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(qū)——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(fā)現(xiàn)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(yè)務(wù)，已取得較好的成效，并且隨著“一帶一路”國家戰(zhàn)略實施，印尼作為相關(guān)能源國將成為我國在油氣領(lǐng)域重要的合作對象。因此，在巴里托盆地開展油氣成藏規(guī)律研究與勘探潛力評價十分必要。

現(xiàn)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(fā)現(xiàn)油氣藏全部位于坳陷北部小范圍區(qū)域，其他區(qū)域無發(fā)現(xiàn)，油氣分布存在明顯差異。關(guān)于巴里托盆地油氣成藏方面的研究非常薄弱，公開發(fā)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(guān)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(jié)構(gòu)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(zhàn)略選區(qū)提供支持。

1 地質(zhì)背景

圖1 巴里托盆地構(gòu)造格局與油氣分布圖

巴里托盆地是在巽他陸塊南部發(fā)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(nèi)，海域面積6%。盆地可劃分為3個一級構(gòu)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(qū)，地層構(gòu)造變形劇烈，發(fā)育基底卷入型推覆構(gòu)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(fā)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(fā)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(qū)分。目前，盆地油氣發(fā)現(xiàn)全部位于坳陷北部，即生烴中心與晚期斷層疊合區(qū)域(圖1)。

盆地經(jīng)歷了3期構(gòu)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(gòu)造格局，裂陷分布受邊界斷層控制，位于現(xiàn)今坳陷內(nèi)，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(jié)束，可容納空間趨于穩(wěn)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(fā)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(gòu)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(fā)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(fā)現(xiàn)油氣藏全部位于坳陷北部，南部及其他地區(qū)無發(fā)現(xiàn)，該差異分布現(xiàn)象與石油地質(zhì)條件密切相關(guān)，綜合分析構(gòu)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(gòu)造是油氣富集的有利場所，相關(guān)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(tǒng)烴源巖為盆地主力烴源巖，分布在坳陷內(nèi)，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(zhì)量分數(shù)為1.69%，熱解烴潛量為2.65mg/g，氫指數(shù)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(fā)育中-深湖相泥巖，推斷其具備更優(yōu)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(qū)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(qū)逐漸演變?yōu)榕璧氐纳鸁N中心。坳陷之外不發(fā)育裂陷期烴源巖，雖然沉積了中新統(tǒng)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(nèi)(圖1)。目前，盆地所有油氣發(fā)現(xiàn)均位于生烴中心內(nèi)部，遠離生烴中心的區(qū)域無油氣發(fā)現(xiàn)，鉆探幾乎全部失利，因為上述地區(qū)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(fā)現(xiàn)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(fā)現(xiàn)，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(jié)構(gòu)，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(gòu)造體系內(nèi)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(guān)鍵地質(zhì)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(xù)活動的NW-SE向左行走滑斷層向盆地東北部收斂，匯聚區(qū)地應(yīng)力集中釋放，構(gòu)造變形劇烈，以基底卷入型推覆構(gòu)造為主。強褶皺作用導致坳陷北部的沉積地層僅始新統(tǒng)保留相對完整，漸新統(tǒng)和中新統(tǒng)仍有殘留，上新統(tǒng)及之上地層剝蝕殆盡。坳陷北部晚期逆沖斷層密集發(fā)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(qū)域始新統(tǒng)與漸新統(tǒng)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(jié)構(gòu)決定了北部的油氣成藏具有下生上儲、側(cè)向短程運聚的特點。烴源巖為下始新統(tǒng)泥巖，埋藏深且已成熟，中始新統(tǒng)砂巖直接覆蓋于烴源巖之上，為油氣二次運移創(chuàng)造有利條件。漸新統(tǒng)海相泥巖在坳陷北部未被完全剝蝕，在構(gòu)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(guān)系比較優(yōu)越。受坳陷結(jié)構(gòu)影響，北部油氣成藏也具有分割性，單個推覆體或數(shù)個小推覆體構(gòu)成相對獨立的成藏單元，油氣運移主要發(fā)生在單個推覆構(gòu)造內(nèi)，沿中始新統(tǒng)砂體側(cè)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(fā)現(xiàn)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(jié)構(gòu)決定了其成藏模式，成藏模式?jīng)Q定了生烴中心與晚期斷層疊合區(qū)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(fā)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(gòu)造、沉積及油氣成藏影響微弱，南部主要受到東側(cè)造山作用影響，坳陷結(jié)構(gòu)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(qū)域構(gòu)造變形劇烈，擠壓構(gòu)造應(yīng)力傳遞至盆地內(nèi)已大幅減弱，導致坳陷區(qū)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(tǒng)整體為東傾單斜結(jié)構(gòu)。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(gòu)造地震剖面

坳陷南部主要發(fā)育早期NW-SE向控洼正斷層，始新世之后未發(fā)生大規(guī)模斷裂活動，晚期斷層不發(fā)育，缺乏溝通烴源巖與淺層的油源斷層，加之漸新統(tǒng)海相泥的區(qū)域性封閉遮擋，阻止始新統(tǒng)油氣向淺層運移，所以僅始新統(tǒng)和基底具備形成烴源巖條件。但是，針對始新統(tǒng)的鉆探全部失利，表明始新統(tǒng)仍缺少其他關(guān)鍵的成藏條件，研究認為圈閉是始新統(tǒng)不易成藏的關(guān)鍵因素。因為始新統(tǒng)整體呈東傾格局，中始新統(tǒng)砂巖為分布廣泛的、向NW方向上傾的席狀砂體，該砂體結(jié)構(gòu)導致中始新統(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)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(fā)現(xiàn)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(fā)育基底潛山構(gòu)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(nèi)(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(guān)系非常有利于油氣沿基底不整合面?zhèn)认蜻\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(jié)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(fā)現(xiàn)油氣藏全部分布于生烴中心控制范圍內(nèi)。坳陷南、北部具有不同的結(jié)構(gòu)，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(fā)育逆沖推覆構(gòu)造，油氣成藏模式為下生上儲、側(cè)向短程運聚，油氣主要富集在生烴中心和晚期斷裂疊合區(qū)的中始新統(tǒng)逆沖斷背斜；坳陷南部晚期斷層不發(fā)育，始新統(tǒng)呈東傾單斜結(jié)構(gòu)，中始新統(tǒng)圈閉不發(fā)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(cè)向運聚。