Evaluación integral de rocas generadoras y estimación de recursos

Las rocas carbonatadas marinas mesozoicas y paleozoicas en el sur de China están ampliamente distribuidas y son gruesas, y la abundancia de materia orgánica es generalmente baja. El valor de TOC de la mayoría de las muestras es inferior al 0,2%. . Con base en los resultados y la comprensión de investigaciones recientes, así como en estudios geológicos de campo, se cree que las rocas carbonatadas no son la principal roca generadora en la parte sur y el área de estudio. Los resultados muestran que el contenido promedio de TOC de 3704 rocas carbonatadas en 7 capas desde el Devónico Inferior hasta el Triásico Inferior en Yunnan, Guizhou y Guangxi es del 0,16%, y el contenido promedio de TOC de cada capa es del 0,02% ~ 0,18%, que es obviamente una roca sin origen. El contenido promedio de TOC de la lutita 2128 es del 0,62 %, y el contenido promedio de TOC de cada serie de rocas generadoras es del 0,65 % al 1,51 %, lo que indica que la lutita es la principal roca generadora.

Debido al grado generalmente alto de evolución térmica de las rocas generadoras en esta área, los indicadores que indican la abundancia de materia orgánica en las rocas generadoras como el asfalto cloroformo "A" y los hidrocarburos totales han dejado de ser válidos. con buena estabilidad térmica se utiliza principalmente para caracterizar la abundancia de materia orgánica de la roca madre en el área. Con base en los resultados de investigaciones anteriores y las condiciones reales del área de estudio, este estudio adoptó el 0,5 % como límite inferior del TOC efectivo de la roca madre y adoptó los siguientes estándares de evaluación de clasificación (Tabla 4-1).

Tabla 4-1 Indicadores de evaluación y estándares de clasificación para la abundancia de materia orgánica en rocas madre

(Según Liang Digang, 2008)

De manera similar, debido a la influencia de la evolución térmica, los indicadores de evaluación de los tipos de materia orgánica de la roca madre, como la relación atómica H/C, la relación atómica O/C, el índice de hidrógeno, etc., han dejado de ser válidos. Sólo el examen microscópico del kerógeno y el valor de isótopos de carbono del kerógeno pueden caracterizar mejor. la materia orgánica de las rocas generadoras. La reflectancia de vitrinita Ro o la reflectancia del betún Rb es un parámetro eficaz para caracterizar la madurez de las rocas generadoras evolucionadas a alta temperatura. La etapa de alta madurez a menudo está representada por un valor de Ro de 1,3% ~ 2,0%, y la etapa de sobremaduración es. representado por un valor de Ro > 2,0%.

(2) Evaluación integral

1. Siniano y Paleozoico inferior

(1) Formación Doushantuo del Bajo Siniano

El Doushantuo del Bajo Siniano La roca fuente de la formación se distribuye principalmente en la vertiente oriental hasta el área de facies de cuenca de la Depresión de Qiannan, y es un conjunto de lutitas y lutitas negras. El espesor de este conjunto de rocas generadoras es generalmente de 10 a 25 m, con un espesor máximo de 75 m (sección Zunyi Songlin). La lutita negra de decenas de metros de espesor de la Formación Doushantuo se desarrolla en la sección Sanduzhalagou en la parte oriental del Levantamiento Dushanbi. El análisis de muestreo del sistema muestra que el valor de TOC es relativamente alto, entre 0,4% y 3,0%. El isótopo de carbono querógeno en la roca madre es -31,5 ‰ ~ -31,8 ‰, lo que indica que su tipo de materia orgánica es tipo I, y generalmente ha alcanzado la etapa de sobremaduración (equivalente a RO > 3,0%), sólo en el Weng'. Área pequeña de an-Kaili en el interior. El análisis cromatográfico de hidrocarburos saturados muestra que la roca madre tiene las características de baja biomasa y alta evolución térmica (Tabla 4-2). Por lo tanto, generalmente es un conjunto de rocas generadoras regionales de calidad media-buena.

Tabla 4-2 Parámetros cromatográficos de hidrocarburos saturados de la roca madre en Qiannan Sag

Figura 4-1 Histograma geoquímico orgánico completo de la sección Yangtiaozhai en Majiang, Guizhou

(2) Formación Niutitang del Cámbrico Inferior

Las rocas generadoras de la Formación Niutitang del Cámbrico Inferior se distribuyen principalmente en la Depresión de Qiannan y su vasta área norte, y son principalmente lutitas y lutitas negras (carbonáceas). 50 ~ 400 m de espesor Las secciones estratigráficas expuestas se distribuyen principalmente en Sandu (llamada Formación Zhalagou) y Majiang en la parte central y oriental de la Depresión de Qiannan, así como en Qingzhen-Weng'an en la parte norte de la depresión. Yu Qing. Aunque no está expuesto en las partes central y occidental del hundimiento, a partir de los últimos datos sísmicos se infiere que este conjunto de rocas generadoras es relativamente gruesa en el hundimiento de Anshun y el hundimiento de Changshun.

La roca madre de la Formación Niutitang en la sección Yangtiaozhai de Majiang en el margen sur de la Depresión de Huangping tiene unos 100 metros de espesor. Según el análisis de muestreo intensivo del sistema (47 muestras), el valor de TOC de la roca madre puede alcanzar hasta el 8%, oscilando generalmente entre el 2,0% y el 3,5%. Los valores altos de TOC de las rocas generadoras se distribuyen principalmente en las partes media e inferior del grupo, con una tendencia decreciente de abajo hacia arriba (Figura 4-65438+). El 55% de las muestras tienen valores de TOC mayores. superior al 2,0% (Figura 4-2a), que es un conjunto de rocas generadoras de buena a excelente.

El espesor de la roca madre fangosa negra de la Formación Zhalagou del Cámbrico Inferior en la sección Sanduzhalagou en la parte oriental del Levantamiento Dushanbi es de unos 150 m, de los cuales 88 conjuntos fueron muestreados centralmente por el sistema * * * Los valores de TOC se distribuyen principalmente en las partes media e inferior del grupo (Figura 4-3), y el valor de TOC más alto alcanza el 15%. A medida que el color se vuelve más claro y el contenido de lodo aumenta, el valor de TOC disminuye gradualmente. .

Las muestras con un valor de TOC superior al 2,0% representan el 61% (Figura 4-2b), que es un conjunto de rocas madre de buenas a excelentes.

Además, la roca madre fangosa negra (gris oscuro) de la Formación Niutitang con un espesor de más de 100 m también se desarrolla en la sección Weng'an Duodingguan en el borde norte de la depresión poco profunda de Huangping (Figura 4-4). El análisis de TOC de 26 muestras mostró que el valor máximo fue del 8,15%, y el contenido de carbono orgánico de la sección de lutita carbonácea negra de aproximadamente 70 m de espesor en la parte inferior de la Formación Niutitang fue superior al 4,5%. Los resultados del análisis muestran que el 41% de las muestras con valores de TOC superiores al 2,0% (Figura 4-2c) son en general rocas madre de buenas a excelentes.

Figura 4-2 Distribución de frecuencia de TOC de las rocas generadoras en la Formación Niutitang (Formación Zhalagou) en la sección Yangtiaozhai, la sección Zhalagou y la sección Duodingguan en Weng'an.

El valor del isótopo de carbono del kerógeno de la Formación Niutitang del Cámbrico Inferior es de -26,7 ‰ ~ -35,8 ‰, la mayoría de los cuales son inferiores a -30 ‰ (Figura 4-1, Figura 4-3, Figura 4- 4), lo que indica que el tipo de materia orgánica es principalmente tipo I; el examen microscópico del kerógeno de la roca madre muestra que sus componentes microscópicos están compuestos principalmente de sapropel, y el tipo principal de materia orgánica es ⅱ1 (Tabla 4-3). Se considera que el tipo de materia orgánica es principalmente tipo I.

Figura 4-3 Histograma completo de geoquímica orgánica de la sección Zhalagou en Sandu, Guizhou

Figura 4-4 Histograma completo de geoquímica orgánica de la sección Duodingguan en Weng'an, Guizhou.

Tabla 4-3 Componentes microscópicos y tipos de querógenos de las rocas generadoras en la Depresión de Qiannan

La reflectancia de vitrinita querógena de la Formación Niutitang en la sección Yangtiaozhai 2,00% ~ 3,34%. La reflectancia de vitrinita querógena de la Formación Niutitang en la sección Duodingguan es del 1,95% al ​​2,78%. La reflectividad de vitrinita querógena de la Formación Zhalagou en la sección Sanduzhalagou es del 2,89% al 3,96%. Ambos se caracterizan por una etapa de sobremadurez. Afectados por la evolución térmica, el contenido de "A" y el potencial de generación de hidrocarburos de pirólisis del betún de cloroformo en las rocas generadoras del Cámbrico Inferior son muy bajos. Además, el análisis cromatográfico de hidrocarburos saturados muestra que la materia orgánica en la roca madre de la Formación Niutitang del Cámbrico Inferior (Formación Zhalagou) proviene principalmente de fuentes de baja ley y tiene las características de una alta evolución térmica (Tabla 4-2).

(3) Silúrico Inferior

Las rocas generadoras fangosas del Silúrico Inferior se distribuyen principalmente en la parte norte del Levantamiento Central de Guizhou y las rocas fangosas del Silúrico Inferior en la parte central y oriental de la Depresión de Qiannan El contenido de carbono orgánico es bajo, principalmente lutita y lutita limosa, como la lutita gris y gris verdosa de los miembros Weng 2 y Weng 4 de la sección Luomian en Kaili, con un contenido de carbono orgánico inferior al 0,5%. Además, el contenido de TOC de las margas gris verdosas y rojo púrpura de la Formación Dawan del Ordovícico en la sección Luomiano también es muy bajo. No son rocas generadoras válidas en el área de estudio.

(4) Resumen

En resumen, la roca madre de la Formación Niutitang del Cámbrico Inferior (Formación Zhalagou) es un conjunto de áreas desarrolladas en la Depresión de Qiannan. Es una roca madre de alta calidad. de amplia distribución, gran espesor y alta abundancia de materia orgánica. Este conjunto de rocas generadoras puede proporcionar una rica base de material generador de hidrocarburos para Qiannan Sag y sus alrededores, y es la roca generadora más importante en el Paleozoico Inferior en Qiannan Sag.

2. Paleozoico superior

(1) Roca generadora del Devónico inferior

La roca generadora del Devónico inferior se distribuye principalmente en la Depresión de Guizhong y la Depresión de Changshun y su periferia. de la depresión de Qiannan. Las rocas generadoras de alta calidad del Devónico Inferior en Guizhong Sag se distribuyen principalmente en la Formación Tangding (equivalente al Emsiano) en la parte superior del Devónico Inferior (Figura 4-5), y se depositaron fuera de fase con la Formación Sipai. del mismo período. La litología es principalmente pizarra negra y lutita calcárea, rica en bambú y otros fósiles. Se formó en facies de cuencas de aguas profundas y subprofundas. Se distribuye principalmente en Nandan, Hechi, Yizhou y otras áreas, y generalmente tiene entre 50 y 50 años. 60 mm de espesor.

El análisis de muestreo sistemático del perfil de Nandan Luofu muestra que el valor TOC de la muestra es 0,65% ~ 4,70%, con un valor promedio de 65438±0,85%. Según Wei et al (2004), el valor de TOC puede alcanzar el 5,69%. El 72% de las muestras tiene un contenido de carbono orgánico superior al 1,0% y el 40% de las muestras tiene un contenido de carbono orgánico superior al 2,0% (Figura 4-6). Según la relación entre el valor de TOC de la roca generadora y su potencial de generación de hidrocarburos original, su potencial de generación de hidrocarburos original puede alcanzar más de 10 mg/g, lo que indica que se trata principalmente de una roca generadora de calidad media-buena.

Los valores de TOC de la lutita y la roca carbonatada del Devónico en el pozo Guizhong 1 son generalmente bajos (Figura 4-7), ambos por debajo del 0,5%, lo que se relaciona principalmente con el entorno general de su plataforma. Por un lado, la lutita no está desarrollada y es principalmente roca carbonatada. Se puede observar una gran cantidad de asfalto sólido bajo el microscopio de la roca carbonatada, por lo que los resultados del análisis son principalmente el valor de TOC de la materia orgánica residual en el yacimiento; Por otro lado, la plataforma El entorno de la fase no es propicio para el enriquecimiento y preservación de la materia orgánica.

Los componentes microscópicos del kerógeno en la Formación Tangding del Devónico Inferior son principalmente del tipo sapropel (Tabla 4-4), con un contenido relativo del 38,7% al 89,7%, seguido de la vitrinita y el tipo de materia orgánica en general. Es tipo ⅱ. El valor del isótopo de carbono del kerógeno en la roca madre es -27,80 ‰ ~ -26,84 ‰ (Figura 4-8), que también es materia orgánica tipo II, de acuerdo con los resultados del examen microscópico del kerógeno.

Figura 4-5 Perfil geoquímico de la roca generadora de la Formación Tangding en la sección Nandan Luofu de la Depresión de Guizhong

Valor Ro de la roca generadora de la Formación Tangding del Devónico Inferior en la sección Luofu It es 1,33% ~ 1,76% (Tabla 4-5) y generalmente se encuentra en una etapa de madurez alta. La reflectancia del asfalto de la muestra del Devónico en el pozo Guizhong 1 se convierte en una reflectancia de vitrinita de 2,76% ~ 3,62%, que se encuentra en la etapa de sobremaduración. La razón de la gran diferencia en la madurez puede estar relacionada con el objeto de prueba, por un lado, y con la gran diferencia en el grado de evolución térmica dentro y fuera de la depresión, por otro lado. En general, el Devónico Inferior en la Depresión de Guizhong se encuentra en una etapa demasiado madura.

El análisis cromatográfico de hidrocarburos saturados del extracto de roca madre de la Formación Tangding en la sección de Luofu muestra que el pico principal de carbono es más bajo, oscilando entre C16-C24, nC21-/nC22+ es 0,53 ~ 4,25, NC21+NC22. /NC28+ NC29 es 1,00 ~ 69. Pr/Ph es 0,76 ~ 1,64, Pr/nC17 es 0,35 ~ 0,87, Ph/nC18 es 0,30 ~ 0,75. La distribución del número de carbonos de los n-alcanos en la mayoría de las muestras es bimodal, con un frente alto y un segundo bajo. Las características anteriores generalmente indican que tiene las características de un ambiente reductor y un material parental de baja biogénesis acuática.

Figura 4-6 Distribución de carbono orgánico en la roca madre D1t en la Sección Luofu de la Depresión de Guizhong

Figura 4-7 Distribución de valores de TOC en el Pozo Guizhong 1.

Tabla 4-4 Componentes microscópicos y tipos de materia orgánica del kerógeno en la sección Luofu de la depresión de Guizhong

Continuación

Figura 4-8 Regresión del isótopo de carbono del kerógeno valores de las rocas generadoras del Devónico Medio e Inferior en Zhong Sag

En resumen, las rocas generadoras de facies de la cuenca del Devónico Inferior en la Depresión de Guizhong tienen una alta abundancia de materia orgánica, buenos tipos y un alto grado de influencia térmica. evolución, en términos generales, es un conjunto de rocas madre marinas de alta calidad en esta zona.

Tabla 4-5 Valor de Kerogen Ro de las rocas generadoras del Devónico medio e inferior en Guizhong Sag

Continuación

(2) Rocas generadoras del Devónico medio

Las rocas generadoras de alta calidad del Devónico Medio en Guizhong Sag se distribuyen principalmente en la Formación Luofu de la Fase de Plataforma Superior de la Serie del Devónico Medio (equivalente al Período Galgivi), y están estrechamente relacionadas con la Formación Dongganling del Fase de plataforma. Depositado en diferentes momentos. La litología es principalmente lutita negra, lutita calcárea y marga, que se formó en facies de cuencas de aguas profundas y subprofundas. Su rango de distribución es más amplio que el del Devónico Inferior y se distribuye principalmente en Nandan, Hechi, Yizhou, Liuzhou, Luzhai y Laibin y otras áreas.

El análisis de muestreo sistemático de la sección Nandan Dachang muestra que el valor TOC de la muestra es 0,53% ~ 4,74%, con un valor promedio de 3,14%. Según Wei et al (2004), el valor de TOC puede alcanzar hasta el 9,46%. El 85,7% de las muestras tiene un contenido de carbono orgánico superior al 2,0%, y el 57,1% de las muestras tiene un contenido de carbono orgánico superior al 3,0% (Figura 4-9). El 85,7% de las muestras tienen un potencial original de generación de hidrocarburos mayor a 6 mg/g, y el máximo puede llegar a más de 20 mg/g, por lo que son principalmente buenas rocas generadoras.

Los valores de TOC de las lutitas y rocas carbonatadas del Devónico en el Pozo Guizhong 1 son generalmente bajos (Figura 4-7) solo una muestra tiene un valor de TOC superior al 0,5%, que aún se compara con el anterior. Valor general La plataforma está relacionada con el medio ambiente.

Figura 4-9 Distribución de carbono orgánico en la roca generadora D2l en la sección Dachang de la depresión de Guizhong

Microscopía kerógena de la roca generadora de la formación Luofu del Devónico Medio en Guizhong Depresión Se clasifica principalmente como tipo sapropel (Tabla 4-6), con un contenido relativo de 40,3% ~ 87,7%, seguido de vitrinita, y el tipo II es el principal tipo de materia orgánica. El valor del isótopo de carbono del kerógeno en la roca madre es -27,44 ‰ ~ -24,84 ‰ (Figura 4-8), que también es materia orgánica tipo II, de acuerdo con los resultados del examen microscópico del kerógeno.

Tabla 4-6 Microcomponentes de kerógeno y tipos de materia orgánica de la roca madre en la sección Dachang de la depresión de Guizhong

Reflectancia de vitrinita de la roca madre de la Formación Luofu en la sección Dachang The Ro El valor es 1,53% ~ 2,03% (Tabla 4-5), que generalmente se encuentra en la etapa de sobremaduración. La reflectancia del asfalto de la muestra del Devónico en el pozo Guizhong 1 se convierte en una reflectancia de vitrinita de 2,24% ~ 2,95%, que se encuentra en la etapa de sobremaduración. Se especula que la razón de la gran diferencia en la madurez es similar a la del Devónico Inferior.

En general, el Devónico en la Depresión de Guizhong se encuentra en una etapa demasiado madura.

El análisis cromatográfico de hidrocarburos saturados del extracto de roca madre de la Formación Luofu en la sección Dachang muestra que el rango de distribución del pico principal de carbono es amplio, C18 ~ C29, NC 21-/nC22+0,18 ~ 1,54, NC21+NC22/NC28 +NC22.

Ph/nC18 es 0,59 ~ 0,81. La distribución del número de carbonos de los n-alcanos en la mayoría de las muestras es bimodal, con un frente bajo y un dorso alto. Las características anteriores generalmente reflejan una fuente de material parental mixto con un ambiente reductor, y los altos números de carbono pueden representar aportes biogénicos de algas macrobentónicas o plantas terrestres superiores.

Además, los resultados del análisis de muestreo disperso de las rocas generadoras del Devónico Medio en la Depresión de Guizhong muestran que los valores de TOC son generalmente altos, oscilando entre 0,14% y 3,60% (Tabla 4-7), con un valor promedio de 1,36 %, 7 de 8 muestras tienen valores de TOC superiores al 0,5 %. El examen microscópico del kerógeno en las rocas generadoras muestra que su tipo de materia orgánica es principalmente ⅱ 1, seguido de I; el valor de Tmax y el valor de Ro indican que se encuentra en una etapa altamente madura (Tabla 4-7).

(3) Roca generadora del Carbonífero Inferior

La roca generadora fangosa del Carbonífero Inferior se distribuye principalmente en las partes central y occidental de Qiannan Sag y la parte norte de Guizhong Sag, con un espesor de 50~50~ 500 m, entre los cuales el área de Nandan-Hechi tiene el mayor espesor, alcanzando más de 550 m. La roca madre fangosa y la arenisca de la Formación Xiangbai del Carbonífero Inferior están intercaladas en la sección Dushan Baishupo de la Depresión de Qiannan, con un espesor acumulado de más de 50 m y un alto contenido de carbono orgánico. Las muestras con valores de TOC superiores al 2,0% representan el 46% (Figura 4-10a). En términos generales, son rocas madre de buena a buena, pero el área de distribución y el espesor son pequeños. Además, las rocas generadoras fangosas de la Formación Xiangbai del Carbonífero Inferior también se desarrollan en la sección Pingtang Ganzhai. El análisis de muestreo sistemático muestra que los valores de TOC de 65.438+08 muestras son superiores a 65.438+0,0%, el 50% de las muestras están entre 65.438+0,0%-2,0% y el 50% de las muestras son superiores a 2,0% ( Figura 4-65, 438

Los resultados del análisis de muestreo disperso de las rocas generadoras del Carbonífero Inferior en la Depresión de Guizhong muestran que los valores de TOC son generalmente bajos, oscilando entre 0,17% y 0,83% (Tabla 4- 8), en promedio El valor de TOC de 3 de cada 10 muestras es superior al 0,5%. El examen microscópico del kerógeno en las rocas generadoras muestra que la materia orgánica es principalmente del tipo ⅱ 1, seguida de una pequeña cantidad de tipo ⅱ 1 y ⅱ 2. El valor de Ro es 1,47% ~ 1,96%, que se encuentra en la etapa de alta madurez.

En resumen, las rocas generadoras del Carbonífero Inferior en Qiannan Sag están bien desarrolladas y tienen una alta abundancia de materia orgánica, mientras que las rocas generadoras del Carbonífero Inferior en Qiannan Sag están bien desarrolladas y tienen una alta abundancia de materia orgánica. Guizhong Sag es principalmente rocas generadoras y rocas no generadoras

Figura 4-10 Distribución de frecuencia de TOC de las rocas generadoras de la Formación Xiangbai del Carbonífero Inferior en la sección Baihupo y la sección Pingtang Ganzhai en la Depresión de Qiannan

Además, los sistemas Pérmico y Triásico solo se distribuyen esporádicamente en la Depresión de Guizhong y están expuestos en la superficie, lo que no tiene importancia para la generación y acumulación de petróleo y gas. La Depresión de Qiannan se distribuye principalmente en el. región occidental, y las películas delgadas con altos valores de TOC se desarrollan localmente, pero de escala limitada y en estratos poco profundos y expuestos, tienen poca importancia en la generación y acumulación de hidrocarburos. -7 Muestreo disperso del Devónico Medio en la Depresión de Guizhong. Tabla de parámetros geoquímicos de la roca generadora

Tabla 4-8 Tabla de parámetros geoquímicos del muestreo disperso de la roca generadora del Carbonífero Inferior en Guizhong Sag

( 4) Resumen

En resumen, la roca generadora del Devónico Medio es la roca generadora más importante del Paleozoico Superior en el área de estudio. Tiene alta abundancia de materia orgánica, buenos tipos y alta evolución térmica. un conjunto de fuentes de hidrocarburos marinos de alta calidad en la zona.

(3) Clasificación y optimización de métodos de evaluación

En la actualidad existen tres métodos principales para la evaluación de recursos. En el país y en el extranjero: método de analogía, método genético y método estadístico. Los métodos son diferentes. El grado de exploración es bajo, y el método genético y el método de analogía son los principales, y el método estadístico se complementa relativamente. alto, y el grado de exploración es principalmente el método de analogía y el método estadístico, y el método estadístico se complementa.

Existen principalmente el método de secuencia a escala de yacimiento y el método de secuencia de descubrimiento de yacimiento, que se utilizan en áreas con. un alto grado de exploración Dado que no se han encontrado yacimientos industriales de petróleo y gas en Guizhong Sag en el sur de Guizhou, el grado de exploración es generalmente bajo, esta vez se utilizan principalmente el método genético y el método de analogía. y estimado.

En la aplicación práctica del método, el coeficiente de migración del método genético se deriva de la analogía del área de escala. En realidad, es un método compuesto de simulación y analogía de cuencas hidrográficas. Resuelve eficazmente el problema de seleccionar parámetros clave para la estimación de recursos y los resultados de la estimación son consistentes con la situación real de la cuenca.

El método de analogía utiliza principalmente el método de analogía de abundancia del área de escala y selecciona el área de escala analógica y el área de evaluación respectivamente para la analogía y la estimación de recursos.

(4) Estimación de recursos

El grado de exploración en la Depresión de Guizhong en el sur de Guizhou es bajo. Con base en los resultados de la investigación y la comprensión de las condiciones básicas para la acumulación de petróleo y gas, se cree que las dos depresiones tienen dos tipos de recursos de petróleo y gas: petróleo y gas convencionales (incluido el gas de craqueo del petróleo crudo) y gas natural no convencional (esquisto). gas). Este libro utiliza analogías y métodos genéticos para estimar sus recursos potenciales.

1. Depresión de Guizhong

Estimación de los recursos convencionales de petróleo y gas

1) Método de analogía

Basado en los resultados del tercero. Ronda de evaluación de recursos, seleccione el cinturón estructural poco empinado en el sur de Sichuan con condiciones geológicas de petróleo y gas similares a las de Guizhong Sag como área de calibración analógica, evalúe las ocho unidades estructurales secundarias de Guizhong Sag por analogía (Tabla 4-9). , y estiman sus respectivos recursos de gas natural (Figura 4-11), calculan que la cantidad de recursos de gas natural con una probabilidad del 50% es 64865438+.

Tabla 4-9 Tabla de evaluación y clasificación geológica del área de calibración del sur de Sichuan y las unidades estructurales secundarias de la depresión de Guizhong

Continuación

Tabla 4-10 Tabla de estimación de recursos de la depresión de Guizhong utilizando el método de analogía de la depresión

Desde una vista en planta, los recursos de gas natural en la depresión de Guizhong se concentran principalmente en el levantamiento bajo de Liujiang, la depresión poco profunda de Huanjiang, la depresión de la falla de Yishan y la depresión poco profunda de Hongdu. y falla de Mashan Hay relativamente pocas depresiones en el levantamiento bajo de Luocheng, la pendiente de Liucheng y la depresión poco profunda de Xiangzhou (Apéndice, Figura 4-11). Las unidades estructurales secundarias con una abundancia de recursos relativamente alta son principalmente el levantamiento de la falla de Mashan, el levantamiento bajo de Liujiang, la depresión poco profunda de Hongdu y la depresión de la falla de Yishan.

Figura 4-Mapa de distribución de los recursos de gas natural en la unidad estructural secundaria de Guizhong Sag+01

Figura 4-12 Mapa de distribución de las capas de recursos de gas natural en Guizhong Sag

Vertical Arriba, los recursos de gas natural en la Depresión de Guizhong se encuentran principalmente en el Sistema Devónico y menos en el Sistema Carbonífero (Apéndice Figura 4-12). Esto está relacionado con el hecho de que las condiciones de la fuente de hidrocarburos del Sistema Devónico. Son mejores que las del Sistema Carbonífero. Más importante aún, el Sistema Carbonífero en la depresión La mayor parte del sistema está expuesto y las condiciones de preservación del sistema Devónico son mejores que las del Sistema Carbonífero.

2) Método genético

En concreto, se utilizó el método del carbono orgánico para estimar la cantidad de generación de hidrocarburos en la Depresión de Guizhong. La cuadrícula de simulación es de 1 km × 1 km, los nodos de simulación reales son 43876 y el área de simulación real es 43876 km2. Las rocas generadoras incluyen rocas generadoras fangosas del Devónico Medio e Inferior y rocas generadoras fangosas del Carbonífero Inferior. Los resultados de la estimación se muestran en la Tabla 4-11.

Combinado con el método de analogía, se puede determinar que el coeficiente de migración y acumulación de gas natural en la depresión de Guizhong es de aproximadamente 2 ‰, y los recursos de gas natural en la depresión se estiman en 6799,82 × 108 m3. ;. El coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas es del 1%, y los recursos petroleros en esta depresión se estiman en 5,18×108t.

Tabla 4-11 Tabla de generación de hidrocarburos de las rocas generadoras en cada capa de Guizhong Sag

3) Resultados de la estimación de los recursos convencionales de petróleo y gas

Porque la primera dos métodos estiman el gas natural. Los resultados de la cantidad de recursos son relativamente cercanos, por lo que utilizando el método promedio, se concluye que la cantidad de recursos de gas natural en la depresión de Guizhong es 6641×108 m3 (excluyendo el gas de craqueo de petróleo crudo), y la cantidad de recursos de petróleo es 5,18×108t (excluidos los yacimientos de petróleo antiguos).

(2) Estimación de los recursos de gas craqueado

La estimación de los recursos de gas craqueado en Guizhong Sag se basa principalmente en el antiguo yacimiento de petróleo en el área del pozo Guizhong 1 como área de calibración. a través de un cálculo atrasado integral.

El proceso principal incluye estimar las reservas de asfalto en el área del pozo Guizhong 1, estimar las reservas originales de petróleo crudo convencional en el área del pozo Guizhong 1, estimar la cantidad acumulada de gas de craqueo de petróleo crudo y estimar la acumulación. cantidad de gas de craqueo de petróleo crudo según las condiciones de suministro de hidrocarburos (área, espesor, etc.) Relación para estimar la abundancia del recurso de gas craqueado. ) y las áreas de rocas generadoras en diferentes niveles para estimar la acumulación total de gas craqueado en la Depresión de Guizhong.

Estimación de los recursos de betún y gas craqueado en el área del pozo Guizhong 1

El área del depósito de asfalto en el área del pozo Guizhong 1 es el área de trampa multiplicada por el coeficiente efectivo; basado en el área del pozo Guizhong 1. Estimación del espesor efectivo del yacimiento a partir de registros de pozo. La porosidad restante se basa en la porosidad logarítmica del pozo Guizhong 1; según Qin Jianzhong (2007), la relación de volumen de asfalto sólido a petróleo crudo después del craqueo normal del petróleo crudo es del 30 % al 38 %. Según los datos sobre asfalto sólido en depósitos de carbonato en el noreste de Sichuan proporcionados por Qin Jianzhong (2007), la densidad del asfalto sólido es de 1,3 g/cm3. La fórmula de estimación es

Reservas de betún = área de distribución del yacimiento × espesor × relación de volumen de asfalto/roca del yacimiento × densidad de asfalto sólido (4-1)

Los resultados de la estimación muestran que Guizhong 1 The Las reservas de asfalto en el área del pozo son 6.34×108t y la probabilidad es del 50% (Tabla 4-12). Valor del parámetro para el porcentaje en peso restante después de que el petróleo crudo se craquea en betún sólido.

Según Qin Jianzhong (2007), el porcentaje en peso de betún sólido residual en los productos de craqueo térmico de petróleo crudo normal es del 45% al ​​53%. El betún sólido residual después del craqueo del petróleo crudo normal representa del 45% al ​​53% del petróleo crudo. , se puede inferir: Pozo Guizhong 1 Las reservas acumuladas de petróleo crudo en la etapa inicial del área son aproximadamente 6,34×108t/0,5(50%)= 12,68×108t.

Estimación de los recursos de gas craqueado de petróleo crudo en el área del pozo Guizhong 1:

12,68×108t/2 = 6,34×108t (equivalente de petróleo), equivalente a 7930×108m3 de gas craqueado.

Si el coeficiente de migración y acumulación es del 10%, la cantidad de recurso de gas craqueado es de 793×108m3.

Tabla 4-12 Estimación de reservas de asfalto en antiguos yacimientos de petróleo en el área del pozo Guizhong 1

2) Estimación de recursos de gas craqueado en la Depresión de Guizhong.

En el área del pozo Guizhong 1, los parámetros del área de suministro de petróleo y gas se obtienen principalmente a partir de mapas estructurales y mapas de zonificación estructural. Cuando la roca generadora madure, la roca generadora ubicada en la depresión generadora de hidrocarburos expulsará los hidrocarburos en todas direcciones según el principio de energía potencial. El área de la roca generadora que expulsa hidrocarburos al área del pozo Guizhong 1 es de 4640 km2 (. Figura 4-13). El área de distribución de rocas generadoras favorables en Guizhong Sag es de aproximadamente 30.000 km2, por lo que los recursos totales de gas craqueado en Guizhong Sag se estiman de la siguiente manera

Figura 4-13 Mapa de distribución de yacimientos de petróleo antiguos y Áreas de suministro de petróleo y gas en el área del pozo Guizhong 1

QC = 793×108 m3/4640 km2×30000 km2 = 5127×108 m3

(3) Gas natural no convencional (gas de esquisto) estimación de recursos

El gas de esquisto existe en esquisto en estados adsorbidos y libres. El enriquecimiento de gas natural tiene las características del mecanismo del metano de carbón, el gas de raíz y el metano de yacimiento convencional, y se manifiesta como un proceso dinámico típico de adsorción, desorción, acumulación y escape de gas natural. El método de estimación de recursos debe ajustarse y considerarse en consecuencia. Cuando las propiedades físicas del esquisto exceden el límite inferior (porosidad inferior al 1%), el contenido de gas de esquisto no cumple con los estándares industriales o la profundidad de enterramiento excede el límite inferior económico (profundidad de entierro 4 km), se deben tomar medidas apropiadas para estimar los recursos de gas de esquisto se deducirán del importe total.

En cuanto a la estimación de los recursos de gas de esquisto, este libro utiliza principalmente el método genético (método de volumen) y el método de analogía para obtener datos de recursos de manera integral.

1) Método genético para estimar los recursos de gas de esquisto

El método de análisis de recursos restantes es adecuado para la etapa inicial de exploración y desarrollo de gas de esquisto. La estimación de recursos se deriva de la siguiente fórmula. :

Qs=Q-Qn (4-2)

Donde: Qs es la cantidad de recursos de gas de esquisto desorbibles; q es la producción total de gas; Qn es la cantidad total de; Gas escapado y gas no desorbible La cantidad total de gas adsorbido.

Los resultados de la evaluación de recursos convencionales en la Depresión de Guizhong muestran que la producción total de gas de la Formación Luofu del Devónico Medio y la Formación Yangan del Carbonífero Inferior Q = 2162,97/43876×20000 = 985,95×108t equivalente de petróleo, que está en zona de alta evolución térmica (RO > 3%).

Disipación total = q×90% = 887,36×108 toneladas equivalentes de petróleo.

La capacidad de adsorción que no se puede desorber = (q-q×90%)×90% = 88,73×108t equivalente de petróleo.

qn = 976,09×108 toneladas de petróleo equivalente.

QS = Q-QN = 985,95-976,09 = 9,86×108t equivalente de petróleo, equivalente a 12325×108m3 de gas de esquisto.

2) Utilice el método de analogía para estimar los recursos de gas de esquisto

Compare las características geológicas del esquisto del Devónico y del Carbonífero en Guizhong Sag con la cuenca estadounidense de gas de esquisto (Tabla 4-13). y Tabla 4-14), se encontró que las condiciones geológicas del gas de esquisto son obviamente comparables a las características de la cuenca, las condiciones de la roca madre y el desempeño del yacimiento de Barnett en la Cuenca de Fort Worth en los Estados Unidos. Por lo tanto, el sistema de gas de esquisto en la cuenca de Fort Worth se puede utilizar como área estándar de analogía, y el potencial de recursos de gas de esquisto en Guizhong Sag se puede evaluar utilizando el método de analogía geológica.

En el proceso de estimación de recursos analógicos, el parámetro clave que tiene un mayor impacto en los resultados es la abundancia de recursos de petróleo y gas. La cuenca de Fort Worth ha entrado en una etapa de alto desarrollo de gas de esquisto y los cálculos de recursos se han vuelto más precisos. El área de la cuenca de Fort Worth es 3,81 × 104 km2, el volumen de recursos es (1,65 ~ 9,26) × 1012 m 3 y la abundancia de recursos es (0,43 ~ 2,4) × 108 m3/km2.

Según los datos proporcionados en la Tabla 4-15, basándose en el área de esquisto de 2,0 × 104 km2, los recursos totales de gas de esquisto del Devónico y Carbonífero en Guizhong Sag son 11200 × 108 m3.

Con base en los resultados de la estimación de los dos primeros métodos, el método promedio concluyó que los recursos de gas de esquisto en Guizhong Sag son 11763×108m3.

Tabla 4-13 Tabla de parámetros analógicos de los recursos de gas de esquisto en las cuencas de Guizhong Sag y Fort Worth

Tabla 4-14 ¿Tabla de datos básicos de las principales cuencas de gas de esquisto en los Estados Unidos?

Tabla 4-15 Criterios de selección de parámetros analógicos para la predicción de recursos de gas de esquisto

2. Depresión de Qiannan

Estimación de recursos de petróleo y gas convencionales

Los recursos de la Depresión de Qiannan se estiman mediante el método del carbono orgánico, con una cuadrícula de 1km×1km, 31999 puntos de simulación y un área de simulación de 31999km2. Las rocas generadoras incluyen la Formación Doushantuo del Bajo Siniano, la Formación Niutitang del Cámbrico Inferior, las lutitas del Devónico medio y superior y del Carbonífero Inferior. Los resultados muestran que la producción total de petróleo en la Depresión de Qiannan es de 578,86×108t, la producción total de gas es de 4405,21×108t y la generación total de hidrocarburos es de 4984,07×108t (Tabla 4-16).

Figura 4-14 Histograma de generación de hidrocarburos de rocas generadoras en diferentes capas de la depresión de Qiannan

Tabla 4-16 Tabla de generación de petróleo y gas de rocas generadoras en varias capas de la depresión de Qiannan

Basado en la investigación de los coeficientes de migración y acumulación de petróleo y gas en algunas cuencas petroleras alrededor del mundo (Tabla 4-17), combinados con las condiciones geológicas de petróleo y gas de cada capa en el área, las características específicas Los coeficientes de migración y acumulación se determinaron como se muestra en la Tabla 4-18.

Tabla 4-17 Tabla de referencia de coeficientes de migración y acumulación de petróleo y gas en algunas cuencas petroleras alrededor del mundo

(Basado en Zhang Jiliang et al., 1997)

Según cada capa Se calculó el coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas para calcular los recursos de petróleo y gas de cada capa, y se calcularon los recursos totales de petróleo y gas de la Depresión de Qiannan, de los cuales los recursos petroleros fueron 4,57×108t y los recursos de gas natural fueron 10731,08×108 m3. Al evaluar y calificar exhaustivamente las condiciones de apoyo para la generación, el almacenamiento, la circulación, la protección y la armonía de petróleo y gas de cada unidad estructural secundaria en Qiannan Sag, se obtuvo el coeficiente de evaluación geológica de cada unidad estructural secundaria y luego, en función de las condiciones geológicas. de cada unidad estructural secundaria Se evalúan los recursos de petróleo y gas de cada estructura secundaria. Según la Figura 4-15, los recursos petroleros se distribuyen principalmente en el hundimiento poco profundo de Huangping y en la terraza de la falla Guía en la parte oriental de la Depresión de Qiannan, y los recursos de gas natural se distribuyen principalmente en el hundimiento de Changshun y el levantamiento en forma de nariz de Dushan en el centro. y parte occidental de la depresión. Cabe señalar que esta estimación es la cantidad de recursos geológicos de petróleo y gas preservados hoy y no incluye los recursos de petróleo y gas destruidos.

(2) Estimación de los recursos de gas craqueado

La estimación de los recursos de gas craqueado en la depresión de Qiannan se basa principalmente en el antiguo yacimiento de Majiang como área de calibración y se obtiene a través de un análisis exhaustivo. cálculo.

Para el paleo-depósito de Majiang, los parámetros clave son los siguientes:

Según investigaciones anteriores, se estima que las reservas de petróleo originales del paleo-depósito de Majiang son 15,08× 108t (el depósito de arenisca s 1w 3 es de aproximadamente 13,58×108t, el depósito de petróleo masivo O1h es de aproximadamente 1,5×08t).

El área de suministro de petróleo y gas se refiere principalmente a los datos de investigación de distancia de migración de petróleo y gas nacionales y extranjeros y a la situación real del área, con un área de aproximadamente 10.000 km2.

El área de roca madre de la Depresión de Qiannan se estima en 31.999 km2. A excepción de la zona dañada del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang, que es de 1.000 km2, los recursos de gas agrietados en Qiannan. La depresión se estima de la siguiente manera.

943×108 m3/10000×(31999-10000)= 2075×108 m3

Figura 4-15 Mapa de distribución de recursos estructurales secundarios de gas natural en la Depresión de Qiannan

Tabla 4-18 Tabla total de estratigrafía y recursos de petróleo y gas en la Depresión de Qiannan

(3) Estimación de los recursos de gas de esquisto

Estimación de los recursos de gas de esquisto en el Depresión de Qiannan Se utiliza el método volumétrico porque la cuenca del Alto Yangtze Sichuan ya tiene áreas experimentales para las capas correspondientes y se han obtenido datos de abundancia de recursos para las capas correspondientes, como se muestra en la Tabla 4-19.

Tabla 4-19 Tabla comparativa de datos básicos de gas de esquisto marino

El área efectiva de roca madre de la Formación Niutitang en la Depresión de Qiannan es de 23145 km2, y el espesor promedio efectivo de esquisto es de 50 m, el volumen de roca es de 1157,25 km3, la densidad de esquisto es de 2,6 t/m3, la masa de esquisto es de 3008,85 × 109 t y el contenido de gas es de 65439 t.

En resumen, los resultados estimados de los recursos de petróleo y gas en las depresiones de Qiannan y Guizhong se muestran en la Tabla 4-20.

Tabla 4-20 Resumen de los resultados de la estimación de recursos de petróleo y gas en la depresión de Guizhong en el sur de Guizhou