澳大利亚西北陆架北卡那封盆地资源潜力评价

康洪全，逄林安，贾怀存，孟金落，李明刚

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

澳大利亚西北大陆架上发育一系列晚古生代—新生代的叠合盆地，盆地总体呈北东向展布，自南向北分别由卡那封(Carnarvon)、柔布克(Roebuck)、布劳斯(Browse)和波拿巴(Bonaparte)等盆地构成，这些盆地共同构成了“西澳超级盆地(Westralian Super basin)”，勘探面积超过100×104km2(图1)[1-2]。“西澳超级盆地”北面为帝汶海槽，与帝汶岛隔洋相望，东南为澳大利亚大陆，西南濒临印度洋。

北卡那封(North Carnarvon)盆地位于澳大利亚西北陆架的南端，面积约34.35×104km2，盆地南至南卡那封(South Carnarvon)盆地，北到柔布克和坎宁(Canning)盆地。该盆地由一系列中生代沉降中心组成，地层最大厚度约15 km；平面上可划为巴罗(Barrow)凹陷、丹皮尔(Dampier)凹陷、埃克斯茅斯(Exmouth)凹陷、比格尔(Beagle)凹陷、滦金(Rankin)凸起和埃克斯茅斯(Exmouth)隆起等6个次级构造单元[3](图2)。

图1 澳大利亚西北大陆架盆地位置Fig.1 Distribution of basins on the northwest shelf of Australia

图2 澳大利亚北卡那封盆地构造单元Fig.2 Tectonic framework of North Carnarvon Basin, Australia

北卡那封盆地是澳大利亚西北陆架生产石油和天然气最重要的盆地，也是世界最主要的富气盆地之一。自1954年发现第一个油田以来, 截至2015年底，该盆地累计发现石油和凝析油可采储量4 119.09 MMbbl，天然气可采储量128.11 Tcf[4]。

北卡那封盆地石油地质条件优越，国内学者针对该盆地乃至整个澳大利亚西北陆架的油气地质条件开展了大量的研究[5-10]。但对于盆地资源潜力的研究较少，特别是该盆地在经过大规模勘探之后，对盆地不同构造单元的资源潜力和下步有利勘探方向认识不系统。

本文利用最新资料和勘探成果，在对盆地主要地质特征、含油气系统和油气分布特征研究的基础上，进行平面评价单元细分，针对各评价单元采用分段油藏规模序列法为主、多种方法相结合确定评价参数，采用蒙特卡洛模拟法对盆地各评价单元的资源潜力进行了评价，并以资源潜力为指导优选出盆地的有利勘探区带。

1 北卡那封盆地地质与油气分布特征

1.1 构造演化特征

北卡那封盆地是一个大型的含油气叠合盆地，盆地的演化与冈瓦纳大陆的裂解密切相关，经历了3个演化阶段(图3)，分别为晚古生代—中生代内克拉通盆地、中生代大陆边缘裂谷盆地和新生代被动大陆边缘盆地，沉积了厚度达15 km的中、新生界沉积盖层[11]。北东东向断裂作用控制着盆地的构造样式，区域沉积作用和断裂活动的差异，形成了具有多个沉降中心的次盆，呈现垒、堑相间的构造格局(图2)。

1.1.1 裂谷前(晚二叠世—早侏罗世)

北卡那封盆地在前寒武系结晶基底之上沉积了上二叠统—下侏罗统裂前层系[12-14]。上二叠统发育滨浅海相碎屑岩沉积，地层厚度较薄。下—中三叠统Locker页岩不整合于二叠系之上，该套页岩分布范围广，受断层影响比较小，向上渐变为中—上三叠统Mungaroo组河流—三角洲相沉积，主要由厚层的砂岩、黏土岩及煤岩组成。河流三角洲沉积体系向西北方向进积，覆盖北卡那封盆地大部分海域范围[15]。三叠纪晚期，在澳大利亚西北陆架发生了一次区域性的构造抬升，主要表现为三叠系地层较大范围遭受抬升剥蚀。

1.1.2 裂谷期(早中侏罗世—早白垩世)

早中侏罗世开始，随着澳大利亚板块与印度板块、南极洲板块之间的分离，在板块分离的拉张应力背景下，澳大利亚大陆西北缘整体转入裂陷活跃期。裂陷活动可分为早晚两期，在早侏罗世—中侏罗世卡洛夫期，早期裂谷主要沿着埃克斯茅斯隆起西侧边缘一带发育，也是后期大陆解体的位置[16-18]。该时期沉积了一套Athol和Legendre组滨岸平原—陆架沉积的砂泥岩。晚期裂谷主要发生在中侏罗世卡洛夫期—早白垩世阿普特期，由于印度洋的海底扩张和冈瓦纳大陆的逐渐解体，形成了区域性的卡洛夫期不整合面，此时裂谷作用不断向西北迁移。该时期沉积了一套厚层的Dingo组泥岩、巴罗群砂岩和区域上广泛分布的Muderong组页岩。

1.1.3 裂谷后被动大陆边缘阶段(晚白垩世—现今)

随着澳大利亚陆块与南极洲彻底分离，开始向北漂移，澳大利亚西北大陆架转入被动大陆边缘阶段，并一直持续至今[16-20]。盆地内构造活动相对稳定，主要在浅层发育一系列小规模正断层。由于澳大利亚大陆西北部地势平坦，陆源碎屑供给少，整个大陆边缘以厚层的台地碳酸盐岩沉积为特征。

1.2 油气地质条件

盆地纵向上发育多套烃源岩，分别为三叠系Locker组页岩、Mungaroo组泥岩，中—上侏罗统Dingo组泥岩和下白垩统Muderong组页岩(图3)。烃源岩总体上以差—中等烃源岩为主，Mungaroo组烃源岩品质相对较好，烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ，少量为Ⅱ1型(图4a)；成熟门限深度一般在3 000 m左右，在埃克斯茅斯凹陷和巴罗凹陷已经达到高成熟演化阶段。Dingo组烃源岩品质中等—好，Ⅱ-Ⅲ型干酪根(图4b)，以海相内源和陆源混合有机质为主，在巴罗—丹皮尔和埃克斯茅斯凹陷大部分处于早期成熟—成熟生油阶段。Muderong组页岩整体上属于中等烃源岩，有机质主要为Ⅱ2-Ⅲ型。但该套烃源岩由于埋藏浅，大部分地区尚未成熟。其中，三叠系Locker/Mungaroo组以及中—上侏罗统Dingo组是盆地的主力烃源岩。

盆地发育多套砂岩储层，从三叠系—古新统均有分布，但主要勘探层系集中在三叠系及中—下侏罗统的河流—三角洲相砂岩。三叠系Mungaroo组发育大型的河流—三角洲沉积体系，在盆地中分布范围最广，埋深小于3 000 m的砂岩储层孔隙度一般在10%～30%之间，在Gorgon地区埋深在3 500～4 000 m之间的砂岩存在次生孔隙发育带，孔隙度也可达到10%～20%。中—上侏罗统Dingo组泥岩和下白垩统Muderong组页岩是盆地的2套主要盖层，特别是Muderong组页岩在盆地范围内广泛分布，构成有效的区域盖层。这套区域盖层的存在是北卡那封盆地中生界油气富集的关键因素之一[21-22]。

图3 澳大利亚北卡那封盆地综合地层Fig.3 Stratigraphic chart of North Carnarvon Basin, Australia

图4 澳大利亚北卡那封盆地烃源岩有机质类型Fig.4 Organic matter type of North Carnarvon Basin, Australia

北卡那封盆地可以划分为2个含油气系统：一个是以侏罗系Dingo组泥岩为烃源岩，侏罗系—白垩系砂岩为储集层的侏罗系Dingo组—侏罗系/白垩系含油气系统；另一个是以三叠系Locker组页岩和Mungaroo组泥岩为烃源岩，Mungaroo砂岩为储集层的三叠系Locker/Mungaroo组—三叠系含油气系统[23-27]。

侏罗系Dingo组—侏罗系/白垩系含油气系统的区域盖层是下白垩统的Muderong泥岩。圈闭形成时间主要在晚三叠世、侏罗纪及早白垩世。烃源岩在早白垩世开始生烃，一直持续到现今，晚白垩世—古新世达到排烃高峰期[28]。成藏关键时刻一般在白垩纪末期(65 Ma)。

三叠系Locker/Mungaroo组—三叠系含油气系统的区域盖层也是下白垩统Muderong组泥岩。圈闭形成时间主要在晚三叠世、中晚侏罗世及早白垩世。烃源岩在晚三叠世开始生烃并一直持续到现今。三叠系Locker/Mungaroo组—三叠系含油气系统发生2次大的油气充注事件，分别在晚三叠世—侏罗纪和晚白垩世—现今，以晚期油气充注为主。

2个含油气系统在平面分布上具有一定的差异，在巴罗、丹皮尔及埃克斯茅斯凹陷部分地区这2个含油气系统均有分布，但以侏罗系Dingo组—侏罗系/白垩系含油气系统为主。埃克斯茅斯隆起、埃克斯茅斯凹陷以及盆地东部边缘皮达姆拉(Peedamullah)陆架主要以三叠系Locker/Mungaroo组—三叠系含油气系统为主。

北卡那封盆地的油气分布在平面上具有明显的分区性，具有“内侧为油，外侧为气”的特征。盆地内的油气发现以天然气为主，石油为辅[29-30]。在平面上，石油主要分布在巴罗凹陷和丹皮尔凹陷，占全盆地已发现油气可采储量的10%。天然气发现则主要分布在滦金凸起和埃克斯茅斯隆起上(图2)。在纵向上，油气从中—上三叠统到下白垩统均有分布，整体呈现出“上油下气”的特征。天然气主要富集在中—上三叠统Mungaroo组砂岩，在已经发现的10个大型气田中，有7个气田来自该套储层；其他次要的储集层为上侏罗统牛津阶砂岩和下白垩统巴罗群砂岩。石油主要分布在上侏罗统—下白垩统的储层内。

2 北卡那封盆地资源潜力评价

2.1 资源评价方法

油气资源评价的方法繁多，但归结起来不外乎3大类：成因法、统计法和类比法[31-40]。不同的评价方法适用于不同的勘探阶段，或不同的研究目的。针对北卡那封盆地具有中—高勘探程度的特点，结合研究区的石油地质条件和所掌握的资料，本文建立了以分段式油藏规模序列法(统计法)为主、多种方法相结合确定评价参数，并运用蒙特卡洛法模拟预测待发现资源量的评价方法。由于是预测未来一定时期内的油气藏数量，因此利用分段式油藏规模序列法预测油气藏的数量比较合理。分段后的油藏规模序列法可以适当压制序列尾部出现的大量不合理预测点，以更客观地预测未来一定时间内的待发现油气藏数量。

利用蒙特卡洛模拟进行油气资源评价所需参数可以按下列步骤确定(图5)：运用分段式油藏规模序列法，结合研究区的石油地质条件和勘探程度，确定评价单元的油气藏分布总体，进而可确定待发现油气藏规模最大值。根据油气田开采的成本和收益关系，求得油气田经济规模下限，作为待发现油气藏规模最小值。确定评价单元油气藏分布总体后，以最小经济规模为下限，利用油藏规模序列法预测的总数扣除已发现的油气藏数量，即为待发现油气藏数量的最大值。根据往年油气藏发现数量的变化趋势，结合评价单元的勘探程度和地质特征，外推未来一定时期内可发现的油气藏数，这一数值可看作待发现油气藏数的最保守估计，即待发现油气藏个数的最小值。考虑勘探有着高潮和低谷期，高潮期投入的勘探工作量大，发现的油气田数量也相应增加。为了平衡每一阶段的勘探工作量，选择每一阶段的时间跨度为5年，统计各评价单元每5年已发现的油气田个数，拟合趋势外推各评价单元未来可能发现油气田个数。

图5 澳大利亚北卡那封盆地评价参数确定流程Fig.5 Study flow chart of assessment parameters in North Carnarvon Basin, Australia

2.2 评价单元划分

下白垩统Muderong组页岩是北卡那封盆地有效的区域盖层。区域盖层之下的三叠系—下白垩统砂岩是盆地的主力勘探目的层。由于受到构造作用影响，这一单元发育多期断层，使得储层在纵、横向上都有良好的连通性，油气可以垂向及侧向顺畅运移，因此把该套区域盖层之下各成藏层系作为一个整体来进行评价。而位于区域盖层之上的漂移层系，以海相泥岩沉积为主，缺乏良好的储层，同时受到区域盖层的封堵，下部成熟烃源岩生成的油气很难运移到漂移层系中成藏。加上漂移层系整体上处于一个大的单斜构造背景，很难形成构造圈闭。综合分析认为，盆地漂移层系基本没有勘探前景，因此本次资源评价不考虑该层系。

在平面上，通过对盆地石油地质条件的分析并结合油气成藏规律，考虑目前的勘探程度，将盆地划分为6个评价单元，分别为巴罗凹陷、丹皮尔凹陷、埃克斯茅斯凹陷、比格尔凹陷、滦金凸起和埃克斯茅斯隆起评价单元(图2)。这6个评价单元石油地质条件上的差异导致油气藏类型及保存条件存在很大不同。从目前已发现的油气藏分布规律可以看出，油藏主要分布在巴罗—丹皮尔评价单元，同时也发现多个中—小型气田。埃克斯茅斯隆起、滦金凸起以中—大型气田为主，但是受勘探条件制约，目前已发现气田数量较少。比格尔凹陷和埃克斯茅斯凹陷这2个评价单元以中—小型油气田为主，勘探发现相对较少。

2.3 评价参数选取

首先依据IHS 数据库对不同评价单元的油气田个数及储量数据进行整理和分类[30](图6)。在此基础上，再结合各评价单元的勘探程度、勘探历程和油气田数量，确定各评价单元未来待发现油气田个数和待发现油气田规模两组参数。

2.3.1 待发现油气田个数确定

采用勘探趋势外推法预测若干年(本次评价为未来30年)获得的待发现油气田数，即在最保守的情况下能够实现的估计数，将其作为该评价单元待发现油气田个数的最小值。

利用油藏规模序列法拟合得出的待发现油气田和已发现的油气田构成了一个完整的自然总体，扣除该单元内达不到经济规模的部分和已发现的油气田，进而得到待发现油气田的最大数。常规油田规模序列法服从帕莱托分布，以油田规模的序号为横坐标，以油田规模为纵坐标，在双对数坐标下大致形成一条直线。因为横坐标为对数坐标，油田规模序号的分布呈现前疏后密，所以计算出较小油田规模的样本点数量就越多，造成在油藏规模序列尾部产生大量不必要的小规模油气田。如果某一地质单元勘探程度越高，油田规模序列就越接近直线。但在勘探程度很高的尼日尔三角洲盆地和北海中央地堑，其油田规模序列均呈现分段的特征。而此次评价是对评价单元未来若干年内的资源量预测，需要避免常规油田规模序列法数学模型尾部产生的大量不合理预测点，尝试将油气田按储量规模划分为多个区间，每个区间拟合直线的斜率不同，以求更加接近评价单元未来一定时间内的油田规模序列分布。在油气藏规模对数分布模型中，N1、N2、N3分别是分段后各段内已发现和待发现油气田数量之和。N1、N2、N3之和，即为该单元已发现和待发现油气田之和最大数，N4则是不分段直接模拟产生的高估部分(图7)。

图6 澳大利亚北卡那封盆地不同评价单元三叠系—下白垩统成藏组合的储量(a)及油气田数(b)Fig.6 Reserves (a) and oil-and-gas field number (b) distribution of Triassic and Lower Cretaceous assemblage elements of different units, North Carnarvon Basin, Australia

通过对美国地质调查局(USGS)2000年全球油气资源评价过程中所选取的待发现油气田数量分布数学模型的调研发现，大多数盆地的待发现油气田数量服从对数正态分布，少数服从标准三角分布。因此，本次对北卡那封盆地待发现油气田数量的众数预测采用对数正态分布来确定。

2.3.2 待发现油气田规模确定

根据投产油气田的成本与收益关系，可以确定待发现油气田的最小经济规模。对于澳大利亚西北陆架区来说，待发现油气田的最小经济规模储量下限约为2 MMbbl(对于气田来说约为12 Bcf)。

图7 分段式油藏规模序列模型Fig.7 Improved field size distribution model

表1 澳大利亚北卡那封盆地资源评价参数Table 1 Assessment parameters of North Carnarvon Basin, Australia

油气田规模序列分布中的最大规模油气田，既可能是已发现的最大油气田，也可能是模型所预测的待发现的最大油气田，这取决于该单元的石油地质条件和勘探程度。因此，待发现气田最大规模为模型预测的数值或为已发现最大气田。

由于油藏规模序列中的各油气田规模为一离散分布，因此待发现油气田规模的众数是通过油藏规模序列中的中值直接确定。

根据上述参数确定方法，结合对盆地各评价单元的石油地质认识，最终优选出了各评价单元待发现资源量预测所需的各种参数(表1)。并根据盆地内已发现油气田的气油比和液气比数值，确定待发现油气田的气油比最小值、均值和最大值分别为15，396，1 320 cf/bbl；液气比的最小值、均值和最大值分别为2，41，265 bbl/MMcf。目前已发现的油田主要分布在巴罗、丹皮尔和埃克斯茅斯凹陷，预测的待发现油田也主要在这3个凹陷内。其油源主要来自中上侏罗统Dingo组海相和陆相混合有机质的烃源岩，油气兼生，处于早期成熟—成熟阶段，生成原油的气油比相对较高。已发现的气田主要来自三叠系Mungaroo组Ⅱ2和Ⅲ型烃源岩，现今处于高成熟演化阶段，以生成天然气为主，凝析油为辅，因此已统计油气田的液气比相对较低。

2.4 评价结果

利用蒙特卡洛法预测各评价单元在不同概率条件下的待发现油气资源量(表2)。从预测结果可以看出，北卡那封盆地未来待发现的油气资源量比较丰富，仍有很大资源潜力。其中待发现石油可采资源量(均值)1 560 MMbbl，待发现天然气可采资源量(均值)34 978 Bcf，待发现凝析油可采资源量(均值)3 497 MMbbl。

与澳大利亚资源科学局(BRS)1998年评价结果以及USGS2000年评价结果[41]对比，本次评价的资源量从表面上看，低于USGS2000年的预测结果，高于BRS的预测结果(表3)。其原因主要有两方面：第一， BRS和USGS这两家权威机构对北卡那封盆地资源量预测的时间分别为1998年和2000年，当时采用的预测样本数据比本次少，本文在评价过程中补充应用了最新的勘探成果资料，导致相关参数赋值有所不同。第二，BRS1998年和USGS 2000年评价后，近20年来新的油气勘探发现表明，新发现的石油可采储量为964.6 MMbbl，天然气可采储量为67 383 Bcf。BRS预测的石油和天然气资源量明显低于已发现的可采储量。USGS(2000)预测的待发现天然气资源量也低于已发现的天然气可采储量，反映了随着勘探程度的不断增加，对北卡那封盆地的认识程度也有所差别。第三，此次资源评价是在现今对地下地质认识和油气分布规律深入研究的前提下，基于对盆地各构造单元油气地质条件分析，而划分出的6个评价单元，然后在油气地质认识约束下，进行资源评价参数的选取。较USGS(2000)的一个评价单元更加精细，能更好地反映北卡那封盆地的整体勘探潜力和盆地内资源潜力的差异，因此在结果上会有一定的不同。

表2 澳大利亚北卡那封盆地待发现油气资源量Table 2 Undiscovered resources, North Carnarvon Basin, Australia

表3 不同机构对澳大利亚北卡那封盆地资源评价结果对比Table 3 Assessment result comparison, North Carnarvon Basin, Australia

3 盆地勘探潜力与方向

根据北卡那封盆地6个评价单元的资源评价结果，该盆地总的油气资源量为26 163.59 MMboe，是西北陆架油气资源最丰富的盆地。截至2015年底，该盆地已经探明石油可采储量2 481.57 MMbbl，凝析油可采储量1 636.15 MMbbl，天然气可采储量128 110 Bcf。

资源评价结果表明，盆地中的埃克斯茅斯隆起、滦金凸起油气资源较为丰富，具有较好的勘探潜力。埃克斯茅斯隆起探明天然气可采储量57 108.56 Bcf，占整个盆地天然气可采储量的44.6%；滦金凸起探明凝析油可采储量11 209.68 MMbbl，天然气可采储量10 056.78 Bcf，分别占到整个盆地凝析油和天然气可采储量的73.9%和14.9%。北卡那封盆地中已经发现的4个特大型气田(分别是Perseus、North Rankin、Gorgon和Jansz气田)和6个大型气田(分别为Scarborough、Goodwyn、Geryon、Wheatstone、Pluto和Clio气田)全部位于这2个构造单元。

从待发现资源潜力看，埃克斯茅斯隆起和滦金凸起也是盆地待发现油气资源最丰富的地区。其中埃克斯茅斯隆起待发现凝析油资源量1 661 MMbbl，待发现天然气资源量16 217 Bcf，分别占整个盆地凝析油和天然气待发现资源的47.5%和46.4%。滦金凸起待发现凝析油资源量1 270 MMbbl，待发现天然气资源量12 339 Bcf，分别占整个盆地凝析油和天然气待发现资源的36.3%和35.3%。

根据上述研究成果，结合勘探程度、油气地质条件和成藏控制因素研究，认为埃克斯茅斯隆起西南部勘探程度中等、圈闭发育，且位于油气运移有利指向区，有利于大中型构造油气藏的形成，具有较大勘探潜力，是北卡那封盆地天然气勘探最有利的区带。

4 结论

(1)北卡那封盆地发育侏罗系Dingo组—侏罗系/白垩系和三叠系Locker/Mungaroo组—三叠系2个含油气系统。在晚侏罗世—早白垩世形成的埃克斯茅斯—丹皮尔凹陷内2个含油气系统均有分布，但以侏罗系Dingo组—侏罗系/白垩系含油气系统为主。三叠系Locker/Mungaroo组—三叠系含油气系统在整个盆地分布十分广泛，各个构造单元均有分布。

(2)北卡那封盆地是澳大利亚西北陆架的一个天然气相对富集的盆地，天然气储量占全盆地已发现油气储量的90%左右。盆地油气分布具有平面分区、纵向分层的特征。平面上，天然气主要分布在滦金凸起和埃克斯茅斯隆起上，而石油则主要分布在巴罗凹陷和丹皮尔凹陷内。纵向上，油气呈现出“上油下气”的特征，天然气主要富集在中—上三叠统Mungaroo组，石油主要赋存于上侏罗统—下白垩统的储集层内。

(3)将盆地划分为6个评价单元进行资源评价，利用蒙特卡洛模拟法预测盆地待发现可采资源量，石油为1 667 MMbbl(均值)，天然气为34 978 Bcf(均值)，凝析油为3 497 MMbbl(均值)。石油待发现资源量主要分布在晚侏罗世—早白垩世形成的断陷内，天然气和凝析油待发现资源量则主要分布在埃克斯茅斯隆起和滦金凸起。

(4)盆地中的埃克斯茅斯隆起和滦金凸起待发现油气资源较为丰富，是盆地的资源潜力区，特别是埃克斯茅斯隆起西南部勘探程度较低、圈闭条件好，处于油气运移指向区，是盆地下步天然气勘探的最有利区。