0 引言

巴西大坎波斯盆地盐下油气勘探可以追溯到20世纪70年代初，在七八十年代发现了一系列盐下碳酸盐岩油气田，但规模都比较小。随着地球物理技术的进步和海上地震资料的采集与解释工作大量开展，于2006年在桑托斯盆地发现了Lula（原Tupi）特大型盐下碳酸盐岩油田，揭开了盐下碳酸盐岩层系大规模勘探的序幕，取得了一系列重大突破，也推动了大坎波斯盆地盐下碳酸盐岩层系的勘探。大坎波斯盆地成为近10年来全球发现储量超过10×10⁸bbl的超大油田最多的地区。随着盐下油气田不断投入开发，至2019年，巴西成为世界第十、拉丁美洲最大产油国，石油产量为258.7×10⁴bbl/d，天然气产量为1.12×108m³/d。

大坎波斯盆地盐下碳酸盐岩层系已经成为近年全球油气勘探热点领域之一^[1-4]，中国油公司在该领域进行了大规模投资，未来将建成年产能达到3000×10⁴t原油的生产基地。由于超深海、巨厚膏盐层、复杂碳酸盐岩油气藏等特点，其勘探具有高投入、高风险、高回报等特点，探井的钻井、完井费用高达1亿~2亿美元，目前单井日产油气最高达5×10⁴bbl油当量。深入认识盐下油气系统的勘探历程、成藏规律、勘探潜力与方向，具有一定的理论与实际意义。

1 构造与地层演化特征

巴西大坎波斯盆地位于巴西东南部海上、南大西洋西岸（图 1），包括桑托斯盆地、坎波斯盆地和圣埃斯皮里图桑托盆地^[5]，面积约为64.5×10⁴km²（海上面积约为56×10⁴km²，陆上面积约为8.5× 10⁴km²）。

大坎波斯盆地为典型的南大西洋被动大陆边缘含盐盆地，通过盆地28条二维地震测线精细解释，结合重磁解释成果、海底地貌单元划分等资料，将大坎波斯盆地盐下构造格局进行了划分，自西向东依次为近岸低坳带、中部低隆带、近海低坳带、外部高隆带、远洋高隆带（图 2）。

盆地经历了4期构造演化阶段：晚侏罗世之前的裂前内克拉通阶段；早白垩世贝利阿斯期—阿普特早期裂谷阶段；早白垩世阿普特晚期—阿尔布期过渡阶段；晚白垩世—新生代被动大陆边缘阶段^[6]。

盐下早白垩世沉积发育于裂谷时期，伴随着玄武岩喷发，主要为河流—湖泊相沉积体系，储层以湖相碳酸盐岩为主，烃源岩为湖相泥页岩；过渡期发育了厚层膏盐岩沉积；盐上晚白垩世至今被动大陆边缘期形成深水沉积体系，储层以土仑阶深水重力流砂岩为主，烃源岩为赛诺曼期—马斯特里赫特期形成的深水海相泥页岩^[7]（图 3）。

盐下裂谷期可进一步划分为裂陷期、转换期和坳陷期。裂陷早期（131—130Ma）为强烈火山岩浆活动期，区域火成岩发育；裂陷晚期（130—126Ma）发育深湖相泥灰岩沉积；裂陷—坳陷活动的转换期（126—117Ma），岩性组合以纹层状微生物灰岩夹薄层颗粒灰岩为主；坳陷期（117—113Ma）发育高盐度湖相沉积，以微生物碳酸盐岩沉积为主。

2 盐下勘探历程与油气分布 2.1 盐下勘探历程

1975年，在坎波斯盆地浅水区发现的Badejo油田，为巴西第一个盐下碳酸盐岩油田。该油田发育3套储层：同裂谷期火山岩、盐下介壳灰岩和盐上渐新统—中新统海相藻粘结岩。继Badejo油田发现后又在坎波斯盆地相继发现了Pampo（1977年）、Linguado（1978年）和Trilha（1982年）等一系列小规模盐下碳酸盐岩油气田^[8]。桑托斯盆地早期勘探借鉴坎波斯盆地的经验，主要针对盐上目标，在浅水陆架区盐上层系获得了一些小规模的油气发现，至2000年，可采储量仅为58×10⁸bbl油当量。

2000—2001年巴西开始了第二轮和第三轮油气招投标，中标的外国公司于2001—2004年开始桑托斯盆地的地震资料采集与解释工作，但之后一系列盐下勘探相继失利，外国公司于2005年之前全部退出桑托斯盆地的勘探项目。

巴西国家石油公司打破惯性思维，向深水盐下目标进军。借助大规模三维地震采集及地球物理新技术的应用，于2006年在深水盐下发现了Tupi特大型油田，石油可采储量达79.2×10⁸bbl，是桑托斯盆地近30年来最大的油气发现^[9]。油田埋藏深度为5000~ 7000m，其中上覆水深大于2250m，为构造—地层复合圈闭条件下形成的湖相微生物灰岩储层油藏。

2007—2009年，相继发现了Carioca油田、Baleia Framca油田、Baleiz Azul油田、Iara油田、Sapinhoa油田、Jupiter油气田和Iracema油田；2010年发现了Libra油气田；2012—2018年，发现了Franco油田、Carcara油田、Guara油田、Sagitario凝析气田、Pao de Azucar凝析气田等。

2.2 盐下油气分布特征

大坎波斯盆地已发现盐下油气田115个，其中桑托斯盆地29个、坎波斯盆地46个、圣埃斯皮里图桑托盆地40个。盐下油气可采储量为514.42×10⁸bbl油当量，其中石油可采储量为406.01×10⁸bbl，占盐下油气可采储量的79%；天然气可采储量为97.02×10⁸bbl油当量，占盐下油气可采储量的19%。按盆地统计，桑托斯盆地盐下油气可采储量为440.76×10⁸bbl油当量，占盐下油气总可采储量的85.68%；坎波斯盆地盐下油气可采储量为72.53×10⁸bbl油当量，占盐下油气总可采储量的14.10%；圣埃斯皮里图桑托盆地盐下油气可采储量为1.13×10⁸bbl油当量，仅占盐下油气总可采储量的0.22%。

根据国际通用标准，大坎波斯盆地盐下有11个大油田、1个大气田，油气可采储量占盐下总油气可采储量的84%。其中，桑托斯盆地有9个大油田、1个大气田，油气可采储量占盐下总油气可采储量的80.11%；坎波斯盆地有2个大油田，油气可采储量占盐下总油气可采储量的3.89%；圣埃斯皮里图桑托盆地盐下油气田的油气可采储量均小于3000×10⁴bbl油当量，多数小于1000×10⁴bbl油当量。

3 盐下油气成藏规律与模式 3.1 裂谷期优质烃源岩分布于多个坳陷，形成多个生烃中心

坎波斯盆地的主要烃源岩是下白垩统Lagoa Feia群薄层黑色湖相钙质泥页岩，TOC为6%~10%、氢指数（I_H）高达900mg/g，干酪根类型为Ⅰ型，具有良好的生烃潜力^[10-11]。Lagoa Feia群烃源岩贡献了坎波斯盆地95%以上的原油^[12-13]。桑托斯盆地主力烃源岩为凡兰吟阶—巴雷姆阶Guaratiba组湖相半咸水—咸水黑色钙质泥页岩^[14-15]。Guaratiba组与Lagoa Feia群烃源岩形成于同一时期相似的沉积环境，为全球最好的烃源岩之一（表 1）。

裂谷盆地规模和构造格局决定了烃源岩分布，超宽的裂谷使得桑托斯盆地的烃源岩分布面积大于北部的坎波斯盆地和圣埃斯皮里图桑托盆地。裂谷期形成的隆—坳相间的构造格局，为烃源岩和储层发育提供了有利条件。隆起区水体较浅，有利于微生物碳酸盐岩发育，邻近隆起区的断陷为古裂谷湖和深湖环境优质陆相Guaratiba组烃源岩的发育创造了条件，形成多个生烃中心。

3.2 分布稳定、巨厚的膏盐岩层延缓烃源岩演化，利于油气保存 3.2.1 膏盐岩层形成了优质盖层和保存条件

普遍认为致密的膏盐岩层可以作为优质盖层，大坎波斯盆地膏盐岩层最厚达2000~3000m，根据膏盐岩分布特征，可以划分为厚层盐岩区、薄层盐岩区、盐岩连续分布区和盐岩断续分布区（图 4）^[16-18]。盐下油气田主要分布于盐岩连续分布的厚层盐岩区，而盐上油气田主要分布于盐岩断续分布区。

但3个盆地情况也有差异^[19]，桑托斯盆地超宽的裂谷使得向海方向坡度小，外部高隆带膏盐岩层厚度大且分布连续，是盐下大油田主要发现区；内侧膏盐岩连续性变差，盐窗是盐下勘探的主要风险。至坎波斯盆地，裂谷宽度变小，坡度增大，基底坡度较缓的中部低隆带为盐下主要油田发现区；内侧主要发育盐柱、盐筏等盐构造，膏盐岩连续性差、盐窗发育，为盐上碎屑岩油气发现区。

3.2.2 膏盐岩层延缓了盐下烃源岩的热演化进程

厚层膏盐岩不仅为盐下油藏提供了优质的封盖层，而且是烃源岩至今仍处于适宜成熟度的必要条件。含盐盆地中膏盐岩附近大量的热异常已经被很多学者阐述^[20-21]。热正异常集中于盐构造之上的地层中，而热负异常则位于盐构造之下的地层中。膏盐岩与周围沉积岩的热导率差异和盐构造的几何形态决定了热异常的特征。研究表明，膏盐岩的热导率是常规沉积物的3~4倍，能引起盐下温度负异常11%~35%。温度异常范围在横向上可达膏盐体半径的3~4倍距离，垂向上可达埋深的2~3倍距离^[22]。

坎波斯盆地PDA油田同一圈闭上钻探G井和P井，G井上覆膏盐岩厚500m，P井上覆膏盐岩厚2500m，在深度6500m位置G井地温为120℃、P井地温为100℃，上覆膏盐岩厚度差异导致P井盐下温度负异常20%左右，这种温度负异常直接影响烃源岩的热演化程度。

Meisling等分析了坎波斯盆地7口井的Lagoa Feia群烃源岩的成熟度^[23]，处于盐岩断续分布区的3口井已经进入生气窗（R_o为1.3%~3.0%）至过成熟阶段（R_o大于3.0%）；处于盐岩连续分布区和厚层盐岩区的4口井处于生油窗（R_o为0.5%~1.3%）。在膏盐岩较薄甚至缺失的地区，膏盐岩的低热阻作用降低甚至可以忽略不计，盐下烃源岩受膏盐岩影响小，烃源岩的演化程度高，进入了成熟和过成熟阶段。在膏盐岩相对厚的盐枕地区，膏盐岩的低热阻作用造成盐下地层温度处于同等深度地温背景下的异常低值，厚层盐岩区盐下Lagoa Feia群烃源岩成熟度低。

大坎波斯盆地现今烃源岩埋藏于海平面以下7000m处（包括约2000m的海水和5000m的地层），而其热演化程度仍处于生油高峰的早期阶段，即中等成熟阶段（R_o为0.8%~0.9%、地层温度为70~80℃），表明盐下烃源岩的有效生烃深度比通常状况下深得多，若按上述推测的盐下地温梯度10℃/km推算，有效生烃的门限深度至少可延拓到10000m，极大地扩展了盐下烃源岩的勘探深度范围。

3.3 大规模发育的优质储层是油气富集的关键 3.3.1 储层沉积特征

盐下储层主要为早白垩世巴雷姆阶—阿普特阶的湖相微生物碳酸盐岩^[24-30]。由于Walvis海岭的阻隔，南大西洋中段盆地在裂陷期—坳陷期形成了一个巨大的封闭湖盆^[31-32]。裂陷期为温湿气候、低盐度、常氧环境，水体较深，半深湖—深湖面积广布，碳酸盐台地多呈孤立状，台地内部发育一定规模介壳滩沉积（图 5）；至坳陷期，湖盆水体逐渐变浅，演化为干热气候、高盐度、厌氧还原条件，导致嗜盐厌氧菌等微生物繁盛，碳酸盐台地规模逐渐扩大，古隆起继承性发育，并且远离物源区，形成干净、浅水、高能沉积环境，沉积了厚度达几百米的微生物碳酸盐岩（图 6）。

3.3.2 储层发育模式

微生物碳酸盐岩的储层发育模式可以分为进积台地型、孤立建隆型、火山热液型3种类型。

进积台地型、孤立建隆型：裂陷期断陷活动强烈，基底形成了一系列垒—堑相间的构造格局。坳陷期，继承性隆起区古地形较高、水动力强，发育微生物礁滩沉积，岩相组合主要是叠层石灰岩和颗粒灰岩，具有较多的原生孔隙。由于高频湖平面升降，使其周期性暴露于湖平面之上，接受大气水淋滤改造，形成粒内溶孔、粒间溶孔、生物体腔孔等孔隙类型。同时，毗邻的坳陷区烃源岩中有机质热演化能够释放大量有机酸并强烈溶蚀铝硅酸盐矿物和碳酸盐矿物，进而形成规模性次生孔隙。典型实例为桑托斯盆地Lula油田和Iara油田（图 7）。

火山热液型：在裂谷早期火山活动形成的火山基底构造高点上，沉积了湖相微生物碳酸盐岩。由于裂陷期沟通基底的张性深大断裂发育，为深部岩浆热液上涌提供了良好的通道条件。同时由于上覆膏盐岩较致密，为热液继续向上流动提供遮挡，深部热液由垂直流动变为水平流动，发生热液矿物溶蚀作用，形成热液硅化碳酸盐岩储层^[33-36]。典型实例为坎波斯盆地Pao de Azucar油田（图 8）。

3.4 垂向运移、近源晚期成藏为盐下油气主要成藏模式

大坎波斯盆地盐下裂陷期湖相烃源岩埋藏深度为5000~7000m，由于上覆膏盐岩的存在，烃源岩热演化程度适中，形成多个生烃中心、强充注含油气系统；坳陷期在古隆起发育区为浅水沉积环境，沉积了巨厚微生物碳酸盐岩，并形成构造—地层复合圈闭。裂陷期断裂多断至盐层底部，沟通烃源岩，形成了良好的运移通道；烃源岩在晚白垩世开始成熟，由于上覆膏盐岩层的延缓作用，在中新世进入生烃高峰期，尚未进入生气阶段，以产油为主，油气主要是通过断裂向上运移至圈闭成藏。

大坎波斯盆地盐下油气系统成藏以断陷湖盆湖相泥页岩为烃源岩，膏盐岩层为区域盖层，断裂+局部不整合面为主要输导层，以垂向运移、近源晚期成藏为主；裂谷期继承性古隆起是大油气田形成的主要部位，大规模发育的优质储层是油气富集的关键（图 9）。

4 盐下油气勘探启示与风险 4.1 勘探启示

（1）勘探思路转变是盐下大油气田发现的关键。巴西国家石油公司早期勘探以盐上碎屑岩层系为主，在桑托斯盆地经历多次失败后，不断加深对盆地的认识，认为盆地深水区盐岩盖层分布稳定，盐窗不发育，油气主要聚集在盐下。基于这一认识，巴西国家石油公司转变了勘探思路，明确盐下碳酸盐岩为主要勘探目标，拉开了盆地“由浅海向深海、由盐上向盐下构造”找油的序幕。

（2）持续的勘探投入是盐下成功的基础。2000—2005年，桑托斯盆地持续增加三维地震工作量投入，每年接近15000km²，2001年更是高达32000km²。高质量的三维地震资料，为盐下潜力评价和目标发现奠定了基础。

（3）技术进步是盐下油气大发现的保障。大量三维地震新技术应用于深海油气勘探，提高了地质资料品质和盐下成像精度（图 10）^{[8, 37-39]}，如高分辨率、多方位角、宽频、大偏移距三维地震采集技术，深水盐下各向异性逆时偏移成像技术，面向盐下的全波形反演速度建模技术等。深水—超深水含盐层系优快钻井技术、深水海洋工程技术等，降低了勘探成本，加快了深海盐下油气勘探步伐。

4.2 勘探风险

巴西深海盐下油气勘探的主要风险存在以下几个方面：

（1）优质储层分布与规模。巴西盐下油气储层主要为湖相微生物碳酸盐岩储层，储层非均质性较强，优质储层规模是决定巴西盐下油气勘探开发成功与否的关键因素。在储层物性较差区域，如桑托斯盆地Iara油田，虽然地质储量较大，高达170×10⁸bbl，但由于储层非均质性强，开发难度大。

（2）油气藏类型。由于火山岩发育和深大断裂影响，巴西盐下油气藏普遍含有CO₂^[37]，并对油气藏具有一定改造作用。如桑托斯盆地Jupiter油田为大气顶薄油环高含CO₂（含量达80%）重油油藏，这极大影响了油田开发的经济效益。

（3）最小经济规模储量。在近十几年的巴西盐下油气勘探历史当中，获得地质发现的成功率（80%~90%）要远远高于商业发现的成功率（20%~40%）。由于深海勘探成本高、后期开发投入巨大，储量规模偏小的地质发现，无法达到最小经济规模储量，最后被迫放弃，如桑托斯盆地Iguacu油藏、Abaré油气藏。

5 盐下油气勘探潜力与方向 5.1 勘探潜力

桑托斯盆地盐下油气田的最大规模为124.17× 10⁸bbl油当量，坎波斯盆地盐下油气田的最大规模为9.21×10⁸bbl油当量。采用规模序列法，重新评估了桑托斯盆地和坎波斯盆地盐下层系的待发现油气可采资源量。桑托斯盆地盐下层系待发现油气可采资源量约为276×10⁸bbl，坎波斯盆地盐下层系待发现油气可采资源量约为55×10⁸bbl。但坎波斯盆地盐下勘探程度低、样本少，其盐下油气勘探潜力应该是被低估的。

5.2 勘探方向

综合成藏条件与经济条件分析，盐下油气勘探主要以发现规模储量的大中型油气田为目标，其勘探方向应该为大型构造圈闭、地层—岩性圈闭领域及超深水领域。

裂谷期隆起区背景下的构造圈闭是最重要勘探目标^[40]，桑托斯盆地外部高隆带及坎波斯盆地中部低隆带，是发育大规模构造圈闭及优质碳酸盐岩储层的最主要地区（图 2）。地层—岩性圈闭领域是重要的勘探目标，尤其是裂谷期构造背景下发育的超覆沉积形成的ITP段介壳灰岩，厚度大、分布广泛，与下部烃源岩、上部膏盐岩形成良好的生储盖组合。超深海远洋高隆带具有与外部高隆带相似的地质条件，其勘探潜力不容忽视。

6 结论与建议

巴西大坎波斯盆地盐下深海领域经过十几年勘探，获得了世界瞩目的油气发现，仍然具有非常大的勘探潜力，待发现油气可采资源量约为331×10⁸bbl。裂谷期湖相暗色泥页岩生烃条件优越，形成多个生烃中心、强充注油气系统；坳陷期发育巨厚的湖相微生物岩储层制约油气富集；坳陷末期巨厚膏盐岩层延缓烃源岩演化，有效保存油气。裂谷期隆起区背景下的构造圈闭和地层—岩性圈闭是有利勘探领域，超深海远洋高隆带具有非常大的勘探潜力。

中国油公司在大坎波斯盆地深海领域多个巨型油田拥有权益，取得了大量的第一手资料，在构造与沉积演化、储层特征、油气成藏等方面取得了系统的认识，为该领域的油气勘探奠定了坚实的基础。但针对性的勘探技术仍然是薄弱环节，如盐下高精度地震成像技术、湖相微生物礁滩优质储层评价技术、深海碳酸盐岩烃类流体检测技术等。盆地超深海远洋高隆带是未来的重点领域，对其勘探潜力和成藏规律的认识还需要深化。