东南亚油气资源非常丰富，拥有大量待发现的常规油气资源以及非常规油气资源，是当前全球油气勘探开发最活跃的地区之一^[1-4]。据统计，东南亚石油和天然气探明资源量分别为5 858×10⁶ t油当量和8 733×10⁶ t油当量；石油和天然气待探明资源量分别为52.7×10⁸ t油当量和73×10⁸ t油当量^[5]，这些油气资源主要分布在该区发育的100多个新生代沉积盆地^[6-8]。前人对该区的盆地类型、油气地质条件以及沉积特征取得了丰富的研究成果：如杨福忠等^[9]通过对东南亚14个主要含油气盆地进行研究，将东南亚地区油气成藏组合划分为中生界成藏组合、前古近系基底成藏组合、古近系成藏组合和新近系成藏组合；陈龙博等^[10]通过对苏门答腊弧后盆地带油气成藏组合进行研究，认为苏门答腊弧后盆地带的油气成藏组合受不同阶段裂谷作用的控制；姚永坚等^[11]通过对东南亚主要含油气盆地沉积、构造特征的研究，提出东南亚发育始新统、渐新统和中新统3套烃源岩；DOUST^[12]从有助于油气勘探的角度出发，将东南亚新生代沉积盆地的沉积相划分为湖相、近海相、开阔台地相、深水相4大类型。但东南亚地区油气成藏组合研究以及裂谷作用与油气成藏组合二者之间的关系稍显薄弱和不足。鉴于此，本文在前人研究成果的基础上，通过对盆地构造-沉积演化进行系统分析，研究东南亚地区盆地油气成藏组合的要素特征，并探讨裂谷作用对油气成藏组合的影响，以期为该区的油气勘探提供更充分的地质依据。

东南亚地区位于欧亚板块的东南部，东西两侧分别为太平洋与印度洋，南邻大洋洲，面积约为1.0×10⁷ km²，大地构造处于印度-澳大利亚板块N向、NE向斜向俯冲以及太平洋板块西向俯冲两大俯冲带之间，经历了板块俯冲碰撞、裂谷、伸展、挤压、走滑等一系列地质作用，构造非常复杂^[13]。

东南亚地区盆地的构造-沉积演化受印度-澳大利亚板块与欧亚板块之间俯冲碰撞以及海平面升降变化的控制^[14-19]，经历了不同程度的同生裂谷早期、同生裂谷晚期、后裂谷早期和后裂谷晚期4个阶段（图1）。总的来看，裂谷作用在巽他大陆南部开始较早，北部较晚^[20-22]。与此相对应，在盆地不同部位形成了不同类型的油气成藏组合。

图  1  东南亚地区盆地构造演化及主要地质事件

Figure 1.  Tectonic evolution and main geological events in Southeast Asia basins

同生裂谷早期阶段（古新世），太平洋板块和印度-澳大利亚板块分别向欧亚板块之下俯冲（B型俯冲），此时为板块间“软碰撞”阶段^[23]，受弧后伸展作用影响地壳开始裂陷，位于巽他大陆东南部的盆地开始形成地堑-半地堑结构形态，盆地主要为湖相泥岩和砂岩沉积。

同生裂谷晚期阶段（始新世），随着太平洋板块和印度-澳大利亚板块向欧亚板块之下持续俯冲，前端洋壳逐渐消亡，板块间由“软碰撞”阶段转为“硬碰撞”阶段（A型俯冲）^[23]，巽他大陆的盆地广泛发生裂谷作用；随着裂谷作用的进行，先前形成的地堑-半地堑结构形态发生合并，形成规模更大、更对称的结构形态。渐新世发生大规模初始海侵，盆地主要为河流-三角洲相到浅海相砂泥岩沉积。

后裂谷早期阶段（早中新世），盆地进入热沉降期，构造活动急剧减弱，断裂活动不活跃，地壳伸展速率减慢或停止伸展。新南海开始打开，发生大规模海侵作用，盆地以浅海-半深海相泥岩、碎屑岩和灰岩沉积为主^[24]。

后裂谷晚期阶段（中中新世），印度-澳大利亚板块与欧亚板块、南沙地块与加里曼丹地块发生强烈碰撞，地壳遭受区域性挤压、隆升以及构造反转^[25]，盆地中主要发育滨浅海相和河流-三角洲相砂泥岩沉积。

在东南亚发育的100多个新生代沉积盆地中，其中47个盆地发现油气，表明该区优越的油气地质条件^[9]。这些沉积盆地经历了不同程度的裂谷作用，与此相对应，盆地先后经历了湖相、海陆过渡相和海相沉积，在盆地不同部位发育了不同的烃源岩和储集层类型，形成不同的生储盖组合类型。

与盆地经历的裂谷作用阶段相对应，在不同裂谷作用阶段，盆地中形成了不同烃源岩类型。东南亚盆地的烃源岩类型可划分为4套：同生裂谷早期烃源岩、同生裂谷晚期烃源岩、后裂谷早期烃源岩以及后裂谷晚期烃源岩。

同生裂谷早期烃源岩由湖相泥页岩组成，生烃能力最好；干酪根类型为I、Ⅱ型，有机质丰度大，总有机碳（TOC）含量为1%～10%，氢指数（HI）值>400，厚度可达几十米^[12,26]。同生裂谷早期湖相烃源岩在东南亚地区的盆地中广泛分布（图2）。可进一步分为深湖相烃源岩及浅湖相烃源岩：深湖相烃源岩为富含藻类有机质的泥页岩，生烃能力强，主要以生油为主（图3）；浅湖相烃源岩生烃能力较好，既能生油也能生气，但生气能力比生油能力要强一些（图3）。

图  2  东南亚地区烃源岩分布示意图

Figure 2.  Distribution of hydrocarbon source rocks in Southeast Asia

图  3  东南亚地区不同类型烃源岩的产油（气）率^[27]

Figure 3.  Hydrocarbon production rate of different types of source rocks in Southeast Asia ^[27]

同生裂谷晚期烃源岩由海进环境中形成的河流-三角洲相泥页岩和煤组成，生烃能力好；干酪根类型为Ⅱ、Ⅲ型，有机质丰度好，TOC含量可达80%。同生裂谷晚期海陆过渡相烃源岩分布广，在东南亚各盆地都有分布（图2），以生天然气为主（图3）。

后裂谷早期烃源岩由海相泥页岩组成，埋深较浅，成熟度不高，生烃能力较差；干酪根类型为Ⅱ、Ⅲ型，TOC含量为1%～1.5%。后裂谷早期海相烃源岩在印度尼西亚地区的盆地较为发育（图2），以生天然气为主（图3）。

后裂谷晚期烃源岩由海退环境中形成的河流-三角洲相泥页岩和煤组成，生烃能力很好，干酪根类型为Ⅱ、Ⅲ型，可与同生裂谷早期湖相烃源岩相比^[11]。后裂谷晚期海陆过渡相烃源岩与同生裂谷晚期海陆过渡相烃源岩一样在东南亚各盆地广泛分布（图2），既能生油也能生气，且生气能力要大于生油能力（图3）。

储层岩相的发育以及类型受盆地演化过程中不同裂谷作用阶段以及沉积相带的控制^[12,28-29]。根据不同裂谷作用阶段和不同沉积相带形成的储层岩相类型，将东南亚盆地的储层分为4种类型：同生裂谷早期储层、同生裂谷晚期储层、后裂谷早期储层储层、后裂谷晚期储层（图4）。

图  4  东南亚地区储层岩相发育示意图

Figure 4.  Schematic diagram of petroleum play in Southeast Asia

同生裂谷早期储层主要包括湖相冲积扇、湖相-三角洲相砂岩、湖相浊积砂岩、火山碎屑岩以及前裂谷裂隙基底^[12,20]，储层物性较好，但单套储层厚度较薄；同生裂谷早期储层主要分布于越南、泰国以及印度尼西亚西部的沉积盆地。

同生裂谷晚期储层主要是在海进环境中形成的河流-三角洲相砂岩，储层物性很好，厚度较大。同生裂谷晚期储层是东南亚地区中分布最广的储层，在东南亚大多数盆地都有分布。

后裂谷早期储层主要为早中新世—中中新世大规模海侵发育的海相碳酸盐岩，储层物性较好且厚度较大。后裂谷早期储层主要分布于印度尼西亚地区的沉积盆地，发育规模与海侵发生的方向、规模以及年代密切相关。

后裂谷晚期储层主要是在海退环境中形成的河流-三角洲相砂岩、海岸平原相砂岩和海相浊积砂岩，储层厚度较大且物性较好，具有优良的孔隙度和渗透率。后裂谷晚期储层和同生裂谷晚期储层一样分布广，在东南亚大多数盆地都有分布。

东南亚地区盆地中发育了多套层间盖层以及区域性盖层^[29-30]，其中，层间盖层是在后裂谷晚期多期次的海进/海退旋回中发育的海陆过渡相页岩，区域性盖层是在后裂谷早期发生大规模海侵形成海相页岩。这些层间盖层以及区域性海相页岩盖层对下伏成熟烃源岩生成的油气提供有效封堵。特别是区域性海相页岩盖层，广泛分布于东南亚地区各盆地，不仅可以对油气进行有效封堵，同时阻止了下伏同生裂谷期烃源岩生成的油气运移到上部后裂谷期储层之中，因此，可以用来区分同生裂谷期与后裂谷期之间在油气充注、油气运移方式以及生烃能力的差异。

由于东南亚复杂的地球动力学过程以及构造-沉积演化历史，东南亚地区盆地圈闭类型丰富。在同生裂谷阶段，由于沉积环境的差异导致沉积相发生变化，盆地中发育大量地层圈闭如碳酸盐岩隆、生物礁等^[12,31-32]。在后裂谷阶段，由于印度-澳大利亚板块与欧亚板块发生强烈俯冲碰撞引起的挤压作用，盆地中形成了大量的构造圈闭如背斜、断层、断背斜、断鼻、裂缝型背斜圈闭等^[12]。

同时，由于巽他大陆不同区域所受到的构造挤压应力大小不同，导致形成的主力圈闭类型也有所不同。与巽他大陆南部的盆地相比，巽他大陆北部的盆地受到的构造挤压应力小，只经历了轻微的构造反转，因此，巽他大陆北部盆地的圈闭类型多以断鼻、披覆背斜为主；而巽他大陆南部的盆地由于遭受更强烈的构造挤压应力，构造反转更为明显，圈闭类型以挤压背斜为主 ^[21,29]。

成藏组合是指在相似地质背景条件下某一地层内发育的一组远景圈闭或油气藏，这些远景圈闭或油气藏在油气成藏条件、成藏要素以及成藏特征具有一致性^[33-37]。本文根据裂谷作用阶段以及相应的储层岩相、时代，把东南亚盆地的成藏组合由下到上划分为4套：深部成藏组合（同生裂谷早期成藏组合）、下部成藏组合（同生裂谷晚期成藏组合）、中部成藏组合（后裂谷早期成藏组合）和上部成藏组合（后裂谷晚期成藏组合）（图5）。

图  5  东南亚地区成藏组合模式

Figure 5.  Model of hydrocarbon plays in Southeast Asia

（1）深部成藏组合

对应于同生裂谷早期形成的成藏组合，太平洋板块和印度-澳大利亚板块俯冲于欧亚之下（B型俯冲），地壳开始伸展裂陷，盆地中开始形成地堑-半地堑结构形态，此时盆地中主要充填冲积扇相、湖相到三角洲相的沉积物。

该成藏组合烃源岩为同生裂谷早期湖相泥页岩，储层包括同生裂谷早期湖相冲积扇、湖相-三角洲相砂岩、湖相浊积砂岩、火山碎屑岩及前裂谷裂隙基底5种储层，盖层为海陆过渡相泥页岩。油气成藏组合模式为“下生-上储-侧变式”，下部烃源岩生成的油气直接侧向充注于上部储层形成油气藏^[10,12]（图5）。同生裂谷早期成藏组合以轻质油为主，油质低蜡、低硫，姥鲛烷比值<3，属于非海相烃源岩原油，主要分布于泰国湾、马来西亚、印度尼西亚地区的盆地（图6）。以湄公盆地的白虎油田为例，烃源岩为同生裂谷早期湖相泥岩和煤质泥岩，储层为同生裂谷早期前裂谷裂隙基底，盖层以层间盖层为主，油气通过断裂向上运移到储层中，目前已累计产油约1.9×10⁹ t，是湄公盆地产量最大、最重要的油田^[38]。

图  6  东南亚地区成藏组合分布示意图

Figure 6.  Distributions of hydrocarbon plays in Southeast Asia

（2）下部成藏组合

对应于同生裂谷晚期形成的成藏组合，太平洋板块和印度-澳大利亚板块在NWW向以及N向分别与欧亚板块发生硬碰撞（A型俯冲），巽他大陆的盆地广泛发生裂谷作用，盆地主要为河流-三角洲相到浅海相砂泥岩沉积。

该成藏组合烃源岩为同生裂谷晚期河流-三角洲相泥页岩和煤，储层为同生裂谷晚期海进环境中形成的河流-三角洲相砂岩，盖层包括层间盖层以及区域性盖层。成藏组合模式为“自生-自储-透镜体”，油气向邻近的河流-三角洲相砂岩直接充注形成油气藏^[10,12]（图5）。同生裂谷晚期成藏组合既能生油也能生气，油质轻质，低蜡、低硫，姥鲛烷比值>3，显示很强的陆源植物属性。同生裂谷晚期成藏组合是东南亚地区分布最广的成藏组合，在东南亚大多数盆地都有分布（图6）。以中苏门答腊盆地米纳斯油田为例，烃源岩为同生裂谷早期富含藻类有机质的湖相泥页岩以及同生裂谷晚期河流-三角洲相泥页岩和煤，储层为同生裂谷晚期河流-三角洲相砂岩，盖层为海侵时期发育的区域性海相页岩，油气通过断裂和不整合面进行横向运移，并在后裂谷期形成的构造圈闭中聚集成藏^[10-11]。米纳斯油田是东南亚地区目前已发现的最大油田，油气可采储量达7.07×10⁸ t^[39-42]。

（3）中部成藏组合

对应于后裂谷早期形成的成藏组合，此时盆地中构造活动急剧减弱，盆地以构造热沉降和拗陷作用为主，后期发生的大规模海侵作用，盆地中主要以海相泥页岩沉积为主，在构造凸起部位发育碳酸盐岩沉积。

该成藏组合烃源岩主要为后生裂谷早期海相泥页岩，储层为后生裂谷早期大规模海侵发育的海相碳酸盐岩；盖层为后裂谷早期大规模海侵时期发育的区域性海相页岩盖层，以及后裂谷晚期多期次的海进/海退旋回中发育的海陆过渡相层间页岩盖层。成藏组合模式为“下生-上储-生物礁滩体”（图5），下部烃源岩生成的油气向上运移到生物礁圈闭中聚集而成藏。后裂谷早期成藏组合以生气为主，主要分布于东印度尼西亚以及菲律宾地区的盆地（图6）。以北苏门答腊盆地的阿隆气田为例^[10]，烃源岩为同生裂谷晚期海陆过渡相泥页岩和煤以及后裂谷期早期海相泥页岩，储层为后裂谷早期卑图组和贝卢美组碳酸盐岩，该储层物性优良，富含天然气，可采油气储量达3 879×10⁸ m³，是北苏门答腊盆地最大的气田^[42-43]。

（4）上部成藏组合

对应于后裂谷晚期形成的成藏组合，中中新世以来，由于印度-澳大利亚板块与欧亚板块以及太平洋板块与欧亚板块发生强烈碰撞，挤压作用开始成为主导盆地构造演化的主要因素。由于板块间的碰撞引起地壳隆起造山，伴随着海退^[44]，对隆起地形发生的侵蚀作用，导致盆地中以滨浅海相、河流-三角洲相砂泥岩沉积为主。

该成藏组合烃源岩为后裂谷晚期河流-三角洲相泥页岩和煤，储层为后裂谷晚期海退环境中形成的河流-三角洲相砂岩、海岸平原相砂岩和海相浊积砂岩，海陆过渡相页岩作为有效盖层。油气成藏模式为“下生-上储-断背斜”，下部烃源岩生成的油气通过断裂体系或不整合面运移到上部储层，并在遭受挤压作用形成的构造圈闭中聚集形成油气藏（图5）。后裂谷晚期成藏组合既能生油也能生气，与同生裂谷晚期成藏组合一样广泛分布于东南亚地区各盆地（图6）。在南海南部的文莱-沙巴盆地、万安盆地以及曾母盆地发现了多个以后裂谷晚期成藏组合为主的油气田^[44-49]。以文莱-沙巴盆地Ampa Southwest油气田为例，烃源岩为同生裂谷晚期海陆过渡相煤系泥岩，储层为后裂谷晚期河流-三角洲相砂岩，该类砂体规模达且连续性较好，以海相页岩作为有效盖层，圈闭以构造圈闭为主。Ampa Southwest油气田是南海南部已发现的特大型油气田，原油可采储量1.8×10⁸ t，天然气可采储量3 600×10¹² m^3[46-47]。

对位于东南亚地区25个盆地的1 007个油气藏的统计分析（图7）^[20]结果表明：同生裂谷早期湖相成藏组合发现油气藏62个，石油和天然气最终可采储量分别为0.3×10⁹ BBL和0.1×10¹² SCF，分别占已发现石油和天然气总储量的4.85%和1.22%；同生裂谷晚期河流-三角洲相成藏组合发现油气藏超过470个，是发现油气藏数量最多的油气成藏组合，石油和天然气最终可采储量分别为2.9×10⁹ BBL和1.4×10¹² SCF，分别占已发现石油和天然气总储量的52.28%和13.12%；后裂谷早期海相成藏组合发现169个油气藏，石油和天然气最终可采储量分别为0.4×10⁹ BBL和6.6×10¹² SCF，分别占已发现石油和天然气总储量的6.85%和61.6%；后裂谷晚期河流-三角洲相成藏组合发现超过306个油气藏，石油和天然气最终可采储量分别为2.0×10⁹ BBL和2.6×10¹² SCF，分别占已发现石油和天然气总储量的35.71%和24.26%。

图  7  东南亚地区不同油气成藏组合已发现石油和天然气的分布比例

Figure 7.  Distribution proportion of discovered oil and natural gas in different hydrocarbon plays in Southeast Asia

油气资源是油气勘探的基础，因此，如何精确、有效地去评价油气资源储量就显得尤为重要。发现过程法是国际上非常常用的统计类油气资源评价方法，它是以已发现的油气藏为基础，运用概率统计方法去对评价单元的油气资源储量进行预测，适用于勘探程度相对较高的评价单元^[50-51]。运用发现过程法对东南亚油气成藏组合待发现资源量进行预测，认为后裂谷早期海相成藏组合未来勘探潜力最大。

新生代以来东南亚盆地发生了广泛的裂谷作用，盆地构造-沉积演化经历了同生裂谷早期、同生裂谷晚期、后裂谷早期和后裂谷晚期4个裂谷作用阶段。根据裂谷作用阶段和在相应裂谷作用阶段形成的储层类型，将东南亚盆地油气成藏组合划分为4套：深部成藏组合、下部成藏组合、中部成藏组合和上部组合。其中，深部成藏组合发育同生裂谷早期湖相浊积砂岩、湖相冲积扇储层；下部成藏组合发育同生裂谷晚期海进时期河流-三角洲砂岩储层；中部成藏组合发育后裂谷早期海相碳酸盐岩储层；上部成藏组合发育后裂谷晚期海退时期河流-三角洲砂岩储层。在这些油气成藏组合中，中部成藏组合发育的后裂谷早期海相碳酸盐岩储层勘探潜力最大。本文的研究成果不仅指导东南亚地区的油气勘探，同时对其他地区含油气盆地的研究具有重要的参考价值和指导意义。