Cuenca del lago Santang

La cuenca del lago Santang está situada en la parte noreste de la Región Autónoma Uygur de Xinjiang, en la frontera con Mongolia y China. Limita con las montañas Tianshan del Norte al sur y las montañas Altai al norte, es una cuenca entre montañas intercalada entre las dos montañas. La cuenca tiene forma de cinturón, mide unos 500 kilómetros de largo, entre 40 y 50 kilómetros de ancho y cubre un área de unos 23.000 kilómetros cuadrados. A finales de 2002, la cuenca había completado un estudio geológico petrolero de 1:200.000, un estudio geológico terrestre de 1:200.000, un estudio magnético y de gravedad de 1:200.000 y un estudio eléctrico de 1:400.000, y completó 13.000 kilómetros cuadrados de sísmica 2D y 634,88 de tres dimensiones. sísmica dimensional * * * 33 pozos perforados, con un metraje total de 82.000 metros. En la actualidad, se han puesto en producción cuatro campos petroleros, incluidos Beixiaohu, Niuquanhu, Heidun y Mazhong.

El trabajo principal de evaluación de recursos de petróleo y gas en la cuenca Santanghu lo completa el Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo del Petróleo de China.

II. Condiciones geológicas del petróleo y el gas

(1) División de unidades estructurales

La Cuenca Santanghu se puede dividir en tres zonas estructurales en el plano: Noreste zona de levantamiento de la napa de empuje inverso, zona de depresión central y zona de napa de empuje suroeste. El cuerpo sedimentario principal se ubica en la zona de depresión central, mostrando un patrón alternado convexo y cóncavo en dirección noroeste. Hay 9 unidades estructurales secundarias de oeste a este: Hanshuiquan Sag, Shitoumei Sag, Tiaohu Sag, Chahaquan Sag, Malang Sag, Fangfangliang Sag, Naomaohu Sag, Weibei Sag y Suluke Sag. La mayor parte de la exploración petrolera se encuentra en la depresión de Tiaohu-Malang (Tabla 8-8-1 y Figura 8-8-1).

Tabla 8-8-1 División de unidades estructurales en la cuenca del lago Santang

Figura 8-8-1 División de unidades estructurales en la cuenca del lago Santang

( 2) Características estratigráficas

La cuenca de Santanghu es una cuenca sedimentaria interior dominada por la Era Paleozoica y Mesozoica. Se depositaron más de 7.000 metros de sistemas Pérmico, Triásico y Jurásico en el basamento prepérmico, Cretácico. Paleógeno, Neógeno y Cuaternario. El Pérmico Inferior y el Triásico, el Triásico Inferior y el Jurásico, y el Cretácico Superior y el Paleógeno y Neógeno están en contacto discordante, mientras que las otras series, series, grupos y grupos están principalmente en contacto conformable.

1. Carbonífero

El Carbonífero es principalmente el Carbonífero Medio y Superior, de amplia distribución, y compuesto principalmente por un conjunto de rocas volcánicas eruptivas continentales y rocas piroclásticas.

2. Ver PERMO-TRIÁSICO

La Formación Kalagang del Pérmico Inferior (P1k) se distribuye principalmente en Tiaohu Sag y la parte occidental de Malang Sag. Generalmente es un conjunto de rocas volcánicas eruptivas continentales y rocas piroclásticas. El Pérmico Superior se divide en la Formación Lucaogou (P2l) y la Formación Tiaohu (P2t). La Formación Lucaogou (P2l) en Malang Sag es un conjunto de depósitos de carbonato de esquisto oscuro semiprofundos a orillas de un lago poco profundo con un espesor máximo de 800 metros. Es la principal roca generadora y reservorio de la cuenca. La Formación Tiaohu (P2t) es un conjunto de rocas volcánicas intercaladas con escombros de lagos poco profundos y pantanos de ríos. El espesor estratigráfico máximo es de 1800 m. La Depresión de Tiaohu es generalmente mayor que 900 m

3.

El Triásico está dominado por la Formación Karamay Media (T2-3), que es un conjunto de sedimentos clásticos normales que van desde facies fluviales hasta lacustres. El estrato de Malang Sag tiene unos 100 metros y el Tiaohu Sag generalmente está por encima de los 200 metros.

4. La Formación Jurásica Badaowan (J1b) solo se distribuye en Tiaohu. La depresión tiene un espesor pequeño, generalmente inferior a 100 m, y está compuesta principalmente por facies de orillas de lagos y facies de pantanos de ríos. La Formación Xishanyao (J2x) está ampliamente distribuida y es un conjunto completo de rocas clásticas normales que contienen carbón, desde facies de lagos costeros poco profundos hasta facies de pantanos fluviales. El centro de hundimiento está ubicado en el borde norte de la depresión. La longitud promedio de Tiaohu Sag es de aproximadamente 200 m, Malang Sag generalmente mide más de 100 m y el rango de distribución de la Formación Toutunhe (J2t) es ligeramente mayor que J2x. Es un conjunto de depósitos clásticos gruesos de facies de abanicos fluviales y aluviales, con el centro de subsidencia ubicado en el borde norte de la depresión. La depresión de Tiaohu tiene generalmente más de 200 m de espesor y la depresión de Malang tiene unos 200 m de espesor. La Formación Guqi (J3q) es un conjunto de depósitos clásticos gruesos fluviales. La depresión de Tiaohu generalmente mide más de 300 m, con un espesor máximo de 400 m. La depresión de Malang generalmente mide más de 200 m, con un espesor máximo de 300 ~ 400 m.

5. Cretácico

El sistema Cretácico está ampliamente distribuido en la depresión, principalmente el Cretácico Inferior (K1), faltando el Cretácico Superior (K2). Se compone principalmente de rocas clásticas gruesas fluviales, integradas en el Jurásico en el medio de la zona de depresión de la cuenca, y pasa a una relación de contacto de discordancia ondulada hacia el borde norte de la cuenca. El espesor sedimentario puede alcanzar los 1400 m (ubicado en el medio de Tiaohu Sag), y el punto más grueso se encuentra en Malang Sag, alcanzando los 900 m.

6. Paleógeno, Neógeno y Cuaternario

Este rincón es estrato discordante del Cretácico Inferior y es un conjunto de estratos aluviales tipo melaza de pequeño espesor. El cuerpo principal de la depresión tiene más de 100 metros de sedimento. Este conjunto de estratos se distribuye en las dos napas del norte y sur de la cuenca, y su espesor es generalmente inferior a 100 metros.

(3) Condiciones de la roca generadora

65438+

A través de un análisis geoquímico integral y un estudio comparativo de las fuentes de petróleo y gas, se determinó que existen tres conjuntos de fuentes de hidrocarburos en las rocas de la cuenca de Santanghu: rocas generadoras de carbón del Triásico superior y del Jurásico medio e inferior, rocas generadoras lacustres del Pérmico superior, rocas generadoras lacustres del Pérmico inferior y Carbonífero.

Los Tiaohu Sag y Malang Sag en la cuenca abarcan desde el Jurásico hasta el Pérmico. Debido a los cambios en los ambientes sedimentarios y las diferencias en los movimientos tectónicos, el grado de desarrollo de las rocas generadoras es grande tanto vertical como horizontalmente. diferencia. En el plano, desde la perspectiva de la distribución de la roca madre, las rocas madre fangosas de la Formación Shuixigou del Jurásico Medio e Inferior se distribuyen principalmente en Tiaohu Sag y Hanshuiquan Sag. El Tiaohu Sag tiene un área de distribución amplia y un gran espesor, con el máximo. El espesor en Tang es de unos 250 metros entre el pozo Can 1 y el pozo Tiao 2. El pozo Tangcan 2 en el este de Hanshuiquan Sag tiene el mayor espesor, alrededor de 300 m. Las rocas generadoras fangosas de la Formación Triásica Xiaoquangou se distribuyen principalmente en Hanshuiquan Sag y Tiaohu Sag. El área del pozo Tiao 2 tiene el mayor espesor, alcanzando los 300 m. La distribución de la roca es básicamente consistente con la Formación Shuixigou, y el espesor máximo se ubica en la parte occidental de la depresión. El espesor de la roca generadora es de 140 a 200 metros, con un máximo de 450 metros. La Formación Lucaogou del Pérmico Superior es la roca generadora más importante, distribuida principalmente en Tiaohu Sag y el margen sur de Malang Sag, de los cuales el margen sur de. Malang Sag El espesor es el más grande, alcanzando los 700 m, y las rocas generadoras del Pérmico Inferior y Carbonífero se distribuyen principalmente en Tiaohu y Malang Sag.

Las rocas generadoras se pueden dividir en cuatro tipos según la litología: carbón, lutita carbonácea, lutita oscura y marga. Entre ellas, el carbón, lutita carbonácea y lutita oscura se desarrollaron en el Carbonífero Superior-Pérmico Inferior y el Triásico. Grupo Xiaoquangou-Jurásico Inferior. La lutita oscura, la lutita calcárea y la roca carbonatada (incluidas margas y dolomita) se desarrollan principalmente en la Formación Lucaogou del Pérmico Superior. La lutita oscura de la Formación Lucaogou se distribuye más ampliamente en Malang Sag y Tiaohu Sag. El Malang Sag tiene 376 metros de espesor (pozo Ma 5), ​​​​y la sección expuesta de la mina de carbón Sukui en Tiaohu Sag tiene 400 metros. De espesor, las rocas carbonatadas están ampliamente distribuidas. La lutita calcárea (incluida la lutita dolomítica) en el pozo Tiao 5 y el pozo Ma 9 tiene 200 metros y 266 metros, y la roca carbonatada tiene 102 metros y 31 metros. Se prevé que la parte más gruesa esté ubicada cerca de la zona de la napa de Malang Sag, y su tendencia cambiante es consistente con la lutita oscura. El rango de distribución de la lutita carbonosa es extremadamente pequeño y su espesor es bastante pequeño.

2. Características geoquímicas de las rocas generadoras

Del análisis de todas las muestras de roca generadora recolectadas bajo tierra en la cuenca Santanghu, se puede ver que los valores del índice varían mucho y el La misma capa también tiene Refleja las grandes diferencias entre diferentes regiones. En general, la roca generadora del Mesozoico en la cuenca Santanghu tiene las características de un alto contenido de carbono orgánico y un bajo contenido de materia orgánica soluble, lo que es consistente con las características básicas de las rocas generadoras de carbón.

(1) Abundancia de materia orgánica.

Desde una perspectiva de capa, entre las rocas generadoras del Mesozoico, la lutita oscura tiene la mayor abundancia de materia orgánica, con un contenido promedio de carbono orgánico del 4,19 %, un contenido de cloroformo asfalto "A" del 0,1171 % y un total de hidrocarburos. contenido del 0,048%, el potencial de producción de petróleo es del 60%. La segunda es la Formación Jurásica Badaowan y la Formación Xishanyao, las cuales son buenas rocas fuente, pero la lutita oscura de la Formación Badaowan es mejor que la de la Formación Xishanyao. En tercer lugar, según los criterios de evaluación, la lutita oscura de la Formación Sangonghe del Jurásico es una roca madre pobre. La abundancia de materia orgánica del carbón, la roca y la lutita carbonosa es mayor en la Formación Badaowan, y la evaluación integral es roca madre de buena a buena, seguida por la Formación Xishanyao y la Formación Sangonghe, y la evaluación integral es todas rocas fuente buenas. Solo hay una muestra de lutita carbonosa en la Formación Xiaoquangou del Triásico. La abundancia de materia orgánica no es alta y se evalúa como una roca madre de mala a buena. Entre las rocas generadoras del Paleozoico superior, la Formación Lucaogou del Pérmico sobre la lutita oscura tiene la mayor abundancia de materia orgánica. El contenido promedio de carbono orgánico en Malang Sag llega al 5,44%, el contenido promedio de cloroformo asfalto "A" es 0,6919%, el contenido promedio total de hidrocarburos es 0,4932%, el potencial promedio de generación de petróleo es 14,34 mg/g/g. y todos los indicadores de abundancia de materia orgánica pertenecen a la cordillera de rocas generadoras Buenas.

Según la comparación de la abundancia de materia orgánica de las rocas generadoras del mesozoico en la cuenca Santanghu, la abundancia general de materia orgánica en Tiaohu Sag es la más alta, y las rocas generadoras de las formaciones Xishanyao y Xiaoquangou son buenas. Buenas rocas generadoras. El siguiente es el hundimiento de Hanshuiquan. La mayoría de las rocas generadoras del Jurásico Inferior en este hundimiento alcanzan el nivel de rocas generadoras buenas, y algunas son rocas generadoras pobres. La abundancia de materia orgánica de las rocas generadoras del Mesozoico en Malang Sag es menor que la de Tiaohu Sag, y las rocas generadoras son en su mayoría de buena a buena.

A partir de la comparación de las rocas generadoras del Paleozoico, el Malang Sag es obviamente mejor que el Tiaohu Sag y otros hundimientos. Malang Sag es una buena roca generadora, especialmente la roca generadora de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior con la mayor abundancia de materia orgánica. El Tiaohu Sag es básicamente una buena roca generadora, excepto por la lutita oscura de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior. roca (Tabla 8-8-2).

La Formación Lucaogou del Pérmico Superior es la mejor roca madre de la cuenca. Según los datos litológicos y eléctricos, se puede dividir en tres secciones: las secciones superior e inferior son principalmente lutitas oscuras y la sección media es principalmente roca carbonatada. A través del análisis de muestras de roca generadora de los pozos Ma 6, Ma 7, Ma 8 y Niu 101, se puede observar que los indicadores geoquímicos de cada conjunto de rocas generadoras reflejan diferencias obvias. En comparación con otras rocas generadoras en la cuenca, las rocas generadoras de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior son todas buenas rocas generadoras. En particular, las muestras de margas en la sección media tienen la mayor abundancia de materia orgánica y son las mejores rocas generadoras (Tabla 8). 8-3 y Tabla 8-8-4).

Tabla 8-8-2 Tabla de datos de abundancia de materia orgánica de roca madre mesozoica en la cuenca Santanghu

Nota: Todos los datos de la tabla son valores promedio, (n) es el número de muestras.

Tabla 8-8-3 Tabla de datos de abundancia de materia orgánica de rocas generadoras del Paleozoico en la cuenca Santanghu

Nota: Todos los datos de la tabla son valores promedio, (n) es el número de muestras .

Tabla 8-8-4 Tabla de datos de abundancia de materia orgánica de rocas generadoras del Pérmico superior en Malang Sag

(2) Tipos de materia orgánica.

Según los indicadores del tipo de roca madre de la cuenca Santanghu, la roca madre mesozoica es un conjunto de estructuras sedimentarias que contienen carbón. La materia orgánica se deriva principalmente de plantas superiores terrestres y exhibe kerógeno de tipo II-III. características. . Las rocas generadoras de la Formación Badaowan del Jurásico y de la Formación Xiaoquangou del Triásico son relativamente buenas, dominadas por kerógeno tipo II. Hay tipos ligeramente diferentes de carbón y lutita oscura. El primero es principalmente del tipo ⅱ y el segundo es principalmente del tipo ⅲ. Las rocas generadoras del Paleozoico superior son principalmente un conjunto de depósitos lacustres en alta mar, acompañados de depósitos de facies lacustres. La materia orgánica se origina en organismos acuáticos medios e inferiores, representando una gran proporción, y se mezcla con plantas terrestres superiores. En términos de composición microscópica, la materia vegetal superior y los organismos acuáticos inferiores se mezclan en diferentes proporciones. Sin embargo, las rocas generadoras de la cuenca tienen diferencias obvias entre diferentes depresiones en el mismo intervalo. La roca madre de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior en Malang Sag tiene una composición rica en hidrógeno, átomos de H/C con alto kerógeno, valores de Pr/Ph inferiores a 1 y el mejor tipo de materia orgánica, i2-ⅱ, mientras que las rocas generadoras del Pérmico Inferior y del Carbonífero medio y superior son ⅱ-ⅲ (Tabla 8-8-3

Tabla 8-8-5 Tabla de datos de tipos de materia orgánica de las rocas generadoras en la Cuenca Santanghu

(3) Madurez de la materia orgánica.

El análisis exhaustivo del grado de isomerización de Ro, Tmax, OEP y alcanos terpénicos en varias rocas generadoras de la cuenca muestra que las rocas generadoras de la cuenca Santanghu son relativamente altas. madura Baja La madurez de la roca fuente no cambia mucho en la dirección vertical. Además, los dos indicadores de madurez del esterano indican que la Formación Sangonghe del Jurásico se encuentra básicamente en la etapa de madurez inmadura-baja, y la Formación Badaowan tiene. La roca madre del Pérmico ha entrado en la etapa de madurez y ha alcanzado el pico de generación de hidrocarburos, mientras que los dos indicadores de madurez del esterano fuente del Pérmico superior, C2920S/20(S+R) y C29αββ/∑C29, son 0,188 y 0,32 respectivamente. están en la etapa inmadura Puede estar relacionado con el movimiento tectónico La formación T-J1 + 2 depositada en la parte superior de la Formación Lucaogou en Malang Sag es mucho más pequeña que la de Tiaohu Sag. El grado de evolución del Tiaohu Sag es mayor que el del Malang Sag. El hundimiento se encuentra básicamente en la etapa madura o el período pico de generación de hidrocarburos en el fondo de la Formación Shuixigou del Jurásico Medio e Inferior, mientras que el hundimiento de Malang se encuentra en el inmaduro. etapa o acaba de entrar en el umbral de generación de hidrocarburos En la relación entre la reflectancia de vitrinita Ro y la profundidad, el gradiente de las rocas generadoras del Pérmico en el Pozo Ma 6 y el Pozo Ma 7 no cambia mucho con el aumento de la profundidad del entierro y la medida. El valor Ro de la mayoría de los pozos es inferior al 0,8%. A juzgar por las características reflejadas por varios indicadores de madurez, los hidrocarburos del Pérmico superior aunque la roca madre se encuentra en la etapa de baja madurez, la madurez en el sur es relativamente mayor que en el norte. El pozo Tiao 5 en Tiaohu Sag muestra que la etapa de evolución puede alcanzar la etapa de madurez, y solo la roca generadora del Pérmico Inferior en Malang Sag ha entrado en la etapa de madurez o ha generado un pico de hidrocarburos. Otras condiciones de formación del yacimiento

1. Condiciones del yacimiento

Se puede ver a partir del análisis de los datos de perforación que en la cuenca Santanghu hay tres tipos de litología del yacimiento, a saber, media y media. Yacimientos de rocas clásticas del Paleozoico tardío, yacimientos de rocas carbonatadas del Paleozoico tardío y yacimientos de rocas volcánicas del Paleozoico tardío. Hay dos tipos de espacios de yacimiento: tipo de porosidad (principalmente baja -9K) y tipos de fractura (principalmente fracturas estructurales) (Tabla 8-). 8-6).

Tabla 8-8-6 Estadísticas de propiedad física del yacimiento en la cuenca Santanghu

(1) Yacimiento de roca clástica.

Según los resultados estadísticos del análisis de las propiedades físicas de los yacimientos de los perfiles de los núcleos de perforación de la cuenca, las propiedades físicas de los yacimientos de rocas clásticas del Jurásico-Triásico en la cuenca de Santanghu son generalmente deficientes y se caracterizan por una baja porosidad, una baja permeabilidad y características especiales. Características Baja porosidad, extremadamente baja permeabilidad. A juzgar por los tres conjuntos de reservorios en la Formación Badaowan, la Formación Xishanyao y la Formación Toutunhe, las propiedades físicas se deterioran de arriba a abajo. La Formación Toutunhe tiene las mejores propiedades físicas y está evaluada integralmente como un yacimiento de porosidad media-baja y baja permeabilidad. La porosidad del yacimiento de la Formación Xishanyao es generalmente del 8,73% al 18,71% y la permeabilidad es baja. Una evaluación integral muestra que el yacimiento es de baja porosidad y muy baja permeabilidad. El yacimiento de la Formación Badaowan es similar al yacimiento de la Formación Xishanyao, con una porosidad básicamente baja y una permeabilidad generalmente baja. Una evaluación integral muestra que el yacimiento de la Formación Badaowan es un yacimiento de porosidad media-baja, permeabilidad baja y permeabilidad extrabaja.

(2) Yacimiento de carbonato.

Los yacimientos de carbonato están ampliamente desarrollados en Malang Sag, incluidos cuatro tipos: piedra caliza de micrita, dolomita de micrita, lutita calcárea y lutita dolomítica. Sus espacios de yacimiento son principalmente poros y fracturas. Las rocas carbonatadas de la Formación Lucaogou desarrollan fracturas en múltiples etapas, pero las primeras fracturas están en su mayoría rellenas, lo que tiene poca importancia para los yacimientos de petróleo y gas. Según los datos del núcleo, las grietas en las rocas carbonatadas también están relativamente desarrolladas en las etapas posteriores, formando una gran cantidad de poros. Sin embargo, debido a la falta de comunicación entre las fracturas verticales, los yacimientos carbonatados son sólo reservorios de porosidad media-baja y baja permeabilidad.

(3) Yacimiento de roca volcánica.

Los yacimientos de roca volcánica son generalmente densos y por tanto presentan baja porosidad y permeabilidad. Aunque algunas rocas eruptivas, como el basalto, tienen poros bien desarrollados, en su mayoría se llenan más tarde y tienen una conectividad deficiente y no pueden formar reservorios efectivos. Sólo aquellas rocas volcánicas que han sido transformadas por movimientos tectónicos pueden formar reservorios efectivos con fracturas y espacio para la migración y almacenamiento de petróleo y gas.

En resumen, las propiedades físicas de los yacimientos de rocas clásticas del Jurásico en la cuenca de Santanghu son deficientes y la evaluación integral es principalmente de baja porosidad y baja permeabilidad. Para el Pérmico Superior, las fracturas son el principal espacio del yacimiento y la calidad del yacimiento depende principalmente del grado de desarrollo de las fracturas.

2. Condiciones de cobertura

De acuerdo con las características de desarrollo de la secuencia de la cuenca Santanghu, se pueden dividir seis conjuntos de rocas de cobertura. De abajo hacia arriba, son: lutitas de la Formación Lucaogou del Pérmico Tardío, margas, lutitas calcáreas, lutitas bituminosas y tobas. El espesor sedimentario es grande y está ampliamente desarrollado en el Triásico Tardío Huangshanjie-Hao. Las lutitas carbonosas de la Formación Jiagou se desarrollan principalmente en Tiaohu Sag y tienen buena capacidad de sellado, pero existen diferentes opiniones sobre su rango de distribución. La lutita oscura de la Formación Badaowan del Jurásico Inferior; la lutita oscura de las partes media y superior de la Formación Xishanyao del Jurásico Medio cambia rápidamente en litofacies y cambia mucho en espesor. El gran conjunto de lutitas de color rojo grisáceo del Jurásico tardío está ampliamente distribuido por toda la región y es grueso, lo que lo convierte en una de las rocas de capa más estables. Lutolita roja del Cretácico Inferior superior.

3. Métodos de evaluación de recursos y sistema de parámetros

Los principales métodos para estimar los recursos de petróleo y gas en la cuenca del lago Santang incluyen el método de génesis, el método de analogía y el método estadístico. Los recursos totales utilizan el método Delphi ponderado. Con base en el nivel actual de exploración y descubrimiento de yacimientos de petróleo y gas en la cuenca Santanghu, el método genético y el método de analogía son aplicables al cálculo de los recursos de la cuenca, y no se pueden utilizar métodos estadísticos.

(1) Método de analogía para el cálculo de recursos

1. Selección del área de calibración de simulación

Aunque el nivel de exploración de la cuenca Santanghu aún es muy bajo, su formación , El desarrollo y la evolución son comparables a los de la cuenca de Junggar, y están controlados por un sistema sedimentario estructural unificado cuenca-montaña. Según la geología del petróleo, las cuatro áreas de calibración de Cheguai, Luxi, Zhangsha y Wuxia en la cuenca de Junggar fueron seleccionadas como áreas análogas de recursos de la cuenca de Santanghu.

2. Utilice el método de analogía para calcular los recursos.

De acuerdo con las condiciones geológicas del petróleo de Malang Sag y Tiaohu Sag (Tabla 8-8-7) y la puntuación de evaluación de analogía de la cuenca. estándares (Tabla 8-8-8), las puntuaciones totales de Malang Sag y Tiaohu Sag son 119,97 y 150,73 respectivamente, y se puede determinar la abundancia del área de recursos petroleros (Tabla 8-8

Tabla 8- 8-7 Características geológicas de Santang Petroleum de Malang Sag y Tiaohu Sag en la cuenca del lago

Tabla 8-8-8 Tabla de calificación de evaluación análoga de la cuenca Santanghu

Tabla 8-8- 9 Malang Sag y Tiaohu Sag Tabla comparativa de Tiaohu Sag

Basado en el área de distribución conocida de rocas sedimentarias en Malang y Tiaohu Sag multiplicada por la abundancia de su área de recursos, los recursos geológicos de las dos depresiones pueden ser calculado utilizando el software Malang Sag. Los valores esperados de Hetiaohu Sag son 0,9821 × 108 t y 1,771 × 108 t, respectivamente. La cantidad total de reducción de presión es 2,7592 × 108 t.

(2) Utilice el método genético para calcular la cantidad de recursos

De acuerdo con el mapa de generación de hidrocarburos proporcionado por la oficina del proyecto, el método de simulación de presión térmica se utiliza para calcular la cantidad de generación de hidrocarburos. (Tabla 8-8-10). Con base en la cantidad conocida de generación de hidrocarburos y el coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas, los recursos petroleros estimados en Malang Sag y Tiaohu Sag son 0,9356×108t y 1,1804×108t respectivamente, y la cantidad total de recursos petroleros en los dos hundimientos es 2,1160× 65438+.

Tabla 8-8-10 Resultados de generación de hidrocarburos en la Cuenca Santanghu

IV. Resultados de la evaluación de recursos de petróleo y gas

Los resultados del cálculo muestran que los recursos geológicos de petróleo estimados en la cuenca Santanghu son 2,5019×108t, y los recursos técnicamente recuperables son 0,6×108t.

De acuerdo con los requisitos unificados, el valor de los recursos prospectivos puede basarse en el valor de probabilidad del 5% de los resultados de la evaluación de recursos anterior o en los resultados del cálculo de los recursos geológicos petroleros en esta evaluación. Con base en este principio, la segunda ronda de resultados de evaluación de recursos de petróleo y gas es 5×108t (Tabla 8-8-11, Figura 8-8-2).

Tabla 8-8-11 Descripción general de los recursos petroleros en la cuenca Santanghu

Figura 8-8-2 Resultados de la evaluación de recursos petroleros en la cuenca Santanghu (100 millones de toneladas)

1. Distribución de los recursos de petróleo y gas

El entorno geográfico de los recursos de petróleo y gas en la cuenca de Santanghu es el Gobi. La calidad de los recursos de petróleo y gas pertenece al petróleo de permeabilidad ultrabaja. categoría y se distribuye en capas poco profundas, medias y profundas.

Los recursos geológicos totales del hundimiento de Tiaohu y Malang en la cuenca de Santanghu son 2,5019×108t, de los cuales 1,5384×108t se encuentran en el hundimiento de Tiaohu, distribuidos en 0,9143×108t del Jurásico y 0,08t del Pérmico. La Depresión de Malang tiene 0,9635×108t, distribuida en el Sistema Jurásico 0,3127×108t y el Sistema Pérmico 0,6508×108t.

Los recursos recuperables totales en el hundimiento de Tiaohu y Malang en la cuenca de Santanghu son 0,4885×108t, de los cuales 0,3058×108t se encuentran en el hundimiento de Tiaohu, distribuidos en el Jurásico 0,1835×108t y el Pérmico 0,1223×. El Malang Sag es de 0,1827×108t, distribuido en el Sistema Jurásico 0,0710×108t y el Sistema Pérmico 0,1118×108t.

2. Grado de los recursos de petróleo y gas

Los resultados de la evaluación muestran que los recursos petroleros en la Cuenca Santanghu se distribuyen principalmente en los estratos Pérmico y Jurásico, principalmente en las capas media y profunda. en términos de profundidad, el entorno es Gobi, con mala calidad de recursos y baja tasa de penetración.

Sugerencias de exploración del verbo (abreviatura del verbo)

(1) El Pérmico tiene un enorme potencial de recursos, y la depresión de Malang y el cinturón de empuje del margen sur serán áreas realistas para futuras exploraciones.

Según la nueva ronda de evaluación de recursos, los recursos geológicos totales de Tiaohu y Malang Sag en la cuenca del lago Santang son 2,5019×108t. Entre ellos, los recursos geológicos del Pérmico son 1,2749×108t, lo que representa el 51%, y se distribuyen principalmente en el margen sur de Malang Sag y Tiaohu Sag. A juzgar por los yacimientos de petróleo del Pérmico descubiertos hasta ahora, el problema clave es que la producción de un solo pozo no es alta y el desarrollo y la producción son difíciles. Las fracturas, como principales espacios de yacimientos y canales de filtración, son los factores más importantes que controlan el enriquecimiento de petróleo y gas de los yacimientos del Pérmico y si tienen productividad comercial.

El cinturón de cabalgamiento-nape en el borde sur incluye principalmente dos zonas estructurales: muelle de pizarra y muelle negro. Las ventajas del cinturón de la napa del margen sur incluyen principalmente tres aspectos: primero, está ubicado en el centro de generación de hidrocarburos y tiene condiciones favorables de fuente de petróleo; segundo, la falla de la napa del margen sur, es decir, la falla de Baiyishan, continúa activa; y las formaciones rocosas permanecen activas durante mucho tiempo. Las fracturas son propensas a ocurrir bajo una fuerte tensión de compresión, lo que es muy propicio para mejorar la migración y el rendimiento del almacenamiento de petróleo y gas, la presión de la formación es alta y la producción de petróleo y gas; puede alcanzar estándares industriales. En tercer lugar, hay muchas trampas en el margen sur, las condiciones para la acumulación de petróleo y gas son favorables y se cumplen las condiciones básicas para la explotación comercial.

(2) La depresión de Tiaohu es una depresión heredada con dos conjuntos de rocas generadoras, el Pérmico y el Mesozoico, y tiene un gran potencial de exploración.

Según la nueva ronda de evaluación de recursos, los recursos geológicos no probados en la cuenca Santanghu son 1,6222×108t, de los cuales Tiaohu Sag es 1,4722×108t, lo que representa el 90,8%, y Malang Sag es 0,1500. ×108t. No se han encontrado recursos geológicos en el Jurásico Medio (J) y el Pérmico (P) en Tiaohu Sag, que son 0,8993 × 108 t y 0,5729 × 108 t respectivamente. Por tanto, la principal dirección de ataque es el Jurásico, complementado por el Pérmico. En la actualidad, el Jurásico solo ha logrado un gran avance en Beixiaohu, donde se descubrió el campo petrolífero de Beixiaohu con reservas probadas de 150×104t. Aunque hay pocas trampas jurásicas en Tiaohu Sag, es más realista explorarlas como reservorios de porosidad de arenisca convencionales.

En la actualidad, el Jurásico está muy estudiado y los tipos de yacimientos son principalmente litológicos y estructurales. Por lo tanto, para expandir las reservas jurásicas, es necesario fortalecer la inversión del yacimiento e identificar trampas de bloques de fallas y trampas litológicas en el fondo estructural.

Resumen del verbo intransitivo

Los recursos geológicos totales de Tiaohu y Malang Sag en la cuenca del lago Santang son 25019×108t. Los recursos geológicos no descubiertos son 1,6222×108t, incluidos 1,4722×108t en Tiaohu Sag, que representan el 90,8%, y 0,1500×108t en Malang Sag, que representan sólo el 9,2%. No se han encontrado recursos geológicos en el Jurásico (J) y el Pérmico (P) en Tiaohu Sag, que son 0,8993 × 108 t y 0,5729 × 108 t respectivamente.

El Malang Sag y el Pérmico en el cinturón de empuje del margen sur serán áreas realistas para futuros avances en exploración. La Depresión de Tiaohu es una depresión heredada con dos conjuntos de rocas generadoras, el Pérmico y el Mesozoico, y tiene un enorme potencial de exploración.