中国近海前第三纪残余盆地及其勘探潜力与方向

中国近海前第三纪残余盆地主要分布于渤海、北黄海、南黄海、东海和南海北部海域 ,尚保存有效烃源岩的残余盆地分布面积近 36× 10 4 km2 ,涉及古生界和中生界两大勘探领域 ,具有盆地类型多样、成盆背景复杂、构造改造强烈的特点。中国近海前第三纪残余盆地存在古生界和中生界两套烃源层系 ,其中南海北部和东海发育T3(?)—J1 2 烃源岩 ,南黄海和渤海主要发育C—P烃源岩 ,北黄海发育J3—K1烃源岩。利用地震、重磁和钻井资料 ,参考海域周边区域地质资料和陆区具相同或相似构造背景盆地前第三系油气田资料 ,对中国近海前第三纪残余盆地的主要类型、原型盆地演化特征、关键石油地质条件以及油气勘探潜力等进行了分析。中国近海前第三纪残余盆地普遍经历了多期生排烃过程 ,保存条件是制约其油气发现和勘探潜力的关键。中国近海前第三纪残余盆地“自生自储”型油气藏勘探开发风险整体较大 ,但如果立足“多源兼找、立体勘探”的指导思想 ,那么仍然存在一些值得探索的领域 :①以中生界“自生自储”型油气藏为主的探区———潮汕盆地和南黄海北部盆地 ;②以“新生古储”或“新生中储”型油气藏为主的探区———渤海和东海天台 钓北斜坡带。南黄海勿南沙隆起古生界原生油气藏的勘探 ,应以该区早中生代产生的对冲     

新疆塔东地区含油气系统建设与改造

塔东地区发育古生界碳酸盐岩和中生界河湖相沉积2套生油层系，形成下古生界和中新生界2套不同的含油气系统。在多期构造运动改造过程中，含油气系统经历了建设、改造、复合叠加的演化过程，现今古生界以改造后的残留气藏为主，中生界以复合混源型油气藏为主。下一步油气勘探应围绕古生界烃源岩在综合分析油气成藏条件的基础上，采用现代勘探技术落实有效圈闭，进行立体勘探。     

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根据南方多期构造改造及油气演化复杂性的特点，将南方中、古生界古今油气藏分布原生、次生及再生烃油气藏3类。原生及次生油气藏的分布主要受生烃凹陷邻近的古隆起及古斜坡控制，再生烃油气藏分布主要受“二次生烃”或晚期生烃中心控制。南方现存的中、古生界工业性油气藏特别是天然气藏的成藏期均较晚，以第三纪为主；南方中、古生界烃源岩存在早期－晚期的多期生烃、多期成藏，而勘探的重点应该是晚期生烃及晚期成藏的油气藏。晚侏罗世－早白垩世燕山运动对南方中、古生界原生油气藏的保存与破坏起到了决定性的作用，它控制了现今南方中、古生界主要油气藏成因类型－－次生型及再生烃型油气藏的分布。上扬子地区主要考虑次生气藏的勘探，中、下扬子地区主要考虑再生烃油气藏的勘探。指出了具体油气勘探有利区并已经得到苏北盆地盐城凹陷朱家墩气田及江汉盆地沉湖地区南部开先台西含油构造勘探发现的证实。     

中国南方古隆起对中、古生界原生油气藏的控制作用

乐山—龙女寺、黔中及江南隆起主要控制了上震旦统及下古生界原生油气藏的发育,泸州、开江隆起及南盘江—十万大山地区的晚古生代—三叠纪(孤立)台隆控制了上古生界及三叠系原生油气藏的分布.南方古隆起均被不同程度地改造,使完整的隆起面貌已不复存在.南方现存的中、古生界原生油气藏很少,四川盆地的早期原生油气藏绝大多数被改造变成了次生气藏,四川盆地以外的扬子区及华南区的原生油气藏则基本被破坏成为古油藏.提出南方中、古生界油气勘探应主要考虑次生油气藏及再生烃油气藏的勘探,上扬子地区主要考虑次生气藏的勘探,中、下扬子地区主要考虑再生烃油气藏的勘探.文中还指出了具体油气勘探有利区,并已经得到苏北盆地盐城凹陷朱家墩气田及江汉盆地沉湖地区南部开先台西含油构造勘探发现的证实.      

库车坳陷煤成油、气的分布及控制因素

塔里木盆地库车坳陷中生界煤系烃源岩主要以生气为主，该坳陷油气藏类型共有5种：纯干气气藏、湿气气藏、凝析气藏、油气共存的油气藏、纯油藏。烃源岩以镜质组和惰性组为主，贫壳质组，形成气藏还是油藏主要取决于地质因素，而不是由显微组分决定的；干气气藏是因为圈闭形成后捕获了下伏高-过成熟的煤系烃源岩生成的干气而形成的；湿气藏和凝析气藏是因为圈闭捕获了成熟阶段煤系烃源岩生成的湿气或凝析气；油藏主要形成于盖层封闭性稍差地区、有断裂破坏地区，原来的湿气或凝析气藏中天然气大量散失，少量的油得以保存，形成小规模的残余煤成油藏或油气藏。     

中国古生界海相油气成藏模式划分及其意义

根据油气藏的成因特点,将中国古生界海相油气藏的形成划分为5种端元模式;①一次生烃形成的原生油气藏;②早期油气藏调整后再次运移聚集形成的油气藏;③早期形成的油藏后期深埋进一步裂解成凝析气藏或干气藏;④高一过成熟干酪根裂解成凝析气藏或干气藏;⑤烃源岩二次生烃形成的原生油气藏。不同模式的油气藏其发育特征和分布具有地区性,这是指导勘探的基础。     

中国海相地层油气成藏条件与有利勘探领域分析

我国海相地层主要分布于陆上的塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、南华北盆地和南方的扬子地区,以及近海海域的渤海湾盆地、北黄海盆地、南黄海盆地,以中生界和古生界沉积为主,在东海、南海海域部分盆地的第三系中,亦有海相沉积赋存,分布面积广泛。在总结我国海相地层油气地质基本特征的基础上,将已发现的海相油气藏划分为原生型、次生型、再生烃3种成因类型油气藏,并综合分析了这3类油气藏形成分布的主控地质因素与有利勘探领域。我国海相烃源岩成因油气的勘探程度总体较低,具备广阔的勘探前景。应该针对陆上原生与次生油气藏形成分布带、海域原生油气藏形成分布带,加强海相地层的勘探力度。     

从扬子地区海相盆地演化改造与成藏浅析南黄海勘探方向

南黄海盆地位处下扬子地块东延部位,发育巨厚的海相中、古生界地层。通过研究扬子地区海相中、古生界的盆地原型演化及其主要烃源岩区域发育特征,指出南黄海地区海相中、古生界应发育有类似扬子地区的-C1、O3-S1、P1、P2等4套主要烃源岩,尤其要重视在扬子台内广泛发育的后3套区域烃源岩。同时,通过对扬子地区中新生代历次构造变格对海相中、古生界的改造特征及其主要油气成藏类型,以及南黄海盆地的构造特点等分析,认为南黄海盆地中部隆起—南部坳陷区是勘探海相中、古生界原生油气藏的有利区。该区海相中、古生界烃源基础好、实体保存完整、埋藏相对浅,更重要的是构造相对稳定、后期变形弱,可能发育有类似苏北黄桥地区的海相原生残留型油气藏。盆地北部坳陷因紧靠苏鲁造山带,海相中、古生界遭受了强烈变形甚至变位改造,在晚期断陷叠加区有可能形成类似苏南句容地区的重建型油气藏。而勿南沙隆起因长期处于中新生代强烈褶皱隆起带,海相中、古生界应以发育原生破坏型古油藏为主。     

济阳坳陷前第三系油气勘探前景

济阳坳陷前第三系发育下古生界碳酸盐岩、上古生界煤系、中生界侏罗系煤系3套烃源岩系。其中,上古生界煤系最好。因此,济阳坳陷前第三系自生自储型油气藏应以勘探天然气为主,层系上以上古生界含气系统为主,兼探中生界含油气系统。孤北古1气藏的地质特征及成藏过程表明,上古生界自生自储天然气藏成藏有赖于深凹区存在较厚的上古生界烃源岩、大型构造背斜圈闭背景和良好的生储盖配置。经有利生烃区分布、储层及盖层条件和圈闭类型等因素评价,济阳凹陷上古生界的7个有利勘探区带分别为沾化凹陷的孤北、孤南、罗家和郭局子、东营凹陷的金家和林樊家以及车镇凹陷的车西;4个较有利区带分别为沾化凹陷的埕东和义南、东营凹陷的南坡和惠民凹陷南坡。     

东营凹陷西部潜山油气藏特征

东营凹陷西部发育太古界、古生界及中生界潜山。受郯庐断裂活动的影响,潜山在平面上呈带状分布,自东南向北西形成了NW-向潜山构造带;自西南向北东形成了NE向潜山构造带。新生界的沙河街组、孔店组及中生界和古生界的石炭二叠系的烃源岩为潜山油气藏的主要油源。储集层由太古界变质岩和下古生界碳酸盐岩组成,平均孔隙度多在1.4%～5.0%之间。石炭-二叠系、第三系及中生界下侏罗统构成潜山油气藏的3套盖层。根据圈闭类型的差异,潜山油气藏分为潜山顶部及内幕两种类型。烃类潜山油气藏多分布于近源的断裂带附近,而非烃气往往沿深大断裂、火山通道向上运移,在适当的潜山圈闭中形成非烃潜山气藏。     

鄂尔多斯盆地奥陶系中组合成藏特征及勘探启示

下古生界碳酸盐岩是鄂尔多斯盆地天然气勘探的重要层系,20世纪末在盆地中部下古生界发现并探明的靖边气田,就是发育在奥陶系顶部的碳酸盐岩古风化壳气藏,也是该盆地目前的主力气田之一。中国石油长庆油田公司近期通过对碳酸盐岩成藏机制的不断深化研究和不懈勘探探索,在鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧地区发现了奥陶系中组合岩性圈闭的碳酸盐岩含气新类型,其在储层发育特征、圈闭成藏机理及气藏分布规律等方面均明显有别于靖边地区的古风化壳气藏：①储层类型主要为白云岩晶间孔储层,其发育受控于颗粒滩沉积微相及古隆起东侧特殊的白云岩化作用条件;②圈闭类型主要为岩性圈闭,成因受控于短期海侵形成的区域岩性相变和燕山期盆地东部抬升的构造背景;③气藏呈现出环中央古隆起区域性分布的特征,形成多层系叠合含气、大范围带状展布的岩性圈闭有利成藏区带。对奥陶系中组合成藏新领域研究认识的深化,推动了天然气勘探思路的转变,对于今后鄂尔多斯盆地新领域研究、勘探方法、勘探方向等都具有重要的启示。     

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鄂尔多斯盆地北部为气源运移的指向区，具有较好的生储盖条件。下古生界气源岩为下奥陶统马家沟组碳酸盐岩，上古生界气源岩为石炭系太原组和二叠系山西组碎屑岩；下古生界储集层为马家沟组风化壳，上古生界储集层为石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组、下石盒子组，前者以碳酸盐岩为主，后者以碎屑岩为主；下古生界风化壳气藏的区域盖层为石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩，上古生界气藏的区域盖层为二叠系上石盒子组泥质岩。由于天然气聚集于两个不同的领域，其成藏各具特点，因而天然气富集控制因素就有所不同：下古生界天然气富集主要受气源、区域性岩相变化、盖层及古地貌影响，而控制上古生界天然气富集的决定因素有气源、砂岩体、局部构造的发育程度及源岩生烃期与圈闭形成期的匹配。     

鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气成因与来源

随着鄂尔多斯盆地奥陶系天然气勘探工作的不断深入,中央古隆起东侧奥陶系马家沟组五段5亚段-马家沟组五段10亚段中组合天然气勘探取得了重要进展,但目前有关天然气成因与来源的研究还很薄弱。根据天然气地球化学特征、古油藏发育特征等分析结果,并结合天然气成藏地质背景,厘定了鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气的成因与来源。研究表明,鄂尔多斯盆地奥陶系中组合天然气为上古生界煤系烃源岩生成的煤型气与下古生界碳酸盐岩烃源岩生成的油型气的混合气,并以上古生界煤型气为主。现今气藏天然气组分中甲烷主要来自上古生界煤系烃源岩,上组合以及中组合少部分天然气的乙烷较多来自下古生界油型气,中组合大部分天然气乙烷及重烃仍来自上古生界煤系烃源岩。     

鄂尔多斯盆地大牛地下古生界天然气地球化学特征及其来源综合判识

近年来,鄂尔多斯盆地大牛地古生界天然气勘探取得重要进展,尤其是下古生界奥陶系风化壳连续高产工业气流的发现,展示了良好的勘探前景,但大牛地下古生界天然气成因及气源研究相对薄弱,直接制约了下一步勘探部署,为此系统开展了大牛地古生界天然气组分、碳氢同位素、稀有气体组分和同位素等地球化学分析.大牛地古生界天然气中甲烷占绝对优势...     

鄂尔多斯盆地奥陶系中组合白云岩储层及圈闭成藏特征

鄂尔多斯盆地下古生界天然气勘探长期以来以奥陶系顶部的古风化壳地层圈闭气藏为目标,近期通过对白云岩成藏机制的深化研究,在古隆起东侧发现了奥陶系中组合新型岩性气藏,其储层主要发育于马家沟组五段5亚段（简称马五₅）白云岩中,储层特征明显不同于奥陶系顶部的风化壳储层。受沉积环境控制,中组合马五₅白云岩呈SN向带状展布,其中靖边西白云岩带由于临近古隆起,水动力条件强,滩相沉积发育,后期经白云石化后形成的白云岩具有“分布面积广、厚度大、岩性纯,南北向连片展布”的特点,且晶间孔发育,为有利的储层。加里东末期,由于盆地整体抬升造成古隆起东侧中组合地层遭受剥蚀,从而与上古生界煤系烃源岩接触,构成良好的源-储配置关系。受岩性相变控制,中组合马五₅滩相白云岩在空间上形成岩性圈闭,有利于油气聚集成藏。     

Main Controls on Hydrocarbon Accumulation in the Paleozoic in Central Saudi Arabia

Saudi Arabia is renown for its rich oil and gas resources with the bulk of the reserves reservoired in the Mesozoic. However, the discovery of Paleozoic fields in the late 1980s has encouraged further exploration in the Paleozoic. This paper reviews the salient features of the Paleozoic petroleum geology in central Saudi Arabia and discusses the main factors controlling hydrocarbon accumulation in the Paleozoic. The Lower Silurian Qusaiba hot shale is the principal source rock for the hydrocarbons discovered in the Ordovician to Permian reservoirs. Of them, the Permo-Carboniferous Unayzah and Upper Ordovician Sarah Formations have the best exploration potential. The key factors controlling hydrocarbon accumulation in the Unayzah Formation are migration pathways and reservoir petrophysics. The key factors controlling hydrocarbon accumulation in the Sarah Formation are reservoir petrophysics and the development of structural traps.     

中亚北乌斯丘尔特盆地油气富集规律与勘探潜力

根据北乌斯丘尔特盆地主要地质特征及已发现油气田的分布特点,总结了油气富集规律及其主控因素,并分析了勘探潜力。受油气来源及烃源岩沉积环境差异的影响,北乌斯丘尔特盆地的油气分布具有“西油东气”的特点,而且优质储层的发育决定了石油和天然气分别富集于中侏罗统和始新统储层中,良好的运移通道则是北布扎奇隆起油田形成的重要条件。北布扎奇隆起中生界的勘探目标主要是发育于隆起北坡及顶部的拉长型断背斜构造,古生界巴什基尔阶和阿赛尔阶碳酸盐岩储层的勘探潜力也不容忽视。盆地中部和东部地区的侏罗系和始新统储层潜力较有限,但东北部的下白垩统可能是一个新的勘探层系,东南部石炭系维宪阶碳酸盐岩储层在局部地区也具有一定潜力。     

鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩天然气勘探领域

通过对鄂尔多斯盆地奥陶系沉积特征、烃源岩条件、储层类型及成藏主控因素的综合分析,认为奥陶系存在盆地中东部风化壳、古隆起周边白云岩体、台缘相带和盆地东部奥陶系盐下四大成藏区带。结合天然气勘探最新进展,优选出奥陶系岩溶风化壳作为勘探的现实目标;同时认为古隆起周边白云岩体、台缘相带及盆地东部奥陶系盐下等三大领域发育多类有效储层及圈闭,成藏潜力巨大,是盆地海相碳酸盐岩天然气勘探的接替领域。     

柴达木盆地德令哈断陷石油地质特征及勘探前景

柴达木盆地北缘块断带德令哈断陷是一个勘探程度很低的地区。通过野外露头石油地质考察,结合目前钻井、地震资料综合研究认为,区内广泛发育中生界侏罗系和古生界石炭系泥岩、碳酸盐岩和煤系烃源岩,奥陶系泥岩和碳酸盐岩也是较好—好烃源岩;储层发育,中新生界油气储层都为砂岩。德令哈断陷为两凹夹一隆的构造格局,区内构造发育,圈闭类型多样,数量多,面积大,埋藏深度多小于4000m,有利于钻探。预测油气总资源量在10×108t以上,是油气勘探的有利地区,有良好的勘探前景。      

千米桥潜山油气藏基本地质特征

位于黄骅坳陷北大港构造带的千米桥潜山在 1 998年勘探中获重大突破 ,于奥陶系钻获高产油气流。该潜山为一古残丘背斜山 ,奥陶系上覆上侏罗统—下白垩统 ,缺失石炭 二叠系、三叠系和中、下侏罗统 ,遭受风化淋滤时间长 ,碳酸盐岩目的层中孔、缝、洞均较发育 ,油气分布在距奥陶系顶部 2 0 0m以内的风化壳储集层中 ,油源对比证实 ,油气主要来自板桥凹陷沙河街组。据目前综合分析 ,该潜山油气藏类型为受风化壳控制的带较大油环的高饱和凝析气藏。图 4参 3 (梁大新摘 )