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51.
Yinhui Zuo Shu Jiang Shihu Wu Wei Xu Jiong Zhang Renpeng Feng Meihua Yang Yongshui Zhou M. Santosh 《Basin Research》2020,32(6):1328-1346
The Chagan Depression in the Yingen-Ejinaqi Basin, located at the intersection of the Paleo-Asian Ocean and the Tethys Ocean domains is an important region to gain insights on terrestrial heat flow, lithospheric thermal structure and deep geodynamic processes. Here, we compute terrestrial heat flow values in the Chagan Depression using a large set of system steady-state temperature data from four representative wells and rock thermal conductivity. We also estimate the “thermal” lithospheric thickness, mantle heat flow, ratio of mantle heat flow to surface heat flow and Moho temperature to evaluate the regional tectonic framework and deep dynamics. The results show that the heat flow in the Chagan Depression ranges from 66.5 to 69.8 mW/m2, with an average value of 68.3 ± 1.2 mW/m2. The Chagan Depression is characterized by a thin “thermal” lithosphere, high mantle heat flow, and high Moho temperature, corresponding to the lithospheric thermal structure of “cold mantle and hot crust” type. We correlate the formation of the Yingen-Ejinaqi Basin to the Early Cretaceous and Cenozoic subduction of the western Pacific Plate and the Cenozoic multiple extrusions. Our results provide new insights into the thermal structure and dynamics of the lithospheric evolution in central China. 相似文献
52.
川西坳陷南段是四川盆地主要的天然气产区之一。前人对该区天然气的来源有多种见解。为了更清楚地认识此地区天然气的来源与运移,本文分析了平落坝、大兴西和白马庙气田16件天然气样品的C1-C4烃及CO2组份的碳同位素组成。所获得的同位素数据结合化学成份和地质资料表明,3个气田的烃类完全是热解成因的,都来源于气田下面的上三叠统烃源岩。这些气田的甲、乙烷碳同位素组成随深度呈不同规律的变化,这些变化归因于烃源岩生烃的热解过程和烃类运移的动力学过程。平落坝气田中侏罗统气藏的烃类大部份形成于烃源岩低成熟和成熟的早期阶段并受到晚期成熟气体的不断补给。平落坝和大兴西气田多数气藏的烃类被认为是从源区垂直向上运移通过上伏地层而进入气藏的,白马庙气田的烃类被认为是沿断裂通道向上侏罗统气藏聚集的。平落坝和大兴西气田的δ^13Cco2值有很宽的分布范围(-10.7‰~-0.7‰),这表明气田的CO2由来自基底的海洋碳酸盐岩无机碳成份和沉积地层的有机碳成份混合而成。这些气田的[He/CH4]-[N2/CH4]值之间和δ^13Cco2-δ^13Cc1值之间的相关性表明,非烃气体在进入气藏前已同烃类很好地混合,并被CH4为主流相的气流携带着向气藏运移。 相似文献
53.
54.
55.
56.
十屋断陷是断坳叠置的复合盆地,充填了巨厚的断陷地层。其深部地层包括登娄库组、营城组、沙河子组以及火石岭组。在十屋断陷深部沉积了沙河子组-营城组和登娄库组两套烃源岩和良好的储盖层组合;由于断陷构造运动,形成大量的断裂构造和不整合面,构成了油气运移的有效通道,同时还形成有效断裂、断鼻构造圈闭以及不整合圈闭。综合分析认为,十屋断陷深部具有有利油气成藏生储盖组合。主要有下生上储式、自生自储式和上生下储式三种成藏模式。 相似文献
57.
库车坳陷西段的逆冲推覆距离研究 总被引:2,自引:0,他引:2
库车坳陷西段地区发育有巨厚膏盐层,喜马拉雅山末期构造运动使天山造山带大幅度向南挤压,造成大量盐体在库车前陆褶皱冲断带前缘被逆冲推覆至地表,地层并发生强烈的褶皱和逆冲推覆,所以在计算该区域地层向南推覆的总距离时,不仅要考虑平衡剖面技术所恢复出地层横剖面上的缩短量,另外还要考虑由于膏盐层塑性流动所造成上盘推覆体向南的滑移距离,本文综合利用平衡剖面技术和物理模拟实验方法求取了该研究区域的地层缩短量(24.5km)及上盘推覆体向南的滑移距离(3.969~14.727km),从而计算出库车坳陷西段的逆冲推覆距离为18.5~39.227km。 相似文献
58.
库车坳陷西部构造圈闭形成期与烃源岩生烃期匹配关系探讨 总被引:1,自引:0,他引:1
根据库车坳陷西部地质剖面分析其构造圈闭类型,利用平衡剖面和生长地层分析构造圈闭形成期次。选取大北1井和一口人工井,应用PRA公司的BasinMod1-D软件,对其进行烃源岩成熟度史模拟,分析烃源岩的主要生烃期。根据构造圈闭形成期与烃源岩主要生烃期的匹配关系,认为西秋里塔格构造带盐下古构造圈闭与拜城凹陷烃源岩生烃期匹配良好,形成的油气藏大部分在后期保存良好,盐上圈闭可能形成油藏,盐层内部圈闭可能形成油藏、气藏或油气藏,在较厚盐层之下的圈闭可能会形成气藏。克拉苏构造带古构造圈闭与克拉苏构造带烃源岩主要生烃期以及拜城凹陷的主要生油期匹配良好,可以形成良好的油气藏,但是库车组沉积末期—第四纪构造破坏严重,油气藏经受构造调整、破坏和再分配形成残余油气藏、次生油气藏,此时正处于侏罗系烃源岩生气期,可以在盐下形成大量气藏。 相似文献
59.
济阳坳陷古近系多级控砂机制分析 总被引:1,自引:0,他引:1
济阳坳陷古近系砂体形成和分布受到多种因素的控制,主要包括:①断陷类型;②构造带类型;③坡折带类型;④体系域类型;⑤沉积相类型。在不同类型断陷中发育的沉积体系相差较大,在不同规模箕状断陷中发育的沉积体系也具有差异性。同时,断陷类型控制着构造带的发育,构造带类型又决定着坡折带的发育部位,坡折带类型则影响着湖盆沉积体系域的发育程度和分布范围,而沉积相类型对砂体的特征具有直接的控制作用。显然济阳坳陷砂岩体的形成和分布遵循“多级控砂”的特征,5种因素共同影响并逐级控制着砂岩体在断陷湖盆中的形成与分布。 相似文献
60.
Frontier exploration in the Kuqa Depression, western China, has identified the continuous tight-sand gas accumulation in the Lower Cretaceous and Lower Jurassic as a major unconventional gas pool. However, assessment of the shale gas resource in the Kuqa Depression is new. The shale succession in the Middle–Upper Triassic comprises the Taliqike Formation (T3t), the Huangshanjie Formation (T3h) and the middle–upper Karamay Formation (T2–3k), with an average accumulated thickness of 260 m. The high-quality shale is dominated by type III kerogen with high maturity and an average original total organic carbon (TOC) of about 2.68 wt%. An improved hydrocarbon generation and expulsion model was applied to this self-contained source–reservoir system to reveal the gas generation and expulsion (intensity, efficiency and volume) characteristics of Middle–Upper Triassic source rocks. The maximum volume of shale gas in the source rocks was obtained by determining the difference between generation and expulsion volumes. The results indicate that source rocks reached the hydrocarbon expulsion threshold of 1.1% VR and the hydrocarbon generation and expulsion reached their peak at 1.0% VR and 1.28% VR, with the maximum rate of 56 mg HC/0.1% TOC and 62.8 mg HC/0.1% TOC, respectively. The volumes of gas generation and expulsion from Middle–Upper Triassic source rocks were 12.02 × 1012 m3 and 5.98 × 1012 m3, respectively, with the residual volume of 6.04 × 1012 m3, giving an average gas expulsion efficiency of 44.38% and retention efficiency of 55.62%. Based on the gas generation and expulsion characteristics, the predicted shale gas potential volume is 6.04 × 1012 m3, indicating a significant shale gas resource in the Middle–Upper Triassic in the eastern Kuqa Depression. 相似文献