被动大陆边缘构造演化对深水区烃源岩形成的控制

以世界被动大陆边缘含油气盆地构造演化、油气田资料为基础,采用地质综合分析方法,探讨了不同类型被动大陆边缘盆地在不同构造演化阶段深水区烃源岩的形成条件:开阔海型被动大陆边缘盆地群裂谷阶段发育大型局限湖盆,区域分布的厚层湖相富生油黑色泥页岩为主力烃源岩;边缘海型被动大陆边缘盆地群裂谷阶段发育受河流—波浪控制的大型三角洲,海陆过渡相富生气炭质泥页岩和煤系为主力烃源岩;被动大陆边缘阶段盆地群发生持续性海侵,在高水位体系域缺氧环境下的富有机质海相泥页岩为盆地重要的烃源岩。     

世界主要被动大陆边缘深水含油气盆地生储盖组合发育规律

世界被动陆缘深水含油气盆地的演化可划分为裂前期、裂谷期以及裂后期(被动陆缘期),裂后期又可划分出热沉降期和漂移期两个亚期.裂谷期发育的裂谷层序和漂移期发育的漂移层序是构成生储盖组合的主要层序.统计发现,盆地的生储盖组合主要有裂谷期生储盖、裂谷期生或混生-漂移期储盖和漂移期生储盖三种组合.三种生储盖组合类型均主要发育海陆...     

世界深水含油气盆地烃源岩的发育特征及对中国南海北部深水区烃源岩的启示

国外深水盆地烃源岩发育特征表明:无论是板内的断坳盆地还是板缘的先裂陷后漂移沉积盆地,在裂陷期(断陷期)及坳陷期(漂移期)均有烃源岩分布,大陆边缘盆地不同演化阶段有效烃源岩发育程度存在差别,其中裂陷期非海相(湖相)暗色页岩是最主要和最普遍的生油岩,还可能发育过渡相或近海相的煤系和泥质烃源岩;其次是板内坳陷晚期或板缘漂移期的海陆过渡相、近海相、前三角洲相等有大量的有机质供给或者长期离物源区较近的情况下,烃源岩发育;裂陷晚期和坳陷早期烃源岩一般不发育,但有大量的有机质供给的半封闭浅海—半深海环境可能发育高效烃源岩。国外主要深水盆地中新生界烃源岩发育特征对中国南海北部深水区烃源岩的认识具有重要的指导意义。中国南海北部裂陷早期阶段发育的湖相烃源岩和裂陷晚期发育的海陆过渡相烃源岩为主力烃源岩;南海北部不同盆地坳陷期中新统海相烃源岩差异较大,其中陆源有机质输入不足的琼东南盆地烃源岩稍差些,陆源有机质输入相对充足的珠江口盆地烃源岩较好一些。墨西哥湾和北苏门答腊盆地的勘探实践已经证实了半深海相烃源岩可作为有效油源岩,这对中国南海北部深水区中新统海相烃源岩认识具有很好的借鉴意义。     

世界主要深水含油气盆地烃源岩特征

对墨西哥湾、巴西东部大陆边缘、西非被动大陆边缘、澳大利亚西北陆架、挪威中部陆架、南海等六个地区的22个深水含油气盆地烃源岩特征(主力烃源岩形成的时代、构造背景、沉积环境、类型、地球学化指标等)的综合研究结果表明,世界深水含油气盆地主力烃源岩主要集中在白垩系,其次为第三系和侏罗系;裂谷期烃源岩占绝对优势,其次为被动陆缘期...     

西非被动大陆边缘含油气盐盆地构造背景及油气地质特征分析

西非被动边缘含油气盐盆地包括西非安哥拉—喀麦隆段的加蓬盆地、下刚果盆地、宽扎盆地等。认为这些盐盆地从构造、沉积相、油气分布上都具有垂向上的分段性。盆地演化受控于石炭纪末泛大陆裂解及随后南大西洋的张开。盆地演化划分为前裂谷阶段(J3前)、同裂谷阶段(J3—K1)、过渡阶段(K1)和后裂谷阶段(K2—Q)。由于Tristan热点活动以及热带干旱气候的相互作用,过渡阶段发育厚层阿普特阶盐层,将盆地分为盐上、盐下两套油气系统,控制了油气纵向上的分布。盐盆地以上侏罗统—下白垩统特富湖相Ⅰ型烃源岩、森诺曼阶—赛诺统缺氧环境下形成的Ⅱ型海相烃源岩为主要源岩;大型深水浊积扇体为储层,油气通过同生断层及盐窗等疏导通道运聚至构造圈闭、盐层顺层滑脱引起的拱张圈闭以及一些岩性圈闭中,这些有利的成藏条件相匹配形成了巨大规模油田。     

渤海湾盆地石炭二叠系烃源岩的沉积控制

运用地球化学等分析测试手段，研究了渤海湾盆地石炭二叠系烃源岩的展布及其沉积控制、有机质特征、有机相及生烃潜力，认为：苏桥一文安地区、黄骅坳陷的南皮凹陷和沧东凹陷等地区为沉积中心；泻湖、潮坪和泛滥平原较好的控制了烃源岩的发育；对研究区山西组和太原组划分出了5种沉积有机相，其中以深沼芦苇沉积有机相和流水沉积有机相形成的烃源岩最好，主要以生油和生气为主。     

全球被动陆缘深水勘探领域富油气特征及与我国南海被动陆缘深水区对比

被动陆缘深水富油气区油气资源丰富、大发现接连不断,正逐渐成为全球油气勘探的新热点。2000-2007年全球被动陆缘深水区(300 m)共发现33个大型油气田,占全球同期油气大发现的42%。南海北部海域、南海南部海域及东南亚地区等属被动陆缘类型,近年来在深水区也不断有新的油气田发现。对比分析了我国南海被动陆缘深水盆地与典型被动陆缘盆地的石油地质特征存在的差异,比如发育时间上我国南海较国外发育晚、时间短;在被动陆缘发育的4个典型阶段——前裂谷期、裂谷期、过渡期和漂移期中,裂谷期与过渡期发育明显不同;不同演化模式导致不同的沉积、成岩、热演化环境等;沉积层厚度差异较大,国外被动陆缘沉积层厚度可达上万米;大地构造环境造成油气疏导系统差异;双层结构发育的具体情况不同,使得膏岩岩层、上构造层烃源岩发育差异明显等。因此,寻找具有特殊地质条件(比如我国南海经历了特殊的洋盆扩张史,其南部挤压、北部拉张、西部走滑、东部消减)的深水海域;考虑生物礁储层比较发育的独特优势(比如南海北部的流花11-1生物礁大油田,地质储量1.64亿t,南海南部还有许多与生物礁碳酸盐岩有关的油气田),将是今后南海被动陆缘深水区油气勘探的重要方向。     

南海北部深水区靖海凹陷结构和构造演化分析

靖海凹陷为南海北部深水区油气勘探的重点盆地之一,系统深入研究盆地结构特征及演化过程有助于深化对南海北部深水盆地的认识,为深水油气勘探提供新思路。本次研究以靖海凹陷2D地震资料的地质构造解释为基础,描述新发现的拆离断层的几何学特征,对比靖海凹陷东、西部结构样式差异性;通过沉降史模拟结果和典型拆离断层生长发育过程分析,恢复了靖海凹陷自新生代以来的沉降和构造演化过程;结合研究区深部资料与国外深水盆地最新研究进展,探讨了盆地结构和构造演化过程与南海北部陆缘地壳和岩石圈的伸展、减薄以及破裂作用的关系。研究结果表明,靖海凹陷东部与西部的盆地结构样式存在差异性,西部发育大型拆离断层及其所控制的拆离盆地系统,东部则呈现为由多个简单的南断北超的半地堑盆地所构成的复式地堑结构。盆地的构造演化划分为断陷期和坳陷期,其中断陷又可细分为断陷Ⅰ幕和断陷Ⅱ幕。盆地断陷Ⅰ幕对应于南海北部陆缘伸展阶段,高角度断层普遍发育;盆地断陷Ⅱ幕对应于南海北部陆缘减薄阶段—剥露阶段,拆离断层发育;当南海北部岩石圈完全破裂之后,盆地进入到坳陷期。     

澳大利亚西北陆架深水盆地油气分布规律

澳大利亚西北陆架边缘海型被动大陆边缘是目前全球深水区油气勘探的热点地区之一,近年来的一系列深水(＞500m)油气重大发现使其备受关注.澳大利亚西北陆架油气分布总体上具有显著的不均一性.平面上呈“内油外气”的分布特征,油气主要分布于富烃凹陷的凹边隆和凹中隆.远岸带深水区发育大型、超大型气田且成群成带分布,近岸带浅水区以发育中、小型油田为主,亦成群成带分布.纵向上呈“上油下气”的分布特征,天然气和凝析油主要富集于上三叠统和中-下侏罗统,石油主要富集于上侏罗统和下白垩统.     

典型被动大陆边缘深水盆地构造演化与层序地层学分析

深水油气勘探是当前全球油气勘探的热点和最具发展潜力的新领域,研究被动大陆边缘深水盆地的构造演化过程和层序地层学特征无疑具有重要的理论和实践意义。通过对典型被动大陆边缘深水盆地的综合研究,分析了被动大陆边缘深水盆地的构造演化过程和层序地层学特征,认为被动大陆边缘深水盆地“经历了四大区域构造演化阶段（大陆开裂、大陆裂谷、新生大陆边缘、成熟大陆边缘）,相应发育三个不整合（裂开不整合、分离不整合和陆裾转换不整合）,可划分为四大构造层序（大陆开裂层序、大陆裂谷层序、新生大陆边缘层序和成熟大陆边缘层序）”。     

陆相湖盆海侵地质事件识别及其对烃源岩形成影响

陆相湖盆一些烃源岩的形成是否与海侵地质作用有关,这在石油地质学的陆相生油理论研究中,是一个具有一定不确定性的重要科学和实践应用问题.为给全面深入理解该问题提供参考,笔者等述评了这一领域的研究现状,并提出了值得进一步深入工作的方向.首先剖析了是否有海侵作用发生,为此分析了海侵的各类识别证据,并主要归纳为生物学、矿物岩石学、地球化学这3个方面,多方面证据指示一些湖相烃源岩在形成过程中的确很可能有海侵地质事件发生.海侵对烃源岩形成具有影响,并主要体现在有机质丰度、类型及烃源岩规模上,且通常使得丰度增高、类型变好、规模变大,优化了烃源岩质量.未来为了进一步深化对该问题的认识,一方面要继续加强对海侵识别宏微观证据的综合研究,另一方面可寻找在沉积环境上具有延续性和过渡性的研究实例,从海相到海侵湖相再到湖相,如中国东南部下白垩统,开展时空上的对比分析.这对全面准确认识烃源岩的形成机制具有重要意义,并可为油气勘探提供参考.     

南海南、北大陆边缘盆地烃源岩热演化差异及成因分析

对横跨南海南、北共轭大陆边缘的两条骨干剖面所经过的沉积盆地烃源岩热演化进行模拟,分析了南、北陆缘盆地烃源岩热演化差异。结果表明,南海南部陆缘盆地生烃门限整体比北部陆缘盆地的生烃门限浅,南部陆缘盆地生烃门限整体在2 200~2 300 m之间,中新统烃源岩基本已进入生烃门限;北部陆缘盆地生烃门限整体位于2 500~2 600 m之间,渐新统及其以下烃源岩进入生烃门限。南海南、北陆缘盆地生烃门限的规律性与南海现今热流分布南高北低、西高东低的整体趋势相对应,高热流有利于烃源岩的成熟与生烃,因此热流值高的区域对应生烃门限较浅。造成南、北陆缘主力烃源岩的热演化程度差异的主要原因可能是由南海扩张及古南海俯冲引起的地温场变化所引起。     

Differences in the Tectonic Evolution of Basins in the Central‐Southern South China Sea and their Hydrocarbon Accumulation Conditions

To reveal the causes of differences in the hydrocarbon accumulation in continental marginal basins in the centralsouthern South China Sea,we used gravity-magnetic,seismic,drilling,and outcrop data to investigate the tectonic histories of the basins and explore how these tectonic events controlled the hydrocarbon accumulation conditions in these basins.During the subduction of the Cenozoic proto-South China Sea and the expansion of the new South China Sea,the continental margin basins in the central-southern South China Sea could be classified as one of three types of epicontinental basins:southern extensional-foreland basins,western extensional-strike slip basins,and central extensional-drift basins.Because these basins have different tectonic and sedimentary histories,they also differ in their accumulated hydrocarbon resources.During the Cenozoic,the basin groups in the southern South China Sea generally progressed through three stages:faulting and subsidence from the late Eocene to the early Miocene,inversion and uplift in the middle Miocene,and subsidence since the late Miocene.Hydrocarbon source rocks with marine-continental transitional facies dominated byⅡ-Ⅲkerogen largely developed in extremely thick Miocene sedimentary series with the filling characteristics being mainly deep-water deposits in the early stage and shallow water deposits in the late stage.With well-developed sandstone and carbonate reservoirs,this stratum has a strong hydrocarbon generation potential.During the Cenozoic,the basin groups in the western South China Sea also progressed through the three developmental stages discussed previously.Hydrocarbon source rocks with lacustrine facies,marine-continental transitional facies,and terrigenous marine facies dominated byⅡ2-Ⅲkerogen largely developed in the relatively thick stratum with the filling characteristics being mainly lacustrine deposits in the early stage and marine deposits in the late stage.As a reservoir comprised of self-generated and self-stored sandstone,this unit also has a high hydrocarbon generation potential.Throughout those same three developmental stages,the basin groups in the central South China Sea generated hydrocarbon source rocks with terrigenous marine facies dominated byⅢkerogen that have developed in a stratum with medium thicknesses with the filling characteristics being mainly sandstone in the early stage and carbonate in the late stage.This reservoir,which is dominated by lower-generation and upper-storage carbonate rocks,also has a high hydrocarbon generation potential.     

南海陆缘盆地构造演化与烃源岩特征

受近南北向扩张机制控制,南海陆缘盆地或凹陷多呈NE向带状展布,总体上具有“南三北三”平行排列、外窄内宽的特点。新生代发生的4次重要区域构造运动具有穿时性,共发育3期盆地破裂不整合面,分别是早渐新世与晚渐新世之间、古近纪与新近纪之间、中中新世与晚中新世之间;由东往西,盆地破裂不整合面的时代逐渐变新。受构造运动与海平面升降影响,南海海域发育湖相、海陆过渡相和陆源海相3类烃源岩。由南北两侧向中央海盆,烃源岩类型由湖相逐渐过渡到海陆过渡相与陆源海相;从东向西,盆地主力烃源岩层位逐渐变新,由始新统-渐新统逐渐过渡到渐新统-中新统。南海海域烃源岩的分布规律与盆地破裂不整面存在密切关系:破裂不整合面形成早（早渐新世与晚渐新世之间）的盆地,主力烃源岩形成早（始新统湖相烃源岩）;反之,破裂不整合面形成晚（中中新世与晚中新世之间）的盆地,则烃源岩形成晚（渐新统-中新统海陆过渡相到陆源海相烃源岩）。     

Petroleum System in Deepwater Basins of the Northern South China Sea

The northern South China Sea margin has experienced a rifting stage and a post-rifting stage during the Cenozoic.In the rifting stage,the margin received lacustrine and shallow marine facies sediments.In the post-rifting thermal subsidence,the margin accumulated shallow marine facies and hemipelagic deposits,and the decpwater basins formed.Petroleum systems of deepwater setting have been imaged from seismic data and drill wells.Two kinds of source rocks including Paleogene lacustrine black shale and Oligocene-Early Miocene mudstone were developed in the deepwater basin of the South China Sea.The deepwater reservoirs are characterized by the deep sea channel fill,mass flow complexes and drowned reef carbonate platform.Profitable capping rocks on the top are mudstoues with huge thickness in the post-rifting stage.Meanwhile,the faults developed during the rifting stage provide a migration path favournble for the formation of reservoirs.The analysis of seismic and drilling data suggests that the joint structural and stratigraphic traps could form giant hydrocarbon fields and hydrocarbon reservoirs including syn-rifting graben subaqueous delta,decpwater submarine fan sandstone and reef carbonate reservoirs.     

近海陆架盆地优质烃源岩的测井评价展望

优质烃源岩的分布对油气成藏具有控制意义,在潜在烃源岩发育层段中找出优质烃源岩,是进一步提高我国近海盆地油气勘探水平的关键环节之一。海上勘探取岩心困难,制约了对烃源岩的优选。目前已建立了利用测井信息评价烃源岩的方法,并在陆上的渤海湾盆地济阳坳陷和柴达木盆地取得了较好的应用效果。我国近海盆地与这些陆上盆地具有相似的地质特征,所建立的测井评价方法也将同样适用。已知东海、珠江口、莺歌海以及渤海等浅海盆地的烃源岩非均质性都比较严重,在厚度巨大、分布很广的暗色泥页岩中找出优质烃源岩,将有效提高我国近海盆地的油气勘探成功率。