吐哈盆地台北凹陷侏罗系烃源岩特征

侏罗系烃源岩是吐哈盆地台北凹陷主要的烃源岩 ,主要有暗色泥岩、碳质泥岩和煤岩三类 ,主要分布于中侏罗统七克台组、西山窑组和下侏罗统八道湾组 ,干酪根类型为Ⅲ型 ,有机质丰度高 ,生烃潜力大 ,为好至较好烃源岩 ,已达低成熟演化阶段 ,具有一定的生烃能力 ;在台北凹陷内已发现的 10 0余个构造中 ,有的圈闭已探明油气储量 ,有的圈闭已发现油气显示 ,说明台北凹陷有良好的油气资源潜力     

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通过伊犁盆地伊宁凹陷侏罗系煤系地层有机质丰度、类型研究与对比,揭示出伊宁凹陷侏罗系煤系地层生烃特征：八道湾组煤系地层是伊宁凹陷侏罗系主要生烃层系,西山窑及三工河组对生烃的贡献甚微。伊宁凹陷侏罗系煤岩和泥岩有机质主要以高等植物输入为主,属较典型成煤沉积环境产物。通过热演化程度的分析与对比,反映出伊宁凹陷侏罗系热演化程度（Ｒｏ分布在０．４％～０．７％之间）较周围侏罗系盆地低,未达到生烃高峰期,有机质向烃类转化量有限。显微组分及活化能分析与对比结果表明,伊宁凹陷侏罗系烃源岩缺乏早期生烃组分,早生早排的生烃量有限     

西藏洞错盆地古近系丁青湖组烃源岩评价

洞错盆地位于西藏中部,为古近-新近纪陆相盆地,主要发育新近系康托组、古近系丁青湖组和牛堡组。对盆地地层、沉积相和烃源岩等评价分析后认为,丁青湖组泥岩、泥灰岩和灰岩为主要烃源岩,泥质烃源岩厚40 m,碳酸盐类烃源岩厚72 m. 其中泥灰岩及灰岩有机碳含量较高（平均值为0.51%）,属中等-好烃源岩。丁青湖组下段半深湖相的深黑色泥岩有机碳含量平均值高达5.92%,属优质烃源岩;有机质类型以Ⅰ、Ⅱ型为主;烃源岩热演化达到早期成熟阶段（热解峰温为431~456℃,镜质体反射率为0.36%~0.66%）。综合分析表明,洞错盆地具有较好的生烃潜力和勘探前景。     

苏丹六区Gato C-1井钻井液技术

Gato C-1井位于苏丹共和国南部Northern Kordofan省Muglad县,属于Muglad盆地Nugara凹陷东洼陷带Gato次洼M.Durub构造。钻探目的是评价Gato次洼油气资源潜力,探明该构造Abu.Gabra组含油气情况及生储盖组合。设计井深2800 m,完钻井深2704.28 m。上部地层以粗砂岩、中砂岩为主,渗透性好;下部地层以粉砂、细砂岩为主,夹有灰色、黑色泥岩,地层稳定性差,易产生掉块和垮塌。针对该区地层特点,上部地层(Zeraf—Bentiu组)采用聚合物钻井液,下部地层(Abu.Gabra组)采用聚合物三磺盐水防塌钻井液。     

渤海湾盆地沙南凹陷东次洼孔店组生烃潜能评价

借鉴胜利油田济阳坳陷孔二段发育的暗色泥岩具有较好地生烃能力的成熟经验,对渤海湾盆地沙南凹陷孔店组生烃能力进行了评价研究,结果表明,沙南凹陷东次洼孔二段平均厚度200 m,以深灰色及灰黑色泥岩为主,夹薄层的细砂岩、粉砂岩;地震相上表现为中强振幅、较连续反射特征;古生物化石组合整体表现为温暖潮湿的亚热带气候,水体较浅的淡水湖泊沉积。东次洼孔二段烃源岩有机质丰度高,类型较好,具备较好的生烃潜能。     

西藏羌塘盆地中生界海相烃源岩特征

羌塘盆地海相地层发育,沉积厚度大(最厚处可达万米),其中以侏罗系厚度最大。羌塘盆地中生代具有广泛分布且发育良好的三叠系肖茶卡组、侏罗系布曲组、夏里组和索瓦组4套烃源岩。烃源岩主要为灰岩和泥岩,最厚处超过3000m。上三叠统的肖茶卡组、中侏罗统布曲组烃源岩厚度大、有机质类型主要为Ⅱ型、有机碳含量平均1.5%以上、成熟度从成熟到过成熟均有分布,而且埋藏较好,生烃量大,是盆地油气的主要来源;索瓦组烃源岩虽然厚度大、有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型,但出露较多。烃源岩有侏罗纪晚期至白垩纪早期和新近纪早期两次生烃高峰。     

“源热共控”中国近海天然气富集区分布

西湖凹陷、白云凹陷、崖南凹陷和莺中凹陷是中国近海盆地外带中已被证实的富生气凹陷,其主力气源岩为海陆过渡相地层,烃源岩包括煤系三角洲和浅海相泥岩。前者多分布在凹陷的缓坡区,烃源岩包括煤层、碳质泥岩和暗色泥岩,沉积有机质都属于陆源,丰度高,是好—极好的烃源岩。后者分布在洼槽区,多分布于深凹陷部位,水生生物欠发育,沉积环境处于半封闭的背景,因而有利于有机质的保存,主要发育泥岩,有机质属混源成因,多来自陆源,也有海生藻类,丰度属于较好到好,总体属于好烃源岩。结论认为:煤系三角洲区潜在生气量大,可能形成大中型气田,气田充满度高;浅海相泥岩烃源岩区潜在生气能力不及煤系三角洲,也能够形成大中型气田,但气田充满度偏低;煤系三角洲区是近海最有利区,浅海相泥岩区是较有利区。据此指出:①中国近海煤系三角洲区分为勘探成熟区和潜在区两大领域,其中成熟区包括西湖凹陷西部斜坡、白云凹陷北部斜坡、崖南凹陷西北部、莺歌海盆地莺西斜坡,潜在区包括荔湾凹陷北部三角洲、琼东南盆地松东凹陷北坡三角洲、东海盆地丽水凹陷丽水三角洲等;②浅海相泥岩有利区包括西湖凹陷洼槽区、白云凹陷洼槽区、崖南凹陷洼槽区、荔湾凹陷洼槽区、莺歌海盆地莺中洼槽区、琼东南盆地中央凹陷洼槽区等。     

琼东南盆地崖北凹陷崖城组煤系烃源岩分布及其意义

崖北凹陷位于南海北部大陆边缘西区琼东南盆地北部坳陷西段,是新生代凹陷,连续沉积了始新世到第四纪地层。该凹陷古近纪为裂谷期,发育始新世陆相、早渐新世崖城组海陆过渡相和晚渐新世陵水组海相3套地层。中新世到第四纪为热沉降和新构造期,均为海相地层。崖北凹陷主力烃源岩是崖城组海陆过渡相煤系和泻湖相泥岩,其中,煤层、炭质泥岩及其伴生的暗色泥岩是烃源岩的重要组成部分。已钻井揭示崖城组发育35层煤,累积厚度16.8m。煤层与炭质泥岩主要分布于崖一段和崖三段,形成于潮坪与辫状河三角洲。崖城组地震相与沉积相对应关系良好,据此建立了煤系烃源岩沉积模式,煤系主要发育在凹陷缓坡带的辫状河三角洲和潮坪环境中,其次是陡坡带的扇三角洲和潮坪,暗色泥岩主要发育在深洼漕的泻湖环境。崖北凹陷崖城组煤系和泻湖湘泥岩都是有利烃源岩,生烃潜力大,凹槽内部渐新统-中新统为有利成藏组合。      

泌阳凹陷核桃园组烃源岩有机地化特征及热演化成熟史

南襄盆地泌阳凹陷有效烃源岩层系主要发育在始新统核三下、上段咸水湖或盐湖相沉积时期,岩性主要为深灰、褐灰、灰色泥岩、钙质泥岩和白云质泥岩。核三下段和上段泥岩平均有机碳含量分别为1.60%和2.23%;核三下段干酪根类型主要为Ⅱ型,其次为Ⅲ型;上段主要为Ⅱ₁型,其次为Ⅰ型和Ⅲ型,反映沉积环境的生标化合物以低Pr/Ph比值和高伽马蜡烷含量为特征;泥岩有机质成熟度R_o值介于0.5%~1.4%,主要处在生油阶段,现今门限深度约为1820m。在凹陷南部陡坡带和深洼区,核三下段底部最早在37Ma达到生烃门限,对应的深度约为2500m,温度约为100℃;上段顶部最早在23Ma达到生烃门限,对应的深度约为1950m,温度约为90℃。核二段泥岩有机碳平均含量为1.85%,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主,主体未进入成熟门限。      

深水区——南海北部大陆边缘盆地油气勘探新领域

南海北部大陆边缘经历了前裂谷期、裂谷期、热沉降期和新构造期4大构造演化阶段,形成了多个新生代盆地。在深水区(水深大于300m)裂谷期(古近纪)伸展断裂活动强烈,形成凸凹相间的构造格局,凹陷中沉积了厚度为3 000-6 000m的古近系;热沉降期(早—中中新世)发生了区域性拗陷作用,形成了隆坳相间格局,沉积厚度小于2 000m;新构造期(晚中新世—第四纪)沉降幅度加大,并沉积了巨厚的地层,断裂活动东强西弱。上述3期构造演化均形成了沉积厚度很大的叠加伸展盆地。深水区生烃凹陷是裂谷期的断陷,已经证实的主力烃源岩是渐新统下部中深湖相泥岩、海陆过渡相泥岩、海相泥岩与煤系地层,可能的烃源岩是始新统中深湖相泥岩,潜在的烃源岩是渐新统上部和中新统海相泥岩,生、排烃产物主要是天然气。深水区至少有3套储层,即渐新统海陆过渡相砂岩、新近系海相砂岩及生物礁、始新统陆相砂岩。盖层发育广泛,区域性盖层是新近系海相泥岩和渐新统泥岩。圈闭数量较多,其类型主要有披覆背斜、断层圈闭和深水扇体等。油气运移方式随时间和空间的不同变化很大,受新构造期断裂活动控制,琼东南盆地深水区以侧向运移为主;白云凹陷早期以侧向运移为主,晚期以垂向运移或断坡-断坪运移为主。深水区成藏单元有凸起、凹中次凸、断裂带和深水扇等。深水区油气勘探的策略是优先勘探凹陷内部及其周边正向构造上的构造圈闭,然后逐渐向凹陷内的非构造圈闭拓展。     

民和盆地的构造分析

民和盆地发育在中祁连隆起带上,基底为元古界、下古生界,盖层为侏罗系至第四系。盆地的基底构造以NW向为主;燕山期构造的展布方向有4种,其中NW,EW或近EW向及NS或近NS向占主要地位。多方向的构造叠加增加了构造的复杂性,喜山期构造主要发育在巴州凹陷和周家台低隆起内,继承了NW向展布的特点。多期构造的叠加和复合形成了民和盆地呈NW向切段,NE和NS向分块的构造格局。     

临清坳陷西部侏罗纪—晚白垩世原型盆地恢复

综合地质、地震、测井等资料．运用多种技术方法和手段，对渤海湾盆地临清坳陷西部的侏罗纪、早白垩世和晚白垩世原型盆地的地层剥蚀厚度、原始沉积厚度、盆地边界、沉积相展布特征、盆地类型等进行了恢复和分析。结果表明：侏罗系剥蚀厚度一般在200～1000m，原始沉积厚度约1000～1500m，厚度稳定，以河湖交互沉积为主，是在印支期形成的向斜坳陷背景上发育的断陷盆地；下白垩统剥蚀厚度一般为1000～2000m，原始沉积厚度约2000～4500m，厚度变化较大，发育面积较大的湖泊．有较深湖相沉积．为一断陷型盆地；上白垩统剥蚀厚度一般为1000～2000m，原始沉积厚度约1000～4000m，仅分布在南部的丘县凹陷，主要是河流相沉积，局部发育浅湖相沉积，是在晚白垩世隆起背景上发育的小型断陷盆地。在此基础上．结合分析化验资料研究油气成藏条件和规律。临清坳陷西部中生界主要存在下白垩统和侏罗系两大套烃源岩，主要分布于丘县凹陷和南宫凹陷，有机质丰度较低，热演化程度较高，可能正处于生油高峰阶段，油气藏类型主要有自生自储型和潜山型。     

西藏比如盆地下白垩统烃源岩特征

比如盆地下白垩统多尼组以海陆过渡相沉积体系为主,发育典型三角洲相沉积构造。通过对残留盆地不同部位观测点数据统计、样品测试与分析,认为多尼组烃源岩累计厚度巨大,有机质类型以Ⅱ1型与Ⅲ型为主,有机质丰度较高,TOC主峰分布在0.40%~1.20%;有机质R_o主峰分布在2.00%~5.00%,处于高-过成熟演化阶段。对多尼组烃源岩热演化指标R_o偏高的原因进行探讨,初步认为特提斯构造域独特的构造演化背景下,中生界的褶皱、堆垛加厚,以及燕山期-喜马拉雅期岩浆、热液等方面作用引起的中生界区域变质作用与局部构造变质作用,是导致中生界有机质高演化及其出现演化程度地区性差异的重要因素。由此提出,青藏高原油气勘探与评价应注重喜马拉雅期构造演化对油气富集与保存的研究。     

四川盆地晚白垩世以来的构造隆升作用与天然气成藏

四川盆地及其周缘地区在喜马拉雅期发生了强烈的隆升运动。除川西坳陷外四川盆地内部自晚白垩世后一直处于隆升阶段,但各地区有差异,主要的隆升期是新近纪（隆升速率超过100 m/Ma,隆升幅度超过4 200 m）,隆升的阶段性明显, 可分成3个阶段：第1阶段（晚白垩世-古近纪）,为差异隆升阶段,大部分地区处于隆升状态,但隆升的速率有差异; 第2阶段为整体隆升阶段,全盆地都处于隆升状态,整体隆升幅度大,速率一般大于40 m/Ma,隆升幅度超过1 000 m;第3阶段为快速隆升阶段,全盆地的隆升速率除川西坳陷外均大于100 m/Ma,隆升幅度超过1 500m。四川盆地周缘造山带自晚燕山期以来均是隆升状态,亦可分为3个阶段：第1阶段（120~65 Ma）,隆升速率15~93 m/Ma,隆升幅度一般在1 000 m左右;第2阶段(65~25 Ma),隆升较慢,速率一般在5~47m/Ma,隆升幅度为250~1 800 m;第3阶段（25 Ma至今）, 隆升速率高,为60~300 m/Ma,隆升幅度从1 300 m到大于 3 000 m。喜马拉雅期隆升作用一方面控制了现今构造的形成,另一方面引起能量场调整(压力和温度效应),促使地层势能的转换和油气的再运聚,对于油气最终运聚成藏起了重要的作用。 四川盆地无论中下组合碳酸盐岩气藏还是上组合碎屑岩气藏的形成都与喜马拉雅期隆升作用息息相关, 大型天然气藏具有晚期定型、快速成藏、大量集中聚集的特征,即速度快、规模大、分布集中的天然气爆发式成藏。     

敦化盆地烃源岩地球化学特征及其生烃潜力

敦化盆地为一中新生代断坳叠合型裂谷盆地,至今勘探程度极低,为搞清其烃源岩地球化学特征及其生烃潜力,在地震地质综合研究基础上,通过系统分析化验法及地震地质生烃模拟法研究表明:盆地发育下白垩统、古近系、新近系3套湖相烃源岩,前两者为主力烃源岩,新近系下段仅为低成熟烃源岩;其中,下白垩统烃源岩分布面积342 km2,平均有效厚度约300 m,有机碳含量为2.11%～3.88%,类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,R_o值0.8%～1.3%;古近系烃源岩在北部凹陷分布面积430 km2,平均有效厚度约400 m,有机碳含量为2.98%～4.18%,类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,R_o值0.5%～1.2%,二者均为成熟优质烃源岩。盆地油气总资源量约1.24×108 t,表明本区具备形成中小型油气田的物质条件,具有较好的油气勘探前景。      

川西坳陷邛西构造须二段裂缝特征及期次探讨

2002年随着邛西3井获得高产工业气流,揭开了川西坳陷邛西构造上三叠统须家河组须二段气藏勘探开发的序幕。该区须二段气藏为裂缝-孔隙性气藏,储层以致密碎屑岩为主,之所以能成为有效储层是因为与裂缝有着密切关系。通过对该地层裂缝类型、力学机制和特征参数的综合定量化分析,探讨了裂缝发育的机制、控制因素和期次。结果认为：邛西构造须二段主要发育近南北向、北东向、近东西向和北西向4组裂缝,近南北向的裂缝较北东向裂缝发育;区内裂缝以高角度构造剪切裂缝为主,次为近水平成岩裂缝、滑脱裂缝以及与异常高压有关的裂缝;构造裂缝主要在印支期、燕山晚期和喜马拉雅期形成,成岩裂缝的形成时期比较漫长,与异常高压相关的裂缝主要在白垩纪形成。裂缝的形成、发育期次和规模主要受控于区域构造事件,且两者具有较好的耦合关系;岩性、层厚、断层等因素也直接影响着裂缝发育的程度。     

THE GULF OF ADEN RIFT: HYDROCARBON POTENTIAL OF THE ARABIAN SCETOR†

Stratigraphic results from eight offshore exploration wells drilled between 1979 and 1983 are described, and the successions penetrated are compared with the adjacent land outcrops and facies; these are also depicted in lithostratigraphic correlation charts/sections for the area. The Oligo-Miocene Shihr Group is divided into formations which are described and correlated between the wells, and a new post-Shihr formation is likewise described and correlated.
Mesozoic succession thickness variations or erosion cut-outs and syn- and post-rift sediment thickness increases in some of the wells reflect the extension of structural episodes of uplift and erosion (or of basin subsidence and thick sedimentation) seen on land, into the offshore domain; they highlight the major role these have had on source, reservoir/seal and trap development, within the context of regional and local basin evolution.
A number of source rocks, including Upper Jurassic, Upper Cretaceous and Paleocene-Eocene argillaceous sediments, are identified, and the results of oil/oil and oil/source-rock correlations on fluids recovered from Paleogene carbonate reserviors in the Sharmah and Ras Ghashwah wells, and an Upper Cretaceous sandstone reservoir in the Sarar well, are, respectively, correlated with sources in the Paleocene-Eocene formations, and the Upper Cretaceous Mukalla Formation. The geothermal gradient, calculated from differing results in each well, is high, and averages 3.5°C/100m, which indicates an oil "window" ranging between depths of 1,750 m and 3,500 m; this is broadly supported by vitrinite reflectance and Thermal Alteration Index (TAI) measurements carried out on the samples. It is concluded that favourable conditions exist for commercial hydrocarbon accumulations in the offshore area     

柴达木盆地的波浪状镶嵌构造特征及其对油气的控制

柴达木盆地面积约十二万平方公里,是我国大型的中、新生代含油气盆地之一。它在地史上具有明显的波浪发展和构造上的镶嵌特征,对油气的形成和赋存具有显著的控制作用。      

珠江口盆地上白垩统——下第三系存在证据及海侵探讨

中国南海北部海区珠江口盆地,自1977年以来,中外双方作了地球物理调查(包括地震、重力、磁法和测深等)划分出四个主体沉积坳陷(图1)。中新生代沉积厚度达万余米。     

PETROLEUM PROSPECTS OF CRETACEOUS SEDIMENTS OF THE CAMBAY BASIN, GUJARAT, INDIA

The Cambay Basin in the NW part of the Indian Peninsula is a commercial petroleum producer from Tertiary sediments resting on the basic lava flows known as Deccan Traps. Cretaceous sediments which underlie the Deccan Traps are exposed in the eastern and western margins of the basin and are also encountered in the subsurface. The paleogeographic reconstruction of the Cambay Basin suggests that the northern part, possessing a thin cover of Cretaceous sediments, has meagre petroleum prospects. However, the southern part of the basin, where more than 1,000 m of Cretaceous sediments were deposited by two independent drainage systems, may be more lucrative. Suitable facies for generation and accumulation of petroleum are expected in this part of the basin.