爱华网关键词：烃源岩；地球化学；生物标志物；沉积环境；古近系；新生代盆地；苏拉威西；印度尼西亚
中图分类号：P618.13；TE121文献标志码：A
Source Rock Characteristics of Cenozoic Basins in Sulawesi Region， Indonesia
XI Zhugang， HU Xiaolin， FANG Yong， ZHANG Ke， GUAN Hong， CHENG Yuehong
（CNOOC Research Institute， Beijing 100028， China）
Abstract： Based on the drilling data， strata and sedimentary facies， combined with the geochemical analysis of oil sample， seepage， core and outcrop， the development era， geochemical characteristics and sedimentary environment of source rocks in Sulawesi region， Indonesia were analyzed systematically. The results show that the main hydrocarbon source rocks of Cenozoic basins in Sulawesi region develop in PaleoceneEocene， and generally contain coal or carbonaceous mudstones； the organic matter is partial humic with mediumgood abundance， so that the source rocks have the ability to generate hydrocarbon； the sedimentary facies of PaleoceneEocene source rocks is fluvialswamp and flatlagoon； the source rocks remain in the sags controlled by faults at rift stage； the thermal evolution of source rocks in the main parts is at the matureovermature stage， so that the source rocks have the ability to provide sufficient hydrocarbon for the forming of hydrocarbon accumulation.
Key words： source rock； geochemistry； biomarker； sedimentary environment； Paleogene； Cenozoic basin； Sulawesi； Indonesia
0引言
�K拉威西地区位于印度尼西亚中部，大地构造位置处于巽他陆块、澳大利亚板块微陆块群、西里伯斯海微板块交汇处，构造运动活跃。该区发育一系列中生界基底上的新生代盆地，构造演化史复杂，经历了裂谷、坳陷、碰撞造山，并伴有走滑等一系列地质活动。国内外学者及油气公司对该区的油气地质研究始于19世纪，在20世纪70年代至90年代进入高潮，21世纪初钻探和地震采集等勘探活动达到顶峰，但成效欠佳，仅在森康盆地、南马卡萨盆地及其周缘发现少量天然气。前人在区域构造演化、盆地结构、沉积相等方面已开展了部分有益的研究[110]，其中最为关键的烃源岩评价一直缺乏系统性分析，尤其是对主力烃源岩层位及其生烃潜力认识不清，一定程度上影响了研究区的勘探进程。
图1印度尼西亚苏拉威西地区新生代盆地区域位置
Fig.1Location of Cenozoic Basins in Sulawesi Region， Indonesia
本文综合前人研究成果，基于该区主要新生代盆地钻井、露头、油苗等资料，从盆地地层构成、沉积演化、原油地球化学特征、烃源岩特征等基础研究入手，对苏拉威西地区新生代盆地的烃源岩发育时代、地球化学特征、沉积环境和展布等进行了探讨，以期促进苏拉威西地区的油气勘探。
Symbol`@@
1有效烃源岩时代及分布
苏拉威西地区新生代盆地主要包括北马卡萨盆地、拉里昂盆地、卡拉马盆地、南马卡萨盆地、斯伯曼盆地和波尼盆地（图1）。这些盆地普遍经历了3期演化：晚始新世之前的裂谷期、晚始新世末期至早中新世的坳陷期、中中新世至今的挤压期（图2）。其中，裂谷期是主要烃源岩形成和发育期。
图2新生代盆地综合地层柱状图对比
Fig.2Comparison of Comprehensive Stratigraphic Columns of Cenozoic Basins 裂谷期，研究区断裂发育，垒堑结构清晰，但南马卡萨盆地、北马卡萨盆地断陷的形成早于森康盆地和波尼盆地。古新世―始新世，苏拉威西地区由西向东逐渐由北马卡萨盆地、南马卡萨盆地的河流―三角洲―湖泊等陆相沉积向斯伯曼盆地、波尼盆地的潮坪��湖、边缘海等海相环境过渡，陆生高等植物繁盛，有机质来源丰富，形成了许多薄煤层，是有效烃源岩发育期[914]。
坳陷期和挤压期，苏拉威西地区广泛海侵，以海相泥页岩和碳酸盐岩沉积为主，局部发育一些粗碎屑岩沉积。渐新统以上地层一般埋藏较浅，由于苏拉威西地区地温梯度和热流值偏低，普遍未进入生烃门限，无法形成大规模的有效烃源岩。但该时期的沉积物为古新统―始新统烃源岩成熟和保存提供了物质基础。
根据区域断裂和各盆地地层厚度特征，苏拉威西地区新生代盆地古近纪断裂发育，形成了众多断陷，控制了盆地隆坳格局及裂谷期沉积物展布。这些大小不一的断陷是接受古近系沉积的主体，是重要的烃源岩发育区和保存区。苏拉威西地区新生代盆地存在10余个较大的坳陷，单个坳陷面积一般在1 200～6 000 km2。波尼盆地受NW向断裂控制及NW向局部隆起和走滑断裂分割，存在北、中、南3个较大的坳陷[34]，坳陷总面积达17 000 km2；它们是波尼盆地古近系烃源岩的主要发育区；北部坳陷地层厚度达8 000 m，古近系厚度达1 500 m，其余坳陷地层厚度一般为4 000～6 000 m。南马卡萨盆地受NE向断裂控制和台地围陷，形成了沉积厚度为4 000～5 000 m、面积达3 800 km2的中央坳陷，其内分布着众多近SN向和部分NW向小断层控制的断陷，始新�y烃源岩发育[1314]；该盆地西侧受NW向大断裂控制，形成了马卡萨半地堑，地层厚度超过4 000 m，面积达1 100 km2，被认为是重要的始新统生烃灶，其周缘获得了鲁比和潘开特等油气发现。北马卡萨盆地东部为挤压构造带，NE向褶皱发育，西侧构造平缓，盆地挤压构造带存在南、北2个坳陷[57]；北部坳陷地层厚度约5 000 m，面积约600 km2，南部坳陷地层厚度达8 000 m，平均厚度约5 300 m，面积达1 200 km2；这两个坳陷是北马卡萨盆地始新统有效烃源岩发育区。
2烃源岩沉积环境
苏拉威西地区古新统―始新统烃源岩分布受沉积相带展布和盆地断陷结构双重控制。裂谷期断陷控制沉积物汇聚方向，断陷中心部位多发育湖相和��湖相等烃源岩，断陷周缘多以小型河流―三角洲相、潮坪―��湖相等成煤环境为主[9]。
北马卡萨盆地东部、拉里昂盆地和卡拉马盆地始新世沉积环境类似，主要发育河流―三角洲―湖沼相沉积（图3），煤层多见，是有利的烃源岩发育相带。
南马卡萨盆地M1、P1等多口井揭示始新统。上始新统厚度为400～800 m，以灰色、棕灰色泥页岩为主，夹薄层浅灰色泥灰岩、灰岩，自然伽马曲线呈微齿状，自然电位曲线平直，岩屑中见微型有孔虫、海绿石，主要为浅海陆棚半深海沉积。中―下始新统是主要的烃源岩发育段，钻井揭示厚度较薄（100～200 m），以灰色泥页岩、碳质页岩夹薄层灰色粉砂岩、棕色白云岩为主，可见海绿石和黄铁矿，自然伽马曲线呈指状交互，主要为河流―三角洲相和湖沼相沉积（图3）。井震结合分析，中―下始新统湖沼相烃源岩沉积对应一套连续性较好的中―强振幅反射层，主要分布于盆地坳陷中部。而坳陷周缘发育河流―三角洲相沉积，是良好的煤系烃源岩发育区。
斯伯曼盆地钻井广泛揭示了中―下始新统的煤、碳质泥岩和灰岩。这套地层在地震剖面上具有高连续、强振幅反射的特征，在全区可追踪，比较稳定。Ke1井等揭示，古新统―中始新统下部以砂岩、泥岩互层为主，夹碳质泥岩和薄煤层、白云岩，见大量温湿环境的光面缝孢属、沟鞭藻、货币虫等古生物，自然伽马曲线呈锯齿状交互，以潮坪环境为主。中始新统中上部以泥灰岩、灰岩、泥页岩为主，自然伽马曲线较为平直，缺少被子类孢粉，海洋环境中的货币虫、浮游生物等较发育，为潮坪��湖环境。此外，Ke1井始新统岩芯和岩屑样品甾烷分布表现为河口湾沉积环境，泥灰岩中伽马蜡烷表明始新世可能受海侵影响，奥利烷表明有陆生高等植物的输入。综合分析认为，斯伯曼盆地始新统烃源岩沉积环境为潮坪―��湖相（图3）。
波尼盆地北部仅有的B1X井未揭示始新统，但波尼盆地始新统地震反射特征与斯伯曼盆地始新统相似，具有空白反射夹高连续、强振幅反射的特征。此外，波尼盆地与斯伯曼盆地构造位置临近，构造演化背景相似[34，9]，两个盆地在始新世均处于海湾湾口的位置，局部被古隆起分割，盆地主体表现为水体循环受限的潮坪―��湖环境（图3）。波尼盆地中央坳陷是始新统潮坪―��湖相烃源岩发育和保存的主要区带。
3原油地球化学特征
3.1基本物性和族组成
中苏拉威西岛西部拉里昂盆地Doda地区、卡拉马盆地Paniki河流域、森康盆地Parandean地区始新统露头中存在大量油苗[1011]，证明苏拉威西地区存在有效的含油气系统。这些油苗的地球化学分析为烃源岩研究提供了必要的基础资料和证据。这些油苗主要分布在始新统含煤或富含碳质碎屑的砂岩中，原油相对密度为0.83～0.85，为轻质油；局部遭受降解的油样相对密度为097～100（表1）；蜡质成分中等―较高，含硫量较低，具有陆源原油的特征[1011]。同时，这些油苗姥植比为6～15，具有典型的煤成油特征。油苗气相色谱分析与始新统露头烃源岩色谱特征相似，具有良好的相关性。
此外，北马卡萨盆地、南马卡萨盆地和斯伯曼盆地均有钻井获得油样或岩芯抽提物。它们均呈现出陆源有机质贡献原油的特征：①北马卡萨盆地内Ka1井在始新统砂岩获得原油显示，油样相对密度为085～092，蜡含量（质量分数，下同）为17%～21%，硫含量为0.06%～0.10%；②南马卡萨盆地P1井在基底花岗岩中获得原油发现，P1井油样室温下呈黑色固体，油样相对密度为092，蜡含量为24.78%，硫含量为0.19%，饱和烃含量为655%，芳烃含量为262%，非烃和沥青质组分占83%；③斯伯曼盆地Ke1井在始新统灰岩和碎屑岩中获得油显示，始新统岩芯抽提物样品分析显示灰岩和泥页岩样品抽提物中非烃组分平均含量为763%～787%，芳香烃组分为99%～163%，砂岩样品抽提物中饱和烃组分较高，平均含量为468%，非烃组分占410%。 3.2生物标志化合物特征
苏拉威西地区新生代盆地油样生物标志化合物分析成果主要来自南马卡萨盆地的P1井和斯伯曼盆地的Ke1井。
南马卡萨盆地P1井油样姥植比为21，表明烃源岩沉积时为一种偏氧化性环境，如河湖、滨海、沼泽或浅湖―浅海沉积[15]。Pr/nC17值为2.1，Ph/nC18值为16，两者交汇显示原油的母质类型为混源型的Ⅱ―Ⅲ型干酪根，具有藻类物质的影响。饱和烃δ13C值为-30.99‰，芳香烃δ13C值为-3077‰，这两个指标也反映出原油母质来源具有藻类影响。
P1井油样甾类化合物中C29甾烷丰度明显高于C27、C28甾烷（图4），说明烃源岩母质主要为高等植物贡献，但也存在一定藻类物质的影响，烃源岩沉积环境偏河口湾或浅湖[16]。油样中少量奥利烷更是说明烃源岩有机质具有白垩纪以来被子植物的输入。三环萜烷以细菌来源的C30为主，说明油气来自晚白垩世或更年轻时代的非碳酸盐岩沉积物。较高的Tm/Ts值（1.05）、较低的C30莫烷/藿烷值（07）说明有机质已达到中等成熟度。
综合南马卡萨盆地原油地球化学特征和地层特征，推测南马卡萨盆地有效的主力烃源岩为裂谷期古新统―始新统的泥质岩类。
斯伯曼盆地Ke1井始新统含油岩芯抽提物中甾类化合物C27、C28、C29三端元图（图4）显示，烃源岩沉积环境偏海湾或湖泊体系[17]；同时，地球化学分析中见到低丰度的伽马蜡烷，表明始新统烃源岩沉积时期可能受到海侵影响，为海陆过渡环境。
Ke1井始新�y灰岩段样品中发现奥利烷，说明该时期有机质沉积环境靠近陆地，具有陆源的影响。其余岩芯样品未发现此类陆生生物标志物特征。始新统6个灰岩样品藿烷分布相似，具有C28甾烷优势，说明湖相或��湖相藻类贡献突出。
上述油苗、油样、抽提物等资料综合分析表明，苏拉威西地区新生代盆地烃源岩发育段普遍具有陆源物质的输入，整体表现为海陆过渡环境。结合该区各地层的沉积背景，判定古新统―始新统为苏拉威西地区新生代盆地主要的烃源岩发育段。
4烃源岩地球化学特征
4.1露头样品
苏拉威西地区新生代盆地的露头资料主要来自苏拉威西岛南支及其中部。森康盆地北部辛康地区露头见始新统河流―三角洲相的煤层和碳质泥岩烃源岩[10]，煤层厚度为05～12 m。该套烃源岩干酪根为Ⅱ―Ⅲ型，总有机碳为31%～81%，氢指数为（158～578）×10-3（图5）。这些露头烃源岩品质较好，除个别样品进入过成熟阶段外，普遍未成熟。始新世之后，区域构造活动形成的岩浆侵入使沉积物受到异常高温作用，促进了烃源岩的热演化。辛康地区烃源岩的成熟可能与晚中新世火山弧作用及逆冲推覆作用导致烃源岩上覆构造负载的加大有密切关系。
拉里昂盆地和卡拉马盆地露头揭示，始新统富含煤和碳质页岩[10]，为典型的煤系烃源岩，以Ⅲ型干酪根为主，总有机碳为50%～85%，氢指数为（130～580）×10-3，生烃潜力（S1+S2）为（100～230）×10-3，品质中等―好。
4.2钻井样品
南马卡萨盆地P1井样品揭示厚120 m的中―下始新统主要为黑褐色碳质泥岩、灰色泥岩。P1井中―下始新统岩芯样品分析显示，湖沼相泥岩富含藻类，主要为Ⅱ1型干酪根，总有机碳为4.11%～6.09%，S1+S2值为（12.69～28.78）×10-3，氢指数为（294～456）×10-3[1314]，品质好，具备油气兼生的能力。三角洲相泥岩主要为Ⅱ2型干酪根，总有机碳为080%～252%，平均为155%，氢指数为（121～148）×10-3，S1+S2值为（181～416）×10-3[1314]，烃源岩品质中等，是倾气型烃源岩（图5、6）。由于P1井处于构造高部位，这些始新统样品均未成熟（图6）。
图6始新统烃源岩生烃潜力与总有机碳的关系
Fig.6Relationship Between Hydrocarbon Potential and
Total Organic Content of Eocene Source Rocks
南马卡萨盆地M1井钻遇上始新统三角洲相含煤页岩，未见藻类来源有机质，总有机碳为20%～40%，氢指数为（200～300）×10-3，品质较好，但是未进入成熟阶段。
斯伯曼盆地钻井样品广泛揭示古新统―始新统潮坪―��湖相煤层、泥岩及泥灰岩，是该盆地最可能的有效烃源岩段。
S1X井钻遇大量始新统煤层，单层厚度为18 m，总厚度为433 m，煤层岩芯样品中见到油显示；煤系页岩总有机碳为09%～25%，平均为1.4%，品质较差。始新统灰岩岩芯中见到沥青，灰岩段总有机碳为09%～29%，平均为17%。
Ke1井古新统―中始新统下部以砂岩、泥岩互层为主，夹碳质泥岩和薄煤层。Ke1井1 350～1 800 m深度处始新统井壁岩芯样品和岩屑样品煤系泥岩多为Ⅱ―Ⅲ型干酪根，总有机碳为077%～812%，平均为224%，氢指数为（64～455）×10-3，平均为149×10-3，S1+S2值为（067～3740）×10-3，平均为61×10-3，丰度为中等―很好；泥灰岩多为Ⅱ型干酪根，总有机碳为068%～094%，平均为081%，氢指数为（326～408）×10-3，平均为370×10-3，S1+S2值为（26～38）×10-3，平均为33×10-3，丰度为中等（图5、6）。Ke1井烃源岩样品热解峰温普遍小于440 ℃，未成熟。
斯伯曼盆地具有低的地温梯度（每千米91 ℃～204 ℃），加之渐新世之后剥蚀量较大，始新统整体埋深较浅，因此，是否存在大规模的有效烃源岩成为制约该区勘探的关键。但斯伯曼盆地局部由于火山作用导致热流增加，促使烃源岩进入成熟阶段。据现有钻井资料推断，斯伯曼盆地始新统烃源岩在2 100 m左右深度处镜质体反射率达0.6%，开始生成烃类。 4.3小结
苏拉威西地区新生代盆地露头和钻井样品揭示，该区始新统烃源岩岩性成分较为复杂，包括泥页岩、泥灰岩、煤层和碳质泥岩等，整体以偏腐殖型干酪根为主，有机质丰度中等―好，但由于所取样品均处于坳陷构造高部位或出露时间较早，所以普遍未成熟。而根据各盆地地层特征、坳陷结构、地温梯度等资料，古新统―始新统烃源岩在沉积盖层厚度较大的断陷内应普遍进入成熟阶段，局部达到过成熟。
5结语
（1）印度尼西亚苏拉威西地区新生代盆地主力烃源岩发育层位为古新统―始新�y。古近纪断裂控制的断陷为烃源岩的主要发育区和保存区。
（2）油苗及油样普遍具有高蜡低硫、高姥植比等陆源原油的特征。生物标志化合物反映出烃源岩沉积环境具有陆生高等植物输入，且存在藻类母质，为受海侵影响的海陆过渡相。苏拉威西地区新生代盆地古新统―始新统烃源岩沉积环境差异较大。拉里昂盆地、卡拉马盆地、森康盆地、北马卡萨盆地和南马卡萨盆地古新统―始新统烃源岩以河流―三角洲相和湖沼相为主，斯伯曼盆地和波尼盆地烃源岩沉积相为潮坪―��湖相。
（3）古新统―始新统烃源岩包括泥页岩、碳质泥岩、泥灰岩和煤，干酪根类型为Ⅱ―Ⅲ型，有机质丰度中等―好，具备油气兼生的能力。苏拉威西地区各新生代盆地坳陷主体部位始新统上覆地层较厚，且局部存在火山活动的热流影响，烃源岩已进入成熟阶段，具备为油气藏的形成提供充足烃类的能力。
参考文献：
References：
[1]CALVERT S J，HALL R.Cenozoic Evolution of the Lariang and Karama Regions，North Makassar Basin，Western Sulawesi，Indonesia[J].Petroleum Geoscience，2007，13：353368.
[2]CALVERT S J，HALL R.The Cenozoic Geology of the Lariang and Karama Regions，Western Sulawesi：New Insight into the Evolution of the Makassar Straits Region[C]∥Indonesian Petroleum Association.Proceedings of 29th Annual Convention.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，2003：121137.
[3]CAMPLIN D J，HALL R.Neogene History of Bone Gulf，Sulawesi，Indonesia[J].Marine and Petroleum Geology，2014，57：88108.
[4]SUDARMONO.Tectonic and Stratigraphic Evolution of the Bone Basin，Indonesia：Insights to the Sulawesi Collision Complex[C]∥Indonesian Petroleum Association.Proceedings of 27th Annual Convention.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，1999：713725.
[5]HALL R，CLOKE I R，NURAINI S，et al.The North Makassar Straits：What Lies Beneath？[J].Petroleum Geoscience，2009，15：147158.
[6]PUSPITA S D，HALL R，ELDERS C F，et al.Structural Styles of the Offshore West Sulawesi Fold Belt，North Makassar Straits，Indonesia[C]∥Indonesian Petroleum Association.Proceedings of 30th Annual Convention.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，2005：519542.
[7]NEGRO R D，CASTELLANO P，KUHFUSS A，et al.Structural Styles and Petroleum System Modelling of the North Makassar Straits，Indonesia[C]∥Indonesian Petroleum Association.Proceedings of 37th Annual Convention.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，2013：799818.
[8]NURAINI S，HALL R，ELDERS C F.Basement Architecture and Sedimentary Fill of the North Makassar Straits Basin[C]∥Indonesian Petroleum Association.Proceedings of 30th Annual Convention.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，2005：483497.
[9]WILSON M E J，MOSS S J.Cenozoic Palaeogeographic Evolution of Sulawesi and Borneo[J].Palaeogeography，Palaeoclimatology，Palaeoecology，1999，145（4）：303337. [10]COFFIELD D Q，BERGMAN S C，GARRARD R A，et al.Tectonic and Stratigraphic Evolution of the Kalosi PSC Area and Associated Development of a Tertiary Petroleum System，South Sulawesi，Indonesia[C]∥Indonesian Petroleum Association.Proceedings of 22nd Annual Convention.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，1993：676690.
[11]COFFIELD D，GURITNO N，WILSON M，et al.Petroleum Systems of South Sulawesi，Indonesia Field Trip Summary[C]∥Indonesian Petroleum Association.International Conference on Petroleum Systems of SE Asia and Australasia Conference.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，1997：10011010.
[12]YULIHANTO B.Hydrocarbon Play Analysis of the Bone Basin，South Sulawesi[C]∥Indonesian Petroleum Association.AAPG Deepwater and Frontier Exploration in Asia and Australasia.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，2004：333348.
[13]PIRENO G E，DARUSSALAM D N.Petroleum System Overview of the Sebuku Block and the Surrounding Area：Potential as a New Oil and Gas Province in South Makassar Basin，Makassar Straits[C]∥Indonesian Petroleum Association.Proceedings of 34th Annual Convention.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，2010：10991114.
[14]ARIYONO D，KUPECZ J，SAYERS I，et al.Generation and Expulsion from Middle Eocene Source in the South Makassar Basin，Indonesia[C]∥Indonesian Petroleum Association.Proceedings of 37th Annual Convention.Jakarta：Indonesian Petroleum Association，2013：13431362.
[15]�R双舫，张敏.油气地球化学[M].北京：石油工业出版社，2008.
LU Shuangfang，ZHANG Min.Petroleum Geochemistry[M].Beijing：Petroleum Industry Press，2008.
[16]HUANG W Y，MEINSCHEIN W G.Sterols as Ecological Indicators[J].Geochimica et Cosmochimica Acta，1979，43（5）：739745.
[17]PETERS K E，MOLDOWAN J M.生物标记化合物指南[M].姜乃煌，张水昌，林永汉，等译.北京：石油工业出版社，1995.
PETERS K E，MOLDOWAN J M，et al.The Biomarker Guide[M].Translated by JIANG Naihuang，ZHANG Shuichang，LIN Yonghan，et al.Beijing：Petroleum Industry Press，1995.
