Reglas de distribución de yacimientos con alto índice de acidez
En las cuencas de petróleo y gas, la formación de yacimientos de alto valor ácido no sólo depende de las condiciones de la trampa relacionadas con la estructura, la litología y la estratigrafía, sino que también depende de la historia de la evolución de la cuenca y la depresión y la El grado de madurez de las rocas generadoras de petróleo está relacionado con la transformación secundaria de los hidrocarburos, etc., y se ve afectado principalmente por factores como las actividades de levantamiento tectónico tardío en cuencas y depresiones, el lavado y la biodegradación del agua de formación y la pérdida de hidrocarburos ligeros. componentes Los movimientos tectónicos posteriores son el factor dominante, y otros factores El factor es la evolución de la geoquímica en este contexto geológico. El índice de acidez original del petróleo crudo depende principalmente del ambiente de depósito original y de la madurez, y la biodegradación secundaria de los hidrocarburos es el principal factor de control del alto índice de acidez.
1. El tipo de cuenca determina el tipo y la escala de los yacimientos de petróleo con alto valor de acidez.
(1) Las trampas estratigráficas son el principal tipo de yacimientos de petróleo en las cuencas de antepaís y tienen una escala enorme.
>Figura 8-10 Mapa de distribución de petróleo pesado y arenas bituminosas en la cuenca de Alberta, Canadá (según Perrodon et al., 1998)
La ubicación del yacimiento de petróleo es principalmente controlado por factores estratigráficos, lo que resulta en una enorme capa de petróleo pesado, que cubre el petróleo que migra desde el eje de la cuenca. Las propiedades físicas y químicas del petróleo crudo están determinadas principalmente por la distancia de migración (la distancia es de 100 a 150 km), porque durante el proceso de migración se producen tanto la oxidación como la volatilización. Por ejemplo, en el cinturón de petróleo pesado del Orinoco en Venezuela, alrededor del 90% del petróleo crudo se degrada durante la migración. Esto se debe principalmente a la formación rocosa LaLuna del Cretácico, pero las rocas generadoras del Oligoceno-Mioceno también desempeñan un cierto papel. Estas rocas generadoras también transportan petróleo crudo convencional a la superficie.
Una característica única e importante de los yacimientos de petróleo asfáltico a gran escala es que están ubicados en un delta o en un entorno sedimentario cercano a la costa. La mayor parte del betún está contenido en areniscas de canales con alta porosidad y alta permeabilidad. Muchos de estos yacimientos de petróleo están ubicados en grandes deltas antiguos en el borde de amplios canales oceánicos. Estos deltas a menudo se desarrollan en los bordes de cuencas estables de antepaís. Los hidrocarburos se generan en las partes más profundas de la cuenca, especialmente en la zona más profunda, y luego migran hacia las tierras altas a través de grandes plataformas hacia el antepaís. Al menos la mitad de los yacimientos de petróleo pesado y arenas bituminosas están controlados por estratos en diversos grados, como la cuenca de Alberta en Canadá (Figura 8-10) (Perrodon et al., 1998).
(2) Los anticlinales y los bloques de fallas con fallas complejas son los principales tipos de yacimientos de petróleo en las cuencas del rift y son de pequeña escala.
De las propiedades físicas del yacimiento de petróleo de la Formación Bentiu En la cuenca de Muglad, se puede ver que todos los yacimientos de petróleo de Bentiu cerca de la zona central sin cizallamiento son yacimientos de petróleo biodegradables (Figuras 8-11). La densidad relativa del petróleo crudo es superior a 0,92 y el grado de biodegradación es gradual. disminuye hacia el sureste. Por ejemplo, el yacimiento de petróleo de Bentiu en el campo petrolífero de Fula, cerca de la zona de corte de África central, tiene una profundidad de enterramiento de 1256,3 a 1286,9 m, una densidad relativa de petróleo crudo de 0,92 a 0,96 y un nivel de biodegradación de 7 a 9, que es Clasificado como degradación severa-degradación extremadamente severa, los n-alcanos han desaparecido por completo y aparece el 25-norhopano. El yacimiento de la Formación Bentiu del campo petrolífero BambooWest, a 120 km del campo petrolífero de Fula al sureste, tiene una profundidad de 1265-1276 m. La densidad relativa del petróleo crudo es de 0,94. Los alcanos normales básicamente han desaparecido, pero el 25-norhopano no aparece. El grado de biodegradación es moderado (Figura 8-12). Básicamente no hay biodegradación en la zona 1 y la relación petróleo-gas del yacimiento también ha aumentado significativamente.
Figura 8-11 Mapa de distribución de los principales yacimientos de petróleo de la Formación Bentiu en la Cuenca de Muglad, Sudán
Figura 8-12 Comparación del grado de biodegradación de Fula y BambooWest Yacimientos petrolíferos en la cuenca de Muglad
2. El entorno sedimentario original determina el nivel de formación de valor ácido.
El alto valor ácido pasa a través de la cuenca del rift interior de Sudán, la cuenca sedimentaria marina canadiense. y la cuenca del rift continental costa afuera de la Bahía de Bohai en el este de China. La comparación del grado de biodegradación del petróleo crudo, la gravedad API del petróleo crudo y el TAN encontró que a medida que aumenta el grado de biodegradación del petróleo crudo en las cuencas sedimentarias marinas, su valor de acidez aumenta lentamente. , y el índice de acidez general es bajo. De manera similar, aunque el grado de biodegradación del petróleo pesado canadiense y del petróleo pesado venezolano y de las arenas bituminosas es muy alto, el índice de acidez generalmente no excede los 5 mg de KOH/g. El petróleo crudo derivado de rocas madre lacustres del interior, representadas por los campos petrolíferos de Fula y Palogue en Sudán, forma un alto valor de acidez significativamente más rápido que el de las cuencas marinas. Bajo el mismo grado de degradación, el valor de acidez es generalmente de 5 a 10 mgKOH/g mayor. (Figura 8-2). Se puede observar que el ambiente de depósito original de la roca madre es una de las principales razones que determina el alto valor de acidez del petróleo crudo durante el proceso de biodegradación.
La mayoría de las depresiones de fallas en el este de China son centros de depósito y centros de hundimiento independientes, que forman sistemas independientes que contienen petróleo. Los yacimientos de petróleo distribuidos a lo largo del borde interior del centro de generación de hidrocarburos son generalmente yacimientos de petróleo convencionales. El petróleo y el gas se acumulan principalmente en secuencias de etapas de syn-rift y tienen las características de contenido primario bajo en ácido. En el borde exterior de la depresión, a medida que la capa de roca regional cambia y las fallas se conectan, el petróleo y el gas migran gradualmente a capas menos profundas y se acumulan. Al mismo tiempo, se produce una importante biodegradación, lavado con agua y oxidación del oxígeno libre y del crudo. El petróleo se espesa rápidamente, evoluciona hacia un petróleo pesado con alto índice de acidez y forma una zona de petróleo pesado con alto índice de acidez en el borde de la depresión. En algunas depresiones de hundimiento (falla), la relación entre el petróleo pesado con alto índice de acidez y el petróleo convencional es de 4:6, mientras que en algunas depresiones de falla alcanza 6:4, como el Dongying Sag (Figura 8-13) (Niu Jiayu y Hu Jianyi, 2000).
Figura 8-13 Mapa de distribución de yacimientos de petróleo de alto valor ácido y yacimientos de petróleo convencionales en Dongying Sag, Cuenca de la Bahía de Bohai (según Niu Jiayu et al., 2000)
(2 ) Paleo-levantamiento y cinturones estructurales laterales que controlan la distribución plana de campos petrolíferos de alto valor ácido
La estructura de Palogue es un paleo-levantamiento que se sumerge lateralmente en la depresión y fue superpuesto por estratos sedimentarios posteriores para formar la estructura actual (Figura 2-71). El campo petrolero de Adar-Yale y el grupo de campos petroleros de Agordeed en su conjunto son parte de un enorme levantamiento antiguo entre varios subhundimientos y fueron heredados y desarrollados en el período posterior. La estructura Jamous es una estructura lateral secundaria controlada por fallas en el lado oeste del subhundimiento norte. Sin embargo, el eje largo de esta estructura a través del subhundimiento norte hasta la zona de la pendiente oriental también muestra altos estructurales, lo que indica la existencia de. un pequeño levantamiento lateral en la depresión. Estos paleo-levantamientos y estructuras laterales están unidos a ambos lados de la falla límite de hundimiento y penetran gradualmente en el hundimiento lateralmente, formando una serie de grupos de trampas que se extienden casi de este a oeste. Se insertan transversalmente en depresiones generadoras de petróleo, están más cerca de la fuente de petróleo y tienen buenas formas de trampa, que favorecen la acumulación y preservación de petróleo y gas. En particular, las fallas inversas en las alas anticlinales formadas por estos antiguos levantamientos y fallas transversales tienen un mejor control sobre la formación de yacimientos de petróleo locales. Los paleolevantamientos y las fallas transversales obviamente controlan la distribución plana de los grandes yacimientos petrolíferos, y todos los yacimientos petrolíferos confirmados están relacionados con esta estructura. También hay grupos de trampas formados por varios cinturones estructurales laterales en el subhundimiento de la parte norte de la cuenca de Melut, que son objetivos de exploración favorables.
(3) La secuencia post-rift es la serie principal donde se acumula petróleo pesado con alto índice de acidez.
La falla del bloque syn-rift del Cretácico en la cuenca de Melut no fue fuerte, pero en la depresión de la falla Se formó un conjunto de lutitas oscuras durante el período pico de desarrollo, y el valle del rift solo tenía un ciclo sedimentario completo "grueso-fino-grueso". Las rocas generadoras formadas en la secuencia durante el período sin-rift carecían de directa. caprock regional eficaz. Al mismo tiempo, debido a que las fallas límite son generalmente empinadas y carecen de levantamientos a gran escala, bloques de fallas y otras estructuras en la etapa inicial, no se desarrollan estructuras superpuestas ni anticlinales de compactación diferencial. Solo se desarrollan pequeñas estructuras anticlinales rodantes en la pared colgante de la pared. Sin embargo, debido a que la falla límite es relativamente empinada, el anticlinal formado es de pequeña escala y tiene condiciones de trampa limitadas. En el período posterior al rift (Paleógeno temprano), el hundimiento no fue evidente y faltaron grandes facies de lagos costeros poco profundos. En cambio, estuvo dominado por depósitos de arenisca gruesos y de gran superficie, en los que era difícil formar diversas estructuras. Por un lado, la extensión en dirección NNW-SSE a finales del Paleógeno activó fallas tempranas, lo que provocó que el petróleo y el gas generados por las rocas generadoras activas subyacentes migraran verticalmente a lo largo de las fallas hacia la secuencia posterior al rift y se acumularan debajo de la capa de roca regional. Formación Adar para formar Tibetano. Debido a la falta de roca de cobertura regional en el Cretácico Superior, el petróleo y el gas generados a partir de las rocas generadoras del Cretácico Inferior migraron directamente a las Formaciones Paleógenas Yabus y Samma, y formaron depósitos de petróleo a gran escala bajo la cobertura de la roca de cobertura regional de la Formación Adar. como el campo petrolero más grande descubierto hasta ahora en Sudán, el campo petrolero Palogue, tiene reservas geológicas de más de 4 mil millones de barriles (Figura 8-14).
Figura 8-14 Diagrama del modelo de acumulación de yacimientos de petróleo con alto valor ácido en la cuenca de Melut, Sudán
4. Los yacimientos de petróleo con alto valor ácido generalmente tienen una relación petróleo-gas muy baja, y las capas de gas asociadas son generalmente gas biológico y gas biodegradable.
El petróleo y el gas formados también son una base nutritiva confiable para los microorganismos durante el proceso posterior de elevación o migración. Bajo la degradación y oxidación de los microorganismos, parte de él. se convierte en petróleo pesado, mientras que la otra parte se convierte en petróleo pesado y una parte forma gas biodegradable (Connan, 1984; James y Burns, 1984; Dou Lirong, 1992).
Este tipo de gas natural generalmente tiene las siguientes características: ① El contenido de metano en sus homólogos es superior al del gas normal tipo petróleo no degradado, generalmente superior al 95%, hasta el 100% ② El contenido de carbono del metano y sus homólogos; en los componentes del gas natural Los isótopos son 2‰~5‰ más pesados que el gas natural normal. Los isótopos de carbono del propano son más pesados y al mismo tiempo se produce un fenómeno de inversión, a medida que aumenta el grado de degradación, los contenidos de etano, propano y. el butano disminuye gradualmente y los isótopos de carbono del propano disminuyen a medida que su contenido disminuye exponencialmente. ③ Los yacimientos de gas biodegradable están enterrados a poca profundidad, generalmente se encuentran con petróleo pesado y son principalmente yacimientos de gas litológico-estructurales.
El campo de gas Gudao está ubicado en el este de Zhanhua Sag de la depresión de Jiyang en la cuenca de la bahía de Bohai. Es una estructura anticlinal drapeada del Paleógeno-Neógeno desarrollada sobre el fondo de levantamientos de fallas de bloques mesozoicos y paleozoicos. El Paleógeno se superpone hacia arriba y el conglomerado arenoso de la Formación Neógeno Guantao cubre directamente la piedra caliza Paleozoica. La capa productora es el conglomerado arenoso de la Formación Guantao, con una profundidad de enterramiento de 1160 a 1300 m. Se han desarrollado yacimientos estratificados de petróleo pesado en la parte inferior de la Formación Guantao y yacimientos de gas litológico poco profundos dominados por trampas de lentes de arenisca en la parte superior de la Formación Guantao-Formación Minghuazhen-Formación Llanura Cuaternaria (Figura 8-15).
Figura 8-15 Reservorio de gas biodegradable de Guandao en la cuenca de la Bahía de Bohai
La Formación Guantao es un depósito fluvial típico de arena y lutita con características de ciclo positivo, la capa de petróleo está enterrada a poca profundidad y; la diagénesis es relativamente lenta, estructura suelta; contenido de lodo del 9% al 12%; se desarrollan poros primarios, con las características de alta porosidad y alta permeabilidad. La porosidad es generalmente del 28% al 32%, y la permeabilidad es (. 500 ~ 2400) × 10-3 µm2. Este yacimiento de gas se coproduce con el yacimiento de petróleo pesado, y la combinación formadora de petróleo es del tipo "generación inferior y almacenamiento superior". La comparación de las fuentes de petróleo muestra que el petróleo y el gas provienen de las rocas fuente de petróleo subyacentes de la Formación Paleógena Shahejie y migraron hacia arriba a través de fallas o superficies de discordancia. En dirección vertical, las propiedades del petróleo crudo en cada capa de petróleo se deterioran de abajo hacia arriba, la densidad y viscosidad aumentan gradualmente, el contenido de hidrocarburos saturados disminuye, aparece la serie de 25-norhopanos con mayor abundancia y las series de no hidrocarburos y asfaltenos. El contenido aumenta, lo que indica que el petróleo crudo ha sido afectado por una biodegradación significativa. El yacimiento de gas natural en la parte superior también tiene características biodegradables. Entre los componentes del gas natural, el metano es más alto que el gas normal tipo petróleo, generalmente superior al 95% y hasta el 100%. Los homólogos del metano (hidrocarburos ligeros), los n-alcanos, tienen una concentración más baja, mientras que los iso-alcanos (como 3,3-dimetilpentano, 2,2,3-trimetilbutano, 2,2 y 2,4-dimetilpentano, 2,2-dimetilbutano , etc.) tienen un contenido relativamente alto y el contenido de estos componentes en el gas natural normal es traza o nulo. Los isótopos de carbono del metano y sus homólogos son un 5‰ más pesados que el gas natural normal, especialmente el carbono del propano. El isótopo es el más grave, con un fenómeno de inversión de δ13C3>δ13C4 (Xiang Kui et al., 1989; Zhang Linye et al., 1990).