论我国海相中上奥陶统烃源岩的形成条件——以塔里木盆地为例

在我国的华北、华南地区,尤其是西部的塔里木盆地,发育着面积辽阔、层位巨厚的下古生界海相地层,但关于塔里木盆地的古生界主力烃源岩一直有争议.本文根据两条有代表性的地表和两条钻井剖面的海相碳酸盐岩中碳、氧稳定同位素组成在中-上奥陶统的大幅度正向波动,认为这是当时全球范围大陆冰川作用的结果,这一时期有利于沉积有机质的保存.结合有机质丰度、成熟度指标,以及沉积相等地质因素综合分析,提出了塔里木盆地中-上奥陶统烃源岩发育的稳定同位素宏观证据.同时,论述了中-上奥陶统富含有机质的海相泥质岩作为我国下扬子地区及华北地台西缘海相下古生界寻找有效烃源岩重点层系的可能性与前提条件.     

塔里木中,上奥陶统碳同位素组成正向偏移的石油地质学意义

在塔里木盆地柯坪、库鲁克塔格的地表剖面和英买力、塔中地区的钻井剖面，中、上奥陶统海相碳酸盐岩碳同位素组成发生了明显的正向偏移。这种偏移在北美大陆及我国华南相同层位的海相碳酸盐岩及沉积有机质中亦可见到，表明当时的海区之间存在某种联系。这种偏移可以成为大区域地层学研究的重要标志；还可能意味着中、晚奥陶世的有机质产率增加而且保存作用增强，应是地史中重要的成烃时期。在盖层等石油地质条件相对较好的前提下，中、上奥陶统亦可成为我国下古生界油气勘探的目的层系之一。     

层序地层与同位素地球化学响应特征及礁滩发育模式——以川东城口—鄂西海槽边缘带长兴组为例

川东地区上二叠统长兴组生物礁滩相带具有巨大的油气勘探潜力，分析层序地层与同位素组成的响应特征及礁滩发育模式，可为该区礁滩勘探提供可靠的地质依据。通过对城口-鄂西海槽边缘带典型露头剖面观察及层序地层分析，结合长兴组碳同位素组成特征，对长兴组层序地层与同位素地球化学响应特征及同一区域内礁滩发育模式进行了研究，将长兴组划分为2个三级层序，5个四级层序，层序格架内碳同位素与海平面升降变化具有良好响应关系。不同沉积相带其礁滩发育模式具有明显差异，迎风一侧的盘龙洞剖面处于最高能台缘相带，礁滩最为发育，云化作用明显，储层发育；背风一侧、同属于台缘带的羊鼓洞剖面，礁滩发育次之，云化作用较弱；而处于开阔台地的渡口剖面，只发育台内颗粒滩沉积，储层不发育。      

中新世深海沉积间断的古海洋学意义(下)

<正> 沉积间断 NH4(12.0—11.0百万年) 沉积间断NH4与氧同位素曲线上的一次气侯变冷相符(图1),并由一次短暂的气候回升将其与沉积间断NH3分隔了开来(Keller等,1981)。沉积间断NH4无异常的分布方式,事实上,完整的和具沉积间断的剖面均发现于低和中纬度区(图7)。     

塔里木盆地海相古生界化学地层学研究

在许多地质条件下,低镁方解石质的海相碳酸盐岩能保存其原始的化学元素和同位素组成,化学地层学与生物地层学相结合,有可能成为远距离、大区域之间海相地层精确划分与对比的工具。塔里木盆地英买力、轮南和塔中地区下古生界缺乏标准化石,重要油气产层（东河塘组）的时代归属长期难以定论。选择古生物地层学研究较详细的柯坪地表剖面,建立其下古生界稳定同位素组成曲线,与塔中、轮南地区钻井剖面下古生界稳定同位素组成曲线对比,参考微体古生物证据,较精确地划分了中、上奥陶统与下奥陶统的界线。根据塔中地区探井中极少量牙形石化石分布,在泥盆系与石炭系可能的分界线附近集中采样分析,建立化学元素分布曲线,与化学生物地层学研究较详细的２条华南古生界剖面（贵州长顺县睦化剖面,湖南祁阳县黎家坪剖面）对比;根据３条剖面都出现的Ｓｒ元素含量异常与华南剖面标准化石带的关系,确定塔中地区泥盆系与石炭系的分界线位于东河塘组顶面之上５１．５ｍ处。图３参７（梁大新摘）     

东濮凹陷前梨园次洼Es3(3～4)亚段沉积旋回与沉积体系

前梨园次洼Es3(3～4)亚段中反映湖进-湖退的沉积旋回非常发育.这种旋四层序在区域范围内可追踪对比,尤其是在高分辨率地震剖面上也具有较好的可追踪对比性.控制旅回发育的主要因素是区域内的构造活动与气候变化所引起的湖平面波动,相当于全球气候变化的4～5级旋回.区内发育的沉积体系主要为三角洲体系,湖底扇体系与深湖-半深湖体系,湖面的波动对这些沉积体系的形成和发育有明显的控制作用.      

尕斯库勒E13油藏沉积微相对水淹油层影响分析

目前,尕斯库勒E13油藏综合含水上升速度加快,油藏逐步进入中高含水阶段,油层水淹问题日趋严重,虽然从表面上看油藏未出现明显的递减和大幅度的产量波动,但油藏稳产基础不牢固,油田稳产难度越来越大.分析了沉积模式及测井响应特征,发现不同的沉积微相在测井曲线上的响应特征不同.油井产液剖面、注水井吸水剖面的统计分析结果表明:河口砂坝区域储层物性好,储量动用程度高,采出程度高,水淹严重.远端坝砂体分布范围较小,物性较好,以渗透率较高为主,采出程度较高,水淹严重.席状砂采出程度偏低,水淹相对较弱,靠近边水处水淹较强.水下河道采出程度较高,水淹偏强.分流河道受开发方式和过程的影响,局部采出程度偏低,水淹相对较弱.泛滥汊道水淹相对较强.研究结果对水淹层测井资料解释及剩余油分布研究有重要指导意义.     

川东北地区长兴组-飞仙关组碳酸盐岩同位素地球化学响应及其地质意义

碳、氧同位素是碳酸盐岩研究的重要地化指标之一,在反映全球气候变化、海平面升降变化、成岩作用影响及进行地层对比等方面发挥着重要作用。基于川东北地区野外剖面考察、岩石薄片鉴定和微量元素分析,结合长兴组-飞仙关组241件碳酸盐岩样品的碳、氧同位素组成,建立同位素演化曲线,重点对碳、氧同位素地球化学响应特征进行区域性对比分析,进一步对其地质意义进行试验性探讨。研究结果表明:川东北地区长兴期碳同位素演化曲线与海平面变化呈明显的正相关关系,并可与层序内部体系域进行良好对应,该时期氧同位素组成呈相对稳定趋势;在二叠系/三叠系界线附近碳、氧同位素值均发生强烈负漂移,达到最低值;进入飞仙关期后碳同位素值进入低幅波动的恢复阶段,在飞四段内部达到极大值后降低,氧同位素组成在飞仙关期也较为稳定。碳、氧同位素值在二叠系/三叠系界线处发生强烈负漂移可能与甲烷释放及火山喷发事件有密切关系。     

原型盆地剥蚀量计算的新方法──波动分析法

原型盆地剥蚀量计算的传统方法较多,但因方法的前提条件和数据的取得均受到了较多限制,所以难以真实反映地层缺失的原因。波动分析则是根据由已知到未知的原理,由残余地层地质时间剖面沉积速度直方图建立波动方程,寻找不同时期的地层沉积周期波,判断沉积缺失的原因及缺失量。使用波动分析法,首先要尽可能均匀选择研究区,在原始资料统计分析的基础上,将岩性厚度剖面转化为岩性时间剖面,最后绘制沉积速率曲线,恢复地层剥蚀量。三水盆地华涌组应用此方法分析的结果为渐新世晚期及新第三纪有过沉积,只是沉积后又被剥蚀殆尽,致使现今无地层记录。现今所见的三水盆地边界,实际上是在 39Ma以后不同时期形成的。     

湖底热水活动及其对优质烃源岩发育的影响——以鄂尔多斯盆地长7烃源岩为例

光学显微镜和扫描电子显微镜-能谱仪观测在鄂尔多斯盆地延长组长7优质烃源层中发现了硅质岩、铁白云石纹层沉积、白铁矿-黄铁矿-硬石膏共生体系、早期成岩缝中的自生钠长石充填作用等可能与湖底热水活动有关的现象。能进一步佐证同期湖底热水活动存在的证据还有:长7优质烃源岩中异常高的二价硫含量(平均7.37%),Mo、Cu、U、Mn等微量元素的显著正异常特征,高的U/Th值,微晶铁白云石纹层偏重的碳同位素组成(2.88‰~3.03‰)、偏轻的氧同位素组成(-16.41‰~-16.17‰)和富集Cu、Mn等微量元素的特征,莓状黄铁矿偏正的硫同位素组成(2.37‰~5.90‰)特征等。长7段沉积期始,强烈的区域构造活动对基底断裂的激活作用是产生湖底热水活动的动力学因素,湖底热水活动对长7优质烃源岩的大规模发育具有重要的促进作用。图6表1参14     

中国中西部晚古生代—中三叠世沉积盆地原型

中国中西部晚古生代—中三叠世沉积盆地的形成演化受控于4大重要地质事件:一是从晚泥盆世到早石炭世古亚洲陆块的形成,由于古亚洲洋壳的俯冲消减,西伯利亚陆块与古中国陆块由天山—阴山造山系缝合成巨型古亚洲陆块;二是石炭纪—早二叠世巨型古亚洲陆块受地幔柱的作用,发育天山大火成岩省与多条裂谷;三是早石炭世一直延续到中三叠世古特提斯洋扩张和古亚洲陆块南东南边缘离散;四是晚二叠世—中三叠世峨眉地幔柱与多条裂谷。晚古生代—中三叠世,中国中西部地区存在4类盆地原型:(1)离散板块边缘盆地,形成于古特提斯洋拉张期,主要分布于华南陆块北西缘、南缘以及塔里木陆块的南缘;(2)会聚板块边缘盆地,于晚二叠世—三叠纪形成于华南陆块南缘、中晚泥盆世—石炭纪形成于华北陆块北缘以及泥盆纪—石炭纪发育于中央造山系的一侧或两侧;(3)克拉通内盆地,包括台内坳陷和台内断陷及残余海盆;(4)裂谷和拗拉槽,即与天山大火成岩省和峨眉地幔柱相关的裂谷和拗拉槽。      

CARBONIFEROUS OIL AND GAS PRODUCTION IN THE EASTERN HEMISPHERE - 1

Almost all production from Carboniferous formations in the Eastern Hemisphere comes from the Soviet Union, with less importantproduction from the United Kingdom, the Southern North Sea basin, the N W German basin (from the northern Netherlands to Poland), Algeria, Ghana, the Gulf of Suez, China and Australia. However, Carboniferous coals extending from the eastern part of Great Britain to Poland were the source of the hugegas reserves that are found in Permian and Triassic reservoirs in the Southern North Sea-N W German basin complex. Production of oil during 1978 was approximately 2,680,000 b/dt and of gas, about 20.8 Bcfldf. The USSR share was about 2.6 MM brl and 5.2 Bcf per day. Carboniferous production, which peaked in 1975, has since declined steadily. Most of the USSR's Carboniferous production is from marine carbonates andfrom marine to deltaic sandstones in the Volga- Urals, Timan-Pechora and Dnepr-Donets basins. The latter basin is mainly gas productive. Smaller amounts of hydrocarbons arepresent in marine beds of the North Caspian (Pricaspian) basin of the European USSR and in similar strata of the Chu-Sarysu basin of Kazakhstan. Some small, but significant, discoveries have been made in carbonates of the southern part of the West Siberian basin. Although the deep Khuff gas of the Middle East is probably mainly of Permian origin, some Late Carboniferous source materials could have generated part of the gas, inasmuch as the base of the Khuff is probably Late Carboniferous. Hydrocarbons in terrigenous Carboniferous rocks in Egypt are believed to have originated in non-Carboniferous beds; the petroleum in the Carboniferous sandstone reservoirs of Ghana, China and Australia is generally indigenous, and is non-marine to deltaic. Oil and gas in the Carboniferous strata of Algeria are in marine and deltaic beds and are partly indigenous. The huge Carboniferous gas reserves in Permian, Triassic and, to a lesser extent, Carboniferous reservoirs of the Southern North Sea-NW German basin are of non-marine origin. The source materials were the Upper Carboniferous coals of the same area. The volume of produced Carboniferous oil is about 23 B brl, 21 B brl of it from the Volga-Urals basin alone. About 63 Tcf of gas has been produced, 51 Tcf from the Southern North Sea-NW German basin. This volume of gas includes Carboniferous gases in Permian and Triassic reservoirs. Proved and probable reserves of Carboniferous oil are about 13 to 14 B brland 85 Tcf, of which more than 50 Tcf remains in the Netherlands “giant Groningen Barents Sea extensions of the Timan-Pechora basins, and -just possibly - in several Chinese basins. The Arabian Gulf(Persian Gulf) also has a very largegas potential, but thegas, mainly in the Khuff, is of unknown origin and may wellnot be Carboniferous. (The Chu-Sarysu basin, USSR, could also be important.)     

祁连山区晚古生代古地理变迁

本文讨论的范围系指柴达木盆地之北,阿尔金山以东,北山至北大山以南,贺兰山至六盘山以西的地域。笔者搜集了晚古生代地层剖面506条,以世为单位编制了岩相古地理图6张。据此追溯了该区晚古生代古地理变迁,为古构造演化的研究提供了线索。祁连山区晚古生代地层较发育,均属祁连山早古生代褶皱隆起后之沉积。雪山群时代曾被确定为早中泥盆世,有许多新资料说明它应划归为中泥盆世。      

Fluid migration paths in the marine strata of typical structures in the western Hubei– eastern Chongqing area, China

The western Hubei-eastern Chongqing area is an important prospective zone for oil and gas exploration in the central Yangtze area. Three representative structures, the Xinchang structure, Longjuba gas-bearing structure and the Jiannan gas field, were selected to analyze biomarker parameters in marine strata and to examine various types of natural gas and hydrocarbon sources. Fluid inclusions; carbon, oxygen, and strontium isotopic characteristics; organic geochemical analysis and simulation of hydrocarbon generation and expulsion history of source rocks were used for tracing fluid migration paths in marine strata of the study area. The Carboniferous-Triassic reservoirs in three typical structures all experienced at least two stages of fluid accumulation. All marine strata above the early Permian were shown to have fluids originating in the Permian rocks, which differed from the late stage fluids. The fluids accumulated in the late Permian reservoirs of the Xinchang structure were Cambrian fluids, while those in the late Carboniferous reservoirs were sourced from a combination of Silurian and Cambrian fluids. A long-distance and large-scale cross-formational flow of fluids destroyed the preservation conditions of earlier accumulated hydrocarbons. A short-distance cross-formational accumulation of Silurian fluids was shown in the late Permian reservoirs of the Longjuba structure with favorable hydrocarbon preservation conditions. The fluid accumulation in the Carboniferous reservoirs of the Jiannan structure mainly originated from neighboring Silurian strata with a small amount from the Cambrian strata. As a result, the Jiannan structure was determined to have the best preservation conditions of the three. Comparative analysis of fluid migration paths in the three structures revealed that the zone with a weaker late tectonism and no superimposition and modification of the Upper and Lower Paleozoic fluids or the Upper Paleozoic zone with the fluid charging from the Lower Paleozoic in the western Hubei-eastern Chongqing area are important target areas for future exploration.     

塔里木盆地构造—地层组合特征

分析研究塔里木盆地构造－地层组合特征，对寻找塔里木盆地大油气田具有重要意义。根据该盆地构造、沉积发育特征，将它划分为前震旦系基底构造－地层、震旦系—下二叠统海相克拉通盆地构造－地层、上二叠统—中、新生界前陆盆地构造－地层三大组合系统。前震旦纪基底性质南北有别，南塔里木地块以前长城系的混合片麻岩、麻粒岩为基底，而北塔里木地块则以中、上元古界的浅变质岩为基底。基底的南北差异造成盆地盖层中构造－地层组合的差异，震旦纪—早二叠世为海相克拉通盆地发育期，震旦纪发生板内裂陷形成库鲁克塔格—满加尔坳拉槽，早寒武世—奥陶纪和石炭纪是盆地两次大的海侵期，沉积了富含烃类的碳酸盐岩建造；晚二叠世—中、新生代为前陆盆地发育期，晚海西运动使南天山全面崛起形成库车前陆盆地，中、新生代随着南天山褶皱冲断带的不断南移，前陆盆地也不断向南推进、扩展，沉积了巨厚的含煤、含油建造。     

东北地区石炭—二叠系储层特征与评价

通过大量的野外观察以及露头样品的微观分析和物性测试,对东北地区石炭—二叠系的储层条件进行了初步分析。东北地区石炭—二叠系分布广泛,海相、陆相均很发育,总体上具有从石炭到二叠系由海相向陆相转变的规律;地层以灰岩和碎屑岩为主,局部地区为火山碎屑岩。东北地区石炭—二叠系储集性能较差。石炭系Ⅰ类储层主要分布在二连的西南部,Ⅱ类储层主要分布在二连东北部以及松南的磐石一带,Ⅲ类储层主要分布于三江以及松北部分地区;二叠系Ⅰ类储层主要分布在松北的伊春附近以及二连的林西官地,Ⅱ类储层主要分布于二连东部的西乌珠穆沁旗附近以及松南的永吉附近,Ⅲ类储层主要分布在内蒙古的镇赉县附近。      

渤海湾盆地东濮凹陷胡古2井天然气地球化学特征与成因

东濮凹陷是中国东部地区典型的富含油气盆地,经过数十年的勘探已相继发现了一批油气田,近期在胡状集潜山钻探的胡古2井于二叠系上石盒子组、石千峰组试获工业气流。通过对胡古2井二叠系天然气地球化学特征的系统研究,同时结合区域地质背景资料,综合分析了其成因类型及来源。研究表明,该天然气烃类气体组成以甲烷为主,重烃气含量较低,干燥系数为0.977~0.985,属于干气;甲烷、乙烷、丙烷碳同位素值分别为-28.70‰~-28.40‰,-16.00‰~-14.50‰,-19.00‰~-15.70‰,且乙烷、丙烷碳同位素发生倒转,主要是由同源不同期的天然气混合所导致。胡古2井二叠系天然气属于煤成气,来自于石炭—二叠系煤系烃源岩,且喜马拉雅期高演化阶段生成的干酪根裂解气占主体。     

卧龙河气田天然气成因及成藏主要控制因素

对卧龙河气田3套主要产层下三叠统嘉陵江组、中石炭统黄龙组和下二叠统的天然气组分及同位素组成特征进行了分析,结合烃源岩分布规律,确定了各层系天然气成因及主力气源。其中下三叠统嘉陵江组天然气主要以上二叠统龙潭组腐殖型烃源岩生成的煤成气为主,以志留系腐泥型源岩生成的油型气为辅;中石炭统黄龙组天然气主要由志留系烃源岩生成的不同期次的油型气混合而成;下二叠统天然气除了志留系源岩生成的油型气外,还有少量下二叠统碳酸盐岩生成的油型气。另外,卧龙河气田还存在大量原油裂解气。卧龙河气田的形成与该区多套优质烃源岩发育、处于生气中心及其周缘、优质储层发育、古隆起构造背景和晚期成藏等多种因素密切相关。     

华北石炭二迭系煤成气的勘探远景

华北地区从早古生代时期至晚二迭世末期,经受几次南北向洋壳对华北陆壳的俯冲消减以及海水侵入,陆壳抬升与沉降频繁,海陆交替频繁,多次出现沼泽环境,给成煤造成有利条件。华北的南部及北部抬升与沉降的幅度不完全一致,但最终是南北部隆起,中部下沉,因此,华北中部是中下三迭统的沉积中心。中、下三迭统与石炭二迭系在发育史上既有不同点,又有明显的继承性。石炭二迭系煤成气之所以与大型三迭系盆地有密切相关,是因为煤层之一次深成变质主要完成于三迭纪末,但三迭系盆地在燕山期及喜山期又遭到了许多新的构造运动的影响,产生了许多新特点,已不是原来的盆地面貌,对煤成气进行勘探与研究中,对所有构造运动的影响均应加以考虑。在华北地区一般认为找气最有希望的地区是陇海线以南的南华北,该区煤系地层(太原组-上石盒子组)发育,厚度近千米,煤层累厚10-50米,成气物质雄厚,而北华北煤系地层(本溪组-山西组)厚度不足300米,煤层累厚5～25米,成气物质基础不如南华北煤系地层。     

准噶尔盆地石炭系烃源岩分布与含油气系统

准噶尔盆地是在前寒武纪陆核和早古生代增生褶皱带的拼合基底之上经历石炭纪—二叠纪过渡阶段后形成的克拉通内坳陷盆地,石炭纪是准噶尔及邻区克拉通化过渡发展的关键时期,在准噶尔地块南、北缘发育了被动大陆边缘,地块内部断陷与凸起相间,断陷内沉积了厚度达2 000~5 000 m的火山碎屑岩系。受海侵范围控制,盆地内部及周缘发育区域展布的石炭系下统滴水泉组和上统巴塔玛依内山组两套有效烃源岩,前者可能是油、气烃源岩,后者是有效的气源岩,上石炭统巴塔玛依内山组火山岩是主要的储集体,由此形成了C1d—C(.)和C2b—C2b(!)两个含油气系统。中侏罗世晚期—晚侏罗世和新近纪以来的构造活动导致了石炭系圈闭的形成、改造与最终定型。不同构造单元后期演化历史的差异导致石炭系含油气系统在平面上产生分异。迄今在石炭系已发现了五彩湾、石西、克拉美丽、克拉玛依二/四/六井区、车排子等多个油气田,油气勘探实践表明准噶尔盆地石炭系具有较好的勘探前景。图8表3参41