马来盆地油气成藏条件及主控因素分析

王永臻 ，唐书恒 ，王春修 ，郑求根

（1. 中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；2. 中海油研究总院 海外评价中心，北京 100027；3. 中国地质大学（北京）海洋学院，北京 100083）

马来盆地位于巽他块体的中心，呈北西-南东走向，为新生代非对称断陷盆地，沉积厚达14 km。 马来盆地勘探活动始于1968年，并发现了大量油气。 前人对石油区块内地质、流体特征及钻井工程做过大量研究，例如Ginger，Cole，Tjie 等，但把马来盆地作为一个整体开展油气成藏条件、 成藏规律及主控因素研究尚不够深入。 笔者结合前人的研究和勘探工作，分析马来盆地油气成藏条件及分布规律，进而开展盆地成藏模式及成藏规律综合研究，并讨论盆地油气成藏的主控因素。

1 区域地质特征

马来盆地形成于中生代晚期，始新世时期受拉张作用控制进入同断陷期，至早渐新世盆地基本形成；中-晚渐新世时期构造应力发生转换，盆地进入凹陷阶段，地层沉积厚度加大；中中新世时期区域应力重组，发生构造反转，晚中新世达到顶峰。 广泛发育挤压背斜、 断背斜。 盆地中部反转强度比侧翼大，东南部反转最为强烈[1]。 早期形成的半地堑在受到挤压作用后，转变为大规模的东西向挤压背斜。 晚中新世-第四纪是完全开阔海环境下的缓慢沉降期，该时期内没有大的构造活动。

盆地基底是前古近纪火山岩、 变质岩和早古近纪的沉积岩。 早始新世时期盆地发育三角洲、 河道、 冲积平原、 湖相沉积，沉积了 M、 L 组，沉积厚达 3 000 m；渐新世发育滨海相、 潮间-河口相、 滨海平原相沉积，沉积了 K、 J、 I 和 H 组。 随着中中新世构造反转，沉积环境由低能量滨海平原、 沼泽、 河口与潮汐环境的碎屑沉积，逐渐演变为河流、河口沉积，反转地层包括 F、 E、 D 组。 F、 E和D 组在盆地的南部普遍缺失。 晚中新世-上新世在整个泰国湾发生海侵，形成了B、 A 组低能潮汐-海相不整合沉积（图1、 图2）。

2 油气成藏条件

2.1 烃源岩

马来盆地的烃源岩主要是早始新世-早渐新世M、 L 、 K 组湖相页岩和早中新世-晚中新世 I、 H、 F、 E 和 D 组河流三角洲相页岩和煤层，其中湖相页岩为盆地主力烃源岩。

2.1.1 湖相烃源岩

湖相烃源岩包括K、 L、 M 组富藻湖相页岩，主要分布在盆地轴部的深部。 湖相页岩是马来盆地唯一易于生油的相带（Cole，1997）[2]。

湖相烃源岩是盆地演化扭张阶段孤立半地堑内湖泊沉积，初期湖泊很小，后期发展成较大规模的湖泊。 K 组页岩是生烃潜力最好的烃源岩，沉积厚度超过50 m，主要分布在盆地轴部，沿北西-南东向分布（图3）。

K 组页岩有机质类型为II/III 干酪根混合型，总有机碳含量0.5%～2%，氢指数400～700，生烃潜力 0.2～5.0 mgHC/g Rock，K 组烃源岩具有正常到良好的生油能力 （图4）。盆地南部和东南部 K 组页岩 Ro：0.5%～1.2%，处于生油窗，盆地中部和北部过成熟。

L 组页岩与K 组地球化学特征相似。 由于沉积环境变化，L 组页岩中伽马蜡烷数量升高，表明水体为含盐环境。 L 组页岩发现C4-甲基化甾烷，说明烃源岩是受海藻的影响，也进一步印证湖盆受海洋沉积的影响。

K 组和L 组湖相源岩生烃潜力很好，有相当大的生油能力。

M 组质量较差，只在部分地区生油（图5）。

2.1.2 河流相烃源岩

河流三角洲相烃源岩包括 I、 H、 F、 E 和D 组煤页岩、 煤、 页岩等，I 组煤层生烃潜力最好。

早中新世晚期，马来盆地为河漫沼泽微相沉积，沉积 I 组含煤层，沉积厚 40 m，近一半都是煤[6]。 I 组烃源岩总有机碳含量分布比较广泛，页岩总有机碳重量含量为0.5%～2%，煤层总有机碳重量含量接近80%（图6）。I 组烃源岩干酪根类型为II 型和II/III 混合型。I 组烃源岩更易于生气，部分具有生油能力。

I 组烃源岩高Tm/Ts 比值和富C29甾烷及大量的奥利烷和双杜松烷说明I 组源岩内经历一次重大陆源高等植物输入。 部分样品具有C27甾烷优势、 少量奥利烷和双杜松烷、 低Tm/Ts 值的特征，表明I 组烃源岩受湖相环境影响藻类较为发育（图7）。 藻类的发育使I 组烃源岩的生油能力增强。 烃源岩类型和生物标志物分布表明沉积环境的变化。

图1 马来盆地沉积古环境重建 （据Esso 报告，1994）Fig. 1 Reconstruction of paleoenvironment in the Malay Basin （After Esso'report，1994）

图2 马来盆地地层综合柱状图 （据HIS，2016）Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column in Malay Basin （After HIS，2016）

图3 K 组湖相烃源岩厚度图［3-6］Fig. 3 Thickness map of lacustrine source rock in Formation K［3-6］

图4 K 组页岩地球化学特征［7-8］Fig. 4 Geochemical characteristics of shale in Formation K［7-8］

图5 马来盆地烃源岩特征Fig. 5 Characteristics of source rocks in Malay Basin

I 组烃源岩主要来自陆源高等植物，为II型和II/III 混合型，以生气为主。 I 组烃源岩生物标志物特征证实沉积环境的变化，受湖相藻类的影响I 组烃源岩生油能力明显增强。

H 和F 组为一些低效的碳质黏土岩和煤，主要分布在盆地北部和中部，是马来盆地次要的烃源岩。

E 组碳质页岩烃源岩，有机碳含量为0.25%～1.5%，氢指数 125～225 mgHC/g（HI），为三角洲相和河流相泥岩和煤沉积，主要分布在盆地北部和中部。 E 组差的页岩主要生成湿气，在盆地南部则更易于生油。

图6 I 组烃源岩地球化学特征［7-8］Fig. 6 Geochemical characteristics of shale in Formation I ［7-8］

图7 I 组典型的生物标志物特征 （m/z 191）Fig. 7 Typical biomarker characteristics of Formation I （m/z 191）

马来盆地为新生代断陷盆地，大规模基底断层的存在使其大地热流值和地温梯度较高，二者具有明显相关性（图8）。 盆地地温梯度由南部 36℃/km 到北部 63 ℃/km[9-10]。 盆地热流值为 85～105mWm-2，向轴部方增加，但在盆地的西南部热流值却异常高，主要与生长断裂以及褶皱作用有关[11]。

受高地温梯度和热流值影响盆地主力烃源岩都处于成熟和过成熟阶段。 中-晚中新世盆地区域应力发生转换，盆地南部抬升较北部强烈，烃源岩生烃受到抑制，北部烃源岩埋深较深多处于生气或过成熟阶段。 随着后期沉降，在盆地南部烃源岩广泛处于生油窗内大量生油（图9）。 一般盆地中央的烃源岩多数过成熟，而边缘的烃源岩一般处于成熟生油或未成熟阶段（Creaney 等，1994）。

2.2 储层特征

马来盆地主要储层为 J、 K、 I 组砂岩，主要分布在盆地南部和东南部。 次级储层为L、E、 B 组砂岩，L 组砂岩在盆地南部发育，E、B 组分布在盆地北部。

图 8 热流和地热梯度［3，11］Fig. 8 Heat flow and geothermal gradient［3，11］

图9 主力烃源岩成熟度图Fig. 9 Maturity map of the main source rocks

J 组为潮汐相、 滨海沙坝相、 潮下带砂岩。 Yap（1996）将 J 组砂岩分为下、 中、 上三层，中层砂岩最好，中层砂岩沿北西-南东至北西西-南东东向横向连续分布，走向长度超过 100 km，厚度 70～250 m，上层砂岩由交互沉积的砂岩-泥岩退积堆积而成，富含泥质成分，储层物性变差[7]。 J 组储层是马来盆地最重要的储层，平均孔隙度15%～28%、 渗透率100～1 000 md，J 组砂岩储层油气储量约占盆地的40%。

K 组为辫状河冲积扇与三角洲沉积相，在盆地西部和中部广泛分布。 K 组沉积厚600 m，在盆地北部、 东部和南部沉积变薄至不到100 m[12]。 K 组的砂岩平均孔隙度18%～31%，渗透率300～3 000 md[13]。 在盆地的北部，K组储层位于海平面以下3 000 m 深处，储层物性变差（图 10）。

Hill 等（1992）认为沉积环境和成岩作用对区域储层物性影响大。 Salih 等（1995）对 K 组砂岩储层大量孔隙度和渗透率数据研究后，表明储层物性与沉积环境相关。 河流相孔渗条件最好，洪泛平原相物性较差。 盆地西南部孔隙度与深度关系显示在1 500～3 000 m段，孔隙度加速变差，到3 000 m 深度孔隙度仍然有效（图10）。

I 组为河流和潮汐相沉积，是马来盆地南部的主要储层，厚度147～770 m，平均厚度约300 m。 I 组储层的平均渗透率为11.7%左右，渗透率较低。

L 组为河流相、 湖相沉积，平均孔隙度8%～15%，渗透率 200～3 000 md，主要分布在盆地南部。 L 组储层发现12 个大型气田。 E组为河口湾、 三角洲前缘和三角洲平原碎屑砂岩与长石质碎屑砂岩沉积，平均孔隙度14.7%，渗透率 2～1 200 md。 E 组储层是盆地中部和北部主力气层。 B 组为盆地北部的次级储层，属近岸和浅海海侵沉积，B 组厚度780 m 左右，孔隙度21%。 盆地北部 B 组储层物性较好，南部由于更偏向于海相环境，粉砂质和泥质含量更高，物性变差。

2.3 盖层

马来盆地区域盖层为中中新统至晚中新统F 组的海相页岩。 A 组和B 组黏土和砂质黏土为局部盖层，发育于中新统与上新统不整合上部。 层内盖层为晚渐新统至晚中新世泥岩和页岩互层。

2.4 圈闭类型

受基底断层和区域构造应力影响，马来盆地以构造圈闭为主，包括挤压背斜、 正断层、 沉积尖灭、 披覆不整合等[14]（图 11）。 挤压背斜是盆地最多产的圈闭类型，中中新世中期盆地构造反转，断陷期形成的半地堑在压扭应力作用下形成挤压背斜。 挤压背斜多沿盆地中央轴向分布，在盆地南部挤压背斜与基底正断层相关，主要形成油藏，而北部挤压背斜主要形成气藏。 这与南部圈闭形成时间较早，早期生成的油主要在南部聚集；北部圈闭形成时间晚，后期生成的气在北部聚集有关。 在盆地南部，多数是穹窿状或非对称状，被正断层分割，储层是 H、 I、 J 和 K组砂岩。 油气主要来源于I 组互层碳质页岩和煤或K、 L 组的湖泊页岩。 圈闭被内部的黏土和页岩层封闭。 在盆地中央，大多数圈闭是由穹窿构造。 油气来源于I 组源岩，通过断层垂向运移到D 和E 组砂岩储层，不对称背斜及正断层在4 个方向封堵形成有效圈闭。

图10 储层孔隙度和渗透率特征Fig. 10 Porosity and permeability characteristics of reservoir rocks

图11 马来盆地圈闭类型剖面图Fig. 11 Cross-section of the traps in Malay Basin

正断层相关圈闭主要分布在马来盆地西南边缘。 正断层圈闭油气来源于碳质页岩和煤互层以及 K 组湖相页岩，储层为 H、 I、 J、K 组砂岩，H、 I、 J 组内互层的黏土岩和页岩及K 组页岩形成有效盖层，沿着断层面的页岩形成侧向封堵。

3 马来盆地成藏组合模式

通过对马来盆地油气成藏条件分析，依据不同成藏组合带圈闭类型、 成藏时间、 储层和盖层和发育位置的不同将盆地油气藏划分为8 种典型成藏组合模式（图12，表1）。

1） 成藏组合 i

成藏组合i 圈闭在前古近纪基底上发育的岩性-地层圈闭，储层为白垩纪基底，盖层为K 组页岩。 主要分布在天鹅隆起东侧，现已发现 1 个气田，储量为 50 Bcf。

2） 成藏组合 ii

成藏组合ii 圈闭为中-晚中新世发育的岩性-地层圈闭，储层为 H、 E 组砂岩，盖层为H、 E 组互层页岩。 主要分布在盆地东北部和西北边缘斜坡，已发现3 个油气田，以天然气为主，天然气储量91 Bcf。

3） 成藏组合 iii

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

表1 成藏组合划分方案Table 1 Classification of reservoir Formation combination

成藏组合iii 圈闭为中渐新世-上新世发育的地层-构造圈闭，储层为 H、 E 组砂岩，盖层为H 组页岩。 主要分布在盆地东南部，已发现16 个油气田，以天然气为主，天然气储量为 3 683 Bcf。

4） 成藏组合 iv

成藏组合iv 圈闭为中新世-上新世发育的挤压背斜圈闭，储层为 G、 D、 E 组砂岩，盖层为D、 E 组页岩。 主要分布在盆地中部，已发现49 个油气田，石油储量6 亿桶，天然气储量为21 306 Bcf。

5） 成藏组合 v

成藏组合v 圈闭为上新世发育的构造圈闭，储层为B 组砂岩，盖层为B 组互层页岩。在盆地北部发育，已发现1 个气田，储量较少。

6） 成藏组合 vi

成藏组合vi 圈闭为中新世-全新世发育的地层-构造圈闭，储层为 L、 J、 K 组砂岩，盖层为J 组页岩。 分布在盆地西北边缘及天鹅隆起带，已发现 14 个油气田，石油储量 1 亿桶，天然气储量 7 350 Bcf。

7） 成藏组合 vii

成藏组合vii 圈闭为渐新世-中新世发育的地层-构造圈闭，储层为 K、 J、 I 组砂岩，盖层为 K、 J、 I 组页岩。 已发现 1 个油田，石油储量1 500 万桶。

8） 成藏组合 viii

成藏组合viii 圈闭为渐新世-全新世发育的构造圈闭，储层为 J、 I、 H 组砂岩，盖层为J、 I、 D、 E 组页岩。 主要分布在盆地南部及天鹅隆起，已发现122 个油气田，石油储量45 亿桶，天然气储量为 30 134 Bcf。

马来盆地油气最丰富的成藏组合为渐新世-全新世发育的成藏组合viii，其次是成藏组合iv。 成藏组合viii 石油储量占整个盆地的85%，天然气储量占48%。

4 成藏主控因素分析

4.1 构造反转对油气成藏的控制作用

中-晚中新世盆地构造反转，在盆地南部发生反转的时间早且强烈，使烃源岩埋藏变浅，生烃作用受到抑制。 构造反转引起沿边界断层挤压背斜的发育，随着盆地沉降，烃源岩再次达到生烃门限而大量生油，生成的石油运移到圈闭中得以有效保存。 盆地北部烃源岩生烃作用持续进行，烃源岩处于过成熟生气阶段，由于圈闭尚未形成，导致早期生成的石油逸散，圈闭形成较晚，生成的气得到有效保存。 这就造成马来盆地北部以气田为主，东南部和中部以油田为主。

4.2 断层对油气成藏的控制作用

晚始新世-早渐新世基底断层活动，形成深的地堑和半地堑，发育大型深水湖泊，沉积厚层湖相页岩。 构造反转主要沿着边界断层形成挤压背斜，砂泥岩为主的地层在挤压作用下形成断层对圈闭的有效封堵。 另外，次级断层有效沟通了烃源岩和圈闭，可以作为油气运移的通道。 马来盆地深部油藏受断层控制作用更为明显。

4.3 有效圈闭对油气成藏的控制作用

圈闭对油气藏形成的控制作用体现在圈闭形成时间和空间位置的良好配置关系上。北部圈闭形成时间晚，南部形成时间早。 这也是早期生成的石油主要在南部聚集，后期生成的气在北部聚集原因之一。

5 结论

1） 马来盆地发育早渐新世-早始新世湖相页岩和早中新世-晚中新世河流三角洲相页岩和煤层。 北部烃源岩处于过成熟和生气阶段，中部和南部烃源岩以生油为主。 盆地南部和东南部的砂岩储层发育，J 组砂岩是马来盆地最重要的储层。 挤压背斜是马来盆地最多产的圈闭类型。

2） 将马来盆地划分为8 个油气成藏组合。 渐新世-全新世发育的成藏组合viii，油气资源最为丰富，石油储量占整个盆地的85%，天然气储量占48%。 其次是成藏组合iv。

3） 成藏控制因素主要为构造反转作用、断层活动、 圈闭。 构造反转对烃源岩生油、油气运移、 保存等影响很大，是控制马来盆地油藏成藏的重要因素之一。