2019, Vol. 28
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马来盆地位于马来半岛东部海域，由泰国湾南部向南中国海、印度尼西亚区域延伸.盆地呈北西-南东走向，为非对称的沉积盆地，沉积厚达14 km（图 1）.马来盆地勘探活动始于20世纪60年代，1968年马来西亚政府将近海区块第一次授予埃索石油和雪佛龙石油公司，相继取得商业油气发现. 1974年，组建马来西亚国家石油公司，颁布产品分成协议，吸引国际石油公司参与，实现对马来盆地的大规模勘探和开发.
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图 1 马来盆地构造纲要图 Fig.1 Tectonic sketch map of Malay Basin 1-断层（fault）；2-剖面位置（profile position） |
马来盆地油气资源丰富，油气分布受石油气成藏条件控制.盆地石油地质储量125亿桶，最终可采地质储量43亿桶，主要分布在盆地东南部，东南部地质储量占整个盆地的55.5%，已开采的石油87.3%来自该地区.盆地天然气地质储量1.62×1012 m3，最终可采地质储量1.12×1012 m3，主要分布在盆地东南部、北部、南部和中部，保有储量主要分布在盆地东南部和南部.虽然对马来盆地的勘探和开发经历半个多世纪，但石油公司进行的大部分研究成果都未公开发表. 2000年之前出版的文献主要关于油藏工程的问题，近10年关于复杂板块和构造研究的文献也少有发表，因此，将马来盆地作为一个整体，开展成藏条件、成藏组合带及成藏规律的研究还不够深入.本文在前人研究的基础上，探讨马来盆地成藏条件和成藏规律，进而开展马来盆地勘探潜力区域讨论，最终识别出3个潜在有利区和6个新兴勘探区有利勘探目标.
1 成藏条件分析 1.1 石油地质特征马来盆地位于巽他块体的中心，形成于古近纪时期，为新生代断陷盆地（图 1）.始新世伴随着欧亚大陆板块和印度板块碰撞，巽他块体沿着三宝塔断层发生左行旋转，受拉张作用控制盆地进入同断陷期，在巽他裂谷盆地南部和西部发育火成岩，至早渐新世马来盆地基本形成.中-晚渐新世时期构造应力发生转换，盆地进入凹陷阶段，沉积地层厚.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].早期形成的半地堑受挤压作用形成大规模东西向的挤压背斜.晚中新世-第四纪是缓慢沉降期，该时期内没有大的构造活动，为完全开阔海环境（图 2）.
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图 2 马来盆地构造演化史及储层、油气生成组合关系 Fig.2 Tectonic evolution history and relation between reservoir and hydrocarbon generation of Malay Basin 1-河道和河口砂岩(channel and estuarine sandstone); 2-海相和三角洲相砂岩(marine and delta sandstone); 3-滨岸平原和浅海陆架(coastal plain and neritic shelf); 4-湖相页岩(lacustrine shale); s-煤(coal); 6-洪积扇1洪积平原沉积(diluvial fan/ diluvial plain deposit) |
早始新世盆地处于断陷阶段，发育扇三角洲、高能河道、冲积平原、湖泊相沉积，沉积M、L、K组地层，沉积厚度达3000 m（图 2）. L和K组湖相泥页岩生油潜力好，其中K组为主力烃源岩，L组内河成湖相砂岩和K组辫状河冲积扇砂岩可以作为优质储层. K组湖相三角洲前缘页岩是盆地中生烃潜力最好的烃源岩，沉积厚度超过50 m，主要分布在马来盆地轴部，沿北西向分布（图 3）.盆地南部和东南部K组页岩Ro 0.5%~1.2%，处于生油窗，向盆地中部和北部变为过成熟。由于盆地中部和北部K组页岩烃源岩埋藏深度的增加成熟度更高[2]（图 3）. L组为河流-湖泊相沉积，平均孔隙度为11%，渗透率范围为200~3000 mD. K组为辫状河冲积扇与湖成三角洲相沉积通常具有良好的孔隙度，孔隙度18%~31%，渗透率300~3000 mD [3].砂岩在盆地西部和中部广泛分布，沉积厚达600 m，在盆地北部、东部和南部沉积不到100 m. M组地层为辫状河沉积相的粗粒砾岩沉积，孔隙度8%~15%，埋藏较深的部位储层物性变差.
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图 3 K组湖相烃源岩厚度图 Fig.3 Thickness map of the lacustrine source rocks of K Formation （据文献[4]） 1-油井控制轮廓线（oil well-controlled range）；2-推测等厚线（inferred isopach） (From Reference [4]) |
早中新世盆地进入凹陷期，发育近海相、潮间-河口相、滨海平原相沉积，沉积J、I和H组地层. I和H组河流相煤和页岩具有一定的油气潜力，I组煤层生烃潜力较好，以生气为主. J组滨岸砂岩为马来盆地最重要的储层，约40%的油气产量来自该套储层. J组为潮汐相、滨海沙坝相、潮下带浅滩沉积，砂体走向长100 km，厚度70~250 m [5]，孔隙度15%~28%，渗透率100~1000 mD. I组为河流和潮汐相沉积，是马来盆地南部重要的烃源岩和储层，I组为连续的厚层含煤地层，沉积厚40 m，接近一半都是煤. I组煤质烃源岩更易于生气，部分具有生油能力. H组为浅海相与河流相的砂岩沉积，厚度为95~600 m，平均厚度200 m，平均孔隙度24%~35%，渗透率为500~1160 mD.
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组储层是盆地北部主要的天然气-凝析油产层，这些储层在盆地的南部普遍缺失.反转地层由低能量的碎屑沉积物沉积在滨海平原、沼泽地、河口与潮汐的环境，逐渐演变为河流、河口沉积[5]. Pilong 1井揭示F组储层厚度25~100 m，平均孔隙度15%~16%，渗透率7 mD左右. E组为河口湾、三角洲前缘和三角洲平原沉积，岩性为碎屑砂岩与长石质碎屑砂岩. Semang油田E组储层平均孔隙度14.7%，渗透率2~1200 mD，E组储层是马来盆地中部和北部主力气层[6].
晚中新世-上新世在整个泰国湾发生海侵不整合，沉积低能潮汐-海相沉积，发育B、A组地层. B组砂岩为盆地北部的次级储层，为滨海和浅海沉积. B组沉积厚780 m，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.
1.2 构造反转的意义中中新世-晚中新世马来盆地发生构造反转，反转主要集中在盆地的东南部和中部，构造反转与油气成藏关系密切.盆地中央的反转强度比侧翼大，东南方向反转强度增加[6].在西纳土纳盆地，反转构造与逆断层和转换断层有关[1].盆地反转引起大型扭转性挤压背斜的发展，大多分布在盆地的轴向地区，反转背斜的位置和几何结构形态受到基底断层的控制[7]. EPIC研究表明，反转构造在整个盆地内大致是同步的，挤压作用的开始与H组的顶部是等时的.但是挤压背斜形成期是不同的，盆地南部挤压背斜形成比北部早.盆地反转引起了大规模的构造抬升和花状构造发育，盆地整体加速沉降.
构造反转使盆地东南部抬升早，烃源岩埋藏变浅，处于生油窗；盆地北部、东北部沉降区烃源岩埋藏变深，处于生气阶段.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[10].盆地主要发育挤压背斜圈闭、正断层相关圈闭及岩性地层圈闭，圈闭类型及分布明显受构造控制.构造反转作用下基底断层被激活，可以作为油气藏侧向封堵，也可能对油气藏造成破坏，使早期形成的油气藏埋藏变浅或者溢出点发生变化，打破油气藏平衡使油气发生二次运移（图 4）.
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图 4 马来盆地典型成藏模式 Fig.4 Typical accumulation model of Malay Basin
(据文献[8-9]) 1-油气聚集(oil-gas accumulaion); 2-烃源岩(source rock); 3-油气运移(oil-gas migration); 4-断层(fault); 5-地质界线(geological boundary); 剖面位置见图 1 (Profile position shown in Fig. 1) (From References [8-9]) |
基于对马来盆地成藏条件的分析，马来盆地马来西亚部分可以划分为4个成藏组合带：基底成藏组合带、下部成藏组合带、中部成藏组合带和上部成藏组合带（表 1、图 5）.
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表 1 马来盆地成藏组合带要素 Table 1 Elements of the reservoir combination zones of Malay Basin |
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图 5 马来盆地成藏组合剖面图 Fig.5 Reservoir combination profile of Malay Basin
(据文献[8-9]) l-A+B组(A+B fms.); 2-D组(D fm.); 3-E组(E fm.); 4-F组(F fm.); 5-H组(H fm.); 6-1组(I fm.); 7-J组页岩(shale of J fm.); 8-J组砂岩(sandstone of J fm.); 9-K组页岩(shale of K fm.); 10-K组砂岩(sandstone of K fm.); 11-L组砂岩(sandstone of L fm); 12-M组(M fm); 13-基底(basement); 剖面位置见图 1 (Profile position shown in Fig. 1) (From References [8-9]) |
盆地的基底为前古近系变质岩和火成岩.该带发育于白垩纪晚期-古新世，主要分布在盆地西南部，圈闭类型以构造圈闭为主[11]；储集层为前古近系变质岩和火成岩破碎带；烃源岩为上覆的M组页岩、L组泥岩和K组页岩主；盖层主要为K组页岩.目前该成藏组合带只发现1个油田；发现石油资源量相对较少.
2.2 下部成藏组合带该带主要分布在盆地南部，天鹅岛穹隆附近[12]，划分为4个类型.
（1）地层-构造圈闭成藏组合带
该带发育于晚渐新世-中中新世，是马来盆地内的一个次级的成藏组合带.储层为J组、K组和L组的砂岩层，其下方为K组和L组的湖相页岩.盖层为砂质页岩互层封堵或断层侧向封堵.断层封盖能力不好，成藏风险较高.该成藏组合带共发现14个油气田；原油地质储量近1亿桶，占盆地总储量的2%；凝析油1.03亿桶，占盆地凝析油总储量的25%；天然气储量0.21×1012 m3，占盆地天然气总储量的12%.
（2）地层-构造-不整合成藏组合带
该带存在于盆地南部.储层为L组上层的砂岩层，由层内页岩所覆盖，圈闭为北东东走向的背斜，受基底隆起作用发育尖灭和区域不整合.该组合只发现1个油田，石油储量800万桶，天然气储量70.75× 108 m3，资源潜力有限.
（3）地层-不整合成藏组合带
该带存在于Lerek 1A油田中，储集层为I组、J组、K组的砂岩，烃源岩以I组、J组、K组层内的泥岩和页岩为主，盖层主要为I组、J组、K组层内的泥岩和页岩，圈闭类型以地层不整合圈闭为主，发现1个油田，原油储量1500万桶.
（4）构造成藏组合带
该晚渐新世-中中新世构造成藏组合带是最重要的一个成藏组合带.储层为H、I、J和K组的浅海相、河流相的砂岩.砂岩中包含有I组泥质页岩和煤夹层以及K组和L组湖相页岩夹层.生成的油气从K组和L组源岩层排出，沿着向上倾斜砂岩储层长距离的运移.盖层为组内的页岩和泥岩，侧向盖层为邻近的砂质页岩.该成藏组合共发现122个油气田，原油储量45亿桶，占盆地总储量的85%；凝析油1.39亿桶，占盆地凝析油总储量的34%；天然气储量0.85×1012 m3，占盆地天然气总储量的48%.
2.3 中部成藏组合带该组合带有3个类型：地层圈闭、地层-构造圈闭、构造圈闭.
（1）地层成藏组合
储集层为H组河道砂、E组砂，烃源岩以I组碳质页岩和煤夹层、K组和F组碳质黏土岩褐煤为主，盖层为H组含碳页岩、E组泥页岩，圈闭类型以地层圈闭为主.该成藏组合共发现5个油气田，凝析油储量160万桶，天然气储量25.753×108 m3.
（2）地层-构造成藏组合
该中-晚中新世地层-构造成藏组合为马来盆地重要的成藏组合类型之一.储集层为H组河道砂、E组砂，烃源岩以I组碳质页岩和煤夹层、K组和F组碳质黏土岩褐煤，盖层为H组含碳页岩.圈闭类型包含砂岩透镜体、滚动背斜、地层尖灭.该成藏组合共发现16个油气田，石油地质储量500万桶，凝析油2610万桶，天然气储量0.10×1012 m3.
（3）构造成藏组合
该中-晚中新世构造成藏组合是马来盆地内第二重要的成藏组合带，主要分布于盆地中部.储层为D组和E组的浅海相砂岩，源岩为I组页岩，盖层为D组和E组的层内页岩和泥岩.圈闭由单一的穹隆状背斜、非对称背斜以及正断层边界四面封堵.该成藏组合原油储量6亿桶；凝析油1.44亿桶，占盆地凝析油总储量的35%；天然气储量0.59×1012 m3，占盆地天然气总储量的34%.
2.4 上部成藏组合带该上新世构造成藏组合带主要位于盆地北部，储层为次级B组砂岩，发现小规模天然气藏.该成藏组合带发现1个气藏，天然气地质储量8.49×108 m3，约占盆地天然气总储量的1%，目前还没有油和凝析油发现.
3 马来盆地成藏规律 3.1 油气生成规律马来盆地烃源岩主要为湖泊和河流三角洲相烃源岩，湖相烃源岩为盆地主力烃源岩，K组页岩是盆地中生烃潜力最好的烃源岩.由于中中新世构造反转南部整体抬升，烃源岩埋深变浅生烃受到抑制，仍处于生油窗；盆地北部整体沉降继续，烃源岩埋藏深，处于生湿气和干气阶段[13]（图 6）.盆地西南边缘主要倾向于生气，这与中中新世-晚中新世的隆起、生长断裂以及褶皱作用导致的热流异常升高有关[14-15].
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图 6 E组.I组及K组烃源岩成熟度分布图 Fig.6 Maturity distribution map of source rocks in E, I and K formations 1-油田(oil filed); 2-E组顶部(top of E fm.); 3-I组顶部(top of I fm); 4-K组顶部(top of K fm.); 5-气田(gas field); 6-E组基底(top of E fm); 7-I组底部(bottom of I fm.); 8-气/凝析油田(gas field/ condensate oil field) |
马来盆地烃源岩经历多期生烃和混合生烃的过程[3].湖相页岩生烃受河流相煤、页岩影响，图 7a为湖相页岩地化特征，图 7c为河流相烃源岩地化特征，I组原油呈现湖相和河流相烃源岩混合来源的特征[16].
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图 7 I组石油油源对比（m/z 191） Fig.7 Comparison of sources for oil of I Formation (m/z 191) |
马来盆地油气运移具有以横向运移为主，以垂向运移为辅的特点，运移距离有限，一般油气近源聚集成藏.盆地西北部油气以垂向运移为主，中部背斜圈闭油藏同时存在横向运移和垂向运移，盆地东南部、北部和西部斜坡油气以横向运移为主（图 8）.
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图 8 马来盆地运移成藏特征 Fig.8 Migration and accumulation characteristics of Malay Basin (据文献[8-9]) (From References [8-9]) |
盆地中部油藏K和J组储层与K组烃源岩生物标志物特征具有相似性[16]（图 9），表明K组湖相页岩生成的石油既可以通过纵向运移在K组砂岩聚集，也可以在J组砂岩储层聚集成藏，证明盆地中部存在两种运移方式.
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图 9 K组页岩与J、K组原油生物标志物对比（m/z 191） Fig.9 Comparison of biomarkers of the shale in K Formation with crude oil in J and K formations (m/z 191) |
马来盆地油气藏的分布主要受烃源岩成熟度和盆地形态的控制[8-9]，大致呈现东南部和中部以油藏为主，北部以气藏为主.西南部气藏较多，这与异常热流使烃源岩处于生气阶段有关[17].东北部主要为油藏（图 10）.
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图 10 马来盆地油气田分布图 Fig.10 Distribution map of oil and gas fields in Malay Basin
(据文献[8-9]) 1-气田(gas field); 2-油田(oil filed); 3-主要断层(major fault) (From References [8-9]) |
造成油气南北差异主要有两方面的原因. 1）生烃因素：北部烃源岩，沉积和沉降快、埋深大，有利于成熟生烃，多数烃源岩已经进入生气阶段；由于后期东南部的抬升生烃受到抑制，生气较少[8]. 2）圈闭因素：南部圈闭形成时间早，北部圈闭形成时间晚；早期生成的油在南部聚集，北部逸散；后期生成的气在北部有效聚集[18].
4 勘探潜力分析及有利区预测 4.1 勘探潜力分析根据石油地质成藏条件和成藏组合带类型将马来盆地大致划分为6大勘探区域，依次为东南部挤压背斜油区、东北部斜坡带、中央构造带油气区、北部挤压背斜气区、西部断层圈闭区和西南部挤压背斜气区（图 11）.
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图 11 马来盆地6个勘探区划分图 Fig.11 Exploration division map of Malay Basin (据Robert Wong修改) (Modified from Robert Wong) |
（1）东南挤压背斜油区：为油气最为富集的区域，石油储量占整个盆地的69%，天然气储量占62%，也是最主要的油气生产区.相继发现许多Sekgi、Tapis等亿吨级油田.马来盆地深部一般都是超压的，深部H和I是未来勘探的重点，可能存在大型气藏和凝析油藏.
（2）中央构造带油气区：油气资源较为丰富，Semangkok和Dulang油田仍在产.该区断裂较为发育，断层对油气藏形成具有控制作用，需加大断裂系统的研究.
（3）东北部斜坡带：东北部的探井比中部多，产量却比中部少.东北斜坡带H、L组河道砂体及J-L岩性地层圈闭为勘探重点，具有发现油藏和气藏的潜力.
（4）北部挤压背斜气区：为马来盆地重要的气区，发现Jerneh等巨型气田，天然气产量占整个盆地的34%.北部挤压背斜气区H、L组高压带是天然气勘探的有利区.
（5）西部断层圈闭区：仅钻探井12口，发现Resak气田.整体勘探程度较低，为有利的油气远景区.主要勘探目标为I、J、K和L组断层圈闭.另外，I组河道砂体和J-L地层圈闭为重要潜在勘探目标，由于勘探程度低，比较隐蔽，随着勘探的深入会有大的发现.
（6）南部挤压背斜气区：随着Angsi油田的发现，最近勘探活动增加.南部挤压背斜气区J组与断裂有关的圈闭及基底披覆圈闭为主要的勘探目标，该区用新的地质观点仍有新发现的潜力.
4.2 有利区预测马来盆地油气资源富集，勘探相对比较成熟.本文主要基于对马来盆地成藏条件分析、成藏组合带及成藏规律的研究，并结合盆地油气发现情况对未来油气潜力区进行预测，共识别出9个有利目标区，其中3个为潜在勘探有利区，6个为新兴勘探区（图 12）.
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图 12 马来盆地有利区预测 Fig.12 Favorable area prediction in Malay Basin 1-油田(oil filed); 2-潜在区(potential area); 3-气田(gas field); 4-新兴区(new area); 5-断层(fault); 6-圈闭闭合高度(closure height of entrapment) |
潜在勘探有利区：1）盆地西北部H和I组河道岩性圈闭；2）盆地西部J-L组地层圈闭；3）盆地南部J组断裂带.
新兴勘探区：1）盆地北部H-L组基底披覆构造圈闭；2）盆地北部H和L组深部高压带；3）盆地东北部H和L组河道砂体；4）盆地东北部J-L组上超地层不整合圈闭；5）盆地南部J-K组基底披覆构造圈闭；6）班尤次盆渐新世同生裂谷带.
马来盆地西部H和I组河道砂和J-L地层圈闭，由于勘探程度低，比较隐蔽，勘探潜力较大.南部天鹅岛弧带的J组地层圈闭勘探程度也不高，具有一定的勘探前景.
5 结论（1）马来盆地在中中新世-晚中新世发生构造反转，反转主要集中在盆地的东南部和中部，构造反转与油气成藏关系密切.盆地中央的反转强度比侧翼大，东南方向反转强度增加.马来盆地烃源岩经历多期生烃和混合生烃的过程，在盆地南部烃源岩生烃受到抑制.油气藏分布主要受烃源岩成熟度和盆地形态的控制，呈现东南部和中部为油藏、北部为气藏的分布格局.
（2）马来盆地划分为基底成藏组合带、下部成藏组合带、中部成藏组合带和上部成藏组合带等4个成藏组合带.其中，晚渐新世-中中新世构造成藏组合带最重要，主要分布于盆地东南部.中-晚中新世构造成藏组合是马来盆地内第二重要的成藏组合带，主要分布于盆地中部.
（3）马来盆地可以划分为6大勘探区域，其中东南挤压背斜区是马来盆地主力油气产区.指出9个潜在有利目标区，其中3个为潜在勘探有利区，6个为新兴勘探区.
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