库泰盆地是印度尼西亚有利油气富集区域^[1], 正在生产的油气田100多个。现今油气发现主要集中在中-上中新统三角洲的陆相成藏组合, 以及上新统深水沉积油气成藏组合内^[2]。中-上中新统含油气系统以中中新统三角洲平原含煤系地层及三角洲前缘炭质泥岩为主力烃源岩^[3], 中-上中新统三角洲相砂岩为储层; 上新统深水沉积油气成藏组合以上中新统富含炭质碎屑的深水浊积岩为主力烃源岩, 上中新统-上新统深水浊积砂岩为有利储层^[4]。

但是, 中中新统地层下部的成藏系统如下中新统海相成藏组合以及更深部的始新统-渐新统湖相成藏组合未作系统评价。本文通过收集2口马哈坎褶皱带获油气发现的钻井资料, 结合野外地质调查获取的泥岩、碳酸盐岩露头样品等资料, 对下中新统海相成藏组合进行了系统评价, 认为该勘探新层系具有较大的油气勘探潜力, 是库泰盆地油气储量增长点, 为库泰盆地油气勘探提供参考和指导。

1 地质背景

库泰盆地位于加里曼丹岛东部(图 1), 宏观构造背景整体位于南海构造域, 南海第三纪构造运动一致^[5-7], 第三纪经历了裂谷期、区域沉降期。其与北部不同之处在于, 由于南部的构造挤压作用, 在区域沉降期后, 经历明显发育的挤压反转期^[8]。始新世裂谷期早期以湖相沉积为主, 沉积中心位于盆地西部, 晚期以海相沉积为主; 渐新世至早中新世区域沉降期以海相沉积为主, 沉积中心向东迁移; 中中新世以后反转期以三角洲沉积为主, 沉积中心位于现今的马哈坎褶皱带和马哈坎三角洲位置。中中新世以来, 马哈坎三角洲不断自西向东进积, 现今在马哈坎三角洲位置沉积了巨厚的三角洲相地层^[9]。

中中新世以后, 库泰盆地整体抬升, 西部(陆上)抬升明显强于东部(海上), 盆地整体自西向东倾斜, 受构造作用而隆起的西部的山脉和隆起是库泰盆地新近系的主要物源区(图 1)。西部的抬升剥蚀破坏了早期发育成藏的油气系统, 导致盆地西部至今鲜有油气发现; 东侧望加锡海峡到深海盆地, 是盆地现今的沉积中心, 沉积巨厚的上第三系, 构造幅度相对较小, 但保存条件较好, 形成一系列构造圈闭, 局部地区还发育厚层的深水重力流沉积, 形成构造-岩性圈闭, 发育深水沉积油气成藏系统^[10-11]。

2 数据和方法

2012年, 对库泰盆地马哈坎褶皱带上一个局部背斜圈闭进行了钻探(钻井1, 位置见图 1)。该探井完钻井深1544 m, 在1518.5~1532 m下中新统海相地层中钻遇高压气层, 并取得少量原油。通过测井解释, 在下中新统海相砂岩中共证实气层3层, 共10 m、可能气层1层, 12.6 m^[12]。在第一口探井获得高压气层后, 为了进一步评价研究区油气地质条件, 2014年, 又在钻井1旁部署了第2口钻井(钻井2, 位置见图 1)。

为了系统评价下中新统油气成藏系统, 本文对钻井获取的岩屑样品进行了系统收集和分析:在收集到测井数据和随钻泥浆数据和测试数据的基础上, 首先针对储层段, 收集到钻井1的2个碳酸盐岩岩屑样品(由于砂岩基本被钻头破坏, 收集到的块状砂岩岩屑样品多为泥浆污染, 未收集到有效的地层原始砂岩岩屑); 为了系统分析油气成藏系统, 对随后部署的钻井2针对烃源岩进行取样, 系统收集了下中新统泥岩段的13个泥岩岩屑样品。除钻井外, 通过野外地质调查, 对同一层位采集了1个泥岩样品^[13]作烃源岩对比分析; 采集了2个碳酸盐岩样品^[13]作储层对比分析(表 1, 图 2)。

本文对收集到的14个泥岩样品进行了烃源岩地球化学分析; 对钻井1获取的2个碳酸盐岩岩屑样品和马哈坎褶皱带露头上获取的2个碳酸盐岩样品进行了薄片制片工作。

对钻井过程中通过地层流体取样获取的下中新统含气层的天然气样品进行了碳组分分析、碳同位素分析等分析测试工作。原油和烃源岩样品按常规有机地球化学方法进行原油与岩样分析, 对饱和烃馏分进一步作气相色谱和色谱-质谱分析。

3 结果 3.1 油气不同的烃源岩指示

通过对获取的天然气和原油进行地球化学分析, 揭示了天然气和原油不同的烃源岩特征, 指示下中新统海相油气系统具有“混源”特征。

3.1.1 天然气源岩判断

通过对下中新统气层进行地层流体取样获得的天然气样品为湿气, 原油伴生气。成分以甲烷为主, 湿气成分大于5%。通过对天然气中甲烷、乙烷、丙烷和二氧化碳的碳同位素进行分析, δ¹³C₁为–41.3‰, δ¹³C₂为–30.2‰, δ¹³C₃为–27.6%, δ¹³CCO₂为–9.6%。判断天然气样品来自弱还原环境下沉积的水生生物为主、腐泥型母质为主要母质的海相烃源岩, 且镜质体反射率约1.2%, 处于成熟阶段^[14]。

3.1.2 原油源岩判断

钻井获得的井口原油样品为中质油, 碳组分特征为:姥鲛烷占明显优势, 姥鲛烷的质量分数与植烷的质量分数之比w(Pr)/w(Ph)较高, 达到4, 碳优势指数CPI为1.2, 奇偶优势值OEP为1.1。姥鲛烷的质量分数与正十七烷质量分数之比w(Pr)/w(n-C₁₇)高达1.51, 植烷的质量分数与正十八烷质量分数之比w(Ph)/w(n-C₁₈)为0.39, 植烷的质量分数与正十九烷质量分数之比w(Ph)/w(n-C₁₉)为0.07。原油样品质谱分析结果为: C₂₇三降霍烷异构体质量分数之比w(C₂₇ Ts)/w(C₂₇ Tm)为0.32, C₃₀莫烷质量分数与霍烷质量分数之比w(C₃₀ Mor/C₃₀ Hop)为0.18, C₂₉甾烷异构体质量分数之比w(C₂₉ 20S/(C₂₉ 20S+C₂₉ 20R))为0.38;甾烷质量分数与霍烷质量分数之比w(甾烷)/w(霍烷)为0.13, C₂₇规则甾烷同系物质量分数w(ααα R C₂₇)为12, C₂₈规则甾烷同系物质量分数w(ααα R C₂₈)为17、C₂₉规则甾烷同系物质量分数w(ααα R C₂₉)为71, 类固烷质量分数与甾烷质量分数之比w(类固烷)/ w(甾烷)为0.73。从原油样品地球化学特征判断, 原油样品烃源岩为沉积在弱氧化陆相环境下、陆生高等植物、腐殖型母质为主的烃源岩, 且成熟度较低, 镜质体反射率约0.7%^[14]。

3.2 下中新统烃源岩特征

通过对岩屑样品、野外岩石样品进行系统烃源岩地球化学分析, 揭示了下中新统厚层有效海相烃源岩。这套烃源岩的有机质来源既有陆缘高等植物, 也有浅水浮游生物, 也有深水水生生物。其干酪根类型为Ⅱ/Ⅲ型, 以Ⅱ型为主, 具有生油倾向, 处于生油期。

3.2.1 有机质丰度

本文从钻井2采集的13个岩屑样品, 均为泥岩岩屑, 为灰-深黑色炭质泥岩。地球化学测试结果显示, 其TOC介于0.49%~6.56%, 平均1.92%, 均为有效烃源岩。其中W2-C-9样品的TOC为2.16%, W2-C-6样品和W2-C-13样品的TOC更是高达6.56%和5.90%, 为很好(> 2%)—极好(> 4%)烃源岩^[15]。6个样品的TOC在1.0%~2.0%, 为好的烃源岩。1个样品W2-C-8的TOC小于0.5%为差的烃源岩。13个岩屑样品的生烃潜量(S1+S2)为0.7~17.68 mg/g, 平均3.94 mg/g。TOC高的3个样品, W2-C-9、W2-C-6、W2-C-13, 其生烃潜量分别为3.19、17.68和11.71 mg/g, 同样显示为好—极好烃源岩特征。

野外踏勘获得的Field-1样品为深黑色泥岩。其TOC和S1+S2均落于从钻井2采获的13个岩屑样品的取值范围内, 分别为1.16%和0.99 mg/g, 显示为有效的烃源岩特征。

本文钻井1和钻井2揭示下中新统海相地层以泥岩为主, 泥岩烃源岩厚度较大, 如W2-C-2位置、W2-C-5位置, 最大单层厚度约40 m(图 2), 预示着较大的生烃潜力。

3.2.2 生源母质类型

烃源岩样品分析结果显示, 最高热解峰温(T_max)较为一致, 最低为426℃, 最高为442℃, 平均为432℃; 氢指数(I_H)为56~194 mg/g, 平均为125 mg/g。W2-C-1样品的I_H最低, W2-C-7样品的I_H最高, 为194 mg/g, 并没有显示出随着深度增大, I_H增大的特征。野外踏勘样品的I_H落于钻井岩屑样品氢指数之间, 为75 mg/g。

利用Peters和Yensepbayev建立的T_max-I_H、TOC- I_H、w(Pr)/w(n-C₁₇)- w(Ph)/w(n-C₁₈)关系模板^[16-17]和CPI-w(Pr)/w(Ph)关系模板(柴达木盆地)等4种模板对烃源岩母质进行了类型分析(图 3), 虽然得出的结果并不完全一致, 但是各种方法得出的结果都统一地落于Ⅱ₂型和Ⅲ型的过渡部位和邻近区域, 说明样品烃源岩母质以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主。

结合我国海拉尔盆地大量烃源岩的统计数据^[22], 研究区样品有机碳含量和烃源岩氢指数交汇结果显示除W2-C-6、W2-C-7、W2-C-13样品落于Ⅱ₂型区外, 其他样品都落于Ⅲ型区。

根据最高热解峰温和烃源岩氢指数关系, 本文中所用样品烃源岩有机质类型以Ⅱ₂型(腐泥腐殖型)为主, 以Ⅲ型(腐殖型)为副^[17-21]。样品W2-C-1、W2- C-8和W2-C-9落于有机质类型Ⅲ型区域; 野外踏勘获得的Field-1样品落于有机质类型Ⅱ₂型和Ⅲ型的分界线上, 其余样品落于Ⅱ₂型区。本文所有样品都很靠近Ⅱ₂型和Ⅲ型分界线, 处于Ⅱ₂型和Ⅲ型的过渡部位。

本文样品饱和烃色谱分析w(Pr)/w(n-C₁₇)-wPh/w(n-C₁₈)结果显示, 烃源岩样品中除Field-1样品离Ⅱ₂型和Ⅲ型分界线较远外, 其他样品为位于Ⅱ₂型和Ⅲ型的过渡部位。

结合我国柴达木盆地烃源岩经验分区线^[23], 本文样品饱和烃色谱分析数据CPI-w(Pr)/w(Ph)结果显示为Ⅱ₂型和Ⅲ型烃源岩区, 直线右侧的区域为Ⅱ₁型和Ⅰ型烃源岩区。本文的所有样品数据全部落于分区线的左侧, 即落于Ⅲ₂型和Ⅲ型烃源岩区。

3.2.3 生源母质沉积环境

通过姥鲛烷、植烷质量分数之比w(Pr)/w(Ph)和饱和烃色谱分析, 烃源岩生源母质沉积环境主要为较弱的氧化环境, 原始有机质具有低等水生生物和高等植物的混合来源的特征。

3.2.3.1 w(Pr)/w(Ph)

本文只有野外样品Field-1的w(Pr)/w(Ph)较高, 为7.1, 其他都低于3, 应不包含沼泽相高等植物, 以水生生物输入为主(图 4)。本文的两个样品W2-C-1和W2-C-12落于交叉的区域内, 可解释为滨湖相的沉积环境。本文只有W2-C-13样品的w(Pr)/w(Ph)值指示还原环境, 其他样品, 除Field-1指示强氧化环境外, 其他大部分都指示较弱的氧化环境^[24-25]。

3.2.3.2 饱和烃色谱分析

饱和烃色谱分析结果显示(图 5), 样品碳数分布范围在C₁₄—C₃₅中的, 呈双峰型和单峰型, 综合分析, 原始有机质具有低等水生生物和高等植物的混合来源的特征。

W2-C-1、W2-C-2、W2-C-5、W2-C-10、W2-C-11、W2-C-12、Field-1具有相似的特征:前后双峰、后峰奇碳优势、姥鲛烷对植烷优势。其中一般前峰稍窄, 分布在C₁₄—C₂₁, 后峰较宽, 在C₂₁—C₃₅, 高碳数正构烷烃丰度明显高于低碳数同系物, C₂₇、C₂₉、C₃₁表现出明显的奇碳优势, 指示原始有机质具有低等水生生物和高等植物的混合来源的特征, 同时指示陆缘高等植物为主的腐殖-腐泥型干酪根生油^[26]; 低碳偶碳优势正构烷烃的出现也意味着咸水环境的出现^[27-29]; Pr较Ph高指示烃源岩沉积于较强的氧化环境。

样品W2-C-3、W2-C-4、W2-C-6、W2-C-7、W2-C- 8、W2-C-9、W2-C-13具有相似特征:单峰特征, 主峰在前, 轻碳为主、无奇碳优势, 指示原始有机质主要以低等水生生物来源为特征^[30]。w(Pr)/w(Ph)都较低, 显示为弱氧化环境, 特别是样品W2-C-13, 为0.98, 显示为弱的还原环境。这种特征指示沉积时水深加大, 有机质主要以海洋水生生物为主, 陆缘供给的高等植物成分减少。这个特征反映了早中新世以海相沉积为主的特征, 且沉积中心在自西向东的移动过程中, 该时期沉积中心位于研究区。上述样品在低端, 没有表现出明显的偶碳优势特征。这反映当时的沉积环境可能不具备高热、高蒸发、高盐度的特征^[31]。

3.2.4 有机质成熟度

通过T_max-I_H图版、镜质体反射率和饱和烃正构烷烃分析, 本文采集的烃源岩样品主要位于低熟-成熟阶段。

本文14个样品的奇偶优势指数与碳优势指数交汇结果显示(图 6), 样品数据主要落于低成熟和成熟区。野外采集的泥岩样品Field-1镜质体反射率R₀最大值为0.59%, 最低值为0.50%, 均值为0.55%, 处于低熟阶段。

通过饱和烃正构烷烃分析结果, 参照我国藏北和华北的数据^{[23, 32-34]}, 本文14个烃源岩样品数据主要落于成熟区和低成熟区(图 6), 其中野外采集的岩石样品Field-1和岩屑样品W2-C-1、W2-C-2、W2-C-5和W2-C-10落于图 7的低成熟区, 与Field-1样品镜质体反射率的测试结果相一致。

3.3 下中新统砂岩储层发育特征 3.3.1 多期海相旋回序列

钻井1和钻井2均钻遇多套海相沉积旋回, 以中-厚层碳酸盐岩出现为标志, 每期旋回的GR测线整体表现为逐渐变小的特征, 底部为厚层砂岩, 向上粒度钻井1钻遇3期海相旋回, 海相沉积序列总厚度158.5 m, 高压气层发育在第3期沉积旋回, 单层海相砂岩厚度可达13.5 m; 钻井2完钻深度较钻井1深, 钻遇较钻井1更深地层, 共钻遇5期海相沉积旋回, 海相沉积序列总厚度375 m, 其中单层砂岩厚度可达22.5 m(图 2)。

钻井揭示的海相沉积序列特征在野外露头得到了很好的印证。由于该区构造运动强烈, 在马哈坎褶皱带局部地区发育下中新统海相沉积露头^[9], 可与钻井揭示的海相旋回对比。野外露头观察到的单套准层序厚度在20~40 m, 岩性由下向上, 底部为深色海相泥岩, 上覆粉砂岩-细砂岩, 顶部为一套碳酸盐岩, 体现了典型的前积(砂岩)-退积(生物礁碳酸盐岩)陆架浅海相沉积的特征。这套生物礁碳酸盐岩是海相准层序的标志层, 厚度1~2 m, 内部发育大量珊瑚和贝壳化石、见有孔虫, 延伸达数公里, 为典型的浅海相生物礁碳酸盐岩, 超微化石定年为早中新世。通过野外地质调查获取的Field-2、Field-3碳酸盐岩样品薄片分析, 获取的样品为生物灰岩, 富含造礁生物如海绵、珊瑚等; 而钻井1获取的W1-C-1、W1-C-2岩屑样品薄片分析, 样品总体上为泥晶灰岩, 含生物碎屑, 如珊瑚碎屑等。所以钻井与野外地质露头可以很好地对应。生物礁碳酸盐岩多次重复出现, 反映了多期海退-海侵的过程, 反映了这套海相沉积多期叠加, 且在该区域发育相对稳定发育^[13]。

3.3.2 低阻砂岩气藏

钻井和野外露头均揭示了多期发育的陆架前积席状砂岩储层, 主要由分选好、质纯的细砂岩和粉砂岩组成。野外露头揭示这类砂岩平均厚度10~20 m, 自下而上逐渐变粗、变厚, 呈现反粒序特征, 单层平均厚度5~20 m, 内部发育丘状-槽状交错层理, 顶部有大量炭屑和虫孔, 反映了浅海相沉积环境。

测井资料表明, 钻井1、2钻遇的滨浅海相砂岩地层平均电阻率为5 Ω·m, 其中钻井1钻遇的高压气层电阻率为平均值为5.5 Ω·m, 具有明显的低阻特征。该井段压井采用1.68 g/cm³的重泥浆, 可能对地层造成污染, 但分析主要原因为地层水矿化度较高。从这两口井测井曲线分析, 泥岩段的电阻率比储层段电阻率高, 说明地层水对低电阻率起到了决定性作用。虽然在海相地层未获取地层水样品, 但是在1 192~1 202 m井段三角洲沉积地层获得水样氯根质量浓度已达1万~1.4万mg/L, 推测下部海相沉积的地层水矿化度会更高, 是造成低阻特征主要原因。

此外, 滨浅海相砂岩均为细砂-中砂岩, 细砂岩为主, 平均孔隙度10.6%左右, 而对于这种粒度较细、孔隙度较低的储层, 也是可能造成低阻的显示电性特征原因之一。

3.3.3 自生自储自封盖

钻井和野外露头均揭示了下中新统海相沉积序列发育厚层的海相暗色泥岩, 呈现“富泥”特征, 海相砂岩“旋回性”地发育在厚层泥岩内, 与泥岩互层, 呈现“泥包砂”的特征。钻井2揭示在W2-C-2位置、W2-C-5位置, 泥岩最大单层厚度约40 m(图 2), 预示着较大的生烃潜力的同时, 也是气层优质的盖层。

虽然该区受构造运动强烈变形, 断裂密集发育^[8], 但是钻井1解释的高压气层说明, 海相泥岩的封堵性很好, 能够为气层提供有效的顶面和侧向封堵, 是有利盖层。

所以, 下中新统海相层系发育自生自储自封盖的油气系统, 即便是在构造活动非常剧烈的马哈坎褶皱带, 也能形成有效圈闭, 海相泥岩烃源岩生成的天然气近距离运移至海相砂岩, 在砂岩内聚集成藏, 同时, 海相泥岩又作为有效盖层, 为砂岩气藏提供顶部和侧向封堵。

3.4 库泰盆地下中新统海相成藏系统分带规律讨论

通过本文揭示的有效的海相油气成藏系统, 结合前期勘探已证实含油气系统, 说明库泰盆地油气成藏系统多, 勘探层系多。而下中新统海相成藏系统对库泰盆地内油气勘探的意义, 自东向西, 越来越重要。因为随着构造自东向西逐渐抬升, 地层遭受剥蚀的程度越来越大, 可供勘探的层系越来越少, 所以对库泰盆地中西部而言, 下中新统海相成藏系统对油气勘探非常重要(图 7)。

3.4.1 库泰盆地东部望加锡海峡

盆地东部望加锡海峡深海-半深海区域是中中新世以后的沉积中心, 该处下中新统较薄, 下中新统海相油气勘探潜力较小, 该区有利成藏组合为中新统-上新统深水浊流系统。

3.4.2 马哈坎三角洲

马哈坎三角洲和浅海区域是中中新世沉积中心, 下中新统较薄, 下中新统海相成藏系统可作为潜力兼探层系, 但该区域以中中新统三角洲相成藏组合为有利成藏组合。

3.4.3 马哈坎褶皱带

马哈坎褶皱带是早中新世沉积中心, 沉积厚层的下中新统海相沉积, 上覆后期沉积的三角洲相沉积。但是该区域中中新世后构造抬升强烈, 地层遭受剥蚀, 中中新统已暴露, 下中新统保存相对完好。所以马哈坎褶皱带即研究区所处构造带以下中新统海相成藏组合为有利成藏组合。而通过本文对下中新统海相成藏组合的分析, 也证实下中新统海相成藏组合为有效成藏组合, 勘探潜力较大。

3.4.4 库泰盆地西部

马哈坎褶皱带以西区域(上库泰盆地), 是始新世-渐新世沉积中心, 沉积厚层始新统-渐新统, 下中新统以上较薄。中中新世以后, 遭受强烈抬升剥蚀, 现下中新统-始新统均不同程度出露, 且越往西, 地表出露的地层越老。在该区域的油气勘探需要转变思路, 将勘探目的层转移至下中新统海相成藏系统, 甚至更深部的渐新统-始新统含油气系统。

4 结论

通过烃源岩分析和油气成藏研究, 本文研究的下中新统油气成藏系统和库泰盆地油气成藏系统有如下特征和规律。

1) 库泰盆地下中新统油气系统烃源岩以Ⅱ/Ⅲ型, 且以Ⅱ型为主, 具有生油倾向, 有机质来源既有陆缘高等植物, 也有浅水浮游生物, 也有深水水生生物。平均TOC含量1.92%, 有机质成熟度为低熟-成熟阶段, 处于生油期, 为有效烃源岩。下中新统烃源岩厚度较大, 指示较大生烃潜力。

2) 下中新统发育多套海相沉积旋回, 沉积的海相砂岩为有利储层, 具有多套、低阻, 的特征。岩性以细砂岩、粉砂岩为主, 受同期海相泥岩的封堵, 形成有利储盖组合。

3) 库泰盆地自东向西, 地层受剥蚀程度越来越大, 成藏组合层系逐渐变老, 下中新统海相成藏系统起到的作用也越来越大。

致谢: 在样品采集过程中, 受到了中油国际(新加坡)公司的大力支持, 在实验分析过程中, 受到了中国石油杭州地质研究院各级领导的悉心帮助, 在此一并感谢！