La cuenca Jinghe está ubicada en los condados de Jinghe, Bole y Wenquan en la prefectura autónoma de Mongolia de Bortala, y cubre un área de aproximadamente 7000 km2. Está rodeado por montañas en tres lados, delimitado por la falla del lago Aibi en la cuenca de Junggar al este, las montañas Alatau al norte, las montañas Beezhentao, las montañas Khanjigar y las montañas Keguqin de oeste a este, y las montañas Boluo de la cuenca de Ili es el límite. La cuenca Jinghe también se llama cuenca Bortala o cuenca Bole.
La cuenca se distribuye en dirección este-oeste, con unos 180 kilómetros de largo, 70 kilómetros de ancho de norte a sur y 10 kilómetros en su punto más estrecho. En general, la cuenca se caracteriza por ser ancha al este y estrecha al oeste, alta al oeste y baja al este. El extremo occidental de la cuenca se encuentra a 2.500 metros sobre el nivel del mar, y las zonas de la llanura central y oriental se encuentran generalmente entre 200 y 600 metros sobre el nivel del mar.
El estudio geológico de la cuenca Jinghe comenzó en la década de 1970, durante la cual se completó un estudio geológico de superficie de 1:200.000. La exploración de petróleo y gas comenzó en 1992 y el proceso de exploración se describe brevemente a continuación (Figura 10-45-1):
En 65438-0992, la Oficina de Administración de Petróleo de Xinjiang cooperó con la Universidad de Ciencias y Tecnología de China para realizar exploración petrolera en Chawengbulag Se estudiaron geoquímicamente las rocas clásticas y se obtuvo una variedad de información geológica como el tipo de roca madre, la madurez de la materia orgánica y la correlación de la fuente de petróleo.
De 1993 a 1994, la Oficina de Petróleo de Xinjiang completó un estudio magnético y de gravedad 1:200.000 en la cuenca Jinghe, cubriendo un área de 11.000 km2.
Durante 1994, la Oficina de Petróleo de Xinjiang trazó 4 líneas de prospección de TM en la cuenca Jinghe, con una longitud total de 399 km.
En 1995, la Oficina de Petróleo de Xinjiang construyó 663 kilómetros de líneas de estudios sísmicos en el área de Jinghe, todas cubiertas 60 veces, y la red de estudios sísmicos era escasa. La red de medición de la depresión de Shashanzi es de 8 km × 15 km ~ 22 km × 32 km, y el borde sur de la depresión carece de control de la red de medición. La cobertura de la red de exploración de la depresión de Wenquan es de 8 km × 28 km ~ 8 km × 38 km, pero la cobertura de la red de exploración es relativamente escasa.
En 1995, la Oficina de Geología del Petróleo del Noroeste dispuso 12 líneas de levantamiento de construcción con una longitud de aproximadamente 300 km, alcanzando 1 km × 2 km en la red de levantamiento sísmico anticlinal No. 1 de Wendong.
En; 1996, Xinjiang La Oficina de Petróleo completó 11 estudios de perfiles de afloramientos superficiales, alrededor de 12.300 m, y llevó a cabo 180 km de estudios geológicos de campo. Se recogieron 6 tipos de muestras, incluidas 221 piezas;
Durante 1996, Se llevaron a cabo trabajos sísmicos en la depresión de Wenquan, y la línea de estudio sísmico fue de aproximadamente 464 km, la red de prueba máxima es de 4 × 7 km.
En junio de 1996, la Oficina de Petróleo de Xinjiang y la Oficina de Geología del Petróleo del Noroeste perforaron dos pozos parámetros en la estructura de la nariz de Chagantunge y la estructura de Wendong 1 en la depresión de Wenquan, a saber, el pozo Shenjing 1 y el pozo Boshen 1.
El grado de exploración en la cuenca Jinghe es relativamente bajo. A finales de 1996 * *, se habían completado 1.224,99 km, 1:200.000 estudios magnéticos y de gravedad sísmica bidimensional y 4 perfiles MT. Se han completado tres informes de investigación: "Informe del estudio magnético y de gravedad regional del área de Jinghe, Xinjiang", "Interpretación sísmica de la cuenca de Jinghe" y "Estudio geológico del petróleo e investigación integral de la cuenca de Jinghe".
Figura 10-45-1 Mapa de grados de exploración de la cuenca Jinghe
El trabajo principal del "Informe de evaluación de recursos de petróleo y gas de la cuenca Jinghe" fue completado por el Centro de Investigación de Exploración y Desarrollo de Petróleo de China. Instituto.
2. Condiciones geológicas
(1) División de unidades estructurales
Basado en datos sísmicos, gravitacionales y magnéticos y MT, combinados con el contexto geológico regional, el área está dividida en tres unidades estructurales de primer nivel (Figura 10-45-2). Se trata de la depresión de Wenquan en el oeste, el levantamiento de Bole y la depresión de Shashanzi en el este.
La Depresión de las Aguas Termales es una depresión lineal ancha en el este y estrecha en el oeste, baja en el este y alta en el oeste, intercalada entre las montañas Alatau y las montañas Beezhentao-Hanjiga. con una superficie de unos 3000km2. La línea de estudio sísmico norte-sur refleja que la depresión tiene forma de cesta, gruesa en el norte y delgada en el sur, con capas mesozoicas y cenozoicas apiladas y delgadas en el sur. Según los resultados de perforación del pozo Shenjing 1 y del pozo Boshen 1, el hundimiento es un hundimiento cenozoico sin mesozoico. El Cenozoico se espesa rápidamente hacia el norte, lo que está relacionado con el rápido levantamiento de las montañas Alatau durante el período del Himalaya.
Figura 10-45-2 Esquema estructural de la cuenca Jinghe
El levantamiento de Bole separa la depresión de Wenquan y la depresión de Shashanzi, cubriendo un área de unos 1100 km2.
El Cenozoico en el levantamiento cubre directamente el Paleozoico, y el levantamiento pasa gradualmente al área de afloramiento del Paleozoico y a las laderas de Wenquan Sag y Shashanzi Sag. Puede haber estratos pérmicos distribuidos en el levantamiento, pero debido a la mala reflexión de las líneas topográficas, su distribución en el levantamiento no está clara. Una posibilidad es que esté controlado por la falla de Aksay. Los estratos pérmicos están distribuidos en el lado oeste de la falla y faltan estratos pérmicos en el lado este de la falla.
El área de la depresión de Shashanzi es de unos 2900km2. Según los datos sísmicos, se trata de una depresión paleógena o neógena, gruesa en el sur y delgada en el norte. La depresión más gruesa se encuentra en la parte sur del campo de 83 regimientos, y el espesor de los estratos sedimentarios puede alcanzar los 3400 mm. En esta depresión se distribuye parcialmente el Jurásico y es posible que falten los estratos del Pérmico.
(2) Características estratigráficas
La cuenca Jinghe está ubicada en el cinturón plegado herciniano de las montañas del norte de Tianshan y tiene un basamento plegado herciniano. La mayor parte de la cuenca está cubierta por el Cuaternario, siendo el borde norte los estratos rojos del Paleógeno y Neógeno, y el borde sureste los estratos amarillos del Paleógeno y Neógeno. Una pequeña cantidad de estratos jurásicos distribuidos en dirección casi este-oeste solo se ve en el área de Mozart del condado de Wenquan. Los estratos del Paleozoico tardío están ampliamente expuestos en las montañas que rodean la cuenca. La Formación Wulang del Pérmico Temprano se distribuye principalmente en los márgenes de las montañas, mientras que la Formación Tomlik del Pérmico Tardío solo se distribuye en la costa oeste del lago Aibi y el borde sur de la cuenca. La piedra caliza marina carbonífera y los estratos del Devónico están ampliamente distribuidos en las montañas alrededor de la cuenca, mientras que los estratos del Paleozoico temprano y del Precámbrico solo se distribuyen en las montañas en el borde sur de la cuenca (Figura 10-45-3).
(3) Condiciones de la roca generadora
La evaluación de las rocas generadoras parte principalmente de tres aspectos: la abundancia, tipo y madurez de la materia orgánica en las rocas generadoras. Los estándares de evaluación adoptan el. Normas emitidas por PetroChina. Criterios de evaluación de rocas madre.
1. Abundante materia orgánica
Las formaciones Carbonífera, Pérmico Superior y Jurásico en la Cuenca Jinghe tienen potencial de generación de hidrocarburos (Tabla 10-45-1).
Figura 10-45-3 Diagrama de columnas estratigráfico completo de la cuenca Jinghe
Tabla 10-45-1 Tabla de datos de abundancia de materia orgánica de las rocas generadoras en la cuenca Jinghe
2. Tipo de materia orgánica
El tipo de materia orgánica es un parámetro importante para juzgar la capacidad de generación de hidrocarburos de la materia orgánica de la roca madre.
Devónico: Según datos de pirólisis de rocas y elementos kerógenos, no es difícil comprobar que las muestras de cada capa del Devónico son pobres en hidrógeno y ricas en oxígeno, con una relación atómica H/C inferior a 0,5 e IH inferior a 50 mg/g, lo que demuestra que los tipos de materia orgánica son todos del tipo III. El examen microscópico del querógeno muestra que este grupo de rocas está compuesto principalmente de sapropel, con un contenido del 90 al 100%, y el resto de inertinita, con sólo una pequeña cantidad de vitrinita. Por lo tanto, refleja las características típicas del querógeno sapropélico.
Carbonífero: En Milchik, Huluhuhe, Aksai, Pioneer Power Station y otras secciones, los tipos de materia orgánica reflejados por las rocas estratigráficas del Carbonífero y el kerógeno son básicamente los mismos, y el grado de riqueza de hidrógeno es muy bajo. Por ejemplo, el valor S2/S3 en la pirólisis de rocas es generalmente inferior a 0,3, el índice de hidrógeno es básicamente inferior a 50 mg/g y la relación atómica H/C en el kerógeno es generalmente inferior a 0,3, lo que muestra las características de los compuestos orgánicos húmicos. asunto. El examen microscópico del querógeno muestra que el contenido de saprolita es de 50 a 100, y el resto es vitrinita e inertinita, lo que refleja las características del querógeno tipo I-II 2.
Pérmico: Los tipos de kerógeno reflejados en las secciones Akshok y Nanshan son básicamente los mismos, ambos son materia orgánica húmica y pertenecen a la materia orgánica tipo III. Los resultados del examen microscópico del querógeno muestran que la vitrinita es el componente principal con un contenido de 35 a 85, seguida de la inertinita y la quitina. Las muestras de la mina de carbón de Nanshan son relativamente ricas en hidrógeno. El contenido de quitina de la mina de carbón de Nanshan es de 10 a 20, mientras que el contenido de quitina de la sección Akchok es de 5 a 10. Los datos de pirólisis y kerógeno para las muestras de la sección Pérmico Akshok son muy similares a las muestras del Devónico y Carbonífero y están significativamente agotados en hidrógeno, posiblemente como resultado de la intrusión y alteración volcánica.
Jurásico: La Formación Jurásica Xishanyao, principalmente en la sección Mozart, está compuesta de lutita oscura, lutita carbonosa y roca de carbón. Las características de la materia orgánica reflejadas por los tres tipos de rocas son básicamente similares. En la pirólisis de rocas, el promedio S2/S3 es 3,93 ~ 11,8, el índice de hidrógeno alcanza 123 ~ 211 mg/g y la relación atómica querógeno H/C es 0,70 ~ 0,91, lo que indica que es rico en hidrógeno.
El examen microscópico del kerógeno muestra que está compuesto principalmente de vitrinita, lo que indica que el material parental terrestre tiene una contribución importante, que se especula que es materia orgánica terrestre de tipo III relativamente rica en hidrógeno.
3. Madurez de la materia orgánica
La posibilidad de convertir la materia orgánica de las rocas sedimentarias en hidrocarburos y la escala de producción de hidrocarburos dependen del grado de calentamiento y de la etapa de evolución térmica del cuerpo geológico. Por lo tanto, la madurez de la materia orgánica es una medida de los hidrocarburos.
Debido a la falta de vitrinita en la composición del querógeno del Devónico, no existen datos de Ro. Además, debido a la baja abundancia de materia orgánica en la muestra, la temperatura máxima de pirólisis es demasiado baja para usarse como base química para la madurez. En la materia orgánica soluble, todos los parámetros de biomarcadores que indican madurez han alcanzado valores de equilibrio térmico, como la distribución de valores de OEP de 0,95 ~ 1,77. Los dos parámetros de madurez del esterano C29 son 0,38 ~ 0,42 y 0,45 ~ 0,48 respectivamente. Con base en el análisis de datos analógicos regionales, se infiere que la evolución térmica de este conjunto de formaciones ha llegado a la etapa de sobremaduración.
Las reflectividades promedio de vitrinita de la lutita del Carbonífero Inferior en la sección Milchik y la sección Pioneer Power Station son 2,6 y 2,39, respectivamente, lo que indica que han alcanzado la etapa de evolución demasiado madura. No se han medido datos de Ro en el Carbonífero en la sección Aksai, pero la temperatura máxima de pirólisis Tmax alcanza los 462°C, lo que sin duda es una característica de evolución de alta madurez sobremadura. Además, los biomarcadores de hidrocarburos solubles han llegado al final de la isomerización, por lo que se cree que la evolución térmica de esta formación debería estar en la etapa de sobremaduración.
Los datos de Ro medidos del sistema Pérmico provienen de los perfiles de las minas de carbón de Akshaoke y Nanshan, respectivamente. El primero tiene 9 muestras con valores de Ro entre 2,5 y 2,8, y el segundo tiene 10 muestras con valores de Ro entre 1,0 y 1,3. Ambos conjuntos de datos son centralmente confiables. La diferencia de madurez reflejada por los dos perfiles en realidad es causada por la alteración térmica de las rocas volcánicas epigenéticas, debido a que se observó una gran cantidad de intrusiones volcánicas en el perfil de Akshok, lo que provocó que las rocas a ambos lados de la zona de intrusión se fracturaran, es decir, es decir, provocado por la intrusión de rocas volcánicas. El calentamiento instantáneo de esta capa intensifica la evolución térmica de la materia orgánica. Por lo tanto, los datos de Ro medidos en la lutita del perfil de la mina de carbón de Nanshan representan el grado de evolución real del Pérmico, es decir, la materia orgánica se encuentra en una etapa altamente madura (período de máxima generación de petróleo). Los datos de pirólisis de rocas y de hidrocarburos solubles reflejan básicamente esta característica.
El rango de datos de Ro medido de muestras de lutitas de la Formación Xishanyao del Jurásico en la Sección Mozart es de 0,5 a 0,7, con un valor promedio de 0,58, lo que muestra las características de materia orgánica inmadura-baja en madurez. La temperatura máxima de la pirólisis de rocas es generalmente inferior a 435°C. En la combinación de estándar biológico, la madurez de isomerización de los compuestos es baja y los parámetros de madurez relevantes están básicamente por debajo del límite de generación de hidrocarburos. Las características macroevolutivas se pueden comparar con las del Jurásico en la cuenca del Junggar.
4. Evaluación integral de las rocas generadoras
Al comparar la abundancia, el tipo y la madurez de la materia orgánica de las rocas, se puede llevar a cabo una evaluación integral de las rocas generadoras en la cuenca Jinghe.
La roca madre de la Formación Pérmica Timur puede considerarse como una roca madre regional altamente madura que hace contribuciones reales a la producción de petróleo y gas. Esta formación es rica en materia orgánica original, tiene un excelente material parental generador de hidrocarburos y es relativamente rica en organismos inferiores. El entorno fuente es de fuerte reducción y su evolución se encuentra en el pico de generación de hidrocarburos, similar a las rocas generadoras del Pérmico Superior en la Cuenca Junggar.
El Jurásico se puede inferir como un conjunto de capas potenciales generadoras de petróleo, principalmente la Formación Xishanyao, que es un conjunto de materia orgánica terrestre lacustre, y el material parental generador de hidrocarburos son principalmente plantas superiores. Según la evaluación geoquímica convencional, es muy rico en hidrógeno pero tiene un grado de evolución relativamente bajo.
El Carbonífero y el Devónico son rocas generadoras desde muy maduras hasta sobremaduradas. Aunque se especula que el material original generador de hidrocarburos era bueno y la materia orgánica original era rica, el grado de evolución ha alcanzado la etapa de alta madurez a sobremaduración. En particular, el sistema Devónico ha experimentado un alto metamorfismo térmico y. múltiples movimientos tectónicos y los hidrocarburos generados han sido difíciles de preservar.
(4) Condiciones de almacenamiento y cobertura
La Cuenca Jinghe y sus alrededores desarrollan reservorios fluviales de arenisca del Pérmico Superior, Formación Sangonghe del Jurásico y Formación Toutunhe, entre las que se encuentran las areniscas de la Formación Timur. ubicado en el área de Achok en la orilla occidental del lago Aibi tiene una porosidad de 0,68 ~ 2,74 y una permeabilidad de 0,02 × 10-3 ~ 17,94 × 65438. Se desarrollan microfracturas en la Formación Timur en la mina de carbón Nanshan, pero la mayoría de ellas se han llenado, lo que las convierte en yacimientos pobres-pobres.
Los embalses del Jurásico medio y superior son generalmente areniscas de canales de ríos trenzados de ríos serpenteantes, que solo se distribuyen cerca de la mina de carbón de Kucun en el noroeste del condado de Wenquan. La arenisca de la Formación Toutunhe tiene 35,3 metros de espesor, con un contenido estacional de 57 a 76. El contenido de calcita del material intersticial es inferior a 65.438 00 a 65.438 05, que es medio-bueno.
La arenisca paleógena o neógena debería ser un buen reservorio. La arena bituminosa de Chawengbulage se llena de lodo en las grietas intergranulares de la arenisca y el contenido de asfalto puede llegar a ser de 8 a 10. Sin embargo, debido a la superficie La intemperie no puede probar la porosidad.
La porosidad efectiva de la arenisca de la Formación Wulang es mejor que la de la Formación Tomlik, con un espesor acumulado de 37,9 metros y un espesor de capa única que oscila entre unos pocos metros y 11,7 metros. Arenisca situada en el cuarto tramo de la desembocadura del río Baldesu. Es un embalse pobre. La arenisca carbonífera es un yacimiento pobre con baja porosidad y baja permeabilidad.
Según los datos del terreno y de las perforaciones, existen múltiples conjuntos de yacimientos del Pérmico, Paleógeno o Neógeno en la cuenca Jinghe. El subgrupo inferior de la Formación Changjihe está compuesto principalmente de lutita intercalada con capas de yeso. La capa de yeso puede tener hasta 2,5 m de espesor y puede usarse como capa de roca regional y local de la cuenca. Sin embargo, debido a los grandes cambios de espesor lateral y la mala estabilidad, las condiciones de la roca de cobertura son generalmente malas. Se puede ver en el mapa completo de registro de pozos del Pozo Shenjing 1 que hay múltiples conjuntos de combinaciones de arena y lutita en la Formación Shawan Paleógena o Neógena y la Formación Anji Haihe.
3. Métodos y parámetros de evaluación de recursos
Esta evaluación de recursos calculó la cantidad de recursos de la roca madre del Pérmico en Wenquan Sag de la cuenca Jinghe. Los métodos de evaluación fueron el método genético y. El método de la analogía.
(1) Razones legales
1. Método del carbono orgánico
(1) Roca madre: ya que los sistemas Carbonífero y Devónico en la cuenca Jinghe se han metamorfoseado , el pico de generación de petróleo de estos dos conjuntos de rocas generadoras puede haber sido antes de la Era Mesozoica, y la posibilidad de acumulación en etapas posteriores es menor. El cuerpo principal de la cuenca carece del Jurásico y la Formación Pérmica Timur en la Depresión de Wenquan es la mejor roca madre. La roca madre del Pérmico en la cuenca Jinghe en la depresión de Wenquan cubre un área de aproximadamente 2500 km2 y un espesor de aproximadamente 230 m.
(2) Coeficiente de recuperación de carbono orgánico: basado en la evolución madura y orgánica tipos de materia de la roca madre de la cuenca Jinghe, de El diagrama del coeficiente de recuperación de carbono orgánico muestra que el coeficiente de recuperación de carbono orgánico de la roca madre es 1,2.
(3) Tasa de producción de hidrocarburos: con base en el grado de evolución de la generación de hidrocarburos y el tipo de materia orgánica de la roca madre en la Cuenca Jinghe, se determinó que la tasa de producción de gas de la roca madre del Pérmico en la Cuenca Jinghe será de 61,4 m3/tc. La tasa de petróleo es de 34 kg/tc.
(4) Cálculo del coeficiente de migración y acumulación: el cálculo del coeficiente de migración y acumulación de petróleo del Pérmico en la cuenca Jinghe adoptó la tercera ronda de la evaluación de PetroChina "Investigación sobre parámetros clave de anatomía del área de escala y evaluación de recursos". " (2003 Los resultados del modelo estadístico de los coeficientes de migración y acumulación de petróleo y gas publicados en julio). El coeficiente calculado de migración y acumulación de petróleo crudo en la roca madre del Pérmico en la cuenca Jinghe es 2,3 (Tabla 10-45-2).
Tabla 10-45-2 Parámetros y resultados de la migración de petróleo y gas y coeficientes de acumulación de rocas generadoras del Pérmico en la Cuenca Jinghe
Uso de la "Investigación sobre parámetros clave de anatomía regional a escala" y Evaluación de Recursos" (De acuerdo con los resultados del modelo estadístico de coeficiente de acumulación y migración de petróleo y gas en julio de 2003, se calculó el coeficiente de acumulación y migración de petróleo y gas de la roca madre del Pérmico en la cuenca Jinghe. Utilizando el modelo anterior, se calcula que el coeficiente de migración y acumulación de gas natural de la roca madre del Pérmico en la cuenca Jinghe es 1,56 ‰ (Tabla 10-45-3).
Los recursos de las rocas generadoras del Pérmico en la Cuenca Jinghe se obtienen determinando los parámetros requeridos por diversas fórmulas de cálculo, como área de distribución, espesor, carbono orgánico, etc., y luego multiplicándolos por el Monte Método Carlo (Tabla 10-45-4, 10-45-5). Los recursos geológicos de petróleo en la cuenca Jinghe son 2679,72×104t y los recursos de gas natural son 33,32×108m3.
Tabla 10-45-3 Parámetros del coeficiente de migración y acumulación de gas natural y resultados de rocas generadoras del Pérmico en la cuenca Jinghe
Tabla 10-45-4 Recursos petroleros utilizando el método de carbono orgánico en Jinghe Parámetros y resultados del cálculo de la cantidad de la cuenca
Tabla 10-45-5 Parámetros y resultados del cálculo del recurso de gas natural del método de carbono orgánico de la cuenca Jinghe
Método de asfalto de cloroformo "A"
Con base en el área de distribución, el espesor, la densidad y el coeficiente de migración y acumulación de petróleo y gas de las rocas generadoras efectivas, y utilizando la fórmula de cloroformo asfalto "A" (Tabla 10-45-6), los recursos de roca generadora del Pérmico en el En la cuenca Jinghe se calculó la cantidad.
Los recursos en la cuenca del río Jinghe son 2030,87×104t.
Tabla 10-45-6 Tabla de parámetros de cálculo de los recursos del método “A” de asfalto cloroformo en la cuenca Jinghe
(2) Método de analogía
Esta evaluación de recursos La Se utilizó el método de analogía de abundancia de área. Con base en el principio del método de analogía, se seleccionó como analogía el Tiaohu Sag en la cuenca Santanghu, que tiene condiciones geológicas similares a las de la roca madre y el petróleo del Pérmico en la cuenca Jinghe y tiene un alto grado de exploración (Tabla 10-45). -7). Los recursos de la depresión de aguas termales son 2549,438 08 × 104t.
Tabla 10-45-7 Tabla de resultados de recursos analógicos de la cuenca del río Jinghe
IV. Resultados de la evaluación de recursos de petróleo y gas
Los recursos de petróleo y gas de la roca madre del Pérmico en la cuenca Jinghe se calcularon utilizando el método del carbono orgánico, el método del asfalto cloroformo "A" y el método de analogía. Ahora utilice el método Delphi para resumir las cantidades de recursos calculadas mediante diferentes métodos (Tabla 10-45-8, Figura 10-45-4). Según el método Delphi, los recursos petroleros en la cuenca Jinghe son 2385,36×104t y los recursos de gas natural son 33,17×108m3.
Tabla 10-45-8 Descripción general de los recursos de petróleo y gas en la Cuenca Jinghe
Figura 10-45-4 Resultados de la evaluación de los recursos de petróleo y gas en la Cuenca Jinghe
Perspectivas de la Cuenca Jinghe La cantidad de recursos de petróleo y gas representa el 5% de los resultados del cálculo de esta cantidad de recursos geológicos. La cantidad de recursos potenciales de petróleo es 3020,38×104t, y la cantidad de recursos potenciales de gas natural es. 40,02×108m3.
Todos los recursos de petróleo y gas de la cuenca están distribuidos en el sistema Pérmico, con poca profundidad de entierro, entorno geográfico montañoso y baja permeabilidad de los recursos de petróleo y gas.
Verbo (abreviatura de verbo) Sugerencias de exploración
Se han observado plántulas de petróleo y asfalto en el área de afloramiento de la cuenca Jinghe, lo que demuestra que ha habido una generación de petróleo y gas. proceso, pero en general la roca madre tiene la capacidad de generar hidrocarburos. La roca madre del Carbonífero limitado ha alcanzado una etapa madura, mientras que la roca madre del Jurásico tiene una alta abundancia de materia orgánica, pero el espesor del sedimento en la cuenca es delgado, el nivel de evolución de la roca generadora es muy baja y el área de distribución de la roca generadora es muy limitada, por lo que las capacidades de generación de hidrocarburos son limitadas. La principal capa objetivo de exploración en la cuenca Jinghe es el Pérmico. Las rocas generadoras tienen una baja capacidad de conversión de materia orgánica y solo se distribuyen en las depresiones de aguas termales en la cuenca Jinghe. Además, debido a los frecuentes movimientos tectónicos en la cuenca, es difícil preservar el petróleo y el gas generados históricamente por varios conjuntos de rocas generadoras en la cuenca. Las trampas, los reservorios y las condiciones de preservación en la cuenca son deficientes y el rango de condiciones favorables. Las áreas son pequeñas y el potencial de recursos de petróleo y gas previsto es pequeño. Se considera que esta cuenca es una posible cuenca de petróleo y gas con pequeños recursos de petróleo y gas y baja abundancia.
El cálculo de los recursos de roca madre del Pérmico en la cuenca muestra que los recursos geológicos totales de petróleo son 2385,36×104t y los recursos totales de gas natural son 33,17×108m3. Con cierto potencial de exploración, las trampas del Pérmico deberían ser los principales objetivos de exploración para yacimientos primarios de petróleo y gas en el futuro. Hasta el momento, las principales dificultades y riesgos de la exploración son: ① En primer lugar, no se ha identificado la roca madre. El Pérmico es la roca generadora más importante de la cuenca, pero debido a la mala calidad de los datos sísmicos, es necesario determinar más a fondo el rango de control del petróleo y las trampas estructurales favorables del Pérmico y otras rocas generadoras. (2) La cuenca Jinghe ha experimentado múltiples períodos de movimientos tectónicos. El cuerpo principal de la cuenca, el Pérmico, el Paleógeno superior y el Cuaternario, son discordantes, faltando el Triásico, el Cretácico y parte del Jurásico en el medio. Por lo tanto, cuando la roca madre entró en el período pico de generación de hidrocarburos, el petróleo y el gas generados fueron destruidos y perdidos en gran medida debido a condiciones de conservación desfavorables, y no pueden conservarse hasta el día de hoy. ③ Los estratos jurásicos están depositados en finas capas en la cuenca; Distribuido principalmente en los arenales de la parte oriental de la cuenca. La montaña está hundida. Aunque la roca madre es de buena calidad, su grado de evolución es muy bajo, su capacidad de generación de hidrocarburos es limitada y sus perspectivas de petróleo y gas no son buenas.
Resumen del verbo intransitivo
Los recursos prospectivos de petróleo y gas en la cuenca Jinghe representan 5 de los resultados del cálculo de este recurso geológico. Los recursos prospectivos de petróleo son 3020,38×104t, y el. Los recursos prospectivos de gas natural son 3020,38×104t y 40,02×108m3.
La principal capa objetivo de exploración es el Pérmico. La roca madre tiene una baja capacidad de conversión de materia orgánica y solo se distribuye en la cuenca de aguas termales de la cuenca Jinghe.