El campo de gas central de la Depresión de Ordos está ubicado en el área de Jingbian-Hengshan de la provincia de Shaanxi y se extiende hasta Yike Zhaomeng en el norte y Zhidan y Fuxian en el sur. La zona gasífera se distribuye en dirección norte-sur, cubriendo una superficie de 5×104km2. Pertenece al campo de gas "paleo-depósito". En la actualidad, se ha demostrado que el área de producción de gas es básicamente de 3781,1 mil m2, y se ha demostrado que las reservas geológicas son básicamente de 2058,25 × 108 m3, formando un campo de gas completo en tierra de mi país.
1. Antecedentes geológicos de la formación del campo de gas
El campo de gas está situado en la ladera de Yishan de la depresión de Ordos. La pendiente tiene 400 kilómetros de largo de norte a sur y 250 kilómetros de ancho de este a oeste, y se caracteriza por el desarrollo de estructuras en forma de nariz. El basamento es una serie de rocas metamórficas Arcaicas y Proterozoicas. Su capa de roca ha experimentado cinco etapas evolutivas: depresión del rift mesoproterozoico, plataforma marina poco profunda del Paleozoico temprano, llanura costera del Paleozoico tardío, cuenca interior del Mesozoico y depresión de la falla del Cenozoico. Se forman las formaciones rocosas de carbonato del Paleozoico inferior, las formaciones carbonatadas de la fase de transición marino-terrestre del Paleozoico superior y las formaciones rocosas clásticas fluviales y lacustres del interior del Mesozoico y Cenozoico.
2. Cuatro etapas evolutivas de la formación de yacimientos de gas.
Basado en la investigación de las cinco historias de desarrollo de estructuras sedimentarias, historia de desarrollo de paleokarst, historia de generación y expulsión de hidrocarburos de rocas generadoras de hidrocarburos, historia de cambios en el entorno de depósito, historia de migración y acumulación, historia de diagénesis y desarrollo de trampas. La historia, combinada con sus condiciones de formación de yacimientos de gas, se puede dividir en cuatro etapas de evolución según su configuración espaciotemporal (Figura adjunta 4-2-14, Figura adjunta 4-2-15
(1) Formación de yacimientos de gas etapa
En el quinto período del Ordovícico Ma, bajo la influencia del paleo-levantamiento, se desarrolló una sedimentación plana de marea evaporativa, y el levantamiento de la corteza condujo a un karst entre capas, y se desarrolló una plataforma kárstica gigante en el fondo paleotectónico de la región con orientación este.
(2) Etapa de formación de trampas
En las etapas media y tardía del ciclo herciniano, el cuerpo kárstico de la corteza erosionada del Ordovícico se ha transformado. de un sistema abierto a un sistema presurizado (los sedimentos carboníferos y pérmicos
Ro alcanzaron 1,0 ~ 1,2 al final del Pérmico, y el sistema Ordovícico entró en el período máximo de generación de hidrocarburos. Las rocas fuente biogénicas acaban de madurado, y a medida que aumenta la profundidad de enterramiento en el Carbonífero, la litología se vuelve más densa y las trampas litológicas paleogeomorfológicas (estratigráficas) tienden a finalizarse gradualmente (Figura 4-2-16
(3) Migración y acumulación de gas natural. etapa
Al final del Jurásico, debido a que los campos de gas en la parte central de la cuenca estaban en el área de distribución de trampa de bajo potencial, el gas natural migró desde las áreas de potencial relativamente alto en el sureste y al suroeste hasta los campos de gas centrales En este momento, debido a la mayor compactación, las trampas paleogeomorfológicas mejoraron gradualmente y básicamente se formaron los yacimientos de gas natural
(4) Etapa de ajuste y finalización
Después de la deposición del Cretácico Inferior, el borde occidental de la cuenca fue empujado y adormecido, y el borde oriental fue fuertemente elevado, lo que resultó en una superficie monoclinal que se inclina hacia el oeste en la parte central de la cuenca, lo que provocó el gas. El fluido del yacimiento se ajustó, y la zanja de erosión temprana y la zona estrecha de relleno kárstico en el borde oriental de la plataforma kárstica de Jingbian formaron una obstrucción lateral. En ese momento, el yacimiento de gas estaba básicamente finalizado. El centro de generación de hidrocarburos del Paleozoico superior en el oeste de Tianchi maduró relativamente. tarde y todavía tenía la función de expulsión de hidrocarburos, lo que compensó las pérdidas en el ajuste del yacimiento de gas y formó la apariencia actual del yacimiento de gas
3. Cinco características del patrón de distribución de los yacimientos de gas:
Según el análisis de datos, en resumen, el patrón de distribución de los yacimientos de gas tiene las siguientes cinco características:
Figura 4-2-15 Ordos Sag Modelo de evolución de yacimientos de gas paleogeomorfología de la corteza erosionada del Ordovícico
Figura 4-2-14 Modelo de formación de yacimientos paleogeomorfológicos de la corteza erosionada del Ordovícico en el Sag de Ordos central
Figura 4-2-17 Mapa de distribución de los centros de generación de hidrocarburos del Paleozoico en el Sag de Ordos
Figura 4-2-16 Paleogeomorfología y mapa de áreas gasíferas de China central
(1) Reservorio paleogeomorfológico de la corteza erosionada del Ordovícico Los reservorios de gas se distribuyen principalmente en la zona de transición del Largo Al final del Carbonífero, fue la Depresión de Xilongdong. Después de su extensión en el Triásico, se formó la Depresión de Belong Sur y ahora es la vertiente oeste. Sin embargo, los yacimientos de gas siempre se distribuyen en la zona de transición de la Depresión Larga. , que es beneficioso para la generación, migración y preservación del gas natural.
(2) Las áreas superpuestas de dos conjuntos de rocas generadoras de gas y dos centros de generación de hidrocarburos controlan la distribución de los yacimientos de gas (Figura 4). -2-17 ).
①Rocas generadoras de carbonatos del Ordovícico
Hay dos centros de generación de hidrocarburos del Ordovícico en la cuenca.
En primer lugar, la roca madre del cuerpo principal del campo de gas central (Jingbian-Yulin-Sude) tiene un espesor de 475 metros y la intensidad de generación de hidrocarburos es de 10×108 ~ 25×108 m3/km2. El otro está en el borde suroeste de la cuenca (Qingyang-Tongchuan). Su área de distribución es de 18×104km2.
Este conjunto de rocas madre se caracteriza por su baja abundancia y sobremadurez. El carbono orgánico del Ordovícico medio es 0,05 ~ 0,35, con un promedio de 0,19 (374 muestras), el asfalto cloroformo "A" es 0,01 (104 muestras) y el contenido total promedio de hidrocarburos es 37,8 × 604. El Ro del distrito de Jingbian es 2,86 y el del borde occidental es 1,09 ~ 1,25.
②Rocas generadoras del Carbonífero-Pérmico
Distribuidas principalmente en el área de Wushen Banner-Jingbian-Yan’an, con una intensidad de generación de hidrocarburos > 25× 108m3/km2 y un área de distribución de 10× 104km2.
Este conjunto de rocas generadoras tiene las características de alta abundancia y alta madurez. El carbono orgánico de la veta de carbón de la Formación Shanxi es 65,2, la Formación Taiyuan es 62,9 y la Formación Benxi es 72,5. El contenido total de hidrocarburos de la Formación Shanxi es 2853×10-6, la Formación Taiyuan es 3607×10-6 y la Formación Benxi es 3988×10-6. El material parental son plantas superiores, tipo ⅲ, y parte de él es tipo ⅱ. La veta de carbón tiene un espesor de 10 a 20 m, la lutita oscura tiene un espesor de 100 a 210 m y la piedra caliza tiene un espesor de 20 a 35 m. Ro1.7~2.5.
El rango de distribución de los campos de gas coincide con los centros de generación de hidrocarburos del Ordovícico y Carbonífero-Pérmico, proporcionando abundantes fuentes de gas para los campos de gas.
En cuanto a la roca fuente de gas en el campo de gas central, los resultados de la investigación del campo petrolífero de Changqing muestran que se trata principalmente de gas derivado del carbón, mezclado con gas craqueado del Ordovícico.
Los datos de isótopos de carbono del gas natural se muestran en la Tabla 4-2-1.
Tabla 4-2-1 Tabla de datos de isótopos de carbono del metano del gas natural
De acuerdo con la discriminación de isótopos de carbono del gas natural en el campo petrolífero de Changqing, el gas típico derivado del carbón del Carbonífero y del Pérmico es: 33,22 ‰, la roca carbonatada típica del Ordovícico es -38,38 ‰. En la tabla anterior, el isótopo de carbono promedio de metano de los ocho pozos de Lin 1 a Shaan 21 es -33,61‰, que se considera una mezcla de gas dominada por gas derivado del carbón.
(3) El depósito de gas se distribuye en la zona de microfacies favorable de Yunping que contiene yeso y Yunping que contiene lodo de algas.
En la quinta etapa del Ordovícico Medio, la parte central de la cuenca quedó intercalada entre el paleoalto central y la depresión salina del norte de Shaanxi. Debido a la combinación litológica de microfacies de nubes planas y microfacies de nubes planas de algas y lodo, el espacio del reservorio dominado por poros de disolución y cavidades formados por el antiguo karst se ha convertido en un tipo de reservorio importante de reservorios de corteza erosionada. El Período Ordovícico Mawu se puede dividir verticalmente en dos litofacies. La parte inferior es la llanura de marea evaporativa, con un área de 2 × 104 km2 y un espesor de embalse de 60 ~ 80 m. Se trata de un gran marco de distribución de embalses. La parte superior es la plataforma de nubes intermareal y la plataforma de nubes supramareal, con una superficie de 1,5×104km2 es el mejor embalse.
Figura 4-2-18 Mapa paleogeográfico de litofacies del período Ordovícico Majiagou de la Depresión de Ordos
Figura 4-2-19 Mapa de evaluación de objetivos de exploración de la parte central de la Depresión de Ordos
El espesor efectivo del yacimiento es generalmente de 4 ~ 6 m, el más delgado es de 3 m y el espesor máximo puede alcanzar los 17,438 0 m.
La roca yacimiento es dolomita de grano fino y el espacio del yacimiento está formado principalmente por poros disueltos (cuevas). Hay tres tipos de yacimientos: tipo fractura-disolución, tipo poro y tipo fractura-microporo. Rendimiento del yacimiento: la porosidad de la dolomita es 0,35 ~ 19,8, la capa única promedio es 3,5 ~ 8, la parte media del campo de gas es la mejor, promedio 5,7, la permeabilidad es 0,041 × 10-3 ~ cientos de × 10-3 μ m2, promedio .
(4) Los yacimientos de gas se encuentran distribuidos en la zona de desarrollo de la corteza meteorizada.
El nivel base de la erosión del agua subterránea del Ordovícico en el período Caledonio no solo controló el ascenso y descenso del nivel del agua subterránea, sino que también controló el espesor de la corteza erosionada y la morfología kárstica. Según las investigaciones, en esta zona existen zonas kársticas verticales, zonas kársticas horizontales y zonas kársticas profundas. La zona kárstica vertical es la principal sección de desarrollo de yacimientos kársticos porosos y también es la capa de distribución de los principales yacimientos de gas. La zona kárstica horizontal es la principal sección de desarrollo de yacimientos kársticos de tipo poroso intergranular. En la zona kárstica profunda, la karstificación es débil porque está cerca del fondo de la corteza erosionada. La profundidad de desarrollo de la corteza erosionada controla el límite inferior del yacimiento de gas. En la plataforma kárstica de Jingbian, su profundidad de desarrollo es generalmente de 30 a 70 m.
En resumen, los reservorios de dolomita de corteza erosionada en esta área se formaron en múltiples etapas, a saber, la etapa supergénica temprana, la etapa de elevación de Caledonia, la etapa de entierro poco profundo del Hercinio y las etapas de entierro profundo del Indosinio y posteriores. La forma actual es el resultado de la superposición kárstica.
(5) Las gigantescas plataformas kársticas son zonas ricas en gas natural.
En la plataforma kárstica se desarrolla el espacio reservorio de unidades ortopaleogeomorfológicas, y el gas natural es relativamente abundante. La práctica de exploración ha demostrado que la proporción total de pozos de gas industrial en unidades paleogeomórficas positivas es de 55,5, mientras que la proporción total de pozos de gas industrial en unidades paleogeomórficas negativas es de sólo 3,5 (Figura 4-2-19 del Apéndice).
En definitiva, el sistema Ordovícico del campo gasífero central se sitúa sobre el fondo de una gran pendiente inclinada hacia el oeste. En las facies favorables se sitúa la configuración superpuesta de la plataforma paleokarst y el centro de generación de hidrocarburos. zona de la llanura de marea Las trampas paleogeomorfológicas y la litología estratigráfica La trampa, la capa de bauxita carbonífera de alta calidad, el relleno de fracturas (capa de lodo carbonífero) y el cierre regional de la zanja de sal en el lado este de la llanura de marea forman el campo de gas central de. la cuenca.
(2) Yacimiento de gas litológico del Pérmico en el área del pozo Shaan 99
El área del pozo Shan 99 es un yacimiento de gas con inmersión ascendente en el fondo de Bilong (Figura 4- 2-20). La capa productora es arenisca de cuarzo con grava en el fondo de la Formación Shihezi Inferior del Pérmico. La sección del depósito de gas es de 3361,8 ~ 3775,5 metros, con un espesor de 13,7 metros. La producción diaria de gas probada es de 45,63×65438, sin flujo de obstrucción.
Visto desde el avión, el depósito de gas es un levantamiento en forma de nariz con litología de inmersión ascendente y un área de trampa de 100 km2.
La roca madre en esta área es carbón y lutita oscura de la Formación Shanxi. El espesor de la veta de carbón es de 4,4 m y el espesor de la lutita oscura es de 33,8 m. Centro de gas natural de Zhidan-Fuxian en el sur, y la intensidad de generación de hidrocarburos llega a 24×108m3/km2. Dado que el yacimiento de gas en el área del pozo Shaanxi 99 se encuentra en un área de bajo potencial de gas, migra principalmente horizontalmente. La capa de gas es adyacente a la capa fuente primaria de la Formación Shanxi.
También se puede observar en la vista en planta que la litología del embalse cambia mucho, pasando de arenisca a lutita lateralmente y hacia arriba, formando una capa selladora. Además, el tipo de cuerpo de agua en esta zona es CaCl2_2, el cual se encuentra en una zona dinámica de presión de agua y presenta buenas condiciones de conservación.
El yacimiento es arenisca de cuarzo con grava de color gris claro, que se forma mediante la superposición de barras de arena de varios niveles en el estuario del frente del delta. Entre ellos, los clásticos estacionales representan el 99%, el contenido de cemento <10% y el contenido de lodo. 5,21% y el grado de poros promedio es 9,5 y la permeabilidad promedio es 0,8×10-3μm2. Los espacios de almacenamiento son poros intergranulares disueltos, poros de moho, poros intergranulares y microfracturas.
Capa de desplumado: la capa de obstrucción directa es de lutita pura de 7,4 m de espesor y lutita limosa y limolita de 6,6 m de espesor, con un espesor de 14 m, una presión de obstrucción de 15,65, 438 00 MPa, y la lutita se desarrolla hacia arriba. . Crear oclusión lateral.
En resumen, el yacimiento de gas está cerca del centro de generación de gas, tiene una gruesa capa de arena, buenas propiedades físicas, facies favorable, elevación amplia y suave en forma de nariz y buenas condiciones de conservación del agua subterránea, lo que favorece a la formación de yacimientos de gas de alto rendimiento.