Características geológicas de los campos de gas derivados del carbón
Estadísticas de isótopos de carbono del gas natural del Triásico Superior en el centro de Sichuan.
Continuación
(Según Dai Jinxing et al., 2009)
(1) El centro de Sichuan es una extensa depresión generada por gas rica en carbón con carbonoso Las vetas de arcilla y carbón son las principales rocas generadoras de gas.
El Triásico Tardío en esta zona fue una sedimentación de tipo depresión intracontinental y el entorno estructural fue relativamente estable. Los sedimentos carboníferos son principalmente facies terrestres lacustres y fluviales. El espesor de la serie carbonífera es de 600 a 1000 m. El primer miembro de la Formación Xujiahe solo se desarrolla en el oeste. Es muy delgado y es una facies de bahía residual. El miembro Xu 3 y el miembro Xu 5 son las principales rocas generadoras, que son principalmente facies lacustres. La litología es lutita gris-negra, lutita carbonosa intercalada con limolita, vetas de carbón y líneas de carbón, con un espesor de 100 ~ 400 m; , Xu 4, Xu El sexto miembro es principalmente subfacies de frente de delta de lago poco profundo y subfacies de llanura del delta. La litología es principalmente arenisca gris-blanca y gris de grano fino-medio, y algunas son arenisca de grano grueso, con una pequeña cantidad de negro. Líneas de lutita y carbón fino.
Las rocas generadoras del Triásico Superior en esta área incluyen vetas de carbón, lutitas carbonosas y lutitas oscuras, y la materia orgánica es principalmente querógeno húmico. El espesor de la veta de carbón y la lutita carbonosa es de 5 a 18 my de 20 a 30 m respectivamente, y el espesor de la lutita oscura supera los 100 m. El contenido de carbono orgánico de la lutita carbonosa es generalmente superior al 10%; el contenido de carbono orgánico de la lutita oscura se sitúa principalmente entre el 0,5% y el 1,5%, con un promedio de 1,14% (Zhao et al., 2010), 1,76% (Zeng et al., 2009), 65438. Los experimentos de simulación térmica de varias rocas generadoras de gas muestran que el potencial de generación de hidrocarburos de las vetas de carbón es de 97 mg/g, la lutita carbonosa es de 1,5 mg/g y la lutita es de 2,4 mg/g. El espesor de la lutita oscura en esta área es pequeño, y la lutita carbonosa y las vetas de carbón son las principales rocas fuente de gas del Triásico Superior.
(2) Las fuentes de hidrocarburos se encuentran dispersas, siendo el quinto tramo el mejor.
Restringido por la distribución estratigráfica y el ambiente deposicional, entre los tres conjuntos de rocas generadoras, el Miembro Xu5 tiene el ambiente estructural más estable. Es el principal período de desarrollo de la fase lacustre y también es el más importante. roca madre en la zona. El miembro Xu3 es la roca fuente secundaria.
El espesor de las rocas generadoras Xu3 y Xu5 en el área es básicamente de 40 a 80m, y la intensidad total de generación de hidrocarburos es de 10 a 30×108 m3/km2, con un promedio de 23×108 m3/ km2 aumenta gradualmente de sur a noroeste, formando un todo unificado con las rocas generadoras del Triásico Superior en el oeste de Sichuan. El centro de generación de hidrocarburos del miembro Xu5 está ubicado en el área Moxi-Suining, con una intensidad de generación de hidrocarburos de (2 ~ 9,5) × 108 m3/km2. El centro de generación de hidrocarburos del miembro Xu3 está ubicado cerca de la vertiente norte de Weiyuan-. Hebaochang, con una intensidad de generación de hidrocarburos de (1 ~ 4,2) × 108 m3/km2 (Hao Guoli) Debido a que la generación de hidrocarburos se concentra en tres conjuntos de areniscas gruesas adyacentes, la fuente de gas
(3) Las condiciones del yacimiento son buenos, y se destacan la estructura entre capas de la roca madre y el yacimiento. Se destacan las características de la acumulación de gran área cercana a la fuente.
El entorno estructural geológico de tipo depresión poco profunda del área continental del Triásico Superior en esta área provocó que la serie de carbón se depositara en grandes lagos y pantanos abiertos y poco profundos. Las rocas madre fangosas y areniscas que contienen carbón. Los yacimientos son "El modo "sándwich" interactúa y se superpone para formar una depresión generadora de hidrocarburos rica en carbón de gran área, sentando una base material y condiciones favorables para la migración y acumulación vertical a gran escala a corta distancia. Según Zhao (2010), el área con rocas generadoras maduras de más de 20 m de espesor en el Miembro Xu3 representa más del 80% del área central de Sichuan, y el área en contacto con arenisca representa más del 80% de toda la roca generadora. área de distribución. Los yacimientos favorables con una porosidad superior al 6% en el miembro Xu4 están ampliamente distribuidos en el centro de Sichuan, y los yacimientos con un espesor superior a 5 m representan aproximadamente el 70% del área total del yacimiento. Según los datos de perforación de Zeng (2009), la porosidad promedio de la arenisca en los miembros segundo, cuarto y sexto de la Formación Xujiahe es del 3,6% al 6,8%. Generalmente es de baja porosidad y baja permeabilidad, pero el rango de distribución de la porosidad es. de ancho, oscilando entre 0,18% y 20,21%. La proporción de yacimientos con porosidad superior al 6% es del 17% al 57%, la proporción superior al 8% es del 8% al 31% y la proporción superior al 10% es del 4% al 18%.
El rango de distribución de permeabilidad también es amplio, desde 0,01× 10-3 μ m2 hasta 45× 10-3 μ m2. Con base en las características generales de baja porosidad y baja permeabilidad, la Formación Xujiahe desarrolla yacimientos de porosidad media y permeabilidad media, e incluso aparecen yacimientos de alta porosidad y alta permeabilidad en algunas áreas (Apéndice, Figura 10-29).
Figura 10-29 Sección de comparación de yacimientos del segundo miembro de la Formación Xujiahe en el centro de Sichuan
(Basado en Bian Congsheng et al., 2009)
Figura 10-30 Mapa de distribución del coeficiente de presión de los yacimientos de gas de la Formación Xujiahe en el centro y sur de Sichuan
(Según Hao Guoli et al. 2010)
Debido a la influencia directa a gran escala contacto entre las rocas generadoras de carbón y los yacimientos, esto La acumulación a gran escala y la presencia de gas de areniscas en los miembros segundo, cuarto y sexto de la Formación Xujiahe en el área proporcionan condiciones geológicas favorables.
Esta área está ubicada en el cinturón de pendientes del centro de generación de hidrocarburos del Triásico Superior de la Cuenca de Sichuan, generalmente inclinado hacia el oeste, con un patrón estructural de alto en el norte y sur, bajo en el medio, débiles en el medio y estructuras periféricas relativamente desarrolladas. Los yacimientos de gas de tamaño grande y mediano descubiertos están ubicados en partes estructurales altas alrededor de los principales centros de generación de hidrocarburos y tienen las características de "distribución zonal alrededor de depresiones". Debido a la estructura plana y al ángulo de inclinación estratigráfica regional de sólo 1 a 3°, el campo de gas tiene una gran área de producción de gas y una baja abundancia de reservas.
(4) Sobrepresión general, pero no fuerte.
El Triásico Superior y el oeste de Sichuan son un sistema de presión unificado en esta área, y los cambios de presión se correlacionan positivamente con la profundidad (Figura 10-30). En el avión, el rendimiento general es de alta presión. El área de presión ultraalta solo se encuentra en la parte norte del área de estudio y está conectada con el área de presión ultraalta en el oeste de Sichuan. bordes sur y este donde la intensidad del estrés tectónico y la intensidad del pliegue son mayores (Figura 10-31). Al igual que en el oeste de Sichuan, la causa principal de la alta presión anormal es la generación de hidrocarburos, la densificación del yacimiento es la razón por la cual se preserva la sobrepresión, y el levantamiento y la erosión de la formación es la razón principal de la actual distribución anormal de la presión en el Triásico Superior en esta área.
Debido a que la concentración de hidrocarburos del sistema de petróleo y gas compuesto por grupos de pozos artesianos por encima del Triásico Superior está cerrada, la distribución anormal de presión se limita al propio Triásico Superior. Esta es la mayor diferencia con la presión anormal. Distribución en el oeste de Sichuan.
Figura 10-31 Mapa de distribución del coeficiente de presión de la Formación Xujiahe desde el centro y sur de Sichuan hasta el norte de Sichuan.
(Según Hao Guoli et al. 2010)
(5) El área que contiene gas es grande, la abundancia es baja y tiene muchas características irregulares.
La acumulación de gas natural en esta área está controlada por la fuente, y el enriquecimiento de gas natural está controlado principalmente por la cocina de la fuente de gas, el cuerpo principal de arena, el fondo estructural y el desarrollo de fracturas (Zhao et al., 2010 ). Los yacimientos de gas derivados del carbón se forman en las áreas mencionadas anteriormente con buenas condiciones geológicas, como Guang'an, Hechuan y Anyue. En muchas áreas con malas condiciones geológicas, se forman yacimientos de gas derivados del carbón en forma de puntos con reservas extremadamente pequeñas. formados, como Suinan y Longnvsi. Debido a la distribución plana desigual de la intensidad del gas en la cocina de la fuente de gas y la heterogeneidad lateral del yacimiento, los grandes campos de gas descubiertos en esta área, a excepción del campo de gas de Bajiaochang, tienen áreas grandes, baja abundancia y gas litológico masivo. características de los embalses.
Los cuerpos de arena de las Secciones 2, 4 y 6 de la Formación Xujiahe en esta zona son cuerpos de arena relativamente gruesos, distribuidos por toda el área en un plano, y en forma de lámina a escala macro. De hecho, se forman al superponer, fusionar y conectar lateralmente múltiples niveles de ríos. Debido a los sistemas de agua dispersos, las frecuentes desviaciones, cruces y fusiones de ríos y la fuerte heterogeneidad de los cuerpos de arena, el depósito de gas tiene una conectividad deficiente. Además, la distribución de la materia orgánica en las rocas generadoras de carbón es desigual y un yacimiento de gas a menudo se compone de múltiples yacimientos desconectados (Figura 10-32). El yacimiento de la Formación Xujiahe en esta área tiene las características de acumulación a gran escala, pero el yacimiento que contiene gas tiene "forma de punto", tiene un sistema de presión de gas-agua independiente y es una unidad de yacimiento de gas independiente (Zhao et al. , 2009).
Anexo 10-32 Mapa completo de la segunda sección Xujiahe del pozo Hechuan 001-5
(Basado en Zeng et al., 2009)
Bajiaochang The El campo de gas es el único campo de gas estructural en el área. La distribución de gas y agua en el yacimiento de gas de Xusi está controlada principalmente por la estructura. Es un yacimiento de gas estructural con características de agua de borde (Figura 10-33). Debido a la alta intensidad de gas y la abundante fuente de gas en el Miembro Xu 3, el yacimiento de gas del Miembro Xu 4 es de arenisca de capas gruesas depositada por ríos y deltas, con un espesor promedio de 118,6 m y la porosidad promedio del yacimiento es del 11%; ~ 13%, y la permeabilidad promedio (0.5 ~ 3.0) × 10-3 μ m2, que pertenece al yacimiento de tipo fractura-poro. El yacimiento tiene una estructura anticlinal con un gran espesor de capa única, distribución continua, propiedades físicas relativamente buenas y buena conservación, lo que sentó una base importante para la formación del yacimiento de gas estructural octogonal.
Figura 10-33 Sección transversal del yacimiento de gas Xusi en el campo de gas Bajiaochang
(Según Xu et al., 2009)
(6) Agua la saturación es generalmente alta, la relación gas-agua es compleja y las condiciones estructurales también tienen cierto control sobre las complejas diferencias gas-agua en el área.
La estructura en el área es generalmente plana, el espesor del cuerpo de arena es grande y la capacidad de almacenamiento es mayor que la capacidad de suministro de la fuente de hidrocarburos, lo que resulta en una baja heterogeneidad gas-agua y una amplia transición gas-agua. ancho de banda. Según las estadísticas de Zeng (2009), la saturación de agua es generalmente alta, oscilando entre el 45% y el 96%, y la saturación de agua de pozos individuales generalmente es superior al 50%, lo que indica un alto corte de agua en los yacimientos. Sin embargo, la escala y amplitud de las estructuras antiguas y las estructuras modernas también controlan las diferencias en la producción de gas y agua gaseosa.
1) La distribución regional de gas y agua está completamente restringida por estructuras antiguas y modernas, propiedades físicas de los yacimientos, desarrollo de fracturas y otros factores. La diferencia local entre gas y agua está controlada principalmente por la estructura local y las propiedades físicas del yacimiento. Todavía tiene las características de una saturación de gas relativamente alta en la parte superior y una saturación de agua relativamente alta en la parte inferior. obedece a la ley de diferenciación de gravedad.
2) El alto cargo estructural controla el grado de enriquecimiento del gas natural. Por ejemplo, los pozos de gas de alto rendimiento en el miembro Xu 6 del campo de gas de Guang'an y el miembro Xu 2 en el campo de gas de Hechuan se distribuyen principalmente en partes estructuralmente altas y básicamente no producen la abundancia de reservas de gas natural en las estructuras; Las partes altas también son altas, 3 ~ 5×108m3/km2, mientras que en las partes estructurales bajas es solo 1~3×108m3/km2. La producción de gas natural también es alta en ubicaciones de alta estructura. La producción de pozos de gas en la posición estructural alta del miembro Xu 6 del campo de gas de Guang'an y el miembro Xu2 del campo de gas de Hechuan es de 32,20 × 104 m3/d y 26,22 × 104 m3/d respectivamente, mientras que la producción de gas los pozos en la posición estructural baja son sólo 2×104 m3/d;/d; Guang'an 19 El pozo está ubicado en una posición estructural alta. La producción inicial de gas natural es de 1×104m3/d y se encuentra en producción estable desde hace 10 años. Después de 30 años de producción, la producción actual sigue siendo superior a 0,33 × 104 m3/d y la presión del yacimiento de gas básicamente se ha mantenido sin cambios. Después de que la producción disminuya en el período posterior, la producción de gas también disminuirá. En la parte inferior de la pendiente, los cambios aire-agua empeoran significativamente (Zhao, 2010).
3) La distribución de gas y agua en los campos de gas litológicos (como el campo de gas de Hechuan) no está controlada por estructuras, la posición estructural es relativamente alta o baja, y aparecen capas de gas o capas de agua; -Los campos de gas litológicos (como el campo de gas de Chongxi) están controlados por la estructura, pero son más complicados. Hay dos situaciones: la diferencia general entre gas y agua es mejor o la capa de gas y agua aumenta (Figura 10-34) (Hao). Guoli et al., 2010).
4) Fan Ru et al (2009) propusieron que debido a las diferencias incompletas entre gas y agua en la mayoría de los yacimientos de gas en esta área, las amplias zonas de transición entre gas y agua y la heterogeneidad extremadamente fuerte de los yacimientos, es difícil. para formar depósitos de gas. Una interfaz aire-agua unificada es un fenómeno común. Solo cuando la amplitud estructural es alta, la diferenciación de aire y agua puede ser controlada por la estructura.
(7) Las paleoestructuras, paleoaltos y pendientes son áreas favorables para la migración del gas natural. Las estructuras actuales controlan la distribución de los yacimientos de gas a un nivel macro, pero el rango de producción de gas está estrechamente relacionado con la distribución litología.
Las estructuras Tongnan y Moxi se formaron en el contexto de un paleo-levantamiento heredado a largo plazo y se caracterizan por un tiempo de formación temprano y una fuerte herencia de desarrollo. Las antiguas colinas residuales en la cima de la Formación Leikoupo formada por el Movimiento Indosiniano medio son la base para la formación del anticlinal de la Formación Xujiahe en esta área, y finalmente se finalizaron después del Movimiento Yanshan y el Movimiento del Himalaya. En la estructura de Tongnan, influenciada por la microtopografía de antiguas colinas residuales, se desarrollan fracturas de yacimiento en la Formación Xujiahe, especialmente en el fondo del segundo miembro de la Formación Xujiahe. Las microfracturas son las más abundantes y proporcionan buenas condiciones del canal. para la migración y acumulación de petróleo y gas derivados del carbón (Figura 10-35). Debido al levantamiento diapírico de las rocas salinas en la parte inferior de la Formación Leikoupo, el levantamiento estructural en Moxi aumentó. El tiempo de formación del levantamiento estructural fue anterior al período pico de generación y expulsión de hidrocarburos en el período Triásico Superior-Yanshan. Tiene las características de desarrollo heredado y es muy beneficioso para capturar el petróleo y el gas generados a partir de las rocas generadoras circundantes.
Figura 10-34 Sección transversal del yacimiento de gas de la Formación Xujiahe en el campo de gas de Chongxi
(Según Hao Guoli et al. 2010)
Figura 10 -35 Campo de gas de Tongnan Diagrama esquemático de la sección 2 del yacimiento de gas de la Formación Xujiahe
(Según Xu et al., 2009)
La estructura de Guang'an es un gran anticlinal biaxial estructura complicada por fallas (Figura 10-36), el grado de cierre de la parte inferior de la sección Xu5 es de 396 m. Dado que esta área ha estado en la posición alta del levantamiento central de Sichuan durante mucho tiempo, tiene las características de una trampa temprana. formación, alta amplitud de elevación y gran área de trampa. El yacimiento en el sexto miembro de la Formación Xujiahe tiene una fuente de gas cercana, suficiente fuente de gas y buenas propiedades de sellado. No solo puede aceptar petróleo y gas generados a partir de rocas generadoras cercanas, sino también gas natural generado en profundidad y el original profundo. El yacimiento de gas puede regenerarse después de haber sido destruido. El gas natural migratorio creó condiciones geológicas favorables para la formación del campo de gas de Guang'an, principalmente trampas estructurales.
Figura 10-36 Diagrama esquemático de la sección 6 del yacimiento de gas de la Formación Xujiahe en el Campo de Gas Guang'an.
(Según Xu et al., 2009)
(8) Las fallas formadas durante el período del Himalaya tienen características duales.
Por un lado, las fallas desarrolladas en algunas estructuras durante el período del Himalaya desempeñaron un papel en la comunicación de las rocas generadoras, asegurando la migración fluida del gas natural a las trampas estructurales y, por otro lado, el enriquecimiento acumulado; La conservación del gas natural también tiene un efecto destructivo. La estructura de Yingshan es una gran estructura anticlinal complicada por fallas. Hay 16 fallas de cabalgamiento en la estructura, y sólo algunos pozos han obtenido yacimientos de gas de bajo rendimiento en el Miembro Xu 2. Las fallas estructurales de Guang'an son complejas y los pozos de gas industrial se encuentran principalmente en la parte norte de las estructuras ocultas de Guangbei. Aunque la estructura en la parte sur de la falla número 1 de Guang'an es rica en petróleo y gas, no se han obtenido pozos de gas industrial, lo que indica que el sellado de la falla es deficiente y que las condiciones de preservación estructural en el norte y sur de Los Guang'an son diferentes.
(9) Hay tres períodos de formación de yacimientos, pero los yacimientos secundarios de gas no se desarrollan.
Según los datos medidos de temperatura homogénea de inclusiones de yacimientos en la Formación Xujiahe (Tao Shizhen, Zou Neng et al., 2009), los picos principales se distribuyen entre 90 ~ 100℃ y 110℃ ~ 130 ℃ (Figura 10-37) .
Figura 10-37 Diagrama esquemático del tiempo de inyección completa asincrónica de inclusiones en diferentes capas del Triásico Superior en el área de Guang'an.
(Según Zou Neng et al., 2009)
Según los datos de inclusión y el desarrollo estructural y la historia de evolución, los yacimientos de gas derivado del carbón en esta área han experimentado tres fases de acumulación: la primera fase es el período de generación principal de hidrocarburos derivados del carbón, la temperatura de inclusión es de 90 ~ 100 ° C y el tiempo es desde el final del Jurásico hasta el final del Cretácico Inferior, principalmente el final del Jurásico (aproximadamente 105 ~ 90 Ma). En este momento, el valor de Ro es 1,0 %. La segunda etapa es el período principal de craqueo del carbón para formar hidrocarburos, con una temperatura de inclusión que oscila entre 110 y 130 °C y siendo el momento al final del Cretácico (aproximadamente 72 Ma). En este momento, la Formación Xujiahe alcanzó su profundidad máxima de enterramiento, alrededor de 4500 a 5500 metros. El Ro máximo de la primera sección de la Formación Xujiahe fue del 2,2%, y el Ro máximo de la tercera sección de la Formación Xujiahe fue de 6500. El movimiento de Sichuan en el Cenozoico aumentó en su conjunto y se detuvo la evolución térmica de la materia orgánica en las series de rocas carboníferas. 1500~2500m ~ 2500m La capa de roca suprayacente queda seriamente desnuda y la presión se libera. Debido a la capa de roca regional bien conservada de 2000 a 3500 metros y a la roca madre de la Formación Ziliujing que sella la concentración de hidrocarburos de la Formación Xujiahe, así como a la ausencia de la falla Tiantong, los yacimientos de gas del Triásico Superior en esta área no son tan densos. Como las áreas de presión ultra alta en el oeste de Sichuan Durante el período del Himalaya, se produjeron múltiples efectos episódicos de carga y superposición, y no se formaron depósitos secundarios de gas en capas poco profundas. El objetivo principal era transformar y promover los depósitos primarios de gas de carbón. Formación Xujiahe (Figura 10-38).
Figura 10-38 Historia de enterramiento y evolución térmica de rocas generadoras de gas derivadas del carbón en el tercer miembro de la Formación Xujiahe en la estructura Guang'an Figura 13 Pozo.
(Según Zhao et al. 2010)
Durante el Movimiento Himalayan Sichuan, se formaron múltiples estructuras de baja amplitud en esta área y las rocas fuente de la Formación Xujiahe se transformaron. durante el proceso de elevación se eliminan la elevación, la descarga y la expulsión de hidrocarburos, y el gas desorbido alcanza 1,2 ~ 1,6×108 m3/km2 (Bian Congsheng et al., 2009). Estos gases libres liberados de las rocas generadoras pasan a través de areniscas de alta porosidad y alta permeabilidad en contacto con ellas. Dado que la evolución de la materia orgánica de las medidas de carbón de la Formación Xujiahe entró en una etapa de evolución altamente madura a sobremadura en el Cretácico Superior, el craqueo de los hidrocarburos derivados del carbón se detuvo parcialmente debido al levantamiento general descubierto. Los yacimientos de gas derivado del carbón a escala generalmente contienen una cierta cantidad de condensado (Tabla 10-13).
Tabla 10-13 Resumen de las características de los campos de gas de depresión de gas ricos en carbón en el Triásico Superior del centro y norte de Sichuan Sichuan
Nota: Las reservas y las principales capas de producción se derivan de la "Tabla de reservas probadas de minerales de petróleo y gas de yacimientos de petróleo y gas de China de 2010".