南蘇門答臘盆地J 區塊中新統Gumai 組巖性油氣藏成藏條件及有利區帶

洪國良，王紅軍，祝厚勤，白振華，王雯雯

（中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

隨著油氣勘探開發研究的深入，巖性油氣藏的勘探已成為地質學家和勘探學家們關注的重點領域［1-3］。對于勘探程度高的盆地而言，巖性油氣藏的勘探顯得更為迫切［4-6］，其是今后相當長時間內油氣勘探重要且有潛力的領域之一。巖性油氣藏的成藏條件及成藏規律均非常復雜，其形成控制因素非常多［7-9］。國內外學者在巖性油氣藏的成藏特征及主控因素等方面取得了大量研究成果［10-12］，并在巖性油氣藏的勘探實踐中獲得了大量成功經驗。南蘇門答臘盆地為印度尼西亞重要的產油氣盆地，油氣資源豐富，眾多學者針對該盆地開展了大量研究工作。如薛良清等［13-14］將南蘇門答臘盆地劃分為4 套成藏組合，分別為深部成藏組合、下部成藏組合、中部成藏組合及上部成藏組合，同時對每套成藏組合的生-儲-蓋特征進行了詳細描述，并初步總結了各成藏組合的成藏規律；劉亞明等［15-16］、毛治國等［17］均對南蘇門答臘盆地J 區塊開展了層序地層研究，將其劃分為7 個中期基準面旋回和17 個短期基準面旋回，在層序格架下開展沉積環境的研究，并對該區塊西部濁積體進行初步探討；田鑫等［18-19］在層序格架的基礎上開展了J 區塊巖性油氣藏潛力的初步分析，主要總結了漸新統Talang Akar 組水下扇、下切谷河道砂及早—中新統Batu Raja 組礁體的分布等；郝睿林等［20］對盆地中新統三角洲成因及砂體疊置樣式進行了探討，識別出水下分流河道、河口壩、席狀砂、分流河道間和前三角洲泥等5 種成因單元，同時對可能發育的油氣藏類型進行了初步預測；Ginger 等［21］開展南蘇門答臘盆地構造及沉積演化方面的研究，對每套儲層的沉積相及有利砂體進行了預測，同時估算了整個盆地的油氣資源潛力，并指出了潛在的勘探有利區帶。

學者們前期多將盆地作為一個整體進行研究，而針對盆地中新統Gumai 組的研究不多，尤其是針對Gumai 組下段巖性油氣藏的研究成果更是稀少。盡管目前南蘇門答臘盆地Gumai 組下段巖性油氣藏的儲量發現不多，很多區塊作業者也不予以重視，但不可否認，Gumai 組下段巖性油氣藏是該盆地一種重要的油氣藏類型，在盆地整體勘探程度越來越高的情況下，其可能會成為盆地下一個重要的勘探接替領域。結合地震、測井、錄井及區域地質資料，對南蘇門答臘盆地J 區塊中新統Gumai 組下段巖性油氣藏的成藏條件和成藏規律進行系統研究，并指出勘探有利區帶，以期為該區巖性油氣藏的勘探指明方向。

1 地質概況

南蘇門答臘盆地位于印度尼西亞蘇門答臘島南部，為典型的弧后裂谷盆地，面積約為12.5×104km2。J 區塊位于南蘇門答臘盆地西北部（圖1a），面積約為1 000 km2，東部緊鄰盆地Betara 凹陷，具有良好的油氣成藏條件。目前在J 區塊漸新統Talang Akar組河流相砂巖中發現大量油氣藏，而上部中新統Guami 組下段砂巖中油氣發現較少。研究區內目前有多口鉆井在Gumai 組砂巖中獲得商業油氣流，盡管儲量規模不大，但單井產能均較高，最高日產超過400 t，這充分展示了Gumai 組下段砂巖具有較好的勘探潛力。

南蘇門答臘盆地為古近紀發育的弧后裂谷盆地，大致經歷了4 個構造演化階段［22-23］（圖1b）：①始新世至早漸新世，盆地經歷了裂谷發育期，發育一系列NE—SW 向的正斷裂，控制盆地早期凹陷的分布（圖1a），該時期沉積了一套沖積扇—河流—湖泊相碎屑巖，主要分布于盆地凹陷及其周邊，對應盆地Lahat 組。②晚漸新世至早中新世為裂谷坳陷過渡期，該時期主要沉積了一套河流—三角洲相-海相沉積，該套地層在盆地廣泛發育，其發育的海陸過渡相泥巖為盆地最主要的一套烴源巖，而同期發育的河流—三角洲砂巖為盆地最主要的儲層，對應盆地Talang Akar 組。③中新世為盆地坳陷發育期，經歷區域沉降及海侵，初始海侵期，主要沉積了一套碳酸鹽巖，對應于盆地Batu Raja 組。該套碳酸鹽巖主要分布于盆地東部斜坡帶，是盆地一套重要的產油氣層系，Gumai 組沉積時期為盆地最大海泛期，主要沉積了一套海相碎屑巖，其下部發育的砂巖為盆地一套重要儲層，Air Benakat 及Muara Enim組為盆地萎縮期發育的一套河流三角洲相砂巖，分布范圍較廣。④上新世至更新世為構造反轉期，盆地經歷了一次擠壓隆升及海退，沉積了一套河流—三角洲相砂巖，該時期為盆地主要的圈閉形成期，在盆地形成了大量NW—SE 向逆斷層。

南蘇門答臘盆地發育多套油氣產層，據統計，截至目前，盆地已發現可采油氣當量約為11.00×108t，其中Gumai 組已發現可采油氣當量約為0.38×108t，約占全盆地總油氣當量的3.5%，且以巖性-構造油氣藏為主［24］。

2 巖性油氣成藏條件

2.1 烴源巖條件

J 區塊緊鄰盆地Betara 凹陷，具有充足的油源條件（圖1a）。根據已有研究資料［25-27］，Betara 凹陷可能發育3 套烴源巖，分別為Talang Akar 組下段烴源巖，Talang Akar 組上段烴源巖及Gumai 組烴源巖。其中，Talang Akar 組下段發育的海陸過渡相烴源巖最好，以Ⅰ型或Ⅱ型干酪根為主，含大量煤層；TOC值變化較大，主要為0.5%～2.0%，最高可達36.0%；氫指數（HI）為100～800 mg/g，主要集中在100～350 mg/g；氧指數（OI）為0～50 mg/g，主要集中在30 mg/g；該套烴源巖在Betara 凹陷中新統中后期開始達到成熟。Talang Akar 組上段烴源巖干酪根類型主要為Ⅱ型和Ⅲ型，在Betara 凹陷基本達到成熟，為次要烴源巖。Gumai 組海相泥頁巖局部具有生烴潛力，TOC值最高可達8%，由于埋深較小，該套烴源巖在Betara 凹陷可能未達到成熟，但在盆地其他地方，如在Palembang 凹陷中可能達到成熟（圖2）。從目前J 區塊發現的油氣田地化指標來看，大部分油氣來源于區塊東部的Betara 凹陷。

圖2 南蘇門答臘盆地烴源巖有機質豐度和類型Fig.2 Organic matter abundance and types of source rocks in South Sumatra Basin

由于蘇門答臘島高地溫梯度（約4.5～5.5 ℃/100 m）與伴隨的火山活動影響，該區生烴門限淺，油窗頂部約在1 500 m 處，氣窗頂部位于2 000 m。Talang Akar 組烴源巖在凹陷中部均進入成熟階段（Tmax值為430～455 ℃，Ro>0.5%），在湖盆邊緣成熟度較低，于中中新世開始生油，晚中新世—上新世開始生氣。

2.2 儲層條件

南蘇門答臘盆地前新生界基巖主要由低孔低滲的花崗巖、碳酸鹽巖、變質巖、礫巖和砂巖組成。始新世—漸新世，盆地處于裂谷期，沉積的Lahat 組主要為沖積扇和辮狀河環境，由分選很差的角礫狀粗砂巖組成，砂巖向基底凸起尖滅，并由上覆頁巖封蓋。晚漸新世，構造活動減弱，Talang Akar 組在盆地北部主要由河道充填、決口扇和點砂壩砂巖組成，而在盆地南部主要由三角洲平原河道、三角洲前緣、河口壩和海相障壁砂壩組成。早中新世，南蘇門答臘盆地早期形成的裂谷及地塹基本填平，盆地開始海侵，在盆地內廣泛發育一套Bata Raja 組碳酸鹽巖和海相碎屑巖，主要由粒泥灰巖、泥?；規r、粒屑灰巖及生物礁骨架組成，由于J 區塊靠近盆地主物源區，Batu Raja 組主要為碎屑巖夾薄層碳酸鹽巖。

中新統Gumai 組下段沉積時期，南蘇門答臘盆地為海泛期，盆地南部以淺海相為主，北部發育一套三角洲沉積體系［28］。東北部的G-1 井揭示了Gumai 組下段以灰色塊狀中—細砂巖為主，含泥質條紋，發育紫褐色寬1 cm 的泥質條帶或1～2 cm 的透鏡體（圖3）。部分細砂巖發育平行層理，泥質粉砂巖與泥巖互層時多具不規則狀紋層，泥質條帶廣泛發育，總體反映了三角洲前緣水下分流河道和河道溢岸沉積的特點。

圖3 南蘇門答臘盆地G-1 井中新統Gumai 組下段典型巖心照片Fig.3 Typical core photos of the lower member of Miocene Gumai Formation of well G-1 in South Sumatra Basin

選取研究區11 口鉆井對Gumai 組下段進行研究。其中，N-11 井、N-2 井及G-1 井位于研究區東北部，從這幾口井的測井曲線特征來看，Gumai 組下段GR和RLLD曲線呈現漏斗形，砂體向上整體厚度變大，泥巖厚度變小，具反韻律序列，為典型的三角洲前積特征。W-1 井、W-3 井、W-2 井和W-6 井位于研究區西北部，Gumai 組下段GR和RLLD曲線呈指狀特征，巖性以泥巖為主，夾薄層砂巖，為典型泥包砂結構（圖4）。從N-11 井、N-2 井及G-1 井測井解釋結果來看，單層砂體較厚，最大單層厚度可達12 m，平均孔隙度為15%～18%，而另外8 口鉆井測井解釋結果顯示這些井單層砂巖較薄，為1～3 m，物性較好，平均孔隙度為12%～18%（表1）。

表1 南蘇門答臘盆地J 區塊中新統Gumai 組下段鉆井情況匯總Table 1 Drilling information of the lower member of Miocene Gumai Formation in block J，South Sumatra Basin

圖4 南蘇門答臘盆地J 區塊中新統Gumai 組下段連井剖面Fig.4 Well-tie profile of the lower member of Miocene Gumai Formation in block J，South Sumatra Basin

研究區內目前以3D 地震資料為主，運用地震沉積學有助于對Gumai 組下段沉積特征進行分析。從地震測線L680 剖面上，可以看到多期三角洲前積現象，各三角洲朵體間互相疊置，在研究區東部形成厚層疊覆朵體（圖5）。地層切片技術是地震沉積學中的一項重要技術，通過地層切片能很好地展示研究區Gumai 組下段三角洲沉積特征。從J 區塊中新統Gumai 組下段地震振幅層內切片（圖6a）可以清晰地看到研究區東部三角洲前緣發育特征及位置，三角洲前緣在地震上表現為強振幅，平面上呈朵葉狀分布，而前三角洲在地震上呈中—弱振幅特征。在地震資料研究的基礎上，結合區域沉積背景、巖心分析、測井解釋成果及連井對比剖面，最終繪制了研究區Gumai 組下段沉積相圖（圖6b）。研究結果顯示，J 區塊發育一套三角洲沉積體系，物源來自區塊東北部，三角洲由東向西推進，依次發育近端前緣、遠端前緣及前三角洲沉積，其中N-11井、N-2 井及G-1 井位于三角洲近端前緣，W-1 井、W-2 井、W-3 井、W-6 井、N-1 井、N-55 井、P-1 井和P-2 井位于三角洲遠端前緣。

圖5 南蘇門答臘盆地J 區塊東部L680 地震剖面Fig.5 Seismic section of line L680 in block J，South Sumatra Basin

圖6 南蘇門答臘盆地J 區塊中新統Gumai 組下段振幅切片（a）和沉積相（b）Fig.6 Amplitude slice（a）and sedimentary facies（b）of the lower member of Miocene Gumai Formation in block J，South Sumatra Basin

2.3 蓋層條件

南蘇門答臘盆地的蓋層比較發育，每一個構造演化階段均發育砂泥互層型地層，儲蓋配置較好，主要區域性蓋層處于下中新統—中中新統Gumai組下段，為盆地最大的水泛面，泥頁巖非常發育。從目前鉆井統計情況來看，J 區塊內Gumai 組下段泥巖厚度較大，泥巖壓實程度相對較高，蓋層以毛細管力的封閉作用為主。從某些井泥巖聲波時差與深度的關系分析來看，存在泥巖欠壓實現象，說明泥巖蓋層具有毛細管力封閉與異常壓力封閉雙重作用，對儲層流體有較好的縱向封閉能力?？傮w而言，研究區Gumai 組下段泥巖蓋層質量較高，為巖性油氣藏的形成提供了較好的保存條件。

2.4 巖性油氣藏控制因素

南蘇門答臘盆地J 區塊11 口鉆井Gumai 組下段油氣測試結果表明，Gumai 組下段油氣藏受巖性控制較明顯，受構造控制較弱。為了進一步厘清Gumai 組下段巖性油氣藏成藏規律及控制因素，對油氣成藏的關鍵因素，如源巖、儲層、蓋層及運移等進行綜合分析。結果表明，研究區泥巖蓋層是控制巖性油氣藏分布的重要因素之一；另外，斷層作為巖性油氣藏的運移通道，起到了不可忽視的作用。因此本次研究以3D 地震資料為基礎，重點研究J 區塊砂泥巖匹配對巖性油氣藏的控制作用。

地震反演能很好地預測砂泥巖的平面分布，運用沉積相約束反演技術作為地震反演中低頻模型的趨勢約束，差異化處理不同沉積相帶的低頻模型，以提高反演結果的可靠性。反演結果表明，Gumai組下段砂巖主要發育在研究區東部地區及北部局部地區，東部累計砂巖最厚可達50 m，而西部及南部地區均以泥巖為主，砂巖不發育，累計厚度小于10 m（圖7a）。從目前11 口井測試結果來看，鉆探成功井均分布在砂巖相對不發育的W 地區及P 地區（圖7b），而在砂巖相對發育的N 地區和G 地區，鉆井基本失利。J 區塊鉆井資料分析表明，Gumai組下段油氣多分布于三角洲遠端前緣，為泥包砂結構，砂體以透鏡體為主，面積較小，但單井測試產量較高，如P-1 井最高日產超過406 t；三角洲近端前緣由于砂體發育，砂體間互相連通，上覆蓋層缺失，油氣保存條件差，不利于油氣成藏。

圖7 南蘇門答臘盆地J 區塊中新統Gumai 組下段地層頂部泥巖含量（a）和地層砂巖厚度（b）Fig.7 Mudstone content（a）and sand thickness（b）of the lower member of Miocene Gumai Formation in block J，South Sumatra Basin

J 區塊三角洲體系由東向西推進，導致Gumai組下段地層厚度差異較大，東部發育厚層三角洲前緣沉積，西部發育較薄的遠端前緣及前三角洲沉積。為避免厚度差異導致的對上部蓋層的認識偏差，未采用常用的泥巖厚度圖，而采用Gumai 組下段地層上部泥巖含量分布圖來研究蓋層分布規律對油氣藏的控制作用。研究結果表明，上部泥巖含量分布圖能更好地反映J 區塊蓋層與巖性油氣藏分布規律的關系。Gumai 組下段泥巖含量圖顯示，J 區塊W 地區和P 地區泥巖較為發育，泥巖含量均較高，體積分數均超過80%；N 地區和G 地區泥巖相對不發育，大部分地區泥巖體積分數為50%～70%，僅局部地區可達80%以上，而目前鉆探成功井大部分位于泥巖相對較發育而砂巖相對不發育的W 地區和P 地區。以N-11 井和P-1 井為例，雖然N-11井上部泥巖含量較高，體積分數可達90%，但泥巖在該區分布局限，且該井位于三角洲近端前緣，砂巖相對較發育且相互連通，層間泥巖不能起到封蓋作用，而上覆區域性泥巖蓋層不發育，不利于油氣成藏；P-1 井Gumai 組下段位于三角洲遠端前緣，砂巖不發育，多為砂巖透鏡體，橫向連續性差，砂體薄，但該區泥巖含量相對較高，層間泥巖發育，能很好地將薄層砂巖透鏡體封蓋，有利于巖性油氣藏成藏。綜上所述，研究區Gumai 組下段巖性油氣藏成藏關鍵受泥巖含量高低控制。

通過地震、沉積相帶及鉆井分析，認為J 區塊巖性油氣藏形成主要受以下2 個因素控制：①沉積相帶位于遠端前緣，泥巖含量高，厚度相對較大，砂體多為薄層透鏡體，為泥包砂結構。②Gumai 組下段整體埋深較小，烴源巖多處于未成熟階段，油氣來自深層Talang Akar 組烴源巖。因此研究區Gumai組巖性油氣藏多分布于大斷裂附近，斷裂為輸導體系重要的一環，是連接上部巖性體與下部油氣的橋梁。

3 成藏模式及有利區帶

南蘇門答臘盆地主要發育兩期斷裂，始新世裂谷期發育的NE—SW 向正斷層控制著盆地主要生烴凹陷的分布，如中Palembang 凹陷，Jambi 凹陷及Betara 凹陷等；晚中新世盆地發生擠壓反轉，發育一套NW—SE 向逆斷層。早期的正斷層和晚期的逆斷層都為油氣的運移提供了良好的通道。

J 區塊緊鄰Betara 凹陷，早期生成的油氣沿著斷層向Talang Akar 組砂巖運移聚集。Talang Akar組下段河流—三角洲相砂巖在J 區塊非常發育，橫向連續性好，為油氣運移提供了良好的側向通道。油氣在Talang Akar 組構造高部位聚集成藏，遇斷層后，沿著斷層向上運移至Gumai 組砂巖中成藏。如P-1 井和P-2 井中新統Gumai 組下段油氣藏，其油氣主要來自東部的Betara 凹陷，經過1 號斷層進入Talang Akar 組砂巖后進行側向運移，并在有利構造聚集形成Talang Akar 組油氣藏；同時在遇到3 號斷層后向上運移至Gumai 組下段巖性體中，由于該區位于遠端前緣，泥巖含量高，砂體多為薄層透鏡體，被泥巖包裹，因而易于油氣成藏（圖8）。另外，大部分油氣藏均分布在斷層附近，表明大斷層是溝通Gumai 組砂體與油源之間的重要橋梁，為Gumai 組下段巖性油氣藏重要控制因素。在N-1井和N-2 井地區，由于Gumai 組下段砂體發育，橫向連續性好且互相連通，而該區泥巖含量低，封蓋條件差，不利于油氣保存（圖7a），因而在N-1 井和N-2 井中Gumai 組下段不具備有利的成藏條件而未形成油氣藏。由此表明，研究區Gumai 組下段巖性油氣藏具有“下生上儲，復合輸導，蓋層控藏”的成藏模式。

圖8 南蘇門答臘盆地J 區塊油氣成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation model of block J，South Sumatra Basin

綜上所述，J 區塊的W 地區及P 地區具備巖性油氣藏成藏條件，為Gumai 組下段巖性油氣藏有利發育區，是研究區下步巖性油氣藏勘探重點區域。

4 結論

（1）南蘇門答臘盆地J 區塊油氣主要來自區塊東部Betara 生烴凹陷，發育3 套烴源巖，分別為Talang Akar 組下段烴源巖、Talang Akar 組上段烴源巖和Gumai 組烴源巖，其中，Talang Akar 組下段發育的海陸過渡相烴源巖質量最好。

（2）南蘇門答臘盆地J 區塊中新統早期發育三角洲沉積體系，自東向西發育近端前緣—遠端前緣—前三角洲。Gumai 組巖性油氣藏主要受泥巖蓋層和大斷裂控制。近端前緣砂巖發育，泥巖蓋層缺失，不利于油氣成藏；遠端前緣泥巖含量高，以泥巖夾薄層砂巖透鏡體為主，有利于油氣成藏。

（3）南蘇門答臘盆地J 區塊早裂谷期及晚擠壓反轉期發育的2 套斷裂系統為巖性油氣藏的形成提供運移通道，油氣通過斷裂運移至上部中新統Gumai組中成藏，是控制Gumai 組巖性油氣藏的重要因素。Gumai 組巖性油氣藏具有“下生上儲，復合輸導，蓋層控藏”的特征。W 地區及P 地區為J 區塊Gumai 組下段巖性油氣藏發育的有利區，是下步勘探的重點。