Acumulación y evolución de petróleo y gas
Según las estadísticas preliminares del estudio geológico terrestre de la Depresión de Qiannan, se descubrieron 586 plántulas de petróleo y gas y asfalto en el área, principalmente en los estratos Cámbrico-Silúrico. Se han descubierto ocho yacimientos de petróleo antiguos, incluido el yacimiento de petróleo antiguo de Majiang en el bulbo de Dushanbi y el yacimiento de petróleo y gas residual de Kaili. Entre ellos, las reservas originales del yacimiento de petróleo antiguo de Majiang excedieron las 15×108t.
Después de la exploración en las décadas de 1960 y 1970, se descubrieron muestras de petróleo, gas y agua de diversos grados en 12 pozos poco profundos en las áreas de Huangping y Anshun. Según las perforaciones, la sección de arenisca del Silúrico en el anticlinal inferior de Huzhuang tiene unos 50 m de espesor y es la principal capa productora de gas. Entre ellos, el pozo Hu 41 (5400 m3/d) tiene la mayor producción de gas, y otros pozos como Hu 37, 23, 47, 45, 18, 27 y 30 tienen diferentes niveles de producción de gas, que van desde unos pocos metros cúbicos metros a mucho. Después de la fracturación ácida de la Formación Dawan del Ordovícico Medio, el pozo Hu 47 produjo un total de 2.300 kilogramos de petróleo crudo, mientras que otros pozos experimentaron en su mayoría inmersión de petróleo o una pequeña cantidad de petróleo crudo. Después de que Well Zhuang L encontró la Formación Tongzi del Ordovícico Inferior, perdió alrededor de 1.300 m3 de agua limpia por primera vez y alrededor de 130 m3 por segunda vez. Al perforar piedra caliza en la parte inferior del Cámbrico Inferior, el núcleo mostró gas. Durante la perforación de pozos poco profundos en el sinclinal de Yeshan y el sinclinal de Tangkai, se mostraron petróleo y gas en diversos grados, mostrando que las capas se encontraban principalmente en el Silúrico medio e inferior, la parte superior del Ordovícico Inferior y la parte inferior del Silúrico Medio. Ordovícico. Durante la prueba, se obtuvieron 100 kg de petróleo crudo del pozo Kai1, 20 kg de petróleo crudo del pozo Kai8 y 5 kg de petróleo crudo del pozo Kai10. El petróleo era viscoso. Los pozos 60/CK1, 60/CK3, 60/CK9, Ni 2, Ni 4 y Ni 7 en el área de Anshun contienen petróleo del Pérmico y Triásico.
Yashui (Super) Deep Well 1 en la depresión de Changshun tiene muestras de arena bituminosa y gas natural, la sección del pozo de 1961 ~ 1970 metros tiene muestras de arena bituminosa y gas natural, el pozo Qianya 2 tiene asfalto y el pozo Wangshen D2 en la Estructura Wangyou tiene una pantalla microscópica de gas, Wangshen Well 1 tiene una pantalla de gas natural.
Hay 88 plántulas de petróleo y gas y asfalto en la Depresión de Guizhong, incluidos 57 de asfalto. Según las estadísticas de capas, hay 32 sistemas Devónicos, 35 sistemas Carboníferos, 15 sistemas Pérmicos y 6 sistemas Triásicos. Entre ellos, los espectáculos subterráneos representativos de petróleo y gas incluyen: Pozo Luo 1 y Pozo Luo 2 en la estructura, Pozo Da 2 y Pozo Da 5 en la estructura Dapu, Pozo Yan 2 en la estructura Yankou y Pozo Bei 1 y Pozo Bei. 2 en la estructura de Beishan son todos subterráneos. La inyección de gas carbonífero; el pozo Limiao Estructura 1 y el pozo Lali Estructura 1 son pozos de inyección de gas del Devónico Medio. Análisis de muestra de gas: c 1: ch 40,21% ~ 67,9%, n 232,5% ~ 99,2%; D2: metano 43,56% ~ 8,88%, nitrógeno 280,548% ~ 94,55%. El Carbonífero Inferior está dominado por el gas CH4 o N2; el Devónico Medio está dominado por el gas N2. El pozo Yankou Structural Rock 2 está a 0,5 ~ 1,5 m de la boca del pozo, 597 ~ 612 m, y la capa es la Formación Carbonífera Tangying (c 1YT); el pozo Limiao Structural 1 surgió de la boca del pozo a 986 ~ 1293 m, y contiene petróleo. Se encontró asfalto, que pertenece a la Formación Dongganling del Devónico Medio (D2d). Hay 7 pozos poco profundos para inyección de gas cerca del río Nandanche. Entre ellos, la inyección de gas del Devónico se produjo en ZK1, perforado en 1971 y todavía estaba burbujeando en 1976. En el pozo 1175 de 1987, construido en febrero, se inyectó gas en la sección del pozo de 173 m. Por uso inadecuado del fuego, se inició un incendio que ardió durante 1 hora y 30 minutos. Se descubrió petróleo crudo verde en el Triásico del pozo D907 en Heshan Beishan.
Hay un antiguo yacimiento de petróleo (arrecife) del Devónico Medio en Longtoushan, Dachang, Nandan, que cubre un área de decenas de kilómetros cuadrados y una reserva de asfalto de 1,1×108t cuando sube la marea; En el río, el asfalto acumulado ha alcanzado más de 10.000 toneladas.
En 2007, cuando el Instituto de Estudios Geológicos de Guangxi perforó el pozo geotérmico Liure 1, el gas natural brotó a 143 ~ 201,33 m, la llama es azul-amarilla y la altura de la llama es de 0,3 ~ 1,2 m. La composición del gas natural es Metano. El depósito de gas está ubicado en la parte oriental del cinturón estructural de falla plegada del arco occidental de Hechi-Yizhou-Luzhaiyan, y la estructura anticlinal de Jiangmen es Xirui. La estructura anticlinal consta de la Formación Simen del Carbonífero Inferior (C1s), la Formación Luocheng (C1l) y la parte inferior del Carbonífero Superior. El depósito de gas está obviamente controlado por la estructura anticlinal. La capa productora de gas es la Formación Simen del Carbonífero Inferior (C1s), y su litología es caliza microcristalina bioclástica y roca silícea bioclástica. Hay 30 m de lutita intercalada con lutita silícea como roca de cobertura en la parte superior del depósito de gas (Figura 2-15).
En resumen, las muestras de petróleo se concentran principalmente en Kaili en la Depresión de Qiannan, Liucheng y Luzhai en el sur de Guiyang, y en el noreste de la Depresión de Guizhong las muestras de asfalto y gas natural están ampliamente distribuidas en esta zona. área. Verticalmente, el petróleo, el gas y el asfalto en la Depresión de Qiannan se distribuyen en diversos grados desde el Siniano hasta el Triásico, siendo el Cámbrico-Silúrico la distribución principal. Los hidrocarburos líquidos se distribuyen principalmente en el Ordovícico y Shiuriano en la parte oriental del. depresión El petróleo, el gas y el asfalto en la Depresión de Guizhong se distribuyen principalmente en los sistemas Devónico y Carbonífero, así como en el sistema Pérmico-Triásico en el norte, seguido por los sistemas Pérmico y Triásico.
Según el análisis anterior, la distribución concentrada de bitumen de petróleo y gas en esta área está controlada principalmente por cuatro factores: primero, tiene buenas condiciones de fuente de hidrocarburos, segundo, se distribuye en zonas favorables de facies de yacimiento; en tercer lugar, tiene condiciones estructurales favorables; en cuarto lugar, se desarrollan fallas y las actividades hidrotermales son frecuentes. Los primeros tres factores son condiciones favorables para la generación y acumulación de petróleo y gas, y el cuarto factor es una de las principales causas de los daños al petróleo y al gas.
La situación anterior muestra que hubo una extensa generación de petróleo y gas y una migración y acumulación de petróleo y gas a gran escala en el área central de Guizhou. Sin embargo, debido al daño causado por el hundimiento posterior, el levantamiento estructural y la compresión, muchos puntos de exhibición de petróleo, gas y asfalto han sido destruidos y aún existen antiguos yacimientos de petróleo, y es posible que las áreas con mejores condiciones de conservación aún hayan conservado yacimientos de petróleo primarios o secundarios. Por lo tanto, un área (unidad) de conservación de petróleo y gas relativamente buena debe ser la dirección seleccionada para la exploración de petróleo y gas en esta área.
(2) Las condiciones de acumulación y el proceso de evolución del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang y del yacimiento de petróleo y gas residual de Kaili.
El antiguo yacimiento de petróleo de Majiang es un antiguo yacimiento de petróleo del Paleozoico Inferior en el área de Majiang-Duyun en el sur de Guizhou. Según cálculos preliminares, sus reservas originales de petróleo alcanzan las 15,08×108t, lo que lo convierte en uno de los yacimientos de petróleo más grandes del período Caledonio. El "Depósito de gas y petróleo residual de Kaili" es también un yacimiento de petróleo y gas del Paleozoico. Es la primera zona en Guizhou donde se descubrieron plántulas de petróleo vivas y grandes cantidades de plántulas de petróleo y gas. Desde la década de 1950 hasta la de 1990, se perforaron en la zona un total de 54 pozos poco profundos y 2 pozos profundos. La mayoría de los pozos han descubierto petróleo y gas, y algunos pozos todavía producen una cierta cantidad de petróleo y gas, lo que ha atraído la atención mundial (Figura 2-16).
Figura 2 - Diagrama de columnas estratigráficas del pozo Liure 15
(Basado en el Instituto de Estudios Geológicos de Guangxi, 2007)
1 Condiciones y condiciones de la formación del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang. proceso de evolución
El antiguo depósito de petróleo de Majiang se formó a finales del período Tongali-Devónico. Después de la evolución térmica del entierro del período Herciniano-Indosiniano y la transformación de denudación y elevación posterior a Yanshan, formó su situación actual.
1) Condiciones de formación del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang
A. La roca madre principal es la roca madre fangosa del Cámbrico Inferior.
Yacimiento de petróleo antiguo de Majiang La capa fuente principal del yacimiento de petróleo es facies-facies de plataforma de la cuenca del Cámbrico Inferior lutita negra. El período de máxima generación de petróleo fue desde finales del Silúrico hasta principios del Devónico. La lutita oscura del Cámbrico Inferior tiene un espesor de 100 a 600 metros.
B. El desarrollo de yacimientos de arenisca porosa en el tercer miembro de la Formación Wengxiang y de yacimientos kársticos en la Formación Honghuayuan.
Los principales yacimientos del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang son el yacimiento de arenisca del tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3) y el yacimiento de carbonato de la Formación Honghuayuan (O1h). Las características del yacimiento se muestran en la Tabla 2-8.
Tabla 2-8 Características del yacimiento del antiguo embalse de Majiang
Figura 2-16 Diagrama esquemático de la geología estructural actual del antiguo embalse de Majiang
(Basado en Sinopec , 2006 Año)
El espacio de almacenamiento de la arenisca en el tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3) es principalmente poros intergranulares primarios, incluidos los poros intergranulares residuales después de la compactación y cementación parcial de los poros intergranulares primarios, seguidos de Poros intergranulares secundarios. La principal roca generadora del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang es la lutita oscura del Cámbrico Inferior, y el período pico de generación de petróleo fue al final del período Donghuri. En ese momento, se había formado un paleo-levantamiento en el área de Majiang. El yacimiento de arenisca del tercer miembro de la Formación Wengxiang del Silúrico (S1w3) y la capa de lutita del cuarto miembro de la Formación Wengsi (S1w4) del Período Yingshi no se han depositado durante mucho tiempo, y los poros del yacimiento de arenisca no han experimentado una diagénesis compleja, lo que hace que los poros intergranulares primarios se conviertan en poros en el período de acumulación. Esta disposición de rocas generadoras, yacimientos y rocas de cobertura en el tiempo y el espacio en el antiguo yacimiento de petróleo de Majiang es un factor importante para convertirlo en un gran yacimiento de petróleo antiguo.
El espacio del yacimiento de carbonato de la Formación Honghuayuan (O1h) está formado principalmente por poros secundarios disueltos y fracturas estructurales. El antiguo yacimiento de petróleo de Majiang, el yacimiento de carbonato de la Formación Honghuayuan, quedó expuesto o cerca de la superficie después del levantamiento durante el movimiento Duyun al final del Ordovícico. Su parte superior fue lixiviada y disuelta por la precipitación atmosférica, formando poros de disolución secundaria y generación durante el levantamiento. las fracturas son el principal espacio de almacenamiento. En el yacimiento de la Formación Honghuayuan (O1h) del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang, el asfalto existe principalmente en los poros de disolución secundaria y en las fracturas en la parte superior de la formación (10 ~ 25 m).
C. La lutita del cuarto miembro de la Formación Wengxiang es una buena capa de roca regional.
La existencia de capa de roca también es una condición importante para la formación de antiguos yacimientos de petróleo. Antes de que se formara el antiguo depósito de petróleo de Majiang, la lutita del cuarto miembro de la Formación Silúrica Wengxiang cubría una gran área del depósito de petróleo de arenisca del tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3) con un espesor de 168 ~ 512 m. formando la capa de roca directa y la cobertura del área. Dado que la lutita del cuarto miembro (S1w4) de la Formación Wengxiang es relativamente densa y tiene una gran proporción de lutita, es un conjunto de roca de cobertura homogénea con buena capacidad de cobertura. Esto formó una buena capa de roca para el antiguo depósito de petróleo de Majiang.
D. El tipo de trampa de los yacimientos de petróleo antiguos son las trampas compuestas litológicas estructurales, que son principalmente trampas estructurales.
El pico de generación de petróleo de la principal roca generadora en el antiguo yacimiento de petróleo de Majiang se produjo a finales del período Caledonio. Las características estructurales antiguas en este momento eran "dos crestas y dos depresiones": Wuling Sag en el norte, Qiannan Sag en el sur, Qianzhong Uplift en el oeste y Xuefeng Uplift en el este. El antiguo depósito de petróleo de Majiang está ubicado en una posición favorable en el antiguo levantamiento en el lado sur de la silla de "Dos Cordilleras y Dos Depresiones" y es una estructura favorable para trampas de petróleo y gas. El tipo de trampa de los yacimientos de petróleo antiguos son las trampas compuestas litológicas estructurales, que son principalmente trampas estructurales.
E. Combina a la perfección materia prima, almacenamiento y revestimiento.
La combinación vertical de fuente y yacimiento en el antiguo yacimiento de petróleo de Majiang tiene las características de una fuente antigua y un yacimiento nuevo, es decir, la distancia entre la fuente y el yacimiento es de 2200~2600 m. El sistema Silúrico se levantó durante el período. Movimiento Duyun del yacimiento de la Formación Danghuayuan (O1h) y depositado inmediatamente después de la lixiviación y disolución. En este momento, el yacimiento de arenisca del tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3) entró en el período de máxima generación de petróleo poco después de la deposición. Dado que los cambios diagenéticos de la arenisca del tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3) son relativamente simples, Hoy en día, en la parte superior de la Formación Honghuayuan (O1h), el asfalto se rellena principalmente en poros y grietas de disolución secundaria. La capa de roca es la capa de roca de protección directa formada por la lutita del cuarto miembro de la Formación Wengxiang (S1w4) que cubre el depósito de arenisca del tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3).
F. Condiciones de preservación del yacimiento de paleo-petróleo
El yacimiento de paleo-petróleo de Majiang está ubicado en el borde occidental del cinturón plegado de levantamiento de Xuefeng en el período Caledonio. Afectado por el Movimiento Duyun a mediados y finales del Ordovícico tardío, se formó un antiguo levantamiento amplio y suave en el área de Majiang. Después del levantamiento y la denudación en el período Ordovícico tardío-Longmaxi, los estratos centrales de la Formación Honghuayuan (O1h) quedaron expuestos en la superficie. Las rocas carbonatadas depositadas subieron a la superficie después de un entierro superficial, cementación, recristalización o dolomitización parcial, y fueron agua dulce atmosférica. -El agua mezclada se lixivia y disuelve, formando una gran cantidad de poros y cavidades disueltas. Desde el período de la presa Dazhong del período Silúrico hasta el movimiento Guangxi al final del período Silúrico, el paleo-levantamiento de Majiang se desarrolló y formó aún más sobre la base del prototipo formado durante el movimiento Duyun, y gradualmente acumuló petróleo y gas.
Cuando se formó el antiguo depósito de petróleo al final del Silúrico, la lutita del cuarto miembro Weng (S1w4) sobre la arenisca del miembro Weng3 (S1w3) del depósito principal formó una buena roca de 260 metros de espesor (Danzhai Yanzhai). roca de roca a ~ 455 m (piedra de afilar de Majiang). En general, la lutita del cuarto miembro de la Formación Wengxiang (S1w4) constituye una capa de roca regional unificada para yacimientos de petróleo antiguos y es una condición muy importante para la formación y protección de yacimientos de petróleo antiguos.
2) El proceso de evolución del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang
A. Evolución térmica regional y metamorfismo
Después del Movimiento Guangxi, se localizó el antiguo yacimiento de petróleo de Majiang. en Guizhou El borde oriental de la depresión sur (Paleozoico tardío) comenzó a experimentar un entierro sostenido y a largo plazo. Con efectos térmicos sostenidos y a largo plazo, es inevitable que el petróleo crudo en antiguos yacimientos de petróleo evolucione hacia el craqueo y la policondensación. Antes del Terciario Temprano, cuando el Movimiento Yanshan provocó pliegues y levantamientos regionales, el antiguo yacimiento de petróleo había estado enterrado durante casi 300 millones de años, con una profundidad máxima de enterramiento de 4000 a 5000 m·m y una temperatura máxima de entierro de 110 a 225°. DO. El estado de conservación de los hidrocarburos ha entrado en la etapa de craqueo de petróleo y gas y polimerización por condensación del asfalto. La gran cantidad de asfalto presente en los antiguos yacimientos de petróleo hoy refleja el conocimiento anterior.
El petróleo crudo del tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3) y de la Formación Honghuayuan (O1h) del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang ha cambiado completamente hasta quedar irreconocible después de los efectos geológicos y geoquímicos del Hercinian- Período del Himalaya. Los hidrocarburos líquidos formados en el yacimiento son asfalto metamórfico que ha sido altamente condensado bajo la influencia de la temperatura y el tiempo.
La dirección de evolución térmica del petróleo es que el craqueo y la policondensación ocurren simultáneamente. El producto de la pirólisis, el gas natural (gas seco), es generalmente difícil de conservar, especialmente en áreas expuestas con alta exposición, donde ya se ha escapado. La solubilidad del betún en cloroformo de la tercera sección (S1w3) de la Formación Wengxiang, el reservorio principal, es n×10-1% ~ n×10-2%, R max es aproximadamente 2,0% ~ 2,5%, y el H La relación atómica /C es de aproximadamente 0,7. El grado de evolución del asfalto en la Formación Honghuayuan (O1h) es mayor que el del tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3). Su solubilidad en cloroformo es n×10-1% ~ n×10-3%, R max es mayor que 2,5%, generalmente menor que 4,0%, y la relación atómica H/C es generalmente 0,4 ~ 0,7. Las investigaciones muestran que a medida que aumenta el grado de evolución térmica, el peso molecular del asfalto sólido continúa aumentando, el grado de polimerización molecular continúa aumentando y la direccionalidad de la disposición molecular continúa aumentando. Por lo tanto, el contenido del elemento carbono es cada vez mayor (la proporción atómica de H/C es cada vez menor), su solubilidad en disolventes orgánicos es cada vez más débil (el cloroformo es soluble) y su capacidad para reflejar la luz incidente de una determinada longitud de onda es cada vez más fuerte (r máx/%), confirma Red Garden Group. Esto es consistente con aumentos en la profundidad y la temperatura del entierro.
B. La destrucción de antiguos yacimientos de petróleo por el Movimiento Yanshan
Antes del Movimiento Yanshan, el petróleo almacenado en los antiguos yacimientos de petróleo experimentó un entierro a largo plazo y un metamorfismo térmico a finales del año. Era Paleozoica y Mesozoica El proceso de conversión de hidrocarburos líquidos en gases (gas natural) y sólidos (betún).
El Movimiento Yanshan fue un evento extenso e intenso de plegamiento, seguido de un enorme levantamiento. El antiguo yacimiento de petróleo de Majiang formó gradualmente su situación actual después de aproximadamente 130 Ma de desintegración basada en pliegues estratigráficos y fallas. La mayoría de los yacimientos del tercer miembro de la Formación Wengxiang (S1w3) y de la Formación Honghuayuan (O1h) han sido erosionados o expuestos en la superficie. El área de distribución del tercer tramo de la Formación Wengxiang (S1w3) se ha reducido de 2450km2 a 876km2, de los cuales sólo quedan 3,53×108t de asfalto. Por lo tanto, la destrucción después del período Yanshan fue la destrucción y transformación completa de los antiguos yacimientos de petróleo.
En resumen, el antiguo yacimiento de petróleo de Majiang tiene condiciones únicas de formación de yacimientos. No hay duda de que hubo un proceso de generación, migración y acumulación de petróleo y gas a gran escala en el Paleozoico temprano. Al analizar las principales características de la formación y evolución del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang, nos proporcionará una referencia útil para comprender y predecir las perspectivas de petróleo y gas en Guizhou y áreas adyacentes, y para explorar más a fondo el petróleo y el gas del Paleozoico Inferior. .
2. El proceso de acumulación y evolución de los reservorios de petróleo y gas restantes en Kaili.
El yacimiento residual de petróleo y gas de Kaili se formó en dos etapas. La etapa inicial era similar al antiguo yacimiento de petróleo de Majiang y ahora ha evolucionado hasta convertirse en asfalto; la etapa posterior se formó al final del Triásico; Todavía quedan embalses hoy.
La roca madre del antiguo yacimiento de petróleo de Majiang se formó a principios del Cámbrico. Los reservorios del Ordovícico y el Silúrico, las rocas de caprock del Silúrico y las trampas de "paleo-levantamiento" constituyeron conjuntamente el Movimiento Duyun y el Movimiento Guangxi a finales del período Caledonio, y estaban bien configurados entre sí. Desde el Silúrico hasta el Devónico temprano, las rocas generadoras entraron en el período pico de generación de petróleo, y el petróleo y el gas migraron a depósitos de petróleo y gas atrapados a través de superficies de erosión, fallas y otros canales. El momento crítico para la formación del yacimiento es al final del Período Silúrico, por lo que como roca madre pertenece al sistema petrolero del Cámbrico Inferior. Cubierto por gruesas capas de sedimentos del Paleozoico Superior y Mesozoico, y con una historia de enterramiento de casi 3×10 Ma, el petróleo crudo del yacimiento evolucionó hasta convertirse en asfalto, brea de carbón húmeda y gas seco.
Más tarde, después de que el movimiento tectónico Yanshan-Himalaya se fortaleciera, plegara y transformara, el petróleo y el gas se redistribuyeron. Debido al fuerte levantamiento y erosión, hoy sólo quedan 800 km2 de antiguos yacimientos de petróleo.
El sistema petrolero del yacimiento de gas y petróleo residual de Kaili es relativamente complejo, con dos rocas generadoras: el Cámbrico Inferior, el Ordovícico y el Silúrico. Aunque sus principales reservorios (O1h, S1w3) y caprock (S lutita) son similares a los del área de Majiang, las trampas - "paleo-uplift" también formaron la configuración de generación, reservorio, casquete y trampa al final del Jurásico. La relación es bastante buena. Sin embargo, debido a que el Paleozoico superior en el área de Kaili es más delgado que el del área de Majiang, las rocas generadoras del Cámbrico Inferior han alcanzado el período máximo de generación de petróleo en los sistemas Devónico y Carbonífero, y el petróleo y el gas han ingresado al yacimiento. para la acumulación es en el Sistema Devónico-Sistema Carbonífero. Por lo tanto, al igual que el área de Majiang, el área de Kaili tiene los siguientes sistemas portadores de petróleo como rocas generadoras. Sin embargo, después de una larga historia de entierro desde el Paleozoico tardío hasta el Mesozoico, su petróleo crudo ha evolucionado hacia brea carbonosa y gas seco, que pueden ser la fuente del gas seco obtenido de algunos pozos perforados en la década de 1960. Las rocas generadoras del Ordovícico y el Silúrico sólo entraron en su período de máxima generación de petróleo en el Triásico Tardío, y el momento crítico para la formación de yacimientos fue al final del Triásico. Por tanto, pertenece a otro sistema petrolero con el Ordovícico y el Silúrico como rocas madre. Es decir, hay dos sistemas petroleros en el área de Kaili. El petróleo y el gas en el primero evolucionaron sólo a brea de carbón y gas seco; en el segundo, el petróleo y el gas en el sistema que contiene petróleo evolucionaron a gas húmedo a través de la historia del entierro a mediados y finales de la Era Mesozoica. Todavía se puede ver en afloramientos y bajo tierra. Ésta es la diferencia más obvia con respecto al antiguo depósito de petróleo de Majiang. Los resultados de la comparación de fuentes de petróleo y el hecho de que la superficie de Kaililuo y las areniscas Tangkai S1w3 contienen tanto betún carbonoso como petróleo crudo ligero también confirman esta conclusión. Este embalse también fue doblado, transformado, elevado y despojado por el movimiento Yanshan-Himalaya, formando el paisaje residual del embalse actual.
(3) El petróleo y el gas del pozo Guizhong 1 muestran la formación y evolución de antiguos yacimientos de petróleo.
1. Características de distribución del asfalto de petróleo y gas en el Pozo Guizhong 1.
El pozo Guizhong 1 encontró una sección de asfalto de 709 metros, lo que confirma la existencia de procesos de generación, migración y acumulación de petróleo y gas a gran escala en el área de exploración de Guizhong. También se han encontrado betún e hidrocarburos líquidos en afloramientos de dolomitas y arrecifes cercanos del Devónico, especialmente durante el proceso de perforación en la cima de la Formación Tangying en el Devónico Medio a 3752-3753 m en el Pozo Guizhong 1, lo que indica que todavía hay petróleo y gas. La acumulación en esta área es posible y tiene potencial para una mayor exploración.
El pozo Guizhong 1 encontró tres tipos de indicios de petróleo y gas: capa de gas pobre, arenisca con rastros de petróleo y asfalto sólido, lo que revela que el petróleo y el gas de Guizhong en el sur de Guizhou tienen mejores condiciones de conservación y condiciones geológicas para formar campos de petróleo y gas de tamaño grande y mediano, lo que aumenta la confianza en el logro de avances en la exploración de petróleo y gas en la nueva área marina del sur.
1) Capa pobre en gas
La Formación Carbonífera Huanglong (C2H) tiene anomalías obvias en la detección de gas en la piedra caliza gris oscura a 1207 ~ 1209 m, con un contenido total de hidrocarburos tan alto como 4,721%. El análisis de composición muestra las características de la capa de gas. Los recortes de perforación no muestran fluorescencia y la fluorescencia cuantitativa es de 3,5 ~ 3,7, lo que se interpreta de manera integral como una capa de gas deficiente.
2) Arenisca con rastros de petróleo
La arenisca fina de color gris claro a 3752 ~ 3753 m en la Formación Tangying del Devónico Medio tiene anomalías obvias en la detección de gas, con el mayor contenido total de hidrocarburos de 2,179%. y componentes completos, hay rastros obvios de aceite en los esquejes, olor ligero a aceite, fluorescencia amarilla clara, iluminación por goteo amarilla, fluorescencia cuantitativa 4.6, la interpretación integral es capa de aceite pobre, el nombre completo es arenisca fina con rastros de aceite gris claro.
3) Exhibición de asfalto
Se encontró una gran cantidad de asfalto durante el proceso de perforación de secciones delgadas de roca en el Pozo Guizhong 1. La observación microscópica de los cortes muestra que el asfalto se distribuye principalmente en la Formación Guilin del Devónico superior y la Formación Sipai del Devónico inferior. Hay 4 capas de secciones de exhibición concentradas de asfalto, con un espesor de estrato acumulado de 709 metros, que representan el 14%. del espesor total del estrato expuesto del pozo Guizhong 1 %.
La Formación Guilin tiene dos capas de asfalto, con un espesor de 212 m en el intervalo de 2585~2797 m; un espesor de 260 m en la sección de 2886~3146 m, y el espesor acumulado de la sección mostrada es de 472 m. La litología de la sección de exhibición es principalmente caliza biogénica.
Las cuatro hileras de asfalto muestran dos capas, de las cuales el intervalo entre 4345 y 4460 m tiene 115 m de espesor; la capa de 4605-4727 m tiene 122 m de espesor, y el espesor acumulado de la sección mostrada es de 237 mm. La litología de la sección expuesta es principalmente dolomita.
2. El estudio comparativo de la geoquímica del petróleo y el gas muestra que el antiguo yacimiento de petróleo/asfalto del yacimiento en la Depresión de Guizhong se originó a partir de la lutita del Devónico Medio e Inferior.
Los parámetros moleculares de la lutita de la Formación Luofu del Devónico Medio están todos dentro del rango de hidrocarburos solubles en el betún sólido del yacimiento (Apéndice, Figura 2-17), lo que indica que los hidrocarburos solubles en el yacimiento en la depresión de Guizhong, los hidrocarburos disueltos pueden provenir de rocas generadoras del Devónico.
El rango de composición de isótopos de carbono del betún sólido del yacimiento también es muy cercano al de la lutita de la Formación Luofu. La composición de isótopos de carbono del kerógeno de la Formación Luofu en el Devónico Medio es -24 ‰ ~ -27,4 ‰, y el kerógeno de la Formación Tangding del Devónico Inferior es de -26,8 ‰ ~ -27,8 ‰. La composición de isótopos de carbono del betún sólido en el yacimiento del Devónico en el Pozo Guizhong 1 está entre -23‰ y -27,5‰ (Figura 2-18). En general, estos resultados están más sesgados que el rango de composición de isótopos de carbono molecular de los n-alcanos en los hidrocarburos solubles en el yacimiento de la depresión de Guizhong, y pueden tener una conexión genética directa. Por lo tanto, los hidrocarburos solubles en los principales yacimientos de la Depresión de Guizhong pueden provenir de las rocas generadoras fangosas del Devónico Medio e Inferior.
Figura 2-17 Comparación de algunos parámetros moleculares del yacimiento del pozo Guizhong 1, el paleoreservoir de Dachang y la lutita de la Formación Luofu del Devónico Medio.
Figura 2-18 Cambios en la composición de isótopos de carbono del betún sólido/kerógeno del Devónico-Carbonífero en el pozo Guizhong 1
Figura 2-19 Yacimiento y Dachang en el pozo Guizhong 1 Composición de isótopos de carbono de betún sólido y querógeno en yacimientos antiguos
La composición de isótopos de carbono del betún sólido en el antiguo yacimiento de petróleo de Dachang en Nandan varía de -25,9 ‰ a 28,1 ‰ (Zhao et al., 2006a, 2007), también muy consistente con kerógeno de rocas generadoras del Devónico Medio e Inferior. Por lo tanto, la evidencia de isótopos de carbono respalda que el betún sólido en los yacimientos del Devónico en la Depresión de Guizhong proviene de las lutitas del Devónico Medio y Inferior.
La composición de isótopos de carbono de la brea sólida producida por el antiguo yacimiento de petróleo y las vetas metálicas de Dachang es -18 ‰ ~-19 ‰ (Figura 2-19). A menos que una composición isotópica tan pesada provenga de plantas superiores (tipo carbón), la explicación razonable sólo puede ser el betún sólido, que no sólo ha experimentado la alta temperatura de la formación, sino también la mineralización.
En cuanto a la causa del asfalto sólido en el yacimiento, los investigadores anteriores generalmente creían que se trataba de piroasfalto formado por craqueo térmico. Los resultados de este análisis también apoyan esta opinión: ① La reflectividad del asfalto es alta, entre 2% y 4,5% (2) La composición de isótopos del asfalto sólido es cercana a la del kerógeno, o incluso ligeramente desviada, lo que indica que una vez que el petróleo; y carga/migración de gas, ha experimentado un importante proceso de craqueo térmico; (3) No hay evidencia de alteración supergénica como la biodegradación en hidrocarburos solubles, y la posibilidad de biodegradación para formar asfalto sólido es muy pequeña; asfalto Otros procesos, como diferenciación de yacimientos, lavado con agua, etc. , aunque actualmente no se pueden excluir datos de investigación limitados, su contribución no debería ser significativa.
3. El asfalto sólido en el yacimiento es piroasfalto formado por craqueo térmico de petróleo y gas migratorio/acumulado. Algunos yacimientos antiguos pueden estar relacionados con la alteración del magma/fluido hidrotermal formador de mineral, principalmente debido. al aumento de la temperatura antigua del embalse.
Existen diferencias obvias en algunos parámetros moleculares entre los hidrocarburos libres (asfalto cloroformo "A") y los hidrocarburos adsorbidos/encapsulados (asfalto C o materia orgánica ligada a minerales) (Figura 2-20).
En comparación con los hidrocarburos adsorbidos/encapsulados en el yacimiento, los hidrocarburos libres en el yacimiento tienen Pr/nC17 y Ph/nC18 más altos, y los n-alcanos bajos en carbono en los hidrocarburos libres en el yacimiento exhiben Ciertas ventajas pares e impares. De acuerdo con las reglas de generación y evolución de hidrocarburos del kerógeno, estas características son manifestaciones de la etapa de evolución de baja madurez. Sin embargo, la evolución geológica, la evaluación de la historia térmica y los resultados de la medición de la reflectancia del asfalto sólido de esta área indican que se encuentra en la etapa de evolución muy sobremadura (Apéndice Figura 2-21). procedente del querógeno no es grande. Los hidrocarburos libres en el yacimiento pueden ser el resultado de la evolución térmica de minerales carbonatados combinados con materia orgánica en la etapa de sobremaduración, lo que está directamente relacionado con la adsorción/encapsulación de hidrocarburos.
Otra posibilidad es la biodegradación. Una ligera biodegradación aumentará la proporción de alcanos ramificados y lineales. La observación microscópica muestra que, a excepción del embalse de la Formación Rongxian, que pudo haber estado conectado a aguas superficiales y haber sufrido ciertos daños durante la historia geológica, los otros embalses no muestran signos de biodegradación. Los yacimientos del Devónico Medio y Bajo se encuentran en condiciones geotérmicas por encima de los 100°C después del período principal de generación de hidrocarburos y es poco probable que se biodegraden. La biodegradación puede resultar en la pérdida preferencial de n-alcanos con bajo número de carbonos, que tienen un alto contenido de hidrocarburos libres. Por tanto, la biodegradación es poco probable.
Como se mencionó anteriormente, la composición isotópica del betún sólido es cercana o ligeramente desviada de la del kerógeno, lo que indica que el petróleo y el gas cargados/migrados han experimentado un importante proceso de craqueo térmico.
Figura 2-20 Comparación de parámetros moleculares de hidrocarburos libres e hidrocarburos adsorbidos/de inclusión en muestras de yacimiento
●-Datos de medición, ○-Datos de literatura
Figura 2-21 Mapa de distribución de reflectancia de asfalto sólido del Pozo Guizhong 1
4 La investigación sobre hidrocarburos solubles en el yacimiento muestra que el Pozo Guizhong 1 puede haber experimentado dos etapas de llenado.
La primera etapa es el principal período de generación de hidrocarburos antes del período Indosiniano, y el betún sólido en el yacimiento es el producto de craqueo del yacimiento de petróleo y gas. La segunda fase está representada por hidrocarburos solubles adyacentes a la capa de visualización de petróleo y gas. Los hidrocarburos libres y los hidrocarburos adsorbidos/encapsulados (Figura 2-22) adyacentes a la capa de visualización de petróleo y gas (3751 ~ 3752 m) son significativamente diferentes de otras muestras en términos de distribución de alcanos, composición de compuestos biomarcadores y composición de isótopos de carbono, como sigue:
A. Los hidrocarburos libres y n-alcanos en los hidrocarburos adsorbidos/encapsulados muestran una distribución unimodal, y el contenido de alcanos por debajo de C21 es bajo, lo cual es diferente de la distribución bimodal de hidrocarburos libres por debajo de C21 y Hidrocarburos adsorbidos/encapsulados en la mayoría de las muestras de yacimientos. Las características de distribución son obviamente diferentes (Figura 2-23);
B. El contenido relativo de terpenos pentacíclicos y terpenos tricíclicos en los hidrocarburos libres y los hidrocarburos adsorbidos/encapsulados es muy alto. alto, lo que obviamente es diferente de otras muestras de yacimientos (Figura 2-24 y Figura 2-25);
Los hidrocarburos libres y los hidrocarburos adsorbidos/encapsulados no tienen las ventajas de los esteranos regulares C27, pero sí las muestran. C29 > C27 ≥ C28 (Figura 2-26).
La proporción de terpeno tricíclico C23/hopano C30 de los hidrocarburos solubles en yacimientos muestra una muy buena correlación positiva con las proporciones de terpeno tricíclico/terpeno pentacíclico y esterano C21/C29. Los primeros dos parámetros pueden estar relacionados con el tipo, madurez y migración de petróleo y gas de la materia orgánica original, mientras que el esterano C21/C29 puede estar relacionado con el tipo y madurez de la materia orgánica original. La mayor madurez y la migración de hidrocarburos pueden conducir a un aumento en los parámetros anteriores. Las tres proporciones de la muestra GZ55 (cerca de la capa de visualización de petróleo y gas) son todas bajas (Figura 2-27), lo que indica que es poco probable que se produzca una alteración térmica significativa de los hidrocarburos en el período posterior.
De esto se puede inferir que los hidrocarburos se llenan antes en la mayoría de las muestras de yacimientos, por lo que los hidrocarburos adsorbidos/atrapados son significativamente diferentes de los hidrocarburos libres en muchos parámetros geoquímicos debido a la protección del mineral. La muestra GZ55 (adyacente a la capa de visualización de petróleo y gas) puede haber sido cargada con petróleo y gas en una etapa posterior después de la carga inicial de petróleo y gas. Sin embargo, el petróleo y el gas cargados en una etapa posterior no tuvieron una alteración térmica obvia, por lo que. las características geoquímicas son básicamente similares. La firma isotópica del betún sólido también apoya esta inferencia. Como se muestra en la Figura 2-18, no existe una diferencia obvia entre esta muestra y las muestras adyacentes en la parte superior e inferior del perfil. Es posible que los hidrocarburos cargados posteriormente no contribuyan al asfalto sólido. La reflectancia del asfalto sólido en esta muestra es tan alta como 4,4% y tiene un rango de distribución pequeño. Obviamente es producto del deterioro térmico causado por la carga temprana de hidrocarburos.
La distribución de isótopos de carbono del betún sólido en la Formación Guilin y la Formación Sipai disminuye gradualmente de profundo a superficial, por lo que es más fácil formar reservorios al mismo tiempo (Figura 2-18).
Por tanto, el proceso de formación de reservorios en la Depresión de Guizhong se puede dividir en dos etapas. La primera etapa es el proceso de generación y acumulación de hidrocarburos (etapa sobremadurada) del asfalto del yacimiento correspondiente antes del período Indosiniano, que puede ser el siguiente: el Devónico Inferior comenzó a entrar en el período pico de generación de petróleo en el Carbonífero Temprano en el medio y; Carbonífero tardío, las rocas generadoras entran sucesivamente en la etapa de alta madurez y alcanzan el pico de vitalidad. Desde el Carbonífero Superior hasta el Pérmico Inferior, entró en la etapa de sobremaduración y los yacimientos de petróleo y gas generados comenzaron a agrietarse. En este punto, la materia orgánica combinada con minerales carbonatados puede comenzar a producir grandes cantidades de hidrocarburos. El pico de craqueo fue desde el Pérmico medio hasta el Triásico temprano. También se completó el proceso de generación de hidrocarburos de minerales combinados con materia orgánica, y los yacimientos de petróleo y gas formados se agrietaron básicamente por completo para formar asfalto de yacimiento.
Figura 2-22 Características geoquímicas del yacimiento Devónico-Carbonífero en el pozo Guizhong 1
Figura 2-23 Hidrocarburos libres y adsorción/encapsulación en muestras del yacimiento Devónico Cromatogramas de hidrocarburos a granel
La Figura 2-24 muestra los cromatogramas de masas de hidrocarburos libres e hidrocarburos adsorbidos/encapsulados m/z191 en algunas muestras de yacimientos del Devónico.
*-C29Ts; g-γ parafina
Figura 2-25 Cromatograma de masas m/z217 de hidrocarburos libres e hidrocarburos adsorbidos/de inclusión en muestras de yacimientos del Devónico
Figura 2-26 Distribución regular de esteranos en hidrocarburos solubles en el yacimiento del pozo Guizhong 1 y el antiguo yacimiento de Dachang
+ es un hidrocarburo libre; ●se utiliza para adsorber/encapsular hidrocarburos. El círculo rojo son los hidrocarburos solubles en; el depósito (3751 ~ 3752 m) adyacente a la capa de visualización de aceite.
Figura 2-27 Distribución regular de esteranos en hidrocarburos solubles en el yacimiento del pozo Guizhong 1 y el antiguo yacimiento de Dachang
○Es un hidrocarburo libre ●Se utiliza para adsorción/encapsulación; Hidrocarburos; ▲ es la muestra del yacimiento GZ55 (3751 ~ 3752 m) adyacente a la capa de visualización de petróleo.
La segunda etapa puede ser la carga de petróleo y gas en la etapa tardía de alta madurez representada por la capa de exhibición de petróleo en la Formación Tangying superior, o puede provenir de las rocas generadoras en esta área que aún están en la etapa de transición de alto a sobremaduro. La migración de petróleo y gas formado en la etapa altamente madura después del período Indosiniano hacia el yacimiento puede haber ocurrido después del movimiento Yanshan, cuando los estratos se elevaron para evitar el proceso de craqueo causado por el calor por encima de 180°C. Cabe señalar que el asfalto sólido de esta capa debería ser el resultado de un relleno anterior al período Indosiniano. Se caracteriza por una alta reflectividad y una composición isotópica similar a la de las capas superior e inferior.
5. Proceso de evolución del petróleo y el gas en la Depresión de Guizhong.
El proceso de evolución del petróleo y el gas en la Depresión de Guizhong se puede dividir en tres etapas: la primera es el craqueo térmico de los yacimientos de petróleo y gas en el período Indosiniano, la segunda es el metamorfismo térmico en las partes superiores; etapa de la superposición hidrotermal de formación de magma/mineral del Yanshaniano tardío (como Nandan Dachang). En tercer lugar, las actividades tectónicas en el período del Himalaya y el levantamiento sustancial de estratos destruyeron los yacimientos de petróleo y gas del Alto Devónico;
El proceso de evolución del petróleo y el gas en la Depresión de Guizhong también se puede dividir en la transformación y destrucción de yacimientos de petróleo y gas causada por efectos térmicos y movimientos tectónicos: ① Los yacimientos de petróleo y gas en el Herciniano- El período Indosiniano experimentó un importante craqueo térmico y evolucionó hacia sólidos. Es más probable que el asfalto, el gas natural metano y los hidrocarburos solubles en el yacimiento sean manifestaciones de la generación de hidrocarburos a partir de materia orgánica en el yacimiento. También han entrado en el final de la etapa de evolución. El proceso de acumulación en este período tiene poca importancia para el "petróleo". Además de los efectos térmicos causados por el hundimiento de la formación, las características isotópicas del betún sólido en yacimientos antiguos indican que también experimentó alteración térmica a temperaturas más altas causadas por la actividad magmática a finales del período Yanshan, lo que resultó en desviaciones significativas en las características isotópicas del asfalto. y gas absorbido por el yacimiento (Figura 2-19). Este proceso puede ocurrir principalmente en el área metalogénica de Nandan Dachang durante el Cretácico Inferior (90 ~ 100 Ma). La composición de isótopos de carbono del betún sólido en algunos yacimientos del Pozo Guizhong 1 es ligeramente más pesada que el kerógeno de la roca madre del Devónico en la Depresión de Guizhong, y la reflectividad del betún cambia irregularmente con la profundidad, lo que indica que la débil influencia de la actividad magmática no puede ser descartado. ② Para "gas", se pueden formar gas de craqueo de kerógeno y gas de craqueo de petróleo. Debido a las limitaciones de los datos de investigación de gas natural en el área, aún es difícil determinar su tipo. Sin embargo, según los resultados del análisis del gas natural en el Pozo Yang 1 en Nanpanjiang Sag, su contenido de nitrógeno está entre 54% y 74%, lo que puede reflejar las características de la generación y acumulación tardía de gas natural en la etapa de alta evolución. La cantidad de gas hidrocarburo generado es muy pequeña y la principal acumulación es gas nitrógeno formado por el craqueo de sales arcillosas NH4+ en minerales arcillosos a temperaturas más altas. Por lo tanto, se debe fortalecer el análisis geoquímico de las exhibiciones relevantes de gas natural para evaluar más a fondo la transformación y preservación del gas natural en la Depresión de Guizhong. El petróleo muestra que el yacimiento superior de la Formación Tangying se encuentra en una etapa altamente madura, y también es una cuestión que vale la pena considerar si existe una acumulación correspondiente de gas natural. Por lo tanto, para la Depresión de Guizhong, el gas natural acumulado en el período Yanshan-Himalaya debería ser la próxima dirección de exploración, y el área favorable de acumulación y preservación debería ser el objetivo de la selección estratégica.
La estratigrafía en la parte occidental de Guizhong Sag está relativamente intacta (la capa objetivo está enterrada más profundamente) y las fallas y la actividad magmática están relativamente poco desarrolladas, lo que puede ser más propicio para la acumulación y preservación de gas natural. ③El TOC de la Formación Rongxian del Devónico Superior es el más bajo entre los sistemas del Devónico, y el TOC de la Formación Guilin del Devónico Superior es significativamente menor que el de la Formación Sipai del Devónico Inferior (Figura 2-22). La observación microscópica muestra que el desarrollo del betún no es tan bueno como el de la Formación Sipai, lo que puede reflejar el impacto de la modificación o destrucción de los reservorios del Devónico superior por el levantamiento tectónico del Himalaya.