琼东南盆地半地堑充填模型

半地堑是裂谷盆地充填的基本构成单元。琼东南盆地下第三系的岩相展布受控于半地堑及其组合。断陷充填过程中的物源方向和途径取决于半地堑及其组合中的构造缓坡通道。区内具有崖13－1半地堑末梢型，松27－2复合型和崖15－1叠合型三种主要物源通道。构造缓块不仅是控制半地堑内沉积体系布和配置的物源通道，而且自身能形成圈闭。应用半地堑模型分析断陷盆地充填历史是盆地分析的一条有效途径。     

地堑的油气产状与构造样式(上)

本文综述了锡尔特盆地、苏伊士和维京地堑及其他正断层区的主要油气产状、油捕类型和构造样式。油气产于一个或多个顺序叠加的盆地(地堑前盆地、地堑充填盆地和内部坳陷盆地)中。地堑前盆地油气藏的保存有赖于:(1)地壳拱升起始时间较晚;(2)地堑的边部上升幅度有限;(3)有一个稳定的地堑前构造环境;以保证随后的断块圈闭内部的连续性。地堑前沉积和地堑充填沉积中的油捕主要有赖于不同方向正断层的组合形式和断块的掀斜作用,在许多情况下还有赖于与断块边沿平行的挠曲作用或侵蚀作用。断裂以与地堑轴近乎平行的纵向断层为主,其次是斜向断层。断块旋转方向和程度受到断面(平面的或犁式的)、拉张程度、断裂形式(狗腿型、联合型和终端型)、后来的蚴陷盆地的下沉和大型断块均衡调整的影响。褶皱圈闭是由断层向上终止于胁迫褶皱(forcedfold)所造成的,这种胁迫褶皱在断层重新活动时可因拖曳而加强。被动披覆和差异压实使褶皱扩展到浅处。由于它们是沿断块边沿形成的,挠曲具有沿袭多组不同方向断裂形式的趋势。剥蚀圈闭通常是靠断层崖的侵蚀后退而发育起来的,它们同样可能沿袭断裂形式。在沉积层序完整的地方,地堑之上叠加了一个内部坳陷盆地。其下部主要由下伏地堑断块和断块地形上的披覆与差异压实而形成构造。上部则往往是一个未经分割的向斜,该层位的油捕包括沉积建造(礁、浊积丘)和盐底辟或与地堑构造无关的叠加变形所引起的其他构造。     

断陷盆地构造样式与油气——以辽河盆地东部凹陷北段为例

断陷盆地的不同时期形成了不同的构造样式,构造样式与沉积样式的相互响应、制约与配置,决定着含油气系统的静态地质要素和动态成藏组合过程,从而决定着油气的分布规律。不同时期的构造样式不但决定着相应时期的各类半地堑的生烃潜力,也决定着沉积体系的分布。构造样式与沉积体系的有效配置,决定了油气运移方向、方式及有利的构造岩相带。油气藏的形成与分布在不同时期、不同类型的半地堑是有一定的分布规律。现今的断陷盆地结构为不同时期的各种类型半地堑复合叠加形成的,油气藏的分布是不均衡的。油气藏形成演化研究及勘探实践表明:发育在滚动半地堑和在复式半地堑中的各种类型的背斜油气藏的勘探潜力最大,其次是构造岩性油气藏。搞清油气在不同时期半地堑中的分布规律对于寻找油气特别是寻找隐蔽油气藏具有重大意义。     

南黄海北部盆地张裂阶段演化特征

南黄海北部盆地张裂阶段经历4期拉张。同期半地堑具多种组合形式，它们控制沉积物分布，导致各凹陷具有不同沉降史，不同期半地堑的叠合反映盆地在时序上的演化特征，盆地拉张应力曾发生旋转，拉张速率从慢到快再到慢，阜宁期拉张作用最强烈，拉张方向近N－S向，是盆地的全面形成时期。     

渤海湾盆地早第三纪构造样式的演化

在伸展和走滑两种活动体制下,渤海湾盆地早第三纪构造样式有五种类型.孔店-沙四期主要发育非旋转地堑、旋转半地堑、滚动半地堑和走滑地堑,沙三-沙二期以滚动半地堑和复式半地堑为主,沙一-东营期主要发育滚动半地堑、复式半地堑和走滑地堑.盆地构造样式的演化遵循着三个序列,即旋转半地堑→滚动半地堑→复式半地堑序列、非旋转地堑→滚动半地堑→复式半地堑序列和非旋转地堑→走滑地堑序列.演化序列本身存在差异并受断裂活动的控制.构造样式的演化具有明显的地区性特点,后两种序列沿郯庐断裂带、沧东-兰聊断裂带和太行山东麓断裂带发生,与三条岩石圈走滑带吻合.第一种序列发生在上述三条走滑带之间,构成两个伸展区.构造样式的演化与烃源岩、油气藏和含油气系统的性质和分布有着密切的关系.     

初探断陷盆地构造演化特征

断陷盆地的不同时期形成了不同的构造样式,构造样式与沉积样式的相互响应、制约与配置,决定着含油气系统的静态地质要素和动态成藏组合过程,从而决定着油气的分布规律。不同时期的构造样式不但决定着相应时期的各类半地堑的生烃潜力,也决定着沉积体系的分布。构造样式与沉积体系的有效配置,决定了油气运移方向、方式及有利的构造岩相带。油气藏的形成与分布在不同时期、不同类型的半地堑是有一定的分布规律。现今的断陷盆地结构为不同时期的各种类型半地堑复合叠加形成的,油气藏的分布是不均衡的。     

江汉盆地的构造-地质结构样式分析

江汉盆地受周缘构造作用的控制和影响，形成了南部和北部两大基底断裂体系，并控制和影响白垩-新近纪的断裂的发育，形成了多方向、不同规模的张性、压性及走滑性质的断裂或断裂系。平面上，主要断裂系呈北东或北北东向的，其次是北西向、东西向或北西西向；剖面上，形成了简单犁形、Y字型、复合Y字型、羽状、马尾状及断阶状等9种断裂组合样式。而断裂组合样式又控制了盆地的构造-地质结构样式，即江汉盆地主要有简单半地堑式、简单型的半地堑复合结构、复杂型半地堑复合式、复合地堑结构4种构造-地质结构样式。     

幕式构造沉降过程中可容纳空间的变化规律——以掀斜式半地堑盆地为例

掀斜式半地堑盆地构造活动的幕式变化强调每一幕构造活动是控边断裂由强变弱的过程.这一过程变化不是盆地的简单整体沉降和可容纳空间的整体增加.在盆地不同部位,可容纳空间的变化是不一致的,那么在全盆地寻找统一的地层层序界面来建立等时地层格架就成为研究的难点.对半地堑盆地几何形态和运动过程的简化模型定量分析,表明经历一期掀斜式旋转运动后,沉降中心向缓坡带方向迁移,盆地绝对水平面是下降的,缓坡带和陡坡带均有先前水下地层的暴露,由盆缘向盆内可容纳空间不变的临界点,可容纳空间总体是变小的,但都有向盆内增加的趋势;可容纳空间在临界点之间总体是变大的,且向沉降中心都有增加的趋势.在半地堑型的博兴洼陷中,沙四段和沙三段段沉积时期4个受掀斜式构造活动所控制的层序特征证明了上述观点.这对指导建立掀斜式半地堑盆地的等时沉积层序格架具有重要的现实意义.     

大庆外围盆地勘探潜力

大庆外围盆地存在多套烃源岩层和多种类型的储层,各盆地区域构造条件不同,盆地的沉积盖层和成藏条件也不同。从烃源岩厚度、地球化学特征、储层特征、油气资源量等几方面入手,对三江盆地绥滨坳陷、依—舒地堑汤原断陷和方正断陷、漠河盆地、大杨树盆地等外围重点盆地的勘探潜力进行了分析,预测了各盆地的有利含油气区带,研究确定了外围盆地主要四套勘探层系,其中主要发育于大杨树、汤原、三江的下白垩统第二勘探层系和发育于汤原、方正断陷的第三系第四勘探层系是目前主攻重点。由此确定了三江盆地绥滨坳陷和依—舒地堑为战略突破盆地,漠河盆地和大杨树盆地为战略展开盆地。     

琼东南-珠江口盆地深水区构造样式及其分布特征

南海区域构造运动复杂,对其北部深水区的构造样式及分类标准尚缺乏全面、系统的研究。为此,以该区琼东南-珠江口盆地为重点研究对象,基于区域地震反射资料,结合盆地的结构特征,分析、总结了深水区构造样式和分布特征。结果表明：①根据构造样式形成的动力学机制,可以将琼东南-珠江口盆地深水区划分为伸展构造样式、走滑构造样式与重力构造样式3类;②伸展构造样式可继续划分为地堑式、平面式半地堑、铲式半地堑及坡坪式半地堑;走滑构造样式主要表现为剖面上的花状构造、平面上的雁列断层及马尾状断层等;重力构造样式表现形式多样,既有以侧向滑动为主要特征的滚动背斜、重力滑动断层,也有以垂向运动为主的垮塌构造、底辟构造;③上述3类构造样式分布于盆地的3个构造层中,与盆地演化过程中所表现出的动力学机制密切相关。伸展构造主要分布于盆地的下构造层（裂陷期盆地）;走滑构造分布于中下构造层（裂陷期盆地-裂陷后坳陷期盆地）;重力构造样式分布广泛,在盆地深层-浅层均有分布,但表现形式不同。这些成果与认识对该区后续勘探开发具有十分重要的意义。     

Characteristics of strike-slip inversion structures of the Karatau fault and their petroleum geological significances in the South Turgay Basin, Kazakhstan

The Karatau fault is one of the important strike-slip faults in central Asia,and the South Turgay Basin is located towards its northern end.Detailed seismic interpretation indicated that the strikeslip tectonism of the Karatau fault weakened gradually from west to east in the South Turgay Basin.Typical flower structures developed on the section,and strike-slip faults showed an echelon pattern on planar view.The Karatau strike-slip fault affected the South Turgay Basin in two periods:(1) The South Turgay strike-slip pull-apart rift basin formed as a result of regional extensive stress in the Early-Middle Jurassic,characterized by the juxtaposition of horsts and grabens.The formation of horsts provided favorable reservoir spaces for later hydrocarbon accumulation,and different filling stages of grabens controlled different reservoir-forming factors in grabens.(2) Two stages of tectonic inversion occurred in the Late Jurassic and Late Cretaceous and played a crucial role in the final shape of the structure in the South Turgay Basin.The oil and gas migrated to form reservoirs and mainly concentrated in the horsts,graben slopes and in both sides of the strike-slip fault zone.In the case of the degree of accumulation of petroleum,the factor explaining why horsts are better than grabens is the strike-slip pull-apart of the South Turgay Basin,and the structure inversion of the South Turgay Basin explains why the west graben is better than the east one.Overall,the Karatau strike-slip fault played a very important role in the formation of the South Turgay Basin and its hydrocarbon accumulations.     

伊通盆地岔路河断陷始新统地层对比

伊通盆地岔路河断陷属于伸展断陷盆地,由于其复杂的构造作用、独特的几何形态、多物源供应、具多个沉积沉降中心以及侧向相变快的特点,给地层划分和对比带来了很大的困难。利用钻井岩性、地球物理、古生物资料,运用层序地层学研究方法对岔路河断陷始新统地层进行了划分对比。结果显示,岔路河断陷始新统地层由老到新划分为双阳组、奢岭组和永吉组,指出了相应的地层划分和对比依据,并与渤海湾盆地进行了古生物化石地层对比,阐述了二者在成因上可能存在的关系。      

AN INTRODUCTION TO THE PETROLEUM POTENTIAL OF NIGER

The Republic of Niger can be divided into two sedimentary and tectonic provinces: a Palaeozoic platform-type province in the north and west, and a series of Mesozoic grabens in the east.
Thick Palaeozoic successions are present in the NW (in the Tamesna-Talak area of the Iullemeden Basin), and the NE (in the Djado Basin). The petroleum potential of these areas is not yet proven. By analogy with the Algerian Illizi Basin and the Libyan Murzuk Basin, Silurian source rocks together with Ordovician, Devonian and Carboniferous sandstone reservoir units may occur here.
In East Niger, a complex rift system, whose sedimentary fill ranges in age from Late Jurassic to Early Tertiary, has proven petroleum potential. Reservoir rocks are mainly Cretaceous to Eocene sandstones, sourced by Cretaceous marine shales and Oligocene lacustrine shales.
This paper reviews the petroleum geology of Niger, and assesses potential exploration targets. Commercial developments can shortly be expected following the construction of an export pipeline from Chad to Cameroon, and the resumption of drilling activity in the Agadem and Djado Basins.     

成熟凝析油色—质谱分析及在石油地质中的应用

色—质谱分析技术已发展成为发现油气层的实用技术,在石油地质勘探领域占据着重要地位,并在勘探和寻找油气层等方面做出了重要贡献.根据渤海湾盆地东濮凹陷文23气田、白庙、桥口深层以及塔里木盆地中1井共11个凝析油样品轻烃组分色谱—质谱分析资料,进行了异构烷烃的定性与定量研究,并应用一些新的轻烃地球化学指标,准确地判定了油气特征.结果表明:东濮凹陷文23气田主要为煤型凝析气藏,其凝析油为高成熟—过成熟阶段生成的煤型凝析油;白庙凝析气藏所含的凝析油主要为泥岩地层在生油高峰—高成熟阶段生成的凝析油;塔里木盆地中1井2个样品所含凝析油为高成熟—过成熟阶段海相碳酸盐岩地层生成的凝析油,与东濮凹陷文23气田以及白庙地区的凝析油存在显著差别.      

渤海湾盆地东营运动的特征及成因分析

渤海湾盆地东营运动是一个范围广泛、强度较大的区域性构造运动,处在由盆地的裂陷阶段向坳陷阶段过渡时期。形成了众多小规模次级断层、全区整体抬升并遭受剥蚀,局部发育反转构造。该运动以及渤海湾盆地在伸展裂陷阶段的多次构造运动说明渤海湾盆地呈现出幕式沉降过程,东营运动则具有更重要的动力学意义。岩石圈快速拉伸、上地幔上涌和温度升高以及壳下岩石圈的弹性回返可以很好地解释东营运动的形成过程以及渤海湾盆地演化阶段的转折。考虑地壳均衡效应,可以对传统的地层剥蚀量计算方法进一步修正。渤海湾盆地东营运动的形成和发展有利于盆地内油气的生成和运移。      

北黄海盆地含油气系统与勘探前景

北黄海盆地(盆地东部朝鲜海域称西朝鲜湾盆地)为浅海大陆架区,属于中朝地台,在其边缘有安洲盆地、渤海湾盆地、莱阳盆地和南黄海盆地,均为古生代、中生代与新生代的叠合盆地,含油气前景较大。盆地周边发育郯庐断裂带、清川江断裂带与临津江断裂带等大断裂带,盆地中油气的生成、运移、储集与保存都和这些大断裂带有密切关系。通过储集条件、油气生成模拟与圈闭条件类比,探讨北黄海盆地的含油气系统特征,并进一步明确其油气勘探前景。      

渤海湾盆地“中石油”探区地震勘探现状分析及技术发展建议

重点对渤海湾盆地中石油探区地震勘探史、地震勘探程度进行分析,对三维地震资料品质进行评价;结合渤海湾探区今后重点勘探目标的地球物理特征和地质特点,分析了油气勘探对地震勘探技术的需求;在以上分析、评价的基础上,提出渤海湾盆地今后地震勘探技术发展的参考意见。     

苏北盆地油气田形成与分布——与渤海湾盆地比较研究

苏北-南黄海盆地与渤海湾盆地之间以鲁苏隆起相隔,对称分布于郯庐断裂两侧.由于两盆地所处的区域构造背景不同,致使其盆地演化、成烃演化、资源丰度、油气田规模差异很大.壳幔结构的同相性、晚始新世至渐新世18Ma的沉积间断、有机质演化程度低、断裂活动改造强烈等,是形成苏北盆地低丰度含油气特征的主因.苏北盆地与渤海湾盆地存在的成藏条件差异及其分布规律表明,苏北盆地缺乏形成巨型、大型油气田的条件,其勘探对象应该以中小型油气田为主,这已经被25年的勘探实践所证实,但深部烃源有形成较大规模气田的条件.     

STRUCTURE AND HYDROCARBON POTENTIAL OF THE TARIM BASIN (NW CHINA) FROM SATELLITE IMAGERY

The Tarim Basin, NW China, whose total area is 560,000 sq. kms, is one of the largest inland basins in the world, with sediments around 15,000 m thick. The Tarim Block is a small continental plate, which is being over-ridden at its western end from both the north and south, by the Eurasian and Indian continents, respectively. Abundant oil and gas accumulations are predicted to occur within the basin. Detailed analysis of Landsat imagery, integrated with published geological and geophysical data, has provided the basis for a re-examination of the structural geology of the area, and has enabled a new interpretation of the tectonic development of the northern part of the Tarim Basin to be made. The region discussed in this paper is the northern margin of the Tarim Basin, including the Kalpin Uplift (Kalpintag), North Tarim Depression and Kuruktag Uplift. Remarkable geological structures outcrop in these areas, and are clearly visible on satellite imagery. The NW and SW margins of the Tarim Basin are dominated by compression; while the NE and SE margins are dominated by left-lateral strike-slip movements. South of the Kalpintag, west-directed thrusting occurs in Palaeozoic platform sediments, which may have some production potential where they are buried beneath Neogene sediments. On the NW basin margin; where thrusting is predominant, crustal shortening is estimated to be around 50%. In the Kuqa Depression (the northern sector of the North Tarim Depression), Tertiary evaporites seal Mesozoic source rocks. The configuration above the décollement is discordant, and the spectacular Tertiary surface structures are not very prospective. The Kuruktag (at the NE corner of the Tarim Basin) is an area of compressional grabens which may contain both Mesozoic and Tertiary source rocks. These grabens are potential analogues of basins in southern California. Important structural features interpreted here include several major thrust complexes, and strike-slip fault systems. In addition to detecting fault traces, a number of important fold structures were mapped and analysed using the imagery, and the resulting maps represent an improvement on existing publications. Tectonic features, particularly folds and faults near the basin margin, may provide traps for hydrocarbon accumulations. As a result of this study, many potential hydrocarbon traps, which merit close attention by geophysical field-survey techniques such as seismic reflection, have been defined.     

FAULT-CONTROLLED HYDROCARBON DISTRIBUTION IN THE JUNGGAR BASIN, NW CHINA

The Junggar Basin is an important oil- and gas-bearing basin, with thick source rocks, of Carboniferous. Permian. Triassic and Jurassic ages. Hydrocarbon accumulations are controlled by major faults which trend NNW. NW and NE; NE-striking reverse faults constitute the Kelemay thrust-zone in the NW basin margin; those trending NW are of lesser importance; and those trending NNW on the southern basin margin control the formation of en echelon anticlines (Kuang, 1989), which are important sites of hydrocarbon accumulations.