Los recursos petroleros no probados en el mar se concentran principalmente en el mar de Bohai, el estuario del río Perla y la cuenca del golfo de Beibu. Los recursos geológicos petroleros no probados son 56,32×108t y los recursos petroleros recuperables no probados son 15,59. ×108t (Tabla 5-3).
Los recursos de gas natural no probados en el mar se concentran principalmente en el Mar de China Oriental, Yinggehai, Qiongdongnan y otras cuencas. Los recursos geológicos de gas natural no probados son 5,73×1012m3 y los recursos recuperables son 3,77×1012m3. (Tabla 5-4).
Tabla 5-3 Distribución de los recursos petroleros en las principales cuencas petroleras costa afuera de mi país
Tabla 5-4 Distribución de los recursos de gas natural en las principales cuencas petroleras costa afuera de mi país país
Bajo nivel de exploración en áreas marítimas Los recursos geológicos de petróleo no probados en la cuenca son 11,22×108t y los recursos geológicos de gas natural no probados son 8653,75×108m3. Todavía hay un gran potencial. A juzgar por los resultados de la exploración de la depresión de Baiyun, es necesario recomprender el potencial de los recursos de petróleo y gas en las zonas de aguas profundas del norte del Mar de China Meridional.
Fortalecer la geología básica y la investigación geológica de petróleo y gas en áreas de baja exploración en el mar, y seleccionar áreas con alto potencial para la investigación estratégica y selección de recursos de petróleo y gas, centrándose en las antiguas áreas prehistóricas en el las cuencas sur y norte del Mar Amarillo, el Mar de China Oriental y la parte norte del Mar de China Meridional. Áreas recientes como el Mar de China Meridional y una serie de cuencas cenozoicas se desarrollaron dentro del territorio tradicional del Mar de China Meridional central y meridional. .
(1) Cuencas cenozoicas de aguas profundas en el Mar de China Meridional y el Mar de China Oriental
Un gran número de cuencas sedimentarias cenozoicas se han desarrollado alrededor del Mar de China Meridional y el Mar de China Oriental . Las cuencas sedimentarias en el Mar de China Meridional se distribuyen principalmente en el margen tensional norte del Mar de China Meridional, el margen de deslizamiento occidental y el margen de compresión continental pasivo sur del Mar Paleo-Mar de China Meridional. De norte a sur, de oeste a este: Cuenca Yinggehai, Cuenca Qiongdongnan, Cuenca de la desembocadura del río Perla, Cuenca Tainan, Cuenca Sur Bijia, Cuenca Zhongjiannan, Cuenca Wan'an, Cuenca Oeste Nanwei, Cuenca Nanweidong, Cuenca Yongshu, Cuenca Zengmu, Beikang Cuenca, Cuenca Nansha Trough, Cuenca Brunei-Saba, Cuenca Jiuzhang, Cuenca Norte Andu, Cuenca Liyue y Cuenca Noroeste de Palawan. El Mar de China Oriental desarrolla principalmente la cuenca de la plataforma del Mar de China Oriental y la cuenca de la depresión de Okinawa.
Las cuencas sedimentarias cenozoicas alrededor del Mar de China Meridional y el Mar de China Oriental generalmente tienen las características sedimentarias del continente inferior y del mar superior, formando la lutita lacustre del Paleógeno (Eoceno, Oligoceno), de transición mar-continental. lutita, lutita carbonácea y vetas de carbón, lutita de la fase de transición mar-continente del Mioceno y lutita marina, lutita carbonácea; lutita lacustre profunda, lutita de la fase de transición marino-continental son las principales rocas generadoras, la roca generadora marina del Mioceno es la roca generadora secundaria antigua La transición; La fase entre los continentes marino y mioceno genera principalmente gas, y la lutita marina genera principalmente petróleo. Se distribuye principalmente en las cuencas de Liyue, Noroeste de Palawan, Brunei-Saba y otras cuencas. Las rocas generadoras del Mar de China Meridional son una característica importante de esta zona marítima. El contenido de materia orgánica de las rocas generadoras es generalmente alto y la materia orgánica madura rápidamente. Se encuentra en la etapa de evolución de madurez baja y algunas partes alcanzan la etapa de madurez alta.
Los reservorios de la cuenca alrededor del Mar de China Meridional y el Mar de China Oriental son principalmente arenisca del Oligoceno-Mioceno, roca carbonatada/caliza de arrecife del Mioceno medio superior, y algunas cuencas tienen reservorios de lecho rocoso. Los yacimientos de arenisca son principalmente depósitos de facies fluviales, facies de delta y facies de turbidita, que están ampliamente distribuidos y generalmente tienen buenas propiedades de almacenamiento; los yacimientos de piedra caliza incluyen principalmente facies de plataforma, caliza de arrecife y caliza clástica de facies coluviales de borde de arrecife, con buen rendimiento de almacenamiento. Los reservorios de lecho rocoso son principalmente granito, granodiorita, roca metamórfica, etc. en cuevas fracturadas/erosionadas.
La zona del mar se encontraba en la etapa de hundimiento regional durante el período Plioceno-Cuaternario, y se depositó un conjunto de rocas clásticas marinas poco profundas a marinas semiprofundas ricas en lodo. formando una buena zona para la mayoría de cuencas sexuales.
En la cuenca se desarrollan trampas estructurales de anticlinal, bloque de falla y diapiro, que son las principales trampas en las cuencas sedimentarias cenozoicas en el mar; las trampas litológicas estratigráficas y las trampas compuestas son de gran escala y tienen grandes perspectivas de exploración. Es vasto, especialmente la estructura compuesta de bloques de roca carbonatada o piedra caliza de arrecife, y es el sitio de almacenamiento de campos de gas natural extremadamente grandes en el sur del Mar de China Meridional.
Las rocas generadoras del Paleógeno en la mayoría de las cuencas generalmente alcanzan la etapa de alta madurez sobremaduración desde finales del Mioceno medio hasta finales del Mioceno, y entran en el período pico de generación y expulsión de hidrocarburos; rocas generadoras en el medio Al final del Mioceno entró en la etapa madura o parcialmente madura a alta madurez, y aún se encuentra en la etapa de generación y expulsión de hidrocarburos. Las trampas se formaron principalmente antes del final del Mioceno medio, que básicamente coincide con el período pico de generación de hidrocarburos y expulsión de las principales rocas generadoras, y favorece la acumulación de petróleo y gas.
(2) Sedimentos mesozoicos en el Mar de China Meridional y Mar de China Oriental
1. Mesozoico en el Mar de China Meridional
Los estratos marinos mesozoicos en el norte. parte del Mar de China Meridional se distribuyen en Shenhu-Dongsha en la parte oriental de la cuenca de la desembocadura del río Perla. En las depresiones (hundimientos) a ambos lados del levantamiento Penghu-Beigang, está conectado con los estratos marinos mesozoicos del Mar de China Meridional. Cuenca del Mar de China Oriental a través del Estrecho de Taiwán y Taiwán continental. Los estratos marinos mesozoicos en el sur del Mar de China Meridional se encuentran principalmente en la cuenca de Lile, la cuenca de Nanwei, la cuenca del norte de Palawan y la cuenca de Palawan occidental en el bloque Nansha, y están ampliamente distribuidos. Además de los estratos mesozoicos en las áreas mencionadas confirmados mediante perforación y los estratos marinos del Triásico Tardío y Jurásico temprano recolectados mediante muestreo de arrastre en el área del mar occidental de Liled Bank, Nansha, los perfiles sísmicos también muestran que hay estratos del Triásico Tardío. -Características de las fases sísmicas tempranas de los estratos del Jurásico. Los estratos mesozoicos en la depresión de Dongshan-Shantan en la parte norte del Mar de China Meridional tienen generalmente más de 4.000 m de espesor, la depresión de Chaoshan tiene más de 5.000 m de espesor y la depresión de Hanjiang tiene 3.000-4.500 m de espesor. El área de las tres depresiones mesozoicas es de unos 25.000 km2. El espesor de los estratos mesozoicos en el sur del Mar de China Meridional es superior a 2500 m, y el área combinada de las cuatro cuencas es superior a 10×104 km2.
A diferencia de las cuencas sedimentarias del Cenozoico, que son del tipo depresión de falla del margen continental, las cuencas sedimentarias del Mesozoico son del tipo depresión de margen continental. Una única estructura anticlinal tiene un área mayor y menos fallas, lo que es propicio. a la acumulación de petróleo y gas. Con base en la gran cantidad de descubrimientos y distribución de estratos marinos mesozoicos y fauna antigua en las áreas terrestres circundantes, se demuestra que hubo un Mar de Tetis a gran escala en el Mar de China Meridional durante la Era Mesozoica, y experimentó los primeros ( Triásico Tardío-Jurásico Temprano) y medio (Jurásico Tardío-Cretácico Temprano) dos intrusiones de agua de mar y varias etapas de levantamiento y denudación en el período posterior (Cretácico Tardío). Después del Movimiento Indosiniano, el sur de China y la península de Indochina se unieron y elevaron, y el agua de mar entró en el Mar de China Meridional desde el "Mar de Tetis Centro Sur" y el "Mar de Tetis Centro Norte" en los lados norte y sur del Macizo de Lhasa. a lo largo del borde sur de la península de Indochina e Indonesia. Por lo tanto, el Tetis del Mar del Sur es una extensión hacia el este del Tetis principal, y no es un Tetis residual. Sin embargo, a juzgar por las características paleontológicas, los animales del Jurásico Superior al Cretácico Inferior tienen las características de la fauna del Pacífico, lo que indica que el Mar de Tetis durante este período pudo haber estado conectado con el Océano Pacífico.
Las cuencas petrolíferas del Tetis Medio en el Mar de China Meridional tienen buenas perspectivas para los recursos de petróleo y gas. Ambas cuencas son más importantes. Se puede dividir en depresiones norte-sur y zonas de elevación central, y la zona de elevación central es una zona propicia para la acumulación de petróleo y gas. Las cuencas de Lile y Nanwei en el sur del Mar de China Meridional son las cuencas de petróleo y gas mesozoicas y cenozoicas más importantes en el área de las islas Nansha. La vertiente sureste de la primera tiene fallas y el levantamiento central de la segunda es propicio para la producción de petróleo y gas. acumulación. La perforación de los estratos del Cretácico Inferior en la Cuenca del Sudoeste de Taiwán y la Cuenca de Lile ha confirmado que la Estructura Zhichang (Estructura CFC) en la Cuenca del Sudoeste de Taiwán formó uno de los ocho principales yacimientos petrolíferos de Taiwán. El pozo CFC-1 obtuvo 0,7×106m3/. d de gas natural y una pequeña cantidad de petróleo condensado. La comparación de fuentes de petróleo muestra que hay petróleo de fuente mixta del Mesozoico, lo que confirma que el Mesozoico tiene cierto potencial de generación de hidrocarburos; sus capas generadoras de petróleo son principalmente lutitas negras y lutitas del Mesozoico; Cretácico Inferior. Se encontró gas natural durante la perforación en el Eoceno inferior en la cuenca de Lile. Resultados de las pruebas del pozo: la producción de gas fue de 0,20 × 106 m3/d y de 115 a 125 barriles de petróleo condensado.
Es posible que haya habido cuencas de antearco semicerradas, bahías de cuencas de arco posterior, lagunas o ambientes pantanosos costeros en el Mesozoico en el norte del Mar de China Meridional. Los estratos marinos tienen un potencial de generación de gas de moderado a bueno, especialmente el. esquisto negro y lutita de K1 Es un buen conjunto de rocas generadoras principales. Ha habido muchos ciclos transgresivos-regresivos en la Era Mesozoica, desarrollando rocas clásticas de transición marinas a continentales marinas, con rocas carbonatadas locales y lutitas de arena intercaladas, y Se producen formaciones sedimentarias en cierta medida, meteorización y denudación, todavía se conserva una cantidad considerable del Mesozoico, convirtiéndose en un importante tipo de roca reservorio, y hay superposición del Cenozoico, y hay múltiples conjuntos de combinaciones fuente-reservorio-roca caperuza. ; la cuenca ha experimentado múltiples etapas de movimientos tectónicos (J2, K2, E y N), formando muchos tipos de estructuras locales, especialmente la colisión y levantamiento de K2 y el final del Neógeno para formar pliegues y denudaciones, formando multiformas; trampas estructurales, como antiguas colinas enterradas, y las trampas estructurales se formaron en J2-3 (175~145Ma) Durante la etapa del Movimiento Yanshaniano (190~110Ma), antes del período pico de generación de hidrocarburos de las rocas generadoras (125~80Ma). y 20 Ma hasta el presente), el Cenozoico sirve como fuente de petróleo y capa de roca de los yacimientos mesozoicos, y puede formar nuevos yacimientos paleozoicos, nuevas reservas antiguas, yacimientos de petróleo y gas de autogeneración y autoalmacenamiento.
Hasta ahora se han encontrado yacimientos mesozoicos de petróleo y gas o estructuras que contienen petróleo y gas en el Mar de China Meridional. Los indicadores geoquímicos de las rocas madre muestran que están entre maduras y muy maduras. Principalmente de tipo estructural, formando yacimientos intercalados de esquisto arenoso. La capa marina mesozoica en el norte del Mar de China Meridional tiene una amplia área de distribución, buenas condiciones de acumulación y conservación de petróleo y gas, buenas condiciones geológicas del petróleo y un enorme potencial de exploración. campo de la exploración de petróleo y gas digno de atención en el futuro.
2. Mesozoico del Mar de China Oriental
Los estratos Jurásico y Cretácico de la Era Mesozoica en la Cuenca del Mar de China Oriental se desarrollaron en el Sag Minjiang (incluido el Sag Pengjiayu) y el Oujiang. Sag desarrolló principalmente estratos del Cretácico. Entre ellos, el Jurásico Medio e Inferior se llena principalmente en Minjiang Sag y la parte oriental de Pengjiayu Sag al sur. Hay dos rocas generadoras efectivas, lutita oscura y carbón, en el Jurásico Medio e Inferior. Se especula que el espesor efectivo de la roca madre en el centro de generación de hidrocarburos en la depresión de Minjiang del sur puede alcanzar 500-700 m según los pozos FZ10-1-1 y FZ13-2-1, el contenido de carbono orgánico de la lutita oscura es del 1,17%; -1.6%, y el contenido de asfalto “La A” es 0.0862%, y el contenido total de hidrocarburos es (345-500)×10-6 Es una roca madre de abundancia media-alta con alto contenido de materia orgánica en carbón y carbonosa. lutita; los tipos de material parental son Tipo II y Tipo III.
Según el análisis de los datos geoquímicos del Pozo FZ13-2-1, marcado por Ro=0,55% y la conversión de montmorillonita en illita y la ocurrencia de una gran cantidad de capas mixtas illita-esmectita, el umbral de madurez de la materia orgánica mesozoica se sitúa a 2550 m. A nivel regional, las rocas generadoras del Jurásico medio e inferior básicamente han entrado en el umbral de generación de petróleo, y el profundo hundimiento en la parte sur de la Depresión de Minjiang se encuentra actualmente en las etapas de alta y sobremaduración. El espesor de la roca madre del Cretácico y Cenozoico que recubre la roca madre del Jurásico en el centro de generación de hidrocarburos alcanza entre 3.000 y 5.000 m. Hubo relativamente poca erosión estratigráfica en el período posterior y básicamente proporcionó las condiciones para una generación y expulsión de hidrocarburos más sostenida.
La capa de origen del Paleoceno se desarrolla principalmente en Oujiang Sag y la parte sur de Minjiang Sag. Actualmente, solo se encuentra en Oujiang Sag. Está compuesta principalmente por lutitas lacustres de la Formación Yueguifeng del Paleoceno inferior. , Paleógeno medio-superior Está compuesto por lutitas marinas de la Formación Neógena Lingfeng y series de carbón de pantanos costeros de la Formación Mingyuefeng. En general, la abundancia de materia orgánica de las lutitas de la Formación Lingfeng y del carbón de la Formación Mingyuefeng es de media a alta, y el tipo de kerógeno es principalmente materia orgánica húmica (Tipo III1-III2). La profundidad de enterramiento del umbral de generación de petróleo varía ligeramente en diferentes regiones, oscilando generalmente entre 2000 y 2800 m. La Formación Yueguifeng y la sección inferior de la Formación Lingfeng básicamente han entrado en el umbral de generación de petróleo, y las áreas cóncavas profundas ya se encuentran en la etapa de gas húmedo-gas seco, el grado de evolución térmica de la Formación Mingyuefeng es bajo, y solo el grado de evolución térmica de la Formación Mingyuefeng es bajo. las áreas cóncavas profundas acaban de entrar en el umbral (Ro: 0,55% ~ 0,80%). A nivel regional, hay pocos pozos perforados en Minjiang Sag (incluido Pengjiayu Sag) y Keelung Sag y faltan datos correspondientes. Según los datos sísmicos y la analogía con los datos de perforación en áreas adyacentes, los sedimentos del Paleoceno en. La parte sur del Minjiang Sag es más gruesa (1000-2600 m). La profundidad del enterramiento generalmente excede los 3000-3400 m, y se especula que puede convertirse en una roca generadora efectiva. Según la inferencia de datos sísmicos, Keelung Sag puede contener rocas generadoras del Paleoceno de buen tipo, alta abundancia y, en general, alto grado de evolución térmica.
Los principales reservorios en el hundimiento de Oujiang y Minjiang en la parte sur de la cuenca de la plataforma del Mar de China Oriental son cortezas erosionadas del Paleoceno, Cretácico y del sótano, y los espacios de almacenamiento son principalmente poros secundarios y fracturas del lecho rocoso.
Las rocas metamórficas básicas y los granitos han sufrido erosión y lixiviación a largo plazo, y pueden convertirse en buenos reservorios. Los espacios de almacenamiento son principalmente fracturas y poros secundarios. Según la perforación del Pozo Lingfeng No. 1, el sótano es gneis de plagioclasa gris-negro con buenas propiedades físicas y una porosidad de hasta el 14%. Sin embargo, las propiedades físicas del yacimiento en algunas áreas son pobres y la porosidad es solo del 1%. al 2%. El pozo Lingfeng No. 1 recuperó 1,45 m3 de petróleo crudo en el gneis de plagioclasa gris-negro del sótano. También se observan muestras de fluorescencia en el granito del sótano del pozo WZ201-1 y del pozo Mingyuefeng 1.
Los yacimientos de areniscas del Jurásico son principalmente yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad (Pozo FZ13-2-1). El yacimiento de arenisca del Cretácico tiene un desarrollo de poros desigual. Por ejemplo, en el pozo WZ10-2-1, el yacimiento de arenisca del Cretácico tiene una porosidad de hasta el 33% y una permeabilidad de hasta 787×10-3μm2, lo que lo convierte en un yacimiento de alta porosidad. , capa de yacimiento de alta permeabilidad, mientras que el Cretácico WZ26-1-1 es un yacimiento de porosidad media-baja y baja permeabilidad.
Los yacimientos de rocas clásticas de la Formación Yueguifeng del Paleoceno Inferior son básicamente de baja porosidad y baja permeabilidad, con yacimientos de porosidad media y permeabilidad media desarrollados localmente. Los yacimientos de arenisca en la zona poco compactada de la Formación Lingfeng del Paleoceno Medio han desarrollado poros secundarios, buenas propiedades físicas de arenisca y yacimientos de porosidad media-alta y permeabilidad media. La Formación Mingyuefeng del Paleoceno Superior es principalmente un yacimiento de porosidad y permeabilidad medias. Los cuerpos de arena de la Formación Oujiang del Eoceno están relativamente desarrollados, tienen buenas propiedades físicas y son yacimientos de alta porosidad y alta permeabilidad.
La perforación reveló que la lutita del Cenozoico se desarrolla en la parte sur de la cuenca de la plataforma del Mar de China Oriental. Aunque el espesor de una sola capa es relativamente pequeño, principalmente de 2 a 6 m, el espesor acumulado de la lutita es grande (alrededor de 45). %) y tiene buenas condiciones de sellado. Entre ellos, la lutita marina en la parte superior de la Formación Lingfeng en Oujiang Sag es una roca de cubierta regional, que controla la distribución de petróleo y gas del Paleoceno; la lutita de pantano costero de la Formación Mingyuefeng también puede funcionar como una roca de cubierta regional. Se infiere que la capa de roca regional de Minjiang Sag es principalmente lutita de la Formación Lingfeng del Paleoceno y la Formación Oujiang del Eoceno. Además, la lutita del Cretácico Mesozoico en Minjiang Sag puede servir como una buena roca de cobertura local.
Las estructuras de colinas enterradas del Mesozoico y Cenozoico se desarrollan en la parte sur de la cuenca de la plataforma del Mar de China Oriental, y también hay bloques de fallas y una pequeña cantidad de estructuras anticlinales relacionadas con actividades de fallas.
Después de décadas de trabajo de exploración, se descubrieron el campo de gas Shimentan CO2 y dos estructuras de petróleo y gas, Lingfeng y LS36-1, en la depresión de Oujiang, en la parte sur de la cuenca de la plataforma del Mar de China Oriental. Otros tres pozos (WZ13-1-1, WZ4-1-1, WZ26-1-1) descubrieron muestras de petróleo y gas en el Paleoceno. En el pozo FZ10-1-1 en la parte sur de la depresión de Minjiang, la Formación Fuzhou del Mesozoico y Jurásico Inferior ha visto muchos espectáculos de petróleo y gas, y el contenido de extractos de materia orgánica en la arenisca multicapa es tan alto como (1628~4088)×10-6. El contenido de hidrocarburos saturados en los componentes de la familia es muy alto (64% a 75%), lo que indica que también hubo un proceso activo de supervivencia, migración y acumulación de petróleo y gas en el. Mesozoico del Mar de China Oriental.
Los descubrimientos de petróleo y gas, las condiciones geológicas del petróleo y el gas y la escala de los recursos prospectivos de petróleo y gas indican que el Mesozoico y el Paleo-Eoceno en esta área tienen buenas perspectivas de exploración de petróleo y gas. Sin embargo, no se ha logrado ningún avance importante en la exploración en la última década, lo que indica la complejidad y el alto riesgo de la geología en esta área, y se deben llevar a cabo más investigaciones y estudios de evaluación complementarios a nivel nacional.
3. Paleozoico del Mar Amarillo del Sur
La cuenca del Mar Amarillo del Sur es la única gran cuenca sedimentaria frente a la costa de mi país donde aún no se han encontrado yacimientos de petróleo y gas. Hasta el momento, las cuencas mesozoicas y cenozoicas continentales en esta zona marítima tienen una apariencia clara, se ha observado flujo de petróleo en el pozo CZ6-1-1A, y se han observado muestras de petróleo y gas en muchos pozos como ZC1-2-1; Estudio de las cuencas marinas mesozoicas y paleozoicas El grado es extremadamente bajo y la estructura geológica y el patrón estructural aún se encuentran en la etapa inicial de investigación, el área de la playa es una zona en blanco para datos de exploración de petróleo y gas.
En términos de estructura regional, el Mar Amarillo del Sur es la extensión de la Placa del Yangtze en el área marítima, y el cuerpo principal del Bajo Yangtze (Chen Jianwen et al., 2007) tiene un área marítima de 30×104km2. La cuenca sur del Mar Amarillo ha sufrido múltiples movimientos tectónicos desde la Era Paleozoica, formando una cuenca petrolera superpuesta de Mesozoico y Paleozoico marino y Mesozoico y Cenozoico continental. Del Paleozoico al Triásico Inferior de la Era Mesozoica (Pz-T1) fue una cuenca de cratones marinos, y la interpretación sísmica y la comparación mar-tierra muestran que su espesor máximo fue superior a los 10.000 m. Desde el Cretácico hasta el Paleógeno, el Mar Amarillo del Sur estuvo dominado por fisuras extensionales, formando sedimentos de facies de ríos y lagos con un espesor máximo de sedimentos de 8000 m.
Con base en las ondas marcadoras regionales y las características de la secuencia sísmica de la reflexión sísmica en el Mar Amarillo del Sur, se pueden identificar tres conjuntos de capas marcadoras marinas, a saber, la Formación Longtan del Pérmico Superior (incluida la Formación Dalong), que contiene carbón. estratos (sistema de roca clástica) y el sistema de roca carbonatada de la Formación Qinglong del Triásico Inferior suprayacente, el sistema de roca clástica Silúrico-Devónico y el sistema de roca carbonatada suprayacente del Carbonífero al Pérmico Inferior, Sinian. Es una capa de reflexión sísmica formada por la Formación Doushantuo y la capa suprayacente. Formación Dengying y serie de rocas carbonatadas del Cámbrico-Ordovícico. En el perfil sísmico, estos tres conjuntos de capas de referencia están compuestos por grupos de ondas de reflexión de amplitud media-fuerte relativamente continuos de 3 a 4 grupos de ondas y un grupo superpuesto de grupos de ondas de reflexión débiles, que pueden rastrearse y compararse regionalmente. Dado que sólo el primero de estos tres conjuntos de capas de marcas de reflexión sísmica ha sido confirmado mediante perforación, mientras que los otros dos aún no han sido revelados mediante perforación, sus atributos geológicos aún son especulativos.
De acuerdo con la interpretación y el análisis de los datos sísmicos existentes en el levantamiento de Laoshan, los dos conjuntos de capas de marcas de reflexión sísmica reveladas son principalmente del Paleozoico marino, y se supone que son la Formación Sinian Doushantuo y la Formación Dengying And suprayacente. la serie de rocas carbonatadas del Cámbrico-Ordovícico y la serie de rocas clásticas del Silúrico y las rocas carbonatadas suprayacentes del Carbonífero al Pérmico Inferior son principalmente Siniano-Paleozoico Inferior.
A excepción de la falta del sistema Silúrico superior y del sistema Devónico inferior, el Mar Amarillo del Sur tiene estratos marinos mesozoicos y paleozoicos relativamente completos. Entre ellos, el levantamiento de Laoshan está dominado principalmente por el Devónico-Pérmico Inferior; el Silúrico-Cámbrico aparece localmente en muchos lugares, principalmente en el sur y noroeste de la región central. El Longtan Superior falta en la Formación del levantamiento de Laoshan - Inferior; Formación Qinglong del Triásico, dispersa en el Mesozoico.
En general, el levantamiento de Laoshan puede ser un levantamiento heredado con una deformación estructural y una estabilidad débiles. La investigación preliminar muestra que el levantamiento de Laoshan tiene buenas condiciones para la generación, el almacenamiento y la cobertura de petróleo y gas. Levantamiento de Laoshan Es posible lograr un gran avance Una vez que se logre un gran avance, no solo abrirá nuevas áreas para la exploración de petróleo y gas en las facies marinas mesozoicas y paleozoicas en el Mar Amarillo del Sur, sino que también impulsará y promoverá el petróleo y. exploración de gas en nuevas zonas del Pre-Paleógeno en toda el área marítima.