石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 2: 227 - 237

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20220776

油气勘探

巴西桑托斯盆地深水大油田勘探实践与理论技术进展

  • 何文渊 , 1 ,
  • 史卜庆 1 ,
  • 范国章 2 ,
  • 汪望泉 1 ,
  • 王红平 , 2 ,
  • 王景春 1 ,
  • 左国平 2 ,
  • 王朝锋 2 ,
  • 杨柳 2
展开
  • 1 中国石油国际勘探开发有限公司，北京 100034
  • 2 中国石油杭州地质研究院，杭州 310023
王红平（1982-），男，四川自贡人，硕士，中国石油杭州地质研究院高级工程师，主要从事海洋油气勘探综合地质研究。地址：浙江省杭州市西湖区西溪路920号，中国石油杭州地质研究院，邮政编码：310023。E-mail:

何文渊（1974-），男，浙江金华人，博士，中国石油国际勘探开发有限公司教授级高级工程师，主要从事油气勘探开发及生产管理工作。地址：北京市西城区阜成门北大街6号-1国际投资大厦D座，中国石油国际勘探开发有限公司，邮政编码：100034。E-mail：

收稿日期: 2023-01-11

  修回日期: 2023-02-20

  网络出版日期: 2023-03-21

基金资助

中国石油基础性前瞻性科技攻关项目“海洋油气勘探关键技术研究”(2021DJ24)

收起

Theoretical and technical progress in exploration practice of the deep-water large oil fields, Santos Basin, Brazil

  • HE Wenyuan , 1 ,
  • SHI Buqing 1 ,
  • FAN Guozhang 2 ,
  • WANG Wangquan 1 ,
  • WANG Hongping , 2 ,
  • WANG Jingchun 1 ,
  • ZUO Guoping 2 ,
  • WANG Chaofeng 2 ,
  • YANG Liu 2
Expand
  • 1 China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation, Beijing 100034, China
  • 2 PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou 310023, China

Received date: 2023-01-11

  Revised date: 2023-02-20

  Online published: 2023-03-21

Fold

摘要

分析研究巴西桑托斯盆地油气勘探历程及勘探实践成果，利用地震、重磁、钻井等资料，系统研究总结了巴西桑托斯盆地油气富集规律理论认识和勘探关键技术进展。提出盆地“两隆三坳”构造格局及阿—乌隆起带控藏的认识，认为裂谷期主烃源灶控制油气富集区带、古构造控制湖相碳酸盐岩储集层规模和质量、连续厚层盐岩控制油气聚集与保存，揭示了CO2充注改造油气藏过程和机理。研发了层控、相控盐下构造变速成图、湖相碳酸盐岩储集层预测、侵入岩和喷发岩分布预测、湖相碳酸盐岩烃类检测以及超临界状态CO2流体测井识别等5项勘探关键技术。上述理论认识与技术方法为中国石油巴西深水项目超大型油田的发现和探明提供重要支撑，对桑托斯盆地及相似领域的深水大型油田勘探具有启示意义。

关键词： 湖相碳酸盐岩; 盐岩; 深水油田; 火成岩; 储集层预测; 烃类检测; 超临界CO2; 桑托斯盆地; 巴西

本文引用格式

何文渊 , 史卜庆 , 范国章 , 汪望泉 , 王红平 , 王景春 , 左国平 , 王朝锋 , 杨柳 . 巴西桑托斯盆地深水大油田勘探实践与理论技术进展[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(2) : 227 -237 . DOI: 10.11698/PED.20220776

Abstract

The history and results of petroleum exploration in the Santos Basin, Brazil are reviewed. The regularity of hydrocarbon enrichment and the key exploration technologies are summarized and analyzed using the seismic, gravity, magnetic and drilling data. It is proposed that the Santos Basin had a structural pattern of two uplifts and three depressions and the Aram-Uirapuru uplift belt controlled the hydrocarbon accumulation. It is believed that the main hydrocarbon source kitchen in the rift period controlled the hydrocarbon-enriched zones, paleo-structures controlled the scale and quality of lacustrine carbonate reservoirs, and continuous thick salt rocks controlled the hydrocarbon formation and preservation. The process and mechanism of reservoirs being transformed by CO2 charging were revealed. Five key exploration technologies were developed, including the variable-velocity mapping for layer-controlled facies-controlled pre-salt structures, the prediction of lacustrine carbonate reservoirs, the prediction of intrusive/effusive rock distribution, the detection of hydrocarbons in lacustrine carbonates, and the logging identification of supercritical CO2 fluid. These theoretical recognitions and exploration technologies have contributed to the discovery of deep-water super-large reservoirs under CNODC projects in Brazil, and will guide the further exploration of deep-water large reservoirs in the Santos Basin and other similar regions.

Key words： lacustrine carbonates; salt rock; deep-water oilfield; igneous rock identification; reservoir prediction; hydrocarbon detection; supercritical CO2; Santos Basin; Brazil

0 引言

巴西桑托斯盆地是迄今全球深水领域石油资源最为富集的被动大陆边缘盆地，油气发现主要集中在深水区圣保罗高地（亦称卢—苏隆起带）厚层盐岩之下[1-2]。自2006年卢拉油田发现以来，巴西国家石油公司集中力量加大桑托斯盆地深水盐下勘探开发投入，至2021年底共发现38个盐下油气田，其中7个为超大型油田（单个油田控制地质储量超过10×108 t），累计探明油气可采储量约60×108 t油当量，占盆地总探明储量的97%，揭示该盆地盐下层系具有丰富的油气资源和巨大的勘探潜力。2013年以来，中国多家石油公司参与了约15个盐下区块的油气勘探开发活动，其最重要的成果是被誉为2021年世界最大石油发现的古拉绍-1（1-SPS-108-SPS）井，该井位于桑托斯盆地阿—乌隆起带[1]上的阿拉姆区块，是目前在圣保罗高地之外取得的重大石油发现之一。
关于圣保罗高地的油气地质特征前人曾做过大量研究与探讨，针对盆地隆坳格局和构造演化[3⇓⇓⇓-7]、圣保罗高地区域生储盖组合[8⇓⇓-11]、火成岩[12-13]和含油气系统[14⇓⇓⇓-18]等方面开展了详细论述，但对于盆地其他区域（如阿—乌隆起带）的盐下油气分布特征和规律论述相对较少，而且不同学者针对桑托斯盆地构造单元划分方案未达成一致，对不同区带盐下油气成藏主控因素及其勘探潜力认识存在较大差异，制约了油气勘探向圣保罗高地之外拓展。
关于桑托斯盆地盐下油气勘探关键技术，前人利用地震属性分析[19-20]、地震相分析[21⇓-23]、叠后波阻抗反演[24-25]、叠前弹性反演[26⇓-28]、频谱分解[29-30]、振幅随偏移距的变化（AVO）分析[31-32]等技术在碳酸盐岩储集层预测、火成岩预测及测井解释等方面开展了大量工作，但桑托斯盆地盐下湖相碳酸盐岩遭受了复杂的火山作用、成岩作用、构造作用等叠加改造，储集层非均质性强，不同古地貌碳酸盐岩储集层地震响应特征复杂，且高含超临界状态CO2，储集层与流体分布的准确预测极具挑战性，亟需总结形成1套适用于研究区的油气勘探关键技术。
本文在系统梳理巴西桑托斯盆地油气勘探历程的基础上，重点论述中国石油在该盆地深水盐下超大型油田发现中取得的重大理论认识和技术进步，以期为桑托斯盆地乃至南大西洋两岸深水含盐盆地的盐下大油气田勘探提供一定的借鉴和参考。

1 地质背景与勘探历程

1.1 地质背景

桑托斯盆地位于南美洲东南部海域，北邻坎波斯盆地，南接佩洛塔斯盆地，面积为32×104 km2。该盆地发育盐下、盐上两大勘探层系，以盐下勘探为主。盐下构造整体上为北东—南西走向，具有“两隆三坳”的构造格局，由西向东依次发育西部坳陷带、阿—乌隆起带、中央坳陷带、卢—苏隆起带和东部坳陷带（见图1a）。
图1 巴西桑托斯盆地构造单元划分（a）和地层柱状图（b）
该盆地构造演化与中生代以来冈瓦纳大陆的解体以及南大西洋的扩张有关，经历了裂谷期、过渡期和漂移期3个阶段，与此相对应发育了3套巨厚沉积层序，即裂谷期巨层序、过渡期巨层序和漂移期巨层序[17]。裂谷期巨层序包括Picarras组、Itapema组和Barra Velha组。Picarras组岩性以深湖相泥岩、页岩为主，该套湖相页岩是桑托斯盆地主力烃源岩之一。Itapema组岩性以湖相页岩、泥灰岩和介壳灰岩为主，介壳灰岩为盐下其中1套主力储集层。Barra Velha组发育藻叠层石灰岩和球粒灰岩，是盐下主力储集层。过渡期巨层序主要发育Ariri组，蒸发环境，主要沉积1套厚层的蒸发岩地层(盐岩和硬石膏)，形成区域盖层。漂移期巨层序整体上以海相沉积为主（见图1b）。

1.2 勘探历程

桑托斯盆地油气勘探始于20世纪80年代，早期勘探以浅水区盐上构造圈闭为主，油气发现主要为中小型气藏和少量油藏。21世纪初，盆地进入盐下勘探阶段，2006年发现卢拉（Lula）油田，证实了盐下存在有效的含油气系统，拉开了深水盐下油气勘探序幕，油气勘探历程可划分为3个阶段。

1.2.1 卢—苏隆起带主体勘探阶段（2005年—2010年）

2005年桑托斯盆地第1口深水盐下探井获得油气显示，2006年第2口深水盐下探井发现超大型油田（卢拉油田控制地质储量达35×108 t）（见表1），确定了卢—苏隆起带为盐下最有利油气聚集带。
表1 巴西桑托斯盆地盐下超大型油气田一览表
油气田
名称		 油气田类型 发现年份 水深/
m		 面积/
km2		 构造单元 油气发现层位 控制地质储量
（油当量）/108t		 相对
密度		 气油比/
(m3·m-3)		 CO2
含量/%		 发现井
Lula 油田 2006 2 126 1 100 卢—苏隆起带 下白垩统Barra Velha组、Itapema组 35.48 0.865 4~0.892 7 301 1~20 1-RJS-628A
Jupiter 油气田 2008 2 187 603 卢—苏隆起带 下白垩统Barra Velha组 10.94 0.876 2~0.952 9 180 79 1-RJS-652
Sururu 油田 2008 2 230 159 卢—苏隆起带 下白垩统Barra Velha组、Itapema组 12.34 0.876 2~0.898 4 611 8~26 1-RJS-656
Buzios 油田 2010 1 889 511 卢—苏隆起带 下白垩统Barra Velha组、Itapema组 47.54 0.887 1 255 23 2-ANP-1-RJS
Libra 油田 2010 1 964 192 卢—苏隆起带 下白垩统Barra Velha组、Itapema组 17.72 0.892 7 440 45 2-ANP-2A-RJS
Sepia 油田 2012 2 197 107 卢—苏隆起带 下白垩统Barra Velha组、Itapema组 11.43 0.898 4 262 23 1-RJS-691A-RJS
Aram 油田 2021 1 905 798 阿—乌隆起带 下白垩统Barra Velha组 12.15* 0.849 8~0.865 4 350 5 1-SPS-108-SPS

注：数据据IHS数据库，*数据为预测地质储量

该阶段的钻探主要集中在卢—苏隆起带盐下构造核心区，探井成功率74%，共发现17个油气田，累计控制地质储量152×108 t。其中5个控制地质储量10×08 t级油气田（最高达48×108 t）（见表1），2个控制地质储量5×108 t级油气田，6个控制地质储量1×108 t级油气田。构造圈闭规模大（如卢拉油田面积达1 100 km2）、储集层厚度大（如Mero油田储集层最厚达400 m）、圈闭充满度高，原油相对密度为0.865 4~0.952 9，中—高气油比（180~611 m3/m3），普遍含有CO2（含量一般小于45%），证实了卢—苏隆起带具备极佳的油气成藏条件（见表1）。

1.2.2 卢—苏隆起带周缘勘探阶段（2011年—2019年）

2011年盐下油气勘探向卢—苏隆起带周缘拓展，探井成功率57%，共发现17个油气田，累计控制石油地质储量47×108 t。其中1个控制地质储量10×108 t级油气田（见表1），3个控制地质储量5×108 t级油气田，3个控制地质储量1×108 t级油气田。
卢—苏隆起带西缘火山活动相对活跃，构造圈闭规模受限，储集层横向变化快，圈闭充满度高，原油相对密度为0.855 0~0.898 4，中—高气油比（240~450 m3/m3），CO2含量小于25%，存在异常高压，压力系数约1.5，部分钻井失利原因是一些晚期反转构造储集层欠发育。卢—苏隆起带东缘油源相对不足，存在CO2强充注的风险，部分构造圈闭充满度约70%，原油相对密度为0.887 1~0.959 3，中—高气油比且发育气顶，高含CO2，最高为96%。部分钻井失利原因是CO2强势充注以及由于抬升剥蚀残余低能沉积地层，储集层欠发育。
卢—苏隆起带周缘勘探证实在不同区带油气成藏条件存在较大的差异，地质风险因素增多。为了规避单独承担盐下油气勘探投资失利的风险，巴西国家能源署从2013年起启动盐下区块对外招标，引进国际油公司实施联合勘探开发，但招标区块勘探总体效果低于预期，共获得7个油气发现，主要为中小型油气藏并高含CO2，特别是卢—苏隆起带东缘钻遇的气藏CO2含量高达96%，推测气柱高度超过500 m，揭示了卢—苏隆起带东缘复杂的成藏条件。

1.2.3 阿—乌隆起带勘探阶段（2020年至今）

桑托斯盆地盐下复杂构造特征制约了构造单元研究，前人主要依据盐下目的层顶界构造特征开展构造单元划分，但未充分考虑被动陆缘期构造演化特征，给盆地裂谷期构造格局合理划分带来挑战。中国石油研发人员通过盆地重磁资料处理解释和区域二维地震资料构造解析，在中央坳陷带西缘新识别出阿—乌隆起带，认识到阿—乌隆起带为大型继承性古隆起带，与卢—苏隆起带隔湖相望，具有相似的油气成藏条件以及巨大的勘探潜力。
2020年阿—乌隆起带中段乌拉普鲁区块获得原油发现，2021年阿—乌隆起带西段阿拉姆区块首口探井古拉绍-1井获得重大发现，原油相对密度为0.849 8~0.865 4，较高气油比（约350 m3/m3），异常高压，CO2含量约5%，2022年测试获得高产，进一步证实了阿—乌隆起带为有利的油气聚集带（见表1）。

2 油气地质理论认识进展

2.1 盆地“两隆三坳”构造格局及阿—乌隆起带的识别

针对桑托斯盆地的构造演化和沉积充填特点，提出构造单元划分的6条原则：以裂谷盆地构造特征为主要依据确定构造单元、以裂谷盆地晚断陷期隆坳格局为关键要素划分构造单元、以晚断陷期主要断裂和沉积特征为依据确定隆坳边界、以晚断陷期次级断裂和沉积特征为主要依据确定凸起与凹陷边界、以早断陷期走滑断裂确定分段边界、地质信息与地理信息相结合命名构造单元。6条原则的制定为桑托斯盆地构造单元划分奠定了认识基础。
以区域重力资料为基础，利用地震资料建立准确的盐上地层分布并通过正演剥离盐上地层引起的重力异常，采用最小曲率位场分离得到盐层的重力异常，进而获取准确的盐下地层重力异常分布，结合归一化总水平导数垂向导数（NVDR-THDR）技术推断的盐下断裂分布，在盆地内已有地震、钻井和大洋钻探资料的约束下，恢复桑托斯盆地盐下构造格局，提出构造单元划分新方案。在以上思路的指导下确定了构造单元划分的7项依据：高精度布格重力图是确定盆地构造单元划分方案的基础依据、工业地震大剖面是确定盆地隆坳格局和构造单元划分方案的关键依据、高精度三维地震数据是准确确定构造单元边界的主要依据、钻测井和岩心数据是确定岩相古地理的重要依据、基于二维地震解释的沉积厚度图是确定构造单元边界的参考资料、磁力异常图是识别盆地及隆坳边界的辅助资料、区域大地构造解译图是确定构造演化控制因素的辅助信息。7项依据的确定为桑托斯盆地构造单元划分指明了实现途径。
根据以上划分原则和依据，将桑托斯盆地分为5个一级构造单元，包括2个隆起带（卢—苏隆起带、阿—乌隆起带）和3个坳陷带（中央坳陷带、西部坳陷带、东部坳陷带）（见图1a）。在旧版构造格局中，阿—乌隆起带被认为是中央坳陷带的一部分[8-9]（由于地貌低被认为储集层发育风险大，很少有大油公司参与投标），而在新版构造格局中，该带被认为是1个紧邻中央坳陷带西侧的继承性古隆起带，且在古地理位置上与卢—苏隆起带（已知成熟油气区）隔湖相望，二者应有相似的油气成藏条件。2021年阿拉姆区块的重大发现与钻探结果完全证实了该认识的正确性。

2.2 裂谷期主烃源灶控制油气富集

桑托斯盆地盐下烃源岩主要包括下白垩统Picarras组和Itapema组湖相黑色页岩，具有分布广、厚度大、有机质类型好、丰度高、生烃潜力大等特点[1]。钻井揭示该套烃源岩厚度100~300 m，沉积于同裂谷期湖相环境，特别是中央坳陷带、西部坳陷带和东部坳陷带3个构造单元中的各个凹陷烃源岩品质好，TOC值为0.51%~7.32%，平均值为1.67%，HI值为292.13~998.00 mg/g，平均值为721.61 mg/g，生烃潜力（S1与S2的和）平均值为18.2 mg/g，干酪根类型以I型和Ⅱ1型为主。该盆地生烃凹陷面积超过100 000 km2，具有极大的生烃潜力和资源基础。
桑托斯盆地盐下烃源岩成熟度整体呈现“中部和东部成熟、西部过熟”的分带特征，中央坳陷带提供了主要油源。中央坳陷带厚层盐岩分布连续，受巨厚盐岩沉积影响延缓了盐下烃源岩演化进程，烃源岩成熟度Ro大部分处于0.7%~1.3%的生油高峰阶段，整体上以生油为主，由于中央坳陷带生烃灶规模大，供烃能力强，为盐下油气田提供了充足的油源;东部坳陷带也发育连续厚层盐岩，整体以生油为主，但东部坳陷带的凸起带和凹陷带相间排列，凹陷分布不连续，烃源岩沉积厚度变化大，在局部发育多个小型烃源灶，供烃能力相对不足;西部坳陷带盐岩厚度薄且不连续，烃源岩成熟度Ro大部分超过1.7%而处于生气高峰阶段，整体上以生气为主，由于西部坳陷带生烃灶规模有限，供烃能力远不及中央坳陷带。
基于盆地模拟，预测桑托斯盆地盐下油气地质资源量约为3 899.0×108 t，其中Itapema组油气地质资源量为2 446.3×108 t，占总资源量的62.74%，Picarras组油气资源量为1 452.7×108 t，占总资源量的37.26%。自Barra Velha组沉积末期至今经历了多期生排烃，主要表现为油气从烃源灶沿着断裂或构造脊向隆起区的构造圈闭中运聚成藏。中央坳陷带作为桑托斯盆地盐下主力生烃灶，其供烃的已发现油气藏地质储量占总发现储量的95%以上，东侧的卢—苏隆起带上布兹奥斯（Buzios）油田控制地质储量超过48×108 t油当量，卢拉油田控制地质储量约35×108 t，西侧的阿—乌隆起带上阿拉姆（Aram）油田石油地质资源量也巨大，隆起带上的构造圈闭油气充满度高，反映了中央坳陷带烃源岩超强的油气供给能力。

2.3 古构造控制湖相碳酸盐岩储集层规模和质量

古构造是指桑托斯盆地裂谷期的构造活动及其形成的正向古地貌，以伸展作用为主，可以划分为断陷和拗陷两个阶段。断陷阶段构造活动确定了桑托斯盆地“两隆三坳”构造格局的雏形，形成了3个湖区夹持两个台地，主湖居于中央坳陷的古地理特征，在两个台地和湖区的众多岛屿及其周缘，沉积了以介壳灰岩为代表的淡水湖盆碳酸盐岩，沉积厚度从十几米到数百米不等，是盐下油气重要的储集体。拗陷阶段构造活动减弱，“两隆三坳”构造格局继承性发育，构造幅度变小，桑托斯盆地演化为浅水咸化湖盆，沉积了以球粒灰岩和藻灰岩为代表的湖相微生物岩（见图2），沉积厚度从几十米到数百米不等，是盐下油气主要的储集体，其储集层分布范围远大于介壳灰岩。
图2 桑托斯盆地盐下下白垩统Barra Velha组沉积相图
单斜断块、断隆、断垒和火山凸起4类正向古地貌控制了碳酸盐岩沉积的厚度和规模，进而控制了湖相碳酸盐岩有利储集层发育区（见图3）。单斜断块和断隆是碳酸盐岩储集层发育的主要正向地貌单元，碳酸盐岩沉积以加积和进积为主，常见丘状滩体纵向叠置、横向迁移连片发育，储集层厚度大、分布广，在卢—苏隆起带、阿—乌隆起带和东部坳陷带皆有分布，整个卢—苏隆起带上碳酸盐岩储集层分布总面积超过12 000 km2。比如布兹奥斯油田，早期构造背景为断隆，介壳灰岩、球粒灰岩和藻灰岩储集层分布面积约800 km2，平均厚度约200 m，最大厚度达500 m。断垒和火山凸起是碳酸盐岩储集层发育的重要正向地貌单元，主要分布在中央坳陷带和东部坳陷带，以独立构造为特征，碳酸盐岩沉积以加积为特征，储集层单体面积通常小于200 km2，储集层厚度几十米到400 m不等，横向变化大。
图3 桑托斯盆地盐下4类古地貌控储模式图
桑托斯盆地盐下湖相碳酸盐岩发育介壳灰岩、球粒灰岩和藻灰岩3类中孔中渗储集层，储集空间以原生孔隙为主，常见粒间孔、粒内孔和生物格架孔，平均孔隙度为8%~15%，最大孔隙度超过25%，平均渗透率为几十毫达西到数百毫达西不等（见图4），目的层段平均净毛比约62%，最高净毛比可达95%，整体上具有相控储集层的特征，后期成岩作用相对较弱。
图4 桑托斯盆地湖相碳酸盐岩储集层岩石类型及其孔渗关系

（a）A井，5 438.0 m，藻灰岩，粒间孔;（b）藻灰岩储集层孔-渗关系图;（c）B井，5 058.0 m，球粒灰岩，粒间（溶）孔;（d）球粒灰岩储集层孔-渗关系图;（e）C井，5 364.0 m，介壳灰岩，壳体粒间溶孔、铸模孔;（f）介壳灰岩储集层孔-渗关系图

2.4 连续厚层盐岩控制油气聚集与保存

桑托斯盆地下白垩统Ariri组盐岩具有分布范围广、厚度大、封盖能力强的特点。平面上盐岩呈北东—南西走向展布，南北长约650 km，东西宽达380 km。其中厚层盐岩主要分布在中央坳陷带、东部坳陷带、卢—苏隆起带和阿—乌隆起带中南段，厚度几百米至4 500 m，横向展布连续，无盐窗发育，厚层盐岩直接覆盖在碳酸盐岩之上，成为高效的区域盖层，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油气田均位于厚层盐岩覆盖区，如卢拉油田等。而西部坳陷带、阿—乌隆起带北段盐岩明显减薄或者缺失，盐窗大量发育，油气通过盐窗和盐相关断层运移到盐上层系成藏，如Mexilh油气田。
连续厚层盐层对烃源岩的热演化、储集层的成岩作用亦有影响。首先，由于盐岩具有较高的热导率，导致厚层盐岩以下的地层温度普遍较低。当盐层的厚度达到2 000 m时，盐下烃源岩地层温度会降低25.1 ℃，同时烃源岩的Ro值也较无盐层区域要低0.6%[33]，延缓了盐下烃源岩的热演化，有利于晚期生油、长时间充注。其次，由于巨厚盐岩盖层的强塑性、强封堵能力和高热导率，盐下地层成岩作用明显减弱，使得储集层的原生孔隙得以保留[34]。目前该盆地厚盐区下伏碳酸盐岩储集层均处于早—中成岩作用阶段，胶结作用较弱，储集物性好。

2.5 CO2充注对油气藏的改造

目前，桑托斯盆地盐下已发现多个高含CO2气顶的油气藏，如Jupiter油气藏、Abare West油气藏、Libra中区油气藏和Peroba气藏，CO2含量为67%~96%，δ13CCO2值为-8.11‰~-5.35‰，氦同位素R/Ra值为5.6~8.8，参照戴金星等[35]建立的地球化学参数判识图版，明确桑托斯盆地CO2主要为无机幔源成因。
桑托斯盆地CO2含量分布受地壳减薄和深大断裂控制，总体上具有“东高西低”的特点（见图5）。现有高含CO2油气藏均位于盆地东部大型走滑拉张断裂带附近，其相邻断裂后期断距为1 000~3 000 m，指示后期构造活动剧烈，且均位于地壳减薄区，为沟通幔源CO2提供了通道，导致CO2强势充注形成气顶。而盆地西部恰好与之相反，控隆断裂断距均小于1 000 m，指示其活动性明显弱于盆地东部隆起区，构造活动以被动大陆边缘整体沉降为主，地壳厚度大，CO2含量整体较低。
图5 桑托斯盆地布格重力异常叠合CO2分布图（白色圆圈内数字为对应油田CO2百分含量）
提出CO2晚于油气充注新认识。由于原油具有强荧光性，会屏蔽气泡的拉曼光谱信号，使得包裹体的气泡成分难以测定，制约了桑托斯盆地CO2充注时间判定。基于改进的激光拉曼光谱检测烃类包裹体气相成分的实验流程，发现早期油气包裹体只测出CH4，晚期盐水包裹体测出CH4和CO2，据此提出CO2晚于油气充注新认识，突破了作业者基于盆地模拟“先CO2后油”的传统认识，而且指示了早期的火山活动对CO2充注的贡献有限，现有油气田亦证实CO2含量高低与早期火山活动相关性不大。
目前桑托斯盆地CO2充注改造形成的油气藏主要分为3类，即含CO2溶解气油藏、带CO2气顶油藏和CO2气藏。基于CO2充注数值模拟和物理实验，表明CO2充注量与油环大小成负线性关系，与气油比呈正相关关系[36]。①CO2充注早期，以溶解于原油为主，形成含CO2溶解气油藏，气油比高，CO2含量一般小于58%。②CO2充注中期，CO2萃取原油中的轻质组分，形成高含CO2的气顶油环，CO2充注量平均每升高10%，油环体积减少5.7%~6.0%，CO2含量为58%~84%。③CO2充注晚期，整体以高含CO2气藏为主。随着持续注入CO2，油环体积开始明显减小，随着原油中的轻质组分减少和气顶中CO2的萃取能力达到极限，气液两相界面的组分交换开始逐渐变弱，CO2含量一般大于84%。
基于该项数值模拟和物理实验，预测里贝拉中区油环体积为18%~20%、佩罗巴区块油环体积为4%~5%，研究成果为桑托斯盆地区块勘探部署和中国石油果断放弃佩罗巴区块、成功获取阿拉姆风险勘探区块提供重要技术支撑。

3 关键勘探技术

3.1 层控相控盐下构造变速成图技术

桑托斯盆地复杂盐丘区形态各异、厚度差异大，特别是盐岩变形过程中多期膏岩卷入混杂其间，导致盐丘区地震速度在空间上存在较大差异（最大差异可达2 000 m/s）。在叠前深度偏移速度模型中，盐层段往往采用相对均一的地震速度，盐层速度误差影响了盐下构造成图精度，导致盐下目的层深度误差可达上百米，给勘探目标评价、井位部署及钻井工程预测等带来挑战和作业风险。
通过攻关形成了复杂盐丘区层控相控地震速度建模技术。利用已钻井录井岩性信息、测井速度数值统计、地震相识别、地震层位界面解释等资料，建立不同类型盐丘区岩相、地震相与地震速度模型，基于原始地震速度模型，利用地震解释层位约束盐层段空间分布，利用岩相-地震相-速度模型约束充填地震速度，重构复杂盐丘区地震速度模型，有效消除了厚层盐岩速度差异影响。
该项技术大幅度提高巴西深水盐下目的层构造变速成图精度，目的层深度预测误差从72~250 m 降至4~35 m，为储量评估和钻井工程提供了有力的技术支撑。

3.2 湖相碳酸盐岩储集层预测技术

桑托斯盆地盐下湖相碳酸盐岩具有埋藏深、岩性复杂、多期迁移叠置、储集层非均质性强、地震响应特征迥异等特点，单一常规储集层预测方法难以进行有效预测。通过攻关研究，集成了以“地震相+高亮体+叠前弹性反演”为核心的湖相碳酸盐岩储集层预测技术系列。①形成了基于地震相分析的湖相碳酸盐岩储集层预测技术。地震相单元和地质相单元具有一定的对应关系，由于岩相的变化会引起反射波的一些物理参数的改变，因而地震相可以在一定程度上表现岩相的特征，从而把同一地震层序中具有相似地震地层参数的单元化为同一地震相（见表2）。通过岩性与地震相分析确立相模式，借助属性融合+纹理属性+聚类分析等技术识别刻画颗粒灰岩及介壳灰岩丘状体形态，并通过与相似类型地质体对比，确认地质体地质属性，建立不同地质体的地震识别模型，避免了地震现象的多解性，从而提高解释精度，有效识别碳酸盐岩滩体及其分布[20]。②形成了基于高亮体的碳酸盐岩储集层预测技术。高亮体主要用于区分反射波中主频的振幅异常，反映频谱的峰值与有效频带内平均振幅之差，通过深入分析碳酸盐岩滩体的地震特征，采用振幅-频率相结合的高亮体技术（见图6），进一步加强了灰岩储集层和致密灰岩的区分度，实现了精细刻画目标滩体边界和内幕期次[19,21 -22]。③形成了基于叠前多参数反演的储集层预测技术。岩石物理分析显示单一弹性参数对火成岩有一定区分，但难以有效区分碳酸盐岩储集层与非储集层，而多参数交汇分析表明纵横波阻抗、密度、伽马等多参数分析可较好的进行储集层区分，据此采用叠前弹性反演、波形指示反演、叠前贝叶斯反演等技术进行多弹性参数碳酸盐岩储集层定量预测，特别是基于FWI速度模型的波阻抗反演，深部高波阻抗层、火成岩之下低波阻抗层、灰岩储集层波阻抗连续性等改善明显，有效排除火成岩影响，提高了储集层预测精度，实现了里贝拉、阿拉姆等区块盐下碳酸盐岩储集层的预测，将复杂岩性区碳酸盐岩储集层预测精度从60%提高到85%，为井位部署和储量评价提供了高效手段[10,12,26⇓ -28]。
表2 巴西桑托斯盆地盐下不同构造类型碳酸盐岩地震相特征
构造类型 典型地震剖面 地震相特征 储集层发育特征 实例
基底隆起 滩相：亚平行、弱—中连续、
弱—中振幅		 隆起区储集层大面积发育，
厚度较小，规模大		 Aram油田
非滩相：楔形增厚、连续、
中—强反射		 构造低部位储集层变差 Aram油田低部位
倾斜断块 滩相：S型前积、丘状、亚平行、弱连续、弱—中反射 倾斜断块储集层叠合连片
发育，厚度大，规模大		 Libra油田西北区
非滩相：连续、中—强反射 构造低部位储集层变差 Libra油田西北区低部位
坳中断垒 滩相：丘状、弱反射 储集层沿地垒区条形展布 Guanxuma油田
非滩相：连续、中—强反射 地堑区储集层不发育 Guanxuma油田两侧低部位
坳中火山隆起 滩相：丘状、弱振幅 火山隆起高部位储集层
局限发育		 Carcara油田和
Libra油田B井
非滩相：楔形增厚、连续、
中—强反射		 构造低部位储集层不发育 Libra中区D井
图6 高亮体技术识别碳酸盐岩滩体

3.3 侵入岩和喷发岩分布预测技术

桑托斯盆地盐下发育侵入岩（辉绿岩）和喷发岩（玄武岩）2类火成岩[37]。其中，侵入岩在地震上表现为强振幅、低频、平行连续反射特征，测井上呈高速、高波阻抗特征，与碳酸盐岩储集层具有一定区分度，但与致密灰岩、钙/硅质灰岩等岩性特征类似，识别预测存在多解性。通过对振幅、频率、波阻抗等特征深入分析，形成“强振幅+低频率+高波阻抗”侵入岩识别组合技术，实现了侵入岩的精确预测（见图7），目前预测符合率100%，厚度误差小于3 m。喷发岩具有多期喷发、速度与碳酸盐岩差异小、地震相类型多样、空间位置复杂多变等特点，地震预测难度大。通过攻关研究，形成在水下火山机构模式指导下的地震相组合识别模式和叠前弹性反演技术，有效解决了喷发岩预测难题，喷发岩预测符合率86%。该技术为巴西盐下火成岩分布预测、目标井位优选及储量评估提供了有力技术支撑。
图7 侵入岩地震预测图（剖面位置见图1）

3.4 烃类检测技术

针对碳酸盐岩储集层烃类检测难度大的问题，通过攻关研究和勘探实践，集成了以“频谱分解+AVO+叠前双参数反演”为核心的湖相碳酸盐岩烃类检测技术系列。①基于频谱分解的烃类检测技术。碳酸盐岩储集层中不同流体及不同饱和度的流体替换和正演模拟研究表明，在碳酸盐岩储集层中，随着含油饱和度增加，油层顶面反射振幅增强。井震联合分析显示油层顶界表现为强振幅和大衰减梯度特征。基于地层富含油气时具有“低频共振、高频衰减”动力学特征原理，通过频谱分解对比不同频段地震振幅特征差异优选优势频带进行地震烃类检测（见图8），研究表明含油气区高频与低频烃类响应特征较强[24,29]。②基于AVO梯度的烃类检测技术。碳酸盐岩储集层中不同流体具有相似的AVO特征，流体类型区分难度大。通过储集层段含油、含水的不同AVO属性特征的探索分析与实践，研究表明不同流体的梯度属性相似，但储集层含油时AVO截距绝对值更大，通过井上的流体替换和正演分析建立基于截距属性的流体识别图版，优选对油层敏感的截距属性进行碳酸盐岩储集层烃类检测[30]。③基于波阻抗和密度双参数的叠前弹性反演烃类检测技术。通过岩石物理分析和地震正演模拟研究，优选纵波阻抗和密度双参数进行碳酸盐岩储集层不同流体识别，建立双参数流体识别图版，进一步通过叠前纵波阻抗-密度双参数反演有效进行烃类检测，预测精度达到85%。④针对碳酸盐岩储集层中超临界CO2流体地震识别难的问题，研发了超临界CO2流体叠前叠后地震预测技术，叠前频散AVO梯度属性研究显示，CO2频散AVO梯度属性值较大，而油和水频散AVO梯度属性值相对较小，联合峰值频率和吸收衰减等属性可对构造不同部位储集层流体进行定性预测，实现了对巴西里贝拉中区、佩罗巴区块CO2气顶油环的预测和阿拉姆区块CO2含量的定性预测，为目标评价、井位部署及勘探策略研究提供了重要技术支撑[31]。
图8 阿拉姆区块频谱分解烃类检测图

3.5 复杂岩性和流体测井识别技术

针对巴西盐下碳酸盐岩、侵入岩和喷发岩岩性复杂、测井识别难度大等问题，通过将测井信息与海量岩心、壁心、薄片等资料进行标定，集成了以“常规测井+元素俘获测井+人工智能”为核心的“三步法”湖相碳酸盐岩复杂岩性识别技术系列。①利用元素俘获测井进行碳酸盐岩、火成岩大类划分。②利用元素俘获测井、伽马能谱测井在火成岩大类中进行玄武岩、辉绿岩岩性识别[38-39]，利用交会图技术以及构建新的岩性指数参数进行火成岩岩性识别。③优选岩性敏感曲线，利用模糊聚类智能识别方法，分层段进行碳酸盐岩岩性识别。该技术针对火成岩与碳酸盐岩两大类的识别符合率达95%，火成岩大类中玄武岩、辉绿岩识别符合率达86%，碳酸盐岩大类中岩性识别符合率达70%。该技术为巴西盐下碳酸盐岩储集层测井评价、火成岩研究等奠定了坚实的基础。
针对巴西盐下油、气、水、CO2等多种流体共存导致测井识别难的问题，基于常规测井、随钻核磁共振测井、电缆核磁测井及地层测试等资料，形成了超临界状态CO2半定量评价与流体识别技术。该技术充分利用CO2不含氢原子及其在超临界状态下密度与油密度相当的物理特性[40]，通过中子-密度交会图、电缆核磁共振总孔隙度与随钻核磁共振总孔隙度差异对比等方法，建立了CO2半定量识别图版，可将CO2半定量评价划分界限设定为0，40%，60%，80%，100%（见图9中蓝色虚线），进一步以CO2含量评价流体类型[41]。通过以上技术，本文在桑托斯盆地开展了基于15口井、42个层位的CO2测井半定量评价及流体类型识别，识别结果与实测数据对比发现，应用中子-密度关系图半定量评价CO2符合率达73%，流体识别符合率达80%。该技术为巴西桑托斯盆地盐下碳酸盐岩储集层流体的测井识别，特别是为超临界状态CO2识别及评价提供了新方法。
图9 桑托斯盆地盐下超临界状态CO2流体测井半定量识别

4 结论

提出盆地“两隆三坳”构造格局和阿—乌隆起带的认识，明确裂谷期Picarras组和Itapema组湖相页岩是桑托斯盆地盐下主力烃源岩，指出单斜断块、断隆、断垒和火山凸起4类古地貌控制介壳灰岩、球粒灰岩和藻灰岩3类有利碳酸盐岩储集体的规模和质量，连续厚层盐岩控制油气形成与保存，紧邻中央坳陷带主烃源灶的卢—苏隆起带和阿—乌隆起带为油气运移有利指向区。阿拉姆区块的重大发现，有力印证了以上油气地质新认识。
研发层控、相控盐下构造变速成图技术、湖相碳酸盐岩储集层预测技术、侵入岩和喷发岩分布预测技术、湖相碳酸盐岩烃类检测技术以及超临界状态CO2流体测井识别技术等勘探关键技术，为阿拉姆区块勘探目标优选、首口探井论证与重大发现提供有力的技术支撑。
经过10余年的持续攻关，中国石油在巴西桑托斯盆地的盐下油气勘探实现了重要突破，已经形成较为完整的盐下湖相碳酸盐岩勘探理论认识，研发攻关了一系列特色技术，极大地提升了中国石油在巴西深水油气勘探的核心竞争力，为国家海外及海洋油气业务跨越式发展提供了有力的决策支持和技术支撑。
符号注释：
HI——氢指数，mg/g;Ro——镜质体反射率，%;S1——岩石中的游离烃含量，mg/g;S2——岩石中的热解烃含量，mg/g;TOC——总有机碳含量，%。

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