留山、马市坪盆地构造特征及其形成演化

留山、马市坪盆地是秦岭-大别构造带北秦岭褶皱带上两个中生代沉积盆地。前者为晚三叠世坳陷型湖盆,后者是晚侏罗-早白垩世早期断陷型湖盆。由于燕山中晚期运动自北而南的逆冲推覆作用的改造,使二者均具压扭型盆地面貌。它们是华北板块与扬子板块于中生代作陆-陆碰撞过程中不同阶段的产物。     

银根——额济纳中生代裂谷盆地群构造演化特征与勘探领域

通过对银根-额济纳中生代裂谷盆地群基底板块构造及缝合带演化分析，探讨了中生代裂谷小湖盆群的成因，认为多个板块及多条缝合带组成的基底对盆地演化具有明显控制作用。盆地群构造演化经历了三叠纪热拱隆张阶段、早-中侏罗世初始裂谷盆地阶段、早白垩世裂谷发育阶段、晚白垩世引张坳陷阶段及第三纪陆内聚敛挤压阶段，形成中-下侏罗统、下白垩统2套烃源岩。根据构造层沉降和沉积中心继承关系，划分了完全叠置型、基本叠置型、迁移叠置型3种盆地（凹陷）类型，不同叠置类型盆地（凹陷）油气成藏条件不同，勘探领域不同，提出小湖盆围绕次级“洼槽”烃源岩开展“近源”油气勘探的思路。     

从被动陆缘到主动陆缘——东海陆架盆地中生代构造体制转换的盆地记录

东海陆架盆地位于欧亚板块与菲律宾海板块交接区的东缘,是发育在华南陆块之上的中、新生代叠合盆地,对其开展中生代沉积、构造特征及演化的研究,对于全面了解华南陆块的大地构造演化具有重要意义.为此,利用近几年最新采集的多道地震数据,对东海陆架盆地中生代盆地结构及构造特征进行了研究,利用平衡剖面的构建与定量恢复,分析了构造演化史和盆地充填史.研究结果表明:东海陆架盆地在中生代侏罗纪为基本不受断裂控制的大型拗陷盆地,在白垩纪为典型的箕状断陷盆地;东海陆架盆地在中生代经历了晚三叠世-早、中侏罗世被动大陆边缘拗陷盆地阶段、晚侏罗世-早白垩世早期安第斯型主动大陆边缘岛弧隆升阶段和早白垩世晚期-晚白垩世西太平洋型主动大陆边缘弧后伸展盆地阶段,最终奠定了新生代盆地发育的基础.     

钓鱼岛隆褶带演化特征及其对东海盆地油气勘探的意义

钓鱼岛隆褶带是东海盆地的东部边界,分隔了盆地东部坳陷和冲绳海槽盆地。通过对东海周缘地质的分析,认为钓鱼岛隆褶带曾经是"东海陆架外缘隆起"的一部分。该隆起最晚形成于晚白垩纪,基底为元古代变质岩,其上可能还存有晚古生代-中生代残余沉积地层,中新世分解为钓鱼岛隆褶带和琉球隆起两部分,具有"早成型晚改造"的特点。由于中新世开始的菲律宾海板块作用,以渔山-久米断裂为界,南北演化差异明显。基于这一认识,认为钓鱼岛隆褶带长期为东海盆地东部物源区,钓北(基隆)、西湖凹陷都具有陆缘弧后裂谷盆地的性质。只是由于菲律宾海板块俯冲的差异性,导致中新世后钓北(基隆)凹陷南部具有成为弧后前陆盆地的趋势。     

苏北-南黄海盆地构造演化

苏北及南黄海盆地是由多期、多类盆地叠加的复合残留盆地,地质概况基本相似,成因演化近同,自元古界下扬子板块形成后,主要经历了古-中生代地台、中生代前陆盆地、走滑拉分盆地时期以及新生代断陷、坳陷盆地时期.在古生代-中生代发展过程中是一个整体,晚白垩世盆地演化出现分化,发育伸展盆地群,形成一系列叠置在中、古生代盆地之上的箕状断陷,箕状断陷的发育及分布明显受中-古生界内部先存逆冲断裂的控制.     

残留被动大陆边缘盆地——一种被忽略的盆地类型

各种盆地分类中人们忽略了一种盆地类型,即"残留被动大陆边缘盆地"。这种盆地发育在大洋中脊,随着板块会聚已经俯冲到活动大陆边缘之下,大洋收缩到十分狭窄的程度但仍然保持被动大陆边缘的基本性质,且由于俯冲板块的板块拉力和挠曲造成的表层张力张性正断层活动较强烈。由于这种盆地是板块尚未碰撞时发育的,因此与前陆盆地还没有必然联系,随着板块碰撞和前陆盆地的形成,它可以演化成残留洋盆地前陆盆地。广西"钦防海槽"和"十万大山"盆地区,由于早古生代的华夏古陆并不是一个统一的古陆块,因此在中奥陶世-志留纪武夷、闽台微陆块向华南古板块拼贴时,"钦防海槽"即处于"残留被动大陆边缘盆地"演化阶段,其后经历了早泥盆世残留洋盆地、晚古生代特提斯被动大陆边缘盆地、晚二叠世早期前陆盆地、中生代前陆盆地和新生代走滑断陷盆地的盆地性质转化过程。     

黄海海域盆地的形成与演化

扬子板块俯冲在华北板块之下,于三叠纪末完成陆-陆碰撞,进入陆内俯冲阶段,在造山带的侧翼形成陆内前陆盆地。此时在苏鲁造山带南侧形成的南黄海盆地即属于陆内前陆盆地(J₁-J₂),而苏鲁造山带北侧的北黄海盆地和胶莱盆地则缺失这套地层(J₁-J₂),可能处于隆起状态。从晚侏罗世到早白垩世(J₃-K₁),中国东部发生广泛火山喷发、岩浆侵位,反映了中国东部构造应力场发生明显的变化。大别-苏鲁造山带南北两侧构造背景有明显的差异。北侧的火山岩特征表明其北侧为裂谷环境,包括北黄海盆地和胶莱盆地,表现为地堑和半地堑形式,高角度平面正断层和犁式正断层发育。晚白垩世-早第三纪,中国东部构造背景又发生了明显的变化,发生大规模的断陷作用。大别-苏鲁造山带晚白垩世发育A型花岗岩,表明造山作用结束,进入造山带崩塌和后造山期,与中国东部总体的伸展期是吻合的。南黄海盆地断陷作用强烈,接受了厚度较大的下第三系;北黄海盆地断陷作用较弱,只在北部小范围内接受了厚度较小的早第三纪沉积。晚第三纪,南黄海盆地和北黄海盆地由于热沉降由断陷变为坳陷。     

北黄海盆地的成盆动力学机制探讨

北黄海盆地是发育于中朝板块东部的中、新生代盆地,其发育演化经历了晚侏罗世-早白垩世裂陷、晚白垩世-古新世构造反转、始新世-渐新世裂陷、晚渐新世-早中新世构造反转及中中新世-第四纪区域沉降5个阶段。北黄海盆地的动力学类型可定义为右行转换拉张盆地,区域性走滑运动在成盆中起了决定性作用。北黄海盆地与中国东部其他盆地具有统一的动力学背景,主要受控于特提斯构造域板块(地块)向欧亚板块俯冲、碰撞及(古)太平洋板块俯冲。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组沉积充填演化及其对印支构造运动的响应

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组地层发育特征、湖盆充填演化、盆地边缘沉积特征以及事件沉积发育规律的分析,探讨了早印支运动与鄂尔多斯盆地的沉积响应过程。研究表明,长10-长9沉积期,印支运动较弱,鄂尔多斯盆地基本继承了晚海西期以来的构造平稳的格局,湖盆开始发育;从长8沉积末期开始,鄂尔多斯盆地南部构造活动开始增强,秦岭造山带在该时期迅速隆升使北秦岭地区沿商丹断裂带发育一系列山间盆地的砾岩堆积,同时导致盆地南部海相碳酸盐岩基底遭受剥蚀,碳酸盐岩岩屑在砂岩中开始出现;长7沉积期,伴随着湖盆的强烈扩张、西南部磨拉石建造的快速堆积以及事件沉积频发,印支运动活动强烈,鄂尔多斯盆地进入板块碰撞拼接、幕式构造运动最活跃的时期;长6-长4+5沉积期,鄂尔多斯盆地西南部地层中仍有震积岩出现,但凝灰岩含量急剧减少,表明构造活动的强度和频率降低,湖盆开始重新进入稳定沉降期。延长期湖盆演化随着印支运动发展经历了初始拗陷、强烈拗陷、回返抬升和萎缩消亡的完整过程,具有快速沉降、缓慢充填、沉积中心不断向西南迁移的特征。     

晚古生代至今中亚构造作用的沉积记录——图兰和南哈萨克地区地下资料分析

图兰和南哈萨克区(TSK)位于中亚里海与天山之间。该区被晚二叠世以来的沉积地层覆盖，这些地层是在一系列与古特提斯及新特提斯两洋区演化史密切相关的构造事件中沉积的。因此，图兰和南哈萨克区的沉积盆地限制了自晚二叠世以来欧亚板块南缘的构造发育。我们的研究是基于晚二叠世至第三纪之间五个主要标志地层的构造等高线图及等厚图。等厚图帮助确定主要断裂的位置，划定沉积盆地的边界，并提供有关垂直运动和水平运动(在某些情况下)的信息。从晚二叠世至始新世，伸展沉降作用似乎控制着图兰和南哈萨克区。这种伸展可能属于和活动大陆边缘相邻的欧亚板块南部的弧后型，在这里古特提斯及新特提斯相继向北俯冲。这里的沉积盆地既宽又深(达15km)。中生代出现了两次局部挤压事件，这与欧亚板块南缘陆块加积作用有关。第一次发生在三叠纪末期，导致图兰区盆地发生强烈的选择性倒转。第二次发生在晚侏罗世至早白垩世，强度较弱。从渐新世起，随着印度和阿拉伯板块与欧亚板块碰撞，发生了更广泛的倒转，并在图兰和南哈萨克区形成了压性盆地。纵观图兰和南哈萨克区自晚二叠世至第三纪的整个演化史，古生代和早中生代的构造强烈地控制着沉积作用，尤其是沉积中心的位置。南哈萨克区沉降较小，而图兰区的一些盆地非常深。     

鄂尔多斯盆地西缘石沟驿向斜的形成演化与致密砂岩气成藏模式

向斜构造是一种基本的褶皱样式,是煤层气、致密砂岩气、页岩气、盐类以及铀矿等矿产资源赋存的主要场所之一.研究向斜的形成机制将为剖析褶皱冲断带的构造演化及矿产资源的分布特征奠立重要基础.以鄂尔多斯盆地西缘的石沟驿向斜为例,应用新的高分辨率地震剖面与深探井资料,解析向斜的深层地质结构及其成因机制.研究表明,石沟驿向斜处于鄂尔...     

华北地台上古生界煤成气藏的主要类型及特征

华北地台上古生界天然气藏的类型划分问题是关系到下一步勘探思路的关键之一。为此，从天然气藏与气源岩的空间关系着手，将华北地台上古生界石炭-二叠系煤系地层作为主要气源岩的煤成气藏分为两类：烃源岩气藏和非烃源岩气藏。烃源岩气藏是由于烃源岩的储集性能得到改善而形成的气藏类型，它可以发育在背斜构造中，也可以发育在向斜构造中。非烃源岩气藏按照储集层的构造形态及其与气源岩的接触关系可以分为背斜型气藏、断层型气藏、向斜型气藏（深盆气藏）以及地层型气藏。从煤成气藏发育层位来看，华北地台上古生界煤成气藏发育在上古生界烃源岩、煤系烃源岩的上覆地层以及下伏地层中。烃源岩气藏与非烃源岩气藏在垂向上的分布具有互补性。     

渤海湾盆地中南部中—新生代盆地叠合特征及上古生界生烃规律

渤海湾盆地上古生界煤系地层是良好的气源岩。该套烃源岩在中—新生代经历了复杂的盆地叠合过程,导致不同地区之间生烃史的差异性。三叠纪、侏罗纪—白垩纪、新生代是上古生界烃源岩所经历的3个生烃阶段。中—新生代盆地的叠合期次、叠合样式和不均衡性控制着上古生界烃源岩在各个生烃阶段的生烃量多少与比例以及生烃中心的迁移,从而控制着上古生界资源潜力及资源分布。该区盆地的不均衡性越到晚期越强,上古生界烃源岩的早期生烃强度较稳定,但在晚期局部地区仍可经历强生烃过程。上古生界经历的盆地叠合期次和上覆地层数越少、中生代埋藏越浅、新生代埋藏越深,其晚期生烃潜力越大。基于"二次生烃"地质模型和生烃史数值模拟,评价了渤海湾盆地中南部各凹陷上古生界生烃潜力。      

松辽盆地三肇凹陷向斜区白垩系姚家组葡萄花油层油水分布特征及其主控因素

松辽盆地三肇凹陷向斜区具有数量可观的油气资源，但葡萄花油层的油水分布十分复杂，其主控因素尚不清楚。利用成熟开发区详实的静态资料和开发动态资料，研究了已发现的油藏类型和分布特征，分析了石油成藏的控制因素，并探讨了富油凹陷向斜区油水分布的主控因素。结果表明： 1）三肇凹陷向斜区葡萄花油层的油水分布受控于由局部构造和单砂体组成的单一圈闭，在单一圈闭内具有统一的油水界面，相邻的不同单一圈闭具有不同的油水分布规律； 2）单一圈闭的聚油模式及其叠加样式控制了向斜区的油气成藏与油水分布，已成藏的单一圈闭和未成藏的单一圈闭在空间上的复杂叠置最终造成了向斜区石油聚集与分布的复杂性； 3）垂向多层、平面多支的单砂体和复杂的局部构造组合形成的圈闭以及非圈闭的叠置关系是向斜区油水分布特征的主控因素。由此可见，向斜区的油藏预测需从控制油气成藏的不规则空间体的构成要素出发，即分析断裂、单砂体及二者空间配置关系。     

准噶尔盆地二叠系及中生界划分对比

本文以区域地质资料为基础,结合构造、沉积发育规律和岩性、电性、古生物特征以及地震层序的划分与对比,提出了准噶尔盆地二叠系及中生界新的划分对比意见.认为风城组时代应为晚二叠世,与盆地东部平地泉组对比,下乌尔禾组与梧桐沟组对比;原百口泉组为中三叠世早期沉积、应归属于克拉玛依组,而原划为上二叠统的上乌尔禾组应与南缘、东部的上仓房沟群对比,改属下三叠统;并对西北缘侏罗系和上白垩统的划分对比提出了新的见解。     

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油气化探在鄂尔多斯盆地北部上古生界天然气勘探开发中显示出良好的应用前景和较好的经济效益，化探方法对寻找气藏具有明显的指向作用。针对目前方法较多、没有系统理论认识的情况，作者通过对油气化探方法分析原理和应用实践进行系统分析研究，总结出如下认识：①酸解烃方法是目前在鄂尔多斯盆地北部寻找上古生界气藏的最有利方法，但应用时应排除土壤碳酸盐含量的干扰；②野外合理采样、室内注重层位、岩性等数据的校正，可最大限度的排除干扰因素的影响；③盆地北部的地球化学背景场与其特殊的地貌有着紧密联系，总体表现为北高南低形态；④化探异常形态最有利的是复合环状和环中环状，异常整体分布呈北东—南西向，与主要目的层的储层展布特征基本一致；⑤油气化探在鄂尔多斯盆地北部的实践结果证明，它对寻找上古生界气藏具有明显的指向作用和较高的成功率。     

中国南方海相油气勘探展望

中国南方海相地层主要分布在古生界与中生界，地层年代老，演化程度高，受多旋回沉积及多期构造演化史控制，虽油气基础地质条件优越，但油气分布与成藏复杂；勘探主要经历了油气普查、构造油气藏、大规模岩性气藏与页岩气勘探3个阶段。前期虽取得多个领域重大突破，但整体探明率低，为明确其油气勘探前景，对先期发现的大气田与近期勘探新进展进行了系统总结。中国南方海相油气勘探潜力大，四川盆地深层—超深层与新领域是重点勘探突破方向，其中上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组非常规页岩气与阆中—元坝上震旦统灯影组台缘区带、通南巴震旦系—寒武系台内滩、川南綦江下组合盐下、二叠—三叠系礁滩等常规气深层—超深层领域，总资源量达数万亿方，有望实现新一轮大突破、大发现；此外，二叠系、侏罗系非常规页岩气与二叠系热液白云岩、岩溶缝洞群、灰泥灰岩、沉凝灰岩等常规气新领域勘探潜力大。四川盆地盆缘构造复杂区油气勘探不断取得新发现，盆缘残留向斜区页岩气与常规山前带领域是主要勘探方向；南方外围古隆起周缘及递进变形区，构造变形弱，保存条件有利，具有一定的勘探潜力，有望成为油气战略接替区。      

PETROLEUM GEOLOGY AND HYDROCARBON POTENTIAL OF THE GUBAN BASIN,NORTHERN SOMALILAND

The Guban Basin is a NW‐SE trending Mesozoic‐Tertiary rift basin located in northern Somaliland (NW Somalia) at the southern coast of the Gulf of Aden. Only seven exploration wells have been drilled in the basin, making it one of the least explored basins in the Horn of Africa – southern Arabia region. Most of these wells encountered source, reservoir and seal rocks. However, the wells were based on poorly understood subsurface geology and were located in complex structural areas. The Guban Basin is composed of a series of on‐ and offshore sub‐basins which cover areas of 100s to 1000s of sq. km and which contain more than 3000 m of sedimentary section. Seismic, gravity, well, outcrop and geochemical data are used in this study to investigate the petroleum systems in the basin. The basin contains mature source rocks with adequate levels of organic carbon together with a variety of reservoir rocks. The principal exploration play is the Mesozoic petroleum system with mature source rocks (Upper Jurassic Gahodleh and Daghani shales) and reservoirs of Upper Jurassic to Miocene age. Maturity data suggest that maximum maturity was achieved prior to Oligocene rift‐associated uplift and unroofing. Renewed charge may have commenced during post‐ Oligocene‐Miocene rifting as a result of the increased heat flows and the increased depth of burial of the Upper Jurassic source rocks in localised depocentres. The syn‐rift Oligocene‐Miocene acts as a secondary objective owing to its low maturity except possibly in localised offshore sub‐basins. Seals include various shale intervals some of which are also source rocks, and the Lower Eocene evaporites of the Taleh Anhydrite constitute an effective regional seal. Traps are provided by drag and rollover anticlines associated with tilted fault blocks. However, basaltic volcanism and trap breaching as a consequence of the Afar plume and Oligocene‐Miocene rifting of the Gulf of Aden cause considerable exploration risk in the Guban Basin.     

THE GEOLOGY AND HYDROCARBON HABITAT OF THE BRISTOL CHANNEL BASIN

The Bristol Channel Basin forms an early Mesozoic ((?Permo-) Triassic-Jurassic) basin development with a relatively thin cover of Cretaceous and Tertiary sediments. On the basis of structural trends and stratigraphy, the Basin can be divided into two sub-basins: the ENE-WSW trending Main Bristol Channel Basin and the E-W trending East Bristol Channel Basin. In between them there is an Intermediate Area which incorporates features of the sub-basins on either side. This subdivision appears to be the result of the presence of major NW-SE basement faults which intersect the Bristol Channel area in several places. As a result of intermittent periods of tectonic activity three main stages of basin development can be recognised: (1) a (?Permo-) Triassic- Middle Jurassic stage terminated by mid-Kimmerian epeirogenetic movements, (2) an Upper Jurassic—Lower Cretaceous stage terminated by a Lower Cretaceous (late Berriasian-pre-Aptian) period of deformation, (3) an Upper Cretaceous—Tertiary stage. The bulk of the preserved sedimentary fill in the main Bristol Channel Basin consists of up to 11,000 ft of (?Permo-) Triassic-Jurassic sediments. The section is severely truncated by the overlying late Lower Cretaceoussediments or, in theirabsence, by Upper Cretaceous strata. Below the unconformity, the Upper Jurassic and, depending on their structural position, parts or the whole of the Middle and Lower Jurassic are missing. The East Bristol Channel Basin hasapreserved fill of some 7,500 ft of Triassic-Jurassic sediments. The Middle and Upper Jurassic are completely preserved in the centre of this Eastern Basin, contrasting with the situation found in the main Basin. The basin fill of both sub-basins consists largely of Triassic continental red-beds, mainly silty claystones and evaporites and Jurassic marine calcareous siltstonesand claystones. Structures are essentiully the result of the Lower Cretaceous tectonic phase(s) and are therefore mainly confined to the Triassic—Jurassic—early Lower Cretaceous sections. A number of structural traps of interest to exploration have been delineated and (unsuccessfully) tested in the Main Bristol Channel and Intermediate Area. Evaluation of the currently available data indicates that the absence of significant hydrocarbon indications in these wells is probably due to insufficient and untimely hydrocarbon generation. The possible generation is thought to have occurred prior to the main phases(s) of structural deformation, during a period of temporarily increased heatflow (Middle Jurassic—Lower Cretaceous). An additional unfavourable aspect for hydrocarbon prospects is the lack of good quality reservoir developments. From a megateetonic point of view the Bristol Channel Basin formspart of a regional rift basin development which also includes the Celtic Sea and Western Approaches Basins. The different basins and blocks of this area can, according to their behaviour during the Mesozoic, be grouped as follows: (a) the East Bristol Channel, E. of the zone of majorNWSE faults (e.g. Sticklepath fault), (b) a Central Fault Block, comprising the Cornubian Platform, the Main Bristol Channel and Haig Fras Basins, (c) Flanking Basins, such as the Intermediate Area, the Celtic Sea and Western Approaches Basins.     

鄂尔多斯盆地上古生界油气资源数值模拟

为了准确评价鄂尔多斯盆地上古生界油气资源，将油气系统的概念引入了盆地模拟分析，能确定盆地模拟的基本参数。然后应用BASIMS4．5盆地模拟软件对鄂尔多斯盆地上古生界油气藏进行模拟，从而获得了大量详实可靠的上古生界油气藏数据。在此基础上，进一步分析了鄂尔多斯盆地上古生界生烃量在平面上的分布特点，指出伊陕斜坡北部是鄂尔多斯盆地目前最主要的勘探区域，这与目前鄂尔多斯盆地天然气的勘探形势相一致。