澳大利亞西北陸架北卡那封盆地資源潛力評價

康洪全，逄林安，賈懷存，孟金落，李明剛

(中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028)

澳大利亞西北大陸架上發(fā)育一系列晚古生代—新生代的疊合盆地，盆地總體呈北東向展布，自南向北分別由卡那封(Carnarvon)、柔布克(Roebuck)、布勞斯(Browse)和波拿巴(Bonaparte)等盆地構(gòu)成，這些盆地共同構(gòu)成了“西澳超級盆地(Westralian Super basin)”，勘探面積超過100×104km2(圖1)[1-2]?！拔靼某壟璧亍北泵鏋榈坫牒２?，與帝汶島隔洋相望，東南為澳大利亞大陸，西南瀕臨印度洋。

北卡那封(North Carnarvon)盆地位于澳大利亞西北陸架的南端，面積約34.35×104km2，盆地南至南卡那封(South Carnarvon)盆地，北到柔布克和坎寧(Canning)盆地。該盆地由一系列中生代沉降中心組成，地層最大厚度約15 km；平面上可劃為巴羅(Barrow)凹陷、丹皮爾(Dampier)凹陷、?？怂姑┧?Exmouth)凹陷、比格爾(Beagle)凹陷、灤金(Rankin)凸起和埃克斯茅斯(Exmouth)隆起等6個次級構(gòu)造單元[3](圖2)。

圖1 澳大利亞西北大陸架盆地位置Fig.1 Distribution of basins on the northwest shelf of Australia

圖2 澳大利亞北卡那封盆地構(gòu)造單元Fig.2 Tectonic framework of North Carnarvon Basin, Australia

北卡那封盆地是澳大利亞西北陸架生產(chǎn)石油和天然氣最重要的盆地，也是世界最主要的富氣盆地之一。自1954年發(fā)現(xiàn)第一個油田以來, 截至2015年底，該盆地累計發(fā)現(xiàn)石油和凝析油可采儲量4 119.09 MMbbl，天然氣可采儲量128.11 Tcf[4]。

北卡那封盆地石油地質(zhì)條件優(yōu)越，國內(nèi)學(xué)者針對該盆地乃至整個澳大利亞西北陸架的油氣地質(zhì)條件開展了大量的研究[5-10]。但對于盆地資源潛力的研究較少，特別是該盆地在經(jīng)過大規(guī)?？碧街?，對盆地不同構(gòu)造單元的資源潛力和下步有利勘探方向認識不系統(tǒng)。

本文利用最新資料和勘探成果，在對盆地主要地質(zhì)特征、含油氣系統(tǒng)和油氣分布特征研究的基礎(chǔ)上，進行平面評價單元細分，針對各評價單元采用分段油藏規(guī)模序列法為主、多種方法相結(jié)合確定評價參數(shù)，采用蒙特卡洛模擬法對盆地各評價單元的資源潛力進行了評價，并以資源潛力為指導(dǎo)優(yōu)選出盆地的有利勘探區(qū)帶。

1 北卡那封盆地地質(zhì)與油氣分布特征

1.1 構(gòu)造演化特征

北卡那封盆地是一個大型的含油氣疊合盆地，盆地的演化與岡瓦納大陸的裂解密切相關(guān)，經(jīng)歷了3個演化階段(圖3)，分別為晚古生代—中生代內(nèi)克拉通盆地、中生代大陸邊緣裂谷盆地和新生代被動大陸邊緣盆地，沉積了厚度達15 km的中、新生界沉積蓋層[11]。北東東向斷裂作用控制著盆地的構(gòu)造樣式，區(qū)域沉積作用和斷裂活動的差異，形成了具有多個沉降中心的次盆，呈現(xiàn)壘、塹相間的構(gòu)造格局(圖2)。

1.1.1 裂谷前(晚二疊世—早侏羅世)

北卡那封盆地在前寒武系結(jié)晶基底之上沉積了上二疊統(tǒng)—下侏羅統(tǒng)裂前層系[12-14]。上二疊統(tǒng)發(fā)育濱淺海相碎屑巖沉積，地層厚度較薄。下—中三疊統(tǒng)Locker頁巖不整合于二疊系之上，該套頁巖分布范圍廣，受斷層影響比較小，向上漸變?yōu)橹小先B統(tǒng)Mungaroo組河流—三角洲相沉積，主要由厚層的砂巖、黏土巖及煤巖組成。河流三角洲沉積體系向西北方向進積，覆蓋北卡那封盆地大部分海域范圍[15]。三疊紀晚期，在澳大利亞西北陸架發(fā)生了一次區(qū)域性的構(gòu)造抬升，主要表現(xiàn)為三疊系地層較大范圍遭受抬升剝蝕。

1.1.2 裂谷期(早中侏羅世—早白堊世)

早中侏羅世開始，隨著澳大利亞板塊與印度板塊、南極洲板塊之間的分離，在板塊分離的拉張應(yīng)力背景下，澳大利亞大陸西北緣整體轉(zhuǎn)入裂陷活躍期。裂陷活動可分為早晚兩期，在早侏羅世—中侏羅世卡洛夫期，早期裂谷主要沿著?？怂姑┧孤∑鹞鱾?cè)邊緣一帶發(fā)育，也是后期大陸解體的位置[16-18]。該時期沉積了一套Athol和Legendre組濱岸平原—陸架沉積的砂泥巖。晚期裂谷主要發(fā)生在中侏羅世卡洛夫期—早白堊世阿普特期，由于印度洋的海底擴張和岡瓦納大陸的逐漸解體，形成了區(qū)域性的卡洛夫期不整合面，此時裂谷作用不斷向西北遷移。該時期沉積了一套厚層的Dingo組泥巖、巴羅群砂巖和區(qū)域上廣泛分布的Muderong組頁巖。

1.1.3 裂谷后被動大陸邊緣階段(晚白堊世—現(xiàn)今)

隨著澳大利亞陸塊與南極洲徹底分離，開始向北漂移，澳大利亞西北大陸架轉(zhuǎn)入被動大陸邊緣階段，并一直持續(xù)至今[16-20]。盆地內(nèi)構(gòu)造活動相對穩(wěn)定，主要在淺層發(fā)育一系列小規(guī)模正斷層。由于澳大利亞大陸西北部地勢平坦，陸源碎屑供給少，整個大陸邊緣以厚層的臺地碳酸鹽巖沉積為特征。

1.2 油氣地質(zhì)條件

盆地縱向上發(fā)育多套烴源巖，分別為三疊系Locker組頁巖、Mungaroo組泥巖，中—上侏羅統(tǒng)Dingo組泥巖和下白堊統(tǒng)Muderong組頁巖(圖3)。烴源巖總體上以差—中等烴源巖為主，Mungaroo組烴源巖品質(zhì)相對較好，烴源巖有機質(zhì)類型主要為Ⅱ2-Ⅲ，少量為Ⅱ1型(圖4a)；成熟門限深度一般在3 000 m左右，在?？怂姑┧拱枷莺桶土_凹陷已經(jīng)達到高成熟演化階段。Dingo組烴源巖品質(zhì)中等—好，Ⅱ-Ⅲ型干酪根(圖4b)，以海相內(nèi)源和陸源混合有機質(zhì)為主，在巴羅—丹皮爾和埃克斯茅斯凹陷大部分處于早期成熟—成熟生油階段。Muderong組頁巖整體上屬于中等烴源巖，有機質(zhì)主要為Ⅱ2-Ⅲ型。但該套烴源巖由于埋藏淺，大部分地區(qū)尚未成熟。其中，三疊系Locker/Mungaroo組以及中—上侏羅統(tǒng)Dingo組是盆地的主力烴源巖。

盆地發(fā)育多套砂巖儲層，從三疊系—古新統(tǒng)均有分布，但主要勘探層系集中在三疊系及中—下侏羅統(tǒng)的河流—三角洲相砂巖。三疊系Mungaroo組發(fā)育大型的河流—三角洲沉積體系，在盆地中分布范圍最廣，埋深小于3 000 m的砂巖儲層孔隙度一般在10%～30%之間，在Gorgon地區(qū)埋深在3 500～4 000 m之間的砂巖存在次生孔隙發(fā)育帶，孔隙度也可達到10%～20%。中—上侏羅統(tǒng)Dingo組泥巖和下白堊統(tǒng)Muderong組頁巖是盆地的2套主要蓋層，特別是Muderong組頁巖在盆地范圍內(nèi)廣泛分布，構(gòu)成有效的區(qū)域蓋層。這套區(qū)域蓋層的存在是北卡那封盆地中生界油氣富集的關(guān)鍵因素之一[21-22]。

圖3 澳大利亞北卡那封盆地綜合地層Fig.3 Stratigraphic chart of North Carnarvon Basin, Australia

圖4 澳大利亞北卡那封盆地?zé)N源巖有機質(zhì)類型Fig.4 Organic matter type of North Carnarvon Basin, Australia

北卡那封盆地可以劃分為2個含油氣系統(tǒng)：一個是以侏羅系Dingo組泥巖為烴源巖，侏羅系—白堊系砂巖為儲集層的侏羅系Dingo組—侏羅系/白堊系含油氣系統(tǒng)；另一個是以三疊系Locker組頁巖和Mungaroo組泥巖為烴源巖，Mungaroo砂巖為儲集層的三疊系Locker/Mungaroo組—三疊系含油氣系統(tǒng)[23-27]。

侏羅系Dingo組—侏羅系/白堊系含油氣系統(tǒng)的區(qū)域蓋層是下白堊統(tǒng)的Muderong泥巖。圈閉形成時間主要在晚三疊世、侏羅紀及早白堊世。烴源巖在早白堊世開始生烴，一直持續(xù)到現(xiàn)今，晚白堊世—古新世達到排烴高峰期[28]。成藏關(guān)鍵時刻一般在白堊紀末期(65 Ma)。

三疊系Locker/Mungaroo組—三疊系含油氣系統(tǒng)的區(qū)域蓋層也是下白堊統(tǒng)Muderong組泥巖。圈閉形成時間主要在晚三疊世、中晚侏羅世及早白堊世。烴源巖在晚三疊世開始生烴并一直持續(xù)到現(xiàn)今。三疊系Locker/Mungaroo組—三疊系含油氣系統(tǒng)發(fā)生2次大的油氣充注事件，分別在晚三疊世—侏羅紀和晚白堊世—現(xiàn)今，以晚期油氣充注為主。

2個含油氣系統(tǒng)在平面分布上具有一定的差異，在巴羅、丹皮爾及?？怂姑┧拱枷莶糠值貐^(qū)這2個含油氣系統(tǒng)均有分布，但以侏羅系Dingo組—侏羅系/白堊系含油氣系統(tǒng)為主。?？怂姑┧孤∑?、?？怂姑┧拱枷菀约芭璧貣|部邊緣皮達姆拉(Peedamullah)陸架主要以三疊系Locker/Mungaroo組—三疊系含油氣系統(tǒng)為主。

北卡那封盆地的油氣分布在平面上具有明顯的分區(qū)性，具有“內(nèi)側(cè)為油，外側(cè)為氣”的特征。盆地內(nèi)的油氣發(fā)現(xiàn)以天然氣為主，石油為輔[29-30]。在平面上，石油主要分布在巴羅凹陷和丹皮爾凹陷，占全盆地已發(fā)現(xiàn)油氣可采儲量的10%。天然氣發(fā)現(xiàn)則主要分布在灤金凸起和?？怂姑┧孤∑鹕?圖2)。在縱向上，油氣從中—上三疊統(tǒng)到下白堊統(tǒng)均有分布，整體呈現(xiàn)出“上油下氣”的特征。天然氣主要富集在中—上三疊統(tǒng)Mungaroo組砂巖，在已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的10個大型氣田中，有7個氣田來自該套儲層；其他次要的儲集層為上侏羅統(tǒng)牛津階砂巖和下白堊統(tǒng)巴羅群砂巖。石油主要分布在上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)的儲層內(nèi)。

2 北卡那封盆地資源潛力評價

2.1 資源評價方法

油氣資源評價的方法繁多，但歸結(jié)起來不外乎3大類：成因法、統(tǒng)計法和類比法[31-40]。不同的評價方法適用于不同的勘探階段，或不同的研究目的。針對北卡那封盆地具有中—高勘探程度的特點，結(jié)合研究區(qū)的石油地質(zhì)條件和所掌握的資料，本文建立了以分段式油藏規(guī)模序列法(統(tǒng)計法)為主、多種方法相結(jié)合確定評價參數(shù)，并運用蒙特卡洛法模擬預(yù)測待發(fā)現(xiàn)資源量的評價方法。由于是預(yù)測未來一定時期內(nèi)的油氣藏數(shù)量，因此利用分段式油藏規(guī)模序列法預(yù)測油氣藏的數(shù)量比較合理。分段后的油藏規(guī)模序列法可以適當(dāng)壓制序列尾部出現(xiàn)的大量不合理預(yù)測點，以更客觀地預(yù)測未來一定時間內(nèi)的待發(fā)現(xiàn)油氣藏數(shù)量。

利用蒙特卡洛模擬進行油氣資源評價所需參數(shù)可以按下列步驟確定(圖5)：運用分段式油藏規(guī)模序列法，結(jié)合研究區(qū)的石油地質(zhì)條件和勘探程度，確定評價單元的油氣藏分布總體，進而可確定待發(fā)現(xiàn)油氣藏規(guī)模最大值。根據(jù)油氣田開采的成本和收益關(guān)系，求得油氣田經(jīng)濟規(guī)模下限，作為待發(fā)現(xiàn)油氣藏規(guī)模最小值。確定評價單元油氣藏分布總體后，以最小經(jīng)濟規(guī)模為下限，利用油藏規(guī)模序列法預(yù)測的總數(shù)扣除已發(fā)現(xiàn)的油氣藏數(shù)量，即為待發(fā)現(xiàn)油氣藏數(shù)量的最大值。根據(jù)往年油氣藏發(fā)現(xiàn)數(shù)量的變化趨勢，結(jié)合評價單元的勘探程度和地質(zhì)特征，外推未來一定時期內(nèi)可發(fā)現(xiàn)的油氣藏數(shù)，這一數(shù)值可看作待發(fā)現(xiàn)油氣藏數(shù)的最保守估計，即待發(fā)現(xiàn)油氣藏個數(shù)的最小值?？紤]勘探有著高潮和低谷期，高潮期投入的勘探工作量大，發(fā)現(xiàn)的油氣田數(shù)量也相應(yīng)增加。為了平衡每一階段的勘探工作量，選擇每一階段的時間跨度為5年，統(tǒng)計各評價單元每5年已發(fā)現(xiàn)的油氣田個數(shù)，擬合趨勢外推各評價單元未來可能發(fā)現(xiàn)油氣田個數(shù)。

圖5 澳大利亞北卡那封盆地評價參數(shù)確定流程Fig.5 Study flow chart of assessment parameters in North Carnarvon Basin, Australia

2.2 評價單元劃分

下白堊統(tǒng)Muderong組頁巖是北卡那封盆地有效的區(qū)域蓋層。區(qū)域蓋層之下的三疊系—下白堊統(tǒng)砂巖是盆地的主力勘探目的層。由于受到構(gòu)造作用影響，這一單元發(fā)育多期斷層，使得儲層在縱、橫向上都有良好的連通性，油氣可以垂向及側(cè)向順暢運移，因此把該套區(qū)域蓋層之下各成藏層系作為一個整體來進行評價。而位于區(qū)域蓋層之上的漂移層系，以海相泥巖沉積為主，缺乏良好的儲層，同時受到區(qū)域蓋層的封堵，下部成熟烴源巖生成的油氣很難運移到漂移層系中成藏。加上漂移層系整體上處于一個大的單斜構(gòu)造背景，很難形成構(gòu)造圈閉。綜合分析認為，盆地漂移層系基本沒有勘探前景，因此本次資源評價不考慮該層系。

在平面上，通過對盆地石油地質(zhì)條件的分析并結(jié)合油氣成藏規(guī)律，考慮目前的勘探程度，將盆地劃分為6個評價單元，分別為巴羅凹陷、丹皮爾凹陷、埃克斯茅斯凹陷、比格爾凹陷、灤金凸起和?？怂姑┧孤∑鹪u價單元(圖2)。這6個評價單元石油地質(zhì)條件上的差異導(dǎo)致油氣藏類型及保存條件存在很大不同。從目前已發(fā)現(xiàn)的油氣藏分布規(guī)律可以看出，油藏主要分布在巴羅—丹皮爾評價單元，同時也發(fā)現(xiàn)多個中—小型氣田。?？怂姑┧孤∑?、灤金凸起以中—大型氣田為主，但是受勘探條件制約，目前已發(fā)現(xiàn)氣田數(shù)量較少。比格爾凹陷和埃克斯茅斯凹陷這2個評價單元以中—小型油氣田為主，勘探發(fā)現(xiàn)相對較少。

2.3 評價參數(shù)選取

首先依據(jù)IHS 數(shù)據(jù)庫對不同評價單元的油氣田個數(shù)及儲量數(shù)據(jù)進行整理和分類[30](圖6)。在此基礎(chǔ)上，再結(jié)合各評價單元的勘探程度、勘探歷程和油氣田數(shù)量，確定各評價單元未來待發(fā)現(xiàn)油氣田個數(shù)和待發(fā)現(xiàn)油氣田規(guī)模兩組參數(shù)。

2.3.1 待發(fā)現(xiàn)油氣田個數(shù)確定

采用勘探趨勢外推法預(yù)測若干年(本次評價為未來30年)獲得的待發(fā)現(xiàn)油氣田數(shù)，即在最保守的情況下能夠?qū)崿F(xiàn)的估計數(shù)，將其作為該評價單元待發(fā)現(xiàn)油氣田個數(shù)的最小值。

利用油藏規(guī)模序列法擬合得出的待發(fā)現(xiàn)油氣田和已發(fā)現(xiàn)的油氣田構(gòu)成了一個完整的自然總體，扣除該單元內(nèi)達不到經(jīng)濟規(guī)模的部分和已發(fā)現(xiàn)的油氣田，進而得到待發(fā)現(xiàn)油氣田的最大數(shù)。常規(guī)油田規(guī)模序列法服從帕萊托分布，以油田規(guī)模的序號為橫坐標(biāo)，以油田規(guī)模為縱坐標(biāo)，在雙對數(shù)坐標(biāo)下大致形成一條直線。因為橫坐標(biāo)為對數(shù)坐標(biāo)，油田規(guī)模序號的分布呈現(xiàn)前疏后密，所以計算出較小油田規(guī)模的樣本點數(shù)量就越多，造成在油藏規(guī)模序列尾部產(chǎn)生大量不必要的小規(guī)模油氣田。如果某一地質(zhì)單元勘探程度越高，油田規(guī)模序列就越接近直線。但在勘探程度很高的尼日爾三角洲盆地和北海中央地塹，其油田規(guī)模序列均呈現(xiàn)分段的特征。而此次評價是對評價單元未來若干年內(nèi)的資源量預(yù)測，需要避免常規(guī)油田規(guī)模序列法數(shù)學(xué)模型尾部產(chǎn)生的大量不合理預(yù)測點，嘗試將油氣田按儲量規(guī)模劃分為多個區(qū)間，每個區(qū)間擬合直線的斜率不同，以求更加接近評價單元未來一定時間內(nèi)的油田規(guī)模序列分布。在油氣藏規(guī)模對數(shù)分布模型中，N1、N2、N3分別是分段后各段內(nèi)已發(fā)現(xiàn)和待發(fā)現(xiàn)油氣田數(shù)量之和。N1、N2、N3之和，即為該單元已發(fā)現(xiàn)和待發(fā)現(xiàn)油氣田之和最大數(shù)，N4則是不分段直接模擬產(chǎn)生的高估部分(圖7)。

圖6 澳大利亞北卡那封盆地不同評價單元三疊系—下白堊統(tǒng)成藏組合的儲量(a)及油氣田數(shù)(b)Fig.6 Reserves (a) and oil-and-gas field number (b) distribution of Triassic and Lower Cretaceous assemblage elements of different units, North Carnarvon Basin, Australia

通過對美國地質(zhì)調(diào)查局(USGS)2000年全球油氣資源評價過程中所選取的待發(fā)現(xiàn)油氣田數(shù)量分布數(shù)學(xué)模型的調(diào)研發(fā)現(xiàn)，大多數(shù)盆地的待發(fā)現(xiàn)油氣田數(shù)量服從對數(shù)正態(tài)分布，少數(shù)服從標(biāo)準(zhǔn)三角分布。因此，本次對北卡那封盆地待發(fā)現(xiàn)油氣田數(shù)量的眾數(shù)預(yù)測采用對數(shù)正態(tài)分布來確定。

2.3.2 待發(fā)現(xiàn)油氣田規(guī)模確定

根據(jù)投產(chǎn)油氣田的成本與收益關(guān)系，可以確定待發(fā)現(xiàn)油氣田的最小經(jīng)濟規(guī)模。對于澳大利亞西北陸架區(qū)來說，待發(fā)現(xiàn)油氣田的最小經(jīng)濟規(guī)模儲量下限約為2 MMbbl(對于氣田來說約為12 Bcf)。

圖7 分段式油藏規(guī)模序列模型Fig.7 Improved field size distribution model

表1 澳大利亞北卡那封盆地資源評價參數(shù)Table 1 Assessment parameters of North Carnarvon Basin, Australia

油氣田規(guī)模序列分布中的最大規(guī)模油氣田，既可能是已發(fā)現(xiàn)的最大油氣田，也可能是模型所預(yù)測的待發(fā)現(xiàn)的最大油氣田，這取決于該單元的石油地質(zhì)條件和勘探程度。因此，待發(fā)現(xiàn)氣田最大規(guī)模為模型預(yù)測的數(shù)值或為已發(fā)現(xiàn)最大氣田。

由于油藏規(guī)模序列中的各油氣田規(guī)模為一離散分布，因此待發(fā)現(xiàn)油氣田規(guī)模的眾數(shù)是通過油藏規(guī)模序列中的中值直接確定。

根據(jù)上述參數(shù)確定方法，結(jié)合對盆地各評價單元的石油地質(zhì)認識，最終優(yōu)選出了各評價單元待發(fā)現(xiàn)資源量預(yù)測所需的各種參數(shù)(表1)。并根據(jù)盆地內(nèi)已發(fā)現(xiàn)油氣田的氣油比和液氣比數(shù)值，確定待發(fā)現(xiàn)油氣田的氣油比最小值、均值和最大值分別為15，396，1 320 cf/bbl；液氣比的最小值、均值和最大值分別為2，41，265 bbl/MMcf。目前已發(fā)現(xiàn)的油田主要分布在巴羅、丹皮爾和?？怂姑┧拱枷?，預(yù)測的待發(fā)現(xiàn)油田也主要在這3個凹陷內(nèi)。其油源主要來自中上侏羅統(tǒng)Dingo組海相和陸相混合有機質(zhì)的烴源巖，油氣兼生，處于早期成熟—成熟階段，生成原油的氣油比相對較高。已發(fā)現(xiàn)的氣田主要來自三疊系Mungaroo組Ⅱ2和Ⅲ型烴源巖，現(xiàn)今處于高成熟演化階段，以生成天然氣為主，凝析油為輔，因此已統(tǒng)計油氣田的液氣比相對較低。

2.4 評價結(jié)果

利用蒙特卡洛法預(yù)測各評價單元在不同概率條件下的待發(fā)現(xiàn)油氣資源量(表2)。從預(yù)測結(jié)果可以看出，北卡那封盆地未來待發(fā)現(xiàn)的油氣資源量比較豐富，仍有很大資源潛力。其中待發(fā)現(xiàn)石油可采資源量(均值)1 560 MMbbl，待發(fā)現(xiàn)天然氣可采資源量(均值)34 978 Bcf，待發(fā)現(xiàn)凝析油可采資源量(均值)3 497 MMbbl。

與澳大利亞資源科學(xué)局(BRS)1998年評價結(jié)果以及USGS2000年評價結(jié)果[41]對比，本次評價的資源量從表面上看，低于USGS2000年的預(yù)測結(jié)果，高于BRS的預(yù)測結(jié)果(表3)。其原因主要有兩方面：第一， BRS和USGS這兩家權(quán)威機構(gòu)對北卡那封盆地資源量預(yù)測的時間分別為1998年和2000年，當(dāng)時采用的預(yù)測樣本數(shù)據(jù)比本次少，本文在評價過程中補充應(yīng)用了最新的勘探成果資料，導(dǎo)致相關(guān)參數(shù)賦值有所不同。第二，BRS1998年和USGS 2000年評價后，近20年來新的油氣勘探發(fā)現(xiàn)表明，新發(fā)現(xiàn)的石油可采儲量為964.6 MMbbl，天然氣可采儲量為67 383 Bcf。BRS預(yù)測的石油和天然氣資源量明顯低于已發(fā)現(xiàn)的可采儲量。USGS(2000)預(yù)測的待發(fā)現(xiàn)天然氣資源量也低于已發(fā)現(xiàn)的天然氣可采儲量，反映了隨著勘探程度的不斷增加，對北卡那封盆地的認識程度也有所差別。第三，此次資源評價是在現(xiàn)今對地下地質(zhì)認識和油氣分布規(guī)律深入研究的前提下，基于對盆地各構(gòu)造單元油氣地質(zhì)條件分析，而劃分出的6個評價單元，然后在油氣地質(zhì)認識約束下，進行資源評價參數(shù)的選取。較USGS(2000)的一個評價單元更加精細，能更好地反映北卡那封盆地的整體勘探潛力和盆地內(nèi)資源潛力的差異，因此在結(jié)果上會有一定的不同。

表2 澳大利亞北卡那封盆地待發(fā)現(xiàn)油氣資源量Table 2 Undiscovered resources, North Carnarvon Basin, Australia

表3 不同機構(gòu)對澳大利亞北卡那封盆地資源評價結(jié)果對比Table 3 Assessment result comparison, North Carnarvon Basin, Australia

3 盆地勘探潛力與方向

根據(jù)北卡那封盆地6個評價單元的資源評價結(jié)果，該盆地總的油氣資源量為26 163.59 MMboe，是西北陸架油氣資源最豐富的盆地。截至2015年底，該盆地已經(jīng)探明石油可采儲量2 481.57 MMbbl，凝析油可采儲量1 636.15 MMbbl，天然氣可采儲量128 110 Bcf。

資源評價結(jié)果表明，盆地中的?？怂姑┧孤∑?、灤金凸起油氣資源較為豐富，具有較好的勘探潛力。?？怂姑┧孤∑鹛矫魈烊粴饪刹蓛α?7 108.56 Bcf，占整個盆地天然氣可采儲量的44.6%；灤金凸起探明凝析油可采儲量11 209.68 MMbbl，天然氣可采儲量10 056.78 Bcf，分別占到整個盆地凝析油和天然氣可采儲量的73.9%和14.9%。北卡那封盆地中已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的4個特大型氣田(分別是Perseus、North Rankin、Gorgon和Jansz氣田)和6個大型氣田(分別為Scarborough、Goodwyn、Geryon、Wheatstone、Pluto和Clio氣田)全部位于這2個構(gòu)造單元。

從待發(fā)現(xiàn)資源潛力看，?？怂姑┧孤∑鸷蜑唇鹜蛊鹨彩桥璧卮l(fā)現(xiàn)油氣資源最豐富的地區(qū)。其中?？怂姑┧孤∑鸫l(fā)現(xiàn)凝析油資源量1 661 MMbbl，待發(fā)現(xiàn)天然氣資源量16 217 Bcf，分別占整個盆地凝析油和天然氣待發(fā)現(xiàn)資源的47.5%和46.4%。灤金凸起待發(fā)現(xiàn)凝析油資源量1 270 MMbbl，待發(fā)現(xiàn)天然氣資源量12 339 Bcf，分別占整個盆地凝析油和天然氣待發(fā)現(xiàn)資源的36.3%和35.3%。

根據(jù)上述研究成果，結(jié)合勘探程度、油氣地質(zhì)條件和成藏控制因素研究，認為?？怂姑┧孤∑鹞髂喜靠碧匠潭戎械取⑷﹂]發(fā)育，且位于油氣運移有利指向區(qū)，有利于大中型構(gòu)造油氣藏的形成，具有較大勘探潛力，是北卡那封盆地天然氣勘探最有利的區(qū)帶。

4 結(jié)論

(1)北卡那封盆地發(fā)育侏羅系Dingo組—侏羅系/白堊系和三疊系Locker/Mungaroo組—三疊系2個含油氣系統(tǒng)。在晚侏羅世—早白堊世形成的埃克斯茅斯—丹皮爾凹陷內(nèi)2個含油氣系統(tǒng)均有分布，但以侏羅系Dingo組—侏羅系/白堊系含油氣系統(tǒng)為主。三疊系Locker/Mungaroo組—三疊系含油氣系統(tǒng)在整個盆地分布十分廣泛，各個構(gòu)造單元均有分布。

(2)北卡那封盆地是澳大利亞西北陸架的一個天然氣相對富集的盆地，天然氣儲量占全盆地已發(fā)現(xiàn)油氣儲量的90%左右。盆地油氣分布具有平面分區(qū)、縱向分層的特征。平面上，天然氣主要分布在灤金凸起和?？怂姑┧孤∑鹕?，而石油則主要分布在巴羅凹陷和丹皮爾凹陷內(nèi)。縱向上，油氣呈現(xiàn)出“上油下氣”的特征，天然氣主要富集在中—上三疊統(tǒng)Mungaroo組，石油主要賦存于上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)的儲集層內(nèi)。

(3)將盆地劃分為6個評價單元進行資源評價，利用蒙特卡洛模擬法預(yù)測盆地待發(fā)現(xiàn)可采資源量，石油為1 667 MMbbl(均值)，天然氣為34 978 Bcf(均值)，凝析油為3 497 MMbbl(均值)。石油待發(fā)現(xiàn)資源量主要分布在晚侏羅世—早白堊世形成的斷陷內(nèi)，天然氣和凝析油待發(fā)現(xiàn)資源量則主要分布在?？怂姑┧孤∑鸷蜑唇鹜蛊?。

(4)盆地中的?？怂姑┧孤∑鸷蜑唇鹜蛊鸫l(fā)現(xiàn)油氣資源較為豐富，是盆地的資源潛力區(qū)，特別是埃克斯茅斯隆起西南部勘探程度較低、圈閉條件好，處于油氣運移指向區(qū)，是盆地下步天然氣勘探的最有利區(qū)。