苏门答腊盆地地质特征与油气勘探潜力

祝厚勤 洪国良 白振华

（中国石油勘探开发研究院）

0 引言

苏门答腊盆地石油地质勘探工作始于19世纪末，1884年开始勘探，1885年在Telaga Said首次发现工业油流，拉开了该区油气勘探序幕。苏门答腊盆地是印度尼西亚最大的油气富集区，经过近一个多世纪的勘探，大部分陆上地区主要勘探目的层勘探程度较高，接替领域、区带不明，投资剧降，探井成功率低，勘探成效差，盆地油气勘探进入了一个瓶颈期[1-4]。为了指明苏门答腊盆地下一步勘探方向，本文开展了地质特征研究，探讨油气勘探潜力，并预测未来勘探领域。

1 构造、沉积演化

1.1 构造演化

苏门答腊盆地位于印度尼西亚西部苏门答腊岛，南部以巴里桑山脉为界，西北至安达曼海海域，北部以马六甲海峡为界，东部至巽他海峡。苏门答腊盆地包括北苏门答腊盆地、中苏门答腊盆地和南苏门答腊盆地3个盆地，盆地面积为64×104km2，其中陆上约占59%，海上占41%（图1）。

图1 苏门答腊盆地构造纲要图Fig.1 Structural outline map of Sumatra Basin

苏门答腊盆地构造上位于欧亚板块、印度—澳大利亚板块和太平洋板块活动会聚带，新生代沉积盆地的形成与演化受这三大板块的控制，经历了复杂的构造运动。苏门答腊盆地是印度—澳大利亚板块向欧亚板块俯冲形成的弧后裂谷盆地，前期裂谷发育，后期挤压运动为主。其演化经历了3个阶段：中始新世—渐新世同生裂谷期，早—中中新世同生裂谷后期（坳陷期），晚中新世至今盆地挤压期（图2、图3）[1-9]。

图2 苏门答腊盆地构造演化剖面Fig.2 Structural evolution section of Sumatra Basin

始新世早期，印度板块与欧亚板块南部边缘发生碰撞，使得印度板块向北深入到欧亚板块之中。由于印度板块的碰撞，使得洋壳分离速度变慢，从而减小了沿巽他岛弧系的会聚速度，导致在弧后地区处于拉张状态，形成一系列裂谷盆地。这些盆地主要分布在巽他古陆的低洼边缘，以中苏门答腊盆地和南苏门答腊盆地为主，北苏门答腊盆地受弧后位置和拉张应力的影响，仅具有盆地的雏形。中始新世海水难以入侵到中苏门答腊、南苏门答腊等弧后盆地，以湖相沉积和凝灰岩沉积为主。晚始新世—早渐新世，印度洋板块重组又一次减缓了会聚速度，并且沿着巽他岛弧产生第二个扩张期，并最终导致在大多数盆地沉积了冲积扇、三角洲和海相沉积层序（图4）[10-15]。

晚渐新世—早中新世，南中国海海底扩张，产生了一个小规模的挤压阶段，结束了该区弧后盆地的主要裂谷期，开始了同生裂谷后期的热沉降阶段。苏门答腊盆地构造活动相对平稳，发生大规模海侵，广泛接受同生裂谷后期沉积物，主要沉积了河流相、三角洲和后期的海相沉积层序，随着海侵范围不断扩大，广泛发育海相和碳酸盐岩沉积序列，中苏门答腊盆地以碎屑岩沉积为主，碳酸盐岩不发育（图2、图3b—c、图4）。

中中新世末期开始发生挤压运动，到上新世—更新世挤压运动达到高潮。印度—澳大利亚板块和太平洋板块向欧亚板块强烈俯冲，形成右旋扭曲的断裂系统，巴里桑山脉开始隆起（图2、图3d）。从晚中新世至上新世，发生海退，中、南苏门答腊盆地沉积物主要由海相、三角洲相的砂岩、泥页岩组成；北苏门答腊盆地上新统为冲积扇—浅海相砂岩和深海相泥页岩，第四系由砂岩、黏土岩和火山质凝灰岩组成（图4）[16-19]。

图3 东南亚新生代板块构造演化图（据文献[9]修改）Fig.3 Plate tectonic evolution of Southeast Asia in the Cenozoic (modified after reference [9])

1.2 构造特征

同生裂谷早期，印度—澳大利亚板块向北俯冲，苏门答腊盆地主要发生弧后扩张作用，在弧后形成一系列近北西向的地堑/地垒，同时形成一系列与之相关的北西向正断层和走滑断层。北苏门答腊盆地海上部分由于受缅甸—安达曼海弧的影响，主要发育一套近南北向断层及与之有关的地堑/地垒，其展布方向与该岛弧一致（图1）。同生裂谷晚期，印度—澳大利亚板块和欧亚板块间应力松弛，区域性沉降趋于平静，主裂谷期结束，进入坳陷阶段，盆地处于相对平静阶段。该阶段发育部分与应力松弛有关的、方向各异的正断层，主要以近南北向为主。盆地挤压期，印度—澳大利亚板块和太平洋板块向欧亚板块强烈俯冲，发生压扭运动造成盆地抬升，盆地遭受改造，压扭断裂和褶皱形成[7-13]。南苏门答腊盆地和中苏门答腊盆地受影响较大，逆断层发育，其中南苏门答腊盆地东部凹陷/隆起呈近北东向展布。整体而言，3个盆地虽然裂陷期有异（北苏门答腊盆地最晚），挤压期时间有异（自西向东越来越早，北苏门答腊盆地距今10.4Ma，中苏门答腊盆地距今13.8Ma和南苏门答腊盆地距今14.2Ma）[5]和挤压强度不同（南苏门答腊盆地改造最强烈），但基本上均经历了同生裂谷期、同生裂谷后期和盆地挤压期3个阶段，划分为山前构造带、中央构造带、东部斜坡带和北部构造带4个构造带（图1）。

1.3 沉积演化

中始新世—渐新世同生裂谷期，苏门答腊盆地各盆地的沉积差异比较大，尤其是弧后盆地地堑中的沉积充填序列具有明显的差异。北苏门答腊盆地晚始新世有局部、零星的浅海陆架碳酸盐岩沉积，晚渐新世出现分布较广的海相泥页岩沉积。在中苏门答腊盆地，从中始新世的冲积扇过渡到晚始新世—早渐新世的浅湖/深湖相泥页岩再过渡到晚渐新世的河流—三角洲相砂岩。在南苏门答腊盆地，发育早始新世—渐新世的冲积扇砂岩和湖相砂岩、泥页岩夹煤层沉积。中新世开始第二次大规模海侵，3个盆地主要以海相、三角洲相、冲积扇、河流相和湖相沉积为主，具有“早期有异，晚期趋同”的特点。总体来看，新生代苏门答腊盆地经历了从陆相到海相到海陆交互相再到陆相的沉积过程（图4）[10，19]。

2 石油地质条件

2.1 烃源岩特征

苏门答腊盆地烃源岩沉积相类型多样，基本上涵盖了海相、海陆过渡相和陆相的所有类型，其中海陆过渡相烃源岩是苏门答腊盆地新生代沉积盆地的主要烃源岩，其次为湖相和海相烃源岩，湖相烃源岩主要发育于中苏门答腊盆地，海相烃源岩主要发育于北、南苏门答腊盆地（图4、图5）。烃源岩岩性主要为泥页岩和煤岩[20-24]。

图5 苏门答腊盆地烃源岩、储层类型分布图Fig.5 Distribution of various types of source rocks and reservoirs in Sumatra Basin

2.1.1 湖相烃源岩

湖相烃源岩主要发育于中苏门答腊盆地同生裂谷早期，中苏门答腊盆地的大多数油气来源于Pematang群Brow Shale组富含有机质的湖相泥页岩和煤岩，具有良好至极好的生烃能力。在马六甲海峡地区，泥页岩沉积于闭塞的湖盆，以淡水浅湖、半深湖环境为主，底部为缺氧环境。Pematang群中发育两类烃源岩，即藻类无定形泥页岩和碳质页岩，前者以生油为主，其代表为中央坳陷的Brow Shale组页岩，其总有机碳含量平均为4%～7.3%，最高为12%；后者以生气为主，生少量凝析油和油。Brow Shale组烃源岩干酪根为Ⅰ和Ⅱ型，氢指数（IH）平均为600mg/g (HC/TOC)。中苏门答腊盆地地温梯度平均为4.47℃/100m，最高达6.7℃/100m，由于地温梯度平面分布不均，烃源岩成熟时间、生油高峰期及排油时间在盆地的不同地区有所不同，但平均生烃门限在1200m左右（表1）[25-35]。

表1 苏门答腊盆地烃源岩特征表[25-35]Table 1 Geochemical parameters of source rocks in Sumatra Basin[25-35]

2.1.2 海相烃源岩

海相烃源岩主要发育于北、南苏门答腊盆地，在北苏门答腊盆地发育两套主要的海相烃源岩：中—上中新统Baong组泥页岩和渐新统—下中新统Bampon组泥页岩。在盆地大部分地区中—上中新统Baong组主要为海侵之后的闭塞浅海至深海沉积，其中段和下段有很好的生烃潜力，平均有机碳含量（TOC）为1.2%，干酪根类型为Ⅰ和Ⅲ型，氢指数为100～700 mg/g (HC/TOC)，平均为400mg/g (HC/TOC)。渐新统—下中新统Bampon组由半深海相泥页岩组成，沉积于第一期裂谷阶段后的闭塞海相环境，在凹陷区其有机碳含量（TOC）超过10%，而烃源岩的质量在凸起区变差，且有机碳含量低于0.5%，平均为1.7%。干酪根类型为Ⅱ和Ⅲ型，氢指数100～300 mg/g (HC/TOC)。北苏门答腊盆地地温梯度为3.35～6.28℃/100m，平均为4.69℃/100m，生烃门限为1500～2400m（表1）。

2.1.3 海陆过渡相烃源岩

海陆过渡相烃源岩在3个盆地中均有发育，但主要发育于南苏门答腊盆地，同生裂谷晚期上渐新统—下中新统Talang Akar组泥页岩、碳质页岩和煤岩为该烃源岩的典型代表。泥页岩、碳质页岩有机碳含量为2%～20%，煤岩有机碳含量为60%，干酪根类型丰富多样，Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ型均存在，页岩氢指数为50～600mg/g (HC/TOC)，煤岩氢指数为150～500 mg/g (HC/TOC)。一般而言，向盆地的边缘生烃潜力变差，一方面是因为页岩相变为砂岩；另一方面是由于埋藏深度变小，局部范围内由于火山碎屑岩含量增高而生烃潜力变低。南苏门答腊盆地平均地温梯度为4.8℃/100m，平均生烃门限为1800m（表1），盆地凹陷中的烃源岩均处于成熟阶段，深凹处烃源岩处于过成熟阶段。

2.2 储层特征

苏门答腊盆地沉积总体上表现为从陆相—海陆过渡相—海相碎屑岩和碳酸盐岩—浅海相—深海相泥岩的退积型的层序特征。由于盆地所处构造位置、经历区域构造事件及海侵方向和规模不同，形成盆地储集体的沉积相类型丰富多彩，有陆相、海陆过渡相和海相等各种沉积体系。储层类型多样，总体上以砂岩储层和碳酸盐岩/生物礁储层为主，其次为基岩风化壳/裂缝储层（基岩型储层）（图4、图5），局部有火山碎屑岩储层。碎屑岩储层全区分布广泛，以渐新统—上新统为主。碳酸盐岩/生物礁储层分布也较广泛，以中新统最为发育，主要分布在北苏门答腊盆地和南苏门答腊盆地；始新统—渐新统碳酸盐岩/生物礁储层主要分布在北苏门答腊盆地海域。基岩型储层主要分布在南苏门答腊盆地和中苏门答腊盆地，岩性主要为花岗岩、变质岩和碳酸盐岩[28，36-37]。从目前油气发现来看，渐新统—下中新统砂岩和中新统碳酸盐岩/生物礁是盆地的主要储层，其次为基岩型储层。以南苏门答腊盆地为例，渐新统上部为砂岩、砾岩发育段，主要为三角洲和河流沉积环境。南苏门答腊盆地河流相砂岩层厚但质量相对较差，孔隙度为10%～15%，渗透率为5～50mD；而海相砂岩层薄但物性很好，孔隙度平均为20%（表2），南苏门答腊盆地渗透率为5～5000mD。中新统碳酸盐岩储层主要为广阔的碳酸盐台地相沉积，厚度为20～70m，生物礁厚为60～120m，主要发育在南苏门答腊盆地的南部和东部，孔隙度为15%～50%，渗透率变化大，最大可达5000mD。基岩型储层主要发育于前新生代古隆起区、古高地区，岩性多样，南苏门答腊盆地10个基岩油气藏岩性主要为花岗岩或石英岩，孔隙度可达50%，渗透率变化大，主要与基岩裂缝有关[1-6]。

表2 苏门答腊盆地储层特征表[1-6]Table 2 Characteristics of reservoirs in Sumatra Basin[1-6]

2.3 盖层特征

苏门答腊盆地盖层发育，中新世最大海侵期沉积的海相泥页岩是区内最重要的区域性盖层，控制了盆地内油气分布。盆地内古近系—新近系其他湖相、海陆过渡相和浅海相泥岩是重要的局部盖层（图4）。

2.4 圈闭条件

受构造运动影响，盆地内圈闭类型多样，主要为构造圈闭、地层圈闭和复合圈闭，构造圈闭主要分为背斜圈闭/断层复杂化的背斜圈闭/低幅背斜圈闭和断块圈闭，背斜/低幅背斜圈闭是盆地内最为重要的圈闭类型。地层圈闭主要为生物礁圈闭和基岩圈闭，生物礁圈闭主要发育在北苏门答腊盆地和南苏门答腊盆地的南部与东部，基岩圈闭主要发育在中、南苏门答腊盆地。复合圈闭包括地层—构造圈闭和地层不整合圈闭。圈闭形成期主要在中新世—上新世，尤其是中新世末。同生裂谷早期沉积的烃源岩在晚中新世进入生烃高峰期，油气沿断层垂向或侧向运移聚集成藏。截至现今，盆地内发现的油气藏类型主要为构造油气藏、生物礁油气藏和基岩油气藏（图6）。

图6 苏门答腊盆地油气藏模式图Fig.6 Hydrocarbon accumulation pattern in Sumatra Basin

3 勘探潜力

3.1 资源潜力评价

苏门答腊盆地是印度尼西亚最大的油气富集区，发现了一大批油气田，包括Minas和Duri 两个世界级大油田。据IHS和印度尼西亚政府官网公布的数据，北苏门答腊盆地钻探井857口，发现油气田97个，石油可采储量为16.1×108bbl，天然气可采储量为23.2×1012ft3；中苏门答腊盆地钻探井849口，发现油气田233个，石油可采储量为138.8×108bbl，天然气可采储量为24.9×1012ft3；南苏门答腊盆地钻探井1042口，发现油气田287个，石油可采储量为32.8×108bbl，天然气可采储量为25×1012ft3。苏门答腊盆地累计石油可采储量为187.7×108bbl，累计天然气可采储量为73.1×1012ft3。据中国石油2016年资源评价成果，北苏门答腊盆地石油待发现资源量为2.16×108bbl，天然气待发现资源量为4.38×1102ft3；中苏门答腊盆地石油待发现资源量为12.45×108bbl，天然气待发现资源量为1950×108ft3；南苏门答腊盆地石油待发现资源量为9.06×108bbl，天然气待发现资源量为6.68×1012ft3。苏门答腊盆地累计石油待发现资源量23.67×108bbl，累计天然气待发现资源量为11.26×1012ft3，展示了该盆地仍然具有较大的勘探潜力，具备形成中、小型油气藏的资源基础。

3.2 勘探领域

借鉴国内成熟盆地勘探经验，在成藏条件精细研究和资源评价的基础上，解放思想，转变观念，坚持“立体勘探”思想，坚持立足滚动勘探、加强风险勘探、加大深水勘探及陆上深水并举的原则，积极探索盆地新类型和新区带。成藏地质条件研究认为，山前构造带和东部斜坡带缺乏必要的成藏条件。因此，本文主要论述中央构造带和北部构造带。

3.2.1 中央构造带

中央构造带位于苏门答腊盆地深凹部位，隆凹相间，分布范围广，受断陷期控凹断层控制，中央构造带早期沉积了较厚的地层，发育优质烃源岩，烃源岩上覆发育多套不同类型的储层，该带是苏门答腊盆地勘探活动最多、发现油气田最多的构造带，已证实具备良好的烃—运—聚配套条件[31]。

目前勘探活动主要集中在上渐新统—下中新统，中—上中新统勘探程度相对较低，仍然具有较大的待发现资源量。中央构造带晚期受碰撞挤压影响，发生强烈反转及褶皱作用，在中—上中新统形成大量与挤压作用有关的构造圈闭，早—中中新世海水自东、东北方向侵入，在南苏门答腊盆地东北斜坡带形成生物礁/碳酸盐岩建造，随着陆源碎屑增多，在深凹部位形成浊积砂体，在深凹边缘形成地层圈闭、构造—岩性等复合圈闭，这些圈闭在盆地不同地区已有发现，但规模相对较小，是盆地下一步滚动勘探领域之一。

中、南苏门答腊盆地发育基岩潜山，南苏门答腊盆地中央构造带已发现27个基岩油气田，可采储量约为11×108bbl油当量[38]。其中约96%可采储量分布于中央构造带东部斜坡区，主要以花岗岩潜山为主，多发育于盆地北西—南东向大型逆断裂周边。研究表明，南苏门答腊盆地东部斜坡区紧邻盆地主要生烃凹陷，盆地同生裂谷期发育一套海相烃源岩，为基岩油气藏提供良好的烃源岩条件，同生裂谷后期泥页岩或碳酸盐岩覆盖在基岩潜山之上，为潜山油气藏提供较好的保存条件（图7）①Awang Harun Satyana， Petroleum Geology of Indonesia， Indonesian Association of Geophysicists Professional Course， Bali， 2018。，具有较好的勘探前景。但由于盆地不同构造部位所受构造运动的影响不一样，造成基岩裂缝平面分布不均，储层非均质性严重，同时由于基岩岩性复杂，花岗岩、石英岩、变质岩和碳酸盐岩均存在，具有一定的勘探风险，是下一步重要的滚动勘探领域。总之，中央构造带勘探程度高，基础设施健全，是盆地未来滚动勘探最有利的区带[31-33]。

图7 Suban气田基岩气藏剖面Fig.7 Schematic section of bedrock gas reservoir in Suban Gas Field

3.2.2 北部构造带

北部构造带位于北苏门答腊盆地西北部，为安达曼海海域的一部分，受缅甸—安达曼岛弧的影响，在裂谷早期形成一系列近南北向的隆凹结构，断层展布方向与隆凹一致，在凹陷内沉积了较厚的海相泥岩。始新世晚期—渐新世自西南方向的海侵在该区古隆起上形成大型生物礁/碳酸盐岩建造（图8），后期海侵进一步扩大，盖层条件好，具有很好的烃—运—聚匹配关系，具备形成大—中型油气藏条件。由于该区海水较深，勘探程度低。但紧邻北苏门答腊盆地已有油气田和相关管线，基础设施相对健全，是盆地下一步风险勘探的重要领域。

图8 北苏门答腊盆地礁体特征（剖面位置见图1）Fig.8 Characteristics of reefs in North Sumatra Basin (section location is in Fig.1)

综上所述，中央构造带中—上中新统和基岩潜山是盆地最有利的两个滚动勘探领域；北部构造带渐新统生物礁/碳酸盐岩建造是盆地风险勘探重要领域，也是寻找大—中型油气藏的领域。

4 结论

（1）苏门答腊盆地是印度尼西亚最大的油气富集区，3个次级盆地（北、中、南苏门答腊盆地）虽然同生裂谷期有异、挤压期时间有异和挤压强度不同，但基本上均经历了同生裂谷期、同生裂谷后期和挤压期3个阶段，可划分为山前构造带、中央构造带、东部斜坡带和北部构造带4个构造带。

（2）苏门答腊盆地经历了从陆相到海相到海陆交互相再到陆相的沉积过程，烃源岩沉积相类型多样，海陆过渡相烃源岩是苏门答腊盆地的主要烃源岩，其次为湖相和海相烃源岩；储层类型多样，总体上以砂岩储层和碳酸盐岩/生物礁储层为主，其次为基岩型储层；圈闭类型多样，地层圈闭、岩性圈闭和基岩潜山是下一步主要的勘探目标。

（3）苏门答腊盆地具备良好的石油地质条件和一定的资源基础，仍将是印度尼西亚未来勘探的热点地区，中央构造带是滚动勘探有利区带，北部构造带是盆地风险勘探有利区带，也是印度尼西亚未来寻找大—中型油气藏的重要地区之一。