石油勘探与开发

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四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩生物地层及其储集层特征

王红岩, 施振生, 孙莎莎

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 879-890. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.01

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通过单剖面笔石鉴定、笔石带划分、等值线图编制及页岩矿物成分、TOC和纹层特征分析,系统研究四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组生物地层及其储集层特征。结果表明,四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组发育笔石带WF1—WF4和LM1—LM9,不同笔石带可用岩性和电性特征标定。不同笔石带页岩分布呈现西南和东北2大沉积中心,且矿物成分、TOC和纹层类型存在差异。笔石带WF2下部和WF4发育含（贫）有机质块状层理混合页岩,笔石带WF1—WF2上部及WF3发育含有机质水平层理混合页岩,笔石带LM1—LM4发育富（含）有机质水平层理硅质页岩,LM5—LM9发育贫有机质水平层理混合页岩。页岩矿物成分、TOC及层理类型受控于古气候、古水体氧化-还原条件和古沉积速率。笔石带WF1—WF2下部,水体由于温暖富氧,故块状层理发育、硅质含量和TOC值低。笔石带WF4水体由于较凉、富氧,故块状层理发育、钙质含量高、TOC值低。笔石带WF2上部、WF3、LM1—LM4水体由于贫氧、沉积速率低,故富有机质硅质页岩水平层理发育,粉砂纹层含量高。笔石带LM5—LM9水体由于富氧、沉积速率过高,故TOC值和硅质含量低、粉砂纹层含量高。图6表2参38

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非常规油气勘探测井评价技术的挑战与对策

刘国强

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 891-902. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.02

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为促进测井评价技术及时有效地适应中国非常规油气勘探开发的发展趋势,系统地分析当前中国测井评价技术的现状及其面临的挑战,立足于需求驱动技术发展的理念,并对标国际领先技术,提出了中国非常规油气测井评价技术的发展对策。①深化岩石物理实验研究,研发移动式全直径岩心二维核磁实验分析技术,系统建立不同流体性质、不同孔隙结构和不同散逸时间的纵向与横向弛豫谱特征图版和评价标准;深入开展数字岩心实验与数学物理模拟研究,指导测井评价新方法的创建;研发声电各向异性实验分析技术并创建相应的测井评价方法。②强化测井资料的目标化处理,攻关研究二维核磁共振测井精细反演处理技术与敏感信息拾取技术,精细描述致密储集层的微细孔隙分布以准确识别可动油、束缚油和束缚水等多类型流体;攻关研究水平井方位超远探测三维声波测井处理技术。③发展特色解释评价方法与技术,一是深化饱和度分布规律评价,创建近源和源内非常规油气饱和度分布规律的量化描述方法与数学模型;二是攻关研究分别以可动油含量和含气量为核心的页岩油和深层页岩气甜点评价方法与识别标准;三是完善发展欠压实作用和烃浓度充注两种高压成因机制下的孔隙压力计算方法;四是创建融合储集层品质和工程品质的地层可压裂性评价技术以及综合应力隔层与岩性隔层评价的水平井分段分簇方案优选技术。图5表2参36

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异常高压下海相重力流致密砂岩非均质性特征及其影响因素—以莺歌海盆地LD10区中新统黄流组储集层为例

范彩伟, 曹江骏, 罗静兰, 李珊珊, 吴仕玖, 代龙, 侯静娴, 毛倩茹

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 903-915. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.03

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通过模块式地层动态检测、铸体薄片、黏土矿物X射线衍射、扫描电镜、高压压汞、埋藏热史等分析,对莺歌海盆地LD10异常高压区中新统黄流组海相重力流致密砂岩储集层非均质性特征及其演化过程进行研究,探讨储集层非均质性的影响因素,预测有利储集层分布。结果表明,①储集层非均质性主要由胶结物非均质性、孔喉非均质性及物性非均质性决定,并受异常高压影响下的成岩作用控制;②成岩演化过程导致的孔喉结构差异影响了胶结物及孔喉非均质性,进而控制了储集层的物性非均质性;③与常压储集层相比,异常高压抑制了压实作用与胶结作用的强度、增强了溶蚀作用,在一定程度上使储集层的非均质性变弱。有利储集层主要分布在黄流组中下部强超压带的重力流水道砂体中。图8表3参38

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渝西区块页岩气储集层微观孔-缝配置类型及其地质意义

付永红, 蒋裕强, 董大忠, 胡钦红, 雷治安, 彭浩, 谷一凡, 马韶光, 王子萌, 尹兴平, 王占磊

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 916-927. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.04

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以渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩储集层为研究对象,开展氩离子抛光扫描电镜及饱和不同润湿介质核磁共振实验,结合图像处理技术与现场解吸结果,分析微观孔-缝配置类型及其对页岩气赋存机制的影响。结果表明：①储集空间包括有机孔、无机孔和微裂缝,微裂缝发育特征的井间差异明显,有机孔发育程度与毗邻微裂缝的距离成反比,而无机孔则正好相反;②依据有机孔、微裂缝发育类型、程度及相互接触关系,将孔-缝配置类型划分为4类;③根据饱和油、水核磁T₂谱差异构建并计算孔-缝配置的评价参数,其值越小,孔-缝配置越好;④孔-缝配置好的页岩储集层具有有机孔发育、孔隙度高、渗透率高、含气性高的特点,而孔-缝配置差的页岩则表现为微裂缝相对发育,增强了天然气输导能力,导致孔隙度和含气性偏低;⑤基于孔-缝配置类型,从有机质生烃、微裂缝提供运移通道的角度出发,建立3类页岩气微观赋存模式。图8表3参38

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塔里木盆地塔中地区海相原油中8,14-开环藿烷系列及其地球化学意义

包建平, 杨茜, 朱翠山

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 928-938. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.05

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基于色谱-质谱和色谱-质谱-质谱分析,通过对比塔里木盆地塔中地区不同原油中8,14-开环藿烷系列分布与组成特征来探讨其在油源研究中的意义。结果表明,在塔里木盆地塔中地区两类海相端元油中同时检测到C₃₅₊长链藿烷系列和3个系列的8,14-开环藿烷,且呈现出不同的分布特点,表明它们可能具有特定的地球化学意义。研究区端元油中两类标志物的存在表明它们具有原生性,而与生物降解作用无关。对比发现不同类型原油中8,14-开环藿烷系列的含量存在显著差异,A类油明显低于B类油,端元油低于相应的混源油。依据8,14-开环藿烷相对含量,结合甾烷、萜烷组成特征,可以将塔中地区不同类型原油进行区分。A类油与B类油中8,14-开环藿烷相对丰度上的明显反差说明此类标志物的形成可能需要特定的地质-地球化学条件。图10表2参44

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中国典型陆相盆地致密油成储界限与分级评价标准

周能武, 卢双舫, 王民, 黄文彪, 肖佃师, 焦晨雪, 王璟明, 田伟超, 周磊, 陈方文, 刘薇, 汪志璇

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 939-949. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.06

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基于松辽盆地下白垩统泉头组和上白垩统青山口组砂岩、准噶尔盆地玛湖地区下三叠统百口泉组砂砾岩和吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组混积岩等中国典型陆相盆地致密储集层微观孔喉表征结果,利用水膜厚度法、含油产状法、试油产能法、力学平衡法对致密油的理论下限、成藏下限、有效渗流下限和成储上限进行厘定;采用聚类分析法对比不同致密储集层孔喉结构差异,确定致密储集层分级界限,并分析与成储界限之间的关联。结果表明,致密储集层与常规储集层的分级界限对应物性上限,Ⅱ类与Ⅲ类致密储集层的分级界限对应有效渗流下限,Ⅲ类与Ⅳ类致密储集层的成储界限对应成藏下限,理论下限对应致密储集层和非储集层的界限。分级评价标准实际应用结果显示,致密油产量受控于致密储集层类型,Ⅰ类和Ⅱ类致密储集层是致密油高产的有利层段。图8表3参37

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渤海湾盆地枣园油田古近系孔店组沸石矿物的岩浆热液成因

韩国猛, 王丽, 肖敦清, 楼达, 徐牧月, 赵勇刚, 裴眼路, 郭小文, 滕建成, 韩元佳

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 950-961. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.07

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通过普通薄片、电子探针、包裹体测温、激光拉曼光谱、激光剥蚀电感耦合等离子体质谱等技术分析手段,对渤海湾盆地枣园油田Z56井古近系孔店组二段（简称孔二段）热液流体活动进行识别,并探讨岩浆热液流体与孔二段沸石矿物的成因联系。实验发现：①泥岩裂缝内可见焦沥青与绿泥石、重晶石、黄铜矿、黄铁矿、钠沸石、方沸石等热液特征矿物共生;②焦沥青激光拉曼光谱的分峰拟合计算温度为324~354 ℃,绿泥石地质温度计指示温度为124~166 ℃,钠沸石原生包裹体均一温度为89~196 ℃,反映了岩浆热液流体的温度变化较大,但是都高于正常地温;③绿泥石和重晶石的铕正异常明显,钠沸石的稀土元素配分曲线与孔店组玄武岩相似,指示其来源于岩浆热液流体。同时,钻井资料显示,Z56井孔二段发育多套玄武岩夹层,具备岩浆热液活动的地质基础。因此,岩浆热液流体与孔二段泥岩之间的水-岩相互作用可能是导致研究区孔二段泥岩富含沸石矿物的原因之一。图9表3参48

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塔河地区奥陶系不同地貌岩溶带结构组合差异与油气富集

张三, 金强, 胡明毅, 韩起超, 孙建芳, 程付启, 张旭栋

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 962-973. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.08

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基于大量地质、钻/测井、地震及生产动态资料,从水系分布及水流通道分析入手,探讨塔河油田奥陶系不同地貌单元岩溶带结构组合特征,并分析其油气富集特征。结果显示,塔河地区奥陶系岩溶古地貌由分水岭、岩溶谷地及岩溶盆地组成。分水岭中发育表层岩溶带（平均厚度为57.8 m）与渗流岩溶带（厚度为115.2 m）,其中断层、裂缝和中小型缝洞体密集发育,76.5%的油井单井累产油量超过5×10⁴ t。岩溶谷地发育表层岩溶带、渗流岩溶带和径流岩溶带,平均厚度分别为14.6,26.4,132.6 m,其中径流岩溶带中地下河溶洞多被细粒物质充填（充填率达86.8%）,84.9%的油井单井累产油量不到2×10⁴ t。岩溶盆地不发育岩溶带,仅在局部断裂带上发育断溶体,其厚度可达600 m,且紧密围绕断裂周围1 km内分布。因此,不同地貌单元水流产状不同,形成不同的岩溶带结构组合,同时造成油气分布差异。分水岭为油气运移指向区,其中相互串通的中小型缝洞空间油气充满度高,高产井比例大。地下河沉积搬运能力强,溶洞充填率高,油气丰度小,低产、低效井比例大。通源断裂既是水流通道、又是油气运移通道,岩溶缝洞储集空间巨大,油气易于富集。图10表1参30

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四川盆地南部凯迪阶—埃隆阶层序地层与岩相古地理演化特征

朱逸青, 陈更生, 刘勇, 石学文, 吴伟, 罗超, 杨雪, 杨雨然, 邹源红

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 974-985. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.09

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以四川盆地南部110口页岩气评价井的岩性、沉积构造、笔石带、无机地球化学特征以及电性资料为基础,利用扫描电镜矿物定量分析技术,对上奥陶统凯迪阶—赫南特阶至留系兰多列维统鲁丹阶—埃隆阶进行层序划分并分析沉积特征与四级层序演化规律。目的层可以划分为SQ1、SQ2两个层序,依据奥陶系—志留系沉积背景、目的层伽马值以及铀与钍的质量分数之比可以识别5个最大海泛面和12个体系域,根据体系域及其组合,可划分8个四级层序,由老至新为Pss1—Pss8。确定了川南地区凯迪阶—埃隆阶优势页岩岩相的发育时期,预测了发育规模,最优质的岩相包括含白云石/方解石硅质页岩相、硅质页岩相、含黏土硅质页岩相、含长石硅质页岩相,主要发育在威远、渝西、泸州地区的Pss3—Pss5和长宁西部—泸州北部—渝西中部地区的Pss6以及长宁地区的Pss3—Pss4,次优质的硅质黏土质页岩相主要发育在Pss6的泸州地区南部—长宁地区（不含长宁西部）、威远地区东部—渝西地区北部以及泸州地区南部的Pss7、泸州地区北部—威远地区—渝西地区的Pss8。建立了川南地区凯迪阶—埃隆阶四级层序演化模型,Pss1—Pss8海平面经历6退5进,冰期后的第1次海侵SQ2-MFS1是级别最大的一次海泛面。图6表1参32

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碳酸盐岩油藏水平井井网周期性交替注水技术

李勇, 赵丽敏, 王舒, 孙亮, 张文旗, 杨阳, 胡丹丹, 陈一航

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 986-994. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.10

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针对中东碳酸盐岩油藏储集层水平井线性正对注采井网注采流线方向单一导致的采油井含水率高、原油采出程度较低等问题,通过调整注采策略将水平井线性正对井网改为周期性交替注水井网以提高采收率,包括视反七点法井网交替注水、视五点法井网交替注水和周期性差异化交替注水。3种交替注水方式均改变了线性正对井网注采流动及驱替方向,且同一区域在同一个注采周期受到两个不同方向的注水流线驱替,显著提高了注水波及体积并有效动用剩余油,进而提高油藏采收率。3种井网交替注水试验在中东碳酸盐岩油藏取得了较好的开发效果,基于该油田最优交替井网型式优化注采参数,使试验井组平均单井日产油最高增加23.84 m³,含水率最高降低18%;可以通过进一步优化交替井网的注采对应关系,使交替后注采井跟端距离较远,从而提高降水增油效果。图12表2参15

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挥发性油藏原油采收率预测的改进方法

鹿克峰, 苏畅, 程超逸

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 995-1003. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.11

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为描述挥发性油藏衰竭开发过程中复杂的相态转换,定义4个流体转换相并依据地面体积平衡原理计算各分相产量和分相剩余体积,进而建立考虑脱出溶解气中凝析油含量的挥发性油藏原油采收率预测方法以及多次脱气实验数据矫正方法。基于典型黑油、中—弱挥发性原油、强挥发性原油3种典型原油,结合多次脱气实验矫正数据,采用改进方法模拟等容衰竭实验,验证了改进方法的可靠性。采用“实验数据-传统方法”、“矫正数据-传统方法”、“矫正数据-改进方法”分别计算3种典型原油采收率,结果表明：参数来源和计算方法对典型黑油采收率影响不大,但随原油挥发性增强,直接采用实验数据或传统方法预测,都会严重低估原油采收率;“矫正数据-改进方法”在实验参数和计算方法中都考虑到气相中凝析油的影响,对典型黑油和挥发性原油都有很好的适用性;挥发性原油的强收缩性使得更多的液态油转为气态油采出,衰竭式开发的挥发性油藏可以达到相当高的原油采收率。图6表1参23

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基于微流控模型的裂缝性储集层渗吸机理实验

于馥玮, 高振东, 朱文浩, 王川, 刘凡, 徐飞, 姜汉桥, 李俊键

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 1004-1013. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.12

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针对岩心渗吸实验周期长和计量难度大等问题,设计了不同尺寸、不同边界条件的裂缝-基质微流控模型,并通过表面性质修饰对模型润湿性进行调控,开展了油-水、油-润湿改性体系、油-Winsor Ⅲ型表面活性剂体系的一系列渗吸实验并研究其渗吸机制。研究表明,在油-水、油-润湿改性体系渗吸过程中,油相通过海恩斯阶跃采出,毛细管回压是阻碍基质油相排出的主要阻力,界面张力的降低导致海恩斯阶跃减弱,降低了排油速度,提高了油相采出程度;油-水和油-低界面张力的润湿改性体系渗吸是毛管压力主导的逆向渗吸过程,各个边界对渗吸的贡献程度相近,与经典渗吸标度方程拟合较好;油-Winsor Ⅲ型表面活性剂体系渗吸是在超低界面张力条件下由重力主导的顺向渗吸过程,实质上是中相微乳液的形成与再平衡过程,其在微观模型中的渗吸动态与前人渗吸标度方程的修正模型拟合较好。图26表1参27

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胺型乳状液的二氧化碳、氧化钙响应行为及应用潜力

任妍君, 路岩岩, 蒋官澄, 周文静, 伍连松, 姚如钢, 谢水祥

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 1014-1022. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.13

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采用绿色、低廉的CO₂/CaO刺激诱导胺型乳状液,在揭示该乳液体系响应行为规律的基础上,构建CO₂/CaO响应性油基钻井液并评价其性能。研究表明,在CO₂诱导下胺型乳状液易从油包水逆转为水包油,同时其黏度经历了降低、回升、降低的规律性迁移,上述CO₂响应行为可由CaO诱导回转。基于胺型乳状液构建的油基钻井液,在油水比50∶50至70∶30,密度1.4~2.0 g/cm³及温度160 ℃条件下均具有良好的流变和滤失性能,且可被CO₂鼓泡清洗,可由CO₂诱导大幅降黏并有效清除低密度无用固相,所余液相可由CaO诱导回用。机理分析表明,CO₂/CaO诱导胺型乳化剂与其胺盐之间可逆转换,使乳化剂亲油亲水平衡性可逆调节、乳状液粒径可逆增减,是胺型乳状液类型、流变性可控可逆的根本原因。图14表2参33

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海上油田单水平井和多分支井组合开发方案优选方法

ALMEDALLAH Mohammed, ALTAHEINI Suleiman Khalid, CLARK Stuart, WALSH Stuart

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 1023-1034. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.14

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提出了一种寻找海上油田单水平井和多分支井开发之间的最优平衡的综合方法,对模型进行了详细阐述,并进行了案例研究。该方法可以在考虑钻井、储集层物性、地面设施和财务分析的情况下得到净现值最高的油田配置。模型采用随机扰动和马尔可夫链蒙特卡罗法来求解全局最大净现值问题,采用混合整数线性规划、改进的Dijkstra算法和Levenberg-Marquardt优化方法来求解流量分配问题。模型可给出最优开发方案建议,包括可以获得最高净现值的井口平台数量、多分支井和单水平井数量及其连接方式。研究表明,模型可得到石油设施的最优使用效果,并协助规划和决策。图12表4参41

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中国石油页岩油储集层改造技术进展及发展方向

雷群, 翁定为, 熊生春, 刘汉斌, 管保山, 邓强, 鄢雪梅, 梁宏波, 马泽元

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 1035-1042. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.15

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通过回顾近年来中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）页岩油储集层改造技术的发展历程,系统总结了中国石油页岩油储集层改造技术在储集层改造机理、缝控压裂技术、地质工程一体化储集层改造设计平台、低成本材料技术、大平台立体开发模式5个方面取得的主要进展。明确了目前页岩油储集层改造主体技术为以“增大缝控储量、降低施工成本、增加经济效益”为原则的高密度分段多簇缝控压裂技术体系。全面剖析页岩油储集层改造技术在立体开发、缝控压裂参数优化、重复改造、低成本改造技术4个方面面临的挑战。提出了5个方面的发展方向：①强化地质工程一体化研究,充分发挥储集层改造作用;②深化缝控改造技术,提高页岩油储量动用水平;③推进页岩油水平井立体开发技术实践,实现纵向多层有效动用;④开展页岩油水平井重复压裂技术攻关,助推缝间剩余储量高效挖潜;⑤发展低成本改造配套技术,助力油田开发降本增效。表1参44

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悬杆线井眼轨道设计方法

于凡, 黄根炉, 韩志勇, 倪红坚, 李菁, 李伟

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 1043-1052. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.16

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基于弹性杆力学模型建立了悬杆线井眼轨道设计方法,对比了悬杆线轨道在降摩减扭等方面的优势,分析了悬杆线轨道降摩减扭效果的主控因素及其影响规律。研究表明,相对于常规轨道,悬杆线轨道在一定的参数区间内能够有效降低摩阻、扭矩,相对于悬链线轨道,悬杆线轨道具有更多的可控参数。影响悬杆线轨道降摩减扭效果的主要因素有摩擦系数、造斜点至靶点的水平距离和垂直距离、悬杆段起始点井斜角,摩擦系数、悬杆段起始点井斜角越大,降摩减扭效果越差;当造斜点至靶点的水平距离和垂直距离均超过3 000 m且两者比值接近1.5时,悬杆线轨道的降摩减阻效果最为理想,滑动钻进摩阻最大可降低60%,旋转钻进扭矩最大可降低40%,在深层大位移井中有独特的应用前景。图8表6参28

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倾斜气井临界携液流速预测新模型

王武杰, 崔国民, 魏耀奇, 潘杰

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 1053-1060. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.17

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基于倾斜气井气液两相分层流假设,考虑润湿性和表面张力对液膜沿井筒内壁周向分布的影响,通过考察气液相界面形状变化对单位管长气液两相系统势能、动能和表面自由能的影响,利用能量最小原理建立了临界条件下的气液相分布计算模型;考虑倾角的影响,建立了相界面摩擦因子计算模型并最终闭合控制方程。研究表明：低持液率流动条件下,相界面形状更容易受到壁面润湿性和表面张力的影响呈现弯曲,管径越小、持液率越小、井斜角越小、气体流速越大、气相密度越大时,相界面弯曲越明显;气井临界携液流速随井斜角的增加呈现非线性先增后减的趋势;最大临界携液流速对应的井斜角随井筒直径的增加而增大,同时也受气液两相物性的影响。该模型预测临界携液流速与临界压力梯度的平均相对误差分别为1.19%和3.02%,现场倾斜气井积液误判率2.38%,可对倾斜气井积液进行有效判断。图10表3参17

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天然气顶部重力驱油储气一体化建库技术

江同文, 王正茂, 王锦芳

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 1061-1068. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.18

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基于天然气驱油重力、混相、降黏和渗吸机理,提出了天然气驱油储气一体化建库技术,同时对该技术的技术内涵、储气库选址原则、运行参数优化流程及优点进行了系统阐述。一体化建库可充分利用天然气驱油的重力、混相、降黏和渗吸等机理,既能大幅度提高原油采收率,又可逐步协同建成战略储气库,实现采油与天然气调峰双赢。与气藏型储气库相比,一体化建库具有增加原油产量和天然气储转费两种盈利模式,效益更好;同时,一体化建库在建库初期保持高压注气,投产初期为小吞小吐,中后期过渡到大吞大吐,周期应力变化不强,克服了气藏型储气库始终保持大吞大吐运行、注采周期内存在高强度应力变化的缺点。一体化建库的关键技术为油藏选址及评价,重力驱油、驱油压力优化和储气库运行参数优化等。经前期先导试验证实,该技术已初步取得成功,是中国快速发展储气库建设的新思路。图16表3参25

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先存俯冲陆缘背景下南海北部陆缘断陷特征及成因

庞雄, 郑金云, 梅廉夫, 柳保军, 张忠涛, 吴哲, 冯轩

石油勘探与开发, 2021, 48(5): 1069-1080. https://doi.org/10.11698/PED.2021.05.19

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基于地震和钻井新资料,并综合近期相关研究成果,系统分析南海北部陆缘珠江口盆地地壳岩石圈构造和盆地结构的多样性及其复杂的发育演化过程。研究认为,珠江口盆地存在壳幔拆离、壳间拆离和上地壳内拆离3种不同构造层次的拆离断裂,不同类型的伸展拆离控制不同的盆地结构构造;位于近端带的珠一坳陷发现多个受上地壳内拆离断层控制的断陷,这些拆离断裂通常受到岩浆侵位的改造或先存断裂控制;位于超伸展区的白云凹陷—荔湾凹陷的内部结构特征差异明显,白云主洼的岩浆作用较弱,受控于壳幔拆离系,发育为宽深断陷;白云凹陷东部和西南断阶带在中始新世之后岩浆活动广泛,地壳韧性伸展变形,发育受上地壳内拆离断裂控制的宽浅断陷。对比经典的大西洋边缘岩石圈伸展破裂方式和盆地构造演化,认为中生代俯冲陆缘背景的先存构造和新生代岩浆活动是南海北部陆缘断陷结构多样化的重要控制因素。图10参28

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2021年, 第48卷, 第5期　刊出日期：2021-10-23

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