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Sistema de investigación de dinámica de acumulación de petróleo y gas

En un sentido amplio, la investigación sobre la dinámica de acumulación de petróleo y gas se refiere a todas las investigaciones sobre los mecanismos de generación, expulsión, migración y acumulación de petróleo y gas. El "sistema de investigación de la dinámica de acumulación de hidrocarburos" mencionado en este artículo se refiere al estudio de la temperatura, presión (potencial), tensión, fluidos que contienen hidrocarburos y otros procesos físicos y químicos en el marco del desarrollo de los correspondientes cuerpos fuente de hidrocarburos y transporte de fluidos. sistemas de investigación cuantitativa integral en campo, un sistema de investigación integral multidisciplinario que reproduce todo el proceso de generación de petróleo y gas, expulsión, migración, acumulación e incluso acumulación de hidrocarburos dentro de una unidad geológica específica.

El sistema de investigación de la dinámica de yacimientos de petróleo y gas consta de dos partes: investigación de modelos e investigación de simulación, que sintetiza teóricamente los resultados de la investigación de la geodinámica del petróleo. Todo el proceso de investigación se lleva a cabo en la estructura tridimensional del cuerpo fuente de hidrocarburos y el sistema de transporte de fluidos. Este sistema de investigación está respaldado por una potente plataforma informática y la retroalimentación iterativa de los resultados de la investigación de modelos y de la simulación reduce la multiplicidad de interpretaciones geológicas. Es una nueva generación de sistemas de investigación de exploración geológica del petróleo. La aplicación de este sistema en la cuenca del estuario del río Perla demuestra el efecto de aplicación específica de este sistema de investigación.

Durante el período del "Noveno Plan Quinquenal", la "Investigación sobre la dinámica de acumulación de petróleo y gas" fue un proyecto clave financiado conjuntamente por la Fundación Nacional de Ciencias Naturales y la Corporación Nacional de Petróleo Offshore de China "Fluidos térmicos activos". y acumulación de petróleo y gas en la cuenca del margen continental norte del Mar de China Meridional. "Dinámica y sus antecedentes geológicos". En la actualidad, este proyecto ha logrado una serie de innovaciones teóricas básicas y básicamente ha formado un sistema conceptual para estudiar la dinámica de la acumulación de petróleo y gas y un método de trabajo que puede usarse para la exploración de petróleo y gas y tiene ciertas ventajas técnicas.

El alto costo de la exploración de petróleo y gas en alta mar nos obliga a prestar atención a muchas áreas de investigación exploratoria, como la migración y acumulación de petróleo y gas.

El estudio de la migración y acumulación de petróleo y gas es un tema importante en la geología del petróleo, que involucra el sistema general de investigación de la geología del petróleo. Por lo tanto, para formar un método de investigación operable sobre la migración y acumulación de petróleo y gas, debemos partir de todo el sistema de investigación y tomar la dinámica como núcleo. Este artículo presenta brevemente el sistema de investigación de la dinámica de acumulación de petróleo y gas en cuatro partes: antecedentes técnicos, marco básico, sistema de simulación de la dinámica de acumulación de petróleo y gas y ejemplos de aplicación.

1. Antecedentes técnicos de la investigación sobre la cinética de formación de yacimientos de petróleo y gas

En las décadas de 1960 y 1970, la investigación sobre la cinética química de la formación de petróleo fue fructífera y se lograron importantes resultados de investigación.

Desde los años 1980 hasta los años 1990, el estudio de los campos hidrodinámicos subterráneos (especialmente los campos de presión) se convirtió en un tema candente en la geología del petróleo. El desarrollo de la estratigrafía secuencial y la tecnología de predicción de la litología sísmica ha hecho posible establecer un marco para los cuerpos fuente de cuencas y los sistemas de transporte de fluidos. Con el rápido desarrollo de software y hardware, las operaciones de simulación de cuencas con grandes cantidades de datos avanzarán a la etapa de simulación de migración y acumulación de petróleo y gas. Con el surgimiento de la teoría del sistema petrolero, la investigación geológica del petróleo se ha elevado al nivel de teoría del sistema. Ha surgido el concepto de sistema petrolero como un sistema físico y químico para la generación y acumulación dinámica de petróleo, y han surgido subsistemas de generación de hidrocarburos que intentan. han surgido subsistemas de migración/captura controlados por dinámica física para construir las ideas dinámicas de los sistemas petroleros. El concepto de sistemas petroleros explicado por G. Demaison es básicamente un sistema conceptual completo basado en la dinámica y que refleja la tendencia de desarrollo de la geología del petróleo (es decir, los resultados de la investigación de la dinámica integral). Estudia el proceso del petróleo y el gas desde la autogeneración hasta la acumulación como un proceso dinámico completo.

En los últimos años, el término "sistema que contiene petróleo" se ha convertido en una palabra candente en la investigación de exploración de petróleo y gas, e incluso se puede decir que se ha formado una locura por el "sistema que contiene petróleo". De hecho, los sistemas petroleros son el producto de la combinación de la geología del petróleo y la ciencia de sistemas. Debido a las diferentes perspectivas y visiones de los diferentes académicos, la descripción de los sistemas de petróleo y gas también tiene diferentes énfasis (Tabla 5-9). Por ejemplo, L.B. Magoon y W.G. Dow se centraron en predecir la probabilidad de recursos de petróleo y gas en grandes áreas. La escala de sus sistemas petrolíferos es equivalente a la escala de las áreas petrolíferas o de las cuencas petrolíferas supergrandes, y el método de descripción correspondiente es un método de diagrama estructural aproximado. A. Perrodon propuso un sistema petrolero aproximadamente equivalente; a la escala de la cuenca, con el objetivo de proporcionar áreas de prospección de la cuenca que proporcionen una base para la delineación, y el método de descripción elegido es también el método de analogía del modelo de línea gruesa, el sistema petrolero desarrollado por G. Demaison y B.J. Huizinga es el más bajo; nivel, sólo equivalente a una depresión, y el método de investigación elegido es el método de análisis genético más refinado. Si el propósito es un objetivo regional o de exploración, entonces los métodos de investigación de G. Demaison y B.J. Huizinga sobre sistemas petroleros son los más dignos de referencia.

Tabla 5-9 Comparación de expresiones de sistemas petroleros por diferentes académicos

En el estudio de zonas y perspectivas de exploración de petróleo y gas, el método comúnmente utilizado es el método geológico tradicional del petróleo. basado en petróleo Las condiciones geológicas son el enfoque, y el contenido de la investigación es una evaluación integral de diversas condiciones geológicas. El propósito es obtener los recursos de trampa y los riesgos geológicos correspondientes calculados mediante el método de trampa (aunque también se aplican muchos métodos dinámicos, como). dinámica de generación de hidrocarburos, campo de paleotemperatura, campo de presión y campo de tensiones, etc.). El auge de la teoría del sistema petrolero y su aplicación generalizada en la exploración de petróleo y gas han hecho que el deseo de una orientación teórica en la investigación de la producción sea cada vez más urgente.

En la aplicación teórica de sistemas que contienen petróleo, el método de descripción de L.B. Magoon y W.G. Dow se utiliza generalmente para describir el sistema secundario que contiene petróleo, principalmente porque este método de descripción es altamente operable y fácil de aceptar. . Aunque los métodos de investigación de G. Demaison y B.J. Huizinga son más adecuados para la evaluación de áreas de exploración, existen pocos ejemplos de aplicación porque no existe un sistema de investigación operativo.

En un sentido amplio, la investigación sobre la dinámica de acumulación de petróleo y gas se refiere a toda investigación sobre los mecanismos de generación, descarga, migración y acumulación de petróleo y gas. El "sistema de investigación de dinámica de acumulación" mencionado en este artículo se refiere al análisis de diversos campos físicos y químicos como temperatura, presión (potencial), tensión y fluidos que contienen hidrocarburos en el marco del desarrollo de los correspondientes fluidos y cuerpos fuente de hidrocarburos. sistemas de transporte Investigación cuantitativa integral sobre todo el proceso de generación de petróleo y gas, expulsión, migración, acumulación e incluso acumulación de hidrocarburos dentro de una unidad geológica específica. El propósito es reproducir todo el proceso de generación de petróleo y gas, expulsión, migración, acumulación e incluso acumulación de hidrocarburos en el contexto del desarrollo tectónico antiguo. Dado que es necesario rastrear todo el proceso de generación de petróleo y gas, expulsión, migración y acumulación de hidrocarburos, el estudio de la dinámica de acumulación de petróleo y gas debe basarse en el marco de los cuerpos fuente de hidrocarburos y los sistemas de transporte de fluidos para controlar la generación de petróleo y gas. expulsión, migración y acumulación de hidrocarburos. Los campos dinámicos físicos y químicos acumulados se convertirán inevitablemente en una parte importante del estudio de la dinámica de acumulación de petróleo y gas.

La tecnología de simulación por computadora es un medio indispensable para describir histórica y cuantitativamente todo el proceso de generación, descarga, migración y acumulación de petróleo y gas. Al comparar la aplicación de los métodos geológicos tradicionales del petróleo, los métodos de los sistemas petroleros y los métodos de dinámica de yacimientos de petróleo y gas en las zonas de exploración de petróleo y gas y en la investigación de objetivos, no es difícil ver que el rendimiento de los tres métodos es diferente desde el punto de partida. , el contenido específico del trabajo e incluso los resultados finales. Existen diferencias esenciales (Tabla 5-10).

Tabla 5-10 Comparación de tres métodos de trabajo diferentes en exploración e investigación de petróleo y gas

La formación de dinámicas de acumulación de petróleo y gas es inevitable para el desarrollo de la geología del petróleo, y ahora ha formado un completo Las condiciones básicas del sistema de investigación. En el futuro, con el estudio en profundidad de los mecanismos de acumulación de petróleo y gas, la dinámica de acumulación de petróleo y gas será cada vez más perfecta y desempeñará un papel importante en la exploración de petróleo y gas.

2. Marco básico del sistema de investigación de la dinámica de acumulación de petróleo y gas

El sistema de investigación de la dinámica de acumulación de petróleo y gas incluye dos partes: investigación de modelos e investigación de simulación. Las tareas de la investigación de modelos son: ① Con base en los datos geológicos obtenidos, establecer un marco estructural-sedimentario de la cuenca para proporcionar un modelo para el establecimiento de una cuenca digital tridimensional (2) Con base en la cuenca digital, rastrear el proceso de; generación, descarga, transporte y acumulación de petróleo y gas para proporcionar La investigación de simulación proporciona modelos de control para los mecanismos de acumulación de petróleo y gas y las rutas de migración de petróleo y gas. La investigación de simulación consiste en utilizar el sistema de simulación dinámica de yacimientos de petróleo y gas para simular el proceso de generación de petróleo y gas, expulsión, migración y acumulación de hidrocarburos. En el proceso de aproximación a la exploración real, se modifica el modelo de entrada y finalmente se obtienen resultados cuantitativos (Figura 5-10).

Figura 5-10 Diagrama de bloques general de la investigación de la dinámica de acumulación de petróleo y gas

(1) Investigación del modelo de dinámica de acumulación de petróleo y gas

La investigación del modelo es petróleo y dinámica de acumulación de gas La base de la investigación incluye modelos de cuenca y modelos de control de migración y acumulación de petróleo y gas.

1. Modelo de cuenca

Se refiere principalmente al entramado sedimentario-tectónico de la cuenca y los correspondientes parámetros geoquímicos físicos y orgánicos, que se utilizan para establecer cuencas digitales tridimensionales. El modelo de cuenca es la base para la investigación de modelos de generación, descarga, migración y acumulación de petróleo y gas controlados artificialmente, así como la base para la investigación de simulación de la dinámica de acumulación de petróleo y gas.

A. Modelo de cuerpos sedimentarios: se refiere principalmente al diagrama de fases sedimentarias de cada capa, el cual se utiliza para establecer modelos de cuerpos fuente de hidrocarburos, conductores y sistemas de roca de capa;

B. modelo de cuerpo: incluye mapas estructurales de cada capa y el desarrollo de trampas principales y sistemas de fallas, que se utilizan para establecer un volumen de datos estructurales tridimensionales y lograr el pelado, obteniendo así mapas estructurales antiguos de cada capa en cada período; p>

C. Modelo de fuente de hidrocarburos: Las propiedades geoquímicas orgánicas, como el contenido de carbono orgánico, el tipo de kerógeno y la tasa de generación de hidrocarburos por simulación térmica (o energía de activación, factor de frecuencia) se asignan a cuerpos sedimentarios con capacidades de generación de hidrocarburos en el sedimento. modelo de cuerpo para simular la generación y expulsión de hidrocarburos;

D. Modelo de conductor: Dota a la permeabilidad de los cuerpos sedimentarios de propiedades físicas de yacimiento; estudia el desarrollo histórico de los conductores fracturados y fracturados, enfocándose en determinar la capacidad de transportar fluidos; durante el proceso de desarrollo histórico.

E. Modelo de campo de temperatura: proporciona la curva de gradiente de temperatura actual y la curva de relación RO-profundidad, simula el campo geotérmico antiguo y el campo geotérmico actual, y aproxima los resultados de la evolución térmica de las rocas generadoras actuales;

p>

F Modelo de campo de presión: simula campos de presión antiguos y modernos, estudia los potenciales de fluidos antiguos y modernos en cada capa;

g Modelo de campo de tensión: proporciona parámetros para la simulación del campo de tensión, analiza el campo de tensión. Relación entre desarrollo y migración de petróleo y gas.

2. Modo de control de la generación, descarga, transporte y acumulación de petróleo y gas.

Se refiere al modelo mecánico de generación, migración y acumulación de petróleo y gas en cuencas y depresiones específicas (o sistemas de petróleo y gas) establecidos mediante métodos artificiales. Aunque todavía tenemos muchas áreas desconocidas sobre el mundo microscópico de la generación de petróleo y gas, la expulsión, migración y acumulación de hidrocarburos, al integrar los modelos teóricos y aplicados existentes a nivel macro, se establece un marco conceptual básico para describir el proceso dinámico del petróleo y La acumulación de gas en una cuenca específica será suficiente. Incluye los siguientes tres modelos principales.

A. Modelo cinético de generación de petróleo y gas: Esta es la parte más madura del modelo cinético de generación, descarga, migración y acumulación de petróleo y gas. Desde que Kangnan utilizó fórmulas cinéticas químicas para describir el proceso de generación de hidrocarburos de la materia orgánica en la década de 1970, este modelo ha sido adoptado y profundizado continuamente por un gran número de investigadores geológicos del petróleo. Weiges (1985) utilizó el método de pirólisis para calcular la cantidad de generación de hidrocarburos, que también es el método principal ampliamente utilizado en China para cuantificar la historia de la generación de hidrocarburos. La "Tabla 3: 1", como el mapa de contornos de Ro, el perfil histórico de evolución térmica, el mapa de contornos de generación de hidrocarburos y la tabla histórica de generación de hidrocarburos, son necesarios para describir el proceso de generación de hidrocarburos.

B. Modelo dinámico de migración primaria de petróleo y gas: el método del volumen de poros y el método de hidrocarburos residuales son métodos ampliamente utilizados en la investigación de producción.

El supuesto del método del volumen de poros es que la fase continua de petróleo es la fase dominante para la migración primaria. Cuando la saturación de petróleo en el volumen de poro (o fractura) de la roca madre excede la saturación de migración crítica, el petróleo será expulsado junto con agua como una fase de petróleo continua bajo compactación. El método de hidrocarburos residuales consiste en restar la cantidad medida de hidrocarburos residuales (asfalto de cloroformo "A", o hidrocarburos totales HC, o S1 obtenidos de la pirólisis) de la cantidad de generación de hidrocarburos calculada para obtener la cantidad de expulsión de hidrocarburos. La dirección de la migración primaria está controlada principalmente por la presión residual. Dado que la presión residual del cuerpo fuente de hidrocarburos es siempre mayor que la presión residual del fluido portador en contacto con él, el fluido portador en contacto con el cuerpo fuente de hidrocarburos es la dirección principal de la migración inicial de los fluidos que contienen hidrocarburos. Este mecanismo de migración puede describirse teóricamente mediante leyes de filtración, pero las condiciones geológicas reales a menudo exceden la premisa de las leyes de filtración. Por lo tanto, es necesario aplicar aquí métodos de simulación de inteligencia artificial por computadora. El modelo de migración primaria artificial se describe en el mapa de distribución del cuerpo fuente de hidrocarburos y los transportadores de fluidos en contacto con él. Su principal función es proporcionar diferentes planes de distribución de expulsión de hidrocarburos en función de la superficie específica, la permeabilidad y la relación de configuración entre conductores.

C. Modelo dinámico de migración secundaria de petróleo y gas: la principal fuerza impulsora para la migración secundaria de petróleo y gas es la presión del fluido de los poros de la formación (incluido el flujo de compactación y el flujo atmosférico) causada por la flotabilidad y la densidad del petróleo y el agua. diferencia. En condiciones de presión hidrostática, el petróleo y el gas en el fluido portador siempre apuntan a la dirección de bajo potencial de abajo hacia arriba bajo la acción de la flotabilidad, que generalmente está controlada por el fondo tectónico regional. También se debe prestar la necesaria atención a los cambios posteriores en el gradiente de potencial hídrico causados ​​por las aguas superficiales. Al igual que la descripción de la migración primaria, la descripción de la migración secundaria de petróleo y gas también debe realizarse en el marco del sistema de transporte de fluidos. La compleja composición del sistema de transporte de fluidos (cuerpo poroso, cuerpo de fractura, superficie de discordancia, etc.) y su evolución en cuatro dimensiones en el tiempo y el espacio nos obligan también a utilizar simulación de inteligencia artificial por ordenador para completarlo. Por lo general, utilizamos datos geoquímicos orgánicos de petróleo/rocas para analizar la relación genética entre el petróleo crudo y las rocas generadoras, responder las preguntas de cuándo se cargan el petróleo y el gas, de dónde vienen y adónde van, para establecer un modelo de mecanismo de acumulación de petróleo y gas y proporciona una base para mapear la acumulación de petróleo y gas. La sección del mecanismo y la vista en planta del sistema petrolero proporcionan la base. Sobre esta base, se seleccionan los momentos clave y se dibujan las principales rutas de migración de petróleo y gas en el mapa paleoestructural de la superficie superior de los conductores principales.

La razón por la que el modelo de análisis artificial del mecanismo de acumulación de petróleo y gas se denomina "modelo de control de generación, descarga, transporte y acumulación de petróleo y gas" es porque la comprensión del mecanismo de acumulación de petróleo y gas aún es muy limitada. El estudio de los mecanismos de acumulación de petróleo y gas en cuencas específicas puede conducir al descubrimiento de nuevos modelos de mecanismos de acumulación de petróleo y gas, enriqueciendo y mejorando así la base de conocimientos sobre la dinámica de acumulación de petróleo y gas y controlando el desarrollo de la dinámica de acumulación de petróleo y gas. Por otro lado, para la formación de petróleo y gas. Para el sistema de investigación de dinámica de yacimientos, el estudio de los modelos de mecanismos de formación de yacimientos es la base y puede controlar todos los resultados de la investigación. En otras palabras, los resultados de la simulación deben ser consistentes con el modelo de control (si existe una base confiable para establecer el modelo de control). Aquí hay dos implicaciones: primero, el sistema de simulación de la dinámica del yacimiento de petróleo y gas debe satisfacer las necesidades del modelo de control; segundo, los resultados de la simulación deben ser cercanos al modelo de control;

(2) Investigación de simulación sobre la dinámica de acumulación de petróleo y gas

En general, es difícil completar la compleja carga de trabajo que supone estudiar la dinámica de acumulación de petróleo y gas utilizando métodos manuales, como It Es imposible completar el desprendimiento de estructuras antiguas en cada etapa y cada capa, y es imposible completar la producción de contornos de intensidad de generación de hidrocarburos en cada etapa y cada capa mediante métodos manuales. Sin embargo, los métodos de simulación por computadora actuales pueden ayudarnos a construir una cuenca digital tridimensional y, en base a ella, completar una gran cantidad de mapas compuestos computacionales. Al mismo tiempo, la moderna tecnología de visualización tridimensional también puede proporcionarnos un medio muy conveniente para observar y corregir los modelos de cuencas. Por tanto, se puede decir que la tecnología de simulación es un medio indispensable para cuantificar y visualizar los resultados de la investigación sobre la dinámica de acumulación de hidrocarburos.

Desde la perspectiva de la propia investigación geológica del petróleo, casi cada parámetro obtenido o cada modelo establecido tiene múltiples soluciones. El sistema de simulación dinámica de acumulación de petróleo y gas puede colocar los parámetros y modelos dados en un sistema dinámico unificado para probar la compatibilidad de los parámetros y modelos y luego corregir las partes no razonables.

El sistema de simulación de la dinámica de acumulación de petróleo y gas no es solo un método cuantitativo y visual para los resultados de la investigación de la dinámica de acumulación de petróleo y gas, sino también una herramienta experimental de simulación. Debido a la multiplicidad de parámetros o modelos, es necesario simular y comparar múltiples soluciones. Sólo mediante la simulación de múltiples esquemas y la corrección continua de los parámetros y modelos de entrada para acercarlos a los resultados de exploración reales se pueden utilizar los resultados de la simulación como base para las predicciones de extrapolación.

3. Sistema de simulación de la dinámica de los yacimientos de petróleo y gas

El sistema de simulación de la dinámica de los yacimientos de petróleo y gas se basa en la teoría de la dinámica de los yacimientos de petróleo y gas y se guía principalmente por el petróleo y Sistema de gas basado en el marco de cuerpos fuente de hidrocarburos y conductores, se completa la simulación de la historia de desarrollo de estratos estructurales tridimensionales y la simulación cuantitativa de la historia de desarrollo de campos de temperatura, campos de presión, campos de fluidos y campos de tensión. Se utiliza inteligencia artificial y técnicas matemáticas modernas para reproducir la generación y desarrollo de petróleo y gas dentro de unidades geológicas. Se simula el proceso de evolución histórica de drenaje, migración y acumulación para simular el proceso de acumulación de petróleo y gas. Su objetivo es proporcionar a los geólogos una plataforma de trabajo informática para cuantificar y visualizar el proceso de acumulación de petróleo y gas.

El sistema de simulación de dinámica de yacimientos de petróleo y gas desarrollado conjuntamente por China National Offshore Oil Corporation y la Universidad de Geociencias de China (Wuhan) tiene dos versiones: versión de estación de trabajo (versión en inglés) y versión de microcomputadora (versión en chino). Sistema de software La plataforma es el sistema IDL.

El sistema consta de 1 plataforma de trabajo (Figura 5-11), 5 subsistemas de simulación, 13 módulos de simulación y muchos submódulos (Figura 5-12). El subsistema de simulación estática de deposición tridimensional es responsable del preprocesamiento de datos y principalmente ingresa dos. -Información estructural y sedimentaria tridimensional (incluida información física y sedimentaria), el subsistema de simulación dinámica estructural tridimensional puede proporcionar al petróleo y al gas parámetros físicos y químicos dinámicos tridimensionales generados en cada momento. Actualmente, el sistema ha sido aceptado y puesto. en uso.

Figura 5-Diagrama de bloques de la estructura del software del sistema de simulación de dinámica de yacimientos de petróleo y gas +01

Figura 5-12 Diagrama de bloques de la estructura de la plataforma del sistema de dinámica de yacimientos

4. Ejemplos de investigación sobre la dinámica de acumulación de hidrocarburos

(1) Modelo de migración y acumulación del canal principal de acumulación de hidrocarburos de múltiples fuentes y múltiples etapas en Zhuyi Sag.

Basado en los modelos del cuerpo fuente de hidrocarburos y del sistema de transporte de petróleo y gas, a través del análisis del campo de presión y del campo dinámico del agua subterránea, así como el estudio detallado de la geoquímica orgánica del petróleo crudo y las rocas madre, Se aclararon dos tipos diferentes. Las propiedades físicas y las características del compuesto biomarcador de la roca madre y el petróleo crudo generado, y a través de experimentos sobre las dos proporciones de aceite del extremo de C30-4-metilsterano/esterano C29, terpeno tricíclico/hopano y C30 α. α/ Se obtuvieron los parámetros discriminantes del aceite mezclado. Esto describe científicamente el modelo de migración y acumulación del canal principal de acumulación de petróleo y gas de múltiples fuentes y múltiples etapas en Zhuyi Sag.

Figura 5-13 Diagrama de ruta de migración de petróleo y gas entre la depresión de Huizhou y el ascenso de Dongsha

1-Reservorio; 2-Dirección de la migración de petróleo y gas 3-Dirección del movimiento de las aguas subterráneas

El Huizhou Sag, el Lufeng Sag y el adyacente Zhuyi Sag Dongsha Uplift en la cuenca de la desembocadura del río Pearl depositaron un conjunto de rocas generadoras lacustres en el rifting temprano (Eoceno temprano-medio). La arenisca fluvial del período de rifting tardío (Eoceno tardío-Oligoceno temprano) y la arenisca costera del Oligoceno medio sobre la superficie de discordancia de la fractura son homogéneas para formar una capa de transporte de hidrocarburos. A finales del Mioceno temprano y más tarde, estaba cubierto por una extensa plataforma de lutita, formando una capa de roca regional. Las areniscas y carbonatos del delta debajo de la capa de roca regional son los principales reservorios. Esta relación simple entre roca fuente de petróleo/roca conductora/yacimiento/roca de cobertura proporciona condiciones convenientes para el estudio de la migración de petróleo y gas (Apéndice, Figura 5-13).

Hay tres tipos de petróleo crudo en los pozos de la Depresión de Huizhou y el Levantamiento de Dongsha: El petróleo crudo Tipo I, representado por el Pozo Huizhou 33-1-1 y el Pozo Xijiang 30-2-1, contiene un alto contenido de C30. Los -4-metil estelanos son similares a las rocas generadoras de la Formación Wenchang; el petróleo crudo Clase III representado por el Pozo Huizhou 9-2-1 es rico en didodecano, que es un producto fuente típico de las plantas superiores en la Formación Enping. La mayoría de los pozos contienen C30-4-metilsterano y dipecano, que son productos mixtos de petróleo crudo de la Formación Wenchang y la Formación Enping. Lo llamamos petróleo crudo Tipo II.

La distribución plana de las proporciones de terpenos tricíclicos WT/C30H, C30/C29 y C19/C23 en el área de estudio muestra que el petróleo crudo Tipo I se distribuye principalmente en Dongsha Uplift, y el petróleo crudo Tipo II se distribuye principalmente en Dongsha Uplift. Distribuido principalmente en la Depresión de Huizhou y su borde, lo que demuestra que la Formación Wenchang genera grandes cantidades de hidrocarburos y tiene una amplia gama de migración de petróleo y gas. El rango de migración del petróleo crudo generado en la Formación Enping en la etapa posterior se limita a. el interior y el borde de la depresión (Figura 5-65438+)

Figura 5-14 Los canales principales para dos migraciones de petróleo y gas en el límite entre Huizhou Sag y Dongsha Uplift

1—Contorno estructural de la capa T5 (metros); 2—Yacimiento petrolífero; 3—Ubicación y número del pozo; 4—Etapa temprana de la Formación Wenchang; La ruta de migración de un tipo de petróleo crudo; 5—La ruta de migración del petróleo crudo a finales; La Formación Enping se superpone a la ruta de migración del petróleo crudo en las primeras etapas de la Formación Wenchang.

(2) Estudio sobre la dinámica de acumulación de múltiples sistemas de petróleo y gas en la Depresión de Zhusan.

La depresión de Zhu 3 forma parte de la cuenca del Rift del estuario del río Perla. El período Terciario temprano fue el período de rifting y el período Terciario tardío fue el período de hundimiento térmico. La discordancia de fractura se desarrolló a finales del Período Terciario Temprano (23,3 Ma). El Paleoceno hasta el Oligoceno temprano (cuando se depositaron las Formaciones Shenhu, Wenchang y Enping) fue el período de llenado de los lagos del rift y el período de desarrollo de las principales rocas generadoras. A finales del Oligoceno (el período de deposición de la Formación Zhuhai), el agua de mar intruyó y depositó facies de bahía de arenisca y lutita, formando los conjuntos superior e inferior de yacimiento-roca capral, que son las principales secciones del yacimiento del hundimiento. La parte inferior de la Formación Zhujiang del Mioceno es un depósito de facies de bahía de retrogradación, que es el principal reservorio en el área de levantamiento de esta área. En el último período de deposición, la Formación Zhujiang fue invadida nuevamente y se convirtió en un mar abierto poco profundo, compuesto principalmente de sedimentos fangosos, que es la capa de roca regional de esta área. En el Mioceno medio (cuando se depositó la Formación Hanjiang) y posteriormente (la Formación Guangdong y la Formación Wanshan), siempre hubo sedimentación en mar abierto.

Las caídas de Wenchang A y B en Zhusan son las principales caídas de generación de hidrocarburos (que representan el 97,5% de la generación total de hidrocarburos), y la historia de generación de hidrocarburos de las dos caídas es obviamente diferente. El pico de generación de petróleo de la Formación Wenchang en el hundimiento de Wenchang A se produjo en el período Enping (que representa el 40% de la generación total de hidrocarburos) y entró en la etapa de formación de gas de craqueo a finales del Terciario. El pico de generación de hidrocarburos en la Formación Enping se produce en el período del Río Perla, y el pico de generación de gas se produce en el período del Mar Hanjiang-Guangdong (Figura 5-15). La Formación Enping en el hundimiento de Wenchang B básicamente no ha entrado en el umbral de generación de hidrocarburos, y la cantidad de generación de hidrocarburos es muy pequeña. La Formación Wenchang-Shenhu es la principal roca generadora. Debido a la pronunciada depresión, no hay un pico obvio de generación de hidrocarburos. La generación de hidrocarburos comenzó en el período Enping, con una cantidad de generación de hidrocarburos en cada período que oscilaba entre el 3% y el 5%, y menos del 1% en el período Cuaternario.

Figura 5-15 Relación entre la formación de trampas y el pico de generación de hidrocarburos en Zhuer Sag

La investigación geoquímica orgánica sobre rocas madre y petróleo y gas muestra que el petróleo y el gas en Wenchang A Sag proviene de estratos que contienen carbón de la Formación Enping, el petróleo y el gas en el hundimiento Wenchang B provienen principalmente de la lutita lacustre de la Formación Wenchang. El levantamiento bajo de Qionghai es la parte superpuesta de los sistemas petroleros Wenchang A y B, y también recibe las fuentes de petróleo de las dos depresiones (Figura 5-16).

A través de una investigación sistemática sobre la dinámica de la acumulación de petróleo y gas, queda claro que el levantamiento Shenhu es una dirección favorable para la acumulación de petróleo y gas.

Se cree que el volumen de acumulación libre de riesgo de petróleo en la Formación Zhujiang es de 6,3×108t y el volumen de acumulación libre de riesgo de gas natural es de 57×1012m3. La cantidad acumulada de petróleo libre de riesgo en la Formación Zhuhai es de 0,85×108t, y la cantidad acumulada de gas natural libre de riesgo es de 505×1012m3. El levantamiento Shenhu en el lado sur de la depresión de Wenchang es la dirección principal de la migración y acumulación de petróleo y gas. Después del período Hanjiang, el volumen total de migración de la Formación Zhujiang es superior a 10 × 108 m3 (equivalente de petróleo), y el de la Formación Zhuhai es superior a 12 × 108 m3 (equivalente de petróleo). El volumen de acumulación de petróleo libre de riesgo en la Formación Zhujiang es de 5,4×108t, y el volumen de acumulación de gas natural libre de riesgo en la Formación Zhuhai es de 354×1012m3.

Los resultados finales de la simulación muestran que el petróleo se concentra principalmente en la Formación Zhujiang en el Levantamiento Shenhu, y el gas natural se concentra principalmente en la Formación Zhuhai en el lado sur del hundimiento Wenchang A (Apéndice, Figura 5- 17 y Figura 5-18). Los resultados de la simulación son consistentes con los resultados de la investigación del modelo, proporcionando una nueva área con un enorme potencial de exploración para la Depresión de Zhusan.