巴西桑托斯盆地油氣成藏特征及主控因素分析*

康洪全 程 濤 李明剛 王 健 陳 凱

(中海油研究總院 北京 100028)

巴西桑托斯盆地油氣成藏特征及主控因素分析*

康洪全 程 濤 李明剛 王 健 陳 凱

(中海油研究總院 北京 100028)

為了揭示巴西桑托斯盆地油氣富集規(guī)律，指導下一步的油氣勘探，結合地震、鉆井等基礎資料對該盆地油氣成藏特征進行了綜合分析，結果表明：①裂谷期湖相泥巖是盆地一套優(yōu)質(zhì)并廣泛分布的主力烴源巖，成熟度整體呈現(xiàn)“東部成熟、西部過熟”的分帶特征；②鹽下湖相碳酸鹽巖層系是盆地主要勘探領域，其中湖相微生物礁藻疊層石灰?guī)r與生屑灘貝殼灰?guī)r是主要的儲層類型；③鹽巖蓋層發(fā)育四類構造樣式并呈三帶展布，從封蓋作用上可以劃分為西部薄鹽-無鹽通道區(qū)和東部厚鹽封閉區(qū)；④盆地發(fā)育鹽下、鹽上兩大勘探層系，其中鹽下勘探層系主要位于東部厚鹽封閉區(qū)，為鹽下生鹽下儲成藏模式，而鹽上勘探層系主要位于西部薄鹽-無鹽通道區(qū)，為鹽下生鹽上儲成藏模式。綜合分析認為，鹽巖蓋層厚度與烴源巖成熟度是該盆地油氣成藏主控因素，具體表現(xiàn)為鹽巖蓋層厚度差異決定油氣的成藏層系，而烴源巖成熟度差異決定油氣藏類型；東部隆起帶外帶與中央坳陷帶東部的鹽下裂谷期勘探層系潛力較大，是未來勘探的2個有利區(qū)帶。

桑托斯盆地；成藏特征；主控因素；鹽巖蓋層厚度；烴源巖成熟度；勘探潛力區(qū)帶

桑托斯盆地位于巴西東南部海域，北鄰坎波斯盆地，南接佩洛塔斯盆地，面積約32.7萬km2，水深0～3 200 m，為典型的被動大陸邊緣盆地[1]，石油地質(zhì)條件十分優(yōu)越，油氣發(fā)現(xiàn)眾多。截至2014年底，該盆地共獲得油氣發(fā)現(xiàn)70個，探明油氣總可采儲量超過400億桶，其中自2006年以來在深水區(qū)鹽下層系湖相碳酸鹽巖領域連續(xù)發(fā)現(xiàn)了Lula、Jupiter、Franco等多個大型油氣田，已累計探明油氣可采儲量330億桶，占盆地總量的82%(據(jù)IHS，2014)，揭示了該盆地鹽下層系具有豐富的油氣資源和巨大的勘探潛力[2]。

桑托斯盆地是近年來油氣勘探的熱點地區(qū)，前人在該盆地完成了一些研究分析工作，在盆地的構造演化、結構、石油地質(zhì)條件以及勘探方向等方面都取得了一些認識[3-12]。但是，這些研究工作多是在整個南美范圍從盆地對比分析角度，或以單一油田解剖的方式，對盆地的地質(zhì)與油氣成藏條件進行分析[10-12]，沒有對該盆地勘探潛力進行系統(tǒng)的評價分析。本文從烴源巖、儲層、鹽巖特征等多方面開展綜合研究，探討了桑托斯盆地油氣成藏主控因素，揭示了盆地油氣富集特征，指出了勘探潛力區(qū)帶，對盆地未來的油氣勘探具有重要的指導意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

桑托斯盆地的形成演化與中生代以來岡瓦納大陸的解體以及大西洋的擴張有關[3]，經(jīng)歷了裂谷期、過渡期和漂移期等3個階段(圖1)：①裂谷階段(早白堊世歐特里夫期—阿普特早期)，盆地構造活動強烈，斷裂普遍發(fā)育，形成了多個NE走向的大型隆起和坳陷帶，表現(xiàn)出隆坳相間的斷陷結構，主要沉積了一套厚層的陸相河湖體系，其中Picarras組和Itapema組湖相泥頁巖是主力烴源巖，裂谷晚期在遠離盆地物源區(qū)發(fā)育的湖相生物灰?guī)r是最重要的儲集層。②過渡階段(早白堊世阿普特晚期)，盆地處于穩(wěn)定的構造環(huán)境，熱沉降作用導致陸殼拉伸減薄，表現(xiàn)出“碟狀”的坳陷結構。隨著海水的進入，沉積環(huán)境向海相過渡，由于南部Walvis Ridge的遮擋，海水流動不暢，盆地處于局限海環(huán)境，主要沉積了一套厚層的蒸發(fā)巖地層(由石鹽、硬石膏等組成)，最大厚度超過2 000 m。③漂移階段(晚白堊世—新近紀)，隨著洋中脊的形成和洋殼的擴張，盆地進入被動大陸邊緣期，在地幔熱冷卻作用下穩(wěn)定拗陷沉降，沉積充填了一套巨厚海相地層[4]。其中，阿爾布期以淺海碳酸鹽巖沉積為主；賽諾曼期—土倫期隨著全球性海平面上升，主要沉積了一套海相泥頁巖；漂移晚期發(fā)育巨厚的海相泥巖，局部夾有濁積砂巖沉積。該時期盆地沉積鹽巖發(fā)生了復雜的鹽底辟構造變形；阿爾布期—土倫期，鹽巖在上覆沉積差異負載作用下向構造高部位流動，形成隱刺穿底辟構造變形，同時鹽巖變形會增加上覆地層的差異性沉積和差異負載作用，促使底辟作用的進一步發(fā)展；古近紀，隨著大陸坡折的形成，盆地不斷向海掀斜，鹽巖在重力滑動和沉積差異負載雙重作用下刺穿上覆地層，形成各種鹽刺穿構造樣式。

圖1 桑托斯盆地地層綜合柱狀圖(據(jù)IHS修編)

桑托斯盆地裂谷層序在東西方向上表現(xiàn)出“三坳夾兩隆”的宏觀結構(圖2)，由西向東依次發(fā)育西部坳陷帶、西部隆起帶、中央坳陷帶、東部隆起帶和東部坳陷帶等5個北東走向的構造帶。該盆地內(nèi)北西向基底走滑斷裂發(fā)育，受這組走滑斷層的切割而表現(xiàn)出南北分段的特征。

桑托斯盆地發(fā)育鹽下、鹽上兩大勘探層系。據(jù)IHS 統(tǒng)計，該盆地目前已發(fā)現(xiàn)的70個油氣田中，鹽上油氣田為48個，鹽下油氣田為22個；油氣田分布在平面表現(xiàn)出明顯的東西分帶特征，其中鹽下油氣發(fā)現(xiàn)主要位于水深大于2 000 m的中央坳陷帶東側與東部隆起帶，油氣田的規(guī)模普遍較大[11-12]，而鹽上油氣田主要集中于水深約400～1 300 m的中央坳陷帶西側，多為一些中、小型油氣田。

圖2 桑托斯盆地裂谷層系構造格局

2 油氣成藏特征

2.1 烴源巖特征

桑托斯盆地主要發(fā)育2套烴源巖：鹽下裂谷期巴雷姆階—下阿普特階湖相烴源巖和鹽上漂移期賽諾曼階—土倫階海相烴源巖[13]，其中鹽下湖相烴源巖為盆地主力烴源巖。

1) 鹽下裂谷期湖相烴源巖。

該盆地鹽下裂谷期地層厚度基本在2 500～5 000 m，深坳區(qū)厚度超過5 000 m。目前鉆至鹽下地層的井全部位于構造隆起帶上，揭示了鹽下250余米的優(yōu)質(zhì)湖相烴源巖，證實了裂谷期沉積的Picarras組和Itapema組湖相泥頁巖是盆地主力烴源巖。整體來看，鹽下湖相烴源巖具有有機質(zhì)豐度高、類型好、生烴潛力大的特點：TOC介于1.0%～15.9%，平均值為5.12%；IH介于500～1 084 mg/g，平均值為755 mg/g；生烴潛力S1+S2平均值為42 mg/g；干酪根類型為I型，生烴潛力大。這套鹽下湖相烴源巖具有全盆地廣泛分布的特點，在中央坳陷帶、東部隆起帶和東部坳陷帶均廣泛發(fā)育，品質(zhì)優(yōu)越，表明盆地具有較大的生烴潛力與油氣資源潛力，近年來豐富的油氣發(fā)現(xiàn)也很好地證明了這一點。

該盆地鹽下裂谷期烴源巖演化在不同構造區(qū)帶具有明顯的差異性，盆地模擬表明鹽下烴源巖成熟度整體呈現(xiàn)“東部成熟、西部過熟”的分帶特征(圖3)，即東部隆起帶及中央坳陷帶東北部鹽下湖相烴源巖現(xiàn)今成熟度Ro介于0.5%～2.5%，大部分介于0.7%～1.3%的生油高峰階段，該區(qū)域主要的生排烴在晚白堊世89～66 Ma左右開始；而中央坳陷帶西部鹽下湖相烴源巖現(xiàn)今成熟度Ro介于1.0%～2.5%，大部分介于1.7%～2.2%的生油高峰階段，該區(qū)域主要的生排烴在晚白堊世99～89 Ma左右開始，并在66 Ma左右大規(guī)模進入生氣階段。

2) 鹽上漂移期海相烴源巖。

鹽上漂移期賽諾曼階—土侖階Itajai-Acu組發(fā)育的海相泥頁巖是桑托斯盆地的次要烴源巖，TOC介于0.50%～5.79%，平均值為2.00%，IH介于100～400 mg/g，干酪根類型為II2～III型，生烴潛力S1+S2介于1～8 mg/g。該套烴源巖主要在西部中央坳陷帶上覆區(qū)域分布，呈現(xiàn)出南好北差的特征，TOC值在南部地區(qū)可達4.0%，向北逐漸減小，大部分區(qū)域都小于0.5%；現(xiàn)今整體處于低熟—成熟階段，成熟區(qū)主要位于中央坳陷帶的西南部，東部隆起區(qū)和東部坳陷區(qū)目前還沒有進入生油窗。

圖3 桑托斯盆地鹽下烴源巖成熟度平面分布

2.2 儲層特征

1) 鹽下裂谷期湖相沉積儲層特征。

該盆地鹽下裂谷期湖相碳酸鹽巖儲層發(fā)育，分為上、下兩套[14-15]：

①裂谷期拗陷階段下部Itapema組沉積生屑灘亞相，包括貝殼灘、灘緣和淺湖泥微相，主要發(fā)育貝殼灰?guī)r儲層(圖4)，其中貝殼灘微相灰?guī)r儲層主要生長在東部隆起帶繼承性隆起之上，向低部位逐漸過渡為灘緣微相，僅在坳陷帶洼中隆起之上少量發(fā)育。儲層孔隙度6.3%～30.0%，平均值為16.9%;滲透率1.1～1 180.0 mD，平均值為101.8 mD。

②裂谷期拗陷階段上部Barra Velha組沉積微生物礁亞相，包括礁核、礁緣和淺湖泥微相，主要發(fā)育藻疊層石灰?guī)r儲層(圖4)，主體仍集中在東部隆起帶繼承性隆起早期生屑灘建立的堅硬礁基之上，呈大面積連片分布，僅在坳陷帶洼中隆起之上零星孤立分布。儲層孔隙度5.0%～26.5%，平均值為13.4%；滲透率1～3 234 mD，平均值為183.7 mD。

圖4 桑托斯盆地湖相碳酸鹽巖儲層沉積類型

2) 鹽上漂移期海相沉積儲層特征。

該盆地在漂移期阿爾布階廣泛發(fā)育一套海相碳酸鹽巖臺地沉積，臺地邊緣亞相與開闊臺地亞相儲層最發(fā)育，儲層巖性主要為顆?；?guī)r，孔隙度6%～20%，平均值為15%；滲透率25～1 040 mD，平均值為665 mD。晚白堊世以來發(fā)育3套海相砂巖儲層沉積，分別是土倫階—康尼亞克階Itajai-Acu組深水濁積砂巖、坎潘階—馬斯特里赫特階Jureia組濱岸砂及深水濁積砂巖以及始新統(tǒng)—漸新統(tǒng)Marambaia組深水濁積砂巖，為盆地鹽上層系的主要儲層類型。

2.3 鹽巖特征

1) 鹽巖構造樣式。

桑托斯盆地內(nèi)鹽巖變形復雜，形成了大量不同類型的變形構造樣式(圖5)?，F(xiàn)有資料分析表明，在平面上不同類型的鹽巖變形構造樣式有一定的分布規(guī)律[16]，由陸到海鹽巖構造樣式分布可以劃分為3個區(qū)：①滑脫伸展變形區(qū)，對應中央坳陷帶的西斜坡，鹽巖構造樣式以鹽窗為主，伴有少量鹽枕。②強烈擠壓變形區(qū)，分布在中央坳陷帶的中、東部，鹽巖構造樣式主要為鹽塔或鹽脊，伴有少量鹽窗發(fā)育。③穩(wěn)定擠壓變形區(qū)，分布在東部隆起帶和東部坳陷帶局部，鹽巖構造樣式以鹽被為主。

2) 鹽巖厚度。

滑脫伸展變形區(qū)和強烈擠壓變形區(qū)位于盆地中央坳陷帶西側，鹽巖總體厚度小，且差異較大，約幾十米到幾百米，局部缺失呈現(xiàn)無鹽區(qū)，鹽巖分布不連續(xù)，構成薄鹽-無鹽的油氣運移通道區(qū)。穩(wěn)定擠壓變形區(qū)主要位于盆地東部的中央坳陷帶東側以及東部隆起帶，鹽巖厚度大，約2 000 m以上，且分布均勻連續(xù)，多流動的韌性成分構成了厚的鹽巖蓋層封閉區(qū)(圖6)。

圖5 桑托斯盆地鹽巖構造樣式(剖面位置見圖2)

圖6 桑托斯盆地鹽巖厚度差異(剖面位置見圖2)

2.4 成藏模式

桑托斯盆地主要發(fā)育2類成藏模式，一類是鹽下烴源巖近源垂向運移至鹽下灰?guī)r圈閉成藏，另一類是鹽下烴源巖沿鹽相關斷層運移至鹽上圈閉成藏。

Lula油田是桑托斯盆地目前最大的油田，位于盆地東部隆起帶厚鹽巖封閉區(qū)，儲層為鹽下湖相碳酸鹽巖，烴源巖為分布于鹽下中央坳陷帶及東部隆起帶湖相烴源巖，晚白堊世開始大量生成的油氣沿凸起周緣裂谷期正斷層垂向運移至鹽下灰?guī)r圈閉聚集成藏，為“中央坳陷帶+東部隆起帶雙洼近源供烴垂向運移”成藏模式(圖7)。

Merluza油氣田位于中央坳陷帶西側的薄鹽-無鹽通道區(qū)，儲集層主要為上白堊統(tǒng)Itajai-Acu和Jureia組海相濁積砂巖，蓋層為漂移期海相泥頁巖，鹽下中央坳陷帶西側過成熟烴源與鹽上晚白堊世土倫期海相成熟烴源混合供烴(其中鹽下烴源巖處于過成熟，以生凝析氣為主；而鹽上烴源巖成熟，以生正常原油為主)，所生成的油氣經(jīng)裂谷期斷層、鹽窗和鹽相關斷層以及濁積砂巖等輸導體系垂向-側向運聚成藏，為“鹽上、鹽下混合烴源沿鹽相關斷層輸導”成藏模式(圖8)。

圖7 東部隆起帶Lula油田成藏模式

Fig.7 Hydrocarbon accumulation model of Lula oilfield in Eastern uplift

圖8 中央坳陷帶西部Merluza油氣田成藏模式

Fig.8 Hydrocarbon accumulation model of Merluza oil and gas field in western Centel depression

3 油氣成藏主控因素

油氣形成與分布受多種地質(zhì)因素控制，只有在時空有效配置下才能形成有利的油氣聚集[17-19]。綜合分析認為，桑托斯盆地油氣成藏主控因素是鹽巖蓋層厚度與烴源巖成熱度，具體表現(xiàn)為：

1) 鹽巖蓋層厚度差異決定油氣成藏層系。

該盆地油氣田的分布與鹽巖厚度密切相關：①東部厚鹽巖區(qū)域封蓋作用極強，油氣被有效保存和封閉在鹽下圈閉中聚集成藏，目前鹽下發(fā)現(xiàn)的所有大型油氣田均位于厚層蒸發(fā)鹽巖覆蓋區(qū)，如Lula油田。②西部薄鹽區(qū)-無鹽區(qū)鹽層作為蓋層的封閉性變差，多發(fā)育溝通鹽上、鹽下的油氣運移通道，油氣多通過鹽窗和鹽相關斷層運移到鹽上層系成藏，如Merluza油氣田。

2) 烴源巖成熟度差異控制油氣藏類型。

該盆地鹽下湖相烴源巖成熟度差異決定了相應的油氣藏類型：①分布在東部隆起帶和中央坳陷帶東側洼中隆起區(qū)的鹽下油氣田，其油氣來自于鹽下裂谷期湖相烴源巖，處于生烴高峰階段，油氣性質(zhì)為正常原油，API約25°～30°，與鹽下烴源巖的熱演化程度具有很好的匹配關系，如Lula油田和Franco油田均是典型的近源成藏巨型油田。②中央坳陷帶西部及中部部分地區(qū)烴源巖熱演化已達高成熟—過成熟，以生成天然氣和凝析油為主，在鹽下主要形成天然氣藏或凝析氣藏，如Mexiho氣田、Merluza凝析氣田和Parati凝析氣藏。

4 勘探潛力區(qū)帶

綜合分析盆地油氣成藏特征及主控因素，認為巴西桑托斯盆地未來的勘探潛力應該主要集中在鹽下裂谷期勘探層系，主要發(fā)育以下2個勘探潛力區(qū)帶。

1)東部隆起帶外帶。

東部隆起帶外帶主要為隆起帶東部的幾排大型凸起構造帶，在構造上壘塹間互結構發(fā)育，其周邊廣泛發(fā)育優(yōu)質(zhì)的湖相烴源巖，并在晚白堊世開始大規(guī)模生排烴；隆起帶上鹽下湖相灰?guī)r儲層發(fā)育，尤其是微生物礁灰?guī)r儲層很可能發(fā)育；隆起帶上覆厚層鹽巖蓋層的廣泛發(fā)育，利于油氣保存。該盆地現(xiàn)有鹽下油氣發(fā)現(xiàn)主要集中于東部隆起帶的內(nèi)帶，目前外帶勘探程度較低，僅發(fā)現(xiàn)了Jupiter油氣田，但外帶與內(nèi)帶具有相似的油氣成藏條件和背景，勘探潛力巨大。

2) 中央坳陷帶東部。

中央坳陷帶東部發(fā)育眾多大型洼中隆構造，圈閉條件較好。中央坳陷帶廣泛發(fā)育優(yōu)質(zhì)的湖相烴源巖，其東部烴源巖已經(jīng)成熟并在晚白堊世開始大規(guī)模生排烴，且以生油為主；洼中隆上鹽下湖相灰?guī)r儲層較為發(fā)育；中央坳陷帶東部上覆厚層鹽巖蓋層發(fā)育，利于油氣保存。中央坳陷帶洼中隆起目前已獲得眾多油氣發(fā)現(xiàn)，但中央坳陷帶東部目前勘探程度相對較低，2014年在這一區(qū)帶新發(fā)現(xiàn)的Sagitatrio灰?guī)r油氣藏揭示了該區(qū)帶仍然具有較大的勘探潛力。

5 結論

1) 桑托斯盆地主要發(fā)育鹽下裂谷期湖相烴源巖和鹽上漂移期海相烴源巖，其中鹽下裂谷期湖相烴源巖為盆地主力烴源巖；裂谷期沉積湖相碳酸鹽巖中的藻疊層石灰?guī)r與貝殼灰?guī)r是主要儲層類型；鹽巖在盆地內(nèi)普遍發(fā)育，整體具有西薄東厚的特點；主要發(fā)育2類成藏模式，一類是鹽下烴源巖近源垂向運移至鹽下灰?guī)r圈閉成藏，另一類是鹽下烴源巖沿鹽相關斷層運移至鹽上圈閉成藏。

2) 綜合分析認為，桑托斯盆地油氣成藏主控因素是鹽巖蓋層厚度與烴源巖成熟度，其中鹽巖蓋層厚度差異決定油氣的成藏層系，而烴源巖成熟度差異決定油氣藏類型。

3) 綜合盆地油氣成藏特征及主控因素，認為桑托斯盆地未來的勘探潛力應主要集中在鹽下裂谷期勘探層系，預測東部隆起帶外帶與中央坳陷帶東部為有利勘探潛力區(qū)帶。

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(編輯：馮 娜)

Characteristics and main control factors of hydrocarbon accumulation in Santos basin, Brazil

Kang Hongquan Cheng Tao Li Minggang Wang Jian Chen Kai

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

To reveal the hydrocarbon enrichment regulations and guide the further exploration in Santos basin, the characteristics of hydrocarbon accumulation are analyzed comprehensively based on seismic, drilling and other basic data. The results show that:①the wide distributed lacustrine mudstone and shale in the rift stage are the main source rocks with high quality, in which the eastern part of the basin has matured source rocks and the western part has over-matured ones.②major exploration domains are pre-salt lacustrine carbonate rocks, especially the microbialites of microbial-reef and coquina of shell bank reservoirs.③four types of structural styles showing three zones distribution develop in the salt cap layers. The basin can be divided into western passage area with thin or no salt layers and eastern closed area with thick salt layers.④post-salt and pre-salt sequences are both exploration domains. Pre-salt exploration strata is mainly located in the eastern closed area with thick salt layers where the accumulation model is pre-salt source rocks and pre-salt reservoirs, and the post-salt exploration strata is mainly located in the western passage area with thin or no salt layers where the accumulation model is pre-salt source rocks and post-salt reservoirs. Analysis shows that the thickness of salt layers and the maturity of source rocks are the two factors controlling the accumulation in Santos basin. The thickness of salt layers determines the sequence of accumulation, and the maturity of source rocks defines the type of accumulation. The pre-salt sequences of rift phase in eastern uplift zone and eastern part of central depression zone have high potential and would be two favorable exploration areas.

Santos basin; hydrocarbon accumulation characteristics; main control factors; salt cap thickness; source rock maturity; favorable exploration areas

康洪全，男，高級工程師，1994年畢業(yè)于西南石油大學，獲碩士學位，現(xiàn)主要從事石油勘探地質(zhì)工作。E-mail：kanghq@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)04-0001-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.04.001

TE122

A

2015-08-12 改回日期：2015-12-08

*“十二五”國家科技重大專項“大陸邊緣盆地類比與油氣成藏規(guī)律研究(編號：2011ZX05030-001)”部分研究成果。

康洪全,程濤,李明剛，等.巴西桑托斯盆地油氣成藏特征及主控因素分析[J].中國海上油氣，2016,28(4)：1-8.

Kang Hongquan,Cheng Tao,Li Minggang,et al.Characteristics and main control factors of hydrocarbon accumulation in Santos basin, Brazil[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(4):1-8.