引言

成藏组合的概念是根据在低勘探区迅速发现规模储量的需求应运而生的。White在对世界主要含油气盆地2 000个油气田系统分析的基础上首次提出“成藏组合”的概念，并将其定义为在地质上相关联的、具有相似烃源岩、储层和圈闭条件的勘探对象^[1-3]，国外一些学者在后续的研究中沿用并发展了这一概念^[4-8]。国内一些学者将其引入到自身的科研工作中，并给出了各自的定义^[9-23]。本文遵从童晓光对成藏组合的定义，即成藏组合是指在相似地质背景下的一组远景圈闭或油气藏，它们在油气充注、储层发育、圈闭结构及生运聚配套组合方面经历了相似的发展演化^[24]。以构造—沉积演化—成藏的递进控制作用为核心对呵呖高原(Khorat Plateau)盆地的成藏组合展开全面研究，对中国在东南亚地区的油气资源评价工作具有重要意义。

1 构造特征

呵呖高原盆地是一个大型的陆内克拉通盆地，地理上横跨泰国东北部、老挝及柬埔寨的呵呖高原境内，面积22.5$\times$10⁴~km²；构造位置位于巽他陆块内部，巽他陆块是东南亚地区规模最大、最重要的构造单元，也是东南亚地区构造定型最早的地区，主要由印支、中缅马、西缅甸等次一级陆块拼合而成，呵呖高原盆地主要位于巽他陆块内印支次陆块内部(图 1)^[25]。盆地西部边缘为Loei-Phetchabun褶皱带，东部以Annamitic褶皱带为界。盆地大致可分为5个次一级构造单元，分别为Loei-Phetchabun褶皱带、Khorat次盆、Phu Phan隆起、Sakhon-Nakhon次盆以及Savannakhet次盆。

晚泥盆世开始，呵呖高原盆地所处印支板块经历了两期主要构造阶段：晚古生代作为独立板块与中缅马、西缅甸板块分散漂浮于古特提斯洋阶段，以及中生代巽他陆块拼合阶段。

古生代，印支地块漂浮在古特提斯洋中，与华南地块之间以洋相隔，且淹没于水下(图 2a)；中生代印支陆块向北漂移，并与华南地块、中缅马地块发生拼合，是导致巽他陆块形成的最重要事件。早三叠世早期，漂浮在古特提斯洋中的印支、华南、中缅马陆块开始向北漂移；晚三叠世的印支运动使这些地块最终拼合，在欧亚大陆的东南边缘形成了一个稳定的陆块区—巽他陆块，并导致古特提斯洋关闭，南侧的新特提斯洋进一步扩张(图 2b)^[26]。

根据上述盆地经历的主要构造事件以及地层发育特征，可将呵呖高原盆地划分为两个构造巨层序：晚泥盆世—晚二叠世巨层序TS1和中三叠世—晚白垩世巨层序TS2(图 3)。

2 沉积演化特征

从呵呖高原盆地NE—SW向剖面来看(图 4)，古生代TS1构造巨层序为海相沉积期，在海退期(Lower Clastic期)，盆地内主要为滨岸—浅海环境，发育砾质滨岸砾岩、滨外陆棚泥岩沉积。在海进期(即Pha Nok Khao—Upper Clastic期)，海平面相对上升，盆地主要为浅海环境，发育局限—蒸发台地相白云岩、灰岩；中生代TS2构造巨层序为陆相沉积期，在湖退期(即Huai Hin Lat期)，盆地内主要为河流—湖泊环境，自东向西发育冲积扇—滨湖—浅湖沉积。在湖侵期(即下Nam Phong期)，湖平面交替变化，盆地内广泛发育泛滥平原泥岩沉积。

从东西向剖面来看(图 5)，古生代TS1巨层序主要发育海相沉积，海退期，盆地内以滨岸环境的砾质滨岸、滨外陆棚沉积为主，同时伴随喷发性安山岩。海进期(即Pha Nok Khao-Upper Clastic期)，盆地大部分地区被温暖、水深较浅的海水覆盖，广泛发育局限台地灰岩，盆地东部边界Pakse1井处发育火山角砾岩沉积；中生代TS2巨层序主要发育陆相沉积，湖侵、湖退作用交替频繁，泛滥平原、分流河道及三角洲前缘沉积广泛分布，为盆地提供了优质的Huai Hin Lat组及下Nam Phong组砂岩储层。

根据剖面沉积相，参考区域资料，编制出图 6所示的呵呖高原盆地各期岩相古地理图。从平面上看，受构造演化控制，呵呖高原盆地的沉积演化可分为两个时期，各时期分别发育不同的沉积体系。

第一期为古生代，即早古生代晚泥盆世—二叠纪末期，盆地以发育浅海相砂(砾)质滨岸—浅海陆棚—局限台地沉积体系为主(图 6)。海平面的升降变化使得该构造时期不同体系域内发育的沉积相组合有所区别。在上升旋回Lower Clastic期，海平面位置相对较低，Sakhon-Nakhon次盆中东部以及Savannakhet次盆位于海平面之上，盆地自东北向西南发育一套砂质滨岸—浅海陆棚泥—局限台地沉积相组合；在Pha Nok Khao期，海平面升高，盆地全部位于浅海之中，在全盆内发育一套局限—蒸发台地相灰岩、白云岩，但是后期经历两期印支运动的暴露侵蚀以及白垩纪反转作用，导致该时期沉积地层分布范围不断缩小，现今以Phu Phan隆起及Loei-Phetchabun褶皱带为主；在下降旋回Upper Clastic期，海平面位置相对Pha Nok Khao期较低，但盆地仍全部位于海平面之下，自西向东发育一套砂质滨岸—浅海陆棚泥—局限台地沉积相组合。

第二期为中生代，三叠纪开始，呵呖高原盆地自东北向西南发育陆相河流—湖泊沉积体系(图 6)。在上升旋回Huai Hin Lat期，盆地自东向西发育一套冲积扇—辫状河—三角洲—滨浅湖—半深湖沉积相组合；在下降旋回早Nam Phong期，盆地自东北向西南发育冲积扇—辫状河—曲流河—三角洲—滨浅湖沉积相组合。

3 成藏特征 3.1 烃源岩

岩相古地理图表明，盆地内存在多期适宜烃源岩形成的环境，其中主要的烃源岩有三叠系Triassic群Huai Hin Lat组河湖相泥岩，二叠系Saraburi群Upper、Lower Clastic段浅海相泥岩(图 7)。

Huai Hin Lat组内的Dat Fa段碳质页岩段是盆地内最重要的烃源岩，分布较广，在盆地西部和中部均有分布(图 7)，有机质丰度中等—极好，有机碳含量(TOC)在1.8%$\sim$6.6%，Ⅱ—Ⅲ型干酪根，镜质体反射率($R_{\rm o}$)在1.2%$\sim$4.9%，显示该套烃源岩处于高成熟—过成熟阶段。

二叠系Saraburi群烃源岩为浅海相沉积，受印支Ⅰ期运动所造成的剥蚀作用影响，分布范围有限，主要分布在盆地西部。二叠系烃源岩以Upper Clastic段源岩为主，有机质丰度中等—好，有机碳含量(TOC)1.5%$\sim$3.6%，最高可达7.3%。

3.2 储层

盆地内最重要的、也是唯一证实的储层是二叠系Saraburi群Pha Nok Khao组碳酸盐岩储层，三叠系Triassic群Huai Hin Lat组Phu Hi段和下Nam Phong组河湖相砂岩为次要储层。

二叠系Pha Nok Khao组储层在盆地内大部分地区均有分布(图 8a)。主要岩性为白云石化藻灰岩、泥粒灰岩、生物灰岩及礁灰岩，厚度大于1 250 m，为典型的低孔低渗储层，孔隙度一般2%左右，渗透率0.009$\sim$1 000.000 mD，渗透率中值0.100 mD，在白云石化作用地区以及裂缝发育地区储层质量会显著提高，发育Ⅰ类储层，孔隙度可达12%~19%，沿北西—南东向呈条带状分布于Sakhon-Nakhon次盆、Phu Phan隆起和Khorat次盆中；次要储层包括三叠系Huai Hin Lat组和下Nam Phong组河湖相砂岩。Huai Hin Lat组储层主要分布在Phu Hi段，该段位于组内烃源岩层段Dat Fa段之下，在盆地中西部自东向西发育了冲积扇—河流—三角洲沉积体系，其中，冲积扇—河流沉积砂岩储层已在Nam Phong1井、Chonnabot1井、Phu Horm1井等多口井试油中获得工业气流，最富产气前景，为Ⅰ类储层，主要分布于Sakhon-Nakhon次盆和Phu Phan隆起中，Ⅱ类储层主要分布于Loei-Phetchabun褶皱带和Khorat次盆中(图 8b)。

下Nam Phong组储层以河流相粉砂岩为主，分布范围有限，主要发育于盆地东北部。储层质量较差，原生孔隙度0$\sim$4.5%，平均值1.5%；次生孔隙度0$\sim$11.5%，平均值3.2%，虽然次生孔隙较为发育，但连通性较差，使得有效孔隙度较低。

3.3 盖层

盆地唯一的区域性盖层是覆盖于印支运动Ⅱ期所形成的不整合面之上的侏罗系Khorat群上Nam Phong组泥岩。Pha Nok Khao组碳酸盐岩储层被分布广泛的上Nam Phong组湖相泥岩封盖，在Nam Phong气田以及Channabot1井中侏罗统Khorat群底部存在超压状态，证明Nam Phong组为Phan Nok Khao组储层提供了有效的顶部盖层。

在盆地中东部，三叠系Triassic群下Nam Phong组泥岩肯能作为局部盖层，为Huai Hin Lat组冲积扇—河流储层提供了顶部封盖。

3.4 圈闭特征

呵呖高原盆地内圈闭类型主要包含两类，即构造—地层—不整合圈闭和构造—不整合圈闭。

Pha Nok Khao组属于浅海碳酸盐岩沉积，储层分布稳定广泛。在Pha Nok Khao组构造—地层—不整合复合圈闭中，地层圈闭主要为与基底抬升相关的地层尖灭，其他类似构造圈闭主要为穹窿构造，该类型圈闭在Yang Talat1井、Si That1井和Dong Mun1井中钻遇；构造—不整合圈闭是Pha Nok Khao组发育的主要圈闭类型，该圈闭钻获了目前盆地唯一具有商业价值的气田——Nam Phong气田，主要圈闭类型为断块—不整合圈闭、断背斜—不整合圈闭。

Huai Hin Lat组属于陆相冲积扇—河流—湖泊三角洲体系沉积，储集砂体分布不稳定，连续性较差。在Huai Hin Lat组地层—构造—不整合复合圈闭中，地层圈闭主要与上倾断层或古潜山相关的地层尖灭，该类型圈闭目前还未获得油气发现；Huai Hin Lat组构造—不整合圈闭在Nam Phong1井和Chonnabot1井中钻遇，主要圈闭类型为倾斜断块—不整合圈闭、倒转断块—不整合圈闭和断背斜—不整合圈闭。

4 成藏组合研究 4.1 成藏组合划分

本次成藏组合划分以构造—沉积演化—成藏特征的递进控制作用为核心。划分流程可分为两步：(1) 进行一级成藏组合划分；(2) 在一级成藏组合内，根据圈闭的类型划分出二级成藏组合。划分过程中主要遵循以下几项原则：(1) 一套一级成藏组合内最多只包含一套区域性盖层或覆盖全盆的不整合面。因为区域性盖层或全盆发育的不整合面上下封存的油气具有明显差异，若存在两套或两套以上的区域性盖层(盆地级别不整合)，则划分不合理，需要将其分开。(2) 一套一级成藏组合内有且仅有一套主要储层，且储层岩性基本一致。若有一套以上的主要储层，说明成藏组合划分较粗，丧失了对于勘探的指导作用；储层岩性与沉积环境及时代息息相关，不同时期、不同沉积环境下储层的储集性能或资源潜力及勘探方法具有明显差异。目前，呵呖高原盆地已发现的油气主要集中于下二叠统和中三叠统。根据划分遵循的几项原则，首先划分出已证实的二叠系一级成藏组合及远景三叠系一级成藏组合共两套一级成藏组合。在此基础上，进一步划分出4个二级成藏组合，分别为三叠系构造—不整合、三叠系地层—构造—不整合、二叠系构造—不整合以及二叠系地层—构造—不整合二级成藏组合。

4.2 成藏组合分布及特征

根据童晓光对成藏组合的定义^{[24, 27]}，一套成藏组合内必须在一个有效的含油气范围内，拥有有效的储层和区域性盖层，且主体大致位于盆地的两个或三个构造带内，这4方面条件就基本限定了一套成藏组合的平面分布范围^[22]。

4.2.1 已证实的二叠系一级成藏组合

以TS1构造层序内发育的Pha Nok Khao组储层及全盆内广泛分布的印支Ⅰ期不整合盖层为核心，二叠系一级成藏组合是盆地内唯一已证实的成藏组合。在已发现资源量中，该成藏组合内石油占盆地总数的57%，天然气占盆地总数的85%，主要集中在下二叠统。

按圈闭类型可将二叠系一级成藏组合划分为两套二级成藏组合，分别为Pha NoK Khao构造—不整合二级成藏组合和Pha Nok Khao岩性—构造—不整合二级成藏组合。其中，Pha Nok Khao构造—不整合二级成藏组合是盆地内大多数钻井的首要目标。盆地内目前获得的唯一商业性发现——Nam Phong气田，也来自于该成藏组合。

如图 9所示，二叠系一级成藏组合的主要成藏特征如下：

(1) 内部烃源供给主要来自Upper Clastic的泥岩段，也可接受下部Lower Clastic泥岩段的烃源供给，油气主要以不整合面—裂缝作为输导体系。

(2) 以局限台地灰岩及蒸发—局限台地灰岩—云岩混积储层为主，受白云石化作用影响及裂缝发育地区物性较好。

(3) 盖层主要为覆盖于三叠纪末印支Ⅱ期运动不整合面之上的区域性盖层上Nam Phong组泥岩，局部地区为晚二叠纪Upper Clastic泥岩所封盖。

圈闭的形成时间是成藏的关键因素之一，目前盆地内获得的油气显示集中于下二叠统—三叠系内形成的圈闭中。Pha NoK Khao构造—不整合二级成藏组合圈闭类型以反转断块圈闭、倾斜断块圈闭、断裂背斜圈闭以及褶皱圈闭为主；Pha Nok Khao岩性—构造—不整合二级成藏组合圈闭类型以与古潜山相关的碳酸盐岩上倾尖灭。

(5) 二叠系一级成藏组合主要分布于盆地西部的Loei-Phetchabun褶皱、Sakhon-Nakhon次盆和Phu Phan隆起内(图 10a)。

4.2.2 远景三叠系二级成藏组合

以TS2构造层序内发育的Huai Hin Lat组储层及区域性盖层Nam Phong组泥岩为核心。该成藏组合内有两处油气发现，但还没有发现具有商业价值的油气藏。在已发现资源量中，三叠系一级成藏组合内石油占盆地总数的43%，天然气占盆地总数的15%，主要集中在中、上三叠统。

按圈闭类型亦可将三叠系一级成藏组合划分为两套二级成藏组合，分别为Huai Hin Lat组构造—不整合二级成藏组合和Huai Hin Lat组地层—构造—不整合二级成藏组合。

如图 9所示，三叠系一级成藏组合的主要成藏特征如下：

(1) 烃源供给主要来自Huai Hin Lat组内Dat Fa段煤系生烃向层内河流相砂岩运移。

(2) 以冲积扇、河流相、三角洲相及滨浅湖相砂岩储层为主。

(3) 盖层主要为区域性分布的侏罗系Khorat群底部上Nam Phong组泥岩，局部地区为下Nam Phong组泥岩所封盖。

(4) 三叠系一级成藏组合的主要圈闭类型为反转断块圈闭、倾斜断块圈闭、断裂背斜圈闭、褶皱圈闭，以及相对在三叠纪末压缩作用阶段重新开启的正逆断层横置的储层形成的地层—构造—不整合圈闭。

(5) 三叠系一级成藏组合主要分布于盆地东北部的Phu Phan隆起西部、Sakhon-Nakhon次盆和Khorat次盆内(图 10b)。

5 油气资源潜力分析

由于目前盆地内唯一的具有商业价值的Nam Phong气田已经处于产量递减阶段，急需寻找下一阶段合适的替代目标。虽然过去的勘探历程中，在呵呖高原(Khorat Plateau)盆地勘探取得的成果有限，但是预计该盆地仍然具有较大的勘探潜力可供挖掘。

基于地质认识的加深、成藏组合划分的结果，对盆地有油气资源潜力进行分析，认为下一阶段的勘探应侧重以下方面：

(1) 二叠系一级成藏组合资源潜力最大，三叠系一级成藏组合次之。

(2) 预计盆地未来油气发现仍以天然气为主，且主要集中于二叠系一级成藏组合，石油和凝析油勘探则于三叠系一级成藏组合中发现。

(3) 平面上，对于二叠系一级成藏组合，盆地中西部拥有优质的烃源岩、储层，且作为区域性盖层的印支运动Ⅰ期不整合面在除Savannakhet次盆外的盆地大部分地区广泛分布。因此，受白云石化作用强烈的Phu Phan隆起、Sakhon-Nakhon次盆南部和Loei-Phetchabun褶皱北部局限—蒸发台地区发育Ⅰ类Pha Nok Khao组白云岩储层，是二叠系最有利油气勘探区(图 11a)。勘探风险主要来自于烃源岩演化程度是否已进入过成熟阶段。

(4) 对于三叠系一级成藏组合，在盆地中部优质烃源岩呈条带状分布，在Savannakhet次盆陆相冲积扇—湖泊储层发育，且区域性盖层Nam Phong组在盆地内广泛发育。因此，辫状河砂岩储层、曲流河砂岩储层以及三角洲相砂岩储层发育的Phu Phan隆起中西部、Khorat次盆北部和Sakhon-Nakhon次盆西部是三叠系最有利油气勘探区(图 11b)。

6 结论

(1) 以构造—沉积演化—成藏的递进控制作用为核心开展成藏组合研究，首先根据盆地所处板块运动演化史，将盆地划分为两期构造层序TS1和TS2。

(2) 受构造演化控制，盆地沉积演化可分为两个时期，各时期发育不同的沉积体系。古生代以发育浅海相砂(砾)质滨岸—浅海陆棚—局限台地沉积体系为主，中生代发育河流—湖泊沉积体系。

(3) 结合构造层序内储盖组合及圈闭类型，划分出已证实的二叠系一级成藏组合和远景三叠系一级成藏组合共两套一级成藏组合，以及三叠系构造—不整合二级成藏组合、三叠系—构造—不整合二级成藏组合、二叠系构造—不整合二级成藏组合以及二叠系—构造—不整合二级成藏组合共4套二级成藏组合。

(4) 盆地下一步的勘探中，纵向上应以二叠系一级成藏组合为主，天然气勘探应侧重于二叠系一级成藏组合，而常规石油勘探应侧重于三叠系一级成藏组合。平面上，二叠系最有利油气勘探区主要位于Phu Phan隆起、Sakhon-Nakhon次盆南部和Loei-Phetchabun褶皱北部，三叠系最有利油气勘探区位于Phu Phan隆起中西部、Khorat次盆北部和Sakhon-Nakhon次盆西部。