Historial de formación de yacimientos y carga de petróleo y gas
(1) Historia de la generación de hidrocarburos en las rocas generadoras
La investigación cuantitativa siempre ha sido el objetivo perseguido por los geólogos, y la simulación es un método de investigación confiable y realista en la investigación cuantitativa en el laboratorio de geología. Los métodos de análisis son una parte importante de los tres principales métodos de investigación y siempre han sido valorados. Tiene una larga historia de introducción de teorías clásicas de la física, la química física, la mecánica de rocas y la hidrodinámica en el análisis cuantitativo de ciertos aspectos de la geología en forma de fórmulas matemáticas o ecuaciones matemáticas. El método básico es establecer modelos geológicos para ciertos problemas geológicos. Extraer contenidos que reflejen la esencia del problema y establecer un modelo matemático para obtener ciertos factores clave que controlan e influyen en la ocurrencia y evolución del fenómeno geológico, para luego analizar cuantitativamente sus interrelaciones y el proceso y mecanismo del fenómeno geológico. Sin embargo, la extrema complejidad de los problemas geológicos hace que sea raro establecer modelos matemáticos y obtener soluciones analíticas, lo que dificulta su popularización en el trabajo práctico.
Hasta la década de 1980, con el rápido desarrollo de la tecnología informática y los métodos de cálculo numérico, los métodos de modelos numéricos basados en cálculos numéricos discretos a gran escala, como elementos finitos y diferencias finitas, también se desarrollaron rápidamente. Métodos y herramientas para el análisis cuantitativo de la ocurrencia, desarrollo y evolución de fenómenos geológicos. En el campo de la geología, los modelos de cuencas se han desarrollado con mayor rapidez. Los modelos numéricos de cuencas pueden describir cuantitativamente las características de los objetos geológicos, considerando de manera integral los aspectos básicos de la evolución de las cuencas sedimentarias, como los procesos de sedimentación y enterramiento, los procesos diagenéticos, la evolución del campo de temperatura, la evolución del campo de presión y, por lo tanto, sus relaciones de acoplamiento. Los modelos de cuenca, podemos describir cuantitativamente fenómenos geológicos complejos considerando el papel de múltiples factores y su influencia mutua, proporciona una manera factible de superar las limitaciones de tiempo y espacio y reproducir cuantitativamente la ocurrencia, el desarrollo y la evolución de eventos geológicos. Análisis de cuencas reales y petróleo y gas. Ha sido ampliamente utilizado en análisis geológicos.
El análisis de la fuente de petróleo muestra que las rocas generadoras del Pérmico y del Jurásico Medio-Inferior son rocas generadoras efectivas que pueden proporcionar petróleo y gas al área de Chepaizi. Por lo tanto, se estudiaron estos dos conjuntos de rocas generadoras de hidrocarburos. simulación.
1. Selección de parámetros de simulación
Los parámetros que afectan los resultados de la simulación del historial de generación de hidrocarburos incluyen principalmente el historial de sedimentación y enterramiento de la roca madre, el historial térmico y la cinética de generación de hidrocarburos. parámetros de la roca madre. El software de simulación para este estudio de simulación utiliza el software de simulación de cuencas IES. La sedimentación de la roca madre y el historial de entierro se reconstruyen principalmente en función de la evolución estructural de la cuenca, la sedimentación y los datos de perforación reales. Los datos de capas estratigráficas se obtienen de la perforación. La historia se reconstruye. El espesor de la formación hasta la profundidad de perforación se obtiene a partir de perfiles sísmicos; los parámetros isotérmicos paleogeotérmicos se refieren principalmente a los datos de investigación de Qiu Nansheng et al (2000, 2002) y Pan Changchun et al. El modelo de generación adopta el modelo Easy%Ro (Sweeney et al., 1990), las características de la roca madre (tipo de materia orgánica, TOC y otros parámetros) se refieren a los resultados de la investigación de este proyecto, y la corrección de la madurez se basa en el Ro medido; Ro se utiliza como índice de clasificación de la etapa madura de generación de petróleo y gas de la roca madre.
El estándar de clasificación para la etapa de generación de petróleo de las rocas generadoras del Jurásico con muchas fuentes de materia orgánica vegetal superior es:
Rogt; 0,6%, la roca generadora ingresa al umbral de generación de hidrocarburos maduros. ; /p>
0.8%gt; 0.6%, la roca madre se encuentra en la etapa temprana de generación de hidrocarburos maduros;
1.3%gt; etapa de generación máxima de petróleo;
Rogt; 1,3%, la roca madre ha entrado en la etapa de generación de gas.
El estándar de clasificación para las rocas generadoras del Pérmico dominadas por materia orgánica sapropélica es:
Rogt; al 0,5%, la roca generadora entra en el umbral de generación de hidrocarburos maduros;
> p>
0.7%gt; 0.5%, la roca madre se encuentra en la etapa temprana de generación de hidrocarburos maduros;
1.0%gt; -etapa de generación de hidrocarburos madura a término;
1.3%gt; 1.0%, la roca madre ha entrado en la etapa de generación de petróleo pico;
Rogt; entró en la etapa de generación de gas.
Para las rocas generadoras del Pérmico y Jurásico Medio-Inferior, este proyecto eligió Changji Sag, una de las dos depresiones generadoras de hidrocarburos, como ejemplo para realizar la historia de sedimentación y entierro, la historia de la evolución térmica y la historia de los hidrocarburos. Historia de generación de las rocas generadoras, *** simuló dos pozos en diferentes partes de la Depresión de Changji. Uno de ellos era un pozo virtual ubicado al este del Pozo Xishan 2 y al norte del Pozo An 4. La capa objetivo de la simulación era. el Pérmico; el otro era Dong 3. Bueno, la capa objetivo es el Jurásico Medio e Inferior.
2. Historia de la generación de hidrocarburos de las rocas generadoras del Pérmico
Dado que no hay datos de perforación reales para las rocas generadoras del Pérmico en Changji Sag en el margen sur debido a su gran profundidad de enterramiento, Xishan 2 En la intersección del pozo Zhengdong y el pozo An 4, se leyó un pozo virtual utilizando datos sísmicos y se simuló el historial de sedimentación y enterramiento, el historial de evolución térmica y el historial de generación de hidrocarburos de la roca madre (Figura 8-24 ~ Figura 8-27).
Figura 8-24 Pozo virtual EASY%Ro cambia con la profundidad
Figura 8-25 Gráfico de evolución de materia orgánica del pozo virtual
Figura 8-26 Pozo virtual subterráneo 2 Historia de la evolución de las rocas generadoras apiladas
Los resultados de la simulación de los pozos virtuales muestran que a la profundidad de enterramiento actual de aproximadamente 4500 m, EASY%Ro es de aproximadamente 0,5, ingresando al umbral de madurez y entrando en la etapa de generación masiva de hidrocarburos. , EASY%Ro es 0,7. La profundidad de enterramiento correspondiente es de unos 6500 m. La historia simulada de generación de hidrocarburos muestra que las rocas generadoras del Pérmico Inferior entraron en una etapa masiva de generación de petróleo en el Pérmico Medio, entraron en el pico de generación de petróleo en el Pérmico Tardío y básicamente terminaron el período principal de generación de petróleo en el Triásico Temprano. Las rocas generadoras del Pérmico Medio entraron en una etapa madura en el Triásico Temprano y entraron en una etapa de generación masiva de petróleo en el Triásico Medio. Alcanzaron su pico de generación de petróleo desde el final del Triásico hasta el Jurásico temprano, y la principal generación de petróleo. El período en el Jurásico Medio básicamente terminó. Dado que el pozo virtual está ubicado en una depresión profunda de la cuenca, su grado de evolución representa básicamente la etapa evolutiva más alta de la roca madre del Pérmico. En otras partes del Changji Sag, el pico de generación de hidrocarburos de las rocas generadoras del Pérmico debería llegar relativamente tarde. Por ejemplo, el proceso de generación de petróleo de las rocas generadoras del Pérmico Medio puede haber continuado hasta el Cretácico Inferior.
3. Historia de la generación de hidrocarburos de las rocas generadoras del Jurásico Medio e Inferior
Los resultados de la simulación del Pozo Dong 3 muestran (Figura 8-28 a Figura 8-32) que su generación de hidrocarburos Profundidad umbral Relativamente poco profunda, la profundidad umbral madura actual es aproximadamente entre 4000 y 4500 m, y la profundidad al ingresar a la etapa de generación masiva de hidrocarburos es entre 6000 y 6200 m, que es ligeramente más profunda que la profundidad correspondiente a la reflectancia de vitrinita medida.
Figura 8-27 Historia de la evolución de las rocas generadoras del Pérmico en pozos virtuales
Figura 8-28 Cambios de profundidad y temperatura de la formación EASY%Ro en el pozo Dong 3
Figura 8-29 Diagrama de evolución simulada de la materia orgánica en el Pozo Dong 3
Figura 8-30 Historia de la evolución de la roca madre en la Formación Badaowan en el Pozo Dong 3
Resultados de la simulación de generación de hidrocarburos La historia muestra que la roca madre de la Formación Jurásica Badaowan entró en el período de generación de hidrocarburos a mediados del Cretácico, entró en la etapa de generación masiva de petróleo a mediados y finales del Paleógeno, entró en el pico de generación de petróleo a mediados del Neógeno y ahora El principal período de generación de petróleo básicamente ha terminado. Las rocas generadoras de la Formación Sangonghe entraron en el período de generación de hidrocarburos a mediados y finales del Cretácico, entraron en la etapa de generación masiva de petróleo a principios del Neógeno y ahora se encuentran básicamente en el pico de generación de petróleo. La roca madre de la Formación Xishanyao entró en el período de generación de hidrocarburos a principios del Paleógeno y entró en la etapa de generación masiva de petróleo a finales del Neógeno. Todavía se encuentra en el período de generación masiva de petróleo, pero aún no ha alcanzado el pico de generación de petróleo. consistente con la reflectancia de vitrinita medida (Ro 0,80% ~ 0,84%) es relativamente cercana.
Figura 8-31 Historia de la evolución de la roca generadora de la Formación Sangonghe en el Pozo Dong 3
Figura 8-32 Historia de la evolución de la roca generadora de la Formación Xishanyao en el Pozo Dong 3
(2) Períodos de carga y acumulación de petróleo y gas
1. Inclusiones de fluidos
(1) Tipos y fases de inclusión
Inclusiones Clasificación de tipos y fases es la base para estudiar las propiedades, componentes, condiciones físicas y químicas y condiciones geodinámicas de los fluidos. Debido a los complejos tipos de petróleo crudo en el área de Chepaizi, existen múltiples fuentes y múltiples fases de petróleo crudo, como petróleo ligero y petróleo pesado. Por lo tanto, existen muchos tipos de inclusiones de petróleo y gas capturadas, que se clasifican principalmente según. a la fase de ocurrencia del fluido son los siguientes:
1) Inclusiones de hidrocarburos líquidos (Placa I, Placa II).
Las inclusiones de hidrocarburos líquidos están relativamente desarrolladas en la Formación Shawan y los yacimientos del Cretácico, y a menudo se distribuyen a lo largo de microfisuras que cortan partículas de cuarzo y feldespato, o se distribuyen en grupos, líneas y franjas a lo largo de las superficies de las microfisuras en los bordes agrandados del cuarzo. partículas. Las inclusiones de hidrocarburos líquidos en el yacimiento de la Formación Shawan se distribuyen en color marrón, marrón oscuro, amarillo marrón, amarillo claro o amarillo claro bajo luz polarizada simple, y son fluorescentes de color amarillo claro o amarillo claro, amarillo o amarillo claro bajo fluorescencia; El reservorio del Cretácico son inclusiones similares a inclusiones que aparecen de color marrón oscuro, marrón grisáceo, amarillo marrón, amarillo marrón claro y amarillo claro bajo luz polarizada única, y aparecen de color marrón amarillento, amarillo marrón, amarillo claro y azul verdoso. bajo fluorescencia; las inclusiones de hidrocarburos líquidos en los yacimientos jurásicos no se desarrollan, principalmente inclusiones gas-líquido. En general, las inclusiones de hidrocarburos líquidos son de forma irregular, angulares y varían en tamaño, desde unas pocas micras hasta decenas de micras.
2) Inclusiones de hidrocarburos gaseosos + líquidos (Placa III, Placa IV, Placa V, Placa VI). Las inclusiones de hidrocarburos gas-líquidos también están relativamente desarrolladas en el área de Chepaizi. A menudo se distribuyen en las microfisuras de cuarzo y feldespato. Algunas de ellas se distribuyen en líneas, franjas y grupos en los bordes secundarios agrandados de cuarzo o feldespato. Además, también existen inclusiones individuales distribuidas de forma aislada. Las inclusiones del reservorio de la Formación Shawan aparecen de color amarillo grisáceo claro, marrón-amarillo-gris, amarillo claro-gris, amarillo-gris bajo luz polarizada única y azul-blanco fuerte, azul-verde claro, azul claro fuerte y verde claro bajo fluorescencia. jurásico (Pozo Pai 1) Las inclusiones de gas y líquido en el depósito aparecen de color marrón claro, amarillo grisáceo, amarillo grisáceo claro y amarillo grisáceo bajo luz polarizada única, y aparecen de color amarillo verdoso, amarillo fuerte y amarillo bajo fluorescencia; Las inclusiones de gas-líquido en los yacimientos del Cretácico aparecen bajo luz polarizada única. Aparece marrón grisáceo, marrón grisáceo claro, amarillo grisáceo claro, amarillo grisáceo claro, amarillo grisáceo claro bajo fluorescencia y aparece marrón oscuro, amarillo marrón oscuro; , marrón amarillo, marrón oscuro, amarillo claro, amarillo verdoso claro bajo fluorescencia, envuelto Las formas de los cuerpos son regulares y varían en tamaño, desde unas pocas micras hasta más de diez micras.
3) Inclusiones de hidrocarburos gaseosos (Lámina VII). Una pequeña cantidad de inclusiones de hidrocarburos gaseosos se desarrollan en los yacimientos de la Formación Shawan del Pozo Pai 2-86, el Pozo Pai 19 y el Pozo Pai 20. Se distribuyen en una banda a lo largo de los bordes agrandados de las partículas de cuarzo y tienen un aspecto gris, amarillo grisáceo y transparente. bajo luz polarizada única, que muestra una fluorescencia verde clara débil en forma de anillo, forma relativamente regular, distribuida desde unas pocas micras hasta decenas de micras.
4) Inclusiones de salmueras que contienen hidrocarburos (Lámina VIII). Este tipo de inclusiones se encuentran ampliamente distribuidas en el área de estudio y ocurren junto con inclusiones de hidrocarburos. Son incoloras bajo luz polarizada, algunas son de color gris o gris oscuro y la fluorescencia es ligeramente amarillenta o incolora. Se encuentran en el límite entre burbujas y. hidrocarburos líquidos Hay un borde en forma de anillo grueso, negro o marrón oscuro, y los centros de la mayoría de las burbujas son incoloros y transparentes. A menudo están relacionados con las inclusiones de hidrocarburos distribuidas a lo largo de las grietas y se distribuyen en granos de cuarzo, grietas largas o. agrandamiento secundario de partículas de piedra.
(2) Características de ocurrencia y distribución de las inclusiones
Las inclusiones de petróleo y gas en los yacimientos neógenos de la Formación Shawan, Cretácico y Jurásico Superior en el área de Chepaizi se distribuyen principalmente en cuarzo, en el Superficie de microgrietas de calcita, solo en los pozos Pai 2-86 y Pai 20, la Formación Neógena Shawan está profundamente enterrada y la diagénesis del yacimiento es más fuerte. Al mismo tiempo, se pueden ver inclusiones de petróleo y gas en los bordes agrandados de las partículas de cuarzo. Al mismo tiempo, en algunos individuos hay inclusiones de petróleo y gas en las partículas disueltas y algunos cementos en el yacimiento del pozo. Por ejemplo, en el yacimiento Jurásico del Pozo Pai 1, se pueden observar inclusiones gas-líquido provenientes de la disolución y distribución aislada en el feldespato. En el yacimiento Cretácico del Pozo Pai 204 se pueden observar inclusiones de hidrocarburos gas-líquido en los granos de cuarzo que son causadas por disolución y se distribuyen de forma aislada y de color marrón claro-amarillo-gris. En el yacimiento Cretácico del Pozo Pai 103, las inclusiones de hidrocarburos gas-líquido que son causadas por disolución y distribuidas en grupos también se pueden ver en los granos de cuarzo. Las inclusiones aisladas de agua salada + hidrocarburos gaseosos también se pueden ver en el cemento del yacimiento Cretácico en el Pozo. Pai 21 (Lámina V, Placa VI, Placa VIa~d).
Según el análisis de la aparición de inclusiones de petróleo y gas en yacimientos, las inclusiones de petróleo y gas en yacimientos del Jurásico y Cretácico se formaron antes, aproximadamente al final del Cretácico, cuando el grado de cementación de los yacimientos era Las inclusiones no son altas y se distribuyen principalmente en las microgrietas y en las superficies de las grietas de los minerales. Bajo luz polarizada aparecen de color marrón, marrón oscuro y marrón amarillento, y en el caso de fluorescencia, de color amarillo claro, marrón oscuro y marrón amarillento. En esta etapa, debido a la disolución de las partículas de feldespato, aparecen una pequeña cantidad de inclusiones en la superficie de disolución de la piedra y en el cemento (Lámina IIc, d).
Las inclusiones de petróleo y gas en los yacimientos de la Formación Neógeno Shawan se formaron principalmente desde el final del Neógeno hasta el presente. Por ejemplo, hay inclusiones de petróleo pesado líquido de color marrón oscuro en el Pozo Pai 203 y el Pozo Pai 19, y su visualización de fluorescencia es débil. Estas inclusiones de petróleo pesado también existen en la Formación Neógena Shawan del Pozo Pai 20 en la parte sur del área del pozo Pai 2, mientras que las inclusiones encontradas en el yacimiento de petróleo ligero en el Pozo Pai 206-12 son obviamente diferentes de este tipo. principalmente una inclusión transparente de gas-líquido de color gris incoloro, que muestra una fuerte fluorescencia azul claro, azul-blanco y azul-verde claro, y tiene las características de inclusiones de aceite ligero (Placa III, Placa IV).
Además, a juzgar por las características de salinidad de las inclusiones de salmuera que contienen hidrocarburos (Figura 8-33), la salinidad de las inclusiones de salmuera que contienen hidrocarburos en el Jurásico y el Cretácico es obviamente mayor, superior al 5 %, mientras que la salinidad de las inclusiones de salmuera que contienen hidrocarburos en el yacimiento neógeno de la Formación Shawan es inferior al 5%, lo que indica que hubo dos fases de actividades de carga de fluidos de petróleo y gas. Por lo tanto, la formación de inclusiones en el área de Chepaizi pudo haber ocurrido en al menos dos fases: la primera fase, desde finales del Cretácico hasta el Paleógeno, formó principalmente inclusiones de petróleo pesado; la segunda fase, desde finales del Neógeno hasta el Paleógeno; Las inclusiones de petróleo ligero actuales, formadas principalmente, se componen principalmente de inclusiones de petróleo pesado y están parcialmente llenas de inclusiones de petróleo pesado.
Figura 8-33 Gráfico de líneas de distribución de salinidad de inclusiones fluidas en el área de Chepaizi
2. Periodos de carga y acumulación de petróleo y gas
(1 ) Fluido. evidencia de inclusión
Las inclusiones de fluidos registran las propiedades, los componentes, las condiciones físicas y químicas y las condiciones geodinámicas de los fluidos de petróleo y gas y otros fluidos de diversas fuentes. Con base en la temperatura de homogeneización de las inclusiones de fluidos en yacimientos y zonas de falla, combinada con el análisis de la historia de la evolución térmica de la cuenca y las características del historial de entierro, se puede determinar el tiempo de migración y el período de acumulación de petróleo y gas (Eadintong, 1991). En términos de determinar la temperatura de formación del yacimiento, dado que los fluidos de petróleo y gas en rocas generadoras profundas migran hacia arriba, cuando se forman inclusiones, la temperatura del fluido es la temperatura de mezcla de los fluidos calientes en rocas generadoras profundas y los fluidos relativamente fríos en yacimientos poco profundos. El fluido que contiene hidrocarburos en el yacimiento se enfría gradualmente, por lo que la temperatura del fluido capturado tiene un cierto cambio.
Según el análisis de la temperatura de homogeneización de las inclusiones de salmuera que contienen hidrocarburos en el yacimiento del área de Chepaizi, la temperatura de homogeneización de las inclusiones del yacimiento en la Formación Shawan en el área del pozo Pai 2 se distribuye principalmente entre 60 y 80°C La distribución de temperatura homogeneizada de las inclusiones del yacimiento Jurásico y Cretácico en el Pozo 1 está entre 60 y 90°C, la distribución de temperatura homogeneizada de las inclusiones en la Formación Shawan en el Pozo Pai 20 está entre 97 y 110°C, y la distribución de temperatura homogeneizada en el Pozo Pai 2-86 está entre 97 y 110°C. La temperatura de homogeneización de las inclusiones en la Formación Shawan oscila entre 94 y 116°C. Debido a la gran profundidad de enterramiento de la Formación Shawan en el Pozo Pai 20 y el Pozo Pai 2-86, la temperatura homogeneizada es obviamente mayor, pero también se distribuyen principalmente en la primera fase. Además, hay inclusiones de gas-líquido de alta temperatura en yacimientos del Jurásico y Cretácico. La temperatura de homogeneización de algunas inclusiones de gas-líquido es superior a 160 °C. Se especula que existe un fenómeno profundo de inyección de fluidos de gas y petróleo a alta temperatura (. Figura 8-34, Tabla 8-4).
Figura 8-34 Histograma de distribución de temperatura homogeneizada de inclusiones fluidas en los yacimientos de la Formación Shawan (a) y del Jurásico y Cretácico (b) en el área de Chepaizi
Tabla 8-4 Homogeneizado tabla de distribución de temperatura y salinidad de inclusiones fluidas en el área de Chepaizi
La historia del entierro se determinó utilizando los datos estratificados, la edad geológica y el posible espesor de denudación de algunos pozos de exploración en el área de Chepaizi. El antiguo gradiente geotérmico adopta 208Ma. como 3,25 ℃/100 m, 145,6 Ma como 2,65 ℃/100 m, 65 Ma como 2,3 ℃/100 m, 23,2 Ma como 2,21 ℃/100 m, 15 Ma como 2,21 ℃/100 m, 5,1 Ma como 2,2 ℃/100 m, 1,65 Ma era 2 .2℃/ 100m, y hoy es 2℃/100m, determinando así la historia térmica de algunos pozos exploratorios en el área de Chepaizi. Sin embargo, debido a que la temperatura de homogeneización de las inclusiones de fluido del yacimiento es demasiado alta, significativamente mayor que la temperatura máxima de calentamiento del yacimiento, es imposible determinar el período de acumulación de petróleo y gas en el mapa histórico de entierro del área de estudio basándose en la homogeneización. temperatura (Figura 8-35). Esto indica que la temperatura de homogeneización de las inclusiones de fluido del yacimiento no coincide con la temperatura del yacimiento.
Es imposible que haya demasiada erosión después de la deposición de la Formación Shawan. La formación se deposita básicamente de forma continua. Por lo tanto, la única posibilidad es que el petróleo y el gas profundos hayan sido capturados antes de que descendieran a la temperatura del yacimiento debido a la rápida. migración La temperatura ligeramente más alta de las inclusiones de hidrocarburos que causan el atrapamiento de minerales no coincide con la temperatura del fluido del yacimiento. Se puede ver en la historia del entierro de los pozos Sixanka 6 y el pozo 1 (Figura 8-36, Figura 8-37) que la velocidad de sedimentación de la formación ha sido relativamente rápida desde el Neógeno, alrededor de 100 m/Ma, por lo que los hidrocarburos de Se puede determinar el Jurásico. El petróleo y el gas generados a partir de la roca madre maduraron rápidamente en un corto período de tiempo, al menos en el Neógeno medio y tardío, y entraron en el pico de generación de petróleo. La rápida carga de petróleo y gas provocó que el petróleo. y el gas sea capturado por minerales y forme inclusiones antes de que caiga a la temperatura del yacimiento.
Figura 8-35 Mapa de distribución de historia de entierro e historia térmica de ubicaciones de pozos clave en el área de Chepaizi
Figura 8-36 Historia de entierro e historia térmica del pozo Sichen 1 en la depresión y sedimentación de Sikeshu mapa de tasa
Figura 8-37 Mapa de historia de entierro, historia térmica y tasa de sedimentación del pozo Ka6 en la depresión de Sikeshu
(2) Evidencia de historia de generación y expulsión de hidrocarburos
< El petróleo y el gas en el área de Chepaizi se distribuyen principalmente en dos categorías: petróleo pesado y petróleo ligero. La comparación de las fuentes de petróleo muestra que el petróleo pesado se origina principalmente en rocas generadoras del Pérmico y se distribuye principalmente en Pai 1, Pai 6, Pai 203 y otras áreas de pozos en el norte del área de pozos Pai 2. Las capas incluyen el departamento Jurásico, Cretácico y Reciente. El petróleo ligero se deriva principalmente de las rocas generadoras mixtas del Jurásico y Cretácico, y se distribuye principalmente en el área de los pozos Pai 2 y el área de los pozos Pai 8, seguidos por Pai 2-86, 2-87, 2-88 y 2. -92 Zona de espera. Desde la perspectiva de la generación de hidrocarburos, es necesario considerar la historia de generación y expulsión de hidrocarburos del Pérmico en el Changji Sag, el Jurásico y Cretácico en el Changji Sag y Sikeshu Sag.1) La historia de generación y expulsión de hidrocarburos de las rocas generadoras del Pérmico. El tiempo de generación de hidrocarburos de las rocas generadoras del Pérmico en Changji Sag fue anterior. Según el análisis de intensidad de generación de hidrocarburos de un pozo virtual cerca del borde (Figura 8-38), el tiempo de generación de petróleo de las rocas generadoras del Pérmico Inferior fue de 236 a. 157 Ma. El tiempo máximo de generación es 213 Ma, es decir, el Jurásico temprano; el tiempo de generación de energía es 236 ~ 81 Ma, y el tiempo máximo de generación es 210 Ma y 190 Ma, es decir, el Jurásico temprano y el Jurásico medio y tardío. El tiempo de generación de petróleo del Pérmico Medio es de 220 a 123 Ma, y el tiempo de generación máxima de petróleo es de 200 Ma, es decir, el tiempo de generación de gas del período Jurásico temprano y medio es de 220 a 50 Ma, y el tiempo de generación máxima es de 220 a 123 Ma. 197 Ma y 81 Ma, es decir, el final del Jurásico y el final del Cretácico.
Figura 8-38 Diagrama de distribución de la intensidad de generación de hidrocarburos y la intensidad de generación acumulada de hidrocarburos de las rocas generadoras del Pérmico en Changji Sag en diferentes períodos históricos geológicos
A partir del cálculo y análisis de la generación de hidrocarburos y intensidad de expulsión. Muestra (Tabla 8-5~Tabla 8-8) que el Pérmico Inferior alcanzó la intensidad máxima de generación de petróleo al final del Triásico, aproximadamente 1000x104t/km2, y el Pérmico Medio alcanzó la intensidad máxima de generación de petróleo al final del Triásico. final de la Formación Badaowan es de aproximadamente 1600x104t/km2, y el período pico de intensidad de generación de gas se retrasa ligeramente, desde el final del Triásico hasta el Jurásico medio y tardío. Las rocas generadoras del Pérmico son principalmente del final del Triásico al Jurásico. El petróleo pesado actualmente descubierto procedente del Pérmico se distribuye en estratos por encima del Jurásico, lo que no coincide con la historia de generación de hidrocarburos. Por lo tanto, el petróleo pesado es principalmente del final del Jurásico. -Ajuste de etapa y migración de yacimientos primarios de petróleo y gas al levantamiento de Chepaizi. Se biodegrada durante el proceso de migración y forma petróleo pesado. El tiempo de acumulación del petróleo pesado del Jurásico y del Cretácico es después del Cretácico y antes del Neógeno. La sobrecarga no se desarrolla y el petróleo y el gas se biodegradan fácilmente y luego se acumulan en los yacimientos. El petróleo pesado del Neógeno se forma nuevamente después del Neógeno. El producto ajustado es consistente con el tiempo de acumulación de aceite ligero.
2) La historia de la generación de hidrocarburos en rocas generadoras del Jurásico y Cretácico. Las rocas generadoras del Jurásico y del Cretácico se distribuyen tanto en Sikeshusag como en Changji Sag. A juzgar por las fuentes de petróleo actuales y las características de migración de petróleo y gas, el petróleo ligero proviene principalmente de Sikeshusag y la contribución de Changji Sag es ligeramente menor. Según el análisis de la intensidad de generación de petróleo del Jurásico y Cretácico en el Pozo Ka6 en Sikeshu Sag (Figura 8-39, Tabla 8-9), el tiempo de generación de petróleo de la roca madre de la Formación Jurásica Badaowan es desde 18 Ma hasta el presente, y el el tiempo de generación de gas es de 16 Ma hasta el presente; el tiempo de generación de petróleo de la roca madre de la Formación Sangonghe es de 13 Ma hasta el presente, y el tiempo de generación de gas es de 12 Ma hasta el presente.
En la actualidad, las rocas generadoras de la Formación Badaowan y la Formación Sangonghe se encuentran en la etapa principal de generación de hidrocarburos, lo que es consistente con el tiempo de acumulación de petróleo ligero, es decir, se han acumulado desde el final del Neógeno. El tiempo de generación de petróleo de las rocas generadoras del Cretácico ha sido desde el período Cuaternario. Aún no ha entrado en el período de máxima generación de petróleo y puede generar una pequeña cantidad de petróleo y gas de baja madurez. Además, a juzgar por la intensidad acumulada de generación de petróleo y gas, las rocas generadoras de la Formación Jurásica Badaowan y la Formación Sangonghe en Sikeshu Sag tienen una alta intensidad de generación acumulada de petróleo, que puede alcanzar 10x104 t/km2, y puede alcanzar un máximo de 70x104 t/km2. km2 La intensidad de generación de gas es baja, 10x108 m3/km2. Por lo tanto, la intensidad del suministro de petróleo de la Formación Jurásica Badaowan y la Formación Sangonghe es obviamente mayor, y la eficiencia de acumulación de petróleo también es mayor.
Tabla 8-5 Intensidad de generación de petróleo (104t/km2) de rocas generadoras en diferentes capas en Changji Sag en diferentes períodos geológicos históricos (tomando el Pozo Yong 1 como ejemplo)
Tabla 8-6 Intensidad de generación de genes (108 m3/km2) en diferentes períodos históricos geológicos de rocas generadoras en diferentes niveles en Changji Sag (tomando el pozo Yong 1 como ejemplo)
Tabla 8-7 Diferentes historias geológicas de rocas generadoras en diferentes niveles en la intensidad de descarga de petróleo de Changji Sag durante el período (104 t/km2) (tomando como ejemplo el pozo Yong 1)
Tabla 8-8 Intensidad de escape (108 m3/km2) de rocas generadoras en diferentes capas del Changji Sag en diferentes períodos geológicos históricos (tomando el pozo Yong 1 como ejemplo)
Figura 8-39 Diagrama de distribución de la intensidad de generación de hidrocarburos y la intensidad de generación acumulada de hidrocarburos de las rocas generadoras del Jurásico en Sikeshu Sag en diferentes períodos geológicos históricos
Tabla 8-9 Tabla de intensidad de generación de petróleo y gas (108 m3/km2) de rocas generadoras en diferentes niveles en Sikeshusag en diferentes períodos geológicos históricos (tomando el Pozo Gu1 como ejemplo )
Hidrocarburos jurásicos en Changji Sag El tiempo de generación y escape de petróleo de la roca madre es anterior (Figura 8-40), desde 97 Ma hasta el presente, y el tiempo de generación y escape de petróleo es de 90 Ma hasta el presente; el tiempo de generación de hidrocarburos de la Formación Sangonghe y la Formación Xishanyao es posterior, y su intensidad de generación de hidrocarburos es obvia. Debido al levantamiento tectónico en Changji Sag al final del Jurásico, la Formación Xishanyao quedó muy desnuda y los estratos básicamente faltaban. Sin embargo, la roca madre de la Formación Sangonghe no está desarrollada en Changji Sag. de ambos es bajo. La intensidad de generación de petróleo de la Formación Badaowan es obviamente alta, alcanzando (16-35) Tiene una alta eficiencia y es la que más contribuye al petróleo y el gas. La Formación Sangonghe y la Formación Xishanyao son mucho más pequeñas.
Figura 8-40 Mapa de distribución de la intensidad de generación de hidrocarburos y la intensidad de generación acumulada de hidrocarburos de rocas generadoras del Jurásico en Changji Sag en diferentes períodos históricos geológicos
(3) Evidencia de evolución diagenética
Según el análisis de datos centrales de algunos pozos de exploración en el cinturón de levantamiento de Chepaizi, se muestra que los sistemas Paleógeno, Neógeno, Jurásico y Cretácico generalmente están enterrados a poca profundidad y la diagénesis del yacimiento es débil, lo que pertenece al etapa temprana de la diagénesis Los signos principales son (Tabla 8-10, Figura 8-41 y Figura 8-42): ① La temperatura del suelo antiguo de la formación es baja, básicamente menos de 70 ℃, la madurez de la materia orgánica es baja. el valor de Ro es inferior al 0,4% y el color del polen es amarillo; ② las rocas del Paleógeno-Neógeno y del Cretácico son relativamente sueltas y tienen un bajo grado de consolidación. Se desarrollan poros intergranulares primarios y principalmente el cuarzo no lo hace. muestran un agrandamiento secundario de los bordes, y la disolución del feldespato también es menor, los bordes agrandados secundarios pueden desarrollarse localmente, y las rocas del Jurásico están localmente semiconsolidadas y ligeramente densamente cementadas. ③ La esmectita está enriquecida en arenisca y lutita, con una mezcla desordenada; capas; ④ Una pequeña cantidad de caolinita autigénica, la illita se produce principalmente a partir de ella, y hay una pequeña cantidad de minerales pesados terrestres.
Tabla 8-10 Signos de diagénesis del yacimiento en el bloque del borde occidental del levantamiento de Chepaizi
Figura 8-41 Fotografías de observación del núcleo jurásico en el pozo Pai 1
Figura 8-42 Fotografías de observación de núcleos del Cretácico en la zona de levantamiento de Chepaizi
Se puede ver en el diagrama del modelo de evolución de la profundidad de entierro y la porosidad de la formación (Figura 8-43) que las áreas locales tienen La porosidad tiende a Por ejemplo, la porosidad del yacimiento del Jurásico con petróleo pesado distribuido en el Pozo Pai 1 es obviamente mayor, lo que indica que el petróleo y el gas entraron en el Jurásico antes de la formación de rocas. El llenado de petróleo y gas dificulta el flujo de agua de los poros de la formación, inhibe la diagénesis del yacimiento y hace que el yacimiento mantenga su porosidad original.
Además, en estos yacimientos los poros secundarios no se desarrollan y están dominados por los poros primarios. La porosidad de los yacimientos del Jurásico y Cretácico en el Pozo Pai 2 es mayor que la del Neógeno, lo que puede deberse a la inyección temprana de petróleo y gas en los yacimientos del Jurásico y Cretácico. Se especula que el período de carga de petróleo pesado es desde el final del período Cretácico hasta el Paleógeno y que el petróleo pesado distribuido en pozos individuales en el Neógeno puede ser el ajuste de yacimientos de petróleo antiguos tempranos durante la deposición de la Formación Neógena Shawan; . de. Por tanto, la evolución de la etapa diagenética es inseparable de la carga de petróleo y gas, y también se utiliza para especular sobre las etapas de acumulación.
Figura 8-43 Mapa de distribución de la relación entre porosidad y profundidad en diferentes ubicaciones de pozos en el borde occidental del bloque de levantamiento de Chepaizi
Con base en el análisis anterior, se muestra que: ① La primera fase de acumulación es densa El petróleo se distribuye principalmente en el Jurásico y el Cretácico. Aunque algo de petróleo pesado se distribuye en el Paleógeno, su distribución es relativamente limitada. Se infiere que el petróleo pesado se cargó antes que el Paleógeno. La diagénesis del yacimiento del Jurásico es obviamente más fuerte que la del Cretácico. Aunque las propiedades físicas del yacimiento de las secciones de pozos que contienen petróleo pesado son ligeramente mejores que las de otras secciones de pozos, en general, las rocas se han consolidado, lo que indica que el petróleo pesado. el petróleo debería haberse inyectado después de que el Jurásico comenzó a consolidarse; ③ Los yacimientos que contienen petróleo pesado del Cretácico están generalmente sueltos, e incluso la cementación es más débil que la del Paleógeno. Se especula que el petróleo pesado comenzó a inyectarse cuando el Cretácico no estaba. consolidado ④ Parte de las inclusiones de petróleo pesado del Jurásico se distribuye en las superficies de microfisuras de las partículas de cuarzo, y una pequeña cantidad se distribuye Entre las partículas de feldespato que se originan en la disolución, se indica que el petróleo y el gas se cargaron después de que se produjo la disolución durante la Consolidación y diagénesis de yacimientos del Jurásico. Por lo tanto, el tiempo de carga más razonable para el petróleo pesado es el período Paleógeno después del Cretácico. ⑤ En los yacimientos donde se encuentra petróleo pesado en la Formación Neógena Shawan en la región norte, las rocas están poco cementadas, la diagénesis es pobre y allí; Hay muy pocas inclusiones de petróleo y gas en los yacimientos, casi no se observaron inclusiones de petróleo pesado, lo que indica que hubo un período de carga de petróleo pesado desde finales del Neógeno hasta el Cuaternario. ⑥Los yacimientos de petróleo ligero de la Formación Shawan están poco cementados y tienen una diagénesis deficiente. Combinado con la historia de generación y expulsión de hidrocarburos de las rocas generadoras del Jurásico en Sikeshu Sag, se puede considerar que el tiempo de carga de petróleo y gas varía desde el Neógeno hasta el Neógeno. el presente.
En resumen, basándose en el análisis de la evidencia de carga de petróleo y gas, como las inclusiones de hidrocarburos, la historia de generación y expulsión de hidrocarburos y la evolución diagenética del yacimiento, el petróleo pesado en el Jurásico y Cretácico comenzó en el período Paleógeno después de Desde el final del Triásico hasta el Jurásico, el petróleo pesado formado por biodegradación en el período de ajuste posterior del yacimiento de petróleo primario se llenó y formó en la primera etapa. El petróleo pesado de la Formación Neógena Shawan en la zona norte. se espesó en la primera etapa desde finales del Neógeno hasta el Cuaternario. El antiguo depósito de petróleo se reajustó y se cargó en la segunda etapa para formar el petróleo ligero de la Formación Neógeno Shawan se cargó y se formó desde el Neógeno hasta el presente.