Cuenca Minle

La cuenca Minle está situada en medio del corredor Hexi en la provincia de Gansu. Limita con la montaña Longshou y las montañas Qilian en el noreste y suroeste, y con montañas bajas y colinas en. al sureste y noroeste limita con la cuenca de Wuwei y la cuenca de Jiudong, respectivamente, y cubren un área de aproximadamente 5600 km2.

La Cuenca Minle tiene una larga historia de exploración. Hasta el momento se han perforado 18 pozos, con un metraje total de 13.380 m, de los cuales 16 pozos someros fueron perforados antes de 1959, con un metraje de 9.513,31 m, todos concentrados en las tres estructuras de Nangu, Lizhaizi y Dongle en el extremo oriental. de la cuenca. En la década de 1980 se perforaron dos pozos paramétricos. Hay 2.749 kilómetros de líneas de estudio sísmico en la cuenca, y la densidad de la red de estudio es de 2 km × 2 km y 4 km × 4 km. En la parte oriental de la cuenca hay pocas líneas sísmicas o incluso un solo perfil, más de la mitad de los perfiles son de mala calidad y los datos profundos básicamente no tienen reflejo. Se han completado los estudios magnéticos y de gravedad de la cuenca, excepto en el borde sur.

El trabajo principal del informe de evaluación de recursos de petróleo y gas de la Cuenca Minle fue completado por el Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo del Petróleo de China.

2. Características Geológicas

El Ordovícico Superior y el Silúrico Medio-Inferior del Paleozoico Inferior forman el extenso basamento de la Cuenca del Minle. Los períodos Devónico, Carbonífero, Pérmico y Triásico del Paleozoico Superior fueron depósitos entre cuencas montañosas con distribución limitada. La cuenca Minle experimentó dos períodos de desarrollo en el Mesozoico y el Cenozoico, a saber, los períodos Yanshanian y Xishanian del período Indosiniano.

(1) Condiciones de la roca madre

El pozo Shen Min 1 tiene una profundidad de 1803,5 a 2379 metros. Es un conjunto de facies de lutita oscura del Cretácico de lago poco profundo a lago semiprofundo, de 575,5 metros. de espesor, con ciertas condiciones para producir petróleo. 2379 ~ 4438 metros, es un conjunto de facies de lagos costeros poco profundos de lutita roja en un ambiente oxidante. Tiene 2059 metros de espesor y no tiene las condiciones para la generación de petróleo. Este conjunto de estratos rojos todavía pertenece a los sedimentos lacustres. Está rodeado por depósitos de conglomerados arenosos clásticos gruesos, que se adelgazan en el interior de la cuenca, y es un conjunto de formaciones dominadas por lutitas. Cuando el lago era más profundo, todavía era posible que se depositaran lutitas oscuras en otras partes más bajas de la cuenca. 4438.0 ~ 4802 m es un conjunto de lutitas oscuras, de 364.0m de espesor, con condiciones para la generación de petróleo. Se determina tentativamente que la edad corresponde a los estratos inferiores del Cretácico Inferior.

Evaluación preliminar de indicadores geoquímicos de rocas generadoras en el Pozo Shen Min 1 (1803.5 ~ 2379.0 metros);

1. La abundancia de materia orgánica es moderada y el grado de conversión es bajo.

La principal roca generadora en la Cuenca Minle es la cima de la Formación Shanyan (K1x2). Los datos del análisis de la roca generadora (Tabla 10-22-1) muestran que tiene las dos características siguientes:

p>

(1) Moderadamente rico en materia orgánica.

El contenido de carbono orgánico de la mayoría de las muestras se sitúa entre el 0,6% y el 2%, con un valor medio del 1,13%. El contenido de asfalto cloroformo "A" está entre 0,0043% ~ 0,1588%, con un promedio de 0,0396%, el contenido total de hidrocarburos está entre 32,85 ~ 718,4 ppm, con un promedio de 224,5 ppm, y la cantidad potencial de producción de hidrocarburos de la pirólisis es 0,05 ~ 14,66 mg/g. Principalmente entre 1 ~ 7 mg/g, distribuido principalmente entre 1 ~ 7 mg/g. En comparación con los estándares de evaluación de rocas madre continentales de mi país, es una mejor roca madre.

(2) El grado de conversión de la materia orgánica en hidrocarburos es bajo.

H/C está entre 0,54%-3,68%, con un valor promedio de 1,79%; "A"/C está entre 1,26% y 8,14%, con un valor promedio de 3,75%. hidrocarburos saturados e hidrocarburos aromáticos La relación oscila entre 0,9 y 3,10, con una media de 1,62.

2. Tipos y características de las rocas generadoras

Refiriéndose a los principios de clasificación de kerógeno de mi país, se llevaron a cabo la pirólisis, el análisis elemental, infrarrojo y paramagnético y la visualización del kerógeno del Pozo Shen Min 1. Se estudiaron la microobservación y otros parámetros integrales. La clasificación del kerógeno en el Pozo Shen Min 1 se muestra en la Tabla 10-22-2.

Los datos de barrido del microscopio electrónico son básicamente consistentes con los resultados anteriores, siendo el tipo sapropélico el tipo principal, seguido del tipo mixto (Tabla 10-22-3).

3. Características de la materia orgánica soluble en Zhangye Sag

La abundancia de materia orgánica y la composición de la materia orgánica soluble en las rocas madre dependen del tipo y grado de evolución de la original. materia orgánica. Por lo tanto, la abundancia de materia orgánica, el potencial de generación de petróleo y la composición de hidrocarburos de los diferentes tipos de rocas generadoras de kerógeno varían mucho. El ambiente sedimentario de la roca madre en Zhangye Sag es un ambiente de lago poco profundo a lago semiprofundo con kerógeno mixto.

A partir de la abundancia de materia orgánica y la composición de hidrocarburos de la materia orgánica soluble, se puede ver que el tipo de material parental de la roca madre en la cuenca Minle sigue siendo kerógeno II, tanto en términos de potencial de generación de petróleo como y tasa de conversión máxima. Es una mejor roca fuente.

Tabla 10-22-1 Tabla de índice de generación de petróleo de la Cuenca Minle

Tabla 10-22-2 Comparación de tipos de kerógeno entre el Pozo 1 en Zhangye Sag y la Cuenca Liao

Tabla 10-22-3 Tabla de resultados de identificación de escaneo por microscopio electrónico

4. Etapas de evolución térmica y generación de hidrocarburos del kerógeno en el pozo Shen Min 1 en Zhangye Sag.

Aunque la depresión central de la cuenca Minle ha experimentado varios movimientos tectónicos importantes en la historia geológica, el enterramiento de rocas sedimentarias no ha sufrido grandes daños. La reflectividad de la vitrinita cambia poco y las propiedades del kerógeno cambian de la siguiente manera:

A medida que aumenta la profundidad del entierro, las proporciones atómicas H/C y O/C del kerógeno disminuyen, 1824,07 ~ 1906,92 m (tres Las relaciones atómicas O/C de las muestras) son 0,21, 0,30 y 0,44 respectivamente, 1907,68 ~ 2655. La relación atómica H/C es 1824,07 ~ 1906,92 m, y las relaciones son 0,87, 1,26, 1,78, 1907,68 ~ 2163,80 m respectivamente, una disminución de 65.

Los datos de pirólisis de la roca madre son los mismos que los anteriores. Hay un límite claro entre el índice de hidrógeno y el índice de oxígeno a 1906,62 m. Por encima de 1906,62 m, el índice de oxígeno (IO) es 1169 ~ 325 mg/. g, y el índice de hidrógeno (IH) es 69 ~ 724 mg/g. El valor máximo es 188 mg/g, el rango IH 1910.9 ~ 2201 m es 132 ~ 440 mg/g, por debajo de 2201 m, el IH disminuye nuevamente en el rango de 80 ~ 305 mg/g, y se puede ver que s El valor máximo de 1 aumenta significativamente con el aumento de la profundidad, pero el índice de rendimiento de hidrocarburos no cambia significativamente, lo que indica que el rendimiento de hidrocarburos es bajo.

Los datos paramagnéticos muestran que la concentración de radicales libres de asfaltenos por encima de 1900,0 m es inferior a 3,16 × 1018/g. Cuando la profundidad de enterramiento es superior a 1900,0 m, la onda de radicales libres de asfaltenos aumenta, alcanzando un valor máximo de. 11,35 × 1018/g.

Tabla 10-22-4 Comparación de tipos de materiales de roca madre y composiciones de hidrocarburos entre la cuenca Minle y la cuenca Songliao

5. etapas y umbrales de generación en el Zhangye Sag.

La tendencia cambiante del total de hidrocarburos/carbono orgánico en rocas generadoras con profundidad de enterramiento refleja hasta cierto punto el proceso de degradación del querógeno en petróleo. La curva de hidrocarburos totales/carbono orgánico del pozo Shen Min 1 tiene tres puntos de inflexión, que marcan el umbral de generación de petróleo (1900,0 m), el período principal de generación de petróleo y el período de mayor degradación del kerógeno en gas.

(1) Etapa inmadura (1803,5 ~ 1900,0m).

Se refiere a todo el proceso antes de que el kerógeno comience a degradarse en hidrocarburos. El contenido de cloroformo asfáltico “A” es muy bajo, entre 0,0052%-0,0062%, y no ha sido sometido a análisis etnográfico. La temperatura de pirólisis es 4365438 ± 0 ℃ ~ 433 ℃. Sólo 1832,10 ~ 1832,42 m son 436 °C, y la reflectancia del querógeno vitrinita Ro = 0,71. Con base en otros datos, se cree que la materia orgánica de esta sección se encuentra en una etapa inmadura.

(2) Etapa de madurez baja-maduración (1900,0 ~ 2300,0 m).

Se refiere a la etapa en la que el kerógeno se degrada o se degrada a aceite en grandes cantidades. La relación hidrocarburo total/carbono orgánico aumentó de 1,2500% a 3,6821%, las propiedades del kerógeno cambiaron significativamente y el H/C disminuyó. La concentración de radicales libres alcanza 11,35 × 1018/g y la temperatura de pirólisis simulada es generalmente 43438. Vitrinita kerógena RO = 0,73% ~ 0,81%, 2135 ~ 2300,0 m, alcanzando el pico de generación de petróleo, lo que indica que la estrangulación de la materia orgánica se limita a aproximadamente 1900 m cuando madura.

(3) Etapa de madurez alta (2300,0 ~ 2379,0 metros).

El querógeno se piroliza adicionalmente a altas temperaturas para lograr una alta madurez. Al mismo tiempo, los enlaces C-C del petróleo pesado de baja madurez se rompen, produciendo petróleo ligero y humedad. Durante esta etapa, la relación hidrocarburos totales/carbono orgánico cayó de 1,6645% a 0,9853%, y otros datos geoquímicos también reflejaron características similares.

De acuerdo con la temperatura medida del pozo y la curva de Kangnanguan del pozo Shen Min 1 en Zhangye Sag, el mapa histórico del entierro de rocas generadoras de petróleo muestra que el umbral de generación de petróleo en Zhangye Sag es de 2150,0 metros, y que en Yuanchaomiao es 2125,0 metros. La profundidad umbral de generación de combustible determinada por los datos es 225,0 ~ 250,0 metros. La razón principal de la diferencia en el umbral de generación de petróleo es que la temperatura del pozo de Shen Min 1 se midió durante la perforación y la temperatura del pozo puede ser más baja.

De acuerdo con los parámetros completos del índice, el límite de estrangulamiento de la cuenca Minle se establece tentativamente en aproximadamente 1900 m (RO = 0,71,832. 10 ~ 1832,42 m, independientemente de Tmax = 436 ℃ teniendo en cuenta); diversos parámetros, se cree que los tipos de kerógeno son ⅱ1-ⅱ2; de acuerdo con la ley de evolución natural del kerógeno en el Pozo Shen Min 1, la generación de petróleo y gas en la Cuenca Minle se puede dividir en tres etapas, lo que indica que la roca fuente de petróleo en la cuenca Minle ha experimentado generación de petróleo.

De acuerdo con los indicadores de parámetros de la roca fuente del pozo Shen Min 1 en Zhangye Sag, se predice que la roca fuente en Chaoyuansi Sag alcanzará el límite de estrangulamiento desde la cima del Cretácico.

(2) Condiciones de almacenamiento y cobertura

Las condiciones del embalse en la cuenca Minle están bien desarrolladas. Los antiguos estratos de la Formación Baiyanghe, del Cretácico y del Neógeno Mioceno tienen ciertas condiciones de yacimiento. En particular, los yacimientos en la sección Quanzi entre la Formación Baiyanghe están ampliamente distribuidos, son gruesos y tienen un buen rendimiento como yacimiento. Se predice que los yacimientos del Cretácico Inferior solo se distribuirán en el borde de la cuenca, y el rendimiento del yacimiento es pobre, como yacimiento, los estratos antiguos deben heredar el levantamiento antiguo y trabajar en estrecha colaboración con las fallas.

Las enormes areniscas de color rojo anaranjado y rojo marrón de la sección Quanzi de la Formación Baiyanghe en el Neógeno son los mejores reservorios de la cuenca. Es más gruesa en el este y más delgada en el oeste. El espesor de la capa de arena varía de 100 a 600 m y sus propiedades físicas son buenas (Tabla 10-22-5).

Tabla 10-22-5 Propiedades físicas del yacimiento de la Formación Neógena Baiyanghe

La sección Quanzi en el pozo Shen Min 1 tiene aproximadamente 111 m de espesor y es de color marrón rojizo, naranja, medio- arenisca fina, principalmente. Los ingredientes son de temporada y la selección es media-buena. Por lo tanto, la capa de arena en la sección Jianquanzi es uno de los principales reservorios de la cuenca.

La arena, la grava y el barro en los embalses del Cretácico Inferior están mezclados y mal clasificados. Según las estadísticas de 8 muestras, la porosidad promedio es inferior al 8% y la permeabilidad promedio es de 45,3 mD, lo que lo convierte en un yacimiento de baja porosidad y permeabilidad media. La perforación del pozo Shen Min 1 confirmó que el hundimiento central está dominado por lutitas y que las condiciones del yacimiento están muy subdesarrolladas. Se predice que se pueden desarrollar reservorios del Cretácico en el borde occidental de la depresión y el levantamiento occidental, pero no son reservorios ideales.

La porosidad y permeabilidad de las rocas de formaciones antiguas son casi nulas. Sólo cuando se desarrollan fracturas puede haber espacio para almacenamiento.

Hay dos factores decisivos en la evaluación de las condiciones de la roca de cobertura: uno es la naturaleza y el espesor de la roca de cobertura; el otro es la relación de contacto con el yacimiento. Con base en estos dos factores, creemos que la lutita de la sección Yougou de la Formación Baiyanghe, la lutita del Cretácico Inferior y las fracturas de formaciones antiguas no están desarrolladas y todas son buenas rocas de cobertura. Las lutitas de color marrón rojo y marrón oscuro en la sección del canal de petróleo están ampliamente distribuidas, con un espesor superior a 100 m, y están en contacto general con la subsección de Jianquan. La permeabilidad y la porosidad son casi nulas, lo que las convierte en buenas rocas de cobertura regionales. Las lutitas del Cretácico Inferior están muy desarrolladas. Verticalmente, se ubica en la parte inferior o superior del depósito, y está conectado al depósito lateralmente, y puede desempeñar un muy buen papel de cobertura. Los estratos viejos también pueden ser buenos recubrimientos si no se desarrollan grietas.

3. Métodos y parámetros de evaluación de recursos

Dado que la Cuenca Minle es una cuenca con un bajo grado de exploración y no se han descubierto yacimientos de petróleo industrial, las unidades de evaluación son Zhangye Sag. y Chaoyuansi Sag. Esta evaluación utiliza el método de analogía de abundancia de área en el método de analogía y el método de cloroformo asfalto "A" en el método de génesis. En particular, se ha fortalecido la investigación sobre parámetros geológicos analógicos y la aplicación de métodos geológicos analógicos.

(1) Método de analogía

Al calcular los recursos utilizando el método de analogía geológica, se utilizan los siguientes pasos:

(1) División de unidades de analogía geológica: Los bloques de petróleo y gas conocidos o áreas con cierto potencial de petróleo y gas basados ​​​​en investigaciones geológicas se pueden utilizar como unidades análogas. Zhangye Sag y Chaoyuansi Sag son áreas con mejores condiciones geológicas de petróleo en la cuenca Minle. Por lo tanto, se determina que Zhangye Sag y Chaoyuansi Sag son unidades análogas al hundimiento de dos niveles en la cuenca Minle, con áreas de 458 km2 y 414 km2 respectivamente.

(2) La Cuenca Minle y el Sag Jiudong tienen condiciones geológicas petroleras similares, y el Sag Yinger en el Sag Jiudong se selecciona como el área análoga entre el Sag Zhangye y el Sag Chaoyuansi en la Cuenca Minle.

(3) A través de un estudio sistemático de las cinco condiciones geológicas básicas del petróleo de Zhangye Sag y Chaoyuansi Sag en la cuenca Minle, se llevó a cabo la puntuación de acuerdo con los estándares unificados del plan de implementación, un estudio geológico integral. Se obtuvo la puntuación y se valoraron las áreas análogas. Se puntuaron las depresiones infantiles. Compare la puntuación integral del área de predicción con la puntuación integral del área de calibración para obtener el coeficiente de similitud (Tabla 10-22-6).

(4) Los recursos geológicos petroleros de Zhangye Sag y Chaoyuansi Sag son 682×104t y 417×104t respectivamente (Tabla 10-22-7).

Tabla 10-22-6 Tabla estándar de evaluación de analogía relativa y puntuación para la capa K1 en Zhangye, Chaoyuansi Sag y Yinger Sag

Continuación

Tabla 10-22 -7 Parámetros y resultados del cálculo de recursos analógicos de Minle Basin

(B) Método de asfalto de cloroformo "A"

El parámetro clave de este método: el coeficiente de migración y acumulación se obtiene por analogía con el área analógica, su valor es 0,05. El betún de cloroformo "A" se deriva estadísticamente de los valores medidos de muestras de roca madre, y el coeficiente de expulsión de hidrocarburos puede ser de 0,2 según el tipo de cuenca. Consulte la Tabla 10-22-8 para conocer otros parámetros de cálculo. Los recursos geológicos petroleros de Zhangye Sag y Chaoyuansi Sag son 887×104t y 158×104t respectivamente (Tabla 10-22-9).

Tabla 10-22-8 Cálculo y resultados de los parámetros de recursos del método del asfalto cloroformo “A” en la depresión de Zhangye

Continuación

Tabla 10-22-9 Chaoyang Cálculo del templo y resultados de los parámetros de recursos del método "A" de asfalto con cloroformo hundido

Cuarto, resultados de la evaluación de recursos

Con base en los resultados del cálculo de los dos métodos anteriores, utilice el software de resumen de recursos proporcionado por la oficina de proyectos Calcular los recursos geológicos de la cuenca (Figura 10-22-1).

Según los requerimientos de la oficina de proyectos, esta evaluación también requiere calcular la cantidad de recursos recuperables en la cuenca. El cálculo de los recursos recuperables tiene plenamente en cuenta los avances futuros en tecnología y comprensión. Primero, de acuerdo con los requisitos de la oficina de proyectos y las características específicas de la cuenca, se determina que el coeficiente de recuperabilidad bajo la condición de "98% de contenido de agua integral, tecnología de recuperación de petróleo terciario" es del 19%. Luego se multiplican los recursos geológicos. por el coeficiente recuperable para obtener los recursos técnicamente recuperables. Los resultados del cálculo muestran que los recursos petroleros recuperables en la cuenca Minle son 198×104t, de los cuales el Zhangye Sag es 135×104t y el Chaoyuansi Sag es 63×104t.

El resultado de la evaluación de recursos geológicos petroleros es 1155×104t y el valor de probabilidad es 5%.

Los recursos petroleros se distribuyen en el sistema Cretácico, con poca profundidad de enterramiento, entorno geográfico montañoso y leyes de petróleo convencionales.

Dirección de exploración del verbo (abreviatura del verbo)

Hay cuatro depresiones del Jurásico-Cretácico en la depresión central de la cuenca Minle, a saber, la depresión de Zhangye, la depresión de Chaoyuansi, la depresión de Jinghuisi y la depresión de Li Zhaizi. hundido. Las primeras tres depresiones son las principales depresiones generadoras de petróleo en la cuenca. Sólo el Cretácico en Lizhaizi Sag tiene enterramiento poco profundo, espesor delgado y malas condiciones de generación de petróleo. Según los resultados de la evaluación, los recursos geológicos petroleros de la cuenca oscilan entre 929×104t y 1155×104t, con un valor estimado de 1042×104t y una abundancia de recursos de 1,2×65438.

Figura 10-22-1 Resultados de exploración integral de la cuenca Minle

El levantamiento Sangongzha y el levantamiento occidental son estructuras primarias y secundarias adyacentes a la depresión generadora de petróleo en la dirección. de la migración de petróleo y gas en la depresión. En partes de la base hay estructuras paleógenas y neógenas, que son un lugar favorable para la acumulación de petróleo y gas. Por lo tanto, el levantamiento de Sangongzha y el levantamiento occidental pueden ser zonas favorables de acumulación de petróleo y gas.

Resumen de verbos intransitivos

El resultado de la evaluación de los recursos geológicos petroleros en la cuenca Minle es 1155×104t y el valor de probabilidad es 5%.

Los recursos petroleros en la Cuenca Minle se distribuyen en el sistema Cretácico, con entierro poco profundo, entorno geográfico montañoso y ley de petróleo promedio.