羌塘盆地石油地质条件与初步评价

羌塘盆地是我国西部尚待进一步勘探与开发的最具前景的中、新生代大型含油气盆地。盆地内发育有10套烃源层，其中主要烃源层有4套，即上侏罗统索瓦组(J3s)、夏里组(J2x)、布曲组(J2b)和上三叠统肖茶卡组(T3x)，除中央隆起带西部缺失外，在盆地其他地区有广泛分布，累积厚度大于3000m。主要烃源层由碳酸盐岩和泥质岩两类岩性组成，J3s和T3x主要为碳酸盐岩烃源层，有机质含量普遍不高，有机碳含量为0．15％。0．25％，多属差-中等烃源岩。J3x和T3x主要是泥质岩烃源层，有机质含量较高，有机碳含量为0．6％。1．2％，属中等—好轻源层。此外，J2x和J3s还有一套油页岩烃源层，不仅有机碳含量特别高，而且可溶有机质也特别丰富，是盆地内最有价值的烃源层。4套主要烃源层均为海相沉积，有机物质以海相低等生物为主，形成以混合型(Ⅱ型)为主的有机质类型，具有较强的成烃能力。盆地中间有机质热演化处于成熟阶段，盆地周边和中央隆起带附近处于高成熟阶段，再向外达到了过成熟阶段。推测，盆地中部为原油分布区，向外扩展为凝析油—湿气区，再向外为干气分布区。其中以索瓦组的原油分布范围最大，而自夏里组→布曲组→肖茶卡组，原油分布区的面积逐步缩小。盆地储集岩类有碎屑岩和碳酸盐岩以及少量火山岩。碎屑岩主要分布于上三置统肖茶卡组三段、中侏罗统雀莫惜组(J2q)、上株罗统夏里组和雪山组(J3x)及古近系双湖组(E2s)；岩石类型以细砂岩、粉砂岩为主，次为中砂岩和组砂岩。碳酸盐岩储层主要分布于肖茶卡组一、二段，布曲组和索瓦组；主要岩石类型有泥灰岩、粒屑灰岩、鲕粒灰岩、生物礁灰岩和白云岩等，其中白云岩储层具有特殊的意义。火山岩分布于二叠系和上三叠统。盆地内白云岩储层分布较广，在乎面上分布与古隆起有关，已发现的白云岩中，以隆鄂尼布曲组的白云岩规模最大，并部分地区储有轻质原油。盆地内存在多层盖层岩石类型，主要有泥质岩、蒸发岩、碳酸盐岩、致密砂岩、火山岩、硅质岩和煤岩等，其中肋三种分布广泛，各层系均较发育，且封闭性能较好，是盆地内主要的益层岩石类型，尤以泥质岩和蒸发岩更为重要。羌塘盆地具备了形成大、中型油气田的石油地质条件，是青藏地区最具油气希望的盆地，展现了美好的勘探前景和开发潜力。     

西藏羌塘盆地中生界烃源岩探讨

羌塘盆地位于青藏高原中北部全球油气产量最高、储量最丰的特提斯构造域中段，是一复合对称型前陆盆地，具有广泛的中生界海相沉积和中国最年轻的海相地层，沉积厚度可达万米，其中侏罗系占一半以上。盆地经历了晚古生代大陆边缘沉积阶段、三叠纪陆间裂谷阶段、侏罗纪大陆边缘沉积阶段和侏罗纪末班公湖—怒江缝合带闭合以来的构造反转挤压一长期剥蚀阶段。羌塘盆地中生代具有广泛分布且发育良好的烃源岩，烃源岩厚度大，最厚处可达3000m以上，其中上三叠统的肖茶卡组、中侏罗统布曲组和夏里组有机质类型好，丰度高，成熟度从成熟到过成熟均有分布。埋藏较好，其生油量巨大，是盆地油气的主要来源之一。     

分层滑脱：羌塘盆地构造研究的新概念

羌塘盆地地处青藏高原腹地,油气资源丰富,是我国目前唯一未大规模勘探的含油气盆地。研究其地质结构,将为青藏高原科学考察与油气地质条件评价奠立重要基础。本文针对羌塘盆地“古生代南、北基底有别,中生代周缘板块构造边界限制,新生代陆内构造变形强烈”这一典型的缝合带上的多旋回复合、叠合盆地,利用盆地内部的钻井与高精度反射地震剖面对其分层地质结构进行研究。结果表明,羌塘盆地发育上三叠统肖茶卡组,中-下侏罗统雀莫错组,中侏罗统布曲组与中侏罗统夏里组泥岩、膏岩、膏泥岩等4套区域性滑脱层;此外,还发育下侏罗统曲色组泥质岩,上侏罗统索瓦组的泥灰岩、泥岩,始新统唢呐湖组的膏盐、泥岩,二叠系煤层等4套局部性滑脱层;基底内部发育韧性剪切层。它们在垂向上将羌塘盆地分划为软弱层与能干层相间的多套组合。受区域性滑脱层控制,羌塘盆地发育分层变形系统;滑脱层上、下构造几何学样式差异较大,运动学指向也不一致;整体表现为大型多重滑脱构造变形系统。分层滑脱变形系统约束了油气保存单元的分布。分层滑脱变形将为进一步认识羌塘盆地,评价羌塘盆地的油气保存单元提供新的学术思路。     

南羌塘帕度错-昂达尔错地区中生代地层含油气条件分析

南羌塘帕度错-昂达尔错地区,是羌塘盆地内最具油气资源潜力的地区之一.区内发育了从上三叠统日干配错群-上侏罗统索瓦组海相中生代地层,该套地层具备了良好的生油条件、储集条件、盖层条件,通过对其生、储、盖组合特征的分析研究,划分出3套完整的生储盖组合,并确定了帕度错-昂达尔错油气远景区.     

藏北羌塘盆地油气地质勘探新进展

羌塘盆地是青藏高原最大的含油气盆地,也是中国潜在的石油战略后备区之一。新的油气地质调查发现,盆地内发育优质古生代烃源岩,主要为石炭系、二叠系的暗色泥岩,具有机碳含量高的特征,机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型,Ro值大多为1.50%~2.40%,处于高成熟-过成熟阶段。前那底岗日组的古风化壳是盆地内新发现的潜在的储集层,其覆盖于二叠系以及前人已确定的三叠系肖茶卡组地层之上。新发现的上侏罗统-下白垩世白龙冰河组泥灰岩夹膏盐、页岩是区域上较好的盖层。盆地内近年来在地表发现油气显示250余处,其中最重要的是发现了现代天然气泄漏的泥火山,并采集到了天然气样品。综合考虑沉积相、烃源岩、储集层、盖层、保存条件等因素,优选了6个有利区块,其中,托纳木和半岛湖区块作为潜力目标区进行了勘探。     

藏北羌塘盆地上三叠统典型剖面烃源岩地球化学特征研究

依据露头样品和测试数据,从有机质丰度、有机质类型及成熟度方面对羌塘盆地上三叠统烃源岩特征进行了评价。结果表明:沃若山和扎那陇巴剖面有机质丰度较高,为中等—好烃源岩,有机质类型以Ⅱ_2型为主,处在高成熟阶段,以生成凝析油和湿气为主;而藏夏河剖面和肖茶卡剖面有机质丰度低,生烃能力较差,有机质类型为Ⅱ_2型,处在过成熟阶段,主要生成干气。总体来看,羌塘盆地上三叠统存在中等-好烃源岩,尤其是盆地凹陷区,可能存在好的烃(气)源岩,这对于羌塘盆地以后的油气勘查具有重要意义。     

西藏措勤盆地下白垩统郎山组白云岩储层的发现 及其油气地质意义

措勤盆地面积约14×104km2,是青藏高原面积仅次于羌塘盆地的第二大海相含油气盆地.已有的研究成果[1-2]表明,措勤盆地自古生界至白垩系发育巨厚的海相碳酸盐岩和碎屑岩沉积,沉积厚度大于10557m,盆地生、储、盖层的时空分布规律显示,上古生界和下白垩统为盆地勘探的主要目的层系,其中下白垩统郎山组碳酸盐岩组成的自生自储型组合,以其沉积厚度大、分布广泛、生油条件较好,成为盆地最有利的成藏组合之一,下白垩统潜在的油气远景资源量达9.39×108t[1],具有良好的油气勘探前景.     

羌塘盆地油气勘探前景展望

羌塘盆地为中生代大型的海相残留型构造盆地。盆地的南北缝合带及中央隆起带,宏观上可视为三条构造活动带,其间所夹持的两个相对稳定的地块,特别是南、北坳陷中部的两个复向斜区,是油气勘探的主攻方向。上三叠统—上侏罗统是盆地内的沉积主体,“两坳夹一隆”的古构造格局控制了沉积和烃源层的发育和展布。生物礁、滩多分布在高隆起周缘的碳酸盐岩台地上,发育于各组段中,但以侏罗系布曲组及索瓦组相对集中。盆地内发育有上三叠统肖茶卡组、中侏罗统布曲组和夏里组以及上侏罗统索瓦组四套主要烃源层,估算盆地的总生烃量为9930.92×108t,远景资源量为52.95×108t,具有雄厚的找油物质基础。盆地内发育了四套生储盖组合,其中以侏罗系(组合Ⅲ)布曲组—夏里组亚组合最好,是盆地主要的勘探目的层。应用多种方法综合研究和评价认为,北羌塘坳陷金星湖—东湖—托纳木地区和南羌塘坳陷比洛错东—土门地区是最有利的含油气远景区。     

中阿拉伯盆地油气分布规律和主控因素研究

中阿拉伯盆地是中东油气区油气资源最为富集的盆地。本文以该盆地油气田的最新资料为基础,结合盆地构造-沉积演化过程,应用石油地质综合研究方法,探讨该盆地油气的时空分布特征及主控因素。中阿拉伯盆地内发育3个主要含油气系统:下志留统含油气系统、侏罗系复合含油气系统和白垩系复合含油气系统。中阿拉伯盆地油气的层系分布表现为"下气上油",上二叠统—下三叠统储集层富集了盆地内78.9%的天然气可采储量和83.7%的凝析油可采储量,而上侏罗统—下白垩统则富集了盆地内81.9%的石油可采储量。区域上,中阿拉伯盆地的石油储量主要聚集于西海湾坳陷、迪布蒂巴赫(Dibdibah)坳陷、盖瓦尔(Ghawar)凸起和安纳拉(An N`ala)凸起,天然气和凝析油则在卡塔尔凸起更为富集。中阿拉伯盆地的油气分布主要受3个因素控制:优质区域盖层控制了油气的层系分布,主力烃源岩展布和优势运移路径控制了油气的区域分布,基底断裂和盐运动构成的圈闭控制了油气藏的形成与富集。     

南沙东北部海域礼乐盆地含油气组合静态地质要素分析

针对礼乐盆地含油气组合静态地质要素的分析表明，盆地内主要发育中生界、古新统一中始新统和下渐新统3套烃源岩，并以中、下两套源岩生烃潜力最好；砂岩、碳酸盐岩和生物礁是盆地的主要储层类型，砂岩储层在中、新生界内广泛发育，而碳酸盐岩和生物礁储层则主要发育于上渐新统一第四系；盆地总体上缺少广泛发育、封盖性能良好的区域性盖层，但局部性盖层发育，且封闭性能良好。盆地主要存在3套含油气组合：中生界含油气组合，这是盆地内较有远景的一套含油气组合；古近系含油气组合，这是盆地最主要的勘探目的层系；新近系含油气组合，该套组合在盆地中部隆起难以形成良好的油气组合关系，而在盆地坳陷区，尤其是南部坳陷则可形成良好的油气组合关系。     

鄂尔多斯盆地董志——正宁地区原油地球化学特征与成因

鄂尔多斯盆地董志—正宁地区是该盆地中生界油气勘探新区,对该地区原油的地球化学进行研究,了解原油的成因,可以为该地区石油勘探和开发提供科学依据。本研究首次对采集于董志—正宁地区原油和鄂尔多斯盆地烃源岩的烃类生物标志化合物进行了系统的分析,研究了它们的地球化学特征。原油中各类烃类生物标志化合物分布和组成特征指示了原油形成于...     

Petroleum Geological Conditions in Qiangtang Basin

PETROLEUM GEOLOGICAL CONDITIONS IN QIANGTANG BASIN     

羌塘盆地毕洛错地区古油藏地球化学特征与油源对比

羌塘盆地是一个大型中生代海相沉积盆地,盆地内发育多套烃源岩,并发现多处古油藏和油气显示,确定古油藏油源对油气勘探至关重要.为明确古油藏油源,对古油藏和烃源岩样品进行地球化学分析.研究表明古油藏可分为2类:Ⅰ类古油藏整体处于成熟-高成熟阶段,C₂₄四环萜烷丰度较高,三环萜烷丰度低,C₂₉规则甾烷占有一定优势,C₂₉藿烷含量较高,体现出以陆源有机质贡献为主的特征.Ⅱ类古油藏整体处于低成熟-成熟阶段,以C₂₃三环萜烷为主峰,低丰度C₂₄四环萜烷,C₂₇规则甾烷占优势,表明母质来源以低等水生生物为主.油源对比表明,两类古油藏来源于不同的烃源岩,Ⅰ类油藏来自于上三叠统扎那组烃源岩,Ⅱ类油藏主要为下侏罗统曲色组烃源岩的贡献.      

Conditions of Petroleum Geology of the Qiangtang Basin of the Qinghai-Tibet Plateau

The Qinghai-Tibet Plateau located in the Tethyan tectonic domain is the best developed region of Mesozoic and Cenozoic marine sediments in China. The Qiangtang basin is the biggest and relatively stable area of the plateau. Triassic and Jurassic hydrocarbon source rocks are extensively distributed in the basin. There exist good dolomite and organic reef reservoirs and mudstone and evaporite cap rocks, as well as well-developed structural traps in the basin; in addition destroyed petroleum traps have been discovered. Therefore, the conditions of petroleum geology in the Qiangtang basin are excellent     

珠江口盆地文昌A凹陷烃源岩特征及热成熟演化史

在烃源岩分布特征及有机质丰度、类型和成熟度分析的基础上,运用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了烃源岩热成熟演化史.研究表明,文昌A凹陷各层系烃源岩分布广,厚度大,有机质丰度高;有机质类型文昌组偏Ⅱ1型,恩平组偏Ⅲ型,二者现今多处于高成熟—过成熟阶段.凹陷内烃源岩成熟时间早（文昌组约45.5 Ma）,成熟度高,以干气生成为主;凹陷边缘烃源岩成熟时间较晚（文昌组约30.0 Ma）,成熟度相对较低,以石油生成为主.凹陷内气藏及凹陷边缘油藏的分布格局受制于有机质类型差异和不同的热演化史.气藏的天然气来自文昌组石油裂解气以及恩平组自身生成的天然气,油藏的石油来自文昌组和恩平组,且油气勘探的方向：凹陷内以天然气为主,边缘以石油为主.     

羌塘盆地胜利河地区布曲组油气地球化学特征与油源对比

羌塘盆地胜利河地区侏罗系海相地层的地表露头有大量的油气显示。以往研究表明该地区发育多套含油气系统,油气性质复杂。本次研究在前人工作基础上,以中侏罗统布曲组(J₂b)中部油页岩露头、探井岩心的油气显示以及地表油气显示为主要研究对象。通过TOC分析、岩石热解、饱和烃色谱和饱和烃色谱-质谱的分析,更为详细地研究了胜利河地区烃源岩类型,对原油来源进行了进一步探讨,为该地区下一步油气勘探工作提供更多的理论依据。研究表明,该地区J₂b组中部油页岩有机质类型以Ⅱ型为主,具有较高的生油潜力。该地区原油主要来源于还原性海相沉积环境。研究区样品的有机质输入主要以低等水生生物为主, DB4142以低等水生生物和高等植物混合贡献,BD4902以高等植物输入为主。原油处于成熟阶段,所有样品均检测出25-降藿烷系列的化合物,指示样品均遭受了较为强烈的生物降解作用。依据生物标志物指纹特征和生物标志化合物参数特征,运用聚类分析方法,将研究区原油划分为A、B、C、D四类。其中A类原油主要来自于同层位(J₂b)的烃源岩,而B、C、D类原油没有或者很少有该套...     

羌塘盆地中生代源岩中动物型原沥青的成因及意义

通过对羌塘盆地中生代碳酸盐岩中广泛存在的环状、串珠状动物型原沥青进行显微傅立叶红外、热模拟及光性变化特征的研究，结果发现；动物型原沥青形成于有孔虫的壳壁（外皮），在不同温度的热模拟实验中，其光性变化与镜质组具有明显的相关性，与沥青的热演化特征基本相似，因此，其反射率（Rb)可作为青藏高原中生代碳酸盐岩源岩成熟度评价的基础。     

Evaluation of the oil and gas preservation conditions,source rocks,and hydrocarbon-generating potential of the Qiangtang Basin: New evidence from the scientific drilling project

The Qiangtang Basin of the Tibetan Plateau, located in the eastern Tethys tectonic domain, is the largest new marine petroliferous region for exploration in China. The scientific drilling project consisting primarily of well QK-1 and its supporting shallow boreholes for geological surveys (also referred to as the Project) completed in recent years contributes to a series of new discoveries and insights into the oil and gas preservation conditions and source rock evaluation of the Qiangtang Basin. These findings differ from previous views that the Qiangtang Basin has poor oil and gas preservation conditions and lacks high-quality source rocks. As revealed by well QK-1 and its supporting shallow boreholes in the Project, the Qiangtang Basin hosts two sets of high-quality regional seals, namely an anhydrite layer in the Quemo Co Formation and the gypsum-bearing mudstones in the Xiali Formation. Moreover, the Qiangtang Basin has favorable oil and gas preservation conditions, as verified by the comprehensive study of the sealing capacity of seals, basin structure, tectonic uplift, magmatic activity, and groundwater motion. Furthermore, the shallow boreholes have also revealed that the Qiangtang Basin has high-quality hydrocarbon source rocks in the Upper Triassic Bagong Formation, which are thick and widely distributed according to the geological and geophysical data. In addition, the petroleum geological conditions, such as the type, abundance, and thermal evolution of organic matter, indicate that the Qiangtang Basin has great hydrocarbon-generating potential.©2023 China Geology Editorial Office.