安哥拉下刚果盆地吉拉索尔深水油田

吉拉索尔油田位于西非安哥拉17号深水区块,水深1200～1400m,距安哥拉海岸150km。1996年发现,2001年产油,是安哥拉投入开发的第一个深水油田。油田面积约140km2,地质储量约为15.5×108bbl,可采储量约7.25×108bbl,为轻质油。油田所在的下刚果盆地主要经历了裂谷期、过渡期和热沉降期三个阶段的构造演化,相应沉积了裂谷期陆相地层、过渡期蒸发岩层和热沉降期海相地层。主要烃源岩为下白垩统Bucomazi组湖相页岩,有机质丰度高,类型好,成熟度适中,为很好的烃源岩。盆地深水区主要储层为上渐新统—中新统河道充填浊积砂岩复合体,砂岩固结差,物性良好。吉拉索尔油田主要由几个河道浊积砂岩复合体叠置组成,其中夹几个薄层席状砂岩,复合体之间被海相泥页岩分隔。上覆第三系泥岩为其主要盖层。     

鄂尔多斯盆地北部风积沙覆基岩型包气带结构的生态意义

风积沙覆基岩型包气带结构在鄂尔多斯盆地北部分布面积最广.在其结构及其属性特征分析基础上,重点解析了结构内垂向上土壤水分的富集规律;以沙蒿为例,对喜沙耐旱植被的生长与风积沙厚度、地下水水位埋深间的关系进行了探讨.认识到风积沙覆基岩型包气带结构有利于土壤水富集,是鄂尔多斯盆地北部沙蒿、沙柳等耐旱喜沙植被分布与生长的决定性因素,对维系盆地北部生态系统有重要作用;而地下水位埋深与沙蒿等耐旱植被生长间的关系并不密切.在进行盆地北部地下水资源评价及开发方案制定过程中,应对风积沙覆基岩型包气带的生态意义给予重视.     

鄂尔多斯盆地西峰油田白马南特低渗岩性油藏储层地质建模

以鄂尔多斯盆地西峰油田白马南长81砂岩油藏为例，应用随机序贯高斯模拟法（SUS）和序贯指示模拟法（SIS）建立研究目标的储层地质模型，进而探讨了在特低渗岩性油藏中相对高渗透储层形成的控制因素。认为长81油藏储层的形成主要受控于沉积作用；成岩作用对改善储层物性及油气的运聚起了重要的作用。砂体的三维模拟结果显示主砂体位于研究区西部，呈西南-东北向展布。储层物性参数的三维模拟也表明优质储层主要分布在主砂体带上长石溶蚀相和绿泥石薄膜胶结成岩相区。     

利用储层流体包裹体确定鄂尔多斯盆地塔巴庙区块上古生界油气充注期次和时期

流体包裹体是保存在储层中的微小流体样品,包含有丰富的地质信息。通过对鄂尔多斯盆地塔巴庙区块18口井的62块流体包裹体样品进行荧光观察和显微测温,认为该区上古生界地层共发生过6期流体活动,均与油气成藏有关,并以第二期—第六期的天然气充注为主。结合埋藏史分析可知,油气成藏分别发生在距今190～150Ma的早侏罗世中期—中侏罗世晚期,150～124Ma的中侏罗世晚期—早白垩世早期,124～101Ma的早白垩世早期—早白垩世中期,101～86Ma的早白垩世中期—早白垩世中末期和86～70Ma的早白垩世中末期—早白垩世末期。其中,早侏罗世中期—中侏罗世晚期为油气充注的初始阶段,中侏罗世晚期—早白垩世早期为轻质油的主要成藏时期,中侏罗世晚期至早白垩世末为研究区内目的层天然气的主要成藏时期。     

鄂尔多斯盆地上、下古生界和中生界天然气地球化学特征及成因类型对比

鄂尔多斯盆地位于中国中部,是中国第二大沉积盆地,天然气类型多样、分布广泛,在上、下古生界都有找到千亿立方米以上的大气田,中生界也找到一些气藏.通过对上、下古生界和中生界200多个气样的组分及碳同位素的对比分析,对不同层位天然气的类型进行研究,并分析其气源.上古生界天然气烷烃碳同位素值较重,显示煤成气的特征;各气田天然气发生单项性碳同位素倒转,这主要是同源不同期煤成气混合的结果.下古生界天然气δ13C1值重,δ13C2和δ13C3值较轻,属于煤成气为主油型气为辅的混合气;有多项性碳同位素倒转,更有少见的δ13C1>δ13C2,这是由于高(过)成熟阶段的煤成气和油型气混合造成的.中生界天然气碳同位素值较轻,显示油型伴生气的特征;少数气样发生δ13C3>δ13C4倒转是由于细菌氧化作用和不同期次油型气混合所致;丁烷碳同位素出现δ13iC4>δ13nC4,与上古生界相反,这可能是与干酪根类型不同有关.通过δ13C1-Ro的判别以及奥陶系碳酸盐岩有机碳含量低,否定了奥陶系碳酸盐岩是下古生界油型气的主要来源,认为下古生界油型气主要来自上古生界海相石灰岩,可能有少量奥陶系碳酸盐岩的贡献.     

对门源盆地"红层"形成时代的新认识

门源盆地位于青藏高原东北缘北祁连山腹地,为狭长的新生代走滑拉分山间宽谷盆地。其中充填一厚约407~960 m、干旱气候条件下的河湖相沉积"红层",长期以来各项研究工作均未能于其中采获任何生物化石。因此,尽管各家均认同其属"第三纪"无疑,但仍对其确切时代存在着较大的争论,而对其时代的确定有助于正确认识门源盆地形成时的构造背景,具有较为重要的意义。通过区域地层对比、"红层"形成气候条件与南侧西宁盆地及北邻酒泉—张掖盆地古气候环境所作的对比,深入探讨认为其时代属中中新世,并初步分析了门源盆地形成的新构造运动大陆动力学机制背景。     

鄂尔多斯盆地长91湖相优质烃源岩的发育机制探讨

新近的钻探和有机地球化学测试与研究,在鄂尔多斯盆地上三叠统长9油层组上段发现了一套湖相优质烃源岩,其平均TOC达5.03%,平均沥青"A"含量达0.8603%,有机母质类型——以低等水生生物为主要来源的腐泥型,并已达到了生油高峰的热演化阶段.湖相优质烃源岩发育于湖盆的局部凹陷.各项有机、无机地球化学参数反映出长91优质烃源岩形成于淡水—微咸水、弱氧化—弱还原的半深湖相沉积环境.因此,高生产力是该套优质烃源岩形成的主控因素.薄层凝灰岩、纹层状凝灰岩的沉积,以及Eu显著正异常的发现,佐证了同期可能存在与火山喷发有关的缺氧地质事件.地质事件对长91优质烃源岩的发育起着重要的作用.     

鄂尔多斯盆地东胜地区砂岩型铀矿成岩作用研究

为了解东胜地区砂岩型铀矿含矿砂岩的成岩演化与成矿响应,进而探讨该矿床的成因,采用了薄片鉴定、电镜扫描、电子探针、能谱分析、阴极发光、同位素分析及包裹体测温等多种分析方法,对东胜地区直罗组砂岩进行了详细的成岩作用研究.研究表明,直罗组含矿砂岩的岩石类型主要为岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩;成岩矿物有粘土矿物、碳酸盐、硅质矿物和铁质矿物;砂岩的物性明显受到成岩作用的控制,物性良好的砂岩有利于成矿流体在其中运移、存储并最终成矿.直罗组砂岩经历了早成岩阶段A,B期和表生成岩阶段;成岩环境演化可分为酸性氧化-碱性还原-酸性-氧化还原、酸碱过渡阶段;铀分别以预富集的铀酰离子、活化的铀酰离子、分散吸附状铀和铀矿物沉淀的形式存在.研究指出,在表生成岩阶段,砂岩型铀矿的形成不仅与氧化-还原过渡环境有关,而且与酸性-碱性过渡成岩环境密切相关;氧化-还原、酸性-碱性过渡带有利于铀在砂岩中富集成矿.     

循化-德地区新生代盆地发育及其对高原增生的指示

循化-贵德地区的循化盆地、贵德盆地和同仁盆地与拉鸡山和西秦岭北缘逆冲带相邻分布.盆地沉积地层主要由渐新统西宁群、渐新统上部至上新统贵德群和下更新统组成.它们由不整合界面分隔,划分为3个盆地相.盆地相1为西宁群,盆地相2为贵德群查让组、下东山组、贺尔加组和甘家砾岩组,盆地相3为共和组及下更新统.3个盆地相均在其中下部或底部发育湖泊沉积,向上转变为冲积扇-辫状河平原沉积体系,呈现出粒径向上不断加大的反序、进积沉积序列.盆地沉积、古流和沉积物碎屑成分分析表明,研究区在西宁群(盆地相1)沉积时期发育大型湖泊沉积盆地,盆地沉积物源主要来自于南侧的西秦岭逆冲带,而拉鸡山逆冲带处于沉积基准面之下,接受沉积;在贵德群(盆地相2)沉积时期,逆冲作用向北迁移,拉鸡山逆冲隆升,研究区盆地分割,主要沿拉鸡山逆冲带南北两侧发育点源扩散型冲积扇-辫状河平原沉积.研究区盆山系统演化对青藏高原远端增生过程具有重要的指示意义.研究结果表明,青藏高原新生代向北东的增生作用在渐新世(29～21.4Ma)已抵达西秦岭北缘地区,增生过程主要表现为向北的单向褶皱逆冲增厚隆升和前缘前陆盆地充填;中新世至上新世(20.8～2.6Ma)高原增生作用跨过研究区可能抵达祁连北缘和六盘山地区,增生过程主要表现为双向基底卷入式逆冲增厚隆升和分割式前陆盆地充填上新世至早更新世(2.6～1.7 Ma)高原远端主要表现为区域剥蚀夷平与山间盆地加积充填.     

Seismic identification of channel sandbodies in the Fuyang oil layer in North Songliao Basin, China

The Fuyang oil-layer in North Songliao Basin is characterized by thin interbedded sands and shales, strong lateral variation, strong reservoir heterogeniety, and so on. The thickness of individual sand layers is generally 3 - 5 m. Identifying the channel sand-bodies of the Fuyang oil layer using seismic techniques is very difficult due to the low seismic resolution. Taking the GTZ area as an example, we discuss the genetic characteristics of the channel sand-bodies and point out the real difficulty in using seismic techniques to predict the channel sand-bodies. Two methods for the identification of channels are presented： frequency spectrum imaging and pre-stack azimuthal anisotropy. Identifying the channel sand-bodies in Fuyu oil-layer using the two seismic methods results in a success rate up to 80% compared with well data.