De 2004 a 2005, PetroChina Langfang Branch y otras unidades llevaron a cabo estudios geológicos de campo en las arenas bituminosas de Ordos y en los plantones de petróleo y gas, y perforaron las arenas bituminosas en la parte norte de Dongsheng. Con base en el estudio geológico de campo de los recursos de arena bituminosa poco profundos en la cuenca de Ordos, recopilando resultados anteriores, cotejando y resumiendo datos y combinando los datos de los pozos de arena bituminosa recientemente perforados y los últimos análisis y datos de prueba de Langfang Branch, básicamente tenemos Dominó el área de Dongsheng Norte y las características de distribución de Miao y la escala de recursos de las arenas bituminosas en el área de Wan-Silangmiao. Se ha confirmado mediante perforación que las arenas bituminosas en el norte de Dongsheng se distribuyen principalmente en los bloques Lamagou-Wusiduge, Erzihao y Machanghao. Se ha determinado preliminarmente que el área de arenisca petrolífera de la Formación Cretácica Dongsheng es de 887 km2 dentro de un área. rango poco profundo de 300 metros; Miaowan. Las capas de arena bituminosa del Triásico y Jurásico en Silangmiao son numerosas y están distribuidas en un área grande. Las arenas bituminosas o areniscas petrolíferas de la cuenca de Ordos son en su mayoría petróleo ligero, a diferencia de las típicas arenas bituminosas. Dado que el contenido de arena bituminosa en el distrito norte de Dongsheng es inferior a 3, esta evaluación solo calcula los recursos de arena bituminosa en el área de Miaowan-Silangmiao.
(1) Arenas bituminosas de Miaowan-Silangmiao
1. Distribución de arenas bituminosas
El cuerpo principal del área de Miaowan-Silangmiao se encuentra en el condado de Yao, Shaanxi. Provincia Cruza el condado de Yijun por el este. El límite noreste de las arenas bituminosas de Silangmiao es el campo petrolífero de Silangmiao y el límite suroeste es el campo petrolífero de Miaowan. De suroeste a noreste, son la mina de carbón Chenjiashan, la mina de carbón Xiashijie, la mina de carbón Cuijiagou, la mina de carbón Jiaoping y la mina de carbón Yuji. El área tiene 35 kilómetros de largo de este a oeste y 13 kilómetros de ancho de norte a sur.
La zona minera está situada en la parte sureste de la cuenca de Ordos. La estructura pertenece a la parte oriental del cinturón de elevación de Weibei y está conectada con el extremo sur de la vertiente norte de Shaanxi. Los estratos oscilan entre 30° y 35° y tienden al NO. De sur a norte, los estratos expuestos en la zona son la Formación Yanchang del Triásico Superior, Jurásico y Cretácico. La estructura es significativamente diferente de norte a sur. La parte norte pertenece a la vertiente norte de Shaanxi, con una estructura suave y sencilla, y el sistema Cretácico queda expuesto en la superficie. El levantamiento de Weibei en el sur tiene una estructura compleja. Los sistemas del Triásico, Jurásico y Cretácico en el suelo se distribuyen en franjas. Se desarrollan pliegues y fallas, y el ángulo de inclinación estratigráfica cambia enormemente, lo que dificulta la exploración.
Según los datos existentes, hay múltiples conjuntos de areniscas mesozoicas que contienen petróleo desarrolladas en el Levantamiento de Weibei, incluyendo de arriba a abajo la Formación Zhiluo del Jurásico, la Formación Yan'an, la Formación Fuxian y la Formación Chang del Triásico Superior. 2 y Chang 4, 5, Chang 6 y Chang 8 pueden utilizarse como objetivos de exploración de petróleo y gas. Las arenas bituminosas jurásicas están ampliamente presentes en las minas de carbón, tienen un espesor pequeño y son reservorios secundarios. Al mismo tiempo, controladas por la estructura de la falla, la litología y el espesor del cuerpo de arena, las condiciones de extracción son complejas y no se pueden explotar en grandes áreas, por lo que es un objetivo a largo plazo.
La profundidad de entierro de los embalses debajo de Chang 4 y 5 en el Grupo Yanchang es generalmente superior a 500 metros, mientras que Chang 2 es relativamente poco profundo. Chang 6 está profundamente enterrado, pero queda expuesto en la superficie en el norte. Los datos existentes muestran que Chang 2 y Chang 6 se encuentran en zonas de facies de yacimiento favorables, con gruesas capas de arena, buenas propiedades físicas y estructuras simples.
2. Condiciones de mineralización
(1) Análisis de fuentes de petróleo y gas. Las rocas generadoras en esta área se derivan principalmente de los conjuntos mesozoicos Chang 7 y Chang 6 de facies de lagos semiprofundos y lagos profundos y facies de lagos poco profundos, lutitas, lutitas y lutitas grises oscuras. Según Mou et al (2001), el contenido promedio de carbono orgánico de la roca madre Chang 7 es 1,7, el contenido promedio de asfalto cloroformo "A" es 892,5 mg/L, el Ro promedio es 0,82 y el tipo de kerógeno es tipo. III. El contenido promedio de carbono orgánico de la roca madre Chang 6 es 2,46, el contenido promedio de asfalto cloroformo "A" es 1,429,1 mg/L, el Ro promedio es 0,73 y el tipo de kerógeno también es tipo III. Ambas son rocas generadoras importantes con alta abundancia de materia orgánica, buen tipo y madurez de kerógeno y gran espesor.
(2) Análisis de los principales factores que controlan la acumulación de arenas bituminosas. Una serie de canales distributivos submarinos del delta del río trenzados y barras de arena al final de los canales se desarrollan en la parte media y superior de Chang 6. Están apilados verticalmente y distribuidos en forma de lente lateralmente, formando el espacio principal para la migración de petróleo y gas. y acumulación. El transporte de petróleo y gas se realiza a través de poros conectados en el yacimiento, pero las fallas del lado este desempeñan un papel importante en el transporte vertical de petróleo y gas.
Chang Er Middle también desarrolla una serie de canales distributivos submarinos del delta del río trenzados y bancos de arena al final de los canales del río, que se apilan verticalmente y se distribuyen en forma de lente lateralmente, formando el espacio principal para el petróleo. y migración y acumulación de gases. Sin embargo, el petróleo y el gas provienen de la roca madre inferior y su transporte está relacionado con los poros conectados de la capa Chang 6-Chang 2 y las fallas en el lado este. Por lo tanto, los principales factores que controlan la formación de yacimientos son la litología y la estructura.
(3) Modelo de formación de yacimientos. Al final del Triásico, se desarrolló una serie de trampas litológicas en cada capa de petróleo de la Formación Yanchang. Al final del Jurásico Medio y principios del período Yanshan, se formó un cinturón estructural de cabalgamiento gigante en el borde sur de la cuenca de Ordos, con numerosas fallas de cabalgamiento y anticlinales de compresión. Algunas de las trampas litológicas formadas en el período temprano fueron estructuralmente. transformados en trampas litológicas anticlinales (Figura 7-7). En este momento, la roca madre acaba de entrar en el umbral de generación de hidrocarburos, formando una buena relación de configuración espaciotemporal, las fallas de expulsión horizontal y vertical de hidrocarburos también tienen ventajas y desventajas para la migración de petróleo y gas; Las actividades tectónicas de los últimos períodos Yanshaniense y del Himalaya provocaron la pérdida y una grave erosión de los estratos suprayacentes, lo que dio lugar a una baja resistencia a la captura de petróleo y gas. En la actualidad, esta zona es un área de bajo potencial petrolero y la migración secundaria de petróleo y gas desempeña un buen papel regulador. Por lo tanto, el modelo de acumulación en esta área pertenece al tipo de conversión entre acumulación temprana y acumulación tardía. Figura 7-7 Diagrama esquemático de la acumulación de petróleo y gas de la Formación Yanchang en el área minera de Miaowan-Silangmiao
3. de recursos de arenas bituminosas
(1) Área de arenas bituminosas. Con base en la ocurrencia estratigráfica de la superficie, los datos de perforación y los mapas de contorno estructural, se compilaron los mapas de profundidad de enterramiento de las capas de arena bituminosa de Chang 2 y Chang 6, y las áreas de arena bituminosa con profundidades de enterramiento de 0 ~ 100 m, 100 m ~ 300 m y 500 m. m fueron delineados. La parte sureste está delimitada por la línea de paleodenudación y la parte noroeste está delimitada por las líneas de profundidad de enterramiento de 100 m, 300 m y 500 m respectivamente. El límite entre el noreste y el suroeste se infiere apropiadamente basándose en los controles de perforación. * * *El área controlada de arenas bituminosas es de 267,12km2. Entre ellos, los controles de arena bituminosa Chang 2 (0 ~ 100 m), 43,68 km2 (100 ~ 300 m), 36,3 km2 (300 ~ 500 m), totalizan 96,65 km2; km2 (100 ~ 300 m), 86,4 km2 (300 ~ 500 m), un total de 267,12 km2. Entre ellos, el área de arena bituminosa de 0 ~ 100 ~ 300 m es de 46,11 km2, el área de arena bituminosa de 100 ~ 300 m es de 100,31 km2 y el área de arena bituminosa de 300 ~ 500 m es de 120,7 km2.
(2)Espesor. Con base en los datos del espesor de la arena petrolífera determinados por las mediciones de los afloramientos de campo, la perforación preliminar y el análisis de muestras de petróleo, compilamos mapas de contorno del espesor de la arena petrolífera en los bloques Miaowan y Silangmiao, y obtuvimos el espesor promedio: el espesor de la capa de arena petrolífera de Chang 2 es de 13,87 m. ; el espesor de la capa de arena bituminosa de Chang 2 es de 13,87 m. 6 El espesor de la capa de arena bituminosa es de 25,74 metros
(3) Contenido de petróleo. Debido a que todas las muestras recolectadas esta vez provienen de la superficie, los resultados del análisis acaban de alcanzar 3 en peso. El contenido de petróleo de las arenas bituminosas subterráneas (100 ~ 500 m) se estima de manera conservadora con base en los resultados del análisis de superficie y también se toma como 3; peso Los principales parámetros y recursos de la arena bituminosa de Miaowan-Silangmiao se muestran en la Tabla 7-10.
Tabla 7-10 Tabla de cálculo de los recursos de arena bituminosa en el área minera de Miaowan-Silangmiao
(2) Clasificación y resumen de los recursos de la cuenca hidrográfica
El petróleo principal arenas en la Cuenca de Ordos Se distribuye en el área de Beidongsheng del levantamiento Yimeng en la parte norte de la cuenca (Cretácico) y el área Miaowan-Silang del levantamiento Weibei en la parte sur de la cuenca (Triásico) . Además, el campo petrolífero de Yanchang también tiene una pequeña cantidad de arena bituminosa, pero se superpone con áreas de extracción de petróleo convencionales, por lo que los recursos de arena bituminosa no se calculan por separado.
Las estimaciones preliminares muestran que los recursos de arena bituminosa a una profundidad de 100 m en la cuenca de Ordos son 0,38×108 t, los recursos de arena bituminosa a una profundidad de enterramiento de 100~500 m son 3,12×108 t , y los recursos de arena bituminosa a una profundidad de entierro de 0 ~ 500 m son 3,12 × 108 t.
Se han descubierto campos petrolíferos explotables en el área de Miaowan-Silang. También hay derrames de petróleo en minas de carbón subterráneas en esta área, y se puede calcular la cantidad de recursos recuperables. El coeficiente de recuperabilidad es de 0,8 en el rango de 0 a 100 metros y de 0,3 en el rango de 100 a 500 metros. Los cálculos preliminares indican que los recursos recuperables de arena bituminosa en el área de Miaowan-Silang son 3 007,4 × 104 en el rango de. 0 a 100 metros t, en el rango de 100 ~ 500 m, es 9 377 × 104t. Los recursos recuperables de petróleo de arena bituminosa en el rango de 0 ~ 500 metros totalizan 1,23 × 108t.
Los recursos de arena bituminosa en la cuenca de Ordos se concentran principalmente en el rango de contenido de petróleo de 3 a 6 según la clasificación y el resumen del entorno geográfico, los recursos de arena bituminosa se encuentran en un entorno montañoso, como por ejemplo; como Miaowan-Silangmiao, que no favorece la explotación.