西纳土纳盆地位于马来半岛与加里曼丹岛之间，南至阿南巴斯群岛，东与纳土纳隆起相连，北邻呵叻隆起，西接马来盆地。该盆地呈NE—SW向展布，面积约9.6×10⁴ km²，可划分为Penyu次盆、Anambas地堑(或称Bawal地堑)、NB地堑和KB次盆等沉积构造单元^[6-7](图 1)。

图  1  西纳土纳盆地位置及构造分区(据文献[1, 2]修改)

Figure 1.  Regional location and tectonic division of the West Natuna Basin(modified from references [1, 2])

盆地构造演化经历了晚始新世—早渐新世裂谷阶段、晚渐新世—早中新世裂后阶段、早—中中新世反转阶段和晚中新世—第四纪构造稳定阶段，相应地发育了裂谷与裂后期陆相、海陆过渡相沉积、反转与构造稳定期海相沉积充填等4套层序结构(图 2)，其中裂谷巨层序可再分为裂谷早期层序和裂谷晚期层序。盆地沉积层在Anambas地堑和Penyu次盆发育明显：在Anambas地堑最厚4.5 km，在Penyu次盆最厚可超过7 km^[8-9]。

图  2  西纳土纳盆地地层综合柱状图(据文献[1, 18]修改)

Figure 2.  Stratigraphic column of the West Natuna Basin (modified from references [1, 18])

(1) 裂谷阶段

晚始新世—早渐新世，印度—澳大利亚板块与欧亚板块的碰撞造成了巽他陆块解体，伴生的伸展构造运动导致西纳土纳盆地开始发生裂谷作用^{[10, 11]}。早期裂谷作用形成了许多孤立的NE—SW向半地堑，且沉降速率低于沉积速率，在半地堑内充填有冲积扇和扇三角洲粗粒碎屑沉积，局部发育湖泊沉积物^{[10, 12]}。在早渐新世，断层运动发生变化，构造活动主要集中在大型地堑边界断层上。湖泊体系发生扩张，且沉降速率增加，超过了沉积物供给速率，在广泛的湖泊环境中沉积了厚层泥岩。

裂谷作用持续至早渐新世末，早期孤立的半地堑最终连接形成一系列NE—SW向展布的大型沉积中心，湖泊体系进一步扩张，盆内隆起逐渐消失并被沉积物覆盖。

(2) 裂后阶段

晚渐新世—早中新世，盆地进入裂后阶段并发生广泛的区域性沉降。该阶段盆地构造稳定，地形较为平坦，仅在盆地边缘有基底出露，沉积速率明显超过沉降速率。之前裂谷阶段形成的湖泊明显变浅，逐渐被进积式河流—三角洲和湖泊平原等沉积环境所取代，仅在Penyu次盆中部和Anambas地堑西南部地区残存小型湖泊和咸化湖泊。在早中新世，盆地东部和东北部地区受海侵事件的影响，沉积了一套滨浅海相泥岩，与下伏河流—三角洲相砂岩构成了盆地内首个海退/海侵沉积旋回；而盆地中部及南部未受到海侵事件的影响，沉积物可能形成于浅水海湾环境^{[10, 13]}。

(3) 反转阶段

早—中中新世，包括西纳土纳盆地在内的西印尼地区受板块间汇聚速率或角度变化的影响，发生了区域挤压并进入反转阶段^[1-4]。挤压反转与从马来盆地延伸到盆地内的NW—SE向走滑断裂带有密切联系，这些构造带具有右旋压扭的构造活动特征，在早期半地堑或凹陷上形成一系列NE—SW向为主的挤压背斜。该类背斜具有以下特点：①受走滑断层侧向牵引作用的影响，背斜通常呈雁列状分布；②挤压褶皱位于地堑边界的正反转断层上盘，常被垂直于褶皱轴向上的正断层或走滑断层切割。勘探实践证明，这些背斜构造是盆地油气聚集的主要场所^{[14, 15]}。该阶段沉积层表现为多个海侵/海退沉积旋回，沉积环境从浅海到以煤沼为主的滨海平原环境交替变化。

(4) 构造稳定阶段

从晚中新世开始，反转活动基本停止，盆地再次发生区域性沉降。该时期沉积层主要沉积于浅海环境，与下伏地层呈角度不整合接触(图 2)。

西纳土纳盆地发育裂谷期Belut组湖相泥岩、反转期Arang组滨海—三角洲相煤层和含煤泥岩2套烃源岩，其中Belut组烃源岩是盆地主要油气来源^{[15, 16]}。

Belut组湖相泥岩分布在NB地堑南部，Anambas地堑中部和Penyu次盆的次级断陷内。据盆地钻井、油田地化及地震资料分析，该套烃源岩按照构造—沉积演化和岩相特征划分为裂谷早期的深湖相泥岩和裂谷晚期的滨浅湖相泥岩/炭质页岩(图 3)。前者埋深大，分布局限，井资料缺乏，但从地化分析和地震解释推测出其有机质以湖泊藻类沉积为主，保存条件好，属腐泥型；有机质丰度高，TOC值一般>2%。后者分布范围广，井资料丰富，已证实由于河流—三角洲陆源有机质混入和保存条件差等因素影响，烃源岩有机质为腐泥—腐殖混合型，其中藻类有机质含量明显降低，而腐殖型有机质含量高；有机质丰度变化大，TOC值范围为0.1%~4%^[15]。Belut组烃源岩在Anambas地堑基本已进入生油窗，Ro值范围为0.7%~1.16%，而在Penyu次盆次级断陷内成熟度偏高，最大可达1.9%(图 3)^[9]。

图  3  西纳土纳盆地构造剖面及其Belut组主力烃源岩分布特征图

Figure 3.  Distribution of Belut primary source rock and structural cross section in the West Natuna Basin

Arang组滨海—三角洲相煤层和含煤泥岩主要分布在Anambas地堑南部和NB地堑东南部，该类烃源岩也同期形成于马来盆地南部^[15-17]。受反转期沉积环境频繁变化的影响，煤层发育厚度小(平均10 m左右)，横向变化大，常与砂岩、泥岩互层。烃源岩有机质类型为腐殖型，TOC值范围在4%~89%之间，热演化程度低，Ro值范围为0.2%~0.75%。

Anambas等东部地堑与Penyu次盆构造—沉积特征差异显著，造成Belut组烃源岩成熟度具有西部次盆高，东部地堑低的特点。Belut组沉积之后，Anambas地堑经历了多期抬升剥蚀，特别是中中新世末强烈的区域挤压抬升及沉积间断，导致地层剥蚀量大，上覆地层减薄。随着早—中中新世构造反转活动和海平面持续变化，地堑沉积中心向北迁移至马来盆地东南部，造成整个地堑内烃源岩层上覆沉积薄，后期埋藏较浅，热演化程度适中。不同的是，Penyu次盆在裂谷期伸展作用强，裂谷巨层序沉积厚度大，埋藏深，并且沉积之后的次级断陷沉降和沉积中心具有继承性，构造抬升剥蚀不明显，烃源岩处于成熟—高成熟阶段。

此外，反转期强烈的构造活动和挤压抬升也造成Anambas地堑内大部分Arang组烃源岩埋深未进入生油窗范围内(图 3)，导致其成熟度偏低，生烃潜力较差。

盆地主要发育3套证实的储集层系，分别是下渐新统Belut组砂砾岩、上渐新统Gabus组与中新统Arang组砂岩和粉砂岩^{[18, 19]}。

Gabus组是盆地主力储层之一，包括下Gabus组和上部的Udang砂岩段，是一套河流—三角洲相砂岩和粉砂岩，具有下粗上细，泥质含量高的特点，发育交错层理。钻井揭示，该套砂岩在Anambas地堑埋深1 000~3 000 m，沉积厚度大(下Gabus组/Udang砂岩段储层最厚300 m)，物性较好，孔隙度为19%~27%，渗透率最高为1 285 mD。

Arang组是盆地另一套主力储层，已发现油气集中在下Arang组，是一套滨海—三角洲相砂岩和粉砂岩，与Gabus组相比具有粒度粗、泥质含量低的特点，发育块状层理。其中下Arang组储层厚度为12~60 m，物性好；在Anambas地堑和Penyu次盆埋深为1 000~2 500 m，孔隙度为20%~31%，渗透率最高为3 000 ×10^-3 μm²。

Belut组是盆地次要储层，是一套冲积扇—冲积平原和扇三角洲相砂砾岩。岩石粒度偏粗，成分成熟度和结构成熟度低，孔隙保存条件差，物性普遍一般，但后期成岩作用与构造活动形成的次生孔隙和裂缝有助于改善部分储层物性。该储层仅在Anambas地堑反转构造带有少量油气发现，埋深较浅(1 200~2 300 m)，勘探程度低。

3套储集层发育的差异明显受盆地构造—沉积演化的控制。从储集性能上看，中新统砂岩和粉砂岩通常优于渐新统储层，一方面是因为中新统埋深较浅，埋藏压实作用相对较弱，另一方面该套储层是中新世构造反转期间，较老沉积物抬升剥蚀、再沉积的产物，所以孔隙性和渗透性等物性发育好^[19]。从横向连续性上看，尽管Gabus组与下Arang组在Anambas地堑沉积相控制下具有从西南向东北砂体厚度减小，储层质量下降的相似展布特征，但受构造反转活动的影响，下Arang组储层横向连续性较差，在挤压背斜构造带顶部沉积厚度减薄，常与泥岩频繁互层；而裂谷期，充填于半地堑的Belut组冲积扇相砂体分布则明显受边界断层控制，砂体横向变化快。因此Gabus组储层横向连续性最好，下Arang组次之，Belut组最差。

盆地主要发育5套盖层，Barat组泥岩和Muda组泥岩可作为区域性盖层，与Belut组、Gabus组以及Arang组储层同沉积的层内泥岩构成了3套局部盖层。Barat组泥岩是最重要的一套区域性盖层，也是Gabus组Udang砂岩段的直接盖层，厚度一般为60~1 000 m，为滨浅海、湖泊和海湾环境下的产物。Muda组是一套浅海相泥岩沉积，可作为Gabus组和Arang组储层的直接盖层，厚度在600~800 m。

Belut组泥岩既是盆地最重要的烃源岩，同时也是Belut组冲积扇和扇三角洲储层的直接盖层，形成了自生自储自盖的组合特征。

Anambas地堑和Penyu次盆东北部地区是盆地主要的油气聚集带。综合盆地油气地质条件及典型油气藏特征等方面的研究成果，认为上述构造单元间的油气成藏特征差异明显(表 1)。

Anambas地堑受中新世构造反转的影响，主要圈闭类型为构造型，大多受到断层作用的控制。地堑北部和东北部构造活动强烈，早期边界正断层发生反转，在其上盘形成挤压背斜和断背斜，圈闭数量较少，闭合高度大但规模小；地堑中部和南部构造活动较弱，除发育上述两种构造圈闭以外，还形成断层/断块和地层—构造圈闭，圈闭类型和数量多，规模较大。Belut组主力烃源岩在区域上普遍发育，这为油气生成提供了充足的烃源条件，且连续的裂后期快速沉积作用为烃源岩提供了非常好的埋藏和生烃条件。广泛发育的边界断层是油气垂向运移通道，将地堑沉积中心的深部湖相生烃灶与浅部储集层沟通起来，砂岩输导层和走滑断层则是油气侧向运移的有利通道。因此，Belut组湖相烃源岩生成的油气主要沿裂谷期边界断层向上运移至地堑中央的挤压反转构造和坳间隆之上，或者沿侧向输导体系运移至地堑周边隆起的构造和地层—构造圈闭中聚集成藏，具有近源成藏的特点。

Penyu次盆东北部北邻Tenggol隆起，与马来盆地相隔，是次盆内油气发现的聚集区。与Anambas地堑相比，该地区构造活动逐渐减弱，边界断层部分反转或不反转，主要发育构造圈闭和地层—构造圈闭，特别是在Tenggol东南侧基底隆起之上形成了平缓、巨大的披覆背斜圈闭(图 4)^{[9, 18, 19]}。大部分油气来源于马来盆地南部的生烃灶, 仅少数来自次盆内邻近的次级断陷，油气沿上倾的砂岩输导层向南运移至Penyu次盆中聚集成藏，侧向运移距离大，具有远源成藏的特点(图 4)^{[20, 21]}。

图  4  西纳土纳盆地油气成藏模式(据文献[20]修改)

Figure 4.  Hydrocarbon accumulation model of the West Natuna Basin (modified from reference [20])

西纳土纳盆地内已发现32个油气田，其中油田12个，气田20个，油气田沿盆地构造轴分布，轴向多与NE—SW或ENE—WSW构造走向一致。盆地内最大，印尼第5大油田——Belida油田(可采储量371.5 MMbbl石油和凝析油，气油比：1:5.3)位于Penyu次盆东北部的次级断陷。盆地内最大气田——North Belut气田(可采储量778 Bcf天然气，31.7 MMbbl凝析油)位于Anambas地堑东部隆起区。盆地探明和控制石油、凝析油和天然气可采储量分别是643.19 MMbbl、70.83 MMbbl和3 863.84 Bcf，合计1 358 MMboe油当量。

区域上，油气主要分布于盆地中部及中西部的Anambas地堑和Penyu次盆东北部，其油气储量分别占盆地油气总储量的49.7%、49.6%，其次是盆地东部的NB地堑东南地区，油气储量仅占总储量的0.7%(图 5)。层系上，油气富集于上渐新统和下中新统，其油气储量分别占总储量的55.0%和42.4%，其次是上始新统和下渐新统，二者合计占总储量的2.6%(图 6)。

图  5  西纳土纳盆地不同构造单元油气储量区域分布

Figure 5.  Regional distribution of petroleum reserves in different tectonic units in the West Natuna Basin

图  6  西纳土纳盆地油气储量层系分布

Figure 6.  Stratigraphic distribution of petroleum reserves in the West Natuna Basin

不同构造单元内储集层系的油气分布也存在差异(图 7)。在Anambas地堑，油气从始新统至中新统均有分布，富集了盆地内97.9%的凝析油和62.0%的天然气储量，但主要储集于上渐新统，其油气储量占地堑总储量的87.7%；在Penyu次盆，油气资源以石油为主，油气仅分布在上渐新统和下中新统，其中下中新统油气富集，其油气储量占次盆总储量的77.9%；在NB地堑，油气仅赋存于上渐新统。分析认为，构造单元间油气层系分布的差异主要受主力烃源岩和油气运移路径的控制。Penyu次盆油气主要来自马来盆地生烃灶，烃源岩有机质丰富且生油潜力好，油气运移以沿输导层上倾运移为主，跨层运移很少；而Anambas地堑油气来自其深部湖相烃源岩，受陆源有机质输入和保存条件的影响，倾油型深湖相烃源岩发育偏少，而倾气型滨浅湖相烃源岩分布较多，油气可沿地堑边界断层发生垂向跨层运移，这为上覆储集层油气聚集提供了有力的运移通道。

图  7  西纳土纳盆地不同构造单元油气层系分布(据文献[1, 2]修改)

Figure 7.  Stratigraphical distribution of petroleum reserves in different tectonic units of the West Natuna Basin (modified from references [1, 2])

油气藏分布特征方面，盆地的油气藏类型大致分为构造型和地层—构造型，前者富集了盆地内80.4%的油气储量。在构造油气藏中，与中新世反转构造活动相关的，且位于逆冲断层上盘的挤压背斜油气藏和断背斜油气藏的油气储量最多，占盆地油气总储量的44.0%，分布在Penyu次盆和Anambas地堑等地；位于基底隆起之上的披覆背斜油气藏的油气储量次之，占盆地总储量的33.1%，主要集中在Tenggol隆起东南侧至Penyu次盆东北部；断层油气藏数量少，且油气储量少，仅占盆地总储量的3.3%，通常位于正反转断层附近。这说明反转构造运动和基底隆升构成的圈闭控制了油气藏的形成和富集。以上规律是基于目前勘探程度下盆地探明和控制油气可采储量分析得出的结果。随着未来勘探程度和地质分析进一步成熟与深入，对油气分布特征的认识也将发生相应的调整。

西纳土纳盆地油气勘探始于1968年。多年以来，大部分油气勘探工作集中在NE—SW向的大型挤压反转构造上，这些大型构造的勘探目的层主要是Gabus组和Udang砂岩段砂岩储层，基本上都已钻探，且勘探相对成熟，不太可能存在尚未勘探的大型油气远景目标。1989年Belida油田的发现使得勘探工作转移至埋藏较深，且受中新世挤压反转和断层活动影响较小的披覆构造中，但此后近30年都未发现规模较大的油气田^[1]。

但综合盆地构造—沉积演化与石油地质特征，结合油气勘探经验，认为西纳土盆地仍具有可观潜力，未来勘探工作应在以下2个方面进行考虑：

从构造单元来看，Anambas地堑、Penyu次盆和NB地堑东南部是盆地主要的沉积、沉降中心，地层沉积厚度大，烃源岩发育，且紧邻生烃中心，油源十分充足。因此，这些地区仍然是下一步油气勘探的主要目标，尤其是处于勘探早期阶段，油气发现较少的Penyu次盆中西部和NB地堑东南部等地区。

从圈闭勘探来看，油气勘探应加强对地层圈闭的识别和分析工作。位于Anambas地堑西南部的河流下切谷地层圈闭形成于上渐新世—下中新世河流—湖泊沉积体系的低位体系域中，以Gabus—下Arang组砂岩作为储层，常被湖侵体系域的泥质沉积物所包裹，在近源成藏模式下易形成油气藏。该类圈闭埋藏较浅，钻井及地震资料丰富，是目前最为现实的勘探目标。同时，位于盆地深部，以Belut组冲积扇相砂砾岩为储层的地层圈闭是未来油气勘探的潜在领域。一方面，Belut组砂砾岩层沿边界断层发育，常超覆至基底隆起之上又被层内湖相泥岩遮挡，与地堑中心湖相烃源岩侧变式接触，形成了有利的生储盖组合配置关系；另一方面，该圈闭未受中新世反转和断层活动的影响，内部油气没有被破坏，保存条件好，具备良好的油气成藏条件。这种地层圈闭勘探程度低，风险虽大，但油气资源潜力高。

(1) 西纳土纳盆地经历了裂谷、裂后、反转和构造稳定期4个构造—沉积演化阶段，自西向东依次形成了Penyu次盆、Anambas地堑、NB地堑和KB次盆等沉积构造单元，发育Belut组优质湖相烃源岩和Gabus/Arang组砂岩—Barat/Muda组泥岩优质储盖组合，石油地质条件优越。

(2) 油气成藏特征在不同构造单元具有显著的差异性。Anambas地堑具有近源成藏特征，油气从地堑中心沿断层和输导层运聚至上覆反转构造圈闭；Penyu次盆东北部则以远源成藏为特征，油气沿侧向输导层上倾方向运聚至披覆构造圈闭。

(3) 区域上，西纳土纳盆地的油气主要分布于Penyu次盆、Anambas地堑，68.6%的石油可采储量聚集于penyu次盆东北部，67.0%的天然气和凝析油可采储量则在Anambas地堑富集。层系上，油气主要分布在上渐新统和下中新统，其油气储量分别占总储量的55.0%和42.4%，并且各自对应Anambas地堑、Penyu次盆的主力储集层系。

(4) Anambas地堑、Penyu次盆和NB地堑东南部仍具有勘探潜力。位于Anambas地堑西南部的Gabus—下Arang组河流下切谷地层圈闭是目前最为现实的勘探目标，而Belut组冲积扇相砂砾岩地层圈闭埋深大，勘探风险高，但资源潜力高，这将是未来油气勘探的重要区域。