世界上很多含油气盆地在经历了长期的勘探开发后成为所谓成熟的“老盆地”，言外之意就是这些盆地已度过发现黄金期，风华不再。但在2023年9月举行的第三届国际应用地球科学与能源会议上，成熟盆地的新发现再次成为讨论焦点，东地中海、阿拉斯加北坡、和黑海等几个成熟探区都在近20年获得了震惊世界的大型油气发现，充分体现了成熟盆地的新魅力。今年3月，Galp能源公司在Orange盆地的两个区块找到重大优质轻质油发现，这些发现与东地中海的Zohr、阿拉斯加的Pikka、黑海盆地的Sakarya发现一起再次激发了业界对“老盆地”的新兴趣。本版文字由 卢雪梅 提供

　　意大利埃尼公司在东地中海盆地已深耕70年，迄今为止，在此共钻600多口井，找到约200个发现、150万亿立方英尺天然气资源量，多数发现都位于尼罗河三角洲近海的渐新统和下中新统地层。

　　1967年，埃尼公司在东地中海盆地的Messinian区带找到第一个商业发现——Abu Madi，其后该区带几经兴衰，先后钻了146口探井。2015年，埃尼公司在该区带找到Nooros发现。迄今为止，该区带已为埃尼公司贡献了约25亿桶油当量的油气资源，是该公司在东地中海盆地最长青的区带。

　　1997年，埃尼公司在尼罗河三角洲东部找到第一个上新统天然气发现Denise，接着又获得Hapy和Sapphire发现。1997年~2006年，被埃尼公司称为上新统天然气勘探的“黄金时代”，共计发现35万亿立方英尺的可采天然气资源量。

　　渐新统—中新统盐下区带也是埃尼公司在东地中海盆地的重要勘探目标，其构造圈闭和地层圈闭中的碎屑岩储层可产出天然气和凝析油。截至2023年，埃尼公司在此共钻145口探井，找到60万亿立方英尺的可采天然气资源量。2009年~2011年， Aphrodite（3.5万亿立方英尺）、Leviathan（21万亿立方英尺）和Tamar（10万亿立方英尺）等大型天然气藏依次在此问世。

　　2015年至今，埃尼公司又在东地中海盆地中生界碳酸盐岩区带的勘探领域取得巨大成功，2015年找到该盆地有史以来最大的天然气发现——Zohr（30万亿立方英尺）。继Zohr之后，埃尼公司于2017年、2018年又在东地中海盆地找到Onesiphoros和Calypso发现，2022年找到Cronos和Zeus发现。

　　但东地中海盆地的勘探并非一帆风顺，所有找到大型发现的地层或区带的勘探都曾因种种原因一度被搁置，如上新统的勘探曾因埃及天然气市场尚未成熟而被推迟；Levantine的勘探曾因地理政治学原因而延后；渐新统的勘探则受阻于作业难度过高和地理政治学的复杂性；而中生界的勘探被推迟只是因决策者缺乏了一点冒险精神。

　　在近70年的勘探史中，东地中海盆地曾多次被视为成熟盆地，但在基于以往勘探经验而形成的新勘探理念和思路的推动下，又数度焕发生机，钻井数—累计资源量曲线年后的今天仍呈阶梯状不断延展，其多数发现都诞生于过去20年，其中最大的发现Zohr是在东地中海盆地经历了50多年勘探后才被找到。取得这一成就，除了理论技术的慢慢的提升和勘探理念的持续更新，耐心、毅力和永不放弃的精神被认为是在成熟盆地找到大发现的不二法门，这或许也能为我国成熟盆地的勘探带来启示。

　　Walvis、Lüderitz和Orange是南大西洋被动陆缘西非撒哈拉以南部分海域的3个含油气盆地，总面积约6.5万平方公里，最大水深约2000米。这些盆地并非传统意义上的成熟油气盆地，虽然这里的油气勘探始于20世纪60年代，后又以1974年雪佛龙找到Kudu天然气发现为重要里程碑事件，但由于技术和经济条件的限制，过去几十年，这里的勘探主要局限于浅水。

　　1974年，雪佛龙的发现井9A-1水深仅170米，在约4400米埋深处钻遇厚50米含巴列姆期玄武岩夹层的风成砂岩。基于7口评价井的钻探和盆地模拟结果分析认为，该地区探明天然气储量为1.3万亿立方英尺（最近的3D含油气系统模拟认为Kudu发现的天然气储量高达3万亿立方英尺）。

　　此后50年，海域共钻探27口井（20口探井+7口评价井），其中只有7口井位于深水区。截至2013年，在浅水区钻探的15口探井均为干井，这导致地质界形成了持续近40年的主流认识，即海上盆地烃类充注不足、富含火山岩、烃源岩有机质含量低且成熟度过高，不可能形成富油区，只可能发育气区。这种认识叠加油价小周期，某些特定的程度上阻碍了后续向深水区域的探索，但2013年后，海上油气勘探出现了转折。

　　2013年，结合3D-PSDM地震数据解释和地化分析，巴西HRT石油公司在Walvis和Orange盆地圈定了几个远景区，并在Walvis盆地深水区部署了Wingat-1和Murombe-1两口探井，还在Orange盆地深水区钻探了Moosehead-1井，钻探结果证实，所在盆地发育了世界级的烃源岩及其相关的含油系统。

　　Walvis盆地的2口探井钻遇3套发育良好的烃源岩层，其中一套是以森诺曼阶—土伦阶海相烃源岩为代表的未成熟烃源岩，另外两套是位于生油窗内的阿尔布—阿普特阶成熟烃源岩。最重要且最具勘探潜力的烃源岩是Kudu组地层，由厚达100~200米的海相黑色页岩组成，处于生油高峰的晚期。

　　在Orange盆地钻探的Moosehead-1井也钻遇海相黑色页岩，生烃潜力巨大，这套烃源岩正处于生油窗的初始阶段。分析表明，这种倾油型烃源岩不仅广泛分布于Walvis和Orange盆地，而且可能遍布整个南非，甚至延伸进入南极洲的马尔维纳斯盆地。

　　HRT石油公司这3口探井取得的最重要成果是Wingat-1井在浊积砂岩中获得的轻质油发现。分析显示，采出油类型为低硫含量的轻质油。HRT石油公司的发现虽不具备商业开发价值，但却证实了海上盆地发育了以轻质油为主的含油气系统，彻底扭转了以往关于该区域偏气的认识。

　　受此鼓舞，2022年2月~2024年3月，多家公司在深水区进行钻探，先后钻了7口井，接连找到6个大型轻质油发现，包括2022年道达尔能源和壳牌分别在Orange盆地找到的Venus-1X和Graff-1白垩系富砂浊积岩轻质油油藏，2023年壳牌找到的Rona 1、Jonker-1和Lesedi-1等3个大型石油发现，以及2024年3月Galp能源公司找到的Mopane-1发现。这一系列发现使得成为继圭亚那之后又一片世界级的石油勘探蓝海。

　　阿拉斯加北坡盆地的油气勘探开发最早可追溯至20世纪20年代，但严酷的天气特征情况和技术、经济限制，使得该地区的勘探直至1963年才真正取得进展。彼时，Humble能源公司（后被埃克森美孚收购）基于传统的二维地震技术首次圈定了普拉德霍湾和库帕鲁克河远景区，前者最终成为目前美国陆上最大的常规油田，也是迄今为止美国产量最高的常规油田。由于缺乏基础设施，普拉德霍湾石油发现虽于1968年对外宣布，但直到1977年跨阿拉斯加输油管道铺设完成并投运后才真正投产，自此便一直是阿拉斯加北坡盆地油气生产的主力。

　　阿拉斯加北坡盆地发育了3套不同成因的沉积层序，自下而上分别为密西西比系—三叠系Ellesmerian层序、侏罗系—白垩系Beaufortian层序和白垩系—新近系Brookian层序。以普拉德霍湾为中心的区域的石油主要产自Ellesmerian层序。阿拉斯加北坡盆地的石油日产量20世纪80年代达到200多万桶的峰值，其中来自普拉德霍湾的产量占比为2/3，但此后阿拉斯加北坡盆地的石油产量一直呈下降态势。美国能源信息署（EIA）截至今年3月的统计多个方面数据显示，阿拉斯加北坡盆地的石油日产量仅40多万桶，早已不复往日辉煌。业内有不少声音认为，阿拉斯加北坡盆地的勘探黄金时期已过。

　　但仍有部分勘探公司一直尝试寻找新的有利区带。2008年，阿姆斯特朗能源有限公司、雷普索尔和GMT勘探公司组建的合资企业开始在阿拉斯加北坡的Pikka区块进行研究。基于已有的二维和三维地震数据，地层圈闭无法准确成像，所以地质人员利用区域地质资料，并结合其他公司在附近上倾方向钻探井的油气显示做综合分析，最终在2013年部署了勘探井Qugruk 3。该井在Nanushuk组钻遇约250英尺（76米）厚的净产层，平均孔隙度为20%。

　　此后，该合资公司对所有旧三维数据来进行了再处理，同时针对Nanushuk组重新采集了高分辨率三维地震数据。研究人员将地震资料与新钻井资料结合，深入研究了Nanushuk组储集砂岩的分布，2017年在距离Qugruk 3勘探井以南21英里部署了勘探井Horseshoe-1，同样钻遇Nanushuk组含油砂层。经过多轮次的地层圈闭分布预测和多口评价井的钻探，目前确定Pikka石油发现分布范围约40英里长、10英里宽，估计蕴藏33亿桶可采石油储量，有望成为美国历史上的第三大油田。Nanushuk组属于Brookian层序，埋藏较浅，就地质年代而言，也较该盆地的主力产层“年轻”很多，因此此前很少被视为勘探目的层。

　　Pikka石油发现的获得再次打开了阿拉斯加北坡盆地的勘探新局面，此后以Nanushuk组为目标的探井成功率高达94%，34口井中有31口获得了规模不一的油气发现。近年来，几乎所有油气斩获都位于Nanushuk组有利层带之上，包括康菲石油2016年发现的Willow油田（7.5亿桶石油储量），以及Oil Search和雷普索尔分别在2020年发现的Mitquq油田（9亿桶石油储量）和Stirrup油田（6亿桶石油储量）。经验总结显示，对现代地震数据的合理利用是在阿拉斯加北坡这个成熟盆地再次找到油气发现的主因。

　　然而，这些新发现并没有立刻扭转阿拉斯加北坡盆地石油减产趋势。Pikka石油发现是Nanushuk组的首个开发项目，曾被视为遏制阿拉斯加北坡盆地石油减产的希望。但Pikka石油发现的开发并不顺利，经营权两度易手，最终被澳大利亚桑托斯公司购得，2022年8月才做出最终投资决定，计划2026年投产；康菲石油的Willow油田则遭遇了一系列与环境有关的诉讼，亦未能按计划推进。

　　此外，美国本土非常规油气产量的大幅度增长多少也削弱了从极寒地区高价开采石油的需求，而不断加剧的气候平均状态随时间的变化则意味着，阿拉斯加北坡盆地的石油开采将面临更加高涨的反对声浪。

　　黑海盆地位于西亚和东南欧之间，被阿塞拜疆、亚美尼亚、格鲁吉亚、保加利亚、罗马尼亚、土耳其、希腊等国家围绕，地质上独立，油气潜力巨大，但大多位于深水，因此勘探程度不高。

　　对黑海盆地油气资源感兴趣的公司不在少数，道达尔能源、奥地利石油天然气公司（OMV）、雷普索尔、土耳其国家石油公司（TPAO）、壳牌和埃克森美孚等都对其“垂涎三尺”。土耳其国油预测，黑海盆地的石油资源量可能高达100亿桶。2012年，罗马尼亚的石油公司在Neptun区块获得Domino-1天然气发现，估计拥有840亿立方米的天然气资源量，从而引发了对黑海盆地的一轮勘探热潮。

　　此后，埃克森美孚与奥地利石油天然气公司也加入了Neptun区块的开发，并钻了几口井，但未找到大发现。2014年，土耳其国油和壳牌合伙在伊斯坦布尔沿岸100公里处的潜水区钻探井。土耳其能源部部长对这次勘探充满希望，认为一定能找到大油气发现，却未能如愿。

　　2016年，道达尔能源、奥地利石油天然气公司和雷普索尔在保加利亚水域拥有最大的海上区块Han Asparuh，并钻了两口深达5000米的探井，但未找到任何发现。保加利亚也与壳牌合作在黑海深水区钻探，该国有意减少对单一国家能源的依赖，壳牌是其面积达7000平方公里的Silistar区块唯一的竞标者，并承诺将投入2100万美元。保加利亚官方对勘探结果也持乐观态度。一时间针对黑海盆地的投资成为热门，但勘探热潮并未持续太久。

　　当时的投资环境因油价下降而持续不振，投资者开始纷纷撤离，不少区块的勘探因缺乏投资而被迫停工。保加利亚Khan Asparuh区块的勘探计划被推迟了一年之久。深水区因风险大、投资高而被冷落，黑海盆地自此沉寂多年，直到2020年才再次破局。

　　2020年，土耳其国油在黑海西部超深水域钻探的Tuna-1井钻遇超过100米的上新世和中新世含气砂岩，即Sakarya天然气大发现，储量或高达3200亿立方米，是土耳其经济特区和黑海盆地有史以来最大的天然气发现。土耳其国油计划与阿塞拜疆同行共同开发该发现，其生产的天然气将满足土耳其30%的天然气需求。土耳其国油的好运似乎刚刚开始。

　　两个月后，土耳其国油又在该井下部找到第二个天然气发现，使含气砂层厚度新增30米，储量新增850亿立方米。2021年，在Sakarya天然气大发现北部不远处又找到Amasra-1发现，储量达1350亿立方米，该地区天然气储量合计达到5400亿立方米。随后，土耳其国油相继找到Amasra和Aycuma两个发现，使得这一海域大放异彩。

　　土耳其国油表示，高质量的三维地震数据功不可没，通过其识别了所有海底扇元素及其作为烃源岩和储层的潜力，确定了圈闭机制，为顺利找到发现打下基础。而使用先进的地震处理技术，如全波形反演可提高成像质量和岩石属性识别的准确性，使以往因深水和后勤补给不利等条件限制而充满神秘色彩的黑海盆地，更清晰地呈现在油气从业者的眼前。