墨西哥Sureste盆地Salina次盆石油地质特征与勘探方向

胡滨，邱春光，贾屾，饶溯

(中国海洋石油国际有限公司，北京 100028)

0 引言

墨西哥位于北美洲南部，东临墨西哥湾和加勒比海，西、南濒太平洋，北邻美国，国土面积1.97×106km2。墨西哥是世界重要的非欧佩克石油生产国，石油产量居世界第5位。2014年以来，墨西哥政府推出多轮招标区块，是世界各大石油公司争夺的热点[1]。Sureste盆地位于墨西哥东南部，属于世界级富油气盆地[2]。截至2017年，盆地内已获得超过320个油气发现，2P可采储量(探明储量+控制储量)超过5.5×1010桶当量。在2016年第二轮浅水勘探区块招标中，6、7、9、10等多个区块均被多家大石油公司组成的财团以高价竞标得到。2017年7月，美国Talos Energy公司宣布在7区块钻探的Zama-1井获得成功，在此前未被重视的上中新统砂岩储层中钻遇了净厚度约200 m的油层，预计地质储量达(1.4～2)×109桶[3]，展示出该区巨大的勘探潜力。目前，盆地的勘探开发主要集中在200 m水深以浅[1,4]，而Salina次盆深水区勘探程度低，具有广阔的勘探前景[5]。但由于该区盐岩活动强烈，地应力和构造复杂，给油气勘探带来了极大的挑战[6]。

以往学者主要从宏观的角度探讨了盆地的烃源[7-8]、圈闭[9]、沉积储层[10-11]和油气成藏[12-14]等方面的特征，而应用地震、钻井等实际资料和对具体勘探区带的论述略显不足。本文基于地震地质综合解释结果，结合区域构造沉积演化，指出了Salina次盆(尤其是深水区)地质特征与有利勘探方向，对指导该区地质研究和勘探实践均具有重要的意义。

1 Sureste盆地地质特征

1.1 盆地概况

Sureste盆地横跨墨西哥湾南部海岸平原及坎佩切湾，东侧与尤卡坦台地相邻，总面积约1.5×105km2，最大水深约3 500 m。盆地可划分为4个次级构造单元，即Salina次盆、Macuspana次盆、Comalcalco次盆和Reformal褶皱带(图1)。Macuspana和Colmalcalco次盆为新近系沉积中心，Macuspana次盆主要形成于晚中新世，Comalcalco次盆主要形成于晚上新世。Reformal褶皱带是受两侧边界断裂控制的隆起带，受NE—SW向挤压应力影响，发育NW走向的背斜和半背斜构造。Salina次盆总体为挤压构造背景，受重力负载和恰帕斯挤压运动影响，盐岩活动最为强烈，发育盐株、盐核、盐蓬和盐微盆等多种盐构造类型，其范围比其他次盆大，从陆架区延伸至深水区。

图1 Sureste盆地勘探形势Fig.1 Exploration map of Sureste Basin

1.2 构造演化与沉积充填

Sureste盆地在海域可划分为7个构造单元(图2)，其中盐刺穿褶皱带、盐蓬带、盐核褶皱带、逆冲褶皱带和拉张盐筏带主要发育于Salina次盆。

Sureste盆地为受前陆改造的被动大陆边缘盆地，同时受到环太平洋构造域和大西洋构造域的影响[15]。盆地构造演化可以划分为裂谷期、漂移期和碰撞改造期3个阶段。受3期构造演化影响，盆地沉积充填呈现二元结构特点，在中生代发育碳酸盐岩沉积，新生代为碎屑岩沉积，最大地层厚度达10～15 km。从南部Sureste盆地陆上至北部Salina次盆深水区，地层厚度逐渐变薄。其中，碳酸盐岩发育时期构造活动较为平静，地层总厚度从陆地到深海比较稳定，古近纪之后，盆地内陆源物质输入增加，以碎屑岩沉积为主，渐新世至中新世以及更新世时期具有较高的沉积速率。

图2 Salina次盆构造纲要Fig.2 Structural outline map of Salina Sub-basin

1.2.1 裂谷期(晚三叠世—中侏罗世晚期)

陆上出露地层和陆架区钻井揭示Sureste盆地基底为古生代变质岩，墨西哥湾大洋钻探揭示基底为结晶变质岩(图3)。晚三叠世时，由于泛大陆裂解导致南美大陆和北美大陆以及非洲大陆分离，地壳减薄发生断裂，盆地基底形成了隆坳相间的格局。上三叠统到下侏罗统以厚层的河流湖泊碎屑岩为主，同时存在红层、火成岩和盐岩。

图3 Salina次盆地层综合柱状图和关键成藏要素组合特征(据文献[16]修改)Fig.3 Stratigraphic column of Salina Sub-basin and combination characteristics of key accumulation factors (modified by reference [16])

1.2.2 漂移期(中侏罗世晚期—晚白垩世)

中侏罗世晚期，随着墨西哥湾初始大洋的扩张，尤卡坦台地随着洋壳扩张发生逆时针旋转，Sureste盆地中部陆壳经拉伸减薄形成过渡壳和洋壳，此时在半封闭环境下发育了区域性厚层盐岩(图3，图4(a))。这套厚层“母盐”(原地盐岩)后期发生塑性形变，形成现今多种盐岩构造形态并分布于各个时期的沉积地层中(图3)。晚侏罗世牛津阶沉积期，盆地滨岸带以泻湖及盐湖相的蒸发岩为主，浅水带由楔状砂岩、粉砂岩和泥岩组成，向深水方向渐变为海相灰岩。基末利阶沉积为一套碳酸盐和陆源碎屑岩层，由开阔台地、台地边缘的碳酸盐、蒸发岩结核、砂屑灰岩和高能浅水环境的鲕粒灰岩组成。提塘阶主要由海相深灰-黑色、富含化石的页岩和钙质页岩组成，是区域主力的烃源岩层(图3，图4(b))。提塘阶沉积后经过广泛而长期的海侵环境，盆地广泛沉积了白垩纪深海相碳酸盐岩地层(图3，图4(c))。晚白垩世在盆地的西南部，由于陨星撞击事件触发的局部重力流沉积作用形成了厚层的碳酸盐岩角砾岩地层(图4(d))。

1.2.3 碰撞改造期(晚白垩世至今)

白垩纪晚期，太平洋板块向北美板块俯冲，墨西哥东马德雷造山带形成，影响盆地的沉积充填。新近纪之后，加勒比板块自太平洋向墨西哥南部楔入，形成恰帕斯造山运动，陆源碎屑供给充分。古新世早期以河流-三角洲相沉积为主，向盆地内逐渐过渡为边缘海和深海相。始新世中期，在盆地边缘的海岸平原和浅海条件下沉积了细砂岩、粉砂岩和页岩互层(图3，图4(e))，在海退阶段还有一些煤层发育在海岸的沼泽中。在渐新世晚期海水再次入侵，沉积了以泥岩为主的浅海相沉积(图3，图4(f))。进入中新世以后，恰帕斯造山沉积物源供给增加，海平面迅速下降，在盆地陆上和浅水区广泛发育中、上新世的三角洲沉积(图4(g)、(h))，深水区发育浊积水道和水下扇。盐岩在沉积物的重力负载作用下，逐步产生了SE—NW向的重力滑脱作用。上新世之后，在沉积负载和盐撤出的共同作用下，陆上和浅水区构造格局基本定型(图4(i))，形成NE—SW的拉张断裂控制的新近纪微盆。

2 Salina次盆石油地质特征

Salina次盆作为Sureste盆地的重要组成部分，既具备盆地的地质共性特征，又因其盐岩活动强烈，控制了烃源岩、沉积储层、构造圈闭、油气运聚和保存等成藏要素，呈现出与其他次盆不尽相同的石油地质特征。

2.1 烃源条件

主力烃源岩为上侏罗统提塘阶海相页岩，以海相黑色页岩为主，在盆地内已被20口钻井所钻遇，并已被油源对比所证实。烃源岩厚度30～170 m，平均113 m，与其上下的裂缝型储层相比，具有高伽马、低密度和高声波时差的特征，地震剖面上呈低频较连续反射特征。烃源指标优越，有机碳含量(total organic carbon,TOC)为2%～22.8%，平均4.19%;生烃潜量(S2)为12～177 mg/g;单位TOC中氢指数(hydrogen index,HI)为397～818 mg/g，平均678 mg/g；I-II1型干酪根，有机相类型为藻源相，成熟度受控于地层埋深。Salina次盆镜质体反射率(Ro)整体处于0.5%～2%。Sureste盆地的次要烃源岩为上侏罗统牛津阶、白垩系和古近系烃源岩，但在Salina次盆并不发育。

此外，Salina次盆的烃源岩具有如下2个特点：①烃源岩被盐岩分割成多个独立的微盆(图4)，具有微盆控烃的特征；②盐岩相对于其他岩类有着较高的热导率[17]，使该区盐下地温梯度整体偏低(平均为2.3 ℃/100 m)。西部地层埋深约8 000～10 000 m，处于湿气和凝析油阶段，局部到干气阶段；向东埋深逐渐变浅到4 000～6 000 m，处于重油和正常油阶段，局部为低成熟阶段。

2.2 沉积特征与储层条件

2.2.1 沉积特征

Sureste盆地主要有白垩系碳酸盐岩和中新统—上新统碎屑岩2套勘探层系。但钻井揭示Salina次盆的白垩纪沉积相以深水陆棚-盆地相为主，主要为粒泥灰岩，为碳酸盐岩储层发育的不利相带。新近系碎屑岩是该次盆的主要勘探层系，为河流-三角洲-海底扇沉积体系。三角洲主要分布在陆架区，进入陆架坡折区域，随着重力流的发育，三角洲砂体经过斜坡被搬运至盆地内部，形成海底扇沉积，成为深水主要储层类型。由于盐岩的持续活动控制了碎屑岩的沉积(特别是深水水道的沉积)，所以依据沉积与盐构造的关系，将其划分为5种关系模式(图5)。

(1)披覆。沉积体发育于盐构造活动之前，广覆于盐构造所在的位置直至后期盐构造抬升。此时储层位于盐构造顶部，形成披覆背斜圈闭，多为油气富集区。

(2)切截。盐构造生长强度小于侵蚀强度时，水道直接横穿盐构造顶部，继续向前搬运。储层发育在盐构造顶部，形成背斜圈闭，多为油气富集区。

(3)导流。盐构造生长强度与侵蚀强度相当时，水道沿着盐构造走向，紧邻盐构造搬运卸载。水道位于盐构造侧翼，随着盐构造生长加快，侧向迁移，并与其叠合形成构造-岩性圈闭，勘探潜力较大。

(4)绕行。盐构造生长强度大于水道侵蚀强度时，水道远离盐构造侧向迁移，并沿微次盆向深海推进。此时水道较难与盐构造叠合，主要发育岩性圈闭，具有一定勘探潜力。

(5)阻止。盐构造发育晚期，盐岩连片分布阻止水道向深海推进，储层不发育，勘探潜力较差。

图5 Salina次盆沉积储层与盐构造关系模式示意Fig.5 Relationship between sedimentary reservoirs and salt structures in the Salina Sub-basin

2.2.2 储层条件

Salina次盆目前已发现的油气田以中新统碎屑岩储层为主，主要为中高孔、中等渗透率储层。储层段厚度为21～586 m，平均219 m；孔隙度为12%～32%，平均21%，主要分布在20%～26%；渗透率为(0.01～2 007)×10-3μm，平均89×10-3μm，与孔隙度呈正相关的关系。目前以中新统为目的层的探井成功率为51%，深水区的发现以气为主，伴少量凝析油，天然气测试产能为(2～16.5)×105m3/d。

(1)下中新统：盆地在晚白垩世为深海环境，进入碰撞改造期后，西南部的东马德雷造山带为其主要物源，水系自WS—EN注入盆地。钻井揭示西南物源区发育朵叶复合体，砂体连片分布(图6(a))。次盆北部深水区推测发育朵叶沉积，但地震剖面的同相轴连续性很好，沉积体难以识别，储层存在一定风险。

(2)中中新统—上中新统：中中新世之后，南部恰帕斯造山带开始供源，形成西南部及南部的双重物源，西南部主要发育浊积水道以及朵叶复合体砂体沉积，南部发育小型深水扇朵叶复合体(图6(b))。与下中新统相比，中上中新统浊积水道更为发育，一般宽度约10～14 km，弯曲度约2o～4o，下切深度200～400 m。钻井揭示自西向东储层变薄，东部远离物源，储层的风险变大。北部深水区推测发育浊积水道及朵叶砂岩沉积，但在地震剖面上识别较为困难，储层存在一定风险。

(3)上新统：上新世时物源主要来自于南部，钻井揭示上新统地层以深海泥岩沉积为主，深水扇砂岩厚度薄，深水区储层欠发育，且该套地层埋深较浅，普遍小于1 000 m。

(a)下中新统 (b)中中新统—上中新统

2.3 构造带特征与圈闭条件

Salina次盆所处区域地应力复杂、盐岩活动强烈，按照构造及圈闭发育特征，在平面上可划分为5个构造单元：盐刺穿褶皱带、盐蓬带、盐核褶皱带、逆冲褶皱带和拉张盐筏带(图2)。

盐刺穿褶皱带位于Salina次盆中西部的浅水至超深水区(1 000～3 000 m)。构造带西部在NW—SE向挤压应力和下覆侏罗系盐岩双重作用下，发育多条NE—SW向大型逆断层，形成由逆断层控制的长轴背斜及一面盐岩(或断层)遮挡三面下倾的半背斜圈闭(图7)，圈闭面积中等或较大(20～80 km2)，白垩系、古近系和新近系的圈闭具有良好的叠合性，部分圈闭高部位被剧烈活动的盐岩刺穿，形态破碎或发育断至海底的大断层。构造形成期较晚，约从上新世开始发育，定型于第四纪。

盐蓬带位于Salina次盆中部的浅水至深水区(1 000～2 000 m)。主要发育NW—SE向或近EW向断层。盐岩活动比盐刺穿褶皱带更强烈，大量有根盐岩从母岩排出运移至浅层形成盐蓬，且分布较广，使本来连续分布的侏罗系、白垩系、古近系和新近系地层被后期发育盐株切割，形成众多独立的微盆。微盆内主要发育盐岩遮挡的构造-岩性圈闭(图7)，圈闭面积中等或较小(<30 km2)。白垩系、古近系和新近系的圈闭叠合性较差，部分圈闭发育断至海底的大断层。

盐核褶皱带位于Salina次盆西北部的超深水区(2 000～3 000 m)。盐岩未形成刺穿，在NW—SE或近SN向挤压应力为主的作用下，发育由NE—SW向或近EW向逆断层控制的长轴背斜及一面断层遮挡三面下倾的半背斜构造，圈闭面积中等或较大(20～60 km2)，部分圈闭发育断至海底的大断层，见浅层气显示(图2，图7)。构造活动约始于上新世，定型于第四纪。

图7 Salina次盆各构造带的典型圈闭类型与特征Fig.7 Typical traps and characteristics of tectonic belts in Salina Sub-basin

逆冲褶皱带位于Salina次盆中北部的超深水区(2 000～3 000 m)。盐岩活动弱，主要受近SN向挤压应力，形成近EW向的由大型逆冲断层和逆断层控制的长轴背斜和半背斜(图7)，圈闭面积中等(20～40 km2)，部分构造发育断至海底的大断层，见浅层气显示。构造活动始于第四纪，至今影响海底地形。

拉张盐筏带位于Salina次盆东部的浅水区(500～1 000 m)。形成于白垩纪之前，在伸展及盐岩滑脱的共同作用下，发育向海倾斜并倾没于下覆盐岩中的正断层，断块在拉张背景下沿塑性盐岩层滑脱，形成拉张盐筏断块圈闭(图7)。

2.4 运移条件

断裂作为油气运移输导体通常以垂向疏导为主，同时也是油气发生聚集的重要控制因素。Salina次盆断层活动普遍晚于烃源岩主排烃期，以开启状态为主。盐岩的持续活动会导致上覆岩层变形和隆起，致使裂隙广泛发育[17]。因此，断层及盐岩周边的裂隙可提供油气纵向运移通道，优质储层可作为横向疏导体系，运移条件总体较好。

2.5 盖层与保存条件

Salina次盆整体处于深海沉积环境，整体为泥包砂沉积，深海相泥岩可作为良好的盖层。盐岩是蒸发岩，其岩性极为致密，渗透率低，排替压力大[17]，因此稳定的盐岩可以作为极好的盖层，而持续活动的盐岩可能造成上覆地层出现断层或裂隙，导致油气运移和散失。

研究区的油苗整体较活跃，同时具有北强南弱、西强东弱的特点。在地震剖面上可见清晰的“火焰”状反射，地层埋深多处于400～1 800 m。推测“火焰”为油气泄露痕迹的主要依据有2点：“火焰”多位于构造高部位并且常伴随断层的出现；同一位置的“火焰”在多次地震数据采集中均存在，并非因地震数据采集或处理所产生。

3 成藏模式

Salina次盆新近系碎屑岩远离烃源岩层系，为下生上储的成藏模式。依据油气运移路径与圈闭类型的不同，可划分为3种成藏类型(图8)：①油气沿断层垂向运移，在挤压逆冲(盐核)背斜(半背斜)构造顶部成藏；②油气沿盐岩周边的裂缝运移，盐岩侧翼遮挡成藏或盐株之间背斜(半背斜)构造成藏；③油气首先沿断层或盐岩垂向运移，再由储层作横向运移，盐岩或断层侧翼遮挡成藏。其中，类型①为目前油气发现最多的成藏类型。

图8 Salina次盆新近系碎屑岩储层成藏模式示意Fig.8 Hydrocarbon accumulation models of Tertiary clastic reservoirs in Salina Sub-basin

4 勘探方向

Salina次盆可分为3类勘探区。

I类有利勘探区包括盐刺穿褶皱带和盐蓬带(图7)，特别是水深较浅的区域(<1 500 m)应予以充分重视，其有利条件在于圈闭规模较大或中等，并具有较好的纵向叠合性。该区域构造形成期较晚，沉积与盐构造多为披覆关系，圈闭高部位储层较发育，盐岩的活动提供了通畅的油气运移通道。2020年初，Repsol公司宣布在盐刺穿褶皱带钻探的Polok-1和Chinwol-1井获得成功，石油可采储量分别为1.93×108桶和1.23×108桶。

II类勘探区包括盐核褶皱带和逆冲褶皱带，具有一定的地质和其他方面的风险。有利条件为：构造形成期很晚，圈闭规模较大或中等，具有较好的纵向叠合性;圈闭翼部的断层与底部盐岩对接，为油气运移通道。不利条件为：主要位于超深水区，储层可能不发育，识别难度也较大；新近系地层埋深普遍较浅(<2 000 m)，且在圈闭高部位的近海底处可见浅层气，油气苗也较多，油气泄露的风险较大；此外，超深水区的勘探投资也非常大。

拉张盐筏带为III类勘探区。其有利条件为：邻近烃源岩层系，构造形成较早，利于油气的捕获。不利条件为：主要目的层为白垩系碳酸盐岩，在Salina次盆储层不发育，为粒泥灰岩；经历后期构造活动时间长，油气泄露的风险较大。

5 主要地质风险

通过分析失利井认为，储层和保存条件是钻井失利的主要原因，也是勘探的主要地质风险。

深水区K-1井在下中新统砂岩揭示单层厚度为0.5～6.8 m(平均2.2 m)的砂岩，仅有2个砂体厚度超过5 m。C-1井上中新统砂岩平均厚度小于2 m，中中新统砂岩累计厚度仅为3.2 m，储层不发育导致油气横向运移困难。H-1井在下中新统储层中见沥青，单砂岩厚度为8～41.9 m，孔渗物性均较好，但该圈闭后期因断层和盐岩持续活动而导致保存条件不佳，是其失利的主要原因。

6 结论与认识

(1)Sureste盆地经历了3个构造演化阶段，主要发育中生界碳酸盐岩和新近系碎屑岩沉积地层，可划分为4个次盆。

(2)Salina次盆构造演化复杂，盐岩活动强烈，勘探程度较低。烃源岩为区域上广泛发育的提塘阶海相页岩，成熟度受控于地层埋深，并具有微盆控烃的特点。次盆可划分为5个构造单元，主要发育与盐岩相关的背斜、半背斜和构造-岩性圈闭。主要勘探目的层系为新近系碎屑岩，依据沉积与盐构造的关系，可划分为5种匹配样式，其中披覆和切截为2种油气富集的样式。主要存在3种成藏类型，目前油气发现多为断层垂向运移、挤压逆冲(盐核)背斜成藏的类型。

(3)盐刺穿褶皱带和盐蓬带的圈闭和储层较发育，运聚条件较好，是最有利的勘探区，保存条件可能存在一定风险；盐核褶皱带和逆冲褶皱带主要位于深水区至超深水区，储层可能不发育，识别难度也较大；新近系地层埋深过浅，伴有油气泄露的特征，存在保存的风险，并且钻井难度和投资大；拉张盐筏带形成于白垩纪或之前，为碳酸盐勘探层系，次盆内碳酸盐储层不发育，潜力小。