南黄海盆地中、古生界盖层条件

分析南黄海盆地中、古生界的盖层条件,可为该区油气地质条件研究以及后期油气资源评价提供基础。充分利用现有钻井、测井、地震等多种实际资料,在对盆地及邻区构造、地层、沉积等地质背景分析的基础上,进行了盖层条件的分析。结果表明,南黄海盆地中、古生界主要发育5套盖层,包括钻井已经钻遇的上二叠统龙潭-大隆组泥质岩、下三叠统泥灰岩和膏岩、下白垩统湖相泥质岩,以及两套经地震解释和海陆对比划分的下寒武统、下志留统泥质岩;盆地现存盖层条件的好坏是中、古生界油气藏能否得以保存的关键条件,其中下古生界整体要优于上古生界,上古生界的青岛坳陷要好于烟台坳陷,海相中生界总体较差。     

东部海域地学大断面地质结构特征及其对综合地层分区的约束

本文利用实测的地质地球物理资料,在中国东部海域开展了地学大断面重磁震联合反演,系统研究了各构造单元的基底性质和地层结构,并以此为约束开展了海陆综合地层分区。研究认为,东海陆架盆地基底为元古宇和古生界,盖层发育5套构造层;南黄海盆地具有双重基底,盖层可以划分为8个构造层。东海陆架盆地以晚中生代燕山期以来的变形为主;南黄海盆地海相下构造层主要表现为挤压变形,陆相中构造层主要发育拉张作用形成各种构造样式。区内莫霍面深度稳定,一般在30 km左右,仅在勿南沙—中部隆起处上地幔略有抬高,总体上南部东海陆架盆地区莫霍面埋深要大于北部南黄海盆地—苏鲁造山带。将中国东部海域划分为2个地层大区,6个地层区和14个地层分区。大断面地层结构研究揭示,在南黄海海域和东海海域广泛发育中、古生代地层,巨厚的中—古生界为油气资源的形成与赋存提供了丰富的物质基础。     

苏北盆地中—古生界海相烃源岩发育规律及其意义

苏北盆地与南黄海盆地属于同一构造单元,苏北盆地的烃源岩发育规律的研究对南黄海油气勘探具有重要启示意义。在野外地质研究和69个烃源岩实测数据的基础上,结合已有分析化验数据及油气勘探资料,对苏北盆地的中—古生界海相烃源岩厚度分布和地球化学特征进行了分析,结果表明烃源岩整体沿北东向展布,在中—古生界均存在多个烃源岩发育中心,并明显有向南黄海海域延伸的趋势;下古生界普遍比上古生界的热演化程度高,并具有区域不均一性,二叠系的热演化程度相对较低,存在二次生烃的潜力。苏北盆地在中—古生界海相地层烃源岩特征的研究,进一步揭示了南黄海盆地具有良好的油气勘探潜力。     

南黄海盆地海相领域油气勘探战略思考

随着南黄海海域新一轮油气资源调查的展开,勘探深层海相油气成为必然趋势。借鉴下扬子地台海相油气勘探学术研究基础,概述了南黄海盆地由古生界组成、经历中生代构造运动形成的“古构造”,以及与古构造相关的非均质性碳酸盐岩裂隙(裂缝)储集系统,认为它们与下扬子区中、古生界海相地层的沉积序列、烃源岩及油气成藏规律具有可比性,因而具备形成油气田(藏)的地质条件。尤其是南黄海盆地南部的勿南沙隆起区,作为一个相对稳定的古构造单元,是寻找古生古储或古生新储油气藏有利地区,可作为近中期勘探战略优选靶区。     

地震调查技术突破南黄海海相中—古生界成像技术瓶颈

南黄海盆地普遍存在的高速屏蔽层导致海相中—古生界地震资料品质差,甚至无反射资料,严重阻碍深部油气勘探进展。历经十多年探索,通过深入的理论计算及模拟、长期的海上试验及多轮处理技术攻关形成的"高富强"地震调查技术突破了南黄海海相中—古生界地震成像瓶颈。"高富强"地震调查技术分为采集和处理两大部分,采集系统以"高覆盖次数、富低频及强能量震源"为主要特色,处理核心技术以获得中—古生界"高信噪比、富低频及强有效反射能量"资料为最终目标。使用该技术在南黄海盆地崂山隆起获得了高品质成像资料,清晰地揭示了海相古生代内部地层结构,最终落实了古生界多个大型圈闭构造和钻探目标,为海域深部油气勘查的战略性发现和突破提供了有效的技术支撑。     

中国早古生代海相碳酸盐岩层系油气地质研究进展

中国叠合盆地下古生界广泛发育碳酸盐岩层系,具有巨大的油气资源潜力,但由于沉积时代老、构造改造强、埋藏深度大,导致传统的油气地质理论、资源评价和成藏示踪方法失效,严重制约对海相和深层油气分布规律的认识。基于油气勘探向更深空间、更老层系的拓展,在国家需求主体目标之下,凝练了中国早古生代海相碳酸盐岩层系油气形成机理与分布规律关键科学问题,提出了下古生界油气地质研究思路与技术方法,基于下古生界烃源、储盖层和油气藏普遍经历多期构造运动叠加和演化的特殊性,应用油气地球化学分析手段,取得了显著的理论和技术进展,形成了适用于下古生界油气勘探的成烃成藏地球化学示踪体系和以储盖层预测为核心的地质-地球物理综合预测技术。解剖了塔里木盆地差异构造演化与下古生界油气成藏、四川盆地新元古界和下古生界油气形成与分布,总结出下古生界油气分布的特点。针对复杂地质条件下海相"深层-富气"等特殊地质背景,深化对沉积盆地烃源、成烃和油气富集理论认识。     

南黄海中部隆起印支面剥蚀量恢复与演化过程——来自CSDP-2井的证据

南黄海中部隆起是下扬子地块向海域的延伸,是当前海相盆地海域资源调查的潜力区。中部隆起自印支期以来经历多期构造隆升、挤压及剥蚀作用,显著影响了盆地油气资源的形成和分布。2016年底完钻的大陆架科学钻探CSDP-2井首次在中部隆起钻穿印支不整合面,该不整合面在中部隆起既是新近系-第四系底界,又是下三叠统灰岩的顶界,横向延伸平缓,上、下地层产状差异巨大,下伏地层具有强烈的挤压变形及逆冲推覆,呈现显著的角度不整合接触关系。本次研究基于泥岩声波时差法计算的印支面地层剥蚀量约为1200 m,镜质体反射率法计算的剥蚀量约为1400 m,与地层趋势面估算的剥蚀量基本一致。结合南黄海盆地演化过程分析,认为中部隆起大致于晚三叠世开始隆升,至晚白垩世期间经历快速剥蚀,并可能延续到渐新世末期。在当前南黄海盆地资源调查逐步转向中、古生界海相残留盆地之际,依托实际钻探资料进行印支不整合面研究及剥蚀量恢复对于恢复盆地构造-热演化史及评价油气资源等均具有重要的现实意义。     

北黄海盆地东部前中生界基底特征

北黄海盆地是中国近海唯一未获得油气突破及勘探程度最低的含油气盆地（朝鲜已在该盆地东部实现了工业性油气突破）,朝鲜在东部凹陷的3口钻井证实北黄海盆地东部凹陷主体前中生界基底是下古生界(Pz₁)地层,与上覆以砂泥岩为主的中-新生界地层在地球物理特征上有很大差异,该特征提供了以地球物理资料推断和确定中-新生界盆地基底特征的可靠性。通过重力、磁力及大量多道地震资料解释认为,北黄海盆地前中生界基底最大埋深约5.5 km,凹陷主体部位前中生界基底以下古生界碳酸盐岩为主,其东北角可能存在上古生界碎屑岩基底,而凹陷南部可能是元古界浅变质岩基底。     

对南黄海盆地构造层特征及含油气性的新认识

南黄海是由古、中、新生界叠置而成的一个大型叠合盆地,发育4个特征各异的构造层:构造层Ⅰ(Z-S)、构造层Ⅱ(D-T)、构造层Ⅲ(T3-E)和构造层Ⅳ(N-Q)。构造层Ⅰ在海区广泛分布,主要为一套下古生界的盆地相-台地相沉积建造,最新地震资料推测,其厚度大且稳定,但构造特征不清楚。构造层Ⅱ由上古生界至中生界三叠系组成,是以碎屑岩和灰岩为主的一套海相地层,主要受到印支运动和早燕山运动的强烈影响,南、北部残留地层及结构不同,但以挤压构造样式为主。与陆区比较,南黄海盆地海相构造层Ⅰ和构造层Ⅱ的构造格局相对稳定,变形强度较弱。构造层Ⅲ发育白垩系和古近系,局部存在上三叠统—侏罗系,白垩系和古近系主要赋存在坳陷或凹陷内,隆起或凸起基本缺失,为一套陆相砂泥岩沉积,在北部坳陷分布较广,但厚度变化快,剖面上表现为地堑、半地堑的结构特征,以拉张构造样式为主。构造层Ⅳ(N-Q)为区域沉降的产物。南黄海盆地在形成过程中经历了多次构造运动的改造,不同构造单元具有不同的油气成藏特征和富集规律,北部坳陷发育有古生古储、古生新储、新生古储等油气成藏组合类型,是油气勘探最有利的区域。     

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.     

南黄海海相油气勘探前景探讨与问题分析

南黄海海域的中、古生代海相油气前景广阔,是重要的油气战略接替基地。由于多期构造运动的改造作用,原型盆地遭受强烈破坏,地质构造复杂,地球物理勘探精度低,造成对地层与构造认识不清,油气分布规律不明。针对勘探中面临的主要问题,提出的主要对策是：重点开展地球物理勘探技术创新研究与攻关试验工作,提高方法技术的适用性与有效性;在大地构造理论的指导下,重点开展多期构造活动背景下有效烃源岩、储层、保存条件等因素的研究工作,对区域油气地质条件优越且地层、岩性等特征存在争议的局部构造实施科学钻探等。     

North-south Differentiation of the Hydrocarbon Accumulation Pattern of Carbonate Reservoirs in the Yingmaili Low Uplift, Tarim Basin,Northwest China

By analyzing the characteristics of development, structural evolution and reservoir beds of the residual carbonate strata, this study shows that the residual carbonate strata in the Yingmaili low uplift are favorable oil and gas accumulation series in the Tabei （northern Tarim uplift） uplift. There are different patterns of hydrocarbon accumulation on the northern and southern slopes of the Yingmaili low uplift. The north-south differentiation of oil reservoirs were caused by different lithologies of the residual carbonate strata and the key constraints on the development of the reservoir beds. The Mesozoic terrestrial organic matter in the Kuqa depression and the Palaeozoic marine organic matter in the Manjiaer sag of the Northern depression are the major hydrocarbon source rocks for the northern slope and southern slope respectively. The hydrocarbon accumulation on the northern and southern slopes is controlled by differences in maturity and thermal evolution history of these two kinds of organic matter. On the southern slope, the oil accumulation formed in the early stage was destroyed completely, and the period from the late Hercynian to the Himalayian is the most important time for hydrocarbon accumulation. However, the time of hydrocarbon accumulation on the northern slope began 5 Ma B.P. Carbonate inner buried anticlines reservoirs are present on the southern slope, while weathered crust and paleo-buried hill karst carbonate reservoirs are present on the northern slope. The northern and southern slopes had different controlling factors of hydrocarbon accumulation respectively. Fracture growth in the reservoir beds is the most important controlling factor on the southern slope; while hydrocarbon accumulation on the northern slope is controlled by weathered crust and cap rock.     

Prospective prediction and exploration situation of marine Mesozoic-Paleozoic oil and gas in the South Yellow Sea

The South Yellow Sea Basin is a large sedimentary basin superimposed by the Mesozoic-Paleozoic marine sedimentary basin and the Mesozoic-Cenozoic terrestrial sedimentary basin, where no oil and gas fields have been discovered after exploration for 58 years. After the failure of oil and gas exploration in terrestrial basins, the exploration target of the South Yellow Sea Basin turned to the marine Mesozoic-Paleozoic strata. After more than ten years’ investigation and research, a lot of achievements have been obtained. The latest exploration obtained effective seismic reflection data of deep marine facies by the application of seismic exploration technology characterized by high coverage, abundant low-frequency components and strong energy source for the deep South Yellow Sea Basin. In addition, some wells drilled the Middle-Upper Paleozoic strata, with obvious oil and gas shows discovered in some horizons. The recent petroleum geological research on the South Yellow Sea Basin shows that the structure zoning of the marine residual basin has been redetermined, the basin structure has been defined, and 3 seismic reflection marker layers are traceable and correlatable in the residual thick Middle-Paleozoic strata below the continental Meso-Cenozoic strata in the South Yellow Sea Basin. Based on these, the seismic sequence of the marine sedimentary strata was established. According to the avaliable oil and gas exploration and research, the marine Mesozoic-Paleozoic oil and gas prospects of the South Yellow Sea were predicted as follows. (1) The South Yellow Sea Basin has the same sedimentary formation and evolution history during the sedimentary period of the Middle-Paleozoic marine basin with the Sichuan Basin. (2) There are 3 regional high-quality source rocks. (3) The carbonate and clastic reservoirs are developed in the Mesozoic-Paleozoic strata. (4) The three source-reservoir-cap assemblages are relatively intact. (5) The Laoshan Uplift is a prospect area for the Lower Paleozoic oil and gas, and the Wunansha Uplift is one for the marine Upper Paleozoic oil and gas. (6) The Gaoshi stable zone in the Laoshan Uplift is a favorable zone. (7) The marine Mesozoic-Paleozoic strata in the South Yellow Sea Basin has the geological conditions required to form large oil and gas fields, with remarkable oil and gas resources prospect. An urgent problem to be addressed now within the South Yellow Sea Basin is to drill parametric wells for the Lower Paleozoic strata as the target, to establish the complete stratigraphic sequence since the Paleozoic period, to obtain resource evaluation parameters, and to realize the strategic discovery and achieve breakthrough in oil and gas exploration understanding.©2019 China Geology Editorial Office.     

河西走廊地区石炭系—二叠系油气地质条件与含油气前景

对河西走廊地区石炭系—二叠系沉积演化、生烃条件、储集条件、生储盖组合类型和保存条件进行了研究,认为区内石炭系—二叠系具有良好的油气地质条件,是值得重视的油气勘探新层系。研究区早石炭世—早二叠世早期,以浅海相—海陆交互相沉积为主,前黑山组—太原组发育多套暗色泥岩或炭质泥岩为主的烃源岩,有机质含量中等—较高,以Ⅱ~Ⅲ型干酪根为主,烃源岩演化进入成熟—高成熟阶段;储集层以碎屑岩为主,成岩作用强烈,原始粒间孔隙不发育,但不乏溶蚀孔隙较发育的中等—较好的碎屑岩储集层,而且碳酸盐岩也是区内重要的储集层类;中生界为区域盖层,石炭系—二叠系内部的砂泥岩组合构成纵向上的储盖组合;可形成内生连续式、上生下储式、潜山式等多种生储盖组合类型。石炭系—二叠系广泛分布的油气苗或钻井油气显示,为存在油气生成、运移与聚集的过程提供了依据。     

中国东南海域中生界油气地质条件与勘探前景

中国东南海域中生代地处欧亚板块东南缘, 夹持于欧亚板块、太平洋板块与印度澳大利亚板块之间。以往对于该区域的油气勘探多集中于新生代。笔者在前人研究的基础之上, 结合新近获得的地震资料, 开展了中国东南海域及周缘油气地质条件研究。结果表明:中国东南海域中生界分布广, 东海南部、台湾岛以及台西南盆地发育中生界深海相硅质岩, 可能与冲绳缝合带和菲律宾巴拉望缝合带形成有关;南海北部及周缘陆区发育上三叠统下侏罗统海相和海陆交互相碎屑岩及上侏罗统白垩系陆相碎屑岩, 可能与印支期缝合带的形成有关。从海域钻井及周缘陆区沉积层序资料推断, 中国东南海域有两套发育良好的烃源岩, 具有较强的生烃潜力:上三叠统下侏罗统海相泥页岩, 有机碳质量分数为0.28%~14.96%, 干酪根类型主要以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主;下白垩统海相泥页岩, 有机碳质量分数为0.60%~2.00%, 干酪根类型以偏Ⅱ₂Ⅲ型为主。该海域发育两套生储盖组合:一套以上三叠统下侏罗统泥页岩为烃源岩, 中、上侏罗统砂岩为储层, 下白垩统泥页岩为盖层;另一套以下白垩统泥页岩为烃源岩, 白垩系砂岩为储层, 上白垩统泥页岩为盖层。它们相互可以形成"古生新储"、"自生自储"油气藏组合。因此, 中国东南海域中生界是值得关注的油气勘探新领域。     

南黄海盆地中部隆起中—古生界海相油气多期成藏——来自CSDP-2井的勘探启示

大陆架科学钻探CSDP-2井不仅完成了南黄海盆地中部隆起的首次钻探,也创造了陆架区2 843.18 m的全取心深钻记录。在CSDP-2井钻遇的三叠系青龙组（T₁q）,二叠系大隆组（P₃d）、龙潭组（P_2-3l）、孤峰组（P₂g）、栖霞组（P₁q）和志留系坟头组（S₁f）等多层段岩心中探获了多类型、多级别的油气显示,且二叠系3个油砂样品表明该区曾经历过大规模的油气运聚过程。地球化学分析、油源对比结果表明：1^#油砂和2^#油砂层段均表现出"近源成藏"的特征,其中大隆组1^#油砂中的原油与大隆组、龙潭组上段泥岩的亲缘关系明显,龙潭组2^#油砂中的原油与龙潭组下段、孤峰组和栖霞组烃源岩具有更好的亲缘关系;3^#油砂中的原油成熟度明显偏低,推测其可能来自两侧坳陷区的白垩系、古近系烃源岩;盆地模拟和含烃流体包裹体测温相互印证,明确了CSDP-2井揭露的四套烃源岩与三套储集层之间存在着"接力式"生烃和"波浪式"充注的多期成藏特征,同时得益于三套盖层的良好封盖,彰显了研究区较为广阔的海相油气勘探前景。     

南海盆地中生代海相沉积地层分布特征及勘探潜力分析

南海盆地中生代海相地层是古南海沉积产物,主要分布于南海北部陆架珠江口盆地东部,南海南部西北巴拉望、礼乐滩和南薇西-北康盆地及其附近,地层厚度在2 500~5 000 m,分布面积合计在125 000 km²以上。南北两地中生界被古老基底和新生代洋壳隔开,加里曼丹岛北侧-北巴拉望一线为古南海消亡的缝合带。南海盆地中生代生物源以浮游生物为主,干酪根为III型,以生气为主。油气生成、运移与圈闭形成的匹配关系良好,可形成自生自储型油气藏、新生古储型油气藏和古生新储型油气藏。由此可见,南海盆地中生代海相沉积岩具有较好的勘探潜力。     

渤海海域莱州湾凹陷油气超晚期成藏与油气运移滞后效应

油气运移滞后效应是指油气从烃源岩中生成并排出的时间早,而聚集成藏的时间晚,油气经历了长时间长距离运移,已聚集成藏的油气相态与成熟度低于现今烃源岩成熟演化的现象.这种油气运移滞后效应在东部新生代陆相断陷盆地中普遍存在,在斜坡带表现最为明显.通过利用地球化学分析,平衡剖面技术、盆地模拟、包裹体分析等手段,对渤海海域莱州湾凹...     

西湖凹陷西次凹古近系花港组—平湖组深层油气成藏过程

西湖凹陷西次凹古近系花港组和平湖组深层油气资源丰富，是东海陆架盆地勘探开发新领域，受储层差异致密化影响，油气成藏机理复杂。为了厘清西次凹深层油气成藏过程，本文通过流体包裹体岩相学特征、显微测温、激光拉曼光谱、包裹体所含油气地球化学等实验分析，结合构造演化、地层埋藏史、热史等，开展了系统的储层特征、油气成藏期次、成藏过程研究。结果表明，花港组深层（>4000 m）和平湖组储层均已致密化，溶蚀孔隙是主要的储集孔隙类型；花港组和平湖组均发育两期油气包裹体，早期含油包裹体较多，晚期以天然气包裹体为主，成藏时间分别为龙井运动期和冲绳运动期，以晚期天然气成藏最为关键。包裹体中油气地球化学特征类似，反映生烃母质以高等植物生源为主，低等生物为辅，与平湖组煤系烃源岩特征一致。冲绳运动叠加平湖组生气增压是晚期天然气成藏的主要动力，此时H10段及以上储层未致密化。根据储层致密化与成藏时序匹配关系可将西次凹M构造深层油气藏类型划分为常规型、先成藏后致密型、先致密后成藏型和边成藏边致密型4种。本文成果可为研究区下一步致密砂岩气的勘探开发部署提供重要的理论依据。