馬來盆地油氣成藏條件及主控因素分析

王永臻 ，唐書恒 ，王春修 ，鄭求根

（1. 中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 100083；2. 中海油研究總院 海外評價中心，北京 100027；3. 中國地質(zhì)大學(xué)（北京）海洋學(xué)院，北京 100083）

馬來盆地位于巽他塊體的中心，呈北西-南東走向，為新生代非對稱斷陷盆地，沉積厚達14 km。 馬來盆地勘探活動始于1968年，并發(fā)現(xiàn)了大量油氣。 前人對石油區(qū)塊內(nèi)地質(zhì)、流體特征及鉆井工程做過大量研究，例如Ginger，Cole，Tjie 等，但把馬來盆地作為一個整體開展油氣成藏條件、 成藏規(guī)律及主控因素研究尚不夠深入。 筆者結(jié)合前人的研究和勘探工作，分析馬來盆地油氣成藏條件及分布規(guī)律，進而開展盆地成藏模式及成藏規(guī)律綜合研究，并討論盆地油氣成藏的主控因素。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

馬來盆地形成于中生代晚期，始新世時期受拉張作用控制進入同斷陷期，至早漸新世盆地基本形成；中-晚漸新世時期構(gòu)造應(yīng)力發(fā)生轉(zhuǎn)換，盆地進入凹陷階段，地層沉積厚度加大；中中新世時期區(qū)域應(yīng)力重組，發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)，晚中新世達到頂峰。 廣泛發(fā)育擠壓背斜、 斷背斜。 盆地中部反轉(zhuǎn)強度比側(cè)翼大，東南部反轉(zhuǎn)最為強烈[1]。 早期形成的半地塹在受到擠壓作用后，轉(zhuǎn)變?yōu)榇笠?guī)模的東西向擠壓背斜。 晚中新世-第四紀是完全開闊海環(huán)境下的緩慢沉降期，該時期內(nèi)沒有大的構(gòu)造活動。

盆地基底是前古近紀火山巖、 變質(zhì)巖和早古近紀的沉積巖。 早始新世時期盆地發(fā)育三角洲、 河道、 沖積平原、 湖相沉積，沉積了 M、 L 組，沉積厚達 3 000 m；漸新世發(fā)育濱海相、 潮間-河口相、 濱海平原相沉積，沉積了 K、 J、 I 和 H 組。 隨著中中新世構(gòu)造反轉(zhuǎn)，沉積環(huán)境由低能量濱海平原、 沼澤、 河口與潮汐環(huán)境的碎屑沉積，逐漸演變?yōu)楹恿鳌⒑涌诔练e，反轉(zhuǎn)地層包括 F、 E、 D 組。 F、 E和D 組在盆地的南部普遍缺失。 晚中新世-上新世在整個泰國灣發(fā)生海侵，形成了B、 A 組低能潮汐-海相不整合沉積（圖1、 圖2）。

2 油氣成藏條件

2.1 烴源巖

馬來盆地的烴源巖主要是早始新世-早漸新世M、 L 、 K 組湖相頁巖和早中新世-晚中新世 I、 H、 F、 E 和 D 組河流三角洲相頁巖和煤層，其中湖相頁巖為盆地主力烴源巖。

2.1.1 湖相烴源巖

湖相烴源巖包括K、 L、 M 組富藻湖相頁巖，主要分布在盆地軸部的深部。 湖相頁巖是馬來盆地唯一易于生油的相帶（Cole，1997）[2]。

湖相烴源巖是盆地演化扭張階段孤立半地塹內(nèi)湖泊沉積，初期湖泊很小，后期發(fā)展成較大規(guī)模的湖泊。 K 組頁巖是生烴潛力最好的烴源巖，沉積厚度超過50 m，主要分布在盆地軸部，沿北西-南東向分布（圖3）。

K 組頁巖有機質(zhì)類型為II/III 干酪根混合型，總有機碳含量0.5%～2%，氫指數(shù)400～700，生烴潛力 0.2～5.0 mgHC/g Rock，K 組烴源巖具有正常到良好的生油能力 （圖4）。盆地南部和東南部 K 組頁巖 Ro：0.5%～1.2%，處于生油窗，盆地中部和北部過成熟。

L 組頁巖與K 組地球化學(xué)特征相似。 由于沉積環(huán)境變化，L 組頁巖中伽馬蠟烷數(shù)量升高，表明水體為含鹽環(huán)境。 L 組頁巖發(fā)現(xiàn)C4-甲基化甾烷，說明烴源巖是受海藻的影響，也進一步印證湖盆受海洋沉積的影響。

K 組和L 組湖相源巖生烴潛力很好，有相當(dāng)大的生油能力。

M 組質(zhì)量較差，只在部分地區(qū)生油（圖5）。

2.1.2 河流相烴源巖

河流三角洲相烴源巖包括 I、 H、 F、 E 和D 組煤頁巖、 煤、 頁巖等，I 組煤層生烴潛力最好。

早中新世晚期，馬來盆地為河漫沼澤微相沉積，沉積 I 組含煤層，沉積厚 40 m，近一半都是煤[6]。 I 組烴源巖總有機碳含量分布比較廣泛，頁巖總有機碳重量含量為0.5%～2%，煤層總有機碳重量含量接近80%（圖6）。I 組烴源巖干酪根類型為II 型和II/III 混合型。I 組烴源巖更易于生氣，部分具有生油能力。

I 組烴源巖高Tm/Ts 比值和富C29甾烷及大量的奧利烷和雙杜松烷說明I 組源巖內(nèi)經(jīng)歷一次重大陸源高等植物輸入。 部分樣品具有C27甾烷優(yōu)勢、 少量奧利烷和雙杜松烷、 低Tm/Ts 值的特征，表明I 組烴源巖受湖相環(huán)境影響藻類較為發(fā)育（圖7）。 藻類的發(fā)育使I 組烴源巖的生油能力增強。 烴源巖類型和生物標(biāo)志物分布表明沉積環(huán)境的變化。

圖1 馬來盆地沉積古環(huán)境重建 （據(jù)Esso 報告，1994）Fig. 1 Reconstruction of paleoenvironment in the Malay Basin （After Esso'report，1994）

圖2 馬來盆地地層綜合柱狀圖 （據(jù)HIS，2016）Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column in Malay Basin （After HIS，2016）

圖3 K 組湖相烴源巖厚度圖［3-6］Fig. 3 Thickness map of lacustrine source rock in Formation K［3-6］

圖4 K 組頁巖地球化學(xué)特征［7-8］Fig. 4 Geochemical characteristics of shale in Formation K［7-8］

圖5 馬來盆地?zé)N源巖特征Fig. 5 Characteristics of source rocks in Malay Basin

I 組烴源巖主要來自陸源高等植物，為II型和II/III 混合型，以生氣為主。 I 組烴源巖生物標(biāo)志物特征證實沉積環(huán)境的變化，受湖相藻類的影響I 組烴源巖生油能力明顯增強。

H 和F 組為一些低效的碳質(zhì)黏土巖和煤，主要分布在盆地北部和中部，是馬來盆地次要的烴源巖。

E 組碳質(zhì)頁巖烴源巖，有機碳含量為0.25%～1.5%，氫指數(shù) 125～225 mgHC/g（HI），為三角洲相和河流相泥巖和煤沉積，主要分布在盆地北部和中部。 E 組差的頁巖主要生成濕氣，在盆地南部則更易于生油。

圖6 I 組烴源巖地球化學(xué)特征［7-8］Fig. 6 Geochemical characteristics of shale in Formation I ［7-8］

圖7 I 組典型的生物標(biāo)志物特征 （m/z 191）Fig. 7 Typical biomarker characteristics of Formation I （m/z 191）

馬來盆地為新生代斷陷盆地，大規(guī)?；讛鄬拥拇嬖谑蛊浯蟮?zé)崃髦岛偷販靥荻容^高，二者具有明顯相關(guān)性（圖8）。 盆地地溫梯度由南部 36℃/km 到北部 63 ℃/km[9-10]。 盆地?zé)崃髦禐?85～105mWm-2，向軸部方增加，但在盆地的西南部熱流值卻異常高，主要與生長斷裂以及褶皺作用有關(guān)[11]。

受高地溫梯度和熱流值影響盆地主力烴源巖都處于成熟和過成熟階段。 中-晚中新世盆地區(qū)域應(yīng)力發(fā)生轉(zhuǎn)換，盆地南部抬升較北部強烈，烴源巖生烴受到抑制，北部烴源巖埋深較深多處于生氣或過成熟階段。 隨著后期沉降，在盆地南部烴源巖廣泛處于生油窗內(nèi)大量生油（圖9）。 一般盆地中央的烴源巖多數(shù)過成熟，而邊緣的烴源巖一般處于成熟生油或未成熟階段（Creaney 等，1994）。

2.2 儲層特征

馬來盆地主要儲層為 J、 K、 I 組砂巖，主要分布在盆地南部和東南部。 次級儲層為L、E、 B 組砂巖，L 組砂巖在盆地南部發(fā)育，E、B 組分布在盆地北部。

圖 8 熱流和地?zé)崽荻龋?，11］Fig. 8 Heat flow and geothermal gradient［3，11］

圖9 主力烴源巖成熟度圖Fig. 9 Maturity map of the main source rocks

J 組為潮汐相、 濱海沙壩相、 潮下帶砂巖。 Yap（1996）將 J 組砂巖分為下、 中、 上三層，中層砂巖最好，中層砂巖沿北西-南東至北西西-南東東向橫向連續(xù)分布，走向長度超過 100 km，厚度 70～250 m，上層砂巖由交互沉積的砂巖-泥巖退積堆積而成，富含泥質(zhì)成分，儲層物性變差[7]。 J 組儲層是馬來盆地最重要的儲層，平均孔隙度15%～28%、 滲透率100～1 000 md，J 組砂巖儲層油氣儲量約占盆地的40%。

K 組為辮狀河沖積扇與三角洲沉積相，在盆地西部和中部廣泛分布。 K 組沉積厚600 m，在盆地北部、 東部和南部沉積變薄至不到100 m[12]。 K 組的砂巖平均孔隙度18%～31%，滲透率300～3 000 md[13]。 在盆地的北部，K組儲層位于海平面以下3 000 m 深處，儲層物性變差（圖 10）。

Hill 等（1992）認為沉積環(huán)境和成巖作用對區(qū)域儲層物性影響大。 Salih 等（1995）對 K 組砂巖儲層大量孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)研究后，表明儲層物性與沉積環(huán)境相關(guān)。 河流相孔滲條件最好，洪泛平原相物性較差。 盆地西南部孔隙度與深度關(guān)系顯示在1 500～3 000 m段，孔隙度加速變差，到3 000 m 深度孔隙度仍然有效（圖10）。

I 組為河流和潮汐相沉積，是馬來盆地南部的主要儲層，厚度147～770 m，平均厚度約300 m。 I 組儲層的平均滲透率為11.7%左右，滲透率較低。

L 組為河流相、 湖相沉積，平均孔隙度8%～15%，滲透率 200～3 000 md，主要分布在盆地南部。 L 組儲層發(fā)現(xiàn)12 個大型氣田。 E組為河口灣、 三角洲前緣和三角洲平原碎屑砂巖與長石質(zhì)碎屑砂巖沉積，平均孔隙度14.7%，滲透率 2～1 200 md。 E 組儲層是盆地中部和北部主力氣層。 B 組為盆地北部的次級儲層，屬近岸和淺海海侵沉積，B 組厚度780 m 左右，孔隙度21%。 盆地北部 B 組儲層物性較好，南部由于更偏向于海相環(huán)境，粉砂質(zhì)和泥質(zhì)含量更高，物性變差。

2.3 蓋層

馬來盆地區(qū)域蓋層為中中新統(tǒng)至晚中新統(tǒng)F 組的海相頁巖。 A 組和B 組黏土和砂質(zhì)黏土為局部蓋層，發(fā)育于中新統(tǒng)與上新統(tǒng)不整合上部。 層內(nèi)蓋層為晚漸新統(tǒng)至晚中新世泥巖和頁巖互層。

2.4 圈閉類型

受基底斷層和區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力影響，馬來盆地以構(gòu)造圈閉為主，包括擠壓背斜、 正斷層、 沉積尖滅、 披覆不整合等[14]（圖 11）。 擠壓背斜是盆地最多產(chǎn)的圈閉類型，中中新世中期盆地構(gòu)造反轉(zhuǎn)，斷陷期形成的半地塹在壓扭應(yīng)力作用下形成擠壓背斜。 擠壓背斜多沿盆地中央軸向分布，在盆地南部擠壓背斜與基底正斷層相關(guān)，主要形成油藏，而北部擠壓背斜主要形成氣藏。 這與南部圈閉形成時間較早，早期生成的油主要在南部聚集；北部圈閉形成時間晚，后期生成的氣在北部聚集有關(guān)。 在盆地南部，多數(shù)是穹窿狀或非對稱狀，被正斷層分割，儲層是 H、 I、 J 和 K組砂巖。 油氣主要來源于I 組互層碳質(zhì)頁巖和煤或K、 L 組的湖泊頁巖。 圈閉被內(nèi)部的黏土和頁巖層封閉。 在盆地中央，大多數(shù)圈閉是由穹窿構(gòu)造。 油氣來源于I 組源巖，通過斷層垂向運移到D 和E 組砂巖儲層，不對稱背斜及正斷層在4 個方向封堵形成有效圈閉。

圖10 儲層孔隙度和滲透率特征Fig. 10 Porosity and permeability characteristics of reservoir rocks

圖11 馬來盆地圈閉類型剖面圖Fig. 11 Cross-section of the traps in Malay Basin

正斷層相關(guān)圈閉主要分布在馬來盆地西南邊緣。 正斷層圈閉油氣來源于碳質(zhì)頁巖和煤互層以及 K 組湖相頁巖，儲層為 H、 I、 J、K 組砂巖，H、 I、 J 組內(nèi)互層的黏土巖和頁巖及K 組頁巖形成有效蓋層，沿著斷層面的頁巖形成側(cè)向封堵。

3 馬來盆地成藏組合模式

通過對馬來盆地油氣成藏條件分析，依據(jù)不同成藏組合帶圈閉類型、 成藏時間、 儲層和蓋層和發(fā)育位置的不同將盆地油氣藏劃分為8 種典型成藏組合模式（圖12，表1）。

1） 成藏組合 i

成藏組合i 圈閉在前古近紀基底上發(fā)育的巖性-地層圈閉，儲層為白堊紀基底，蓋層為K 組頁巖。 主要分布在天鵝隆起東側(cè)，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn) 1 個氣田，儲量為 50 Bcf。

2） 成藏組合 ii

成藏組合ii 圈閉為中-晚中新世發(fā)育的巖性-地層圈閉，儲層為 H、 E 組砂巖，蓋層為H、 E 組互層頁巖。 主要分布在盆地東北部和西北邊緣斜坡，已發(fā)現(xiàn)3 個油氣田，以天然氣為主，天然氣儲量91 Bcf。

3） 成藏組合 iii

圖12 典型成藏模式Fig. 12 Typical accumulation model

表1 成藏組合劃分方案Table 1 Classification of reservoir Formation combination

成藏組合iii 圈閉為中漸新世-上新世發(fā)育的地層-構(gòu)造圈閉，儲層為 H、 E 組砂巖，蓋層為H 組頁巖。 主要分布在盆地東南部，已發(fā)現(xiàn)16 個油氣田，以天然氣為主，天然氣儲量為 3 683 Bcf。

4） 成藏組合 iv

成藏組合iv 圈閉為中新世-上新世發(fā)育的擠壓背斜圈閉，儲層為 G、 D、 E 組砂巖，蓋層為D、 E 組頁巖。 主要分布在盆地中部，已發(fā)現(xiàn)49 個油氣田，石油儲量6 億桶，天然氣儲量為21 306 Bcf。

5） 成藏組合 v

成藏組合v 圈閉為上新世發(fā)育的構(gòu)造圈閉，儲層為B 組砂巖，蓋層為B 組互層頁巖。在盆地北部發(fā)育，已發(fā)現(xiàn)1 個氣田，儲量較少。

6） 成藏組合 vi

成藏組合vi 圈閉為中新世-全新世發(fā)育的地層-構(gòu)造圈閉，儲層為 L、 J、 K 組砂巖，蓋層為J 組頁巖。 分布在盆地西北邊緣及天鵝隆起帶，已發(fā)現(xiàn) 14 個油氣田，石油儲量 1 億桶，天然氣儲量 7 350 Bcf。

7） 成藏組合 vii

成藏組合vii 圈閉為漸新世-中新世發(fā)育的地層-構(gòu)造圈閉，儲層為 K、 J、 I 組砂巖，蓋層為 K、 J、 I 組頁巖。 已發(fā)現(xiàn) 1 個油田，石油儲量1 500 萬桶。

8） 成藏組合 viii

成藏組合viii 圈閉為漸新世-全新世發(fā)育的構(gòu)造圈閉，儲層為 J、 I、 H 組砂巖，蓋層為J、 I、 D、 E 組頁巖。 主要分布在盆地南部及天鵝隆起，已發(fā)現(xiàn)122 個油氣田，石油儲量45 億桶，天然氣儲量為 30 134 Bcf。

馬來盆地油氣最豐富的成藏組合為漸新世-全新世發(fā)育的成藏組合viii，其次是成藏組合iv。 成藏組合viii 石油儲量占整個盆地的85%，天然氣儲量占48%。

4 成藏主控因素分析

4.1 構(gòu)造反轉(zhuǎn)對油氣成藏的控制作用

中-晚中新世盆地構(gòu)造反轉(zhuǎn)，在盆地南部發(fā)生反轉(zhuǎn)的時間早且強烈，使烴源巖埋藏變淺，生烴作用受到抑制。 構(gòu)造反轉(zhuǎn)引起沿邊界斷層擠壓背斜的發(fā)育，隨著盆地沉降，烴源巖再次達到生烴門限而大量生油，生成的石油運移到圈閉中得以有效保存。 盆地北部烴源巖生烴作用持續(xù)進行，烴源巖處于過成熟生氣階段，由于圈閉尚未形成，導(dǎo)致早期生成的石油逸散，圈閉形成較晚，生成的氣得到有效保存。 這就造成馬來盆地北部以氣田為主，東南部和中部以油田為主。

4.2 斷層對油氣成藏的控制作用

晚始新世-早漸新世基底斷層活動，形成深的地塹和半地塹，發(fā)育大型深水湖泊，沉積厚層湖相頁巖。 構(gòu)造反轉(zhuǎn)主要沿著邊界斷層形成擠壓背斜，砂泥巖為主的地層在擠壓作用下形成斷層對圈閉的有效封堵。 另外，次級斷層有效溝通了烴源巖和圈閉，可以作為油氣運移的通道。 馬來盆地深部油藏受斷層控制作用更為明顯。

4.3 有效圈閉對油氣成藏的控制作用

圈閉對油氣藏形成的控制作用體現(xiàn)在圈閉形成時間和空間位置的良好配置關(guān)系上。北部圈閉形成時間晚，南部形成時間早。 這也是早期生成的石油主要在南部聚集，后期生成的氣在北部聚集原因之一。

5 結(jié)論

1） 馬來盆地發(fā)育早漸新世-早始新世湖相頁巖和早中新世-晚中新世河流三角洲相頁巖和煤層。 北部烴源巖處于過成熟和生氣階段，中部和南部烴源巖以生油為主。 盆地南部和東南部的砂巖儲層發(fā)育，J 組砂巖是馬來盆地最重要的儲層。 擠壓背斜是馬來盆地最多產(chǎn)的圈閉類型。

2） 將馬來盆地劃分為8 個油氣成藏組合。 漸新世-全新世發(fā)育的成藏組合viii，油氣資源最為豐富，石油儲量占整個盆地的85%，天然氣儲量占48%。 其次是成藏組合iv。

3） 成藏控制因素主要為構(gòu)造反轉(zhuǎn)作用、斷層活動、 圈閉。 構(gòu)造反轉(zhuǎn)對烴源巖生油、油氣運移、 保存等影響很大，是控制馬來盆地油藏成藏的重要因素之一。