襲著綱++胡孝林++方勇++張科++管紅++程岳宏??

摘要：利用鉆井資料，在地層分析和沉積相研究基礎(chǔ)上，結(jié)合油樣、油苗、巖芯和露頭樣品的地球化學(xué)分析，對印度尼西亞蘇拉威西地區(qū)新生代盆地?zé)N源巖發(fā)育時代、地球化學(xué)特征、沉積環(huán)境進行了系統(tǒng)分析。結(jié)果表明：蘇拉威西地區(qū)新生代盆地主力烴源巖發(fā)育層位是古新統(tǒng)—始新統(tǒng)，普遍含煤或碳質(zhì)泥巖，有機質(zhì)類型為偏腐殖型，有機質(zhì)豐度中等—好，具備油氣兼生的能力；古新統(tǒng)—始新統(tǒng)烴源巖沉積相帶為河流—沼澤相和潮坪—潟湖相，主要殘存于裂谷期斷層控制的坳陷內(nèi)，主體部位烴源巖熱演化已進入成熟—過成熟階段，具備為油氣藏的形成提供充足烴類的能力。

關(guān)鍵詞：烴源巖；地球化學(xué)；生物標(biāo)志物；沉積環(huán)境；古近系；新生代盆地；蘇拉威西；印度尼西亞

中圖分類號：P618.13；TE121文獻標(biāo)志碼：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

蘇拉威西地區(qū)位于印度尼西亞中部，大地構(gòu)造位置處于巽他陸塊、澳大利亞板塊微陸塊群、西里伯斯海微板塊交匯處，構(gòu)造運動活躍。該區(qū)發(fā)育一系列中生界基底上的新生代盆地，構(gòu)造演化史復(fù)雜，經(jīng)歷了裂谷、坳陷、碰撞造山，并伴有走滑等一系列地質(zhì)活動。國內(nèi)外學(xué)者及油氣公司對該區(qū)的油氣地質(zhì)研究始于19世紀(jì)，在20世紀(jì)70年代至90年代進入高潮，21世紀(jì)初鉆探和地震采集等勘探活動達到頂峰，但成效欠佳，僅在森康盆地、南馬卡薩盆地及其周緣發(fā)現(xiàn)少量天然氣。前人在區(qū)域構(gòu)造演化、盆地結(jié)構(gòu)、沉積相等方面已開展了部分有益的研究[110]，其中最為關(guān)鍵的烴源巖評價一直缺乏系統(tǒng)性分析，尤其是對主力烴源巖層位及其生烴潛力認(rèn)識不清，一定程度上影響了研究區(qū)的勘探進程。

圖1印度尼西亞蘇拉威西地區(qū)新生代盆地區(qū)域位置

Fig.1Location of Cenozoic Basins in Sulawesi Region， Indonesia

本文綜合前人研究成果，基于該區(qū)主要新生代盆地鉆井、露頭、油苗等資料，從盆地地層構(gòu)成、沉積演化、原油地球化學(xué)特征、烴源巖特征等基礎(chǔ)研究入手，對蘇拉威西地區(qū)新生代盆地的烴源巖發(fā)育時代、地球化學(xué)特征、沉積環(huán)境和展布等進行了探討，以期促進蘇拉威西地區(qū)的油氣勘探。

Symbol`@@

1有效烴源巖時代及分布

蘇拉威西地區(qū)新生代盆地主要包括北馬卡薩盆地、拉里昂盆地、卡拉馬盆地、南馬卡薩盆地、斯伯曼盆地和波尼盆地（圖1）。這些盆地普遍經(jīng)歷了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、中中新世至今的擠壓期（圖2）。其中，裂谷期是主要烴源巖形成和發(fā)育期。

圖2新生代盆地綜合地層柱狀圖對比

Fig.2Comparison of Comprehensive Stratigraphic Columns of Cenozoic Basins

裂谷期，研究區(qū)斷裂發(fā)育，壘塹結(jié)構(gòu)清晰，但南馬卡薩盆地、北馬卡薩盆地斷陷的形成早于森康盆地和波尼盆地。古新世—始新世，蘇拉威西地區(qū)由西向東逐漸由北馬卡薩盆地、南馬卡薩盆地的河流—三角洲—湖泊等陸相沉積向斯伯曼盆地、波尼盆地的潮坪潟湖、邊緣海等海相環(huán)境過渡，陸生高等植物繁盛，有機質(zhì)來源豐富，形成了許多薄煤層，是有效烴源巖發(fā)育期[914]。

坳陷期和擠壓期，蘇拉威西地區(qū)廣泛海侵，以海相泥頁巖和碳酸鹽巖沉積為主，局部發(fā)育一些粗碎屑巖沉積。漸新統(tǒng)以上地層一般埋藏較淺，由于蘇拉威西地區(qū)地溫梯度和熱流值偏低，普遍未進入生烴門限，無法形成大規(guī)模的有效烴源巖。但該時期的沉積物為古新統(tǒng)—始新統(tǒng)烴源巖成熟和保存提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

根據(jù)區(qū)域斷裂和各盆地地層厚度特征，蘇拉威西地區(qū)新生代盆地古近紀(jì)斷裂發(fā)育，形成了眾多斷陷，控制了盆地隆坳格局及裂谷期沉積物展布。這些大小不一的斷陷是接受古近系沉積的主體，是重要的烴源巖發(fā)育區(qū)和保存區(qū)。蘇拉威西地區(qū)新生代盆地存在10余個較大的坳陷，單個坳陷面積一般在1 200～6 000 km2。波尼盆地受NW向斷裂控制及NW向局部隆起和走滑斷裂分割，存在北、中、南3個較大的坳陷[34]，坳陷總面積達17 000 km2；它們是波尼盆地古近系烴源巖的主要發(fā)育區(qū)；北部坳陷地層厚度達8 000 m，古近系厚度達1 500 m，其余坳陷地層厚度一般為4 000～6 000 m。南馬卡薩盆地受NE向斷裂控制和臺地圍陷，形成了沉積厚度為4 000～5 000 m、面積達3 800 km2的中央坳陷，其內(nèi)分布著眾多近SN向和部分NW向小斷層控制的斷陷，始新統(tǒng)烴源巖發(fā)育[1314]；該盆地西側(cè)受NW向大斷裂控制，形成了馬卡薩半地塹，地層厚度超過4 000 m，面積達1 100 km2，被認(rèn)為是重要的始新統(tǒng)生烴灶，其周緣獲得了魯比和潘開特等油氣發(fā)現(xiàn)。北馬卡薩盆地東部為擠壓構(gòu)造帶，NE向褶皺發(fā)育，西側(cè)構(gòu)造平緩，盆地擠壓構(gòu)造帶存在南、北2個坳陷[57]；北部坳陷地層厚度約5 000 m，面積約600 km2，南部坳陷地層厚度達8 000 m，平均厚度約5 300 m，面積達1 200 km2；這兩個坳陷是北馬卡薩盆地始新統(tǒng)有效烴源巖發(fā)育區(qū)。

2烴源巖沉積環(huán)境

蘇拉威西地區(qū)古新統(tǒng)—始新統(tǒng)烴源巖分布受沉積相帶展布和盆地斷陷結(jié)構(gòu)雙重控制。裂谷期斷陷控制沉積物匯聚方向，斷陷中心部位多發(fā)育湖相和潟湖相等烴源巖，斷陷周緣多以小型河流—三角洲相、潮坪—潟湖相等成煤環(huán)境為主[9]。

北馬卡薩盆地東部、拉里昂盆地和卡拉馬盆地始新世沉積環(huán)境類似，主要發(fā)育河流—三角洲—湖沼相沉積（圖3），煤層多見，是有利的烴源巖發(fā)育相帶。

南馬卡薩盆地M1、P1等多口井揭示始新統(tǒng)。上始新統(tǒng)厚度為400～800 m，以灰色、棕灰色泥頁巖為主，夾薄層淺灰色泥灰?guī)r、灰?guī)r，自然伽馬曲線呈微齒狀，自然電位曲線平直，巖屑中見微型有孔蟲、海綠石，主要為淺海陸棚半深海沉積。中—下始新統(tǒng)是主要的烴源巖發(fā)育段，鉆井揭示厚度較?。?00～200 m），以灰色泥頁巖、碳質(zhì)頁巖夾薄層灰色粉砂巖、棕色白云巖為主，可見海綠石和黃鐵礦，自然伽馬曲線呈指狀交互，主要為河流—三角洲相和湖沼相沉積（圖3）。井震結(jié)合分析，中—下始新統(tǒng)湖沼相烴源巖沉積對應(yīng)一套連續(xù)性較好的中—強振幅反射層，主要分布于盆地坳陷中部。而坳陷周緣發(fā)育河流—三角洲相沉積，是良好的煤系烴源巖發(fā)育區(qū)。

斯伯曼盆地鉆井廣泛揭示了中—下始新統(tǒng)的煤、碳質(zhì)泥巖和灰?guī)r。這套地層在地震剖面上具有高連續(xù)、強振幅反射的特征，在全區(qū)可追蹤，比較穩(wěn)定。Ke1井等揭示，古新統(tǒng)—中始新統(tǒng)下部以砂巖、泥巖互層為主，夾碳質(zhì)泥巖和薄煤層、白云巖，見大量溫濕環(huán)境的光面縫孢屬、溝鞭藻、貨幣蟲等古生物，自然伽馬曲線呈鋸齒狀交互，以潮坪環(huán)境為主。中始新統(tǒng)中上部以泥灰?guī)r、灰?guī)r、泥頁巖為主，自然伽馬曲線較為平直，缺少被子類孢粉，海洋環(huán)境中的貨幣蟲、浮游生物等較發(fā)育，為潮坪潟湖環(huán)境。此外，Ke1井始新統(tǒng)巖芯和巖屑樣品甾烷分布表現(xiàn)為河口灣沉積環(huán)境，泥灰?guī)r中伽馬蠟烷表明始新世可能受海侵影響，奧利烷表明有陸生高等植物的輸入。綜合分析認(rèn)為，斯伯曼盆地始新統(tǒng)烴源巖沉積環(huán)境為潮坪—潟湖相（圖3）。

波尼盆地北部僅有的B1X井未揭示始新統(tǒng)，但波尼盆地始新統(tǒng)地震反射特征與斯伯曼盆地始新統(tǒng)相似，具有空白反射夾高連續(xù)、強振幅反射的特征。此外，波尼盆地與斯伯曼盆地構(gòu)造位置臨近，構(gòu)造演化背景相似[34，9]，兩個盆地在始新世均處于海灣灣口的位置，局部被古隆起分割，盆地主體表現(xiàn)為水體循環(huán)受限的潮坪—潟湖環(huán)境（圖3）。波尼盆地中央坳陷是始新統(tǒng)潮坪—潟湖相烴源巖發(fā)育和保存的主要區(qū)帶。

3原油地球化學(xué)特征

3.1基本物性和族組成

中蘇拉威西島西部拉里昂盆地Doda地區(qū)、卡拉馬盆地Paniki河流域、森康盆地Parandean地區(qū)始新統(tǒng)露頭中存在大量油苗[1011]，證明蘇拉威西地區(qū)存在有效的含油氣系統(tǒng)。這些油苗的地球化學(xué)分析為烴源巖研究提供了必要的基礎(chǔ)資料和證據(jù)。這些油苗主要分布在始新統(tǒng)含煤或富含碳質(zhì)碎屑的砂巖中，原油相對密度為0.83～0.85，為輕質(zhì)油；局部遭受降解的油樣相對密度為097～100（表1）；蠟質(zhì)成分中等—較高，含硫量較低，具有陸源原油的特征[1011]。同時，這些油苗姥植比為6～15，具有典型的煤成油特征。油苗氣相色譜分析與始新統(tǒng)露頭烴源巖色譜特征相似，具有良好的相關(guān)性。

此外，北馬卡薩盆地、南馬卡薩盆地和斯伯曼盆地均有鉆井獲得油樣或巖芯抽提物。它們均呈現(xiàn)出陸源有機質(zhì)貢獻原油的特征：①北馬卡薩盆地內(nèi)Ka1井在始新統(tǒng)砂巖獲得原油顯示，油樣相對密度為085～092，蠟含量（質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同）為17%～21%，硫含量為0.06%～0.10%；②南馬卡薩盆地P1井在基底花崗巖中獲得原油發(fā)現(xiàn)，P1井油樣室溫下呈黑色固體，油樣相對密度為092，蠟含量為24.78%，硫含量為0.19%，飽和烴含量為655%，芳烴含量為262%，非烴和瀝青質(zhì)組分占83%；③斯伯曼盆地Ke1井在始新統(tǒng)灰?guī)r和碎屑巖中獲得油顯示，始新統(tǒng)巖芯抽提物樣品分析顯示灰?guī)r和泥頁巖樣品抽提物中非烴組分平均含量為763%～787%，芳香烴組分為99%～163%，砂巖樣品抽提物中飽和烴組分較高，平均含量為468%，非烴組分占410%。

3.2生物標(biāo)志化合物特征

蘇拉威西地區(qū)新生代盆地油樣生物標(biāo)志化合物分析成果主要來自南馬卡薩盆地的P1井和斯伯曼盆地的Ke1井。

南馬卡薩盆地P1井油樣姥植比為21，表明烴源巖沉積時為一種偏氧化性環(huán)境，如河湖、濱海、沼澤或淺湖—淺海沉積[15]。Pr/nC17值為2.1，Ph/nC18值為16，兩者交匯顯示原油的母質(zhì)類型為混源型的Ⅱ—Ⅲ型干酪根，具有藻類物質(zhì)的影響。飽和烴δ13C值為-30.99‰，芳香烴δ13C值為-3077‰，這兩個指標(biāo)也反映出原油母質(zhì)來源具有藻類影響。

P1井油樣甾類化合物中C29甾烷豐度明顯高于C27、C28甾烷（圖4），說明烴源巖母質(zhì)主要為高等植物貢獻，但也存在一定藻類物質(zhì)的影響，烴源巖沉積環(huán)境偏河口灣或淺湖[16]。油樣中少量奧利烷更是說明烴源巖有機質(zhì)具有白堊紀(jì)以來被子植物的輸入。三環(huán)萜烷以細菌來源的C30為主，說明油氣來自晚白堊世或更年輕時代的非碳酸鹽巖沉積物。較高的Tm/Ts值（1.05）、較低的C30莫烷/藿烷值（07）說明有機質(zhì)已達到中等成熟度。

綜合南馬卡薩盆地原油地球化學(xué)特征和地層特征，推測南馬卡薩盆地有效的主力烴源巖為裂谷期古新統(tǒng)—始新統(tǒng)的泥質(zhì)巖類。

斯伯曼盆地Ke1井始新統(tǒng)含油巖芯抽提物中甾類化合物C27、C28、C29三端元圖（圖4）顯示，烴源巖沉積環(huán)境偏海灣或湖泊體系[17]；同時，地球化學(xué)分析中見到低豐度的伽馬蠟烷，表明始新統(tǒng)烴源巖沉積時期可能受到海侵影響，為海陸過渡環(huán)境。

Ke1井始新統(tǒng)灰?guī)r段樣品中發(fā)現(xiàn)奧利烷，說明該時期有機質(zhì)沉積環(huán)境靠近陸地，具有陸源的影響。其余巖芯樣品未發(fā)現(xiàn)此類陸生生物標(biāo)志物特征。始新統(tǒng)6個灰?guī)r樣品藿烷分布相似，具有C28甾烷優(yōu)勢，說明湖相或潟湖相藻類貢獻突出。

上述油苗、油樣、抽提物等資料綜合分析表明，蘇拉威西地區(qū)新生代盆地?zé)N源巖發(fā)育段普遍具有陸源物質(zhì)的輸入，整體表現(xiàn)為海陸過渡環(huán)境。結(jié)合該區(qū)各地層的沉積背景，判定古新統(tǒng)—始新統(tǒng)為蘇拉威西地區(qū)新生代盆地主要的烴源巖發(fā)育段。

4烴源巖地球化學(xué)特征

4.1露頭樣品

蘇拉威西地區(qū)新生代盆地的露頭資料主要來自蘇拉威西島南支及其中部。森康盆地北部辛康地區(qū)露頭見始新統(tǒng)河流—三角洲相的煤層和碳質(zhì)泥巖烴源巖[10]，煤層厚度為05～12 m。該套烴源巖干酪根為Ⅱ—Ⅲ型，總有機碳為31%～81%，氫指數(shù)為（158～578）×10-3（圖5）。這些露頭烴源巖品質(zhì)較好，除個別樣品進入過成熟階段外，普遍未成熟。始新世之后，區(qū)域構(gòu)造活動形成的巖漿侵入使沉積物受到異常高溫作用，促進了烴源巖的熱演化。辛康地區(qū)烴源巖的成熟可能與晚中新世火山弧作用及逆沖推覆作用導(dǎo)致烴源巖上覆構(gòu)造負(fù)載的加大有密切關(guān)系。

拉里昂盆地和卡拉馬盆地露頭揭示，始新統(tǒng)富含煤和碳質(zhì)頁巖[10]，為典型的煤系烴源巖，以Ⅲ型干酪根為主，總有機碳為50%～85%，氫指數(shù)為（130～580）×10-3，生烴潛力（S1+S2）為（100～230）×10-3，品質(zhì)中等—好。

4.2鉆井樣品

南馬卡薩盆地P1井樣品揭示厚120 m的中—下始新統(tǒng)主要為黑褐色碳質(zhì)泥巖、灰色泥巖。P1井中—下始新統(tǒng)巖芯樣品分析顯示，湖沼相泥巖富含藻類，主要為Ⅱ1型干酪根，總有機碳為4.11%～6.09%，S1+S2值為（12.69～28.78）×10-3，氫指數(shù)為（294～456）×10-3[1314]，品質(zhì)好，具備油氣兼生的能力。三角洲相泥巖主要為Ⅱ2型干酪根，總有機碳為080%～252%，平均為155%，氫指數(shù)為（121～148）×10-3，S1+S2值為（181～416）×10-3[1314]，烴源巖品質(zhì)中等，是傾氣型烴源巖（圖5、6）。由于P1井處于構(gòu)造高部位，這些始新統(tǒng)樣品均未成熟（圖6）。

圖6始新統(tǒng)烴源巖生烴潛力與總有機碳的關(guān)系

Fig.6Relationship Between Hydrocarbon Potential and

Total Organic Content of Eocene Source Rocks

南馬卡薩盆地M1井鉆遇上始新統(tǒng)三角洲相含煤頁巖，未見藻類來源有機質(zhì)，總有機碳為20%～40%，氫指數(shù)為（200～300）×10-3，品質(zhì)較好，但是未進入成熟階段。

斯伯曼盆地鉆井樣品廣泛揭示古新統(tǒng)—始新統(tǒng)潮坪—潟湖相煤層、泥巖及泥灰?guī)r，是該盆地最可能的有效烴源巖段。

S1X井鉆遇大量始新統(tǒng)煤層，單層厚度為18 m，總厚度為433 m，煤層巖芯樣品中見到油顯示；煤系頁巖總有機碳為09%～25%，平均為1.4%，品質(zhì)較差。始新統(tǒng)灰?guī)r巖芯中見到瀝青，灰?guī)r段總有機碳為09%～29%，平均為17%。

Ke1井古新統(tǒng)—中始新統(tǒng)下部以砂巖、泥巖互層為主，夾碳質(zhì)泥巖和薄煤層。Ke1井1 350～1 800 m深度處始新統(tǒng)井壁巖芯樣品和巖屑樣品煤系泥巖多為Ⅱ—Ⅲ型干酪根，總有機碳為077%～812%，平均為224%，氫指數(shù)為（64～455）×10-3，平均為149×10-3，S1+S2值為（067～3740）×10-3，平均為61×10-3，豐度為中等—很好；泥灰?guī)r多為Ⅱ型干酪根，總有機碳為068%～094%，平均為081%，氫指數(shù)為（326～408）×10-3，平均為370×10-3，S1+S2值為（26～38）×10-3，平均為33×10-3，豐度為中等（圖5、6）。Ke1井烴源巖樣品熱解峰溫普遍小于440 ℃，未成熟。

斯伯曼盆地具有低的地溫梯度（每千米91 ℃～204 ℃），加之漸新世之后剝蝕量較大，始新統(tǒng)整體埋深較淺，因此，是否存在大規(guī)模的有效烴源巖成為制約該區(qū)勘探的關(guān)鍵。但斯伯曼盆地局部由于火山作用導(dǎo)致熱流增加，促使烴源巖進入成熟階段。據(jù)現(xiàn)有鉆井資料推斷，斯伯曼盆地始新統(tǒng)烴源巖在2 100 m左右深度處鏡質(zhì)體反射率達0.6%，開始生成烴類。

4.3小結(jié)

蘇拉威西地區(qū)新生代盆地露頭和鉆井樣品揭示，該區(qū)始新統(tǒng)烴源巖巖性成分較為復(fù)雜，包括泥頁巖、泥灰?guī)r、煤層和碳質(zhì)泥巖等，整體以偏腐殖型干酪根為主，有機質(zhì)豐度中等—好，但由于所取樣品均處于坳陷構(gòu)造高部位或出露時間較早，所以普遍未成熟。而根據(jù)各盆地地層特征、坳陷結(jié)構(gòu)、地溫梯度等資料，古新統(tǒng)—始新統(tǒng)烴源巖在沉積蓋層厚度較大的斷陷內(nèi)應(yīng)普遍進入成熟階段，局部達到過成熟。

5結(jié)語

（1）印度尼西亞蘇拉威西地區(qū)新生代盆地主力烴源巖發(fā)育層位為古新統(tǒng)—始新統(tǒng)。古近紀(jì)斷裂控制的斷陷為烴源巖的主要發(fā)育區(qū)和保存區(qū)。

（2）油苗及油樣普遍具有高蠟低硫、高姥植比等陸源原油的特征。生物標(biāo)志化合物反映出烴源巖沉積環(huán)境具有陸生高等植物輸入，且存在藻類母質(zhì)，為受海侵影響的海陸過渡相。蘇拉威西地區(qū)新生代盆地古新統(tǒng)—始新統(tǒng)烴源巖沉積環(huán)境差異較大。拉里昂盆地、卡拉馬盆地、森康盆地、北馬卡薩盆地和南馬卡薩盆地古新統(tǒng)—始新統(tǒng)烴源巖以河流—三角洲相和湖沼相為主，斯伯曼盆地和波尼盆地?zé)N源巖沉積相為潮坪—潟湖相。

（3）古新統(tǒng)—始新統(tǒng)烴源巖包括泥頁巖、碳質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r和煤，干酪根類型為Ⅱ—Ⅲ型，有機質(zhì)豐度中等—好，具備油氣兼生的能力。蘇拉威西地區(qū)各新生代盆地坳陷主體部位始新統(tǒng)上覆地層較厚，且局部存在火山活動的熱流影響，烴源巖已進入成熟階段，具備為油氣藏的形成提供充足烴類的能力。

參考文獻：

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]盧雙舫，張敏.油氣地球化學(xué)[M].北京：石油工業(yè)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.生物標(biāo)記化合物指南[M].姜乃煌，張水昌，林永漢，等譯.北京：石油工業(yè)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.