阿根廷圣豪爾赫盆地油氣成藏特征及有利區(qū)預測

田納新，姜向強，惠冠洲

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國地質大學(北京) 地球科學與資源學院，北京 100083)

阿根廷圣豪爾赫盆地油氣成藏特征及有利區(qū)預測

田納新1，姜向強1，惠冠洲2

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國地質大學(北京) 地球科學與資源學院，北京 100083)

圣豪爾赫盆地是阿根廷重要的產(chǎn)油氣盆地之一，其演化經(jīng)歷了4個階段，形成三疊紀—早白堊世裂谷和早白堊世—新生代坳陷雙層結構。從區(qū)域構造沉積演化入手，結合最新鉆井資料，對盆地油氣成藏特征及控制因素分析后指出，烴源巖主要為上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)Neocomian群和下白堊統(tǒng)D-129組湖相頁巖；主要儲層為白堊系Chubut群砂巖；Chubut群內(nèi)的湖相泥頁巖構成最重要的蓋層；斷、拗以及安第斯造山運動形成了豐富的圈閉類型。成熟烴源巖的分布與斷裂體系控制油氣的富集；河流相砂體控制油氣藏規(guī)模；油氣主要圍繞盆地中心呈環(huán)帶狀分布。在此基礎上，預測了白堊系Chubut群上部砂巖、白堊系D-129組與上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)Neocomian群的勘探有利區(qū)。

油氣分布；成藏特征；有利勘探區(qū)；圣豪爾赫盆地；阿根廷

圣豪爾赫盆地位于阿根廷南部，是該國最早的產(chǎn)油氣盆地[1-2]。西界為安第斯造山帶，南界為Deseado地塊，東北部為Rawson隆起(圖1)，總面積18×104km2[3-4]。

圣豪爾赫盆地是在古生界變質基底上發(fā)育的中新生代盆地，發(fā)育三疊紀—早白堊世裂谷和早白堊世—新生代坳陷雙層結構。盆地近東西向延伸，至海上轉為北東東向，由許多基底正斷層構成地壘和地塹，斷陷中心在盆地中部靠近沿海地區(qū)。基巖的最大埋深約8 000 m。

平面上，盆地分為3個構造帶：東部拉張帶﹑中西部擠壓帶(Sanbernardo褶皺帶)以及靠近智利—阿根廷邊界處的西部拉張帶。東部拉張帶又可劃分為中央凹陷帶、北坡和南坡，大多數(shù)油氣田都位于東部拉張帶(圖1)。東部拉張帶發(fā)育近東—西、北西—南東向正斷層，與區(qū)域構造走向一致。

圖1 圣豪爾赫盆地位置及構造區(qū)劃

該盆地的勘探開發(fā)始于1907年[5]。早期的石油產(chǎn)自第三系底部Salamanca組Glauconitic段砂巖，20年之后發(fā)現(xiàn)了白堊系Chubutiano組砂巖儲層，隨后掀起了大規(guī)模鉆探工作，證實了盆地南北含油氣層系的連續(xù)性。

截至2012年底，盆地發(fā)現(xiàn)油氣可采儲量7 228 MMboe，其中石油儲量6 443 MMbbl，天然氣7 429.8 Bcf，凝析油4 MMbbl，基本全部位于陸上。盆地陸上已經(jīng)進入成熟勘探階段，海域的勘探程度較低。該盆地是中國油公司開拓海外油氣市場的重要目標區(qū)，總結其成藏特點，預測有利增儲區(qū)，對深化該類盆地成藏特征認識，指導油氣勘探和資產(chǎn)收購具有重要意義。

1 盆地構造沉積演化

1.1 盆地構造演化

圣豪爾赫盆地構造演化與晚古生代聯(lián)合古陸最后階段發(fā)生的構造事件、聯(lián)合古陸中生代分裂、南美板塊與非洲板塊在白堊紀的分離以及新生代安第斯造山運動有密切關系，大體劃分為裂谷前基底、早裂谷期、晚裂谷期、裂谷后拗陷期以及隆升反轉5個階段[6-8]。

1.1.1 裂谷前基底

早—中古生代在岡瓦納大陸太平洋邊緣沉積了一套海相地層，后經(jīng)晚古生代與巖漿弧密切相關的侵入事件以及屬于弧前和弧后環(huán)境的石炭—二疊紀海相和非海相沉積作用，形成各類變質巖、巖漿巖和沉積巖。

1.1.2 早裂谷期

中生代時期，非洲板塊與南美板塊分離，地殼拉張形成盆嶺相間的斷裂體系[9]。早、中侏羅世，發(fā)生大范圍的裂陷作用，盆地開始沉降，在部分連通的半地塹中形成海相—陸相沉積體系，發(fā)生拉張斷層控制的斷塊沉降和同時期的雙峰火山巖活動。

1.1.3 晚裂谷期

白堊紀初期，南大西洋南部張開，盆地再次拉張，形成Necomian期地塹—半地塹，沉積物厚度及巖性受北西—南東向斷層控制，向西可能與海洋相通，發(fā)育了盆地第一套烴源巖。

1.1.4 裂谷后拗陷期

在白堊紀和古近紀，南美洲向西漂移的同時，在逐漸擴大的內(nèi)陸坳陷中形成了板內(nèi)拗陷沉積，產(chǎn)生大規(guī)模的沖積物和火山碎屑沉積。基底變形產(chǎn)生廣泛的有吸收變形能力的斷層作用，使盆地主要儲層Chubut群受到錯綜復雜的切割，提供了十分重要的油氣運移和圈閉條件。

1.1.5 隆升反轉階段

新近紀，受安第斯造山作用影響，盆地西部擠壓作用取代了拉張應力場，發(fā)生局部隆升和構造破裂，形成了盆地近南北向的大型擠壓構造帶。

1.2 地層及沉積特征

盆地的經(jīng)濟基底是侏羅系火山碎屑巖，沉積蓋層包括白堊系和新生界，以河流、湖泊和湖成三角洲等陸相碎屑巖沉積為特征。整個沉積表現(xiàn)為水體由深變淺又加深的過程，沉積物供應充足。盆地內(nèi)上白堊統(tǒng)最為發(fā)育，厚約1 000～3 500 m，為主要含油層系，其次為上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)Neocomian群和古新統(tǒng)(圖2)。

在晚侏羅世—早白堊世裂谷期的最后階段，沉積了Neocomian群[10]，在盆地內(nèi)不連續(xù)分布，只局部沉積在半地塹和地塹中。Neocomian群為長期的水下沉積環(huán)境和有限的碎屑物質供應、低砂泥比以及普遍存在的黑色泥巖和碳酸鹽巖沉積，主要為湖泊—三角洲碎屑巖夾火山碎屑巖沉積，呈向上變粗的反旋回，發(fā)育了盆地下部烴源巖。

Neocomian群之上沉積了拗陷期地層。D-129組是熱沉降階段沉積的第一套地層，為湖相沉積[11]，局部伴有三角洲沉積，主要由凝灰?guī)r、富含有機質的泥巖和鮞狀灰?guī)r組成，盆地內(nèi)連續(xù)分布，是圣豪爾赫盆地最主要的烴源巖。

D-129組之上在盆地的中東部沉積了Mina Del Carmen(MDC)組，同一時期在盆地西部沉積了Castillo組，盆地中心厚度達到2 000 m。發(fā)育火山碎屑和河道砂巖，主要為曲流河沉積，這些砂巖物性較好，是MDC組中很好的儲層，也是盆地的第一套主要產(chǎn)層。

不整合MDC組之上盆地西部沉積了Bajo Barreal組地層，等同于盆地東部的Caadon Seco組和盆地北部的Comodoro Rivadavia組沉積。盆地中心厚度大于1 000 m，主要巖性為凝灰質泥巖(占沉積厚度的60%～80%)和細砂巖(占沉積厚度的20%～40%)，砂巖呈透鏡體狀展布，逐漸減少的火山碎屑使得儲層物性非常好，是盆地的第二套主要產(chǎn)層。

圖2 圣豪爾赫盆地地層綜合柱狀圖

新生界Salamanca, Rio Chico, Patagonia和Santa Cruz組是盆地最晚的沉積，以陸相為主，只分布在盆地中東部。

2 盆地石油地質條件

2.1 烴源巖

盆地主要發(fā)育上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)的Neocomian群和下白堊統(tǒng)D-129組湖相頁巖2套烴源巖[12](圖2)。

Neocomian群為湖相沉積，分布局限，僅發(fā)育于地塹和半地塹中?？v向上可分為底部的Anticlinal Aguada Bandera(AAB)組和上部的Pozo Cerro Guadal組(PCG)，以底部源巖為主。PCG組烴源巖干酪根為Ⅱ、Ⅲ型，ω(TOC)=0.5%～2.0%，最高3.5%；氫指數(shù)(IH)最高為220 mg/g；生烴強度為0.17×104m3/(km2·m)。AAB組烴原巖干酪根為Ⅱ型，ω(TOC)=0.8%～3.0%，最高9.0%；IH最高為600 mg/g；生烴強度為0.87×104m3/(km2·m)。

下白堊統(tǒng)D-129 組湖相泥巖是盆地最重要的烴源巖，分布廣泛，盆地中心沉積最厚大于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；生烴強度為0.6×104m3/(km2·m)。

2.2 儲集層

盆地主要儲層為白堊系Chubut群砂巖，已發(fā)現(xiàn)儲量約占95%。古新統(tǒng)Salamanca組和盆地西部拉張帶Neocomian群砂巖以及侏羅系火山巖為次要儲層。

白堊系Chubut群砂巖在南坡主要儲層為Canadon Seco/Bajo Barreal組，次要儲層是MDC/Castillo組，由透鏡體砂巖和凝灰質碎屑巖組成，有10多層產(chǎn)油砂巖，主要為陸相河流相沉積，砂體分布不穩(wěn)定，橫向變化快，連續(xù)性差；孔隙度12%～32%，滲透率(20～385)×10-3μm2，平均200×10-3μm2。

Canadon Seco/Bajo Barreal和MDC/ Castillo組從西向東橫向厚度較穩(wěn)定，平均厚度約900 m。Canadon Seco從南坡向盆地中心厚度逐漸增大。褶皺帶油藏埋深淺，約250～300 m，向東埋藏加深。Canadon Seco組又細分為CS-1和CO段，CS-1段為厚的泥巖夾一些薄的砂巖，CO段砂巖比例明顯高于CS-1段，單砂體厚度1.7～10 m，平均厚度3 m。

在盆地演化過程中伴隨著火山噴發(fā)，致使盆地的不同部位、不同層系儲層中含有火山灰。盆地西部火山灰含量高于東部，深層火山灰含量高于淺層?；鹕交液康母叩蛯游镄杂绊懞艽螅呋鹕交液渴沟脙訚B透率降低，甚至達(1～2)×10-3μm2，而且含水飽和度較高。

其他次要儲層包括D-129組和Neocomian群砂巖儲層。D-129組以湖相沉積為主，在盆地的邊緣發(fā)育了三角洲相沉積以及火山碎屑巖和紅層。儲層主要分布在盆地的邊緣，向盆地中心尖滅?？紫抖纫灾锌诪橹鳎瑵B透率以特低滲、超低滲為主，可能與富含凝灰質有關。

盆地局部發(fā)育Neocomian群斷陷期湖相、扇三角洲和三角洲沉積。儲層物性較差，孔隙度小于15%，滲透率小于15 ×10-3μm2，屬于低孔—特低滲儲層。

2.3 蓋層

盆地內(nèi)無區(qū)域性蓋層，最重要的半?yún)^(qū)域性蓋層為Chubut群內(nèi)的湖相泥巖。Chubut群整體主要為泥包砂的沉積，Canadon Seco/Bajo Barreal組及其下部儲層被平面上不連續(xù)的湖相泥巖封蓋，封蓋條件優(yōu)越。斷層多為封閉的，可形成眾多斷層圈閉。同時，D-129組湖相泥巖和凝灰?guī)r也是本組儲層和Neocomian群的有效蓋層。

2.4 圈閉

圣豪爾赫盆地構造可分為拉張和擠壓兩大類，前者主要為滾動背斜和斷塊，后者主要為背斜和斷背斜。

Canadon Seco/Bajo Barreal組和MDC/Castillo組屬于陸相河流沉積，砂體分布不穩(wěn)定，連續(xù)性較差?？v向上，盆地東部區(qū)塊砂體數(shù)量明顯多于西部區(qū)塊，而且CO段砂體數(shù)量多于CS-1段。主要產(chǎn)層的沉積特點加上比較發(fā)育的斷層決定了油藏類型以斷塊—巖性油藏和巖性油藏為主。在深層D-129組和Neocomian群可能形成背斜圈閉和斷塊圈閉，目前勘探程度很低，油氣發(fā)現(xiàn)較少，對圈閉的認識程度也很低。

3 油氣分布特征與主控因素

3.1 油氣分布特征

圣豪爾赫盆地平面上油氣主要圍繞盆地中心呈環(huán)帶狀分布(圖1)，在盆地兩翼的斷裂帶附近最為富集，盆地中心至今沒有發(fā)現(xiàn)規(guī)模油氣藏。盆地油氣藏分布于侏羅系、白堊系和古近系，約95%的油氣富集于Chubut群砂巖，其余5%的儲量來自古新統(tǒng)Salamanca組和盆地西部拉張帶Neocomian群砂巖(圖3)。

圖3 圣豪爾赫盆地各層系油氣儲量分布

3.2 成藏主控因素

3.2.1 成熟烴源巖的分布與斷裂體系控制油氣的富集

油源對比表明，圣豪爾赫盆地東部拉張帶油氣來自D-129組，盆地西部拉張帶油氣來自AAB組，中間的擠壓帶油氣則是來自D-129和AAB組的混合物。在盆地中心位置D-129組自110 Ma開始生排烴，在盆地南翼D-129組自古近紀晚期開始生排烴，一直持續(xù)到現(xiàn)今。AAB組烴源巖在60 Ma開始生排烴，在盆地的西部拉張帶以生油為主，在東部拉張帶以生氣為主。

D-129組湖相泥巖是本區(qū)最主要的烴源巖，在阿爾布期—漸新世長期處于生烴窗內(nèi)(圖4)，已發(fā)現(xiàn)的油氣圍繞成熟烴源巖發(fā)育區(qū)分布。油氣沿斷層垂向運移到前中新世形成的與拉伸作用有關的圈閉中，油氣分布在靠近斷層的圈閉中(圖5)，遠離斷層的圈閉油氣充注幾率小。

3.2.2 河流相砂體控制油氣規(guī)模

主要目的層Chubut群砂體為河流相沉積，分布不穩(wěn)定，連續(xù)性差，砂體發(fā)育的數(shù)量和質量是油藏能否高產(chǎn)的主要控制因素。

4 有利勘探目標區(qū)預測

4.1 白堊系Chubut群上部砂巖

白堊系Chubut群油氣來源于D-129組和Neocomian群烴源巖，優(yōu)質烴源巖主要發(fā)育于盆地中心區(qū)，南坡和北坡發(fā)育Chubut群河流相砂巖，已發(fā)現(xiàn)大量油氣藏，陸上勘探程度較高，東部海域同陸上南北兩翼的石油地質特征相似，勘探程度低。根據(jù)IHS(2013)資料，白堊系Chubut群上部砂巖評價單元共發(fā)現(xiàn)油氣藏266個。其中，油藏228個，氣藏38個，2P可采儲量共計6 711.89 MMboe。其中，石油5 714.89 MMbbl，天然氣5 778.19 Bcf，凝析油0.76 MMbbl。根據(jù)上述數(shù)據(jù)，運用地質分析—統(tǒng)計模型資源評價方法確定待發(fā)現(xiàn)油氣藏個數(shù)、規(guī)模以及其他相關計算參數(shù)。通過Monte Carlo模擬計算，白堊系Chubut群上部砂巖評價單元陸上待發(fā)現(xiàn)資源量為149.76 MMboe，其中，石油112.42 MMbbl，天然氣214.59 Bcf，凝析油0.34 MMbbl；海域待發(fā)現(xiàn)石油資源量為1 942 MMbbl，天然氣待發(fā)現(xiàn)資源量為1 998 Bcf，說明海域具有較大的資源潛力。

圖4 圣豪爾赫盆地D-129—Chubut(！)含油氣系統(tǒng)事件

圖5 圣豪爾赫盆地油氣成藏模式

圖6 圣豪爾赫盆地白堊系Chubut群有利區(qū)分布

因此，將盆地南北坡、褶皺帶和海域劃為Ⅰ類有利區(qū)；盆地西坡烴源巖為Neocomian群AAB組，烴源條件受限，為Ⅱ類區(qū)；盆地外圍遠離成熟烴源巖，劃分為Ⅲ類區(qū)(圖6)。

4.2 白堊系D-129組與上侏羅—下白堊統(tǒng)Neocomian群

白堊系D-129組在盆地南坡和北坡發(fā)育三角洲沉積，具有一定的勘探潛力。Ⅰ類有利區(qū)位于陸上南、北坡和海域的三角洲砂體相對發(fā)育區(qū)；褶皺帶和西坡凝灰?guī)r發(fā)育，為Ⅱ類有利區(qū)；盆地中心砂巖不發(fā)育，劃分為Ⅲ類區(qū)，但發(fā)育成熟的優(yōu)質源巖，頁巖油氣是下一步關注的重點。

Neocomian群勘探程度較低，且位于主要烴源巖D-129組之下，其自身湖相泥巖供烴潛力有待評價。在盆地的西斜坡，Neocomian群分部范圍較廣，劃分為Ⅰ類有利區(qū)，南坡劃分為Ⅱ類有利區(qū)，盆地中心劃分為Ⅲ類區(qū)。

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(編輯 黃 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。

田納新(1968—)，男，博士，高級工程師，從事盆地石油地質評價與勘探選區(qū)研究。E-mail:tiannx.syky@sinopec.com。

國家重大專項(2011ZX05031-001)和中石化重點科技項目(P12007)資助。

TE122.3

A