南苏丹Melut盆地北部地区中—新生界稠油成藏模式及勘探潜力

南苏丹Melut盆地北部地区发育多种类型的稠油油藏,勘探开发前景广阔。通过油源对比、油气运聚模拟,对Melut盆地北部地区中—新生界稠油油藏类型进行了划分,并分析了不同层系稠油油藏的成藏模式及主控因素。研究结果表明:①Melut盆地北部地区发育5种类型的稠油油藏,分别为新近系Jimidi组构造-岩性稠油油藏、古近系Yabus组断块稠油油藏和地层不整合稠油油藏、白垩系Galhak组上倾尖灭岩性稠油油藏、基岩潜山裂缝稠油油藏。②新近系Jimidi组稠油油藏成因为次生型,具有远源断层-不整合面运移的成藏特征,为构造-岩性油藏,Gandool,Dabass和Jammam等地区是有利的稠油聚集区。③古近系Yabus组稠油油藏为次生型成因,其中地层不整合稠油油藏勘探潜力有限,断块稠油油藏具有远源断层-砂体阶梯式运移的成藏特征,盆缘Jammam断阶带是稠油勘探的有利区带。④白垩系Galhak组地层-岩性稠油油藏为原生型成因,主要受控于近源未熟—低熟烃源岩,凹陷斜坡高部位辫状河三角洲前缘是地层-岩性稠油油藏发育的主要相带。

南苏丹境内裂谷盆地源上构造-岩性油藏成藏主控因素与成藏模式

以钻井、测井及三维地震资料等为基础,通过岩心分析、连井对比、油气运聚模拟、地震反演及多信息叠合等方法,从油源条件、储-盖组合和输导体系3个方面对南苏丹境内Melut和Muglad 2个裂谷盆地源上构造-岩性油藏成藏的主控因素进行了分析,并探讨了成藏模式。研究结果表明:①Melut和Muglad盆地均发育早白垩世第Ⅰ裂陷期优质烃源岩,厚度大、面积广、有机质类型好、成熟度适中,具有良好的油源条件;Melut盆地古近系Yabus组、新近系Jimidi组和Muglad盆地白垩系Aradeiba组发育三角洲相和河流相沉积,河道和水下分流河道微相砂体的含砂率、砂岩厚度均适中,且不同层序内河道的河型存在垂向演化,发育泛滥平原和水下分流间湾微相局部封隔带,形成多套源上砂泥互层储-盖组合,为形成规模构造-岩性圈闭提供了条件;边界控盆断裂与盆缘斜坡区控凹断裂是沟通主力烃源岩与源上目的层的主要油气垂向运移通道,源上层段发育的多期不整合面和富砂地层形成了多个侧向优势运移路径(输导脊),油源断裂与输导脊耦合控制Melut和Muglad盆地源上构造-岩性油藏的有利区带。②Melut盆地Yabus组、Jimidi组以及Muglad盆地Aradeiba组具备形成源上规模构造-岩性油藏的石油地质条件,成藏模式可分为“断裂垂向运移型”、“断裂垂向运移-不整合面侧向输导型”和“断裂垂向运移-连通砂体侧向输导型”3种。

非洲Melut盆地北部不同地区原油有机地球化学特征及意义

为了明确Melut盆地北部不同地区原油母质来源、沉积环境及亲缘关系,采用饱和烃色谱及色谱-质谱方法,开展了盆地北部不同地区原油地球化学特征分析及对比。研究表明,盆地北部各地区原油正构烷烃无明显奇偶优势,Ts/Tm值1.36~3.47、C_(31)升藿烷22S/(22S+22R)比值0.54~0.60、αααC_(29)20S/(20S+20R)与C_(29)αββ/(ααα+αββ)比值大于0.4,总体表现为成熟原油;伽马蜡烷指数普遍小于0.1,C_(21)三环萜烷具有明显优势,Pr/Ph值0.97~2.31,均值1.61,指示其烃源岩形成于弱还原-弱氧化的淡水湖相环境;生油母质为Ⅱ~Ⅲ型混合型。不同地区原油母质来源及成熟度有差异:Moleeta次凹东坡原油为单峰后峰态分布,高碳数正构烷烃含量占优势,C_(24)TeT/C_(23)TT平均值大于1,具有明显的陆源高等植物贡献,原油成熟度较低,发育重质—中质油;Jamous次凹深洼区原油为前峰优势的双峰态分布,C_(24)TeT/C_(23)TT值小于1,生烃母质除有陆源高等植物贡献外,水生生物也有重要贡献,原油成熟度较高,发育中质—轻质油;Palogue油田位于两个生烃次凹之间,具有混源特征;AYT(Abyat)油田原油主要来自Jamous次凹深洼区,同时有原地烃源岩的生烃贡献。Jamous次凹斜坡中部翘倾断裂带的发育,将次凹分割成两个次级断陷,为斜坡东部AYT地区烃源岩的发育提供了构造条件。翘倾断裂带使Jamous次凹斜坡中部抬升变浅,局部发育弱氧化环境下的浅水砂泥互层沉积。

南苏丹Melut盆地北部坳陷烃源岩热演化特征及油气地质意义

南苏丹Melut盆地烃源岩热演化特征研究对盆地油气勘探具有指导意义。通过地质、地球化学资料分析及含油气系统模拟技术,在恢复北部坳陷热史基础上,利用"Easy%Ro"动力学模拟方法模拟计算了Renk组烃源岩的成熟史,同时利用"Ro—排烃率"模型对Renk组的生排烃史进行了研究。结果表明,北部坳陷的3个凹陷Renk组烃源岩热演化程度存在一定差异,Jamous凹陷进入成熟、高成熟、过成熟的时间最早,Ruman凹陷次之,Moleeta凹陷最晚。由于热演化史的差异,导致北部坳陷的3个凹陷在生排烃时间上也具有一定差异性,Jamous凹陷在白垩世晚期(88Ma)开始排烃,在古新世进入大规模排烃阶段,而Ruman凹陷及Moleeta凹陷进入大规模排烃阶段的时间在始新世。整体而言,北部坳陷烃源岩生排烃时间与Yabus/Samma组、Galhak组与Gayger组圈闭、盖层形成时间有良好的匹配关系,影响Yabus/Samma组成藏的主控因素是油源断裂,而Gayger组与Galhak组成藏的主控因素是储层物性。同时热演化程度高、持续排烃的Renk组烃源岩为北部坳陷地层—岩性油藏的油气充注提供了丰富的物质基础。因此,地层—岩性油藏应为北部坳陷重要的勘探接替领域,值得进一步研究探索。

南苏丹Melut盆地Ruman潜山构造演化及其对油气成藏的控制作用

Melut盆地Ruman潜山经历了多期构造演化,导致该区油气成藏规律复杂。为落实Ruman潜山构造演化对油气成藏的控制作用,进一步探索油气勘探潜力,综合利用地震、钻井及区域构造资料,开展基于平衡剖面技术的构造演化分析,并结合烃源岩生排烃史,对Ruman潜山周缘油藏动态成藏过程进行剖析。结果表明:Ruman潜山自白垩纪以来经历了2期规模较大的翘倾抬升;白垩纪末期的翘倾抬升有利于潜山周缘地层-岩性圈闭的形成,古近纪末期的翘倾抬升导致潜山暴露,先期成藏的原生油藏遭受破坏,形成次生型稠油油藏;新近纪以来构造活动弱,围绕Ruman潜山形成晚期成藏型白垩系Galhak组地层-岩性稠油油藏以及新近系Jimidi组构造-岩性稠油油藏,二者均具有较大的勘探潜力。

南苏丹Melut盆地Ruman凹陷东斜坡稠油成藏机理及勘探潜力分析

针对南苏丹Melut盆地Ruman凹陷稠油油藏成藏机理及勘探潜力认识不清的问题,运用烃源岩盆地模拟、油藏分析等研究方法,对Ruman凹陷东斜坡稠油油藏成藏机理进行研究,并对该区稠油的勘探潜力进行分析。研究结果表明:Ruman凹陷东斜坡Yabus组、Gayger组与基岩油藏受Lau组沉积时期构造运动影响,原生油藏发生破坏,现今为次生型残留稠油油藏,勘探潜力十分有限;Jimidi组油藏为晚期成藏次生型稠油油藏,有利勘探面积约为21 km 2,Galhak组油藏属于晚期成藏原生型稠油油藏,有利勘探面积约为105 km 2,均具有较大勘探潜力。该研究可为研究区下步油气勘探提供一定的借鉴和指导。

热模拟实验甲烷碳同位素演化特征——兼析实验与自然条件下δ^(13)C_1-R_o关系的差异

对珠一坳陷古近系5个泥岩样品进行了热模拟实验,测定了热模拟甲烷碳稳定同位素值。研究发现,热模拟条件下甲烷碳稳定同位素在Ro为1.2%～1.3%之前是随着Ro的增大而减小,之后是随着Ro的增大而增大。用甲烷的碳同位素动力学模型来分析这种"先减小后增大"的规律,认为这是由13C甲烷(重甲烷)与12C甲烷(轻甲烷)的活化能差异造成的。对比发现,实验条件下与自然条件下甲烷碳稳定同位素与成熟度的关系有明显的差异性,认为这是由"成烃后作用"造成的,其中大规模气体运移将导致碳同位素分馏效果弱化。这对于气田的勘探有较好的指导意义,甲烷碳同位素重,说明气源岩成熟度高、运移体积规模大、大气藏勘探前景较好。

稀井区烃源岩有机碳的地球物理预测方法---珠江口盆地恩平凹陷恩平组烃源岩勘探实例

烃源岩总有机碳（TOC）含量是烃源岩评价的基础，亦是油气资源量计算中的关键参数。稀井区由于钻井数据的稀缺，难以进行烃源岩TOC定量评价；在密井区，利用烃源岩TOC体定量预测技术可厘清生烃凹陷中烃源岩TOC的三维空间展布特征。本文基于恩平和惠州两凹陷地质背景、测井和地震信息等方面的相似性分析，通过类比，将适用于密井区惠州凹陷的成熟的烃源岩TOC体定量预测技术成功地应用于稀井区恩平凹陷。研究结果表明：恩平凹陷恩平组烃源岩TOC值大多为1％～2％，属于中等烃源岩；个别地区TOC值超过2％，属于优质烃源岩。

河流相沉积的河型转换特征与控制因素及其油气地质意义——以南苏丹Melut盆地Ruman地区坳陷期Jimidi组为例

河流相砂体是陆相含油气盆地的重要储层类型,其河型的时空转换不仅是研究盆地演化的直接证据,更是精准评价与预测油气储层的核心内容,已成为近年来国内外沉积研究的热点之一。以Melut盆地Ruman地区坳陷期Jimidi组为例,通过开展层序划分、岩相类型与岩相组合分析、高分辨率储层反演、以及砂体平面展布分析,结果表明:1)坳陷期Jimidi组河流相研究层段发育3个中期基准面旋回,可识别出垂向加积型、侧向加积型、充填型、充填—废弃型、漫溢型等5类典型岩相组合。2)揭示出Jimidi组由下至上具有"曲—辫—曲"河型转换规律,明确了构造作用所造就的古地貌背景和长期基准面上升的总体趋势是控制河型转换的主要因素。3)河型转换的新认识有效指导了研究区曲流河型层段内连续分布的相对低孔封隔带的发现,推动了Jimidi组首口岩性油藏风险探井的部署与勘探突破。

珠江口盆地惠州凹陷主力烃源岩测井预测及评价

利用惠州凹陷文昌组与恩平组声波时差、自然伽马、电阻率、密度和中子孔隙度等测井参数对烃源岩有机碳含量(TOC)的响应特征,建立了单井及惠州凹陷综合的五元回归定量预测模型。应用该模型对12口钻井进行了泥质烃源岩TOC测井预测,获得了这些井文昌组、恩平组烃源岩连续的TOC曲线,并按陆相泥质烃源岩评价标准计算了好与很好、中等与差烃源岩的厚度。结果表明,TOC预测结果相对误差大多在20%内,且单井模型略优于综合模型。层位上,恩平组中等烃源岩厚度比例在50%以上,其次为差烃源岩,好烃源岩厚度占比一般低于20%;文昌组好与很好烃源岩厚度比例大多高于75%,因此文昌组烃源岩整体优于恩平组。横向上,惠西半地堑最优,惠东半地堑次之,惠南半地堑与惠北半地堑烃源岩相对不够发育。烃源岩测井预测纵向分辨率高,但受钻井分布所限难于揭示烃源岩空间展布。测井约束下综合地球物理烃源岩评价应具有更广阔的应用前景。

中非Melut盆地远源岩性油藏成藏条件与勘探对策

研究了中非Melut盆地古近系远源岩性油藏形成条件、成藏特征及勘探对策,明确了Melut盆地强烈的断—坳分异现象是盆地发育富砂地层、形成远源成藏的主要原因。古近系Yabus组上段三角洲前缘相带发育,埋深浅、储层物性好、具备形成高产油藏条件,是Melut盆地寻找商业岩性油藏的理想层系。油源条件是古近系远源岩性油藏成藏的关键,由油源断裂控制的各种构造—岩性复合圈闭是有利的圈闭类型。通过油水界面研究和烃类检测技术的应用,选择油水界面超过圈闭溢出点的已发现构造圈闭作为远源岩性及构造—岩性圈闭勘探的初选目标,可降低远源油藏勘探的油源风险,提高钻探成功率。该研究明确了Melut盆地远源岩性油藏勘探层系、控制因素、成藏特征及勘探方法,拓展了北部成熟探区勘探空间,为北部成熟探区古近系远源岩性及构造—岩性复合圈闭的勘探提供了技术支持。

古潜山周缘滩坝沉积模式与岩性油藏勘探实践——以南苏丹Melut盆地Ruman地区Galhak组为例

Melut盆地历经了近20年的构造圈闭勘探,目前可钻的剩余构造圈闭已十分有限,为应对储量和产量递减,亟待开展岩性油藏等新领域的探索。基于古地貌恢复、物源体系、单井微相、砂体展布等分析,综合青海湖现代沉积调查结果,提出Ruman潜山周缘白垩系Galhak组发育大型滩坝沉积,建立了潜山隆起周缘型和水下潜山台地型2类沉积模式,认为长轴三角洲前端侧翼的古潜山地貌所造就的高能滨浅湖环境是滩坝沉积的关键控制因素。Galhak组沉积初期,因强烈断层掀斜作用,Ruman潜山短暂露出水面,基岩-长轴三角洲复合供源,发育大型坝砂,单层厚度10～20 m,面积约10 km^2;随后,因相对湖平面上升,Ruman潜山没入水下,发育水下潜山台地型滩坝,长轴三角洲单一供源,以大面积薄层滩砂为主,局部发育厚层坝砂。滩坝砂体与上倾尖灭线、下伏Renk组烃源岩、顶板洪泛泥岩、侧向湖相泥岩封隔等配套,形成上倾尖灭、孤立透镜体等类型的岩性圈闭。滩坝沉积的提出有效指导了岩性油藏勘探,部署的多口探井获勘探发现,提升了Ruman地区的储量规模。

陆相湖盆坳陷期源-汇系统的要素特征及耦合关系--以南苏丹Melut盆地北部坳陷新近系Jimidi组为例

源—汇系统要素特征与耦合关系分析作为当前沉积学领域的研究热点,已成为定量预测沉积体及油气储集体规模的重要思路与手段之一。为了研究Melut盆地新近系Jimidi组沉积期的源—汇系统要素及其耦合关系,开展了钻测井资料分析、高分辨连片三维地震资料和盆缘区二维地震资料解释、表征了各源—汇要素之间的相关性。结果表明:①Melut盆地北部坳陷基岩岩石类型为前寒武系千枚岩和花岗片麻岩,Jimidi组沉积时期发育3个一级汇水单元,存在V型、U型、W型下切谷型以及断槽型四种搬运通道类型。②研究区可划分出3个源—汇系统,其中西北部Kaka—Ruman源汇系统为典型的斜坡型源—汇耦合模式,汇水区发育面积约600 km^(2)的河流-浅水三角洲沉积体系,东北部的Gandool—Wengi源—汇系统和西南部的Tean—Ruman West源—汇系统具有断裂坡折型源—汇系统的特征,盆内分别发育面积约400 km^(2)和112 km^(2)的扇三角洲沉积体系。③研究区源—汇系统要素定量分析显示,湖盆坳陷期盆内沉积物总量与源区汇水面积、地形高差、搬运通道截面积密切相关,汇水单元面积是决定沉积体系规模的首要影响因素,汇水单元面积大,则易于形成大规模沉积体系。该研究成果可预测Melut盆地Ruman地区Jimidi组的物源方向、沉积体系类型以及有利储集砂体展布,对下一步勘探部署具有指导作用。

南苏丹Melut盆地Ruman凹陷白垩系层序地层级次与砂质滩坝的沉积响应

湖相滩坝砂体是陆相盆地广泛发育的一类油气储集层,已成为成熟油田岩性油气藏勘探的重要领域。基于层序界面识别与划分、古地貌恢复、物源体系、砂体展布以及成藏条件分析,论证了Melut盆地Ruman凹陷白垩系Gayger-Galhak组的层序地层特征及其对滩坝沉积的控制。结果表明:(1)目的层段发育1个二级层序和SQ1、SQ2、SQ3等3个三级层序,SQ3又可进一步细分为6个准层序组(四级层序)。(2)不同级别的层序分别控制着滩坝沉积的发育位置、平面展布及岩性圈闭的成藏要素,表现为:二级层序控制滩坝沉积的垂向发育位置,滩坝砂体主要发育于二级基准面下降期;三级层序控制滩坝沉积的发育规模和沉积模式,三级基准面下降半旋回与上升半旋回转换位置发育的潜山隆起周缘型坝砂面积(约10 km2)和厚度(10~20 m)较大、孔隙度高(20%~25%),而发育于三级基准面上升期的水下潜山台地型坝砂面积(1~4 km2)和厚度(2~3 m)较小、孔隙度相对较低(15%~20%);四级层序洪泛期沉积的泥岩作为局部盖层,不仅控制着滩坝储盖组合的分布,而且决定了滩坝成因岩性圈闭的有效性。

南苏丹Melut盆地下组合近源白垩系成藏模式与勘探潜力

为了研究Melut盆地下组合近源白垩系成藏模式与勘探潜力,开展有利储盖组合识别、重点油藏解剖、典型成藏模式建立及勘探潜力分析等石油地质条件分析工作。结果表明:①近源白垩系发育3套有利储盖组合,包括源上Galhak组内部砂泥互层储盖组合、Al Renk组生油岩内“自生自储”储盖组合、及Al Renk组生油岩与Al Gayger组砂岩形成的“上生下储”储盖组合;②湖泛泥岩是Galhak组内部储盖组合成藏的主要控制因素,辫状河三角洲内前缘发育厚层分流河道砂岩与厚层湖泛泥岩,是Galhak组高产断块油藏发育的有利相带区;③Al Gayger组反向断块圈闭具有良好的油源和侧向遮挡条件,斜坡区大断距反向断块圈闭是Al Gayger组勘探的首选目标;④沉积相带控制扇体内部油藏的类型与分布,扇根与扇中砂体厚、物性好,是发育高产断块及断层-岩性油藏的有利相带;⑤北部富油凹陷远源古近系主力产层的勘探难度越来越大,近源白垩系是北部凹陷成熟探区深化勘探的重要领域;⑥盆地南部凹陷规模小,沉积充填粗,Adar组区域盖层质量差,远源古近系Samma+Yabus-Adar组储盖组合已不是中南部有利的储盖组合,近源白垩系在中南部具有良好的成藏条件,是中南部有利的勘探层系。该研究成果对Melut盆地北部成熟探区深化勘探及中南部低探区白垩系的区域勘探具有指导意义。

进一步深化和加强中非油气合作的思考与建议

非洲是中国第二大原油进口来源地,加强中非油气合作对建立多元稳定的油气供给市场、保障中国能源安全具有重要意义,有必要进一步深化加强中非油气合作,不断提高中非油气合作的质量与规模。具体措施包括:充分发挥苏丹、安哥拉等合作模式优势,推进中国企业进入非洲油气市场,扩大非洲市场份额;加强成熟探区"三新领域"勘探力度,推动现有项目滚动挖潜与高效勘探;加大在传统产油大国投资布局,建立更加稳定的非洲油气供给市场;加大对安哥拉深海盐下勘探开发投资力度,提高中安合作份额油比重,同时积极进入非洲东西海岸新兴资源国海上勘探,寻找陆上成熟探区接替新领域;积极参与非洲炼化与LNG业务,全面升级中非油气合作的质量与规模,建议积极进入安哥拉及埃及炼化产业,延伸业务价值链,提高项目营收能力,布局莫桑比克与坦桑尼亚LNG业务,打造中国LNG进口新渠道。

Melut盆地北部远源油藏类型、特征及勘探启示

Melut盆地为非洲内陆一个重要含油气盆地,其北部具有下白垩统生油、古近系聚集成藏的远源成藏特征,明确盆地远源油藏形成条件与控制因素是提高远源油藏勘探成功率、寻找新的勘探领域的关键。基于区域石油地质条件与油藏解剖,开展了Melut盆地北部远源油藏形成条件、类型及特征研究,在此基础上提出了源内Yabus组远源断层-岩性复合油藏及源外Yabus组远源断块油藏两大潜力勘探领域。研究表明:Melut盆地北部古近系Yabus组发育源内和源外2种类型的远源油藏,二者具有不同的油气充注方式与成藏模式。源内Yabus组远源油藏的形成取决于3个地质条件的耦合,即“两强一弱”的3期裂陷作用为古近纪Yabus组-Adar组远源储盖组合的形成创造了条件;富油凹陷的发育为Yabus组远源油藏的形成提供了必要的油源基础;多期裂陷作用为Yabus组远源圈闭的油气充注提供了垂向通道条件。源内远源油藏主要通过油源断裂的垂向充注成藏,油源断裂是其成藏的主要控制因素,油源断裂的识别及控圈断层的侧向封堵性评价是源内远源断块圈闭评价的重点。源外远源油藏主要通过富油凹陷的侧向运移充注成藏,由富砂地层与断块、古隆起形成的输导脊控制源外远源圈闭的成藏,输导脊的识别与圈闭充注油气程度研究是源外远源圈闭评价的重点。研究成果指导了Melut盆地远源油藏的勘探部署与深化勘探,对其他含油气盆地成熟探区远源油藏的勘探具有指导和借鉴意义。

南苏丹Melut盆地北部地区岩性油藏成藏条件及勘探启示

南苏丹Melut盆地北部地区经过十多年的勘探部署,目前剩余构造圈闭少、面积小,难以满足勘探需求,勘探领域需向岩性油藏领域转移。以近200口探井的测井、录井、岩心,以及4 000多km^2三维地震资料为基础,开展了Melut盆地烃源岩、沉积相及断裂特征分析,结果表明:(1)北部地区发育Jamous凹陷、Abyat凹陷、Moleeta凹陷和Ruman凹陷4个生油凹陷,油源条件优越;(2)白垩系Galhak组和古近系Yabus组上段发育三角洲前缘砂泥岩互层沉积,其岩性组合特征有利于岩性圈闭的形成;(3)断裂为Galhak组源内及Yabus组源上岩性油藏的形成提供了油气运移通道。Melut盆地北部地区具备形成岩性油藏的地质条件,该认识指导了Ruman地区Galhak组上倾尖灭、Gasab地区Yabus组构造-岩性等一批岩性油藏的勘探发现,推动了Melut盆地岩性油藏的勘探进程。

中非Melut盆地高砂地比地层成藏特征与富集规律

Melut盆地为中非被动裂谷盆地,具有丰富的油气资源,盆地发育2种类型的高砂地比地层。其中,古近系Yabus组与Samma组区域性厚层砂岩与Adar组区域泥岩形成的区域性高砂地比地层为盆地勘探初期的主力成藏组合,主要形成各种反向断块、断鼻等构造油藏;上白垩统Galhak组近源局部性砂泥互层高砂地比地层为盆地中后期构造—岩性及岩性地层油气藏勘探的主要成藏组合,为盆地新的成藏组合和勘探层系。通过对Galhak组高砂地比地层油藏特征、富集规律、油藏评价与勘探方法的研究,首次提出"湖泛泥岩控藏"与"辫状河三角洲内前缘分流河道砂体控富"认识,指出湖泛泥岩是Galhak组高砂地比地层成藏主控因素,"高孔厚砂岩"是高产油层形成的储层条件,辫状河三角洲内前缘是高产油层发育的有利相带。同时,提出了以湖泛泥岩划分与对比为基础的分层系评价,提高大套高砂地比地层的垂向研究尺度和评价精度;及以测井、录井、油藏地质等多方法相结合的油水综合判识,提高大套高砂地比地层复杂断块油藏油水关系与油藏认识的合理性。该研究提升了Melut盆地局部性砂泥互层高砂地比地层的勘探潜力,拓展了盆地勘探空间,对中西非相似被动裂谷盆地高砂地比地层的勘探具有借鉴意义。

中非Melut盆地与我国东部裂谷盆地的类比及意义

Melut盆地为中非地区重要的含油气裂谷盆地,具被动裂谷成盆特征,处于区域构造勘探向"三新领域"勘探的转型阶段,油气富集规律尚不十分清楚,通过开展Melut盆地与我国东部主动裂谷盆地的类比分析,有助于深化盆地成藏认识,推进勘探转型.研究表明,Melut盆地北部具被动裂谷成盆特征,发育大型富油凹陷,形成以古近系跨时代成藏组合为主,近源白垩系成藏组合为辅的油气富集特点,古近系Yabus组上段跨时代岩性油藏与近源白垩系Galhak组断块油藏是北部深化勘探的重要领域;盆地中南部具被动裂谷与主动裂谷的叠加演化过程,与海拉尔盆地相似,具小型断陷沉积充填与成藏特征,近源成藏组合是有利的勘探对象,继承性洼槽内低凸起、凹陷间断裂隆起带及缓坡断层坡折带是有利的成藏构造带.该研究深化了Melut盆地成藏认识,明确了盆地南北具有不同的成盆机制与成藏特征,对推动北部成熟探区深化勘探与中南部低探区勘探突破具有重要意义.