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本文分析了曾母盆地析生代地层的沉积特征，认为该盆地以南海退型碎屑沉积和台地型碳酸盐岩为主，沉积相类型丰富、生、储、盖层配置良好，是一重要的含油气盆地。 相似文献
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波斯湾海域古生界蕴藏着巨大的天然气资源。从区域构造演化出发,对该区古生界胡夫组的沉积特征进行分析,建立了"大型缓斜坡碳酸盐岩台地"沉积模式,提出了该区古生界"源-相-势"复合控藏的成藏规律,并指明了下一步勘探方向。研究表明,波斯湾海域胡夫组主要发育台地与台地边缘相区,从波斯湾西北部向东南部依次发育局限—蒸发碳酸盐岩台地、开阔碳酸盐岩台地、台地边缘浅滩—生物礁,纵向上主要为灰岩、白云岩和膏盐的互层沉积。开阔碳酸盐岩台地、台地边缘浅滩—生物礁为有利储层发育相带。波斯湾海域志留系古赛巴段热页岩烃源灶分布及规模控制着胡夫组油气分布与资源规模。胡夫组沉积相带控制油气平面富集区,膏盐盖层控制油气藏纵向与平面分布。热页岩生烃灶周围的低势能古基底高与盐拱构造是古生界主要的油气聚集带,同时,储层物性、油气运移与保存条件是古生界油气成藏的关键。根据资料分析,波斯湾海域南海湾盐次盆胡夫组发育大量盐拱背斜圈闭,且志留系古赛巴段烃源岩与胡夫组圈闭叠合性好,成藏条件优越。该盐拱构造带预测资源量巨大,为波斯湾海域古生界有利勘探方向。 相似文献
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南安盆地是南海南部重要的大型含油气盆地之一，深入分析其构造-沉积演化特征对盆地油气勘探具有重要的指导作用。结合已有研究成果，开展盆地二维地震资料解释，识别出南安盆地新生代以来5个主要的二级层序界面和4套地震层序。在层序地层格架下，根据地震反射特征识别出南安盆地楔形、S型（丘状）等5类地震相类型；砂包泥岩、砂泥岩互层等7类地震岩相类型以及扇三角洲、河流三角洲等8类主要沉积相。综合盆地构造演化特征，南安盆地新生代以来主要分为4个阶段：初始裂陷阶段、主裂陷阶段、断拗转换阶段和拗陷热沉降阶段。其中，中中新世以前为盆地裂陷阶段，发育陆源碎屑沉积，早期为湖相沉积，晚期为滨浅海相沉积；中中新世以后为拗陷阶段，发育陆源碎屑沉积和碳酸盐岩沉积。通过油气成藏模式研究，南安盆地烃源岩发育且品质较好，有利储集相带纵向厚度大且横向范围广，区域盖层覆盖整个盆地，并形成了早期的自生自储和晚期的下生上储两类油气成藏系统。 相似文献
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科尔占地区位于滨里海盆地阿斯特拉罕-阿克纠宾斯克隆起带东南部的比伊克扎尔次级隆起上，该地区广泛发育下二叠统孔谷组盐岩，以盐岩沉积为界，它将整个剖面划分为盐上层系（以碎屑岩为主的含油气层系）和盐下层系（以碳酸盐岩为主的含油气层系）两个大的含油气层系，石炭系为盐下层系中主要的含油气层系之一。通过对研究区唯一的盐下井K井岩屑及其薄片的详细观察，并结合该井测井资料，分析了石炭系的沉积特征，并对其沉积相进行了划分与描述。K井石炭系主要发育3种类型沉积相，分别为深水浊积扇相、斜坡相和台地相，其中深水浊积扇相可进一步划分为内扇、中扇和外扇3个亚相，台地相划分为滩间洼地和台内滩2个亚相。利用K井钻探结果，结合区域资料，初步预测出科尔占地区早石炭世和中石炭世末期沉积相带的平面分布特征。 相似文献
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《海洋地质前沿》2016,(3)
2005年南黄海盆地油气勘探由新生界向中古生界转变。综合利用区域地质、地球物理、地球化学和钻井资料,从地层层序、沉积相和沉积体系、残留盆地构造特征以及石油地质条件等几个方面阐述最近几年来南黄海盆地中古生界油气勘探的进展。中古生界残留地层可以分为下构造层(震旦—奥陶系)、中构造层(志留系)和上构造层(泥盆系—三叠系)3套层系。盆地中古生界以海相沉积为主,发育碳酸盐岩台地—斜坡—盆地相沉积体系、碳酸盐岩缓坡—盆地相沉积体系和海陆过渡三角洲沉积体系。中古生界发育下寒武统、上奥陶统—下志留统、上、下二叠统4套区域性烃源岩,其中以二叠系栖霞组、龙潭组和大隆组烃源岩层最为有利。中古生界储层以碳酸盐岩储层为主,其次是碎屑岩储层。综合分析认为,南黄海盆地中古生界油气勘探最有利的区带为中部隆起区。 相似文献
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《海洋地质前沿》2021,(5)
为了揭示印度尼西亚苏拉威西岛周缘裂谷盆地油气地质条件的差异性,有效指导该区的油气勘探,在综合现有勘探研究成果的基础上,从构造演化分析入手,系统分析了该区沉积演化特征及其对烃源岩和储盖组合的控制作用。结果表明,古新世-始新世的沉积相带控制了有效烃源岩的岩性和发育区,在断陷处形成了湖沼相、潮坪-潟湖相泥岩、煤系等类型的烃源岩;不同时期差异性的沉积充填形成2类储盖组合;苏拉威西地区西部河流-三角洲相控制形成了物性良好的碎屑岩储盖组合。晚中新世-上新世,台地-陆棚相控制形成了区域内最为重要的碳酸盐岩储盖组合,尤其台地和台地边缘的生物礁储层,物性优良,已获得重要发现,是今后该区油气勘探的重点关注目标。 相似文献
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南黄海盆地北部坳陷古近系沉积特征及其沉积演化 总被引：1，自引：0，他引：1
南黄海盆地经历了多年油气勘探,无论是在中生界还是新生界,至今未获得油气突破。新生界储层具有优越的储集条件,故重点分析了古近系阜宁组和三朵—戴南组的沉积特征及其沉积演化特征。以钻井和测井资料为基础,将阜宁组和三朵—戴南组划分为4种沉积相类型,即河流相、扇三角洲相、三角洲相和湖相,其中河流相在研究区可划分为辫状河流相和曲流河流相;并且分析了各沉积相、沉积亚相和沉积微型的岩电性特征。仔细解剖地震反射特征,进行阜宁组和三朵—戴南组地震相分析,以单井相分析为基础,解析各地震相沉积意义。根据瓦尔特定律,将单井沉积相分析与地震相分析充分结合,分析各层段沉积相分布特征。阜宁组主要发育曲流河流相、扇三角洲相、滨浅湖相和半深湖相;三朵—戴南组主要发育辫状河流相、扇三角洲相和滨浅湖相。根据区域构造演化特征,结合沉积相分析,深入分析了研究区古近系阜宁组至三朵—戴南组的沉积演化特征。 相似文献
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曾母盆地为一非典型的前陆盆地,盆地的类型决定了地层沉积模式,同时也决定了含油气盆地成藏的基本条件。盆地内多旋回的持续沉降形成了多套有利的生储盖组合,包括区域生储盖组合和各层序内的生储盖组合。相区在空间的分布具有三分性,最有利的含油相带区为西部台北－碎屑岩混合相区,南部碎屑岩相区和北部台地相区,优越的构造岩相带使春具备了形成大型油气田的基本条件。 相似文献
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《海洋地质前沿》2021,(4)
以二叠系为研究对象,基于野外露头、钻井资料和地震资料,以沉积相分析为核心,以组为单位编制了下扬子-南黄海二叠纪岩相古地理图,并在此基础上,预测有利烃源岩和储层分布,分析二叠系勘探潜力及勘探方向。研究结果表明:下扬子地区二叠纪为稳定的被动大陆边缘型构造背景,其古地理特征总体呈现的地势为沿NE-SW向展布的轴部低、西北及东南两侧较高的沉积面貌和格局,主要发育三角洲相、滨岸-沼泽相、局限台地相、开阔台地相和斜坡-盆地相等主要优势相;根据烃源岩与岩相古地理之间的对应关系,推测龙潭组煤系烃源岩主要发育于下扬子陆区的安徽东南部到江苏东南部、海区的南黄海盆地中部,综合评价其有机质丰度高、平面分布稳定、厚度大,是二叠系重要的烃源岩发育层段;指出崂山隆起的东南部和东部紧邻生烃中心,三角洲储层发育,油气运移条件优越,晚期保存条件好,是有利勘探靶区。 相似文献
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四川盆地中南部地区中三叠统雷口坡组沉积相研究 总被引：1，自引：0，他引：1
川中南部地区中三叠统雷口坡组划分为3个相（开阔台地相、局限台地相、蒸发台地相）、4个亚相（潮下、泻湖、潮阃坪、潮上坪）和17个微相。沉积相横向上总体变化不大，岩性较统一，蒸发岩较发育，纵向上沉积相变化具有同步性。利用单因素法和优势相法，并结合层序地层学研究成果，把雷口坡组分为7个作图单元，较精确地展示了雷口坡纽不同层段的沉积相展布和演化。研究区内雷口坡期的相对海平面升降变化和台地次级洼隆相间的古地貌共同控制着沉积相带展布和演化。雷口坡组以局限台地相为主，主要发育在雷一段1亚段的台内滩微相，为储集体有利的发育相带，多发育于潮间高处与泻湖的过渡区附近相对高能带。 相似文献
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《Marine and Petroleum Geology》2003,20(2):129-139
The origins of the hydrocarbon gases recovered from the Chuchupa, Ballena, and Riohacha fields, located in the Guajira basin, northeast Colombia, are examined. These gases are composed of methane with trace amounts of wet gas components (C2+<0.5%). The methane is isotopically light (δ13C1<−50‰), as are the other hydrocarbon components. The Ballena and Riohacha fields are considered to have a biogenic origin and the Chuchupa gas is thought to have a mixed biogenic-thermogenic origin. The presence of a thermogenic contribution at Chuchupa need not, however, indicate that the sedimentary sequence was exposed to elevated temperatures. The generative kitchen located to the northwest of the three gas fields would preferentially feed into the Chuchupa Field.The gases recovered at three onshore seep localities appear to include a thermogenic component. As a result of fractionation it is unclear whether they represent ‘pure’ thermogenic gases or a mixed thermogenic-biogenic origin similar to Chuchupa.An examination of oil microseepage observed in soil samples recovered from the onshore Guajira region point to another hydrocarbon system apparently not related to the three gas fields. Some of these microseeps include ‘fresh’ (nonbiodegraded) oils. These microseeps did not correlate with either of the Tertiary oil families from the Sinú Urabá basin located to the southwest of the study area or with Cretaceous oils from that basin. A better correlation was observed with the La Luna Formation, but significant differences remain implying that the source for the microseeps was less calcareous and deposited in a less restricted environment than associated with ‘classical’ La Luna facies. This could indicate either a facies change or that a different source unit is present within the region. 相似文献
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南亚地区含油气盆地类型及资源潜力分析 总被引：1，自引：1，他引：0
南亚地区经历冈瓦纳陆内裂谷、冈瓦纳裂解与板块漂移及印度板块与欧亚板块的陆-陆碰撞复杂的构造演化，最终形成了以被动大陆边缘盆地为主的，包括克拉通盆地和俯冲-碰撞带盆地在内的3类沉积盆地，其中被动大陆边缘盆地分布广泛，形成了南亚地区的一个主要盆地群。本文通过对南亚盆地生、储、盖等石油地质条件分析，研究不同盆地类型的油气成藏特征。根据盆地的剩余可采储量和远景资源量对南亚地区的资源潜力进行分析，认为被动大陆边缘盆地油气资源潜力最大，并优选出奎师那-哥达瓦里盆地、孟买盆地和科弗里盆地3个有利盆地。 相似文献
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渤海湾盆地渤中凹陷古近系沉积体系演化及物源分析 总被引：22，自引：0，他引：22
综合运用地质、测井、地震及分析化验等资料,对渤海湾盆地渤中凹陷古近系沉积体系进行了较深入的研究,研究表明渤中凹陷古近系的沉积体系主要受构造升降和湖平面变化的控制,经历了3期裂陷和湖侵,发育5套沉积体系,其中沙河街组沉积时期为裂陷期,以扇三角洲、湖底扇沉积为主,并发育特征的滩坝及浅水台地相沉积;东营组沉积时期为湖侵期,主要发育大型湖泊三角洲沉积,并逐渐向辫状河相过渡。构造及沉积体系分析认为,沙三段沉积时期物源丰富,主要来自石臼坨凸起、渤南和庙西凸起,沙一、二段沉积时期物源有限,东三沉积期物源主要来自石臼坨和沙东南凸起,东二沉积期大面积的湖侵使得本区处于浅湖-半深湖环境,凹陷周边大量古水系将石臼坨凸起、沙垒田凸起的物源带入凹陷中沉积,使得大型三角洲叠覆体广泛发育。 相似文献
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A. Zabanbark 《Oceanology》2012,52(4):513-525
The North Sea basin occupies a spacious depression almost isometric in shape. In the west and northwest, the basin is bordered by the continental crust consolidated during the Precambrian, Caledonian, and Hercynian orogenic epochs, which now forms epiplatformal orogenic structures. They are represented by the London-Brabant uplift and the Arden massif in the southwest and south and the Baltic Shield in the east and northeast. The North Sea basin may be considered as an ancient aulacogen that was transformed in the Early Mesozoic into a complex system of continental rifts and grabens. The sedimentary cover of the basin is represented by a thick (8.5?C12.5 km) Ordovician-Quaternary sequence. Oil and gas generation in the sedimentary cover of the basin is likely connected with four main productive sequences: the coaliferous Upper Carboniferous (Westphalian), the subsalt Zechstein, the Jurassic-Lower Cretaceous (Lotharingian, Toarcian, Kimmeridgian, and Weldian bituminose shales), and the shaly Cenozoic. The large oil and gas reserves in the North Sea??s sedimentary cover (over 280 fields) implies that the above-mentioned sequences have realized their oil-generating potential. The present-day position of the main oil and gas generation zones in the sedimentary section of the North Sea explains the distribution of the oil and gas fields through the basin from the genetic standpoint. The petroleum resource potential of the basin is still significant. In this regard, most promising are the spacious shelf areas, turbidite sediments, deep Paleozoic sequences, and continental slopes in the northern part of the basin, which remains insufficiently investigated. 相似文献
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Yongcai Yang Xiaojun Xie Youchuan Li Gang Guo Xiaoying Xi Wenjing Ding 《海洋学报(英文版)》2023,42(3):254-269
The Xihu Depression in the East China Sea Shelf Basin is a large petroliferous sedimentary depression, in which oil and gas reservoirs were mainly discovered in the Pinghu Slope and the central inversion zone. The oil-gas source correlation in the Xihu Depression was analyzed by hydrocarbon generating thermal simulation data via gold-tube pyrolysis experiments. The results indicated that the oil and gas in the Xihu Depression were mainly derived from coal measure source rocks of the Eocene Pinghu Formation. Therefore, the identification of coal seams is extremely crucial for evaluating coal measure source rocks in the Pinghu Formation in the Xihu Depression. Geochemical and petrological characterization pointed to input of terrigenous organic matter and redox conditions of the depositional environment as factors that govern the ability of the coal measure source rocks in hydrocarbon generation in the Xihu Depression. In this regard, the sedimentary organic facies in the Pinghu Formation were classified into four predominantly terrigenous and one mixed-source subfacies, which all varied in carbon and hydrogen content. The coal measure source rocks in the carbon- and hydrogen-rich tidal flat-lagoon exhibited the highest hydrocarbon generation potential, whereas the mudstone in the neritic facies was the poorest in its hydrocarbon yield. These results suggested that the coal measure source rocks in the Pinghu Formation likely developed in the Hangzhou Slope and the Tiantai Slope, both representing promising sources for oil and gas exploration. 相似文献
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平湖油气田是东海陆架盆地投入开发最早的油气田,平湖组是其主要的产层之一。长期以来,由于对平湖组沉积相认识一直存在分歧,影响了对其油气分布规律的认识。综合古生物、地化、岩心、录井、地震等资料,分析认为平湖组的沉积相为受潮汐作用影响的辫状河三角洲相,发育的主要微相类型包括有水下分流河道、河口砂坝、水下天然堤、分流间湾微相。这为油田下一步勘探开发提供了有益的指导。 相似文献