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巴西东部被动陆缘盆地的盐下油气储量，具有从南向北递减的特征，而西非盐下油气储量具有从南向北递增的特征巴西东海岸被动陆缘盐盆地油气分布。

桑托斯盆地是巴西海上盐下油气储量最富集的盆地，坎波斯盆地位居第二，而西非盐下各盆地的油气储量都较小。

巴西东部大陆架上的被动陆缘油气盆地分布图

（Zhang et  al., 2019）

巴西东部大陆架上的被动陆缘油气盆地构造剖面图

（垂向上进行了夸大表示）

（Zhang et  al., 2019）

一、坎波斯盆地

1.石油地质特征

1）烃源岩

坎波斯盆地发育一套主力烃源岩和两套潜在烃源岩。前人的研究分析表明坎波斯盆地发现的所有油几乎全部源自Lagoa Feia群湖相页岩，但在局部地区，Macae组的页岩也被认为是次要的烃源岩。

巴列姆阶—阿普第阶Lagoa Feia群主力烃源岩

Lagoa Feia群主要由页岩组成，夹有碳酸盐岩，厚度从100~300m，平均TOC在2%~6%，最高达到9%，氢指数（HI）达到900mg烃/g 有机碳，为I型干酪根，生烃潜力超过10mgHC/g rock，表明Lagoa Feia群湖相页岩具有极好的生油潜力。

阿尔比阶—赛诺曼阶Macae组潜在烃源岩

Macae组的干酪根一般为III型，TOC含量小于1%，虽然具有比较好的生烃潜力，不过这套烃源岩基本未成熟。

土仑阶—新生界潜在烃源岩

从目前对坎波斯盆地油源分析结果表明该套烃源岩有机碳、氢指数和生烃潜力一般偏低，表示它们一般未成熟。

2）储集层

坎波斯盆地油气储于下白垩统—中新统的多套储集层，盆地内已发现油气储量的71.9%储于白垩系、第三系和新生界浊积岩。按油气储量的多少，盆地内的储集层特征描述如下：

上白垩统至渐新统Carapebus组浊积砂岩储集层

Cuvo组是盐下主要储集层，储集层由分选好到差的带有介壳灰岩夹层的或被白云质碳酸盐岩胶结的干净的石英砂岩组成。Carapebus组由三套富砂的浊积岩组成，这些浊积岩储集层夹于盆地相的海相泥页岩层系内（图2-23），它们是盆地内最重要的储集层。

下阿普第阶介壳石灰岩储集层

多孔的介壳Lagoa Feia组碳酸盐岩储集层的孔隙度可达到15%~20%，渗透率达500mD以上，是最好的储集层。

阿尔比阶—赛诺曼阶Macae组碳酸盐岩储集层

Macae组是一套浅水陆架碳酸盐岩储集层，沉积于高能环境的颗粒石灰岩的孔隙度可高达33%，渗透率50~2400mD。沉积于中等能量浅海环境的核形—球状泥粒灰岩和颗粒灰岩为高孔（达到30%）低渗（达100mD）的储集层。

凡莱吟阶Cabinunas组玄武岩储集层

凡莱吟阶玄武岩含有原生气孔和裂隙，另外，构造活动与溶蚀作用形成大量次生裂隙与溶孔。因此，该组玄武岩具有一定的孔隙度和渗透率，能够构成有效的储集层，但这套储集层的油气储量仅占油气总储量的0.1%。

3）盖层特征

阿普第阶厚层岩盐是盆地中的区域性盖层，但因为盆地中多数烃类被圈闭在盐上储集层中，因而，对盐上储集层而言不具有盖层意义。最重要的盖层是阿尔布阶的封闭了Binga组碳酸盐岩储集层的Tuenza组蒸发岩。Lagao Feia组的湖相页岩和阿普第阶蒸发岩构成了盐下储集层的有效盖层。盐上储集层的主要盖层包括Ubatuba段的盆地相页岩。此外多套储集层内的薄层页岩也可作为局部盖层。

4）圈闭特征

坎波斯盆地发育构造圈闭、构造—地层复合圈闭和地层圈闭。就储集的油气储量而言，构造—地层圈闭是最重要的圈闭类型，储于这类圈闭的油气储量占油气总储量的66.8%，其次是地层圈闭，这类圈闭储集了盆地内29.1%的油气储量。

5）含油气系统及成藏组合 

坎波斯盆地只有一个含油气系统，盐下—盐上含油气系统。盆地内丰富的油气储量与Lagoa Feia群湖相烃源岩的广泛分布有直接的关系。油气生成开始于三冬期—康尼亚克期，于中新世晚期达到生油高峰，且至今仍在继续生油。

坎波斯盆地存在多套成藏组合，其中渐新统—中新统成藏组合和上白垩统成藏组合是最要的成藏组合，它们储集的油气储量分别占盆地内油气总储量的32.4%和25.3%。渐新统—中新统成藏组合的储集岩由块状的浊积砂岩组成，圈闭是由于轻度的滚动褶皱或浊积岩上倾尖灭而形成的。上白垩统成藏组合的储集岩也为浊积砂岩，地层尖灭形成了地层圈闭，构造闭合受断背斜和盐构造的控制。

2．典型油气田油气勘探历程解剖—Jubarte油气田

1）Jubarte油气田概况

Jubarte油田发现于2001年元月，位于巴西东南部海岸坎波斯盆地（图5-1），距Espirito Santo州海岸77 km；水深1000-1500 m。饱和压力下的原油比重为0.95 g/cm3，黏度0.014 Pa•s。20℃时，脱气原油的黏度约3 Pa•s，是巴西深水域目前所生产的黏度最大的稠油，从油田的发现到首次进行生产，期间不超过22个月，预计储量可达700百万桶。

巴西海上Jubarte油气田位置图

(据Martins et al., 2009修改)

Jupiter油气田的油气在盐层之下被挡住而不能向上运移，该油气田位于盐下区。盐层的存在直接提升了开发的难度。

2）Jubarte油气田储层结构和性质

Jubarte油气田储层为马斯特里赫特组长石砂岩质砂岩和砾岩，在随后的盐构造作用下而发生反转（图5-2）。分选较差，松散沉积物，棱角状-次棱角状颗粒。

储层为厚350米的晚马斯特里赫特统（Maastrichtian）的深水砂岩，被一个由盐构造所引起的SW-NE向延伸长8–14 km、宽1.5–5.5 km的海槽所控制（Gontijo et al., 2005）。该油气田同时被一个NE向的伸展断层所截切。数个小型的NW向断层穿过Jubarte油气田。储层深度为2800 -3150 m。

砂岩层一般较厚，偶尔出现交错层理，厚3-21 m，粗粒（有时为砾岩）到中粒，向上逐渐变细，泥灰岩与泥岩为次级储层（Gontijo et al., 2005）。储层顶部存在无秩序的碎屑流沉积，含有丰富的海绿石。

基于岩心解释，这些储层描述了冲刷界面的合并循环，表明了可能是接近物源区的高能流沉积或者为长距离的有限的重力流沉积，这些重力流沉积运输具有高可容纳性。

基于组成、纹理特征、沉积构造特征和几何学把这种流动认为是高密度的流体，由此，其结构和成分方面不成熟的沉积物被高密度流从浅水区转移到深水区，这些物质比较集中，为牵引重力流（似稳流）。特大洪水可能引发大型的重力流事件，进而使得高地河流的大量沉积物可直接被运送到海岸区。

Jubarte 深水系统沉积物来源主要有两个。一个是来自西南方向，主要与里约热内卢的前寒武Ribeira地体的侵蚀有关，另外一个为西北方向由Colatina剪切带控制的Espı′rito Santo 州的前寒武的Aracuai地体的侵蚀有关。

3）Jubarte油气田勘探和开发历程

为了能够对该油气田开发工程进行详细描述，于2002年1月开始申请国家石油协会ANP（National Oil Association）的许可而进行长期测试，同年7月，国家石油协会批准了该提议，10月份开始在FPSO Seillean上进行该测试。 

巴西国家石油公司2002年12月11日宣布Jubarte油气具有商业开采价值，Jubarte油气田开始进入生产阶段。试验阶段可通过试验井（pilot well）和FPSO Seillean进行生产，它和LIT具有一些相同的目标，比如为开发阶段的研究搜集更多相关的数据。

Pilot Phase：本阶段之初（2002年12月），电泵井生产实时分析设计专家系统（ESP）投入使用，井日产率由16,500桶/天增加到 20,000桶/天。2003年4月，开采计划有一些调整，石油日产率达到高峰，可日产22,700桶。

Jubarte Phase I：为了解决EWT/Pilot Phase的残留问题，开始实施Phase I，2006年12月开始生产。 巴西国家石油公司在数个油气田中利用FPSO P-34平台作为试点，该平台经过全面改进后在Phase I可日产重度为17° 的石油60,000桶，水深1350 m。该阶段计划持续4年，拥有比较重要的任务，例如为Phase II 的进行搜集有价值的信息。

Phase II – Definitive Development：2003年中期至2005年早期，项目团队对综合技术和经济可行性进行了研究，期望能得到Phase II重最好的开发理念，分析了一系列的技术方案：不同浮式生产装置的类型和大小 (FPSO、TLP、TLWP)，湿完井或干完井，人工举升方法，刚性或灵活性的出油管道和立管等。原油重度API值较低、粘性高（再加上低温条件，这对流动保障方面是一个巨大的挑战）。该过程产水率较高，加上在陆上和海上均缺乏先前存在的基础设施等，这些条件为概念选择研究中主要的因素。

所选择的开发方案为日产180，000桶的浮式生产储存卸货装置（FPSO），P-57，具有较大的油气处理能力（300,000 blpd），天然气压缩能力可达到300万std m3/d。6个水平生产井15个，7个水平注水井，韧性立管和管道均为1000 m。截止到2006年1月11日，井ESS-110HPA 日产量可达20,000桶。

二、桑托斯盆地

1.石油地质特征

1）烃源岩

桑托斯盆地存在两套主要烃源岩层：巴列姆期至早阿普第期盐下Guaratiba组湖相暗色页岩和赛诺曼期—马斯特里赫特期Itajai-Acu组深水海相页岩。

巴列姆阶—下阿普第阶盐下Guaratiba组湖相暗色页岩

Guaratiba组盐下层序湖相暗色页岩，没有多少这套烃源岩的地化资料。在桑托斯盆地，尚未钻遇Guaratiba组暗色页岩，因此其地质和地化特征尚不清楚。

在上白垩统—新生界盐上层序沉积最厚的水深小于400m的地区，下白垩统Guaratiba组烃源岩已处于过成熟阶段，埋深达7~8km。在大陆斜坡和深水区，其成熟度目前处于未成熟—过成熟阶段。

赛诺曼阶—马斯特里赫特阶Itajai-Acu组深水海相页岩

过渡期阿普第阶Binga组发育于晚赛诺曼期、土仑期和三冬期，全球处于缺氧的环境中，盆地内沉积了富含有机质的深海页岩，这些页岩归属于Itajai-Acu组的下部地层，并与白垩纪中期的全球缺氧事件有关，以生油为主，但亦可生气。有机质类型为混合的II型和III型干酪根，有机岩石学分析表明有机质由无定型组分和腐植型组分组成。在陆架区，赛诺曼阶—土仑阶地层的顶部烃源岩的Ro为0.5%~0.8%。

2）储集层

桑托斯盆地内油气分布于下白垩统至始新统的多套储集层中，主要富集于三套层系：盐下碳酸盐岩层、土仑阶浊积砂岩和始新统浊积砂岩，这三套储集层中油气储量分别占盆地油气总储量的76.6%、20.2%和2.1%，而储于其他储集层的油气储量仅占总储量的1.1%。

下白垩统盐下碳酸盐岩储集层

桑托斯盆地近年来的重大油气发现都是以盐下碳酸盐岩为储集层，这些重大发现包括盆地内的最大油田—Tupi油田和最大气田—Jupiter气田。截至2010年8月，这套储集层内储集的油气储量占盆地油气总储量的76.6%。

土仑阶Ilhabela段浊积砂岩储集层

土仑期浊积砂岩储集层是桑托斯盆地内第二重要的储集层，由细—粗粒碎屑、分选中—差的块状砂岩组成，虽然浊积砂岩的粒间孔隙得到了良好的保存，但由于绿泥石的增生堵塞了孔隙通道，因此渗透率较低。

始新统浊积岩储集层

深水区始新统浊积岩储集层局限于始新统Marambaia组, 这套储集层构成了7个油田的储集层，其油气储量占盆地油气总储量的2.1%。

3）盖层特征

Cunga组、Binga组、Quianga组、Quissonde组和Cuvo组的页岩、硬石膏和沥青质白云岩形成了层内封闭或下伏储集层的封闭层，Ariri组蒸发岩构成一个区域盖层，是同裂谷期储集层的良好盖层。Guaruja组碳酸盐岩储集层的盖层包括层内页岩、层内泥灰岩和层内泥晶灰岩以及上覆的Itanhaem组页岩和泥灰岩，这些盖层多为局部盖层。Itajaia-Acu组和Marambaia组的浊积砂岩被上白垩统—新生界的厚层深水海相页岩所包围，因此这些页岩构成了有效的层内盖层。

4）圈闭特征

桑托斯盆地内发育了构造圈闭、构造—地层复合圈闭和地层圈闭，而且构造—地层复合圈闭是最重要的圈闭类型。绝大多数油气储于这类圈闭中，储于其中的油气储量占油气总储量的97.4%。地层圈闭和构造圈闭中储集的油气储量分别仅占油气总储量的2.4%、0.2%。

5）含油气系统

桑托斯盆地发育了两套含油气系统，分别为盐下—盐下含油气系统和盐上—盐上含油气系统。盐下—盐下含油气系统是桑托斯盆地内的主力含油气系统，油气生成发生于阿尔比期—土仑期，油气运移发生于阿尔比期—马斯特里赫特期，断层是油气运移的主要通道。盐上—盐上含油气系统是桑托斯盆地内第二重要的含油气系统，油气生成始于中新世，一直持续至今，生油高峰发生于晚中新世，生成的油气可能沿着断层以侧向和垂向的方式运移至了年轻的上白垩统—新生界储集层。

6）主要成藏组合

盆地内最重要的成藏组合为盐下碳酸盐岩成藏组合，其油气储量占盆地油气总储量的76.6%。该组合的储集层为盐下湖相碳酸盐岩，圈闭类型包括构造圈闭和构造—地层复合圈闭，前者包括断层下盘断块圈闭和基底披覆背斜构造。

2.典型油气田油气勘探历程解剖—Tupi油气田

1）Tupi油气田概况

Tupi油气田位于巴西东南海岸海上的桑托斯盆地（Santos）。它位于桑托斯盆地的中部，是勘探区块BM-S-11的一部分，距Rio de Janeiro海岸大约290 km（图5-2）。其产层位于巨厚的盐层之下，厚度可达2000 m（图5-3）。原油比重约为0.88，重度中等，一般为28-30 °API。含硫量较低（一般小于0.5%），认为是无硫油或低硫油。

其命名是为了纪念图皮（Tupi）人民，它是西半球近30年来最大的油气田。探明储量为144亿百万桶，据IHS资料，石油可采储量为5525百万桶，天然气可采储量为1000百万桶。总的可采储量可达6525百万桶油当量，使巴西的石油储量提高了62%。

2006年10月，英国天然气集团（BG Group）发现Tupi油气田，日产4900桶重度为30 °的原油（含硫量0.7%）和来自于深部的盐下储层的430万标准百万立方英尺天然气。Tupi油气田的发现使巴西成为新兴的全球石油力量。BM-S-11区块中巴西国家石油公司（Petrobras）拥有Tupi油气田的65%股份，而其合作伙伴英国天然气集团（BG Group）和葡萄牙的高浦能源（Galp Energia）公司分别拥有25%和10%的股份。

图皮油田第一口发现井完钻于2006年并试获高产油流；2007年钻探的第2口探井进一步证实了其勘探潜力，并新发现一个套碳酸盐岩储层，产出原油的重度为28°API。据巴西国家石油公司称整个盐下油气带延伸800公里，水深1500-3000米，埋深3000-7000米，总储量可达560亿桶油当量。

2） Tupi油气田构造、圈闭和储层

在桑托斯盆地深水区的大部分，尤其是Sao Paulo Plateau地区，该地区大部分变形都是在层状蒸发岩中。上倾伸展、沉积荷载和重力应力的共同作用构成了Sao Paulo Plateau的挤压收缩环境。

巴西海岸水下2000米处，储层1000-2000m，2000m的盐层，发现大的油气藏（大于80亿桶）。井RJS-628是该区块钻探的第一口井，于2006年8月完工。该井用来测试阿普特期碳酸盐岩储层的特性。发现油气储存在具有微生物来源的碳酸盐岩中，称之为SAG储层。同时也发现了第二种微生物岩储层命名为裂谷期储层。这两种储层均位于厚层的盐岩之下，但只存在于该盆地的部分区域。这些储层被归为盐下储层。

碳酸盐岩储层预计可采储量为8-12.7亿m3(50-80亿桶)，产出原油的重度为28°API，气油比较高，溶解气中CO2含量为8-12%。位于盐下2,000m (6,560 ft)，海平面下垂深可达5,000 m (16,400 ft)。基于地震解释和地质模型的良好前景，对该区钻探了2口井，进行井测试分析，显示了良好的生产能力。巴西国家石油公司（Petrobras）及其合作者计划对该油气田的盐下油气藏进行开采。

3）Tupi大油气田勘探和开发历程

2006年，巴西国家石油公司钻探的一口勘探井成为最重要的发现之一，通过该井发现了位于桑托斯盆地深海区盐下的Tupi大油气田，其南部为1-RJS-628A，相距10 km。2006年10月，巴西国家石油公司对野猫井进行测试，日产30° API 油4900桶。钻探总深度为5314m，下阿普特阶Guaratiba组盐下河流相沉积物和盐上浊积岩中的湖相裂谷阶段沉积物分别为主要和次要目标。通过1-RJS-628A发现盐下储层，而这口井是决定盐下储层真实产量的关键所在，有可能又是一个10亿桶大油气田。

小   结

坎波斯盆地是巴西东部众多被动边缘盆地的典型代表。K1Lagoa Feia组烃源岩生成的油气经由盐运动形成的盐窗进人上覆浊积岩储层，再经过断层和不整合面的沟通，最终在与盐运动有关的即构造–地层型或构造–遮挡型复合圈闭中聚集成藏。由于处于被动大陆边缘型盆地中，伸展作用使得蒸发岩层发生塑性流动，形成一系列台阶式正断层，使得上覆碳酸盐岩储集层中产生裂缝，极大地改善了其储集物性。

源岩和储层之间被盐层分隔，盐构造是影响浊积体分布和油气运聚的最重要因素，其次是同裂谷期断层。盐运动导致盐层减薄或抽空或形成同生断裂,成为烃类运移的通道。盐岩序列被发现于蒸发岩套的底部，刺穿或成层分布与的蒸发岩和碎屑岩中。区域构造和沉积物负载是底层盐岩出现位移的原因，由此产生了一系列的盐墙，褶皱和底辟。盐岩回缩处，层状硬石膏表现为整合及未变形的岩套，特别是在桑托斯盆地高地处，盆地的盐构造最终形成可垂直运移的通道，油气从盐下运移到盐上并发现于盐窗上方，连续的盐层则是很好的盖层，阻止油气向上的运移。主要的含油区与盐沉积后的油藏（巴西的坎波斯盆地）或是盐沉积前的油藏（桑托斯盆地）相关。南大西洋两岸有利于油气成藏的盐圈闭类型主要为厚沉积型盐筏圈闭、生长断层伴盐滚型、盐脊断块型及盐拱龟背型。

本文据（李江海，2024，石油地质学讲义）修改补充。文中所引用不同来源图件，均是地质示意图，不具有行政边界划分含义。本文仅限于科研和教学交流使用，图片版权归原出版者所有，请勿转载，请勿商业使用。限于篇幅，参考文献略