莺歌海盆地海相油气及其源岩地球化学研究

经地球化学研究查明莺歌海盆地油气苗及浅层运移烃是海相成因油气，其源岩是上第三系（梅山组和黄流组）海相沉积岩。独特的石油地质条件构成了生油岩短期、高温、快熟和油窗窄、气窗宽的热演化特点，对于油特别是气的生成极为有利。该盆地有巨厚的海相生油岩，藻类等原始有机质丰富，生烃潜力大，可生成巨量海相油气、有广阔的勘探领域和寻找大气田的勘探远景。     

石油地质理论与勘探技术进步在资源评价中的作用

在中国石油天然气股份有限公司第三次油气资源评价中，对我国陆上主要含油气盆地油气资源潜力不断扩大的原因进行了探讨，研究结果发现，石油地质理论与勘探技术的进步对地下油气资源的评价发挥了重要作用，包括：有效烃源岩下限新认识，前陆盆地油气富集理论，岩性地层油气成藏理论，叠合盆地中下部组合油气富集成藏理论，前陆盆地复杂构造的地震勘探技术，低渗透储层的酸化压裂改造技术，高分辨率地震储层反演与预测技术。这些理论和技术还为拓展油气勘探领域、实现油气资源向储量的快速转化和客观评价油气资源潜力提供了重要的理论依据和技术保障，促进了对我国陆上几大含油气盆地资源潜力认识的深化和提高。     

墨西哥湾盆地深水区油气分布特征及勘探潜力

通过分析墨西哥湾盆地油气资源勘探现状、油气地质特征,及与油气成藏密切相关的盐岩形成、演化和分布特征,进一步认识到墨西哥湾盆地上侏罗统牛津阶—第四系更新统发育了4套优质烃源岩和多套性能优越的储集层,封堵性能良好的局部和区域盖层遍布整个新生界层系,断层提供了运移通道,构造和地层圈闭发育,具有优越的生储盖等油气成藏条件。盆内中侏罗统发育一套广泛分布的厚层盐岩,很多大型油气藏均与该盐岩相关。盐上和盐下储层中均有可观的油气发现,随着油气勘探理论和技术的进步,盐下油气藏的潜力逐渐显现出来,勘探潜力很大。     

从含油气盆地地质学的理论看塔北隆起及其附近的油源岩和远景区

塔北沙参2井产油以来,对源岩的看法就一直存在分歧.作者认为由于各方取自同一原油的不同分析指标,矛盾永远无法解决.采用油气盆地地质学概念,考虑到源岩要能生成足够的烃量和有利的运移和聚集条件,即从该区的盆地演化条件出发,中生代源岩比古生代的可能性更大,而不同的源岩观点会导致不同的勘探步署决策,从而出现不同的勘探效果.      

南海东北部中生代残留盆地油气勘探现状与油气地质问题

南海东北部中生代残留盆地叠置于新生代盆地之下，其成盆背景复杂、后期改造强烈，且经历了多期、多阶段生排烃过程和油气聚散、破坏、再聚集成藏过程，故烃源岩生烃潜力和储层、圈闭保存条件，是决定该中生代残留盆地油气能否成藏、是否具有油气资源前景的关键，因此，对于中生代残留盆地的油气地质研究思路及油气勘探技术方法，应不同于新生代盆地的传统方法，应采用多种地质、地球化学研究方法，来恢复残留盆地构造演化历史及地层剥蚀厚度，建立地层沉积充填埋藏史、热演化史及生排烃史，借助接近地质条件下生烃动力学模拟实验手段，分析确定中生界烃源岩产烃率、生烃量及生烃强度，评价生烃潜力，并结合区域地质背景及油气地质条件，对其油气资源前景进行预测，只有这样方可取得良好的研究效果。     

秘鲁乌卡亚利盆地油气勘探潜力分析

秘鲁乌卡亚利盆地是油气资源丰富的南美安第斯前陆盆地的子盆地之一。该盆地油气潜力巨大,勘探程度低,已发现12个油气田,可采储量约6×10⁸t。根据大量物探、钻井和实验分析资料,系统分析乌卡亚利盆地的烃源岩、储集层、盖层及圈闭等基本石油地质条件,并提出勘探有利区域和潜力。研究表明,乌卡亚利盆地自奥陶纪形成以来,长期沉降接受沉积。从古生代到中生代沉积3套主要烃源岩,即三叠系-侏罗系Pucara组烃源岩、二叠系Ene组烃源岩和石炭系Ambo群烃源岩,这些烃源岩有机质含量高,处于成熟阶段,分别向盆地的北部、中部和南部运移供油;盆地内有多套储盖组合,主要储集层为白垩系Cushabatay组和Vivian组;晚二叠世以来的多次构造运动特别是晚白垩世以来的构造运动形成多种类型的圈闭,圈闭类型主要为挤压背景下形成的推覆背斜、断背斜和断块等构造圈闭,也存在大量地层和岩性隐蔽圈闭。盆地勘探前景广阔,最有利的勘探区域是盆地东南部的Urubamba次盆和构造发育的西部褶皱逆冲带。已经发现的油气藏全部是构造油气藏而且多数位于逆冲断层的上盘,对下盘圈闭的勘探很少。勘探潜力包括2个方面:一是要继续寻找构造圈闭,特别要加强对逆冲断裂下降盘的勘探力度; 二是要重视隐蔽油气圈闭勘探,特别是要加大二叠系Ene组古潜山圈闭、三叠系-侏罗系Pucara组生物礁圈闭和白垩系岩性(河道砂体)圈闭的勘探。     

江汉盆地白垩系油气藏特征与勘探潜力

江汉地区白垩系广泛分布于盆地周缘露头和盆地内,以红色砂泥岩为主,缺乏生烃潜力,但白垩系下伏古生代海相地层,上覆第三纪断陷层,为其油气聚集提供了丰富的油源条件,具有良好勘探潜力,并被最近的勘探证实。通过对江汉盆地西南缘白垩系油气藏的研究发现,该地区白垩系油气藏的油源来自邻近第三系烃源岩,由于白垩系储层与第三系烃源岩通过断层沟通、油气沿断层运移到白垩系形成新生古储油气藏。同时在沔阳凹陷还发现白垩系下伏古生代海相地层也具有生烃潜力,生成的油气运移至上覆白垩系形成古生新储油气藏。     

银根-额济纳旗盆地烃源岩特征及油气富集规律

基于对银根-额济纳旗盆地上古生界、侏罗系和白垩系烃源岩地球化学特征的系统评价,分析了盆地内各凹陷的油气来源和富集规律。盆地上古生界石炭系—二叠系暗色泥岩整体已达到过成熟阶段,中生界凹陷内已发生浅变质—变质作用,油气保存条件较差,油气资源和勘探潜力小;中—下侏罗统发育一套煤系烃源岩,在盆地腹部及南部凹陷中已达成熟阶段,具有一定生烃潜力;白垩系巴音戈壁组烃源岩的有机质丰度高、类型较好,是盆地的主力烃源岩层系,且油源对比结果证实,盆地已发现的油气均来源于该套烃源岩。银根-额济纳旗盆地的油气成藏过程可划分为早白垩世晚期油气成藏和早白垩世末期调整改造2个阶段,油气的富集主要受巴音戈壁组烃源岩的热演化程度和晚期构造活动强度共同控制。银根-额济纳旗盆地腹部是其油气富集的最有利区,中西部是油气勘探的有利区,中东部的油气成藏条件较差。     

三塘湖盆地条3井稠油形成条件分析

方法从盆地构造发育史和沉积演化特征入手，运用层序地层学和油气藏动态分析的方法，对条3井稠油的烃源岩、油气运移通道等进行了分析和探讨。目的分析三塘湖盆地条3井稠油的形成条件，为盆地今后的油气勘探指明方向。结果三塘湖盆地条3井稠油来自盆地东部的二叠系烃源岩；区域不整合面和逆冲断裂系统为油气提供了良好的运移通道；早期及同期形成的圈闭是油气聚集的有利场所；晚期较弱的构造活动为油气保存创造了有利条件。结论三塘湖盆地目前勘探的方向，一是衣盆地东部二叠系烃源岩沉积中心与条3井间的运移通道附近；二是在盆地南部与条3井北断层相当的逆冲（掩）断层下盘。     

北黄海盆地中生界烃源岩评价

北黄海盆地位于黄海海域北部,为中新生代盆地,勘探程度较低,尚处于早期评价阶段。通过对盆地东部钻井烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等有机地化参数分析,认为:上侏罗统烃源岩是具一定潜力的中等烃源岩,也是目前发现原油的油源岩和有效烃源岩;下白垩统烃源岩是本区目前最好的烃源岩,但成熟度偏低,应作为具有一定潜力的潜在油源岩或有效烃源岩加以重视。此次研究对该地区烃源岩的认识起了重要的补充和促进作用,对油气勘探也具有很好的指导意义。      

基岩潜山是渤海天然气勘探的重要领域

在渤海海域过去几十年的油气勘探中 ,潜山领域始终处于次要地位 ,但渤海周边陆区潜山领域的勘探成果相对比较突出 ,已发现了一些大、中型潜山气田。在总结渤海湾盆地陆、海探区潜山油气勘探成果的基础上 ,分析了海域潜山油气藏的类型、主要特点及潜山天然气成藏条件。以渤中凹陷为中心的中南部海域具备潜山天然气勘探的优势和潜力 ;渤中 2 0 2 2等潜山构造带是可能发现大、中型潜山气藏的有利区带。     

国外海洋深水油气勘探发展趋势及启示

海洋石油资源潜力巨大,已成为世界各大石油公司竞争的一个热点领域,近年油气新发现中较大的发现主要位于海上,海洋石油储量和产量所占的份额呈不断增加的趋势十分明显。目前,海洋油气勘探开发范围已从浅海、半深海延伸到深海。海上的油气勘探开发与陆上相比,有着自己的特点,特别是在地震技术方面,如海上现在已广泛使用三维地震技术、多维多分量等;井筒技术也比陆上发展要快些,主要使用长距离水平钻井及分支水平井钻井技术等。这些对于我国海上油气田勘探开发具有很好的借鉴作用。另外,由于海洋石油勘探是高科技、高风险、高投入的业务,我国海洋油气勘探必须以大型圈闭为评价目标,立足于寻找大油气田。     

渤海海域天然气勘探前景分析

渤海湾盆地由陆上和海上两部分组成,至今陆上天然气勘探仅找到以伴生气为主的小气田;海域天然气勘探也取得一定的成效,由于形成条件要优于陆上,勘探前景更为广阔。海域天然气比陆上富集的主要因素表现在:沉积厚度大,使得盆地内主要烃源岩始新世沙河街组达到高成熟生气阶段;存在巨厚的渐新世东营组烃源岩;具有较强的晚期构造运动和较高的热流值,在浅层也有天然气聚集的领域。     

从渤海湾盆地海陆对比看渤海海域天然气勘探前景

渤海湾盆地包括陆区和海域 (渤海海域 )两部分。油气勘探揭示 ,渤海湾盆地以产油为主 ,目前陆区所发现的气藏多为小型气藏 ,单个气藏的储量一般低于 5 0亿 m3,并以伴生气为主 ,4个储量较大的气田 (探明储量超过10 0亿 m3)主要为煤型气或高—过成熟气。渤海海域在油气勘探过程中也不断有气田发现 ,其中 JZ2 0 - 2气田已投入开发。与周缘陆区相比 ,海域天然气藏形成条件优越 ,其原因在于 :(1)自渐新世以来 ,整个渤海湾盆地的沉积中心逐渐向海域迁移 ,致使海域第三系沉积巨厚 (最大厚度超过万米 ) ;(2 )海域处于地幔隆起的核心地带 ,大地热流值较周缘陆区高 ;(3)海域比周缘陆区多一套东营组下段烃源岩 ,其生气能力较强 ;(4 )海域盖层条件比周缘陆区好 (海域第三系发育两套区域盖层 )。据近期资源评价结果 ,海域天然气资源量为 12 2 93亿 m3,但目前探明程度很低 ,随着勘探程度的不断提高 ,相信海域将会有更多、更大的气藏被发现     

THE PETROLEUM SYSTEM IN THE SANDINO FOREARC BASIN, OFFSHORE WESTERN NICARAGUA

The underexplored Sandino Basin (Nicaragua Basin/Trough) is located within the forearc area of western Nicaragua and NW Costa Rica. Exploration activity since 2004 has focussed on the onshore sector of the basin, and has included the first drilling campaign for over 30 years. Recent 2D basin modelling of the offshore sector together with organic geochemical studies has attempted to reassess the basin's petroleum potential. Geochemical data from the deepest offshore well indicate that Middle Eocene to Lower Oligocene sediments of the Brito Formation, as well as Upper Oligocene to Lower Miocene sediments of the Masachapa Formation, may have source rock potential. A third and perhaps more significant potential source rock interval is associated with the Lower Cretaceous black shales of the Loma Chumico Formation, which has been studied in the adjacent forearc area in NW Costa Rica (Tempisque Basin) and is inferred to be present in the Sandino Basin.
The thermal history of the forearc basin is controlled by the low basal heat flow (39 mW/m²). 2D modelling has shown that the Sandino Basin is thermally mature, resulting in the potential for hydrocarbon generation in organic-rich intervals in the Brito and Masachapa Formations. A petroleum-generating "kitchen" has tentatively been identified on a NE-SW seismic section which crosses the basin. Modelling suggests that this kitchen has been active from the Late Eocene until the present day, and that the main phases of petroleum generation in general coincide with phases of maximum subsidence in the Late Eocene, Late Oligocene and Plio-Pleistocene. Hydrocarbon migration most probably occurred from the deep basin towards the flanks. Significant volumes of petroleum may have been lost prior to the Late Miocene before the formation of a coastal flexure which can be recognised in the NE of the seismic profile.     

THE PETROLEUM PROSPECTIVITY OF LEBANON: AN OVERVIEW

This paper presents an updated review of the petroleum prospectivity of Lebanon. It is based on a re‐assessment of the tectono‐stratigraphic succession in Lebanon, correlation with nearby countries and the results of a recent offshore seismic survey. A generalized model illustrating potential petroleum system(s) in Lebanon is presented with data on Palaeozoic, Mesozoic and Cenozoic plays. Major lithological units are described with respect to their source, reservoir and cap‐rock potential. Based on a general review of previous studies and existing data, Lebanese exploration prospects may comprise on‐ and offshore as well as coastal (margin) targets. They include potential Triassic reservoirs in onshore central‐northern Lebanon including those at the Qartaba structure. Offshore plays are discussed with reference to recent seismic profiles; potential offshore targets comprise Oligo‐Miocene reservoirs sealed by Messinian evaporites as well as deeper Mesozoic reservoirs.     

PETROLEUM SYSTEMS OF LEBANON: AN UPDATE AND REVIEW

This paper presents a new interpretation of the Levant margin, offshore Lebanon, with a review of Lebanese onshore geology and a new evaluation of the petroleum systems of the Eastern Mediterranean. Here, we divide the Lebanese onshore and offshore into four domains: the distal Levant Basin, the Lattakia Ridge, the Levant margin, and the onshore. Each domain is characterised by a particular structural style and stratigraphic architecture, resulting in different source‐reservoir‐trap configurations. This new division draws attention to specific areas of exploration interest in which there are distinct petroleum systems. Following a review of previously published data, this study presents new results from stratigraphic, structural and geochemical investigations. The results include a new interpretation of the Levant margin, focussing on the carbonate‐dominated stratigraphy of this area and its petroleum potential. New petroleum systems charts are presented for each of the four domains to refine and summarize the updated geological knowledge.     

准噶尔盆地腹部油气勘探回顾与展望

准噶尔盆地腹部从八十年代初大规模投入油气勘探以来,已取得了丰富的勘探成果,发现了三个中一大型的油 气田以及多个含油气构造。对油气富集规律的认识也由“源控论”飞跃到了“梁聚论”。以准噶尔盆地腹部的勘探历程为 线索,从研究油气运聚特征入手,剖析成功与失利的原因,建立了油气成藏模式,并结合对目前的勘探现状和勘探技术, 以含油气系统理论为依据,提出应继续发挥“源控论”和“梁聚论”的指导作用和今后的勘探方向。     

世界海洋油气资源勘探潜力及利用前景

世界海洋油气资源非常丰富。随着经济快速发展和陆上油气勘探的日趋成熟,对海洋油气资源的勘探与开发已逐步成为全球油气利用的热点。通过对美国地质调查局(USGS）和美国IHS公司等石油机构的数据库资料分析,认为目前世界海洋油气探明可采储量为13 215亿桶(约1 802.53×10⁸t）油当量,占全球含油气盆地总储量的35.8%;主要分布在全球近海的12个区域。海洋待发现的常规油气资源分布很不均匀。通过对全球海洋重点盆地待发现油气规模与勘探状况分析,认为具有一类勘探潜力级别和二类勘探潜力级别的盆地或区带共16个;处于中等勘探程度的10个盆地待发现油气资源占全球海域油气资源总量的42%,展现出很好的勘探前景。     

西非油气富集的关键地质因素及勘探战略部署建议

非洲具有比较丰富的油气资源。西非海岸发育了15个含油气盆地,可勘探面积达331×104km2。西非海岸盆地发育3套主要的烃源岩、4套主要的储层,存在4个重要的勘探领域,既有成熟领域,也有新领域。盐岩和巨厚泥岩的发育及强烈活动对油气成藏具有重要影响。已经在整个西非海岸15个盆地发现了2095个油气田(藏),待发现资源量还很大,预计达1169×108bbl油当量。近几年来,在西非中部含盐盆地群、尼日尔三角洲盆地和科特迪瓦盆地深水区发现了多个巨型、大型油气田,掀起了西非深水勘探热潮。从勘探潜力和油气富集程度来看,西非是中国石油公司在非洲最重要的油气勘探战略基地。综合对比考虑各盆地(群)基本石油地质条件、勘探程度、勘探潜力等地质因素和非地质因素(如投资环境、政治经济、与中国关系、安全等),建议中国石油公司重点关注走滑拉分盆地群深水区(重点在科特迪瓦盆地)、中部含盐盆地群深水区(重点在刚果扇盆地和宽扎盆地)和尼日尔三角洲盆地;加强对西南非盆地群(重点在西南非海岸盆地)、北部含盐盆地群(重点在塞拉利昂—利比里亚盆地和塞内加尔盆地)油气成藏条件及勘探潜力研究。如果上述盆地有一定的勘探潜力,则可作为中国石油公司在西非的后备战场。