Las fallas estructurales hacen que el petróleo y el gas migren hacia arriba a través de las capas.
El bloque continental chino es originalmente pequeño y ha experimentado muchas suturas e interferencias mutuas, especialmente la fuerte compresión del Movimiento Yanshaniano en el este y el Movimiento Tardío del Himalaya en el oeste, y el desarrollo de fisuras, fallas y fisuras en el Período del Himalaya Oriental. Por lo tanto, a excepción de Ordos, que es relativamente estable, el papel de las chimeneas de petróleo y gas es muy destacado y el panorama del petróleo y el gas cambia con frecuencia. Aparecen yacimientos de petróleo y gas heterogéneos, de larga distancia, de fuentes múltiples y mixtas; el entrelazamiento de los sistemas de petróleo y gas plantea dificultades para el cálculo, la evaluación y la predicción de los recursos. El complejo fenómeno de la migración entre capas de los yacimientos de petróleo y gas de China es muy prominente en las regiones de petróleo y gas del mundo.
(1) Cuenca del Tarim
Ya en el movimiento tectónico herciniano, aparecieron pliegues y fallas en muchas áreas de la cuenca, y se observaron con frecuencia en períodos geológicos posteriores. —La fuente de petróleo y gas del Grupo O entra verticalmente en su serie superior. Entre ellos, los yacimientos de petróleo y gas del Triásico en el norte de Tabei son los más importantes y pasan principalmente a través de la falla en forma de Y de Akkumu (Lunnan). -El petróleo y el gas del grupo O fluyen hacia la arenisca T que cubre el levantamiento de la falla y luego migran hacia el sur a lo largo de la pendiente (no hay pozos de petróleo industriales en el norte de la zona de la falla), formando muchos yacimientos de petróleo medianos y pequeños en estructuras suaves o trampas litológicas, con reservas totales que superan los mil millones de toneladas. En algunos lugares, las fallas conducen a areniscas jurásicas y también se pueden formar pequeños depósitos de petróleo (Fig. 58a). ¿Existen también yacimientos de petróleo y gas del Carbonífero en esta zona? —Las fuentes de hidrocarburos del grupo O migran verticalmente hacia arriba y forman yacimientos de petróleo y gas a través de fallas. Yaklaben es un levantamiento de empuje herciniano tardío, pero hay fallas normales en los estratos mesozoico y cenozoico, y el petróleo y el gas ascienden a lo largo de las fallas, produciendo petróleo y gas en las capas J-K-E e incluso N (Figura 58b). ¿El petróleo y el gas del grupo C en Tazhong y Mazatak (río Hotian) también son causados por? —La formación O consiste en fallas y superficies de erosión. En áreas con movimientos activos del Himalaya, se puede ver que las fuentes de petróleo y gas de formaciones profundas de T-J o C ingresan a capas poco profundas para formar yacimientos de petróleo y gas, y se pueden formar yacimientos de petróleo y gas a gran escala. Por ejemplo, los famosos Kra 2 y Dina provienen de rocas generadoras del Jurásico y Triásico profundo. La estructura de esta zona es muy compleja, con fallas imbricadas corridas y corridas. Sin embargo, debido a la buena capa de yeso de E, el tiempo de llenado del depósito de gas no es largo (después de N2), la presión del depósito de gas es muy alta y el gradiente de presión del suelo es de 1,95 ~ 2,2 MPa/100 m [144]. Quizás el efecto de acumulación continúe, sin mencionar el daño. Los primeros campos de petróleo y gas a gran escala descubiertos en el Grupo E-N de Tarim Keya fueron principalmente el Grupo C o el Grupo C. La fuente de petróleo y gas de la formación —O migra hacia arriba a través de fallas (Fig. 58c). El recién descubierto campo de gas Akmomu K1 [196] en el oeste de la cuenca es gas seco demasiado maduro (δ13 es -25 ~ 22), lo que demuestra que la fuente de gas proviene principalmente de los grupos J y C, que también estaban cargados. en el último Himalaya. Los pozos de gas J y S se perforaron al este de Tadong. Después de una comparación geoquímica, se cree que es el período Yanshan-Himalaya. -El gas natural del grupo O “migra y se acumula a gran escala a lo largo de las fallas” [197] (Fig. 58d).
La cobertura neógena en la cuenca del Tarim es muy espesa, cubriendo entre 3.000 y 8.000 metros en la mayoría de las zonas. Los tres conjuntos principales de rocas generadoras (?-O, C, T-J) están todos enterrados muy profundamente, y la acción de la chimenea transfiere algunos recursos de las partes profundas a partes relativamente poco profundas. Aunque se destruyó algo de petróleo y gas, todavía contribuyeron. Éste y el antiguo levantamiento se han convertido en los dos principales contribuyentes a la cuenca de la torre. El antiguo levantamiento es en realidad una de las primeras chimeneas.
(2) Cuenca Junggar
El basamento es bastante activo, la sedimentación y las fallas son obvias en la cuenca, se desarrollan sistemas de fallas y es relativamente estable después del Jurásico Medio. La roca madre más importante de la cuenca es el Pérmico, que ha entrado en una etapa de madurez. Las rocas generadoras del Jurásico se combinan bien con las areniscas, pero la madurez en la parte central y norte de la cuenca es muy baja, y el hundimiento altamente maduro de Jungnam (Changji) es demasiado profundo para explorar directamente los yacimientos primarios de petróleo y gas del Jurásico y los más antiguos. Muchos reservorios del Jurásico se encuentran en el noroeste y en el vientre de la cuenca, pero estos reservorios no son fuentes de hidrocarburos del Jurásico en sí. Después de comparaciones geoquímicas, se cree que la mayoría de los campos de petróleo y gas del Jurásico migraron desde fuentes de petróleo del Pérmico a través de fallas, y algunos de ellos pueden migrar hacia arriba hasta el Cretácico para formar yacimientos (Figura 59a, b). Yang et al. [198] creen: "La gran mayoría de los yacimientos de petróleo y gas del Jurásico en la cuenca de Junggar son yacimientos secundarios de petróleo y gas. El petróleo y el gas se originan en rocas generadoras del Pérmico, y las fallas se han convertido en los principales canales para el petróleo del Jurásico. y migración de gas". También dijo: "Sin fallas, no habría yacimientos de petróleo y gas del Jurásico". Las fallas en las fuentes de petróleo se han convertido en "autopistas" para la migración de petróleo y gas a diferentes capas, que son cruciales para el noroeste y el vientre de la cuenca.
Figura 58 Modelo de migración vertical de petróleo y gas en la cuenca del Tarim (organizado en base a diversos datos)
Figura 59 Modelo de migración vertical de petróleo y gas en la cuenca de Junggar (incluido Tuha)
La intensidad de generación de gas del Jurásico en la cuenca sur de Junggar es muy alta (Fig. 60), y la parte central de la depresión ha entrado en una etapa madura y puede ser una fuente de gas para las capas medias y poco profundas de las primeras tres filas de estructuras en las montañas del norte de Tianshan. Todos los campos de gas exitosos, como Hutubi, son producidos por la Formación Ziniquanzi. La parte profunda del anticlinal es una estructura de bloque de falla formada por levantamiento de falla, que consta de cuatro fallas [199], que descienden hasta capas de fuente de gas como la Formación Badaowan. El propio Jurásico está enterrado a casi 10.000 metros de profundidad y actualmente no se puede perforar directamente. Sin embargo, a finales del período del Himalaya, se formaron varias hileras de estructuras anticlinales a partir de las montañas Tianshan empujadas hacia la cuenca. La combinación yacimiento-roca de cobertura en la sección somera este-norte es muy favorable. En el cuerpo de arena del delta de la Formación Ziniquanzi, se depositó lutita lacustre semiprofunda de la Formación Anjihai. El espesor de una sola capa puede alcanzar los 100 metros y el espesor acumulado es de unos 460 metros. Siempre que las fallas de las fuentes de hidrocarburos estén configuradas adecuadamente, es fácil formar yacimientos secundarios de gas con grandes reservas. Este campo puede convertirse en la dirección más realista para aumentar las reservas de gas natural en toda la cuenca, y se ha logrado con éxito con frecuencia en los últimos años. .
Figura 60 Mapa actual de intensidad de gas natural de J1B J2x en la cuenca de Junggar [189]
En resumen, se puede observar que el efecto chimenea es de gran importancia en la industria petrolera. y acumulación de gas en la cuenca de Junggar.
(3) Otras cuencas relacionadas con el cinturón tectónico activo occidental.
La migración vertical de petróleo y gas es evidente en la cuenca de Tuha, la cuenca norte de Qaidam y el corredor Hexi. Hay múltiples conjuntos de yacimientos superpuestos verticalmente en la cuenca de Tuha, como los yacimientos J, K y E en los campos petroleros de Baka, Shenquan y Lianmuqin. Todos pertenecen a la misma fuente de petróleo. Fuerte heterogeneidad vertical. La densidad se vuelve más ligera a medida que aumenta. Cada campo petrolero está acompañado de fallas que llegan hasta la capa fuente de petróleo, y la actividad de la falla ascendente se detiene debajo de la capa de roca efectiva [200] (Fig. 59d).
El hundimiento del bloque de falla de la cuenca norte de Qaidam desde J y la torsión combinada de las montañas Qilian y las montañas Altun en el período del Himalaya han dado como resultado estructuras de pliegue obvias. Las capas E-N en el norte no tienen condiciones de generación de hidrocarburos. Los yacimientos de petróleo y gas en la capa N provienen principalmente de las fuentes de hidrocarburos subyacentes de las capas J1 y J2. Migran a la trampa de la capa N a través de una serie de fallas con diferentes. propiedades para formar yacimientos de petróleo y gas (ver Figura 57).
El lado norte de las montañas Qilian es estructuralmente activo, con fallas desarrolladas y migración vertical y lateral a gran escala de petróleo y gas. La principal roca generadora es la formación J-K1. Por ejemplo, el petróleo generado en la parte inferior de Qingxi Sag en el área de Jiuxi ingresa al yacimiento de petróleo terciario a través de la falla Niugou y el petróleo crudo en Shibei Sag ingresa al yacimiento de petróleo terciario monoclínico norte a través de la falla de Bainan; . La arenisca terciaria tiene buenas propiedades físicas y estabilidad lateral. El petróleo y el gas pueden migrar a largas distancias en el Sistema Terciario y enriquecerse en puntos altos u otras trampas durante el proceso de migración, formando los campos petrolíferos en la Cuenca de Jiuxi [118]".
El área de Qiangtang en el Tíbet fue un área sedimentaria marina a gran escala en el Jurásico. Sus rocas madre son gruesas y de alta calidad, lo que ha atraído la atención de expertos nacionales y extranjeros, e incluso ha sido objeto de atención. comparado con Los yacimientos petrolíferos de Oriente Medio son comparables.
Sin embargo, hay dos problemas graves: en primer lugar, después de que la placa del lago Nujiang-Pangong se suturó al final del Jurásico, el área aumentó y los estratos K-E y N no continuaron depositándose a gran escala, sino que quedaron parcialmente desnudados. en el período posterior y careció de cobertura de área extensa; en segundo lugar, el movimiento del Himalaya. Aunque se formaron muchas trampas estructurales grandes, el área volvió a surgir, exponiendo muchas capas de petróleo y convirtiéndose en "antiguos depósitos de petróleo [201]" y muchas plántulas de petróleo, y una Gran cantidad de petróleo y gas quedó expuesta. ¡Qué lástima! Por supuesto, la capa de roca interna del Jurásico también puede bloquear algo de petróleo y gas, sirviendo como futuros objetivos de exploración.
Desde esta perspectiva, los tres componentes básicos de la chimenea: la cocina de hidrocarburos inferior, la falla fuente de hidrocarburos media, la roca de capa superior y la trampa, los tres son indispensables y pertenecen a la regla matemática de la multiplicación. Qiangtang es un yacimiento secundario de petróleo y gas que carece de capa superior de roca y trampas y no se forma fácilmente por la acción de las chimeneas.
(4) Cuenca de Sichuan
En el área estructuralmente estable de la cuenca central de Sichuan, la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas son autogenerados, autoreservados o adyacentes. Por ejemplo, la sección Da'anzhai (J14) y la sección Lianggaoshan (J1), donde se genera petróleo lacustre, son en su mayoría así, pero hay pocas señales antes de perforar el yacimiento de petróleo y gas, y el efecto chimenea es débil. En las áreas de desarrollo de fallas locales, las capas de petróleo grandes y frías pueden migrar a la Formación Shaximiao suprayacente a través de fallas para formar la capa de petróleo de Rugongshanmiao. Xie et al. [202] creen que "el desarrollo estructural, el análisis de coherencia y el análisis del ángulo de buzamiento estratigráfico muestran que el desarrollo de fallas en esta área proporciona canales importantes para la migración de petróleo y gas. El efecto chimenea de la capa de petróleo es muy obvio". cuando está cerca de la montaña Huaying. Por ejemplo, el anticlinal de Guang'an cerca de la montaña Huaying está formado por la intersección de dos líneas estructurales en las direcciones NNE y NEE, con fallas desarrolladas. El petróleo y el gas en la parte inferior migran hacia arriba por más de 1.000 metros. La Formación Shaximiao de capa roja (J2 32) tiene múltiples conjuntos de areniscas, siete de las cuales están ampliamente distribuidas, y algunas areniscas contienen petróleo en un área de más. de 40km2. Múltiples pozos de perforación poco profundos han probado petróleo, con una producción diaria de petróleo crudo de más de 1 m3, y el pozo Guang 104 tiene una inyección inicial intermitente de petróleo de más de 30 m3 por día. Las propiedades físicas generales de la arenisca son bajas y sólo pueden producirse localmente a través de fracturas.
La famosa arenisca petrolífera de Houba en el piedemonte de la montaña Longmen también pertenece a la Formación Shaximiao de lecho rojo. La superficie se extiende por casi 100 kilómetros y todavía se ve petróleo bajo tierra incluso a una profundidad de 1.000 metros. Además, después de cruzar el alto anticlinal expuesto en la antigua formación (T1f) hacia el norte, todavía hay múltiples capas de arenisca gruesa en el sinclinal petrolero. En los primeros años, los núcleos se perforaban a mano y el petróleo crudo podía gotear. Los caminos de piedra y las herramientas de piedra domésticas en el área de Jiangyou son en su mayoría arenisca con baja saturación de petróleo. En el condado que lleva el nombre de Jiangyou, no sólo el petróleo fluye a través del río en muchos lugares, sino que también hay rastros de petróleo por todas partes. Las montañas Longmen y su piedemonte, los períodos Indosiniano e Himalaya fueron activamente activos tectónica y sedimentariamente. El rico petróleo y gas marino profundo migraron hacia arriba a través de fallas y alguna vez generalmente se acumularon en trampas de arenisca roja superpuestas. Sin embargo, el movimiento tardío del Himalaya en esta área fue intenso, provocando empuje, plegado y levantamiento, y las capas de petróleo quedaron expuestas.
Figura 61 Diagrama esquemático de la migración vertical y acumulación secundaria de petróleo y gas en la depresión de Sichuan occidental
La Formación Xujiahe (T3) ⅲ kerógeno es una rica fuente de gas en Sichuan occidental Depresión. A través de fallas, el sistema transporta gas natural hacia la arenisca roja superior, formando una gran cantidad de yacimientos de gas, que se ha convertido en uno de los puntos calientes de exploración de gas natural en Sichuan en los últimos años (Figura 61). Según el análisis de la historia geológica, durante el período Yanshan, el cinturón estructural de Long'ao se desarrolló sobre la base del patrón estructural NEE del movimiento indosiniano, con la adición de trampas estratigráficas y litológicas T3. Este fue el período pico de generación de hidrocarburos en el Triásico Tardío y las propiedades físicas del yacimiento eran buenas. Por lo tanto, el período Yanshanian es el período dorado para la acumulación convencional de petróleo y gas en la Formación Xujiahe. Durante el posterior proceso de densificación de la arenisca, la generación y expulsión de hidrocarburos continuó, y la depresión occidental de Sichuan tiene condiciones favorables para la formación de gas en cuencas profundas de gran superficie. Sin embargo, los yacimientos de gas natural se han estancado debido a la compactación profunda y la ultradensificación a largo plazo. El intenso movimiento del Himalaya destruyó hasta cierto punto los primeros petróleo y gas en las montañas Longmen y partes de las montañas Qianshan, pero es bueno que se reactiven los yacimientos de petróleo y gas estancados y enterrados durante mucho tiempo en la depresión. Desde la montaña Longmen hasta la montaña Longquan, la estructura es relativamente activa. A finales del período del Himalaya, se formaron docenas de estructuras anticlinales y redes de fallas y fracturas de diferentes alturas en la depresión occidental de Sichuan. El gas comprimido en la Formación Xujiahe se reacumuló a lo largo del sistema de fallas hasta la parte superior de la estructura tardía para formar yacimientos de petróleo y gas. Al mismo tiempo, en condiciones de presión ultraalta y desarrollo de fallas, el gas natural inevitablemente escapará en muchas direcciones, creando un efecto chimenea sin precedentes. Una parte llega a la superficie y se convierte en numerosas plántulas de gas. Sin embargo, debido a la gruesa capa de arenisca roja, las buenas propiedades físicas, muchas trampas y múltiples conjuntos de lutitas, favorece la formación de depósitos de gas secundarios.
Importantes yacimientos de gas como Xinchang, Baimamiao, Luodai, Pingluoba y Majing han alcanzado los estándares de los yacimientos de gas grandes y medianos.
Figura 62 Diagrama esquemático de la migración vertical de petróleo y gas en el área de Shuguang de la Depresión de Huanghua y la Depresión del Bajo Liaohe [120, 127]
Reservorios de gas secundarios bajo la acción Las chimeneas generalmente tienen características de sobrepresión. Tomando Xinchang como ejemplo, las areniscas no aireadas se encuentran en su mayoría bajo presión normal, y la tendencia general es que el gradiente de presión de la capa de gas disminuye gradualmente de abajo hacia arriba. La Formación Suining (banda JBOY3) es una capa de roca regional debido a su espesa lutita, y muchas fallas profundas de fuentes de hidrocarburos o estratos fracturados no pueden penetrar este conjunto de estratos. El gradiente de presión de la capa de gas inferior es alto (1,5 ~ 1,9 MPa/100 m), y el gradiente de presión de la Formación Penglai superior (banda JBOY3) y la capa de gas del Cretácico cae a 1,3 ~ 1,5 MPa/100 m. el gas natural en la formación debajo de J2 es alto [203]. Tiene las características de migración de fase acuosa o intrusión de fase miscible. En la banda anterior o arenisca K sobre la lutita de la Formación Suining, el contenido de hidrocarburos aromáticos del yacimiento de gas es generalmente muy bajo, y el movimiento del Himalaya es más intenso en la parte sur de la depresión occidental de Sichuan. Grandes fallas profundas, como la falla de Daxing en la estructura Baimamiao, cortan verticalmente el eje estructural con una distancia de falla de 60 a 170 m y desaparecen hacia arriba en la formación Penglai.
(5) En las cuencas de fallas del este de China, el petróleo y el gas migran verticalmente a lo largo de fallas extensionales y superficies de erosión, superponiéndose a nuevas capas para formar yacimientos de petróleo y gas.
Esta es una de las combinaciones importantes de formación de petróleo en la Depresión de Jiyang (ver Figura 53). Las reservas geológicas de petróleo descubiertas en la Formación Guantao, que no produce petróleo, representan el 24,8% de las reservas totales, y parte de la Formación Dongying representa el 32,2% [204]. Generalmente, el petróleo y el gas pueden migrar a capas conectadas por fallas. Esta migración vertical entre capas desempeña un papel importante en depresiones en forma de cesta abiertas y bien separadas, por lo que se presta especial atención a los "yacimientos complejos de petróleo y gas". Por ejemplo, los famosos yacimientos de petróleo de Gudao, Gudong, Chengdong, Chenjiazhuang y otros yacimientos de petróleo del Neógeno entran en esta categoría. En las depresiones de Huanghua y Xia Liaohe, el petróleo y el gas migran verticalmente desde la roca madre de la capa E hasta la capa N o E superior a través de fallas. Como se muestra en la Figura 62, el petróleo y el gas migran principalmente verticalmente en la depresión de Subei. Los "reservorios terrestres y marinos" en la parte norte de la cuenca del Mar de China Meridional muestran el papel dominante de la migración vertical. Además de la migración vertical de fallas entre el Paleógeno y el Neógeno, muchas áreas de la cuenca del rift oriental están conectadas a fallas de basamento mesozoicas y paleozoicas, formando un complejo sistema de acumulación y migración de petróleo y gas con fuentes múltiples y mixtas.
(6) La depresión de la falla del Jurásico Inferior de la Formación Songhuajiang en el área Sanzhao de la Cuenca Songliao tiene abundantes fuentes de hidrocarburos querógenos tipo III, alta madurez (r = 2,5 ~ 6) y chimenea prominente. efecto.
A través de la falla migra hacia el yacimiento Cretácico situado encima o alrededor de ella, con una distancia vertical de varios kilómetros. La madurez de la Formación Dengluuku es solo r = 1,3 ~ 2, y la madurez de la Formación Quantou y superiores es aún menor. Wells Fang 3 y Fang 4 muestran fenómenos obvios de fuentes mixtas. Muchos expertos [191, 205, 206] han llevado a cabo investigaciones en profundidad sobre los fenómenos geológicos en esta área, especialmente la comparación detallada de las fuentes de hidrocarburos, lo que ha confirmado que muchos yacimientos de gas del Cretácico provienen de profundas depresiones de fallas del Jurásico. La Figura 63a muestra que el gas natural jurásico en el área de Shengpingzhan en la depresión de la falla norte de Sanzhao ingresa al depósito de gas secundario formado en la parte superior a través de una serie de fallas, mientras que la Figura 63b muestra que el gas natural jurásico demasiado maduro en el área de Changde en la depresión de la falla occidental de Xujiaweizi pasa a través de la depresión de la falla (hacia La falla principal entre la pendiente y el levantamiento migró a la Formación Denluuku en el levantamiento para formar un depósito de gas secundario, que es diferente del petróleo y gas originales altamente maduros.
Figura 63 Modelo de migración vertical de yacimientos secundarios de gas en el área de Sanzhao de la cuenca de Songliao
El Jurásico en el área de levantamiento sureste de la cuenca de Songliao es una zona de rift , con extensos y espesos sedimentos carboníferos, rica fuente de gas. Sin embargo, dado que la cuenca Songliao entró en una gran depresión en el Cretácico, el área carece de rocas generadoras lacustres de aguas profundas, que son principalmente clásticos terrígenos, y faltan las formaciones K2 y E-N. En esta área se desarrollan grandes anticlinales y fallas, y se ha demostrado que los yacimientos de gas y el gas natural están relacionados con fuentes de gas del Jurásico [188, 207]. Los yacimientos de gas CO2 en las áreas de Wanjinta y Gan fueron obviamente secundarios al movimiento ascendente de fallas profundas. Existe una amplia perspectiva de encontrar yacimientos de gas con efecto chimenea en el área de levantamiento sureste.