对中国海相盆地油气资源战略选区的思路

中国古大陆的地质构造演化、盆地性质和盆山转换过程以及资源分布，决定了我国油气勘探战略方针应为两个并举：海域区勘探和陆上区勘探同时并举；陆上区应为古生代海相盆地和陆相盆地同时并举。中国陆地上的海相油气盆地主要分布在特提斯构造域中，具克拉通基底的塔里木、鄂尔多斯和四川盆地三大海相盆地是当前我国油气资源重要勘探开发区，具有巨大的资源潜力。中国古大陆发育有两个构造层次的海相盆地，早古生代海相盆地沉积了海侵和海退序列两套烃源岩。晚古生代一早印支期的早期海侵序列以储集层为主、烃源岩次之；海平面下降期的盆地具生储双重性。油气勘探开发的实践证明，三大海相盆地在生烃、储集、成藏上具有三个共性：(1)原型盆地演化和沉积序列相同，具五个层系的烃源岩；(2)加里东构造运动形成夭折前陆盆地，造就了古隆起和构造掀斜，形成浅海深水盆和古暴露面；(3)古岩溶碳酸盐岩与上覆晚古生代海侵地层组成了储集成藏体系。     

下古生界海相碳酸盐岩的生烃机制与成烃模式研究

碳酸盐岩中有机质的多种赋存形式和碳酸盐岩对有机质特殊的催化作用,决定了碳酸盐岩特有的生烃机制物成烃模式,碳酸盐烃源岩的生烃过程分为早期的生物大分子解聚生烃阶段;中期的干酪根大量热降解生烃阶段;碳酸盐矿物包裹体有机质和晶包有机质在高演化阶段生烃三个主要阶段,是个多源复合,多阶段连续的生烃过程,而且与碎屑岩生烃比较,具有生油高峰和生气高峰滞后的现象。     

应用海相镜质组反射率研究华北地区下古生界成熟度

如何评价下古生界高－过成熟海相碳酸盐岩成熟度是当前急需解决的问题,笔者通过对华北地区下古生界海相烃源岩的有机岩石学分析,确认下古生界高－过成熟碳酸盐岩中第相镜质全,建立了海相镜质体反射率与镜质组反射率之间的关系。     

断裂系统在油气成藏中的作用

断裂系统在油气地质及成藏规律研究中具有重要意义。对于勘探和研究程度较低或很低的地区,应拓宽思路,充分利用各个地区的有利条件,开展多样的勘探和研究工作。在充分依靠先进勘探技术的同时,还应重视地面地质调查,尤其是重视已发现的地表油苗价值的开发。江西弋阳盆地和浙江金衢盆地白垩系红色砂质岩层内广泛分布裂缝性含油、含沥青显示说明,其分布明显受区域性断裂系统的控制。断裂系统与孔渗性相对较好的砂质岩配置,可形成地表油苗相对富集。     

西藏晚白垩世锶同位素曲线的全球对比及海相地层的定年

在样品成岩蚀变检测的基础上, 本文测试了西藏岗巴地区晚白垩世海相碳酸盐的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值. 样品对海水代表性的评估说明, 这些数据较好地反映了原始海水的锶同位素组成. 建立的晚白垩世锶同位素演化曲线与国际上已公布的同时代曲线有较好的可对比性, 说明全球事件是海水锶同位素组成最为重要的控制因素; 曲线的建立为该地区晚白垩世地层大范围洲际盆间对比提供了新的途径, 弥补了生物地层对比的不足. 在此基础上, 笔者尝试利用测试的锶同位素数据, 根据锶同位素地层学的原理确定了西藏南部岗巴地区白垩系剖面坎潘/三冬阶和马斯特里赫特/坎潘阶的界线, 按83.5 Ma和71.3 Ma分别作为这两个界线的年龄, 它们分别位于剖面的217 m和291 m处.     

海相三角洲高分辨率层序地层学特征--以R国K气田PF组地层为例

利用高分辨率层序地层学理论和技术方法，综合测井和岩芯资料对R国K气田PF组地层海相三角洲沉积体系进行高分辨率层序地层学分析，从中识别出短期、中期、长期3个级别的基准面旋回层序．进一步分析短期旋回层序结构，划分出向上“变深”非对称型、向上“变浅”非对称型、对称型3种基本结构类型，还细分出低可容纳空间向上“变深”非对称型、高可容纳空间向上“变深”非对称型、以上升半旋回为主的不完全对称型、近完全一完全对称型和以下降半旋回为主的不完全对称型5种亚类型。并总结出海相三角洲短期旋回层序的沉积序列、叠加样式和分布模式．为PF组进一步的精细地质研究提供了依据。     

西藏高原油气资源战略研究及其评价工作

中国油气工业的发展有着辉煌的历史，但目前存在着诸多问题及矛盾，势必影响中国油气工业的进一步发展，我国油气资源的战略发现，探明的油气地质储量和新增的油气开采储量工作滞后于石油消费需求的增长，是我国石油战略发展的主要矛盾。因此，寻找我国油气资源的战略新发现和开发接替区，就成为解决我国油气问题的必然，通过我们和有关方面多年来的工作，表明西藏高原特堤斯海相盆地有可能成为本世纪我国油气工业新领域，本文对此进行了专门的论述并提出了建议。     

Unusual N—Alkane Distributions in Extracts from Marine Carbonate Rocks at High Levels of Maturity and Overmaturity

N-alkanes in extracts from possible carbonate source rocks of the Lower Ordovician Majiagou Formation in the central gas field of the Shanganning Basin and the Upper Sinian Dengying Formation in the Weiyuan gas field of the Sichuan Basin, are characterized by bimodal distributions with the dominant carbon numbers in the range C₁₇-C₂₁ and C₂₅-C₂₉. In most samples, the lower carbon number components are present in greater abundance than the higher carbon number ones. Most samples contain significant concentrations of waxy hydrocarbons (C₂₂₊) with C_21-/C₂₂₊ ratios between 0.50 to 3. 16, and an average value of 1. 34. The n-alkanes in extracts of outcrops and shallow core samples of Upper Proterozoic and Lower Palaeozoic carbonate rocks in the western and southern parts of the North China Basin are of unimodal distributions dominated by n-alkanes maximizing in the C₂₅-C₂₉ range. These extracts have very high concentrations of waxy hydrocarbons with C_21-/C₂₂₊ ratios all < 1. 0, ranging from 0. 14 to 0. 90 and averaging 0. 36. All of the extracts have a marked odd/even predominance in the high molecular weight n-alkane range regardless of whether they are from shallow or deep cores or out-crop samples. Simulation experiments were performed using typical sapropelic-type kerogens from the immature Sinian Lower Xiamalin Formation carbonate-rich shales collected at Jixian, Hebei Province, North China Basin, and the contemporary microplanktonic blue-green algaeSpirulina subsala. Results indicate that the unusual distribution of n-alkanes in the extracts of Upper Proterozoic and Lower Palaeozoic carbonate rocks possibly originated from algae in the source rocks at high levels of maturity and overmaturity. This research project was financially supported by the Chinese Academy of Sciences (Grant No. KZCX2-111 ).     

南方海相天然气保存机理及保存条件初探

地下地质条件下天然气主要以游离气、溶解气、吸附气的形式保存,压力封闭和水(油)溶保存是天然气的主要保存方式。含气系统的保存需要一个立体空间上的封闭保存体系,区域盖层和直接盖层的封存保存功能不同,前者主要是构建一个封闭保存体系,后者直接遮挡或抑制天然气的扩散与渗漏。异常高压带的存在与否和水文地质条件是衡量区域封闭保存体系的两个重要标志。根据南方海相不同区块油气保存特性,划分出持续型(四川盆地型)、重建型(中、下扬子型)和残余型(秧坝型)三类不同的油气保存单元。     

海相碳酸盐烃源岩的评价标准

<正> 有机质丰度是评价烃源岩的最基础指标。对于泥质烃源岩的评价标准,国内外比较一致,大都选取0.3%～0.5%作为有机碳的下限值。但对海相油源岩的有机碳下限值众说纷纭,国内外不同研究者提出了极不相同的评价标准。总的来看,国外学者提出的下限值高,多在0.20%～0.50%范围,国内学者提出的下限值较低,一般在0.05%～0.12%范围。但近年来梁狄刚、戴金星等提出较高的下限值,取