石油与天然气地质-2005年, 第26卷, 第6期

赵文智, 王红军, 单家增, 王兆云, 赵长毅, 汪泽成

2005, 26(6): 703-710. doi:10.11743/ogg20050601

摘要 ( 801 )

PDF (8708KB) ( 414 )

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塔里木盆地库车坳陷具备大中型天然气藏形成的基本地质条件。其中,三叠—侏罗系烃源岩不仅累积生气强度大,而且新近纪以来的快速生、排气过程,形成了一类高效气源灶,为形成克拉2型的高效天然气藏起到了关键作用。其次,新近纪以来,库车坳陷山前冲断带受挤压作用发生了强烈的构造变形,盐下白垩系—侏罗系发生垂向叠复使地层出现体积增容。在优质盖层保护下,地层增容产生构造抽吸作用,是克拉2型高效天然气藏形成的重要途径。通过生烃动力学及构造物理模拟实验,证实了这些新的认识,并进一步揭示了库车坳陷侏罗系烃源岩的有效生气及天然气的有效运移聚集成藏的过程。

成藏要素的时空结构与油气富集——兼论近源富集成藏

周兴熙

2005, 26(6): 711-716. doi:10.11743/ogg20050602

摘要 ( 699 )

PDF (6212KB) ( 708 )

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成藏要素和成藏作用的时空结构影响着油气的富集程度。在邻近烃源层与区域盖层地区的成藏组合中,成藏期与成烃期相近的时期内形成的油气藏富集程度相对较高。盆地或油气系统之中大多的主力油气藏都属于这种类型。在纵向上以源-盖之间没有大的、明显的构造变动和沉积间断作为近源组合,具体时间间隔初步暂定为不超过一个“期(在中、新生代)”或一个“世(在古生代)”,反之则为远源组合。在平面上依据分布于有效烃源岩分布区———烃灶位置的内、外,划分为“近源区”和“远源区”。现有勘探成果表明,塔里木盆地现已发现的哈德逊油田、轮古-塔河油气田、克拉2气田、牙哈油气田等大、中型油气田大多属自源或近源组合。松辽盆地已探明原油储量的95%以上分布在主要源-盖组合之间的萨尔图、葡萄花、高台子3个油组中。因此,坚持“近源勘探”是发现高油气资源富集区的一个重要而实用的原则。近源油气田的勘探成效一般是非常显著的,但是,许多地区的近源油气田多分布在勘探难度大的构造带、复杂成藏带或探区的深部、超深部,以至常常是在远源油气藏之后发现。

地球化学动态示踪油气成藏过程初探——以库车坳陷大宛齐构造为例

刘文汇, 张殿伟, 郑建京, 陈孟晋, 王晓锋, 高波

2005, 26(6): 717-723,729. doi:10.11743/ogg20050603

摘要 ( 795 )

PDF (7916KB) ( 423 )

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塔里木盆地库车坳陷大宛齐油气藏中³⁸Ar的富集与缺氧流体及挥发分沿大断裂运移有关,吐孜玛扎断裂是流体活动形成的³⁸Ar运移至油气藏的主要通道;而大北油气藏低的³⁸Ar丰度显示了气源就近成藏的特征。大宛齐油气田为原生油气藏,并非后期气侵作用形成。油气藏形成后期,因圈闭封闭能力弱造成气体轻组分沿破裂部分散逸,形成现今饱和程度较低的凝析气藏。大宛齐油气田为下生上储型成藏,三叠系和侏罗系为其主生油层系。在大宛齐油气田的形成过程中,烃类先沿吐孜玛扎断层运移,再从北向南进入大宛齐构造。大宛齐油气藏中的液态烃为中生界淡水湖相沉积有机质在成熟-高成熟演化阶段的产物。大宛齐油气田经历了早期与晚期两个充注过程,晚期充注的高-过成熟天然气密度较小因而主要聚集在上方,早期形成的相对高密度的天然气主要聚集在下方。

我国典型天然气藏输导体系研究——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

朱筱敏, 刘成林, 曾庆猛, 门相勇

2005, 26(6): 724-729. doi:10.11743/ogg20050604

摘要 ( 766 )

PDF (7036KB) ( 478 )

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前陆盆地褶皱-冲断带气藏和裂谷盆地气藏油气输导体系以断裂为主,天然气运移方向以垂向为主,运移距离短,输导效率高;而克拉通盆地岩性气藏和前陆盆地斜坡带气藏油气输导体系以砂体为主,油气运移方向为侧向、垂向,运移距离较长,输导效率低。苏里格气田属克拉通盆地岩性气藏,输导体系主要类型为砂体型,也有少量断裂型、砂体-断裂型。砂体型又可进一步分为厚层带状砂体、薄层带状砂体与透镜状砂体等类型。输导体系的输导能力随时间而变化。在200～150 Ma溶蚀作用和断层活动最强,输导体系的输导能力增大到顶峰。在成藏关键时刻(J₃—K₁),输导体系格架产状西高东低、北高南低,主要输导体系为砂体、断层与裂缝,油气向西北方向运移,输导效率高。在成藏后调整期(K₂—Q),输导体系格架大部为东高西低、北高南低,主要输导体系为砂体与裂缝。油气运移效率较低,运移不太明显。

含气地层弹性性质及其波场响应

王尚旭

2005, 26(6): 730-735. doi:10.11743/ogg20050605

摘要 ( 677 )

PDF (6249KB) ( 771 )

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根据储层条件下天然气及地层水弹性参数变化特征的分析,通过含气地层纵、横波速度的计算,采用物理模拟与实验分析,含气地层具有以下波场响应特征:同一地层条件下相对比重较大的天然气比相对比重轻的天然气具有更高的纵波速度;含盐水岩石的纵波速度随盐水矿化度的增高而增大;流体性质不同对纵波速度影响较大,而对横波速度影响很小。地层所含流体不同其波场响应具有一定的差异,含气地层具有较强的反射能量,含水地层反射能量相对减弱;非均质性含气地层其波场响应中绕射波比较发育。

全国油气资源战略选区早期调查与评价项目顺利开展

张抗

2005, 26(6): 735-735. doi:10.11743/ogg20050606

摘要 ( 694 )

PDF (1018KB) ( 468 )

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在国务院的支持下,由国家给予财政支持的油气新区新领域的早期评价工作在2002年4月得以立项。该工作委托国土资源部油气资源战略研究中心负责具体组织工作,参加单位有中国地质调查局、主要国家石油公司及相关高校。

低熟泥灰岩、钙质泥岩干酪根脂肪酸的分布特征及赋存形式

孟仟祥, 郑建京, 房玄, 孙敏卓

2005, 26(6): 736-741. doi:10.11743/ogg20050607

摘要 ( 916 )

PDF (6483KB) ( 669 )

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柴达木盆地第三系低熟、低有机碳烃源岩干酪根中检测出直链一元酸、直链二元酸和芳香酸3个系列。其中以直链一元酸相对丰度最高,C_16:0十六酸为主峰(饱和脂肪酸),呈明显偶碳数优势特征。干酪根脂肪酸赋存量是强干酪根脂肪酸的3倍以上,且前者直链二元酸的相对丰度大大高于后者。以脂肪酸钙(镁)盐和脂肪酸形式富集在源岩碳酸盐晶体中的脂肪酸含量远远大于赋存在干酪根网络中的量。当碳酸盐晶体被高温(及复杂地质条件)分解时,这些脂肪酸盐和脂肪酸主要会被裂解为小分子烃———气态烃。柴达木盆地沉积有机质中的硫以五元、六元和八元环状稳定态存在,因其强烈的电负性,可能会对脂肪酸(盐)的富集及稳定存在作出贡献。

中国大中型气田盖层封盖能力综合评价及其对成藏的贡献

吕延防, 付广, 于丹

2005, 26(6): 742-745,753. doi:10.11743/ogg20050608

摘要 ( 884 )

PDF (5341KB) ( 586 )

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大中型气田天然气封盖条件主要受盖层自身厚度和排替压力、气藏内部能量(压力系数)和天然气本身性质(流动粘度)的影响。气藏盖层封闭指标CSI值与天然气聚集效率为正比关系,CSI值越大,天然气聚集效率越高;反之则越低。中国大中型气田聚集效率分3个等级:1)大于100×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为高效气藏,主要分布在塔里木、柴达木、莺琼、渤海湾和松辽盆地,以塔里木、柴达木和莺琼盆地居多;2)10×10⁶～100×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为中效气藏,主要分布在四川、东海、松辽、渤海湾、塔里木和吐哈等盆地,以四川盆地最多;3)小于10×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为低效气藏,主要分布在鄂尔多斯盆地和四川盆地。中国大中型气田的形成要求其盖层的CSI值应大于10⁹m/s。然而,对于天然气聚集效率较高的气田,其盖层的CSI值还应更高。

不同构造背景天然气储层成岩作用及孔隙演化特点

刘成林, 朱筱敏, 朱玉新, 曾庆猛

2005, 26(6): 746-753. doi:10.11743/ogg20050609

摘要 ( 757 )

PDF (8183KB) ( 477 )

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克拉通盆地气藏储层经历地史时间长,构造运动旋回多,导致成岩环境多变,成岩作用复杂且长期叠加,孔隙演化也经历几个来回,储层现今孔隙度小。根据所处构造部位、圈闭类型和储层性质,气藏又细分为古隆起构造气藏、背斜气藏和岩性气藏3种类型。这些气藏储层的成岩序列及孔隙演化有所不同。前陆盆地冲断带和斜坡带气藏储层经历地史时间较短,构造运动旋回较少,埋藏速率较大,成岩序列及孔隙演化较为简单,储层现今孔隙度较小。裂谷盆地气藏储层地史时间短暂,构造运动旋回少,埋藏速率大,成岩序列和孔隙演化史简单,储层现今孔隙度较大。

中国大中型气田天然气聚集效率及其主控因素

付广, 吕延防, 于丹

2005, 26(6): 754-759. doi:10.11743/ogg20050610

摘要 ( 668 )

PDF (5956KB) ( 823 )

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中国60余个大中型气田天然气地质储量、含气面积和成藏时期的统计结果表明,中国大中型气田的聚集效率差别很大。据此将中国大中型气田分为高、中、低效3种类型:高效大中型气田天然气聚集效率大于100×10⁶m³/(Ma·km²);中效大中型气田天然气聚集效率为10×10⁶～100×10⁶m³/(Ma·km²);低效大中型气田天然气聚集效率小于10×10⁶m³/(Ma·km²)。中国大中型气田天然气聚集效率主要受源岩生气强度、天然气输导速度、封盖能力和天然气成藏期相对早晚等因素的共同控制。即源岩生气强度越大,天然气输导速度越大,盖层封盖能力综合评价指标越大和天然气成藏时期越晚,天然气聚集效率越高;反之则越低。

岩性、孔隙及其流体变化对岩石弹性性质的影响

李生杰

2005, 26(6): 760-764. doi:10.11743/ogg20050611

摘要 ( 870 )

PDF (5021KB) ( 1838 )

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根据Gassmann方程推导出了流体模量与含流体岩石体积模量之间的关系。该关系反映出在流体置换过程中,流体模量及岩性变化等因素对含流体岩石弹性性质的影响。通过理论计算与分析表明,流体变化对刚性较强的(硬)岩石影响较小,而对刚性较小的(软)岩石影响较大。岩石孔隙度越低,含流体岩石体积模量对流体变化愈敏感。即地震波的纵波速度随孔隙度增大而减小。岩石孔隙度及流体模量较小时,纵波速度对流体变化比较敏感。通过对实际岩石样品进行流体驱替实验,发现实验结果与理论分析相一致。

川东北罗家寨飞仙关组气藏成藏过程及聚集效率

谢增业, 李剑, 单秀琴, 张林, 高嘉玉

2005, 26(6): 765-769. doi:10.11743/ogg20050612

摘要 ( 761 )

PDF (5417KB) ( 623 )

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罗家寨下三叠统飞仙关组气田是四川盆地迄今为止储量规模超过500×10⁸m³,居第3位的大型气田。天然气甲烷含量一般为75.29%～84.95%,乙烷含量0.07%～0.11%,硫化氢含量7.13%～10.49%,为高含硫化氢的过成熟干气。罗家寨气田气源主要为上二叠统烃源岩,富集在中下三叠统区域性膏盐岩盖层之下、受断裂控制的构造圈闭中,属于下生上储顶盖的它源近常压的垂向运移成藏系统,成藏条件优越。储层中普遍存在的沥青为古油藏原油裂解成气的中间产物,并且沥青含量与储层孔隙度及天然气产能呈正相关。气藏的形成主要经历了印支晚期-燕山早中期的鲕粒岩聚油气、液态烃类深埋裂解以及喜马拉雅期的构造形成、流体进行局部调整、构造控气的成藏过程,烃类充注期主要为中-晚侏罗世。高效的输导体系、优质的储集空间以及良好的封堵条件,确保了罗家寨气田较高的聚集效率。

库车前陆盆地中生界烃源岩有机质成熟度演化及影响因素

杨树春, 卢庆治, 宋传真, 袁玉松, 王红军, 胡圣标

2005, 26(6): 770-777,785. doi:10.11743/ogg20050613

摘要 ( 859 )

PDF (9231KB) ( 515 )

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库车前陆盆地侏罗系烃源岩R_o值为0.55%～1.88%,均值为0.93%,主体处于生油高峰期;三叠系烃源岩R_o值的分布范围为0.60%～2.59%,均值为1.1%,主体处于生油晚期。现有钻井测温资料表明,库车前陆盆地2 000 m深度实测温度变化范围为40～60℃,4 000 m深度实测温度变化范围为60～90℃,6 000 m深度实测温度变化范围为100～150℃。经热史恢复,库车前陆盆地自三叠纪以来,始终处于较低热流状态,表现为中生代相对较热(50～55 mW/m²),新生代以来,地表热流处于持续缓慢降低过程,最终降至现今的40～50 mW/m²。三叠系、侏罗系烃源岩分别于160～170 Ma及100 Ma进入低成熟阶段,进入生气阶段的时间是145 Ma及75 Ma,最早进入低成熟阶段的区域在克拉苏地区,其次为秋里塔格构造带,最晚进入低成熟阶段的地区在拜城凹陷。自23 Ma后有机质成熟度开始显著增高,三叠系、侏罗系现今均处于生气阶段。烃源岩成熟度状态主要由盆地沉积埋藏史及热史所决定。逆冲推覆和含膏岩层对烃源岩的成熟度也有一定的影响,其影响幅度取决于逆冲的断距、含膏岩层的厚度及其侧向变化幅度。

柴达木盆地第四系脂肪酸分布特征与生气潜力的关系

康晏, 王万春, 张道伟, 任军虎

2005, 26(6): 778-785. doi:10.11743/ogg20050614

摘要 ( 727 )

PDF (8184KB) ( 423 )

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通过研究柴达木盆地涩北地区第四系540～1 490 m纵向剖面上泥岩可溶有机质中的脂肪酸(甲酯)类化合物,发现在层段1 200～1 381 m内正构脂肪酸的偶奇优势指数有非常剧烈的变化,这是由有机质输入和细菌作用为主导的多种因素造成的;在层段796～810.8,1 188.24～1 210,1 291.54～1 300.74 m内脂肪酸的几种生标指数如脂肪酸含量、偶奇优势指数以及组成分散性指数的值都为谷值,这是由于在这几个层段内有机质输入类型以水生生物型为主,因而易被细菌降解,说明以内源有机质输入类型为主的源岩生气潜力较高;在1 188.24～1 210 m层段内发现了丰富的不饱和酸和异构酸,说明在这个层段内地化环境以及气源岩类型较适宜细菌的生存发育。这种特殊的脂肪酸分布可能指示了优质气源岩类型。

“中国石油学会天然气专业委员会2005年学术年会”在三亚召开

游瑜春, 郑荣臣

2005, 26(6): 785-785. doi:10.11743/ogg20050615

摘要 ( 614 )

PDF (983KB) ( 591 )

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2005年11月23日至27日,由中国石油学会天然气专业委员会主办、中海油湛江分公司承办的“中国石油学会天然气专业委员会2005年学术年会”在三亚召开。来自中石化、中海油、中石油、陕西省天然气股份有限公司及部分石油院校的100余名代表参加会议,中国工程院邱中建院士、胡见义院士、西南石油学院李士伦教授等应邀出席会议并作主题报告。会议共收到论文100余篇,大会主题报告8篇,分会交流45篇。会议就鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、四川、南海西部等大、中型含油气盆地中各类型气田勘探开发、地面工程中一些新的技术和研究成果进行交流和研讨。

库车冲断带巴什基奇克组砂岩自生高岭石成因与油气成藏

邹华耀, 郝芳, 柳广弟, 隋成

2005, 26(6): 786-791,799. doi:10.11743/ogg20050616

摘要 ( 826 )

PDF (7727KB) ( 607 )

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克拉2构造是该区最大的气田,白垩系储层自生高岭石也最为发育,平均相对含量大于20%,以书页状和蠕虫状分布于骨架颗粒间。克拉3、克拉1和吐北1等勘探失利的圈闭,高岭石均不发育。克拉2构造自生高岭石是长石颗粒在地层酸性介质中溶解的沉淀产物,同时伴随次生孔隙的形成。其成岩环境处于开放或半开放流体系统。这一成岩环境既能保证来源于下伏源岩层系酸性流体的注入,又要允许长石等溶解物质的排出。自生高岭石与次生孔隙的形成过程与天然气的充注,为两个机理上紧密联系的共生过程。贯通-贯穿型断裂向下贯通烃源岩、向上又断穿膏盐岩盖层,构成超压流体运移的主通道。有贯通-贯穿型断裂发育的地区,不仅具备了自生高岭石与次生孔隙的形成条件,而且有利于天然气成藏。断裂输导通道的类型对比表明,克拉苏构造带比秋里塔克构造带更有利于天然气的成藏。

鄂尔多斯盆地上古生界异常低压分布特征及形成过程

袁际华, 柳广弟

2005, 26(6): 792-799. doi:10.11743/ogg20050617

摘要 ( 797 )

PDF (7814KB) ( 392 )

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鄂尔多斯盆地上古生界多见异常低压、低压,高压少见。平面上,苏里格庙地区地层呈异常低压、低压,米脂区地层呈高压和常压,其他地区地层以常压和低压为主;垂向上,水层压力基本沿静水压力趋势线分布,而气水层和气层压力均偏离静水压力趋势线,气层压力偏离程度大于气水层,且压力系数随深度的增加而减少。包裹体测试数据和盆地埋藏-剥蚀资料都表明,鄂尔多斯盆地上古生界异常低压气藏的形成大体分两个阶段:晚侏罗世—早白垩世末的充气增压阶段;早白垩世末至今散失降温降压阶段。气藏压力的降低主要与盆地抬升降温、天然气散失和气水密度差等因素有关。

川西前陆盆地南部储层流体包裹体特征及其在天然气成藏研究中的应用

张莉, 柳广弟, 谢增业, 高嘉玉, 单秀琴

2005, 26(6): 800-807. doi:10.11743/ogg20050618

摘要 ( 770 )

PDF (8153KB) ( 540 )

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川西前陆盆地南部邛西、平落坝及白马庙气田上三叠统原生气藏和侏罗系次生气藏储集层有机包裹体以气相、气液两相为主,形态多不规则,大小以3～6μm为主,主要分布在石英颗粒裂隙及充填裂缝的方解石脉中。须家河组二段有机包裹体均一温度分布范围为60～170℃,主峰在90～130℃;侏罗系有机包裹体均一温度范围在70～130℃,主峰为80～100℃。根据均一温度测试结果,结合三叠系烃源岩演化史分析,须家河组二段气藏经历了印支晚期少量油气充注,燕山期的大量油气充注及喜马拉雅期的调整、少量充注的全过程,其主要充注时期为燕山期(侏罗纪—白垩纪)。侏罗系气藏为次生气藏,主要充注时期为喜马拉雅期。通过恢复不同时期包裹体的古流体势,认为川西前陆盆地南部须家河组二段气藏流体势呈无序性。天然气运移以源、储之间的垂向运移为主,侧向运移不明显。

“第三届全国沉积学大会”在成都召开

刘文汇, 骆传才, 胡宗全

2005, 26(6): 807-807. doi:10.11743/ogg20050619

摘要 ( 671 )

PDF (1058KB) ( 444 )

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“第三届全国沉积学大会”于2005年9月22—24日在四川成都胜利召开。大会由中国地质学会沉积地质专业委员会、中国矿物岩石地球化学学会沉积学专业委员会、国土资源部成都地质矿产研究所、国家自然科学基金委员会地球科学部、中国科学院地质与地球物理研究所、西南石油学院、成都理工大学、中国石化、中国石油、国际岩石圈计划中国委员会等15家单位联合主办,由成都地质矿产研究所承办。

“2005年中国LNG国际会议”在广州召开

张抗

2005, 26(6): 807-807. doi:10.11743/ogg20050620

摘要 ( 354 )

PDF (1058KB) ( 421 )

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2005年11月15—16日,在广州市召开了“2005年中国LNG国际会议”。会议由广东油气商会主办,国内外大型公司及相关研究单位约150名代表与会。会上,与会代表就LNG资源和贸易、利用与投资等方面的问题进行了深入讨论,分析了世界LNG的发展趋势,并强调LNG的综合利用以降低成本。

阿克库勒凸起东河砂岩的沉积相与层序地层

郭建华, 朱美衡, 刘辰生, 石媛媛

2005, 26(6): 808-815. doi:10.11743/ogg20050621

摘要 ( 764 )

PDF (7918KB) ( 455 )

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阿克库勒地区东河砂岩包括了含泥砾砂岩、分选好的中-细粒砂岩、粉砂岩及泥岩,是一个具有完整海侵-海退旋回的标准层序,顶、底分别为两个不整合面所限,为Ⅰ型层序边界。东河砂岩自下而上明显地分为低位体系域、海侵体系域与高位体系域。由于低位体系域是陆上河流的充填沉积,因此,盆地内低位体系域不发育,分布局限。海侵体系域主要为受潮汐控制的滨岸沉积,由一系列向上变浅和变细的副层序堆积成退积的副层序组,副层序由下部的潮下砂坝向上逐渐变化为潮间砂坪、砂泥混合坪及泥坪。高位体系域主要分布于东河砂岩的上段,由于东河砂岩的不断沉积,在达到最大海泛面之后,滨岸带海水循环畅通,形成了以波浪作用为主的浪控滨岸沉积体系,主要是以分选好的灰白色中-细粒砂岩为特征,构成了特色十分鲜明的“东河砂岩”。

复杂条件下的深度成像技术

方伍宝, 孙建国

2005, 26(6): 816-822. doi:10.11743/ogg20050622

摘要 ( 764 )

PDF (7743KB) ( 468 )

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基于波动方程的叠前深度偏移方法能在复杂介质条件下精确描述波场,且能高精度成像。此方法包括波场向上和向下延拓进行基准面校正、基于深度域共成像道集的成像点速度模型修正技术和应用成像条件前后作偏移数据内插的偏移反假频技术等核心技术。经实际应用,基于波动方程的叠前深度偏移技术在波组的分辨率、断层的清晰度、深部目的层的成像精度以及振幅的保持等方面都明显优于传统方法。

杭州湾地区浅层生物气资源量计算及其地质意义

林春明, 卓弘春, 李广月, 陈海云

2005, 26(6): 823-830,839. doi:10.11743/ogg20050623

摘要 ( 762 )

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杭州湾地区晚第四纪气源岩主要为河漫滩相和浅海相。经计算,河漫滩相源岩总生气量为1 032.52×10⁸m³,总吸附气量为274.66×10⁸m³,总溶解气量为693.10×10⁸m³,总扩散气量为4.29×10⁸m³,总游离气量为60.47×10⁸m³;而浅海相源岩相应为1 412.75×10⁸,556.68×10⁸,749.83×10⁸,10.28×10⁸和95.96×10⁸m³。这一计算结果显示了研究区浅层形成的生物气体首先受地层水的溶解和粘土的吸附,大部分溶解在粘土层水中呈水溶气相态发生运移,当甲烷气在地层水中溶解达到饱和后才会出现游离态。游离气主要赋存于沉积物颗粒间隙中,浅地层的游离气运移量远小于溶解气运移量,河漫滩相游离气量小于浅海相游离气量。浅海相沉积物总吸附气量为河漫滩相沉积物总吸附气量的2倍多,泥岩层的吸附气量是砂岩层吸附气量的18倍多,说明浅层沉积物颗粒大小与甲烷的保存有关,沉积物颗粒小、比表面积大有利于吸附甲烷。计算结果还表明,杭州湾地区浅层天然气具有广泛的勘探开发前景。

塔里木盆地西南地区侏罗纪原型盆地类型与特征

秦都

2005, 26(6): 831-839. doi:10.11743/ogg20050624

摘要 ( 762 )

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塔里木盆地西南地区处于古亚洲构造域与特提斯构造域的叠加部位。在平面上,侏罗系分布呈带状出露在塔西南南部边缘。塔西南南缘在侏罗纪期间为一个断陷盆地体系,向西应与卡拉库姆地块南缘断陷盆地相连通。侏罗纪时,深水沉积区处于边缘主控正断层断距最大的位置,而河流和沼泽沉积环境则处于相邻断层交叠部位,或主控断层断距较小的部位。断距最大的位置通常在单个断层的中部,而向其两端断距则逐渐减小,所以上盘的沉降幅度也就变小,沉积环境也相应为河流或冲积扇等。塔西南地区侏罗纪地层除发育在山前外,还发育了一系列受断层控制的湖盆。其中,半-深湖相沉积制约了生油岩的发育。

滨里海盆地南部盐下大型油气田石油地质特征及形成条件

李永宏, Burlin YK

2005, 26(6): 840-846. doi:10.11743/ogg20050625

摘要 ( 1003 )

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滨里海盆地南部盐下层系石油地质条件优越,广泛发育的泥岩及泥灰岩生烃潜力大,碳酸盐岩优质储层,尤其是生物礁广泛发育,除盆地边缘局部地区外,全区发育厚层孔古组优质盐岩盖层,使该区具有极好的生储盖配置条件。在厚层盐岩下长期稳定发育的古隆起及古斜坡上,发育的浅水台地相(如阿斯特拉汗凝析气田)及生物礁相(如田吉兹和卡沙干油田)优质碳酸盐岩储层及其圈闭的发育和分布控制着盐下油气田(藏)的分布。南恩巴坳陷西部(里海北部海域)为滨里海盆地南部盐下最有利的油气勘探区;南恩巴凹陷东部、里海北隆起带及毕格热勒隆起带为有利勘探区;阿斯特拉汗穹状隆起深层碳酸盐岩发育区、阿斯特拉汗南部构造带及南恩巴隆起为较有利勘探区。

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