南黄海海域中-古生界海相烃源岩特征及生烃分析

南黄海是下扬子地块向海的延伸,其地层系统和构造演化与陆上的下扬子地台相似,通过与下扬子地区进行对比研究,探讨了南黄海海域中-古生界海相烃源岩特征及生烃过程。南黄海海域经多期构造演化,发育了5套海相烃源岩,其中上震旦统已经不具备生烃能力,下寒武统和下志留统都具有较高的生烃潜力,下二叠统达到较好-好烃源岩,下三叠统为差烃源岩。下古生界烃源岩在加里东期进入生油门限,在志留纪末和中三叠世先后达到生油高峰,后经多期构造运动造成停止生烃和二次生烃,以致裂解。上古生界及海相中生界烃源岩在侏罗纪末-早白垩世先后进入了生油门限,成为二次生烃的主要烃源,后经持续沉降达到生油-凝析油气阶段。     

中下扬子区海相烃源岩分布与生烃潜力评价

以构造、沉积演化为基础,分析了中下扬子区中-古生界海相烃源岩的发育与分布,认为下寒武统烃源岩在中扬子区主要分布在南缘碳酸盐岩缓坡,在下扬子区分布于中央台地相两侧的缓坡;下志留统烃源岩主要分布于扬子北缘海水闭塞环境。通过野外样品的地球化学分析结果,探讨了海相烃源岩的特征及生烃潜力。分析表明,下古生界有机质以腐泥型为主,热演化程度较高;上古生界烃源岩为混合型和腐殖型,热演化程度相对较低,综合评价表明,下古生界台地相区和上古生界烃源岩具有良好的生烃潜力。     

下扬子区下组合烃源岩热演化及有效性研究

下扬子区是南方海相具有油气勘探远景的地区之一。应用新增的勘探资料,采用新的技术方法,结合野外、室内综合研究,分析烃源岩构造-热演化。研究结果表明,晚印支-早燕山期,下扬子区的构造运动以逆冲推覆为主,大部分地区遭到抬升剥蚀,部分地区下古生界烃源岩抬升后晚期没有再度深埋,保留了印支期的热演化状况,因此下古生界高成熟腐泥型烃源岩现今仍具有一定的生烃潜力。在演化程度普遍较高的下扬子区下古生界,找到局部热演化程度相对较低,具有油气勘探前景的地区和层位是可能的。     

下扬子区中生界油气地质条件评价

下扬子区中生界具有海相和陆相两种盆地沉积的特点,分别发育了海相烃源岩和陆相烃源岩。下三叠统海相烃源岩是下扬子区最有利的烃源岩,陆相沉积也具有一定的生烃潜力。印支-燕山运动对原海相盆地进行了严重的改造,对海相油气圈闭保存有重大影响,同时对陆相烃源岩也有重要的控制作用。然而,在构造活动相对薄弱的地区。特别是区内几个重要的中生代盆地,仍有良好的油气勘探前景。      

下扬子地区海相下组合油气勘探潜力分析

通过对下扬子地区"海相下组合"构造背景、生储盖发育、演化、保存以及典型实例的剖析,认为下扬子盆地北部中新生代叠置区"海相下组合"烃源岩具备长期生烃、多期次生烃的条件,同时该地区志留系高家边组大套海相泥页岩构成良好的油气封盖层。进一步研究认为,下扬子地区是印支期拼合到欧亚大陆的古板块,古板块的主体部分是历次构造运动的相对稳定区,即下扬子中央稳定带,此中央稳定带位于盐城—南黄海一带的广大区域,是下扬子区"海相下组合"油气勘探的有利区。      

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。     

建南气田天然气地球化学特征及成因

中扬子西部地区经历了多旋回沉积-构造演化,纵向上发育多套生储盖组合,烃源岩为碳质页岩、碳酸盐岩及煤等多种岩性,多数达到了过成熟阶段,深部震旦系-寒武系烃源岩均处于过成熟晚期,具有多阶段生烃、晚期原油裂解供气特征。在多旋回构造演化中,中扬子西部海相天然气呈现多源多期或同源多期混合聚集、多期调整及晚期次生变化的复杂成藏过程。基于对中扬子西部地质演化背景分析和前人研究成果,分析了区域有效主力烃源岩,从天然气组分含量、组分参数相关性、烷烃气碳同位素等资料剖析了建南气田各层系天然气地球化学特征,结合区域油气成藏地质及川东气区资料,厘清了建南气田海相天然气成因及气源。研究认为,建南气田海相天然气均为干气,烷烃气碳同位素呈部分倒转,发生过原油裂解供气;二叠系长兴组及下三叠统飞仙关组、嘉陵江组气藏气源来自二叠系烃源岩,基本没有志留系甚至更深部气源供给,由原油裂解气和多类型干酪根降解气混合聚集而成,原油裂解气占主体;志留系韩家店组气藏和石炭系黄龙组气藏属于同源不同阶段天然气混合成因,原油裂解气占主体,气源母质为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组碳质页岩,几乎没有受到来自震旦系-寒武系烃源岩的天然气充注。因此,中扬子西部地区海相天然气勘探潜力大,尤其以保存条件较好的鄂西渝东区为主,震旦系、寒武系及志留系天然气勘探前景甚好。     

扬子地块中、新生代构造演化对海相油气成藏的制约

扬子地块中、新生代宏观构造演化和动力学的差异制约着中、古生界海相油气成藏。通过对扬子地块印支期以来构造演化的分析和扬子地块不同段典型油气藏的解析,显示差异的构造演化造成扬子地块不同段的主要烃流体源、保存环境和成藏演化的不同。上扬子地块的烃流体源以油裂解气和干酪根裂解气为主,海相地层中整体封闭环境发育,存在古油藏-早期气藏-晚期气藏的成藏演化系列,具有早期成藏、后期转化、晚期聚气的成藏模式。中、下扬子地块的烃流体源主要为二次生烃和海相早期原生油气源,在陆相地层与海相地层中均存在封闭体系,具有反复的成藏、改造、成藏、破坏的成藏演化过程,在断陷反转区具有下生上储、原生残余油气藏以及二次生烃等成藏模式,而在反转断块区可能的成藏模式包括原生残余成藏和晚期次生成藏。     

中国南方海相油气勘探前景

对南方海相构造-层序-油气系统的综合研究表明,南方海相地层发育5套区域性主力烃源岩和多套局域性烃源岩(下寒武统、下志留统、中二叠统、上二叠统、下三叠统),烃源岩热演化程度的不均一性决定了南方下古生界以天然气勘探为主,上古生界为油气勘探兼顾.印支及其以后的改造运动对南方海相及中新生代盆地的含油气性控制起到主要作用,叠合盆地中、晚期形成的油气系统最具勘探潜力.原生及次生油气藏的分布主要受生烃有利相带和古隆起、古斜坡的控制.环扬子陆块叠合盆地群、苏北-南黄海南部盆地以及江南隆起北缘冲断推覆体下海相地层保存区将是南方海相油气勘探的重点.     

依据海相碳酸盐岩成烃特征探讨中扬子地区油气勘探前景

从碳酸盐岩有机质丰度的下限评价标准入手,探讨了碳酸盐岩作为烃源岩的评价问题,并结合中扬子地区海相地层的发育特点,从烃源岩的角度分析了该区海相地层的油气勘探前景。     

济阳坳陷南部油气成藏特征对比分析

济阳坳陷南部的东营凹陷与惠民凹陷相邻，成藏条件与油气富集特征既有相似性，又存在较大差异。东营凹陷与惠民凹陷主力生、储油层系的岩性、层位基本相同，圈闭及油气藏类型相似，均具有两期成藏并以晚期成藏为主的特点，均在凹陷中央形成中央隆起带，并成为油气富集区带。东营凹陷与惠民凹陷面积相近，但油气丰度悬殊，东营凹陷探明储量大体为惠民凹陷的7倍，其主要原因是虽然凹陷内部均发育多个次级洼陷，但洼陷的演化历史存在较大差异，尤其是惠民凹陷只有南部临南洼陷是继承性发育的深洼陷，其它洼陷在古近纪后期沉降缓慢，大大影响了有机质的成熟进程。凹陷沉降演化史不仅控制了烃源岩有机质的成熟演化，对储盖条件也有重要影响。图4表1参16     

也谈东西方管理理念的差异及启示

东西方管理文化不同，对管理本质的理解和认识也就不同。西方管理注重实用主义和个人主义，权力级差小；注重物的使用，突出制度、规范的作用，属于“硬性管理”。东方管理则注重整体性，忽略个性发展和独立人格，权力级差大；强调人的重要性和主观能动性，以柔见长，属于“软性管理”。通过对东西方管理理念差异的探究，观察、发现、体会和分析我国企业管理实践中的现象与问题，以融合东西方管理思想精华，扩大企业管理的视野，适应新经济时代对管理理论的需求。     

论中国和世界大地构造学说的危机

当今大地构造学的危机在于权威专家不承认地球是旋转的。绝大部分构造学家的学说是建筑在不运动的地球模型上的。就旋转的地球模型和不运动的地球的模型而言,其地球动力学规律存在着本质的区别。由于地球确实在旋转,我们有理由相信研究者迟早会承认旋转的地球模型。但是启用新模型不是一件简单的事,必须克服某些传统,而且,很多构造规律要在“一张白纸上”重新建立。     

柴达木盆地北缘南八仙构造油气运聚成藏机理与模式探讨

In recent years, the Nanbaxian oil and gas pool is an important explorative outcome in the Qaidam Basin but special in type for its character of overlapped double-floor accumulation. Oil and gas existing mainly in the hanging wall of the basement fault an…     

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在深入剖析影响气藏开发的主要地质及动态参数的基础上，确立了气藏的分类指标体系并对我国川渝、长庆、塔里木、青海及南海西部五大气区的大中型气藏进行了分类研究。研究表明我国大中型气藏以构造气藏为主，碎屑岩储层储量多于碳酸盐岩储层储量，储渗空间以孔隙型和裂缝－孔隙型为主，以不活跃水驱气藏（Ic类）和无水弹性气驱气藏（Ⅱ类）为主，干气气藏储量明显多于凝析气藏和湿气气藏储量，气藏压力以正常压力为主，未开发和试采气田储昨占相当大比例，大型和特大型气藏储量具有一定规模，中渗中产级别以上气田数量及储量均占有相当大的比例。从气藏分类角度来看，我国天然气藏的勘探和开发具有很大潜力。     

新时代基层纪检监察的实践困境与解决策略

改革纪检监察体制是推进新时代全面从严治党的内在要求。尽管对基层纪检监察体制已经进行了新时代改革,有效构筑了新时代基层纪检监察的制度性基础,但是在当前基层纪检监察的实践过程中仍然存在着四大困境:机制效能困境、监督名实困境、队伍建设困境、法规执行困境。因此,应该完善工作机制、优化职权配置、推进人才培养、建构柔性空间。     

纳米油气与源储共生型油气聚集

在对比非常规油气与常规油气类型、地质特征及勘探技术的基础上,提出"纳米油气"的概念,指出"纳米油气"是未来石油工业的发展方向。纳米油气是指用纳米技术研究和开采聚集在纳米级孔喉储集系统中的油气,纳米油气主要分布在烃源岩层及与其大面积紧密接触的近源致密储集层系中,涵盖了页岩油、页岩气、煤层气、致密砂岩油、致密砂岩气、致密灰岩油等,储集层孔喉直径一般为纳米级;油气水在纳米孔喉中渗流能力差,相态分异难,主要依靠超压驱动,油气被滞留吸附,在源储共生致密层系中大面积连续分布。中国含油气盆地发育源储共生型致密层系、碳酸盐岩缝洞层系、火山岩缝洞层系、变质岩裂缝层系等多种类型油气聚集层系,其中源储共生层系油气聚集位于盆地中心或斜坡部位,源内或近源层状大面积聚集,是资源分布的主体和未来发展重点领域。以鄂尔多斯盆地和四川盆地源储共生型油气聚集为典型实例,提出连续型油气"两线一区"(即源储共生层系油气聚集顶底界线、油气连续聚集边界线、"甜点"分布核心区)评价方法。图10表9参32     

渤中坳陷古近系中、深部碎屑岩储层碳酸盐胶结物分布特征及成因机制

碳酸盐胶结物是渤中坳陷古近系砂岩储层中最重要的胶结物.薄片分析表明,中、深部储层中碳酸盐胶结物主要为菱铁矿、白云石、方解石、铁白云石、铁方解石.统计显示,随着层位和深度加深,碳酸盐含量逐渐增加,含量突增段主要发生在东营组;碳酸盐含量超过10%,对储层物性影响较大.由薄片分析及碳、氧同位素分析可知,菱铁矿多以孔隙充填和颗粒环边方式产出,主要形成于同生到早成岩早期;方解石主要以粒状或呈连生胶结方式产出,方解石相对含量与δ¹⁸O值呈明显的负相关关系,说明大部分方解石形成较晚;铁方解石主要以粒状产出,以铁方解石为主的样品对应着较低的δ¹⁸O值,且沉淀温度高;白云石主要以斑块状充填粒间孔隙,其相对含量与δ¹⁸O值呈明显正相关性,且沉淀温度较低、形成较早;铁白云石主要以分散的粒状产出,其相对含量与δ¹⁸O值呈明显的正相关关系,且沉淀温度相对较低.     

四川盆地南江栖霞组白云岩岩石学、地球化学特征及成因

四川盆地南江桥亭剖面中二叠统栖霞组二段灰岩局部白云岩化,基质白云岩主要由非平直晶面他形晶白云石构成,孔洞缝中充填鞍形白云石和结晶方解石,溶解作用主要发生在白云石中。在岩石学研究基础上,综合运用碳氧同位素、元素、包裹体均一化温度、阴极发光测试手段,结合埋藏史、热史以及峨眉山玄武岩喷发非正常地热增温事件,研究了基质白云石和鞍形白云石的特征和成因。研究表明:基质白云石、鞍形白云石和结晶方解石的包裹体均一化温度分别为100~110,130~230,130~230℃;富含基质白云石、鞍形白云石和结晶方解石样品的δ18O_PDB值分别为-4.27‰~-6.28‰,-4.87‰~-5.80‰,-5.16‰~-6.50‰,δ13C_PDB值分别为3.97‰~5.22‰,4.88‰~5.35‰,2.73‰~4.29‰;与基质白云岩相比较,鞍形白云石和结晶方解石的δ18O值略负,并显示三者碳源为同时期海水。反演的基质白云岩形成流体的δ18O_SMOW值分布在3‰~6‰之间,鞍形白云石δ18O_SMOW主要分布在7‰~14‰之间,盐度均显著高于同期海水,因而两者都是在高温和高盐度的流体中形成的。三者都受到了峨眉山玄武岩喷发活动所引起的热事件影响,高温和高盐度克服了白云石沉淀的动力学屏障,形成交代灰岩的基质白云岩和孔洞缝中充填的鞍形白云石,流体的持续高温和Mg2+的消耗,导致了高温方解石的沉淀,显示热液对碳酸盐岩的改造作用。