印尼西部库泰盆地沉积演化与油气勘探潜力分析

为明确库泰盆地充填演化历史与勘探方向,从库泰盆地构造演化分析出发,在明确构造演化对盆地沉积充填控制作用基础上,分析了盆地烃源岩分布和沉积演化特征,探讨了盆地油气勘探方向。研究结果如下:(1)盆地演化经历了3个构造演化阶段,断陷期(始新世)、坳陷期(渐新世—早中新世)、反转期(中中新世之后),并以中新世末为界进一步划分为快速沉积期和剥蚀改造期;(2)陆上始新统烃源岩局部发育,不发育中新统烃源岩;海上发育中新统三角洲煤系烃源岩,具有较强的生烃能力,两套烃源岩分布不同,导致海陆油气发现的差异性;(3)陆上生烃能力有限,超深水区风险较大,有利区位于中新统烃源灶60km范围内,有利区带内中中新统—上新统岩性圈闭是勘探的潜力目标。     

南海西北部莺歌海盆地古近系烃源条件及石油地质意义

迄今为止,莺歌海盆地古近—新近系烃源岩研究及烃源条件分析均主要局限于中新统海相,而对于古近系尚未涉及。根据莺歌海盆地区域地质背景及构造沉积演化特征,首次系统地研究了古近系陆相沉积分布特征及其湖相及煤系烃源岩特点与烃源条件。通过对上覆新近系及第四系海相坳陷沉积较薄、古近系埋藏较浅的盆地西北部临高凸起和盆地周缘斜坡带的地震分析解释和探井钻探结果,采用地质地球物理与地球化学分析相结合的研究方法,综合判识和确定了古近系陆相地层及其湖相及煤系烃源岩的存在,在此基础上深入剖析了古近系烃源条件及其重要的石油地质意义。强调指出,盆地不同区域古近系陆相烃源岩有机质丰度、生源母质类型及成熟演化程度等,均存在明显差异。鉴此,根据古近系陆相烃源岩分布特征及烃源条件的控制影响因素,初步评价预测了古近系油气藏和古潜山油气藏勘探的有利区域。     

南海北部陆缘盆地群新生代构造过程与油气运聚规律

南海北部陆缘盆地群包括莺歌海盆地、北部湾盆地、琼东南盆地、珠江口盆地和台西南盆地,均处于复杂的构造环境下,盆地的形成及演化与周围的构造过程息息相关。本文对新生代55Ma以来的典型时期海陆格局进行了重建,在此基础之上对南海北部陆缘各盆地的油气运聚规律进行探讨,提出:(1)太平洋板块与欧亚板块、印度-澳大利亚板块与欧亚板块相互作用可以从多方面影响油气的运移。(2)自西向东,由琼东南盆地到珠江口盆地烃源岩时代相对变老埋深变大,地幔埋深也逐渐变大,生烃能力逐渐提高;自北向南,北部湾盆地、珠江口盆地和琼东南盆地的地幔平均埋深也有逐渐变深的趋势。(3)莺歌海盆地、琼东南盆地和珠江口盆地南部成为天然气富集区的原因是由于这些区域构造活动相对较微弱,坳陷幅度小,长期处于沉降速率小的条件下,而且地壳非常薄(Moho面埋深均低于24km),地温梯度及大地热流值偏高,有利于形成烃源岩有机质热演化多处在成熟-高熟凝析油及湿气阶段。(4)琼东南盆地和珠江口盆地具有更好的油气前景。具体来说琼东南盆地和珠江口盆地南部可成为该区极具潜力的天然气产区,而珠江口盆地北部则具有极大的石油开发潜力。     

低勘探海域中建南盆地烃源岩早期预测

烃源岩是油气生成的物质基础。利用最新采集的高品质二维地震资料和综合研究成果,在中建南盆地内划分出4套地震层序,识别了5个不整合地震反射界面。通过分析盆地沉积演化特征,推测中建南盆地发育3套烃源岩,分别为中始新统湖相烃源岩、上始新统—渐新统湖相和海陆交互相烃源岩以及下—中中新统海相烃源岩。通过对其周边盆地进行类比分析,厘定了3套烃源岩的地震相特征;对不同沉积相带泥岩百分含量进行赋值,最终判识推测了中建南盆地新生代3套烃源岩泥岩厚度及分布特征。本研究可为盆地下一步油气资源评价、有利二级构造带分析和勘探部署提供参考。     

南海北部大陆边缘琼东南盆地有利油气聚集带及勘探方向

琼东南盆地处于欧亚板块、印-澳板块及太平洋板块三大板块交汇区,新生代构造沉积演化及油气地质条件较复杂。盆地基本构造格架具有下断上拗及南北分带、东西分块的特征,造成了盆地凹陷构造展布格局,以及地层、层序系统与沉积体系发育,有效烃源岩类型及其分布,储、盖层发育及其展布特征,油气运移输导特征以及油气成藏主控因素等均存在较大的差异。根据盆地构造演化与沉积充填特征,结合该区油气勘探实践,笔者总结出环崖南凹陷有利油气聚集带、宝岛凹陷北坡有利油气聚集带、2号断裂带有利油气聚集带、南部隆起(低凸起区)有利油气聚集带四大有利油气聚集区,且根据这些有利油气勘探区带油气地质特征,重点对主要烃源岩、储盖组合类型、油气输导条件及油气运聚成藏模式等进行了深入分析探讨,在此基础上阐明了不同油气聚集带的成藏主控因素,指出了有利油气勘探方向,为该区进一步油气勘探部署及油气资源预测评价等提供了参考与借鉴。     

西非宽扎盆地烃源岩分布及油气成藏

宽扎盆地为南大西洋被动大陆边缘盆地,构造演化可划分为裂谷期、过渡期和后裂谷期3个阶段,过渡期发育阿普特阶盐岩.宽扎盆地主要发育3套烃源岩:盐下下白垩统阿普特阶湖相烃源岩、盐间早白垩世阿普特期海相烃源岩和盐上古近纪始新世海相烃源岩.宽扎盆地油气田均围绕烃源灶分布,烃源岩是该盆地油气藏形成与分布的主控因素.宽扎盆地发育4套含油气系统(盐下下白垩统、盐间下白垩统、盐上上白垩统和盐上古近系)以及2种成藏模式(古生新储和自生自储).宽扎盆地深水21区块Cameia-1井、Cameia-2井以及21区块Azul-1井盐下地层获得重大油气勘探突破,表明该盆地深水区存在盐下下白垩统含油气系统并发育优质湖相烃源岩,提高了宽扎盆地深水区油气勘探潜力.     

西湖凹陷平北地区烃源岩特征及生排烃史

为了综合确定平北地区的主力烃源岩，深化其油气成藏动力学过程研究，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，应用舍油气盆地数值模拟技术，定量恢复了研究区主要烃源岩层系的生排烃历史。研究表明，平北地区主要发育始新统平湖组、渐新统花港组两套烃源岩系，其中平湖组暗色泥岩为主力烃源岩，具较高的有机质丰度、成熟度、生排烃强度与排烃效率；以平湖组为源岩的油气系统应是本区油气勘探的主要目标。     

印度尼西亚西纳土纳盆地油气地质特征与分布规律

西纳土纳盆地是发育在东南亚巽他克拉通内的裂谷盆地,也是印度尼西亚重要的含油气盆地。运用盆地分析及石油地质学的理论与方法,对盆地构造—沉积演化及主力烃源岩、储集层及盖层等成藏要素进行综合研究,系统总结油气成藏特征及分布规律,并通过对比分析指出构造演化与沉积充填差异是造成盆地内烃源岩演化、储集层发育、油气成藏特征差异的主控因素。研究表明,油气可采储量区域上集中在Anambas地堑和Penyu次盆东北部,主要油气田(藏)类型包括挤压背斜、披覆构造和地层—构造型;层系上,油气主要储集于上渐新统和下中新统。盆地内远景地层圈闭以上始新统—下渐新统Belut组冲积扇相砂砾岩和上渐新统—下中新统Gabus—下Arang组河流下切谷砂岩为有利储层,勘探程度低,资源潜力较大。     

地震属性法在南黄海北部盆地勘探新区烃源岩厚度预测中的应用

新区、深层和深水等低勘探程度地区是今后油气勘探的重要方向,而烃源岩厚度预测则是沉积盆地勘探新区烃源岩评价的重要问题。以南黄海北部盆地勘探新区东北凹陷的烃源岩早期评价为背景,基于地震反射特征追踪东北凹陷内烃源岩的发育层位和空间展布研究成果,首次应用地震属性方法对东北凹陷的主力烃源岩(上白垩统泰州组和古新统阜宁组)厚度进行了初步预测,并结合地震速度岩性分析法对本区泰州组烃源岩厚度的预测结果加以验证。结果表明南黄海盆地东北凹陷泰州组烃源岩较阜宁组烃源岩分布广且厚度大,西次洼为东北凹陷主力生烃洼陷。地震属性法是沉积盆地勘探新区内定量化预测烃源岩厚度的一种行之有效的新方法,其对于类似盆地勘探早期的烃源岩评价研究也具有非常重要的借鉴意义。     

高分辨率层序地层学在东海古新近系油气地质条件预测中的应用

东海陆架盆地是我国重要的新生代海上含油气盆地,其中充填了巨厚的古新近系含油岩系。尽管该盆地的油气勘探已取得重要成果,但烃源岩分布等油气地质问题是制约该盆地油气勘探的主要障碍。基于此,作者运用高分辨层序地层学的理论和方法,对该盆地古新近系的油气地质条件进行了预测,分析了有利储层形成的基准面旋回位置,指出了潜在烃源岩的有利分布层位和区域,提出了不同区域油气勘探的有利层位。     

东海丽水凹陷古新统非典型湖相烃源岩及油气特征

东海陆架盆地丽水凹陷主力烃源岩为古新统月桂峰组湖相泥岩,已发现油气以天然气为主,含少量凝析油,与以原油为主的中国东部典型断陷湖盆存在差异。对月桂峰组湖相泥岩进行了综合评价,发现其存在不能生烃的死碳,烃源岩的热演化成熟度与烃源岩形成石油的转化参数之间存在差异。月桂峰组有机质主要来源于陆源有机质,湖相水生生物来源的比例变化较大。烃源岩地球化学特征与典型湖相烃源岩存在差异。总结了湖盆类型对烃源岩的控制因素以及不同湖盆类型烃源岩形成油气的主要特征,并与月桂峰组湖相泥岩及已发现油气特征进行了对比,表明月桂峰组沉积期发育过补偿和平衡补偿湖盆。月桂峰组泥岩为非典型湖相烃源岩。     

下扬子-南黄海二叠纪岩相古地理特征及油气勘探启示

以二叠系为研究对象,基于野外露头、钻井资料和地震资料,以沉积相分析为核心,以组为单位编制了下扬子-南黄海二叠纪岩相古地理图,并在此基础上,预测有利烃源岩和储层分布,分析二叠系勘探潜力及勘探方向。研究结果表明:下扬子地区二叠纪为稳定的被动大陆边缘型构造背景,其古地理特征总体呈现的地势为沿NE-SW向展布的轴部低、西北及东南两侧较高的沉积面貌和格局,主要发育三角洲相、滨岸-沼泽相、局限台地相、开阔台地相和斜坡-盆地相等主要优势相;根据烃源岩与岩相古地理之间的对应关系,推测龙潭组煤系烃源岩主要发育于下扬子陆区的安徽东南部到江苏东南部、海区的南黄海盆地中部,综合评价其有机质丰度高、平面分布稳定、厚度大,是二叠系重要的烃源岩发育层段;指出崂山隆起的东南部和东部紧邻生烃中心,三角洲储层发育,油气运移条件优越,晚期保存条件好,是有利勘探靶区。     

波斯湾盆地烃源岩地球化学特征与油气分布规律

波斯湾盆地具有形成烃源岩优越的古构造、古地理、古气候等条件,长期继承性地发育多套海相优质烃源岩,即前寒武—寒武系海相碳酸盐岩、志留系热页岩、侏罗系海相碳酸盐岩、白垩系海相碳酸盐岩和古近系海相页岩.前寒武系至古近系烃源灶在波斯湾盆地从东南部至西北部发生迁移.波斯湾盆地油气存在“下气上油”的纵向分布特征和“东南气西北油”的平面分布特征.烃源灶分布及规模控制油气分布范围及资源规模.烃源岩成熟度控制着纵向和平面油气相态分布.     

下扬子陆域海相中—古生界烃源岩有机质丰度特征及其岩相古地理

通过开展陆地野外地质调查及资料收集发现,下扬子陆域海相中—古生界共发育4套主要烃源岩,从烃源岩有机质丰度角度分析,这4套烃源岩都是较好的烃源岩,具有很好的油气远景。结合烃源岩产出的岩相古地理背景,发现泥质烃源岩主要产出于早古生代深水陆棚—盆地相(下寒武统幕府山组和下志留统高家边组)和晚古生代海陆交互相(上二叠统龙潭组),而碳酸盐岩烃源岩则主要产出于碳酸盐岩台地相(下二叠统栖霞组),尤以局限台地相为优。研究沉积相带平面展布特征可以发现,烃源岩有利沉积相带明显具有向南黄海延伸的趋势,从而证明南黄海盆地海相中—古生界具有较好的油气潜力。     

琼东南深水区海陆过渡相富生烃凹陷评价及优选

琼东南盆地古近系崖城组被证实为海陆过渡相烃源岩,但是深水盆地内6个凹陷的特征及演化存在显著差异,如何确定最富生烃的凹陷直接关系到深水钻探的成效。本文在深水凹陷区域构造形成机制、沉积环境演变特征以及海陆过渡相烃源岩有机质特征分析的基础上,充分利用现有钻井和地震资料,首先依据地震相模式分析方法预测了烃源岩层段沉积相分布,并根据沉积相与有机相的对应关系,预测了有机相分布;同时采用地震速度岩性定量分析技术确定出各凹陷烃源岩厚度分布,并利用地震反演速度及区域内泥岩孔隙度和烃源岩Ro的关系,定量预测了源岩热成熟度分布;然后依据烃源岩有机相、厚度和热成熟度等参数计算了崖城组各层段生气量和生气强度;最后以这两个参数为主,结合资源量和油气发现概况,建立了深水区富生烃凹陷评价标准,以此对6个凹陷进行综合评价优选。研究认为陵水、乐东、宝岛和长昌四个凹陷是Ⅰ类(最富生烃)凹陷,而松南和北礁凹陷为Ⅱ类(较富生烃)凹陷。该评价结果对南海北部深水区下一步勘探部署和目标钻探有重要的指导意义。     

东海陆架盆地丽水—椒江凹陷月桂峰组烃源岩特征及生排烃史

丽水—椒江凹陷是东海陆架盆地油气勘探的一个重要领域,目前处于较低的油气勘探阶段。基于现有地质资料,在烃源岩发育特征及有机质丰度、类型和成熟度分析的基础上,采用含油气盆地数值模拟技术,定量恢复了研究区月桂峰组烃源岩的生排烃史。结果表明,月桂峰组烃源岩有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主,具有油气兼生的能力,总体上处于成熟阶段和高成熟阶段;月桂峰组烃源岩具有较高的生排烃强度,总体上经历了2次生排烃过程,但在不同构造单元存在明显的差异性。总之,以月桂峰组烃源岩为油气来源的含油气系统是该区油气勘探的主要目标。     

下扬子陆域海相古-中生界烃源岩控制因素及其对南黄海盆地的启示

通过精细测量及观测南京、巢湖、浙江地区25个露头点露头资料和典型剖面测量以及资料收集整理,综合分析认为下扬子陆域主要发育下寒武统荷塘组、下奥陶统宁国组(大湾-牯牛组)、上奥陶统五峰组-下志留统高家边组、下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭组、上二叠统大隆组6套区域性主力烃源岩。烃源岩的发育受多种因素控制,在下扬子地区主要受构造演化、最大海平面变化、古地貌单元、沉积环境等因素控制。在构造演化控制的特定古地理格局下,大规模海侵期控制了烃源岩发育层位,古地貌单元控制了烃源岩分布范围,沉积环境控制了烃源岩的类型。以下扬子陆域烃源岩研究为对比基础,探讨了寻找南黄海盆地烃源岩的方向。     

东非坦桑尼亚盆地油气地质特征与勘探前景

近几年,东非海岸坦桑尼亚盆地发现了14个大中型气田,使得坦桑尼亚成为全球深水油气勘探的焦点。以收集到的盆地最新地质基础资料和油气田资料为依据,归纳总结该盆地构造沉积演化特征,分析烃源岩、储集层、盖层及含油气系统特征,预测其勘探前景。研究认为,盆地发育3套烃源岩,主力烃源岩为中上侏罗统页岩、下白垩统三角洲相页岩和上白垩统海相页岩。主要储层是下白垩统河流三角洲砂岩以及上白垩统、古新统和渐新统的深水水道砂岩。潜在储层包括卡鲁群河流三角洲砂岩、中侏罗统砂岩和灰岩。盆地内具有优良盖层质量的黏土岩层序出现在整个侏罗系—新近系地层,形成了区域和层间盖层。陆上及浅水区以构造成藏组合为主;深水区以重力流砂体在陆坡形成的构造—地层成藏组合为主。勘探的目标应着重于白垩纪以来重力流砂砾沉积物及河道充填沉积物形成的斜坡扇和海底扇。     

南黄海盆地海相中、古生界油气资源潜力研究

在对南黄海盆地海相中、古生界烃源条件和后期保存条件研究的基础上,运用盆地模拟手段并结合前人研究成果,对海相地层烃源岩的排烃史进行了模拟,计算了海相地层油气资源量,从而进行了海相油气资源潜力的分析;同时通过对海相上构造层和下构造层两套含油气系统成藏条件的研究,预测了盆地内海相油气资源的有利运聚区,进而指出南黄海盆地海相油气勘探的有利区,为下一步南黄海盆地的勘探部署提供了依据。研究表明,南黄海盆地海相下构造层和海相上构造层栖霞组、龙潭组—大隆组烃源岩推测为好的烃源岩,海相上构造层青龙组烃源岩推测为中等—好的烃源岩;盆地海相地层具有一定的油气资源潜力,油气资源总量为35.37×10^8t,且在纵向上,油气资源主要来自海相下构造层烃源岩系,在平面上主要分布于南部坳陷;盆地海相地层存在两类油气资源勘探有利区,其中,最有利区位于中部隆起区南部、南部坳陷区和勿南沙隆起区北部。     

加里曼丹岛库泰盆地海相成藏组合特征及油气富集区分带性分析

通过系统收集和分析库泰盆地钻井岩屑样品及野外露头样品,首次对下中新统海相油气系统进行了评价。结果发现该区域以生物礁碳酸盐岩为标志层,发育多套海相沉积旋回,海相沉积油气系统具有自生自储自封堵特征:暗色海相泥岩为主力烃源岩,海相砂岩为有利储层,同时,海相泥岩作为有效盖层。下中新统海相烃源岩样品有机质类型为Ⅱ/Ⅲ型,以Ⅱ型为主,总有机碳质量分数(TOC)平均值1.92%,有机质处于低熟-成熟阶段,为有效烃源岩,烃源岩厚度较大,指示良好的生烃潜力;储层多期发育,具有低阻特征。自西向东,库泰盆地油气成藏系统时代变新、层系变浅:①盆地东部望加锡海峡深水-半深水区域以上中新统-上新统深水沉积成藏系统为主;②中部马哈坎三角洲-浅海区域以中中新统三角洲相成藏组合为主;③马哈坎褶皱带以下中新统海相成藏组合为主;④盆地西部以渐新统-始新统裂谷期成藏组合为主。新层段海相油气成藏系统的发现,揭示了库泰盆地有利成藏组合的分带规律,指明了库泰盆地中西部区域的未来油气勘探方向。