自21世纪初以来，深海已成为全球油气勘探的热点，圭亚那盆地(Guyana Basin，以下简称“盆地”)是除巴西桑托斯、坎波斯盆地之外，全球深海油气勘探的又一热点盆地，在上白垩统浊积砂岩中取得了系列重要发现^[1-3]。在Stabroek区块(圭亚那海域，水深为1000~2800m)，埃克森美孚、赫斯公司和中国海油联合体自2015年5月发现Liza油气田以来，截至2023年，已相继取得30个油气发现。在58区块(苏里南海域，水深为500~2000m)，2020—2022年期间，道达尔公司取得了6个油气发现^[4]。在苏里南陆上，1965—1968年、1991—2007年期间发现5个重油油田^[5-7]。根据IHS数据，截至2023年底，盆地钻井总数为1153口(海上277口)，发现52个油气田，可采储量为176.4×10⁸bbl^[8]，其中海上占98.7%，石油占74.1%，圭亚那境内占79.6%。Liza油田自2019年12月20日起正式投产，2022年年产量为104.04×10⁶bbl油当量^[8-9]。盆地深海油气资源的潜力和勘探前景正吸引着越来越多的石油公司关注，截至2023年，埃克森美孚、道达尔、雪佛龙、壳牌等40余家石油公司在盆地中拥有权益区块。

前人对盆地基本石油地质特征进行了较为详细的分析，明确盆地为南大西洋北段“坳陷型”被动陆缘盆地，主要形成“重力流扇体群型”大油气田，油气主要来自上白垩统烃源岩，油气发现主要分布于深海浊积砂体群中，核心油气区呈东北—西南向带状分布，陆上仅发现重油油田，陆架区油气发现较少^{[8, 10-12]}。在盆地构造分区方面，主要通过水深划分为陆上、浅水和深水区，非地质构造单元；在成藏模式方面，主要从储层角度总结出浊积砂岩成藏模式，对各区带成藏差异及主控因素缺乏深入研究；深海区Ranger碳酸盐岩油藏^[8]的发现也导致裂谷期地层的勘探潜力需要重新认识。因此有必要开展盆地不同区带油气成藏差异性分析，明确各区带成藏模式和富集规律，指出勘探方向，为下步勘探提供参考。

盆地主体位于圭亚那和苏里南东北部海上，面积为227651km²，其中78%位于海上。东部以德梅拉拉高地为界，西北部以波默伦高地和活动的巴巴多斯增生棱体为界，东北部以3000m水深线为界，西南部以圭亚那地盾为界(图 1)^{[8, 13-15]}。

图 1

图 1 圭亚那盆地构造位置图 Fig. 1 Structural location of Guyana Basin

盆地位于南美洲、非洲和加勒比三大板块交会处，处于伸展—剪切构造环境^[16-17]。其形成演化受中大西洋开裂、南美—非洲板块分离、加勒比板块斜向碰撞三大构造事件影响。盆地构造演化可分为4个阶段：前裂谷期(约200Ma)、早裂谷期(200—145Ma)、晚裂谷期(145—113Ma)和被动陆缘期(113Ma至今)(图 2)。

图 2

图 2 圭亚那盆地板块构造环境及演化[15] Fig. 2 Plate tectonic environment and evolution of Guyana Basin [15]

前裂谷期是基底形成阶段，岩浆活动强烈，之后经历了长达3亿多年的暴露期(图 2a)。早裂谷期为三叠纪—侏罗纪时期，南美—非洲板块和北美板块开始向南北方向分离(图 2b)。圭亚那盆地处于近南北向拉张的构造环境，形成了早期地堑，奠定了裂谷期构造格局。塔库图盆地位于今天的圭亚那地盾，呈东北—西南向分布，是该期运动形成的典型地堑。晚裂谷期开始于早白垩世，南美板块和非洲板块分离(图 2c)。盆地从近南北向拉张环境转变为近东西向拉张环境，地堑进一步横向拉伸，规模扩大，奠定了裂谷期主要储层形成的构造背景。

被动陆缘期从晚白垩世开始，南美和非洲板块已完全分离(图 2d)。加勒比板块最初相对于南美板块向东移动，约80Ma时其主要运动方向为东北。到30Ma，由于受北美板块限制，加勒比板块运动方向转向东南，并持续至今。这一变化形成小安的列斯俯冲及加勒比板块南北复杂走滑断裂带。自中新世以来，加勒比板块与南美板块间相互作用引起了整个区域构造变形。板块间碰撞导致安第斯山脉在南美北部呈东北—西南走向，圭亚那地盾水系从向北入海转向向东入海，为圭亚那盆地浊积砂体形成奠定了物源基础(图 2e、f)。

阿尔布期—马斯特里赫特期为盆地最重要构造演化期，经历了一个完整海进海退旋回。阿尔布期，盆地处于裂谷晚期—被动陆缘期过渡阶段，整体属于浅海相。塞诺曼期，随着被动陆缘的发展，早期陆坡形成，海平面上升，盆地处于深海相环境，形成了Canje组烃源岩。土伦期由于加勒比板块俯冲影响，盆地经历了构造抬升，海平面下降，进入陆相—过渡相和海相环境，为陆坡区New Amsterdam组深海浊积砂体的形成奠定了构造与沉积基础。

盆地纵向上主要由坳陷(被动陆缘期)层系为主，裂谷层系分布范围相对局限。横向上呈现出“宽陆架、陡陆坡”的特征。根据盆地构造特征，可将其划分为沿海平原区、陆架区、陆坡区和深海盆地区4个主要构造区带(图 1)，以白垩纪末陆架坡折作为盆地陆架和陆坡划分的界线，海岸至坡折为陆架区，陆坡至深海区坡度小于1∶1000的平坦区域为深海盆地区，陆上为沿海平原区。

盆地发育了三叠纪至晚白垩世裂谷期及晚白垩世至第四纪被动陆缘期两大套沉积层序，以白垩纪和古近纪—新近纪被动陆缘期沉积为主，厚度超4000m。地层整体呈现北东向倾斜，向陆减薄、向海增厚，并呈向上加厚趋势^{[9, 18]}。发育六大类岩石类型，包括基底变质岩、火成岩、三叠纪至第四纪的砾岩、砂岩、泥岩及石灰岩(图 3)，目前盆地97%以上已发现油气来自砂岩储层，尤其是上白垩统浊积砂岩。

图 3

图 3 圭亚那盆地地层综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive stratigraphic column in Guyana Basin

盆地经历了三叠纪至晚白垩世及晚白垩世至新近纪两个海侵—海退周期，发育冲积扇相、河流相、三角洲相、浅海相、深海相等^[15]，以深海相、河流相、三角洲相为主要沉积类型。晚白垩世对于油气成藏至关重要，该时期形成的深海相泥岩为盆地主要烃源岩，深海浊积砂体为主要储集体。圭亚那地盾剥蚀的物质，在海平面下降期间通过宽缓陆架上河流侵蚀形成的沟谷向深海迁移，出陆架后，由于陆坡坡度迅速变大，发生沉积物卸载，在下斜坡和陆隆处形成“朵叶状”浊积砂体。受东部德梅拉拉高地所限，这些浊积砂体集中分布于盆地中部，水道和朵叶体整体偏西北方向。浊积砂体具有多期砂体叠置发育特征，形成纵向叠置横向连片的大型深海浊积体系。

盆地主要烃源岩为上白垩统塞诺曼阶—土伦阶Canje组深海相钙质泥岩^[8]，形成于非洲板块与南美板块早期分离期间，与大洋缺氧事件相对应。在盆地内大范围分布，并呈现出向海增厚特征，最厚达1000m，平均为300~400m。主要属于Ⅱ型干酪根，有机质含量为4%~30%，平均为7%，烃指数为220~ 560mg/g(HC/TOC)，为好—优质烃源岩^[19](图 4)。

图 4

图 4 圭亚那盆地Canje组烃源岩评价(据文献[19]) Fig. 4 Evaluation of Canje Formation source rocks in Guyana Basin (modified after reference [19])

Canje组烃源岩仅在深海陆坡区成熟，镜质组反射率为0.5%~1.3%，达到成熟阶段，部分进入生气窗。生油窗开启时间为晚白垩世—始新世，此时厚层海相地层上超到陆坡和陆架，烃源岩埋深增加，最深超过4000m，从而加速其成熟进程^[20]。在晚始新世—渐新世进入生油高峰，在早中新世进入生气阶段，油气运移从古新世持续至今。

次要烃源岩为上三叠统—下白垩统湖相、浅海相泥岩，其生烃潜力被Ranger油气田所证实。普遍认为在土伦期进入生油窗，早中新世进入生气窗^[8]。潜在烃源岩包括Georgetown组(最大厚度为300m，平均为200m)和Pomeroon组(最大厚度为1000m，平均为800m)泥岩。

盆地主要储层为上白垩统New Amsterdam组深海相浊积砂岩，主要分布于陆坡区下部坡度转折处，物源主要来自圭亚那地盾，通过陆架区下切谷等沟道远距离搬运至陆坡区，形成海底扇状沉积复合体，多个扇体纵向叠加，横向连片。在平面上呈西北—东南向分布，靠近陆架的陆坡附近厚度最大，向西南、东北逐渐减薄(图 5)。储层净厚度最高达210m，最大孔隙度为27%，平均为13%，渗透率为5~50mD(表 1)^{[8, 19]}。大规模优质浊积砂体奠定了深海油气成藏的储层基础。

图 5

图 5 圭亚那盆地连井地层剖面图[15](剖面位置见图 1) Fig. 5 Connected well stratigraphic correlation section in Guyana Basin [15] (section location is in Fig. 1)

表 1

表 1 圭亚那盆地主要储层参数表(数据来源于文献[8]) Table 1 Main parameters of reservoir in Guyana Basin (data from reference [8]) 储层 岩性 地层厚度/m 储层净厚度/m 孔隙度/% 渗透率/mD 沉积相 分布 Coesewijne 组 砂岩 ＜180 ＜9.1 29~34 1500~4000 河流—三角洲 沿海平原区 Saramacca 组 砂岩 ＜350，平均150 ＜15 25~45 500~40000 河流—三角洲、潮坪 沿海平原区 Corentyne 组 砂岩 100~330 ＜14 — — 半深海 陆架区 Pomeroon 组 砂岩、碳酸盐岩 ＜1000，平均800 — — — 浅海、半深海 陆架区 New Amsterdam 组 浊积砂岩 ＜1400，平均500 4~149，平均48 ＜27，平均13 5~50 半深海、深海 陆架区、陆坡区 Jurassic—Neocomian Series 组 砂岩、火山碎屑岩、碳酸盐岩 ＜1200，平均300 ＜70 — — 冲积扇、河流、湖泊 裂谷 前寒武系 花岗岩、片麻岩 — — — — 变质岩、岩浆岩 基底

表 1 圭亚那盆地主要储层参数表(数据来源于文献[8]) Table 1 Main parameters of reservoir in Guyana Basin (data from reference [8])

次要储层为中新统—更新统Corentyne组半深海相砂岩、渐新统—中新统Coesewijne组河流—三角洲相砂岩、始新统—中新统Pomeroon组深海相砂岩、始新统Saramacca组滨岸—浅海相砂岩、上侏罗统—下白垩统浅海相碳酸盐岩、砂岩和砾岩，主要分布于沿海平原区和陆架区，储层净厚度为10~25m，向海逐渐尖灭。由于埋藏深度较浅，普遍小于1500m，地层欠压实，物性较好(图 5)。如Tambaradjo重油油田Saramacca组和Calcutta重油油田Coesewijne组砂岩储层，顶面埋深仅213m和172m，孔隙度高达25%~45%。

潜在储层包括裂谷期三叠系火山碎屑岩，基底为前寒武系片麻岩和花岗岩。

陆坡区和深海盆地区Georgetown组深海相泥岩构成了浊积砂岩储层的优质盖层，New Amsterdam组内部“泥包砂”的组合形式也为油气提供了有效封盖。陆架区及沿海平原区层间泥岩为储层提供封盖。陆上重油油藏的盖层由古新统Saramacca组泥岩组成，厚度为3~8m，与储层呈现互层关系^[7]。平均厚度超300m的Canje组烃源岩能为下伏三叠系—下白垩统储层提供封盖。

盆地发育构造圈闭、岩性地层圈闭和复合圈闭三大类共八种亚类圈闭(图 6)。岩性地层圈闭涵盖了岩性、生物礁、下切谷和不整合型圈闭。New Amsterdam组深海相浊积砂岩构成以多个砂岩透镜体叠加为主的岩性圈闭，为近年来圭亚那盆地中发现的主要类型。陆架区下切谷和不整合除了作为物源和油气运移通道外，还能形成下切谷和地层型圈闭。上侏罗统—下白垩统石灰岩构成生物礁型圈闭，古近系—新近系河流相砂岩形成岩性—地层型圈闭。构造圈闭包括沿白垩纪中期陆架边缘发育的高角度正断层圈闭、晚中新世发育的生长断层圈闭和滚动背斜圈闭^[21]。复合圈闭包括背斜—岩性圈闭和沥青封堵圈闭，古近系—新近系未固结河流—三角洲相砂岩形成复合型圈闭，为陆上重油油田主要圈闭类型，沥青封堵圈闭也是陆上油田独有的圈闭类型。

图 6

图 6 圭亚那盆地主要圈闭类型图 Fig. 6 Main trap types in Guyana Basin

盆地油气分布呈现纵向分层、平面分区和集中分布的特点，纵向上主要分布在上白垩统成藏组合中，平面上主要分布在陆坡区。

从纵向成藏组合(图 3、图 7)来看，上白垩统成藏组合拥有盆地绝大部分已发现油气储量。盆地已发现52个油气田，涵盖了重油、常规石油和天然气，可采储量为17640.73×10⁶bbl油当量^[8]。古近系—新近系、上白垩统及上侏罗统—下白垩统三个成藏组合已发现的油气田数量分别为4个、47个和1个，分别占盆地总发现油气田数的1.3%、95.7%和3%(表 2)。

图 7

图 7 圭亚那盆地成藏组合与油气田平面分布图 Fig. 7 Plane distribution of hydrocarbon accumulation plays and oil & gas fields in Guyana Basin

表 2

表 2 圭亚那盆地各油气聚集区主要参数表(数据来源于文献[8]) Table 2 Main parameters of hydrocarbon accumulation zones in Guyana Basin (data from reference [8]) 分区 成藏组合 烃源岩 运移条件 储层条件 封盖条件 圈闭类型 资源类型 发现油气田/个 石油可采储量/106bbl 天然气可采储量/106bbl油当量 代表性油气田 典型井 沿海平原区 古近系—新近系 Canje 组深海相泥岩 侧向长距离 Coesewijne 组河流—三角洲相砂岩 层间泥岩 构造—地层 重油天然气 1 21.00 0.21 Calcutta Calcutta 1 Saramacca 组河流—三角洲、潮坪相砂岩 3 205.20 0.67 Tambaredjo Tambaredjo 4 陆架区 上白垩统 侧向中距离 Corentyne 组半深海相砂岩、碳酸盐岩 层间泥岩断层 岩性—地层 1 15.00 5.21 Joe 1 Joe 1 New Amsterdam 组深海相砂岩 层间泥岩断层 地层—构造 常规油气 1 2.00 0.33 Carapa 1 Carapa 1 陆坡区 侧向短—中距离 New Amsterdam 组浊积砂岩 层间泥岩 岩性—构造 44 12367.55 4422.43 Liza Liza 1 深海盆地区 上侏罗统—下白垩统 上三叠统—下白垩统湖相泥岩 垂向短距离 上侏罗统—下白垩统湖相碳酸盐岩 层间泥岩断层 岩性 2 467.30 133.83 Ranger Ranger 1BP1 总计 52 13078.05 4562.68

表 2 圭亚那盆地各油气聚集区主要参数表(数据来源于文献[8]) Table 2 Main parameters of hydrocarbon accumulation zones in Guyana Basin (data from reference [8])

从平面分区上看，油气主要集中在海上陆坡区^[22]，该区目前发现44个油气田，可采储量为16789.98×10⁶bbl油当量，占盆地总量的95.18%(图 8)。绝大部分发现集中在1000~2000m水深的区域，可采储量为15264.52×10⁶bbl油当量，占盆地总量的78.16%(图 9)^[8]。陆架区发现2个油气田，可采储量为22.54×10⁶bbl油当量，占盆地总量的0.13%。沿海平原区仅在苏里南陆上发现了4个埋深在172~335m之间的重油油田，可采储量为227.08×10⁶bbl油当量，占盆地总量的1.29%。

图 8

图 8 圭亚那盆地Canje组烃源岩成熟度及油气田平面分布图(数据来源于文献[8, 15]) Fig. 8 Maturity of Canje Formation source rock and plane distribution of oil & gas fields in Guyana Basin (data from references [8, 15])

图 9

图 9 圭亚那盆地不同水深已发现油气田储量分布图(据文献[8]) Fig. 9 Histogram of discovered oil and gas reserves at various water depths in Guyana Basin (data from reference [8])

常规油气主要赋存于上白垩统New Amsterdam组的浊积砂岩中，目前已发现43个油气田，占盆地总数的84%，可采储量为17313.68×10⁶bbl油当量，占盆地总量的92.28%^[8]。重油主要分布在Saramacca组和Coesewijne组陆相至海陆过渡相砂岩中(表 2)。

从陆坡区、陆架区、沿海平原区和深水盆地区分别选择Liza(盆地首个深水发现，最大油气田)、Joe 1(陆架区距生烃中心最远油田)、Tambaredjo(最大重油油田)和Ranger(裂谷层系新发现油田)4个典型油气藏(图 7、图 8、图 10、图 11，表 3)进行深入解剖，对比其成藏要素、成藏过程和成藏模式的异同，论证其成藏差异性。

图 10

图 10 圭亚那盆地典型油藏成藏模式图 Fig. 10 Accumulation model of typical oil reservoirs in Guyana Basin

图 11

图 11 圭亚那盆地油气差异聚集与成藏模式图(据文献[19]修改) Fig. 11 Differential hydrocarbon migration and accumulation models in Guyana Basin (modified after reference [19])

表 3

表 3 圭亚那盆地不同区带典型油气藏特征参数表(数据来源于文献[8]) Table 3 Typical characteristics of oil and gas reservoirs in various zones in Guyana Basin (data from reference [8]) 区带 油气田 发现年份 发现井 完钻井深/m 水深/m 油田面积/km2 石油可采储量/106bbl 天然气可采储量/109ft3 烃源岩 主要储层 盖层 储层厚度/m 油气藏类型 油气运移方式 成藏模式 重度/°API 陆坡 Liza 2015 Liza 1BP1 5433 1743.2 250.03 1520 1824 Canje 组泥岩 New Amsterdam 组砂岩 New Amsterdam 组泥岩 210 岩性尖灭型油气藏 源区下生上储优势聚集 近源成藏 32.1 陆架 Joe 1 2019 Joe 1 2175 776.02 25.91 15 31.25 Corentyne 组砂岩 Corentyne 组层间泥岩 35 下切谷型油藏 断层、不整合、渗透性砂岩组合，中距离运移，距生烃中心约52km 侧向中距离运移成藏 14 沿海平原 Tambaredjo 1968 Tambaredjo 4 332.5 0 98 150 3 Saramacca 组砂岩 Saramacca 组层间泥岩 20 断层、岩性尖灭型油藏 渗透性砂岩和不整合组合，长距离运移，距生烃中心约173km 侧向长距离运移成藏 16 深海盆地 Ranger 2018 Ranger 1 6450 2735 35.7 402 765 上三叠统—下白垩统泥岩 上侏罗统—下白垩统碳酸盐岩 裂谷期层间泥岩 70 岩性油气藏 源区下生上储优势聚集 近源成藏 25

表 3 圭亚那盆地不同区带典型油气藏特征参数表(数据来源于文献[8]) Table 3 Typical characteristics of oil and gas reservoirs in various zones in Guyana Basin (data from reference [8])

Liza油田发现主要受2007年非洲加纳近海Jubilee油田发现的启发，该油田发育与大西洋边缘构造有关的上白垩统浊积岩体系，显示大西洋西岸的南美洲共轭边缘可能拥有类似沉积体系和勘探潜力。属于上白垩统成藏组合，主要储层和盖层分别为New Amsterdam组浊积砂岩和层间泥岩，油藏位于生烃灶附近，Canje组烃源岩生成的油气向上通过渗透性砂岩运移到New Amsterdam组砂岩中，为油气近源聚集成藏模式，形成砂岩岩性油气藏，因为靠近生烃中心，烃源岩生成的天然气以溶解气的形式存在于原油中，气油比为1200ft³/bbl。

Joe 1油田为陆架区典型下切谷型油藏，属于古近系—新近系成藏组合，烃源岩为Canje组泥岩，储层和盖层分别为上新统Corentyne组砂岩和泥岩，Canje组烃源岩生成的石油通过断层、不整合、渗透性砂岩组合的运移通道，经过约52km的运移，最终在下切谷型圈闭中成藏，为典型的侧向中距离运移成藏模式，由于运移距离长，原油遭受降解，形成重油油藏。

Tambaredjo油田为盆地最大的重油油藏，属于古近系—新近系成藏组合，烃源岩同样为Canje组泥岩，储层和盖层分别为古新统Saramacca组砂岩和泥岩，Canje组烃源岩生成的石油通过断层、不整合、渗透性砂岩组合的运移通道，经过约173km的运移，最终在构造、岩性尖灭型圈闭中成藏，为侧向长距离运移成藏模式，由于运移距离长，原油遭受降解，天然气含量极低，形成气油比仅为20ft³/bbl的重油油藏。

Ranger油气田为裂谷期最重要的发现，属于上侏罗统—下白垩统成藏组合，发现井Ranger 1井钻遇70m优质含油气灰岩储层，油气来自裂谷期泥岩，储层为侏罗系—下白垩统生物礁灰岩，盖层为裂谷期层间泥岩，油气就近聚集，为源区下生上储优势成藏模式。该发现证实了上三叠统—下白垩统泥岩的生烃潜力和深层碳酸盐岩的勘探潜力。

从深海盆地区、陆坡区经陆架区至沿海平原区，油气显示出差异化聚集特征^[23]，分别形成天然气藏、常规油气藏、常规油藏、重油油藏，主力成藏组合不同，运聚方式不同，差异聚集特征明显。依据油气的来源、运移距离及其方向等关键因素，该盆地可被划分为近源成藏、侧向中距离运移成藏以及侧向长距离运移成藏三种主要的成藏模式(图 7、图 8、图 11)，且每种模式均受不同主控因素的制约。

深海盆地区为近源成藏模式，主要发育常规油气藏，以上侏罗统—下白垩统成藏组合为主，属第二套含油气系统(上三叠统—下白垩统—侏罗系/白垩系)，储层以碳酸盐岩为主，烃源岩、储层、盖层均形成于裂谷期，以Ranger油气田为典型代表。

陆坡区同样为近源成藏模式，主要发育天然气藏、常规油气藏以及常规油藏，以上白垩统成藏组合为主，这些油气藏主要与第一套含油气系统(上白垩统—上白垩统/古近系/新近系)相关。陆坡区New Amsterdam组浊积砂体与Canje组烃源岩之间形成了下生上储的正常生储配置关系，Canje组烃源岩生成的油气主要在垂直方向上短距离运移至浊积砂岩储层中聚集成藏^[24]。由于该区域靠近生烃中心，部分烃源岩已进入生气阶段，生成的天然气就近聚集，使得陆坡区成为盆地天然气的主要分布区。第二套含油气系统对陆坡区的油气成藏可能有所贡献(图 3、图 11)。浊积砂体储层在陆坡区呈扇形散布，其分布范围和规模是决定该区域油气分布的关键因素，因而成为油气成藏的主控因素。近源成藏是盆地的优势成藏模式，盆地中大部分的可采油气储量均形成于这一模式，代表了盆地内的主要成藏类型，且仍具有较大的勘探潜力。其中，Liza油气田即为该成藏模式的典型代表，其可采储量高达1824×10⁶bbl油当量。

陆架区为侧向中距离运移成藏模式，常规油气藏和重油油藏并重，以古近系—新近系成藏组合为主，主要属第一套含油气系统范畴。虽然该区也分布有Canje组的烃源岩，但由于其埋藏深度较浅，尚未达到生烃门限，该区油气主要来源于深海陆坡区。油气通过渗透性砂岩、断层和不整合的复合通道^[20]，经过中距离的运移聚集于下切谷砂岩储层中，部分碳酸盐岩也有利于油气的聚集^[25]。部分原油属于路过陆架区，最终运移到陆上重油区，因而陆架区圈闭对油气的截留和封堵能力对油气能否成藏至关重要。由于油气的运移距离相对较长，原油在运移过程中经历了一定程度的降解，从而形成了重油油藏。陆架区不仅作为陆坡区浊积砂体的过路区，也充当了沿岸盆地区重油运移的重要通道。因此，砂体的保留情况、侧向封堵的有效性以及油气截留能力是控制该区油气成藏的关键因素。目前，该区已发现4个油田，包括重油和常规油气藏，勘探程度仍处于较低水平，已发现的代表性重油油田(如Hammerhead 1)和常规油气田(如Carapa 1)的可采储量分别为516.67×10⁶bbl油当量和2.33×10⁶bbl油当量^[7-8]。

沿海平原区为侧向长距离运移成藏模式，以形成重油油藏为主，其成藏组合、含油气系统和运移方式与陆架区相同。Canje组烃源岩生成的油气通过断层、不整合和渗透性砂岩构成的复合通道，侧向长距离运移(约170km)至Calcutta、Tambaredjo和Weg Naar Zee等地区的浅层砂岩储层成藏，油气在运移过程中经历了生物降解、水洗、氧化和蒸发分馏等多种稠变作用而变稠。这一成藏模式与东委内瑞拉盆地中的奥里诺科重油带相似(运移距离可达150~200km)^[26]。油源的充足供给、运移路径的畅通无阻以及稠变作用的强度是决定该区油气成藏的关键因素。迄今为止，该区已发现4个重油油田，发现于20世纪60年代，其中具有代表性的重油油田包括Tambaredjo油田和Calcutta油田，可采储量分别为150.5×10⁶bbl油当量和21.21×10⁶bbl油当量^[7-8]。

根据中国石油全球油气资源评价，采用以成藏组合为核心的评估方法，预测该盆地待发现油气可采资源量达到5973.8×10⁶bbl油当量，其中石油资源占比为81.4% ^[27]，显示该盆地仍具备较大的勘探潜力。根据IHS数据，盆地仍然拥有较多的待钻圈闭，尤其是陆坡区(图 12)。

图 12

图 12 圭亚那盆地油气田与有利圈闭分布图(数据来源于文献[8]) Fig. 12 Plane distribution of oil and gas fields and favorable traps in Guyana Basin (data from reference [8])

陆坡区是盆地目前发现常规油气田数量最多的区域，仍为未来勘探工作的重点区域，特别是在苏里南海域。阿帕奇公司在58区块的连续勘探突破已经证实了苏里南海域深水区的资源潜力，其中Maka Central及其后续的发现均位于与Liza油田相同的西北—东南走向的油气聚集带上，同属近源成藏模式，这一区带从圭亚那海域延伸至苏里南海域，钻遇多个上白垩统坎潘阶和桑托阶砂泥岩层。苏里南海域该区带勘探程度相对较低，目前仅取得10个发现，与之相比，处于相同有利成藏带的圭亚那海域有34个发现。针对陆坡区，上白垩统成藏组合的浊积砂体、上白垩统陆架坡折的横向展布范围及其与该期浊积砂体的纵向匹配是未来勘探的关键。在资源类型上，油气兼顾，圭亚那海域以油为主，苏里南海域油气并重；在勘探方向上，目前的发现主要集中在富油气区带中部，而区带的西北和东北区域发现较少，但待钻圈闭相对较多，是下步勘探的关键区域。

在陆架区和深海盆地区尽管发现较少，但钻探证实两区存在有效含油气系统。未来勘探工作应优先考虑靠近生烃中心的区域。陆架区应重点关注上白垩统以及古近系—新近系上倾尖灭、下切谷和河道砂体，深入总结原油运移规律，避开重油油藏，以常规油气藏为主要目标。深海盆地区重点关注碳酸盐岩，加强储层和烃类检测方面的地球物理研究，寻找裂谷期碳酸盐岩油气藏。

在沿海平原区，目前的发现主要为重油。苏里南陆上重油油田的勘探成功，揭示了Canje组烃源岩的高效供烃潜力以及原油侧向长距离运移能力。古新统—中新统河流—三角洲相砂体由于较浅的埋深和较弱的压实，具有较高孔隙度和良好储层条件。尽管仅发现4个重油油田，但圭亚那陆上钻探显示出含油气迹象，证实该区重油具有进一步勘探的潜力，但待钻圈闭相对较少，可作为未来勘探的潜在方向。

(1) 盆地油气地质条件优越。具备2套有效含油气系统和3套成藏组合，以上白垩统—上白垩统/古近系/新近系含油气系统和上白垩统成藏组合为主。具有“优生多储多盖、复合运聚、集中成藏”的特征，这些特征共同促成了陆坡区和深海盆地区近源、陆架区侧向中距离、沿海平原区侧向长距离运移三种不同的油气成藏模式。

(2) 盆地各区带成藏差异大。主要体现在油气差异聚集分布特征、成藏组合类型、油气运移距离和方向、成藏模式及主控因素等4方面。陆坡区和深海盆地区以近源成藏模式为主，储层是控制油气聚集的主要因素，以陆坡区成藏条件最为有利。陆架区成藏条件相对复杂，以侧向中距离运移成藏模式为主，其中封堵条件和储层起着关键的控制作用。沿海平原区为侧向长距离运移成藏模式，烃源岩、运移路径和稠变作用是油气聚集主控因素。

(3) 盆地勘探潜力大。特别是陆坡区，以上白垩统成藏组合浊积砂体最具勘探前景，西北和东北是最有利的勘探方向。其次是陆架区，以古近系—新近系成藏组合为主要目标，尤其是靠近生烃中心区域。沿海平原区以重油为主，勘探重点为古近系—新近系成藏组合的河流—三角洲砂体，苏里南境内为重点。深海盆地区碳酸盐岩具有一定勘探潜力。