Evaluation of the Hydrocarbon Potential in the Meso－Cenozoic Basins of South China

The blocks opening to foreign investors for iointly exploring and developing oil and gas involve Jiangsu.Anhui,Zhejiang.Fujian.Hunan.Jiangxi.Yunnan.Guizhuo.Guangxi.Guangdong and Hainan provinces,where the non-marine sedimentary basins each with an area over 200 km'amount to 167 and the total coverage is more than 400 thousand km*.They were formed respectively in early Indosinian.early Y enshanian,late Ye-.nshanian and Himalayan.

Hydrocarbon Geological Conditions and Exploration Potential of Mesozoic–Paleozoic Marine Strata in the South Yellow Sea Basin

No substantial breakthroughs have been made in hydrocarbon exploration of the South Yellow Sea Basin.It is believed that the Mesozoic-Paleozoic marine sedimentary formation in the South Yellow Sea Basin is similar to that in the Sichuan Basin.Therefore,outcrop,drilling,and seismic data were determined and compared with the research results on petroleum geological conditions in the Yangtze land area,and the hydrocarbon geological conditions were analyzed comprehensively from multiple aspects,such as basin evolution and main source rocks,reservoir characteristics,preservation conditions,and structural traps.The results show that two main stages in the South Yellow Sea Basin(the stable evolution stage of the Mesozoic-Paleozoic marine basin and the Mesozoic-Cenozoic tectonic reformation and basin formation stage)were important for the development and evolution of four sets of main source rocks.Reservoirs dominated by carbonate rocks,three sets of capping beds with good sealing capability,relatively weak magmatic activity,and multiple types of structural traps jointly constituted relatively good hydrocarbon-reservoir-forming conditions.There were four sets of main source-reservoir-cap assemblages and three possible hydrocarbon reservoir types(primary residual-type hydrocarbon reservoir,shallow reformed-type hydrocarbon reservoir,and composite-type hydrocarbon reservoir)developed in the marine strata.It is concluded that the marine strata in the South Yellow Sea Basin have relatively good hydrocarbon potential.The Laoshan Uplift is characterized by stable structure,complete preserved source reservoir cap assemblage,and large structural traps,and thus it is the preferred prospect zone for marine Paleozoic hydrocarbon exploration in this area.

Identification and evaluation of shale oil micromigration and its petroleum geological significance

Taking the Lower Permian Fengcheng Formation shale in Mahu Sag of Junggar Basin,NW China,as an example,core observation,test analysis,geological analysis and numerical simulation were applied to identify the shale oil micro-migration phenomenon.The hydrocarbon micro-migration in shale oil was quantitatively evaluated and verified by a self-created hydrocarbon expulsion potential method,and the petroleum geological significance of shale oil micro-migration evaluation was determined.Results show that significant micro-migration can be recognized between the organic-rich lamina and organic-poor lamina.The organic-rich lamina has strong hydrocarbon generation ability.The heavy components of hydrocarbon preferentially retained by kerogen swelling or adsorption,while the light components of hydrocarbon were migrated and accumulated to the interbedded felsic or carbonate organic-poor laminae as free oil.About 69% of the Fengcheng Formation shale samples in Well MY1 exhibit hydrocarbon charging phenomenon,while 31% of those exhibit hydrocarbon expulsion phenomenon.The reliability of the micro-migration evaluation results was verified by combining the group components based on the geochromatography effect,two-dimension nuclear magnetic resonance analysis,and the geochemical behavior of inorganic manganese elements in the process of hydrocarbon migration.Micro-migration is a bridge connecting the hydrocarbon accumulation elements in shale formations,which reflects the whole process of shale oil generation,expulsion and accumulation,and controls the content and composition of shale oil.The identification and evaluation of shale oil micro-migration will provide new perspectives for dynamically differential enrichment mechanism of shale oil and establishing a“multi-peak model in oil generation”of shale.

页岩油微运移识别、评价及其石油地质意义

以准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩为例,综合岩心观察、测试分析、地质剖析和数值模拟等方法,识别页岩层系石油微运移现象,采用自主研发的排烃潜力法定量评价页岩油微运移烃量并进行了可靠性验证,指出页岩油微运移评价的石油地质意义。研究表明:页岩层系富有机质纹层和贫有机质纹层之间存在明显的页岩油微运移,富有机质纹层生烃能力强,生成烃类的重质组分优先与干酪根溶胀或吸附滞留,轻组分以游离态运移到与其互层的长英质或碳酸盐贫有机质纹层富集;玛页1井风城组69%的页岩存在外来运移烃的充注,31%的页岩发生了排烃作用。综合基于地质色层效应的族组分、二维核磁共振以及无机锰元素在烃类运移过程中的地球化学行为等分析,验证了微运移评价结果的可靠性;微运移是连接页岩层系各个油气聚集要素的桥梁,贯穿页岩油从生成、排出到富集的全过程,影响页岩油的含量和组分。页岩油微运移识别与评价结果,将为揭示页岩油动态差异富集机制、建立页岩“多级生油高峰”模式提供新视角。

成盆成烃成藏理论思维与有限空间生烃模式

通过对目前生烃量计算模型的剖析,指出利用残余有机碳计算生烃量的方法在成烃、成藏定量研究方面可能存在问题。此外,从中国东部中、新生代陆相含油气盆地演化规律着手,分析了盆地持续沉降、整体上升以及全面萎缩3个阶段的演化特征及其对成烃、成藏过程的控制作用,探索了盆地中烃源物质演化与孔隙成岩演化之间的关系,提出了有限空间生烃的定量研究新模型。

东海陆架盆地中—新生界油气勘探研究进展与前景分析

东海陆架盆地为我国近海最大的中—新生界叠合含油气盆地之一,并且有着良好的油气勘探前景。为进一步分析盆地中—新生界油气前景,基于10余年来针对东海陆架盆地中生界开展的地球物理勘探成果,综合最新中—新生界研究进展,通过总结分析中—新生代地层发育特点、残留展布特征及盆地结构,理顺中—新生代盆地构造演化过程,进而探讨中—新生界油气成藏地质条件与油气勘探前景。盆内新生界已取得油气突破前提下,基隆凹陷可作为新生界油气进一步突破的重要远景区,同时东部坳陷内的西湖凹陷深盆气藏具有良好的地质条件,可作为油气勘探重点目标区。盆地南部的闽江凹陷与基隆凹陷南侧则为东海陆架盆地未来取得中生界油气勘探突破的有利构造单元。

鄂尔多斯盆地中新生代构造应力场与油气聚集

在前人研究的基础上,通过大量野外、井下节理、断层和褶皱观测以及构造形成序列确定,开展了鄂尔多斯盆地中新生代构造应力场研究,并分析了构造应力场与油气聚集的关系。鄂尔多斯盆地印支期主压应力场主要呈NW—SE向、NNE—SSW向和SN向,控制了古生界油气的第一次运聚与成藏;燕山期主压应力场主要呈NW—SE向,盆地西南缘呈NE—SW向,控制了古生界油气的第二次运聚与成藏;喜马拉雅期主压应力场主要呈NNE—SSW向,该时期为油气运聚调整和最终就位期。

北黄海盆地中生代地层的地质特征和油气潜力(英文)

位于山东半岛东北部的北黄海盆地沿东北方向可以延伸到朝鲜的西朝鲜湾盆地和安州盆地 ,而沿西南方向可以延伸到中国的胶莱盆地。长期以来该盆地的找油重点为第三系 ,结果收效甚微。2 0世纪 80年代末朝鲜在西朝鲜湾靠北黄海盆地一侧钻井数口且在中生代地层中发现了商业性油气流 ,自此中生代地层替代新生代第三纪地层成为人们关注的焦点 ,人们希望在北黄海盆地的中生代地层中也能找出商业性油气流。本文以李四光 ( 1 979)划分的新华夏系第二隆起带理论为指导 ,将胶莱盆地、北黄海盆地、西朝鲜湾盆地和安州盆地作为一个整体进行考虑 ,在详细分析了安州盆地、西朝鲜湾盆地和胶莱盆地的中生代地层分布、油气潜力及其类比关系后认为 ,北黄海盆地在基底结构及其上覆盖层的沉积特征上应具有与安州盆地、西朝鲜湾盆地和胶莱盆地相似的特征。目前 ,西朝鲜湾盆地和胶莱盆地在中生代地层中已取得重要的油气发现和油气显示 ,而它们主要是由下白垩统和上侏罗统组成。因此 ,我们有理由相信 ,北黄海盆地的中生代地层很可能成为有远景的勘探靶区。

礼乐盆地地层发育特征及其与油气的关系

文中论述了礼乐盆地中、新生代地层的发育特征,认为盆地内广泛发育有厚度较大的三叠纪—白垩纪地层,具有中等—好的生气潜力,是盆地内一套具有良好油气远景的主力烃源岩。盆地内新生代地层发育齐全,最大沉积厚度可达6 000m,古新统—中始新统为盆地烃源岩发育最有利的层位。

南海东北部中生代残留盆地油气勘探现状与油气地质问题

南海东北部中生代残留盆地叠置于新生代盆地之下,其成盆背景复杂、后期改造强烈,且经历了多期、多阶段生排烃过程和油气聚散、破坏、再聚集成藏过程,故烃源岩生烃潜力和储层、圈闭保存条件,是决定该中生代残留盆地油气能否成藏、是否具有油气资源前景的关键,因此,对于中生代残留盆地的油气地质研究思路及油气勘探技术方法,应不同于新生代盆地的传统方法,应采用多种地质、地球化学研究方法,来恢复残留盆地构造演化历史及地层剥蚀厚度,建立地层沉积充填埋藏史、热演化史及生排烃史,借助接近地质条件下生烃动力学模拟实验手段,分析确定中生界烃源岩产烃率、生烃量及生烃强度,评价生烃潜力,并结合区域地质背景及油气地质条件,对其油气资源前景进行预测,只有这样方可取得良好的研究效果。

南襄盆地中、新生代构造演化与油气成藏

运用平衡剖面原理和沉降史分析方法,对南襄盆地中、新生代的构造演化进行了研究。结果表明,南襄盆地经历了白垩纪基底差异裂陷、晚白垩纪—早新生代基底差异反转拗陷、古近纪玉皇顶组—核桃园组沉积时期基底差异裂陷、古近纪廖庄组沉积时期基底差异反转拗陷及新近纪基底整体拗陷5个演化阶段。构造活动控制了盆地沉积层序及生储盖层的发育,为油气运聚提供了动力来源,而构造变形的分带性是盆地内各凹陷油气分布与富集差异性的决定性因素。对比分析认为,泌阳凹陷古近系玉皇顶组是今后勘探应当重视的新层系。

六盘山盆地中、新生代构造演化和油气勘探

六盘山地区地处秦岭－祁连构造转折区和中国东西构造分界带，其所处大地构造位置甚为重要。然而，由于六盘山广大地区为白垩系和第三系所覆盖，一直以来对其覆盖区外的周缘地区研究较多，而对覆盖区内的基底性质和结构等知之甚少。近年来，石油勘探中进行的重力、电法、地震和遥感地质研究揭示了大量本区地质构造特征和演化的信息。本文在此基础上，讨论了该地区的沉积组成、基底构造特征、中生代以来的构造演化、烃源岩分布和成熟度等特征，并提出了该区油气勘探的前景和有利的勘探区段。

焉耆盆地三叠系—侏罗系含油气系统

焉耆盆地处于塔里木盆地与吐哈盆地之间，构造格局为两坳（ 和静坳陷、博湖坳陷） 一隆（ 焉耆隆起） ，晚古生代为南天山前陆盆地的组成部分（ 早二叠世回返） ，中三叠世至侏罗纪形成南深北浅的箕状断陷，白垩纪至古新世隆升，始新世以来成为南天山类前陆盆地。焉耆盆地中生界的成熟烃源岩为三叠系小泉沟群和下侏罗统八道湾组的煤系地层（ 主要分布于博湖坳陷） ，构成博湖坳陷三叠系—侏罗系含油气系统（ ！） ，燕山中期（ 侏罗纪末） 第一次成烃充注，喜山期（ 晚第三纪） 第二次成烃充注。根据博湖坳陷北部凹陷和南部凹陷油气生、运、聚的差异，其含油气系统可划分为北部凹陷运聚子系统和南部凹陷运聚子系统，论述了二者地质事件和关键时刻。北部凹陷运聚子系统石油资源量为１ ．８４×１０８ｔ，天然气资源量为５２５ ×１０８ｍ３ ，是焉耆盆地油气勘探的主要领域（ 已发现的宝浪油田和本布图油田均位于北部凹陷） 。图５ 参３（ 王孝陵摘）

川西北地区海相油气成藏物质基础——优质烃源岩

川西海相油气勘探程度低,油气成藏条件研究薄弱。通过区域地质、烃源岩形成环境、有机地化和有机岩石学等综合研究,重点探讨了龙门山构造带北段海相优质烃源岩发育情况。龙门山北段海相油气成藏的烃源条件好,主要有筇竹寺组、大隆组优质泥质烃源岩和栖霞组、茅口组优质碳酸盐岩烃源岩,而泥盆系烃源岩分布有限,奥陶纪—志留纪缺乏优质烃源岩形成条件。该区经历过大规模油气运移、聚集成藏和后期破坏过程,分析这一过程对川西海相油气勘探具有借鉴意义。预测龙门山逆冲推覆构造带和川西坳陷深处具有良好的海相油气勘探前景。

塔里木盆地北部隆起中、新生界张扭断裂系统成因及其油气聚集的作用

在塔里木盆地北部中、新生界的张扭性断裂系统所伴生的构造圈闭中已发现了多个高产工业油气藏 ,在研究了大量地震资料和其它有关资料的基础上 ,本文讨论了这套张扭性断裂系统的特征。

渤海湾盆地中、新生代火山岩分布及油气藏特征

渤海湾盆地经历了中、新生代两个裂陷旋回,伴随了很强的中酸性和中基性岩浆活动。通过系统总结盆地内中、新生界火山岩分布及其油气藏类型,火山岩油气藏发育特征及规律,探讨了渤海湾盆地火山岩油气藏的勘探潜力。研究认为:区内中生界火山岩主要分布在盆地东部,以早白垩世为主;新生代岩浆活动可以分为4期,即孔店—沙四期、沙三期、沙二—东营期和馆陶期。盆地火山岩油气藏主要有3种类型:潜山型、断块型和地层-岩性。中生代火山岩主要发育潜山型油气藏,孔店—沙四期火山岩多发育断块型火山岩油气藏,沙三期火山岩所探明的油气储量最多,地层-岩性火山岩油气藏是新生界火山岩中较常见的油气藏类型,溢流相是最有利相带。除沙三期火山岩外,中生代、孔店—沙四期和海域的沙二—东营期火山岩也具有较大的勘探潜力。

合肥盆地中—新生界烃源岩地球化学与构造背景分析

中—新生代合肥盆地受EW向特提斯构造和NNE向滨西太平洋构造等多元构造动力的控制,具有成盆期次多、构造运动频繁、沉降量和伸展量小、卷入构造层次浅等特点。这些特点对中—新生界烃源岩的发育及其有机质的转化是不利的。而古生界应为今后勘探的重点。

南海及邻域中、新生代盆地类型与油气资源关系探讨

在南海区域地质构造特征及周缘盆地发育特点的基础上,根据盆地分类的理论,试将南海及周缘的35个中、新生代盆地,划分为两型十一类。各主要盆地的油气地质特点表明,不同类型的盆地,其油气远景不同。分析认为,在板内拉张离散环境中所形成的盆地,含油气远景最佳,是目前勘探和开发的重点。

二连盆地“洼槽”控油规律与油气勘探前景

依据洼槽的沉积演化、结构类型、生油条件、成藏模式、含油现状和勘探成效，对二连盆地３３个凹陷以洼槽为单元分类评价［１］。初步建立了５种洼槽式样，研究了不同类型洼槽的控油规律。指出洼槽的沉积、构造同性严格控制油气生成和油气藏展布①，断槽继承型洼槽成藏条件最好，勘探成效最高，断超继承型和断槽过渡型大中型洼槽成藏条件较好，其中央断裂构造带和斜坡带是有利聚油带，具有良好的勘探前景，属近期油气勘探和储量接替的主要洼槽。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组沉积有机相

根据沉积有机相基本的有机岩石成分组成,结合三叠系延长组地层的沉积相和富集及分散有机质的地球化学特征,将鄂尔多斯盆地三叠系延长组煤和烃源岩划分为陆地森林(沼泽)有机相(A)、湿地森林(沼泽)有机相(B)、湿地草本混生(沼泽)有机相(C)、覆水草本(沼泽)有机相(D)、异地残殖(漂浮沼泽)有机相(E)和开阔湖盆藻质有机相(F)6类沉积有机相。其中,A和B相成煤,F相为油气源岩,而C,D,E相具有成油和成煤的共性。通过不同有机相有机质的热解实验,分析了各有机相的油气生成潜力,提出沉积有机相是综合评价煤、油、气、油页岩等多种有机可燃矿产共存共生的有效方法,并运用沉积有机相对鄂尔多斯盆地延长组煤和烃源岩的成烃方向及转化能力进行了综合判识。