于璇，侯貴廷，代雙河，韓宇春，謝結來

（1教育部造山帶與地殼演化重點實驗室；2北京大學地球與空間科學學院）（3中國石油東方地球物理勘探公司地質研究院）

巴西深水盆地對比及油氣成藏規(guī)律分析

于璇1，2，侯貴廷1，2，代雙河3，韓宇春3，謝結來3

（1教育部造山帶與地殼演化重點實驗室；2北京大學地球與空間科學學院）（3中國石油東方地球物理勘探公司地質研究院）

對巴西東部被動大陸邊緣深水盆地群的構造演化和石油地質特征進行了系統性的對比分析，研究表明，盆地群經歷了4個演化階段：前裂谷階段、同裂谷階段、局限海過渡階段和被動大陸邊緣漂移階段。受區(qū)域構造應力場、膏鹽層、火山巖等方面的影響，各盆地表現出不同的盆地結構和構造樣式，而膏鹽層的發(fā)育對于油氣成藏起著關鍵作用。這些盆地中，主要發(fā)育了三套烴源巖、三套儲層和三套區(qū)域蓋層，并形成了三種油氣成藏類型：鹽下裂谷地塹內的構造油氣藏，膏鹽層上下的碳酸鹽巖油氣藏，以及鹽上的濁積巖構造—地層復合油氣藏。根據成藏規(guī)律分析，并考慮各盆地的勘探現狀，按勘探潛力由好到差的順序將盆地劃分為三類，指出Ⅰ、Ⅱ類潛力區(qū)應是主要勘探方向，具有廣闊的油氣資源前景。

巴西東部；深水盆地；油氣成藏；成藏規(guī)律；油氣潛力

巴西東部被動大陸邊緣和北美墨西哥灣以及西非幾內亞灣，一起被稱為深水油氣勘探的 “黃金三角”［1］。巴西被動大陸邊緣盆地群是世界上最大的被動大陸邊緣盆地群之一，并且其深水油氣資源量占巴西油氣總資源量的70%［2］。進入21世紀以來，巴西東海岸深水盆地群不斷有重大發(fā)現，使其逐漸成為了世界油氣勘探的熱點領域［2-5］。這些大發(fā)現使得巴西石油儲量有望躍居世界第五，僅次于沙特、伊朗、伊拉克和科威特等四國，成為名副其實的“新中東”。截至2013年底，巴西石油總儲量已達22×108t，天然氣 6500×108m3［6］。

目前雖然在巴西東南部深水區(qū)已經取得重大勘探進展，但對于巴西東部陸緣從南到北的系統性油氣地質研究則相對薄弱。本文將在前人研究的基礎上，就巴西東部被動大陸邊緣盆地群的構造演化和石油地質特征進行系統性的對比研究，并總結和評價巴西深水盆地的油氣富集規(guī)律和勘探潛力。這對促進我國石油企業(yè)開展巴西深水油氣勘探領域的國際合作和深化了解被動大陸邊緣盆地的油氣成藏規(guī)律具有一定參考意義。

1　區(qū)域概況

1.1盆地分布特征

巴西被動大陸邊緣從北緯5°延伸至南緯35°，總長度超過8 000km，由北向南可劃分出12個含油氣沉積盆地（圖1），它們分別是：亞馬孫河口盆地（Foz do Amazonas）、帕拉—馬拉尼昂（Para-Maranhao，以下簡稱“帕馬盆地”）、巴雷里尼亞斯盆地（Barreirinhas）、皮奧伊—塞阿拉盆地（Piaui-Ceara，以下簡稱“皮塞盆地”）、波蒂瓜爾盆地（Potiguar）、塞爾希培-阿拉戈斯盆地（Sergipe-Alagoas，以下簡稱“塞阿盆地”）、卡瑪姆—奧馬達盆地（Camamu-Almada，以下簡稱“卡奧盆地”）、熱基蒂尼奧尼盆地（Jequitinhonha）、庫穆魯沙蒂巴盆地（Cumuruxatiba）、圣埃斯皮里圖桑托盆地（Espirito Santo，以下簡稱“北桑托盆地”）、坎波斯盆地（Campos）和桑托斯盆地 （Santos）盆地。這些盆地平行海岸延伸，被背斜隆起和巨大的基底突起隔開。已發(fā)現的大型油氣田主要位于北桑托盆地、坎波斯盆地和桑托斯盆地，這三大盆地合稱大坎波斯盆地（Big Campos），總面積達58.66×104km2，其中海上面積為55.97×104km2。

圖1　　巴西東部被動大陸邊緣盆地分布圖

1.2構造與沉積演化

巴西東部被動大陸邊緣盆地的形成和演化與岡瓦納大陸的解體和隨后的巖石圈伸展有關［7-10］。侏羅紀末期—白堊紀早期，西岡瓦納大陸發(fā)育大陸裂谷系，隨后南美洲與非洲分離，伴隨著南大西洋擴張而形成兩岸被動大陸邊緣盆地群［11-12］。盆地演化經歷了前裂谷階段、同裂谷階段、局限海過渡階段以及被動大陸邊緣漂移階段［13］（圖2），發(fā)育了相應的沉積層序。

前裂谷階段對應于盆地基底的形成時期（圖2a），前寒武紀結晶基底以花崗巖和片麻巖為主，只有在塞阿盆地存在古生代地臺沉積蓋層［14-15］。

同裂谷階段的沉積是隨著西岡瓦納大陸在晚侏羅世—早白堊世期間的裂解開始的［11］?？膊ㄋ购蜕Ｍ兴古璧氐囊缌餍鋷r標志著南美板塊最南端部分的裂谷作用的開始［16］，并在巴西陸緣形成了北東—南西向的裂谷系統，而位于赤道附近的帕馬盆地，直到晚白堊世才發(fā)生裂谷作用（圖3）［17］。同裂谷階段主要發(fā)育受正斷層控制而形成的半地塹，并充填了河流—三角洲相的陸相巨層序（圖2b），火山質和火山碎屑巖常以夾層的形式在這套層序中出現［14］（圖3），形成了同裂谷沉積層序。

圖2　　巴西東部被動大陸邊緣演化模式圖（據文獻［14］修改）

局限海過渡階段以巖石圈伸展減弱和海水向裂谷地塹的第一次海侵為特征，沉積了一套局限海相的碳酸鹽巖或膏鹽層，這套局限海過渡層序不整合于同裂谷層序之上，類似于現今的紅海（圖2c）。該套層系主要沉積在塞阿盆地至桑托斯盆地之間（圖1，圖3）。

被動大陸邊緣漂移階段是局限海繼續(xù)擴張成大洋，盆地因熱沉降而向海傾斜，從而導致差異壓實，誘發(fā)了含鹽盆地鹽體的流動（圖2d）。從晚白堊世到新生代早期，被動大陸邊緣層序從下至上相繼沉積了兩套海相層序，下部以碳酸鹽巖為主，上部以開闊海相碎屑巖為主［14］（圖3）。

2　盆地地質特征對比與油氣富集規(guī)律

2.1盆地地質特征對比

圖3　　巴西東部被動大陸邊緣盆地綜合柱狀圖對比（據文獻［18］編繪）

巴西東部海域各深水盆地具有成因上的一致性，但從現有的油氣資源發(fā)現來看，各盆地的油氣富集規(guī)律存在著差異。由于受到區(qū)域構造應力場、火山巖、膏鹽層、局部隆起等方面的影響，從而造成了盆地間局部演化的差異。因此，進行盆地間的地質特征對比有利于摸清盆地油氣成藏規(guī)律。

2.1.1構造特征與構造樣式

在早白堊世大西洋裂解初期，即同裂谷階段初始，南美大陸順時針旋轉，而非洲大陸逆時針旋轉［19］（圖4）。130Ma—107Ma以來非洲板塊相對于南美板塊的運動矢量顯示，以貝努埃裂谷為軸，該軸以北為擠壓應力，該軸以南為拉張應力，且越向南北兩側，其相對運動矢量越大。這表明在同裂谷階段的中后期，巴西東部的塞阿盆地至桑托斯盆地和西非各盆地受近東西向拉張作用的控制，非洲板塊西北部與巴西東北陸緣之間為擠壓狀態(tài)，而在非洲中部的尼日爾三角洲地區(qū)處在伸展與擠壓過渡的調節(jié)帶上，發(fā)育著貝努埃裂谷［20-21］。據此，將巴西被動大陸邊緣劃分為巴西東部—西非伸展區(qū)、貝努埃剪切—伸展區(qū)以及赤道擠壓區(qū) （圖4）。隨著南大西洋的發(fā)育，海水由南向北灌入，巴西東部—西非伸展區(qū)最先張開，這有利于沉積物的率先充填和厚層烴源巖的發(fā)育。貝努埃剪切—伸展區(qū)在大陸裂解時受到轉換斷層的控制，在張裂變形中伴隨有較大的走滑剪切分量，因此陸架較窄［22］。而北部赤道擠壓區(qū)受北東—南西向擠壓應力的控制，盆地形成較晚，并且易受到構造破壞，客觀上不利于沉積物的充填和油氣的聚集保存［23］。

圖4　　巴西東部早白堊世（107Ma）區(qū)域應力狀態(tài)示意圖（據文獻［21，24］編繪）

南大西洋擴張的差異性導致在巴西陸緣發(fā)育寬窄不一的陸架（圖5）。位于伸展環(huán)境下的卡奧盆地以南的大陸邊緣裂谷較寬，坡度較緩，基底正斷層垂直斷距一般為0.5~2km，陸架寬度最大的可達600 km（如桑托斯盆地）［25］。處于剪切—伸展環(huán)境下的東北部則發(fā)育狹窄大陸邊緣，裂谷較窄，坡度較陡，從海岸線到3000m水深處不超過50km （如塞阿盆地）［25］。寬窄陸架之間通常以大型轉換斷裂帶作為調節(jié)，如皮塞盆地東部的Romanche斷裂帶和北桑托盆地東部的Vitoria-Trindade斷裂帶（圖5）。

大陸邊緣的構造特征直接影響了盆地的結構和構造樣式。巴西東部海域所有盆地的區(qū)域剖面都顯示了同裂谷層序和被動大陸邊緣層序，但在塞阿盆地以南的各盆地還發(fā)育包括膏鹽層在內的過渡層序（圖5），總體表現為“下伏裂谷盆地+上覆被動大陸邊緣盆地”的模式。各盆地在同裂谷階段的構造以簡單的階梯狀正斷層、地塹、半地塹和掀斜斷塊構造等伸展構造樣式為主（見圖5中的①—⑧剖面）。被動大陸邊緣階段的構造樣式表現為受差異壓實和重力滑塌而形成的生長斷層和滾動背斜等擠壓構造樣式，主要發(fā)育在膏鹽巖或泥頁巖發(fā)生滑動的深水地區(qū)，稱為深水褶皺帶，多數位于盆地的深水區(qū)，例如：亞馬孫河口盆地、巴雷里尼亞斯盆地、坎波斯盆地、桑托斯盆地的深水區(qū)［26］（見圖5中的①、②、⑦、⑧剖面）；在塞阿盆地以南的各盆地還常發(fā)育底劈構造等與鹽相關的構造，主要表現為初期的鹽枕和充分發(fā)育的鹽丘（見圖5中的④—⑧剖面）。

2.1.2膏鹽巖發(fā)育特征

巴西陸緣含鹽盆地共有七個，呈南北向展布，因這些含鹽盆地中的鹽發(fā)育在116~110Ma的局限海過渡階段，地質時期主要為阿普特期，故這些含鹽盆地又稱為“阿普特鹽盆”（Aptian Salt Basins）（圖5）。鹽盆中鹽的發(fā)育時間總體具有先北后南的規(guī)律，分布范圍具有南寬北窄的特點［17］（圖5，表1），發(fā)育厚度整體上表現為從北向南增厚的規(guī)律，桑托斯盆地的膏鹽層厚度可達2500m。各含鹽盆地內的隆凹構造格局導致了膏鹽層厚度和分布呈不規(guī)則狀，膏鹽巖主要聚集于盆地的凹陷內，而且在鹽盆內自西而東，膏鹽巖的厚度也是增大的［17］。

膏鹽巖的發(fā)育程度和分布特征對于油氣的生成、運移、成藏和保存起著至關重要的作用。首先，在膏鹽巖形成的初期，下伏的暗色泥巖與氧氣隔絕，防止了早期沉積物的氧化分解，有利于有機物的保存，并且厚度大的膏鹽層可以形成熱流屏蔽，使其下伏的熱流值偏高，有利于有機質的排烴轉化［27］。其次，膏鹽層為塑性的軟弱層，在差異壓實的情況下易形成鹽相關構造，油氣可沿著膏鹽巖蠕變形成的塑性斷層運移并聚集成藏。Adam等［28］通過對熱基蒂尼奧尼盆地鹽構造的物理模擬得出：該盆地的演化和鹽構造主要與被動大陸邊緣層序的重力滑塌作用有關，鹽體流動在深海地區(qū)形成的深水褶皺帶有利于形成良好的油氣藏圈閉；并且，膏鹽層巖性致密，穩(wěn)定的膏鹽層對鹽下的油氣具有極強的封蓋能力。

圖5　　巴西東部被動大陸邊緣構造綱要及盆地結構（據文獻［7，13，25］編繪）

2.1.3火山巖分布特征

巴西被動大陸邊緣在性質上屬于典型的火山型被動大陸邊緣，在這種大陸邊緣發(fā)育過程中常伴隨有強烈的巖漿活動［29］。巴西東部陸緣主要發(fā)育有兩期火山活動：一期是在早白堊世的同裂谷階段，與岡瓦納大陸裂解有關；另一期是在新生代的被動大陸邊緣階段，與南美板塊和非洲板塊的漂移有關［13］。在各盆地被動大陸邊緣層序中，含有新生代火山巖地層的盆地有6個，分別是巴雷里尼亞斯、皮塞盆地、波蒂瓜爾盆地、熱基蒂尼奧尼盆地、庫穆魯沙蒂巴盆地和北桑托盆地?；鹕綆r發(fā)育在古新世到中新世（大致60～10Ma），整體上具有從南向北變年輕的趨勢（表1）。

表1　　巴西東部海域盆地地質特征對比表（據文獻［18］總結）

這兩期火山巖的發(fā)育對于油氣的形成、儲集和成藏起到了積極的作用。在烴源巖成熟階段，與火山巖相鄰的暗色泥巖會產生大量的有機酸性水，沿層間斷裂、裂縫滲入火山巖，發(fā)生溶蝕作用，產生溶蝕孔、縫，從而改善了火山巖的儲集性能，例如：坎波斯盆地的下白堊統瓦蘭今階Cabinunas組玄武巖儲集層。此外，火山巖的異常熱效應提高了盆地的地溫梯度，加速了有機質熱演化，可促使有機質早熟排烴。在古新世至中新世期間發(fā)生的巖漿活動事件可以促進盆地的新生代變形，以庫穆魯沙蒂巴盆地為例，古新世至始新世期間發(fā)生的Abrolhos火山巖以整合的形式（巖床）出現在同構造沉積物中，火山巖的發(fā)育引發(fā)的局部差異載荷可以誘發(fā)鹽構造的形成［30］，從而在盆地深水區(qū)形成與逆沖斷層相關的滾動背斜，有利于圈閉的形成。

2.2成藏條件對比分析

2.2.1烴源巖對比

大西洋兩側各含油氣盆地的儲層均十分發(fā)育，各盆地油氣富集程度的差異主要取決于烴源巖發(fā)育的厚度和烴源巖類型的差異，即“源控”，例如：坎波斯盆地、桑托斯盆地和西非的寬扎盆地、尼日爾三角洲盆地是厚層優(yōu)質烴源巖發(fā)育區(qū)，因此成為南大西洋兩側最富集的含油氣盆地。南大西洋兩側盆地的烴源巖具有近源性［31］，例如：在坎波斯盆地和安哥拉的寬扎盆地同為一套以重碳同位素組分為特征的湖相A型烴源巖；在卡奧盆地、加蓬南部和安哥拉北部陸緣同為一套以低硫組分、中等到輕碳同位素組分為特征的湖相B型烴源巖；而塞阿盆地與加蓬盆地的烴源巖均屬于過渡相，可見兩岸盆地烴源巖可以類比（圖6）。

巴西陸緣東部海域的各盆地主力烴源巖總有機碳含量TOC一般均大于1%（表2），主要發(fā)育有三套。第一套烴源巖為發(fā)育在同裂谷期的湖相泥頁巖，主要分布在桑托斯盆地、坎波斯盆地和北桑托盆地的下白堊統Lagoa Feia組。該套湖相烴源巖干酪根類型為I型或II型，平均總有機碳含量一般在1%～5%，鏡質組反射率一般在0.5%～1.5%，主要處于成熟階段 （表2）。巴西海岸各盆地發(fā)現的原油中有95%來自于該套湖相烴源巖，而該套烴源巖的原油可采儲量有61.35×108t，是巴西深水盆地最重要的烴源巖［18，32］。

第二套烴源巖是在局限海過渡階段—被動大陸邊緣漂移階段早期（阿普特期—晚白堊世晚期）河流三角洲、濱岸沼澤、淺海及半封閉環(huán)境中沉積的頁巖和泥灰?guī)r等，其干酪根類型為I型或II型，如：帕馬盆地的下白堊統Caju群以及巴雷里尼亞斯盆地的下白堊統Arpoador組（圖6，表2）。該套過渡環(huán)境下沉積的烴源巖質量也很高，以塞阿盆地為例，其下白堊統阿普特階Ibura段黑色頁巖平均厚度達到200m，總有機碳含量平均為3.5%，最高可達12%［33］。

圖6　　巴西東部烴源巖類型分布特征及其與非洲西海岸烴源巖類型對比圖（據文獻［31］修改）

第三套烴源巖為被動大陸邊緣漂移階段晚期（晚白堊世晚期—漸新世）的海相頁巖，該套烴源巖在各深水盆地均有廣泛的分布，其總有機碳含量TOC一般小于1%，干酪根為Ⅲ型，但是由于埋深不足，一般均未成熟，只有在埋深較大處的烴源巖才可能有生氣潛力［33］。

2.2.2儲集層對比

從巴西陸緣的東北部向南，大陸架的寬度逐漸增寬，沉積物的體量也隨之增大。到坎波斯盆地，陸架寬度超過了300km，沉積蓋層厚度可達6～7km，巨大的沉積體量也為油氣提供了豐富的物質基礎和廣闊的儲集空間?？偟膩砜?，巴西東部被動大陸邊緣深水盆地發(fā)育了三套主力儲層（表2）：

第一套為同裂谷階段發(fā)育的河流—湖泊相砂礫巖儲層。如卡奧盆地下白堊統Morro do Barro組湖相砂巖，平均孔隙度為26%，平均滲透率達到2 400×10-3μm2（表2）。

第二套為局限海過渡階段和被動大陸邊緣漂移階段早期的臺地相或淺海相碳酸鹽巖儲層。該套儲層主要分布在亞馬孫河口盆地、帕馬盆地、坎波斯盆地、桑托斯盆地（表2）。以坎波斯盆地為例，阿爾布階—賽諾曼階Macae群碳酸鹽巖是一套淺水陸架碳酸鹽巖儲集層，沉積于高能環(huán)境的顆?；?guī)r的孔隙度為12%～15%，滲透率平均為120×10-3μm2［34］。在桑托斯盆地，近年來的重大油氣發(fā)現都是以鹽下碳酸鹽巖為儲集層，這套儲集層內的油氣儲量占盆地油氣總儲量的76.6%［18］。

第三套為被動大陸邊緣漂移階段晚期的三角洲相砂巖或海相濁積砂巖儲層。該套儲層在巴西東部各盆地海域中廣泛分布，以北桑托盆地為例，上白堊統—始新統Urucutuca組濁積砂巖是其主要的油氣產層，該套主力儲集層的油氣儲量占盆地油氣總儲量的93.4%。儲層孔隙度一般為15%～27%，滲透率介于（60～500）×10-3μm2之間（表2）。

從已發(fā)現的油氣田來看，油氣產層主要集中在阿爾布階—賽諾曼階Macae群或Guaruja組碳酸鹽巖和鹽上被動陸緣漂移階段的上白堊統—始新統海相濁積砂巖中［35-37］。

2.2.3蓋層分布及生儲蓋組合

同裂谷層序的下白堊統Lagoa Feia組的湖相頁巖、局限海過渡層序的阿普特階膏鹽巖以及被動大陸邊緣層序的上白堊統—始新統Ubarana組（或Carapebus組、或Ubatuba組）海相頁巖是巴西東部深水盆地三套穩(wěn)定的區(qū)域性蓋層，它們對于油氣的保存起到了至關重要的作用。

同裂谷層序內的下白堊統Lagoa Feia組湖相頁巖既可以作為烴源巖，也可以作為蓋層。在坎波斯盆地，由于裂谷內發(fā)育下白堊統歐特里夫階Cabiunas組玄武巖中的裂縫型儲層，故形成了新生古儲的生儲蓋組合。

局限海過渡層序內的碳酸鹽巖和膏鹽巖形成了連續(xù)的生儲蓋組合，廣泛分布的高致密性的膏鹽巖直接覆蓋在碳酸鹽巖之上，在不發(fā)育鹽窗的地區(qū)就可以形成高效封堵。這一類的生儲蓋組合在桑托斯盆地最為常見，因為該盆地膏鹽層較厚，最厚可達2500m，可以有效封蓋鹽下儲集層［36］。

被動大陸邊緣層序內的海相深水濁積砂體本身就具有“泥包砂”的特征，砂巖儲層內的油氣被多套海相頁巖所封存［38］，從而形成了以上白堊統—始新統Carapebus組濁積砂巖為儲集層、以層間的海相頁巖層為蓋層的下生上儲連續(xù)的生儲蓋組合。此外，同裂谷層序或局限海過渡層序中烴源巖形成的油氣也可以沿著斷層或不整合面向上運移到第三系濁積砂體內，并被海相頁巖封蓋，從而形成下生上儲不連續(xù)的生儲蓋組合［39］，該生儲蓋組合在巴西東北部不含鹽盆地或含鹽盆地中鹽構造發(fā)育的地區(qū)較為常見，平面上主要分布在大陸架外圍的深水地區(qū)。

2.2.4圈閉類型與成藏模式

巴西東部被動大陸邊緣盆地發(fā)現的油氣藏圈閉類型豐富，包括構造圈閉、構造—地層復合圈閉和地層圈閉，所占比例分別為42%、38%和16%［40］。其中構造—地層復合圈閉是最重要的圈閉類型，近年來發(fā)現的巨型油氣田多為構造—地層復合圈閉油氣藏。巴西深水盆地主要發(fā)育3種油氣成藏類型：鹽下同裂谷油氣藏、過渡層序碳酸鹽巖油氣藏以及被動大陸邊緣濁積巖油氣藏。

同裂谷層序內的圈閉類型主要為構造圈閉，包括斷塊圈閉、基底披覆背斜圈閉和斷層遮擋圈閉，局部還可以形成玄武巖裂縫型油氣藏［41］（如圖7中的圈閉類型①—④）。過渡層序內的油氣藏圈閉類型以碳酸鹽巖巖性圈閉為主（圖7b中的圈閉類型⑤），例如坎波斯盆地的Macae群碳酸鹽巖油氣藏。被動大陸邊緣層序內的油氣藏圈閉類型較為多樣：對于巴西東北部不含鹽盆地，圈閉類型主要以構造—地層復合圈閉為主，地層圈閉為輔，常發(fā)育砂巖透鏡體圈閉、滾動背斜圈閉和深水區(qū)與逆沖斷層相關的斷層圈閉等［42］（圖7a中的圈閉類型⑨—⑩）；對于巴西東部含鹽盆地，鹽構造形成的鏟形斷層構成了油氣垂向運移通道，從而表現為“斷層+鹽刺穿”式的鹽上濁積巖油氣運移成藏模式［43］，主要發(fā)育斷層遮擋型和鹽丘遮擋型鹽構造圈閉（圖7b中的圈閉類型⑥—⑦）。此外，膏鹽層的厚度也直接影響了油氣成藏的位置。桑托斯盆地的油氣發(fā)現主要位于鹽下（巨厚的膏鹽層阻止油氣向上運移），而北桑托盆地的大油氣田主要分布于鹽上，原因在于膏鹽層較薄地區(qū)更容易發(fā)育鹽構造，其形成的鹽構造窗可以有效溝通鹽下裂谷期的烴源巖，使得油氣順斷層向上運移，在鹽上保存條件好的深水濁積砂體中富集成藏［44］。在深水地區(qū)，由于同裂谷層序和過渡層序的減薄和消失，圈閉類型主要轉為被動大陸邊緣層序內與深水沉積相關的濁積巖、古水道、遠端扇等地層巖性圈閉［45］，主要發(fā)育地層不整合圈閉、透鏡體巖性圈閉以及滾動背斜圈閉等（圖7b中的圈閉類型⑧—⑩）。由上述分析，建立了巴西東北部典型不含鹽盆地成藏模式（圖7a）和巴西東部典型含鹽盆地成藏模式（圖7b），從圖中可以看出，膏鹽巖的發(fā)育對于油氣成藏起到了關鍵性的作用。

圖7　　巴西東部深水盆地圈閉類型及油氣成藏模式對比圖

3　勘探潛力分析及方向

巴西深水盆地的油氣資源十分豐富，但油氣富集程度差異巨大。截至2013年底，12個盆地的石油和天然氣累積剩余可采儲量合計達到55 542.4 MMBOE （MMBOE：百萬桶油當量），其中石油44102.2MMBOE，天然氣11440.2 MMBOE，油氣比為3.9：1［6］。而塞阿盆地及其以南的7個含鹽盆地的油氣剩余可采儲量54 720.8 MMBOE，占總剩余可采儲量的98.5%［38］，可見膏鹽層的發(fā)育對盆地油氣成藏具有十分重要的影響。結合上文對于巴西被動大陸邊緣各盆地構造沉積演化差異性的對比和石油地質特征的認識，以及對盆地成藏規(guī)律的總結，并考慮各盆地的勘探現狀，現按勘探潛力由好到差將盆地劃分為三個類別（圖8）：

Ⅰ類潛力區(qū)坎波斯盆地、桑托斯盆地、北桑托盆地（圖8）。這三個盆地的大陸架最寬，石油地質條件最為優(yōu)越，鹽上和鹽下都具備油氣成藏的有利條件?？紤]到該地區(qū)湖相烴源巖質量很高，膏鹽層很厚，同裂谷層序體量較大，油氣保存條件非常好，故建議優(yōu)先勘探鹽下儲層。其中，北桑托盆地由于鹽構造發(fā)育，建議重點勘探其深水區(qū)鹽構造之上的上白堊統—漸新統濁積砂巖儲層。2002～2012年，僅坎波斯盆地就新發(fā)現15個油氣田，可采儲量超過7×108t（約51億桶）［37］，表明這類盆地仍然是未來優(yōu)先勘探的重點區(qū)域。

Ⅱ類潛力區(qū)塞阿盆地、卡奧盆地、熱基蒂尼奧尼盆地、庫穆魯沙蒂巴盆地、波蒂瓜爾盆地以及皮塞盆地（圖8）。前4個盆地都是含鹽盆地，鹽層厚度較薄，目前雖然只有少量的發(fā)現，但盆地具有多套含油氣系統，特別是同裂谷層序內的油氣藏，生儲蓋配置較好，具有一定的勘探前景。建議重點關注位于掀斜斷塊中的構造油氣藏、可能發(fā)育在砂巖和碳酸鹽巖儲層中的白堊系油藏、以及可能發(fā)育在河流—三角洲河床砂以及礁灰?guī)r中的第三系油氣藏。波蒂瓜爾盆地的陸上部分是巴西最主要的產油區(qū)之一，但是海上部分勘探水平相對較低，潛在的靶區(qū)是海上上白堊統—第三系Ubarana組濁積巖。皮塞盆地烴源巖質量高，盆地在湖相頁巖初始生油之后形成了眾多的構造圈閉；2012年12月，在塞阿盆地距離海岸85km、水深2583m的深水區(qū)鉆遇了67m厚的油柱，顯示了其廣闊的勘探前景。

圖8　　巴西深水盆地油氣潛力綜合評價圖

Ⅲ類潛力區(qū)亞馬孫河口盆地、帕馬盆地、巴雷里尼亞斯盆地（圖8）。這三個盆地處于構造擠壓區(qū)，不利于烴源巖的發(fā)育。目前缺乏烴源巖的相關信息，已知的砂巖儲層物性較差，并且圈閉被分割破壞，這些都使得該類盆地具有極高的勘探風險。但勘探程度低并不表示該類盆地潛力小，在法屬圭亞那發(fā)現眾多石油資源后，與之相鄰的亞馬孫河口盆地的油氣資源潛力已得到了國際石油公司的重視。目前巴西陸緣赤道擠壓區(qū)（圖4）只有六口深水井［46］，因此加強深水勘探投入以建立近岸和深水地區(qū)的年代地層框架是提高對巴西東北部陸緣盆地石油地質特征認識和降低勘探風險的關鍵。

致謝：在此感謝北京大學地球與空間科學學院鞠瑋博士在成文過程中的有益討論。

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編輯：黃革萍

Yu Xuan：DSc.degree in progress at Peking University.Add：Earth and Space Science College of Peking University，5 Yiheyuan Rd.，Beijing，100871，China

Comparison of Petroleum Geology Characteristics and Hydrocarbon Accumulation Regularity of Deep Water Basins in Eastern Part of Brazil

Yu Xuan，Hou Guiting，Dai Shuanghe，Han Yuchun，Xie Jielai

Based on systematic analysis of tectonic evolution and petroleum geology characteristics of deep water basins in the eastern part of Brazil，it is shown that these basins developed in passive continental margin mainly have gone through four evolution stages，i.e.，the pre-rifting，the syn-rifting，the restricted-sea transitional and the post-rifting stages.Due to influences of regional tectonic stress fields，salt beds and volcanism，different one in the basin group plays its own basinal structures and tectonic style，and the salt beds play a pivotal role in hydrocarbon accumulation.Three sets of source rocks，three sets of reservoir and three sets of regional cap rocks develop respectively in all of marginal basins and thus three types of hydrocarbon reservoirs are comprised：（1）pre-salt rifting structural reservoirs，（2）post-salt or pre-salt carbonate reservoirs and（3）post-salt turbidite structural-stratigraphic reservoirs.On the basis of the analysis of hydrocarbon accumulation regularity and taking account of exploration practice in every basin，these deep water marginal basins can be divided into three grades of exploration potential，the good（GradeⅠ），the common（GradeⅡ）and the poor（GradeⅢ）one.It is suggested that the GradesⅠandⅡof potential areas should be prospective.

Deep water basin；Hydrocarbon accumulation；Hydrocarbon potential；Brazil

盆地·構造

TE122

A

10.3969/j.issn.1672-9854.2016.01.009

1672-9854（2016）-01-0061-12

2014-05-06；改回日期：2015-07-14

本文受中國石油東方地球物理勘探公司“南美東部海域和非洲東部海域的盆地地質與油氣地質綜合分析”（編號：BGP201203564）資助于璇：1990年生，博士研究生，構造地質學專業(yè)。通訊地址：100871北京市海淀區(qū)頤和園路5號 北京大學地球與空間科學學院；E-mail：pkuyuxuan@pku.edu.cn