HIGH-RESOLUTION STALAGMITE δ18O RECORDS OF ASIAN MONSOON CHANGES IN SOUTHWEST GUIZHOU DURING THE LATE EPISODE OF MIS3: A TEST OF THE BI-POLAR SEE-SAW MODEL AT CENTENNIAL SCALE
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摘要: 基于贵州雾露洞石笋(WU3)9个230Th年龄和1 317个氧同位素数据,建立了39.1~29.2 kaBP平均分辨率为10 a的亚洲夏季风强度变化序列,揭示了深海氧同位素3阶段(MIS3)晚期千年-百年尺度亚洲夏季风演变过程。雾露洞和葫芦洞石笋δ18O记录在重叠时段具有很好的重现性,表明石笋δ18O记录可反映大尺度区域性季风环流特征。雾露洞记录与格陵兰冰心δ18O记录对比表明,千年-百年尺度季风突变事件频率与高北纬气温呈现较好的相似性,表明低纬季风与北极气候存在遥相关。在事件结构及转型模式上,雾露洞记录与南极EDML冰心δ18O在反相位关系下呈现出细节上的一致性,反映亚洲季风可能受到南半球气候因素的影响,其机制可能是南大洋潜热释放通过越赤道气流影响了亚洲季风强度的变化。亚洲季风和南极温度的反相位关系进一步证实南北半球气候在千年-百年尺度上响应"see-saw"模式。Abstract: A 10-year resolution oxygen isotope record from the Wulu Cave, based on 9 precise 230Th dates and 1 317 oxygen isotope measurements, provides a detailed history of the Asian Monsoon from 39.1 kaBP to 29.2 kaBP, spanning the marine isotope stage 3.The fairly good replication of δ18O signal between the Wulu Cave and the Hulu Cave during the same growth periods indicates that the δ18O signals well recorded climatic changes and the changes in the monsoon system were are similar over a large area of China. The comparison between the Wulu Cave and Greenland ice core record indicates that the frequency of centennial and millennial scale monsoon events match well with the temperature in North high latitude. Our monsoon characteristics more closely resemble, but are anticorrelated with the features in the Antarctic record, indicating some sort of link to the climate in the high southern latitudes. It means that the Asian monsoon intensity may be impacted by cross-equatorial flow driven by the low temperature of the southern ocean and the change in the vapor heat release. It is believed that the low-latitude monsoon and Antarctic temperature responded to each other in a "see-saw" mode on centennial-millennial scales.
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Keywords:
- the late episode of MIS 3 /
- stalagmite /
- Asian monsoon /
- see-saw /
- Wulu Cave
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国外学者针对Penyu次盆、Anambas地堑和NB地堑单个次级构造单元的构造—沉积演化[1-8]、石油地质与成藏规律[9-16]、资源潜力[17-19]等方面开展了很多研究，但由于这些次盆和地堑受国界线分割的影响，研究成果难以反映盆地整体地质特征，对盆地含油气系统、成藏组合分析缺乏详实的研究与表征。国内学者针对西纳土纳盆地的主要地质和油气成藏特征等开展过一定程度的研究[20-28]，简单分析了油气资源潜力，但远达不到油气资源评价和勘探选区部署的要求。美国地质调查局(USGS)曾以含油气系统为评价单元对西纳土纳盆地资源潜力进行分析[29]，但评价报告一方面没有公布评价参数的选取过程，另一方面未圈定勘探有利区范围。因此，亟需对西纳土纳盆地油气资源潜力进行重新评价，明确指导盆地勘探。本文结合盆地最新地质资料和勘探数据，在盆地演化和石油地质特征的基础上，按照含油气系统—成藏组合的研究思路，以成藏组合为评价单位开展油气资源和地质风险评价，最后应用资源—地质风险概率双因素法和成藏组合叠合法优选有利勘探区。
1. 研究区概况
西纳土纳盆地是东南亚典型的新生代陆内裂谷盆地，位于东南亚巽他陆架北缘，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。位于马来半岛和加里曼丹岛之间的西纳土纳海域内[21, 27, 28, 30-32]，面积约9.6×104km2。盆地划分为4个沉积构造单元，分别是Penyu次盆、Anambas地堑(或称Bawal地堑)、NB地堑和KB次盆(图 1)[9, 32]。截至目前，盆地已发现油气藏32个，其中油藏12个，气藏20个，油气可采储量约1358MMboe，其中石油和凝析油可采储量714.02MMbbl，气油比1:1.1[30]。油气储量在区域上主要集中在Anambas地堑、Penyu次盆东部和NB南部，分别占盆地油气总储量的49.7%、49.6%和0.7%[32]。
2. 盆地演化与石油地质特征
西纳土纳盆地形成演化主要经历了晚始新世—早渐新世同裂谷阶段、晚渐新世—早中新世早期坳陷阶段、早—中中新世挤压反转阶段和晚中新世—第四纪晚期坳陷阶段，沉积体系从河流—三角洲—湖泊沉积过渡到浅海沉积[1-6, 9, 30, 32-34]。盆地发育上始新统—下渐新统Belut组和下中新统Arang组2套烃源岩，其中Belut组湖相泥岩是主力烃源岩，以Ⅰ型、Ⅰ/Ⅲ型干酪根为主，有机质丰度高，TOC值最大4%[11, 13, 14, 30]，在Anambas地堑中心处于生油窗，而在penyu次盆的局部次级断陷内埋深已进入生气窗[4, 7, 18]。除上述2套烃源岩以外，位于马来盆地东南部的渐新统—下中新统湖相页岩也是盆地重要的油气来源，该烃源岩以Ⅱ/Ⅲ型干酪根为特征，TOC值在0.5%~3%之间，大部分处于生油窗[10, 12, 15, 35, 36]。储集层主要是上始新统—下渐新统Belut组冲积扇—冲积平原相砂岩、上渐新统—下中新统Gabus组河流—三角洲相砂岩和下中新统Arang组海陆过渡相砂岩[11, 12, 14-16, 35]。Muda组和Barat组泥岩是盆地区域性盖层，上始新统—下渐新统Belut组发育的层内泥岩也是重要的盖层(图 2)。盆地主要发育构造(挤压反转构造、披覆构造)圈闭和构造—岩性圈闭(图 3)[12, 17-19, 25, 30, 32, 35]。
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3. 含油气系统分析
根据从源岩到圈闭成藏的系统论原则，结合西纳土纳盆地油气地球化学特征与油气运聚规律，现以生烃灶为中心，以有效烃源岩所提供的油气运移最大范围为界，利用已发现油气藏和钻井资料确定盆地内含油气系统最大范围。根据盆地构造格局、烃源岩、储集层和油气分布特征，采用含油气系统综合分析方法，西纳土纳盆地划分为4个含油气系统：Belut-Gabus/Arang/Belut(·)含油气系统、Arang-Arang(!)含油气系统、K/J-Arang(·)含油气系统和Penyu-Penyu(·)含油气系统(图 4)。它们在空间上既相互区分，又叠置和混合(图 5)。由于Arang-Arang(!)和Penyu-Penyu(·)含油气系统的油气储量较小，分布局限，本文重点讨论Belut-Gabus/Arang/Belut(·)和K/J-Arang(·)含油气系统。
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图 4 西纳土纳盆地含油气系统综合地层柱状图Figure 4. Generalized stratigraphic column and petroleum systems events in west Natuna Basin (pic size represents the reserve size)![]()
图 5 西纳土纳盆地含油气系统区域展布图Figure 5. Spatial distribution of petroleum systems in the west Natuna Basin3.1 Belut-Gabus/Arang/Belut(·)含油气系统
该含油气系统是盆地内重要的含油气系统之一，油气可采储量约626.3MMboe，占盆地总油气可采储量的46.1%，主要分布在Anambas地堑和NB地堑南部。
烃源岩是Belut组湖相泥岩，参考盆地钻井、油田地化和地震资料，烃源岩按照盆地演化和岩相特征分为裂谷早期深湖相泥岩和裂谷晚期滨浅湖相泥岩/炭质页岩。前者具有埋藏深、分布局限、Ⅰ型、Ⅰ/Ⅲ混合型干酪根(图 6)、TOC值通常＞2%等特点；后者分布范围广，受河流—三角洲陆源沉积物混入、有机质保存条件差等因素的影响，烃源岩富含陆源有机质，以Ⅲ型干酪根为主(图 6)，TOC值范围介于0.1%~4%。Belut组烃源岩在Anambas地堑内大都已进入生油窗，Ro值范围0.7%~1.16%。Belut组烃源岩从晚渐新世开始进入生烃阶段，受盆地挤压反转构造事件的影响，在晚中新世停止生排烃，从上新世持续至今进入二次排烃阶段。
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图 6 Belut-Gabus/Arang/Belut(·)含油气系统内原油地化特征Figure 6. Geochemical characteristics of crude oil in the Belut-Gabus/Arang/Belut(·) petroleum system储集层为Belut组扇三角洲相砂岩、Gabus组湖泊—三角洲相砂岩和下Arang组海陆过渡相砂岩。上渐新统—下中新统Gabus组和Arang组是该含油气系统中重要的储集层，在Anambas地堑分布稳定，整体具有西南厚、东北薄的沉积特点，孔隙度范围19%~31%，渗透率最大3000mD[9, 12]。Gabus组砂岩具有下粗上细、泥质含量高的特点，见交错层理；Arang组砂岩粒度较粗，泥质含量较低，发育块状层理，已发现油气集中在下Arang组砂岩层[10, 35]。上始新统—下渐新统Belut组粗粒碎屑岩是盆地次要储集层，岩性由冲积扇—冲积平原和扇三角洲相砂岩、砂砾岩组成，粒度较粗，成分、结构成熟度低，孔隙度平均28%，渗透率平均1000mD[6]。Belut组储层砂体横向变化快，主要分布边界断层附近，仅在地堑中部的反转构造带有少量油气发现。在储集物性方面，中新统砂岩通常优于渐新统储集层；在砂体展布特征方面，Gabus组储层横向连续性最好，下Arang组次之，Belut组最差。Barat组和Muda组海相泥岩为含油气系统提供了区域盖层。
油气主要沿断层或侧向输导体系运移至地堑中央的挤压构造圈闭或地堑南部的构造、构造—地层圈闭中聚集成藏，具有近源成藏的特点。勘探实践证明，挤压构造圈闭具有以下特点：(1)受反转期走滑断层运动的影响，背斜通常具有雁列式的分布特征；(2)挤压褶皱位于地堑正反转断层上盘，往往被垂直于褶皱轴向上正断层或走滑断层切割(图 3)[30, 32]。Penyu-Penyu(·)含油气系统也具有相似的近源成藏特征[9-12, 31]。
3.2 K/J-Arang(·)含油气系统
该含油气系统位于马来盆地东部、东南部以及西纳土纳盆地Penyu次盆东北部和Anambas地堑西北部，具有跨盆地、跨区域的分布特征。油气可采储量611.5MMboe，约占盆地总储量的45.0%。
油气地化数据推测，该含油气系统烃源岩是位于马来盆地东南部的渐新统—下中新统K群和J群湖相页岩。受陆源物质混入和氧化作用的影响，烃源岩以Ⅱ/Ⅲ混合型干酪根为特征，TOC值在0.5%~3%之间，大部分处于生油窗，生烃灶分布广泛，这与Belut-Gabus/Arang/Belut(·)含油气系统内的原油地化特征具有明显差别(图 7)。烃源岩生排烃期发生于早中新世，中新世末达到生烃高峰，并且一直持续至今。储集层是Arang组海陆过渡相砂岩。Arang组滨浅海相泥岩作为层内盖层。油气以沿输导层上倾方向运移为主，基本与层状砂层平行，跨层运移很少，向南运移至西纳土纳盆地的以Arang组砂岩为储集层的挤压背斜、披覆背斜等构造/构造—地层圈闭中聚集成藏，如Penyu次盆东北部发现的Belida油田是在Tenggol东南侧基底隆起之上形成的宽缓披覆背斜油气藏(图 3)。油气侧向运移距离大，具有远源成藏的特点[10, 17, 27, 35, 36]。
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图 7 Belut-Gabus/Arang/Belut(·)与K/J-Arang(·)含油气系统原油地化特征Figure 7. Geochemical characteristics of crude oil in the Belut-Gabus/Arang/Belut (·) and K/J-Arang (·) petroleum system此外，位于Anambas地堑南侧和NB地堑东南侧的Arang-Arang(!)含油气系统具有自生自储自盖的成藏特征，烃源岩是Arang组煤层和含煤泥岩。
4. 盆地成藏组合分析
4.1 成藏组合划分
国内外油公司常遵循“盆地—含油气系统—成藏组合—远景圈闭”的研究思路指导油气勘探，其中以成藏组合为核心的油气资源评价方法，与油气勘探方向和部署密切相关，指导盆地有利勘探层系和区带的优选[37-40]。
西纳土纳盆地纵向上主要发育上始新统—下渐新统Belut组砂岩储集层、上渐新统—下中新统Gabus组砂岩储集层和下中新统Arang组砂岩储集层，其中绝大部分油田以Gabus组和Arang组砂岩为主要储集层；主要发育Belut组、Arang组层内盖层和下中新统Barat组、上中新统—上新统Muda组区域性盖层。依据以储集层为核心的成藏组合划分原则和流程[37, 41-43]，并利用IHS和C & C数据库资料[30, 35, 36]，首先确定3套主力储层层位，结合含油气系统特征研究，然后根据不同构造单元油气聚集成藏特征差异和商业性油气发现的证实程度，从有利于区带评价和优选的角度出发，进一步在上述主力储集层中划分出6个已证实成藏组合和3个远景成藏组合，其命名采用地理位置+地层+圈闭类型的方式。虽然各次盆的地层名称不同，但具有可对比性，如Penyu次盆Penyu组地层与Anambas地堑Belut组、Gabus组和Barat组地层的地质年代相对应[7, 18]。
4.2 成藏组合描述
4.2.1 Anambas地堑和NB地堑成藏组合
该地区是盆地内发现油气藏最多的次级构造单元，从下往上依次是Belut组反转构造成藏组合、Gabus组反转构造、Arang组构造—地层成藏组合、Arang组反转构造成藏组合等4套已证实成藏组合和Belut组地层成藏组合、Gabus-Arang组地层成藏组合等2套远景成藏组合(表 1)。
Table 1. Overview of petroleum recoverable reserves of plays in the west Natuna Basin地理位置 成藏组合 类型 勘探程度 油气藏数/个 可采储量/MMboe 可采储量占比/% 油气藏类型 代表性油气藏 油气藏最大可采储量/MMboe Anambas地堑 & NB地堑 Belut组反转构造 已证实 成熟 3 24.98 1.8 挤压背斜、断背斜 Forel油藏 14.5 Gabus组反转构造 中等 14 601.33 44.3 挤压背斜、断背斜 Belanak油藏 161.37 Arang组构造—地层 中等 8 155.82 11.5 构造—地层 Tembang气藏 41.98 Arang组反转构造 远景 成熟 3 58.39 1.8 挤压背斜、断背斜和断块 Kerisi气藏 45.42 Belut组地层 低 0 0 0 冲积扇砂体 - 0 Gabus-Arang组地层 较低 0 0 0 河流下切谷砂体 - 0 Penyu次盆 Gabus-Arang组披覆构造 已证实 成熟 2 455.7 33.6 披覆背斜 Belida油藏 422 Penyu组披覆构造 中等 6 61.78 4.5 披覆背斜、断背斜 Bertam 1油藏 21 Penyu组地层 远景 低 0 0 0 冲积扇砂体 - 0 Belut组反转构造成藏组合：与Belut组主力烃源岩互层，自生自储型，属Belut-Gabus/Arang/Belut(·)含油气系统。发现油气藏3个，主要分布在Anambas地堑中央反转构造隆起处(图 8a)，已发现油气可采储量24.98MMboe(占比1.8%)，油气藏规模较小。储集层是一套冲积扇—冲积平原和扇三角洲相砂砾岩，孔隙度平均28%，主要因为后期成岩作用和构造活动形成的次生孔隙和裂缝有助于改善储集物性。以挤压背斜、断背斜油气藏为主，以Forel油藏为代表(可采储量14.5MMboe)，油气勘探处于成熟阶段，未来资源潜力较低。
Gabus组反转构造成藏组合：紧邻Belut组主力烃源岩，下生上储型，属Belut-Gabus/Arang/Belut(·)含油气系统。是发现油气藏数量最多的一个成藏组合(14个)，主要分布在Anambas地堑中部及南部(图 8a)，油气可采储量601.33MMboe(占比44.3%)，是盆地主力成藏组合之一。Gabus组是一套河流—三角洲相砂岩和粉砂岩，具有下粗上细的沉积旋回特征，发育交错层理。钻井揭示，该套砂岩在Anambas地堑埋深1000~3000m，厚度稳定(15~45m)，渗透性好，孔隙度大(19%~24%)。主要发育较大规模的挤压背斜、断背斜等构造油气藏，以地堑南部的Belanak(可采储量109.25MMboe)和Udang(可采储量103.16MMboe)油藏为代表。目前针对该成藏组合的勘探主要集中在Anambas地堑中部地区，南部和NB地堑，勘探程度中等。
Arang组构造—地层成藏组合：该成藏组合位于Anambas地堑西北部(图 8a)，同属于Belut-Gabus/Arang/Belut(·)含油气系统和K/J-Arang(·)含油气系统，油气来源于Belut组烃源岩和邻近的马来盆地生烃灶中。发现油气藏8个，分布在Anambas地堑西北部，油气可采储量155.82MMboe(占比11.5%)，是盆地次要成藏组合。已发现油气集中在下Arang组，储集层是一套滨海—三角洲相砂岩和粉砂岩，与Gabus组储集层相比，具有横向变化快、粒度粗、泥质含量低的特点，发育块状层理[15, 35]。该套砂岩在Anambas地堑埋深1000~2500m，厚度12~60m，孔隙度20%~31%，渗透率最大3000×103μm2。以发育中等规模的构造—地层油气藏为特征，Tembang气藏(可采储量41.98MMboe)为代表性油气藏。勘探程度中等，近几年油气发现多位于该成藏组合中。
Arang组反转构造成藏组合：与Arang组煤系烃源岩互层，位于Belut-Gabus/Arang/Belut(·)和Arang-Arang(!)两套含油气系统内。目前只发现3个气藏，位于Anambas地堑南侧(图 8a)，分布较为局限，油气可采储量58.39MMboe(占比1.8%)。典型油气藏是Kerisi气藏，以挤压背斜、断背斜和断块等构造油气藏为主，勘探程度高。
Belut组地层成藏组合：勘探程度低，无油气藏发现(图 8b)。石油地质综合研究表明，位于地堑深部以Belut组冲积扇相砂砾岩为储集层的地层圈闭具有油气资源潜力[3, 6, 10-12]。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并被层内湖相泥岩遮挡，与地堑中心烃源岩侧变式接触，形成了有利的生储盖组合配置关系[32]；另一方面，成藏组合未受到中新世时期反转和后期断层等构造活动，油气保存条件好。成藏组合埋藏深，勘探风险性强，缺少钻井资料，属远景成藏组合。
Gabus-Arang组地层成藏组合：通过三维地震水平切片研究发现[18]，在Anambas地堑南部的Gabus组和Arang组地层中识别出河流下切谷地层圈闭，该类型圈闭形成于河流—湖泊沉积体系的低位体系域中(图 8b)。Gabus-Arang组河道砂体充填下切谷，向湖泊方向延伸，被湖侵体系域的泥质沉积物遮挡形成透镜状储集体。目前，远景成藏组合勘探程度较低，且缺少地质资料，未发现油气藏，油气资源潜力不明，须加强地质勘探工作[12, 18]。
4.2.2 Penyu次盆成藏组合
Penyu次盆内发现油气藏数量较少，勘探程度具有东高西低的特点，划分出Gabus-Arang组披覆构造成藏组合和Penyu组披覆构造成藏组合等2套已证实成藏组合和Penyu组地层远景成藏组合。
Gabus-Arang组披覆构造成藏组合：分布在Penyu次盆东北部(图 8c)，地理位置局限，油气来源复杂，同属于K/J-Arang(·)含油气系统和Penyu-Penyu(·)含油气系统，因此单独作为一种成藏组合进行地质评价[10, 12, 15, 35, 36]。已发现油气藏2个，油气可采储量455.7MMboe(占比33.6%)，是盆地主力成藏组合之一。以发育大型低幅度披覆背斜构造油气藏为特征，以Belida油藏(可采储量442MMboe)为代表。勘探程度很高，油气藏基本探明，未来勘探潜力小。
Penyu组披覆构造成藏组合：紧邻Penyu组烃源岩，下生上储型。发现油气藏6个，油气可采储量61.78MMboe(占比4.5%)，主要集中在次盆东部(图 8c)。储集层为河流—三角洲相砂岩，发育披覆背斜油气藏为主，断背斜油气藏为辅，代表性油藏为次盆东部的Bertam 1油藏(可采储量21MMboe)。成藏组合勘探程度中等，具有东部勘探程度较高，而西部勘探程度低的特点，未来勘探潜力大。
Penyu组地层成藏组合：与上述Belut组地层远景成藏组合的成藏特征类似，区别在于该成藏组合分布较为分散，主要集中在次盆内各次级凹陷中心(图 8d)；在次盆西部的Penyu组地层沉积厚度大，埋藏深，受后期抬升剥蚀等构造活动不明显，烃源岩成熟度高。目前勘探程度低，但具有油气远景意义。
5. 油气资源潜力评价
本文采用蒙特卡洛模拟法和资源面积丰度类比法计算西纳土纳盆地各成藏组合的待发现油气资源量。依据成藏组合发现油气藏数量和勘探程度分别采用蒙特卡洛模拟法(成藏组合内发现油气藏数量不小于3个，中—高勘探程度)和资源面积丰度类比法(成藏组合内发现油气藏数量小于3个，低勘探程度)对盆地6套具有勘探潜力的成藏组合的资源量进行评价。
已证实成藏组合通常采用蒙特卡洛模拟法计算待发现资源量[44]。根据成藏组合勘探历程和油气藏数量及其储量增长趋势，运用勘探趋势外推法和油藏规模序列法确定待发现油气藏个数和规模两组参数。待发现油气藏个数用最小值、众数值和最大值等参数建立左偏三角分布，待发现油气藏规模由最小值、中值和最大值等参数限定，并服从对数正态分布[45-48]。将两组概率密度分布相乘进行蒙特卡洛模拟[47, 48]，获得待发现资源量估值的概率密度分布评价结果，取均值作为各成藏组合最终待发现资源量(表 2)。
表 2 西纳土纳盆地已证实成藏组合蒙特卡洛模拟参数及待发现油气资源量(数据来自文献[30])Table 2. Modelling parameters of the Monte Carlo method and undiscovered recoverable resources of the proven plays in the west Natuna Basin地理位置 成藏组合 待发现油藏个数 待发现油藏规模/MMbbl 待发现气藏个数 待发现气藏规模/Bcf 地理位置 成藏组合 待发现石油资源量/MMbbl 待发现天然气资源量/Bcf 待发现凝析油资源量/MMbngl 最小值 众值 最大值 最小值 中值 最大值 最小值 众值 最大值 最小值 中值 最大值 F95 F50 F5 均值 F95 F50 F5 均值 F95 F50 F5 均值 Anambas地堑 & NB地堑 Gabus组反转构造 1 2 5 4 5.96 13.65 2 3 4 24 39.78 52.86 Anambas地堑 & NB地堑 Gabus组反转构造 7.11 16.35 27.1 16.63 95.23 182.12 315.08 190.77 Arang组构造—地层 4 8 16 24 39.78 67.56 Arang组构造—地层 222.99 367.80 561.60 378.74 Arang组反转构造 1 2 3 24 28.94 165.3 Arang组反转构造 36.82 81.66 144.1 86.66 0.755 2.66 6.3 2.99 Penyu次盆 Penyu组披覆构造 6 15 32 4 19.22 106.24 Penyu次盆 Penyu组披覆构造 89.81 202.3 357.78 210.87 1.81 7.14 16.59 7.89 注：F95—概率大于95%的值；F50—概率大于50%的值；F5—概率大于5%的值；MMbbl为百万桶；Bcf为10亿立方英尺 远景成藏组合采用资源面积丰度类比法预测待发现油气资源量。根据预测目标成藏地质条件特征，结合相同盆地演化和区域地质背景的原则，选取勘探程度高、发现油气藏数量多的泰国湾盆地北大年次盆作为类比刻度区[27, 49, 50]。根据成藏要素等类比内容与标准，逐项进行类比评分，利用加法原则求出每一项的评价总分，求出类比系数，最后确定丰度，进行资源量估算。
资源量汇总结果表明，盆地内总待发现油气资源量为890.16MMboe，其中石油占72.5%(表 3)。在已证实成藏组合中，Penyu次盆Penyu组披覆构造成藏组合潜力最大，待发现油气资源量212.25MMboe(占比23.8%)；2套远景成藏组合待发现资源量共计542.42MMboe，占总资源量的60.9%。与USGS最新评价结果[29]相比，本次评价结果较高，原因有2个方面：(1)基本评价单元不同，USGS以含油气系统为评价单元，将整个盆地作为一个渐新统—中新统含油气系统，评价单元设置过粗；本文以成藏组合为基本评价单元，针对各次级构造单元内的不同类型成藏组合采用不同资源评价方法进行分析，评价结果可靠；(2)本文在评价过程中补充应用了最新的勘探成果资料，重点开展Penyu次盆石油地质综合研究，导致评价参数选取存在差异。
表 3 西纳土纳盆地成藏组合内待发现油气资源量评价结果Table 3. Undiscovered recoverable resources of hydrocarbon plays in the west Natuna Basin地理位置 成藏组合 类型 发现油气藏数/个 勘探程度 评价方法 待发现油气资源量(均值) 总/MMboe 石油/MMbbl 天然气/Bcfg 凝析油/MMbngl Anambas地堑 & NB地堑 Gabus组反转构造 已证实 14 高 蒙特卡洛模拟 54.95 16.63 190.77 6.51 Arang组构造—地层 8 中 蒙特卡洛模拟 63.12 0 378.74 0 Arang组反转构造 3 高 蒙特卡洛模拟 17.43 0 86.66 2.99 Belut组地层 远景 0 低 资源丰度类比 167.45 54.03 574.75 17.63 Penyu次盆 Penyu组披覆构造 已证实 6 中 蒙特卡洛模拟 212.25 210.93 7.89 0 Penyu地层 远景 0 低 资源丰度类比 374.97 363.54 68.58 0 6. 有利区优选
应用资源—地质风险概率双因素法[40, 45, 46]进行有利区优选，即同时考虑地质风险概率和待发现油气可采资源量丰度两个因素。地质风险概率主要从成藏组合内烃源岩、储集层、圈闭、油气运移、盖层与保存条件等成藏要素进行风险评价，按照一定的标准进行赋值。综合考虑西纳土纳盆地实际地质情况、经济评价标准，将待发现油气可采资源量丰度以14223boe/km2(盆地油气可采储量丰度值)和28446boe/km2为界，分为低、中、高3个资源潜力级别，同样地质风险概率以0.3和0.5为界，分为低、中、高3个风险级别，从而建立“高资源潜力—高风险”、“中资源潜力—低风险”、“低资源潜力—高风险”等9个评价等级分类。结合评价结果进行成藏组合综合优选，优选Anambas地堑Arang组构造—地层成藏组合为中、高资源潜力—低风险的Ⅰ类成藏组合，进行优先勘探；Penyu次盆Penyu组披覆构造成藏组合为中资源潜力—中风险的Ⅱ类成藏组合，可兼探；Anambas地堑Belut组地层成藏组合和Penyu次盆Penyu组地层成藏组合等2套远景成藏组合为中、高资源潜力—高风险的Ⅲ类成藏组合，不宜盲目勘探，须长远规划；Anambas地堑Gabus组反转构造成藏组合和Arang组反转构造成藏组合，勘探吸引力较少，不适宜勘探(表 4)。
表 4 西纳土纳盆地成藏组合地质风险评价及优选结果Table 4. Geological risks and evaluation of hydrocarbon plays in the west Natuna Basin地理位置 成藏组合 地质条件概率 地质风险概率(Pr) 综合评价结果与分类 烃源岩(Ps) 储集层(Pre) 圈闭(Pt) 运移(Pm) 盖层和保存(Pp) 综合评价 分类结果 Anambas地堑 & NB地堑 Gabus组反转构造 0.9 0.9 0.95 1 1 0.23 低资源潜力-低风险，不宜勘探 Ⅳ Arang组构造-地层 0.95 1 0.9 0.95 0.9 0.27 中资源潜力-低风险，优选勘探 Ⅰ Arang组反转构造 0.8 0.95 0.8 0.9 0.95 0.48 低资源潜力-中风险，不宜勘探 Ⅳ Belut组地层 1 0.8 0.75 0.8 0.8 0.62 高资源潜力-高风险，须长远规划 Ⅲ Penyu次盆 Penyu组披覆构造 0.9 0.85 0.85 0.95 1 0.38 中资源潜力-中风险，可兼探 Ⅱ Penyu组地层 1 0.7 0.65 0.75 0.85 0.71 高资源潜力-高风险，须长远规划 Ⅲ 注：地质风险概率计算公式：Pr=1-Ps×Pre×Pt×Pm×Pp 采用成藏组合范围叠合法优选平面有利区[40]。根据成藏组合优选结果，将不同等级的成藏组合叠置在盆地平面展布图上，确定盆地有利区范围。其中Anambas地堑西北部地区将是未来盆地重点勘探领域(图 9)。
7. 结论
(1) 西纳土纳盆地是一个发育在巽他陆块内部的裂谷盆地，发育多套生储盖组合，构成4套含油气系统：Belut-Gabus/Arang/Belut(·)含油气系统、Arang-Arang(!)含油气系统、K/J-Arang(·)含油气系统和Penyu-Penyu(·)含油气系统。其中，Belut-Gabus/Arang/Belut(·)和K/J-Arang(·)是盆地最重要的2个含油气系统；
(2) 以储集层为核心在盆地内划分出9套成藏组合，将成藏组合作为基本评价单元，利用蒙特卡洛模拟法和资源面积丰度类比法计算出盆地待发现总油气资源量890.16MMboe，其中石油主要分布在Penyu次盆Penyu组地层中，天然气则集中在Anambas地堑；
(3) 应用资源—地质风险概率双因素法和成藏组合范围叠合法，优选出Anambas地堑西北部是下步勘探最有利区。优先对Anambas地堑西北部Arang组构造—地层成藏组合进行勘探，可兼探Penyu次盆Penyu组披覆构造成藏组合。盆地内裂谷层系地层成藏组合资源潜力大，但勘探风险高，勘探部署须长远规划。
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