海陆对比看南黄海海相中-古生界的生储盖组合特征

作为下扬子主体的南黄海盆地发育分布广泛、厚度大且较全的中-古生代海相地层,通过对比扬子陆域的烃源岩、储层及盖层特征,结合南黄海盆地近几年采集的地震剖面、钻井资料以及陆上野外露头资料,总结和分析了南黄海海相中-古生界的生储盖组合特征。南黄海海相地层发育下寒武统荷塘组/幕府山组、下志留统高家边组、下二叠统栖霞组和二叠系龙潭-大隆组4套烃源岩,对比扬子区陆域烃源岩特征,确定为较好的烃源岩。苏北-南黄海盆地储集层以碳酸盐岩为主,发育白云岩孔隙储层、礁滩相储层、风化壳储层和裂隙储层4种类型。研究认为南黄海发育扬子陆区已发现的典型油气藏的成藏层位,海相地层发育3套区域性的盖层和3套完整的生储盖组合,具有很好的油气远景。      

寒武、奥陶纪海平面变化与烃源岩发育关系——以塔里木盆地为例

文章研究了寒武-奥陶纪海平面变化与烃源岩发育的关系，并探索其烃源岩的发育模式和分布规律。认为海平面变化和地壳沉降才是烃源岩发育决定性因素，其烃源岩发育模式：泥质类烃源岩主要形成于广海陆棚-半深海盆地，处于深水沉积背景；陆棚相泥质烃源岩，其形成与上升洋流的作用有关；半深海相烃源岩的形成是由于深水缺氧，沉积速率低，使得有机质富集；碳酸盐岩烃源岩分布于盆地中西部，与膏岩、盐岩有着密切的共生关系。     

南华北盆地新元古界—下古生界海相烃源岩评价

南华北盆地是我国油气勘探历史较长,但仍未取得工业性突破的地区之一,新元古界—下古生界深层油气是值得深入探索的海相天然气新地层和新领域,从有机地球化学和沉积相的角度分析新元古界—下古生界的烃源岩条件,为下一步天然气勘探决策提供地质依据。有机地球化学评价表明南华北盆地新元古界—下古生界有机质类型为腐泥型(I型),热演化程度达到高—过成熟阶段,尚有一定的生气潜力;新元古界—下古生界包括6套区域性烃源岩层,青白口系刘老碑组差烃源岩、崔庄组差—好烃源岩和寒武系马店组好—很好烃源岩、张夏—崮山组及凤山组差—中等烃源岩的有效分布区为南华北盆地南缘及东南缘的较深水陆棚或开阔台地和次深海斜坡相沉积区;青白口系张渠组—魏集组及史家组差—很好烃源岩和中奥陶统差—中等烃源岩的有效分布区为东北部较深水台地以及西南部浅海陆棚相沉积区。马店组暗色泥页岩及泥质白云岩为最优的烃源岩,张渠组—魏集组碳酸盐岩和泥页岩、崔庄组泥页岩、刘老碑组泥页岩次之,中奥陶统、张夏组—崮山组盐岩及九里桥组—九顶山组碳酸盐岩为较差的烃源岩。     

下刚果盆地烃源岩对油气分布的控制作用分析

通过对下刚果盆地烃源岩发育特点与油气分布规律的研究,认为烃源岩是控制该盆地油气差异性分布的关键因素。下刚果盆地发育盐下湖相、盐上海相2套烃源岩,油气分布具有纵向分层、平面分带的差异性特征。该盆地陆上及浅水区以盐下湖相烃源为主且多为中—小型油气田,而深水区以盐上海相烃源为主且多为大—中型油气田;盐下裂谷期地堑发育程度南弱北强,导致了盐下烃源岩发育规模南小北大,形成了浅水区南部以小型油气田为主、北部以中—小型油气田为主的差异分布特点;刚果扇沉积中心由南向北迁移,导致了深水区盐上烃源岩的成熟度由南向北逐渐降低,形成了深水区油气田分布数量与规模由南向北明显减小的差异分布特点。     

琼东南盆地深水区东段崖城组沉积特征及对海相烃源岩的控制

崖城组是琼东南盆地的主力生烃层系。根据古生物、岩性以及古构造、古地貌等资料，系统分析了琼东南盆地深水区东段崖城组的沉积环境与沉积相，在此基础上对海相烃源岩的发育条件进行了分析。结果表明，崖城组沉积时期，琼东南盆地深水区东段为半封闭的海湾环境，松南—宝岛—长昌凹陷发育广泛的滨浅海沉积，凹陷边缘发育多个小规模的近源扇三角洲、三角洲，海岸平原分布在凹陷带周缘沉积古地貌较高的部位。受控于沉积环境，煤系烃源岩主要发育在凹陷周缘海岸平原相及扇三角洲、三角洲相的水上平原部分，陆源有机质为主的海相泥岩是凹陷内部的主力烃源岩，陆源有机质供给量和相对安静的水体环境是海相烃源岩发育的两个主要控制因素。采用类比分析方法，在琼东南盆地深水区东段崖城组识别出9个潜在海相烃源岩发育区，其中5个为最有利的烃源岩发育区。     

华北地区东部寒武系—奥陶系沉积相特征及其对烃源岩的控制作用

华北地区东部下古生界寒武系-奥陶系发育潮坪相、局限碳酸盐台地、开阔碳酸盐台地、浅海陆棚、鲕粒滩和风暴沉积等沉积相类型；同时发育下寒武统的泥质烃源岩及中、下奥陶统的碳酸盐岩类烃源岩。这些烃源岩在纵向演化上受沉积相带变迁的控制，即在不同的沉积相带中烃源岩的发育不同，泥质烃源岩主要形成于浅海陆棚相；碳酸盐岩类烃源岩中的自云岩类烃源岩形成于云坪环境，灰岩类烃源岩形成于局限碳酸盐台地环境。研究区烃源岩分布特征分析表明，泥质烃源岩主要分布于合肥盆地，白云岩类烃源岩的分布则以东濮坳陷和临清坳陷为最好，灰岩类烃源岩的分布以黄骅坳陷和冀中坳陷为最好。     

塔里木盆地下古生界主力烃源岩分布

露头与钻探分析表明,烃源岩形成于不同的构造环境中.水进过程是各类构造环境中烃源岩发育的有利时期,从盆地伸展、稳定沉降到回返阶段烃源岩发育环境不断受到局限.伸展过程的广泛水进超覆最有利于烃源岩的大面积分布;稳定沉降过程烃源岩主要发育于台缘陆棚、台内坳陷环境;盆地回返过程只有台内凹陷、高能相带之后等闭塞环境有利烃源岩发育.沉积地层与构造演化研究表明,塔里木台盆区寒武系-奥陶系烃源岩经历了从盆地伸展到回返一个完整的开合过程,分别是寒武纪早期的伸展阶段、中寒武世-中奥陶世稳定沉降阶段和晚奥陶世-志留纪回返阶段,形成了3种不同特征的原型盆地.寒武纪早期是盆地伸展过程,最有利于烃源岩的发育.目前盆地北部坳陷带和南部盆缘带陆棚与盆地相发育区,是烃源岩发育的有利区.中、下奥陶世盆地东西分异,滿加尔凹陷及阿-满过渡带是台缘与局限盆地相发育区;晚奥陶世除台缘高能相带外,阿瓦提凹陷及阿满过渡带是灰质沉积的台内凹陷,是烃源岩发育有利区.因此台盆区不同部位主力烃源岩发育具有分异特点.     

塔里木盆地寒武系烃源岩沉积环境再认识

寒武系烃源岩是塔里木盆地海相油气最主要的来源之一,长期以来对该套烃源岩发育的沉积环境表述多样,对于极少资料控制的烃源岩预测带来诸多不确定性。利用露头和新的钻井、地震资料,在震旦纪—寒武纪成盆作用分析的基础上,通过沉积结构及成烃生物组合研究寒武系烃源岩发育的沉积环境,进而约束下寒武统烃源岩的分布。研究认为,塔里木盆地寒武纪西“台”东“盆”的沉积格局,经历了早寒武世缓坡到中-晚寒武世弱镶边台地的演化,下寒武统泥质烃源岩主要分布于中-外缓坡。与盆地东部下寒武统西山布拉克组烃源岩一样,盆地西部下寒武统玉尔吐斯组-肖尔布拉克组下段烃源岩的成烃生物组合表现为由底栖藻类占优向浮游藻类占优的转变,与早寒武世海进-海退沉积序列相对应。塔里木盆地寒武系烃源岩主要发育于深水陆棚环境,可进一步划分为陆棚相泥质烃源岩和陆棚相碳酸盐质烃源岩,前者以底栖藻类生物相占优势,后者以浮游藻类生物相占优势,海平面升降变化导致两类烃源岩具有叠加、交错的分布特征。     

塔里木盆地寒武系沉积模式与烃源岩发育

综合利用露头、钻井和地震资料,解剖了塔里木盆地中下寒武统沉积特征,并建立其沉积模式,预测烃源岩的分布。研究认为,塔里木盆地寒武系发育缓坡和台地—陆棚2种沉积模式,沉积演化总体上呈台地前缘斜坡由缓至陡、坡度由小到大的变化趋势。结合寒武系沉积格局以及烃源岩的沉积构造、岩性组合、矿物成分与成烃生物特征,认为寒武系有效烃源岩主要形成于深水陆棚环境。成烃生物与深水陆棚沉积环境协同演化,表现为深水陆棚泥质区以底栖藻生物相占优势,而深水陆棚钙质区以浮游藻生物相占优势。深水陆棚相在整个寒武纪期间不断发生空间上的变迁,形成了纵向上叠置、平面上交错的烃源岩分布特征。肖尔布拉克组下部黑色薄层泥质灰岩发育于深水陆棚相,沉积环境暗示这套岩性组合可能是塔里木盆地西部地区一套有效的烃源岩。     

加蓬盆地深水盐下构造—沉积演化及其对油气成藏的影响

为了揭示加蓬盆地深水盐下油气成藏条件和成藏关键因素,有效指导油气勘探,在综合现有勘探研究成果的基础上,系统分析了深水盐下构造—沉积演化特征及其对油气成藏的影响。研究结果表明,加蓬盆地盐下经历了断陷期(早白垩世纽康姆期—巴列姆早期)、断拗期(巴列姆晚期—阿普特早期)和过渡早期(阿普特中期)3个构造—沉积演化阶段。断陷期控制了盐下烃源岩的发育。受区域南强北弱裂谷作用的影响,北加蓬次盆湖相烃源岩主要局限分布于内裂谷带;南加蓬次盆湖相烃源岩广泛分布。烃源岩的差异性分布是目前北加蓬次盆外裂谷带勘探失利而南加蓬次盆外裂谷带获得油气发现的主要原因。断拗期和过渡早期控制盐下主力储层的发育。受沉降中心向外裂谷迁移和构造沉降作用南强北弱的继承性影响,断拗期Dentale组在内裂谷带和中部隆起带广泛发育河流相沉积,而在南加蓬次盆深水区(外裂谷带)过渡为三角洲前缘—浅湖相沉积;过渡早期Gamba组沉积于准平原化背景之下,在内裂谷带和中部隆起带发育河流—三角洲平原沉积,而在外裂谷(现今深水区)过渡为以三角洲前缘—浅湖相沉积为主。二者均存在储层物性向深水区变差的风险。沿N’Komi断裂带发育的物源长距离输送通道,对外裂谷带深水区Dentale组和Gamba组储层发育具有十分重要的意义。     

川西北地区海相烃源岩地球化学特征、分布规律及天然气勘探潜力

川西北地区为近年来四川盆地天然气勘探的热点地区,但时至今日对该区海相烃源岩的地球化学特征和分布仍缺乏全面的研究.选取8条露头剖面对川西北地区下震旦统陡山沱组、上震旦统灯三段、下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组、中泥盆统、中二叠统茅口组、上二叠统龙潭组/吴家坪组和大隆组8套海相烃源岩进行了系统的有机地球化学分析,探讨了该...     

中国南方海相油气勘探前景

对南方海相构造-层序-油气系统的综合研究表明,南方海相地层发育5套区域性主力烃源岩和多套局域性烃源岩(下寒武统、下志留统、中二叠统、上二叠统、下三叠统),烃源岩热演化程度的不均一性决定了南方下古生界以天然气勘探为主,上古生界为油气勘探兼顾.印支及其以后的改造运动对南方海相及中新生代盆地的含油气性控制起到主要作用,叠合盆地中、晚期形成的油气系统最具勘探潜力.原生及次生油气藏的分布主要受生烃有利相带和古隆起、古斜坡的控制.环扬子陆块叠合盆地群、苏北-南黄海南部盆地以及江南隆起北缘冲断推覆体下海相地层保存区将是南方海相油气勘探的重点.     

下扬子地区古生界硅岩地球化学特征及成因

下扬子地区的 3 套区域性烃源岩（下寒武统、中二叠统以及上二叠统）均发育灰黑色层状硅岩,硅岩地球化学特征及成因的研究对认识该区烃源岩的沉积环境具有重要意义。通过对下扬子无为-南陵地区 4 条典型地质剖面（下寒武统青阳青坑剖面、二叠系巢湖平顶山剖面、巢湖马家山剖面以及泾县昌桥剖面）的硅岩主量元素和稀土元素的地球化学特征进行研究,结果发现：下寒武统硅岩为纯硅质岩;二叠系硅岩部分样品含少量泥质成分;下寒武统黄柏岭组、中二叠统孤峰组以及上二叠统大隆组硅岩均存在 Ce 负异常,而这 3 个层段的 Eu 异常明显不同。 根据研究区古生界硅岩的 MnO/TiO₂ 值、Fe₂O₃/TiO₂Al₂O₃/（Al₂O₃+Fe₂O₃）关系以及稀土元素特征,综合判断上二叠统大隆组硅岩沉积背景为大陆边缘浅海,而下寒武统和孤峰组层状硅岩沉积于海盆中,其沉积环境与大隆组硅岩相比,更远离陆源影响。根据研究区 3 个层段的硅岩 Al/（Al+Fe+Mn）值、Al-Fe-Mn 三角散点图以及稀土元素特征,判断研究区下寒武统硅岩为热水沉积成因硅岩,上二叠统硅岩为典型生物成因硅岩,中二叠统孤峰组硅岩为生物和热水混合成因硅岩。     

四川盆地寒武纪-奥陶纪层序岩相古地理、有利储层展布与勘探区带

通过对四川盆地寒武系、奥陶系野外露头剖面、钻井岩心、录井和测井等资料的详细分析,认为寒武系-奥陶系主要发育局限台地相、开阔台地相和台地边缘相。结合地震资料,应用层序地层学理论和方法将寒武系划分为5个三级层序,奥陶系划分为6个三级层序。以三级层序为单元,采用单因素编图、多因素综合的方法,编制了四川盆地及邻区寒武系-奥陶系层序岩相古地理图,认为寒武纪-奥陶纪总体呈现西部以陆源碎屑沉积为主、东部以碳酸盐岩沉积为主的格局,碳酸盐台地演化呈现出由早寒武世早期（梅树村期-筇竹寺期）碎屑-混积陆棚、早寒武世中期（沧浪铺期）缓坡台地向早寒武世晚期（龙王庙期）至中奥陶世镶边台地的转变,在晚奥陶世,因全球海平面上升再加上扬子板块东南被动陆缘向华夏陆块之下俯冲聚敛的构造沉降效应,导致沉积水体快速加深,致使上扬子（四川）台地被淹没而成为较深水缓坡-盆地相。寒武纪从早期陆源碎屑和碳酸盐混积为主转变到晚期清水碳酸盐沉积为主,盆地内部大面积发育局限台地相台内滩和台内白云岩有利储集体;奥陶纪受海侵影响,盆地内部以开阔台地沉积为主,台内滩呈带状分布;晚奥陶世台地被淹没沉积了宝塔组、临湘组及五峰组泥晶灰岩、泥质灰岩及泥岩,成为遍及全盆地的区域盖层,五峰组还可作为优质烃源岩。有利天然气储层为砂屑白云岩、鲕粒白云岩和细粉晶白云岩,溶蚀孔洞发育,储层平均孔隙度2%～6%,储层单层厚度较大,空间上连续性较好。在有利储集体评价的基础上,通过成藏条件综合分析,优选了4个寒武系-奥陶系有利勘探区带,其中乐山-龙女寺古隆起有利区带和泸州古隆起有利区带发育大型构造圈闭,有利储集体大面积分布,有较大勘探潜力。     

四川盆地西部二叠系火山岩气藏成藏条件分析

为了明确四川盆地川西地区二叠系火山碎屑岩气藏的天然气成藏条件,对该区火山碎屑岩气藏储层、气源、成藏组合及圈闭等成藏特征进行了分析。研究结果表明,川西简阳地区火山碎屑岩气藏的成藏有利条件包括:①永探1井以喷溢相火山碎屑熔岩为主,叠合后期蚀变和溶蚀作用,发育以脱玻化溶蚀微孔为主要储集空间的孔隙型储层;②天然气地球化学指标分析对比结果表明,永探1井火山岩气藏天然气来源以下寒武统筇竹寺组为主,简阳地区德阳—安岳裂陷内发育巨厚的寒武系优质烃源岩,为气藏形成提供了充足的气源;③火山碎屑岩储层与寒武系烃源岩组成"下生上储"的近源高效源储组合,烃源断层有效沟通源岩和储层,上覆发育有上二叠统龙潭组泥岩直接盖层和三叠系膏岩区域盖层,生、储、盖组合良好;④成都—简阳地区发育构造—岩性(地层)复合圈闭,初步证实有利含气区面积达1 300 km2,展现出极大的天然气勘探潜力。结论认为,川西地区火山碎屑岩气藏与川西南地区周公山玄武岩气藏在成藏条件方面存在着较大的差异,预测中江—三台地区火山碎屑岩分布面积超过4 000 km~2,其与简阳地区具有相似的火山岩气藏形成条件,是下一步集中突破的有利勘探区带。     

四川盆地海相碳酸盐岩大型气田天然气地球化学特征与气源

详细阐述了四川盆地海相碳酸盐岩大型气田天然气的地球化学特征,包括天然气的组成、碳同位素、凝析油的轻烃和储层沥青的生物标志化合物分布特征。认为该盆地海相碳酸盐岩三个大型气田中的天然气都不是碳酸盐岩自生的,而是来源于位于其上或其下的烃源岩,其中威远气田震旦系天然气主要来自下寒武统泥质烃源岩,卧龙河气田嘉陵江组天然气主要来自上二叠统煤系烃源岩,川东石炭系天然气主要来自志留系泥质烃源岩。     

南方海相油气勘探中的烃源条件分析——以江汉平原区为例

中国南方海相油气地质条件和特点给烃源条件分析提出了新内容和新要求。对于晚期成藏来说,烃源岩的时效性比其原有品质条件更为重要,烃源条件分析和烃源岩评价应该打破"唯指标论"的习俗,立足于烃源岩演化史研究,突出"阶段性"和"时效性"分析,在确定有效烃源岩及其发育区的基础上,进行资源潜力分析并指导对勘探目标的选择。对于以晚燕山—早喜山期重建的封存体系为主要勘探对象的江汉平原区海相,断陷盆地的叠覆是促成二叠系烃源岩成熟和下古生界烃源岩二次(晚期)生烃的主要原因。初步研究表明,二叠系(碳酸盐岩)烃源岩为主要的有效烃源岩,其次为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组烃源岩;而主要的供烃区则是江陵凹陷、潜江凹陷等几个晚期断陷深凹的地区。      

鄂尔多斯盆地古生代原型盆地演化与构造沉积格局变迁

鄂尔多斯古生代盆地是在前寒武系裂陷体系上发育起来的克拉通盆地,经历了早古生代克拉通边缘拗陷和晚古生代克拉通内拗陷两个阶段。其中早古生代克拉通边缘拗陷阶段可细分为早—中寒武世张夏期、晚寒武世三山子期—早奥陶世亮甲山期、中奥陶世马家沟期、晚奥陶世平凉期—背锅山期等4个阶段;晚古生代克拉通内拗陷可细分为晚石炭世—早二叠世、中—晚二叠世等2个阶段。古生代盆地从早寒武世—中奥陶世被动大陆边缘伸展转变为晚奥陶世—二叠纪主动大陆边缘,构造变革受周缘大地构造体制转变控制,内部构造沉积格局具有从寒武纪早期西南“L”型伸展裂陷、中—晚寒武世“坳—坡—隆—坪”、奥陶纪“坳—坡—隆—坳”、石炭—二叠纪“一隆两坳”逐步演化的特征。古生代原型盆地演化和构造—沉积格局变迁过程中,派生了多套烃源岩和储层,其中盆地西—南缘持续沉降区域发育寒武系苏峪口组—辛集组、徐庄组、奥陶系平凉组、石炭—二叠系煤系烃源岩,盆地内部沉降区发育奥陶系徐庄组、马家沟组、石炭—二叠系煤系烃源岩;下古生界中央古隆起两侧古斜坡区发育张夏组高能鲕粒滩、克里摩里组生物礁滩—颗粒滩、马家沟组颗粒滩等有效储层。      

川东地区上二叠统龙潭组泥页岩基本特征及页岩气勘探潜力

四川盆地晚二叠世龙潭期沉积相类型多样,为落实不同沉积相带的页岩气勘探潜力,针对不同相带典型井开展了系统的页岩气形成条件分析,四川盆地晚二叠世龙潭期富有机质页岩主要发育在潮坪—潟湖相和陆棚相,其中潮坪—潟湖相泥页岩分布在资阳—永川—綦江一带,岩性组合复杂,泥岩、页岩、泥质碳酸盐岩不等厚互层,煤层全段均有发育,具有“高TOC、高黏土、高孔隙度、高含气量”的四高特征,有机质类型主体为Ⅲ型;浅水混积陆棚相龙潭组分布在广安—长寿—南川一带,煤层减少,灰质增加,龙潭组二段煤层基本不发育,有机质类型为Ⅱ₂-Ⅱ₁型,具有厚度稳定、TOC中等、脆性矿物含量高、有机孔发育的特点,气测普遍活跃;深水陆棚相上二叠统吴家坪组分布在石柱—万县以及广元—梁平一带,煤层仅在吴家坪组底部发育,吴家坪组二段以硅质页岩、泥岩为主,具有“高TOC、高脆性矿物含量、高孔隙度、高含气量、高含气饱和度”等五高特征,有机质类型为Ⅱ₁型,有机质孔普见,是目前二叠系页岩气勘探开发的主力层系。