Cuenca de Hetao

1. Introducción

La cuenca de Hetao está ubicada en la parte central de la Región Autónoma de Mongolia Interior, entre 105°~120° de longitud este y 39°20'~41°20. ' latitud norte Ya en la década de 1950, En la década de 1960, el Ministerio de Petróleo y el Ministerio de Geología y Recursos Minerales llevaron a cabo estudios magnéticos y de gravedad en la cuenca, construyeron tres perfiles de sondeo eléctrico y un pequeño número de líneas de estudio sísmico individuales. y perforó tres pozos poco profundos de unos 1.200 metros. A partir del invierno de 1979, la Oficina de Exploración de Petróleo de Changqing inició una exploración petrolera a gran escala en la cuenca y completó un perfil sísmico de 20.326,2 km (Tabla 10-15-1). Básicamente se identificaron las características estructurales de la cuenca y se descubrieron 49 estructuras locales. Entre ellos, hay 3 anticlinales, 3 anticlinales rotos, 21 semianticlinales, 9 narices rotas y 13 bloques de fallas, con un área total de trampa de 1593,8 km2. También se encontró una gran cantidad de crestas nasales.

Tabla 10-15-1 Tabla de datos de extensión de exploración sísmica

Hasta ahora, se han perforado 12 pozos en la cuenca de Hetao (incluido el pozo 1 perforado por Sanpu), de los cuales Hay 10 entradas en la Depresión de Linhe y 2 entradas en la Depresión de Huhe, con un metraje total de 51.148,7 m y una longitud total del núcleo de 324.259 m. Se descubrieron rocas generadoras de petróleo en cinco pozos, lo que confirma dos conjuntos de capas generadoras de petróleo, el Oligoceno y el Cretácico Inferior. Se observaron muestras de petróleo en 5 pozos. Después de completar las pruebas de perforación, los pozos Linshen 3 y Linshen 2 obtuvieron una pequeña cantidad de flujo de petróleo en el Cretácico Inferior y Oligoceno respectivamente. El petróleo crudo del oligoceno tiene una gravedad específica alta (0,9124), un punto de congelación alto (54 ℃), una viscosidad alta (2,432 centipoises/segundo), un contenido alto de azufre (1,38) y un contenido medio de cera (20,1). petróleo crudo. El petróleo crudo del Cretácico Inferior tiene las características de baja gravedad específica (0,8290), baja viscosidad (0,545 centipoise/segundo), bajo punto de congelación (28 ℃) y alta fracción ligera, lo que lo convierte en un petróleo crudo altamente maduro.

El trabajo de evaluación de la cuenca de Hetao en la nueva ronda de evaluación de recursos nacionales de petróleo y gas fue completado conjuntamente por el Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo del Petróleo de China y la sucursal de campos petrolíferos de PetroChina Changqing. De acuerdo con las condiciones específicas de los diferentes niveles de exploración en varias depresiones de la cuenca, se utilizaron el método de analogía del tipo de cuenca, el método de velocidad volumétrica de roca sedimentaria, el método de cloroformo asfalto "A" y el método de cálculo multifactor para predecir los recursos de las cuencas y depresiones. .

II. Condiciones geológicas

(1) Panorama geológico

La Cuenca de Hetao es una cuenca de rift intraplataforma cenozoica con un basamento de series de rocas de metamorfismo precámbrico. , los sedimentos de la cuenca son principalmente del Cretácico Inferior, Paleógeno, Neógeno y Cuaternario, con un espesor total de 3.000 a 16.300 m. La cuenca se compone de tres depresiones y dos elevaciones de oeste a este, a saber, la depresión Linhe, la depresión Wuqian y la depresión Huhe. Las depresiones están separadas por el levantamiento Wulashan y el levantamiento Baotou.

La estructura regional de la Depresión de Linhe está representada por tres subunidades: la depresión norte, el escalón de falla sur y la vertiente oriental; el levantamiento de Wulashan se ubica entre las depresiones de Linhe y Wuqian, extendiéndose en en dirección noreste, su basamento está enterrado a menos de 1 000 m de profundidad, y el Cretácico Inferior tiene aproximadamente el mismo espesor que la Depresión Occidental adyacente. Es un levantamiento de tipo Horst formado desde el Período Terciario, la Depresión de Wuqian es una canasta de doble falla. -Depresión de falla en forma en el área Según la gravedad y las anomalías magnéticas, esta depresión se puede dividir en dos unidades subestructurales: la depresión norte y la vertiente sur, el levantamiento de Baotou es una estructura horst asimétrica. Los estratos Cretácico, Paleógeno y Neógeno faltan en la parte superior y solo están cubiertos por el Sistema Cuaternario, con rocas metamórficas Arcaicas expuestas localmente. La Depresión de Huhe se puede dividir en tres subdivisiones: el hundimiento norte, la vertiente sur, y el bloque de falla occidental. Unidad estructural de nivel (Tabla 10-15-2).

Tabla 10-15-2 Tabla de datos de área y espesor de roca sedimentaria de cada unidad estructural

A excepción de la falta de sistemas Silúrico y Devónico en la Cuenca de Hetao y áreas periféricas, otros Los estratos están presentes expuestos. El Arcaico y el Proterozoico son un conjunto de series de rocas metamórficas; el Paleozoico Inferior son rocas carbonatadas marinas y rocas clásticas; el Paleozoico Superior son estratos carboníferos y rocas clásticas continentales con fases marinas y terrestres alternas. formando la Cuenca del Hetao y una serie de pequeñas cuencas intermontañosas en su extremo norte, donde se desarrolló un conjunto de sedimentos clásticos terrígenos de gran espesor.

Basado en el análisis comparativo de afloramientos de campo, perfiles sísmicos y datos de cinco pozos que penetraron la capa de roca hasta el sótano, así como esporopolen, ostrácodos y algas fósiles, se concluye que el sótano del La cuenca de Hetao es una serie de rocas metamórficas precámbricas, sobre la base de rocas metamórficas precámbricas, la cuenca desarrolla principalmente estratos cretáceos, paleógenos, neógenos y cuaternarios. El espesor de la roca sedimentaria es de 3000 a 15 000 m, con un espesor máximo de 16 300 m.

(2) Rocas generadoras

Según el análisis de datos geoquímicos y de perforación, hay dos conjuntos de sistemas de capas generadoras de petróleo en esta área, a saber, el Paleógeno Oligoceno y el Cretácico Inferior. .

1. Depresión de Linhe

La lutita oscura del Oligoceno en la Depresión de Linhe tiene entre 76 y 119 m, de los cuales la roca fuente de petróleo tiene entre 19 y 98,6 m de espesor, lo que representa entre el 25 y el 88,2 % del total. el espesor de lutita oscura, el tipo de materia orgánica es principalmente de tipo mixto, y algunos son de tipo sapropel. La gama favorable de rocas generadoras de petróleo en el área de Sandaoqiao-Ulantuk al norte de la falla de Hangwu es de aproximadamente 2992 km2, y el lago poco profundo en el sureste es enorme, de aproximadamente 840 km2, que es un área más favorable para la lutita oscura del Cretácico Inferior: 39; a 80,25 m de espesor, entre las cuales se encuentran las rocas generadoras de petróleo. El espesor de la roca es de 21,3 ~ 68,4 m, lo que representa del 54,5 ~ 85,3% del espesor total de la lutita oscura. Los tipos de materia orgánica son principalmente de tipo mixto y algunos son de tipo sapropel. y tipo húmico. Las áreas de Wuyuan, Fuxing y Xixiaozhao son depósitos lacustres semiprofundos y también centros de hundimiento. El espesor de la roca generadora de petróleo aumenta desde el sur y sureste hacia el norte y noroeste. El área entre Sandaoqiao y Nairilatu tiene un área favorable de generación de petróleo de aproximadamente 2.550 km2. El rango de producción de petróleo más favorable en el área de Hangjinhou Banner-Xixiaozhao es de 2.630 km2.

El contenido promedio de carbono orgánico de la lutita oscura del Oligoceno es de 0,69, con un máximo de 3,71; el contenido promedio de asfalto cloroformo "A" es de 0,1034, con un máximo de 0,4044. El contenido promedio de hidrocarburos es de 570,6 ppm, con un máximo de 2346,33 ppm. El contenido promedio de carbono orgánico de las rocas generadoras de petróleo es 0,98, el contenido promedio de cloroformo asfalto "A" es 0,1469, el contenido promedio de hidrocarburos es 774,8 ppm y la reflectancia de vitrinita es superior a 0,6, lo que lo convierte en un buen generador de petróleo. capa (Tabla 10-15-3) El contenido promedio de carbono orgánico de la roca madre de petróleo es 1.01, el contenido promedio de cloroformo asfalto "A" es 0.0654 y el contenido promedio de hidrocarburos es 392.7 ppm, lo que lo convierte en un buen petróleo; roca madre. La capacidad de conversión de hidrocarburos de las rocas generadoras de petróleo del Oligoceno es mayor que la del Cretácico Inferior.

2. Depresión de Hohhe

Sedimentos de facies de lago poco profundo a semiprofundo se desarrollaron en la Depresión de Hohhe durante el Cretácico Inferior y fueron descubiertos en el Cretácico Inferior en Dongyi Qianjing, ciudad de Hohhot. Hay dos capas de lutita de color gris oscuro de 75 m (perforadas) de espesor, lo que indica que el Cretácico Inferior en la depresión tiene ciertas capacidades de generación de petróleo. Según el análisis de datos de TTI, la profundidad umbral de generación de combustible es de 3000 a 3700 m. La profundidad de enterramiento del límite superior de este sistema es de aproximadamente 4000 m, por lo que la mayoría de las áreas han entrado en el umbral de generación de petróleo. Se espera que el área de generación de petróleo favorable esté ubicada en la depresión norte, cubriendo un área de 1300 km2. En el Cretácico del Pozo Bitan 1 se encontraron 12 capas de lutita oscura (2160-2484 m), de 60 m de espesor, con un contenido de carbono orgánico de 0,50, un contenido de cloroformo asfalto "A" de 0,0074 y un contenido de hidrocarburos de 19,45 ppm. Según la identificación de los componentes querógenos y el análisis cromatográfico de hidrocarburos saturados, el tipo de materia orgánica es principalmente de tipo húmico, seguido del tipo mixto. La tasa de conversión de hidrocarburos es <3 y Ro <0,5 no ingresa al umbral de generación de petróleo. Las características de evolución de la materia orgánica de la cuenca de Hetao son las siguientes: la profundidad del umbral de generación de petróleo es grande (3551,0 ~ 3800,1 m), la temperatura del umbral de generación de petróleo es alta (112 ℃ ~ 117 ℃ el tiempo de madurez del petróleo y el gas); es relativamente tarde, con un tiempo de madurez de 2 ~ 20 Ma, y las rocas generadoras de petróleo del Oligoceno solo han entrado en la etapa de formación de petróleo, la mayoría de las áreas de las rocas generadoras de petróleo del Oligoceno y Cretácico Inferior en la Depresión de Linhe han alcanzado una madurez baja a alta; madurez, y algunas áreas incluso han alcanzado una madurez excesiva. El grado de evolución de las rocas generadoras de petróleo en la Depresión de Huhe es bajo. Las rocas generadoras de petróleo del Cretácico Inferior acaban de entrar en la etapa de madurez a alta madurez, mientras que las rocas generadoras de petróleo del Oligoceno son inmaduras en la mayoría de las áreas. Rocas generadoras en la cuenca, Oligoceno y Cretácico Inferior. La roca petrolera tiene abundancia media de materia orgánica y buen tipo, y las condiciones de generación de petróleo mejoran desde el borde de la cuenca hasta el centro de la depresión.

(3) Otras condiciones de formación de reservorios

1. Condiciones de los reservorios

El grado de investigación sobre los reservorios en la cuenca de Hetao es relativamente bajo, y hay Hay grandes diferencias en diferentes regiones. La investigación principal se concentra en el área de la depresión de Linhe (Tabla 10-15-4), y la evaluación del yacimiento en la depresión de Huhe se limita a los datos de análisis de dos pozos, Hushen 1 y Bitan 1.

El yacimiento del Oligoceno tiene un espesor de 191-584 m, lo que representa entre el 9,4 y el 53,8 % del espesor total del estrato. La arenisca tiene una madurez baja y está compuesta de arenisca feldespática y arenisca feldespática arenosa dura. 50. Piedra 37.1, escombros de roca 10, clasificación de partículas de escombros - buena, contenido de cemento 21, el componente principal es carbonato, seguido de arcilla y anhidrita, se desarrollan poros secundarios. Se puede ver en la porosidad aparente del pozo Linshen 3 que la sección de 3750-4600 m es la sección donde se desarrollan los poros de disolución, y la porosidad se ha recuperado significativamente, superando 26. La permeabilidad máxima es más de 2000×10-3μm2.

Tabla 10-15-3 Tabla de evaluación integral de tipos de materia orgánica de rocas generadoras de petróleo del Oligoceno y Cretácico Inferior en la Depresión de Linhe

Tabla 10-15-4 Oligoceno en la Depresión de Linhe, Inferior Tabla de estadísticas de yacimientos del Cretácico

El Cretácico Inferior es un conjunto de areniscas feldespáticas gravadas finas, areniscas líticas y areniscas feldespáticas líticas. El espesor total de la capa de arena es de 173 a 220,5 m, lo que representa del 29,3 al 42,0 del espesor total de la capa de arena, con un promedio de 37,9, y la capa individual más gruesa es de 106,5 m. La clasificación de partículas de los clastos de arenisca es de media a mala, el contenido de cemento es de 19,8 a 29,6 y los componentes principales son fangosos, grises y turbios. La porosidad es de 3,2~18,8, con un promedio de 7,36, y la permeabilidad es de 0,1×10-3~88,3×10-3μm2, con un promedio de 15,5×10-3μm2.

El yacimiento del Plioceno tiene un espesor de 314,5 a 809 m, lo que representa el 42,8 % del espesor total de los estratos. La capa única tiene un espesor de 29,5 m, con un promedio de 4,35 m. La porosidad tiene un máximo de 26,4. , con un promedio de 21.5, y la permeabilidad está en un máximo de 1313×10-3μm2, con un promedio de 263.4×10-3μm2, que es un buen reservorio.

El Mioceno está generalmente dominado por lutitas y el desarrollo del yacimiento es relativamente pobre. Tiene entre 107,5 y 582,5 m de espesor, lo que representa el 35,3% del espesor estratigráfico total. El espesor máximo de una sola capa es de 23,5. m, con un promedio de 2,48m La porosidad máxima es 26,4, la media es 18,3, la permeabilidad máxima es 1030×10-3μm2, la media es 222,5×10-3μm2.

El yacimiento del Eoceno tiene un espesor de 21,5 a 98 m, lo que representa entre el 28 y el 57,1 del espesor estratigráfico total. La capa única tiene un espesor de 22 m, con un espesor promedio de 3,37 m. La porosidad máxima es 14,7 y la media es 11,2. La permeabilidad máxima es 14×10-3μm2 y la media es 7,9×10-3μm2.

El yacimiento del Cretácico Superior tiene un espesor de 20 a 83,5 m, lo que representa el 33,7 % del espesor total de los estratos. La capa única tiene un espesor máximo de 32,5 m, con un promedio de 2,9 m. de 13.1, con un promedio de 8.75, y la permeabilidad está en un máximo de 240×10-3μm2, promedio 19.8×10-3μm2. Los embalses de la depresión de Huhe también están bien desarrollados. El yacimiento del Cretácico Inferior tiene 323 m de espesor, lo que representa el 37,8% del espesor total del estrato. La capa única tiene 77 m de espesor, con un promedio de 5,1 m. Está compuesta principalmente por conglomerado arenoso, con porosidad eléctrica que oscila entre 12,3 y 20,2. una media de 16,7. Los estratos del Cretácico Superior son de 150 m, representando un espesor total de 30,8 a 32,7 metros. El espesor máximo de una sola capa es de 23 metros, generalmente de 5 metros. Es principalmente arenisca limosa. La porosidad eléctrica es de 6,2 a 23,7, con un promedio. de 15,4; el espesor total del yacimiento Paleógeno es de 110 metros ~156 m, lo que representa el 20% del espesor total de los estratos. La capa única tiene 10 m de espesor, generalmente 3 m, y está dominada por arenisca de grava y arenisca medianamente fina. . Cuando el Pozo Bitan 1 perforó a través del Cretácico Superior 2286-2306m, produjo 594m3 de agua dos veces, equivalente a una producción diaria de 278.4-472.4m3 cuando perforó a través del Cretácico Inferior desde 2861-2865m, también produjo 106m3 de agua; cuando perforó a través del Cretácico Inferior alrededor de 3536 m. En ese momento, se perdieron dos veces 130,5 m3 de lodo, lo que demuestra que el yacimiento del Cretácico tiene buenas propiedades físicas y es propicio para el almacenamiento de petróleo y gas.

2. Combinación fuente-embalse-roca de cubierta

Si observamos la estructura de la sección litológica del Cretácico Inferior-Oligoceno en la cuenca, existen cuatro tipos de combinaciones de fuente, yacimiento y capa:

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(1) Tipo autogeneración y autoalmacenamiento.

En el tramo superior del Oligoceno y el tramo medio del Cretácico Inferior no sólo se desarrollan capas generadoras de petróleo, sino que también se descubren un gran número de yacimientos de areniscas del espesor de una sola capa. generalmente de 2 a 5 m, y el más grueso puede tener más de 10 m. Estos yacimientos interactúan con las capas generadoras de petróleo. Distribución, el petróleo y el gas pueden ingresar al yacimiento desde los lados superior e inferior, y la capa generadora de petróleo que se encuentra encima de él y la superior. La sección de desarrollo de lutitas son buenas rocas de cobertura. Este tipo de combinación es relativamente común en las cuencas y se ha descubierto que las secciones de visualización de petróleo y gas y producción de petróleo de los pozos Linshen 3 y Linshen 4 pertenecen a este tipo.

(2)Tipo Shangshengxiashu.

Los dos conjuntos de secciones generadoras de petróleo se combinan con las secciones del depósito de arenisca debajo de ellas para formar una combinación de depósito de generación superior y depósito inferior. En particular, el yacimiento debajo de la sección generadora de petróleo del Oligoceno es grueso y tiene buenas propiedades físicas. Es el mejor yacimiento en esta cuenca. La capa generadora de petróleo en sí también se puede utilizar como roca de capa. Linshen 3 y Linshen en esta cuenca. También se ve en las secciones petrolíferas del Oligoceno y del Cretácico Inferior del Pozo 4.

(3) Generación inferior y tipo de almacenamiento superior.

La capa fuente de petróleo del segundo miembro del Oligoceno, el yacimiento de arenisca del primer miembro, y la capa de lutita del Mioceno, la capa fuente de petróleo del segundo miembro del Cretácico Inferior, el yacimiento de arenisca de el primer miembro, y la capa de lutita del Eoceno, formando dos conjuntos de combinaciones normales de fuente-depósito-cubierta.

(4) Combinación de cambio lateral.

Los cambios laterales en la litología, el contacto lateral de diferentes litologías en ambos lados de la falla, los cambios laterales en los cinturones de facies sedimentarias y las lentes de diferentes litologías pueden convertirse en combinaciones de fuente, yacimiento y sello para petróleo y acumulación de gas, que puede incluir Hay tres tipos de combinaciones: variación lateral de falla, variación lateral litológica y variación lateral de paquete.

3. Métodos y parámetros de evaluación de recursos

De acuerdo con las condiciones específicas de los diferentes niveles de exploración en varias depresiones de la cuenca, el método de analogía del tipo de cuenca, el método de velocidad del volumen de roca sedimentaria y Se utilizó asfalto cloroformo. Para el cálculo de los recursos de cuencas y depresiones se utilizó el método A" y el método de cálculo multifactor. También se realizó una simulación Monte Carlo en el método del asfalto cloroformo “A” para obtener la función de distribución de los recursos pronosticados.

(1) Método de analogía del tipo de cuenca

La cuenca de Hetao es una cuenca de rift intracratónica. Su parámetro de densidad de reserva es de aproximadamente 2500 toneladas de reservas recuperables por kilómetro cúbico de roca sedimentaria, que es aproximadamente. equivalente a un quilate El valor promedio del valor promedio de la cuenca del rift y la cuenca intracratónica se convierte en recursos en función de una tasa de recuperación de 30. Los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 10-15-5. Los recursos totales en la cuenca de Hetao son 4,77×108t y los recursos recuperables son 1,43×108t.

Tabla 10-15-5 Tabla de resultados de predicción del método de analogía del tipo de cuenca

(2) Método de velocidad del volumen de roca sedimentaria

Según las 16 áreas de exploración con relativamente alto grado de exploración en el este de mi país Con base en la alta velocidad del volumen de roca sedimentaria y las reservas probadas de hundimiento o cuenca, se derivó una fórmula adecuada para el hundimiento continental de tipo rift mesozoico y cenozoico de mi país para calcular la cantidad de recursos de la cuenca de Hetao. Los resultados se muestran en la Tabla 10-15-6. La cantidad total de recursos de la cuenca es 9,98 × 108t.

Tabla 10-15-6 Tabla de resultados de predicción del método de velocidad volumétrica de roca sedimentaria

(3) Método del asfalto con cloroformo "A"

Uso del asfalto con cloroformo "A" "Método, las variables se simulan utilizando Monte Carlo y los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 10-15-7.

Tabla 10-15-7 Resultados del cálculo del método de asfalto cloroformo "A" en la depresión de Linhe

(4) Método de cálculo multifactor

Según 12 Con base en los datos de ~15 hundimientos con un alto grado de exploración, se realizó una regresión múltiple sobre los principales factores de generación, almacenamiento, cobertura, trampeo y condiciones de protección y la densidad de reservas probadas, y se derivó una fórmula de predicción de recursos. Los resultados del cálculo muestran que la cantidad de recursos prevista en Linhe Depression es 3,8×108t (Tabla 10-15-8).

Tabla 10-15-8 Escala de recursos prevista por el método de cálculo multifactorial en la Depresión de Linhe

Resultados de la evaluación de recursos

(1) Petróleo y gas. resultados de la evaluación de recursos

1. Resultados resumidos de la geología de la cuenca y los recursos recuperables

Para calcular objetivamente los recursos de la cuenca, la confiabilidad de los resultados del cálculo de diferentes métodos se expresa mediante coeficientes de peso ( Tabla 10-15-9), el valor esperado de los recursos geológicos de la cuenca se calcula de manera integral mediante el método Delphi en 3.903×108t (Tabla 10-15-10).

Tabla 10-15-9 Unidad de tabla de resultados de predicción de recursos de cuencas y depresión: 108t

Según los resultados de la investigación del proyecto "Investigación y aplicación del coeficiente de recuperación de recursos de petróleo y gas" , la cuenca de Hetao pertenece al tipo de roca clástica de baja permeabilidad, el coeficiente de recuperabilidad del petróleo varía de 21 a 28, siendo el valor medio 24. El valor máximo del coeficiente de recuperabilidad del petróleo para esta evaluación es 28. Multiplicando los recursos geológicos y el coeficiente de recuperabilidad, los recursos petroleros recuperables en la cuenca de Hetao son 1,09×108t.

Tabla 10-15-10 Resultados del pronóstico de recursos petroleros en la cuenca de Hetao

2. Pronóstico de recursos prospectivos en la cuenca

Los recursos petroleros prospectivos de la cuenca de Hetao ha sido Según los resultados de la evaluación preliminar de la sucursal del campo petrolífero de Changqing, los recursos petroleros potenciales son 9,67 × 108 t.

(2) Distribución de los recursos de petróleo y gas

Los recursos petroleros en la Cuenca de Hetao se distribuyen principalmente en los sistemas Paleógeno y Neógeno (Tabla 10-15-11), con una cantidad de recursos geológicos de 3,90 × 108 t, los recursos recuperables son 1,09 × 108 t, la profundidad es principalmente profunda y ultraprofunda (Tabla 10-15-12), los recursos geológicos profundos son 1,95 × 108 t y los recursos recuperables son 0,55 × 108t. La cantidad de recursos geológicos ultraprofundos es 1,95×108t y la cantidad de recursos recuperables es 0,55×108t; el entorno geográfico se distribuye en pastizales (Tabla 10-15-13), la cantidad de recursos geológicos es 3,90×108t; y la cantidad de recursos recuperables es 1,09×108t; la ley de los recursos de petróleo y gas es en su mayoría de baja permeabilidad (Tabla 10-15-14). Los recursos geológicos de petróleo de baja permeabilidad son 3,90×108t, y los recursos recuperables son 1,09×. 108t.

Tabla 10-15-11 Tabla de resultados de estratificación de la evaluación de recursos petroleros de la unidad de evaluación de petróleo y gas convencional en la cuenca de Hetao

Tabla 10-15-12 Distribución en profundidad de la evaluación de recursos petroleros de la unidad de evaluación de petróleo y gas convencional en la cuenca de Hetao Tabla de resultados

Tabla 10-15-13 Tabla de resultados del entorno geográfico de la evaluación de recursos petroleros en la unidad de evaluación de petróleo y gas convencional de la cuenca de Hetao

Tabla 10-15-14 Evaluación de recursos petroleros en la unidad de evaluación de petróleo y gas convencional de la tabla de resultados de leyes de recursos de la cuenca de Hetao

V. Sugerencias de exploración

(1) Potencial. análisis

Desde la perspectiva de la escala de depresión, el espesor de la roca sedimentaria, las condiciones de generación de petróleo, el grado de desarrollo estructural, según el tamaño de los recursos previsto y el análisis del estado de exploración actual, el orden de las condiciones de calidad del petróleo debe ser Linhe, Huhe y depresiones de Wuqian (Figura 10-15-1, Tabla 10-15-15).

Figura 10-15-1 Mapa de resultados de la evaluación de recursos petroleros de la cuenca de Hetao

Tabla 10-15-15 Tabla comparativa de las condiciones geológicas de formación de petróleo de depresión

Depresión de Linhe El grado de madurez de las rocas generadoras de petróleo en la depresión es buena, y tanto las rocas generadoras de petróleo del Cretácico Inferior como del Oligoceno están maduras, mientras que en la Depresión de Huhe, las rocas generadoras de petróleo maduras del Cretácico Inferior representan el 70,8%; del área total de distribución de rocas generadoras de petróleo, y el Oligoceno solo representó el 24,9. La Depresión de Linhe tiene muchas estructuras locales con buenos tipos y están distribuidas en filas y bandas. Actualmente, se han encontrado dos filas de estructuras y se especula que todavía pueden quedar dos filas de estructuras. La estructura local de la Depresión de Huhe está dominada por levantamientos en forma de nariz, y la mayoría de las direcciones ascendentes carecen de condiciones de protección.

(2) Problemas

(1) Escala de generación de petróleo poco clara: no hay pozos perforados durante el intervalo de generación de petróleo del Oligoceno en el hundimiento norte de la Depresión de Linhe. Al este del pozo Linshen 4 y al sur del río Amarillo se encuentra el área favorable de generación de petróleo del Cretácico Inferior, y no hay líneas sísmicas que penetren en esta área. No está claro si hubo una depresión en el Cretácico Inferior. Cretácico o cómo se desarrollaron los estratos del Cretácico Inferior; en la parte occidental de la Depresión de Linhe Los terremotos en el área de Chaganbula descubrieron un nuevo conjunto de estratos bajo el sistema Cretácico, pero las capas, el rango de distribución y los cambios de espesor aún no se han aclarado. Por lo tanto, la confiabilidad del espesor de la roca generadora de petróleo y la estimación de recursos es pobre, y no se ha confirmado si la Depresión de Huhe tiene condiciones generadoras de petróleo.

(2) Las condiciones de la trampa no se implementan y las estructuras de la cuenca están asociadas principalmente con fallas. Sin embargo, las condiciones de sellado hacia arriba de las estructuras locales como anticlinales, bloques de falla y narices de falla aún no están claras. Cuestiones como las correspondientes condiciones de bloqueo combinado de la litología estratigráfica en ambos lados de la falla aún no se pueden aclarar. Además, la densidad de algunas redes de medición estructural es pequeña y el grado de implementación es muy bajo, como Chagannuoer, Alai Huhudug, Hundelun y otras estructuras en el suroeste de la Depresión de Linhe.

En resumen, aunque es muy difícil encontrar petróleo y gas en la cuenca de Hetao, tiene ciertas perspectivas de petróleo y gas y es necesaria una mayor exploración.

(3) Sugerencias de exploración

(1) En términos generales, continúe centrándose en la depresión de Linhe y los dos conjuntos de capas generadoras de petróleo, teniendo en cuenta las depresiones de Huhe y Wuqian. y otras áreas que puedan contener aceite. Sistema de capas. Identifique la variedad de estratos petrolíferos favorables, priorice los puntos clave y avance por etapas.

(2) La exploración sísmica debe llevarse a cabo al sur del río Amarillo, al este del pozo Linshen 4 y en las líneas sísmicas Chaganbulague-Wuda e Index-Harqigreb para identificar las tres siguientes: Las características estructurales del Se determinó el área, las ubicaciones de los centros de depósito del Cretácico Inferior y las depresiones generadoras de petróleo, y se aclararon el rango de distribución y los patrones de variación de espesor de los estratos recién descubiertos. Además, es necesario aumentar la densidad de la red de prueba en estructuras favorables como Songzhaer, Erdaoqiao y Nairilatu.

(3) La exploración en la depresión de Linhe debería centrarse en el sistema Paleógeno, dando prioridad al semianticlinal de Songzhar y al semianticlinal de Ulantuk en ambos lados de las fallas de Hanghou y Wuyuan, como las estructuras. Las puntas rotas de los Dai tienen una gran área estructural, una gran amplitud y son confiables, relativamente confiables. En términos relativos, las estructuras Songzhaer y Badai son poco profundas y propicias para la perforación. Aunque se han perforado dos pozos en la estructura de Ulantuk, el pozo Linshen 1 no ha ingresado a la capa objetivo y el pozo Lintan 2 solo ha ingresado a la parte superior del Oligoceno. por lo que esta estructura aún necesita mayor exploración.

(4) El siguiente paso de exploración en la cuenca de Hetao debe consistir en el desarrollo simultáneo de petróleo y gas. La capa objetivo en la depresión de Linhe está profundamente enterrada y la mayoría de las rocas generadoras de petróleo se encuentran en ella. El área de la depresión ha entrado en la etapa de sobremaduración y genera principalmente petróleo condensado y gas seco, por lo que puede enriquecerse en yacimientos de gas y se le debe prestar la atención necesaria. Además, si los estratos recién descubiertos bajo el Cretácico en el área de Chaganbulage son del Paleozoico superior, tendrán mayores perspectivas de producción de gas. Por lo tanto, se recomienda perforar pozos en la estructura de Chaganbulage basándose en la exploración sísmica para averiguarlo. capas y condiciones de petróleo y gas de esta formación.

(5) Continuar realizando investigaciones especiales sobre estructura, generación de petróleo, yacimientos, litofacies y extracción y aplicación de información sísmica, realizar investigaciones en profundidad sobre las características de las condiciones geológicas de formación de petróleo en esta área. y mejorar la confiabilidad de la evaluación temprana de recursos, fortalecer la investigación integral centrada en la generación de petróleo y la investigación estructural, y señalar la dirección de la exploración de manera más específica.

VI.Resumen

Basado en las condiciones específicas de diferentes niveles de exploración en varias depresiones en la cuenca de Hetao, esta evaluación adoptó el método de analogía del tipo de cuenca, el método de velocidad del volumen de roca sedimentaria y Para estimar los recursos de cuencas y depresiones se utilizó el método del asfalto cloroformo "A" y el método de cálculo multifactor. La cuenca de Hetao es una cuenca de rift intraplataforma cenozoica con recursos geológicos de 3,90 × 108 t, recursos recuperables de 1,09 × 108 t y recursos petroleros prospectivos de 9,67 × 108 t. La cuenca de Hetao está dominada principalmente por recursos petroleros, en su mayoría distribuidos en la Depresión de Linhe, y los recursos están relativamente concentrados en la cuenca se distribuyen principalmente en el Paleógeno y el Neógeno, y las profundidades son principalmente profundas y ultraprofundas; el entorno geográfico se distribuye en pastizales; los recursos de petróleo y gas son en su mayoría recursos de baja permeabilidad.