Evaluación de áreas favorables
(1) Zonas favorables del mesoproterozoico
Las áreas clave incluyen el anticlinal de Puhe, el anticlinal del lago Kunming y el anticlinal de Fengheying.
1. Zona anticlinal de Puhe
Situada en el área estratégica de la Depresión de Dangba en el norte de la provincia de Hebei, pertenece al tipo de unidad estructural superpuesta tipo II1 y está dominada por el Mesozoico superior. la cubierta mesoproterozoica. Se encuentra a unos 10 kilómetros al oeste del embalse de Huapigu. La antigua División de Exploración de Nuevas Áreas de la Corporación Nacional de Petróleo de China llevó a cabo un estudio del área de MT eléctrica de alta precisión de 1994 a 1995 y descubrió esta estructura.
(1) Características estructurales
De acuerdo con una línea de levantamiento sísmico norte-sur a lo largo de la estructura (Figura 6-2-3), se encontró que la estructura tiene 7,5 km de ancho. de norte a sur, y el ángulo de buzamiento estratigráfico del ala sur es 13, el ángulo de buzamiento estratigráfico del ala norte es 10. El área estimada de la trampa es de 10 km2 y el rango de cierre es de 400 ~ 500 m.
Figura 6-2-3 Perfil geológico de la línea sísmica JB-95-18 de depresión de la falla de Kuancheng
( Según Huabei Oilfield, 2006)
(2) Características de la roca fuente, yacimiento y capa
Las rocas fuente son principalmente esquisto de la Formación Hongshuizhuang y la Formación Xiamaling, y el carbonato de Wumishan. Las rocas del grupo también se pueden utilizar como rocas generadoras efectivas. El Mesoproterozoico y el Paleozoico están bien conservados en esta área, y hay tres conjuntos completos de combinaciones de reservorio-roca de capa, a saber, el reservorio de la Formación Wumishan-capa cruda de la Formación Hongshuizhuang, la capa cruda de la Formación Tieling-capa cruda de la Formación Xiamaling y el Cámbrico-Ordovícico. Sistema de sello Yacimiento-Carbonífero-Pérmico.
(3) Acumulación
Antes de la deposición del Jurásico Medio, se produjo un plegamiento compresivo a mediados del Neoproterozoico, y la estructura comenzó a tomar forma. En el Jurásico Medio se depositó una capa de unos 1200 m de espesor, con un valor de Ro de aproximadamente el 1,0%. La roca generadora ha entrado en una etapa de generación masiva de hidrocarburos, que es el principal período de generación de hidrocarburos en el Neoproterozoico medio (Figura 6-2-4) y el principal período de migración y acumulación. Pertenece al modelo de generación y acumulación secundaria de hidrocarburos de unidad de superposición ⅱ1.
(4) Condiciones de preservación
La acumulación de petróleo y gas en esta área se produjo temprano, y las actividades tectónicas a finales de los períodos Yanshaniense e Himalaya causaron cierto grado de daño a las trampas en esta área. Las condiciones de conservación son un factor clave en la existencia de antiguos yacimientos de petróleo. Debido a que esta área estaba cubierta por el Sistema Jurásico, la Era Paleozoica está bien conservada y no hay fallas que afloren a la superficie en el área cubierta por el Sistema Jurásico. La capa de roca de lutita de la Formación Xiamaling tiene de 200 a 300 m de espesor, y la capa de roca de la Formación Hongshuizhuang tiene de 100 a 160 m de espesor, lo que favorece la preservación.
(5) Cantidad de recursos
La cantidad de recursos estimada por el método de trampa es 1147,5×104t.
Con base en el análisis de los factores anteriores, la zona del anticlinal de Puhe tiene las condiciones geológicas para la formación y preservación de antiguos yacimientos de petróleo y gas, y es una zona de exploración favorable en el Mesoproterozoico.
2. Zona anticlinal del lago Kunming
Pertenece a la zona estratégica del Jingxi Sag en el Mesoproterozoico. Estructura anticlinal descubierta a partir de perforación hidrológica de capas.
(1) Características estructurales
La estructura del lago Kunming es un punto alto en el extremo noreste del anticlinal Hongmiaoling-Badachu (Figura 6-2-5, Figura 6-2- 6). El extremo este tiene una relación oblicua con la falla de Babaoshan. Se extiende desde la montaña Yuquan hasta la montaña Wanshou en el norte, hasta el templo Atfu en el sur, hasta la tumba de Wang Rui en el oeste y hasta Haidian en el este a lo largo del eje longitudinal de la Tumba-Zhongwu-Haidian de Wang Rui, que se extiende en el noreste. dirección. El núcleo está compuesto por el Ordovícico Inferior, con un ángulo de inclinación de aproximadamente 10, y las alas están compuestas por el Ordovícico Medio, Carbonífero-Pérmico y Jurásico Inferior. El ala norte tiene un ángulo de inclinación de 45, el ala sur tiene una inclinación. ángulo de 20-25, el extremo oeste es 23-30 y el extremo este tiene un ángulo de inclinación de 45. El ángulo de inclinación es de aproximadamente 165438.
(2) Combinación fuente-embalse-roca de cubierta
Las principales rocas generadoras y rocas de cubierta son la Formación Hongshuizhuang Mesoproterozoica y la Formación Xiamaling. Dos conjuntos de conjuntos regionales de reservorio y roca de cobertura en el Mesoproterozoico están bien conservados (Tabla 6-2-22).
Figura 6-2-4 Profundidad de entierro de cada capa e historial de evolución de la generación de hidrocarburos en el área de Pingquan en la depresión del norte de Hebei
Figura 6-2-5 Estructura superior proterozoica de Kunming Figura anticlinal del lago
(Según Wang Xingshi 1988)
(3) Acumulación
La roca madre tiene un mayor grado de evolución, alcanzando la parte superior la etapa de gas húmedo y las partes media e inferior posiblemente llegando a la etapa de gas metano, el principal período de generación de hidrocarburos es la etapa de Yanshan. Se formaron estructuras durante la actividad de compresión de Yanshan y se transportaron y acumularon petróleo y gas para formar yacimientos. Durante el último período Yanshan, la estructura fue elevada y desnudada. El sistema Pérmico-Ordovícico en la estructura central fue desnudado. Sólo el Cámbrico cubrió el Mesoproterozoico y se ajustaron los yacimientos de petróleo y gas. Pertenece al modo de acumulación de generación secundaria de superposición ⅱ1.
Figura 6-2-6 Sección estructural del lago Kunming
(Según Wang Xingshi 1988)
Tabla 6-2-22 Estructura del lago Kunming Jixiano-Cámbrico Tabla de combinaciones fuente-yacimiento-roca de cobertura
(4) Condiciones de preservación
Dado que el yacimiento de petróleo y gas se formó en el período Yanshaniano, ha experimentado actividades tectónicas a finales del Yanshaniano y Períodos del Himalaya. Por un lado, el anticlinal debe permanecer intacto. Si hay roturas en el tejado, no se podrá conservar el petróleo ni el gas. Las propiedades de sellado de la roca de cobertura del Mesoproterozoico y del Cámbrico determinan la calidad de las condiciones de conservación y la cantidad de petróleo y gas perdido por la difusión de la roca de cobertura. Por eso las condiciones de conservación son clave. Como roca de cobertura, el espesor de la Formación Xiamaling es de 200 a 300 m, y el espesor de la Formación Shuishizhuang es de 80 a 120 m. La lutita suprayacente del Cámbrico Medio e Inferior también se puede utilizar como roca de cobertura secundaria.
(5) Cantidad de recursos
La cantidad de recursos estimada por el método de trampa es 5610×104t.
3. Cinturón anticlinal de Fengheying
Situado en la zona estratégica del centro y norte de Hebei durante el Mesoproterozoico, es una estructura descubierta por la línea de prospección sísmica bidimensional del Campo petrolífero del norte de China.
(1) Características estructurales
El área de trampa en la cima de la Formación Wumishan Mesoproterozoica es de 20 km2, la amplitud es de 200 (punto máximo norte) ~ 400 m (punto máximo sur), el punto más alto La profundidad del entierro es de 3000 m (Figura 6-2-7). En esta estructura se ha perforado el pozo Jing 101. El pozo tiene 4.000 metros de profundidad y el fondo del pozo es la Formación Wumishan. La ubicación del pozo se desvía del punto más alto principal del anticlinal y está unos 400 metros más abajo que el punto más alto. Durante el proceso de perforación no se observaron muestras evidentes de petróleo y gas.
(2) Combinación fuente-embalse-roca caperuza
Las rocas fuente incluyen la Formación Mesoproterozoica Wumishan, la Formación Hongshuizhuang y la Formación Xiamaling.
La capa de roca principal es un conjunto de lutitas planas de lodo marino poco profundas intercaladas con marga sobre la Formación Cámbrica Fujunshan, la Formación Maozhuang y la Formación Xuzhuang. El espesor es superior a 200 metros y se puede comparar con la formación subyacente. La dolomita de la Formación Fujunshan, la piedra caliza de la Formación Qingbaikou Jingeryu y la arenisca de la Formación Changlongshan forman una combinación de yacimiento y roca de cobertura. Las rocas generadoras de esquisto de la Formación Xiamaling, los yacimientos subyacentes de la Formación Tieling y las rocas generadoras y las rocas de cobertura de la Formación Hongshuizhuang forman una combinación completa de fuente secundaria, yacimiento y roca de cobertura. La capa fuente-reservorio de la Formación Wumishan y la capa suprayacente fuente-reservorio de la Formación Hongshuizhuang constituyen el tercer conjunto de combinación fuente-reservorio-roca cubierta. Las principales rocas generadoras del Neoproterozoico encontradas por el Pozo Jing 101 son, de arriba a abajo, la Formación Xiamaling, la Formación Tieling, la Formación Hongshuizhuang y la parte superior de la Formación Wumishan. Las rocas generadoras son de 200 m, 350 m, 100 m y 500 m respectivamente, y el contenido de carbono orgánico es 0,49% y 0,365438 respectivamente.
(3) Acumulación
Los anticlinales se formaron por primera vez durante el movimiento indosiniano al final del Triásico y se intensificaron aún más con el movimiento Yanshan. A partir de entonces, hubo un largo período de levantamiento y erosión. La profundidad de enterramiento del Mesoproterozoico del Himalaya superó los 8.000 metros y entró en la etapa de generación secundaria de hidrocarburos. En este punto, se han formado estructuras y el petróleo y el gas pueden ingresar a la trampa a través de fallas y yacimientos adyacentes. Pertenece al modo de acumulación de generación secundaria de superposición tipo I (Figura 6-2-8).
Figura 6-2-7 Mapa estructural de la cima de la Formación Wumishan en el centro y norte de la provincia de Hebei
(Basado en el campo petrolífero de Huabei, 2006)
Figura 6-2 Modelo de acumulación mesoproterozoica del -8 Campamento Fengheying
(4) Generación secundaria de hidrocarburos
La estructura de Fengheying es relativamente completa y el conjunto yacimiento-roca cubierta está bien desarrollado. Debido al fuerte aumento al final del período Yanshan, la acumulación de petróleo y gas depende de la generación secundaria de hidrocarburos en el período del Himalaya, por lo que el principal factor de control es la generación secundaria de hidrocarburos en el período del Himalaya. Mediante cálculos de simulación, la intensidad de generación de hidrocarburos en el período Mesoproterozoico del Himalaya puede alcanzar (70 ~ 120) × 104t/km2, y las condiciones para la generación secundaria de hidrocarburos son buenas.
(5) Cantidad de recursos
La cantidad de recursos estimada por el método de trampa es 2040×104t.
(2) Zona favorable paleozoica
1. Zona de la nariz del segmento Wangguantun
La zona de la nariz del segmento Wangguantun pertenece al área estratégica del sur de Huanghua en el Paleozoico y es una unidad de superposición de tipo I. Ubicado en la parte centro-sur de la Depresión de Huanghua, entre la Depresión de Cangdong y la Depresión de Yanshan (Paleógeno-Neógeno), forma el cinturón estructural de Kongdiano junto con el levantamiento de Kongdiano, el anticlinal de la nariz de Kongxi y la nariz rota de Kong 72. En el cinturón estructural de Kongdian se descubrieron un total de 1 pozo de flujo de petróleo industrial Paleozoico (pozo Konggu 3), 1 pozo de flujo de petróleo industrial Paleozoico (pozo Konggu 4) y 2 pozos de producción de agua (pozo Konggu 1 y pozo Konggu). ), ver 3 pozos (pozo Konggu 72 y pozo Guangu 1). El gas asociado δ13C1 del yacimiento mesozoico en el pozo Guan 142, ubicado en la parte noreste de la estructura, es de -33‰~-32‰, y el contenido de gas derivado del carbón es relativamente alto.
(1) Características estructurales y evolutivas
La estructura de la colina enterrada Wangguantun está ubicada en el extremo suroeste del cinturón estructural de Kongdian. Es una estructura anticlinal unida a la falla de Kongdong. La estructura se formó antes y es una estructura antigua a largo plazo en la depresión. La estructura tiene tendencia hacia el noroeste, con una profundidad de enterramiento de 4.350 metros, un área de trampa de 28 kilómetros cuadrados y una amplitud de 400 metros (Figura 6-2-9).
Figura 6-2-9 Mapa de la estructura de la colina enterrada de Wangguantun
(Según el campo petrolífero de Dagang 1994)
La estructura de Wangguantun se formó a finales del período Yanshanian y Es una estructura relativamente completa. Durante el período Cretácico Superior-Paleoceno, todo el levantamiento sufrió denudación. La mayor parte del Mesozoico en la parte superior de la estructura fue denudada, y hubo sistemas relativamente completos del Triásico y del Jurásico Medio-Inferior en las alas. En el Eoceno, la paleotopografía fue más baja en el oeste y más alta en el este, y la amplitud de las trampas anticlinales disminuyó. En el Oligoceno, la falla Kongtong comenzó a desarrollarse, la placa ascendente se inclinó fuertemente, el ala noreste de la estructura Wangguantun se elevó y la amplitud de la trampa se redujo aún más. Aunque la amplitud se reduce, la amplitud estructural actual sigue siendo grande.
(2) Combinación fuente-yacimiento-roca de recubrimiento
Las rocas fuente paleozoicas son gruesas y ricas en materia orgánica. Los dos conjuntos de reservorios regionales son las areniscas de la Formación Shihezi Superior del Pérmico y la Formación Shihezi Inferior y la corteza de meteorización superior del Ordovícico. La cubierta Carbonífero-Pérmico es más espesa. El espesor total de la Formación Shiqianfeng del Pérmico y la lutita del Triásico es de 652 metros (Pozo Guangu 1), que puede usarse como roca de cobertura directa del sistema Carbonífero-Pérmico. El sistema Carbonífero tiene unos 250 metros de espesor y puede utilizarse como capa de roca del Ordovícico. Aunque hay varias fallas que cortan las partes estructurales altas, estas fallas tienen recorridos cortos y tiempos de desarrollo cortos, y generalmente no dividen el sistema Carbonífero-Pérmico.
(3) Acumulación
Las actividades tectónicas del Cenozoico han ajustado las trampas formadas en la etapa inicial, pero las formas están completas, se ha acumulado una gran cantidad de petróleo y gas, y el El período de formación estructural coincide con la migración de petróleo y gas (Figura 6-2-10). Pertenece al modelo de generación y acumulación secundaria de hidrocarburos superpuesto tipo I.
(4) Condiciones de la roca generadora
Según el análisis de las condiciones de la roca generadora, la intensidad de generación secundaria de hidrocarburos en el período del Himalaya fue alta, y fue superior a 200×104t/ km2 en el Paleozoico, pero el área de suministro de hidrocarburos era relativamente pequeña, el grado de llenado de la trampa puede ser pequeño y la cantidad de recursos estimada por el método de la trampa puede ser demasiado grande.
Figura 6-2-1 Modelo de acumulación de cerros enterrados de Wangguantun
(5) Cantidad de recursos
Según el área de trampa en el área, la cantidad estimada de recursos de gas natural es 659,0×108m3.
2. Cinturón Acrópolis-Liuwen Qianshan
Ubicado en la parte norte de la zona de elevación central de la depresión Dongpu, es una unidad superpuesta ⅱ-4. En la zona se han perforado siete pozos exploratorios. A excepción del Pozo Guwei 1 y el Pozo Guwei 2, los otros cinco pozos tienen un buen rendimiento de petróleo y gas. El valor del isótopo de carbono metano del componente de gas natural del Carbonífero-Pérmico en el Pozo Wengu 2 es -29,6‰; etano-24,3‰, propano-21,4‰, butano-25,7‰, y la relación del gas raro He3/He4 es 0,889×10-. 7, el valor del isótopo Ar40/Ar36 es 1411,83.
(1) Características estructurales y evolutivas
Controlados por la falla Wenxi-Weixi, los estratos generalmente se inclinan hacia el este, con una superficie superior amplia y suave, cubriendo un área de 120km2. Hay tres estructuras locales: Wenmingzhai, Aicheng y Liuwenqianshan, que tienen forma de nariz rota, semianticlinal y anticlinal roto respectivamente. Entre ellas, la estructura de Liuwenqianshan tiene el área más grande (Figura 6-2-11). Los estratos superpuestos sobre la colina enterrada están completos, cubiertos tridimensionalmente y la estructura es sólida.
El cinturón de colinas enterradas se desarrolló en el Paleógeno y es una depresión y levantamiento heredados en el Cenozoico. La Depresión de Dongpu estuvo dominada por una depresión general en el Neógeno, y la estructura también dejó de moverse.
Figura 6-2-11 Mapa estructural del cinturón de colinas enterradas de Aicheng-Liuwen
(Basado en el campo petrolífero de Zhongyuan, 2002)
(2) Fuente- combinación reservorio-caproca
En el Carbonífero-Pérmico se pueden formar tres tipos de combinaciones formadoras de reservorio: autógena y autorreservorio, reservorio Paleozoico intermedio y nuevo reservorio Paleozoico. El Cámbrico-Ordovícico puede formar rocas generadoras del Carbonífero-Pérmico, yacimientos del Cámbrico-Ordovícico y combinaciones de rocas de cubierta del Carbonífero-Pérmico.
(3) Acumulación
Dongpu Sag careció de generación secundaria de hidrocarburos en el período Yanshaniano, y el período del Himalaya fue el pico de generación secundaria de hidrocarburos, lo que es consistente con la formación tectónica. Pertenece al modo de almacenamiento y generación secundaria superpuesto ⅱ-4 (Fig. 6-2-12).
Figura 6-2-12 Modelo de formación del yacimiento Paleozoico de Liuwen
(4) Propiedades físicas del yacimiento y sellado lateral
Dado que esta área es anticlinales de falla y bloque de falla Las trampas con grandes fallas, donde el Paleozoico y el Paleógeno están en contacto lateral, requieren buenas condiciones de sellado lateral.
Según el análisis del Pozo Wen 23, Pozo 2 y Pozo Wei 79-9, el petróleo y el gas anteriores al Paleógeno se pueden acumular en el Paleozoico, Mesozoico y Cenozoico.
La generación paleozoica de hidrocarburos secundarios se retrasó, la carga de petróleo y gas también se retrasó y la diagénesis tomó mucho tiempo. Las propiedades físicas de los yacimientos paleozoicos determinan el enriquecimiento de petróleo y gas.
(5) Cantidad de recursos
Según el área de trampa de la zona, se estima que la cantidad de recursos de gas natural es de 574,9×108m3, y en base a la migración y el método del coeficiente de acumulación, la cantidad de recursos de gas natural se estima en 0,3 × 108 t (330 × 108 m3).
3. El cinturón estructural anticlinal de Tangyi
Pertenece al área estratégica de la Depresión Paleozoica de Linqing. El cinturón de levantamiento de Tangyi pertenece al tipo de superposición tipo ⅱ1. sag y Er Los pasos pertenecen al tipo de superposición tipo I.
El cinturón estructural de Tangyi está situado en la parte oriental de la depresión de Linqing, limitando con la depresión de Shenxian al este y con la depresión de Guanxian al oeste. Se compone de estructuras Gaotang, Kangzhuang y Tangyi en el norte.
Se han perforado ocho pozos en los cinturones estructurales de Gaotang y Tangyi, a saber, Kanggu 1, 2, 4, Tanggu 1, 4, Hua 4, Xin 3 y Tanggu 5. Hay 6 pozos que muestran petróleo y gas, entre los cuales el Pozo Kanggu 1 muestra 7 capas de piedra caliza con rastros de petróleo en la corteza erosionada en la cima del Ordovícico, con un espesor de 7,3 m. Se sacó el núcleo y la gravedad específica fue de 0,887, lo que indica una fuga de aceite. La producción de agua de prueba de esta capa fue de 42,22 m3/d. El pozo Gaogu 4, ubicado en la Segunda Etapa Este, probó rutinariamente entre 4514 y 4525 m el 6 de marzo. La prueba de la boquilla de petróleo de 4 mm produjo 2039 m3/d de gas natural y 2,04 t. /d de aceite. Después de la fracturación, la producción máxima diaria de gas natural es de 2,1×104m3 y la producción acumulada de petróleo condensado es de 30,18t.
(1) Características estructurales y evolutivas
Incluyendo seis semianticlinales o fallas que incluyen Kangzhuang, Kangzhuang Norte, Kangzhuang Sur, Tangyi, Tangyi Este y Tangyi Sur. El área de trampa es grande y la amplitud es alta, siendo el área total de trampa de 183 km2 (Tg2). Las principales trampas son Kangzhuang, Tangyi y Tangyinan, con áreas de trampa de 30 km2, 56 km2 y 70 km2 respectivamente, con una superficie máxima de 156 km2. Entre ellas, hay tres trampas principales: Kangzhuang, Tangyi y Nantangyi. Las áreas de las trampas son de 30 a 70 km2 y las amplitudes son de 400 m, 1300 m y 900 m respectivamente. En términos de morfología, todos son semianticlinales o anticlinales quebrados (Tabla 6-2-23).
Durante el período Yanshan, el levantamiento de Tangyi había alcanzado una cierta escala, y el período Paleógeno fue la principal etapa de formación de esta estructura. Hay dos escalones desarrollados a ambos lados de la estructura, los estratos se inclinan hacia ambos lados y se desarrollan fallas a lo largo de la dirección.
(2) Combinación fuente-yacimiento-roca de cobertura
Hay dos conjuntos de buenas rocas fuente: Cámbrico-Ordovícico y Carbonífero-Pérmico. El embalse está compuesto por una antigua corteza erosionada en la parte superior de la arenisca del Ordovícico y Carbonífero-Pérmico. El primero tiene buenas propiedades físicas, mientras que el segundo tiene malas propiedades físicas. La porosidad es generalmente de 3,6% a 4,3% y la permeabilidad es generalmente de (0,01 a 0,02) × 10-3 μm2. Aproximadamente 300 metros de estratos carboníferos en la parte inferior del sistema Carbonífero-Pérmico son buenas rocas de cobertura para el sistema Ordovícico. El sistema Pérmico-Triásico tiene secciones intercaladas de arena y lutita, que son rocas de cobertura regionales para los yacimientos del Pérmico.
Tabla 6-2-23 Tabla de elementos de trampa del cinturón estructural Tangyi
(3) Acumulación y factores clave
Tome el pozo Gaogu 4 como ejemplo. -Se desarrolla la combinación yacimiento-roca de recubrimiento, con buen recubrimiento y pobre yacimiento. El principal período de acumulación es el período del Himalaya, que pertenece al modelo de generación secundaria superpuesta de hidrocarburos Tipo I.
La trampa del pozo Gaogu 4 está ubicada en el segundo escalón en la parte oriental del cinturón de colinas enterradas de Tangyi y es una estructura de punta rota (Apéndice Figura 6-2-13, Figura 6-2-14 ). La roca madre del Paleozoico en Jiangdian Sag tiene las condiciones para la generación secundaria de hidrocarburos en el período del Himalaya. Las areniscas del Carbonífero-Pérmico son densas, de baja porosidad y baja permeabilidad. Los poros primarios no están desarrollados y son principalmente poros secundarios disueltos y microfracturas. La capa de roca regional de Fuxiaohe está ampliamente distribuida en la zona, con un espesor de unos 200 metros y una proporción de lutita de hasta el 70%.
Figura 6-2-13 Mapa estructural de Kangzhuang-Jiangdian Tg
Figura 6-2-14 Perfil del yacimiento del pozo Gaogu 4
Falla La propiedad de sellado lateral es la clave para la formación de yacimientos. Las fallas se desarrollaron en el Paleozoico, pero la mayoría de ellas se originaron en el Mesozoico o el Cuarto Miembro de la Formación Shahejie-Kongdian y terminaron en el Mesozoico o el Cuarto Miembro de la Formación Shahejie-Kongdian. No están relacionadas con las fallas generadas desde el Paleógeno. El pico de generación de hidrocarburos secundarios es desde la Formación Guantao hasta el presente. En este momento, el antiguo sistema de fallas ha cesado su actividad y el sellado de la falla depende de la litología estratigráfica en ambos lados de la falla. Bueno, Gaogu 4 es una trampa de bloque de fallas controlada por fallas inversas. Entre ellos, la distancia entre las dos placas de la falla con tendencia NE es de 400 m, de modo que la arenisca de la sección Kuishan-Wanshan de la placa ascendente en la sección objetivo está conectada con el Mesozoico inferior de la placa descendente.
La arenisca mesozoica se desarrolló en el área del pozo Gaogu 4, especialmente el espesor de la capa única de arenisca inferior es grande, la litología es gruesa y las propiedades físicas son relativamente buenas, lo que no favorece el sellado lateral, lo que resulta en capas no gruesas en Kuishan. -Sección Wanshan de acumulación de arenisca del pozo Gaogu 4.
En lo alto del levantamiento, el Paleozoico también sufrió cierta erosión. La distancia entre las fallas de este a oeste en Tangyi es grande, superando los 1000 m. El sistema de fallas está desarrollado y el sellado lateral de la roca de cobertura y las fallas es muy importante.
Las rocas generadoras del Paleozoico en el hundimiento Shenxiano y Guanxiano en los lados este y oeste del Levantamiento Tangyi están profundamente enterradas. La roca madre es gruesa, la lutita oscura del Carbonífero-Pérmico generalmente mide más de 100 metros y la veta de carbón mide más de 100 metros. La intensidad de generación secundaria de hidrocarburos del período Ordovícico del Himalaya en el Shenxian Sag es (40 ~ 80) ×. 104 t/km2, y la lutita oscura del Carbonífero-Pérmico generalmente mide más de 100 metros. La intensidad de generación secundaria de hidrocarburos del período Pérmico del Himalaya es (50 ~ 100) × 104 t/km2, y la suma de las dos es (90). ~ 104 t/km2 Sin embargo, la intensidad de generación secundaria de hidrocarburos del período del Himalaya en el Guanxian Sag es inferior a 100× 104t/km2, lo que no favorece la acumulación de petróleo y gas
(4). Cantidad de recursos
La cantidad de recursos de gas natural en el levantamiento Tangyi se estima en 575,4 × 108 m3
4. Pertenece al área estratégica de la Depresión de Dongpu y es una unidad superpuesta ⅱ-4.
En la actualidad, ya existen muchos pozos de exploración como Magu 1, 2, 5, 6, 11, Kai. 33, Ma 3, 17, 21 y 50 fueron perforados en el Paleozoico. Muchos pozos tienen muestras de petróleo y gas en diversos grados en el sistema Ordovícico. Entre ellos, Ma Ancient 5, Horse 3, Horse 3, Horse 5, Horse 5. , Caballo 3, Caballo 3, Caballo 5, Caballo 5, Caballo 5, Caballo 5,
(1) Estructura y características evolutivas
Xuji-Machang-Sanchunji es un norte-sur zona de paleo-levantamiento del sótano Está dividida en las estructuras Xuji, Machang y Sanchunji por la falla Machang y la falla Sanchunji. El área Tangzhuang-Machang desarrolla la estructura Machang de sur a norte. 5, Magu 16 y Magu 11 (Figura 6 La estructura Machang es una estructura en forma de nariz que se inclina hacia el sureste con una longitud de aproximadamente 65438+).
Este cinturón estructural es un antiguo levantamiento heredado en tiempos recientes. , los estratos se inclinan hacia el este y se desarrollan profundas depresiones en ambos lados.
(2) Combinación fuente-reservorio-roca caperuza
La principal roca generadora es la serie de carbón Carbonífero-Pérmico. , tiene un alto grado de evolución térmica, colinda con profundas depresiones al este y oeste, y presenta condiciones para la generación secundaria de hidrocarburos.
El cerro enterrado se encuentra denudado desde hace mucho tiempo, el yacimiento se encuentra en estado de denudación. se ha transformado por disolución y se han desarrollado fracturas y cuevas, proporcionando buenas condiciones de yacimiento. La roca de cobertura es Carbonífero-Pérmico, y la roca de cobertura lateral es Carbonífero-Pérmico y miembros Sha4 y Sha3
Figura 6-2-. Estructura reflectora de 15 Tg en el área de Machang
(Según Zhongyuan Oilfield, 2002)
(3) Acumulación
La roca carbonatada del Ordovícico y la corteza erosionada se pueden conectar con Las fallas pasantes del Carbonífero-Pérmico Las formaciones de carbón están en contacto directo en un área grande, lo que proporciona buenas condiciones para capturar gas derivado del carbón, lo que favorece la formación de antiguos yacimientos de gas del Paleozoico (Figura 6-2-16)
(4) Himalaya Fase II. Generación secundaria de hidrocarburos.
La generación de hidrocarburos en esta zona es relativamente temprana. La generación secundaria de hidrocarburos en el período Cámbrico-Ordovícico es inferior a 10×104t/km2. , y la generación secundaria de hidrocarburos en el período Carbonífero-Pérmico del Himalaya es (40 ~ 80). Utilizando el método de trampa, se estima que los recursos de gas natural son 883,5×108m3
5 estructurales del bloque de falla Sicundian-Docka. zona
La zona estructural del bloque de falla Sicundian-Docka pertenece a Jizhong, área estratégica del noreste de Hebei, y es una unidad superpuesta de tipo I. Está ubicado en la parte oriental de la depresión Damengzhuang en el oeste de la depresión Wuqing (Figura 6-2-17 del Apéndice y Figura 6-2-18), con un área de exploración favorable de 450 km2. En la actualidad, se han perforado 6 pozos en esta depresión, pero solo el pozo Su 50 ha encontrado el sistema Ordovícico. La producción diaria de gas natural de la prueba de pozo abierto del Ordovícico supera los 500 m3. Los cinco pozos restantes han encontrado todos los sistemas Mesozoico y Paleógeno.
(1) Características estructurales y evolutivas
La colina enterrada es una montaña de bloque de falla inclinada que se extiende en dirección noreste. Está controlada por la falla Damengzhuang hacia el oeste y la falla Sicundiana. al este Controlado por estratos Carbonífero-Pérmico, Ordovícico y más antiguo. La falla de Qianshan es la principal falla que controla la masa montañosa. El Mesozoico permanece en el este y no hay Mesozoico en el oeste. Esta estructura comenzó a formarse en el Paleógeno. La profundidad de enterramiento del punto más alto de la colina enterrada en el Ordovícico es de 6300 m, el rango cerrado es de 700 m y el área cerrada es de 80 km2.
El punto más alto de la trampa del Pérmico tiene una profundidad de enterramiento de 5500 m, una amplitud de 500 m y un área cerrada de 31 km2.
(2) Combinación fuente-embalse-roca de cobertura
Figura 6-2-17 Sección estructural de la línea de reconocimiento del cerro enterrado sucundiano YC-91.5
Carbonífero-2 El La pila es la principal roca generadora del Paleógeno. Tiene dos conjuntos de reservorios principales (roca carbonatada del Ordovícico y arenisca de la Formación Shihezi del Pérmico) y múltiples conjuntos de rocas de cubierta, que forman varios tipos de rocas de cubierta fuente y de depósito. Las combinaciones incluyen combinaciones de generación superior y de almacenamiento inferior. y combinaciones de autogeneración y autoalmacenamiento. El espesor restante del sistema Carbonífero-Pérmico es de 700 a 900 m, y se encuentra en la etapa de generación secundaria de hidrocarburos de gas seco. Se desarrollan dos conjuntos de yacimientos: roca carbonatada del Ordovícico y arenisca de la Formación Shihezi del Pérmico, que son principalmente poros secundarios y fracturas estructurales formadas por disolución. La roca carbonatada del Ordovícico en la colina enterrada de Sicund está cubierta por estratos carboníferos de la Formación Benxi del Carbonífero Inferior-Formación Shanxi, con un espesor de 300 a 400 m. Está compuesta principalmente de lutita, lutita aluminosa y vetas de carbón, que pueden. ser utilizado como cubierta directa. El yacimiento de arenisca de la Formación Shihezi del Pérmico tiene una capa de roca de lutita de la Formación Shiqianfeng con un espesor de más de 100 m
Figura 6-2-18 Mapa geológico completo prepaleógeno de Wuqing Sag
( Según al campo petrolífero de Huabei, compilado y dibujado)
(3) Acumulación
En el lado oeste de la colina enterrada, las rocas generadoras del tercer miembro de la Formación Paleógena Shahejie y la parte superior Los miembros de la Formación Shahejie están en contacto con el muelle oculto de petróleo de la colina enterrada. La lutita oscura se desarrolla y tiene una fuerte capacidad de sellado. La colina enterrada se formó al final del Paleógeno (Figura 6-2-19). En este momento, la profundidad de entierro de la cima del sistema Carbonífero-Pérmico en Damengzhuang Sag ha alcanzado más de 5.000 metros (en el lado oeste de la montaña enterrada). Tiene las condiciones para la generación secundaria de hidrocarburos. En la actualidad, la profundidad de entierro de las rocas generadoras en la Formación Paleógena Shahejie 3 a la Formación Shahejie 4 ha alcanzado más de 6000 m y ha entrado en una etapa de generación masiva de gas. El período de acumulación es el período tardío del Himalaya. Pertenece al modo de acumulación secundaria de superposición tipo I.
Figura 6-2-19 Sección de desarrollo estructural de la depresión norte de Jizhong
(4) Sellado lateral
La colina enterrada se formó al final de la Era Mesozoica Fijada al final del Paleógeno, su estructura se formó antes del período de máxima generación de hidrocarburos. La intensidad de generación secundaria de hidrocarburos en el período del Himalaya es superior a 250×104t/km2 y las condiciones de generación de hidrocarburos son muy buenas. La tercera sección de la Formación Shahejie está conectada a la sección superior de la Formación Shahejie, y el sellado lateral es la clave.
(5) Cantidad de recursos
Según el método de trampa, la cantidad estimada de recursos de gas natural es de 2103,5×108m3.
(3) Zona favorable mesozoica
1. Zona estructural de cerros enterrados Sanjiebao-Qinglongtai
Pertenece al área estratégica de la Depresión de Liaohe oriental y es una unidad compuesta ⅱ2. Está ubicado en la parte centro-norte del cinturón estructural de colinas enterradas por falla en la parte oriental del río Liaohe. Tiene de 3 a 5 kilómetros de ancho de este a oeste y 50 kilómetros de largo de norte a sur, con un área de exploración de. 200 kilómetros cuadrados.
A juzgar por las muestras de petróleo y gas de los pozos que se han perforado en el Mesozoico, excepto Largo 1, todos los demás pozos tienen muestras de petróleo y gas en diversos grados, especialmente en la sección de 2046,4 ~ 2009,4 m del Pozo Jie 3., la producción diaria de gas de la boquilla de petróleo de 4 mm es de 3500 m3 en la sección del pozo desde abril de 2046 a 2028,2 m, la producción diaria de gas de la boquilla de petróleo de 38 mm es de 6290 m3 y se produce una pequeña cantidad de petróleo ligero. que es un yacimiento de petróleo y gas mesozoico.
(1) Características de estructura y evolución
La zona anticlinal de la falla Sanjiebao-Qinglongtai* * * consta de 5 puntos altos, con un área de trampa de 63,8 km2 y un grado de cierre de 500 m. La profundidad del entierro es de 3100 m (Figura 6-2-20, Figura 6-2-21, Tabla 6-2-24), y el estrato es poco profundo.
La zona anticlinal de la falla Sanjiebao-Qinglongtai comenzó a desarrollarse en el Paleógeno, y el Período Dongying fue su principal período de formación.
(2) Características de la roca fuente, yacimiento y capa
La lutita oscura de la Formación Lishugou Mesozoica es más delgada en la parte superior de la zona estructural de la falla Sanjiepu-Qinglongtai, 100 ~ 200 m , el espesor cerca de la estructura de burbujas del cuerpo de la habitación es de aproximadamente 600 m, y el espesor acumulado puede representar más del 80% de esta capa. Según el análisis del Pozo Wangshen 1, la roca madre de la Formación Lishugou es kerógeno I-II 1.
Los reservorios son principalmente reservorios de arenisca de la Formación Lishugou, reservorios de roca volcánica de la Formación Xiaoling y reservorios de piedra caliza del Ordovícico. Entre ellos, el yacimiento de arenisca de la Formación Lishugou es el principal yacimiento de petróleo y gas. El espesor acumulado de la arenisca es generalmente de entre 20 y 90 m, y el espesor de una sola capa suele ser de entre 0,5 y 5 m. Bueno, Jie 3 encontró el sistema Ordovícico, carecía del sistema Carbonífero-Pérmico y desarrolló cuevas kársticas. Según el análisis de propiedades físicas del bloque de piedra caliza 19 de la Formación Ordovícico Majiagou en el Pozo Wangshen 1, la porosidad es 2.8% ~ 7.4%, con un promedio de 4.43%, y la permeabilidad mínima es 1×10-3μm2, generalmente (3 ~ 9)× 10-.
Existen dos tipos de caprock: lutita y roca volcánica. Well Jie 3 reveló que la Formación Jurásica Xiaodonggou es lutita limosa roja y limolita arcillosa, de 323 metros de espesor, que cubren directamente el Ordovícico. La parte superior es la Formación Lishugou del Cretácico Inferior, que está dominada por lutitas oscuras lacustres. El pozo Jie 3 tiene 207 metros de espesor y es la principal roca generadora y una buena capa de roca en la depresión oriental.
(3) Acumulación
Los yacimientos de petróleo y gas están controlados por estructuras y son reservorios de fallas en bloque y anticlinales. En las partes altas de la estructura, las rocas se rompen fácilmente y se desarrollan grietas que pueden formar zonas de enriquecimiento de yacimientos de petróleo y gas. Dado que esta estructura se formó temprano, el Cenozoico es el principal período de generación y acumulación de hidrocarburos. El pozo Jie 3, ubicado en la parte inferior del cinturón, produce petróleo, lo que indica que las condiciones del yacimiento de petróleo y gas del Mesozoico son mejores. Pertenece al modelo de acumulación primaria superpuesta ⅱ2.
(4) Sellado lateral
Las condiciones de la fuente de hidrocarburos mesozoicos, las condiciones del yacimiento y las condiciones de sellado son muy buenas. El sellado lateral de las fallas determina la efectividad de las trampas.
(5) Cantidad de recursos
La cantidad de recursos petroleros estimados por el método de trampa es de 2590,3×104t.
2. Cinturón estructural de Yannan
Pertenece al área estratégica del hundimiento oriental de Liaohe y es una unidad superpuesta de tipo II2. Está ubicado cerca de la línea de profundidad de agua de 5 m en el área del mar oriental del campo petrolífero de la isla Kuihua en el hundimiento oriental del mar de Liaohai, con un área de exploración de aproximadamente 200 km2.
Figura 6-2-20 Mapa estructural de la parte superior del sistema Ordovícico en el área de Sanjiebao
(Basado en Liaohe Oilfield, 2002)
Figura 6 -2-21 Modelo de formación de yacimientos en el área de Sanjiebao
Tabla 6-2-24 Tabla de evaluación integral de trampas en el área de Sanjiebao-Qinglongtai
(Según Feng Niazhong 1988)
Actualmente se han perforado tres pozos, a saber, Yannan 1, 2 y 101. Entre ellos, Yannan 1 y 2 tienen fluorescencia o trazas de petróleo en la Formación Guantao, Mesozoico y Paleozoico, y han obtenido capas de petróleo pesado en la Formación Guantao, con un enorme potencial de exploración (Tabla 6-2-25
Tabla 6-2-25 Unidad de tabla de datos en capas de perforación del área de Yannan: metros
(Según el Instituto de Investigación de Desarrollo y Exploración de Yacimientos Petrolíferos de Liaohe)
(1) Características de estructura y evolución
La zona estructural de Yannan es una zona horst intercalada entre la falla de Yannan y la falla de Yandong (Figura 6-2-22, Figura 6-2-23. La forma general del basamento es alta en el norte). y bajo en el sur Es más alto en el este y más bajo en el oeste, con múltiples montículos de nariz en forma de cuentas. Entre ellos, la cima del cerro norte es la más grande, la más somera y tiene una forma completa mientras que la cima del cerro sur es la más grande. pequeña, profundamente enterrada, cortada por muchas fallas secundarias y tiene una forma compleja de sur a norte. Trampas compuestas; las trampas No. 3 y No. 4 aún no se han encontrado (Tabla 6-2-26)
Figura 6-2-22 Perfil de interpretación de la línea sísmica 1020 en el área de Yannan
(Según Liaohe Oilfield, 2002)
El cinturón estructural de Yannan comenzó a desarrollarse en el Paleógeno, con menos sedimentación cenozoica en la parte superior de la estructura, que es un levantamiento heredado.
(2) Características de las rocas generadoras, reservorio y de capa
La roca generadora es principalmente Lishugou mesozoica. Formación de lutita oscura, que está ampliamente distribuida, es espesa, rica en materia orgánica y tiene una intensidad de generación de hidrocarburos superior a 200×104t/km2. El yacimiento incluye roca clástica de la Formación Guantao, roca volcánica mesozoica y piedra caliza paleozoica. principalmente andesita, y las fracturas no están desarrolladas, mientras que el yacimiento de carbonato del Paleozoico tiene mejores propiedades físicas. La observación del núcleo del pozo muestra que hay muchas fracturas grandes con un ancho de 1 a 3 mm y una longitud de 5 a 10 cm. relativamente común. El gran conjunto de rocas ígneas mesozoicas densas puede cubrir efectivamente el petróleo y el gas subyacentes y convertirse en el ácido carbónico paleozoico en el área.
(3) Acumulación de roca salina Modelo de acumulación de hidrocarburos. >
(4) Factores clave: condiciones de generación de hidrocarburos
Debido a la trampa completa y al período de acumulación tardía, las condiciones de generación de hidrocarburos se convierten en el principal factor de control para el enriquecimiento de petróleo y gas. La intensidad de generación de hidrocarburos de este. El área es (100 ~ 200) × 104 t/km2, pero el área del centro de generación de hidrocarburos es pequeña y las condiciones de suministro de hidrocarburos determinan el grado de enriquecimiento de recursos en esta área
(5) Cantidad
Los recursos petroleros estimados por el método de trampa son 2732,4×104t
Figura 6-2-23 Mapa estructural mesozoico del área de Yannan
Tabla 6-2-. 26 Elementos de trampa y tabla de recursos
(Según el yacimiento petrolífero de Liaohe)