Características de los sistemas de conducción tipo hundimiento típicos

El sistema de transporte de Bayindulan Sag es un sistema de transporte de un solo cuerpo de arena, en el que la zona de alta porosidad y alta permeabilidad es el canal principal para la migración de petróleo y gas. Los cuerpos de arena gruesos en forma de dedos son el sistema de transporte más básico para la migración de petróleo y gas en esta depresión, y las zonas de porosidad y permeabilidad relativamente altas son los canales dominantes para la migración de petróleo y gas en los cuerpos de arena.

En el cuarto miembro de la Depresión de Bayindulan se desarrolla un sistema delta en forma de abanico de alta porosidad y alta permeabilidad. Los cuerpos de arena en la sección A-4 del área del pozo Ba 9 de la estructura Ba II y el área del pozo Ba 10 de la estructura Ba I son gruesos y se extienden muy lateralmente. Las zonas de alta permeabilidad también se concentran aquí. Los gruesos cuerpos de arena en las zonas de alta porosidad y alta permeabilidad se convierten en los lugares donde migran el petróleo y el gas, el principal sistema de conducción de la zona estructural de hundimiento. El petróleo y el gas generados en la Formación Aershan en el hundimiento generador de petróleo migraron lateralmente a lo largo de la capa de arena debajo de los dos fondos estructurales en forma de nariz de Ba I y Ba II en el cinturón de pendiente pronunciada, utilizando la zona de alta permeabilidad de la conducción única. sistema del cuerpo de arena como un canal, formando dos Un gran depósito litológico de petróleo (Figura 5-37).

Figura 5-36 Tipos básicos de sistemas compuestos de transporte de petróleo y gas

Figura 5-37 Diagrama esquemático del sistema de transmisión único del cuerpo de arena en Bayindulan Sag

(2 ) Ulyastai Sag

El sistema de transporte de la Formación Aershan en Ulyastai Sag es un sistema de transporte de un solo cuerpo de arena. El sistema de conducción de la sección Tengjie es complejo. Diferentes capas tienen diferentes sistemas de conducción, y los depósitos superior e inferior en la misma capa tienen diferentes sistemas de conducción únicos.

En las pendientes suaves y empinadas de la Formación Aershan en Ulyastai Sag se desarrollan abanicos y deltas submarinos, y dentro de las capas se desarrolla un cierto número de fallas singenéticas. Los cuerpos de arena se encuentran distribuidos de manera estable en la formación, con buenas propiedades físicas y alta madurez en la parte superior. El petróleo y el gas generados por la roca madre madura de la Formación Aershan en el hundimiento generador de petróleo ingresan directamente al cuerpo de arena, migran lateralmente a una posición alta a lo largo del sistema de conducción único del cuerpo de arena en la capa y son bloqueados lateralmente por fallas, formando un yacimiento de petróleo y gas de falla litológica. Debido a la influencia del sellado lateral de la falla y las propiedades físicas del yacimiento, la escala de este tipo de yacimiento litológico estructural con un solo sistema de transporte de arena y protección de la falla es generalmente pequeña (Figura 5-38a).

Se desarrolla un abanico delta en la parte norte del miembro Ito del Uriyasitai Sag, y un abanico sublacustre en la parte sur del miembro Ito. Dos conjuntos de lutitas lacustres estables en las etapas temprana y media, el fondo de la pendiente durante la deposición y dos conjuntos de discordancias en la parte superior e inferior del Miembro Ito constituyen en conjunto las condiciones básicas para la formación de trampas estratigráficas litológicas. Los reservorios en los miembros superior e inferior de Ito tienen diferentes características del sistema de conducción. En la sección inferior de Ito, el sistema de conducción única de cuerpos de arena se utiliza para formar depósitos laterales autogenerados y autoalmacenados, que están controlados por la distribución lateral de múltiples capas de petróleo. La escala de dichos depósitos es generalmente grande. En la sección superior de la Formación Ito, las fallas deben usarse como canales para comunicarse con las fuentes de petróleo, y el sistema de conducción compuesto de cuerpo de arena y falla se usa para formar yacimientos de petróleo de baja generación y de almacenamiento superior, como el petróleo Tai 41. depósito (Figura 5-38b).

Figura 5-38 Diagrama esquemático del sistema de transporte de Ulyastai Sag

Las fallas contemporáneas se desarrollan en la Formación Aershan y el Miembro Tengxia en el área del pozo Tai 3 1-Tai 3 , y los reservorios cambian lateralmente rápidamente, el Miembro Ito se apila capa por capa, con trampas compuestas estratigráfico-litológicas bajo un determinado fondo estructural como tipo principal. Sin embargo, las fallas singenéticas no se desarrollan en la sección superior de Ito y la escala de acumulación de petróleo y gas es pequeña o incluso inexistente. El depósito en la parte media y superior del miembro inferior de Fujin tiene un único sistema de conducción de cuerpo de arena, y el depósito en la parte inferior del miembro inferior de Fujin tiene un único sistema de conducción de superficie de discordancia. La sección superior de Teng 1 carece de la falla de Tongyuan como canal y no puede formar un depósito de petróleo. El tamaño del depósito de litología de inmersión hacia arriba de diferentes tipos de sistemas de conducción simple en esta capa está controlado por el tamaño del cuerpo de arena del depósito (Figura 5-38c).

(3) Jilgalantu Sag

Las diferentes zonas estructurales en Jilgalantu Sag tienen diferentes sistemas de conducción. Los cuerpos de arena del frente del delta del río trenzado y del delta del abanico se desarrollan en el miembro Iteng y el miembro Tengger del cinturón interior de Baorao. Están controlados por el cinturón de ruptura de pendiente distribuido en el noreste, lo que favorece la formación de trampas litológicas de arrastre hacia arriba. , trampas de superposición estratigráfica y trampas estructural-litológicas. El miembro Ito es la principal roca generadora del hundimiento, y la zona interior de Baorao tiene un único sistema de transporte de cuerpos de arena. El petróleo y el gas generados en la sección Ito del cinturón de depresión son transportados por este sistema de transporte, formando yacimientos litológicos de petróleo y gas, como los yacimientos litológicos de petróleo y gas Lin 9, Lin 6 y Lin 7 en el cinturón estructural Hani y Ji. 35 yacimientos litológicos de petróleo y gas. En el Cinturón Estructural de Baorao y el Cinturón Estructural de Xilin, el petróleo y el gas migran principalmente a través del sistema de transporte compuesto de cuerpo de arena y falla, y la mayoría de ellos forman los yacimientos estructurales de petróleo y gas Ito e Ito (Figura 5-39).

Figura 5-39 Diagrama esquemático del sistema de transmisión de la sección Teng inferior de Ulyastai Sag

㈣Depresión de Saihantala

Sag de Saihantala Sag El cinturón estructural Zhabu es un solo sistema de transporte de cuerpos de arena, mientras que el cinturón estructural Zabu es un sistema complejo de transporte de cuerpos de arena, discordancias y fallas.

Los abanicos sublacustres se desarrollan en el área Sai 79-Sai 66 en la depresión de Sai Sai oriental. Cerca de algunos cinturones de elevación o cinturones estructurales con fondos anticlinales, se pueden encontrar tipos de almacenamiento supergénico y superior o tipos autógenos y de autoalmacenamiento. La litología afecta los yacimientos de petróleo y gas.

Tomando como ejemplo el yacimiento de petróleo Sai 66, el sistema de transporte en la depresión generadora de petróleo es un sistema de transporte de un solo cuerpo de arena. El cuerpo de conglomerado arenoso en abanico sublacustre en el segundo miembro de la Formación Tengger fue atrapado en la roca madre favorable. formando autogeneración y autodepósito. Los depósitos litológicos de petróleo se presionan hacia arriba hacia la zona estructural (Figura 5-40a).

El complejo sistema de transmisión de cuerpos de arena, discordancias y fallas en el cinturón estructural de Zabu está dominado por fallas grandes y profundas. El petróleo y el gas maduros generados en el hundimiento profundo que genera petróleo y la Formación Aershan y la Sección Ito del cinturón estructural solo pueden migrar de abajo hacia arriba a través de fallas hasta la Sección Tengger del cinturón estructural. El petróleo y el gas migran principalmente longitudinalmente a lo largo del cinturón estructural. fallas en forma de flujo convergente (Fig. 5-40b).

Figura 5-40 Diagrama esquemático del sistema de transporte de la depresión de Saihantala

Figura 5-41 Diagrama del sistema de fallas principal de la depresión de Jizhong

(5) Depresión de Jizhong Depresión

El terreno Paleógeno del centro de Hebei experimentó un proceso de cambio desde una gran diferencia de altura a alta en el oeste y baja en el este a alta en el norte y sur y baja en el medio. Hay dos transiciones del calor seco al cálido. Bajo su acción conjunta, se crearon fondos sedimentarios de diferentes períodos del Paleógeno y se formaron varios tipos de cuerpos de arena sedimentarios. Estos cuerpos de arena están ampliamente distribuidos en el plano y se transforman en lutitas oscuras en dirección al lago. A menudo se superponen verticalmente y tienen una fuerte conectividad lateral.

La conducción de fallas en el área central de Hebei es principalmente conducción vertical, y la mayoría de estas fallas son fallas sinsedimentarias que controlan la sedimentación. Estas fallas están ampliamente desarrolladas en la depresión de Jizhong, como la falla de Masi, la falla de Dawangzhuangdong, la falla de Hejian, la falla de Liuliu y la falla de Cangxi en la depresión de Raoyang. Además, las fallas Renqiu, Daxing, Baodi y Niudong también pertenecen a esta categoría (Figura 5-41). Estas fallas no sólo controlan el desarrollo y distribución de sistemas sedimentarios, sino que también son buenos canales para la migración de petróleo y gas.

Afectada por movimientos tectónicos regionales, existen múltiples conjuntos de discordancias regionales en la Depresión de Jizhong, como T2, T6, Tg, etc. , T4 y T5 son discordancias locales y la estructura general es una discordancia paralela. Estas discordancias coexisten con fallas y capas conductoras de arenisca, formando buenos canales de migración de petróleo y gas, que favorecen el enriquecimiento y la acumulación de petróleo y gas.

La actividad tectónica terciaria en el centro de Hebei fue intensa y se desarrollaron fallas. Por lo tanto, se determina que las fallas son los principales canales de migración en esta zona, y el petróleo y el gas migran principalmente de manera vertical. Al mismo tiempo, las capas de arena permeables, las discordancias y las fallas forman juntas una red de conducción tridimensional. El petróleo y el gas migran de manera gradual desde las depresiones generadoras de petróleo hasta los máximos estructurales. Debido a las diferencias en las características estructurales y sedimentarias de las diferentes regiones, las vías de migración del petróleo y el gas a menudo reciben atención.

1. Zona de levantamiento central

La zona de levantamiento se ubica en medio de la depresión. Es una zona montañosa semianticlinal de falla única formada por actividad de falla paralela a la tendencia. de la depresión, es decir, un relieve antiguo elevado en la depresión. Los yacimientos de petróleo y gas de colinas enterradas son el principal tipo de yacimientos de petróleo y gas en esta área, y las discordancias y fallas de colinas enterradas constituyen el sistema de transporte para la migración de petróleo y gas.

(1) Superficie de discordancia: la discontinuidad deposicional a largo plazo ha causado la erosión y la erosión de la superficie del lecho rocoso, el desarrollo de poros secundarios y fragmentos de grava que a menudo permanecen o se transportan distancias cortas en el fondo de la capa de roca joven. . Esto provoca que la discordancia y varios poros secundarios arriba y abajo formen canales de filtración a gran escala, que se extienden desde la cima de la montaña hasta el centro de la depresión, conectando una gran área de diferentes épocas y litologías arriba y abajo. Las rocas generadoras y de almacenamiento de petróleo se han convertido en los principales canales para la migración secundaria de petróleo y gas a colinas enterradas. La Formación Shahejie y las colinas enterradas Renqiu se superponen en Raoyang Sag. El petróleo y el gas generados a partir de las rocas generadoras del segundo y tercer miembro de la Formación Shahejie pueden ingresar directamente a la discordancia, migrar a lo largo de la discordancia y acumularse en altas colinas enterradas donde quedan trampas. están desarrollados. Finalmente, se formó el campo petrolífero de la colina enterrada de Renqiu (Figura 5-42).

Figura 5-42 Perfil del embalse de colina enterrada de Renqiu

(2) Fallas de colinas enterradas: las colinas enterradas formadas bajo el control de actividades tectónicas a menudo desarrollan grandes fallas limítrofes y fallas internas de colinas enterradas. Juegan un papel importante en la migración y acumulación de petróleo y gas, y sus funciones se reflejan principalmente en los dos aspectos siguientes. ① Las fallas en los límites de las colinas enterradas pueden cambiar la relación de configuración espacial entre las rocas generadoras y los reservorios. Con el desarrollo de fallas, las rocas generadoras del Paleógeno (principalmente el miembro Es3 y el miembro Es1) están conectadas con los yacimientos de petróleo y gas de las colinas enterradas, lo que favorece la descarga directa de petróleo y gas a las colinas enterradas o la migración secundaria a colinas enterradas cercanas. (2) La segunda migración vertical de petróleo y gas en la falla de la colina enterrada ingresa al importante canal de la colina enterrada. En muchas colinas enterradas en la depresión de Jizhong, la caída vertical de las fallas fronterizas a menudo alcanza miles de metros, lo que juega un papel importante en la conexión de fuentes de petróleo. Por ejemplo, el recorrido de la falla Renqian es de 3.000 metros, y el petróleo y el gas generados por las principales rocas generadoras del segundo y tercer miembro de la Formación Shahejie en el hundimiento de Raoyang migran longitudinalmente a lo largo de la falla hasta la trampa de la colina enterrada. Además, la actividad de la falla ha conectado la primera sección de la Formación Shahejie con la Formación Wumishan, permitiendo que el petróleo y el gas generados a partir de rocas generadoras maduras ingresen directamente al yacimiento, formando eventualmente el yacimiento de petróleo enterrado en la colina Renqiu.

Además, afectados por las antiguas características de relieve de las colinas enterradas, los estratos terciarios se superponen al antiguo levantamiento capa por capa de abajo hacia arriba, formando superposiciones estratigráficas de múltiples etapas y zonas de arenisca con buzamiento hacia arriba. formando un anillo distribuido alrededor de la zona de levantamiento. El petróleo y el gas generados por las rocas generadoras maduras en las depresiones a ambos lados de la zona de levantamiento migran y se acumulan a lo largo del yacimiento hasta la zona de levantamiento central, y migran verticalmente a lo largo de la falla. Se acumulan y acumulan trampas adecuadas en ambos lados de la falla. , formando yacimientos estratigráficos de petróleo y gas superpuestos y yacimientos de petróleo y gas superpuestos. La inmersión elimina los yacimientos litológicos de petróleo y gas. El cuerpo de arena del frente del delta en forma de abanico desarrollado en el segundo período de depósito de la Formación Shahejie en Masi Subsag se extiende de este a oeste hasta la ladera este de la zona de levantamiento Renqiu, y se estrecha en la línea entre el Pozo Ma91 y el Pozo Ren91. Después de la inclinación estructural posterior, se formó una trampa de arrastre litológico hacia arriba, dominada por la capa de roca regional del miembro inferior de la Formación Shahejie. Petróleo y gas generados a partir de rocas madre maduras en los miembros segundo y tercero de la Formación Shahejie. Utilice arenisca permeable como principal canal de migración. Migre lateral y longitudinalmente a lo largo de la formación.

Figura 5-43 Sección del embalse en la zona de pendiente de Rendong

Figura 5-44 Sección del embalse en la zona de pendiente de Rendong

2.

Controlada por la falla límite principal, la cuenca del lago fallada tiene pendientes pronunciadas. La pendiente y la ocurrencia están controladas por el grado de desarrollo de la falla en diferentes etapas de evolución estructural, lo que resulta en diferentes grados de desarrollo y reglas de evolución de los sistemas sedimentarios en cinturones de pendientes pronunciadas. El fuerte movimiento tectónico en la zona de pendiente pronunciada también ha causado la complejidad de las rutas de migración de petróleo y gas en esta área.

Desde una perspectiva macro, el sistema de transporte para la migración de petróleo y gas en zonas de pendientes pronunciadas consiste principalmente en capas de arena permeables, discordancias y fallas.

(1) Capa de arena permeable: se refiere a cuerpos de arena desarrollados en varios cuerpos sedimentarios de borde de pendiente pronunciada, como deltas en abanico, deltas de ríos trenzados, abanicos submarinos cercanos a la costa, etc. La mayoría de estos cuerpos de arena se extienden hacia la cuenca del lago en forma de flores y ramas (Figura 5-44), y a menudo están intercalados con lutitas oscuras lacustres. El petróleo y el gas generados a partir de rocas generadoras maduras pueden migrar directamente a cuerpos de arena adyacentes y migrar lateralmente. Cuando se cumplen buenas condiciones de formación de yacimientos, se acumularán y formarán yacimientos. Las investigaciones muestran que la zona de pendiente pronunciada de la Depresión de Jizhong es un área de bajo potencial para el potencial de fluidos y la dirección de migración de petróleo y gas.

(2) Superficie de discordancia: la zona de pendiente pronunciada se ubica en el borde de la cuenca, y varios tipos de denudación son intensos, incluidas varias superficies de discordancia formadas por movimientos tectónicos y cambios de nivel de lagos, como los de los ríos. superficies de socavación, superficies de denudación estratigráfica, etc. Debido a la meteorización, la erosión, la disolución y otras razones, cerca de la superficie de la discordancia a menudo se forman estratos de corteza erosionada con alta porosidad y alta permeabilidad, que no solo son pasajes para la migración de petróleo y gas, sino también buenos yacimientos (Figura 5-45).

Figura 5-45 Sección transversal del yacimiento de lecho de roca en el campo petrolífero de Wangzhuang, depresión de Jiyang

(Basado en Li Pilong et al., 2003)

Figura 5 -46 Ma Mapa de contorno estructural alrededor de la depresión de Siwa

La superficie de discordancia también es regional y puede conectar estratos con diferentes litologías en diferentes períodos y convertirse en un canal importante para la migración de petróleo y gas. Por ejemplo, la Formación Guantao en el área de Liuxi es obviamente disconforme con el Paleógeno. En el área cercana a Liu415, la parte inferior de Ng está conectada a Ed1, en el área cercana a Liu8, está conectada a Ed3 y en el área cercana a Liu17, está conectada a Es1. El petróleo y el gas que migran desde fallas o estratos inferiores a la discordancia pueden ingresar al yacimiento de gas natural a través de la discordancia, o

(3) Fallas: fuerte actividad tectónica en la zona de pendiente pronunciada, herencia a largo plazo del límite Las fallas no solo controlan la pendiente pronunciada. La deposición de estratos del cinturón es también el canal principal para la migración vertical de fluidos.

Zona de falla maxi: La falla de Masi es una falla grande que controla el límite oriental del hundimiento de Raoyang. Tiene forma de "S" en el plano y controla la formación del hundimiento de Masi (Figura 5-46). ). La falla de Masi comenzó a formarse a principios del Paleógeno y terminó entre mediados y finales del período Dongying. Crece y se desarrolla durante mucho tiempo, entre los cuales Es3-Ed3 es el más activo.

La comparación de fuentes de petróleo muestra que el petróleo y el gas en estructuras ricas en petróleo como Renqiu, Nanmazhuang, Balizhuang y Wen'an provienen principalmente de la depresión generadora de petróleo de Masi, y los canales de migración de petróleo y gas son un importante Condición para la formación de yacimientos de petróleo. Entre ellos, la falla de Masi y las fallas secundarias son los canales más importantes para la migración vertical de petróleo y gas, y las múltiples discordancias y cuerpos de arena son canales importantes para la migración lateral de petróleo y gas.

La roca madre Es2+3 en la Depresión de Masi comienza a madurar en Es1, y Es1Ng es el principal período de migración de petróleo y gas. El período activo de la falla de Masi corresponde al período de migración del petróleo y gas Es2+3 (Es1Ng), y juega un papel importante en el canal de migración del petróleo y gas Es2+3, es decir, la actividad de la falla principal. El petróleo y el gas migran hacia arriba a lo largo de la falla. Las capas de arenisca, las superficies de discordancia y otros canales en ambos lados de la falla se acumularon en ambos lados de la falla o migraron al área de Wofotang lejos de la placa de elevación de la falla Maxi. La actividad de la falla se detuvo al final del Neógeno, y cuando la actividad de la falla terminó, la actividad en las fallas de penacho que cruzan las fallas principales continúa.

Este grupo de fallas se desarrolló al final de Es1 y terminó a principios de Nm, que es el período de generación de petróleo y gas bajo Es1 de Masiva Trough. Por lo tanto, este conjunto de fallas secundarias es un canal importante para la migración de petróleo y gas bajo Es1, es decir, el petróleo y el gas migran hacia arriba a lo largo de este conjunto de fallas y se acumulan en la formación -ED, en dirección ascendente. Durante el proceso de migración del petróleo y el gas, el petróleo y el gas migran verticalmente a lo largo de la falla derivada, encuentran la capa permeable de la pared ascendente, migran lateralmente y se acumulan para formar un depósito de petróleo, con trampas que se desarrollan dentro de la pared ascendente. Por ejemplo, la segunda sección de la Formación Shahejie en el Pozo Xi 5, la sección superior de la Formación Shahejie en el Pozo Xi 6 y el yacimiento suprayacente en el Pozo Ma 97 (Figura 5-47).

Figura 5-47 Sección transversal del yacimiento

Zona de escalón de falla de Liuxi: La zona de escalón de falla de Liuxi está ubicada en la zona estructural de Liuxi en la parte central y sur del hundimiento de Raoyang, y se ve afectado principalmente por una serie de control de fracturas hacia el oeste. La Formación Shahejie estuvo dominada por la sedimentación del delta del río trenzado durante el período de depósito. El fondo estructural era alto en el norte y bajo en el sur, combinado con cuerpos de arena del frente del delta distribuidos en dirección este-oeste. fallas, y los cuerpos de arena de norte a sur se superpusieron entre sí, formando múltiples fallas: trampas litológicas o trampas litológicas de pinch-out. Estas trampas no solo se comunican de manera confiable con las fuentes de petróleo y gas Es1 conectadas lateralmente y Es3 profundas a través de fallas, sino que también quedan atrapadas en la capa fuente de Es3, con excelentes condiciones de conservación y fuente de petróleo. El petróleo y el gas generados a partir de rocas madre maduras pueden entrar en trampas a través de fallas, o pueden entrar en los cuerpos de arena frontales que se extienden hacia la cuenca del lago, migrar lateralmente a lo largo de los cuerpos de arena en dirección ascendente y acumularse para formar reservorios. Este modelo es un modelo típico del depósito Lu 43 (Figura 5-48).

Falla de Niudong: La Falla de Niudong es la falla límite que controla la sedimentación de la Depresión de Bazhou. Consta de tres fallas con diferentes tendencias entre ellas, se encuentra la Falla de Niudong en la parte noreste de la parte central. la sección principal que controla el desarrollo de la Depresión de Bazhou. La actividad de la falla de Niudong formó una zona estructural negativa en la raíz de la falla. Durante la deposición de la Formación Dongying, las facies fluviales fueron dominantes. Los ríos se extendieron a lo largo de la dirección de la falla y desarrollaron canales de erosión. El cuerpo de arena del canal se vuelve significativamente más delgado y se presiona hacia las partes más altas, formando una trampa litológica de pinchout hacia arriba.

La investigación sobre la historia de la generación de hidrocarburos muestra que el período de generación de petróleo de la roca madre del Miembro Sha4 en Bazhou Sag comienza temprano, generalmente desde el final de la Formación Shahejie hasta la Formación Minghuazhen, y el período de generación de petróleo de la roca madre del Miembro Sha2 + 3 es desde la mitad hasta la Formación Dongying tardía hasta la Formación Minghuazhen. La falla de Niudong, que estuvo fuertemente activa durante el período de la Formación Shahejie-Formación Dongying, y sus fallas derivadas en el lado este desempeñaron un papel importante en la migración vertical de petróleo y gas (Figura 5-49).

Figura 5-48 Modelo de formación de yacimientos en el área de Liuxi

Figura 5-49 Perfil de yacimientos en el área de Chaheji

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La zona de depresión es generalmente el centro de hundimiento-deposición de la depresión, con estratos más gruesos y principalmente lutitas oscuras. Cuerpos de arena aislados, como abanicos sublacustres, abanicos de turbidita y frentes de delta, se intercalan entre ellos para formar yacimientos litológicos de petróleo y gas. El petróleo y el gas migran lateralmente a lo largo del sistema de transporte controlado por cuerpos de arena (Figura 5-50).

Figura 5-50 Diagrama esquemático del sistema de transporte de petróleo y gas en Masiwa Trough y áreas circundantes

Figura 5-51 Perfil del yacimiento de Well Guning 3 en Raoyang

Hay dos tipos de acumulación de petróleo y gas a lo largo del sistema de conducción en la zona de hundimiento. Primero, el petróleo y el gas expulsados ​​de las rocas generadoras maduras del miembro Es3 en el hundimiento profundo ingresan a los cuerpos de arena de turbidita y a los cuerpos de arena aislados en el frente del delta cercano y se acumulan para formar reservorios. El movimiento tectónico en el área de hundimiento es relativamente débil, no se desarrollan discordancias ni fallas, y este tipo de cuerpo de arena está aislado y rodeado por rocas generadoras extremadamente gruesas. Generalmente, no ocurre migración secundaria de petróleo y gas o la distancia de migración es. corto, y los yacimientos generalmente existen presión extremadamente alta. Muchos yacimientos formados por el petróleo y el gas en el miembro Shahejie 3 del área de la Depresión de Hejian que ingresan a la lente de arenisca en esta capa pertenecen a esta categoría, como el yacimiento Guning 3 (Figura 5-51). Durante la deposición del tercer miembro de la Formación Shahejie, el delta del río trenzado que se originó en el levantamiento Xianxian empujó de este a oeste, formando depósitos aluviales en capas y una gran cantidad de cuerpos de arena turbidíticos desplomados, que generalmente son de pequeña escala, finos en Tamaño de grano, y sexo fuerte. Debido a que está rodeada de rocas generadoras lacustres con buenas condiciones de generación de petróleo, las rocas generadoras tienen capacidades de expulsión de hidrocarburos extremadamente altas, por lo que cualquier cuerpo de arena turbidítica con un buen rendimiento de yacimiento puede formar un yacimiento de petróleo litológico autogenerado y de autoalmacenamiento.

Otra situación es que el yacimiento de petróleo está ubicado en la roca madre principal de la depresión generadora de petróleo. El petróleo y el gas ingresan primero a la capa intermedia de arenisca de la misma capa y luego convergen o migran hacia el nivel bajo. área potencial a lo largo de la capa de arena, o el petróleo y el gas entran directamente en la misma capa. Las fallas sedimentarias penetran profundamente en las rocas generadoras y migran verticalmente a trampas para formar varios yacimientos de petróleo. Este modelo de migración es la formación del depósito de arenisca de inmersión ascendente de la Formación Dawangzhuang Dongying en Raoyang Sag. El yacimiento litológico de petróleo de Dawangzhuang está ubicado en el hundimiento generador de petróleo de Liuxi y generalmente presenta un fondo monoclínico que desciende hacia el oeste y se eleva hacia el este. Como falla singenética, la falla de Dawangzhuangdong controla la distribución de los ríos serpenteantes en la Formación Dongying. Los ríos se desarrollan a lo largo de las raíces de la falla, y los cuerpos de arena del canal se adelgazan y se pellizcan significativamente hacia arriba, formando una trampa de pellizco ascendente en la arenisca del canal. Formación Dongying. La falla de Dawangzhuangdong comenzó a desarrollarse en la deposición temprana del Paleógeno y se ha heredado durante mucho tiempo.

Al final de la deposición de la Formación Dongying, las primeras actividades en la ciudad de Minghua estaban relativamente debilitadas o incluso desaparecieron. Esta falla se comunica con fuentes profundas de petróleo y gas de dos maneras. En primer lugar, las actividades heredadas a largo plazo hacen que las fuentes profundas de petróleo y gas migren hacia arriba a lo largo del perfil activo. Después de encontrar yacimientos de ED, migran lateralmente a áreas de bajo potencial hasta que entran en trampas; en segundo lugar, el gran espaciamiento de fallas formado por la actividad de la falla; la placa ascendente en la etapa inicial El cuerpo de arena del yacimiento formado en la parte inferior de ed está en contacto directo con la roca madre de la placa descendente. El petróleo y el gas ingresan directamente al yacimiento de la placa descendente a través de fallas y migran hacia arriba a lo largo de la capa de arenisca. y entre en la trampa (Figura 5-52, Figura 5-53).

Figura 5-52 La relación entre la actividad de la falla de Dawangzhuangdong y la generación y expulsión de hidrocarburos.

Figura 5-53 Vista de la sección del embalse de la carretera No. 70 Dawangzhuang

4. Zona de pendiente suave

La zona de pendiente suave es una parte importante de la canasta. Depresión en forma de pendiente, también conocida como La zona de pendiente representa aproximadamente de 1/2 a 1/3 del área total de la depresión y está ubicada principalmente en las alas de la estructura del sótano. El ángulo de inclinación del lecho de roca es consistente. con la dirección de inclinación de la pendiente. La actividad de la falla en la zona de la pendiente es bastante débil, la forma estructural es relativamente simple, la topografía es pequeña, la diferencia de pendiente es baja, el área de distribución del cuerpo de arena sedimentaria es grande y la conectividad lateral es fuerte. Además, debido a la evolución estructural de múltiples etapas de la Depresión de Jizhong y la herencia del desarrollo de la pendiente, los estratos terciarios se vuelven más delgados y se apilan capa por capa a lo largo de la dirección de elevación de la pendiente. En las laderas se forman muchos solapamientos y discordancias estratigráficas, así como muchos tipos diferentes de trampas litológicas estratigráficas.

El petróleo y el gas generados por la roca madre madura en la depresión en la raíz del talud migran lateralmente a lo largo de los cuerpos de arena ramificados que se extienden hacia la depresión como un canal de migración, y pueden continuar migrando lateralmente a lo largo del falla o ingresa después de la falla Los cuerpos de arena del otro lado se acumulan en el área de desarrollo de la trampa, formando un modelo de migración escalonada dominado por cuerpos de arena permeables y complementado por fallas. Además, el petróleo y el gas también pueden migrar desde áreas de alto potencial a áreas de bajo potencial a lo largo de la superficie de discordancia y acumularse en trampas por encima y por debajo de la superficie de discordancia (Figura 5-54).

Figura 5-54 Diagrama modelo del sistema de transporte de petróleo y gas en la zona estructural de la pendiente

(1) Pendiente Lixian: ubicada en el oeste de Raoyang Sag, en el ala este del Levin Low Uplift, es una pendiente sedimentaria heredada que se eleva en el oeste y desciende en el este. Los estratos terciarios se distribuyen de manera estable en toda la pendiente y el espesor de los estratos no cambia mucho. La Segunda Formación Shahejie es principalmente un entorno deposicional de delta de río, mientras que la Primera Formación Shahejie es un entorno deposicional de lago costero, playa y delta. En esta zona se han depositado ricas formaciones de arenisca, que proporcionan una buena base material para la migración y acumulación de petróleo y gas.

Características de los cuerpos de arena del segundo miembro de Shahejie: ​​Durante el período de deposición del segundo miembro de Shahejie, la sedimentación de facies fluviales fue dominante en esta zona, y los deltas y lagos se limitaron al Yanling. zona en el noreste. El cuerpo de arena sedimentaria es arena de río, distribuida en formas dendríticas y en forma de franjas, y la dirección de distribución es noreste, con sedimentos de llanura aluvial en el medio (Figura 5-55). Las areniscas permeables están bien desarrolladas en el área baja del oeste de Levin. El espesor acumulado de la arenisca es de más de 70 m y consta de gruesas capas de arenisca intercaladas con finas capas de lutita, con una proporción arena-suelo de más del 80%. El cuerpo de arena en el canal de agua este se vuelve más delgado, con un espesor de 20 a 60 m, y el cinturón de facies es estrecho. El cuerpo de arena tiene buenas propiedades físicas. Por ejemplo, el cuerpo de arena en el área del Pozo Liuxi 10 tiene un espesor de 30~50 m, una porosidad promedio del 15% y una permeabilidad promedio de 36×10-3μm2. Debido a los grandes cambios laterales en la arenisca del canal y la mala conectividad lateral, el papel de un solo cuerpo de arena como canal de migración de petróleo y gas se reduce considerablemente. Debido a la frecuente migración lateral de los ríos, los cuerpos de arena de múltiples etapas se superponen y conectan entre sí, y el efecto de canal de las combinaciones de cuerpos de arena de río de múltiples etapas y la migración lateral es muy obvio. Al mismo tiempo, las fallas desarrolladas en la parte noreste de la zona de la pendiente pueden conectar cuerpos de arena sedimentarios de diferentes períodos. Por lo tanto, la cooperación entre los cuerpos de arena y las fallas en esta área puede mejorar la capacidad de transporte de petróleo y gas.

Figura 5-55 Diagrama de facies sedimentarias de la pendiente de Lixian

A finales de la Formación Shahejie, con la intrusión de agua, el área del lago se expandió, principalmente por sedimentación del delta. En la cima de la Formación Shahejie se depositó un conjunto de cuerpos de arena del frente del delta con una gran superficie y buenas propiedades físicas. El grupo de cuerpos de arena del delta Boye-Zhaohuangzhuang en la vertiente sur es el cuerpo principal de desarrollo de arenisca, con un área de aproximadamente 815 km2 y un espesor de cuerpo de arena de 10 a 30 m. La porosidad promedio es del 13,9% y la permeabilidad promedio es de 31,1×10-3m2. La zona de desarrollo de cuerpos de arena debería ser el canal principal para la migración de petróleo y gas. El grupo de cuerpos de arena de la facies del delta Levin-Boshizhuang en el norte de la pendiente es ligeramente más pequeño, alrededor de 530 km2, y el espesor del cuerpo de arena es de 10~20m~20m. La porosidad promedio es 13,2% y la permeabilidad promedio es 17,9×10-3m2 (Figura 5-56a).

Figura 5-56 Mapa de isopacas de arenisca de la pendiente de Lixian

Características de los cuerpos de arena en la sección inferior de la Formación Shahejie: ​​cuando se depositó la sección inferior de la Formación Shahejie, a gran escala En esta zona se inició la intrusión de agua. Levine-Boshizhuang en la parte norte de la ladera se compone principalmente de cuerpos de arena de chiringuitos de facies de lagos poco profundos, formando un grupo de cuerpos de arena compuesto por múltiples cuerpos de arena de chiringuitos.

Tiene forma ovalada en el plano y el área de un solo cuerpo de arena es pequeña, generalmente de solo 3 a 10 km2. Verticalmente, se superponen múltiples fases para formar un área de desarrollo de chiringuito. El área total del cuerpo de arena es de aproximadamente 220 km2 y el espesor acumulado del cuerpo de arena es generalmente de 10 ~ 30 m ~ 30 m. El yacimiento tiene buenas propiedades físicas, especialmente alta permeabilidad, con un promedio de 64,26×10-3m2, lo que refleja una buena conectividad, y una porosidad promedio de 13,5%.

La facies del delta Boye-Zhaohuangzhuang en la vertiente sur tiene un rango de distribución y espesor de cuerpo de arena mayor, con un área de aproximadamente 1050 km2 y un espesor de cuerpo de arena de 20 a 50 m. Las propiedades físicas no son tan buenas como las de los cuerpos de arena de los chiringuitos de la orilla norte y la costa somera del lago, con una porosidad promedio de 12,0% y una permeabilidad promedio de 20,6×10-3 m2. Tiene una gran distribución lateral y una fuerte conductividad lateral de los cuerpos de arena. Es por esto que aunque se desarrollan cuerpos de arena en la región sur, no hay acumulación de petróleo y gas (Figura 5-55b, Figura 5-56b).

(2) Zona de Wen’an Slope: Antes del Paleógeno (Movimiento del Himalaya), el lecho rocoso de Wen’an Slope era monoclínico. La ocurrencia estratigráfica es opuesta a la actual, elevándose hacia el oeste e inclinándose hacia el este. Después del movimiento del Himalaya, debido a la inclinación a gran escala de fallas individuales, se formó una depresión en forma de canasta de falla única de la falla paleógena occidental y la falla este, y el basamento se volvió de este a oeste. La ladera de Wen'an está ubicada en el levantamiento del lado este de la depresión. Se formó así un talud sedimentario heredado del Terciario. Los cuerpos de arena sedimentarios del delta tienen una gran área de distribución y una fuerte conectividad lateral, formando el principal canal para la migración lateral de petróleo y gas en esta área.

Características de los cuerpos de arena en la tercera sección de la Formación Shahejie: ​​A finales de la Formación Shahejie, los cuerpos de arena del delta se distribuyen principalmente en Shigezhuang-Suqiao Sur en el medio de la pendiente. Los cuerpos en el sur de la pendiente son de 150 km2 y el espesor de los cuerpos de arena es generalmente de 20 a 160 m. La porosidad promedio es del 16,9% y la permeabilidad promedio es de 17,8×10-3m2. El cuerpo de arena del delta sur Shigezhuang-Suqiao en el medio de la ladera tiene una gran superficie, alrededor de 240 km2. El espesor del cuerpo de arena es equivalente al anterior, generalmente de 20 a 140 m. El análisis de las propiedades físicas de los núcleos de las paredes del pozo muestra que su porosidad es generalmente de 15% a 25%, con un promedio de 20,7% (Figura 5-57).

Figura 5-57 Porcentaje de arenisca en la sección superior de Shah 3 en Wen'an Slope

Figura 5-58 Diagrama de facies sedimentarias del Miembro 2 en Wen'an Slope

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Características de los cuerpos de arena en la Sección 2 de Shahejie: ​​Durante la deposición del segundo miembro de la Formación Shahejie, los cuerpos de arena deltaicos se desarrollaron sin precedentes y todavía se distribuyen principalmente en las áreas de Zhoubaobao y Shigezhuang-Suqiaonan en las laderas central y sur. . La subfase del frente delta es su cuerpo principal, obviamente superpuestos entre sí en el plano, y la forma del plano es un gran cuerpo parecido a una flor. En comparación con la subsección superior de la Formación Shahejie, el área del cuerpo de arena de la facies del delta de Jiaobao en la vertiente sur no ha cambiado mucho, alrededor de 175 km2. El área de masa de arena del delta sur de Shigezhuang-Suqiao en el medio de la pendiente ha aumentado significativamente, alrededor de 420 km2. El espesor de las masas de arena antes mencionadas se reduce ligeramente, generalmente de 30 a 100 m, pero las propiedades físicas del yacimiento mejoran significativamente. El primero tiene una porosidad promedio de 18,4% y una permeabilidad promedio de 72,1× 10-3m2. Este último tiene una porosidad promedio del 22,5% y una permeabilidad promedio de 250×10-3m2 (Figura 5-58). Los cuerpos de arena deltaicos en las áreas de Zhoubao y Shigezhuang-Suqiaonan se desarrollan continuamente, con una gran área de distribución plana y buena conectividad lateral. No sólo proporcionan un buen espacio de almacenamiento para el enriquecimiento de petróleo y gas, sino que también son los principales canales para la migración de petróleo y gas. Los yacimientos de petróleo y gas descubiertos en la parte central y norte de la pendiente se distribuyen principalmente en el primer miembro de la Formación Shahejie, la Formación Dongying y el Paleógeno, lo que indica que el petróleo y el gas migran y se acumulan principalmente a lo largo del sistema de transporte compuesto por cuerpos de arena y fallas. (Figura 5-59).

Figura 5-59 Mapa de migración y acumulación de petróleo y gas en la zona oblicua de Wen'an