哥伦比亚上马格达莱纳盆地油气地质特征

运用盆地分析及石油地质学的理论与方法,对哥伦比亚上马格达莱纳盆地的构造沉积演化及石油地质特征进行了综合研究,结果显示：盆地演化主要经历了裂谷发育、被动陆缘、前陆盆地和山间盆地发育4个阶段;主要烃源岩为被动陆缘阶段发育的Cenomanian-Santonian期Tetuan灰岩和La Luna灰岩,储集层为Albian期Caballos组三角洲相砂岩和Maastrichtian期Monserrate组三角洲—河流相砂岩,被动陆缘阶段Villeta群页岩和前陆盆地阶段发育的古新统Guaduala组泥岩为盆地区域性和局部盖层;油气运移和聚集主要发生在中新世,构造型和构造-地层复合型是盆地主要的油气田（藏）类型;中—东科迪勒拉山前逆冲带下及盆地内冲断层发育地带具有良好的勘探前景。     

万安盆地油气地质特征及其资源潜力新认识

利用最新掌握的地震及分析化验资料,系统分析了万安盆地地质条件、油气分布特征及富集规律,获得了对其油气地质特征和资源潜力的新认识。万安盆地总体上经历了断拗期和拗陷期2大构造演化阶段,发育近岸湖沼、扇三角洲、滨海三角洲、滨海—浅海、半深海相沉积,物源自西向东;主力烃源岩为渐新统、下中新统的泥岩、页岩、煤及含煤泥岩,分布于中部坳陷和北部坳陷;储层主要有三类,分别为渐新统到上新统砂岩、中—上中新统碳酸盐岩、前古近系基岩;盖层为上新统—第四系和上渐新统—下中新统2套区域性地层;发育西部油气带、中部油气带和南部气带3大有利油气聚集区。万安盆地油气资源潜力巨大,盆地地质资源量分别为石油29.38×10⁸ t,天然气34 897×10⁸ m³。     

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。     

曾母盆地油气地质条件、分布特征及有利勘探方向

以前人大量研究成果为基础,综合利用钻井、地震等资料,对中国南海曾母盆地构造单元进行了重新划分。结合南海构造演化背景分析,认为曾母盆地新生代经历了渐新世—早中新世断拗期和中中新世—第四纪拗陷期2个构造演化阶段,发育了不同的物源体系和沉积相带,具有不同的沉积充填特征,断拗期形成煤系和陆源海相2类主力烃源岩,拗陷期形成中—上中新统生物礁主力储层与上新统—第四系区域泥岩盖层。曾母盆地油气分布在平面上呈南油北气的特征,垂向上主要分布于中—上中新统;发育生物礁和构造2种油气藏类型,具有下生上储型和自生自储型2种成藏模式。曾母盆地西北部的康西凹陷中北部,特别是深水区,是下步油气勘探的有利区。     

南海万安盆地油气地质特征

在充分了解万安盆地基底地质结构和地层发育特征的基础上，揭示了盆地的成因机制和地质构造演化史，探讨了盆地的油气地质特征及其在不同地区的差异，并初步确定了盆地的含油气远景。     

哥伦比亚油气地质与勘探

哥伦比亚油气资源丰富,为南美第4大油气生产国,是南美地区值得重点关注的国家之一。该文以石油地质理论为指导,对哥伦比亚的油气地质特征和油气分布规律进行了分析,指出了其勘探潜力。研究认为哥伦比亚具有构造复杂多变、盆地类型多、沉积地层发育齐全、烃源岩优越、储盖组合配置良好和圈闭类型丰富的特点,其油气分布集中,重油、常规油平面上分异明显,油气成藏受烃源岩、运移通道和储盖组合的控制;东部构造区、前陆盆地、第三系、构造圈闭、常规油气为未来勘探重点。研究结果能为哥伦比亚的油气勘探开发提供参考。     

哥伦比亚亚诺斯盆地山麓库西亚纳油田石油地质特征

库西亚纳油田位于哥伦比亚波哥大东北１５０英里（２４０千米）的亚诺斯山麓带。该油田的轻质油、天然气和凝析油出现在不对称背斜下盘圈闭内平均钻深１５０００英尺（４５７５米）处，中新世－全新世东科迪勒拉山脉形变时间，长１５英里（２５千米）、宽３－４英里（５－６千米）。渐新世卡沃内拉群的海相泥岩提供了顶部与侧向盖层，其烃柱超过１５００英尺（４６０米），生物标记物资料说明海相泥岩源为土仑－科尼阿克加切塔组。     

滨里海盆地盐上层的油气地质特征

通过对滨里海盆地盐上层系的基础地质，石油地质特征的综合分析，可知盆地不同地质的地层，构造，石油地质特征等有明显的差异性，从平面上不同地区盐上层系的差异性出发，对已发现的油气田（藏）的特点和分布规律进行了研究，指出，在盐上层系中，卡拉通－田吉慈隆起区和北里海－阿兹吉尔隆起区为有利勘探目标区；盆地东部延别克－扎尔卡梅斯和扎纳若尔地区以及盆地南部的比克扎尔隆起区为较有利勘探目标区；盆地西部和西南部的阿斯特拉罕－阿克纠宾斯克隆起带的西南坡和西坡以及盆地西北部的乌津地区为具有一定勘探潜力目标区。     

西北地区中小型盆地群地质特征与找油方向

我国西北地区有数量众多的中、小型盆地，它们大小不等，分布广泛，类型多样，总体面积巨大。本文通过对盆地群的划分，将这些盆地以一定的相互关系组合起来，进而分析各盆地群不同特色的成盆、成凹及至成油气地质特征与条件，初步评价了含油远景和找油方向，认为相当一部分盆地是很有希望的找油新领域。     

秘鲁Maranon盆地油气地质特征及勘探潜力分析

秘鲁Maranon盆地是安第斯山山前的前陆盆地之一。结合该盆地的勘探历史和勘探现状，对相关的钻井、物探以及地球化学等资料进行石油地质综合分析，评价了该盆地的石油地质条件及其勘探潜力。Maranon盆地内有三叠-侏罗系的Pucara组和白垩系的Chonta组两套主要烃源岩，分别于晚侏罗世和始新世开始成熟生烃。Pucara组生成的原油运移至该组地层的剥蚀面，充注至白垩系，但遭到后期造山运动的破坏，通过再次运移聚集成藏；Chonta组生成的原油向盆地东北部运移聚集成藏。盆地内的圈闭类型有背斜、断鼻、断块和地层圈闭等，可能发育多套储盖组合。Maranon盆地西部逆冲-前渊带和无古生界构造圈闭背景的白垩系圈闭、Pucara组碳酸盐岩圈闭以及白垩系Chonta组以下地层潜在的含油气圈闭是该盆地3个重要的潜力勘探领域。图4表1参24     

中亚地区阿拉伊盆地石油地质特征及勘探潜力

阿拉伊盆地具有较大的勘探潜力,烃源岩为古近系、白垩系和中-下侏罗统的海相与湖相泥岩、灰岩和泥灰岩。主要油气储集层为滨浅海相和三角洲相的砂岩和碳酸盐岩,泥岩和膏岩为盖层。油气圈闭主要有构造型、构造-地层复合型和地层型等3种。中央背斜带是近期的重点勘探区带。     

滨里海盆地石油地质特征及勘探方向分析

滨里海盆地是里海地区最重要的含油气盆地之一,拥有十分丰富的油气资源。在对滨里海盆地的石油地质特征进行综合研究的基础上,着重对该盆地生烃及运移进行了分析,同时结合已发现油气藏的分布及圈闭类型认为,孔谷组盐岩层在滨里海盆地油气成藏过程中(特别是对盐上油藏)起着重要的控制作用。最后,给出了在该盆地盐上层和盐下层进一步勘探的方向。     

银根盆地下白垩统石油地质特征及含油气远景评价

银根盆地是内蒙古-天山褶皱系内部的山间盆地,由4个二级构造单元(苏红图坳陷、尚丹坳陷、查干德勒苏坳陷和宗-沙隆起)组成,基底为上古生界变质岩,广泛发育的下白垩统巴音戈壁组厚3-4km。低成熟-成熟烃源岩主要发育于巴音戈壁组中、上亚组,有机质丰度较高,以II、Ⅲ型干酪根为主I以碎屑岩储集层为主,多为低孔低渗储集层,局部发育中孔、中渗储集层I发育3套区域盖层,保存条件较好。根据生储盖条件综合分析,查干德勒苏坳陷为最有利油气远景区,尚丹坳陷、苏红图坳陷为较有利油气远景区。图1表2参10     

Petroleum geology features and research developments of hydrocarbon accumulation in deep petroliferous basins

As petroleum exploration advances and as most of the oil–gas reservoirs in shallow layers have been explored, petroleum exploration starts to move toward deep basins, which has become an inevitable choice. In this paper, the petroleum geology features and research progress on oil–gas reservoirs in deep petroliferous basins across the world are characterized by using the latest results of worldwide deep petroleum exploration. Research has demonstrated that the deep petroleum shows ten major geological features.(1) While oil–gas reservoirs have been discovered in many different types of deep petroliferous basins, most have been discovered in low heat flux deep basins.(2) Many types of petroliferous traps are developed in deep basins, and tight oil–gas reservoirs in deep basin traps are arousing increasing attention.(3) Deep petroleum normally has more natural gas than liquid oil, and the natural gas ratio increases with the burial depth.(4) The residual organic matter in deep source rocks reduces but the hydrocarbon expulsion rate and efficiency increase withthe burial depth.(5) There are many types of rocks in deep hydrocarbon reservoirs, and most are clastic rocks and carbonates.(6) The age of deep hydrocarbon reservoirs is widely different, but those recently discovered are predominantly Paleogene and Upper Paleozoic.(7) The porosity and permeability of deep hydrocarbon reservoirs differ widely, but they vary in a regular way with lithology and burial depth.(8) The temperatures of deep oil–gas reservoirs are widely different, but they typically vary with the burial depth and basin geothermal gradient.(9) The pressures of deep oil–gas reservoirs differ significantly, but they typically vary with burial depth, genesis, and evolution period.(10) Deep oil–gas reservoirs may exist with or without a cap, and those without a cap are typically of unconventional genesis. Over the past decade, six major steps have been made in the understanding of deep hydrocarbon reservoir formation.(1) Deep petroleum in petroliferous basins has multiple sources and many different genetic mechanisms.(2) There are high-porosity,high-permeability reservoirs in deep basins, the formation of which is associated with tectonic events and subsurface fluid movement.(3) Capillary pressure differences inside and outside the target reservoir are the principal driving force of hydrocarbon enrichment in deep basins.(4) There are three dynamic boundaries for deep oil–gas reservoirs; a buoyancy-controlled threshold, hydrocarbon accumulation limits, and the upper limit of hydrocarbon generation.(5)The formation and distribution of deep hydrocarbon reservoirs are controlled by free, limited, and bound fluid dynamic fields. And(6) tight conventional, tight deep, tight superimposed, and related reconstructed hydrocarbon reservoirs formed in deep-limited fluid dynamic fields have great resource potential and vast scope for exploration.Compared with middle–shallow strata, the petroleum geology and accumulation in deep basins are morecomplex, which overlap the feature of basin evolution in different stages. We recommend that further study should pay more attention to four aspects:(1) identification of deep petroleum sources and evaluation of their relative contributions;(2) preservation conditions and genetic mechanisms of deep high-quality reservoirs with high permeability and high porosity;(3) facies feature and transformation of deep petroleum and their potential distribution; and(4) economic feasibility evaluation of deep tight petroleum exploration and development.     

秘鲁Ucayali盆地油气地质特征及勘探潜力分析

秘鲁Ucayali盆地是位于安第斯山山前的前陆盆地之一,盆地内发育多套储盖组合。盆地内主力烃源岩包括上三叠统—下侏罗统Pucara组和二叠系Ene组的泥岩;发育多套储层,包括白垩系Chonta,Vivian,Cushabatay,Agua Caliente和Raya组储层,以及下二叠统的Ene组砂岩层等;盖层条件良好。北部主要发育基底相关的逆冲断层,而在盆地的南部发育薄皮式的逆冲断层,盆地内已发现的油气田的圈闭类型主要是与逆冲断层相关的断背斜圈闭。北Ucayali次盆Pucara组生成的油气运移至该组地层的剥蚀面,充注至白垩系,但遭到后期造山运动的破坏,通过再次运移聚集成藏。南Ucayali次盆中处于高—过成熟阶段的二叠系Ene组泥岩生成的天然气运移至上覆的二叠系和白垩系储层中。北Ucayali次盆西部的逆冲—前渊带圈闭、Pucara组碳酸盐岩圈闭、二叠系圈闭,以及盆地东部白垩系中的地层岩性圈闭是该盆地4个重要的潜力勘探领域。     

阿根廷内乌肯盆地演化及其石油地质特征

阿根廷内乌肯盆地沉积构造演化可分为同裂谷期（晚三叠世-早侏罗世）、后裂谷期（早侏罗世-早白垩世）和前陆期（晚白垩世-新生代）等3 个阶段。同裂谷期主要发育河流相、湖泊相和火山碎屑沉积物;后裂谷期发育2 个较大的海进-海退旋回,下部旋回以湖相、海相沉积为主,上部旋回主要发育河流三角洲相沉积;前陆期以压性机制为主,发育了海相、陆相沉积。盆地油气资源丰富,其中,最主要烃源岩位于Vaca Muerta 组;主要产层是晚侏罗世和早白垩世砂岩和灰岩;侏罗系及其以下盖层多为区域性的,其上盖层多为半区域性的。盆地内石油主要分布于盆地周边,天然气集中于盆地中心,以构造-地层复合型油气藏为主。盆地西部逆掩带以及盆地东部周缘重油分布带是有利勘探区域。