Cuenca de Yingen
La cuenca Yingen-Ejina Banner es una gran cuenca sedimentaria en el oeste de China con un bajo grado de exploración. Se encuentra en el oeste de Mongolia Interior, entre los 39° de latitud norte y la frontera entre China y Mongolia, y entre los 99° y 108 de longitud este. Está bajo la jurisdicción administrativa de Ejina Banner, Alxa Zuoqi, Alxa Right Banner y Hangjinhou Banner de Mongolia Interior.
La cuenca limita con la montaña Langshan al este, la montaña Beishan al oeste, las montañas Beida y Yabulai al sur, y las montañas Jishan y Menggen Ula en la frontera entre China y Mongolia al norte. La cuenca tiene unos 600 km de largo de este a oeste, de 75 a 255 km de ancho de norte a sur y cubre un área de aproximadamente 12,3×104 km2. El área de distribución de las rocas sedimentarias efectivas del Cenozoico es de 10,4×104km2.
Desde la década de 1950, en la cuenca de Yingen se han llevado a cabo una variedad de estudios geológicos regionales, exploración gravitacional y magnética, eléctrica, sísmica, química, perforación y otros métodos. En particular, en los últimos años se han logrado importantes resultados de exploración, con buenos resultados de petróleo y gas y una pequeña cantidad de flujo de petróleo, lo que indica buenas perspectivas de exploración de petróleo y gas en la cuenca. Sin embargo, debido a las limitaciones de las condiciones de la superficie, el grado de exploración en las distintas depresiones de la cuenca es extremadamente desigual.
El trabajo principal del "Informe de evaluación de recursos de petróleo y gas de la cuenca de Yingen" fue completado por el Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo del Petróleo de China.
2. Características geológicas
(1) División y características de las unidades estructurales
1. División de las unidades estructurales
Según la gravedad , Sondeos aeromagnéticos, magnetotelúricos, afloramientos terrestres, fotografías satelitales, interpretación de perfiles sísmicos y otros datos. , considerando de manera integral las diferencias en las propiedades del basamento de la cuenca, la actividad magmática, la estratigrafía sedimentaria, la actividad de fallas y las características estructurales de la roca de cobertura, la cuenca se divide en tres unidades estructurales de primer nivel, dos depresiones y un levantamiento, y las unidades estructurales de segundo nivel se dividen en siete depresiones y cinco elevaciones, por un total de 365,438+.
Tabla 10-19-1 Tabla de división de unidades estructurales de la cuenca Yin'e
Basado en datos de gravedad.
La superficie total de la cuenca de Yingen es de 123.000km2, de los cuales el área total de depresión es de 79.940km2, lo que representa el 68% de la superficie total de la cuenca. El área total de la depresión es de 51.310 km2, lo que representa el 42% del área total de la cuenca. El área total de la depresión es de 46.320km2, lo que representa el 38% del área total de la cuenca y el 58% del área total de la depresión.
(2) Características estratigráficas
La cuenca de Yingen ha desarrollado estratos que van desde el Arcaico hasta el Cuaternario. La Era pre-Mesozoica formó la base de la cuenca, y las Eras Mesozoica y Cenozoica fueron todas sedimentos continentales, formando la cubierta sedimentaria de la cuenca. El Triásico sólo se depositó localmente; el Jurásico tuvo un alcance mayor que el Triásico, pero su distribución aún era muy limitada. El Cretácico está ampliamente distribuido y completamente desarrollado, cubriendo todas las depresiones con un espesor aparente máximo de 3612 m. Los sistemas Paleógeno, Neógeno y Cuaternario son relativamente delgados, siendo el espesor aparente máximo encontrado durante la perforación de 431,2 m. El Jurásico Medio e Inferior y el Cretácico Inferior son los principales objetivos de exploración de petróleo y gas en la cuenca (Tabla 10-19-2). .
Tabla 10-19-2 Tabla comparativa del Jurásico y Cretácico en la Cuenca de Yingen y áreas adyacentes
Según datos de perforación y sísmica, el Jurásico se distribuye en el Sag Juyanhai. Dong Sag, Shangdan Sag, inestable Haizi Sag y Xile Sag. El sistema Jurásico en Judeng Sag está muy desarrollado y su espesor varía mucho (0-4000 m). No hay datos de perforación en el hundimiento de Shangdan, el hundimiento inestable de Haizi y el hundimiento de Xile. Con base en datos de afloramiento, sísmica y gravedad, se infiere que el espesor del Jurásico está entre 0 y 4000m.
El Cretácico Inferior está ampliamente distribuido, excepto en el Suhaitu Sag, la Depresión de la Falla de Dagu y el Chagandel Su. hundimiento, hundimiento de Tu, hundimiento de Shangdan, hundimiento de Juyanhai y hundimiento de Wutaohai.
El rango de distribución de la Formación Wulansuhai en el Cretácico Superior es menor que el del Cretácico Inferior. Se encuentran afloramientos superficiales en la depresión oriental, con pocos afloramientos en el oeste. Los sistemas Paleógeno, Neógeno y Cuaternario se encuentran ampliamente distribuidos a lo largo de la cuenca, con espesores finos que oscilan entre 0 y 300 m.
(3) Condiciones de la roca generadora
La cuenca de Yingen tiene dos conjuntos de rocas generadoras: el Jurásico Medio e Inferior y el Cretácico Inferior. El Cretácico Inferior se subdivide en el grupo Bayin Gobi. y el grupo Su Hongtu. Según las características de litología y litofacies se puede dividir en dos categorías:
(1) lutitas lacustres de color oscuro, que se encuentran ampliamente distribuidas por toda la cuenca. Se trata de lutitas de color gris oscuro, lutitas dolomíticas, lutitas, lutitas bituminosas y lutitas limosas depositadas en facies lacustres y fluviales.
(2) Las rocas generadoras de la serie de carbón de facies fluviales y pantanosas pertenecen a los depósitos de facies pantanosas del sistema fluvial y lacustre en cuencas continentales, incluyendo lutitas de la serie de carbón, lutitas carbonosas y carbón, y se distribuyen principalmente en el Los estratos jurásicos, el rango de distribución y la escala son limitados.
Las rocas madre de la cuenca de Yingen son principalmente materia orgánica de tipo II. Las rocas generadoras del primer miembro de la Formación Su tienden a ser de tipo ⅱ2, la Formación Bayingobi tiende a ser de tipo ⅱ1 y el Jurásico está dominado por materia orgánica de tipo ⅲ y ⅱ2.
(4) Fuente, yacimiento y condiciones de cobertura
1. Características del yacimiento
La cuenca de Yingen tiene baja madurez, alto contenido de recortes y materiales intersticiales, y Mal relleno intersticial. Hay muchos componentes químicos y muchos tipos de cementación. Tiene las características de pocos poros primarios, muchos poros secundarios, pocos macroporos, muchos microporos, pocos poros llenos de matriz fangosa y muchos poros desarrollados por cemento carbonatado. Tiene características de estructura de poros de pocas gargantas de poros efectivas y gargantas de poros fluidas, baja saturación máxima de mercurio y mala clasificación de las gargantas de poros, el yacimiento se caracteriza por una baja porosidad y baja permeabilidad; Los yacimientos del Cretácico Inferior están dominados por arenisca lítica y arenisca lítica feldespática. Tanto el Jurásico Medio como el Inferior están dominados por arenisca y arenisca de grano desigual. El Jurásico Superior es casi en su totalidad grava y brecha.
A juzgar por los espectáculos de petróleo y gas en Chagan Sag, ya sea el conglomerado de abanicos aluviales, el conglomerado de abanicos submarinos, el conglomerado de delta (abanico) desarrollado en la Formación Bayin Gobi o el conglomerado costero ampliamente desarrollado en Los chiringuitos de la playa del lago poco profundo de la Formación Tuo pueden convertirse en buenos reservorios de petróleo y gas. Combinadas con las características estructurales, las características de distribución de los cinturones de facies de reservorio favorables en el hundimiento se pueden mostrar claramente desde la perspectiva de los cinturones de litofacies estructurales (Tabla 10-19-3).
La litología del primer miembro de la Formación Bayin Gobi es relativamente basta. La zona de litofacies tectónicas delta de abanico-abanico en la pendiente pronunciada y la zona de litofacies tectónicas de barra de playa del delta de abanico en la pendiente suave constituyen toda la depresión. La primera está dominada por deltas de abanico, y la segunda incluye deltas de abanico, lagos poco profundos y. pendientes. Abanico aluvial superior.
Las áreas de reservorio favorables del segundo miembro de la Formación Bayin Gobi siguen siendo el cinturón de litofacies estructurales en abanico y delta submarino de pendiente pronunciada y el cinturón de litofacies estructurales en abanico y barra de playa en abanico de pendiente suave, pero en los dos Litofacies estructurales Hay un conjunto de grandes zonas de facies generadoras de petróleo entre las zonas: las subfacies lacustres semiprofundas.
Los abanicos de la Formación Suhong no están desarrollados, pero los cinturones de facies de yacimientos están repartidos por toda la depresión. El cinturón de litofacies tectónicas de abanico subacuático de delta de pendiente pronunciada todavía hereda las características de la parte inferior. El cuerpo principal del cinturón de litofacies tectónicas de abanico de pendiente suave ha cambiado. La proporción del sistema aluvial-fluvial ha aumentado significativamente, convirtiéndose en el delta de abanico de pendiente suave. -cinturón de litofacies estructural de barra de arena de canal, mientras que el cinturón de litofacies estructural de barra de playa de hundimiento profundo consiste en una gran barra de playa de lago poco profundo costero en el medio del hundimiento.
Los cinturones de facies de yacimiento favorables de la Formación Bayingobi en el Sag Caotian se pueden resumir como el cinturón de facies estructurales de abanico submarino de pendiente pronunciada, el cinturón de facies estructurales de barra de playa delta de abanico de pendiente suave, las facies generadoras de petróleo cinturón y las subfacies lacustres semiprofundas Entre dos zonas de facies estructurales. El cinturón de litofacies estructural de barra de playa delta de abanico de pendiente suave de la tribu Suhongtu está ampliamente distribuido y consiste principalmente en un sistema de barra de playa de lago poco profundo. El cinturón de litofacies estructural de barra de arena de canal de abanico aluvial de pendiente pronunciada está compuesto de cuerpos de arena de canal y abanico aluvial.
Otras depresiones también tienen características estructurales y de distribución del cinturón de litofacies similares, por lo que no las detallaré una por una aquí.
2. Zona de desarrollo de embalses
(1) Zona de facies fluviales y abanicos submarinos.
Está compuesto principalmente por bancos de arena del estuario principal, abanicos submarinos, deltas en abanico, ríos serpenteantes y lagos poco profundos. Estas zonas de facies están bien ordenadas, los fragmentos de roca contienen más feldespato y feldespato, tienen tamaño de partícula adecuado, litología estable, cementos carbonatados desarrollados y fácil formación de poros secundarios. Son zonas de desarrollo de poros favorables.
Tabla 10-19-3 Tabla estadística de propiedades físicas de yacimientos de rocas clásticas en la cuenca de Yingen (valor mínimo-valor máximo/valor promedio)
(2) Los estratos superior e inferior son disconformes.
La existencia de la superficie de discordancia en la formación puede proporcionar canales para la migración de diversos fluidos. También es una zona estructural débil entre capas, por lo que puede promover la disolución dentro de un cierto rango de profundidad por encima y por debajo de la misma. superficie de discordancia, formando así poros secundarios relativamente desarrollados. La discordancia entre la Formación Yingen del Cretácico Inferior, el segundo miembro de la Formación Suhong, el primer miembro de la Formación Suhong y la Formación Bayingubi indica que la porosidad de las rocas clásticas aumenta y se produce el desarrollo de poros de solución.
3. Condiciones de cobertura
La lutita oscura lacustre de poca profundidad a semiprofunda de la Formación Bayin Gobi no solo es una buena roca madre, sino también una roca de cobertura eficaz. La lutita oscura lacustre poco profunda de la Formación Suhong no puede convertirse en una buena roca madre eficaz, pero es una roca de capa regional favorable y está ampliamente desarrollada en varias depresiones.
En resumen, cada depresión tiene al menos una zona de litofacies de fuente favorable, múltiples yacimientos y más de dos conjuntos de rocas de cobertura regionales, que pueden formar dos combinaciones favorables de fuente-yacimiento-roca de cobertura.
4. Conjunto fuente-depósito-captura
El conjunto autógeno y de autorreservorio incluye el conjunto autógeno y de autorreservorio del Jurásico Inferior en Judong Sag y la Formación Bayingobi autógena y autorreservorio. conjunto de yacimientos en otro hundimiento.
El conjunto de yacimientos de generación inferior y superior incluye las combinaciones del Jurásico Medio Inferior y Jurásico Superior Medio en el Sag Judong, la Formación Bayingobi en el hundimiento de Caotian Chagan, Baiyun y Guohong, y el conjunto de yacimientos de generación inferior y superior. en la Formación Suhong.
3. Métodos y parámetros de evaluación de recursos
Elija dos métodos, el método de analogía y el método de génesis. El método de analogía de abundancia de recursos en el método de analogía es el principal y el de génesis. El método es el complemento. Los recursos geológicos y los recursos recuperables de la cuenca.
(1) Método de analogía
Dado que no existe un área de calibración en la cuenca de Yingen, para estimar los recursos de la cuenca por analogía, esta evaluación debe seleccionar los resultados de la investigación de otros áreas de calibración (Tabla 10-19-4, Tabla 10-19-5, Tabla 10-19-5). A través de la investigación y selección de áreas de calibración nacionales, se seleccionó el área de calibración de Anan Sag en la cuenca de Erlian como cuenca análoga de la cuenca de Yingen. El coeficiente de recuperación de petróleo en la cuenca de Yingen es del 23%.
Tabla 10-19-4 Tabla de parámetros de escala de distribución efectiva de roca madre en la cuenca de Yingen
Continuación
Tabla 10-19-5 Migración de petróleo y gas en Yingen Tabla estándar de coeficiente de agregación de cuenca
Continúa
Tabla 10-19-6 Tabla numérica de coeficiente de agregación de migración de petróleo y gas y coeficiente de recuperabilidad en la cuenca de Yingen
Según Según el estándar unificado, basándose en la analogía de las cinco condiciones de acumulación entre la cuenca de Yingen y Erlian Anan Sag, la calificación se realizó en el sistema PA. El coeficiente de similitud de cada hundimiento de evaluación entre la cuenca de Yingen y Anan Sag es. 0,16 ~ 0,47, y la abundancia de recursos es 1×104 ~ 3 ×104t/km2.
(2) Método genético
El mecanismo de formación o hipótesis de petróleo y gas consiste en estimar la cantidad de hidrocarburos generados y expulsados de la roca madre en la cuenca, para luego multiplicarlo. por el coeficiente de agregación para obtener la cantidad total de la cuenca. Existen muchos métodos de génesis y esta evaluación utiliza el método de simulación de cuenca, el método de asfalto cloroformo "A" y el método de balance de masa del índice de hidrógeno.
1. Roca generadora efectiva
El concepto de roca generadora efectiva en esta evaluación se refleja principalmente en la abundancia y madurez de la materia orgánica, que puede expresarse simplemente como oscuridad madura de alta abundancia. lutita. El principal tipo de materia orgánica en cada depresión de la cuenca de Yingen es ⅱ1. De acuerdo con el plan de implementación general, el límite inferior de roca madre efectiva para la lutita oscura lacustre Clase II en esta evaluación es 1% de carbono orgánico. Por lo tanto, la roca madre efectiva en la cuenca de Yingen se refiere a lutitas maduras con un contenido de carbono orgánico superior al 1%.
El análisis estadístico de lutitas oscuras de varios pozos y afloramientos en varias depresiones de la cuenca muestra que, aunque se depositan lutitas oscuras más gruesas en las lutitas oscuras de varias depresiones de la cuenca de Yingen, el contenido de carbono orgánico de la mayoría de las muestras es inferior al 1%, la mayoría de las cuales son rocas generadoras ineficaces.
Basado en el estudio de la abundancia y madurez de las rocas generadoras, combinadas con las facies sedimentarias y el espesor estratigráfico residual, se predice la distribución de las rocas generadoras efectivas. El área efectiva de la roca generadora está entre 75 y 4300 km2, y su espesor es entre 100 y 350 m ~ 350 m, que es mucho menor que la distribución de la lutita oscura. Por lo tanto, el valor del parámetro de distribución de la roca generadora antes de esta evaluación solo representa. menos de 1/3.
2. Mapa de tasa de generación de hidrocarburos de la roca generadora
Esta evaluación de producción de hidrocarburos de la roca generadora utiliza el mapa de tasas de producción de hidrocarburos líquidos y el mapa de tasas de producción de hidrocarburos gaseosos proporcionados por la oficina del proyecto (Figura 10 - 19-1, Figura 10-19-2).
3. Coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas
La determinación del coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas y el coeficiente de recuperabilidad adopta principalmente un análisis integral de las condiciones de formación del yacimiento y un método de analogía para determinarlo. el coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas. Con base en el valor estándar del coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas y el análisis integral de las condiciones de acumulación de cada depresión en la cuenca de Yingen, combinado con los resultados de analogía con el área de calibración de la depresión de Anan en la cuenca de Erlian, Se determinó el coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas de cada depresión de la cuenca.
Cuarto, los resultados de la evaluación de recursos
(1) Resultados del cálculo de recursos geológicos
1. Método para explicar diversos asuntos en términos de origen o desarrollo
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La cantidad máxima de recursos geológicos en la inestable depresión de Haizi es 0,87×108t, y la cantidad de recursos en la mayoría de las depresiones está entre 0,1×108 ~ 0,5×108t. El valor del intervalo de los recursos geológicos de gas natural calculado mediante el método de simulación de cuenca es 84,26×108 ~ 384,8×108 m3, y el valor esperado es 201,1×108m3.
2. Método de simulación
Los recursos de la cuenca de Yingen calculados por analogía se muestran en la Tabla 10-19-7.
Figura 10-19-1 Diferentes tipos de tasas de producción de hidrocarburos líquidos de materia orgánica en lutitas lacustres en la cuenca de Yingen
Figura 10-19-2 Diferentes tipos de tasas de producción de hidrocarburos gaseosos de materia orgánica en lutitas lacustres en el mapa de tasas de la cuenca de Yingen
Tabla 10-19-7 Tabla de resultados del cálculo de recursos analógicos de la evaluación de la depresión de la cuenca de Yingen
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Cuenca de Petróleo El valor esperado de los recursos geológicos es 3,09×108t Cuando la probabilidad es del 5%, 50% y 95%, la cantidad de recursos geológicos del petróleo es 4,35×108t, 3,06×100t y 2,01×18t. respectivamente.
Tabla 10-19-8 Resumen de resultados de geología petrolera y recursos recuperables
De acuerdo con los requisitos de la oficina de proyectos, esta evaluación también necesita calcular la cantidad de recursos recuperables en el cuenca y los recursos recuperables. El cálculo de las cantidades tiene plenamente en cuenta los avances futuros en tecnología y conocimiento. Según los resultados de la investigación del proyecto "Investigación y aplicación del coeficiente de recuperación de recursos de petróleo y gas", la cuenca de Yingen pertenece al tipo de depresión mesozoica de baja permeabilidad y el coeficiente de recuperación de petróleo oscila entre el 19% y el 27%, con una mediana valor del 23%. El coeficiente medio de recuperación de petróleo para esta evaluación fue del 23%.
Los resultados del cálculo muestran que el valor esperado de los recursos petroleros recuperables en la cuenca es 0,71×108t, y los recursos geológicos petroleros con una probabilidad del 5%, 50% y 95% son 0,10×108t, 0,70× 108t y 0,45% respectivamente.
(2) Distribución y calidad de los recursos petrolíferos
Los recursos petroleros se distribuyen principalmente en el Cretácico y Jurásico. Los valores de probabilidad esperados del 5%, 50% y 95% de los recursos geológicos petroleros del Cretácico son 2,22×108t, 3,23×108t, 2,20×108t y 1,4×108t respectivamente. El valor esperado, los valores de probabilidad del 5%, 50% y 95% de los recursos recuperables de petróleo son 0,51×108t, 0,74×108t, 0,51×108t y 0,32× 65438 respectivamente.
El valor esperado, los valores de probabilidad del 5%, 50% y 95% de los recursos geológicos del petróleo del Jurásico son 0,86×108t, 1,12×108t, 0,86×108t y 0,665438+ respectivamente. El valor esperado, los valores de probabilidad del 5%, 50% y 95% de los recursos petroleros recuperables son 0,20×108t, 0,26×108t, 0,20×108t y 0,14×108t respectivamente.
La principal capa objetivo en la cuenca de Yingen está enterrada a poca profundidad, y los recursos de petróleo y gas se distribuyen principalmente en capas poco profundas y de profundidad media. El valor esperado, los valores de probabilidad del 5%, 50% y 95% de los recursos geológicos de petróleo poco profundos son 1,24 × 108 t, 1,74 × 108 t, 1,22 × 108 t y 0,8 respectivamente. El valor esperado, los valores de probabilidad del 5%, 50% y 95% de los recursos recuperables de petróleo son 0,28×108t, 0,40×108t, 0,28×108t y 0,18×108t respectivamente.
Los valores de probabilidad esperados del 5%, 50% y 95% de los recursos geológicos petroleros de profundidad media son 1,85×108t, 2,61×108t, 1,84×108t y 65438 respectivamente. El valor esperado, los valores de probabilidad del 5%, 50% y 95% de los recursos petroleros recuperables son 0,43×108t, 0,60×108t, 0,42×108t y 0,28×108t respectivamente.
El entorno geográfico de los recursos de petróleo y gas es principalmente desierto y Gobi.
El grado de los recursos de petróleo y gas es petróleo convencional.
Sugerencias de exploración de verbo (abreviatura de verbo)
El Cretácico es la formación con los recursos de petróleo y gas más ricos de la Cuenca de Yingen. El valor estimado de los recursos geológicos petroleros es de 2,22×108t, lo que representa el 72% del total de los recursos geológicos de la cuenca. Los recursos petroleros recuperables estimados son 0,51×108t. Por lo tanto, es la principal capa objetivo de exploración en la cuenca.
El Jurásico es uno más entre otro conjunto de formaciones objetivo en la cuenca. Según los resultados de la evaluación, el valor esperado de los recursos geológicos petroleros del Jurásico en toda la cuenca es de 0,86×108t, y el valor esperado de los recursos petroleros recuperables es de 0,20×108t. Representa aproximadamente el 28% de los recursos totales de la cuenca.
Chagan, Caotian y otras depresiones tienen un alto grado de exploración, una gran área y un potencial de recursos de petróleo y gas relativamente bueno. Son la dirección principal para lograr avances en petróleo y gas en la cuenca de Yingen.
El nivel de exploración en el desierto de Badain Jaran es bajo, entre los cuales los inestables Haizi Sag y Hiller Sag son grandes y profundamente enterrados. Los recursos geológicos de petróleo calculados en esta evaluación son 0,83×108t, que es una depresión con buen potencial de recursos en la cuenca de Yingen y es la dirección de exploración para el siguiente paso.
Resumen de verbos intransitivos
El valor esperado de los recursos geológicos petroleros en la cuenca de Yingen es 3,06×108t, y el valor esperado de los recursos petroleros recuperables es 0,71×108t. La cantidad total de recursos petroleros es grande, pero los recursos están dispersos y la abundancia de recursos es baja. Los recursos petroleros se distribuyen en los sistemas Cretácico y Jurásico, siendo el sistema Cretácico la principal fuente. Entre ellos, el valor esperado de los recursos geológicos petroleros del Cretácico es 2,22 × 108 t, y el valor esperado de los recursos petroleros recuperables es 0,51 × 108 t, el valor esperado de los recursos geológicos petroleros del Jurásico es 0,86 × 108 t, y el valor esperado de los recursos petroleros recuperables; es 0,20×108t.
La principal capa objetivo en la cuenca de Yingen está enterrada a poca profundidad y los recursos de petróleo y gas se distribuyen principalmente en las capas media y profunda. El valor esperado de los recursos geológicos petroleros poco profundos es 1,24 × 108 t, y el valor esperado de los recursos petroleros recuperables es 0,28 × 108 t. El valor esperado de los recursos geológicos petroleros de profundidad media es 1,85×108t, y el valor esperado de los recursos petroleros recuperables es 0,43×108t.