除此之外,白垩系的Raya组、Agua Caliente组、Cushabatay组也具备烃源岩的特征,但有机质类型主要为Ⅲ型和Ⅲ—Ⅱ型干酪根。泥盆系的Cabanillas组烃源岩有机碳含量一般为1%~2%,目前处于过成熟状态,主要分布在盆地的东南部。石炭系的Ambo组、Tarma组和二叠系的Copacabana组、Ene组、Mitu组有机质类型主要为Ⅲ型干酪根,主要分布在盆地南部。3.2成熟度与油气运移Maranon盆地西部地热梯度约为2℃/100m,向东逐渐升高,至前陆斜坡区域升至3.5~4.0℃/100m。Ro(平均)-深度曲线表明,地层埋藏至3km时开始生油,埋藏至5km时进入生油高峰期,埋藏至8~9km时生油结束。盆地模拟研究结果[2,3,15]表明,Pucara组和Chonta组烃源岩分别在晚侏罗世和始新世开始成熟。Maranon盆地的原油可以划分为两大族群:

    Tambo/Sungachi原油,原油母质类型为Ⅱ—Ⅲ型干酪根,主要分布在盆地的北部,油源来自Chonta组烃源岩。②Samiria原油,原油母质类型为Ⅱ型干酪根,高含硫,反映烃源岩发育于碳酸盐岩还原环境,油源来自Pucara组烃源岩;该原油气相色谱图存在正构烷烃分布“双峰”现象,推测为两期充注的结果。油-源对比结果表明,Chonta组生成的原油向盆地东北部运移;Pucara组生成的原油向盆地中东部运移至该组地层剥蚀面,充注至白垩系,水平运移距离约为200km。

    3.3圈闭类型

    Maranon盆地的原型盆地为伸展型盆地,存在裂陷阶段形成的正断层断块圈闭。晚白垩世和古近纪,早安第斯期的挤压和冲断运动导致盆地边缘逆冲带的形成,在逆掩冲断作用下,又形成一些断块圈闭。造山带附近发育的逆断层比较陡,盆地西部边缘发育了一些基底卷入型的逆断层。盆地东部斜坡带的逆断层明显变缓,发育了薄皮型的逆断层。盆地中西部由于受到持续挤压,形成了大量中—高幅度的背斜、断背斜等构造圈闭。盆地东部的地层向克拉通地台方向逐层超覆,决定了盆地的东部发育地层圈闭。

    3.4储集层和盖层

    Maranon盆地的不同演化阶段发育了不同的沉积相带,沉积相带控制了盆地内储盖组合的发育。该盆地下部的台地内伸展盆地和上部受造山活动影响的冲断期间以及冲断活动之后的沉积,决定了盆地可能有多套储、盖组合发育。

    从目前已发现的油气藏来看,Maranon盆地的储集层有白垩系的Cushabatay组、Agua Caliente组、Chonta组和Vivian组,以及古近系的Basal Tertiary组。其中,Vivian组和Chonta组为主要的储集层,其探明储量占该盆地总探明储量的95%以上。Vivian组储集层为河流相沉积,孔隙度10%~25%,渗透率400~8000mD,平均油层净厚度约15m,西部的CapahuariNorte油田的储集层埋藏深度为3688m,东部的Bartra油田的储集层埋藏深度为2225m,由西向东变浅。

    Chonta组储集层为浅海相沉积,孔隙度12%~22%,渗透率20~2000mD,平均油层净厚度约10m;向东储集层中的砂岩比例总体不断增大,主要原因是东部的巴西地盾为盆地的主要物源区。

    Chonta组上部发育的灰岩以及泥岩可作为下部储集层的盖层。白垩系顶部的泥岩以及巨厚的古近系泥岩是Vivian组储集层的盖层。

    4已知油气聚集成藏规律及潜在勘探领域

    目前Maranon盆地已发现的油气田有30多个,大部分为探明可采储量小于2000万桶的小油田。纵向主要分布在白垩系Vivian组和Chonta组,平面主要分布在盆地北部和东北部。原油重度为10~40°API,重油所占的比例不到25%。Chonta组生成的原油向盆地北部(厄瓜多尔南部)和东北部运移,注入白垩系顶部的Vivian组(下生上储)和Chonta组下部(上生下储),在秘鲁境内形成的主要油田有Tambo油田、Bartra1油田、Dorissa1油田等。Pucara组生成的原油向盆地东北部侧向运移,运移至该组地层剥蚀面,沿剥蚀面充注至白垩系。中新世以来的Quechua造山运动破坏了早期形成的油气藏,通过再次运移聚集成藏,形成的主要油田有Corrientes油田、Pavayacu油田、Yanayacu油田等。Maranon盆地的勘探活动一直集中在盆地东部和东北部的斜坡带,勘探埋藏较浅、具有古生界构造背景的白垩系圈闭,其中寻找油源为Pucara组的油藏的勘探活动主要集中在Pucara组剥蚀边界以西的有利部位。