Cuenca de Kailu
La cuenca de Kailu está ubicada en la parte oriental de la Región Autónoma de Mongolia Interior y está bajo la jurisdicción de la Liga Zhaowuda y la Liga Zhelim. Geográficamente, está ubicado en la esquina sur de la cuenca de Songliao, adyacente al cinturón plegado herciniano de Mengxing al oeste, al eje de Mongolia Interior al sur y al levantamiento de Jiamatu al norte. La cuenca es una cuenca de rift mesozoica desarrollada en el basamento del pliegue herciniano y se compone de cinco unidades estructurales secundarias: Lujiabao Sag, Zhejiang Sag, Shebotu Uplift, Southeast Zhejiang Uplift y Western Slope Zone 3,32×104km2. El basamento está compuesto por rocas epimetamórficas del Paleozoico y granito hercínico, con una profundidad de enterramiento de 3.000 a 4.000 metros.
Liaohe Oilfield Company inició estudios geológicos en 1981, exploración sísmica a gran escala en 1983 y perforación en 1987. A finales de 2001, se había completado en cinco depresiones clave, incluidas Ludong, Luxi, Qianjiadian, Longwantong y Manghan. Los datos sísmicos tridimensionales cubren 1.098 km2, se perforaron 146 pozos y el metraje acumulado fue de 271.281 m, de los cuales 36 pozos obtuvieron flujo de petróleo industrial.
Esta evaluación de recursos fue realizada por el Instituto de Investigación de Desarrollo y Exploración del Petróleo de China y Liaohe Oilfield Company. Los métodos incluyen métodos genéticos y métodos de analogía. En el método genético, se utilizó el método de simulación de cuencas para calcular los recursos de las cuatro depresiones de Ludong, Luxi, Qianjiadian y Longwantong. En términos de métodos estadísticos, se utilizaron el método de secuencia a escala de yacimientos y el método del modelo de proceso de descubrimiento de yacimientos para estimar los recursos geológicos de petróleo y los recursos recuperables en el hundimiento de Luxi y Ludong, donde se han descubierto más de tres yacimientos de petróleo. En el método de analogía, la depresión de Luxi se utiliza como modelo para calcular la cantidad de recursos.
A través de esta evaluación, los recursos prospectivos en la cuenca de Kailu son 3,85×104t, los recursos geológicos son 3,08×104t y los recursos recuperables son 0,711×104t.
2. Condiciones geológicas del petróleo y el gas
(1) Estudio geológico
La cuenca se compone de cinco unidades estructurales secundarias, a saber, Lujiabao Sag y Zhejiang. Sag, levantamiento de Shebotu, levantamiento de Dongzhe y cinturón de ladera occidental.
El Lujiabao Sag está situado en el noroeste de la cuenca y está formado por dos depresiones, la depresión oriental y la depresión occidental, con una superficie total de 2500 km2 y un espesor de roca sedimentaria de 2000-2500 m. Toda la depresión se divide en 7 zonas primarias y secundarias y 4 La zona secundaria negativa es el cinturón estructural en forma de nariz de Qinghe, el cinturón estructural de falla central, el cinturón escalonado de falla oriental, el cinturón superpuesto del sur, el cinturón de pendiente de Mapei, el. El cinturón Majiapu Gaolei, el cinturón estructural de la falla Baoriwendu y la zona de depresión de Jiaolige, la zona de depresión de Sanfangdi-Kuluntala, la zona de depresión de Xiaojingzi y la depresión de Wujiazimiao. Hay más de 60 fallas grandes y pequeñas de diversos grados en la depresión. El Jurásico Superior y el Cretácico son los principales sistemas de rocas sedimentarias en la depresión, con un espesor de 2000-2500 m y un espesor máximo de 3000 m. Las secciones sur y norte de la estructura Baoriduwen y la sección sur del cinturón estructural de la falla central (más allá). Pozo Lu'an 1 Sur) Las rocas generadoras y las rocas reservorio se superponen entre sí, están cerca de la fuente en términos de sedimentación y tienen una estructura elevada cóncavamente. Son áreas favorables para la acumulación de petróleo y gas y son una de las áreas dignas de ser consideradas. atención en futuras exploraciones.
La Depresión Central de Zhejiang es la unidad estructural negativa secundaria más grande de la Cuenca de Kailu. Consta de cuatro depresiones: Baxiantong-Naiman Banner, Manghan, Longwantong y Qianjiadian, así como las depresiones de Dongming y Dongsu. de dos protuberancias en Ritu y la zona de falla de Ihuta, cubriendo un área de 9000km2. Hay cinco depresiones favorables en esta unidad de evaluación: Ludong, Luxi, Qianjiadian, Longwantong y Manghan. Los estratos evaluados son principalmente Mesozoico y Cretácico Inferior.
(2) Rocas generadoras
1. Desarrollo y distribución de las rocas generadoras
Las formaciones donde se desarrollan las rocas generadoras incluyen la Formación Jiufotang y el Grupo Shahai y el Grupo Fuxin. Entre ellas, se desarrollan las cinco depresiones clave de la Formación Jiufotang. El espesor acumulado de la roca madre es de 250 ~ 460 m, que tiene una fuerte capacidad de generación de petróleo y gas. La Formación Shahe y la Formación Jiufotang se desarrollan juntas y se distribuyen en varias depresiones. Entre ellas, la lutita de la Formación Shahe en Qianjiadian Sag es la más desarrollada. Es un producto sedimentario de la etapa de hundimiento estable durante el desarrollo de la depresión. el espesor de la roca fuente es generalmente de 200 ~ 370 m; la Formación Fuxin La roca fuente es el producto del desarrollo tardío de las depresiones y se desarrolla principalmente en el hundimiento de Lujiabao, Longwantong y Mangya. Sin embargo, no se desarrolla en el hundimiento de Qianjiadian. La roca madre tiene un espesor de 240 ~ 580 m y es un río y un lago en un ambiente de reducción débil, sedimentación en fase pantanosa y malas condiciones de generación de petróleo.
2. Materia orgánica abundante
A través del análisis estadístico del contenido de carbono orgánico, contenido de cloroformo asfáltico "A" y contenido de hidrocarburos totales en la abundancia de materia orgánica de la roca madre, se demuestra que Jiufotang Los tres conjuntos de rocas generadoras, a saber, la Formación Shahai y la Formación Fuxin, tienen capacidades de generación de petróleo. Se puede ver en la tabla estadística de abundancia de materia orgánica (Tabla 8-12-1) que la Formación Jiufotang en Lujiabao Sag tiene el índice de abundancia más alto, seguida por la Formación Shahai y la Formación Fuxin es la más baja. Comparando los estándares de evaluación continental, la primera es una roca madre buena-excelente, la Formación Shahai es una roca madre buena-buena y la última es una roca madre pobre (Apéndice Figura 8-650). En general, la Formación Jiufotang en el cinco hundimientos clave Los indicadores son los más altos, con un contenido promedio de carbono orgánico de 2,77, una abundancia de cloroformo asfalto “A” de 0,29 y un contenido total de hidrocarburos de 1,510 ppm. De acuerdo con los estándares de clasificación de indicadores de abundancia de materia orgánica de las rocas generadoras en mi. En segundo lugar, el valor promedio de varios indicadores de la Formación Shahai alcanza la categoría de buena roca generadora y tiene cierta capacidad de generación de petróleo, mientras que la Formación Fuxin. tiene baja abundancia de materia orgánica y es una roca madre pobre con poca capacidad de generación de petróleo. Muestra que entre los hundimientos clave, Lujiabao Sag y Qianjiadian Sag tienen las mejores condiciones de generación de petróleo, mientras que Longwantong Sag y Mangya Sag son promedio. /p>
Tabla 8-12-1 Las rocas generadoras del hundimiento principal en la periferia del río Liaohe. Tabla estadística de abundancia de materia orgánica
Figura 8-12-1 Mapa de grados de roca generadora de Lujiapu. Sag
3. Tipos de materia orgánica
Según los elementos kerógenos, los isótopos de carbono, la pirólisis de la roca y los resultados estadísticos del examen microscópico (Tabla 8-12-2), la roca madre de la Formación Jiufotang es sapropelita húmica, con un alto índice de generación de petróleo y buenas condiciones de generación de petróleo. En segundo lugar, la roca madre es sapropélica y húmica, con un índice de generación de petróleo relativamente bueno y ciertas condiciones de generación de petróleo. La Formación Fuxin es la peor, con humic-. tipo de material fuente, bajo índice de generación de petróleo y malas condiciones de generación de petróleo. Los resultados del análisis estadístico del hundimiento de nivel (Tabla 8-12-3) muestran que el hundimiento de la roca madre de Ludong y Luxi es ⅱ1-ⅰ, siendo el más alto. índice de generación de petróleo y las mejores condiciones de generación de petróleo, mientras que Qianjiadian, Longwantong, Mangya y The Songjia Sag son ⅱ1-ⅱ2 y tienen buenas condiciones de generación de petróleo, como se muestra en los resultados del análisis estadístico del histograma de tipo de roca madre y del histograma de calidad de la roca madre. de la Formación Shahai y la Formación Jiufotang en Lujiapu Sag (Apéndice, Figuras 8-12 -3), la roca madre de la Formación Jiufotang tiene un alto índice y las mejores condiciones de generación de petróleo, seguida por la Formación Shahai y la Formación Fuxin.
Tabla 8-12-2 Materia orgánica de rocas generadoras en depresiones principales en cuencas periféricas Tipo de tabla estadística (basada en Zhou Shaoqiang 1994)
Nota: Los valores de la tabla son valores promedio.
Figura 8-12-2 Diagrama de Fan del kerógeno en la depresión de Mangya
Tabla 8-12-3 Tabla de tipos de materia orgánica y etapas de evolución térmica de las rocas generadoras en depresiones clave fuera del río Liaohe
Figura 8-12-3 Distribución de frecuencia de tipos de materia orgánica en rocas generadoras en la depresión de Lujiabao
Debido a la influencia de múltiples erupciones volcánicas e intrusiones de magma en las últimas décadas. Durante el período, el gradiente geotérmico es alto, lo que acelera la evolución de la materia orgánica y la generación de petróleo y gas. Según varios resultados de investigaciones de datos, se encuentra que en varias depresiones importantes de petróleo y gas en la cuenca de Kailu, la roca madre. en Qianjiadian Sag tiene el mayor grado de evolución térmica y alta madurez local, mientras que Ludong, Luxi, Manghan y Longwantong se encuentran todos en la etapa de baja madurez (Tabla 8-12-3 >
(3) Otras condiciones). para la acumulación
1. Características de distribución y desarrollo de la sedimentación del yacimiento
El área de exploración fuera del río Liaohe tiene muchas depresiones de cuenca mesozoica y fuertes divisiones en el plano, varían en tamaño y tienen. Sin embargo, durante el proceso de desarrollo deposicional, la sedimentación es compleja y cambiante, debido a que cada depresión está controlada por el mismo fondo tectónico regional y está controlada por el paleoclima, la paleotopografía, los medios acuáticos, la procedencia, la temperatura paleogeológica y otras condiciones. tienen una cierta conexión genética, por lo que el desarrollo, la distribución de facies y las condiciones del reservorio de cada depresión tienen regularidades similares. Desde el Cretácico Inferior, el área de exploración de Liaohe ha tenido un clima tropical-subtropical cálido y húmedo. El medio acuático de la cuenca del lago es principalmente agua dulce y salobre, y su evolución vertical ha pasado por la etapa de oxidación de agua dulce (Formación Yixian) - la etapa de reducción de agua salobre (Formación Jiufotang y Formación Shahai) - la etapa de oxidación débil de agua dulce, y la depresión por culpa La aparición, el desarrollo y el declive son consistentes.
El grado de desarrollo y el patrón de distribución de los embalses están estrechamente relacionados con la historia de desarrollo de cada depresión. La distribución plana de los yacimientos de petróleo en bloques de fallas de falla única tiene características de zonificación obvias.
El yacimiento está más desarrollado cerca de la falla que controla la cuenca, seguido por el otro lado y peor en el centro. Verticalmente, la etapa de plutón se desarrolla principalmente y las actividades de fallas son intensas. La depresión de la doble falla es obviamente diferente de la anterior. Los yacimientos a ambos lados de la falla cerca del borde de la cuenca están bien desarrollados, pero el centro está ligeramente peor. De los resultados estadísticos en la siguiente tabla (Tabla 8-12-4), podemos ver el desarrollo básico y la distribución de los yacimientos de roca clástica en cada depresión. Los yacimientos de la Formación Jiufotang están generalmente más desarrollados que la Formación Shahai y la Formación Fuxin en varias regiones en términos de espesor acumulativo y proporción de espesor de capa, entre los cuales Lujiabao Sag y Qianjiadian Sag son los más desarrollados. El yacimiento de la Formación Shahai en Zhangqiang Sag es el más desarrollado, y el yacimiento de la Formación Fuxin en Songjia Sag es el más desarrollado. Se han informado reservas probadas para este conjunto de yacimientos. En lo que respecta a las cuencas mesozoicas alrededor del río Liaohe, la Formación Jiufotang tiene los reservorios más desarrollados, seguida por la Formación Shahai y la Formación Fuxin.
Tabla 8-12-4 Tabla estadística del grado de desarrollo de yacimientos clásticos en la cuenca periférica del río Liaohe
El desarrollo del sistema sedimentario en el área de estudio está controlado por el Evolución estructural del hundimiento, fallas controladoras de la cuenca y procedencia. Debido a la fuerte actividad de fallas en el área de exploración periférica de Liaohe, el desarrollo sedimentario generalmente se caracteriza por procedencias múltiples, procedencias cercanas, cinturones multifásicos, cinturones de fases estrechas y varios tipos de cuerpos de arena reservorios. El sistema sedimentario se caracteriza por transporte a corta distancia. y Deposición rápida. Según resultados de investigaciones anteriores, los principales sistemas sedimentarios en la cuenca periférica del río Liaohe son: abanico aluvial-delta de abanico, facies de abanico aluvial-lago profundo, facies de llanura aluvial de río, delta de río trenzado, abanico submarino de cono cercano a la costa (agua Ventilador inferior) y sistema de deposición de corriente de turbidez.
2. Condiciones de cobertura
En el área de depresión principal de la cuenca Kailu, la lutita de la Formación Shangshahai-Formación Fuxin está bien desarrollada, con una distribución lateral estable y puede usarse. como roca de capa regional. Actualmente, no se ha descubierto petróleo ni gas por encima de la Formación Shahejie en Luxi Sag, lo que indica que el petróleo y el gas están atrapados debajo de la Formación Shahejie-Formación Fuxin. La Formación Fuxin en el área Xinfa del hundimiento de Ludong también tiene buenos espectáculos de petróleo y gas. Los principales yacimientos de la zona, la Formación Jiufotang y la Formación Shahai, están intercalados con arena y lutita. La lutita en contacto directo con la arenisca puede servir como capa de roca local directa para el yacimiento de petróleo y gas, bloqueando el petróleo y el gas acumulados. en el depósito de abajo.
3. Características de la combinación de fuente, yacimiento y sello
Las buenas condiciones de fuente, yacimiento y sello son condiciones importantes para la formación de yacimientos de petróleo y gas en la cuenca periférica de Liaohe. De acuerdo con la relación de distribución espacial y las características de distribución combinada de fuentes, yacimientos y capas en las capas periféricas que contienen petróleo y gas, las fuentes, yacimientos y capas en las cinco depresiones principales de la cuenca de Kailu se pueden dividir en tipos verticales y horizontales. Una combinación vertical es la roca fuente de la Formación Jiufotang y la Formación Shahai intercalada con su propia arenisca y la capa superior de lutita para formar una combinación autógena y de reservorio propio o la roca fuente de la Formación Jiufotang o Formación Shahai y su Formación Shahai superior; o Fuxin El yacimiento y la roca de tapa de la formación forman una combinación de tapa de yacimiento inferior-superior. El ejemplo más típico es que el petróleo y el gas generados a partir de la roca madre de la Formación Jiufotang en Songjia Sag migra a través de fallas hasta la roca de tapa del yacimiento de la Formación Fuxin; para formar un depósito de petróleo. El conjunto lateral se compone principalmente de diferencias en litofacies y litología causadas por diferentes ambientes deposicionales. Por ejemplo, las rocas generadoras de la Formación Jiufotang están en contacto lateral con arenisca y conglomerado, formando un modelo de combinación fuente-yacimiento-roca de cubierta lateral. Por ejemplo, los yacimientos de petróleo Baori Duwen y Majiapu en Luxi Sag pertenecen a este tipo de combinación fuente-depósito-roca de cobertura.
4. Condiciones de las trampas
Controladas por la estructura del basamento, la actividad de la falla y la sedimentación, se forman muchos tipos diferentes de trampas en diferentes partes de cada depresión, incluyendo principalmente círculos estructurales y cierres estructurales. -Las trampas litológicas y las trampas litológicas son los principales tipos de trampas en varias depresiones, incluidas las trampas estructurales anticlinales (como Baoriwendu en el oeste de Shandong) y las trampas estructurales de punta rota (como Jiaonan, Shandong) y las trampas de bloques de falla. Sus características de desarrollo incluyen el desarrollo de estructuras anticlinales de tracción inversa en el muro descendente de la zona de pendiente pronunciada del hundimiento en el plano, y el desarrollo de semianticlinales y trampas de bloques de falla en el muro ascendente. Las trampas de punta de falla pueden desarrollarse en zonas de pendiente suave y las trampas de bloques de falla también pueden desarrollarse en zonas de corte de falla. Las trampas litológicas estructurales se desarrollan en el hundimiento de Lujiabao y Longwantong, como Majiapu en el hundimiento de Luxi y Jiaonandu en el hundimiento de Ludong. Son trampas litológico-estructurales típicas y se ven afectadas por fallas y arena de yacimiento cerca del hundimiento generador de petróleo. El control dual del desarrollo del cuerpo forma una trampa compuesta estructural-litológica que está doblemente controlada por la estructura y la litología. Las trampas litológicas están más desarrolladas en Luxi Sag. Están controladas por los cuerpos de arena sedimentarias en abanico submarino alrededor de la zona de hundimiento, lo que resulta en diferencias litológicas y la formación de trampas litológicas. La trampa litológica más típica en Luxi Sag es el bloque Bao 14, que ha recibido flujos de petróleo industrial de alto rendimiento.
(4) Normas de distribución de petróleo y gas
Hasta ahora, se han descubierto 4 conjuntos de yacimientos en 5 depresiones clave en la cuenca de Kailu, a saber, la Formación Yixian del Cretácico, la Formación Jiufotang, Formación Sha Hai y Formación Fuxin.
La Formación Yixian es un reservorio de roca volcánica distribuido principalmente en la Serie Longwan y Luxi Sag. Los tres conjuntos restantes son reservorios de rocas clásticas, que también son los reservorios básicos de la cuenca de Kailu y están ampliamente desarrollados en cinco depresiones clave. Liaohe Oilfield Company ha obtenido flujos de petróleo industrial de tres conjuntos de yacimientos de roca clástica en el hundimiento de Lujiabao, Qianjiadian y Longwantong y del depósito de roca volcánica en el hundimiento de Longwantong. Los yacimientos en la zona petrolera de la cuenca se pueden dividir básicamente en tres tipos principales: abanico submarino, delta (o abanico delta) y abanico de turbidita. También hay un tipo especial: yacimiento de roca volcánica.
La lutita de la Formación Shangshahai-Formación Fuxin está bien desarrollada en el área de depresión principal de la cuenca de Kailu, con una distribución lateral estable y puede usarse como roca de cubierta regional. Actualmente, no se ha descubierto petróleo ni gas por encima de la Formación Shahejie en Luxi Sag, lo que indica que el petróleo y el gas están atrapados debajo de la Formación Shahejie-Formación Fuxin. La Formación Fuxin en el área Xinfa del hundimiento de Ludong también tiene buenos espectáculos de petróleo y gas. Los principales yacimientos de la zona, la Formación Jiufotang y la Formación Shahai, están intercalados con arena y lutita. La lutita en contacto directo con la arenisca puede servir como capa de roca local directa para el yacimiento de petróleo y gas, bloqueando el petróleo y el gas acumulados. en el depósito de abajo.
Las buenas condiciones de la fuente, el yacimiento y la capa son condiciones importantes para la formación de yacimientos de petróleo y gas en la cuenca periférica de Liaohe. De acuerdo con la relación de distribución espacial y las características de distribución combinada de fuentes, yacimientos y capas en las capas periféricas que contienen petróleo y gas, las fuentes, yacimientos y capas en las cinco depresiones principales de la cuenca de Kailu se pueden dividir en tipos verticales y horizontales.
3. Métodos de evaluación de recursos y sistema de parámetros
(1) Sistema de métodos
Esta vez, el cálculo de la cantidad de recursos en áreas anatómicas clave en el oeste de Shandong principalmente Adopta dos métodos principales: métodos generativos y estadísticos.
Método genético: el método genético utiliza el método de simulación de cuenca para calcular la cantidad de recursos. Con base en Basims4.5 y Pasys1.5, se simuló la historia geológica, la historia térmica, la historia de madurez y la historia de generación y expulsión de hidrocarburos del Luxi Sag en la cuenca periférica de Liaohe, y se obtuvieron las cantidades de generación y expulsión de hidrocarburos en cada período geológico. . La cantidad de recursos geológicos petroleros en un hundimiento es igual a la cantidad de petróleo generado en el hundimiento multiplicada por el coeficiente de migración y acumulación, y la cantidad de recursos geológicos multiplicada por el coeficiente recuperable es la cantidad de recursos recuperables. Los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 8-12-5.
Tabla 8-12-5 Resultados del cálculo de recursos del método genético en Luxi Sag
Método estadístico: En el método estadístico, el método de secuencia a escala de yacimiento y el modelo de proceso de descubrimiento de yacimientos Se utilizan los métodos geológicos del petróleo y los recursos recuperables de Luxi Sag, Ludong Sag y Zhangqiang Sag, donde se descubrieron más de tres petróleos. Los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 8-12-6.
Tabla 8-12-6 Resultados del cálculo de recursos estadísticos en Luxi Sag
Método integral de Delphi: uso de la probabilidad de Delphi para estimar la cantidad de recursos petroleros en Luxi Sag usando métodos genéticos y estadísticos Se realiza una ponderación para obtener la cantidad de recursos bajo diferentes probabilidades (Tabla 8-12-7).
Tabla 8-12-7 Resultados de la evaluación integral de los recursos en la Depresión de Luxi
Figura 8-12-4 Mapa de distribución de probabilidad de recursos de la Depresión de Luxi
(2) Sistema de parámetros de evaluación
1. Método de simulación de cuenca
Esta vez, el método de simulación de cuenca se utiliza para calcular la cantidad de recursos de varias depresiones en la cuenca de Kailu que cumplen con las condiciones. para aplicar el método de simulación de cuencas. El hundimiento de Luxi tiene un alto grado de exploración (área de escala de simulación de hundimiento clave en cuencas periféricas), y el coeficiente de migración y acumulación de este hundimiento es 5,66. Las condiciones de fuente de hidrocarburos, las condiciones de migración y acumulación, las condiciones de almacenamiento y las condiciones de conservación de Ludong Sag, Longwantong Sag y Qianjiadian Sag se compararon con las de Luxi Sag respectivamente, y se obtuvo el coeficiente de similitud, y luego la migración y acumulación. Se obtuvo el coeficiente Los coeficientes de migración y acumulación de Ludong Sag, Longwantong Sag y Qianjiadian Sag son 3,64, 2,96 y 2,5 respectivamente. Los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 8-12-8.
En el método genético, se utilizó el método de simulación de cuencas para calcular los recursos de las cuatro depresiones en Ludong, Luxi, Qianjiadian y Longwantong. En términos de métodos estadísticos, se utilizaron el método de secuencia a escala de yacimientos y el método del modelo de proceso de descubrimiento de yacimientos para estimar los recursos geológicos de petróleo y los recursos recuperables en el hundimiento de Luxi y Ludong, donde se han descubierto más de tres yacimientos de petróleo. En el método de analogía, la depresión de Luxi se utiliza como modelo para calcular la cantidad de recursos. Al aplicar el método de simulación de cuenca, las condiciones de fuente de hidrocarburos, las condiciones de migración y acumulación, las condiciones de almacenamiento y las condiciones de preservación de Ludong Sag, Longwantong Sag y Qianjiadian Sag se compararon con las de Luxi Sag, y se obtuvo el coeficiente de similitud. y luego se obtuvieron las condiciones de hidrocarburos coeficiente de aglomeración. Los coeficientes de migración y acumulación de Ludong Sag, Longwantong Sag y Qianjiadian Sag son 3,64, 2,96 y 2,5 respectivamente. Los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 8-12-8.
Tabla 8-12-8 Resultados del cálculo de recursos del modelo de cuenca de la cuenca periférica de Liaohe
2. Método del asfalto de cloroformo "A"
Recursos hundidos en otras condiciones. de la cuenca periférica Cálculo mediante el método del asfalto cloroformo "A" (Tabla 8-12-9):
Cuadro 8-12-9 Resultados del cálculo del método asfalto cloroformo "A"
3. Método de secuencia a escala del yacimiento
Los resultados del cálculo del método de secuencia a escala del yacimiento de Liaohe son los siguientes: Tabla 8-12-10.
4. Método de secuencia de descubrimiento de yacimientos
Solo Ludong Sag y Zhangqiang Sag en la cuenca periférica de Liaohe cumplen las condiciones de aplicación del método estadístico. Los resultados del cálculo del método de secuencia de descubrimiento de yacimientos se muestran en la Tabla 8-12-10.
Tabla 8-12-10 Resultados del cálculo estadístico de recursos de Ludong Sag
5 Método de simulación
El nivel de exploración de la mayor parte del hundimiento en la cuenca periférica de Liaohe. River es muy bajo. Los parámetros requeridos por el método son relativamente simples y la operación es flexible. Por lo tanto, la mayoría de las depresiones con bajo grado de exploración se calculan utilizando el método de analogía, y el área de analogía es la depresión de Luxi. Los parámetros de cálculo se muestran en la Tabla 8-12-11.
Tabla 8-12-11 Tabla de puntuación de analogía relativa de Zhangqiang Sag y Luxi Sag
Cuarto, los resultados de la evaluación de recursos
(1) Petróleo y gas Resultados de la evaluación de recursos
A través de esta evaluación, los recursos potenciales en la cuenca de Kailu son 3,85×104t. Los recursos geológicos son 3,08×104 y los recursos recuperables son 0,711×104t. Los resultados de la evaluación se muestran en la Tabla 8-12-12.
Tabla 8-12-12 Resultados de la evaluación de recursos de petróleo y gas de la cuenca de Kailu
(2) Distribución de recursos de petróleo y gas
Los recursos geológicos de petróleo en la cuenca Se distribuyen principalmente en el Sistema de Creta, la profundidad es principalmente poco profunda, el petróleo de baja permeabilidad es el principal, seguido del petróleo convencional. El hundimiento de Luxi está dominado por el petróleo de baja permeabilidad, que representa el 63,1%, seguido por el petróleo pesado, que representa el 35%, y el petróleo de permeabilidad ultrabaja solo representa una pequeña parte. El hundimiento de Ludong está dominado por el petróleo de baja permeabilidad, seguido por el petróleo pesado y el petróleo convencional, y en menor medida por el petróleo de permeabilidad ultrabaja. El hundimiento de Longwantong está dominado por el petróleo convencional. La depresión de Qianjiadian está dominada por petróleo de baja penetración.
El entorno geográfico de distribución de recursos es principalmente llanura. Desde la perspectiva de los recursos restantes en depresiones clave de la cuenca, Ludong Sag tiene los mayores recursos geológicos de petróleo restantes con 0,7545 × 108 t, seguido de Longwantong Sag con 0,4823 × 108 t, y luego Luxi Sag, Qianjiadian Sag y Mangya Sag, los restantes. Los recursos geológicos petroleros son 0,38 respectivamente. Esto muestra que el potencial de recursos varía mucho entre depresiones. El potencial de exploración de las cinco depresiones clave en orden descendente son las depresiones de Ludong, Longwantong, Luxi, Qianjiadian y Mangya.
Sugerencias de exploración de verbo (abreviatura de verbo)
Análisis de potencial de recursos
Las tres depresiones petroleras de Lujiabao, Qianjiadian y Longwan Pipe tienen condiciones de fuente de petróleo rica , rocas generadoras bien desarrolladas, alta abundancia de materia orgánica, buenos tipos, yacimientos bien desarrollados, principalmente cuerpos de arena submarinos en abanico y delta en abanico, y la capa objetivo tiene una profundidad de enterramiento moderada. La roca de cobertura regional está desarrollada y tiene una buena relación de asignación espacial entre fuente, yacimiento y roca de cobertura. Hasta ahora se ha descubierto un número considerable de yacimientos de petróleo y gas. Los principales tipos de yacimientos de petróleo y gas son los yacimientos estructurales de petróleo y gas, los yacimientos litológicos de petróleo y gas, los yacimientos litológicos de petróleo y gas y los yacimientos volcánicos de petróleo y gas. Los yacimientos de petróleo se distribuyen principalmente en la Formación Jiufotang y la Formación Shahai, y los productos derivados del petróleo incluyen petróleo ligero, petróleo mediano y petróleo pesado. Por lo tanto, estas tres depresiones clave tienen buenas condiciones geológicas petroleras y potencial de exploración.
(2) Direcciones y sugerencias de exploración
La exploración de petróleo y gas en la cuenca de Kailu tiene una buena base de recursos. Los análisis geológicos integrales y los resultados de la evaluación de recursos muestran que la cuenca tiene buenas perspectivas de exploración. . Sin embargo, en la selección de objetivos de exploración, es necesario combinar el estado actual de los recursos, centrarse en los dos vínculos clave de los poros secundarios y las zonas de desarrollo de fracturas y formular políticas de exploración prácticas basadas en las condiciones de exploración reales de cada depresión.
La distancia de migración del petróleo y el gas en cada depresión de la cuenca es corta, y las trampas estructurales formadas en la etapa inicial cerca del área de la fuente de petróleo son el foco de la exploración. Los yacimientos de abanico submarino, delta de abanico y delta trenzado en el hundimiento central generador de petróleo de cada hundimiento son los lugares más favorables para la formación de yacimientos de petróleo y gas. Las estructuras delanteras dentro y entre las depresiones y las estructuras en forma de nariz que se extienden hacia las depresiones son los principales lugares donde se acumula el petróleo y el gas. Los yacimientos de roca volcánica deben tomarse en serio.
Resumen del verbo intransitivo
Hasta ahora, se han descubierto cuatro conjuntos de embalses en la cuenca de Kailu. La Formación Yixian es un reservorio de roca volcánica distribuido principalmente en la Serie Longwan y Luxi Sag. En el área de depresión principal de la cuenca de Kailu, las lutitas de la Formación Shangshahai y la Formación Fuxin están bien desarrolladas y distribuidas de manera estable lateralmente, y pueden usarse como roca de cobertura regional. Las buenas condiciones de la fuente, el yacimiento y la capa son condiciones importantes para la formación de yacimientos de petróleo y gas en la cuenca periférica de Liaohe. De acuerdo con la relación de distribución espacial y las características de distribución combinada de fuentes, yacimientos y capas en las capas periféricas que contienen petróleo y gas, las fuentes, yacimientos y capas en las cinco depresiones principales de la cuenca de Kailu se pueden dividir en tipos verticales y horizontales. Una combinación vertical es una combinación de autogeneración y autorreservorio en la que las rocas generadoras de la Formación Jiufotang y la Formación Shahai están intercaladas con sus propias areniscas y capas de lutita superiores; la combinación horizontal se compone principalmente de diferencias en litofacies y litología causadas por; diferentes ambientes de depósito. Por ejemplo, las rocas generadoras de la Formación Jiufotang están en contacto lateral con arenisca y conglomerado, formando un modelo de combinación fuente-yacimiento-roca de cubierta lateral. Por ejemplo, los yacimientos de petróleo Baori Duwen y Majiapu en Luxi Sag pertenecen a este tipo de combinación fuente-depósito-roca de cobertura.
Esta evaluación de recursos muestra que los recursos prospectivos en la cuenca de Kailu son 3,85×104t, los recursos geológicos son 3,08×104t y los recursos recuperables son 0,711×100t.