Cuenca Jinggu

La cuenca Jinggu es una cuenca residual del rift neógeno superpuesta a la parte central de la cuenca mesozoica Lanping-Simao. Su eje mayor es casi de norte a sur, 18 km de largo de norte a sur, 4 a 6,5 ​​km de ancho de este a oeste, con una superficie de 88 km2 y una elevación de la superficie de 900 a 1100 m.

La investigación geológica en la cuenca Jinggu se remonta a antes de la fundación de la Nueva China. En 1922, el erudito occidental Braun llevó a cabo un estudio geológico en el sistema Triásico desde el río Weiyuan hasta Pu'er. Ese mismo año, CorwperReed también realizó investigaciones e informes sobre seis corales en las áreas de Jinggu y Simao.

Hasta ahora, el campo petrolífero Daniuquan en la zona de falla oriental de la cuenca Jinggu tiene un área probada de 0,3 km2, reservas probadas de primer nivel de 41×104t, reservas recuperables de 12,4×104t y producción acumulada de petróleo de casi 1,3×104t.

El talud central de la cuenca tiene bajo nivel de exploración. Sólo entre 1971 y 1972, el Ministerio de Geología y Recursos Minerales perforó 6 pozos, 3 de los cuales produjeron petróleo y gas. Entre ellos, el pozo profundo 1 produjo 0,9 toneladas de petróleo crudo por día (el espesor de la capa de petróleo era de 0,9 m).

Sinopec lleva a cabo la evaluación de recursos para captar el potencial y la distribución de los recursos de petróleo y gas en la cuenca, obtener la cantidad de recursos geológicos y recursos recuperables, y analizar las características de distribución espacial de los recursos; establecimiento de la base de datos y el sistema de evaluación de recursos de petróleo y gas nacional, y proporcionar la información y el apoyo técnico necesarios para la evaluación y gestión dinámica de los recursos de petróleo y gas en el futuro, resumir y analizar los resultados de la evaluación de los recursos de petróleo y gas de la cuenca, analizar; el potencial de recursos de petróleo y gas de la cuenca y proporcionar una base para la toma de decisiones para el siguiente paso de exploración en la cuenca.

Los recursos geológicos petroleros de la cuenca se estiman en 0,0132×108t, y los recursos recuperables en 0,0020×104t. Evaluar la distribución en profundidad de los recursos petroleros en la cuenca; evaluar la distribución geográfica de los recursos petroleros en la cuenca; analizar integralmente el potencial de los recursos de petróleo y gas en la cuenca.

2. Condiciones geológicas del petróleo y el gas

(1) Estudio geológico

1 Unidad de evaluación

La cuenca Jinggu se puede dividir. en la terraza de falla oriental Hay cuatro unidades estructurales secundarias: pendiente central, etapa de meseta sur y etapa de meseta norte. El área de la cuenca es de 88 km2 y el nivel de exploración de la cuenca es bajo. De acuerdo con el principio de división de unidades de evaluación en el plan de evaluación, la Cuenca Jinggu se evalúa como una unidad de evaluación completa (Figura 8-18-1).

Figura 8-18-1 División de unidades estructurales de la Cuenca Jinggu

2. Marco constructivo

Esta cuenca se formó por la colisión de la placa India y La placa euroasiática en el Neógeno temprano Una pequeña cuenca fallada provoca deslizamiento, extensión y hundimiento de las fallas del basamento en el área, y sus bordes están definidos por fallas del basamento en constante movimiento. El desarrollo, evolución, deposición y ambiente deposicional de la cuenca están controlados principalmente por los sistemas de fallas norte-sur y este-oeste. La cuenca tiene un patrón estructural asimétrico con la falla occidental y la superposición este, y se puede dividir en cuatro unidades estructurales secundarias: el paso de falla oriental, la depresión de falla central, la terraza de la meseta sur y la terraza de la meseta norte.

La base y periferia de la cuenca están compuestas por capas de arena roja, lutitas y sales de yeso del Cretácico-Paleógeno. La capa de roca de la cuenca es del Mioceno al Plioceno. El Mioceno se divide en la Formación Sanhaogou (N1s) y la Formación Huanhuan (N2h) de abajo hacia arriba, que se distribuyen por toda la cuenca. La Formación Dahongmaocun del Plioceno solo se distribuye en la parte occidental de la cuenca. La profundidad máxima de enterramiento de la cuenca es de 2.430 metros.

3. Características sedimentarias

Las facies sedimentarias del Mioceno temprano en la cuenca de Jinggu se pueden dividir a grandes rasgos en cuatro sistemas sedimentarios: sistemas de abanicos y deltas de ríos trenzados; Sistema sedimentario lacustre.

(2) Roca generadora

1. Distribución de la roca generadora

La principal roca generadora en la cuenca es la Formación Gou No. 3 (N1s) de color gris oscuro. -marrón La lutita negra gris grisácea está intercalada con una pequeña cantidad de piedra caliza y lutita carbonosa. Es un sedimento lacustre poco profundo con un espesor de aproximadamente 200 ~ 500 m. La parte más profunda de la cuenca puede alcanzar más de mil metros. .

2. Abundancia de materia orgánica en las rocas madre.

El contenido de carbono orgánico del Miembro Gou 3 (N1s3) llega al 4,66%, con un promedio de 1,94%, y el asfalto de cloroformo "A" promedio es 0.1182 %, el hidrocarburo total promedio es 623.7 ppm, y el hidrocarburo total de pirólisis promedio correspondiente (Sl+S2) es 9.36 mg.

Tabla 8-18-1 Tabla estadística de abundancia de materia orgánica de rocas generadoras neógenas en la cuenca Jinggu

3 Tipos de materia orgánica

Kerógeno de la fuente de la cuenca. rocas Los resultados del análisis elemental muestran que la relación atómica H/C es 1,17% ~ 1,45%, y la relación atómica O/C es 0,10% ~ 0,13%. En el diagrama de Van Gogh, los tipos de materia orgánica son principalmente mixtos (especialmente el tipo IIA).

Los resultados del análisis de pirólisis de rocas también muestran que todas las muestras son de tipo mixto (ⅱA-ⅱA-ⅱB). Verticalmente, la materia orgánica tipo IIA se desarrolla principalmente en la parte media y superior de N1s2 (sección 167,73 ~ 321,27 m del Pozo Niu 4), es decir, en la deposición media y tardía de la Formación Gou No. 3. En ese momento, con la expansión del área de agua del lago y el aumento de organismos acuáticos inferiores en la cuenca Jinggu, la entrada de materia orgánica original mejoró. En las etapas temprana y media de la Formación Sangou, hubo más aportes clásticos terrígenos, lo que es consistente con su ambiente deposicional marginal.

4. Madurez de la materia orgánica

Según los datos de perforación del campo petrolífero Daniuquan, el gradiente geotérmico actual en la cuenca es de 5,21 ℃/100 metros, que es un gradiente de temperatura alto. La reflectividad de vitrinita de la roca madre es de 0,4% a 0,84%, y el análisis de pirólisis de la roca Tmax es de 430°C a 446°C, lo que indica que la madurez de la materia orgánica de la roca madre en la Formación Gou No. 3 en la cuenca ha entró en la etapa de evolución de baja madurez-madura.

Longitudinal, dentro de unos 300 m, Ro ≤ 0,4 l %, TMAX < 435 ℃, OEP > 1,2, con características inmaduras obvias 300 ~ 550 metros, Ro & gt0,5 % ~ 0,61 %, OEP es; menos que OEP en Tmax y gt435 ℃