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南海西南部万安盆地含油气系统研究 总被引：1，自引：0，他引：1
本文试图运用含油气系统这门新兴学科的理论和方法来研究资料掌握较少的南海万安盆地伯含油气系统。在区域地质、沉积相特征和生烃、运移、聚集以及保存条件的时空匹配关系等研究的基础上。将万安盆地划分为三个含油气系统,指出北、中两个含油气系统的油气远景较好,从中已相继发现和找到不同产能的油气田南部含油所系统远景较差。 相似文献
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南海南沙海域沉积盆地与油气分布 总被引：13，自引：0，他引：13
刘振湖 《大地构造与成矿学》2005,29(3):410-417
在较详细分析南沙海域区域地质背景的基础上,研究该海域主要沉积盆地地质构造特征,分析不同区域沉积盆地的油气地质条件,研究和总结各盆地中的油气分布特征。研究表明,万安盆地、曾母盆地和文莱-沙巴盆地具有丰富的油气资源,北康盆地、北巴拉望盆地油气资源远景次之,礼乐盆地和南薇西盆地油气资源远景较差。 相似文献
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宁蒗盆地油气勘探远景分析 总被引：5，自引：0，他引：5
宁蒗盆地为一个中亲生代断陷盆地，面积约３３００ｋｍ＾２。由于其面积有限，至今尚未开展过任何石油勘探工作，但其周缘的泥盆系地层油苗、沥青众多却被各方所瞩目。主要从１／２０万区测资料及楚雄盆地石油地质等资料入手，通过构造－沉积演化研究、勘探有利条件分析，结合与四川盆地、楚雄盆地对比分析，认为该盆地是一个含油气远景极好的盆地，是油气兼探的有利地区。 相似文献
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为了系统认识新生代南海沉积盆地形成演化过程和成盆机制, 在对南海及其周缘区域构造和沉积研究进展调研的基础上, 利用覆盖南海主要盆地新近采集和重处理的地震剖面开展详细的构造-地层分析.基于盆地结构构造、演化特征和成盆动力学的差异性, 以红河-越东-Lupar线大型走滑构造带为界, 将南海及其周缘沉积盆地划分为古南海俯冲拖拽构造区沉积盆地群和挤出-逃逸构造区沉积盆地群, 前者主要是古南海俯冲及其所引起的区域构造变形形成的盆地, 包括北部湾、琼东南、珠江口、曾母、北康、文莱-沙巴和礼乐等盆地, 后者是印度-欧亚大陆碰撞导致印支地块挤出和旋转形成的盆地, 如莺歌海、湄公、中建南、万安等盆地.最后, 结合周缘板块动力学事件和本次对盆地构造研究的成果, 特别是盆地中重要界面属性的重新厘定, 建立了南海及其周缘沉积盆地演化过程. 相似文献
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成藏区带地球动力学与远景圈闭 总被引：5，自引：1，他引：4
新区油气勘探和评价,主要划分4个层次:盆地分析→油气系统→成藏区带→远景圈闭。各类原型盆地的形成与地球动力学环境有关,可简化为裂谷盆地、前陆盆地、走滑盆地和克拉通盆地等。油气系统在不同地球动力学环境下形成裂谷型油气系统、台地型油气系统和造山型油气系统。中国许多大型盆地属于叠合盆地,并构成复合油气系统和成藏区带。各类成藏区带和远景圈闭也与地球动力学环境有关。 相似文献
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鄂尔多斯盆地燕山运动及其与油气关系 总被引：2，自引：0，他引：2
鄂尔多斯盆地是中国中西部重要的含油气盆地之一。燕山期是盆地油气运移和聚集的主要时期。通过晚中生代及其周缘地区沉积格局、构造变形、晚侏罗世—早白垩世的岩浆及热事件的分析 ,认为晚侏罗世以前盆地主要受特提斯构造域的控制 ,古太平洋板块对盆地格局的影响在晚侏罗世晚期以后才有所表现。深部地幔蠕散是盆地古地温场变化的主要原因。它不但导致了盆地地温梯度的急剧升高 ,而且还对后期盆地周缘的地壳浅层次构造变形有一定的影响 ,也是造成晚中生代山西地区与鄂尔多斯盆地差异的重要因素 ,还对油气的运移和聚集起着控制作用。综合燕山期盆地古应力场、古地温场及构造变形特点 ,可以认为燕山期构造运动对鄂尔多斯盆地的油气分布至关重要 相似文献
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中建南盆地位于南海西部陆架—陆坡区,承接了南海北部陆坡和南沙海域构造域的地质特点,并受到南海西缘大断裂的控制,地质构造十分复杂。研究表明,中建南盆地新生代陆相、过渡相、海相各种沉积体系发育;具备有利于烃源岩发育的沼泽、泻湖、浅湖(海)—半深湖(海)、半深湖(海)—深湖(海)环境;地温梯度中—高,有利于干酪根成熟;河流、扇体、三角洲砂体和风化基岩、碳酸盐岩储层发育。受太平洋板块、印度—澳大利亚板块与欧亚板块之间相互作用产生的全球地球动力体系联合作用控制,以及南海海底扩张运动产生的区域性应力影响,盆地演化过程具有多旋回发育的特点,导致发育多套良好的生储盖组合、断裂体系和多种类型圈闭。以上各种地质要素为盆地含油气系统提供了良好的物质条件和储存空间。同时盆地具有明显油气显示。据国内外地震勘探资料,发现在盆地西北隆起带及盆地中部、南部等多处地方都有气显示,同时中国地质科学院矿产资源研究所吴必豪等在该区海底表层柱状样品中先后发现了碎块状沥青,断面新鲜,经荧光显微镜鉴定为油脂沥青,证明中建南盆地具有油气生成的潜力。因此,中建南盆地具有良好的油气远景,具备较高的油气勘探价值。 相似文献
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南海盆地演化及碳酸盐岩油气勘探 总被引：7，自引：0，他引：7
南海盆地碳酸盐岩油气勘探最早可追溯到19世纪后期,20世纪70年代开始有较多发现。南海的形成演化经历了安第斯型边缘-弧后裂谷-大西洋型海底扩张等一系列转变,形成了众多规模不等、类型各异的新生代含油气盆地。这些盆地可划分为拉张型、聚敛型、走滑型三大类,且可细分为陆缘张裂型、裂离陆块型、弧前型、周缘前陆型、走滑-拉分型以及残留洋壳型等6种类型,不同的构造演化背景和盆地类型,碳酸盐岩的建隆及其生物礁具有不同的特征,其地震相特征也有一定差异。碳酸盐岩主要发育在中中新统一上中新统中及上始新统上部,储层分布范围广,发育有台地边缘礁、塔礁、块礁、点礁、环礁等多种类型,以铸模灰岩、颗粒状白云岩的油气储集性能较好。碳酸盐岩的形成和分布受大地构造演化的影响和控制。以越东-廷贾断裂为界,其北部海域发育晚始新世-早中新世(早期)和中-晚中新世(晚期)两期碳酸盐岩和生物礁;而其南部海域仅发育晚期碳酸盐岩。在南海,至今尚未发现有单纯的典型碳酸盐岩构成油气源岩的,绝大多数是与所伴生的生物礁一起组成储集层,所发现的碳酸盐岩及其生物礁(滩)型油气田,普遍具有较好的物性。在南海北部盆地和东南巴拉望盆地中是油气兼有,而在南海南部以产天然气为主。 相似文献
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南海盆地碳酸盐岩油气勘探最早可追溯到19世纪后期，20世纪70年代开始有较多发现。南海的形成演化经历了安第斯型边缘-弧后裂谷-大西洋型海底扩张等一系列转变，形成了众多规模不等、类型各异的新生代含油气盆地。这些盆地可划分为拉张型、聚敛型、走滑型三大类，且可细分为陆缘张裂型、裂离陆块型、弧前型、周缘前陆型、走滑一拉分型以及残留洋壳型等6种类型，不同的构造演化背景和盆地类型，碳酸盐岩的建隆及其生物礁具有不同的特征，其地震相特征也有一定差异。碳酸盐岩主要发育在中中新统一上中新统中及上始新统上部，储层分布范围广，发育有台地边缘礁、塔礁、块礁、点礁、环礁等多种类型，以铸模灰岩、颗粒状白云岩的油气储集性能较好。碳酸盐岩的形成和分布受大地构造演化的影响和控制。以越东一廷贾断裂为界，其北部海域发育晚始新世一早中新世(早期)和中一晚中新世(晚期)两期碳酸盐岩和生物礁；而其南部海域仅发育晚期碳酸盐岩。在南海，至今尚未发现有单纯的典型碳酸盐岩构成油气源岩的，绝大多数是与所伴生的生物礁一起组成储集层，所发现的碳酸盐岩及其生物礁(滩)型油气田，普遍具有较好的物性。在南海北部盆地和东南巴拉望盆地中是油气兼有，而在南海南部以产天然气为主。 相似文献
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东海盆地石油地质研究在近二十年里主要取得五方面的进展 :证明了盆地是由一组大陆边缘新生界由西向东逐个变新的“盆地群体”组成 ,建立了陆架地区以组为单位的整个新生代地层单元 ,详细划分了西湖凹陷的内部地质结构 ,认定了煤和煤系沉积是东海陆架区的主力油气源岩 ,通过大量钻井验证了盆地中三类不同成因的圈闭。从环西太平洋盆地形成的地球动力学背景看 ,西太平洋是一个自北而南的沟—弧—盆 (陆缘海 )系统 ;大体以台湾海峡为界 ,东海盆地是一个由转换或被动边缘演化而来的聚敛边缘 ,而南海属于由活动或聚敛边缘转化而来的被动边缘。东海盆地与菲律宾海盆地具有相似的时空演化特征 ,由此论证了东海新生代盆地属于残余弧后向洋后退盆地 相似文献
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中国沉积盆地的鲜明个性特征之一是后期改造强烈而普遍。此特征深刻地影响着油气的赋存条件和成藏效应,明显增加了地质研究和油气勘探的难度。改造型盆地和盆地复杂改造地区已成为中国油气勘探和资源接替的重要领域。盆地后期改造的主要形式可分为隆升-剥蚀、沉降-深埋、热力作用、流体活动和构造变形五种类型。在自然界,多种地质作用同时参与的复合式改造更为普遍。改造型盆地特征复杂多样,油气赋存和成藏过程集多类含油气盆地中诸多油气藏之众合。本文将改造型盆地油气赋存-成藏的核心理论纲要式归纳为:原盆控源、过程控储、改造控藏、多源成藏、动态聚散、晚期定位。原盆控源,即改造型盆地的烃源岩是在改造前原盆富烃凹陷中所形成,改造后留存的烃源岩规模及特征决定盆地油气的贫富和分布。各类储层的形成和保存总体受岩石原生物质沉积-埋藏成岩和次生改造重塑两大阶段全过程的控制,称之为过程控储。盆地或地区后期改造过程及结果的个性特征直接控制着该地区油气的赋存、成藏-定位和分布特点,即改造控藏。后期多种形式的改造可引发多源油气富集成藏,既含来自不同深度、不同成熟度烃源岩的油气同储成藏,又有源自不同类型、不同世代烃源岩的油气混聚成藏,还包括烃类与各种非烃类气体同储或同盆共存成藏。盆地经受多期次构造变动和改造必然导致油气发生多次动态聚散和晚期成藏-定位。将晚期成藏与定位连在一起就较全面地概括和体现了不同时代盆地大多油气藏形成的要点和勘探界关注的重点。 相似文献
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南海是中国唯一发育有洋壳的边缘海,是世界四大海洋油气聚集中心之一。油气勘探表明,南海的油气田分布在北部、西部和南部陆缘沉积盆地内,而大中型油气田集中分布在西部海域盆地中,自北而南有莺歌海—琼东南盆地、万安盆地、湄公盆地、曾母盆地和文莱—沙巴盆地,且以含气为主,含油次之。此外,这一区域深水区还存在多个潜在的大型含油气盆地。研究发现,南海的油气分布与深部岩石圈结构有密切关系。在构造上,南海的含油气盆地位于岩石圈块体边缘或之上,受控于大型岩石圈断裂的发育与演化。在油气富集的盆地中,莫霍面显著凸起,与盆地基底形成镜像,地壳厚度最薄处仅数千米厚,热流值明显较周围地区高,热岩石圈厚度大大减薄。地震层析成像结果反映,这些盆地深部发育一条规模宏大的北西向上地幔隆起带,自红河口向东南穿越南海西部海盆,一直延伸到婆罗州东北部地区,在宏观上控制了南海的油气分布与富集。 相似文献
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To reveal the causes of differences in the hydrocarbon accumulation in continental marginal basins in the centralsouthern South China Sea,we used gravity-magnetic,seismic,drilling,and outcrop data to investigate the tectonic histories of the basins and explore how these tectonic events controlled the hydrocarbon accumulation conditions in these basins.During the subduction of the Cenozoic proto-South China Sea and the expansion of the new South China Sea,the continental margin basins in the central-southern South China Sea could be classified as one of three types of epicontinental basins:southern extensional-foreland basins,western extensional-strike slip basins,and central extensional-drift basins.Because these basins have different tectonic and sedimentary histories,they also differ in their accumulated hydrocarbon resources.During the Cenozoic,the basin groups in the southern South China Sea generally progressed through three stages:faulting and subsidence from the late Eocene to the early Miocene,inversion and uplift in the middle Miocene,and subsidence since the late Miocene.Hydrocarbon source rocks with marine-continental transitional facies dominated byⅡ-Ⅲkerogen largely developed in extremely thick Miocene sedimentary series with the filling characteristics being mainly deep-water deposits in the early stage and shallow water deposits in the late stage.With well-developed sandstone and carbonate reservoirs,this stratum has a strong hydrocarbon generation potential.During the Cenozoic,the basin groups in the western South China Sea also progressed through the three developmental stages discussed previously.Hydrocarbon source rocks with lacustrine facies,marine-continental transitional facies,and terrigenous marine facies dominated byⅡ2-Ⅲkerogen largely developed in the relatively thick stratum with the filling characteristics being mainly lacustrine deposits in the early stage and marine deposits in the late stage.As a reservoir comprised of self-generated and self-stored sandstone,this unit also has a high hydrocarbon generation potential.Throughout those same three developmental stages,the basin groups in the central South China Sea generated hydrocarbon source rocks with terrigenous marine facies dominated byⅢkerogen that have developed in a stratum with medium thicknesses with the filling characteristics being mainly sandstone in the early stage and carbonate in the late stage.This reservoir,which is dominated by lower-generation and upper-storage carbonate rocks,also has a high hydrocarbon generation potential. 相似文献
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The South China Sea is rich in oil and gas resources. With the increasing exploration of oil and gas resources in the northern South China Sea and the increasing demand for energy in the world, The central‐southern South China Sea have become important constituencies for oil and gas resources. The central‐southern basins of South China Sea can be divided into three types of basin groups, namely, the southern basin group (Zengmu Basin, Brunei‐Sabah Basin), the western basin group (Wan'an Basin, Zhong jiannan Basin) and the Central Basin Group (Liyue Basin, Beikang Basin, Nanweixi Basin and Palawan Basin). At present, the degree of exploration is relatively low, and the source rock has not yet formed a understanding of the system. The main source rock development time, source rock characteristics, hydrocarbon generation potential and control factors of each basin group are still unclear, which seriously restricts the exploration of oil and gas. Based on the sedimentary facies distribution and sedimentary filling evolution, combined with the geoche mical characteristics of the source rocks, the source age, organic matter type, hydrocarbon generation potential and main controlling factors of the basins in the central‐southern basins are discussed. By the detailed research on delta scale, provenance system, paleoclimate conditions, ancient vegetation development and hydroca rbon generation parent material, the main controlling factors of hydrocarbon generation potential of source rocks in each basin group are revealed. 相似文献
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Tectonic migration is a common geological process of basin formation and evolution. However, little is known about tectonic migration in the western Pacific margins. This paper focuses on the representative Cenozoic basins of East China and its surrounding seas in the western Pacific domain to discuss the phenomenon of tectonic jumping in Cenozoic basins, based on structural data from the Bohai Bay Basin, the South Yellow Sea Basin, the East China Sea Shelf Basin, and the South China Sea Continental Shelf Basin. The western Pacific active continental margin is the eastern margin of a global convergent system involving the Eurasian Plate, the Pacific Plate, and the Indian Plate. Under the combined effects of the India-Eurasia collision and retrogressive or roll-back subduction of the Pacific Plate, the western Pacific active continental margin had a wide basin-arc-trench system which migrated or ‘jumped’ eastward and further oceanward. This migration and jumping is characterized by progressive eastward younging of faulting, sedimentation, and subsidence within the basins. Owing to the tectonic migration, the geological conditions associated with hydrocarbon and gashydrate accumulation in the Cenozoic basins of East China and its adjacent seas also become progressively younger from west to east, showing eastward younging in the generation time of reservoirs, seals, traps, accumulations and preservation of hydrocarbon and gashydrate. Such a spatio-temporal distribution of Cenozoic hydrocarbon and gashydrate is significant for the oil, gas and gashydrate exploration in the East Asian Continental Margin. Finally, this study discusses the mechanism of Cenozoic intrabasinal and interbasinal tectonic migration in terms of interplate, intraplate and underplating processes. The migration or jumping regimes of three separate or interrelated events: (1) tectonism-magmatism, (2) basin formation, and (3) hydrocarbon-gashydrate accumulation are the combined effects of the Late Mesozoic extrusion tectonics, the Cenozoic NW-directed crustal extension, and the regional far-field eastward flow of the western asthenosphere due to the India-Eurasia plate collision, accompanied by eastward jumping and roll-back of subduction zones of the Pacific Plate. 相似文献
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南沙海区沉积盆地油气资源评价及重点勘探地区 总被引：4，自引：0，他引：4
我国南沙海域分布有曾母、万安、南沙海槽、礼乐等众多盆地。这些新生代沉积盆地构造类型多、面积大,新生界巨厚,邻近陆坡的大陆架十分宽广,塑造了多个三角洲,是重要的含油气资源区。盆地的主要烃源岩为渐新世—中中新世湖相泥岩以及下海岸平原沉积。储层发育有砂岩、灰岩(礁灰岩)、基岩等。区域性盖层为上新统—第四系广海相泥质岩。南沙海域含油气构造,具有规模大,隆起幅度高,类型多,成群成带分布等特点。应用波阻抗、烃类检测或模式识别等处理技术,通过盆地模拟技术和沉积岩体积法对南沙海域进行了油气资源评价,其总资源量为581.0047×108t,属于我传统海疆线内达372.0704×108t。文中最后指出曾母盆地的西、北部,万安盆地的南部和南沙海槽盆地的北部是近期重点勘探地区。 相似文献
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中国南海不同板块边缘沉积盆地构造特征 总被引：8，自引：1，他引：7
基于科学考察区域联测剖面资料,结合南海大地构造背景研究,对南海主要的新生代沉积盆地的构造特征进行了对比分析。研究表明,区域联测剖面穿越的沉积盆地的构造特征具有显著的差异,具体表现在大地构造背景、重磁场特征、盆地基底、断裂性质、构造线方向以及火成岩发育等方面。南海断裂的发育与盆地形成具有密切的关系,南海北部主要表现为NE向张性断裂控制的沉积盆地;西部主要表现为NW向和近SN向走滑断裂控制的沉积盆地;南部比较复杂,张性、压性、剪性断裂都有发育,但以NE向的南沙海槽逆冲断裂及其控制的南沙海槽盆地最具代表性;东部主要指南海中央海盆,断裂和海底火山共同控制了该区上新世-第四纪沉积。 相似文献