东海陆架盆地中新生代构造演化对烃源岩分布的控制作用

东海陆架盆地为发育于克拉通基底之上的中、新生代叠合盆地,该盆地经历了晚三叠世(?)—中侏罗世克拉通边缘坳陷盆地、白垩纪弧前盆地和晚白垩世末—新生代弧后裂陷盆地等3个构造演化阶段。侏罗纪盆地和白垩纪盆地主要残留在中央隆起带;新生代盆地演化在平面上表现出裂陷由西向东迁移的特征。不同时代盆地构造类型和大地构造位置控制了盆地烃源岩发育层位及平面分布:西部坳陷带以古新统月桂峰组湖相泥岩和灵峰组、明月峰组滨海相煤系地层为主要烃源岩;中央隆起带以上三叠统—中侏罗统福州组为主要烃源岩;东部坳陷带以始新统平湖组煤系地层为主要烃源岩,渐新统和中新统煤系地层为次要烃源岩。西湖凹陷天台斜坡带为中、新生代有利烃源岩的叠合区,具有“中生中储”和“新生中储”的优势,是东海陆架盆地天然气勘探的有利地区。     

北黄海盆地东部坳陷成藏要素及其作用研究

北黄海盆地东部坳陷是该盆地油气资源最为丰富的区域,朝鲜已在盆地东部发现油气,而我国至今尚未获得实质性突破。勘探资料证实,北黄海盆地东部坳陷发育3套烃源岩,上侏罗统为主要烃源岩,其次是古近系和下白垩统。存在中生界侏罗系-白垩系含油气系统,烃源岩为上侏罗统,下白垩统砂岩为主要储层,下白垩统和古近系泥岩为区域盖层,关键时刻为始新世末。分析认为东部坳陷最有希望的油气勘探层系在下白垩统,其次为古近系和上侏罗统。     

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。     

银根—额济纳盆地构造演化与油气勘探方向

银根—额济纳盆地基底由多板块组成.中、新生代盆地构造演化经历了早三叠世热拱隆张、早—中侏罗世初始裂谷、早白垩世裂谷发育、晚白垩世引张坳陷及第三纪挤压坳陷等阶段,形成了不同类型的构造圈闭,与中—下侏罗统煤系烃源岩、下白垩统半深湖相烃源岩形成生储组合.油气勘探方向为单断凹陷多级断阶带的断鼻、断块构造油气藏和缓坡带的地层岩性油气藏以及双断凹陷的滚动背斜构造油气藏.提出了小湖盆围绕"洼槽"烃源岩开展"近源"油气勘探的思路.      

银根-额济纳旗盆地油气地质条件

银根-额济纳旗盆地是一个油气勘探程度很低的含油气大型盆地。它是在前寒武纪结晶陆块与古生代褶皱双重基底上发育起来的中、新生代沉积盆地，经历了侏罗纪扭张和白垩纪伸展2个主要演化阶段，发育断陷和裂谷两种类型；以众多的相互分隔的小型沉积凹陷为主要特征：存有中一下侏罗统、下白垩统巴音戈壁组及苏红图组3套含油气系统，每个生烃凹陷构成独立的分油气系统。从油气地质条件来看，具有良好的勘探前景。     

北黄海盆地东部坳陷中生界含油气系统研究

北黄海盆地东部坳陷存在中生界含油气系统(!),主要烃源岩为上侏罗统黑色泥岩,储层为上侏罗统和下白垩统砂岩,区域盖层为始新统泥岩。东部坳陷中生界含油气系统形成的关键时刻为始新世,各种油气成藏地质事件具有良好的匹配关系;坳陷中、东部区域烃源岩生烃潜力大,具有良好的油气资源前景,而坳陷西部区域烃源岩生烃潜力较小,油气资源前景较差。     

中西非裂谷系富油凹陷石油地质特征与勘探方向

基于地震、钻井、烃源岩测试分析等资料,对中西非裂谷系主要盆地富油凹陷石油地质特征进行研究,并探讨未来油气勘探方向。研究表明：中非裂谷系发育下白垩统湖相优质烃源岩,西非裂谷系发育上白垩统陆源海相优质烃源岩,两类烃源岩为中西非裂谷系油气富集提供了物质基础。中西非裂谷系发育包括基岩在内的多套储集层,并存在下白垩统、上白垩统和古近系3套区域盖层。晚中生代以来,受中非剪切带右旋走滑作用等地球动力学因素的影响,中西非裂谷系不同方向的盆地在裂谷作用期次、区域盖层发育层段、圈闭类型及成藏模式等方面存在差异。其中,北东—南西向盆地主要保存了早白垩世一期裂谷层序,区域盖层位于下白垩统裂陷期地层内,形成反转背斜、花状构造及基岩潜山等圈闭类型,发育“源储一体、源内成藏”及“源上储下、源下成藏”两种成藏模式;北西—南东向盆地具有多期裂谷叠置特征,发育上白垩统和古近系区域盖层,形成披覆背斜、断背斜、反向断块等圈闭类型,以“源下储上、源上成藏”为主要成藏模式。多期叠置裂谷盆地的源内成藏组合、强反转盆地的源内岩性油藏及页岩油是中西非裂谷系盆地未来勘探的重要领域。     

青藏高原羌塘盆地海相烃源层的沉积形成环境

羌塘盆地是青藏高原一个最大的中生代海相残留盆地。上三叠统在南、北坳陷为次深海盆地相沉积,发育一套黑色页岩烃源层;下侏罗统和中侏罗统下部为半温暖半干热—温暖炎热气候,在南坳陷南部局部地区也发育了浅海—次深海盆地相黑色页岩烃源层;中侏罗统中部和上侏罗统下部海侵规模扩大,以碳酸盐岩台地沉积为主,台地凹陷是形成烃源岩的主要场所;中侏罗统上部是一套滨海—浅海碎屑岩沉积,泻湖亚相页岩和前三角洲亚相泥岩为主要烃源岩。羌塘盆地中生界海相烃源岩的沉积发育特征与国内外碳酸盐岩大油气田的烃源岩发育特征基本一致,主要是深海—次深海盆地相沉积的黑色页岩、台地凹陷沉积泥灰岩和页岩、泻湖亚相或前三角洲亚相等沉积的页岩(油页岩)和泥岩。      

北黄海盆地东部坳陷油气成藏时间研究

东部坳陷是北黄海盆地唯一发现油流的沉积坳陷,具有较好的油气勘探前景,其油气藏形成时间将决定该区油气勘探思路和油气勘探方向。通过烃源岩的油气生排烃史和油层的砂岩包裹体研究,综合分析推断了东部坳陷油气藏成藏时间。研究表明,东部坳陷中侏罗统烃源岩的主要生烃期和排烃期为渐新世,下白垩统和上侏罗统砂岩储层包裹体的油充注时间为早中新世。结合盆地构造演化史综合分析推断,北黄海盆地东部坳陷的油气藏形成时间为晚渐新世至早中新世。     

柴达木中新生代盆地演化及其控油气作用

柴达木中、新生代盆地演化经历了4个不同的阶段,即早、中侏罗世裂陷阶段;晚侏罗世-白垩纪挤压阶段;早第三纪(路乐河期)-上新世晚期(上油砂山期)区域挤压坳陷与局部走滑、逃逸阶段;上新世晚期(狮子沟期)-第四纪挤压、推覆阶段。裂陷阶段,在柴北缘形成中、下侏罗统烃源岩;挤压坳陷阶段,伴随盆地西部整体坳陷,在盆地西部形成第三系烃源岩层;挤压、推覆阶段,随着盆地西部的隆升,东部地区的强烈沉降,在盆地东部第四纪坳陷中沉积了第四系烃源岩。柴达木盆地断裂、褶皱构造十分发育,油气藏类型以构造油气藏为主,其中背斜、断鼻油气藏主要分布于盆地西部茫崖凹陷,而与断层有关的断鼻、断块油气藏主要分布于柴北缘断陷区。柴达木盆地第三系油气储层中沸腾包裹体的发现,表明柴达木盆地的油气有过脉动式运移。     

柴达木盆地北缘地区中生代盆地性质探讨

柴达木盆地北缘地区在侏罗纪主要受伸展构造体制控制,发育一系列规模较小的箕状断陷盆地。断陷中的中、下侏罗统沉积作用明显受断层控制,为断陷盆地。上侏罗统的沉积作用基本不受断层控制,为坳陷盆地。在白垩纪,柴北缘地区主要受挤压构造体制控制,在祁连山山前形成断层传播褶皱,沉积作用受挤压作用过程中形成的断层传播褶皱控制,为压性盆地。     

北山-阿拉善地区侏罗-白垩纪盆地的叠合演化

北山阿拉善地区的侏罗纪盆地受近东西向构造控制,划分为阿拉善沉积区和蒙古造山带沉积区。蒙古造山带内形成的侏罗纪盆地可划分为黑鹰山-额济纳旗沉积带,公婆泉-中口子-苏红图(尚丹)沉积带。蒙古造山带内发育的侏罗纪盆地较阿拉善地块内发育的盆地面积小,分布零星,后期改造强烈。早白垩世盆地受北东向构造控制,具有箕状或不对称断陷结构,为北东向展布的相互独立的断陷湖盆,也可分为阿拉善和蒙古造山带两大沉积区,在造山带内发育的盆地发育了一套优质烃源岩,而在阿拉善地块内发育的白垩纪盆地为一套杂色碎屑岩沉积,缺少烃源岩。白垩纪盆地与侏罗纪盆地为大角度叠合,存在交错叠合和披盖叠合两种型式,披盖叠合型式有利于早期盆地烃源岩的埋藏、成熟,是有利的勘探区。     

中国海相残留盆地油气资源潜力评价技术探索

从活动论构造历史观出发,应用“原型控源、叠加控藏”的研究思路,分析了古中国陆、古亚洲陆和新亚洲陆3个地史阶段中陆缘与陆内盆地的形成演化,探索了中国古生界海相残留盆地TSM盆地模拟资源评价技术。研究认为中国古生代海相盆地在纵向上主要发育下寒武统、中上奥陶统-下志留统和二叠系3套烃源岩。下寒武统烃源岩分布于被动大陆边缘靠陆一侧,中上奥陶统-下志留统烃源岩分布于台内坳陷,二叠系烃源岩分布于陆内裂陷-坳陷盆地,被动边缘坳陷是烃源岩最有利发育区。烃源岩主要包括碳酸盐岩和泥质岩两类。通过原型盆地约束下的地质作用-油气响应确定性数学模拟方法进行网络整合,提供油气资源评估和位置预测,从而评价了古生代海相盆地原型的发育和后期叠加改造演化的过程及其油气意义。该方法在华北地区上古生界烃源岩潜力的评价应用中,取得了较好的效果。     

焉耆盆地侏罗系油气系统特征与演化

焉耆盆地是我国西部的一个小型盆地,下侏罗统八道湾组煤系地层为主要烃源岩,中下侏罗统为主要储集层。盆地曾经历了早、中侏罗世的强烈沉降、晚侏罗世至白垩纪的强烈抬升和第三纪的再次沉降。因此,造就了侏罗纪末期和第三纪两次主要的成藏期。侏罗系油气系统经历了三个主要的演化阶段,即侏罗纪末原生油气系统形成阶段、白垩纪油气系统调整破坏阶段和第三纪油气系统调整再生阶段。侏罗纪末期是盆地主要成藏期,当时古油田的分布主要受流体势的控制,由于白垩纪的调整和破坏,到第三纪油气发生了再次充注,但油气系统的南北分异使盆地北部油气资源丰富,且以背斜油气藏为主;盆地南部则是岩性油气藏的有利分布区.     

澳大利亚北卡那封盆地油气地质特征及勘探潜力分析

北卡那封盆地是澳大利亚最主要的产油气盆地,也是世界上主要的富气盆地之一。盆地经历了裂前、早期裂谷、晚期裂谷和裂后被动大陆边缘发育阶段,充填了以中生界占绝对优势的厚约15 km的沉积层系。三叠系—下白垩统内发育了4套烃源岩,油气主要储于上三叠统、上侏罗统和下白垩统。区域上,石油绝大部分分布于巴罗—丹皮尔次盆地,而滦金台地和埃克斯茅斯高地则富集了大部分的天然气和凝析油。截至2004年底,盆地内已发现石油(包括凝析油)5.27×108t,天然气28 424×108m3。油气地质综合分析表明该盆地仍具有良好的勘探前景,勘探程度中等的埃克斯茅斯高地、埃克斯茅斯次盆地和比格尔次盆地的勘探潜力最大。      

横贯黄海的中朝造山带与北、南黄海成盆成烃关系

中国大陆边缘和西太平洋洋壳之间的黄海海域,属于过渡型地壳结构。由于受周边大地构造制约,北黄海盆地的基底属于华北地块,而南黄海盆地则属于下扬子地块,地壳结构极为复杂。由郯庐断裂平移走滑活动、苏北板块沿断裂向北的巨大推覆作用,以及鲁苏超高压变质带的切入等迹象,结合地层古生物及岩石测年为220～230Ma,表明三叠纪早期,华北地块与下扬子地块发生碰撞,形成横贯于黄海中部的中朝造山带。该带由苏胶造山带-千里岩隆起带-临津江造山带组成,西宽东窄形似楔状,整体呈北东东向。中侏罗世以后,由于造山带的再度隆起导致两侧的北、南黄海产生裂陷,而开始沉积上侏罗统和白垩系。北黄海盆地蕴藏着两套含油气系统,其中,以深湖或半深湖相沉积的上侏罗统是盆地内主要烃源岩,上侏罗统及下白垩统砂岩和砂质砾岩为良好储层构成的含油气系统,已得到606井等产油井的证实;以第三系沼泽相煤系为烃源层,第三系硅质碎屑岩为储层的含油气系统,应重视天然气的勘探。南黄海盆地进一步划分为北部坳陷、中部隆起区及南部坳陷。南、北部坳陷的烃源岩主要为下第三系阜宁组及戴南组,其次,泰州组上段和浦口组为可能的烃源岩。中部隆起由于长期处于隆升状态,缺失中生代和早第三纪沉积,中部隆起应加强下古生界油气勘探,有望在深部发现志留-泥盆系高产天然气藏。     

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.