巴西桑托斯盆地油气分布特征及其成因分析

Distribution Charcteristics and Genetic Analysis of Oil and Gas Fields in Santos Basin

摘要

巴西桑托斯盆地油气田分布具有“外重内轻，外大内小”的分布特征. 轻质油藏（原油API°介于36°~58°之间）或气藏分布于近岸水深小于1 000 m范围内，且储量较小；而水深大于1 500 m区域则主要以正常原油为主（原油API°介于25°~32°之间），储量大. 桑托斯盆地油气分布特征与盐下、盐上烃源岩性质，热演化程度以及盐岩分布有关. 盐下湖相烃源岩主要为I型有机质，倾向于生油，中央凹陷区处于高、过成熟阶段，而东部隆起带深水区域处于成熟阶段；盐上海相烃源岩主为要II₂-III型有机质，倾向于生成轻质油和气，中央凹陷及以西区域处于油窗晚期. 研究表明盐上凝析油主要来自盐上高成熟海相烃源岩的贡献；而中央坳陷北部以及以外深水区原油主要来自盐下中等成熟的优质湖相烃源岩. 阐明桑托斯盆地油气分布特征及其成因，有助于深入了解桑托斯盆地成烃成藏以及油气分布规律，从而对于桑托斯盆地区块优选，降低投资风险具有重要意义.

关键词

桑托斯盆地 / 油气分布 / 湖相/海相烃源岩 / 盐岩 / 藿甾比 / C₃₀四环聚戊二烯类化合物 / 油源对比 / 石油地质

Key words

Santos Basin / hydrocarbon distribution / lacusrrine/marine source rocks / salt / Hopanes/steranes raito / C₃₀ tetracyclic polyprenoids / oil source correlation / petroleum geology

0 引言

自2006年以来，巴西桑托斯盆地深水区发现了多个大型油气田，其成烃、成藏条件引起了国内众多研究者的关注（蒋春雷等，2010；何娟等，2011；梁英波等，2011；刘深艳等，2011；汪伟光等，2012；马中振，2013；陶崇智等，2013；汪新伟等，2013；熊利平等，2013；赵红岩等，2013）. 2013年，盐下Libra大油田的发现，使得桑托斯盆地再次成为勘探的重点和热点（邬长武等，2015；张金伟等，2015；康洪全等，2016；程涛等，2019；王红平等，2020；张忠民等，2020；李明刚等，2021；孙旭东等，2021）. 前期研究都基于构造演化，沉积充填，从生、储、盖、运、圈、保等条件，宏观地对桑托斯盆地盐下及盐上油气成藏特征进行分析，缺少直接的原油地球化学证据. 对于桑托斯盆地原油成因类型、油气藏“外油内气”的分布特征，原油密度“内轻外重”的控制因素，还没有文献报道. 尽管Schiefelbein et al.，（1999，2000）对南大西洋边缘盆地原油成因进行了分析，建立了区分湖相成因原油和海相成因原油有效的生物标志化合物参数组合，但其主要对坎波斯盆地原油进行了分析，桑托斯盆地原油样品涉及很少. 本研究通过对桑托斯盆地51个原油样品、35个湖相烃源岩样品的生标特征进行分析，并参考南大西洋湖相、海相成因原油具有诊断性的生标参数，并结合桑托斯盆地湖相、海相烃源岩的生标特征，明确桑托斯盆地不同来源油的分布特征，在此基础上，结合烃源岩有机质性质，盐岩对烃源岩热演化的影响以及盐岩分布和区域封盖条件，分析桑托斯盆地油气分布的控制因素. 对上述问题进行研究，阐明桑托斯盆地成烃、成藏以及油气分布规律，对于桑托斯盆地区块优选，降低投资风险具有重要意义.

1 盆地区域地质背景

桑托斯盆地是巴西海上最大的沉积盆地. 它位于巴西东南海域，东北以卡布弗里乌凸起为界，西南到弗洛里亚诺波利斯隆起，西北以弗洛里亚诺波利斯圣保罗里约热内卢海岸线为界，东南到圣保罗海台，盆地面积达32.7万km². 盐下构造格局具有隆坳相间特征，由岸及海依次可划分为西部洼陷带、西部隆起带、中央坳陷带、东部隆起带和东部坳陷带（康洪全等，2016；李明刚等，2021）.

桑托斯盆地是典型的被动陆缘盆地，构造演化与大西洋开裂密切相关，主要经历了3期构造演化：裂谷期、过渡期和漂移期. 裂谷早期，火山活动强烈，为角砾岩和火山碎屑堆积，此后裂谷开始发育，湖盆扩大，形成了一套河流相-湖相沉积. 由于此时盆地地形宽缓，沉积了一套区域性的优质的湖相烃源岩，盐下优质烃源岩分布广泛（Dickson et al.，2005）. 在晚阿普提时期，拉张及断裂活动减弱，盆地进入热沉降阶段，主要沉积了一套泥岩，泥灰岩和碳酸盐岩，其中贝壳灰岩和叠层石灰岩为盐下的主要储层岩. 此后由于Walvis脊的遮挡，海水的周期性侵入，发育一套区域性厚层的蒸发盐岩，为盐下成藏组合提供了良好的盖层条件. 在阿尔布期，盆地演化进入漂移阶段，近岸沉积了陆源碎屑沉积，浅水区为碳酸盐岩台地，半深海-深海为海相泥岩沉积. 盐上漂移期赛诺曼阶-土仑阶发育的海相泥岩是桑托斯盆地的另一套重要烃源岩. 盐上储集层以砂岩为主，从土伦阶-康尼亚克阶、坎潘阶-马斯特里赫特阶以及始新统-渐新统都有分布，古近系和新近系海相泥岩形成盐上成藏组合的区域盖层.

桑托斯裂谷期地层由陆架向陆坡区埋深逐渐增加，中央凹陷埋深最大可达8 000 m以上. 盆地西部洼陷和西部隆起带，盐层不发育，中央坳陷局部发育盐刺穿、盐焊接，整体上盐厚度不大，盐上漂移期地层厚度大，最厚可达6 000 m. 东部隆起带和东部坳陷盐层厚度大，厚度达2 000~3 000 m，分布广；盐上漂移期地层厚度薄，仅为1 000~1 500 m（陶崇智，2013）.

2 桑托斯盆油气分布及成因

2.1　油气分布特征

桑托斯盆地油气田在平面上呈“外油内气”，原油物性“外重内轻”，油气储量“外大内小”的分布特征（图1），从油气藏纵向分布来看，可以分为盐上、盐下两套成藏系统（李明刚等，2021）. 盐上油气藏水深基本上小于1 000 m，储集层主要为浊积水道砂岩，少量为灰岩储层. 盐下油气藏主要分布水深大于1 500 m的区域，储集层主为要叠层石灰岩和贝壳灰岩. 盐上油气藏以气藏/凝析油气藏为主，原油APIº主要介于36°~58°之间，在盆地西南部有零星油藏分布；盐下油气藏以油藏为主，原油APIº主要介于25°~32°之间， Juipter油田高的气油比（2 750~4 260 m³/m³），异常的原油API°则与油藏遭受深部CO₂侵入而引发的次生作用有关（马安来等，2015；贾怀存等，2020）.

2.2　油气分布的控制因素

2.2.1　原油样品情况

本研究涉及原油样品51个，其中24个原油样品来自盐下储层，其余27个原油样品来自盐上储层. 部分原油样品密度、各馏份组成及色谱参数如表1所示. 大部分原油样品饱和烃馏分含量高，介于48%~85%之间. 高的饱和烃馏分含量表明原油没有遭受降解. M15原油样品位于盐上，储层深度4 864 m，原油API°为39.8，饱和烃含量为71.8%，Pr/Ph为1.63，Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈分别为0.32和0.24，25-降藿烷在m/z177离子图上以低丰度检出，在m/z191离子图上几乎检测不到25-降藿烷，升藿烷系列化合物和甾烷化合物分布完整，指示原油没有遭受生物降解（图2）；L1和L2原油样品来自同一口井，位于盐上，储层深度分别为2 565 m和2 915 m. L2样品饱和烃馏分含量仅为31.44%，明显低于其他原油样品，指示该样品可能遭受生物降解. 在m/z191离子图上L1样品检出较高丰度的25-降藿烷，m/z177离子图上可以看到C_28，25，28-二降藿烷和C_29，25-降-藿烷. L1和L2原油样品储层深度扣除1 514 m水深，油藏实际埋深1 051 m和1 401 m，地温梯度按4.2 ℃/100 m来算，油藏温度44~59 ℃左右（远低于微生物生荐上限80 ℃），适合微生物生存繁殖（Connan， 1985），这可能是该油藏原油遭受生物降解的主要原因. 较高丰度的25-降藿烷表明该原油遭受生物降解程度达到5级（Peters， 2004），但从藿烷和甾烷系列化合物分布来看，L1原油藿烷和甾烷分布相对完整，生物降解对萜、甾烷的影响较小.

2.2.2　油源分析

不同沉积环境，由于其水体介质条件、生源构成、岩性特征等不同，其沉积有机质的生物标志物组成和分布特征也各不相同（Volkman， 1988；Peters， 2004）. 萜烷和甾烷是原油饱和烃馏分中的主要成分，承载了大量的关于生源输入，热演化以及成岩作用等地质地球化学信息. 一般来讲，藿烷和三环萜烷主要来自细菌类生物先质，长链藿烷（≥C₃₁）源自组成细菌细胞膜的一种两性化合物——C₃₅的细菌藿烷四醇（Ourisson et al.， 1982；De Grande et al.，1993），而≤C30藿烷类化合物来自里白烯、里白醇等，C₃₁/C₃₀藿烷比值是一有效区分不同生源输入的生物标志化合物参数；三环萜烷组成和分布也能提供生源和沉积环境等信息，高丰度的C₁₉、C₂₀低碳数三环萜烷可能与高等植物的输入有关；尽管其成因未知，但三环萜烷参数如C₂₂/C₂₁，C₂₄/C₂₃和C₂₆/C₂₅三环萜烷参数被用来有效区分不同沉积环境烃源岩来源的原油（Peters， 2004）；规则甾烷主要来自源自真核生物，C₂₇甾烷被认为主要来自藻类有机质，C₂₉甾烷来主要来源于高等植物，C₂₈甾烷与某些特殊的藻类有关，Liu et al.，（2022）在新疆准格尔盆地半咸水-咸水湖相烃源岩检出高丰度的C₂₈甾烷，并认为它与蓝细菌和绿藻有关.

国外学者已对南大西洋盐下湖相烃源岩以及盐上漂移期海相烃源岩地化特征进行了研究，明确了不同类型湖相（淡水湖相、咸水湖相）和海相（海相蒸发岩、海相碳酸盐岩、海相三角洲）烃源岩和其来源油的生物标志化合物特征（Mello et al.，1988），湖相原油具有高的藿烷/甾烷比值（H/S：5~15），而海相烃源岩及其来源油藿烷/甾烷比值低（0.2~3.0），藿/甾比是南大西洋海岸边缘盆地区分湖相烃源岩和海相烃源岩行之有效生物标志化合物参数. Neto and Hayes（1999）用藿/甾比和原油氢同位素比值用效地区分了Potiguar盆地湖相和海相来源原油，湖相原油具有高的藿/甾比和重的原油氢同位素比值，而海相原油则与之相反. Schiefelbein et al.（2000）对290个来自南大西洋边缘盆地原油样品进行了分析，发现与海相原油相比，湖相原油C₂₆/C₂₅三环萜烷高，而甾/藿比、C_31-35藿烷/C₃₀藿烷和C₂₇重排甾烷/未知化合物对峰（m/z259）比值要低于海相原油. 因此可以用这些生物标志化合物参数有效地区分桑托斯盆地湖相和海相烃源岩成因油. Holba et al.（2000， 2003）明确了m/z259图上未知双峰化合为C₃₀四环聚戊二烯类化合物（C₃₀TPP），通过对来自湖相、富陆源有机质、海相及其他环境的包括中国渤海湾盆地、松辽盆地的246个原油样品原油样品进行分析，指出高的TPP比值是非常好的淡水/半咸水湖相烃源岩指标.

桑托斯盆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. 湖相烃源岩有机质类型为I型，其生源构成主要以菌、藻类为主（Talbot，1988）. 优质湖相烃源岩的甾烷主要来自藻类有机质. 因此用甾、萜烷参数能有效地区分南大西洋湖相和海相烃源岩来源油（Gibbons et al.，1983；Moldowan et al.，1985；Brassell et al.，1987；Schiefelbein et al.，2000）.

桑托斯盆地原油可分为两类（图3），原油主要饱和烃生物标志物参数如表2所示. I类原油三环萜烷分布具有“三低一高”特征，C₁₉三环萜烷丰度低，C₁₉/C₂₁三环萜烷比值小于0.2，长链三环萜烷C_28-29/C₂₆三环萜烷小于2.0，C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷小于0.5，C₂₆/C₂₅三环萜比值高，基本上大于1.15；升藿烷系列丰度低，C_31-35H/C₃₀H大都小于1.7. 重排甾烷不发育，C₂₈甾烷丰度较高；C₃₀四环聚戊二烯烷烃丰度高（C₃₀TPP/C₂₇Dia），藿/甾比高. II类原油甾、萜烷分布特征则与I类原油具有明显地区别. 利用萜、甾烷生物标志物参数可以有效区分桑托斯盆地不同烃源岩来源原油（图4）.

桑托斯盆地盐上及盐下烃源岩在萜、甾烷分布特征上存在一些可辨别的差异（图5），盐上烃源岩C₂₅三环萜烷、C₂₈和C₂₉长链三环萜烷丰度高，重排甾烷丰度高，C₃₀四环聚戊二烯烷烃化合物丰度低，盐下烃源岩则与之相反（盐下烃源岩生物标志化合物参数见表3）. 由于没有盐上烃源岩生物标志化合物参数，故仅利盐下烃源岩生物标志化合物参数和原油进行相关性分析（图6），从藿/甾、TPP/C₂₇Dia、C₂₈-C₂₉/C₂₆TT、C₁₉/C₂₁TT和C₂₆/₂₅TT生物标志化合物参数参数相关图来看，高C₃₀TPP丰度和高藿/甾比原油与盐下烃源岩具有良好的相关关系，指示它们来自盐下裂谷期湖相烃源岩，这也与区域文献成果相一致，而高C₃₀TPP丰度、高的C₂₈-C₂₉/C₂₆TT原油与盐下湖相烃源岩不具有亲缘关系，它们只可能来自盐上漂移期海相烃源岩.

湖相、海相来源油在桑托斯盆地的平面分布如图7所示，海相烃源岩生成的原油基本上分布在近岸，水深1 000 m以内的水域；盆地北部及深水超过1 500 m区域原油主要来自盐下湖相烃源岩. 从原油储层分布来看，大部分湖相来源油在盐下圈闭聚集成藏，但也有部分原油样品来源于盐上储层（表2）.

2.2.3　油气田分布的控制因素　（1）　烃源岩分布及生烃潜力

桑托斯盆地主要发育2套烃源岩：盐下巴雷姆阶-下阿普提阶湖相优质烃源岩和盐上漂移期海相烃源岩. 桑托斯盆地岩浆活动频繁，从早白垩世至始新世至少发育豪特里维-巴雷姆期（~130 Ma？）、阿普特期（~120 Ma）、圣通-坎潘期（~80 Ma）和始新世（~50 Ma）4 期岩浆活动（赵健等，2021）. 断陷期的火山活动（Chaboureau et al.，2012；程涛等，2019），热泉携带大量的矿物质，为生物的生长提供了大量的营养，湖相藻类大量勃发，从而形成富含有机质的烃源岩. 松辽盆地以及渤海湾盆地优质湖相烃源岩的发育都与水下火山作用带来的丰富的矿物质有关（Jin et al.，1999；Shan et al.，2013）；桑托斯盆地为塑性基底（Lentini et al.，2010），裂谷盆地早期浅而广，再加上处于干旱区，蒸发量大于降雨量，水体咸化（Scotese， 2014），有利于有机质的保存. 由此来看，桑托斯盆地咸水湖盆不仅具有高的原始有机质产率，而且也有利于有机质的保存.

从仅有的4口井盐下裂期烃源岩数据来看，裂谷期Picarras组烃源岩有机碳介于2.9~15.0%之间，平均值为5.7%；HI介于574~1 084 mgHC/g.TOC，平均值为832 mgHC/g.TOC；生烃潜量（S ₁+S ₂）介于13.3~127.1 mg/g，平均值为48.1 mg/g. 坳陷期Itapema组烃源岩有机碳介于1.0%~15.9%之间，平均值为4.4%；HI介于111.3~972 mgHC/g.TOC，平均值为738 mgHC/g.TOC；生烃潜量（S ₁+S ₂）介于3.18~153.95 mg/g，平均值为37.8 mg/g.

赛诺曼-土仑期，在桑托斯盆地沉积了一套深水页岩和泥灰岩，烃源岩TOC（%）平面分布如图8所示，TOC基本上小于2.0%，个别样品可达6%，总体上呈“近岸比远岸好，南部比北部好”. 盐下裂谷期湖相烃源岩HI大于600 mgHC/g.TOC，有机质类型以I型为主，倾向于生油；盐上烃源岩HI介于100~400 mgHC/g.TOC之间，主为要II₂和III型有机质，倾向于生成轻质油和气（图9）.

（2）　盐岩对烃源岩热演化的影响

盐岩热导率高，是其他沉积岩的2~4倍. 盐岩这一强烈的导热性差异必然会对盆地地层温度分布及烃源岩热演化产生显著影响. 研究表明， 盐体会造成盐上地层显著增温

（3%~13%）和盐下地层降温（11%~35%）， 进而分别加速盐上烃源岩和抑制盐下烃源岩的热演化过程，且盐岩层越厚，这一影响越大. 对于盐下地层，盐厚2 000 ｍ 时温度差为25.1 ℃，R _o差值为0.6%（刘绍文等，2017；王柯等，2019）.

桑托斯盆地深水区广泛发育厚层盐岩（图10），最厚可达2 000 m以上，而在中央坳陷带及其西部区域，盐岩厚度薄，不足100 m，盐焊接，盐刺穿发育. 盐岩具有高传热性. 盐岩的热效应造成盐下地层温度降低，从而盐下烃源岩演化的相对滞后. 桑托斯盆地隆坳相间的构造格局，独特的盐岩分布及相关盐构造，使得盐下裂谷期烃源岩演化具有分区、分带特征. 盆地东部发育的巨厚膏盐岩层具有明显散热效应，而且盐上沉积物薄，增热效应差，盐下烃源岩成熟度演化滞后. 裂谷期烃源岩的成熟度具有“西高、东低”的特征，目前西部裂谷期烃源岩已进入高过成熟生气阶段，而东部裂谷期烃源岩目前处于主油窗范围内；而对于盐上烃源岩，中央坳陷带盐上烃源岩已进入高过成熟阶段，盆地西南部盐上烃源岩前已处于高成熟阶段，局部已达到生气阶段，而东部隆起区和东部坳陷区盐上烃源岩还没有进入生油窗（图11）.

中央坳陷带盐下湖相烃源岩虽然处于过成熟阶段，但由于盐筏构造运动，中央坳陷带盐岩不发育，盐层薄或缺失，盖层条件差，盐下湖相烃源岩生成的原油可通过盐窗进入盐上储层. 盐上凝析油气藏可能有少量的油气来自该中央坳陷区湖相高过成熟烃源岩. 盐下湖相原油的分布来与盐下烃源岩模拟成熟度相匹配，中央坳陷带以外大部分区域烃源岩R _o小于1.0%，盐下烃源岩生成的原油在盐下贝壳灰岩和叠层石灰岩中就近成藏；海相成因原油主要分布于凹陷西南部以及中央坳陷带近岸区域，原油的高的API°与该区海相烃源岩热模拟结果相一致. 烃源岩成熟的差异也就造就了海相成因原油比湖相成因原油成熟高（图12），从而其原油也具有高的API°.

贫氢有机质（III型干酪根）为主的烃源岩倾向于生成气和少量的轻质油；富氢有机质（I或II型干酪根）为主的烃源岩则倾向于生油，但在高过成熟阶段，也可以生成大量的天然气. 油、气的形成和分布与烃源岩性质以及其经历的热演化程度有关. 尽管次生变化如原油热蚀变作用、脱沥青作用、生物降解和水洗对原油物性及油气藏性质有影响，但桑托斯盆地深水区盐层厚达2 000 m，且分布广，封盖条件好，盐下原油没有遭受生物降解和水洗，除Jupiter、Lula油气田天然气中含CO₂以外，其他油气田天然气以烃类气体为主，不含或含少量的H₂S气体. 因此烃源岩性质、烃源岩热演化以及保存条件是影响桑托斯盆地油气分布的主要原因.

盐上储层轻质油主要来自盐上海相烃源岩，而盐下储层原油主要来在盐下裂谷期烃源岩. 盐上烃源岩有机质质丰度相对较低，类型以II₂/III型为主；而盐下裂谷期湖相优质烃源岩分布广. 中央坳陷带及东部隆起带深水区，裂谷期湖相烃源岩以生油为主，生烃潜力远远大于盐上海相烃源岩，且目前正处于主生油窗范围内. 而且深水区盐层较厚，盖层条件好，有利于烃类保存. 另外，在中央坳陷带近岸隆起区断裂发育区，由于盐窗的存在（图3），盐下湖相烃源岩生成的原油也可以在盐上成藏. 因此，中央坳陷带近岸隆起区和东部隆起带及以外的深水区仍是未来勘探的重点区域.

4 结论

（1）盐上凝析油气藏主要来自盐上海相烃源岩的贡献，其油气藏基本位于水深1 000 m以内水域；而中央坳陷北部以及水深超过1 500 m区域原油主要来自盐下湖相烃源岩.

（2）桑托斯盆地盐下发育优质湖相烃源岩，以I型有机质为主，东部隆起区湖相烃源岩目前已处于主生油窗阶段，而中央坳陷带湖相烃源岩目前处于过成熟阶段；盐上海相烃源岩有机质类型主要为Ⅱ₂/Ⅲ型，中央坳陷带盐上海相烃源岩目前处于高过成熟阶段.

（3）桑托斯盆地油气田呈“外油内气，外大内小”分布特征，主要与盐下、盐上烃源岩生烃特征、烃源岩的演化程度以及盐岩的封盖能力有关. 中央坳陷带内低凸起以及东部隆起带是未来勘探的重点区域.

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基金资助

国家科技重大专项(2017ZX05032-001)