南苏门答腊盆地J 区块中新统Gumai 组岩性油气藏成藏条件及有利区带

洪国良，王红军，祝厚勤，白振华，王雯雯

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

随着油气勘探开发研究的深入，岩性油气藏的勘探已成为地质学家和勘探学家们关注的重点领域［1-3］。对于勘探程度高的盆地而言，岩性油气藏的勘探显得更为迫切［4-6］，其是今后相当长时间内油气勘探重要且有潜力的领域之一。岩性油气藏的成藏条件及成藏规律均非常复杂，其形成控制因素非常多［7-9］。国内外学者在岩性油气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］，并在岩性油气藏的勘探实践中获得了大量成功经验。南苏门答腊盆地为印度尼西亚重要的产油气盆地，油气资源丰富，众多学者针对该盆地开展了大量研究工作。如薛良清等［13-14］将南苏门答腊盆地划分为4 套成藏组合，分别为深部成藏组合、下部成藏组合、中部成藏组合及上部成藏组合，同时对每套成藏组合的生-储-盖特征进行了详细描述，并初步总结了各成藏组合的成藏规律；刘亚明等［15-16］、毛治国等［17］均对南苏门答腊盆地J 区块开展了层序地层研究，将其划分为7 个中期基准面旋回和17 个短期基准面旋回，在层序格架下开展沉积环境的研究，并对该区块西部浊积体进行初步探讨；田鑫等［18-19］在层序格架的基础上开展了J 区块岩性油气藏潜力的初步分析，主要总结了渐新统Talang Akar 组水下扇、下切谷河道砂及早—中新统Batu Raja 组礁体的分布等；郝睿林等［20］对盆地中新统三角洲成因及砂体叠置样式进行了探讨，识别出水下分流河道、河口坝、席状砂、分流河道间和前三角洲泥等5 种成因单元，同时对可能发育的油气藏类型进行了初步预测；Ginger 等［21］开展南苏门答腊盆地构造及沉积演化方面的研究，对每套储层的沉积相及有利砂体进行了预测，同时估算了整个盆地的油气资源潜力，并指出了潜在的勘探有利区带。

学者们前期多将盆地作为一个整体进行研究，而针对盆地中新统Gumai 组的研究不多，尤其是针对Gumai 组下段岩性油气藏的研究成果更是稀少。尽管目前南苏门答腊盆地Gumai 组下段岩性油气藏的储量发现不多，很多区块作业者也不予以重视，但不可否认，Gumai 组下段岩性油气藏是该盆地一种重要的油气藏类型，在盆地整体勘探程度越来越高的情况下，其可能会成为盆地下一个重要的勘探接替领域。结合地震、测井、录井及区域地质资料，对南苏门答腊盆地J 区块中新统Gumai 组下段岩性油气藏的成藏条件和成藏规律进行系统研究，并指出勘探有利区带，以期为该区岩性油气藏的勘探指明方向。

1 地质概况

南苏门答腊盆地位于印度尼西亚苏门答腊岛南部，为典型的弧后裂谷盆地，面积约为12.5×104km2。J 区块位于南苏门答腊盆地西北部（图1a），面积约为1 000 km2，东部紧邻盆地Betara 凹陷，具有良好的油气成藏条件。目前在J 区块渐新统Talang Akar组河流相砂岩中发现大量油气藏，而上部中新统Guami 组下段砂岩中油气发现较少。研究区内目前有多口钻井在Gumai 组砂岩中获得商业油气流，尽管储量规模不大，但单井产能均较高，最高日产超过400 t，这充分展示了Gumai 组下段砂岩具有较好的勘探潜力。

南苏门答腊盆地为古近纪发育的弧后裂谷盆地，大致经历了4 个构造演化阶段［22-23］（图1b）：①始新世至早渐新世，盆地经历了裂谷发育期，发育一系列NE—SW 向的正断裂，控制盆地早期凹陷的分布（图1a），该时期沉积了一套冲积扇—河流—湖泊相碎屑岩，主要分布于盆地凹陷及其周边，对应盆地Lahat 组。②晚渐新世至早中新世为裂谷坳陷过渡期，该时期主要沉积了一套河流—三角洲相-海相沉积，该套地层在盆地广泛发育，其发育的海陆过渡相泥岩为盆地最主要的一套烃源岩，而同期发育的河流—三角洲砂岩为盆地最主要的储层，对应盆地Talang Akar 组。③中新世为盆地坳陷发育期，经历区域沉降及海侵，初始海侵期，主要沉积了一套碳酸盐岩，对应于盆地Batu Raja 组。该套碳酸盐岩主要分布于盆地东部斜坡带，是盆地一套重要的产油气层系，Gumai 组沉积时期为盆地最大海泛期，主要沉积了一套海相碎屑岩，其下部发育的砂岩为盆地一套重要储层，Air Benakat 及Muara Enim组为盆地萎缩期发育的一套河流三角洲相砂岩，分布范围较广。④上新世至更新世为构造反转期，盆地经历了一次挤压隆升及海退，沉积了一套河流—三角洲相砂岩，该时期为盆地主要的圈闭形成期，在盆地形成了大量NW—SE 向逆断层。

南苏门答腊盆地发育多套油气产层，据统计，截至目前，盆地已发现可采油气当量约为11.00×108t，其中Gumai 组已发现可采油气当量约为0.38×108t，约占全盆地总油气当量的3.5%，且以岩性-构造油气藏为主［24］。

2 岩性油气成藏条件

2.1 烃源岩条件

J 区块紧邻盆地Betara 凹陷，具有充足的油源条件（图1a）。根据已有研究资料［25-27］，Betara 凹陷可能发育3 套烃源岩，分别为Talang Akar 组下段烃源岩，Talang Akar 组上段烃源岩及Gumai 组烃源岩。其中，Talang Akar 组下段发育的海陆过渡相烃源岩最好，以Ⅰ型或Ⅱ型干酪根为主，含大量煤层；TOC值变化较大，主要为0.5%～2.0%，最高可达36.0%；氢指数（HI）为100～800 mg/g，主要集中在100～350 mg/g；氧指数（OI）为0～50 mg/g，主要集中在30 mg/g；该套烃源岩在Betara 凹陷中新统中后期开始达到成熟。Talang Akar 组上段烃源岩干酪根类型主要为Ⅱ型和Ⅲ型，在Betara 凹陷基本达到成熟，为次要烃源岩。Gumai 组海相泥页岩局部具有生烃潜力，TOC值最高可达8%，由于埋深较小，该套烃源岩在Betara 凹陷可能未达到成熟，但在盆地其他地方，如在Palembang 凹陷中可能达到成熟（图2）。从目前J 区块发现的油气田地化指标来看，大部分油气来源于区块东部的Betara 凹陷。

图2 南苏门答腊盆地烃源岩有机质丰度和类型Fig.2 Organic matter abundance and types of source rocks in South Sumatra Basin

由于苏门答腊岛高地温梯度（约4.5～5.5 ℃/100 m）与伴随的火山活动影响，该区生烃门限浅，油窗顶部约在1 500 m 处，气窗顶部位于2 000 m。Talang Akar 组烃源岩在凹陷中部均进入成熟阶段（Tmax值为430～455 ℃，Ro>0.5%），在湖盆边缘成熟度较低，于中中新世开始生油，晚中新世—上新世开始生气。

2.2 储层条件

南苏门答腊盆地前新生界基岩主要由低孔低渗的花岗岩、碳酸盐岩、变质岩、砾岩和砂岩组成。始新世—渐新世，盆地处于裂谷期，沉积的Lahat 组主要为冲积扇和辫状河环境，由分选很差的角砾状粗砂岩组成，砂岩向基底凸起尖灭，并由上覆页岩封盖。晚渐新世，构造活动减弱，Talang Akar 组在盆地北部主要由河道充填、决口扇和点砂坝砂岩组成，而在盆地南部主要由三角洲平原河道、三角洲前缘、河口坝和海相障壁砂坝组成。早中新世，南苏门答腊盆地早期形成的裂谷及地堑基本填平，盆地开始海侵，在盆地内广泛发育一套Bata Raja 组碳酸盐岩和海相碎屑岩，主要由粒泥灰岩、泥粒灰岩、粒屑灰岩及生物礁骨架组成，由于J 区块靠近盆地主物源区，Batu Raja 组主要为碎屑岩夹薄层碳酸盐岩。

中新统Gumai 组下段沉积时期，南苏门答腊盆地为海泛期，盆地南部以浅海相为主，北部发育一套三角洲沉积体系［28］。东北部的G-1 井揭示了Gumai 组下段以灰色块状中—细砂岩为主，含泥质条纹，发育紫褐色宽1 cm 的泥质条带或1～2 cm 的透镜体（图3）。部分细砂岩发育平行层理，泥质粉砂岩与泥岩互层时多具不规则状纹层，泥质条带广泛发育，总体反映了三角洲前缘水下分流河道和河道溢岸沉积的特点。

图3 南苏门答腊盆地G-1 井中新统Gumai 组下段典型岩心照片Fig.3 Typical core photos of the lower member of Miocene Gumai Formation of well G-1 in South Sumatra Basin

选取研究区11 口钻井对Gumai 组下段进行研究。其中，N-11 井、N-2 井及G-1 井位于研究区东北部，从这几口井的测井曲线特征来看，Gumai 组下段GR和RLLD曲线呈现漏斗形，砂体向上整体厚度变大，泥岩厚度变小，具反韵律序列，为典型的三角洲前积特征。W-1 井、W-3 井、W-2 井和W-6 井位于研究区西北部，Gumai 组下段GR和RLLD曲线呈指状特征，岩性以泥岩为主，夹薄层砂岩，为典型泥包砂结构（图4）。从N-11 井、N-2 井及G-1 井测井解释结果来看，单层砂体较厚，最大单层厚度可达12 m，平均孔隙度为15%～18%，而另外8 口钻井测井解释结果显示这些井单层砂岩较薄，为1～3 m，物性较好，平均孔隙度为12%～18%（表1）。

表1 南苏门答腊盆地J 区块中新统Gumai 组下段钻井情况汇总Table 1 Drilling information of the lower member of Miocene Gumai Formation in block J，South Sumatra Basin

图4 南苏门答腊盆地J 区块中新统Gumai 组下段连井剖面Fig.4 Well-tie profile of the lower member of Miocene Gumai Formation in block J，South Sumatra Basin

研究区内目前以3D 地震资料为主，运用地震沉积学有助于对Gumai 组下段沉积特征进行分析。从地震测线L680 剖面上，可以看到多期三角洲前积现象，各三角洲朵体间互相叠置，在研究区东部形成厚层叠覆朵体（图5）。地层切片技术是地震沉积学中的一项重要技术，通过地层切片能很好地展示研究区Gumai 组下段三角洲沉积特征。从J 区块中新统Gumai 组下段地震振幅层内切片（图6a）可以清晰地看到研究区东部三角洲前缘发育特征及位置，三角洲前缘在地震上表现为强振幅，平面上呈朵叶状分布，而前三角洲在地震上呈中—弱振幅特征。在地震资料研究的基础上，结合区域沉积背景、岩心分析、测井解释成果及连井对比剖面，最终绘制了研究区Gumai 组下段沉积相图（图6b）。研究结果显示，J 区块发育一套三角洲沉积体系，物源来自区块东北部，三角洲由东向西推进，依次发育近端前缘、远端前缘及前三角洲沉积，其中N-11井、N-2 井及G-1 井位于三角洲近端前缘，W-1 井、W-2 井、W-3 井、W-6 井、N-1 井、N-55 井、P-1 井和P-2 井位于三角洲远端前缘。

图5 南苏门答腊盆地J 区块东部L680 地震剖面Fig.5 Seismic section of line L680 in block J，South Sumatra Basin

图6 南苏门答腊盆地J 区块中新统Gumai 组下段振幅切片（a）和沉积相（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 盖层条件

南苏门答腊盆地的盖层比较发育，每一个构造演化阶段均发育砂泥互层型地层，储盖配置较好，主要区域性盖层处于下中新统—中中新统Gumai组下段，为盆地最大的水泛面，泥页岩非常发育。从目前钻井统计情况来看，J 区块内Gumai 组下段泥岩厚度较大，泥岩压实程度相对较高，盖层以毛细管力的封闭作用为主。从某些井泥岩声波时差与深度的关系分析来看，存在泥岩欠压实现象，说明泥岩盖层具有毛细管力封闭与异常压力封闭双重作用，对储层流体有较好的纵向封闭能力。总体而言，研究区Gumai 组下段泥岩盖层质量较高，为岩性油气藏的形成提供了较好的保存条件。

2.4 岩性油气藏控制因素

南苏门答腊盆地J 区块11 口钻井Gumai 组下段油气测试结果表明，Gumai 组下段油气藏受岩性控制较明显，受构造控制较弱。为了进一步厘清Gumai 组下段岩性油气藏成藏规律及控制因素，对油气成藏的关键因素，如源岩、储层、盖层及运移等进行综合分析。结果表明，研究区泥岩盖层是控制岩性油气藏分布的重要因素之一；另外，断层作为岩性油气藏的运移通道，起到了不可忽视的作用。因此本次研究以3D 地震资料为基础，重点研究J 区块砂泥岩匹配对岩性油气藏的控制作用。

地震反演能很好地预测砂泥岩的平面分布，运用沉积相约束反演技术作为地震反演中低频模型的趋势约束，差异化处理不同沉积相带的低频模型，以提高反演结果的可靠性。反演结果表明，Gumai组下段砂岩主要发育在研究区东部地区及北部局部地区，东部累计砂岩最厚可达50 m，而西部及南部地区均以泥岩为主，砂岩不发育，累计厚度小于10 m（图7a）。从目前11 口井测试结果来看，钻探成功井均分布在砂岩相对不发育的W 地区及P 地区（图7b），而在砂岩相对发育的N 地区和G 地区，钻井基本失利。J 区块钻井资料分析表明，Gumai组下段油气多分布于三角洲远端前缘，为泥包砂结构，砂体以透镜体为主，面积较小，但单井测试产量较高，如P-1 井最高日产超过406 t；三角洲近端前缘由于砂体发育，砂体间互相连通，上覆盖层缺失，油气保存条件差，不利于油气成藏。

图7 南苏门答腊盆地J 区块中新统Gumai 组下段地层顶部泥岩含量（a）和地层砂岩厚度（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 区块三角洲体系由东向西推进，导致Gumai组下段地层厚度差异较大，东部发育厚层三角洲前缘沉积，西部发育较薄的远端前缘及前三角洲沉积。为避免厚度差异导致的对上部盖层的认识偏差，未采用常用的泥岩厚度图，而采用Gumai 组下段地层上部泥岩含量分布图来研究盖层分布规律对油气藏的控制作用。研究结果表明，上部泥岩含量分布图能更好地反映J 区块盖层与岩性油气藏分布规律的关系。Gumai 组下段泥岩含量图显示，J 区块W 地区和P 地区泥岩较为发育，泥岩含量均较高，体积分数均超过80%；N 地区和G 地区泥岩相对不发育，大部分地区泥岩体积分数为50%～70%，仅局部地区可达80%以上，而目前钻探成功井大部分位于泥岩相对较发育而砂岩相对不发育的W 地区和P 地区。以N-11 井和P-1 井为例，虽然N-11井上部泥岩含量较高，体积分数可达90%，但泥岩在该区分布局限，且该井位于三角洲近端前缘，砂岩相对较发育且相互连通，层间泥岩不能起到封盖作用，而上覆区域性泥岩盖层不发育，不利于油气成藏；P-1 井Gumai 组下段位于三角洲远端前缘，砂岩不发育，多为砂岩透镜体，横向连续性差，砂体薄，但该区泥岩含量相对较高，层间泥岩发育，能很好地将薄层砂岩透镜体封盖，有利于岩性油气藏成藏。综上所述，研究区Gumai 组下段岩性油气藏成藏关键受泥岩含量高低控制。

通过地震、沉积相带及钻井分析，认为J 区块岩性油气藏形成主要受以下2 个因素控制：①沉积相带位于远端前缘，泥岩含量高，厚度相对较大，砂体多为薄层透镜体，为泥包砂结构。②Gumai 组下段整体埋深较小，烃源岩多处于未成熟阶段，油气来自深层Talang Akar 组烃源岩。因此研究区Gumai组岩性油气藏多分布于大断裂附近，断裂为输导体系重要的一环，是连接上部岩性体与下部油气的桥梁。

3 成藏模式及有利区带

南苏门答腊盆地主要发育两期断裂，始新世裂谷期发育的NE—SW 向正断层控制着盆地主要生烃凹陷的分布，如中Palembang 凹陷，Jambi 凹陷及Betara 凹陷等；晚中新世盆地发生挤压反转，发育一套NW—SE 向逆断层。早期的正断层和晚期的逆断层都为油气的运移提供了良好的通道。

J 区块紧邻Betara 凹陷，早期生成的油气沿着断层向Talang Akar 组砂岩运移聚集。Talang Akar组下段河流—三角洲相砂岩在J 区块非常发育，横向连续性好，为油气运移提供了良好的侧向通道。油气在Talang Akar 组构造高部位聚集成藏，遇断层后，沿着断层向上运移至Gumai 组砂岩中成藏。如P-1 井和P-2 井中新统Gumai 组下段油气藏，其油气主要来自东部的Betara 凹陷，经过1 号断层进入Talang Akar 组砂岩后进行侧向运移，并在有利构造聚集形成Talang Akar 组油气藏；同时在遇到3 号断层后向上运移至Gumai 组下段岩性体中，由于该区位于远端前缘，泥岩含量高，砂体多为薄层透镜体，被泥岩包裹，因而易于油气成藏（图8）。另外，大部分油气藏均分布在断层附近，表明大断层是沟通Gumai 组砂体与油源之间的重要桥梁，为Gumai 组下段岩性油气藏重要控制因素。在N-1井和N-2 井地区，由于Gumai 组下段砂体发育，横向连续性好且互相连通，而该区泥岩含量低，封盖条件差，不利于油气保存（图7a），因而在N-1 井和N-2 井中Gumai 组下段不具备有利的成藏条件而未形成油气藏。由此表明，研究区Gumai 组下段岩性油气藏具有“下生上储，复合输导，盖层控藏”的成藏模式。

图8 南苏门答腊盆地J 区块油气成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation model of block J，South Sumatra Basin

综上所述，J 区块的W 地区及P 地区具备岩性油气藏成藏条件，为Gumai 组下段岩性油气藏有利发育区，是研究区下步岩性油气藏勘探重点区域。

4 结论

（1）南苏门答腊盆地J 区块油气主要来自区块东部Betara 生烃凹陷，发育3 套烃源岩，分别为Talang Akar 组下段烃源岩、Talang Akar 组上段烃源岩和Gumai 组烃源岩，其中，Talang Akar 组下段发育的海陆过渡相烃源岩质量最好。

（2）南苏门答腊盆地J 区块中新统早期发育三角洲沉积体系，自东向西发育近端前缘—远端前缘—前三角洲。Gumai 组岩性油气藏主要受泥岩盖层和大断裂控制。近端前缘砂岩发育，泥岩盖层缺失，不利于油气成藏；远端前缘泥岩含量高，以泥岩夹薄层砂岩透镜体为主，有利于油气成藏。

（3）南苏门答腊盆地J 区块早裂谷期及晚挤压反转期发育的2 套断裂系统为岩性油气藏的形成提供运移通道，油气通过断裂运移至上部中新统Gumai组中成藏，是控制Gumai 组岩性油气藏的重要因素。Gumai 组岩性油气藏具有“下生上储，复合输导，盖层控藏”的特征。W 地区及P 地区为J 区块Gumai 组下段岩性油气藏发育的有利区，是下步勘探的重点。