巴西桑托斯盆地油气成藏特征及主控因素分析*

康洪全 程 涛 李明刚 王 健 陈 凯

(中海油研究总院 北京 100028)

巴西桑托斯盆地油气成藏特征及主控因素分析*

康洪全 程 涛 李明刚 王 健 陈 凯

(中海油研究总院 北京 100028)

为了揭示巴西桑托斯盆地油气富集规律，指导下一步的油气勘探，结合地震、钻井等基础资料对该盆地油气成藏特征进行了综合分析，结果表明：①裂谷期湖相泥岩是盆地一套优质并广泛分布的主力烃源岩，成熟度整体呈现“东部成熟、西部过熟”的分带特征；②盐下湖相碳酸盐岩层系是盆地主要勘探领域，其中湖相微生物礁藻叠层石灰岩与生屑滩贝壳灰岩是主要的储层类型；③盐岩盖层发育四类构造样式并呈三带展布，从封盖作用上可以划分为西部薄盐-无盐通道区和东部厚盐封闭区；④盆地发育盐下、盐上两大勘探层系，其中盐下勘探层系主要位于东部厚盐封闭区，为盐下生盐下储成藏模式，而盐上勘探层系主要位于西部薄盐-无盐通道区，为盐下生盐上储成藏模式。综合分析认为，盐岩盖层厚度与烃源岩成熟度是该盆地油气成藏主控因素，具体表现为盐岩盖层厚度差异决定油气的成藏层系，而烃源岩成熟度差异决定油气藏类型；东部隆起带外带与中央坳陷带东部的盐下裂谷期勘探层系潜力较大，是未来勘探的2个有利区带。

桑托斯盆地；成藏特征；主控因素；盐岩盖层厚度；烃源岩成熟度；勘探潜力区带

桑托斯盆地位于巴西东南部海域，北邻坎波斯盆地，南接佩洛塔斯盆地，面积约32.7万km2，水深0～3 200 m，为典型的被动大陆边缘盆地[1]，石油地质条件十分优越，油气发现众多。截至2014年底，该盆地共获得油气发现70个，探明油气总可采储量超过400亿桶，其中自2006年以来在深水区盐下层系湖相碳酸盐岩领域连续发现了Lula、Jupiter、Franco等多个大型油气田，已累计探明油气可采储量330亿桶，占盆地总量的82%(据IHS，2014)，揭示了该盆地盐下层系具有丰富的油气资源和巨大的勘探潜力[2]。

桑托斯盆地是近年来油气勘探的热点地区，前人在该盆地完成了一些研究分析工作，在盆地的构造演化、结构、石油地质条件以及勘探方向等方面都取得了一些认识[3-12]。但是，这些研究工作多是在整个南美范围从盆地对比分析角度，或以单一油田解剖的方式，对盆地的地质与油气成藏条件进行分析[10-12]，没有对该盆地勘探潜力进行系统的评价分析。本文从烃源岩、储层、盐岩特征等多方面开展综合研究，探讨了桑托斯盆地油气成藏主控因素，揭示了盆地油气富集特征，指出了勘探潜力区带，对盆地未来的油气勘探具有重要的指导意义。

1 区域地质概况

桑托斯盆地的形成演化与中生代以来冈瓦纳大陆的解体以及大西洋的扩张有关[3]，经历了裂谷期、过渡期和漂移期等3个阶段(图1)：①裂谷阶段(早白垩世欧特里夫期—阿普特早期)，盆地构造活动强烈，断裂普遍发育，形成了多个NE走向的大型隆起和坳陷带，表现出隆坳相间的断陷结构，主要沉积了一套厚层的陆相河湖体系，其中Picarras组和Itapema组湖相泥页岩是主力烃源岩，裂谷晚期在远离盆地物源区发育的湖相生物灰岩是最重要的储集层。②过渡阶段(早白垩世阿普特晚期)，盆地处于稳定的构造环境，热沉降作用导致陆壳拉伸减薄，表现出“碟状”的坳陷结构。随着海水的进入，沉积环境向海相过渡，由于南部Walvis Ridge的遮挡，海水流动不畅，盆地处于局限海环境，主要沉积了一套厚层的蒸发岩地层(由石盐、硬石膏等组成)，最大厚度超过2 000 m。③漂移阶段(晚白垩世—新近纪)，随着洋中脊的形成和洋壳的扩张，盆地进入被动大陆边缘期，在地幔热冷却作用下稳定拗陷沉降，沉积充填了一套巨厚海相地层[4]。其中，阿尔布期以浅海碳酸盐岩沉积为主；赛诺曼期—土伦期随着全球性海平面上升，主要沉积了一套海相泥页岩；漂移晚期发育巨厚的海相泥岩，局部夹有浊积砂岩沉积。该时期盆地沉积盐岩发生了复杂的盐底辟构造变形；阿尔布期—土伦期，盐岩在上覆沉积差异负载作用下向构造高部位流动，形成隐刺穿底辟构造变形，同时盐岩变形会增加上覆地层的差异性沉积和差异负载作用，促使底辟作用的进一步发展；古近纪，随着大陆坡折的形成，盆地不断向海掀斜，盐岩在重力滑动和沉积差异负载双重作用下刺穿上覆地层，形成各种盐刺穿构造样式。

图1 桑托斯盆地地层综合柱状图(据IHS修编)

桑托斯盆地裂谷层序在东西方向上表现出“三坳夹两隆”的宏观结构(图2)，由西向东依次发育西部坳陷带、西部隆起带、中央坳陷带、东部隆起带和东部坳陷带等5个北东走向的构造带。该盆地内北西向基底走滑断裂发育，受这组走滑断层的切割而表现出南北分段的特征。

桑托斯盆地发育盐下、盐上两大勘探层系。据IHS 统计，该盆地目前已发现的70个油气田中，盐上油气田为48个，盐下油气田为22个；油气田分布在平面表现出明显的东西分带特征，其中盐下油气发现主要位于水深大于2 000 m的中央坳陷带东侧与东部隆起带，油气田的规模普遍较大[11-12]，而盐上油气田主要集中于水深约400～1 300 m的中央坳陷带西侧，多为一些中、小型油气田。

图2 桑托斯盆地裂谷层系构造格局

2 油气成藏特征

2.1 烃源岩特征

桑托斯盆地主要发育2套烃源岩：盐下裂谷期巴雷姆阶—下阿普特阶湖相烃源岩和盐上漂移期赛诺曼阶—土伦阶海相烃源岩[13]，其中盐下湖相烃源岩为盆地主力烃源岩。

1) 盐下裂谷期湖相烃源岩。

该盆地盐下裂谷期地层厚度基本在2 500～5 000 m，深坳区厚度超过5 000 m。目前钻至盐下地层的井全部位于构造隆起带上，揭示了盐下250余米的优质湖相烃源岩，证实了裂谷期沉积的Picarras组和Itapema组湖相泥页岩是盆地主力烃源岩。整体来看，盐下湖相烃源岩具有有机质丰度高、类型好、生烃潜力大的特点：TOC介于1.0%～15.9%，平均值为5.12%；IH介于500～1 084 mg/g，平均值为755 mg/g；生烃潜力S1+S2平均值为42 mg/g；干酪根类型为I型，生烃潜力大。这套盐下湖相烃源岩具有全盆地广泛分布的特点，在中央坳陷带、东部隆起带和东部坳陷带均广泛发育，品质优越，表明盆地具有较大的生烃潜力与油气资源潜力，近年来丰富的油气发现也很好地证明了这一点。

该盆地盐下裂谷期烃源岩演化在不同构造区带具有明显的差异性，盆地模拟表明盐下烃源岩成熟度整体呈现“东部成熟、西部过熟”的分带特征(图3)，即东部隆起带及中央坳陷带东北部盐下湖相烃源岩现今成熟度Ro介于0.5%～2.5%，大部分介于0.7%～1.3%的生油高峰阶段，该区域主要的生排烃在晚白垩世89～66 Ma左右开始；而中央坳陷带西部盐下湖相烃源岩现今成熟度Ro介于1.0%～2.5%，大部分介于1.7%～2.2%的生油高峰阶段，该区域主要的生排烃在晚白垩世99～89 Ma左右开始，并在66 Ma左右大规模进入生气阶段。

2) 盐上漂移期海相烃源岩。

盐上漂移期赛诺曼阶—土仑阶Itajai-Acu组发育的海相泥页岩是桑托斯盆地的次要烃源岩，TOC介于0.50%～5.79%，平均值为2.00%，IH介于100～400 mg/g，干酪根类型为II2～III型，生烃潜力S1+S2介于1～8 mg/g。该套烃源岩主要在西部中央坳陷带上覆区域分布，呈现出南好北差的特征，TOC值在南部地区可达4.0%，向北逐渐减小，大部分区域都小于0.5%；现今整体处于低熟—成熟阶段，成熟区主要位于中央坳陷带的西南部，东部隆起区和东部坳陷区目前还没有进入生油窗。

图3 桑托斯盆地盐下烃源岩成熟度平面分布

2.2 储层特征

1) 盐下裂谷期湖相沉积储层特征。

该盆地盐下裂谷期湖相碳酸盐岩储层发育，分为上、下两套[14-15]：

①裂谷期拗陷阶段下部Itapema组沉积生屑滩亚相，包括贝壳滩、滩缘和浅湖泥微相，主要发育贝壳灰岩储层(图4)，其中贝壳滩微相灰岩储层主要生长在东部隆起带继承性隆起之上，向低部位逐渐过渡为滩缘微相，仅在坳陷带洼中隆起之上少量发育。储层孔隙度6.3%～30.0%，平均值为16.9%;渗透率1.1～1 180.0 mD，平均值为101.8 mD。

②裂谷期拗陷阶段上部Barra Velha组沉积微生物礁亚相，包括礁核、礁缘和浅湖泥微相，主要发育藻叠层石灰岩储层(图4)，主体仍集中在东部隆起带继承性隆起早期生屑滩建立的坚硬礁基之上，呈大面积连片分布，仅在坳陷带洼中隆起之上零星孤立分布。储层孔隙度5.0%～26.5%，平均值为13.4%；渗透率1～3 234 mD，平均值为183.7 mD。

图4 桑托斯盆地湖相碳酸盐岩储层沉积类型

2) 盐上漂移期海相沉积储层特征。

该盆地在漂移期阿尔布阶广泛发育一套海相碳酸盐岩台地沉积，台地边缘亚相与开阔台地亚相储层最发育，储层岩性主要为颗粒灰岩，孔隙度6%～20%，平均值为15%；渗透率25～1 040 mD，平均值为665 mD。晚白垩世以来发育3套海相砂岩储层沉积，分别是土伦阶—康尼亚克阶Itajai-Acu组深水浊积砂岩、坎潘阶—马斯特里赫特阶Jureia组滨岸砂及深水浊积砂岩以及始新统—渐新统Marambaia组深水浊积砂岩，为盆地盐上层系的主要储层类型。

2.3 盐岩特征

1) 盐岩构造样式。

桑托斯盆地内盐岩变形复杂，形成了大量不同类型的变形构造样式(图5)。现有资料分析表明，在平面上不同类型的盐岩变形构造样式有一定的分布规律[16]，由陆到海盐岩构造样式分布可以划分为3个区：①滑脱伸展变形区，对应中央坳陷带的西斜坡，盐岩构造样式以盐窗为主，伴有少量盐枕。②强烈挤压变形区，分布在中央坳陷带的中、东部，盐岩构造样式主要为盐塔或盐脊，伴有少量盐窗发育。③稳定挤压变形区，分布在东部隆起带和东部坳陷带局部，盐岩构造样式以盐被为主。

2) 盐岩厚度。

滑脱伸展变形区和强烈挤压变形区位于盆地中央坳陷带西侧，盐岩总体厚度小，且差异较大，约几十米到几百米，局部缺失呈现无盐区，盐岩分布不连续，构成薄盐-无盐的油气运移通道区。稳定挤压变形区主要位于盆地东部的中央坳陷带东侧以及东部隆起带，盐岩厚度大，约2 000 m以上，且分布均匀连续，多流动的韧性成分构成了厚的盐岩盖层封闭区(图6)。

图5 桑托斯盆地盐岩构造样式(剖面位置见图2)

图6 桑托斯盆地盐岩厚度差异(剖面位置见图2)

2.4 成藏模式

桑托斯盆地主要发育2类成藏模式，一类是盐下烃源岩近源垂向运移至盐下灰岩圈闭成藏，另一类是盐下烃源岩沿盐相关断层运移至盐上圈闭成藏。

Lula油田是桑托斯盆地目前最大的油田，位于盆地东部隆起带厚盐岩封闭区，储层为盐下湖相碳酸盐岩，烃源岩为分布于盐下中央坳陷带及东部隆起带湖相烃源岩，晚白垩世开始大量生成的油气沿凸起周缘裂谷期正断层垂向运移至盐下灰岩圈闭聚集成藏，为“中央坳陷带+东部隆起带双洼近源供烃垂向运移”成藏模式(图7)。

Merluza油气田位于中央坳陷带西侧的薄盐-无盐通道区，储集层主要为上白垩统Itajai-Acu和Jureia组海相浊积砂岩，盖层为漂移期海相泥页岩，盐下中央坳陷带西侧过成熟烃源与盐上晚白垩世土伦期海相成熟烃源混合供烃(其中盐下烃源岩处于过成熟，以生凝析气为主；而盐上烃源岩成熟，以生正常原油为主)，所生成的油气经裂谷期断层、盐窗和盐相关断层以及浊积砂岩等输导体系垂向-侧向运聚成藏，为“盐上、盐下混合烃源沿盐相关断层输导”成藏模式(图8)。

图7 东部隆起带Lula油田成藏模式

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

图8 中央坳陷带西部Merluza油气田成藏模式

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

3 油气成藏主控因素

油气形成与分布受多种地质因素控制，只有在时空有效配置下才能形成有利的油气聚集[17-19]。综合分析认为，桑托斯盆地油气成藏主控因素是盐岩盖层厚度与烃源岩成热度，具体表现为：

1) 盐岩盖层厚度差异决定油气成藏层系。

该盆地油气田的分布与盐岩厚度密切相关：①东部厚盐岩区域封盖作用极强，油气被有效保存和封闭在盐下圈闭中聚集成藏，目前盐下发现的所有大型油气田均位于厚层蒸发盐岩覆盖区，如Lula油田。②西部薄盐区-无盐区盐层作为盖层的封闭性变差，多发育沟通盐上、盐下的油气运移通道，油气多通过盐窗和盐相关断层运移到盐上层系成藏，如Merluza油气田。

2) 烃源岩成熟度差异控制油气藏类型。

该盆地盐下湖相烃源岩成熟度差异决定了相应的油气藏类型：①分布在东部隆起带和中央坳陷带东侧洼中隆起区的盐下油气田，其油气来自于盐下裂谷期湖相烃源岩，处于生烃高峰阶段，油气性质为正常原油，API约25°～30°，与盐下烃源岩的热演化程度具有很好的匹配关系，如Lula油田和Franco油田均是典型的近源成藏巨型油田。②中央坳陷带西部及中部部分地区烃源岩热演化已达高成熟—过成熟，以生成天然气和凝析油为主，在盐下主要形成天然气藏或凝析气藏，如Mexiho气田、Merluza凝析气田和Parati凝析气藏。

4 勘探潜力区带

综合分析盆地油气成藏特征及主控因素，认为巴西桑托斯盆地未来的勘探潜力应该主要集中在盐下裂谷期勘探层系，主要发育以下2个勘探潜力区带。

1)东部隆起带外带。

东部隆起带外带主要为隆起带东部的几排大型凸起构造带，在构造上垒堑间互结构发育，其周边广泛发育优质的湖相烃源岩，并在晚白垩世开始大规模生排烃；隆起带上盐下湖相灰岩储层发育，尤其是微生物礁灰岩储层很可能发育；隆起带上覆厚层盐岩盖层的广泛发育，利于油气保存。该盆地现有盐下油气发现主要集中于东部隆起带的内带，目前外带勘探程度较低，仅发现了Jupiter油气田，但外带与内带具有相似的油气成藏条件和背景，勘探潜力巨大。

2) 中央坳陷带东部。

中央坳陷带东部发育众多大型洼中隆构造，圈闭条件较好。中央坳陷带广泛发育优质的湖相烃源岩，其东部烃源岩已经成熟并在晚白垩世开始大规模生排烃，且以生油为主；洼中隆上盐下湖相灰岩储层较为发育；中央坳陷带东部上覆厚层盐岩盖层发育，利于油气保存。中央坳陷带洼中隆起目前已获得众多油气发现，但中央坳陷带东部目前勘探程度相对较低，2014年在这一区带新发现的Sagitatrio灰岩油气藏揭示了该区带仍然具有较大的勘探潜力。

5 结论

1) 桑托斯盆地主要发育盐下裂谷期湖相烃源岩和盐上漂移期海相烃源岩，其中盐下裂谷期湖相烃源岩为盆地主力烃源岩；裂谷期沉积湖相碳酸盐岩中的藻叠层石灰岩与贝壳灰岩是主要储层类型；盐岩在盆地内普遍发育，整体具有西薄东厚的特点；主要发育2类成藏模式，一类是盐下烃源岩近源垂向运移至盐下灰岩圈闭成藏，另一类是盐下烃源岩沿盐相关断层运移至盐上圈闭成藏。

2) 综合分析认为，桑托斯盆地油气成藏主控因素是盐岩盖层厚度与烃源岩成熟度，其中盐岩盖层厚度差异决定油气的成藏层系，而烃源岩成熟度差异决定油气藏类型。

3) 综合盆地油气成藏特征及主控因素，认为桑托斯盆地未来的勘探潜力应主要集中在盐下裂谷期勘探层系，预测东部隆起带外带与中央坳陷带东部为有利勘探潜力区带。

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(编辑：冯 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，高级工程师，1994年毕业于西南石油大学，获硕士学位，现主要从事石油勘探地质工作。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”国家科技重大专项“大陆边缘盆地类比与油气成藏规律研究(编号：2011ZX05030-001)”部分研究成果。

康洪全,程涛,李明刚，等.巴西桑托斯盆地油气成藏特征及主控因素分析[J].中国海上油气，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.