四川盆地西部二叠纪时期位于稳定克拉通边缘,受到海西运动、东吴运动和峨眉地裂运动的共同作用,发生构造-沉积分异。本文采用构造控盆、盆地控相、相控成藏要素组合的研究思路,在川西地区开展新一轮研究工作,揭示了二叠纪构造-沉积分异对油气成藏的控制作用,明确川西地区海相碳酸盐岩油气勘探潜力。盆地二叠纪以拉张伸展背景为主,总体呈现“南部隆升、西部裂陷、北部拉张”的沉积格局。二叠纪多期构造运动共同导致了川西地区一系列台内裂陷的形成,叠加二叠纪时期海平面变化,控制了栖霞至长兴期的多期台缘发育。川西北地区发育北东—南西向和北西—南东向两组断裂体系控制该区岩相古地理格局,其中龙门山断裂带主要控制了泥盆纪至二叠纪栖霞期沿上扬子台地西北缘发育台缘带,呈北东向展布。茅口至长兴期台缘带受克拉通边缘及台内裂陷共同控制,在川西地区呈北东向展布,梓潼—老关庙地区沿裂陷发育呈北西向展布,在剑阁一带,栖霞、茅口、吴家坪和长兴组多期台缘带叠置发育。川西地区二叠纪多期台缘控制了多层系优质滩相储层和礁储层叠置发育,是川西地区二叠系规模孔隙型储层发育的主控因素。多期古裂陷、多期台缘带和成藏期大型古隆起三元素耦合有利于油气规模聚集成藏。川西多层系台缘带具有纵向叠置,平面呈北东向大面积展布的特征,具备万亿规模资源潜力,是四川盆地海相碳酸盐岩重要勘探接替领域。

近年来,在四川盆地中二叠统钻遇孔隙型白云岩储层,获得一批高产井,呈现出良好的勘探前景,但其勘探潜力如何,能否成为四川盆地继安岳气田之后又一个万亿方大气区亟待明晰。通过对烃源岩特征、沉积特征、储集特征以及成藏模式等方面的深入研究认为,中二叠统具备3套优质烃源岩供烃、孔隙型储层发育、封盖条件好的优越成藏条件,发育自生自储型和下生上储型两套成藏组合。中二叠统发育块状孔隙型白云岩储层和孔隙型灰岩岩溶储层,分布面积大,其储集性能和单井测试产量与安岳气田灯影组相当,勘探潜力巨大,是四川盆地下步寻找万亿方大气区的主要层系。

2021年鄂尔多斯盆地榆探*H在太原组灰岩完钻喜获日产超50万m³的高产工业气流,勘探取得重大突破,同时还有700余口探井在太原组灰岩见到明显的含气显示,展示了盆地太原组灰岩良好的潜力,对于重新认识盆地太原组灰岩勘探领域具有极其重大的地质意义。对该区烃源岩特征、沉积环境、储集特征及成藏组合等进行综合研究表明:(1)太原组灰岩为陆表海碳酸盐沉积,发育生屑滩、生物丘有利沉积相带,沉积大面积分布的生屑粉晶灰岩、藻黏结灰岩,经准同生期短暂的大气淡水淋滤后,可形成有利储层;(2)太原组灰岩发育多类型储集空间,溶孔、亚微米级及纳米级晶间微孔、微裂缝等叠置组合发育,构成立体网络储集空间,平面上,横山—靖边—志丹生屑粉晶灰岩储层发育,厚4~10 m,佳县—子洲—清涧地区藻黏结灰岩储层发育,厚2~6 m;(3)发育“三明治”成藏模式,灰岩储层夹在主力煤系烃源岩之间,生成的天然气通过断裂、裂缝进入灰岩储层聚集,形成岩性气藏,横山—靖边地区的生屑滩和子洲—清涧的生物丘是太原组灰岩有利勘探区,面积约为1.5万km²,有望形成天然气增储上产的现实领域。

鄂尔多斯中东部地区奥陶系马家沟组发育巨厚的碳酸盐岩与膏盐岩交互的沉积体系,但对其沉积发育的规律性及其内部天然气成藏聚集的基本地质特征尚未形成明确的认识。通过对奥陶系碳酸盐岩-膏盐岩体系形成时的构造与古地理背景、沉积特征、储层发育、烃源供给及圈闭聚集等方面的分析,形成新的观点与地质认识:(1)受盐洼周边古隆起影响,奥陶系碳酸盐岩-膏盐岩共生体系形成于与外部广海周期性隔绝的局限海蒸发环境,导致其岩性“相控”与“层控”分布特征极为显著;(2)首次提出“非层状沉积分异”的概念,并认为它是控制奥陶系内幕“溶孔型”储层发育的决定性因素;(3)受区域岩性相变及后期构造反转的控制,奥陶系盐下层系具有形成大区域分布的岩性圈闭体系的有利条件;(4)盐下层系虽自身的海相烃源岩生烃潜力有限,但由于燕山期东部构造抬升与西侧上古生界煤系烃源“供烃窗口”及膏盐封盖层区域性连续分布等要素密切配合,仍具有规模供烃、大区带成藏的潜力。

冀中坳陷潜山是增储上产的重要领域,奥陶系潜山由于储层非均质性强、控藏因素复杂,因此一直制约着油气勘探的新发现。基于大量岩心、薄片、测井、地震及地球化学数据和地质分析的基础上,对其成藏条件及成藏模式进行了系统分析,指导杨税务潜山、文安斜坡潜山勘探取得重要突破。研究表明:冀中坳陷发育古近系沙三段和沙四段以及上古生界石炭—二叠系3套烃源岩,为潜山油气藏的形成提供了充足的物质基础;明确了碳酸盐岩“云化-岩溶-断裂”三主因叠合控储机理,建立了岩溶孔洞型、断裂孔缝型和云岩孔隙型3种储层模式,拓展了勘探空间;受印支期、燕山期、喜山期多期构造作用叠加控制,形成了先隆后凹型和先凹后隆型两种成因潜山圈闭类型。通过奥陶系潜山成藏要素分析,总结出3种潜山油气成藏模式:低位构造-岩性复合准层状潜山成藏模式、中位古储古堵块状潜山成藏模式和高位古储新堵块状潜山成藏模式。综合评价,目前冀中坳陷北部低位构造-岩性复合准层状潜山成藏条件最为有利,泗村店潜山和新镇潜山是下一步勘探的有利方向。

“新生古储”型潜山是大港油田潜山勘探的重要领域并取得了勘探突破,多期断裂演化控制了新生古储潜山类型多样性及成藏条件多样性。通过系统分析坳陷控山断裂的静态、动态特征,恢复断裂发育对潜山山系形成的控制作用,针对古生界内幕碳酸盐岩与碎屑岩储层物性特征和成储机制、烃源岩特征及源-储配置关系等成藏要素系统分析,区划潜山类型,指出不同类型潜山勘探潜力层系及分布区。研究结果表明:(1)现今断裂具有多走向、多性质的特征,受控于多期次叠合演化的结果。其主要为四个期次:T₃时期近EW和NW(W)逆断,J₁₊₂继承发育;J₃+K₁初期挤压逆冲形成NNE(近SN)向逆断-转换断层;至K₁为负反转发育阶段,形成负反转断层;E时期受伸展作用控制,形成NE(E)向伸展断层。(2)“两期挤压成山-一期块断成山”成山过程,内幕储层经历“早成岩期—表生期—中成岩期—晚成岩期”多期成岩作用,奥陶系碳酸盐储层为中孔-中渗储层,碎屑岩储层为中-低孔隙、中-低渗储层。(3)在孔二段和沙三段优质烃源岩发育的条件下,源-储对接关系成为潜山成藏的重要控制因素,受断裂控制形成五种源-储对接类型。(4)“以烃源岩为主线,源-储对接为依据,内幕构造样式为辅”,将新生古储潜山划分为3大类、7小类,其平面呈环带展布特征;潜力勘探区包括盆地多期构造叠合区奥陶系层系、盆缘中低位层系和盆外高位潜山源岩对接的深部层系等三个区带。

酒泉盆地油气勘探始于20世纪20年代,先后发现了老君庙、鸭儿峡、单北、白杨河等油田。盆地在中、新生代经历了早白垩世断陷盆地演化阶段和新生代前陆盆地演化阶段,为断拗叠置型盆地。断陷期的酒泉盆地下白垩统赤金堡组和下沟组为一套纹层状泥质白云岩和白云质泥岩,藻纹层比较发育,是优质的烃源岩。拗陷期盆地的快速沉降导致烃源岩快速成熟、高效生烃,为油气运移提供了动力,同时挤压逆冲对构造圈闭、油气运移通道的形成和储层物性的改善起着关键的作用,形成的窟窿山等多个正向构造带是油气富集的有利区带。青西凹陷存在低成熟、成熟、高成熟3类原油,低成熟原油仅分布于青西凹陷的下沟组上段至中沟组,成熟原油发生了大规模的运移,形成了柳沟庄、鸭儿峡—老君庙—石油沟油田,而深层高成熟原油没有大规模向中浅层运移,青西凹陷具有寻找高成熟原油的资源潜力。希望该研究成果可为青西凹陷下白垩统油气勘探提供经验与思路。

共和盆地处于西秦岭、南祁连、东昆仑造山带结合部,其中发现了高温干热岩及多套烃源岩,但地热藏和油气藏的成因、资源潜力与分布规律尚不清楚,难以对其开展准确评价和有效勘探开发。本文在系统研究共和盆地及周缘地层发育、沉积充填、构造变形与盆地深部结构的基础上,深入探讨了盆地演化的动力学机制,分析了盆地地热藏和油气藏的成藏主控因素,预测了有利分布区带和勘探方向。多期活动的哇洪山—温泉、多禾茂、瓦里贡、塘格木右行走滑逆冲断裂与青海南山左行走滑逆冲断裂异向、同向相交(切),叠加地幔上涌作用,导致在中新生代共和盆地长期处于走滑-伸展的独特环境,并控制了盆地7个隆起、断陷构造单元的展布及属性。它经历了6期演化阶段:早中三叠世处于昆北弧前盆地及陆缘火山弧带,共和盆地基底主要岩石发育;晚三叠世阿尼玛卿洋闭合并发生碰撞造山,共和盆地褶皱基底形成;晚三叠纪末期发生碰撞后伸展,发育初始小型陆内裂谷盆地;在侏罗纪—白垩纪区域性伸展环境下形成局部断陷盆地;古近纪晚期—中新世发育拉分-断陷盆地;中新世末至今发育陆内前陆盆地。形成了3个大构造-沉积层序和8个亚层序,发育了深海陆棚相-碳酸盐岩台地相-火成岩相以及多旋回的冲积扇-河流相-滨浅湖相-半深湖相等陆相沉积层序,它们记录了共和盆地的叠合发育演化及多期改造过程,与古特斯阿尼玛卿洋俯冲、后撤式俯冲、碰撞后伸展的近程效应响应,与班公-怒江、雅鲁藏布江新特提斯洋打开、俯冲、闭合以及印度/欧亚大陆碰撞过程的远程效应响应。
共和盆地构造-沉积演化特色造就了盆地较好的油气和地热的能源资源条件。盆地发育有中下侏罗统羊曲组、下白垩统万秀组、新近系咸水河组和临夏组等三套烃源岩,可形成上-中-下三套潜力油气勘探层系,需进一步开展地层精细对比、区带评价和圈闭落实工作。共和盆地深部5层结构构造特征及盆地形成动力学过程揭示了其具有丰富的地热能资源潜力。幔源上涌驱动导致地壳内各层向上扰动,叠加走滑伸展的盆地发育环境,形成短路径-多源增热模式。地幔上涌、中下地壳局部熔融体提供了区域热源、局部热源;陆缘弧和碰撞相关花岗岩类叠加多期次断裂、裂缝及热液活动起到“控热储及热传导”作用;上覆巨厚细粒沉积岩阻热扩散而形成“控热盖”,是中高温干热岩型地热藏主控因素,也为浅层水热型地热的生成奠基。研究成果可为存在局部高大地热流的陆内中小型盆地地热藏研究提供借鉴。

鄂尔多斯盆地NNW油区主力油层为三叠系延长组长6和长4+5层段,为河流相和湖相三角洲透镜状和部分席状砂体叠加而成,属于超低渗透率的致密砂岩非常规油藏。NNW油区老井侧重于单个砂体的开发,油层打开程度不完善大大降低了采油速度。通过使用椭圆锥泄油模型模拟,发现油井泄油半径小于50 m,井间存在大量剩余储量。研究提出使用多油层组合、分段压裂取代单个砂体开发模式,将全井段油层及油水同层一次压裂完井。同时提出利用水平井开发方式对NNW油区进行再次开发,水平井及分段压裂具有成倍提高油区产量和经济效益的潜力。通过分析发现油区具有再次开发的良好资源条件。

我国相继在多个盆地陆相页岩油勘探中获得突破,展示了良好的发展前景。基于现阶段勘探认识,本文认为陆相页岩油富集主要条件是:(1)稳定且有规模和适宜热成熟度的富有机质页岩是重要物质基础,以TOC含量>2%,最佳为3%~4%、母质类型Ⅰ和Ⅱ₁型为主,R_o>0.9%或更高(咸化环境0.8%);(2)有一定容积规模的微纳米孔隙且具脆性的多类储层是重要条件,页岩储层有效孔隙度宜>3%~6%;成岩阶段偏低时,纯页岩段不是中高熟页岩油富集段,致密砂岩和混积岩黏土含量宜<20%;成岩阶段高时,页岩黏土含量可高至40%左右;(3)滞留烃数量大且品质好是重要保证,以S₁>2 mg/g为门限,最佳>4~6 mg/g;气油比>80 m³/m³,最佳150~300 m³/m³;(4)顶底板具封闭性保持超压且滞留足够多轻-中组分烃类。陆相页岩油分布特征是:(1)有外物质注入的深-半深湖相是页岩油主要富集区;(2)具备“四高一保”条件的页岩层系控制页岩油垂向富集分布;(3)页岩组构与岩性组合对富集区/段分布也有重要控制作用。初步评价我国陆相中高熟页岩油地质资源量(131~163)×10⁸ t,其中经济偏好的地质资源量(67~84)×10⁸ t,主要分布在鄂尔多斯盆地长7¹⁺²、松辽盆地古龙凹陷青一、二段、渤海湾盆地沧东、岐口凹陷和济阳坳陷孔店组、沙河街组与准噶尔盆地芦草沟组等层系。

全球非常规页岩层系油气资源丰富,富有机质页岩主要沉积在劳亚构造域和特提斯构造域的上侏罗统、渐新统—中新统、白垩系和上泥盆统4套页岩层系内。交汇分析北美典型页岩油区块产量与R_o数据关系,提出R_o为0.7%作为低熟页岩油和中高熟页岩油的界限,系统评价了全球116个盆地157套页岩层系中高熟页岩油、低熟页岩油技术可采资源量约2 512亿t,主要分布在北美洲、南美洲、北非和俄罗斯,以前陆盆地中新界、克拉通盆地古生界、裂谷盆地和被动大陆边缘盆地的中生界为主。海相页岩油受显生宙以来的海侵影响,富集在稳定克拉通和前陆等类型盆地中,具大面积稳定分布、成熟度适中等特征;陆相页岩油受暖室期气候影响,主要在坳陷、断陷等类型盆地中发育,以微纳米级无机孔隙和微页理裂缝为主要储渗空间通道,具有沉积相横向变化大、“甜点区段”局部富集等特征。中国石油工业正经历从“陆相页岩生油”向“陆相页岩产油”转变,初步形成源岩油气“进源找油”地质理论、陆相页岩油高效勘探及低成本开发技术体系,推动中国陆相页岩油取得重要突破。着力加强应用基础理论研究与关键技术攻关,构建地质-工程一体化模式,强化全生命周期管理理念,加快中高熟页岩油“压裂人工油藏”工业化发展,加强低熟页岩油“加热原位转化”技术攻关与工业化试验,推动实现中国“陆相页岩油革命”,夯实“稳油增气”资源基础。

延长石油集团在鄂尔多斯盆地大力推动石油、天然气、页岩气勘探开发理论研究和技术攻关,多类型资源协同发展,取得显著效果。在石油勘探方面,提出延长组特低渗石油“交替式”成藏理论认识,建立盆地中生界多期差异性成藏新模式,近10年特低渗石油年均探明地质储量超1×10⁸ t。建立细粒沉积风暴、地震等控砂理论,以及甜点预测方法,致密油累计探明地质储量2.1×10⁸ t。针对致密气田砂体成因机理不明、天然气运聚成藏规律不清等主要难题,揭示了“浅水环境岸线频繁迁移控砂”机制,建立了致密砂岩气优质储层成储模式,明确纯石英砂岩和富石英低塑性颗粒岩屑砂岩是致密气分布的“甜点”,形成了基于多要素、全过程天然气运聚模拟的目标优选技术。经勘探实践,发现了延安气田,累计探明天然气地质储量7 635×10⁸ m³。页岩气方面,提出陆相页岩气“三元”成藏富集地质理论的创新认识,认为湖相优质页岩是陆相页岩气富集高产的物质基础,多类型、跨尺度的复杂孔隙网络决定页岩气赋存条件,厚层页岩自封闭能力及高压是保存的关键,实现陆相页岩气产量突破。未来延长石油将继续坚持“稳油、增气、强化非常规”战略,推进“地质工程一体化”勘探开发模式,保障企业可持续发展。

古龙凹陷青山口组页岩油的,地质资源量达151亿t,是重要后备的油气资源。用电子背散射(HDBSD)发现了古龙页岩油储层中纳米孔和纳米缝非常发育,电子探针表明这些纳孔纳缝均被沥青充填。纳米孔的直径多在10~50 nm,中位数在20~30 nm,形态多不规则,多呈多角形,主要是一种E-F纳孔,其次为E-E纳孔,多与纳米缝联结。纳缝宽度多在10~50 nm,中位数也在20~30 nm。它们主要是由黏土片(黏土域)的F-F凝聚形成的。黏土的凝聚与有机质密切相关。黏土胶体由于同晶置换会带负电荷,使得其周围会吸附带正电的金属阳离子,形成一个带正电的黏土团。这种带正电的黏土团又会吸附带负电的腐殖酸(有机质)和初步降解的藻,形成一个有机黏土絮凝体。这种有机黏土絮凝体进入生排烃门限后,由于生排烃有机质体积会收缩,体积收缩最高可达87%。生排出的烃会就近充填在这种收缩形成的孔隙中,又由于纳孔纳缝的毛细阻力(约12 MPa)等使得排出的烃无法运移出去便形成了古龙页岩油的特殊连续原位油藏。

近源找油、进源勘探是未来油气勘探的方向。目前近源找油、进源勘探还面临很大的风险,主要原因是对烃源岩附近,尤其是烃源岩内的油气成藏条件、成藏机理、分布规律认识不到位。重新定义了烃源岩系统和烃源岩油气藏的概念,认为一个烃源岩系统就是一个独立的油气成藏单元,而烃源岩油气藏为赋存于烃源岩系统内的油气聚集。划分出常规油气藏与非常规油气藏两大类,泥岩裂缝油气藏等6种烃源岩油气藏,受构造控制,造就了它们独有的形成机制和特定的分布规律,形成了横向并列成圈、纵向有序成串、上下分层过渡、常规与非常规差异机理成藏和有序共生的圈层结构特征:即从内圈的深湖相页岩油气藏、浊积砂岩性油气藏,到中圈的半深湖相的致密油气藏,再到外圈的浅湖-半深湖过渡相的岩性尖灭油气藏分布序列。成藏机制上,也形成了内圈的页岩油气藏以原地连续性“滞留”与微运移“停留”,中圈的致密油气藏以大面积初次运移“停留”、外圈的岩性尖灭油气藏以浮力二次运移“截流”为特征的有序成藏机理序列。明确了页岩油气藏甜点区位于深盆区内圈前三角洲相带的具有“优势组构-滞留烃超越效应”的区域;致密油气藏甜点区位于深盆区中圈三角洲前缘相带的具有“优势孔缝耦合”的区域;岩性尖灭油气藏有利分布区位于深盆区外圈三角洲平原相带具有汇聚脊优势运移通道的圈闭区域。烃源岩油气藏类型众多、潜力巨大,人类对烃源岩油气藏的勘探、开发、利用才刚刚开始。

在原位改质技术开发中,对低熟页岩的巨大的油气资源潜力的技术可行性质疑不多,但由于致热页岩耗能巨大,经济可行性还面临重重质疑,也缺乏有力的定量论证。本文从能量守恒原理出发,对致热页岩过程中生成油气的获能和裂解有机质的耗能、页岩吸热耗能、围岩散热耗能分别进行了定量评价,得到了不同条件下的能耗比及其影响因素,结果表明:能耗比随TOC含量的升高快速增大,对倾油性的页岩,能耗比为3时对应的TOC含量≈4.2%,表明,当TOC含量较高时,有望通过大规模作业摊薄工程成本,使考虑工程成本之后的能耗比>1,即原位加热改质技术可以具有经济效益。从有关因素对能耗比的影响幅度来看,提高经济可行性的增效途径之一是探寻高效致热页岩、减少围岩传导耗热的技术;途径之二是探寻高效转化有机质为油气的技术,即探索具有催化效应/能力的技术,减少页岩吸热和致热时间;途径之三是探寻综合考虑能耗比、时间成本、工程成本的水平井综合布井技术。

随着地震勘探技术在石油勘探开发中的应用和发展,常规地震资料的分辨率已经难以满足精细勘探开发的需要。另外一方面,在复杂的地质条件下,有效提高地震资料定量解释的精度,准确识别含油气的有效储层并圈定有利区也是成功勘探开发的关键因素。经过多年来不断研究和试验,提出了一系列高分辨率定量解释的方法和技术。通过在多个地区碳酸盐岩、碎屑岩和非常规地质背景下的应用情况表明:高分辨率地震频率和相位属性分析技术等定量解释技术应用效果非常显著;地震资料频谱恢复提高分辨率处理技术可以大幅提高薄层、断裂、溶洞等地质细节的识别能力;多尺度断裂检测技术可以在识别大尺度断层的基础上能有效检测出小尺度的微断裂;高分辨率频谱分解和相位分解技术在传统的振幅信息基础上将地震属性分析拓展到频率和相位维度,大幅地增加了反映地下地质特征和含油气性的地震响应信息,还提高了地震解释的可靠性,降低了地质认识的多解性,使基于高分辨率定量解释技术的有效储层识别更加高效、准确。

川西北双鱼石地区栖霞组超深层碳酸盐岩储层横向非均质性强、构造复杂、钻井多、井下天然气产量差别大。利用OVT域五维地震数据对该套储层开展了裂缝预测、含气性检测和实钻井验证分析。首先基于OVT域不同方位地震属性所存在的差异来检测碳酸盐岩储层裂缝、溶洞。其次是分方位属性分析,寻找含气地震响应特征更敏感的优势方位范围,该优势方位内更有利于含气性检测。两方面的研究工作在双鱼石区块栖霞组裂缝预测和含气性检测方面都取得了良好的应用效果,研究表明:双鱼石地区栖霞组裂缝发育程度较高,主要发育三种方向的裂缝,多数裂缝与断裂走向斜交;垂直断裂方向地震数据突出方位各向异性,有利于小断层识别;平行断裂方向地震数据可以较好规避断裂导致的各向异性,突出油气响应特征,更有利于油气检测。有针对性叠前、叠后含气性检测方法能有效地预测研究区栖霞组储层及含气性展布特征,天然气富集区主要分布在研究区的中部和东南部,并沿NE-SW向呈连片条带状展布。

The buried hill in the Jizhong depression contains abundant petroleum reserves and are important production areas. The Ordovician buried hill has restricted the discovery of new oil and gas exploration targets because of its strong reservoir heterogeneity and complex reservoir-controlling factors. Based on a large volume of core, thin section, logging, seismic, and geochemical data and numerous geological analyses, the reservoir-forming conditions and modes were systematically analyzed to guide the exploration and achieve important breakthroughs in the Yangshuiwu and Wen’an slope buried hills. The study revealed that three sets of source rocks of the third and fourth members of the Shahejie Formation from the Paleogene and Carboniferous-Permian were developed in the Jizhong depression, providing sufficient material basis for the formation of buried hill oil and gas reservoirs. The reservoir control mechanism involving the three major factors of “cloud-karst-fault” was clarified, and karst cave, fracture fissure-pore, and cloud pore type reservoir models were established, thereby expanding the exploration potential. Controlled by the superposition of multi-stage tectonic processes during the Indosinian, Yanshanian, and Himalayan, two genetic buried hill trap types of uplift-depression and depression-uplift were formed. Based on the analysis of reservoir-forming factors of the Ordovician buried hill, three buried hill oil and gas reservoir-forming models were identified: low-level tectonic-lithologic composite quasi-layered buried hill, medium-level paleo-storage paleo-block buried hill, and high-level paleo-storage new-block buried hill. Comprehensive evaluations indicate that the reservoir-forming conditions of the low-level tectonic-lithologic composite quasi-layered buried hill in the northern portion of the Jizhong depression are the most favorable and that the Sicundian and Xinzhen buried hills are favorable areas for future exploration.

Successful breakthroughs have been made in shale oil exploration in several lacustrine basins in China, indicating a promising future for shale oil exploration and production. Current exploration results have revealed the following major conditions of lacustrine shale oil accumulation: (1) stable and widely distributed shale with a high organic abundance and appropriate thermal maturity acts as a fundamental basis for shale oil retention. This shale exhibits several critical parameters, such as total organic carbon content greater than 2%, with optimal values ranging from 3% to 4%, kerogen Ⅰ and Ⅱ₁ as the dominant organic matter types, and vitrinite reflectance (R_o) values greater than 0.9% (0.8% for brackish water environments). (2) Various types of reservoirs exhibiting brittleness and a certain volume of micro-nanoscale pores are critical conditions for shale oil accumulation, and these reservoirs have porosities greater than 3% to 6%. Moreover, when diagenesis is incipient, pure shales are not favorable for medium-to-high maturity shale oil enrichment, whereas tight sandstone and hybrid rocks with clay content less than 20% are favorable; however, for medium-to-late-stage diagenesis, pure shales with a clay content of 40% are favorable. (3) The retention of a large amount of high-quality hydrocarbons is the factor that best guarantees shale oil accumulation with good mobility. Free hydrocarbon content exceeding a threshold value of 2 mg/g is generally required, and the optimum value is 4 mg/g to 6 mg/g. Moreover, a gas-oil ratio exceeding a threshold value of 80 m³/m³ is required, with the optimal value ranging from 150 m³/m³ to 300 m³/m³. (4) High-quality roof and floor sealing conditions are essential for the shale oil enrichment interval to maintain the overpressure and retain a sufficient amount of hydrocarbons with good quality. Lacustrine shale oil distributions exhibit the following characteristics: (1) major enrichment areas of shale oil are located in semi-deep to deep lacustrine depositional areas with external materials, such as volcanic ash fallout, hydrothermal solutions, and radioactive substances with catalytic action, as inputs; (2) intervals with “four high values and one preservation condition” govern the distribution of shale oil enrichment intervals; and (3) favorable assemblages of lithofacies/lithologies determine the distribution of enrichment area. According to preliminary estimates, China has 131×10⁸ to 163×10⁸ t of total shale oil resources with medium-to-high thermal maturity, among which 67×10⁸ to 84×10⁸ t is commercial. These resources are primarily located in the Chang 7¹⁺² interval in the Ordos Basin, Qing 1+2 members in Gulong sag in the Songliao Basin, Kongdian and Shahejie formations of Cangdong sag, Qikou sag and the Jiyang depression in the Bohai Bay Basin, and Lucaogou Formation in the Junggar Basin.

The Qingshankou Formation shale oil in the Gulong Sag is an important oil and gas reservoir in the Daqing oilfield, with geological resources of 15.1 billion tons. The fabric of shale can reflect not only its genesis but also the nature of the reservoir space, its physical properties, oil content, and development value. Here, the characteristics of clay minerals in the Gulong shale oil reservoir were studied via electron microscopy, with the primary focus on the microfabrics and reservoir space; thereafter, the in situ accumulation was studied and discussed. Electron backscattering patterns revealed that nanometer pores and fissures were well developed in the Gulong shale oil reservoir. The nano pores were mostly 20-50 nm in diameter (median 20-30 nm), irregularly shaped, mostly, polygonal, and connected with nanofissures. The widths of nanofissures ranged mostly between 10-50 nm (median 20-30 nm); moreover, these fissures were mainly formed by F-F condensation of clay sheets (clay domains). The coagulation of clays was closely related to organic matter, especially algae. The clay colloids were negatively charged due to isocrystalline replacement; hence, metal cations were absorbed around the clay, forming a positive clay group. The positively charged clays subsequently adsorbed negatively charged humic acid (organic matter) and initially degraded algae to form an organic clay flocculant. When the organic clay flocculates reached the threshold for hydrocarbon generation and expulsion, the volume of organic matter decreased by 87%; thereafter, the generated and expelled hydrocarbon filled the nearby pores formed by this contraction. Moreover, the discharged hydrocarbon could not migrate due to capillary resistance (~12 MPa) of the nanopores; hence, the nanopores formed a unique continuous in situ reservoir within the Gulong shale oil. This study demonstrated that the Gulong shale oil reservoir is an actual clay-type shale reservoir with numerous nanopore and fissures. During coagulation, a large amount of organic matter (including layered algae) was absorbed by the clay, forming an organic clay condensate that could have provided the material foundation for hydrocarbon generation at a later stage. Thermal simulation experiments revealed that the volume of organic matter decreased sharply after hydrocarbon generation and expulsion.

The technical feasibility of in situ upgrading technology to develop the enormous oil and gas resource potential in low-maturity shale is widely acknowledged. However, because of the large quantities of energy required to heat shale, its economic feasibility is still a matter of debate and has yet to be convincingly demonstrated quantitatively. Based on the energy conservation law, the energy acquisition of oil and gas generation and the energy consumption of organic matter cracking, shale heat-absorption, and surrounding rock heat dissipation during in situ heating were evaluated in this study. The energy consumption ratios for different conditions were determined, and the factors that influence them were analyzed. The results show that the energy consumption ratio increases rapidly with increasing total organic carbon (TOC) content. For oil-prone shales, the TOC content corresponding to an energy consumption ratio of 3 is approximately 4.2%. This indicates that shale with a high TOC content can be expected to reduce the project cost through large-scale operation, making the energy consumption ratio after consideration of the project cost greater than 1. In situ heating and upgrading technology can achieve economic benefits. The main methods for improving the economic feasibility by analyzing factors that influence the energy consumption ratio include the following: (1) exploring technologies that efficiently heat shale but reduce the heat dissipation of surrounding rocks, (2) exploring technologies for efficient transformation of organic matter into oil and gas, i.e., exploring technologies with catalytic effects, or the capability to reduce in situ heating time, and (3) establishing a horizontal well deployment technology that comprehensively considers the energy consumption ratio, time cost, and engineering cost.

印度板块自新生代早期开始沿雅鲁藏布江缝合带向北与欧亚板块碰撞以来,印度板块的深俯冲过程一直是大家关注的焦点,而垂向上主碰撞带全地壳尺度由深及浅的相互作用关系研究程度相对较弱,主要归咎于之前缺少全地壳尺度高分辨率数据资料,从而也阻碍了对主碰撞带巨厚地壳成因机制及深部地球动力学过程的了解。在本次研究中,分别基于横穿主碰撞带中部和东部的180 km及100 km长的深反射地震剖面进行精细构造地球物理学分析,揭示了主碰撞带全地壳尺度由深及浅的相互作用关系:(1)横向上,印度板块下地壳存在北向俯冲,且俯冲前缘有限的存在于南拉萨地体南缘。上覆的南拉萨地体则出现透明反射结构和中拉萨地体统一北倾的反射结构。(2)垂向上,印度地壳主要表现下地壳俯冲、中上地壳双冲构造回返结构。南拉萨地体四分之三的地壳表现为透明反射。占据另外四分之一的上地壳顶部表现为统一的南倾结构形态;中拉萨地体则以下地壳北倾、上地壳上拱反射结构为主。三者皆在垂向上出现差异性变形。(3)主碰撞带上地壳顶部表现为统一的后展式顶板逆冲推覆构造,该逆冲推覆系统可一直从南拉萨地体北边界的洛巴堆—米拉山断裂向南越过南倾的雅江缝合带延伸至北喜马拉雅穹窿背斜北翼。结合大地电磁数据所揭示的南拉萨地体高熔体百分比区域沿俯冲印度下地壳顶边界发生的南移现象,研究结果揭示南拉萨地体巨厚地壳主要由新特提斯构造域幕式岩浆作用所形成的新生地壳物质易挤压变形引起。同时,南拉萨地体幕式岩浆作用在印度与欧亚板块的相互碰撞作用过程中发生了热量的向南运移。该过程引发北喜马拉雅构造带深熔作用的同时减弱了北喜马拉雅构造带地壳机械强度,从而使中上地壳物质的双冲构造回返主要表现为短波长背型堆垛结构,并垂向增厚了俯冲印度地壳厚度。同时,背型堆垛构造形变过程所导致的北喜马拉雅穹窿带的加速出露给主碰撞带区域上地壳顶部带来北向的构造挤压推覆作用,最终使主碰撞带区域在北喜马拉雅穹窿区域以北展现为统一的后展式顶板逆冲推覆结构构造。印度-欧亚板块主碰撞带的圈层相互关系是造成该区域巨厚地壳的关键,其上地壳顶板逆冲推覆过程亦降低了主碰撞区域的地形起伏。

青藏高原的隆升直接影响了区域乃至全球的气候变化,其地貌演化过程存在较大争议。羌塘地体作为青藏高原的重要组成部分,了解其隆升和剥露过程对于认识高原中部的地貌演化具有重要意义。已发表的构造变形和低温热年代数据显示,羌塘地体地表隆升和剥露过程经历了早白垩世—古新世(125~65 Ma)、始新世(55~35 Ma)以及渐新世以来(<30~0 Ma)3个阶段。在白垩纪—古新世时期,拉萨-羌塘地体的碰撞以及中羌塘地体的构造负载导致逆冲断层和地表剥露从中羌塘地体向南、北扩展到南、北羌塘地体。在始新世时期,印度-亚洲板块连续汇聚引起拉萨地体和松潘-甘孜地体分别向北、南俯冲,导致南羌塘地体和北羌塘地体北缘强烈变形和剥露,而中羌塘地体和北羌塘地体中部微弱变形和剥露。此时,该地体的海拔至少达到了3.0~4.0 km。在渐新世以来,羌塘地体构造变形已经结束,地表剥露可能与该地体南北向正断层活动有关。

前人将西藏南部特提斯喜马拉雅带加查地区出露的上三叠统中低级变质岩组合“朗杰学群”统认为是一套深海-半深海复理石建造。近来调查研究发现,该晚三叠世地层中实则存在一陡立剪切带(SSB),其南北物质组成、构造变形以及变质作用等存在明显差异。SSB以北具有明显“岩块”+“基质”的增生杂岩特征,“岩块”主要包括变砂岩、灰岩、大理岩、绿片岩、玄武质片岩、变质基性岩、片理化阳起石岩和石榴石云母片岩等;“基质”主要由变质砂板岩、绢云千枚岩和绢云石英千枚岩(千糜岩)等组成,原生沉积构造基本不可见,未见化石保留。然而,SSB以南的地层主要为粗粒—细粒长英质砂岩、泥岩和浅变质板岩组成,重荷模、沟槽模、鲍玛序列、韵律层等原生沉积构造以及遗迹化石十分发育。构造解析表明增生杂岩主要发育两期构造变形:第一期构造变形(D₁)表现为顺层剪切形成向北缓倾、具有强烈透入分异面理、长英质脉体新生面理S₁,运动方向指示顶部朝南;第二期构造变形(D₂)表现为近南北向挤压应力作用形成的向南中-高角度倾斜构造置换面理S₂,运动学指示为顶部朝北逆冲剪切,顺劈理发育同构造中基性岩墙。SSB南侧地层主要发育一期近南北向挤压作用形成的褶皱-冲断构造,运动学指示为顶部朝南的逆冲剪切。加查增生杂岩中朝北逆冲叠瓦的构造样式与朗杰学群褶冲带中朝南逆冲叠瓦的构造样式共同构成正花状构造,锆石U-Pb年代学揭示增生杂岩“基质”时代与南部地层时代均为拉丁期—诺利期(242~220 Ma),增生杂岩中“岩块”时代有晚三叠世、晚侏罗世(146 Ma)和早白垩世(144 Ma),表现为“岩块”具有多时代特征。同构造中基性岩墙的形成时代为约56 Ma,代表北侧第二期构造变形事件发生在始新世早期,间接限定第一期构造变形可能发生在古新世—始新世之间。变形构造层次和构造演化研究认为,加查增生杂岩中发育的两期变形分别对应印度被动大陆北缘与亚洲大陆南缘之间的俯冲—增生和碰撞过程,即加查增生杂岩可能为印度被动陆缘俯冲形成。加查增生杂岩与朗杰学群褶冲带构成的正花状构造样式可能代表印度地壳增厚和喜马拉雅造山带隆升,SSB内发育朝南东东缓倾的线理构造,暗示动力学背景可能为始新世晚期印度地壳向亚洲大陆之下斜向俯冲。

正在进行的印度与欧亚板块陆陆碰撞研究已取得丰硕的研究成果,然而印度地壳与欧亚大陆地壳的深部构造接触关系仍存在较大争议。因此在本次研究中,我们选取当前Moho几何结构展布研究争议最大的北喜马拉雅构造带东部为重点研究区域,基于布设的短周期密集台阵数据与公开的宽频带台站数据集,使用远震P波3DCCP叠加与改进的Moho拾取算法,获取了区域内高分辨率的3D Moho形态。综合前人接收函数2DCCP剖面、层析成像与大地电磁剖面等综合研究结果,本次研究共取得如下认识:(1)Moho深度从高喜马拉雅下方约60 km向北加深至雅江缝合带下方约70~75 km;(2)在雅江缝合带南部约28.9°N范围内出现东西向超120 km长的Moho深度突变带;(3)垂向上,该Moho埋深异常带两侧存在整体相反的Moho倾向和岩石圈热结构的差异,北倾的结构界面代表俯冲印度地壳前缘莫霍面几何结构,而南倾的则代表上覆的欧亚板块大陆地壳。综合研究分析表明,俯冲的印度地壳在北喜马拉雅构造带东部仅存在于雅江缝合带南侧,并没有越过雅江缝合带持续向北延伸。该种现象可能受控于两种作用:(Ⅰ)印度地壳俯冲前缘受南拉萨新生地壳的阻挡仅停留在雅江缝合带以南;(Ⅱ)该区域东构造结东侧印度大陆受到来自印度洋板块向东俯冲而发生顺时针转向拖曳。二者共同作用导致了北喜马拉雅构造带东部印度与欧亚大陆现今的地壳构造接触关系。

印度大陆板块从位于南半球的冈瓦纳大陆裂解并漂移到当前位置已得到普遍认可,但大陆板块运动的驱动力在大陆漂移学说提出至今一直存在争议,定量估算印度大陆板块运动的驱动力有助于减少争议。我们收集了印度大陆南部被动大陆边缘盆地区域的两条深反射地震勘探剖面,并对其进行了构造地质解译,详细估算了其莫霍面倾角,得到了地壳重力滑移剪切力的大小,用于解释印度大陆运动的动力机制。结果说明,印度大陆板块在地幔上涌形成的倾斜界面上能够产生足够大的重力滑移力驱动印度大陆向北漂移。由此提出一个“地幔上涌和重力滑移”双驱动大陆漂移模型,即大陆板块依靠连续的地幔热上涌和重力滑移力会持续漂移。该模型能够合理解释印度洋上的大陆残片,也能合理解释印度大陆北漂中左旋的成因机制。该重力滑移驱动机制为板块运动提供了一个新的动力模式,为认识板块运动驱动力提供了更为精确的约束信息。

深海沉积物波形成过程研究对于重建古气候、古海洋、古构造以及海洋油气、天然气水合物等资源开发均具有重要意义,而南海北部大陆边缘因其复杂的构造沉积体系、独特的地形地貌以及丰富的矿产资源,是深海沉积物波形成演化研究的热点海域。本文系统总结了当前南海北部大陆边缘沉积物波相关研究进展,通过梳理前人关于南海沉积物波重点发育区域的系列工作,分析了自琼东南海域至台西南海域沉积物波的发育水深、坡度、波长、波高及波峰特征等内容,并讨论了不同区域沉积物波的成因机制与主控因素。其中台湾造山运动及北太平洋深部底流对台西南海域沉积物波影响强烈,珠江口海域则以内波作用为特点,同时发现南海沉积物波具有天然气水合物聚集的优越地质条件。但现有研究多局限于单一因素影响,缺少南海西南部沉积物波发育现状,缺乏海底原位观测手段。因此,后续研究应重视沉积物波形成的多因素动力过程耦合机制,深化南海南部沉积物波发育研究,同时加强海底地球物理探测技术和原位综合长期观测技术研究,为深入认识深海沉积物波形成演化过程提供技术支撑,助力海洋开发工程的安全建设。

溶蚀作用作为一种建设性的成岩作用,对于砂岩储层储集空间的扩大以及储层性能的改善具有重要作用。由于现有研究更多的是从定性的角度出发表征溶蚀作用对于砂岩储层孔隙度的影响,对于溶蚀作用产生的孔隙度增加值有多少,对砂岩储层性能的改善效果有多大,目前暂不能定量表征。本文采用化学反应动力学基本原理,基于录井、测井数据,结合砂岩成岩序列、地层埋藏史和热史等资料,采用化学反应动力学基本原理,对鄂尔多斯盆地中南部地区延长组砂岩现今孔隙度特征及成因进行了分析,构建了砂岩溶蚀增孔定量模型,并用该模型对延长组砂岩孔隙度演化进行了模拟,取得以下主要认识:(1)研究区延长组现今砂岩孔隙度剖面总体上可分为正常趋势段和次生溶蚀增孔段两部分,依据次生孔隙形成的起始层位和形态特征,现今砂岩孔隙度剖面可划分为双峰Ⅰ型、双峰Ⅱ型、单峰Ⅰ型和单峰Ⅱ型4种类型;(2)延长组现今砂岩孔隙度主要经历了孔隙度减小和孔隙度增大两种变化效应。其中浅部地层孔隙度减小主要是缘于机械压实作用,深层孔隙度减小则是由于压实和胶结共同作用,而孔隙度增大主要由有机酸溶蚀长石等矿物形成的;(3)建立了砂岩溶蚀增孔定量表征模型,具体包括3个阶段:①地层进入酸化窗口之前,由于酸化溶蚀发生的条件不满足,砂岩溶蚀增孔量为0;②地层进入酸化窗口内,砂岩累计溶蚀增孔量是现今次生增孔量和时间的函数;③地层继续深埋超过酸化窗口后,溶蚀孔隙不再变化。表明砂岩溶蚀增孔模型是一个分段函数,具有明显的窗口效应;(4)运用砂岩溶蚀增孔模型对研究区延长组砂岩孔隙度演化进行了模拟,发现研究区南部镇泾地区红河1井长8砂岩、东部安塞地区丹40井长6砂岩及北部姬塬地区峰12井长4+5砂岩在酸化窗口内溶蚀作用产生的增孔量具有明显的阶段性演化特征,实现了溶蚀作用对于砂岩孔隙度增加值的定量表征。本文建立的砂岩溶蚀增孔模型可以定量计算酸化窗口内溶蚀作用形成的孔隙度增加值,首次实现了砂岩溶蚀增孔的定量模拟,在分析溶蚀作用和砂岩储层性能演化等方面具有比较重要的探索性意义。

目前常用的海平面曲线恢复方法主要是基于地层沉积的旋回性分析和同位素测量,受地层不完整性的影响较大,海平面变化恢复不够合理。本文基于全球海平面变化旋回与天文旋回、沉积旋回在时间周期上具有较好的多级旋回对应特征,提出了采用傅里叶变换多级正弦分解函数化海平面变化曲线,然后通过地层沉积反演求取函数化的全球海平面变化参数的方法。利用地层沉积模拟方法,求取了元坝地区长兴期的全球海平面曲线,与同时期的Haq曲线、Fischer方法获得的海平面变化曲线相比,具有更多的海平面变化信息,恢复的海平面变化更合理。傅里叶级数函数化海平面变化曲线不仅推动了海平面变化的定量化和函数化发展,还有利于用地层沉积反演求取海平面变化曲线。这种求取海平面变化的新思路,与传统的海平面变化恢复方法相比定量化程度高,对输入资料要求低,具有较好的适用性和更广的应用前景。

白垩系是伊拉克南部油气勘探开发生产的重要目的层,但各大油田之间缺乏系统的层序地层研究,制约了开发生产的精细部署,因而开展层序地层和沉积体系研究具有重要的理论和实践意义。本文以层序地层学及沉积学理论为指导,依据岩心、录井、测井及地震等资料,对层序边界进行识别并对层序进行划分,分析了伊拉克南部白垩系沉积体系的演化特征。研究认为伊拉克南部白垩系以生物碎屑灰岩沉积为主,层序界面有不整合面、暴露面、岩性突变面及沉积相转换面等类型,据此可划分为两个一级层序(AP8,AP9)、6个二级层序(SS1-SS6)、22个三级层序(SQ1-SQ22),单个三级层序持续2~4 Ma不等。下白垩统划分为3个二级层序:SS1自南向北发育了内缓坡到深水盆地的沉积体系,自下而上为由盆地泥晶灰岩渐变到内缓坡颗粒灰岩的沉积序列;SS2下部沉积自西南向东北由三角洲砂岩渐变为深水陆棚碳酸盐岩,上部发育了盆地泥灰岩到浅水陆棚碳酸盐岩的沉积序列;SS3下部自西南向东北由辫状河粗砂岩演变为浅海相细砂岩,上部发育海相碳酸盐岩的沉积序列。上白垩统划分为3个二级层序:SS4自西向东发育了从深水陆棚到浅水碳酸盐岩缓坡-台地沉积,纵向上看为水体逐渐变浅的沉积序列;SS5发育以细粒碳酸盐岩为主的缓坡沉积体系,浮游有孔虫灰岩占主导地位;SS6发育了三期向上变浅的缓坡碳酸盐岩沉积序列,顶部发育陆棚相白云岩。碳酸盐岩缓坡滩、台地边缘滩和两期陆源碎屑砂体是最有利的勘探开发对象。构造活动对内缓坡滩和台地边缘礁滩的发育及分布具有重要的控制作用。

鄂尔多斯盆地下二叠统致密砂岩气近年来取得重大突破,发现一系列大型致密气田。研究该时期的构造-沉积环境与原型盆地是探究鄂尔多斯盆地及邻区演化过程和油气进一步勘探的基础。本文运用最新的钻井、野外露头等地质资料,结合前人的研究成果,重建鄂尔多斯盆地及邻区早二叠世各沉积时期的构造-沉积环境,探讨原型盆地性质及演化过程。早二叠世构造-沉积环境受北缘古亚洲洋和南缘勉略洋俯冲的影响,以活动大陆边缘为特征。太原组在晚石炭世的古地势基础上继承性发育,基准面呈上升趋势,以广阔的潮坪-潟湖环境为主,见小型潮控三角洲。山西期是鄂尔多斯盆地海陆过渡的关键时期,海水快速从盆地东南部退出。山西组沉积早期,受区域性挤压作用影响,形成以三角洲体系为主的海陆过渡体系,盆地东部残存潮坪-开阔台地;晚期基准面整体先上升后下降,东部残存海相沉积环境向南退去。山西组沉积期后,盆地主体进入陆相沉积阶段。早二叠世盆地以稳定的沉降为特征,体现了稳定克拉通性质。由此可见,早二叠世盆地性质表现为克拉通内拗陷的特征,周缘构造环境、湖盆的差异沉降以及古隆起、古拗陷的发育对该时期的沉积充填演化具有重要影响,控制着沉积中心向盆地东部扩展。

扬子板块在新元古代时期作为Rodinia超大陆的重要组成部分,其位置一直存在争议。为探讨扬子板块在新元古代晚期的位置,综合前人发表过的古地磁数据,利用古地磁研究方法,对扬子板块与澳大利亚板块、印度板块在新元古代晚期的相对位置关系进行研究。根据地层对比、锆石测年等诸多证据,将扬子板块置于印度板块北缘(现今位置)、澳大利亚板块西北缘(现今位置)。基于扬子、印度、澳大利亚运动学特征分析,认为扬子板块在Rodinia超大陆裂解时运动至高纬度地区,750~635 Ma期间,扬子板块处于中高纬度地区,在635 Ma时开始快速向低纬度地区运动。虽然将扬子置于印度北缘,但认为二者并不相连,而是到了570 Ma左右发生碰撞后连接到一起,并一同加入冈瓦纳大陆。

特提斯喜马拉雅带内雅拉香波地区首次发现白垩纪的变质基性岩。为进一步探讨雅拉香波变质基性岩的岩石成因、岩浆源区以及其经历的变质过程,本文报道了雅拉香波变质基性岩及斜长角闪岩岩石地球化学、锆石U-Pb年代学及电子探针成分数据。研究表明,雅拉香波变质基性岩锆石U-Pb等时线年龄为(127.97±0.47) Ma,形成于早白垩世。变质基性岩可分为弱变形(组1)和强变形(组2)两种类型。组1具有较低含量的SiO₂(41.82%~48.23%)、Na₂O(0.48%~3.06%)、K₂O(0.05%~0.12%),相对较高含量的Al₂O₃(11.31%~13.88%)、CaO(8.87%~15.36%)、MgO(4.62%~7.47%);相比于组1,组2的Al₂O₃含量(19.65%、22.46%)明显升高,MgO含量(3.26%、3.5%)降低,其他元素含量差异不大。斜长角闪岩的SiO₂含量为47.41%~48.53%,Na₂O(3.41%~3.84%)、K₂O(0.56%~0.6%)含量低,具有较高的Al₂O₃(13.98%~14.24%)、CaO(10.88%~11.40%)、MgO(6.12%~6.15%)含量。变质基性岩和斜长角闪岩均属于玄武岩,具有洋中脊玄武岩(MORB)的性质。组1和斜长角闪岩显示出平缓的稀土元素配分形式,与正常型洋中脊玄武岩(N-MORB)非常类似,而组2则具有富集型洋中脊玄武岩(E-MORB)的特征;地壳组分对变质基性岩的贡献很小,而斜长角闪岩表现出明显的壳源物质混染特征。雅拉香波变质基性岩为一退变质演化过程,经历了石榴子石相变质作用阶段及绿帘角闪岩相变质作用阶段。变质基性岩同时具有N-MORB和E-MORB的特征,在地球化学性质上可以与Comei大火成岩省内已报道的基性岩进行很好地对比,暗示它们具有相似的岩浆源区和地球动力学背景,形成于地幔柱活动条件下与大印度从澳大利亚裂解出来有关的伸展背景。

穿地壳岩浆系统为认识岩浆岩中矿物成因以及矿物间的不平衡关系提供了一个新的切入点,即造岩矿物在固结之前,可能在不同地壳层次的岩浆房内经历过生长、熔蚀或流体改造等过程。如何追踪和梳理不同造岩矿物的演化历史,成为阐明岩浆岩成因的一个关键科学问题。本文以西藏冈底斯弧东段里龙含单斜辉石石英闪长岩和黑云母闪长岩为主要研究对象,对其中主要造岩矿物(单斜辉石、角闪石、黑云母、斜长石等)进行了系统的成因矿物学研究,并构建了穿地壳岩浆系统的组成要素。根据矿物的稀土元素含量和不同矿物之间的接触关系,将含单斜辉石石英闪长岩中的单斜辉石和角闪石分为Ⅰ型单斜辉石(∑REE含量高)、Ⅱ型单斜辉石(∑REE含量低)、ⅠA型角闪石(∑REE含量高)、ⅠB型角闪石(∑REE含量低),将黑云母闪长岩中的角闪石命为Ⅱ型角闪石。经过矿物温压计和水活度计计算获得了相应的结晶温压条件和体系水含量。其中Ⅰ型单斜辉石为:温度1 159~1 175 ℃,压力637~799 MPa,水含量2.5%~3.4%;Ⅱ型单斜辉石为:温度1 180~1 181 ℃,压力482~524 MPa,水含量2.4%~2.8%;ⅠA型角闪石为:温度806~854 ℃,压力320~434 MPa,水含量7.5%~7.9%;ⅠB型角闪石为:温度776~848 ℃,压力196~386 MPa,水含量6.9%~8.6%;Ⅱ型角闪石为:温度783~857 ℃,压力246~327 MPa,水含量6.5%~9.4%。这表明单斜辉石的温度、压力比角闪石高,而水含量比角闪石低,暗示单斜辉石和角闪石来自不同层次的岩浆房。进一步对与单斜辉石平衡的熔体进行了计算,推断至少一部分单斜辉石来自演化的玄武安山质岩浆,而与角闪石对应的平衡熔体Mg^#值较低,对应流纹质岩浆。本研究还对单斜辉石与角闪石“再循环晶”进行了识别,指示整个岩浆过程是在开放岩浆系统中完成的,并经历了不同期次的岩浆补给或混合事件。本研究发现中性岩的母岩浆可以由不同成因的再循环晶与中酸性熔体混合形成。

青城子地区作为辽东半岛重要的金矿集区,其金成矿与中生代岩浆作用关系极为密切。区内广泛发育有与金矿脉密切相关的中生代晚三叠世花岗质岩脉,脉体主要沿NE和EW向断裂构造在224~217 Ma侵位,随后经历了伸展构造作用改造。岩石地球化学分析显示岩脉具有高Sr((362.00~1 296.85)×10^-6)、低Y((4.73~12.30)×10^-6)、低Yb((0.49~1.05)×10^-6),以及较高Sr/Y值(38~118)等高Sr低Yb花岗岩特征,在构造判别图解中多位于同碰撞区域。Sr-Nd同位素组成特征显示岩脉(⁸⁷Sr/⁸⁶Sr)_i值高(0.707 8~0.710 9),ε_Nd(t)值低(-16.34~-15.30),二阶段模式年龄较为古老( {T_{\mathrm{D}\mathrm{M}}}_2=2 323~2 237 Ma),指示其形成于加厚古老下地壳的部分熔融。同时,侵位时间稍晚于岩脉的弟兄山岩体(211 Ma)的地球化学特征指示其形成于后碰撞伸展环境。因此,我们认为区内晚三叠世岩脉可能形成于华北-华南板块陆-陆碰撞末期挤压-伸展转换这一构造背景。青城子地区晚三叠世岩脉与金矿脉在时间、空间及成因上关系密切,二者多平行产出,构造背景相同,部分岩脉即是矿脉。青城子地区金矿主成矿期可能为晚三叠世,在早白垩世构造-岩浆作用的改造下矿化再富集,具多期矿化的特征,区域内成群发育的晚三叠世岩脉可作为重要的找矿标志。