Cuenca norte de Jiangsu
1. Capas generadoras de petróleo en la Cuenca de Subei
Las principales rocas generadoras de la Cuenca de Subei se desarrollaron en la parte superior del Cretácico Superior al Paleógeno, pero también se desarrollaron en el Mesozoico en cierta medida.
(1) Formación Taizhou del Cenozoico y Cretácico Superior
Hay 6 conjuntos de sistemas de rocas generadoras de petróleo en la cuenca de Subei desde el Cretácico Superior hasta el Paleógeno (Figura 4-13). De abajo hacia arriba, son la segunda sección de Tai, la primera sección de Fu, la segunda sección de Fu, la tercera sección de Fu, la cuarta sección de Fu y la primera sección de Dai.
Figura 4-13 Gráfico de frecuencia del contenido de materia orgánica y tipo de capas petrolíferas en la cuenca de Subei
El segundo miembro de la Formación Taipei se formó durante el período de superposición de fuertes Expansión de la cuenca lacustre y clima húmedo. Dado que la cantidad de agua dulce inyectada en la cuenca del lago es mayor que la cantidad de evaporación, el cuerpo de agua se desaliniza y se ha desarrollado una formación de lutita relativamente pura de lago profundo a lago semiprofundo. El contenido de carbonato en la lutita es menor. 10%. El espesor de la roca madre es de 80 a 150 metros. El contenido de carbono orgánico es de 1%~1,5%, con un promedio de 1,2%; el asfalto de cloroformo "A" es de 0,07%~0,2%, con un promedio de 0,65438±0,02%; el contenido total de hidrocarburos es de 300~500 mg/L; , con un promedio de 360 mg/L. El tipo de querógeno es principalmente tipo II (Fig. 54), y el umbral de madurez es 2400~2600m.
El primer miembro de Fu es un conjunto de Rocas fuente lacustres de agua dulce, con un espesor de 100 ~ 300 m, formadas en agua dulce, ácido débil, álcali débil, ambiente de oxidación-reducción débil. El tipo de material original es principalmente humus y el contenido de carbono orgánico está principalmente entre 0,4-1,2%, con un valor promedio de aproximadamente 1%. El betún de cloroformo "A" oscila entre 0,02-0,1%, con un promedio de 0,08%. El contenido total promedio de hidrocarburos es de aproximadamente 200 mg/L, lo que la convierte en una roca generadora pobre. El umbral de generación de petróleo es de 2600 a 2800 metros
Las partes media e inferior del miembro Fu 2 son un conjunto de rocas generadoras lacustres de aguas profundas a aguas salobres de alta salinidad. El espesor total de lutita oscura, marga y roca carbonatada es de 100 a 150 m, de los cuales Gaoyou Sag puede alcanzar los 240 m, y la marga y la roca carbonatada representan entre el 25% y el 50% del espesor total. El contenido de carbono orgánico se concentra principalmente en 1,43%~2,08%, con un promedio de 1,6%. El contenido más alto de asfalto de cloroformo "A" es del 0,35% al 0,47%, con un promedio de aproximadamente el 0,2%. El contenido total de hidrocarburos puede alcanzar un máximo de 1588~1983mg/L, con un promedio de 500~600mg/L; los tipos de materia orgánica son mejores, principalmente el tipo sapropel y el tipo A mixto; El umbral de generación de petróleo es de 1.600 a 1.800 metros en el hundimiento de Jinhu, de 1.800 a 2.200 metros en el hundimiento de Gaoyou y de 2.000 a 2.400 metros en otros hundimientos. Este conjunto de rocas generadoras tiene las características de alta abundancia de materia orgánica, buen tipo de material parental y generación y expulsión temprana de hidrocarburos, lo que la convierte en una buena roca generadora. Las facies biogeoquímicas de este conjunto de rocas generadoras son obviamente diferentes en el este y el oeste. Este conjunto de rocas generadoras en Jinhu Sag y Gaoyou Sag en la parte oriental de la cuenca tiene buena calidad, alta abundancia de organismos acuáticos inferiores, alta abundancia de algas de agua salada, alto potencial de generación de hidrocarburos y umbral de madurez pequeño, mientras que este conjunto de Rocas generadoras en el hundimiento del este La calidad es inferior a la del oeste y el umbral de madurez es más alto que el del oeste.
En la parte superior del miembro Fu 2 se desarrolla un conjunto de estratos de lutita de lago puro profundo a lago semiprofundo. Este conjunto de lutitas se formaron en un ambiente de agua dulce y salobre débilmente alcalino, reductor-fuertemente reductor. La roca madre tiene un espesor de 50 a 90 m y el espesor sedimentario es estable. El contenido de carbono orgánico es de 1%~1,5%, con un promedio de 1,2%; el asfalto de cloroformo "A" es de 0,07%~0,2%, con un promedio de 0,65438±0,02%; el contenido total de hidrocarburos es de 300~500 mg/L; , con un promedio de 360 mg/L.. El tipo de kerógeno es principalmente de tipo II, con un umbral de madurez de 2400~2600m
El tercer miembro de Fu es un conjunto de rocas generadoras lacustres de agua dulce con un espesor de 100~300m y se formó en agua dulce, ácido débil, base débil, ambiente de oxidación-reducción débil. El tipo de material parental es principalmente humus y el contenido de carbono orgánico se sitúa principalmente entre el 0,2% y el 1,0%, con una media del 0,8%. El asfalto de cloroformo “A” oscila entre 0,01% y 0,08%, con un promedio de 0,05%. El contenido medio total de hidrocarburos es de unos 50 mg/L, lo que pertenece a un conjunto de rocas generadoras pobres. El umbral de generación de combustible es de 2600~2800 metros. La parte inferior del cuarto miembro de Fu es un conjunto de rocas generadoras de facies de lagos ligeramente salinas, y se desarrolla una formación de lutitas lacustres profundas, semiprofundas y relativamente puras. Las características geoquímicas bioorgánicas de este conjunto de formaciones de lutitas son básicamente similares a las del miembro Fu 2, y también se formaron en ambientes débilmente alcalinos y reductores-fuertemente reductores. El espesor de la roca madre es de 150 a 200 m y el espesor sedimentario es estable. El contenido de carbono orgánico es de 1-1,5%; el asfalto cloroformo "A" es de 0,07% a 0,2%; el contenido total de hidrocarburos es de 300 a 500 mg/L, el tipo de kerógeno es principalmente de tipo II (Figura 54) y el umbral de madurez. es 2400~2600m..
La parte media y superior del Cuarto Miembro Fu es un conjunto de rocas fuente lacustres semiprofundas de agua salobre de baja salinidad. La litología es lutita oscura intercalada con marga. representa aproximadamente el 5% del espesor total ~15%, hasta el 25% localmente. Se forman en aguas salobres reductoras-fuertemente reductoras y débilmente alcalinas-alcalinas y en ambientes lacustres profundos. El espesor de la roca madre es de 200 a 350 metros, y la Depresión de Gaoyou es la más grande.
El contenido de carbono orgánico es del 1% al 2%, con un valor promedio del 1,19%. El valor alto del asfalto de cloroformo "A" es del 0,2% al 0,25%, con un valor promedio del 0,17%. El contenido total de hidrocarburos puede alcanzar hasta. a 800~1000 mg/L El material original Los tipos son principalmente tipos de transición I-II, y algunos son tipos I y II (con umbrales de madurez bajos. Los umbrales de madurez de Jinhu Sag y Gaoyou Sag en la parte central y occidental de. la cuenca tiene entre 2000 y 2200 metros, y las de otras áreas tienen entre 2200 y 2400 metros.
El miembro Dai 1 es también un conjunto de rocas generadoras lacustres de agua dulce con un espesor promedio de 100 a 300 m. se formó en agua dulce, ácido débil, álcali débil, ambiente de oxidación-reducción débil, y el tipo de material original es principalmente humus. El contenido de carbono orgánico está principalmente entre 0,4% y 1,6%, con un promedio de aproximadamente 1,0% y 1,2. %. >(2) Formación Pukou del Cretácico Superior
La Formación Pukou del Cretácico Superior es la más ampliamente distribuida en la Cuenca Subei, dominada por rocas clásticas rojas en algunas depresiones, ambientes de facies de lagos poco profundos a semiprofundos. aparecen en etapas y se desarrollan lutitas oscuras de facies de lago salado. El área de Huai'an-Funing es el centro de depósito de la Formación Pukou en la Cuenca Subei, entre las que se encuentra la Formación Pukou 3. El espesor acumulativo de la lutita oscura en la cuarta capa. La sección gruesa de roca salada de yeso y la sección desarrollada de lutita oscura son de 200 a 400 m, lo que representa del 20% al 35% del espesor de esta sección. Se formó en un ambiente orgánico de fase de lago salado seco en un ambiente de oxidación débil y reducción débil. El contenido de carbono es del 0,29% al 1,23%, principalmente del 0,43% al 0,7%, que pertenece a la abundancia de materia orgánica media-baja. Los tipos de materia orgánica son principalmente del tipo ⅲ, y algunos son del tipo ⅱ. es 0,014% ~ 0,04%, todo el contenido de hidrocarburos es 40 ~ 146 mg/L, y la lutita oscura básicamente ha alcanzado el estándar de roca madre medio-pobre, que es principalmente la roca madre generadora de gas con un umbral de generación de petróleo de. menos de 1600 metros
(3) Formación Gecun del Cretácico Inferior
Las rocas generadoras de la Formación Gecun del Cretácico Inferior se formaron en un ambiente sedimentario de aguas poco profundas con oxidación débil y reducción débil. Se distribuyen principalmente en la cuenca residual del Cretácico Inferior, con un rango de distribución limitado y un área pequeña. El contenido de carbono orgánico de la roca madre es del 0,5%, y el betún de cloroformo "A" y los hidrocarburos totales son extremadamente bajos, lo que la convierte en una roca madre. Roca generadora no pobre En términos generales, esta lutita oscura generalmente tiene poca capacidad de generación de hidrocarburos y solo se puede usar cuando está bien conservada y enterrada. Solo las áreas más profundas se pueden usar como roca madre para generar gas. p>(4) La Formación Xiangshan del Jurásico Medio e Inferior
La Formación Xiangshan es un conjunto de facies de lagos poco profundos de lutita oscura y roca clástica intercaladas. La formación se forma en un entorno de oxidación débil y reducción débil. La lutita oscura se distribuye en las partes media y superior del grupo y está ampliamente distribuida en las áreas de depresión de falla residual de la Formación Xiangshan. El espesor, la abundancia de materia orgánica y la calidad de las rocas generadoras de este grupo varían ampliamente en cada depresión de falla residual. La diferencia es enorme. El espesor de la lutita oscura en la mayoría de las fallas residuales es de 100 a 300 m, lo que representa del 20% al 50% del espesor total de la sección. Este conjunto de rocas generadoras contiene entre 0,5% y 0,65% de carbono orgánico y cloroformo. El asfalto "A" es de 300~600 mg/L, el total de hidrocarburos es de 200~300 mg/L, es una roca de origen medio.
2. Yacimientos de petróleo de la cuenca de Subei
Las depresiones de fallas de tamaño pequeño y mediano y las depresiones de fallas volcánicas-sedimentarias en el área del Bajo Yangtze se desarrollaron en un contexto de compresión y levantamiento general en el Era Mesozoica El suministro de materiales es extremadamente abundante. Las rocas clásticas gruesas se desarrollan principalmente en depresiones de fallas y los ambientes lacustres sólo aparecen brevemente. Por lo tanto, los yacimientos clásticos mesozoicos en la cuenca de Subei están muy desarrollados, incluidas la Formación Xiangshan, la Formación Gecun, la Formación Pukou y la Formación Chishan. El Cenozoico de la cuenca de Subei está dominado por embalses de ríos, deltas, deltas en abanico, abanicos submarinos y facies junto a lagos. ** Se desarrollan 9 conjuntos de embalses: Formación Taizhou, primer miembro Fu, segundo miembro medio e inferior Fu, tercer miembro Fu. Dai 1er Miembro, Trae dos párrafos, agrega un párrafo, agrega dos párrafos y extiende un párrafo.
Controlado por las características de sedimentación estratigráfica mesozoica y la diagénesis de fuerte a débil, las propiedades físicas del yacimiento mesozoico tienen propiedades estratigráficas obvias, que mejoraron gradualmente desde el Jurásico hasta el Cretácico. La Formación Chishan tiene las mejores propiedades físicas, con una porosidad total del 15%~25% y una permeabilidad de (100~300)×10-3μm2, lo que la convierte en un yacimiento de alta porosidad y alta permeabilidad. La Formación Gecun del Cretácico Superior y la Formación Pukou tienen propiedades físicas moderadamente pobres, con una porosidad del 5% al 12% y una permeabilidad generalmente inferior a 50×10-3μm2. Son yacimientos de porosidad media-baja y baja permeabilidad. El yacimiento de la Formación Xiangshan tiene las peores propiedades físicas, con una porosidad entre el 5% y el 10% y una permeabilidad generalmente inferior a 10×10-3 μm2. Es un yacimiento de baja porosidad y permeabilidad extremadamente baja.
Los yacimientos de la Formación Taizhou son principalmente secciones de conglomerados arenosos desarrollados en las partes media e inferior de la Formación Taizhou, y los cuerpos de arena están ampliamente distribuidos por toda la cuenca. El espesor de la arenisca es generalmente de 30 a 100 m, y el espesor máximo puede alcanzar los 200 m·m. El espesor de una sola capa es generalmente de 3 a 5 m, y el espesor máximo de una sola capa es de 50 m. Los yacimientos de la Formación Taizhou son principalmente ⅱ2, ⅲ,. ⅳ, y algunos son ⅱ1, que pertenecen a yacimientos de permeabilidad media-baja a permeabilidad extrabaja.
Las rocas reservorio del primer miembro Fu se concentran principalmente en las partes inferior y superior. El espesor es generalmente de 50 a 150 m, y el espesor acumulado máximo puede alcanzar los 450 m. El espesor de una sola capa es generalmente. 2,5~4m, con un máximo de 15m. Los cuerpos de arena en la parte inferior del miembro Fu están ampliamente distribuidos por toda la cuenca, y los cuerpos de arena en la parte superior del miembro Fu se distribuyen principalmente en la parte occidental de la cuenca. La primera sección de Fu son principalmente reservorios de Categoría ⅲ y ⅳ, y algunos son reservorios de Categoría ⅱ2, que son reservorios de permeabilidad media-baja a muy baja.
Los yacimientos de roca clásica en las partes media e inferior del miembro Fu 2 se distribuyen principalmente en el delta Tianchang-Maba en la parte occidental de la depresión Jinhu.
El espesor acumulado de la arenisca es de 10 a 30 m, y el espesor promedio de una sola capa es de 1,5 m. Los yacimientos en la segunda sección de Fu son principalmente de tipo IV y algunos son de tipo III, que son yacimientos de baja y ultra baja permeabilidad. .
Los embalses del tramo Fu3 se concentran principalmente en las partes superior e inferior de este tramo. Los cuerpos de arena se distribuyen principalmente en cinco deltas dentro de la cuenca. El espesor total de la arenisca es generalmente de 30 a 200 metros, y el espesor de una sola capa es generalmente de 1,5 a 8,5 metros. Los embalses en la tercera sección de Fu son principalmente embalses de tipo ⅲ y ⅳ, y algunos son embalses de tipo ⅱ, que son principalmente de tipo ⅲ y ⅳ. Son embalses de permeabilidad media-baja-filtración extrabaja.
El embalse Dai 1 se concentra principalmente en la parte baja. Los cuerpos de arena se desarrollan principalmente en los tres deltas de la cuenca y el abanico aluvial submarino en la parte oriental de la depresión de Qintong. El espesor total de la arenisca es generalmente de 50 a 200 m, el espesor de una sola capa es generalmente de 3 a 4 m y el espesor máximo puede alcanzar los 18,5 m. Los yacimientos de la Sección 1 son principalmente de tipo II, y algunos son de tipo I2 o III1. que son reservorios de permeabilidad media a baja.
El espesor total del depósito Dai 2 es generalmente de 50 a 200 m, el espesor de una sola capa es de 2,5 a 3,5 m y el espesor máximo puede alcanzar los 20 m. La distribución de los cuerpos de arena hereda el patrón de Dai 1 Member. Los reservorios en el segundo miembro de Dai son principalmente de tipo ⅱ, y algunos son de tipo ⅰ2 o ⅲ1, que son reservorios de permeabilidad media a baja.
Las rocas reservorio del Miembro Dui están ampliamente distribuidas y representan más del 70% del área de distribución sedimentaria del Miembro Dui. El espesor total de la arenisca es de 100 a 200 m, y el espesor máximo puede alcanzar los 320 m. Se concentra principalmente en la parte inferior con capas gruesas. El espesor de una sola capa es generalmente de 10 a 20 m, y el espesor máximo puede alcanzar los 54 m. Los cuerpos de arena se distribuyen principalmente en cinco sistemas de deltas fluviales dentro de la cuenca. Los reservorios en la primera sección del pilote son principalmente reservorios de Categoría I y II, y algunos son reservorios de Categoría III, que son reservorios de alta y media permeabilidad.
Las rocas reservorio en el segundo miembro de la Formación Dole a menudo están intercaladas con arenisca y lutita. El espesor total de la arenisca es de 20 a 500 m, y el espesor de una sola capa es generalmente de 5 a 10 m, con un espesor máximo de 14 m. La distribución de los cuerpos de arena hereda el patrón del período de depósito del Miembro Dui 1. Los reservorios en la segunda sección del pilote son principalmente reservorios de Categoría I y II, y algunos son reservorios de Categoría III, que son reservorios de permeabilidad media-alta.
La sección Yan está ampliamente distribuida y es espesa. El espesor de una sola capa es generalmente de 5 a 15 m, el espesor máximo es de 25 m y el espesor total de arenisca es de 100 a 300 m. El primer miembro de la Formación Yanchang es principalmente de Tipo I y parcialmente de Tipo II1, que es una roca reservorio de alta porosidad y alta permeabilidad.
3. Caprock de la Cuenca de Subei
El Mesozoico-Cenozoico en el interior de la Cuenca de Subei incluye principalmente el caprock regional de la Formación Pukou del Cretácico Superior, el Cenozoico (incluida la Formación Taizhou) La capa de roca regional y la capa de roca local del Cretácico Inferior-Medio y Jurásico Inferior.
Formación Pukou del Cretácico Superior (1) Caprock Regional
La parte media y superior de la Formación Pukou del Cretácico Superior es un conjunto de lutitas lacustres, sal de yeso, de poca profundidad a semiprofunda, de gran espesor La lutita y la roca salina de yeso, con un espesor máximo de hasta 1.500 metros, están ampliamente distribuidas en las cuencas residuales de la región del Bajo Yangtze. La medición de las propiedades petrofísicas muestra que este conjunto de lutitas ha experimentado una fuerte compactación y es una buena capa de roca regional en la cuenca de Subei.
(2) Rocas de cubierta regionales del Cenozoico (incluida la Formación Taizhou)
Hay 6 conjuntos de rocas de cubierta regionales en el Cenozoico de la cuenca norte de Subei, a saber, la segunda sección de Taipei y la parte media sección de Fu1, sección Fu 2, sección Fu 4, sección media y superior Fu 1 y sección superior Fu 2. Además, hay dos conjuntos de rocas de cobertura locales en la cuenca, a saber, la parte superior del miembro Dai 1 y la parte superior del miembro Dai 2 (Tabla 4-6).
Tabla 4-6 Tabla de parámetros característicos de la estructura de microporos de la lutita en la cuenca norte de Jiangsu
(Basado en Wang Jinyu et al., 2000)
Taiwán 2 Miembro, la capa de roca de los miembros Fu 1, Fu 2 y Fu 4 es básicamente lutita o lutita intercalada con secciones de lutita. El espesor de cada sección de lutita es de 50 a 250 metros, de 200 a 400 metros, de 200 a 300 metros y de 100 a 500. metros respectivamente. La distribución es estable en toda la cuenca y sólo unas pocas depresiones o zonas estructurales se transforman en rocas clásticas gruesas.
La capa de roca en la parte media y superior del Miembro Duo se formó después de un fuerte bloque de falla de tracción y una fuerte erupción volcánica. La cuenca se hundió rápidamente, formando un ambiente subcompensado. A excepción de los clastos fluviales gruesos cerca del área de procedencia del borde, en la mayoría de las áreas de la cuenca se desarrolla un conjunto de depósitos fangosos lacustres poco profundos litorales, que son lateralmente estables y de 150-250-250 m de espesor. Es un conjunto de llanuras aluviales y lagos intermitentes, de lutitas abigarradas de color gris verdoso claro intercaladas con areniscas, con distribución lateral estable y un espesor de 80 a 150 m. La zona de levantamiento y talud exterior en la parte occidental de la cuenca se ve afectada por. el movimiento, extrusión, levantamiento y erosión del Triásico. Falta esta cobertura regional.
La capa de roca local de la parte superior del Miembro Dai 1 y la parte media y superior del Miembro Dai2 se formó durante la etapa de transgresión del lago de la depresión de la falla residual causada por el Movimiento Wubao. La parte superior del miembro Dai 1 es un conjunto de lutitas de lago poco profundo a lago semiprofundo, principalmente lutitas oscuras, con un espesor de 50 ~ 200 m. La parte media y superior del miembro Dai 2 es un conjunto de lutitas rojas. con un espesor de 50 ~ 150 m, que es una llanura de inundación de lago poco profunda. La distribución de estos dos conjuntos de rocas de cobertura locales es inestable y tiene un impacto significativo en el sistema sedimentario.
Además, la Formación Yancheng también desarrolla lutitas, con una distribución estable y una amplia gama. El espesor acumulado de la lutita supera los 100 metros, pero el espesor de una sola capa es de sólo 7 a 15 metros. Dado que la Formación Yancheng tiene pocas fallas y es de pequeña escala, esta capa de roca también puede desempeñar un buen papel de sellado.
(3)Caprocks locales del Cretácico Inferior-Medio y Jurásico Inferior
Hay dos conjuntos de caprocks locales en la cuenca de Subei, a saber, la Formación Xiangshan del Jurásico Medio e Inferior y la Formación The Lower The Sección de desarrollo de lutitas de la Formación Gecun del Cretácico. La distribución es inestable, el espesor es fino, hay muchas capas intermedias de arenisca y la calidad de la lutita es impura.
4. El control y la influencia de la zona de falla de Tanlu en la combinación fuente-embalse-roca de cobertura en la cuenca de Subei.
(1) Combinaciones fuente-embalse-roca de cubierta
Existen seis combinaciones fuente-depósito-roca de cubierta en el Cenozoico de la cuenca norte de Subei (Song Jianguo et al., 1997): ① Formación Taizhou y la parte inferior del Miembro Fu 1: Formación Taizhou El segundo miembro es roca fuente y roca de cubierta, la parte inferior del primer miembro Tai y el primer miembro Fu es roca fuente y roca de cubierta, y la parte superior del primer miembro Fu es roca fuente y roca de capa. Esta combinación de fuente, depósito y tapa puede capturar petróleo y gas tanto autogenerados como autoalmacenados, así como petróleo y gas secundarios. ② La combinación fuente-reservorio-roca de cubierta de los miembros Fu1 y Fu2: la parte media e inferior del miembro Fu2 y la parte superior del miembro Fu2 son rocas fuente y rocas de cubierta, la parte superior del miembro Fu2 también es roca fuente y roca de cubierta, la parte superior del miembro Fu1 y la parte media del miembro Fu2 La parte inferior es el depósito. Además de las rocas clásticas, las rocas reservorio también incluyen reservorios de piedra caliza biogénica y roca volcánica. Debido a que el lago de agua salada en la parte media e inferior del Miembro Fu 2 es rico en rocas generadoras de carbonato, tiene una alta capacidad de generación de petróleo, un buen tipo de kerógeno y un umbral de madurez bajo, está en contacto directo con el yacimiento subyacente en la parte media e inferior del Miembro Fu 2. parte inferior del miembro Fu 2 o la parte superior del miembro Fu 1. Por lo tanto, esta combinación ha formado una gran cantidad de yacimientos de petróleo poco profundos autogenerados y de autoalmacenamiento, que es la formación con la mayor tasa de éxito de exploración. ③Combinación fuente-reservorio-tapa de los miembros Fu2, Fu3 y Fu4: los miembros Fu2 y Fu4 son rocas generadoras, la lutita en el medio del miembro Fu3 es roca generadora secundaria y la lutita en el medio de los miembros Fu3 y Fu4 es roca de cubierta. es arenisca, y la combinación principal de petróleo es autogeneración, autorreservorio, sobrereservorio y sobrereservorio. Además, también se obtuvo una cierta cantidad de flujo de petróleo a partir de grietas de diabasa que se introdujeron en las partes inferiores de los miembros de Fu3 y Fu4. Este conjunto está intercalado entre dos conjuntos de rocas de cobertura regionales y rocas generadoras principales en la cuenca, y tiene buenas condiciones de formación de reservorios. La mayoría de los bloques de la cuenca están delimitados por la capa de roca de lutita en la parte media del miembro Fu3, formando dos combinaciones de reservorio secundario-roca de cubierta con arenisca superior e inferior como reservorios. La formación de arenisca inferior captura principalmente petróleo y gas en el miembro Fu 2, y la formación de arenisca superior captura principalmente petróleo y gas en el miembro Fu 4. ④ Combinación fuente-yacimiento-roca de captación de la Formación Dainan: puede formar yacimientos de petróleo y gas autogenerados, autoalmacenados y secundarios. El yacimiento de petróleo y gas autogenerado y de autoalmacenamiento consta de la cuarta sección Fu y la primera sección Dai, y la primera sección Dai almacena petróleo. La parte superior de la Formación Dainan es la roca de cobertura y la roca reservorio es arenisca. Los yacimientos secundarios de petróleo y gas utilizan la Formación Taizhou y la Formación Funing como capas fuente, y el petróleo y el gas migran a lo largo de las fallas y discordancias contemporáneas de la Formación Dainan. ⑤Combinación fuente-yacimiento-roca de cubierta de la Formación Sanduo: Las rocas fuente son la Formación Funing y la Formación Taizhou, que migraron a la Formación Sanduo a través de superficies de discordancia y fallas. Las rocas de cubierta son las secciones media y superior de lutita de la Formación Duoduo 1 y la Formación Duoduo 2. En la sección de lutita en la parte media y superior de la sección, la roca yacimiento es arenisca, que es una combinación secundaria. ⑥ Combinación fuente-depósito-tapa en la sección inferior de la Formación Yanchang: La roca fuente es la Formación Taizhou y la Formación Funing, que migra verticalmente a lo largo de la falla hasta el depósito de arenisca en la sección inferior de la Formación Yanchang. La Formación Yanchang es la roca de cubierta. El flujo de gas industrial se ha probado en el área de Zhouzhuang.
La combinación fuente-embalse-roca de cobertura del mesozoico en la cuenca norte de Jiangsu (Tian Zaiyi et al., 1996; Song Jianguo et al., 1997) incluye la sección de yeso de la Formación Pukou/la sección de lutita oscura de la Formación Pukou/ Sección de capa intermedia de arenisca de la Formación Pukou y Conjunto de sección de conglomerado arenoso, lutita oscura en la parte media y superior de la Formación Gecun/arenisca en la parte inferior de la Formación Gecun, lutita oscura en la parte media y superior de la Formación Xiangshan/arenisca en el parte inferior de la Formación Xiangshan, depósito de roca volcánica del Jurásico Superior-Cretácico Inferior/Formación Xiangshan, etc. Entre ellas, la Formación Pukou es la roca de capa regional más ampliamente distribuida y está ampliamente distribuida en la cuenca del norte de Jiangsu. La parte media y superior de la Formación Pukou está compuesta de lutitas de lago poco profundo a lago semiprofundo extremadamente gruesas, lutitas de yeso y roca salada de yeso, con un espesor máximo de 1.500 metros.
A partir del desarrollo de facies sedimentarias en la Cuenca Subei, se puede ver que los depocentros de la Formación Taizhou y el Miembro Fu 1 están cerca de la dirección este-oeste, lo que indica que la sedimentación de la cuenca durante este período fue principalmente controlado por fallas cercanas de este a oeste. Desde la deposición del miembro Fu 2, el depocentro de la cuenca ha cambiado a la orientación NE-NNE, lo que indica que la cuenca ha cambiado bajo la influencia del sistema de fallas de Tanlu. Todos los depocentros están ubicados cerca de fallas con tendencia noreste, por lo que la combinación fuente-embalse-roca capeosa desde el miembro Fu 2 está controlada principalmente por el sistema de fallas Tanlu.
5. Normas de distribución de petróleo y gas en la cuenca de Subei
Los campos de petróleo y gas descubiertos en la cuenca de Subei se distribuyen básicamente en la depresión de Dongtai en el sur. Las reservas de petróleo y gas se distribuyen en la depresión de Gaoyou, Jinhu y Qintong, entre las cuales Jinhu y Gaoyou son las más abundantes. Las principales capas de producción y las características de acumulación de petróleo y gas de diferentes fallas petroleras son obviamente diferentes. El contenido de petróleo de cada depresión en la cuenca está completamente controlado por la migración de depocentros, la evolución de los sistemas deposicionales y los efectos estructurales y térmicos.
La formación y evolución de las cuencas mesozoica y cenozoica en el norte de Jiangsu pasó por tres etapas: la etapa de formación de la cuenca, la etapa de depresión de la cuenca y la etapa de depresión de la cuenca. La principal deposición estratigráfica, la generación, migración y acumulación de petróleo y gas, y la acumulación de trampas se formaron durante el período de falla de la cuenca. El patrón estructural regional actual de la cuenca también refleja principalmente las características de la cuenca durante el período del rift. Dado que los basamentos de las cuencas mesozoicas y cenozoicas son en su mayoría estratos sedimentarios de fallas mesozoicas y cenozoicas en lugar de basamentos rígidos, durante el desarrollo de las depresiones de fallas, debido a la influencia del basamento, la estructura interna de la cuenca está muy fragmentada y las trampas estructurales Las piezas formadas son principalmente pequeñas piezas rotas. La complejidad de las trampas estructurales y la diversidad de tipos de acumulación en la cuenca de Subei hacen que sea muy importante estudiar el origen, la distribución y las reglas de formación de las trampas estructurales.
Desde el Cretácico Superior hasta el Paleógeno, hubo fuertes depresiones de fallas en la cuenca de Subei. La mayoría de las trampas estructurales en la cuenca de Subei se formaron en este contexto. Las causas de estas trampas estructurales se pueden dividir en cuatro tipos: grupos de bloques de falla en la punta de la falla en depresiones y áreas de pendiente, trampas de bloques de falla en ambos lados de la falla de control principal, trampas de bloques de la falla en la punta de la falla y pasos de falla en el punto de inflexión. de la falla de control principal. Trampas de bloques de fallas complejas en el medio.
(1) Distribución de yacimientos de petróleo y gas
La distribución de las principales trampas estructurales y yacimientos de petróleo y gas en Gaoyou Sag y Jinhu Sag, dos depresiones importantes en la cuenca del norte de Jiangsu, tiene patrones obvios.
Hay dos tipos de trampas estructurales en Jinhu Sag: el grupo de bloques de falla de punta de falla en el área de pendiente del hundimiento y las trampas de bloques de falla en ambos lados de la falla de control principal. Se han descubierto grandes cantidades de yacimientos de petróleo y gas en bloques de fallas en depresiones y áreas de pendiente. Los principales campos petroleros incluyen el campo petrolífero de Cuizhuang, el campo petrolífero de Nanhu-Fanzhuang-Anle, el campo petrolífero de Wanglongzhuang, el campo petrolífero de Yangjiaba-Biandong-Lizhuang y la primera sección de la formación Funing del campo petrolífero de Minqiao.
Las trampas de bloques de fallas en ambos lados de la falla de control principal se desarrollan principalmente en ambos lados de la falla de control principal en el límite de Sanhe Sag. Actualmente se han descubierto yacimientos de petróleo y gas en la placa ascendente, pero en la placa descendente, dado que las fallas se encuentran principalmente en dirección descendente de los estratos, es difícil formar trampas y no se han encontrado yacimientos de petróleo y gas.
Se ha descubierto una gran cantidad de yacimientos de petróleo y gas en los grupos de bloques de falla y hundimiento en el área de la pendiente de Gaoyou Sag, como la primera sección de la Formación Funing en Sie'an. Oilfield, Matouzhuang Oilfield, Chi'an Oilfield y Wa 2 Oilfield en la parte oriental del hundimiento. Los tipos de trampas en la zona de falla de Wubao incluyen principalmente trampas de bloques de fallas en ambos lados de la falla principal y trampas de bloques de fallas en el punto de inflexión de la falla principal. El campo petrolífero de Chenbao está ubicado en el punto de transición de las fallas Wu ① y Wu ②. Actualmente es el campo petrolero con mayores reservas y producción en Jiangsu. Sus características estructurales de trampa y método de acumulación son únicos y representativos. Hay múltiples trampas de bloques de falla desarrolladas en ambos lados de la falla Wu (①). El yacimiento de petróleo y gas de la Formación Dainan se forma en la pared inferior y es un depósito de petróleo y gas trampa de bloques de falla que controla la deformación torsional de la falla. falla. Las trampas de la Formación Taizhou y los yacimientos de petróleo y gas se formaron en la placa ascendente y son trampas de bloques de falla a ambos lados de la falla de control principal. También hay muchos bloques de fallas complejos y yacimientos de petróleo y gas en la zona escalonada sur del hundimiento, como Xuzhuang Oilfield, Xuqian 1, Zhenz43, Zhonggang 1, etc., que son bloques de fallas en forma de pluma a ambos lados de la principal. fallo de control. Hay yacimientos de petróleo de Zhenwu, Fumin, Huangjue, Caozhuang, Xujiazhuang y Yongan en la Formación Sanduo y la Formación Dainan en el área de hundimiento profundo, que pertenecen a los yacimientos de petróleo del grupo de bloques de falla de punta de falla en el área de talud de hundimiento. Además, en los campos petrolíferos de Anfeng y Liangduo descubiertos en Haian Sag, la expulsión primaria de hidrocarburos y la migración secundaria y la acumulación de petróleo y gas son consistentes con la acumulación de narices de falla y grupos de bloques de fallas en el área de pendiente del hundimiento. , excepto que las capas se han movido hacia abajo hasta Taizhou como un Grupo completo. Por lo tanto, su patrón de distribución de petróleo y gas es similar al de Jinhu Sag y Gaoyou Sag.
6. El impacto de la zona de falla de Tanlu en la cuenca norte de Jiangsu en la distribución de petróleo y gas.
(1) La extensión de rumbo y deslizamiento de la zona de falla de Tanlu conduce a la formación de una combinación efectiva de fuente, yacimiento y roca de cobertura.
La zona de falla de Tanlu forma el límite occidental de la cuenca. Debido a que la profunda depresión de la falla está rodeada por grandes levantamientos y fuertes diferencias de elevación topográfica en el borde de la cuenca, se desarrolla un sistema de procedencia a gran escala en esta área, que generalmente es la procedencia más importante y más grande de la cuenca y puede formar formas heredadas. Delta fluvial a gran escala: el sistema sedimentario de la cuenca del lago de aguas profundas tiene embalses a gran escala y se superponen múltiples conjuntos de embalses. Por lo tanto, esta área tiene buenas condiciones de yacimiento, lo que favorece la migración lateral de petróleo y gas a larga distancia y es fácil formar un sistema de transporte a gran escala, al mismo tiempo, esta área desarrolla rocas generadoras de alta calidad; El miembro Fu 2 y el miembro Fu 4 son dos conjuntos de rocas generadoras de alta eficiencia en la cuenca Subei. A menudo están configuradas con sistemas de transporte de arenisca a gran escala para formar conjuntos eficientes que forman yacimientos.
Las rocas generadoras en el miembro Fu 2 medio e inferior de la cuenca Subei tienen una fuerte capacidad de generación de hidrocarburos y una profundidad de umbral de madurez pequeña, y todos los bloques de la cuenca generalmente han entrado en el umbral de madurez. Toda la cuenca superior de este conjunto de rocas generadoras está ampliamente cubierta con lutita pura del miembro Fu 2, con un espesor de 50 a 80 m. Por lo tanto, las partes media e inferior del Miembro Fu 2 forman principalmente una combinación fuente-depósito con la parte inferior del Miembro Fu 2 y la parte superior del Miembro Fu 1. La distribución de las áreas de desarrollo del embalse en la parte inferior del Miembro Fu2 y la parte superior del Miembro Fu1 está controlada por el gran sistema de procedencia en el borde de la cuenca occidental, lo que determina el área de configuración favorable de este conjunto de Las rocas generadoras y los reservorios en la parte inferior del miembro Fu2 y la parte superior del miembro Fu1 se distribuyen principalmente en la parte occidental de las depresiones de Jinhu, Gaoyou y Qintong. En la actualidad, se ha descubierto que las reservas primarias de petróleo y gas formadas por esta estructura representan más del 30% de las reservas totales.
(2) La actividad de falla de múltiples etapas causada por la zona de falla de Tanlu favorece la migración de petróleo y gas.
En la depresión de la falla cerca de la zona de la falla de Tanlu en la cuenca de Subei, se controla la actividad continua de las fallas contemporáneas en la depresión de la falla. La zona de la falla contemporánea puede garantizar la migración vertical de petróleo y gas durante un largo tiempo. tiempo hasta el Neógeno. En cuanto a las depresiones de fallas alejadas de la zona de falla de Tanlu, las fallas sincrónicas que controlan las depresiones de fallas cesaron su actividad al final del Paleógeno, y la migración vertical de petróleo y gas no se puede garantizar durante mucho tiempo. Al mismo tiempo, se desarrolló una profunda depresión de falla con actividad heredada generalizada cerca de la zona de falla de Tanlu. Por lo tanto, un gran número de rocas generadoras alcanzaron una etapa madura al final del Paleógeno o antes de que cesara la actividad de la falla sincrónica en el Neógeno, proporcionando una base material para la migración vertical y la acumulación de petróleo y gas. Además, las depresiones de falla cerca de la zona de la falla de Tanlu generalmente depositan sistemas neógeno-cuaternarios gruesos en rocas generadoras del Paleógeno, lo que proporciona condiciones de temperatura y presión para la transformación y migración de petróleo y gas, y afecta aún más el movimiento de petróleo y gas hacia trampas estructurales. el transporte, la agregación y la preservación desempeñan papeles importantes.
(3) El magmatismo causado por las actividades de la zona de la falla de Tanlu hace que las depresiones adyacentes sean ricas en recursos.
La extensión del deslizamiento de la zona de falla de Tanlu en el Cretácico Superior-Paleógeno hizo que la actividad volcánica en Jinhu Sag y Gaoyou Sag en la cuenca occidental de Subei fuera más intensa. Debido a que la actividad volcánica es un signo de la resistencia a la tracción y el grado de calentamiento de una depresión, la intensidad de la actividad volcánica está claramente relacionada con la abundancia de hidrocarburos de la depresión. El contenido de petróleo y gas de la cuenca tiene características zonales obvias, en primer lugar de norte a sur. La abundancia de recursos de petróleo y gas en Dongtai Sag en la parte sur de la cuenca es significativamente mayor que en Yanfu Sag en el. parte norte. En segundo lugar, en Dongtai Sag, la abundancia de recursos de petróleo y gas y las características de enriquecimiento de petróleo y gas de cada hundimiento muestran claramente una zonificación en el oeste, el medio y el este.
Durante la deposición de rocas generadoras de la Formación Taizhou y la Formación Funing, la zona de erupción de basalto en el cinturón estructural Liubao-Minqiao en el borde occidental del Jinhu Sag en la parte occidental de la cuenca continuó moviéndose , lo que resultó en la deposición de los miembros Fu 2 y Fu 4 en Jinhu Sag, un entorno de deposición de lago semisalino relativamente aislado durante el período. Este ambiente deposicional está relacionado tanto con la separación geomorfológica positiva formada por el vulcanismo como con el ambiente térmico superficial local formado por el vulcanismo. En este entorno, es propicio para el desarrollo de organismos, principalmente algas de bajo nivel, y las condiciones de conservación de la materia orgánica son buenas. Junto con la posible hidrogenación inorgánica, se forman rocas generadoras de alta calidad. Este tipo de roca madre se caracteriza por una alta abundancia de materia orgánica, un buen tipo de material parental y un umbral de madurez bajo (1500~1800 m). La zona de erupción basáltica forma una plataforma volcánica poco profunda y desarrolla reservorios de basalto, biocaliza y caliza oolítica, que junto con rocas generadoras de alta calidad forman una buena combinación fuente-reservorio-roca de cobertura.
El basalto, la piedra caliza biogénica y la piedra caliza oolítica se han convertido en importantes reservorios en Jinhu Sag.
Al mismo tiempo, el magmatismo refleja las condiciones de calentamiento de cada depresión. Después de la deposición de las rocas generadoras, el gradiente geotérmico en depresiones con fuerte magmatismo es alto y el umbral de madurez de las rocas generadoras se reduce significativamente. Por ejemplo, en los hundimientos de Jinhu, Gaoyou y Qintong con fuerte vulcanismo, el gradiente paleogeotérmico es de aproximadamente 3,7 °C/100 m, el umbral de madurez de los kerógenos tipos I y II es de 1500 ~ 2200 m, y el umbral de madurez de El kerógeno tipo III es de 2500 m. El gradiente geotérmico en el débilmente activo Yancheng Sag es de aproximadamente 3,1 °C/100 m, el umbral de madurez del kerógeno tipo I y II es de 2800 m, y el umbral de madurez del kerógeno tipo III es de 3000 m. El antiguo gradiente geotérmico en Hai'an Sag se encuentra entre las intensidades volcánicas mencionadas anteriormente. Es de aproximadamente 3,3 ℃/100 m, el umbral de madurez del kerógeno tipo I y II es de 2500 m, y el umbral de madurez del kerógeno tipo III es. 2800 m Debido a la diferencia en el efecto de calentamiento en la depresión, existen diferencias obvias en la abundancia de petróleo y gas en la depresión. Las depresiones de Qintong, Gaoyou y Jinhu tienen un fuerte vulcanismo y son las principales áreas de enriquecimiento de petróleo y gas en la cuenca de Subei. Actualmente, sólo se han descubierto tres pequeños campos de petróleo y gas en Haian Sag, con reservas relativamente pequeñas. Aunque el espesor cenozoico en Yancheng Sag supera los 5.000 metros, la mayoría de los pozos de exploración profundos no han descubierto petróleo ni gas.
(4) El efecto de control de la zona de falla de Tanlu sobre las estructuras locales y su relación con la acumulación de petróleo y gas.
Controlado por la extensión de deslizamiento de la zona de falla de Tanlu, Jinhu Sag desarrolla múltiples filas de narices de falla heredadas y anticlinales dispuestos en dirección NE-NNE cerca de la zona de falla de Tanlu, pero lejos de la falla de Tanlu. Zona Las estructuras locales a un lado del cinturón son de menor escala y están dominadas por bloques de fallas.
El cinturón estructural en forma de nariz con tendencia NE-NNE en la cuenca norte de Jiangsu ejerce un control estricto sobre la distribución de petróleo y gas. El Jinhu Sag tiene múltiples filas de cinturones estructurales en forma de nariz que corren en dirección NE-NNE. Todos los campos de petróleo y gas están distribuidos en los cinturones estructurales en forma de nariz, y se han descubierto 15 campos petroleros. También hay múltiples filas de cinturones estructurales en forma de nariz en Gaoyou Sag. Los principales yacimientos petrolíferos están distribuidos en estos cinturones estructurales. Entre ellos, se han descubierto campos petrolíferos cerca de ambos lados del hundimiento profundo principal. la zona de falla es la más grande, con una reserva máxima de 2000×104t. De manera similar, el Qintong Sag tiene el cinturón alto estructural también se extiende hacia el noreste y se han descubierto 15 campos petrolíferos.
En resumen, la cuenca Subei, ubicada en el lado este de la zona de la falla Tanlu, tiene las siguientes características cerca de la zona de la falla litosférica: alta resistencia a la tracción, gran escala de falla, alta tasa de subsidencia, buena sostenibilidad de la subsidencia , y bien desarrollado Múltiples conjuntos de rocas generadoras eficientes y de alta calidad; alto gradiente geotérmico y bajo umbral de madurez de la roca generadora múltiples conjuntos de yacimientos de alta calidad cerca del borde de la cuenca con fuertes fallas y alta migración y acumulación de petróleo y gas; eficiencia. Se desarrollan cinturones estructurales de elevación heredados a gran escala y depresiones de fallas en forma de salto, que son grandes lugares para la acumulación de petróleo y gas. Por lo tanto, la abundancia de recursos de petróleo y gas en depresiones profundas del oeste, como Gaoyou y Jinhu, cerca de la zona de la falla de Tanlu, es mucho mayor que en otras zonas.