，从而在区块内第一口探井开钻前选择退出。中国海油在新项目评价过程中，通过深入细致的分析认为，这一区块面积大，勘探程度低，浅水区钻井已经证实了生油岩品质较好，发育深水岩性圈闭，岩性圈闭下部虽然断层特征不明显，但是研究认为存在陡断层，这些陡断层及其伴生的裂缝系统可以作为油气垂向运移通道，建议公司进入该区块，决策者听取了技术人员建议。

2015年圭亚那Stabroek区块Liza油田取得勘探重大突破。该油田水深1 500～2 000 m，离岸距离约200 km，圈闭类型为上白垩统多期深水沉积形成的岩性圈闭(图9)，储层为坎潘期—马斯特里赫特期(Campanian-Maastrichtian)深水碎屑岩，平均孔隙度25%，DST测试产量6 000～7 000 bbl/d，油气藏类型为边水油藏，石油可采储量2 400 MMboe，列为当年全球油气勘探最大的发现。Liza油田的发现揭开了圭亚那盆地深水区油气大发现的序幕，该区块至今已发现25个商业性油气田，共计可采储量约10 Bboe，成为全球油气勘探的热点和储量增长最快的地区。

图9 圭亚那盆地Liza油田成藏模式图Fig .9 Accumulation model of Liza Oilfield in Guyana Basin

4 结束语

大西洋两岸被动陆缘盆地深水区是近十年全球油气勘探的重点地区，中国海油研究人员基于系统的基础油气地质研究和大量油气藏解剖分析，认识到该类盆地漂移期构造层油气成藏的关键因素为烃源岩与运移，并总结出3类主要油气成藏模式：自生自储—层内砂体输导成藏、下生上储—层间断裂输导成藏和下生上储—层间超压微断裂输导成藏。研究认识指导中国海油在大西洋被动陆缘盆地深水区的勘探实践，及时规避了在西南非海岸盆地和利比里亚盆地的勘探风险，成功优选出圭亚那盆地等优质勘探潜力区，并与国际石油公司合作获得Liza油田等重大发现，为海外增储上产奠定了储量基础。对大西洋被动陆缘盆地深水区油气成藏地质条件及规律的认识，也将为中国的石油公司今后在该区的勘探决策提供参考。