三江盆地白垩纪-第三纪地层剥蚀厚度恢复研究

本文利用泥岩声波时差法和总声波时差法相结合,辅以镜质体反射率法,恢复了三江盆地白垩系—第三系地层剥蚀厚度。研究表明,三江盆地前进坳陷宝泉岭组剥蚀厚度具有东多西少,北多南少,富锦组剥蚀厚度则具有西多东少,南多北少的特点。滨参1井地区剥蚀作用使生烃处于停滞状态,对油气生成起破坏作用。     

苏北泰兴黄桥地区剥蚀厚度恢复及其意义

苏北泰兴黄桥地区的二叠系孤峰组灰黑色页岩和龙潭组黑色泥岩与煤层是一套重要的海相—海陆过渡相生烃层系,受印支期挤压造山、燕山期断陷、喜马拉雅早期断陷等构造运动影响,它们经历了复杂的埋藏和生烃作用。虽然在北部深陷区埋深达万米以上,可能发生了持续的生烃,但其他大部分凸起构造上的现今埋深只有200～2000m,凹陷和斜坡构造上埋深2000～5000m,不同构造部位的生烃强度与剥蚀厚度和埋藏史有关。根据井点最大厚度估算的该区印支期的最大剥蚀厚度为2256m。钻井泥岩声波时差法和地震剖面上地层趋势外推法恢复的该区燕山期和喜马拉雅早期最大剥蚀厚度分别为900m和550m,主要剥蚀区位于东、南、西次凸斜坡带,随时间推移较大剥蚀厚度位置向东、西方向扩展。根据恢复的剥蚀厚度和埋藏—构造热演化分析得知,北部和西部凹陷主体区的二叠系烃源岩在燕山期末至今达到了主生烃期,斜坡和次级凸起区处于低成熟—未成熟阶段。     

渤海海域庙西凹陷中南洼古近纪盆地原始形态恢复

庙西凹陷中南洼位于渤中凹陷与胶辽隆起过渡带, 受胶辽隆起差异隆升作用控制, 古近系孔店组、沙四段、沙三段以及东营组沉积之后各组遭受了不同程度的剥蚀。 本文综合 利用声波时差法、镜质体反射率法以及地层厚度变化率法恢复了庙西凹陷中南洼各关键期剥蚀厚度, 再现了庙西凹陷中南洼古近系演化过程。 结果表明, 该区古近纪各沉积期在沉积之后普遍遭受了阶段性抬升剥蚀, 致使各期盆地边界形成多个扩大-收缩旋回, 盆地原形并非小而浅;孔店期-东营期原始盆地沉积边界较现今盆地边界可向东外推 18～25 km;孔店期盆地为统一凹陷, 孔店期之后中、南部洼陷区开始出现差异性隆升-沉降作用, 沙四段沉积期继承孔店期的特点, 差异进一步加大, 沙三段沉积期南、北两个次洼彻底分离, 形成两个孤立洼陷, 东营组披覆沉积两洼之上, 并遭受区域性剥蚀。     

东濮凹陷构造演化对浅层油气成藏的影响

通过计算地层的剥蚀厚度、断层断距,分析了古近纪以后两个最主要时期的构造运动特征,将构造演化与浅层油气藏地化指标、包裹体均一温度、同位素测年等结果相结合,分析了新构造运动对油气生成、运移路径、成藏期次及时间的控制作用。研究认为:东濮凹陷新构造运动主要发生在东营组、明化镇组沉积末,运动以垂直升降为主,伴有弱的伸展断裂;两次构造运动控制了烃源岩的二次生烃和浅层油藏的二次充注;深部生成的油气运移至浅层依次经过了NE向基底断裂、东营组砂体、新近系EW向断层,新近系油气分布主要受EW向断层控制。     

常用剥蚀厚度恢复法在东营凹陷南坡西部“红层”的应用

东营凹陷南坡西部是指东营凹陷南坡石村断层以西的部分,孔店期—沙四早期沉积主要是以红色陆相碎屑岩为主的地层,即为通常所说的"红层"。受后期构造活动的影响,沙四下—孔一地层遭受不同程度的剥蚀,根据剥蚀厚度恢复方法的应用结果及适用性分析认为:厚度趋势法主要用于对剥蚀厚度区间和剥蚀范围进行标定,选用泥岩声波时差法和沉积速率比值法对剥蚀厚度数值的区间进行厘定。在凸起区及纯化构造带"红层"顶部削截明显区可直接使用厚度趋势法;靠近林南断层上升盘和高青平南断层上升盘的区域,选用声波时差法恢复"红层"顶部剥蚀厚度的效果好于其他构造带;平方王潜山构造带优选沉积速率法恢复"红层"尤其是沙四下亚段剥蚀厚度;优化的孔隙度法适合对孔隙度较大凸起区的沙四下亚段剥蚀厚度进行较为准确的标定;包裹体测温法和镜质体反射率法的恢复结果为少数单井数据点,仅作为参考。     

珠江口盆地恩平21洼文昌组沉积期原型盆地及其对优质烃源岩的控制

珠江口盆地阳江东凹恩平21洼古近纪文昌组沉积期发育断陷湖盆,由于该区古近纪经历多期岩浆底辟和整体构造抬升,导致原型盆地被强烈改造,使其主要生烃层段文昌组的原型盆地面貌不清,从而给油气勘探和资源潜力评价造成困难。本文遵循改造型盆地的研究思路,将地震解析、声波时差法和趋势厚度法相结合,恢复了文昌组沉积期洼陷的原始面貌,并明确了优质烃源岩的展布范围。研究表明,阳江东凹恩平21洼在始新世文昌组沉积末期遭受强烈的剥蚀改造,造成洼陷东北部1/4沉积地层剥蚀殆尽;在文二段沉积期,恩平21洼北部与恩平14洼连通形成广盆深水的沉积环境,控制文二段半深湖相优质烃源岩的形成。从文昌组烃源岩的原始沉积规模和勘探实践来看,阳江凹陷具有良好的资源潜力。     

对沉积盆地被剥蚀地层超补偿沉积的新认识——以东濮凹陷为例

在沉积地层剥蚀厚度恢复方法中,被剥蚀地层后期所经历的“超补偿”或“欠补偿”问题,一直是制约这些方法选取和恢复结果正确与否的根本因素。以东濮凹陷为例,分析了利用泥岩压实法恢复东营组剥蚀厚度的合理性,并由此引发了对被剥蚀地层补偿沉积的新认识。研究认为,在利用泥岩压实法等与孔隙度变化趋势有关的剥蚀厚度恢复方法时,被剥蚀地层的补偿沉积应该理解为“重量”的补偿;在利用与温度指标相关的恢复方法时,被剥蚀地层的补偿沉积应该理解为“温度”的补偿,而非简单地理解为“厚度”的补偿。     

江陵凹陷新老第三纪间断面地层剥蚀厚度研究

在运用声波时差法计算76口钻井的地层剥蚀量的基础上，利用地层对比法以钻井的地层剥蚀量为起算点和约束点，以相交剖面在交点处的剥蚀厚度相等为原则，计算全区的地层剥蚀量，恢复江陵凹陷N／E间断面地层剥蚀厚度，为研究区的构造演化史、沉积发育史和生排烃史的深入研究提供依据。     

渤海湾盆地济阳坳陷沙四段和孔店组地层剥蚀厚度恢复

采用改进的声波时差法原理,将优化孔隙度法的算法引入到声波时差法,模拟计算地层剥蚀厚度。对于被剥蚀地层沉积规律被改造的区域,则结合地震剖面的地层对比法来恢复地层剥蚀厚度,通过多方位运用地层对比法,然后再将所得计算结果加权平均得到最终的地层剥蚀厚度,使计算误差降低。计算结果表明,沙四段和孔店组地层剥蚀现象普遍,但总的剥蚀鞋较小,且剥蚀厚度相对较大的区域集中在凹陷的边缘沙四段地层剥蚀量大多集中在50～300m,平均剥蚀量为150m左右,最大剥蚀区在鲁东隆起区西侧的凹陷边缘,最大剥蚀量近1000m,但范围较小;孔店组的剥蚀量相对于沙四段要大,一般在150～400m,平均剥蚀量存250m左右,最大剥蚀区在惠民凹陷东北缘,最大剥蚀量在800m左右。     

镜质体反射率法在南堡凹陷东营组剥蚀厚度恢复中的应用

利用镜质体反射率趋势线法对南堡凹陷高柳地区、柳赞构造带、林雀次凹、柳南次凹等地区的地层剥蚀厚度进行了恢复;结合泥岩声波时差法和地层对比法,恢复了南堡凹陷东营组地层剥蚀厚度.认为利用镜质体反射率法来求取剥蚀厚度的前提是选取合适的Ro数据.当缺乏足够的单井Ro数据时,位于同一构造单元内、具有相同埋藏史的不同井的Ro位数据可以整合利用以恢复剥蚀厚度.作出了研究区地层剥蚀厚度等值线图,南堡凹陷东营组的剥蚀强度大致可分为两个区:东北部为强剥蚀区、中部为弱剥蚀区.     

辽西低凸起与辽中凹陷油气成藏期次的异同

为了准确认识油气藏形成和分布规律, 在运用泥岩声波时差法和地层趋势外推法确定古近纪末期剥蚀量的前提下, 综合生烃史、流体包裹体均一温度、热史、埋藏史、原油性质、储层温压特征等因素探讨了辽西低凸起和辽中凹陷的油气成藏期次.研究表明剥蚀量整体处于150~450 m范围; 辽西低凸起和辽中凹陷区的油气均为晚期成藏, 均是12 Ma以来甚至更晚才有油气充注; 不同在于辽西低凸起上的沙河街组油气为两期充注, 后一期充注为主, 潜山的油气充注晚于沙河街组; 而辽中凹陷的油气为一期充注.      

二连盆地吉尔嘎朗图凹陷剥蚀量恢复及其对油气藏的影响

吉尔嘎朗图凹陷是二连盆地重要的产油基地之一,早白垩世腾格尔组和赛罕塔拉组沉积末期经历了两次强烈的抬升 剥蚀,沉积地层剥蚀量的恢复对油气成藏评价有重要意义。文章基于钻井泥岩声波时差和镜质组反射率数据对二连盆地吉 尔嘎朗图凹陷腾格尔组和赛罕塔拉组的剥蚀量进行了计算,恢复了其原始沉积厚度及埋藏过程。研究结果表明：研究区腾 格尔组和赛罕塔拉组沉积后受构造反转的控制都经历了不同程度的剥蚀,腾格尔组的剥蚀厚度约为243~1933 m,赛罕塔拉 组的剥蚀厚度约为95~290 m。剥蚀量厚度展布明显受不同方向、不同尺度断层在构造反转期的差异活动性影响,靠近西北 边界断层的罕尼构造带剥蚀量相对较大,向东南缓坡带逐渐减小。区内不同构造部位剥蚀量的差异对油气成藏有直接影 响,断陷区及后期反转控制的大沉积、强烈剥蚀区,烃源岩层生烃时间长。而构造反转形成的与构造走向一致的隆升带的 剥蚀卸压有利于促使油气沿NE断裂面发生垂向和侧向运移,并在断裂面两侧有利的圈闭位置成藏。     

南黄海盆地南部坳陷南五凹三垛组剥蚀量研究

南黄海盆地南五凹自白垩纪以来经历了4期构造运动,其中古近纪末期三垛运动最为强烈,造成大范围的剥蚀。结合井资料,综合利用泥页岩声波时差法、镜质体反射率Ro差值法,从点上对三垛组剥蚀量进行了恢复;然后依托二维地震剖面,利用地层趋势法对该期剥蚀量进行了区域成图。结果表明,该事件中南五凹最大剥蚀厚度在凹陷西部,一般为700~950 m;东部剥蚀厚度一般为300~500 m,整体剥蚀厚度小于新近系地层补偿厚度。三垛组剥蚀量的研究对认识南五凹的成藏史及油气分布规律具有重要意义。     

Tectono–Thermal Evolution, Hydrocarbon Filling and Accumulation Phases of the Hari Sag, in the Yingen–Ejinaqi Basin, Inner Mongolia, Northern China

This work restored the erosion thickness of the top surface of each Cretaceous formations penetrated by the typical well in the Hari sag, and simulated the subsidence burial history of this well with software BasinMod. It is firstly pointed out that the tectonic subsidence evolution of the Hari sag since the Cretaceous can be divided into four phases: initial subsidence phase, rapid subsidence phase,uplift and erosion phase, and stable slow subsidence phase. A detailed reconstruction of the tectonothermal evolution and hydrocarbon generation histories of typical well was undertaken using the EASY R_0% model, which is constrained by vitrinite reflectance(R_0) and homogenization temperatures of fluid inclusions. In the rapid subsidence phase, the peak period of hydrocarbon generation was reached at c.a.105.59 Ma with the increasing thermal evolution degree. A concomitant rapid increase in paleotemperatures occurred and reached a maximum geothermal gradient of about 43-45℃/km. The main hydrocarbon generation period ensued around 105.59-80.00 Ma and the greatest buried depth of the Hari sag was reached at c.a. 80.00 Ma, when the maximum paleo-temperature was over 180℃.Subsequently, the sag entered an uplift and erosion phase followed by a stable slow subsidence phase during which the temperature gradient, thermal evolution, and hydrocarbon generation decreased gradually. The hydrocarbon accumulation period was discussed based on homogenization temperatures of inclusions and it is believed that two periods of rapid hydrocarbon accumulation events occurred during the Cretaceous rapid subsidence phase. The first accumulation period observed in the Bayingebi Formation(K_1 b) occurred primarily around 105.59-103.50 Ma with temperatures of 125-150℃. The second accumulation period observed in the Suhongtu Formation(K_1 s) occurred primarily around84.00-80.00 Ma with temperatures of 120-130℃. The second is the major accumulation period, and the accumulation mainly occurred in the Late Cretaceous. The hydrocarbon accumulation process was comprehensively controlled by tectono-thermal evolution and hydrocarbon generation history. During the rapid subsidence phase, the paleo temperature and geothermal gradient increased rapidly and resulted in increasing thermal evolution extending into the peak period of hydrocarbon generation,which is the key reason for hydrocarbon filling and accumulation.     

华北东部地区盆地叠合特征与古生界生烃史

华北东部地区下古生界沉积了海相碳酸盐岩潜在的烃源岩,上古生界发育良好的煤系气源岩。由于经历了多期次、不同规模盆地的多种样式的叠合,其间又经历多期次的抬升、剥蚀与改造,因此,不同地区的古生界烃源岩生烃史具有显著的差异。地层对比和上古生界RO特征指示研究区北部的济阳坳陷具有较厚的三叠系原始沉积,三叠纪盆地的叠合对古生界烃源岩生烃史具有重要影响。依据盆地叠合方式、上古生界热演化程度,将上古生界生烃史划分为三叠纪、侏罗纪-白垩纪、早第三纪以来等3个阶段,分别对应生烃史的早期、中期和晚期,早期浅埋、中期抬升、晚期深埋型地区的“二次生烃”潜力大,如济阳坳陷和东濮凹陷。上古生界盆地的均衡面式叠合使下古生界的热演化程度比上古生界至少高0.3%以上,因此,在三叠纪末下古生界基本达到生烃高峰,在一定程度上损耗了其原始有机质并降低其“二次生烃”潜力。     

下扬子区印支期后构造演化与有利勘探区预测

通过恢复下扬子区白垩纪末期与古近纪末期的剥蚀厚度及分析印支不整合面Tg0的最大埋深,结合古地温条件得出下扬子区中生界、古生界均发生过晚期生烃和成藏。白垩纪末期,黄桥、句容和无为地区最大剥蚀厚度分别为1 000m、1 500 m和800 m。古近纪末期,黄桥地区最大剥蚀厚度约450 m,句容和无为地区无剥蚀。在3.3℃/100 m～4℃/100 m的古地温梯度下,白垩纪末期,无为地区约70%面积的二叠系—下三叠统烃源岩埋深达到2 000～4 000 m,进入生油阶段,但未进入生气阶段;句容地区二叠系—下三叠统烃源岩几乎全部进入生油阶段,次凹区进入了4 000 m以下的生气阶段;黄桥地区约70%面积的二叠系—下三叠统烃源岩进入生油阶段,主要位于北部深凹区和西部次凹区,凹陷深处烃源岩进入生气阶段。印支不整合面Tg0自白垩纪末期油气生成以来的多个古鼻凸轴线指示了油气运移路径、方向和聚集区,从喜山期至今的迁移变化指示了有利勘探区。     

二连盆地吉尔嘎朗图凹陷剥蚀量恢复及其对油气藏的影响

吉尔嘎朗图凹陷是二连盆地重要的产油基地之一，早白垩世腾格尔组和赛罕塔拉组沉积末期经历了两次强烈的抬升 剥蚀，沉积地层剥蚀量的恢复对油气成藏评价有重要意义。文章基于钻井泥岩声波时差和镜质组反射率数据对二连盆地吉 尔嘎朗图凹陷腾格尔组和赛罕塔拉组的剥蚀量进行了计算，恢复了其原始沉积厚度及埋藏过程。研究结果表明：研究区腾 格尔组和赛罕塔拉组沉积后受构造反转的控制都经历了不同程度的剥蚀，腾格尔组的剥蚀厚度约为243~1933 m，赛罕塔拉 组的剥蚀厚度约为95~290 m。剥蚀量厚度展布明显受不同方向、不同尺度断层在构造反转期的差异活动性影响，靠近西北 边界断层的罕尼构造带剥蚀量相对较大，向东南缓坡带逐渐减小。区内不同构造部位剥蚀量的差异对油气成藏有直接影 响，断陷区及后期反转控制的大沉积、强烈剥蚀区，烃源岩层生烃时间长。而构造反转形成的与构造走向一致的隆升带的 剥蚀卸压有利于促使油气沿NE断裂面发生垂向和侧向运移，并在断裂面两侧有利的圈闭位置成藏。     

临清坳陷东部石炭-二叠系二次生烃差异性研究

受盆地多旋回叠加和反转演化控制,临清坳陷东部石炭-二叠系含煤系地层烃源岩经历了二次生烃过程,并在空间上表现出强烈的差异性。通过对这套烃源岩生烃史模拟结果表明,石炭-二叠系烃源岩于早中三叠世进入生烃门限,随后印支运动造成全区生烃中止,中新生代烃源岩再次深埋,发生二次生烃作用。不同井区二次生烃在时间和空间上存在差异性,洼陷带发育三个“二次生烃”阶段,生烃高峰期发生在新生代,凸起带发育两个“二次生烃”阶段,生烃高峰期发生在中生代,隆起区尚未发生二次生烃。二次生烃早期生成的烃类基本遭受破坏,晚期生成的烃类具备成藏条件,是勘探的主要目标。现今洼陷带烃源岩已进入成熟-高成熟阶段,成为晚期煤成气藏的气灶。