印尼巴里拖盆地東部坳陷油氣差異分布控制因素分析

郭志峰，胡孝林，郭剛，李冬

(中海油研究總院有限責任公司，北京 100027)

巴里托盆地位于印尼最大的油氣富集區——加里曼丹島東緣盆地帶[1]。盆地油氣勘探始于19世紀40年代，相繼發現了Tanjung、Warukin和Tapian等大中型油氣田，油氣資源豐富。我國石油公司長期在印尼從事油氣勘探業務，已取得較好的成效，并且隨著“一帶一路”國家戰略實施，印尼作為相關能源國將成為我國在油氣領域重要的合作對象。因此，在巴里托盆地開展油氣成藏規律研究與勘探潛力評價十分必要。

現階段盆地油氣勘探面臨的突出問題是油氣分布控制因素不清，已發現油氣藏全部位于坳陷北部小范圍區域，其他區域無發現，油氣分布存在明顯差異。關于巴里托盆地油氣成藏方面的研究非常薄弱，公開發表的文獻和報告較少，缺少全面的成藏研究成果，尤其缺少關于盆地油氣差異分布控制因素的研究[1～5],嚴重制約了油氣勘探進程。從油氣分布特征入手，重點研究烴源巖、坳陷結構與成藏模式對油氣藏形成與分布的控制作用，分析油氣差異分布的控制因素，以期為巴里托盆地油氣勘探研究及戰略選區提供支持。

1 地質背景

圖1 巴里托盆地構造格局與油氣分布圖

巴里托盆地是在巽他陸塊南部發育的新生代大陸邊緣裂谷盆地，晚期受造山作用改造，呈近SN向展布，面積56431km2，東臨默拉土斯山，西部為加里曼丹島中部隆起帶，北接庫泰盆地，南臨爪哇海，94%面積位于陸內，海域面積6%。盆地可劃分為3個一級構造單元，自西向東依次為隆起帶、斜坡帶和坳陷帶。以Tanjung Line為界可將坳陷劃分為南、北兩部分，坳陷北部位于兩條邊界走滑斷層交匯區，地層構造變形劇烈，發育基底卷入型推覆構造，斷裂體系以晚期逆斷層為主，兼含少量早期控洼正斷層，晚期斷層密集發育，平面延伸普遍小于25km，走向以NW-SE為主，向北過渡為近S-N向。坳陷南部晚期斷層不發育，斷裂體系以裂陷期控洼正斷層為主，呈NW-SE走向，延伸長度普遍大于50km，平面上與晚期斷層易于區分。目前，盆地油氣發現全部位于坳陷北部，即生烴中心與晚期斷層疊合區域(圖1)。

盆地經歷了3期構造與沉積演化，分別是裂陷期、拗陷期和改造期。早始新世以強裂陷作用為主，盆地呈壘塹相間、多沉積中心、分割性強的構造格局，裂陷分布受邊界斷層控制，位于現今坳陷內，該時期主要充填了湖相泥巖，成為盆地主力烴源巖。中始新世，裂陷作用減弱并逐漸結束，可容納空間趨于穩定，沉積了一套廣泛分布的河流相砂巖，將裂陷填平補齊，該套砂巖為盆地主力儲層。晚始新世-中新世，盆地進入拗陷期，發生熱沉降，沉積中心位于盆地東部，自下而上充填了淺海相和海陸過渡相沉積。上新世至今為改造期，東部默拉土斯造山運動對盆地進行改造，盆地北部受造山作用影響較大，以逆沖推覆構造為主，南部受造山作用影響較小，該時期盆地整體抬升，導致僅中部發育小范圍的河流相沉積。

2 油氣成藏控制因素分析

巴里托盆地已發現油氣藏全部位于坳陷北部，南部及其他地區無發現，該差異分布現象與石油地質條件密切相關，綜合分析構造、烴源巖、運移、圈閉等因素，認為生烴中心和成藏模式是控制盆地油氣分布的主要因素。

2.1 生烴中心控制油氣分布格局

烴源巖控制油氣的分布格局，生烴中心附近的有利構造是油氣富集的有利場所，相關理論已在眾多盆地油氣勘探實踐中得到證實[6～11]。下始新統烴源巖為盆地主力烴源巖，分布在坳陷內，在平面上與早期控洼斷層分布范圍基本一致。M-1井鉆遇該套烴源巖，揭示總有機碳質量分數為1.69%，熱解烴潛量為2.65mg/g，氫指數為157mg/g，總體指標較好。沉積相研究表明，M-1井烴源巖為湖盆邊緣的淺湖相泥巖，而湖盆中心發育中-深湖相泥巖，推斷其具備更優的烴源巖指標。在成熟度方面，受默拉土斯造山運動影響，位于沉降中心的裂陷區烴源巖埋深迅速增大，熱演化進程加快，在上新世進入生烴門限，裂陷區逐漸演變為盆地的生烴中心。坳陷之外不發育裂陷期烴源巖，雖然沉積了中新統海陸過渡相泥巖，但埋藏較淺，未達到成熟階段，不具備生烴能力，所以巴里托盆地的生烴中心僅分布在坳陷內(圖1)。目前，盆地所有油氣發現均位于生烴中心內部，遠離生烴中心的區域無油氣發現，鉆探幾乎全部失利，因為上述地區自身缺乏烴源巖條件，而生烴中心的油氣受逆斷層及地層抬升影響，很難以倒灌方式運移至此，導致勘探失敗。已發現油氣藏的分布特征表明，生烴中心對油氣分布的控制十分明顯，生烴中心的控制范圍即油氣成藏的范圍。

2.2 坳陷南、北部油氣差異分布控制因素分析

坳陷南、北部均具備烴源巖條件，但僅北部獲得油氣發現，說明油氣成藏不僅受生烴中心控制，還存在其他控制因素。對比坳陷南、北部結構，運移，圈閉等因素認為，成藏模式是導致坳陷南、北部油氣差異分布的主控因素。

2.2.1坳陷北部為逆沖推覆構造體系內的成藏模式

上新世默拉土斯造山運動是巴里托盆地油氣成藏的關鍵地質事件，造山運動形成的NE-SW向左行邊界走滑斷層與北部邊界持續活動的NW-SE向左行走滑斷層向盆地東北部收斂，匯聚區地應力集中釋放，構造變形劇烈，以基底卷入型推覆構造為主。強褶皺作用導致坳陷北部的沉積地層僅始新統保留相對完整，漸新統和中新統仍有殘留，上新統及之上地層剝蝕殆盡。坳陷北部晚期逆沖斷層密集發育，平面延伸距離小，但縱向上地層位移大，斷距普遍大于1000m，東部區域始新統與漸新統完全錯斷，整體上坳陷被分割為多個相對獨立的逆沖推覆單元，單個逆沖推覆體橫向延伸約10km(圖2)。

坳陷結構決定了北部的油氣成藏具有下生上儲、側向短程運聚的特點。烴源巖為下始新統泥巖，埋藏深且已成熟，中始新統砂巖直接覆蓋于烴源巖之上，為油氣二次運移創造有利條件。漸新統海相泥巖在坳陷北部未被完全剝蝕，在構造高部位仍具備封蓋能力，殘留厚度大則封蓋能力強，反之封蓋能力弱。整體來看，坳陷北部的生、儲、蓋條件及配置關系比較優越。受坳陷結構影響，北部油氣成藏也具有分割性，單個推覆體或數個小推覆體構成相對獨立的成藏單元，油氣運移主要發生在單個推覆構造內，沿中始新統砂體側向短程運移至逆沖斷背斜聚集成藏。逆沖斷背斜是北部主要圈閉類型，已發現的14個油氣田中11個屬于該類型，占油氣總儲量的98%。逆沖斷背斜與晚期斷裂相伴生，所以平面上與晚期斷層分布基本一致。坳陷北部的結構決定了其成藏模式，成藏模式決定了生烴中心與晚期斷層疊合區為坳陷北部最有利的油氣聚集帶。

圖2 坳陷北部油氣成藏模式圖

2.2.2坳陷南部為晚期斷層不發育的基底潛山型成藏模式

盆地北部邊界走滑斷層對坳陷南部構造、沉積及油氣成藏影響微弱，南部主要受到東側造山作用影響，坳陷結構與北部存在明顯差異。由于造山帶主體位于盆地之外，僅東部邊界小范圍區域構造變形劇烈，擠壓構造應力傳遞至盆地內已大幅減弱，導致坳陷區以擠壓沉降作用為主，地層展布呈沿NW方向減薄的楔狀，始新統整體為東傾單斜結構。此外，除了東部邊界強褶皺沖斷帶之外，坳陷北部沉積地層保留比較完整(圖3)。

圖3 坳陷南部油氣成藏模式圖

圖4 過坳陷南部基底潛山構造地震剖面

坳陷南部主要發育早期NW-SE向控洼正斷層，始新世之后未發生大規模斷裂活動，晚期斷層不發育，缺乏溝通烴源巖與淺層的油源斷層，加之漸新統海相泥的區域性封閉遮擋，阻止始新統油氣向淺層運移，所以僅始新統和基底具備形成烴源巖條件。但是，針對始新統的鉆探全部失利，表明始新統仍缺少其他關鍵的成藏條件，研究認為圈閉是始新統不易成藏的關鍵因素。因為始新統整體呈東傾格局，中始新統砂巖為分布廣泛的、向NW方向上傾的席狀砂體，該砂體結構導致中始新統不易形成圈閉，油氣進入席狀砂體后不能聚集成藏，S-1井鉆遇該套上始新統砂體，因無圈閉，所以失利，但S-1井為油顯示井(圖3)，表明油曾運移至此但未成藏，驗證了中始新統不具備圈閉條件，無法成藏。

烴源巖之上層系無法成藏，但是其下覆的基底具備油氣成藏條件。盆地基底為花崗巖，遭受風化淋濾后既可形成油氣運移通道，也可作為儲層[12，13]。坳陷北部的Tapian油田在基底發現油藏，圈閉為基底潛山，證明基底潛山可作為盆地有利勘探目標。坳陷南部基底整體向NW方向抬升，局部發育基底潛山構造，從地震剖面上可以明顯識別出基底潛山(圖4)，并且坳陷南部存在一條NE-SW走向、長約110km的基底潛山帶，位于生烴中心內(圖1)。作為輸導層，基底不整合面傾入生烴洼陷，與烴源巖直接接觸，該配置關系非常有利于油氣沿基底不整合面側向運移至基底潛山成藏，所以基底潛山帶為坳陷南部有利的油氣聚集帶。

3 結論

1)巴里托盆地油氣分布受控于生烴中心和成藏模式，生烴中心控制油氣分布格局，已發現油氣藏全部分布于生烴中心控制范圍內。坳陷南、北部具有不同的結構，決定了南、北部成藏模式各異，成藏模式差異是導致坳陷南、北部油氣差異分布的主控因素。

2)坳陷北部發育逆沖推覆構造，油氣成藏模式為下生上儲、側向短程運聚，油氣主要富集在生烴中心和晚期斷裂疊合區的中始新統逆沖斷背斜；坳陷南部晚期斷層不發育，始新統呈東傾單斜結構，中始新統圈閉不發育，不易成藏；基底潛山為有利目標，油氣成藏模式為上生下儲、側向運聚。